（報告出品方/作者：長江證券 ，鄔博華、徐科）
1 引言：為什麼要發展氫能源？
低碳清潔發展及保障能源安全，推動探索新型能源
全球氣候變化共同命題，低碳發展大勢所趨
全球氣候變化是全人類面臨的嚴峻挑戰，關係世界各國的可持續發展。1992 年聯合國 大會通過了《聯合國氣候變化框架公約》，此為世界上第一個關於控制溫室氣體排放、遏 制全球變暖的國際公約，公約明確了世界各國“共同但有區別的責任”、公平、各自能力 原則和可持續發展等原則；此後京都議定書、巴釐路線圖、哥本哈根協議、巴黎協定等 會議資訊明確了未來全球應對氣候變化的具體安排，長期目標是將全球平均氣溫較工業 化時期上升幅度控制在 2℃以內，並努力將溫度上升幅度限制在 1.5℃以內，該目標在 2021 年格拉斯哥大會得到強化。
2020 年全球二氧化碳排放總量達 319.8 億噸，較上世紀末增長 38.4%，2020 年受疫情 影響，全球排放量偏低，2019 年為 340.4 億噸。2020 年中國、美國、歐盟的二氧化碳 排放量分別為 98.9 億噸、44.3 億噸、25.5 億噸，佔比 30.9%、13.9%、8.0%，三者排 放量佔比超過全球的一半，在全球二氧化碳減排中將扮演重要角色。從歷史排放資料來 看，我國碳排放量還處於上升期，美國和歐盟則於 2007 年左右和上世紀 70 年代末達 到峰值，且承諾在 2050 年實現碳中和。
“3060”目標對我國碳減排提出更大挑戰。對比美國和歐盟透過 50-70 年左右時間實現從碳達峰到碳中和的轉變，我 國劃定的目標時間僅為 30 年，需依靠更強有力的政策和更高的執行力度。同時，我國 制定 2035 年遠景目標，目標到 2035 年生態環境根本好轉，美麗中國建設目標基本實 現。氫能源為清潔無汙染能源和工業原料，契合國家戰略發展方向。
最佳化能源結構，保障能源安全
我國能源具有“多煤、貧油、少氣”的顯著特徵，2020 年我國能源消費總量 49.8 億噸 標準煤，其中原煤、原油、天然氣佔比分別為 56.8%、18.9%、8.4%，水電、核電、風 電等清潔能源佔比僅有 15.9%。當前我國能源消費仍以不可再生的化石燃料為主，化石 燃料儲備有限，且易造成環境汙染。另外，我國進口能源消費量在可供消費總量中佔比 逐年上升，2019 年已達 24.1%，而原油和天然氣的該比例更高，我國能源對外具有一 定的依賴程度。在此背景下，我國亟需尋找來源充足、清潔高效、自主可控的新型能源。
氫能優勢：清潔高效、來源多、應用廣
氫（H）位於元素週期表第一位，是宇宙中最常見的元素之一，氫主要以化合態的形式 存在，通常的單質形態是氫氣（H2）。氫的特點如下：
應用廣泛：氫可作為燃料應用於汽車、軌道交通、船舶等交通領域，亦可作為原料、 還原劑或者熱源應用於煉化、鋼鐵、冶金等行業，還可應用於分散式發電，為家庭 住宅、商業建築等供電取暖，且可成為儲能工具。
清潔低碳：氫直接燃燒或進行電化學反應的產物只有無汙染的水，可實現零汙染零 碳排放。另外，我國在大力發展風電、光伏等清潔可再生一次能源，結合水電解制 氫技術，可實現全生命週期的清潔低碳，使氫能成為連線不同能源形式的橋樑。
來源豐富：氫為二次能源，可透過化石燃料重整製取、氯鹼/焦化/鋼鐵/冶金等工業 副產物製取、水電解制取等，製取途徑多樣。
靈活高效：根據中國氫能聯盟研究院資料，氫的低位熱值約為 120MJ/kg，為同等 質量的標準煤熱值的 4.1 倍、天然氣的 2.6 倍、石油的 2.9 倍。
綜上，氫具備的顯著優點使其契合“低碳清潔、安全高效”的國家能源戰略。氫氣根據 其來源可分為：灰氫（使用化石燃料製取，並對釋放的二氧化碳不做任何處理）、藍氫 （使用化石燃料製取，並對釋放的二氧化碳做捕集封存利用）、綠氫（使用可再生能源發 電電解或光解制取）。
產業政策：氫能方興未艾，未來大有可期
氫能方興未艾，未來大有可期。早在 2002 年釋出的 863 計劃電動汽車重大專項中，我 國便確立了以混合動力汽車、純電動汽車、燃料電池汽車為“三縱”、以多能源動力總成 控制系統、驅動電機和動力電池為“三橫”的電動汽車“三縱三橫”研發佈局；藉助北 京奧運會、上海進博會等契機，我國氫能燃料電池車產業獲得一定的發展。“十三五”期 間國家明顯加強對氫能的支援力度，2016 年國務院印發的“十三五”國家戰略性新興 產業發展規劃目標到 2020 年實現燃料電池汽車的批次生產和規模化示範應用；
