当前化石能源制氢处于主流地位，具有低成本的优势，但较高的碳排放阻碍其可持续发 展，利用可再次生产的能源电解水制氢则被认为是未来的发展趋势。目前传统的氢气制取方法 大致上可以分为以下几类：1）化石燃料制氢：最重要的包含煤制氢、天然气重整制氢等，该技术目 前相对成熟，已经进行工业生产。2）含氢尾气副产氢回收：最重要的包含氯碱工业、焦炉气、 合成氨等。3）高温分解制氢：最重要的包含甲醇裂解制氢等。4）电解水制氢：利用新能源电 能来制氢，能轻松实现碳的零排放，电力来源包括太阳能、风能、水能、核能等。5）其他 方式制氢：最重要的包含光解水制氢、生物质气化等。

  世界能源理事会将氢气按市场来源分成“灰氢”、“蓝氢”、“绿氢”三类。“灰氢”是指由煤 等化石燃料制取的氢气，制作的完整过程排放大量二氧化碳，并且难以实现较为经济的碳捕捉、 利用和封存。“蓝氢”是指使用碳捕集和封存（CCS）技术脱碳的灰氢，可以由天然气等化 石燃料制得。“绿氢”是指使用新能源电力或核能制取的氢气，是最适合实现可持续能源 转型的一种氢能。2019 氢能产业高质量发展创新峰会上，工信部原部长李毅中指出：“灰氢不可 取，蓝氢可以用，废氢再利用，绿氢是方向。”

  从氢气制取方式的占比情况看，全球氢气制取方式以天然气 SMR 为主，而我国以煤气 化制氢为主。2020 年，全球 59%的氢气来源于蒸汽甲烷重整，其次 21%的氢气来源于工 业副产品，电解水制氢只占 0.03%。对于我国来说，煤制氢仍为最主要的制氢方式，占比 达到 62%，其次是天然气制氢和工业副产氢，占比分别为 19%和 18%，占比最小的同样 为电解水制氢。我国氢气来源结构相比于全球的差异可能与国内能源结构有关，由于我 国煤资源相对于天然气更丰富，所以煤制氢相比于天然气制氢成本更低，在大规模制 取时具有优势。

  煤气化制氢是工业大规模制氢的首选方式之一，具有工艺成熟、成本低等优点。煤气化 制氢具体工艺过程是煤炭经过高温气化生成合成气（H2+CO）、CO 与水蒸气经变换转变 为 H2 和 CO2、脱除酸性气体（CO2+SO2）、氢气提纯等工艺环节，能够获得不同纯度的 氢气。近几年，煤制氢技术凭借原材料成本低、装置规模大的优势在整个世界范围内发展 迅速，煤制油和煤制烯烃等煤化工行业的迅速发展也使煤气化技术获得了更大发展空间， 尤其是在富煤贫油少气的我国。随着石油价格持续上涨，石油加工所需氢气逐步转由煤制氢 供给，这将推动煤制氢规模的进一步扩大。

  煤制氢方法的技术设备结构较为复杂，运转周期相对较短，并且产氢效率偏低、二氧化碳的 排放量较大，与可持续、低碳发展的目标相悖。目前，全球范围内已经实现产业化应用的煤气化技术有十几种，根据气化炉的操作状态和流体力学状态的不同可大致分为固定床 气化、流化床气化和气流床气化三类。在更强调低碳清洁的环境下，能否低成本并有效 减少碳排放是决定煤制氢技术发展前途的重要的条件。因此，低成本的碳捕获、利用与封 存（CCUS）技术的缺乏限制着煤气化制氢的低碳化发展。目前气流床气化技术被广泛应 用及推广。

  我们测算，煤炭价格为 950 元/t 时，煤制氢成本为 1.11 元/Nm3 或 12.46 元/Kg。测算依 据如下：（1）假设制氢量为 23.4 吨/天，消耗原料煤 179 吨（根据中国工程院中国煤炭清 洁高效可持续开发利用战略研究重点项目的数据）。（2）煤炭价格以山西产为基准，2022 年平均价格为 950 元/吨，电价采用北京市大工业用电在高峰及平段销售电价的平均值， 为 0.77 元/kWh。外购氧气成本为 0.5 元/m3（3）煤制氢采用水煤浆技术，建设投资 2.5 亿 元，折旧时间为 20 年，采用直线折旧法。修理费占总投资的 3%，财务费用占 5%，从成 本构成看，对于煤制氢来说，原料煤炭成本占总成本的比例为 58.34%，氧气成本占 14.75%， 电费成本占 6.55%。

  相比于煤制氢，天然气制氢产量高，碳排放量低，是国外主要的制氢途径。工业上由天 然气制氢的技术主要有蒸汽转化法、部分氧化法以及天然气催化裂解制氢，其中天然气 蒸汽转化制氢是普遍采取的制氢路线。其主要流程为天然气预处理后与水蒸气高温重整 制成合成气，经废热锅炉产生蒸汽回收热量，中温下合成气中的 CO 进一步通过水蒸气 变换得到 H2和 CO2，变换气经换热冷凝除去水，再经过变压吸附（PSA）分离提纯得到 氢气。由于我国天然气产量较低，所以天然气制氢成本高于美国、俄罗斯、中东等富产 天然气的国家和地区。

