1.氫能產(chǎn)業(yè)已初步邁入商業(yè)化階段

1.1.發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)，推動(dòng)能源體系深度變革

氫能是理想的清潔能源，使用過(guò)程無(wú)污染、無(wú)碳排，與我國雙碳目標既定方向一致；良好的理化性質(zhì)使其可以參與替代化石能源，保障我國能源安全；且氫氣制取方式多樣，可以增強能源體系的靈活性和穩定性。氫能是未來(lái)能源體系變革過(guò)程中不可或缺的一環(huán)。

1.1.1.發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)與我國碳達峰碳中和目標相契合

氫能是清潔、低碳能源，在使用過(guò)程中不產(chǎn)生額外污染，也不產(chǎn)生 CO2排放。 按照氫能的制取方式，可將氫能劃分為灰氫、藍氫和綠氫：其中，（1）灰氫：從化石燃 料制取的氫氣，碳排放強度高；（2）藍氫：化石燃料制氫+CCS（即碳捕集技術(shù)）制取的 氫氣，碳排放強度低；（3）綠氫：可再生能源電解水制取的氫氣，幾乎沒(méi)有碳排放。 氫能是低碳經(jīng)濟的重要組成部分，雖然部分制氫過(guò)程可能產(chǎn)生碳排放，但未來(lái)隨著(zhù)綠氫 的推廣，氫能產(chǎn)業(yè)的碳排放預計將顯著(zhù)減少，有助于實(shí)現雙碳目標。據 IEA 預測，2021- 2050 年，氫能在全球降碳行動(dòng)中的累計貢獻度為 6%。

在碳中和背景下，碳排放是能源利用過(guò)程中需要考慮的重要問(wèn)題，我國當前面臨著(zhù)較大 的降碳壓力。2021 年 9 月，我國提出 2025、2030 及 2060 年碳達峰碳中和具體目標，其 中要求 2025 單位 GDP CO2排放比 2020 年下降 18%；而到 2030 年，要求單位 GDP CO2 排放比 2005 年下降 65%以上，CO2 排放量達到峰值。因此，發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)與我國碳達峰 碳中和目標相契合。

1.1.2.發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)能減輕我國能源對外依存度

能源是國民經(jīng)濟發(fā)展的重要支撐，能源安全直接影響到國家安全，我國能源對外依存度 較高，2021 年原油對外依存度超 70%，天然氣對外依存度超 40%。而氫氣的單位熱值為 143MJ/kg，是傳統能源汽油和天然氣的 3 倍多，同等質(zhì)量的氫氣燃燒效率更高，可在交 通運輸等領(lǐng)域替代石油等傳統能源，降低能源對外依存度，保障我國能源安全。

1.1.3.發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)可增強能源體系的靈活性和穩定性

我國風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電裝機總量增速較快，2017-2021 年 5 年間，我國風(fēng)電裝機容量 CAGR 達到 18.96%，太陽(yáng)能發(fā)電裝機容量 CAGR 達到 23.82%，清潔能源消納工作始終是做 好風(fēng)光發(fā)電的重要一環(huán)。由于氫氣的制取、儲存方式多樣，可與能源體系中的不同部門(mén) 相連接，利用氫能可以增強能源體系的靈活性和穩定性。 未來(lái)可能出現的能源體系與現有體系的最大不同在于利用不同的能源供應交運、建筑和 工業(yè)領(lǐng)域，特別是在電力、熱力、液體燃料和氣體燃料的輸配上采用不同的能源網(wǎng)絡(luò )。 當前的能源體系嚴重依賴(lài)于化石能源，而未來(lái)氫能可以聯(lián)系不同層面的基礎設施，在能 源體系中扮演關(guān)鍵角色。氫氣要體現出能源屬性，密切需要燃料電池和電解槽的發(fā)展， 二者可以實(shí)現氫能與電能的相互轉化，同時(shí)燃料電池也可以使用天然氣、甲醇等。

1.2.氫能產(chǎn)業(yè)已初步商業(yè)化，發(fā)展脈絡(luò )愈發(fā)清晰

氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展十分重要，上層規劃日益明確，我國也已開(kāi)始具備將氫能產(chǎn)業(yè)商業(yè)化的能力，產(chǎn)業(yè)結構逐漸清晰，我國有能力參與到全球氫能產(chǎn)業(yè)的建設進(jìn)程中去。

1.2.1.從中央到地方，產(chǎn)業(yè)政策持續完善

我國早在 2006 年《國家中長(cháng)期科學(xué)技術(shù)發(fā)展規劃綱要（2006-2020 年）》中就提出發(fā)展制氫制取、儲存和輸配技術(shù)，2019 年《政府工作報告》中首次提到發(fā)展加氫等基礎設施 建設。近兩年，氫能領(lǐng)域相關(guān)政策頻繁出臺，“制、儲、運、用”四大環(huán)節發(fā)展路徑日益 清晰。

我國已在氫能產(chǎn)業(yè)部分環(huán)節提出明確發(fā)展目標，今后十年我國燃料電池汽車(chē)保有量有望 達到 100 萬(wàn)輛。中國汽車(chē)工程學(xué)會(huì )發(fā)布的《節能與新能源汽車(chē)技術(shù)路線(xiàn)圖 2.0》（下稱(chēng) 《路線(xiàn)圖 2.0》）中提出，到 2025 年，我國燃料電池汽車(chē)保有量達到 10 萬(wàn)輛左右，到 2030 年達到 100 萬(wàn)輛左右；2025 年燃料電池系統產(chǎn)能超過(guò) 1 萬(wàn)套/企業(yè)，2030 年超過(guò) 10 萬(wàn)套/企業(yè)。另外，規劃中還對燃料電池汽車(chē)的冷啟動(dòng)溫度、續航里程、經(jīng)濟性、壽命和 成本等性能參數提出了發(fā)展目標，推動(dòng)燃料電池汽車(chē)產(chǎn)業(yè)商業(yè)化。

1.2.2.產(chǎn)業(yè)鏈條逐步打通，技術(shù)路線(xiàn)日漸明確

目前氫能產(chǎn)業(yè)已經(jīng)開(kāi)始形成“制、儲、運、用”四大環(huán)節，氫能的利用方式逐漸多元化。 上游制取環(huán)節，目前主要有化石能源制氫、工業(yè)副產(chǎn)氫和電解水制氫等方式；中游儲運 環(huán)節存在氣態(tài)、液態(tài)、固態(tài)等方式，加氫站等基礎設施建設也是重要部分；下游應用環(huán) 節，當前氫能主要應用在工業(yè)領(lǐng)域，未來(lái)有望擴展為交通、工業(yè)、建筑、儲能等多領(lǐng)域。

1.2.3.補貼政策思路轉變，以獎代補推動(dòng)示范群發(fā)展

新能源汽車(chē)補貼政策以購置補貼為主，近幾年補貼力度逐年退坡。2010 年，新能源汽車(chē) 補貼政策以動(dòng)力電池組能量來(lái)確定補助金額。到 2013 年，國家逐漸確定了完整連續的補 貼政策，即以純電續駛里程為標準，2013 年最高額的補助金額為每輛 6 萬(wàn)元，實(shí)現這一 金額的標準為純電動(dòng)續駛里程大于等于 250 公里。2014 年、2015 年補助標準分別在 2013 年的基礎上減少 10%、20%。到 2016 年最高額的補助金額為每輛 4.4 萬(wàn)元，較 2013 年下降了 26.7%。此后的兩年間政策穩定，到 2019 年出現明顯政策退坡趨勢，最高額的 補助金額為每輛 2.5 萬(wàn)元，且實(shí)現這一金額的標準也上升到純電動(dòng)續駛里程大于等于 400 公里。2020 年這一數額進(jìn)一步減少到 2.25 萬(wàn)元每輛，2021 年減少到 1.26 萬(wàn)元每輛。

