我国氢能产业发展历程
早期探索阶段（上世纪50年代-70年代）；我国开始对氢能进行初步的研究和探索。 技术研发与示范应用阶段（上世纪80年代-90年代）；随着全球能源危机的出现和环境保护意识的增强，我国加大了对氢能技术的研发力度，在这个阶段，我国成功研制出碱性电解水制氢技术，并在航天、军事等领域开展了示范应用。 政策推动与产业化起步阶段（21世纪初-至今）；随着全球气候变化问题的日益严峻和我国对环境保护的重视，氢能产业得到了快速发展，早在2019年，氢能被首次写入《政府工作报告》，标志着氢能产业正式进入国家战略层面。此后，国家出台了一系列政策支持氢能产业的发展，包括财政补贴、税收优惠、研发支持等。同时，地方政府也积极响应，出台了一系列配套政策，推动氢能产业的集聚和发展。 在政策推动下，氢气产量加速增长、绿氢项目规划与建设初步呈现多元化格局，同时，加氢站等基础设施建设也取得了显著进展，为氢能的推广应用提供了有利条件。 技术创新与国际合作阶段（当前及未来）；当前，我国氢能产业正处于技术创新与国际合作的关键时期。一方面，国内企业和科研机构正在加大研发投入，推动氢能技术的不断创新和突破；另一方面，我国也积极参与国际氢能合作与交流，与多个国家和地区建立了合作关系，共同推动全球氢能产业的发展。
我国氢能产业的现状
市场规模与政策支持；近年来，我国氢能市场规模整体呈增长态势。2020年9月，“双碳”目标的提出带动氢产量快速提升，2021年我国氢能产量达3,300万吨，同比增长32%。 与此同时，以燃料电池为代表的下游需求强势增长，带动氢能市场规模快速扩张。根据中国氢能联盟数据，2020年中国氢能行业市场规模为3,000亿元，预计至2025和2035年，氢能行业产值将分别达1万亿和5万亿规模。 根据中国氢能联盟旗下“氢界”平台显示，氢能政策持续加码，广东在数量方面领跑全国，截止2023年12月25日，合计地方政府发布的氢能政策438项（发展规划类政策180项，财政支持类98项，项目支持类83项，管理办法类67项，氢能安全类8项，标准体系类2项，省级政策113项，市县级政策325项），涵盖发展规划、财政支持、项目支持等多个领域，为氢能产业的发展提供了有力的政策保障。 技术发展与产业链；在制氢方面，现阶段灰氢占据全球氢气产量超95%，灰氢生产技术相对成熟且成本较低，煤制氢或天然气制氢成本仅10-15元/kg，而可再生能源电解水制取绿氢的成本超过30元/kg，由于成本远高于灰氢导致尚未普及。IEA预测到2030年灰氢占比将降至53%，电解水制氢占比有望提升至全球氢气总供应的33%。 电解水制氢目前有4种技术路线，分别为碱性（ALK）、质子交换膜（PEM）、固体氧化物（SOEC）以及阴离子交换膜（AEM）电解水制氢技术，其中 ALK 技术最成熟，为现阶段应用最广泛的电解水技术，其投资成本较低，但由于电流/功率密度较低增加了系统尺寸和制氢成本，此外还存在产出氢气纯度不足等问题。 由于ALK电解槽技术相对成熟，其成本与售价相较PEM有较大的优势，成本优势带动ALK电解槽出货高增。目前我国ALK电解槽已实现规模化生产。数据显示，2022年国内95%以上的电解槽出货为ALK技术路线，PEM电解槽由于质子交换膜、催化剂等核心材料依赖进口，目前仍处于发展初期。 PEM路线相较ALK路线在启停响应速度、效率衰减等方面优势显著，同时体积更小具有更广泛的应用场景，未来有望通过规模化生产以及降低贵金属催化剂用量等方式实现降本，预计2030年PEM电解槽单位成本有望降低至63-234€/kW，降幅近80%，降本潜力空间较大。 在储运方面，目前氢气储运成本占终端用氢成本构成比例约30%，因而储运环节的技术发展对于氢能产业链整体的降本发展趋势至关重要。 储氢方式根据氢气储存的形态可分为气态储氢、液态储氢、固体储氢这三种。 气态储氢主要以高压气态储氢瓶为容器，结构简单且充放氢速度快，是现阶段的主要储氢方式；液态储氢包括低温液氢及利用不饱和有机液体储氢两种方式，储氢密度较高，但充放需要增加液化/气化或吸氢/脱氢环节，能耗高且需要较高的设备投入成本，导致成本远高于气态储氢，因此目前仅有少量应用场景采用低温液态方式储氢；固态储氢是以氢化物或纳米材料等作为储氢载体，通过物理与化学吸附的方式实现储氢，由于技术成熟度相对较低，仍处于实验开发阶段。 