01

氢能源行业产业链全景图

1.1氢能源业链全景图

1.2小结

上游（制氢）‌：涵盖化石重整制氢（配备CCUS设备）、工业副产氢（含丙烷脱氢（PDH）工艺包及PSA/深冷提纯设备）、电解水制氢（涉及电解槽、质子交换膜、催化剂、电极材料）。

‌中游（储运与加注）‌：储运方式多样，有高压气氢（含IV型瓶、碳纤维材料、输氢管道、压缩机）、液氢（包含液化装置、液氢储罐）、固态储氢、有机液体储氢；加注环节需压缩机、加注设备、冷却设备、储氢瓶组及站控系统、管道及阀门。

‌下游（应用）‌：包含燃料电池系统（由电堆、空压机、双极板、循环泵、膜电极等构成）以及下游应用（如交通运输、电力（储能）、工业脱碳、建筑（热电联供））。

02

上游：制氢装备与材料

2.1上游制氢装备与材料

2.2上游制氢装备与材料发展现状

‌制氢环节‌：

中国目前仍以化石能源制氢为主，占比约80%；

绿氢产能快速扩张，2025年预计电解槽装机量将达15GW；

可再生能源制氢成本持续下降，部分地区已具备经济性；

‌储运环节‌：

高压气态储运技术成熟，35MPa和70MPa储氢瓶已实现国产化；

液氢储运在航天领域应用成熟，民用领域开始试点；

输氢管道建设加速，已建成管道里程约400公里。

‌加氢站建设‌：

截至2024年底，中国已建成加氢站约400座；

加氢站核心设备国产化率超过80%；

"十四五"规划目标到2025年建成1000座加氢站。

2.3上游制氢装备与材料技术发展现状

技术发展现状：

碱性电解槽（主导市场）：占2024年招标量的98.6%，单槽成本降至436万元/台（1000Nm³/h），国产化率超95%（除隔膜外）。

PEM电解槽：需求萎缩（仅占1.3%），膜电极依赖进口（科赛Nafion膜主导），成本高达535万元/台（200Nm³/h）。

AEM电解槽：爆发元年（新品13款），稳石氢能中标全球首套1.25MW项目，国产膜电极仍处验证期。

产能过剩隐现：

碱性电解槽名义产能超28GW（2024年），但实际出货仅1.5GW。

头部企业加速扩产（如派瑞氢能3.5GW、阳光氢能3GW）。

隔膜国产化滞后（东丽占80%市场）。

PEM贵金属催化剂（铱、铂）成本高企。

03

中游：氢能源生产与储运

3.1中游生存与储运技术

生产模式：

风光制氢一体化项目（如内蒙古乌兰察布10万吨项目）；

氢氨醇一体化（如吉林大安、松原项目）。

储运技术：

高压气态储运（主流）；

管道输氢（示范中，如乌兰察布-燕山石化项目）；

液氨/甲醇载体（出口导向）；

项目分布：三北地区（内蒙古、新疆、宁夏占规划产能70%）。

3.2中游生存与储运技术现状

项目进展：

从项目产能来看，规划产能最多的五个省份依次为内蒙古、辽宁、吉林、湖北、黑龙江,具体规划产能及百分比分别为1941.2万吨(34%)、989 万吨(18%)、862.8 万吨(15%)、320万吨(6%)、293 万吨(5%)。

从项目所处阶段来看，大部分项目仍停留在公开签约或备案阶段，尚未有进一步的规划。具体为，公开签约或备案阶段的项目有123个，对应规划产能每年4922.39万吨，约占总规划产能的 86%;规划招标中的项目有 11个，对应规划产能每年 484.7 万吨,占比约为 8%;建造中的项目有 13 个,对应规划产能每年 323万吨，占比约为 6%;运营中的项目为2个示范项目，年产能共 6000 吨。各阶段对应的规划产能及百分比如下。

核心挑战：

消纳困境：西北地区绿氢产能集中，但本地工业需求不足，外运成本高（如氢气运输成本达8-10元/kg）。

转型方向：项目向“氢氨醇一体化”升级（如吉林大安项目），通过液氨/甲醇载体降低储运难度。

欧洲以管道输氢为主，中国仍依赖高压气罐。

氢能源主要系统发展现状：

‌燃料电池系统‌：

电堆功率密度达到4kW/L，接近国际先进水平；

质子交换膜国产化取得突破，但高端产品仍依赖进口；

催化剂铂用量持续降低，非铂催化剂研发进展显著。

‌氢能动力系统‌：

燃料电池发动机功率覆盖30-240kW；

车载储氢系统III型瓶实现量产，IV型瓶开始小批量应用；

系统成本较2020年下降约40%。

04

下游：应用场景

4.1下游主要应用场景

工业领域（主力）：

绿色甲醇：航运燃料（马士基订单驱动）、化工原料；

绿色合成氨：火电掺烧（政策强制10%）、化肥生产；

绿色炼化：炼厂灰氢替代（中石化项目）；

氢冶金：钢铁低碳转型（宝武示范项目）。

燃料电池汽车（加氢站供氢）；

船舶/航空燃料（SAF可持续航煤）。

能源领域：

氢发电（燃气轮机掺氢）；

氢储能（长时储能技术）。

4.2下游目前发展现状

交通与储能领域：

燃料电池车：42个建成项目配套加氢站，但规模有限（年消纳氢4.21万吨）。

氢储能：示范项目推进（如宁夏太阳山项目），写入《新型储能行动方案》。

‌工业领域‌：

绿氢替代灰氢在合成氨、甲醇等化工领域应用加速

氢冶金示范项目陆续投产

石化行业氢能需求持续增长

‌能源领域‌：

氢储能示范项目规模扩大，最大项目达10MW级

氢能热电联供系统在工业园区推广

可再生能源制氢-储氢-发电闭环模式开始探索

05

政策与全球趋势

5.1国内政策

顶层设计：《能源法》将氢纳入能源体系，工信部要求2027年绿氢在合成氨/甲醇/冶金领域规模化应用。

地方支持：内蒙古、新疆等地放开非化工区制氢限制，提供电价/补贴支持。

5.2国际动向

欧盟：启动69亿欧元Hy2Infra计划，强制2030年工业用氢42%为绿氢。

美国：《通胀削减法案》补贴3美元/kg绿氢，推动80亿美元氢中心建设。

日韩：聚焦进口（日本2030年目标720万吨），韩国强制发电掺氢2.1%。

5.3趋势

‌技术趋势‌：

电解槽大型化、高效化

储氢材料轻量化、高密度化

燃料电池长寿命、低成本化

市场趋势‌：

绿氢占比将快速提升

交通应用从商用车向乘用车扩展

工业领域将成为最大用氢场景

5.4 挑战

产能过剩：电解槽产能利用率不足20%，行业洗牌在即。

技术卡点：PEM膜电极、AEM阴离子膜国产化待突破。

消纳瓶颈：亟需配套输氢管道和就地转化项目（如绿氨/醇工厂）。

安全：标准体系和安全规范有待完善

商业模式：商业模式和经济性仍需突破