氫能、燃料電池領(lǐng)域補貼政策近兩年出現轉變，以獎代補、積分制等新形式出現。在 2020 年以前氫燃料電池的補貼政策與新能源汽車(chē)類(lèi)似，都是分車(chē)型制定相應補助標準。 2020 年出臺《關(guān)于開(kāi)展燃料電池汽車(chē)示范應用的通 》后， 2021 年又相 推出了 5 示 范城市群。此后，氫能源燃料電池的補貼政策傾向于使用以獎代補、積分制等新手段。對比來(lái)看，相較于新能源汽車(chē)單一的車(chē)輛購置補貼政策，氫能產(chǎn)業(yè)補貼政策構建了涉及 企業(yè)、產(chǎn)業(yè)、研發(fā)、推廣、標準制定等全覆蓋的補助體系。

1.3.全球氫能產(chǎn)業(yè)2060年前瞻：清氫社會(huì )，碳和未來(lái)

全球社會(huì )在碳中和背景下，也已經(jīng)開(kāi)始布局氫能產(chǎn)業(yè)，部分歐美國家走在發(fā)展前列。展 望未來(lái)，可再生能源電解水制氫成本或將顯著(zhù)降低，化石能源制氫將逐漸被可再生能源 制氫取代。加氫站等基礎設施建設提速，據前瞻產(chǎn)業(yè)研究院測算，2026 年全球加氫站數 量或接近 2020 年的 4 倍。IEA 報告顯示，各國氫儲能項目基本都預計在 2030 年前陸續 啟動(dòng)。

1.3.1.全球氫能產(chǎn)業(yè)現狀概述

當前全球制氫技術(shù)以化石能源制氫為主，天然氣、煤炭、石油制氫的比例合計為78.6%。工業(yè)副產(chǎn)氫為第二大制氫方式，占比21%，CCUS技術(shù)的運用以及電解水制氫的比例都很微小。

電解水制氫作為未來(lái)理想的制氫方式，2020 年全球裝機規模已達到 290.68MW，2015- 2020 年裝機規模 CAGR 達到 12%。 分地區來(lái)看，歐洲電解水制氫規模最大，2020 年為 116.36MW；我國在過(guò)去幾年開(kāi)始逐 步推進(jìn)電解水制氫示范項目，2018-2020 年裝機規模從 1.84MW 快速提升至 23.47MW。 目前電解水制氫方式中，堿性電解槽制氫仍然是主流，2020 年全球范圍內裝機量為175.76MW；但 2018 年以來(lái)質(zhì)子交換膜電解槽裝機量規模提升較快，2020 年已達 89.26MW。在燃料電池汽車(chē)推廣和加氫站建設方面，2020 年全球燃料電池汽車(chē)共 3.48 萬(wàn)輛，加氫站 共 540 座。其中，中、美、日、韓、德 國發(fā)展較快， 燃料電池汽車(chē)數量合計占全球 95% （ 占 比 分 別 為 24%/27%/12%/29%/3% ）， 合 計 加 氫 站 數 量 占 全 球 79% （ 占比分別為 16%/12%/25%/9%/17%。

1.3.2.全球氫能產(chǎn)業(yè)展望

展望未來(lái)，全球氫能需求預計將快速提升，其增量需求主要來(lái)源于氫能在傳統煉化和工 業(yè)領(lǐng)域之外的應用，如交通運輸、電力、建筑等。據 IEA 預測，到 2030 年，全球氫能需 求將超過(guò) 2.1 億噸，相比 2020 年的 8848 萬(wàn)噸增長(cháng) 137.97%，年化增長(cháng)率為 9.06%. 氫能制取方面，2020-2030 年 CCUS 技術(shù)和電解水制氫技術(shù)預計也有較快增長(cháng)，IEA 預測 2030 年化石能源制氫+CCUS 規模預計將達到 6899 萬(wàn)噸，電解水制氫規模預計將達到 7972 萬(wàn)噸，兩類(lèi)制氫方式合計占比將超過(guò) 70%，擺脫化石能源制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫為主的 現狀。

據 IEA 預測，2019-2060 年，全球可再生能源電解水制氫成本將從 3.2~7.7 美元/kg 下降 到 1.3~3.3 美元/kg，制氫成本更具優(yōu)勢。同時(shí)，未來(lái)隨著(zhù)碳捕集技術(shù)的發(fā)展，制氫過(guò)程 將會(huì )更加清潔環(huán)保，2019-2070 年，碳捕集量將從 8 百萬(wàn)噸增加至 19 億噸。從各國的制氫規劃項目來(lái)看，2015 年之后電解法制氫成為主流，主要擬實(shí)施的方案為質(zhì) 子交換膜電解槽、堿性電解槽和固體氧化物電解槽。規劃中的化石能源制氫項目，也都 輔以 CCUS 技術(shù)，以減輕制氫項目的碳排放強度。

全球主要國家已出臺加氫站規劃建設目標，據前瞻產(chǎn)業(yè)研究院預計，2021-2026 年全球 加氫站數量將維持高增長(cháng)態(tài)勢，到 2026 年將達到 2110 座，CAGR 為 25%。并且，很多國 家已開(kāi)始著(zhù) 布局氫儲能產(chǎn)業(yè)，荷蘭、瑞典、德國、法國、英國、美國等國家將在 未來(lái) 幾年布局多 氫儲能項目。

2.氫能應用體系：能源屬性越來(lái)越受關(guān)注

現階段，氫氣主要用作工業(yè)原料，但在發(fā)電、供熱、交通燃料等領(lǐng)域有巨大發(fā)展潛力。 目前，全世界的氫氣產(chǎn)量約為 70Mt/a，主要消費為石油煉制、化工原料，氫氣作為能源 的應用比例尚不足 1%。

2.1.拓寬氫能應用領(lǐng)域的重要方向——燃料電池汽車(chē)產(chǎn)業(yè)

2.1.1.燃料電池汽車(chē)產(chǎn)業(yè)尚在示范推廣期

燃料電池汽車(chē)是氫能產(chǎn)業(yè)的重要下游應用之一，燃料電池汽車(chē)產(chǎn)業(yè)鏈上游主要是氫氣制 儲運及加氫站，為燃料電池汽車(chē)提供必要的能源；中游主要是燃料電池汽車(chē)零部件，其 中燃料電池系統及燃料電池電堆是最核心的部件。

氫燃料動(dòng)力電池系統作為能量轉化裝置的一種，從理論上來(lái)講，只需要連續供 燃料， 氫燃料動(dòng)力電池系統便能連續發(fā)電，被譽(yù)為是繼水力、火力、核電之后的 四代發(fā)電技 術(shù)。燃料電池系統的核心部件是燃料電池電堆，其基本工作原理可總結為以下幾 環(huán)節： ①氫流入電極后被分離為質(zhì)子和電子；②電子圍繞電路運動(dòng)，從而產(chǎn)生電流，電流為電 動(dòng)機供電；③質(zhì)子穿過(guò)薄膜再次與電子結合，并與外面空氣中的氧結合；④排放物只產(chǎn) 生水蒸氣和熱能。