2019 年 氫能首次編入《政府工作報告》；2020 年工信部發布《新能源汽車產業發展規劃（2021- 2035 年）》，目標到 2035 年燃料電池汽車實現商業化應用。此外，截至 2021 年 10 月 底，共有 16 個省/直轄市/自治區針對氫能源發展提出量化目標，目標到 2025 年：1） 培育龍頭企業數量 84-101 家；2）推廣氫燃料電池汽車數量 52500 輛；3）建設加氫站數量約 1013 座；4）氫能源產業鏈產值突破 5640 億元。氫能作為高效清潔的二次能源， 未來具備較大的發展潛力，產業方興未艾。
2 氫能源產業鏈梳理
氫能產業鏈複雜綿長，主要包括“制氫→儲氫→運氫→加氫→用氫”幾個環節，每個環 節存在諸多技術工藝。本章我們將對各個環節做詳細梳理。
制氫：中短期灰氫藍氫佔比高，長期綠氫為主導
化石燃料制氫當前仍佔據主導地位。2019 年我國氫氣產量約 3342 萬噸，其中，氫氣作 為獨立組分而存在（非合成氣或者混合氣體中含氫）、達到工業氫氣質量標準的產量約 為 1250 萬噸。我國氫氣來源目前仍以煤制氫為主，佔比高達 63.5%，工業副產製氫為 21.2%，天然氣制氫為 13.8%，水電解制氫佔比僅為 1.5%；從全球來看，天然氣制氫比 例遠高於煤制氫比例，而電解水制氫佔比同樣較少，與其成本較高有關。
各制氫技術工藝的成本是影響其應用程度的最主要因素，因而我們有必要對其制氫成本 做詳細測算，測算結果如下。綜合來看，短期內煤制氫仍為我國氫氣的主要來源，但隨 著雙碳目標臨近，結合 CCUS 後的煤制氫成本將大幅上升，產品競爭力下降；而我國天 然氣資源稟賦欠佳，同樣不具備大規模推廣的條件；中期來看，成本較低的工業副產製 氫有望成為供氫主要工藝，但存在純度較低、受主產物產能約束問題；長期來看，隨著 可再生能源電價下降，清潔、高效的綠氫將為制氫主流工藝。
煤制氫：國內應用最廣，制氫成本 8.7-12.5 元/kg
煤制氫依舊為目前成本較為低廉的制氫方式，且原料來源廣泛。但弊端在於，煤制氫原 料不可再生，且碳排放水平較高，廢水和固廢產生量也較大。
1、煤制氫流程：煤制氫技術包括煤的焦化制氫和煤的氣化制氫。煤的焦化是以製取焦 炭為主，焦爐煤氣是副產品，其主要成分為氫氣（59.3%）、甲烷（18.8%）、一氧化碳 （7.8%）、水（6.4%）等；煤氣化制氫是指煤和水蒸氣在一定溫度下發生反應得到合成 氣，再透過對合成氣中的 CO 做轉化處理，將合成氣全部轉化為氫氣。目前，利用煤制 氫主要是透過煤的氣化來製取氫氣。
2、煤制氫成本：根據中國工程院中國煤炭清潔高效可持續開發利用戰略研究重大專案 採用的某煤氣化專案的工藝資料，該專案制氫量約 23.4 噸/天，消耗原煤 179 噸，在煤 價 700 元/噸、電價 0.75 元/kwh 的情況下，測算總制氫成本約 23.9 萬元/日，其中原料 煤成本佔比 52.5%、外購電成本佔比 7.8%；對應單位制氫成本為 10.19 元/kg 或 0.92 元/Nm³，每千克氫氣消耗原料煤約 7.64kg。
3、考慮碳捕集封存利用成本：煤制氫所需原料主要為煤炭，煤氣經過淨化、CO 變換、 酸性氣體脫除後會產生副產物二氧化碳，煤氣化制氫中產生的溫室氣體排放量約 19.94-29.01 kgCO2e/kgH2。 隨著“3060”目標的公佈和實施，我國對碳排放控制愈加嚴格，因此煤制氫需要搭配一 定的碳捕集封存利用（CCUS）技術方能實現達標排放。寶鋼（湛江）工廠啟動的 CCUS 專案綜合固定成本和執行成本總減排成本為 65 美元/噸二氧化碳（按照匯率 6.3924 計 算，對應人民幣成本為 415.5 元/噸），該成本具備一定的行業參考意義，我們採用該數 據對考慮 CCUS 後的煤氣化制氫成本進行測算，假設單位溫室氣體排放量為 25.23 kgCO2e/kgH2，則對應每千克氫氣的 CCUS 成本為 10.48 元，煤氣化制氫總成本提高至 20.67 元/kg 或 1.86 元/Nm³。
