国家氢能源的发展现状和前景：氢能源行业专题研究报告

小君 2023-01-06 18:48:09 780

国家氢能源的发展现状和前景：氢能源行业专题研究报告氢能（绿氢）与电力（绿电）均为二次能源，是双碳目标战略下的必然选择。氢气的利用由来已久，但并非是当前备受关注的交通和电力领域，而主要作为生产原料应用于工业领域。绿能来自于绿电，从能源效率的角度来说，优先使用电力，电力解决不了的问题再制氢，能源载体、低碳原料是氢能工业领域的核心用途。氢能在能源转型中的角色由于不同产业存在地域性分布的差异，各省市对可再生能源制氢的应用规划也存在显著的差异。东部地区，例如上海和广东等，对于可再生能源制氢在交通领域，尤其是制氢加氢一体站的应用更为关注。西部地区的政策更加侧重于强调可再生能源制氢在工业领域的应用。在内蒙古、宁夏等地区，既拥有大量的可再生能源，也汇聚了大量的高碳排放企业，例如炼化企业、化工企业和钢铁企业等，电解水制氢技术的应用为这些高碳排放企业提供了低碳解决方案。2025年，内蒙古绿氢制备能力超过50万吨/年:《关于促进氢能产业高质量发展的意

（报告出品方/作者：国信证券，樊金璐）

1.政策支持绿氢绿电与工业耦合

国家层面政策：绿氢可以助力交通、化工、钢铁、石化等多领域深度脱碳，2022年3月国家发改委发布的《氢能产业发展中长期规划 (2021-2035年)》提到氢能正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一，氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向，规划明确提到2025年可再生能源制氢量达到10-20万吨/年。工信部等三部委印发《工业领域碳达峰实施方案》，鼓励有条件的地区利用可再生能源制氢，优化煤化工、合成氨、甲醇等原料结构。《“十四五”可再生能源发展规划》《关于“十四五”推动石化工行业高质量发展的指导意见》等政策提出绿氢与化工耦合。

西部地区的政策侧重于绿氢在工业领域的应用

据势银统计，目前内蒙古自治区、甘肃省、宁夏回族自治区和四川省成都市都在相应的政策中明确了2025年可再生能源制氢产量，合计年产量约80万吨。这超过了国家发改委在国家氢能规划中提及的2025年可再生能源制氢年产量目标，也体现出了中国可再生能源制氢的巨大潜力。

由于不同产业存在地域性分布的差异，各省市对可再生能源制氢的应用规划也存在显著的差异。东部地区，例如上海和广东等，对于可再生能源制氢在交通领域，尤其是制氢加氢一体站的应用更为关注。西部地区的政策更加侧重于强调可再生能源制氢在工业领域的应用。在内蒙古、宁夏等地区，既拥有大量的可再生能源，也汇聚了大量的高碳排放企业，例如炼化企业、化工企业和钢铁企业等，电解水制氢技术的应用为这些高碳排放企业提供了低碳解决方案。

2025年，内蒙古绿氢制备能力超过50万吨/年:《关于促进氢能产业高质量发展的意见》，到2025年前，开展“风光储氢”“源网荷储氢”等绿氢制备示范项目15个以上，绿氢制备能力超过50万吨/年；鼓励工业副产氢回收利用，工业副产氢利用超过100万吨/年，基本实现应用尽用；探索绿氢在化工、冶金、分布式发电、热电联供等领域的示范应用，打造10个以上示范项目；培育或引进50家以上包括15-20家装备制造核心企业在内的氢能产业链相关企业，电解槽、储氢瓶、燃料电池等装备的关键材料及部件制造取得技术突破。

《鄂尔多斯市“十四五”能源综合发展规划》和《鄂尔多斯市氢能产业发展规划》（2022年6月），提出在2025年底前形成40万吨/年的绿氢供应，在2030年底前达到100万吨/年的绿氢制造规模。2025年，整个内蒙古的绿氢产能规划目标是48万吨，鄂尔多斯相当于是整个内蒙古的80%。规划分三个阶段进行，每个阶段在氢源、制氢装备、应用场景等方面做了详细的布局。在推动可再生氢在煤化工行业的规模化应用方面，做了适应鄂尔多斯当地产业特色的安排，具体包括可再生氢＋煤化工生产烯烃、天然气、油品及化工品，以及可再生氢＋二氧化碳生产甲醇及下游产品等。对氢能产业的规划提出了5年建设28个氢能项目、投资1584.47亿元。