  我们测算，当天然气价格为 2.87 元/m3，天然气制氢成本为 2.19 元/m3或 24.63 元/kg。核 心根据常宏岗《天然气制氢技术及经济性分析》可知，天然气制氢工艺生产 1m3 氢气需 消耗：原料天然气 0.48 m3，燃料天然气 0.12 m3，锅炉给水 1.7Kg，电 0.2KWh。天然气 价格采用北京市工城六区商业用气非采暖季价格，2.87 元/m3。对于天然气制氢来说，天 然气价格是最主要的构成部分，占 62.84%，该比例远高于煤制氢中煤炭成本所占比重， 其次是燃料气成本，占比为 15.71%，电费占 7.02%，因此，原料对天然气制氢的影响大 于煤制氢。考虑到煤在我国能源结构中的比例高达 70%左右，而天然气资源供给有限， 主要依赖进口，而且含硫量较高，预处理工艺复杂，导致国内天然气制氢的经济性远低 于国外。从这一角度分析，煤制氢在我国仍优于天然气制氢。

  （二）工业副产氢：回收利用工业副产气，为氢能产业高质量发展初期提供低成本、分布式氢 源

  我国含氢工业尾气资源十分丰富，有氯碱副产氢、焦炉煤气制氢、炼厂重整制氢、轻烃 裂解制氢（丙烷脱氢 PDH 和乙烷裂解）等多种途径。我国炼油、化工、焦化等主要工业 副产气中大多含有 H2，且部分副产气 H2 含量较高。工业副产气制氢相较于化石燃料制 氢流程短，能耗低，且与工业生产结合紧密，配套公辅设施齐全，下游 H2利用和储运设 施较为完善，故工业副产气是目前较为理想的氢气来源。常见的工业副产氢方法有炼厂 重整、丙烷脱氢、焦炉煤气及氯碱化工等生产过程产生的氢气。烧碱尾气通过电解饱和 NaCl 溶液制取，含氢量约为 97%；焦炉煤气经煤炭高温蒸馏后获得，含氢量约为 57%； 丙烷脱氢副产气通过丙烷催化脱氢制取，含氢量为 80-92%；炼厂气以石脑油为原料制取， 含氢量为 14-90%。

  氯碱工业副产氢净化回收成本低，环保性较好，提纯后作为燃料电池车用燃料是一条较 好的利用途径。以氯碱副产氢为原料时，氢中的主要杂质是氯、氯化氢、氧和氮等，具 体制氢流程包括 4 个工序，即除氯工序、原料气压缩工序、脱氧干燥工序及变压吸附工 序。来自电解工序的氢气经过淋洗塔，用硫化钠溶液喷淋洗涤，除去氢气中的氯气。除 去氯气的含氢尾气通过旋风分离器除去夹带的水分，借助氢气压缩机加压至 0.8MPa，进 入汽水分离器除水，再进入脱氧器进行脱氧反应，除去氢气中的氧气。由于脱氧过程中 放出大量热量，故从脱氧器出来的气体先通过氢气冷却器冷却，再通过冷却冷凝器用冷 冻水进一步冷却。冷却后的气体通过变压吸附除去氮气和少量杂质气，最后输出纯度在99.99%以上的氢气。目前，氯碱工业副产氢被誉为最大有可能提供大规模燃料电池用廉价 氢源的重要途径。

  焦炉煤气约含 55%氢气，主流制氢工艺是焦炉煤气压缩净化后采用变压吸附法直接分离 提纯氢气。焦炉煤气是煤炼焦过程的副产品，初步净化后的焦炉煤气富含体积分数 55%- 60% H2、23%-27% CH4、5%-8% CO、1.5%-3% CO2、3%-5% N2、0. 3%-0.5% O2、2%-3% CnHm 等常量组成，同时还含有大量杂质组份如焦油、苯、萘、氨、氢化氰、有机硫、无 机硫等。变压吸附制氢工艺流程大致上可以分为四个工序。第一阶段是压缩，将炼焦厂产生的 焦炉煤气压缩，第二阶段是预处理与净化，焦炉煤气经过冷却进入预净化装置，预脱除 有机物、H2S、NH3 等杂质。再通过变温吸附（TSA）工艺进一步脱除易使吸附剂中毒的 组分，如焦油、萘、硫化物。第三阶段是变压吸附（PSA），被认为是整个工艺的核心， 用于除去氢气以外的绝大部分杂质组分。第四阶段是氢气精制，前一道工序获得的氢气 一般含有少量氧气和水分，为了获得纯度达到 99.999%的高纯氢还需要严控氧气含 量。