與純電動(dòng)汽車(chē)、傳統燃油車(chē)相比，燃料電池汽車(chē)具有燃料熱值高、溫室氣體排放低、燃 料加注時(shí)間短、續航里程高等優(yōu)點(diǎn)，較適用于中長(cháng)距離或重載運輸。同時(shí)，燃料電池汽 車(chē)對低溫性能要求較高、動(dòng)力系統成本較高、加之基礎設施稀缺等劣勢，目前尚未實(shí)現 大規模推廣，有待未來(lái)進(jìn)一步改善。

目前我國燃料電池汽車(chē)產(chǎn)業(yè)還處在示范推廣階段，商業(yè)化程度不足，燃料電池汽車(chē)產(chǎn)銷(xiāo) 規模較小。2017-2021 年，我國燃料電池汽車(chē)產(chǎn)銷(xiāo)量波動(dòng)幅度較大，2021 年共生產(chǎn) 1777 輛，銷(xiāo)售1586 輛。 截至 2022 年 4 月，我國氫能在交通領(lǐng)域的應用以客車(chē)和重卡為主，正在運營(yíng)的以氫燃料 電池為動(dòng)力的車(chē)輛數量超過(guò) 6000 輛，約占全球運營(yíng)總量的 12%。

2.1.2.當前燃料電池汽車(chē)購置成本高企，商業(yè)化能力不足

我燃料電池汽車(chē)推廣取得初步成效，2015年來(lái)累計產(chǎn)銷(xiāo)約1萬(wàn)輛。2015 年至 2022 年6 月，我國累計制造燃料電池汽車(chē)10314輛，銷(xiāo)售 9637 輛，多數為政策推動(dòng)下的示范項目建設成果，其中，商用車(chē)為燃料電池汽車(chē)主要車(chē)型。作為近幾年燃料電池汽車(chē)主流推廣方向，燃料電池商用車(chē)具有加注時(shí)間短、續駛里程長(cháng)、無(wú)污染、零排放及環(huán)境適應性強等優(yōu)點(diǎn)。

當前燃料電池汽車(chē)的購置成本還較高，尚不具備完全商業(yè)化的能力。以推廣數量較多的 年份 2020 年為例，多數訂單公交車(chē)均價(jià)在 200-300 萬(wàn)元/輛，價(jià)格較高。而國內燃料電 池乘用車(chē)推廣數量稀少，報價(jià)難以查找，以豐田 Mirai 燃料電池乘用車(chē)為例，2022 年豐 田 出的起步價(jià)為 49500 美元/輛，每輛約合人民幣 30 萬(wàn)元以上，同比主流純電汽車(chē)如 特斯拉 Model 3、比亞迪漢 EV 等車(chē)型 20 余萬(wàn)元/輛的價(jià)格，燃料電池乘用車(chē)價(jià)格還較高。

2.1.3.電堆成本在燃料電池系統中占比最高，規模效應及技術(shù)改進(jìn)可促使電堆成本下降

燃料電池汽車(chē)主要由車(chē)身、燃料電池電堆、儲氫系統、空氣供 系統等構成，燃料電池 電堆在當前燃料電池汽車(chē)成本中占比最高，達到 30%。燃料電池電堆的主要組件為雙極板、 質(zhì)子交換膜、催化劑、氣體擴散層等，其中膜電極（質(zhì)子交換膜、催化劑與氣體擴散層） 的成本占比最高，為 58%。

當前電堆成本高企的主要原因，一是國內氫能產(chǎn)業(yè)尚未達到產(chǎn)業(yè)化，燃料電池電堆生產(chǎn) 沒(méi)有獲得規模效應；二是關(guān)鍵部件的生產(chǎn)制造工藝還不成熟，部分核心組件依賴(lài)進(jìn)口， 因而成本較高。燃料電池電堆的成本是燃料電池系統及整車(chē)成本優(yōu)化的關(guān)鍵。隨著(zhù)制造 工藝持續 新、材料不斷優(yōu)化及規?；慨a(chǎn)效應帶來(lái)量產(chǎn)成本的降低，燃料電池電堆的 成本在未來(lái)仍有較大的下降空間。

（1）質(zhì)子交換膜：在電堆中的成本占比達 16%，以 ePTFE 復合膜為例，其成本組成主要 包含材料成本（全氟磺酸樹(shù)脂、ePTFE 基質(zhì)、添加劑）和制造成本兩大方面。由于全氟磺 酸樹(shù)脂膜中全氟物質(zhì)的合成和磺化制作工藝復雜且周期較長(cháng)，其制造工藝成本約占質(zhì)子 交換膜總成本的 85%，所以制造工藝提升是顯著(zhù)降低成本、提高膜性能的關(guān)鍵與難點(diǎn)。未 來(lái)質(zhì)子交換膜成本將隨著(zhù)批量化制造工藝的優(yōu)化 而降低。

（2）氣體擴散層（碳紙）：在電堆中的成本占比達 21%，成本構成主要是原材料（碳纖維 紙/布）和制造成本兩大部分，由于碳紙在微孔層、石墨化工序中工藝相對復雜，設備投 入大，故成本居高不下，碳紙的制造成本約占總成本的 83.6%。未來(lái)碳紙的成本將隨著(zhù)批量化生產(chǎn)及生產(chǎn)工藝的優(yōu)化而降低。（3）金屬雙極板：成本構成主要包括原材料成本、制造成本及涂層成本，其成本將隨著(zhù) 制造工藝、涂層技術(shù)的優(yōu)化及批量化生產(chǎn)的實(shí)現 而降低。

（4）催化劑：成本 60%以上來(lái)自原材料，尤其是貴金屬 Pt 的成本，所以催化劑很難通過(guò) 規?；慨a(chǎn)實(shí)現成本降低，只能通過(guò)技術(shù)革新進(jìn)一步降低 Pt 用量、開(kāi)發(fā)低 Pt 甚至無(wú) Pt 催化劑來(lái)降低對貴金屬的依賴(lài)，從而實(shí)現催化劑成本的降低?？偨Y來(lái)看，燃料電池電堆隨著(zhù)未來(lái)批量化生產(chǎn)和工藝技術(shù)的發(fā)展， 理論降本幅度可達約 84%；其組件如質(zhì)子交換膜、氣體擴散層的降本幅度有望超過(guò) 90%，金屬雙極板降本幅度 有望達到 75%左右，催化劑降本幅度則有望達到 50%左右。

另?yè)?IEA 預測，隨著(zhù)規?；a(chǎn)和工藝技術(shù)的進(jìn)步，2030 年燃料電池乘用車(chē)成本將與純 電動(dòng)汽車(chē)、燃油車(chē)等其他乘用車(chē)成本持平，其中燃料電池系統的成本將從 2015 年的 30200 美元/輛降低到 2030 年的 4300 美元/輛，單位成本則有望從 2015 年的 380 美元 /kW 降低到 2030 年的 54 美元/kW，降本幅度達 86%，是燃料電池汽車(chē)降本的主要推動(dòng)力。