我們將新增 CCUS 裝置前後的煤氣化制氫成本作比較分析。假設電價為 0.75 元/kwh、 CCUS 成本為 415.5 元/噸，安裝 CCUS 裝置後，在煤價為 500-1000 元/噸的情況下， 煤制氫成本達到 19.14-22.97 元/kg，較未安裝 CCUS 裝置下的成本增加 0.8-1.2 倍。當 前全球 CCUS 應用範圍較少，成本較高，未來隨著全球主要國家和地區對碳排放的管控 愈加嚴格，CCUS 的應用比例預計會提升，隨著技術水平的進步和規模效應的顯現， CCUS 成本未來有望逐漸降低。對於煤制氫來說，新增 CCUS 會使其在價格競爭中優 勢逐漸降低，短期為氫氣主要來源，但未來不具備大規模應用的基礎。（報告來源：未來智庫）
天然氣制氫：全球應用最廣，制氫成本 17-33 元/kg
天然氣制氫為全球應用最為廣泛的制氫方式，天然氣的主要成分甲烷在各類化合物中氫 原子質量佔比最大，儲氫量為 25%，天然氣為原料的制氫技術耗水量少、二氧化碳排放 量較低、氫氣產生率高，對環境影響較小。但與煤制氫類似，天然氣不可再生，且碳排 放不可避免。
1、天然氣制氫流程：天然氣制氫技術的主體依託於各類甲烷轉化制氫反應，包括甲烷 水蒸氣重整技術和甲烷裂解技術。其中，甲烷水蒸氣重整技術與煤重整制氫類似，即將 甲烷和水蒸氣在一定溫度下反應得到合成氣，再將合成氣中的 CO 成分與水反應轉化， 得到高純度氫氣；甲烷裂解技術是指甲烷在高溫環境中受熱裂解成碳和氫氣，再透過分 離提純產物得到氫氣。甲烷重整制氫為主流技術路線，其主要流程為：天然氣經過增壓、 預熱和脫硫預處理後，與水蒸氣高溫重整製成合成氣，合成氣中的 CO 和水反應，經過 變換得到氫氣和二氧化碳，在經過變壓吸附提純後即可得到氫氣。
2、制氫成本測算：根據《天然氣制氫工藝介紹及成本分析》披露案例，在天然氣價格 3.0 元/m³的情況下，天然氣制氫成本中原料佔比約 71.8%，為最大的成本支出項，電費 佔比約 13.1%，單位制氫成本約 22.31 元/kg 或 2.01 元/m³；當天然氣價格降低至 2.0 元/m³時，制氫成本下降至 17.0 元/kg。每千克氫氣消耗原料天然氣約 5.34kg。
3、考慮碳捕集封存利用成本：與煤制氫類似，天然氣制氫同樣伴隨著較多的碳排放， 在裝置容量為 1000-100000Nm³/h 時，溫室氣體排放量為 10.86-12.49kgCO2e/kgH2。 若 CCUS 成本為 415.5 元/tCO2e，生產每千克氫氣的 CCUS 成本為 5.19 元以內。上述 同等情況下，天然氣制氫成本增長至 27.5 元/kg 或 2.47 元/Nm³。在天然氣價格位於 2.0-5.0 元/立方米區間時，考慮 CCUS 成本後的制氫成本提升 16%-31%。 受我國天然氣資源稟賦影響，未來天然氣制氫同樣不具備大規模推廣的條件。
工業副產製氫：來源廣泛，制氫成本 9.23-22.25 元/kg
工業副產氫制氫指利用含氫工業尾氣為原料制氫的生產方式。工業含氫尾氣主要包括焦 爐煤氣、氯鹼副產氣、煉廠幹氣、合成甲醇及合成氨弛放氣等，一般用於回爐助燃或化 工生產等用途，利用效率低，有較高比例的富餘。 工業副產製氫的成本低廉，來源廣泛，且不會產生額外的碳排放。但工業副產氫氣多數 回用於工業生產，且受技術限制，氫氣純度較低。
目前主要工業副產製氫包括焦爐煤氣制氫、合成 氨與合成甲醇制氫、氯鹼工業副產氫、乙烷裂解副產氫、丙烷脫氫副產氫，綜合制氫成 本約 9.23-22.25 元/kg。工業副產製氫具備來源廣、成本低的優勢，中短期內有望成為 氫氣的主要來源，但氫氣產生量受制於主產物的產能，氫產能存在上限。
水電解制氫：與清潔能源發電契合，未來制氫主流路線
水電解制氫具備巨大的發展潛力。水資源豐富，制氫原料和燃燒產物均為水，清潔無汙 染；且水電解制氫純度較高，並具備儲能屬性。
制氫成本測算：水電解制氫的主要成本來自電費支出，商業用電成本較高，且多為火電 企業發電，需要考慮間接碳排放成本；當前光伏、風電等可再生能源發電規模快速提升， 且隨著技術進步，發電成本具備進一步下降空間。假設該專案規模為 2 臺 1000Nm³/h， 年生產時間為 3500 小時，若按照商業用電電價 0.75 元/kwh 測算，水電解制氫的成本 為 48.37 元/kg 或 4.35 元/Nm³；當電價為 0.10-0.30 元/kg 時，水電解制氫的成本約 11.5-22.8 元/kg，與其他制氫成本相比已具備較強的競爭力。