  我们测算，产氢量 10000m3 /h 的焦炉煤气制氢装置的制氢成本约为 1.39 元/Nm3 或 15.57 元/Kg。假设该制氢设备总投资 500 万元，折旧年限为 15 年，折旧方式为直线 焦炉煤气，耗电 3285kW·h，耗循环水 346t， 在电费为 0.77 元/ kWh、水费为 0.3 元/吨、焦炉煤气为 0.5 元/ m3 时，假设项目运行期间 每年人工支出为 150 万元，修理费用占总投资的 3%，财务费用占 5%，设备一年运行 8000h。因此煤焦炉气制氢单位成本为 1.39 元/m3。从成本构成看，原料焦炉煤气占总成本的比例为 75.25%，电费占 18.26%。

  目前电解水制氢技术主要有三种，其中碱性电解水制氢技术（AKL）最悠久，市场化最 成熟，制氢成本最低；质子交换膜（PEM）电解水制氢技术较为成熟，能适应可再生能 源波动性，是重要的研究方向；固体氧化物电解水制氢（SOE）技术是能耗最低、能量 转换效率最高的电解水制氢技术，尚处于不断改进阶段。电解水制氢的基本原理是在电 极两端施加足够大的电压时，水分子在阳极发生氧化反应产生氧气，在阴极发生还原反 应产生氢气。该制氢技术设备简单、无污染，所得氢气纯度高，杂质含量少，但耗能大， 成本较高。当前电解水制氢技术主要技术攻关在于如何降低电解过程中的能量损耗及提 高能源的转换效率。研究表明最有效的方法是降低电极在反应过程中的过电位，其重点 攻关领域主要在电极材料、催化剂及隔膜材料三大领域。

  电解水制氢的电力来源包括火力、风力、光伏、水力等，可再次生产的能源是其最理想的电力 来源。传统的电解水制氢技术在发电环节多采用火电，电价高并且伴随着大量的碳排放， 而可再生能源制氢采用的是风电、光电等能源，是真正意义上的绿氢制取技术。通过利 用弃风、弃光电力，电解水制氢可以平抑风力、光伏等发电输出的波动性，减少对能源 的浪费。但就目前来说，可再生能源电解制氢成本比较高，因此“绿氢”的制取亟需可再生能 源电解水制氢技术的进一步攻关，降氢成本，助力碳达峰、碳中和目标的推进。 风电制氢技术是一种将风力发电产生的电能通过简单处理后直接应用到电解水制氢的一 种新型环保制氢技术，它被看作一种清洁高效的能源利用模式。该模式的基本思路是将 超出电网接纳能力的风力发电量直接送入电解水制氢设备实现电-氢转换，产生的氢气经 过储氢罐储存运输，应用于氢燃料电池汽车、化工、医疗等方面。该技术利用风力发电 的多余电量来电解水制氢，通过控制系统调节风电上网与电量比例，能最大限度地吸纳 弃风电量，缓解规模化风电“上网难”的问题。

  目前国际上大多数光伏发电制氢系统采用太阳能光伏板与电解槽间接连接的方式。整套 光伏发电制氢系统包括光伏阵列、蓄电池、DC/DC 转换器、电解槽等部件。而直接连接 方式是将光伏阵列输出的电能直接通入电解槽，省去了蓄电池、DC/DC 等部件，优点是 系统更为简单且故障出现频率更低，但无法调节电压和电流，若光伏阵列最大功率点的 输出电压、电流与电解槽的工作电压、电流不能很好的匹配，将会使光伏阵列在偏离最 大功率点的地方运行，导致光伏电池的转换效率降低，从而使系统效率下降。因此，直 接连接系统中，光伏阵列与电解槽的合理匹配是难点。另外，直接连接系统中没有蓄电 池、DC/DC 转换器等调节装置，这也对电解槽的宽功率适应性也提出了更高要求。

  我们测算，对于额定产氢量为 1000 Nm3 /h 的电解水制氢装置，每年运行 2000 小时下， ALK、PEM 电解水制氢单位成本分别为 3.29、4.66 元/Nm3 或 36.99、52.31 元/Kg。固定 投资方面，主要设备包括：制氢电源、纯水制取系统、电解槽系统、储罐、压缩机和充装 管路系统，其中电解槽系统成本最高，两种电解槽成本分别为 1000 万、7000 万元，假定 运行年限均为 20 年。运维投入方面，假设运维所需人员为 12 人，人均年薪为 8 万元； 设备在 20 年内需大修一次，大修成本为固定投资的 20%；每制取 1 Nm3 氢气，理论消 耗的纯水量为 0.8 L，考虑纯水制取效率 80%，则消耗的水量为 1 L/ Nm3H2；两种电解水 制氢技术所需电耗分别为 4.78 kWh/Nm3、3.69 kWh/ Nm3。经测算，碱性电解水制氢成本 为 3.29 元/ Nm3，其中电费成本占 58.08%，电解槽成本占 7.59%；PEM 电解水制氢成本 为 4.66 元/ Nm3，，其中电费成本占 31.70%，电解槽成本占 37.59%。可以看出，电解水制 氢经济性受电价和电解槽成本影响大。

