近年来，随着氢能利用技术发展成熟，以及应对气候变化压力持续增大，氢能在世界范围内备受关注，氢能已经纳入我国能源战略，成为我国优化能源消费结构和保障国家能源供应安全的战略选择。氢能产业基础设施是发展氢能产业的前置条件，也是消纳我国可再生能源结构性过剩的技术选择，并能带动高端装备制造业快速发展、促进产业结构调整。

据《蓝皮书》路线图规划，到2030年，氢能产业将成为我国新的经济增长点和新能源战略的重要组成部分，产业产值将突破10000亿元;加氢站数量达到1000座，燃料电池车辆保有量达到200万辆，高压氢气长输管道建设里程达到3000km，氢能产业基础设施技术标准体系完善程度迫近发达国家水平，氢能与燃料电池检验检测技术发展及服务平台建设形成对氢能产业发展的有效支撑。

一、氢能技术的特点与战略定位

氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一。国际可再生能源机构预计，在实现 1.5°目标情境下到 2050 年氢能产量达到 6.14 亿吨/年，在总能源消耗中的占比达到 12%。

(一)低碳环保，促进实现“双碳目标”

氢气在氧气中的燃烧化学方程式为：2H2+O2=2H2O，与其他化石能源的燃烧不同，氢气燃烧不生成二氧化碳、二氧化硫等温室气体，燃烧产物只有水，是世界上最清洁的能源之一。

目前，我国每年的二氧化碳排放量在全球位列第一，2020 年为 98.93 亿吨，2021 年为 105.23 亿吨，2022 年的碳排量预计下降 0.9%，但也处于超过 100 亿吨的高排放水平，高于位列二、三、四位国家碳排放量的总和。“双碳” 目标的提出，意味着我国进入了高质量绿色发展的新阶段，但我国的能源消费结构还较为依赖化石能源，原煤在能源消费结构中占比依然超过 50%，其他化石能源诸如石油、天然气也分别占有较大的比重，为实现“双碳”目标，如果没有核心技术的创新，这个目标将难以实现。在我国当今的工业体系、生产模式下，通过“拉闸限电”等模式来减排是不现实的。

氢能或将承担这一历史使命，氢能可以帮助人类脱碳、固碳，甚至实现负碳。对于终端用能来说，可以把氢作为主要能源，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，通过氢电互补体系实现工业用能领域二氧化碳排放量的减少。在交通等方面，以氢能代替柴油、汽油等能源，也可以实现减排甚至“零排”，对于促进实现“双碳”目标具有重要作用。

(二)热值高、存在范围广泛，安全性高，未来在我国能源安全中或扮演重要角色

氢气的热值为 143kj/g，约为甲烷(天然气主要成分)的 2.4 倍，汽油的 3 倍，酒精的 3.9 倍，焦炭的 4.5 倍，是除核能以外热值最高的燃料。并且氢元素存在广泛，作为元素周期表排名第一位的元素，是宇宙中最丰富的元素，总质量占所有元素综合的 75%之多，氢元素在自然界多大多以水的方式存在，取之不尽，用之不竭。

除此之外，氢气的安全性也相对较高。首先氢气本身无毒无味，也不具有放射性，吸入少量氢，对人体没有任何危害，甚至对人体有益。其次氢气相对也不易爆炸，氢气在开放的大气中，很容易快速逃逸，而不像汽油蒸汽挥发后滞留在空气中不易疏散，相对较为安全。

我国因受“富煤、贫油、少气”的资源禀赋限制，高度依赖石油、天然气的进口。目前全球贸易摩擦越演越烈、 俄乌冲突持续升级，在地缘政治与能源供应风险骤增的背景下，能源安全的重要性被提到了一个新的高度，因此，必须抓紧推动能源转型，尽快实现技术突破，减少对外部能源以及传统能源的依赖，“先立后破”，将能源安全的主动权掌握在自己手中，才能够在动荡的国际形势下独善其身，确保国民经济平稳运行，未来，氢能或将是国家能源体系中的重要组成部分。