2.绿氢和工业分布决定工业绿氢先行

氢能在能源转型中的角色

氢能（绿氢）与电力（绿电）均为二次能源，是双碳目标战略下的必然选择。氢气的利用由来已久，但并非是当前备受关注的交通和电力领域，而主要作为生产原料应用于工业领域。绿能来自于绿电，从能源效率的角度来说，优先使用电力，电力解决不了的问题再制氢，能源载体、低碳原料是氢能工业领域的核心用途。

氢能的发展可以从“二次能源、能源载体、低碳原料”这3个角度切入，助推能源转型进程：

角度1 氢气可作为高效低碳的二次能源：氢气本身是一种高能源密度的二次能源（单位质量），同时也具有较强的电化学活性、可通过燃料电池进行发电。因此氢气可应用于燃料电池汽车从而替代传统燃油汽车，节约石油消费；也可以用于家用热电联产，减少电力和热力需求；还可以直接将氢气掺入到天然气管网直接燃烧。

角度2 氢气可作为灵活智慧的能源载体：通过电解水制氢技术及氢气与其他能源品种之间的转化，可提高可再生能源的消纳、提供长时间储能、优化区域物质流和能量流，进而建立多能互补的能源发展新模式。比如，在区域电力冗余时，可通过电解水制氢将多余电力转化为氢气并储存起来；在电力和热力供应不足时，氢气可以通过电化学反应发电、热电联供、直接燃烧等方式来实现电网和热网供需平衡。

角度3 氢气可作为绿色清洁的工业原料：国际能源署、麦肯锡等机构都认为氢能将实现工业部门的深度脱碳，主要方式为应用氢能革新型工艺，可以大规模使用“绿氢”替代“灰氢”。氢气直接还原铁是氢能革新型工艺的典型代表，该工艺使用氢气作为还原剂，将铁矿石直接还原为海绵铁，之后进入电炉炼钢，从而节省了焦炭的使用、减少了因原料带来的二氧化碳排放。“绿氢”替代“灰氢”是使用来自可再生能源的氢气，来替代合成氨、甲醇生产过程中的化石能源制氢，进而实现深度脱碳。

氢气来源现以灰氢为主，基本全部用于工业领域

我国的氢源结构目前仍是以煤为主，来自煤制氢的氢气占比约62%、天然气制氢占19%，电解水制氢仅占1%，工业副产占18%。就消费情况看，目前的氢能基本全部用于工业领域，其中，生产合成氨用氢占比为37%、甲醇用氢占比为19%、炼油用氢占比为10%、直接燃烧占比为15%、其他领域占比为19%。

新建工业项目配绿氢、存量项目进行绿氢置换逐渐成为发展趋势。基于需求侧产业的发展和产业链的完善，从灰氢逐步过渡到绿氢是较好的方式，优先使用副产氢，实现资源综合利用。

西部风光资源丰富，发展绿氢具有优势

在风能资源方面，2021年我国东北地区西部和东北部、华北北部、内蒙古中东部、新疆北部和东部、西北地区西北部、西藏大部、华东东南部沿海等地等地高空70米风力发电机常用安装高度的风能资源较好，有利于风力发电。

2021年，新疆、西藏、西北中部和西部、西南西部、内蒙古中部和西部、华北西北部、华南东南部、华东南部部分地区年水平面总辐照量超过 1400kWh/m，其中，西藏大部、四川西部、内蒙古西部、青海西北部等地的局部地区年水平面总辐照量超过1750kWh/m，太阳能资源最丰富。

3.绿氢与工业耦合示范项目及经济性

绿氢成本接近煤制氢，光电氢化耦合整体项目具备经济性

以化工企业作为氢能消纳场景，发挥上下游产业带动作用。借助西北地区光伏资源和产业集群优势，将光伏制氢用于化工原料或燃料，打通 “光伏制氢化工”生态链，解决光伏弃电严重问题，同时带动下游化工产业。

光伏弃电严重，经济效益受损。尽管西北地区拥有丰富的光伏资源，但是存在严重弃光现象，大量光伏发电因为消纳不足只能成为“垃圾电” ，影响企业经济效益。而“光伏制氢化工”生态链，则可将额外的光伏电力用于制氢，实现光电的充分利用。