從溫室氣體排放角度來看，以水電、風電、光伏等可再生清潔能源為能源的水電解專案 碳 排 放 量 微 乎 其 微 ， 而 火 電 水 電 解 制 氫 的 溫 室 氣 體 排 放 量 可 達 44.80-45.64 kgCO2e/kgH2，碳排放成本較高。因此，未來可再生能源水電解制氫為主流發展方向。
水電解制氫技術工藝路線包括鹼性電解制氫（AWE）、質子交換膜電解制氫（PEM）、固 體氧化物電解制氫（SOE），其中在我國 AWE 已實現充分產業化，PEM 初步商業化， 而 SOE 尚處於初期示範階段。AWE 工藝需要使用鹼性電解液，電解槽造價低，但產氣 中含鹼液、水蒸氣等，需經輔助裝置除去，運維複雜，啟停時間較慢；而 PEM 工藝以 質子交換膜為隔膜，但需要使用貴金屬催化劑，目前投資造價也較 AWE 高很多，但其 啟停速度更快，能較好地適應可再生能源發電波動性較大的特點，目前許多新建專案開 始轉向選擇 PEM 電解槽技術。
綜上，化石燃料重整制氫中煤制氫和天然氣制氫是目前全球應該最為廣泛的制氫方式， 在不考慮碳排放成本的情況下，制氫成本也較低，其中原料（燃煤、天然氣）是最為主 要的成本項，在煤價為 500-1000 元/噸的情況下，煤制氫成本區間為 8.7-12.5 元/kg， 包含 CCUS 的成本為 19.1-23.0 元/kg（假設 CCUS 成本為 415.5 元/噸）；在天然氣價 格為 2.0-4.5 元/m³的情況下，天然氣制氫成本區間為 17.0-27.6 元/kg，包含 CCUS 的 成本為 22.2-35.5 元/kg。工業副產製氫來源廣泛，也是目前常見的制氫方式之一，其綜 合成本為 9.2-22.3 元/kg。
水電解制氫目前在全球應用較少，主要是因為當前電價成本較高，若採用 0.80 元/kwh 的商業用電，則制氫成本為 51.2 元/kg，且採用火電時的間 接碳排放量也較高，不符合當前的政策環境，以風電、光伏、水電為代表的可再生能源 的大規模發展和成本降低對水電解制氫的推廣至關重要，當電價為 0.10-0.30 元/kg 時， 水電解制氫的成本約 11.5-22.8 元/kg，與其他制氫成本相比已具備較強的競爭力，清潔 能源水電解制氫為未來主流制氫方式。因此，在中短期內化石燃料重整制氫或工業副產 制氫+CCUS 製取灰氫為氫氣的主要來源，而未來隨著可再生能源電價逐漸降低，綠氫 的優勢將日益突出，長期將為制氫的主流途徑。
儲運氫：短途氣態拖車運氫最佳，中長期液氫運輸潛力 大
氫氣製取後，可透過儲存和運輸至加氫站或應用終端，實現高效利用。氫氣的儲運為氫 能產業鏈利用的關鍵環節。目前氫氣的主要儲運方式包括氣態儲運（長管拖車、管道）、 低溫液態儲運、有機液體儲運、固態儲運等。短中期來看，高壓氣態儲氫具備經濟性優 勢，將為儲氫的主要手段；長期來看，低溫液態儲氫、有機液體儲氫和固態儲氫在解決 技術瓶頸和實現降本後有望實現大規模儲氫。
（1）氣態儲氫：氣態儲氫具有技術成熟、充放氫速度快、容器結構簡單、發展成熟等優 點，為現階段主要的儲氫方式，同時存在體積儲氫密度低、容器耐壓要求高的缺點。高 壓氣態儲氫一般選用鋼製氣瓶，商用氣瓶的設計壓力為 20MPa，從安全形度考慮一般 只充壓至 15MPa。
（2）低溫液態儲氫：低溫液態儲氫將氫氣冷卻至-253℃，存於低溫絕熱液氫罐中，其密 度可達 70.6kg/m³，因而具有儲氫密度高的特點，液態氫的純度也較高。低溫液態儲氫 為理想的儲氫方式，但是存在兩大技術難題：①液氫儲存容器的絕熱問題；②氫液化能 耗高，工程實際中氫液化消耗的能量達到了總氫能的 30%。
（3）有機液體儲氫：有機液體儲氫的儲氫密度高、安全性好、儲運方便，但是技術操作 複雜，目前還處於攻克研發階段，距離商業化大規模使用尚遠。
（4）固態儲氫：固態儲氫利用金屬合金等對氫的吸附和釋放可逆反應實現，具有安全 性高、儲存壓力低、放氫純度高、運輸方便的特點，但是存在成本高、壽命短等劣勢， 目前大多處於研發試驗階段。