(三)科技含量高，是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向

理论上来说，液氢是氢能利用的最佳形态，它密度高，是标准状态下氢气密度的 850 倍，是 70MPa 高压氢气 1.8 倍。并且液氢易于点火，燃烧稳定且效率高，液氢的临界压力低，它高于热容量，适合作为推力室中的再生冷却器，各种动力循环方案适用，有利于发动机方案的优化和可靠性设计。但液氢的形成要求-253℃的低温，这对制备、储存、运输等各个环节要求极其严苛。液氢的储存和运输一直是制约氢能源大规模应用的瓶颈。之前，国内液氢主要用于航天等尖端领域，很难进入民用领域，较难形成大规模商业化。

未来，氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向，突破氢能核心技术和关键材料瓶颈，加速产业升级壮大，可实现产业链良性循环和创新发展。

二、氢能产业链

氢能产业链上下游依次为：制氢、储运、加氢、能量转换（燃料电池）、用氢； 我国已经掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺； 在制、储、输、加、用等全产业链规模以上工业企业超过300家，集中分布在长三角、粤港澳大湾区、京津冀等区域。

绿氢是未来重点发展方向

氢的颜色用于代表制造氢的来源和工艺，目前分为9种颜色：绿色、蓝色、灰色、棕色或黑色、绿松石色、紫色、粉色、 红色、白色； 绿氢是利用可再生电力，通过水电解工艺生产的氢气，在生产过程中没有二氧化碳的排放，是未来重点发展方向。

电解槽电解水制氢的核心设备

如前所述，在绿氢制备过程中，燃料成本占比60-70%，固定投资占比30%，剩余为运营费用； 电解槽是电解水制氢系统的核心部分：电解水制氢系统由电解槽及辅助系统组成，其中电解槽是电解反应发生的主要场 所，辅助系统则包括电力转换、水循环、气体分离、气体提纯等模块； 从成本构成来看，电解槽在制氢系统总成本中的占比约为 40%-50%。

电解槽分类——碱性是国内主流

生产绿氢的核心是高效电解水制氢技术。 按照工作原理和电解质不同，电解水制氢技术分为4 类：1）碱性电解水（ALK）；2）质子交换膜电解 水（PEM）；3）高温固体氧化物电解水（SOEC）； 4）固体聚合物阴离子交换膜电解水（AEM）。 目前国内超过95%的电解水都应用碱性电解水技术。

碱性电解水工作原理

碱性电解水制氢的电解质为30%质量浓度KOH溶液或者26%质量浓度的NaOH溶液。 反应过程：在直流电下，水分子在阴极得到电子生成氢气和氢氧根离子，氢氧 根离子在电场和氢氧侧浓度差的作用下穿过隔膜到达阳极，并且失去电子生成 氧气和水。 碱性电解槽主体由端压板、密封垫、极板、电极、隔膜等零部件组成。

碱性电解槽企业梳理

据Trend Bank统计，国内已经有超过百家企业布局或规划碱性电解 槽，包括深耕二三十年的传统企业，和近几年入局的新能源企业和 装备制造企业。 2021年下半年至2022年底，国内共有11家企业发布了碱性电解槽新 品，其中单槽最大产氢量达到1400Nm³/h。碱性电解槽的大型化迭代 升级正在快速发展。据Trend Bank统计，2022年国内碱性电解槽已规划产能超过11GW； 据高工锂电统计，2022年国内电解水制氢设备出货量达到722MW（含出口， 不含研发样机），同比增长106%。考克利尔竞立以出货量230MW继续排名 第一，派瑞氢能（中船重工718所）位居第二，隆基氢能首次跻身第三。 从市场集中度来看，出货量TOP3厂商市占率合计达到73%，同比2021年下 降约10个百分点。