  ALK 制氢经济性主要受制于电费成本，PEM 制氢经济性主要受制于电解槽和电费成本。 在前文测算条件下，可以看到，电费在两种制氢成本中占比高达 58.08%和 31.70%，电解 槽成本分别占 7.59%和 37.59%。可以看到在 ALK 制氢中，电费的成本是影响单位制氢 成本的最大因素，而电费的成本取决于电耗和电价。在电耗方面，今年 2 月 14 日，隆基 氢能发布的 ALK 电解槽新品，在电流密度为 2500A/m2 时，生产每标方绿氢耗电 4kWh； 当电流密度满载为 3000A/m2 时，每标方绿氢生产耗电可低至 4.04kWh，测试过程中平均 耗电 4.07kWh。伴随着电耗的降低，即使电价不变，ALK 制氢的经济性也将提高。在电 费方面，根据国家发改委数据，过去十年光伏发电标杆上网电价总体下降 69.57%，未来 光伏发电成本仍有下降空间，碱性电解水制氢成本或将低于化石燃料制氢，真正实现“绿 氢”经济性。除了电价之外，电解槽的价格也是影响两种电解水制氢成本的关键，尤其在 PEM 中电解槽成本占比超过 37%，因此控制电解槽系统成本也是降低绿氢成本关键。

  我们以 ALK 制氢技术所需电耗为 4.2kWh/Nm3 的条件下进行测算，当电价为 0.05 元 /KWh，电解槽设备为 1000 万元以内，设备每年运行 3200h 时，绿氢制取成本低于灰氢。 在模拟测算中，当设备每年运行 2000h 时，即使当电价下降到 0.05 元/KWh，电解槽成本 下降至 600 万元，碱性电解水制氢成本为 1.47 元/Nm3，仍然与成本为 1.11 元/Nm3 的煤 制氢技术有一定差距，因此提高设备运行时间、增加设备利用率是进一步降低绿氢制取 成本的关键。在电价和电解槽价格一定时，设备每年运行小时数从 2000 提升到 3200 时， 电解槽成本只要低于 1000 万元，ALK 制氢技术在经济性上就超过了煤气化制氢，为绿 氢进一步替代灰氢提供了可能。

  甲醇裂解制氢工艺简单，易于操作，是主要的高温分解制氢方法。甲醇裂解制氢的工艺 路线是将加压汽化后的甲醇气与水蒸气混合后，在铜系催化剂的作用下，于 250~300℃ 甲醇裂解转化生成氢气、二氧化碳及少量一氧化碳和甲烷的混合气体，作为制取氢气的 原料气，再经变压吸附法提纯氢气，采取不同的操作方法可得到纯度不同的氢气，纯度 最高可达 99.9%以上。在实际应用中，甲醇裂解制氢具有操作简便，所需设备少的特点， 并且作为制氢原料的甲醇常温常压下呈液态，储运方便，可以节约生产成本，所使用的 铜系催化剂也廉价易得，副产物少。

  我们测算，对于额定产氢量 2000 Nm3 /h 的甲醇裂解制氢装置，制氢单位成本为 2.50 元/ Nm3 或 28.06 元/Kg。固定投资方面，相较于其他制氢设备，甲醇裂解制氢设备单次投资 小，假设设备投入为 400 万元，运行年限为 20 年，每年运行 8000 小时。运维投入方面， 假设运维所需人员为 12 人，人均年薪为 8 万元，每年维修费用为总投资的 3%。根据《甲 醇制氢技术及在燃料电池中的应用》可知，每制取 1 Nm3 氢气，理论消耗原料甲醇 0.72Kg， 需要 30Kg 冷却水，0.4Kg 除盐水，耗电量为 0.7KWh，假设甲醇价格为 2500 元/吨。经 测算，甲醇裂解制氢成本为 2.50 元/ Nm3，其中原料成本占 72.07%，电费成本占 21.58%。 甲醇裂解制氢的设备投资规模小，适合中小规模制氢，但甲醇由化石能源制取后需要再 分解制氢，是对能源的浪费。

  生物质制氢技术可分为热化学转化法和微生物法，前者已大规模应用。生物质是地球种 类最丰富、用途最广泛且可持续利用的含碳资源之一，已成为世界第 4 大能源。依据制 氢原理不同，生物质制氢技术可分为热化学转化法和微生物法，其中热化学转化法制氢 是一种有效且快速的方法，目前已部分实现大规模化生产。微生物法制氢技术的发展起 步较晚，其制氢过程虽然具有流程简单、节能等优势，但易受其自身副产物或外界环境 影响，导致整体制氢效率不高，限制了其产业化发展。以热化学转化法中气化为例，其 主要工艺流程为：气化剂(氧气、蒸汽)与生物质原料通过生物质预处理单元处理后送到生 物质气化装置中进行生物质气化反应，并生成原料合成气，此时，合成气中仍含有焦油、 氨气、苯酚等杂质，利用水蒸气将杂质洗去后送入水煤气变换单元。水煤气变换气通常 包含酸性气体以及大量的杂质，需要进一步纯化。经过纯化后的合成气被送入变压吸附 装置中进行气体分离。气化法 H2产率远高于热解制氢法，总效率高达 52%。