目前技術最為成熟、應用最為廣泛的高壓氣態儲氫主要載體為高壓儲氫瓶。高壓儲氫瓶 可分為燃料電池車的車載儲氫瓶和加氫站的固定式高壓儲氫罐。對於燃料電池的車載儲 氫瓶來說，由於Ⅰ型瓶、Ⅱ型瓶質量儲氫密度低、氫脆問題嚴重，難以滿足車載質量儲 氫密度要求，而 III 型、 IV 型瓶由鋁內膽或塑膠內膽纖維全纏繞，明顯減少氣瓶質量， 提高了單位儲氫密度，為目前主要應用載體。國外已經開始使用質量更輕、儲氫密度更 高的 IV 型瓶，而中國的 IV 型瓶尚處於研發過程中，目前以 35MPa 和 70MPa 的Ⅲ型 瓶為主；IV 型瓶相較 III 型具有質量更輕、成本更低的優勢，未來有望成為車載儲氫瓶 的主流。
與氫氣的儲存類似，氫氣的運輸也包括氣態、低溫液態、有機液體、固態幾種方式。目 前燃料電池車數量較少，氫氣需求量不大，適合短距離運輸的氣態長管拖車是目前主要 運氫方式；而管道運輸當前面臨負荷率較低和前期投資大的問題難以大規模推廣，天然 氣管道摻氫輸送為較好的折中方案。長期來看，伴隨著技術突破和成本降低，儲氫密度 大、適合長距離運輸的液氫槽罐車有望成為主流運氫方式。
近距離輸氫上，氣態長管拖車為主要方式，國內常以 20MPa 長管拖車運氫，單車載氫 量約 300kg；國外採用 45MPa 纖維全纏繞高壓氫瓶長管拖車運氫，單車載氫量可達到 700kg。高壓氣態儲氫適合近距離、小體量運輸場景。 中遠距離輸氫上，氣態管道運輸和低溫液態運輸為主要方式。
管道運輸儲氫量大、能耗低、單位成本低，適合長距離、大規模、長期穩定的運輸 場景;但前期建造投資大且需要跨區域協調；在氫氣需求量較少時，管道負荷率較 低同樣會增加單位氫氣運輸成本；全球輸氫管道長度已超過 4500 公里，其中美國和歐洲佔據 90%以上的里程，國內最具有代表性的大口徑氫氣管道是濟源-洛陽 （25 公里）、巴陵-長嶺（43 公里）兩條輸氫管線，輸送壓力為 4MPa。
低溫液態運輸的運輸量是氣態長管拖車的 10 倍以上，運輸效率高，綜合成本低， 適合遠距離、大體量運輸場景，在國外應用廣泛，而國內目前僅應用於航空航天領 域，尚無民用案例。
此外，利用現有的天然氣管道實現氫氣和天然氣的混合輸送也是實現低成本快速輸氫的 新方向，且在摻氫比例低於 20%時無需對現有管網做更新改造。德國已有天然氣管網 20%混氫的工程案例；法國 GRHYD 專案在 2018 年開始向天然氣管網注入含氫氣（摻 混率為 6%）的天然氣，2019 年氫氣摻混率達到 20%；英國在 HyDeploy 專案中實施了 零碳制氫，2020 年向天然氣管網注入氫氣（摻混率為 20%）。當然，我國部分天然氣管 網較為陳舊，且缺乏線上監測裝備，天然氣摻氫的應用需要謹慎考察篩選。
加氫：近年建設提速，建造運營尚需補貼
加氫站是燃料電池車氫能源供應的保障。1995 年 5 月世界第一座加氫站在德國慕尼黑 機場建成，此後世界各國相繼開始推動加氫站建設；我國第一座燃料電池加氫站於 2006 年 6 月在北京中關村落成。加氫站按照氫氣來源可分為外供氫加氫站和站內製氫加氫站 兩類。
外供氫加氫站：加氫站內無制氫裝置，透過高壓長管拖車、管道、液氫槽罐車等方 式將氫氣輸送至加氫站後進行壓縮、儲存、加註；外供氫加氫站需要承擔較高的氫 氣輸送成本。
站內製氫加氫站：站內配備有電解水制氫、工業副產製氫、化石燃料重整制氫等制 氫裝置，氫氣經過純化和壓縮後進行儲存、加註；站內製氫可以節省運輸成本，但 配置加氫裝置也進一步提高了內部裝置設計和建造的複雜程度。
根據供氫壓力等級不同，加氫站有 35MPa 和 70MPa 壓力供氫兩種。用 35MPa 壓力供 氫時，氫氣壓縮機和高壓儲氫瓶的工作壓力均為 45MPa，一般供乘用車使用；用 70MPa 壓力供氫時，氫氣壓縮機和高壓儲氫瓶的工作壓力分別為 98MPa 和 87.5MPa。目前國 外加氫站加註壓力以 70MPa 為主，技術相對成熟；而國內已建成的加氫站加註壓力以 35MPa 為主，但國內企業也在加大 70MPa 加氫站的技術佈局，2020 年國內該規格的 加氫站已建成和在建數量超過 10 座。在加氫能力上，500kg/d（12h）的加氫站數量佔 據主導地位，1000kg/d（12h）的加氫站數量逐漸增加，並不斷探索有更高能力的加氫 站。
全球加氫站數量快速增長。全球加氫站數量的統計是一項複雜的工作，全球多家機構致 力於該項工作，但統計結果不盡相同，全球的加氫站數量仍舊處於“不完全統計”的狀 況中。例如：
2020 年底全球合計建成 540 座加氫站（公共加氫 站+私人加氫站），其中日本、德國、中國大陸、美國、韓國加氫站數量位居全球前 五，分別為 137 座、90 座、85 座、63 座、52 座。