2.1.4.燃料電池還具備多重應用場(chǎng)景

當前氫燃料電池的應用場(chǎng)景雖多集中于商用車(chē)領(lǐng)域，但其他交通與非交通應用場(chǎng)景同樣 具有發(fā)展潛力，如便攜式電池、發(fā)電和建筑儲能領(lǐng)域。如 Plug Power 推出的氫能叉車(chē)早 在 2002 年面世；HES energy system 于 2018 年推出了 HYCOPTER 氫燃料無(wú)人機； Horizon 于 2011 年推出了戶(hù)外使用的燃料電池 電寶；以及斗山于 2020 年建成的氫燃料 發(fā)電廠(chǎng)和日本 NEDO 推出的商業(yè)化 SOFC 熱電聯(lián)產(chǎn)系統 ENE-FARM typeS。

2.2.燃料電池電堆核心部件——膜電極

膜電極（MEA）是質(zhì)子交換膜燃料電池（PEMFC）以及質(zhì)子交換膜水電解（PEMWE）的 核心部件，是燃料電池內部能量轉換的場(chǎng)所，一般由質(zhì)子交換膜（PEM）、陰陽(yáng)極催化層 （CL）和陰陽(yáng)極氣體擴散層（GDL）組成。膜電極承擔燃料電池內的多相物質(zhì)傳輸（包括 液態(tài)水、氫氣、氧氣、質(zhì)子和電子傳輸），通過(guò)電化學(xué)反應，負責將燃料氫氣的化學(xué)能轉 換成電能。膜電極的性能和成本影響甚至決定 PEMFC 的性能、壽命及成本。 具備高效多 相傳輸能力的膜電極，能極大地提高 PEMFC 的性能，減少電堆系統的輔機消耗，從而降 低電堆成本，并提高電堆系統的可靠性。過(guò)去幾年，國內市場(chǎng)膜電極出貨量穩步增長(cháng)， 2018、2019、2020 年出貨量分別為 0.76、2.27、3.68 萬(wàn) m 2，2020 年同比增長(cháng)超 60%。

膜電極作為質(zhì)子交換膜水電解技術(shù)的關(guān)鍵核心部件，對水電解制氫的性能、效率、壽命 和成本起著(zhù)關(guān)鍵性的作用。根據萬(wàn)年坊《質(zhì)子交換膜水電解制氫膜電極研究進(jìn)展》，我們 對質(zhì)子交換膜、催化層、氣體擴散層和膜電極制備分別展開(kāi)介紹： 1）在膜電極的核心部件中，質(zhì)子交換膜應具有高質(zhì)子傳導性、低氣體滲透率、高機械強 度和結構強度、良好的熱和化學(xué)穩定性、高耐性等。全氟磺酸膜（ PFSA）是常用的商 業(yè)化電解水制氫用質(zhì)子交換膜。該膜具有疏水性的碳氟主鏈和親水性的磺酸端基側鏈， 其中有代表性的是杜邦（科慕）公司的 Nafion 系列膜。

2）催化層主要由電催化劑、質(zhì)子傳導離聚物和孔隙結構組成，是進(jìn)行電化學(xué)反應的核心 場(chǎng)所，其中電催化劑是影響 PEMWE 活化極化性能的主要因素。目前工業(yè)上選用的 PEM 電解槽陰極催化劑以銥黑和 IrO2為主，銥用量往往在幾 mg/cm2數量級；陰極催化劑目 前一般使用 Pt 基催化劑，如 Pt 質(zhì)量分數為 20~60%的 Pt/C 催化劑，陰極的貴金屬載量約 為 0.3~0.6mgPt/cm2。

3）氣體擴散層位于催化層和雙極板之間，作為水的供給和生成氣體的排放通路以及電子 的傳輸通路，直接影響水電解反應的濃差極化和歐姆極化。多孔傳輸層既要有豐富的連 續孔道結構，有利于水和析出的氣體的擴散傳遞，又要有較好的導電性能，以降低歐姆 極化。陽(yáng)極側多孔傳輸層在高電位酸性環(huán)境下，一般由抗腐蝕的鈦金屬制成，比如粉末 燒結鈦片、纖維燒結鈦氈及鈦網(wǎng)等，其表面可以進(jìn)行貴金屬涂層處理，以降低接觸電阻。 陰極傳輸層可以選擇質(zhì)子交換膜燃料電池中常用的碳基材料，比如多孔碳紙。使用不銹 鋼作為陽(yáng)極傳輸層材料具有比鈦低的成本，但容易發(fā)生腐蝕問(wèn)題。

4）膜電極常用制程有三種，分別為 GDE 制程、轉印制程和 CCM 制程。其中 GDE 制程通 過(guò)將催化劑漿料涂布在氣體擴散層上，再壓合到質(zhì)子交換膜上形成膜電極結構；轉印制 程通過(guò)將催化劑漿料涂布在轉 材上，再將轉 材料上的催化劑層熱轉印到質(zhì)子交換膜 上，再與氣體擴散層熱壓成為膜電極結構；CCM 制程通過(guò)將催化劑漿料直接涂

隨著(zhù)可再生能源制氫規模擴大，PEM 電解槽的開(kāi)發(fā)趨勢是想大型化兆瓦級發(fā)展，國際上 Cummins、ITM Power、Nel、Siemens、Plug Power 等公司已推出商業(yè)化 MW 級別的 PEM 電解槽。大面積膜電極活性面積和周邊區域的高比例可以降低電解槽的材料成本。 大的電解槽需要開(kāi)發(fā)大面積的膜電極，車(chē)用燃料電池膜電極一般為數百平方厘米，而 MW 級大型 PEMWE 用膜電極面積可達數千平方厘米，這就帶來(lái)了一些膜電極催化層制備 技術(shù)、生產(chǎn)設備以及與大面積膜電極相匹配的擴散層、雙極板流場(chǎng)設計技術(shù)的挑 ，需 要控制和優(yōu)化大面積膜電極的制備過(guò)程中催化層的均勻性、運行過(guò)程中電流密度分布的 一致性以及優(yōu)化電解槽的熱管理等問(wèn)題。

2.3.鋼鐵工業(yè)的減碳方式——氫冶金

碳冶金是鋼鐵工業(yè)代表性的發(fā)展模式，冶煉的基本反應式為Fe2O3+3CO=2Fe+3CO2，碳 作為還原劑并生成產(chǎn)物二氧化碳。氫冶金即用氫氣取代碳作為還原劑和能量源煉鐵，基本反應式為Fe2O3+3H2=2Fe+3H2O，氫氣充當了還原劑且產(chǎn)物是水，二氧化碳的排放量為零。

目前，氫冶金技術(shù)和工藝的主要研發(fā)應用方向為高爐富氫冶煉工藝和非高爐氫基還原工 藝。其中，高爐富氫冶煉是對高爐煉鐵工藝的改進(jìn)，通過(guò)向高爐噴吹富氫介質(zhì)，以氫還 原部分取代碳還原，達到減碳的目的，實(shí)現部分氫冶金，應用較多的主要有焦爐煤氣和 天然氣。由于焦炭在高爐中的骨架作用不能被替代，高爐富氫冶煉無(wú)法實(shí)現零碳排放， 逐漸發(fā)展出了非高爐氫基還原工藝以擺脫對化石能源的依賴(lài)。非高爐氫基還原工藝包括 氫基直接還原工藝、氫基熔融還原工藝、氫等離子還原工藝，研究較多的氫基豎爐直接 還原工藝是使用氫氣作為還原劑，在豎爐中將球團礦直接還原成海綿鐵，最大程度擺脫 碳還原劑的束縛。