  我们测算，生物质制氢成本介于电解水和煤气化制氢之间，为 2.28 元/Nm³或 25.59 元/Kg。 根据《煤气化、生物质气化制氢与电解水制氢的技术经济性比较》可知，每千克生物质 吸附后可得 0.54Nm³氢气，即 0.0482kg。制氢成本包括原料成本、原料成型成本、气化成 本、净化成本、变换成本及 PSA 成本。若把这些成本都折算为原料成本，可得每使用 1Kg 生物质制氢的成本为 1.230 元，最终可制得 0.54Nm³氢气，故测算出生物质制氢成本为 2.28 元/Nm³，即 25.59 元/kg。该成本低于电解水制氢，从长远来看，在生物质丰富的地 区可推广应用，但目前其受到催化剂活性、成本等限制，氢气效率较低。

  从成本看，短期内化石燃料制氢的成本优势仍会在大多数地区继续存在。从规模来看， 煤制氢技术适用于更大规模的制氢，天然气制氢技术其次，电解水适用规模最小。未来 一段时间内，氢成本将在很大程度上受到电力和天然气成本的影响，根据燃料价格和电 费情况，各主要制氢方式的成本有所不同。在天然气依赖进口并且可再次生产的能源发展良好 的国家，用可再次生产的能源生产氢气可能比用天然气成本更低；而在国内天然气资源和 CO2 储存能力较低的地区，用配备 CCUS 的煤制氢可能是更经济的选择。

  储氢是氢能大规模推广应用的前提，其关键在于提高氢气能量密度的同时保证安全性。 作为氢能利用的基础环节，氢气的存储是其高效发展的重要环节，也是目前限制氢气大 规模使用的瓶颈之一。氢通常情况下以气态形式存在，是已知的世界上密度最小的气体， 288.15K、0.101MPa 条件下，单位体积氢气的能量密度仅为 12.1MJ，因此在存储过程中 提高氢气的能量密度对于降低储氢成本、提高储氢效率以及含量至关重要。另外，氢气 易燃、易爆、易扩散，当氢气体积浓度为 4.0%～75.6%时，遇火即爆，因而氢气的储存过 程中还需要考虑安全性与泄露损失问题。

  常见的氢气储存方式可以分为物理储氢和化学储氢两大类。物理储氢过程只发生物理变 化，仅通过改变储氢条件提高氢气密度，不需要储氢介质，成本较低，并且得到的氢气 浓度高，具体包括高压气态储氢和低温液态储氢等方式。化学储氢则是指储氢介质在一 定条件下与氢气发生化学反应生成稳定化合物，再通过改变条件实现放氢的方法，具体包括固体储氢、有机液体储氢等。目前来说，发展最成熟、使用最广泛的是高压气态储 氢方法，在加氢站及车载储氢领域均有应用。低温液态储氢、固体金属氢化物储氢、有 机物液体储氢综合性能好，但尚处于研发阶段。

  高压气态储氢通过高压压缩氢气将其储存在高压气瓶中，具有氢气充放速度快，成本相 对较低的特点。高压气态是目前最为常用的氢气储运技术，一般是将氢气加压到 35 或 70MPa，储存到复合材料氢气储运装备中。该过程在常温下就可以直接对氢气进行压缩， 工艺较为简单，通过减压阀就可以调控氢气的释放。但是由于氢的分子渗透作用，钢制 高压气瓶容易出现氢脆现象，带来氢气泄露和爆炸的风险，因此对于气瓶材料的选择应 格外谨慎。高压气态储氢容器通常可以分为全金属瓶（I 型）、钢制内胆纤维缠绕瓶（II 型）、铝内胆纤维缠绕瓶型（III 型）及塑料内胆纤维缠绕瓶（IV 型）四种。 四种类型的高压气态储氢容器各具特点，满足不同应用场景的需求。全金属储氢气瓶（I 型）由于使用全金属材料，所以质量较大，储氢密度低，质量储氢密度在 1%～1.5%左右。 另外材料强度较高使其对于氢脆的敏感性较强，高压下失效的风险增加，无法满足车用 储氢容器的要求，多用于固定式、小储量的氢气储存。钢制内胆纤维缠绕瓶（II 型）内胆 仍为钢材质，质量储氢密度与 I 型相当，但它利用纤维作为承压层，储氢压力可达 40KPa。 铝内胆纤维缠绕瓶型（III 型）通常以铝合金材料作为内胆，金属内衬的厚度减小，大大 降低了储罐的质量，目前，中国 III 型瓶技术较为成熟，35KPa 的Ⅲ型瓶已在燃料电池汽 车上实际投产使用。塑料内胆纤维缠绕瓶（IV 型）内胆采用阻隔性能良好的工程热塑料， 与氢气具有更好的相容性，且具有高气密性、耐腐蚀、耐高温和高强度、高韧性的优点，容重比目前最高，在车载氢气储存系统中的具备一定竞争力，但在我国目前仍处于研究 阶段。