H2stations 擁有全球加氫站數量的歷史資料，其統計到 2020 年底全球累計建成加 氫站 560 座，較 2015 年增長 1.62 倍，其中日本 142 座、德國 100 座、北美 75 座、中國大陸 69 座、韓國 60 座。需要注意的是，由於國內在加氫站資訊公開方 面較為欠缺，H2stations 對於國內的資料統計並不全面。
GGII 統計我國已建成和在建加氫站數量 181 座。2006 年我國第一座加氫站建成，其後 由科技部和北京、上海等地的科技部門陸續支援建設了幾座示範加氫站，至 2016 年期 間行業發展持續處於低谷期；2016 年開始受各地燃料電池車產業熱度興起和《節能與 新能源汽車技術路線圖》明確氫能基礎設施建設規劃，我國加氫站數量加快建設。根據 高工產研氫電研究院（GGII）不完全統計，2020 年底全國建成和在建加氫站共 181 座， 其中已建成加氫站 124 座，2016 年以來建設速度明顯加快。從區域分佈來看，氫能源 發展較快、政府支援力度較大的廣東省已建成加氫站數量達到 31 座，遙遙領先其他地 區，山東、江蘇、上海加氫站數量均超 10 座；2020 年底全國在建加氫站 57 座，廣東、 山東、河北在建數量靠前。根據北京、廣東、上海等 16 省（市）規劃資料，到 2025 年 加氫站數量將達到約 1013 座，較 2020 年底的 124 座將增長 7.2 倍。
雖然我國加氫站在過去 5 年建設速度快速提升，但目前仍然面臨諸多問題。
監管審批體系尚未完善：我國在涉及加氫站的諸多環節內的標準仍處於空白，例如 加氫站建設標準、車用氫質量標準、儲氫標準、加氫站運營資質要求、加氫站安全 管理、加氫站核心裝置的安全監測等；建設審批手續也涉及多個主管部門，審批時 間過長。
核心零部件依賴進口：加氫站的核心三大件為壓縮機、儲氫罐、加註機。雖然國內 已具備加註機整機研發整合能力，但加氫槍、拉斷閥、流量計和高壓閥門管件等管 件零部件依賴進口；壓縮機方面的國產隔膜式壓縮機可靠性尚待驗證。
建設成本高，應用較少：國內加氫站建設 成本中裝置成本約佔 70%，不含土地費用，國內建設一座日加氫能力為 500kg、 加註壓力為 35MPa 的加氫站需要約 1200 萬元，約相當於傳統加油站的 3 倍。同 時，國內燃料電池車數量仍舊較少，導致加氫站實際運營負荷率低，盈利困難。
加氫站為燃料電池車推廣的基礎設施，當前發展亟需政府補貼。例如上海市提供：1） 加氫站建設補貼：對在 2025 年前完成竣工驗收、並取得燃氣經營許可證（車用氫氣） 的加氫站，按照不超過核定投資總額的 30%給予補貼；其中，2022 年、2023 年、2024— 2025 年取得燃氣經營許可證的，每座加氫站補貼資金最高分別不超過 500 萬元、400 萬元、300 萬元，資金分三年撥付。2）氫氣零售價格補貼：2025 年前，對氫氣零售價 格不超過 35 元/公斤的加氫站運營主體，按照氫氣實際銷售量給予補貼；其中，2021 年度補貼標準為每公斤 20 元；2022-2023 年度每公斤 15 元；2024-2025 年度每公斤 10 元。
用氫：應用場景豐富，燃料電池商用車前景可期
氫能作為清潔高效靈活的二次能源，可廣泛應用於交通運輸、儲能、工業生產、建築用 能等領域。（報告來源：未來智庫）
交通運輸：燃料電池車尚處匯入期，商用車為主
氫氣在交通運輸領域的應用主要透過燃料電池來實現。在燃料電池系統中，氫氣不直接 燃燒，而是和氧氣發生化學反應，轉化為電能。燃料電池的反應原理如下：①氫氣進入 燃料電池的陽極→②在催化劑的作用下分解成電子和氫離子（質子）→③氫離子透過電 解液到達陰極→④電子無法透過電解液，而是透過外電路流向陰極，產生電流→⑤氫離 子在陰極與氧氣、電子結合形成水，水是燃料電池反應的唯一副產品。
燃料電池車和純電動車透過電動機將電能轉化為動能，而汽油和柴油車在內燃機中將燃 料燃燒產生的熱能轉化為動能。燃料電池車和純電動汽車的主要區別在於電的來源：純 電動汽車的全部能力來自鋰電池組，鋰電池本質上為儲能裝置，透過可逆的電化學反應 實現電能的儲存和釋放，完全依賴外部能源供應；而燃料電池為電能生產裝置，不是儲 能裝置，直接將化學能轉化為電能，其工作方式與內燃機類似。