根據張真和杜憲軍的研究，2020 年我國鋼鐵行業(yè)碳排放 18 億噸，按照 2030 年減碳 30% 目標，需減排 5.4 億噸。將 2030 年的減排任務(wù)分解為產(chǎn)量減少、能效提升、廢鋼使用等 環(huán)節。綜合我國鋼鐵行業(yè)政策規劃及數據分析，預計到 2030 年，產(chǎn)量減少貢獻減碳量的 16.7%，廢鋼使用貢獻減碳量的 20%，能效提升貢獻減碳量的 10%。減排缺口為 53.3%，即 存在 2.88 億噸二氧化碳的減排缺口。假設其中 13%-18%的碳排放缺口，即 0.37 億 -0.52 億噸二氧化碳減排任務(wù)由氫冶金完成。經(jīng)計算，得到 2030 年氫冶金產(chǎn)量為 0.21 億 -0.29億噸，約占全國鋼鐵總產(chǎn)量的 2.3%-3.1%。根據日本鋼鐵協(xié)會(huì )的估算，還原生產(chǎn) 1 噸生鐵 需氫1000立方米，計算得出 2030 年基于氫冶金的氫氣需求約為 191 萬(wàn)-259 萬(wàn)噸。

根據張真和杜憲軍的研究，預測到 2050 年，鋼鐵需求降低帶來(lái)的減碳量為 35%，廢鋼利 用率提升帶來(lái)的減碳量為 23%，技術(shù)帶來(lái)的能耗提升減碳量為 10%，我國還存在減排缺口 32%，以現在 18 億噸的碳排放量計算，到 2050 年碳排放缺口為 5.76 億噸。碳排放缺口 需要采用碳捕集吸收利用方式及氫冶金等手段達成。根據氫冶金成本變化、技術(shù)成熟度 及氫資源可用性等因素影響，估算到 2050 年，30%-35%的碳排放缺口即 1.73 億-2.02 億 噸二氧化碳減排任務(wù)由氫冶金完成。經(jīng)計算，得到 2050 年氫冶金鋼產(chǎn)量為 0.96 億-1.12 億噸，占全國鋼鐵行業(yè)年生產(chǎn)總量的 14%-16%，進(jìn)一步計算得到 2050 年基于氫冶金的氫 氣需求約為 852 萬(wàn)-980 萬(wàn)噸。

經(jīng)濟性是制約氫冶金推廣發(fā)展的關(guān)鍵因素，影響氫冶金成本的可變因素主要是氫氣成本 和碳稅價(jià)格。根據張真和杜憲軍的研究，以氫氣直接還原鐵和長(cháng)流程高爐煉鐵比較，只 考慮氫氣和焦炭的成本，可得出氫冶金的競爭性成本優(yōu)勢。生產(chǎn)一噸鐵需焦 炭 340 千克，生產(chǎn)一噸鐵需氫氣 89 千克（以日本鋼鐵協(xié)會(huì )估算）。生產(chǎn)一噸鐵所需焦炭 成本為 680 元，二氧化碳排放量 1.25 噸。不考慮碳稅情況下，氫氣成本為 7.65 元/千克 時(shí)，焦炭煉鐵和氫煉鐵成本才能相當。以焦爐煤氣提純后的氫氣成本 15 元/千克計算，生 產(chǎn)一噸鐵成本就為 1335 元，相應碳稅為 524 元/噸時(shí)，兩者成本才能持平。當碳稅為 200 元/噸，氫氣成本需低于 10.45 元/千克時(shí)，氫冶金才更具有成本優(yōu)勢。預計到 2030 年， 綜合考慮碳稅成本后，綠氫有望具備與傳統焦炭煉鐵方式相當的成本優(yōu)勢。

在考慮碳交易的背景下，碳價(jià)越高、電力價(jià)格越低，氫冶金越具有成本優(yōu)勢。隨著(zhù)碳稅 價(jià)格的提高，氫冶金成本對氫的價(jià)格包容度越高。根據張真和杜憲軍的研究，預計到 2030 年，碳稅在 200-250 元/噸。氫冶金在 930-993 元/噸具有成本優(yōu)勢，由此計算出， 氫冶金在氫成本小于 10.45-11.15 元/千克時(shí)，成本優(yōu)勢顯現。以 2030 年氫成本 11.15 元/ 千克、每電解生成 1 立方米氫氣需要 4.5 千瓦時(shí)電、電力成本占總成本的 70%推算，電力 成本為 0.146 元/千瓦時(shí)，綠氫直接還原鐵的成本競爭力開(kāi)始突顯?？梢灶A測，伴隨可再 生能源供 給的不斷增加，綠色電價(jià)降低將會(huì )在可再生能源豐富的區域率 實(shí)現，氫冶金 的應用推廣價(jià)值隨之呈現，鋼鐵企業(yè)會(huì )優(yōu)選此類(lèi)地區開(kāi)展綠氫規?；瘹湟苯鹗痉稇庙?目。

2.4.綠氫耦合煤化工——氫化工

目前我國更多依賴(lài)化石能源制氫，再將氫氣應用于化工生產(chǎn)過(guò)程中，但這不可避免地會(huì ) 增加能耗水耗和排放大量二氧化碳。而用可再生能源制備綠氫耦合煤化工，制氫成本已 能做到與化石能源制氫成本接近，可以部分替代煤制氫，減少碳排放。以寶豐能源在寧 東基地規劃建設的高端煤基新材料循環(huán)經(jīng)濟產(chǎn)業(yè)鏈為例，其開(kāi)創(chuàng )了集“煤 ——焦——氣 ——甲醇——烯烴——聚乙烯——聚丙烯——精細化工——新能源”于一體的循環(huán)經(jīng)濟 產(chǎn)業(yè)集群。其中新能源生產(chǎn)的綠電的度電成本約控制在 0.068 元，制氫系統電耗每標方約 為 4.8 度，綠氫的綜合成本可降至每標方 0.7 元，與目前化石能源制氫成本每標方 0.6 元 接近。寶豐能源的太陽(yáng)能電解制氫儲能及應用示范項目年可新增減少煤炭資源消耗約 38 萬(wàn)噸、年新增減少二氧化碳排放約 66 萬(wàn)噸、年新增消減化工裝置碳排放總量的 5%，綜合 效益顯著(zhù)。

3.氫能供應體系：清潔制氫模式或開(kāi)啟長(cháng)足發(fā)展，多領(lǐng)域有待突破

3.1.制氫環(huán)節，需平衡制氫成本與碳排放強度

3.1.1.制氫路徑多樣，電解水制氫發(fā)展潛力大

當前主流的制氫方式有化石能源制氫、工業(yè)副產(chǎn)氫和電解水制氫，我國化石能源制氫尤 其是煤制氫規模最大。具體來(lái)分，化石能源制氫包括煤制氫、石油制氫和天然氣制氫， 工業(yè)副產(chǎn)氫主要是氯堿、甲醇、合成氨企業(yè)生產(chǎn)過(guò)程副產(chǎn)氫，可再生能源電解水制氫則 包括堿性、PEM、SOEC 等多種方式。據中國氫能聯(lián)盟數據，2018 年我國煤制氫規模約 1000 萬(wàn)噸，占制氫總量的 40%；工業(yè)副產(chǎn)氫規模約 800 萬(wàn)噸，占制氫總量的 32%；而電 解水制氫規模還較小，約 100 萬(wàn)噸，占制氫總量的 4%。

