全球能源结构中化石能源占比依然较高，氢能是能源转型重要途径。从全球能源结构 来看，目前终端能源中化石能源消费仍占据了较大比例，2021 年，石油、天然气和煤炭 的占比分别为 32%、25%和 28%，化石能源占比超 80%，长期以来是全球碳排放的主要 来源。为实现国际能源署（IEA）2050 年“零碳经济”愿景，全球能源结构低碳绿色转型 势在必行。氢能具有来源丰富多样、清洁低碳、灵活高效以及应用场景丰富等优点，据能 源过渡委员会（ETC）预测，在 2050 零碳场景下，直接电力和氢气将成为全球能源结构 中最为重要的组成部分。

氢能生产应用广泛，绿氢具备减碳优势，或是未来主流。目前行业中有三种主要氢气 制取途径，通过制作过程中碳排放量可以划分为： 灰氢：以化石能源煤炭、天然气重整制氢或者焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢等工业 副产气制氢方式，在生产的过程中排放大量的二氧化碳（约 22.6 kg CO2/kg H2）； 蓝氢：在制作灰氢的过程中结合碳捕捉、利用及封存技术（CCUS）减少二氧化碳排 放（约 10.5 kg CO2/kg H2）； 绿氢：通过可再生能源电解水制取的氢气，在制取的过程中几乎没有碳排放（约 1.5-5.0 kg CO2/kg H2）。

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传统行业减碳为绿氢发展提供广阔需求

氢能的应用场景主要集中在交通、工业、发电及建筑四大领域。从 2020 年二氧化碳 排放量占比来看，我国电力、工业、建筑和交通四大领域，分别占比 40.5%、36.5%、11.3% 和 11.6%。2020 年我国应用在合成氨、甲醇、炼油、直接燃烧及其他工业领域的氢能占 比分别为 37%、19%、10%、15%和 19%。其中，工业、交通是氢能的主要应用领域， 建筑、发电等仍然处于探索阶段。在双碳转型的长期驱动和欧美碳关税的中短期驱动下， 我国各行业脱碳势在必行，而绿氢具备“零碳排”的制备优势，在各行业应用场景中减碳 空间极大。

新能源消纳需求保障绿氢制备，长时储能拓宽应用场景： 可再生能源装机加速，预计 2050 年将成为电力主体。根据国家能源局统计，2021 年 全国发电装机容量约 23.8 亿千瓦，同比+7.9%。其中，风电装机容量约 3.3 亿千瓦，同比 +16.6%；光伏装机容量约 3.1 亿千瓦，同比+20.9%。全国可再生能源发电量达 2.48 万亿 kWh，占全社会用电量的 29.8%。其中，风电 6526 亿 kWh，同比增长 40.5%；光伏发电 3259 亿 kWh，同比增长 25.1%。随着“十四五”电力规划的实施，我们预计到 2025 年，我国风电、太阳能发电总装机及发电量将达 10.87 亿 kW、1.87 万亿 kWh，到 2030 年， 我国风电、太阳能发电总装机容量将达 12 亿 kW 以上。到 2050 年，可再生能源成为电源 装机的增量主体，80%以上的电量将由水电、太阳能发电、风电、核电等清洁能源共同承 担。

绿氢助力风光消纳，实现能源高效利用。随着新能源装机的迅速发展，风电、光伏发 电在发电量结构中的占比也不断提高，对于边际成本为零的新能源电力的弃电消纳问题凸 显。用新能源风光互补耦合发电制氢，有利于提高可再生能源的利用效率，同时解决“弃 风弃光”的消纳问题。此外，新能源发电的不稳定性产生直接储电需求，储氢是长时储能 的最优选择。相比于电化学储能兆瓦级（MW）容量，以日计储能时间；抽水蓄能容量的 吉瓦级（GW）容量，以月计储能时间；氢能储能的容量是太瓦级（TW），时间可以达到 1 年以上；加之跨区域长距离储能和能量转化形式多样化的优点，储氢是长时储能的最优 选择。

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海内外绿氢布局加快，试点项目多点推进

多重因素驱动，欧美诸国相继出台支持政策。首先，从环保的角度，欧洲和欧盟在碳 市场（EU ETS）的框架之下，各国都肩负着脱碳的任务；其次，从能源安全角度，化石 能源禀赋较差的国家，希望通过氢能革命摆脱对化石能源的严重依赖，典型如日韩，此外 俄乌冲突使得欧盟也将发展氢能作为能源安全的重要方向；此外，出于经济原因想要保持 产业领先地位或希望通过氢气出口赚取经济收益，典型如美国、澳大利亚。目前，全球氢 能发展相对领先的地区有美国、欧洲、日韩已出台相应氢能战略目标，支持本国绿氢产业 发展。