  根据储存目的、安装地点的不同，高压气态储氢又可分为车载式、固定式、移动式三种 形式。车载式储氢瓶主要用于汽车内氢燃料电池的氢能储存，出于对于体积和质量的要 求，大多使用 III 型和 IV 型高压气瓶，工作压力为 35KPa 或 40KPa。固定式储氢容器主 要用于加氢站的氢能储存，一般而言，35KPa 加氢站需要使用设计压力为 50KPa 的固定 式储氢容器，70KPa 加氢站需要使用设计压力为 98KPa~99KPa 的固定式储氢容器，现阶 段正进行材料和制造工艺方面的研究。移动式氢气运输气瓶主要用于通过高压长管拖车 或管束式集装箱将氢气由产地运往加氢站。由于需要进行公路运输，该类气瓶对安全性 提出了较高的要求。目前我国主要以 20KPa 的纯钢质Ｉ型瓶为主，与国际使用 III 型和 IV 型的先进水平还有较大差距。

  液化储氢方式最大优点在于质量储氢密度高，但氢气液化耗能多，易泄露，安全技术较 为复杂。在一个大气压下，氢气在-253℃以下为液态，此时液氢的密度是气态氢的 865倍， 因此低温液态储氢相对于高压气态储氢具有更大的吸引力，按目前的技术单位质量储氢 密度可达 5%以上。从成本看，氢气的低温液化能耗高，理论上液化 1kg 氢气约需耗电 4KWh，占 1kg 氢气自身能量的 10%，实际消耗能量大约是理论值的 2.5 倍。另外，液氢 还存在较为严重的泄露问题，稍有热量从外部深入容器，便会导致液氢的快速沸腾和损 失。所以液化储氢方式不适用于汽车等间歇使用的场合，而对于航天领域是有利的。 为避免内外温差导致的液氢快速蒸发损失，低温液态储氢对储氢容器有着较高要求，根 据其使用形式可分为固定式、移动式、罐式集装箱三种类型。液氢沸点仅为 20.38K，气 化潜热小，仅为 0.91kJ/mol，因此液氢的储存需要使用具有良好绝热性能的容器。通常采 用双层壁真空绝热结构，并配置安全保护装置和自动控制装置来减震和抗冲击，这提高 了储氢系统的复杂程度和总体质量。液氢储罐有多种类型，根据其使用形式可分为固定 式、移动式、罐式集装箱三种类型，由于液氢储罐表面积越小，其蒸发损失也越小，所以 球形储罐是一种比较理想的形式。

  （三）固体储氢：全国首个固态储氢项目已并网发电，实现“绿电”与“绿氢”灵活转换

  固体储氢具有安全、高效、高密度的特点，可以把光伏、风电等不稳定的发电量高密度 存储起来，实现“绿电”与“绿氢”的灵活转换。固体储氢是指利用某些固体对于氢气的物 理吸附或化学反应，将氢气储存在固体材料中，再根据需要随时将氢气释放出来的储氢 技术。它解决了高压气态储氢和低温液态储氢需要苛刻高压、低温条件的问题，体积储 氢密度更高，安全性更好。3 月 25 日，国家重点研发计划中的固态储氢开发项目率先在 广州和昆明实现并网发电。这是我国首次利用光伏发电制成固态氢能并成功应用于电力 系统，对于推进可再次生产的能源大规模制氢、加快建成新型电力系统具有里程碑意义。 固态储氢时，氢以分子、离子、原子等状态存在，有物理和化学两种机制。物理机制下， 氢以分子态与材料结合，而在化学机制下氢以离子键或共价键与其他组分结合，生成金 属氢化物、配位氢化物等。因此，固体储氢材料分为物理吸附型储氢材料、金属氢化物 储氢合金和配位氢化物储氢三种类型，其中金属氢化物因储氢质量密度较大、储氢体积 比高于高压和液化储氢、安全性好、氢气纯度高、可逆循环好，是近年来发展较快的固 体储氢方式。

  氢气在金属氢化物储氢罐中以储氢合金的形式存在，储氢罐有四种形式。金属氢化物储 氢装置将储氢合金（一般为 AB5型、AB2 型、AB 型、镁系的储氢材料）以一定的方式装 填到容器内，利用储氢合金的可逆吸放氢能力，达到储存、净化氢气的目的。金属氢化 物储氢密度可达标准状态下氢气的 1000 倍，与液氢相当，甚至超过液氢，可应用于仪器 配套、燃料电池、半导体工业、保护气体、氢气净化等领域。金属氢化物储氢罐具有圆柱 形空腔、空腔内置气体导管、多腔室和蜂巢型四种结构。

  镁基储氢材料，具有储氢量高、镁资源丰富以及成本低廉等优点，被认为是极具应用前 景的一类固态储氢材料。我国在镁资源方面非常有优势，全球大概 90%的镁都是生产于 中国，镁年产量占全球 85%以上，原料来源丰富且成本低。镁基固态储氢材料在吸氢时 是放热过程，不损耗能量，循环寿命长、常温常压储氢，具有较强的竞争能力和较好的 应用前景。目前，研究最多且产业化前景较好的镁基氢化物是 MgH2。镁在 300～400 ℃ 和较高氢压（2.4～40 MPa）的环境下可以直接与氢气反应生成 MgH2，MgH2具有性能稳 定的红晶石结构，而且它的质量密度和体积密度分别达到 7.6%和 110 kg/m3。