作為制氫方式的主流，化石能源制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫的制氫技術(shù)相對成熟、制氫成本相對較低，而電解水制氫作為市場(chǎng)看好的發(fā)展方向，尚未實(shí)現規?；瘧?，成本較高。但化石能源制氫與工業(yè)副產(chǎn)氫也有一定缺點(diǎn)，如化石能源制氫面臨較嚴峻的碳排放問(wèn)題，且粗氣中雜質(zhì)氣較多，需要進(jìn)行提純操作，長(cháng)遠來(lái)看化石能源的儲量也有限；工業(yè)副產(chǎn)氫則依賴(lài)于焦爐煤氣、化肥工業(yè)、氯堿、輕烴利用的工業(yè)過(guò)程，無(wú)法作為大規模集中化的氫能供應源。相比而言，電解水制氫的工藝過(guò)程簡(jiǎn)單，制氫過(guò)程無(wú)碳排放，且易于可再生能源結合，發(fā)展潛力較大。

3.1.2.碳中和背景下，降低可再生能源電解水制氫成本是關(guān)鍵

我國煤炭資源豐富，煤制氫技術(shù)成熟、制氫規模較大，因而目前成本最低。根據曹軍文 等學(xué)者的研究，對比來(lái)看，當前煤制氫成本為 6~10 元/kg，為各類(lèi)制氫方式中成本最低 的；工業(yè)副產(chǎn)氫技術(shù)也較成熟，制氫成本在 10~16 元/kg；電解水制氫成本還較高，如使 用電網(wǎng)電力的堿性電解槽制氫成本在 30~40 元/kg，其成本是煤制氫成本的 3~6 倍；其他 制氫方式普遍還不成熟。 但雙碳背景下，碳排放問(wèn)題越來(lái)越受重視，單純的煤制氫等化石能源制氫方法因碳排放 強度較高，不適合作為未來(lái)制氫方式的主流方向。

3.1.3.煤制氫+CCUS可作為有益過(guò)渡方式，在一定時(shí)期內平衡制氫成本與碳排放強度

以航天長(cháng) 化學(xué)工程股份有限公司 HT-L 高壓粉煤氣化項目為例，年產(chǎn)量 400000km3的煤 制氫過(guò)程中，制氫成本約為 10.9 元/kg，生產(chǎn)成本中制造費用占比最大。但煤制氫項目的 碳排放強度較高，氫氣綜合成本隨碳價(jià)的變化而變動(dòng)明顯。據殷雨田等的測算，如果考 慮碳稅價(jià)格為 175 元/kg，煤制氫的氫氣綜合成本將達到約 15.5 元/kg，碳稅成本占比將 近 1/3，且成本高于天然氣制氫附加碳稅的氫氣綜合成本。

因此有必要考慮利用 CCUS 技術(shù)消除煤制氫過(guò)程中產(chǎn)生的 CO2，以減少碳排放、節約碳稅， 但當前 CCUS 技術(shù)成本還較高，煤制氫+CCUS 成本可能高于煤制氫+碳稅成本。并且， CCUS 技術(shù)不能完全消除 CO2，若剩余部分的 CO2 也要承擔碳稅成本，則當前煤制氫 +CCUS 成本可能更高。 據中國電動(dòng)汽車(chē)百人會(huì )，結合 CCUS 的煤制氫將增加 130%的運營(yíng)成本以及 5%的燃料和投 資成本，增加約 1.1 元/Nm3。當煤炭?jì)r(jià)格在 200~1000 元/噸之間時(shí)，煤制氫成本約為 7~12 元/kg；而煤制氫+CCUS 成本約為 20~25 元/kg，高于煤制氫+碳稅成本。

3.1.4.工業(yè)副產(chǎn)氫+PSA提純?yōu)楫斍拜^具潛力的另一過(guò)渡方式

副產(chǎn)氫主要作為化工過(guò)程的副產(chǎn)品或放空氣，可作為近期低成本的分布式氫能供應源， 一般副產(chǎn)氫生產(chǎn)成本在 0.8~1.5 元/Nm3 之間。由于副產(chǎn)氫氣通常純度不高，因此需要附 加部分提純成本，通常為 0.1~0.5 元/Nm3。綜合來(lái)看，當前工業(yè)副產(chǎn)氫+PSA 提純的成本 為 0.83~2 元/Nm3之間，也即 9.96~24 元/kg，成本與煤制氫+碳稅或煤制氫+CCUS 基本 相當。

3.1.5.大規模應用可再生能源電解水制氫為最終目標，降低用電成本為有效途徑

目前堿性電解技術(shù)（AEC）、質(zhì)子交換膜電解技術(shù)（PEMEC）和固體氧化物電解技術(shù) （SOEC）被廣泛應用與研究。 其中，AEC 已經(jīng)實(shí)現大規模工業(yè)應用，國內關(guān)鍵設備主要性能指標均接近國際 進(jìn)水平， 設備成本較低，單槽電解制氫產(chǎn)量較大，易適用于電網(wǎng)電解制氫。 PEMEC 國內較國際 進(jìn)水平差距較大，體現在技術(shù)成熟度、裝置規模、使用壽命、經(jīng)濟 性等方面，國外已有通過(guò)多模塊集成實(shí)現百兆瓦級 PEM 電解水制氫系統應用的項目案例。 其運行靈活性和反應效率較高，能夠以最低功率保持待機模式，與波動(dòng)性和隨機性較大 的風(fēng)電和光伏具有良好的匹配性。

SOEC 的電耗低于 AEC 和 PEMEC，但尚未廣泛商業(yè)化，國內僅在實(shí)驗室規模上完成驗證 示范。由于 SOEC 電解水制氫需要高溫環(huán)境，其較為適合產(chǎn)生高溫、高壓蒸汽的光熱發(fā)電 等系統。

為計算電解水制氫的成本，我們分別對堿性電解槽制氫和質(zhì)子交換膜電解槽制氫作出如 下假設：①1000Nm3 /h 堿性電解槽成本 850 萬(wàn)元，不含土地費用，土建和設備安裝成本 150 萬(wàn)元；1000Nm3 /h 質(zhì)子交換膜電解槽成本3000萬(wàn)元，不含土地費用，土建和設備安 裝成本 200 萬(wàn)元。②每 1m 3氫氣消耗原料水 0.001t，冷卻水 0.001t，水價(jià) 5 元/t。③設備 折舊期限 10 年，土建及安裝折舊期限 20 年，采用直線(xiàn)折舊法，無(wú)殘值。四工業(yè)用電價(jià) 格 0.4 元/kWh，堿性電解槽每 1m 3氫氣耗電 5kWh，質(zhì)子交換膜電解槽每 1m 3 氫氣耗電 4.5kWh。⑤年運行時(shí)長(cháng) 2000h，年制氫 200 萬(wàn) Nm 3。⑥人工成本和維護成本 40 萬(wàn)元/年。

據如上假設，計算可得堿性電解槽制氫成本和質(zhì)子交換膜電解槽制氫成本分別為 31.91 元 /kg、42.50 元/kg，用電成本和折舊成本占比最大。堿性電解槽制氫成本中，用電成本占 比 74.8%，折舊成本占比 17.%；質(zhì)子交換膜電解槽制氫成本中，用電成本占比 50.6%，折 舊成本占比 43.5%。