那麼，在國家大力推廣以鋰電池為能源的電動汽車時，為什麼還要發展燃料電池車呢？ 因為鋰電池車和燃料電池車的優缺點都很明顯，可以互補發展。 受益於技術進步和規模化效應，鋰電池車的生產成本過去十年實現了快速下降，乘用車 領域滲透率也在快速提升過程中，但是鋰電池車也面臨著能量密度提升空間有限、續航 里程短、低溫環境適應性差等問題。
能量密度：鋰電池屬於封閉式的儲能系統，受制於鋰元素特性，其能量密度天花板 較低，且能量密度越高，安全隱患越大，無法再大幅度提升能量密度；燃料電池屬 於開放性發電系統，儲氫量的大小決定了能量密度的高低，目前燃料電池的能量密 度超過 350kwh/kg，且未來仍有較大提升空間。
功率密度：鋰電池系統的高功率放電與長續航里程無法相容，功率密度提升空間有 限；而燃料電池的屬於開放性系統，功率密度提升空間大。
環境溫度適應性：鋰電池的低溫效能取決於溫度對電極材料的電導、離子擴散係數 以及電解液電導率的影響，鋰電池在接近零度時，其效能急劇下降，-20℃幾乎無 法正常工作；燃料電池本身在發電過程中會產生熱能，使得電堆能夠適應較低的溫 度，低溫環境適應性更強。
當然，燃料電池目前還處於發展匯入期，氫能源從制氫到儲運氫都尚處於起步階段，加 氫站等基礎設施建設不完善，氫氣成本和燃料電池製造成本依舊較高，降本之路仍很長。 結合燃料電池的高能量密度和高功率密度特點和當前加氫站數量較少的情況更適用於 行駛路線較為固定的車型單位特點，目前及未來一段時間內我國燃料電池的發展重心將 在商用車（客車、專用車等）領域。
儲能領域：氫儲能清潔無汙染，適合大規模儲能
全球儲能裝機以抽水蓄能和電化學儲能為主。根據中國能源研究會儲能專委會/中關村 儲能產業技術聯盟（CNESA）全球儲能專案庫的不完全統計，截至 2020 年底全球已投 運儲能專案累計裝機規模 191GW，其中抽水蓄能累計裝機規模佔比 90.3%，電化學儲 能佔比約 7.5%。在電化學儲能中鋰離子電池累計裝機規模約 13.1GW，佔比 92.0%。
全球主要的儲能方式中，抽水蓄能儲能技術成熟，但是需要具有發達的水系和優良的地 址條件，且建設週期長；以鋰離子電池為代表的電化學儲能近幾年發展迅速，具有效率 高、響應快等優點，但電池壽命低，且廢舊電池處理面臨環保壓力，目前在容量需求小 的調頻儲能應用較多。
由於風電、光伏、水電等可再生能源發電無法實現長時間持續性地輸出電能，導致大量 棄風、棄光、棄水現象發生；氫儲能技術可將可再生能源發電儲存起來，發揮調峰作用， 避免風光水資源的浪費，即：利用電解水裝置，將間歇波動、富餘的電力轉化為氫氣儲 存起來；在電力輸出不足時，透過燃料電池發電回饋給電網系統。氫儲能能量密度高、 執行維護成本低、可長時間儲存且過程無汙染，是少有的能夠儲存百 GWh 以上且可同 時適用於極短或極長時間供電的能量儲備技術方式，未來應用潛力巨大；但是目前存在 效率低、造價高的問題，需要未來逐步解決。
工業生產：氫能利用是工業深度脫碳的重要途徑
工業部門深度脫碳是我國實現碳中和的必經之路。根據世界資源研究所（WRI）的研究， 2016 年工業過程直接排放的溫室氣體和因工業部門使用電力而間接排放的溫室氣體在 全球溫室氣體排放中佔比達 24.2%。工業部門近一半的碳排放來自於生產水泥、鋼鐵、 合成氨、化工等。其碳排放產生於三個方面：①用於生產的原料（例如生產水泥過程中 的石灰石和合成氨過程中所用的天然氣）；②工業生產高溫加熱的燃料燃燒（例如鋼鐵 冶煉中高爐中新增焦炭還原鐵礦石）；③其他能源需求（例如生產中間產品、低溫供熱等 的化石燃料）。基於可再生能源的電氣化僅能減少工業生產中低溫供熱等方面的碳減排， 而對生產原料、高溫加熱無能為力；綠色氫能為實現該領域深度脫碳提供重要解決方案。
（1）鋼鐵行業
目前長流程高爐鍊鋼仍為全球鋼鐵的主要生產方式，需要在高爐中新增焦炭還原鐵礦石， 高爐還原過程的碳排放佔整個鍊鋼流程的 90%。現階段鋼鐵行業的碳排放強度下降可 透過廢鋼迴圈利用和能源效率的提高來實現，但空間有限，深度脫碳需要從根本上改變 生產方式，而使用氫氣代替焦炭作為高爐鍊鋼的還原劑、並且將生產供能過程電氣化就 是有效途徑之一。目前全球已經有部分氫冶金技術的案例，例如瑞典酐鐵 HYBRIT 專案、 薩爾茨吉特 SALCOS 專案、奧鋼聯 H2FUTURE 專案、德國蒂森克虜伯 Carbon2Chem 專案等，2019 年開始中國的寶武集團、河鋼集團、中國鋼研等鋼鐵公司也開始推進氫 能冶金研究和示範工程。