  有机液体储氢具有储氢容量大，应用安全、环保，可实现大规模、远距离运输的特点， 是一种可行的氢能储运方法。该储氢系统的工作原理为：对有机液体氢载体催化加氢， 储存氢能；通过存储设备将有机液体氢化物运输至目的地；在脱氢反应装置中催化脱氢， 释放氢气。不同有机液体储氢材料具有不同的物理性质，储氢量也各不相同，总的来说 有机液体储氢技术具有较高储氢密度，通过加氢、脱氢过程可实现有机液体的循环利用，成本相对较低。同时，常用材料（如环己烷和甲基环己烷等）在常温常压下即可实现储 氢，安全性较高。

  有机液体储氢技术到实际应用仍需解决一系列技术瓶颈。首先，需要开发高转化率、高 选择性和稳定性的脱氧催化剂，以提高储氢效率和安全性。其次，脱氧反应是强吸热的 非均相反应，需要在低温高压条件下反应，脱氧催化剂在高温条件下容易发生孔结构破 坏、结焦失活等现象，不仅其活性随着反应的进行而降低，而且有可能因为结焦而造成 反应器堵塞，所以需要保证催化剂的反应条件得到持续满足。然后，脱氧过程也可能发 生副反应如氢解反应，使环状结构的氢化物转化成 C1~C5 的低分子有机物。如何减少副 反应的发生，提高氢气纯度，是亟待解决的技术难题。

  目前氢气的主要运输手段有三种，即高压气氢运输、液氢运输和管道输氢，其中高压气 氢运输是当前广泛使用的运输方式。由于氢能的存储方式按照氢气所处状态可以分为气 态、液态和固态，相应地，氢气的运输方式可以分为气态氢气运输、液态氢气运输和固 态氢气运输。不同运氢方式的技术成熟程度、应用场景以及使用成本各不相同，各有其 特定的优缺点。其中气态和液态氢气运输是将氢气加压或者液化再利用交通工具或管道 运输，但对于固态氢气来说，迄今尚未有专门的输送方式，随着固氢技术的不断进步， 这种便捷的运输方式在将来具有一定前景。

  气态的氢能通常进行加压后储存在压力容器中，再通过集装格、长管拖车运输，该技术 相对成熟，是加氢站使用的主要运氢方式，但存在效率低下、成本比较高的问题，比较适 用于近距离、小体量运氢场景。其中，集装格由多个水容积为 40L 的高压氢气钢瓶组成， 压力通常为 15MPa，在少量的灵活运输方面具有优势。长管拖车使用的储氢容器则通常 是压力为 20MPa 左右的无缝钢瓶，储氢量可以达到 3500Nm3。但由于氢气密度小，储氢容器自重大，所以长管拖车所运氢气的质量只占总质量的 1%~2%，国内常见的单车运氢 量约为 260~460kg，未来通过提高压力有望进一步提升运氢能力。另外氢气瓶卸车时间较 长，需要约 2~6 小时，效率较低。具体流程包括经压缩机压缩、装气柱、卸气柱，经减 压并入氢气管网等。

  我们测算，20Mpa 长管拖车运氢成本在运输距离为 100km 时为 6.65 元/kg，50MPa 的长 管拖车在运输距离为 100km 时为 3.19 元/kg，高压运氢的成本优势明显。核心假设如下： (1)20MPa 的长管拖车满载氢气质量 350kg，管束中氢气残余率 20%；(2)氢源距离加氢站 100km，加氢站每天用氢 500kg；(3)拖车百公里耗油量 25L，柴油价格 7.5 元/L；（4）拖 车每天工作 15 小时，平均时速为 50km/h，拖车装、卸氢均需 5 小时；(5)每台车拖车车 头和管束共 70 万元，10 年折旧，折旧方式均为直线 名装卸 操作员，人员费用 10 万元/人·年，车辆保险费用 1 万元/车·年，保养费用 0.3 元/km，过 路费 0.6 元/km；(7)每次氢气压缩过程耗电 1kWh/kg，电价 0.6 元/kWh；(8)运氢毛利 15%。 为了在拖车的工作时限内将足够量的氢气运至加氢站，以满足其要求，可以计算出所需 长管拖车的数量为 2 台。这样一来，可测算出 20MPa 的长管拖车在运输距离为 100km 时 为 6.65 元/kg。若把容器罐压力提高到 50Mpa，使其可运载 1200kg 氢气，则仅需一台长 管拖车便可满足加氢站的氢气需求，同理，可测算出 50MPa 的长管拖车在运输距离为 100km 时为 3.19 元/kg。50MPa 的长管拖车在相同设定下比 20MPa 的长管拖车成本下降 了 52.03%，因此从经济性角度出发，加大钢瓶储氢压力能较大地降低成本，是未来高压 气氢运输的发展方向。