欧洲能源企业大举布局，规划项目制氢产量 700 万吨。欧洲各大能源公司已入局绿氢， 除了布局本土项目，也在新能源发电资源丰富的澳大利亚、哈萨克斯坦等有所布局，项目目 标大，以满足 2022 年 5 月“REpowerEU”计划提出的 2030 年本土产绿氢 1000 万吨及进口 1000 万吨目标。其中，英国 BP 完成收购澳大利亚绿色氢开发项目“亚洲可再生能源中心” 40.5%的份额，该项目拟建 26GW 新能源发电，并配套 160 万吨绿氢或 900 万吨氨/年。此 外，包括德国 Svevind Energy Group、壳牌、法国 Lhyfe、西班牙能源公司 Cepsa、法国道达尔在内的欧洲能源公司加速在各地布局绿氢项目，规划项目年制备绿氢规模达 700 万吨。

美国 IRA 法案提升绿氢经济性，项目规划稳步推进。2022 年 8 月，美国 IRA 方案为 绿氢提供开创性税收减免和可直接用于付款的条款，制氢工厂在生产每 kg 氢气产出二氧 化碳小于 4kg 的条件下，根据二氧化碳排放量的不同，可享受 0.12-0.6 美元/kg 氢气的税 收抵免额度。对于 2033 年以前开始建设的制氢项目，项目运营的前 10 年将获得 5 倍的税 收抵免额度，即 0.6-3 美元/kg 氢气，绿氢可享受 3 美元/kg 补贴，且 10 年后将继续受益 0.12-0.6 美元/kg 的标准税收抵免额度。在此政策支持下，美国能源公司集中在加州及德 州规划布局绿氢项目，预计 2023-2024 年开始建设，按计划将于 2024-2026 年逐步投产。

中国顶层设计明确氢能发展目标，地方出台配套支持政策。国家发改委 2022 年 3 月 23 日发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》（简称“行业中长期规划”），明确氢 能产业的发展定位、量化目标和应用方向。产业定位方面，氢能被正式确定是能源体系的 重要组成部分，且氢能产业链相关环节也被纳入国家战略新兴产业的范畴。2025 年量化 目标方面，行业中长期规划提出，一是氢能车保有量达到 5 万辆，二是可再生能源制氢量 在 10～20 万吨。应用方向上，政策规划了包括交通、储能、分布式能源以及工业领域的 减碳四大方面。截至 2022 年底，22 个省市相继制定并出台了本地区氢能发展规划以及相 关配套政策，积极响应国家氢能战略，支持绿氢产业发展。

风光大基地就地消纳，配套绿氢项目密集开建。风光大基地建设地区存在新能源开发 模式较为单一和应用场景不足的特点，因此电网消纳和调度运行压力较大。在地方相继出 台绿氢产业支持政策后，为获取新能源建设指标，国内能源公司纷纷布局风光一体化绿氢 耦合项目。截至 2023 年 2 月，我国规划年产绿氢超过 2 万吨的大规模绿氢示范项目近 20 个，从区域上看，由于内蒙古具备发展可再生能源大规模制氢的良好条件，潜在制氢产能 超过 330 万吨，上述项目多集中于内蒙古，其次为新疆和吉林等地。

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绿氢发展痛点分析

痛点一：相比化石能源制氢，绿氢制备仍需降本

对比所有制氢方式的成本看，目前化石能源制氢经济效益最好，工业副产氢短期供应潜力大，可再生能源电解水制氢成本主要取决于电价。

1） 不考虑碳排放的前提下，煤制氢成本是所有成本中最低的制氢技术，目前应用也较为广泛，天然气制氢成本取决于气价，波动较大。若考虑 CCUS，经济性相较于工业副产氢明显不足；

2） 工业副产氢成本在 9.3-22.5 元/kg 之间，成本相对适中，波动区间相对较大，未来产氢的潜力巨大，尤其是焦炉煤气副产氢、合成氨及合成甲醇副产氢，生产相对灵活，可根据经济性进行调节；

3） 电解水制氢成本目前经济性明显不足，成本大多取决于电价，碱性制氢较 PEM 有经济性，但接近零碳排放的特点，短期可选用“三弃”电力进行制氢，预计供应潜力接近百万吨级别，中长期受益于可再生能源平价上网规模提升。碱性电解和 PEM 电解技术的成本存在较明显差异，总体而言相比化石能源制氢经济性均不足。

我们测算按照电价 0.3 元/kWh，二者的制氢成本分别为 23.8、37.2 元/kg，电费成本是制氢成本的主要部分。碱性电解技术商业化应用较广泛，电解槽单槽制氢规模1000m3/h，电解槽基本实现国产化，价格 2000-3500 元/Kw，国内已有 MW 级别制氢应用；PEM 电解技术刚处于商业化起步阶段，虽然已经有 MW 级风电制氢应用项目，但是价格相对较高，在 7000-12000 元/Kw，降本进程需要加速。

痛点二：质子交换膜壁垒高，进口依赖程度大

PEM 电解水技术的核心材料——全氟质子交换膜：用全氟磺酸树脂为原料制备全氟质子交换膜技术壁垒较高，需要企业在原料选择、合成工艺等方面有较好的技术与经验积累。

目前全氟磺酸树脂的主要玩家有：美国杜邦、美国 3M、美国戈尔、比利时索尔维、日本旭化成等。目前国内全氟磺酸树脂市场的主要生产厂家为科润等，有项目在研的厂家有：上海三爱富、巨化集团等少数企业，但产能较小，无法批量供应市场。