目前我国商业化应用的主流车载储氢瓶为大口径35MPa Ⅲ型瓶，而海外已具备70MPa Ⅳ型瓶批量供应能力。我国现阶段技术发展进程相对滞后于海外，同时由于早年Ⅳ型瓶引起安全事故后限制使用导致相关行业法规标准缺失，直至2020年9月《车用压缩氢气塑料内胆碳纤维全缠绕气瓶》团体标准发布后才放开生产限制，因此目前Ⅳ型瓶仍处于小规模推广阶段，未来重卡等应用段对储氢密度要求逐步增加将推动储氢瓶高压/轻量化趋势，我国70MPa Ⅳ型瓶商业化应用有望提速。 从储氢瓶成本结构来看，碳纤维复合材料为高压储氢瓶的核心原材料，目前我国碳纤维材料整体进口依赖度较高，其中T800级别以上高端碳纤维普遍依赖日本东丽集团。近年来伴随着中复神鹰等企业技术持续突破，我国碳纤维国产化比例已由2017-2019年约30%提升至2023年77%，预计将带动高压储氢瓶成本稳固下降，同时也将推动70MPa Ⅳ型瓶的批量应用。 与储存环节基本一致，氢气运输环节可分为气-液-固三种形态并以交通或管道的形式输运。以交通形式的运输主要以搭载高压气氢与低温液氢容器的车辆进行运输，其中高压气氢长管拖车为我国目前主要的氢气交通运输形式，在中短途区域性氢能运输中具备一定经济性，但随着运输距离增长而边际递减，中长距离交通运氢主要通过液氢槽车完成，海外部分加氢站使用该方式运输。 管道的形式输运目前主要以气氢直接输运或氢气掺混天然气的方式进行，可实现氢能的连续性、规模化、长距离点对点输送，单位运输成本低但前期资本支出较高，目前国内总里程约400km，相较国外仍处于发展初期阶段。 根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》显示，未来我国将进一步推动低温液氢储运产业化应用，并开展掺氢天然气管道、纯氢管道示范试点以加快降低氢气储运成本。 目前氢能产业链储运环节的需求主要为储氢容器，2023年我国高压储氢瓶销量37.2万个，在全球销量占比57%。 在应用方面，氢能下游未来的增量应用主要为交通运输与新工业领域，目前交通运输领域的发展正逐步提速，如燃料电池以及船舶航运用绿色甲醇燃料等应用持续推进，其中燃料电池技术发展相对成熟，应用前景较为广阔。 燃料电池是将燃料的化学能通过电化学反应直接转换成电能的发电装置，按电解质不同可分为质子交换膜燃料电池（PEMFC）、碱性燃料电池（AFC）、固体氧化物燃料电池（SOFC）、熔融碳酸盐燃料电池（MCFC）、磷酸燃料电池（PAFC）等，其中PEMFC因其功率密度高及启动速度快等优点而被广泛应用于燃料电池汽车领域。 燃料电池汽车相较纯电技术路线具有更高的能量密度，且长期性能衰减低于锂电池，更适用于长途重载等交通运输场景的应用。在《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》中提出，到2025年全国范围内燃料电池汽车目标保有量为5万辆。 2023年全球燃料电池汽车销量约1.47万辆，其中我国销量5843辆，占比约40%。我国燃料电池汽车应用最初始于2010年上海世博会的小规模示范，真正开始推广的时间节点在2016年，由于技术发展相较海外仍处于产业化初期阶段，同时锂电新能源乘用车已开始规模化应用，因此我国燃料电池汽车主要基于客车、火车等商用车型应用场景进行推广示范，截至2023年我国燃料电池汽车保有量超1.8万辆。 从具体车型来看，行业发展初期由于燃料电池汽车相较燃油车与锂电新能源车不具备经济性，行业需求主要为政府采购驱动，燃料电池汽车销量主要由政府具有更强干预能力的公交客车主导，2018-2021年客车持续销量占比约50-80%。2022年起受到政策端引导推动，燃料电池重卡销量快速增长，在整体销量中占比明显提升，2022重卡车型销量占比已达54%，成为燃料电池汽车主导车型。 2017年至2023年，我国燃料电池系统年装机功率显著增长，从37.8MW增至734MW，年复合增长率（CAGR）为64%。