（2）化工行業
化工生產是以氫和碳為基礎元素的有機轉化過程，以氫氣、CO 和 CO2 為原料進行的合 成反應，可形成化工行業價值鏈中的眾多主要產品。石化和化工是目前氫氣消耗的主要 領域。例如，合成氨生產中，基於零碳電力電解水產生的零碳氫氣可以用於以氫氣和氮 氣為原料的哈伯法合成氨工藝；甲醇生產中，二氧化碳和氫氣反應用於甲醇生產的催化 劑已經實現商業化生產。
建築用能：氫能為分散式熱電聯產的有效載體
氫能在建築領域的應用主要是分散式熱電聯產系統提供電和熱。微型熱電聯供在為家庭 提供電力和熱量的同時，避免了長距離運輸電力的能量損耗，達到節能效果。燃料電池 既有能量轉換效率高、功率密度大、無汙染等優點，是實現熱電聯供的有效載體。日本 自 2008 年至今已售出 28 萬套家用分散式燃料電池熱電聯供系統，中國微型熱電聯供 處於初步研發階段。
3 總結：氫能，能源革命與碳中和時代的優選能源
低碳發展及保障能源安全，氫能源清潔高效、來源廣、應用廣泛
全球降碳達成共識，長期目標是將全球平均氣溫較工業化時期上升幅度控制在 2℃以內， 並努力控制在 1.5℃以內，該目標在 2021 年格拉斯哥大會得到強化；“3060”目標對我 國碳減排提出更大挑戰。我國能源具有“多煤、貧油、少氣”的顯著特徵，亟需尋找來 源充足、清潔高效、自主可控的新型能源。氫能具有應用廣泛、清潔低碳、來源豐富、 靈活高效的特點，契合國家能源戰略，並具備儲能的作用。
制氫：化石燃料制氫比重高，清潔電解制氫為發展方向
中短期內藍氫（化石燃料重整或工業副產製氫+CCUS）將是氫氣的主要來源，長期隨著 可再生能源電價下降，綠氫將為主流制氫方式。①煤制氫為我國應用最廣的制氫方式， 考慮碳捕集後成本為 19.1-23.0 元/kg（煤價 500-1000 元/噸）。②天然氣制氫為全球應 用最為廣泛的制氫方式，考慮碳捕整合本後為 22.2-38.2 元/kg（天然氣價格 2.0-5.0 元/m³）。③工業副產製氫可來源於焦爐煤氣、氯鹼副產氣、煉廠幹氣、合成甲醇及合成氨 弛放氣等，來源廣、成本低（9.23-22.25 元/kg），但純度較低。④水電解制氫原料和燃 燒產物均為水，清潔無汙染；且水電解制氫純度較高；成本為 11.5-51.2 元/kg（電價 0.1- 0.8 元/kwh），基於可再生能源的水電解制氫為未來大規模製氫的發展方向。
儲運氫：短途氣態拖車運氫最佳，中長期液氫運輸潛力大
儲氫：短中期來看，高壓氣態儲氫具備經濟性優勢，將為主要手段；長期來看，低溫液 態儲氫、有機液體儲氫和固態儲氫在解決技術瓶頸和實現降本後有望實現大規模儲氫。 運氫：適合短距離運輸的氣態長管拖車是目前主要運氫方式；而天然氣管道摻氫（不超 過 20%）混合輸送也是實現低成本快速輸氫的新方向。長期來看，伴隨著技術突破，儲 氫密度大、適合長距離運輸的液氫槽罐車有望成為主流運氫方式。
加氫：近年建設提速，建造運營尚需補貼
加氫站按照氫氣來源可分為外供氫加氫站和站內製氫加氫站兩類。據 H2stations 不完全 統計到 2020 年底全球累計建成加氫站 560 座；GGII 統計，2020 年底我國建成和在建 加氫站共 181 座，據 16 省（市）規劃到 2025 年我國加氫站將建成約 1013 座，較 2020 年底的 124 座將增長 7.2 倍。受需求較少導致的盈利薄弱影響，加氫站建造和運營尚需 依賴政府補貼。
用氫：應用場景豐富，燃料電池商用車前景可期
氫能作為清潔高效靈活的二次能源，可廣泛應用於交通運輸、儲能、工業生產、建築用 能等領域。1）交通運輸：燃料電池能量密度高，加氫快、續航里程長；尚處匯入期，商 用車為主；2）儲能：氫氣清潔無汙染，適合大規模儲能；3）工業生產：氫能利用是工 業深度脫碳重要途徑，可用於氫能鍊鋼、化工生產等；4）建築用能：氫能為分散式熱電 聯產的有效載體。
（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關資訊，請參閱報告原文。）
精選報告來源：【未來智庫】。未來智庫 - 官方網站