氢能在传统煤基能源面对碳中和行动转型发展中可以起到重要作用，它是架起煤基能源与新能源之间的桥梁。在双碳目标下，应充分发挥煤炭资源富含碳的原料优势，将可再生能源制氢与之结合，在相同产品产量的情况下，可大幅降低煤炭消费总量，同时大幅减排由于水煤气变换过程产生的大量高纯CO2，使得碳资源得到充分利用，可以实现煤化工产业CO2低排放、甚至零排放，大幅削减碳税成本，系统能量利用效率将得到全面提升。

引入“绿氢”的几个影响： 1.减少空分系统负荷，甚至取消空分，减少燃料煤消耗； 2.氢源由煤气化和绿氢，减少煤气化规模，降低原料煤消耗； 3.改变变换工艺； 4.由于减少水煤气变换、空分符合，将显著降低净化酸性气体脱除环节装置负荷； 5.需要进一步示范，在验证技术可行的基础上，解决经济性问题。

4.工业绿氢应用提升相关设备需求

电解槽：碱性电解水技术占据主导地位

电解水制氢：具有绿色环保、生产灵活、纯度高（通常在99.7%以上）以及副产高价值氧气等特点，但其单位能耗约在4-5千瓦时/立方氢，制取成本受电价的影响很大，电价占到总成本的70%以上。若采用现有电力生产，制氢成本约为30-40元/公斤，且考虑火电占比较大，依旧面临碳排放问题。一般认为当电价低于0.3元/千瓦时（利用“谷电”电价），电解水制氢成本会接近传统化石能源制氢。

水电解槽：水电解制氢过程的主要装置。目前，电解水制氢技术主要有碱性水电解槽（AE）、质子交换膜水电解槽（PEM）和固体氧化物水电解槽（SOE）。其中，碱性电解槽技术最为成熟，生产成本较低，国内单台最大产气量为1400立方米/小时；质子交换膜电解槽流程简单，能效较高，国内单台最大产气量为50立方米/小时，但因使用贵金属电催化剂等材料，成本偏高；固体氧化物水电解槽釆用水蒸气电解，高温环境下工作，能效最高，但尚处于实验室研发阶段。

电解槽：绿氢项目建设加快，未来绿氢成本有望下降

国内的可再生能源制氢项目正在如火如荼地建设中。据势银(TrendBank)统计，目前国内已有超过百个在建和规划中的电解水制氢项目，涵盖了石油炼化、化工合成、钢铁冶炼和交通等多个领域。在2020年之前，大型电解水制氢设备(1000Nm3/h及以上)主要应用于多晶硅等极少数领域，大工业领域几乎没有涉及；2020年以后，双碳目标的建立对电解水制氢项目在工业领域的应用起到了极大的推动作用，大多数绿氢项目都启动于2020年之后。

在中国，碱性电解水制氢技术已经完成了商业化进程，产业链发展较为成熟。目前在中国已经发布的最大单槽制氢规模为1400Nm3/h，电解槽直流电耗最低可以达到4.2kWh/Nm³。质子交换膜电解水技术还处于商业化初期，赛克赛斯和国电投等国内企业，都已经具备生产制氢规模200Nm3/h的PEM电解槽的能力，工业级PEM电解槽产品的制氢能耗大约在5kWh/Nm3，但产业链仍存在国产化程度不足的问题。首先，电解槽中的质子交换膜较大的依赖国外进口;其次，电解槽使用的催化剂主要由铂和铱等贵金属组成，由于全球85%左右的铱由南非提供，这意味着催化剂也极度依赖进口供应。这些都可能成为未来制约中国质子交换膜电解水产业链发展的问题。

电解槽：碱性电解水技术企业较多，单槽规模较大

从光伏、风电、电力、钢铁、石化、燃料电池、房地产行业跨界入局的企业较多，环保、焦化、水利、煤化工、海洋装备、气体、汽车等行业企业也在布局。除电解槽生产制造外，相关零部件如电极涂层，气体扩散层，双极板、隔膜等相关研发制造企业也在逐渐增多。从企业发布的产品来看，布局碱性电解水制氢技术的企业数量要比布局PEM电解水制氢技术的企业数量更多，发布的电解水制氢设备的单槽制氢规模越来越大。电解槽装备企业数量从2020年约10家迅速上升到超百家。

报告节选：

国家氢能源的发展现状和前景：氢能源行业专题研究报告(1)