截至 2020 年，科慕（原主体为美国杜邦）、索尔维、旭化成三家占据了全球 90%以上的产能，国内对全氟磺酸树脂进口依赖度高达 99%。目前国产质子交换膜主要通过主动压低价格来获得竞争优势，如果实现国产化替代，我们预计将降低质子交换膜的价格 30%-40%。同时近年来随着技术突破和大规模生产，质子交换膜的成本有望随之下降。

痛点三：氢气储运难度大，高端气瓶国外领先

绿氢全生命周期核心环节：氢气储运。按照储存性质分可以分为物理储氢和化学储氢。全球范围内，高压气氢和低温液氢是两种已商业化的储氢路线，我国以高压气氢为主，低温液氢由于军用管制，在民用方面还未形成规模化应用；海外如美国、德国、日本等氢能强国已经建立起规模化的液氢工厂。

在高压气氢储运过程中，核心环节在于高压气态储氢瓶。目前高压气态储氢瓶有四种类型，Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型和Ⅳ型。其中Ⅰ型、Ⅱ型价格相对便宜，但储氢密度低，重量重且容易发生氢脆问题，目前 20MPa 的Ⅰ型瓶在国内得到广泛的工业应用，并与 45MPa 钢制氢瓶、98MPa 钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站中。而Ⅲ型、Ⅳ型车载应用已经非常广泛，国外多是 70MPa 的碳纤维缠绕Ⅳ型瓶，而国内由于高强度碳纤维工艺尚不成熟，Ⅳ型储氢瓶的大规模商用化尚待时日，目前主要是35MPa 碳纤维缠绕Ⅲ瓶。

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氢能的未来

据彭博新能源(BloombergNEF)估计，到2030年，全球各地绿氢制取成本可能都将低于蓝氢。而蓝氢所依赖的CCS技术，多年来推广困难、成本居高不下。

国际能源署数据显示，相关投资仅占全球清洁技术投资的不到0.5%，全球目前有21个CCUS（碳捕捉、利用和封存）项目，每年二氧化碳捕获能力为4000万吨。

前述研究的共同作者、康奈尔大学生态学和环境生物学教授罗伯特·豪斯(Robert W.Howarth)称，世界各地的政治家都把赌注押在蓝氢上，将其视为能源转型的解决方案。“我们的研究是首个在有同行评议的期刊发表的、阐述蓝氢生命周期排放强度的研究，也是在向政府发出警示，应将公共资金投入到风能和太阳能驱动的绿氢，这是唯一清洁的氢能，也是通向净零排放的重要路径。”

目前全球有超过40个国家颁布了氢能发展战略，其中许多都在提倡“清洁氢气”。近期，美国将”清洁氢气”定义为以任何方式制取、生产1公斤氢排放2公斤或更少二氧化碳当量的氢，也就包括了蓝氢。日本早前计划把2020年东京奥运会打造成”氢能奥运会”，承诺了包括奥运村动力、100辆氢动力燃料电池巴士、500辆氢能汽车、奥运圣火台及火炬燃料等应用场景，但最终仅兑现了一小部分。英国预计将在几周后推出一项氢能战略，其中可能包括对蓝氢的支持。

更早之前，德国在其2020年6月通过的《国家氢能战略》中称，“绿氢”将是未来投资的优先领域，但利用化石燃料制造但结合碳捕捉技术的“蓝氢”将在转型期内被允许。同年7月，欧盟的氢能战略在中短期内为“蓝氢”保留了发展空间，因此引发了一定的争议。

而在今年，2022年3月23日，国家发展改革委发布《氢能产业发展中长期规划（2021～2035年）》，以安全、经济、低碳、多元化应用为核心的氢能产业发展路径逐渐清晰。随后，各地陆续出台相关政策落实氢能的发展路线，布局太阳能等可再生能源制氢示范项目建设。而在企业方面，中国石化、协鑫集团、天合光能、隆基集团、中环股份等企业正在布局绿氢生产。其中，中国石化已经锚定建设“中国第一大氢能公司”的目标，并加快推动氢源由灰氢向蓝氢、绿氢转变。这也意味着，绿氢已经成为传统能源企业转型的重要方向。

但太阳能、风能等可再生能源制氢并非一蹴而就。业内专家表示，通过化石能源制氢把氢燃电池汽车产业的基础打好，然后再用可再生能源制氢，慢慢实现过渡。

工业和信息化部原部长、中国工业经济联合会会长李毅中提出：“灰氢不可取，蓝氢可以用，废氢可回收，绿氢是方向”。发展绿氢是实现碳中和的理想途径，绿氢会是氢能发展的未来。

文章来源： 嘿嘿能源heypower，氢能项目部，流程工业