由于用電成本在電解水制氫成本中占比最大，因此就目前而言，降低用電成本應當是降 低電解水制氫成本的最有效途徑。若利用可再生能源供電的電價(jià)下降到 0.15 元/kWh，對 應堿性電解槽和質(zhì)子交換膜電解槽制氫成本將分別下降到約 17、29 元/kg，與煤制氫+碳 稅或煤制氫+CCUS 的成本接近。

3.2.儲運環(huán)節，國產(chǎn)化空間廣闊

3.2.1.氫儲能——高壓氣態(tài)儲氫方式為當前主流，儲氫瓶市場(chǎng)或迎來(lái)快速發(fā)展

根據氫的物理特性與儲存行為特點(diǎn)，可將各類(lèi)儲氫方式分為：壓縮氣態(tài)儲氫、低溫液態(tài) 儲氫、液氨/甲醇儲氫、吸附儲氫（氫化物/液體有機氫載體（LOHC））等。壓縮氣態(tài)儲氫， 以其技術(shù)難度低、初始投資成本低、匹配當前氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展等特 優(yōu)勢，在國內外廣泛應用。低溫液態(tài)儲氫在國外應用較多，國內的應用基本僅限于航空領(lǐng)域，民用領(lǐng)域尚未 得到規模推廣。液氨/甲醇儲氫、氫化物吸附儲氫、LOHC 儲氫等技術(shù)目前國內產(chǎn)業(yè)化極 少，基本處于小規模實(shí)驗階段，國外 Chiyoda、Hydrogenious LOHC Technologies 等企業(yè) 在 LOHC 儲氫領(lǐng)域已有產(chǎn)品和項目。

根據安全制造材質(zhì)和工藝，氣瓶一般分為四型。一型瓶（Ⅰ型）是金屬氣瓶；二型瓶 （Ⅱ型）是金屬內膽纖維環(huán)向纏繞氣瓶； 型瓶（ III 型）是金屬內膽纖維全纏繞氣瓶； 四型瓶（Ⅳ型）是非金屬類(lèi)的纖維全纏繞氣瓶。I 型、II 型儲氫密度低、安全性能差、質(zhì) 量重，技術(shù)最成熟，應用早，少量應用于 CNG（壓縮天然氣）的客車(chē)和卡車(chē)。隨著(zhù)氫能 的發(fā)展、高壓儲氫技術(shù)對容器的承載能力要求增加，金屬內襯纖維纏繞儲罐逐步應用。III 型、Ⅳ型瓶由于制作內膽和保護層的材料密度低、氣瓶質(zhì)量輕、單位質(zhì)量?jì)涿芏仍黾印?憑借提高安全性、減輕重量、提高質(zhì)量?jì)涿芏鹊葍?yōu)勢，車(chē)載應用已經(jīng)較為廣泛，其中 國外多為Ⅳ型瓶，國內則多為 III 型瓶。

與部分國家相比，中國Ⅳ型儲氫瓶產(chǎn)業(yè)布局相對滯后。挪威、日本、法國的多家公司已 經(jīng)做到Ⅳ型儲氫瓶的批量生產(chǎn)，并應用于各種車(chē)型。中國企業(yè)雖已開(kāi)始紛紛布局Ⅳ型儲 氫瓶的研發(fā)生產(chǎn)，但整體而言，Ⅳ型儲氫瓶生產(chǎn)及實(shí)際應用、關(guān)鍵技術(shù)和材料的研發(fā)、 標準認證等方面，我國相對滯后。

從車(chē)載儲氫瓶材料成本來(lái)看，儲氫瓶的成本主要集中在外部纏繞用的碳纖維復合材料。 對于儲氫質(zhì)量均為 5.6kg 的 35MPa、70MPa 高壓儲氫Ⅳ型瓶，碳纖維復合材料成本分別 占系統總成本的 76.6%和 78%。 根據 DOE 對車(chē)載高壓儲氫瓶項目的早期成本評估可以發(fā)現，無(wú)論是 35MPa，亦或是 70MPa，總體而言，III 型高壓儲氫氣瓶成本都要略高于Ⅳ型，其主要原因在于 III 型瓶?jì)?罐采用大量金屬鋁材料。 與之相比，Ⅳ型瓶采用的高分子聚合物價(jià)格較低，聚合物用量也較少。Ⅲ型瓶向Ⅳ型瓶 轉變，是未來(lái)的發(fā)展趨勢。

儲氫瓶需求量方面，GGII 預計，2022 年國內燃料電池汽車(chē)銷(xiāo)量預計約 1.1 萬(wàn)輛，2025 年 可達 3.7 萬(wàn)輛，2030 年可增長(cháng)至 49 萬(wàn)輛。對應車(chē)載儲氫系統配套數量，則 2022 年為 1.1 萬(wàn)套，同比上年增長(cháng) 171.3%；2025 年國內需求車(chē)載儲氫系統 3.7 萬(wàn)套，2021 年~2025 年 年復合增長(cháng)率（CAGR）為 73%；到 2030 年國內需求車(chē)載儲氫系統 49 萬(wàn)套，2021 年 ~2025 年 CAGR 為 70%。2022 年中國市場(chǎng)車(chē)載儲氫瓶需求量為 6.9 萬(wàn)支，同比上年增長(cháng) 127.7%。到 2025 年中國車(chē)載儲氫瓶需求量可達 23 萬(wàn)支，2021 到 2025 年 CAGR 為 66%； 到2030年中國車(chē)載儲氫瓶需求量為 224 萬(wàn)支，2021 年到 2030 年 CAGR 為 61%。

儲氫瓶市場(chǎng)規模方面，GGII 預計，2025 年國內車(chē)載儲氫系統市場(chǎng)規模為 59 億元，2022 年到 2030 年 CAGR 為 36%；預計隨著(zhù) 70MPa Ⅳ型瓶市場(chǎng)快速增長(cháng)，2030 年國內車(chē)載儲 氫系統市場(chǎng)規模有望達到 1028 億元，2022 年到 2030 年年復合增長(cháng)率為 58%。到 2025 年國內車(chē)載儲氫瓶市場(chǎng)規模為 34 億元，2022~2025 年年復合增長(cháng)率為 34%；預計到 2030 年國內車(chē)載儲氫瓶市場(chǎng)規模為 722 億元，2022~2030 年年復合增長(cháng)率為 60%。

3.2.2.氫能運輸——運輸方式選擇多樣

目前氫能的運輸方式主要有氣氫運輸、液氫運輸和管道運輸 類(lèi)方式。 其中氣氫運輸主 要采用高壓氣氫拖車(chē)來(lái)運輸，運輸規模較小、距離較短，但裝卸方便，前期投入也??； 液氫運輸主要采用液氫槽車(chē)來(lái)運輸，運輸規模較大、適合長(cháng)距離運輸，但裝卸時(shí)間較長(cháng)， 且氫氣液化成本較高；管道運輸則需建設輸氫管線(xiàn)，前期投資大，可以大規模、遠距離 運氫，但需設法應對氫脆現象。

當前我國輸氫管線(xiàn)建設剛剛起步，氫氣主要通過(guò)高壓氣氫拖車(chē)和液氫槽車(chē)運輸。據中國 汽車(chē)工程學(xué)會(huì )測算，當運輸距離小于 204km 時(shí)，高壓氣氫儲運方式綜合成本更低；當運 輸距離大于 204km 時(shí)，液氫儲運方式的綜合成本更低。