三、国内氢气成本

国内制氢成本分布

国内氢气成本分布： 1）我们把制氢成本分为：可再生氢成本（绿氢）、清洁氢成本（绿氢和蓝氢）、综合氢成本（绿氢、蓝氢、灰氢）； 2）目前，各个地区的可再生制氢成本均高于工业副产制氢，更高于化石能源制氢； 3）趋势上看，可再生制氢成本呈现下降趋势；工业副产和传统能源制氢受能源价格上涨影响，成本上升。

可再生制氢成本下降趋势

国内可再生氢气成本分布： 1）从可再生氢气成本分布看，西北＜东北＜华北＜西南＜华东＜华中＜华南；2）近5年来，所有区域的可再生氢成本持续下降，并仍有很大降本空间。长期看可再生电力制氢成本下降展望： 据中国氢能联盟研究院预测，到2030年，国内电解水制氢装机有望扩大至100GW以上，碱性电解槽投资成本将从2020年 的2000元/KW，降低至2030年的1500元/KW。同时，得益于可再生电力成本的降低，可再生电力制氢成本有望下降至13元 /公斤，在成本上充分具备与化石能源制氢竞争的能力。

不同电解水制氢成本拆分

不同电解水制氢方式的成本拆分： 1）根据能源转型委员会测算数据，应用电网电力制氢时，燃料成本占比约80%，固定投资占比15%，运营费用占比5%； 2）可再生能源制氢时，燃料成本占比60-70%，固定投资占比30%，剩余为运营费用； 3）天然气制氢（CCUS，碳捕获），燃料成本占比55%（现在更高），固定投资占比30%，剩余为运营费用。

氢气存储与运输

常见的氢气储存、运输方式为气态储氢、液态储氢、固态合金储氢三种方式，重点是安全、低成本提高质量储氢率。 1）根据中国氢能联盟研究院统计，目前我国主要采用20MPa气态高压储氢与集束管车运输的方式； 2）当用氢规模扩大、运输距离增长后，提高气氢运输压力或采用液氢槽车、输氢管道等运输方案才可以满足高效经济 的要求； 3）氢的储运体系建设，可以借鉴天然气储运体系，结合实际的应用场景，选择合适的储运方式。

四、我国氢能产业未来展望

总体来看，我国氢能产业从制氢-储运-应用，已经初步形成较完整的产业链条。受顶层设计、政策利好驱动，氢能产业正稳步发展。

预计未来 10 年内将形成完整氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。

制氢方面，为实现“双碳”目标，优化我国能源消费结构，《规划》中提出未来要构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。由此可见，通过可再生能源发电电解水制取的绿氢，一定是我国未来的主流制氢方式。

绿氢的生产成本主要由用电成本与设备成本构成，因此大力发展清洁能源发电方式，降低度电价格，以及优化电解槽技术，是我国实现规模化、工业化制氢的关键。

目前，国家能源集团、国家电投、明阳智能等多家发电企业与新能源企业布局“风、光、储、氢”一体化项目，实现一体耦合、风光带氢、氢促风光、产融结合的深度协同。绿氢取代灰氢，将成为我国以及全球氢能产业的发展趋势。

储运方面，预计未来，我国氢的运输还是以高压气态长管拖车的方式为主，管道运输为辅的运输方式，同时积极研发固态、深冷高压、有机液体等储运方式，形成高密度、轻量化、低成本、多元化的氢能储运体系。

用氢方面，我国推广氢燃料汽车之路仍任重道远、前路艰辛，但氢燃料汽车远景美好未来可期是毋容置疑的。相信未来随着技术的进步，氢能源汽车面临的技术瓶颈将会得到解决，随着基础设施的完善，成本也会逐渐降低，氢能源汽车或有一天走进寻常百姓的生活。

相信氢能最终将纳入我国终端能源体系，与电力协同互补，共同成为我国终端能源体系的消费主体，对能源绿色转型发展起到重要支撑作用。

文章来源： ​氢能日参，未来智库，中研网