行业规模效应显现，核心零部件如电堆成本快速下降，推动燃料电池系统成本降低，售价从2017年的1.64万元/kW降至2023年的3900元/kW，累计降幅达76%。预计到2025年，我国燃料电池系统价格将进一步下降至2500元/kW，相比2017年降幅达85%，这将为燃料电池系统装机规模的增长提供稳定动力。 截至2023年底，全球累计建成加氢站1362座，我国以428座位居世界第一。我国的加氢基础设施建设主要由地方政府和能源行业的国有企业承担，中石化计划在“十四五”期间建设1000座加氢站，对氢能行业基建起到带头作用。示范城市群政策要求各地区到2025年建成投运超过15座加氢站，为加氢站建设提供政策支持。广东已建成94座加氢站，其他示范城市群也在加快建设，预计到2025年和2028年，中国有望分别建成1000座和2766座加氢站。 区域竞争与市场潜力；从区域竞争格局来看，我国氢能产业形成了长三角地区、珠三角地区、环渤海地区和中西部重点地区集聚发展态势。 其中长三角地区是我国氢燃料研发和示范最早的地区，在氢气制取、氢燃料电池系统关键零部件研发方面稳步推进；珠三角地区在燃料电池商用车生产建立了成熟的产业链，在加氢站建设方面领先全国；环渤海地区具有科研、政策和化工产业优势，较早开展工业副产气制氢、产业链关键零部件研发和燃料汽车大规模应用示范。 另外，西部地区以四川为代表，以其油气资源和水电资源优势，成为国内可再生能源制氢和燃料电池电堆研发的重要地区；中部地区以湖北和河南为代表，着力发展氢气制取、氢燃料电池汽车研发和制造、大客车规模示范等方面。 从市场潜力来看，目前，我国是全球最大的氢气生产国和消费国，2022年啊氢气产量3781万吨，发展氢能是我国深度脱碳、保障国家能源安全的重要手段。 2022年我国石油和天然气两大能源对外依存度分别为71.2%和40.2%，而氢能能够降低对传统化石燃料的依赖，带动整体产业链升级转型。 目前从国家到地方，从技术到金融，都在全方位激励氢能行业发展。 近年来，国家接连出台多方面鼓励政策，如推动氢能在高耗能、重点减排的工业领域及交通领域的应用，相关科技创新以及财税、信贷、融资、土地、进出口等领域的推进发展政策，都强化了我国氢能行业持续发展的信心。 地区层面，几十个城市及地区已发布氢能发展规划及百余项氢能相关鼓励政策，主要涉及以下五大类：加强技术创新、支持行业标准与认证体系建设、补贴与税务优惠、推动制储氢领域发展及拓展氢应用范围与规模。 我国多数省份均已开展绿氢示范项目，以华北、西北等风光资源丰富的地区及华东沿海等经济发达地区为主。 随着新应用场景的拓展与成本的大幅下降，我国氢气需求将在2030年后呈现爆发式增长。2030年碳达峰情景下，氢能在我国终端能源体系的占比将提高到6%，随着绿氢成本劣势的消除，2030年我国绿氢需求规模预期最高可达2229万吨，2060年最高可达1.1亿吨。 整体而言，我国氢能产业尚处示范应用和商业模式探索阶段，市场蓬勃发展，未来潜力巨大。
我国氢能产业的发展趋势
挑战与风险
技术难题 制氢成本高：目前，可再生能源制氢和电解水制氢的成本较高，尚未实现规模化降本。 储运技术不足：氢气的高压气态储运方式效率低且成本高，长距离运输和大规模储存的技术尚不成熟。 燃料电池耐久性差：燃料电池电堆的耐久性和低温性能仍需提升，部分关键原材料依赖进口。 市场饱和度 市场接受度低：尽管氢能具有广泛的应用前景，但市场对氢能的认知和接受度仍然较低，需要进一步推广。 应用场景有限：当前用氢端需求关注方向过于单一，主要集中在氢燃料电池及其交通载具方面，目前成熟度偏低、规模不大，需求尚未得到全面开发。 政策支持 政策支持有待提升：虽然国家层面出台了一些支持政策，但多数缺少系统性的配套政策和产业发展路线图，不利于氢能产业快速培育和布局。加之氢能项目成本高、技术水平不足、涉及面广，还存在跨领域协作不足，跨部门协调机制不够完善等问题。
来源：内蒙古碳中和产业协会摘抄整理
编辑：内蒙古碳中和产业协会编辑部
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