3.3.加注環(huán)節——當前加氫站氫氣使用成本尚高

加氫站的布局方式可分為兩種：外供氫加氫站和站內制氫加氫站。 外供氫加氫站沒(méi)有制氫裝置，所用的氫氣由站外的集中式制氫基地制備，而后再通過(guò)長(cháng) 管拖車(chē)、液氫槽車(chē)或者氫氣管道由制氫基地運輸至加氫站，由氫氣壓縮機壓縮并輸送入 高壓儲氫瓶?jì)却鎯?，最終通過(guò)氫氣加氣機加注到氫能源燃料電池汽車(chē)中使用。站內制氫加氫站建有制氫系統，屬于分布式制氫。制氫技術(shù)包括天然氣重整制氫、電解 水制氫、可再生能源制氫等。

近幾年全球和中國加氫站建設迅速。2021 年全球已建成 685 座加氫站，其中我國累計建 成加氫站 194 座。截至 2022 年 4 月，我國已累計建成加氫站超過(guò) 250 座，約占全球數量的 40%，加氫站數量位居世界 一。 據香橙會(huì )預測，到 2025 年，我國建成的加氫站將達 到 926 座。從上半年的我國加氫站的建設情況來(lái)看，當前加氫站供氫能力多在 500~2000kg/d，固定 式加氫站居多，且有部分加氫站采取油氫合建或油氫電合建等方式。

外供氫加氫站中，壓縮機、儲氫瓶及加氫系統（含加氫機、卸氣柱、氫氣管道系統、放 散系統、置換吹掃系統、儀表風(fēng)系統、安全監控系統以及其他的管路材料、連接等）是 最核心的成本構成部分，約占加氫站建設成本的 58%；壓縮機約占建設成本的 30%。 現場(chǎng)制氫加氫站中，制氫裝置成本的占比很大。由于甲醇重整制氫技術(shù)所需反應溫度較 低，故其制氫裝置成本在 3 種制氫技術(shù)中最低。電解水制氫裝置成本最高，占比約為 59%。

計算外供氫加氫站的氫使用成本時(shí)，將建設成本的年折舊費分為兩部分進(jìn)行計算，一部 分是設備、安裝等成本的折舊，按照 15 年進(jìn)行折舊計算，不考慮殘值；另一部分是土地、 土建成本的折舊，按照 30 年進(jìn)行折舊計算，不考慮殘值。假定供氫能力為 500kg/d 的加 氫站需要設置員工 5 人，供氫能力為 1000kg/d 的加氫站設置員工 8 人，薪資按 8×104元 /(人·年)計。假設其他運營(yíng)管理成本如租金、維護和保險等費用的總和等于人工成本。 假設工業(yè)副產(chǎn)物制氫作為氫源，氫氣運輸距離為 50km，每年工作時(shí)間若按 300 天計，則 供氫能力 500kg/d 加氫站的氫使用成本為 30.8 元/kg，供氫能力 1000kg/d 加氫站的氫 使用成本為 28.0 元/kg。

對于現場(chǎng)制氫加氫站，建設成本的年折舊費計算方法同外供氫加氫站。對于 500kg/d 現 場(chǎng)制氫加氫站，假設現場(chǎng)員工有 6 人，薪資按 8×104 元/(人·年)計。假設其他運營(yíng)成本 如租金、維護和保險等費用的總和等于人工成本。水一般在當地取用。天然氣、甲醇等 的運輸成本均歸于原料成本。假定天然氣重整制氫中天然氣的價(jià)格為 2.5 元/m3，電解水 制氫中水的價(jià)格為 4 元/t，甲醇重整制氫中甲醇的價(jià)格為 2.4 元/kg，動(dòng)力煤的價(jià)格為 0.5 元/kg。 種現場(chǎng)制氫方式中，電價(jià)均為 0.6 元/kWh，脫鹽水價(jià)格為 10 元/t，循環(huán)水價(jià)格 為 1 元/t。

在天然氣重整制氫中，生產(chǎn)1kg氫氣的天然氣量約為6.74m3，用電量約為0.672kWh，用循環(huán)水量為0.229t，用脫鹽水量為0.0039t。在電解水制氫中，生產(chǎn)1kg氫氣的用電量約為55kWh，用水量約為0.009t。在甲醇重整制氫中，生產(chǎn)1kg氫氣的用甲醇量約為6.05kg，用電量約為1.05kWh，用脫鹽水量為0.039t，用動(dòng)力煤量為1.56kg。測算得到，天然氣重整制氫、電解水制氫和甲醇重整制氫種加氫站的氫使用成本分別為36.5、59.5、34.5 元/kg。

4.總結：氫能產(chǎn)業(yè)已開(kāi)啟商業(yè)化進(jìn)程

通過(guò)總結氫能產(chǎn)業(yè)各環(huán)節發(fā)展現狀，我們認為氫能產(chǎn)業(yè)已初步邁入了商業(yè)化階段。具體 而言，①上游制氫環(huán)節除了成熟的化石能源制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫，電解水制氫也已開(kāi)始成 熟。雖然當前電解水制氫還不具備成本優(yōu)勢，但隨著(zhù)碳中和的推進(jìn)以及電解水技術(shù)、設 備、材料的改進(jìn)，電解水制氫占比有望提升。②在中游儲運和加注環(huán)節，國內已有部分 企業(yè)布局Ⅳ型儲氫瓶，同時(shí)我國在已建成加氫站數量約達到 200 ，氫能運輸網(wǎng)絡(luò )有望 逐漸完善。③下游應用環(huán)節則開(kāi)始展現氫氣的能源屬性，燃料電池在交通和非交通領(lǐng)域 都已開(kāi)始有所應用，未來(lái)氫燃料電池汽車(chē)將是重點(diǎn)發(fā)展方向；同時(shí)，已開(kāi)始有企業(yè)進(jìn)軍 氫冶金、氫化工等方向，利用氫能的清潔屬性為減碳做貢獻。

在未來(lái)，我們預計氫氣需求將不斷提升，同時(shí)上游制氫環(huán)節電解水制氫的比例也將越來(lái) 越大。據中國氫能聯(lián)盟預測，到 2030 年代，預計全國氫氣需求約 3500 萬(wàn)噸，綠氫占比 約 5%，2020-2030 年綠氫需求 CAGR 約為 10%；到 2060 年代，氫氣需求約 6000 萬(wàn)噸， 綠氫占比約 70%，2030-2060 年綠氫需求 CAGR 約為 11%。

中游儲運環(huán)節，儲氫瓶的需求將快速提升，據 GGII 預測，到 2030 年將達到約 224 萬(wàn)支， 2020-2030 年 CAGR 約為 61%。加注環(huán)節，國內加氫站建設熱度不減，據香橙會(huì )預測， 2030 年全國將建成 926 座加氫站，2020-2030 年 CAGR 約為 51%。 下游燃料電池汽車(chē)推廣方面，據中國汽車(chē)工程學(xué)會(huì )，預計 2030 年我國氫燃料電池汽車(chē)保 有量將達到 100 萬(wàn)輛左右，2020-2030 年 CAGR 約為 58%。氫冶金方面，預計未來(lái)鋼鐵行 業(yè)氫氣需求將不斷增加，據張真等學(xué)者，2030 年有望達到約 259 萬(wàn)噸，2060 年有望超 980 萬(wàn)噸，長(cháng)期內增速約為 5%。