  从成本构成来看，人工费用和油费是最主要的组成部分。对于 20Mpa 长管拖车来说，人 工费用和油费占总成本的比重达到 62.48%，而对于 50Mpa 长管拖车来说，人工费用和油 费占总成本的 54.98%，电费在总成本中的占比高于油费。由于长管拖车运氢量增加，所 需的长管拖车量数减少，这在很大程度上减少了人工费用和油费，另外折旧费用也从 0.77 元/kg 减少到 0.38 元/kg。因此，长管拖车的数量是影响运氢成本的重要因素，可以通过 减小运氢距离或加大储氢容器压力来减少所需长管拖车数量。

  液氢运输提高了氢气的能量密度，效率较高，但制取液氢能耗较大，运输过程存在一定 蒸发损失，对设备、工艺、能源的要求更高，目前国内仅用于航天及军事领域。液氢运 输主要是指将气态氢降温至 21K 液化，再通过 0.6MPa 的专用低温绝热槽罐进行运输的 方法，为了保证液氢储存的密封性和隔热性，其中液氢储罐由特殊材料和工艺制成。由 于液氢的密度达 71g/L，所以 65m3 的液氢槽罐车每次可容纳约 4000kg 的氢气，是长管拖 车每次运氢量的 10 倍以上。国外加氢站采用槽车液氢运输的方式要略多于气态氢气的运 输方式，但从国内情况来看液氢在短期内还无法成为运氢的主要手段，一是由于我国的 液氢关键设备（如透平膨胀机、3000m3 以上大型液氢储罐、液氢泵等）与发达国家差距 较大，很大程度上依然依赖进口；二是由于液氢运输相应的法律法规不完善，导致液氢 运输审批困难，限制了液氢罐车在民用领域的应用。

  液氢适合远距离、大体量运输场景，可以利用铁路和轮船进行长距离或跨洲际输送。深 冷铁路槽车长距离运输液氢是一种既能满足较大的输氢量要求又比较快速、经济的运氢 方法。这种铁路槽车常用水平放置的圆筒形杜瓦槽罐，其储存液氢的容量可达 100m3，特 殊的更大容量的铁路槽车甚至可以运输 120～200m3 的液氢，在国际上，俄罗斯的液氢储 罐容量跨度可达到 25~1437m3。但目前仅有非常少量的氢气采用铁路运输，仅在国外有 非常少量的氢气铁路运输路线。总的来说，若液氢液化、运输过程中的损耗问题未来得 到解决，液氢运输在中远距离的输氢将有较大前景。 我们测算，从成本来看，考虑液氢的蒸发损耗后其运输成本在运输距离为 100km 时为 24.05 元/kg，在长距离运输场景具备优势。核心假设如下：(1)65m3 的液氢槽罐车满载氢 气质量 4000kg；(2)氢源距离加氢站 100km，加氢站每天用氢 500kg；(3)液氢槽罐车百公 里耗油量 25L，柴油价格 7.5 元/L；（4）槽罐车每天工作 15 小时，平均时速为 50km/h， 拖车装、卸氢均需 6.5 小时，损耗氢气成本 11.1 元/kg；(5)液氢槽罐车价格约为 45 万元/ 辆，10 年折旧，折旧方式均为直线 名装卸操作员，人员费用 10 万元/人·年，车辆保险费用 1 万元/车·年，保养费用 0.3 元/km，过路费 0.6 元/km；(7) 每次氢气压缩过程耗电 11kWh/kg，电价 0.6 元/kWh；(8)运氢毛利 20%。因此可以测算出 对于用氢量 500kg/天，距离氢源 100km 的加氢站来说，使用液氢运输的价格为 24.05 元 /kg。从成本构成可以看到，氢气在液化、运输过程中的损耗占总成本的比重较大，达到 57.70%，因此降低液氢损耗是未来亟需解决的问题。另外，与距离呈正相关的油费、路 费等占比并不大，因此液氢罐车在长距离运输下更具成本优势。

  氢气管道可分为长距离输送管道和短距离配送管道，具有投资大、能耗低的特点。长输 管道输氢压力较高，管道直径较大，主要用于制氢单元与氢气站之间的高压氢气的长距 离、大规模输送；配送管道输氢压力较低，管道直径较小，主要用于氢气站与各个用户 之间的中低压氢气的配送。氢气输送管道投资成本高，主要成本为路权，另外由于锰钢、 镍钢以及其它高强度钢长期暴露在氢气中，尤其在高温高压下，强度会大大降低甚至导 致失效，产生“氢脆”现象，所以目前氢气长输管道的造价为 63 万美元/公里左右，约为天 然气管道造价的 2.5 倍。由于氢气在低压状态下运输，因此能耗相比高压运氢更低，并且 运营成本也相对较低，使用寿命可达 40-80 年。

  我国氢气管道总里程数与国外有较大差距，大规模的氢气管道运输目前在我国仍未形成。 据统计，全球范围内氢气输送管道总里程已超过 4600km，其中，美国氢气管道规模最大， 总里程达到 2720km，它拥有位于墨西哥沿岸的全球最大氢气输运管网，全长 965km，输 氢量达 150 万 Nm3 /h。相比之下，我国氢气管道网络的建设较为滞后，现有氢气输送管 道总里程仅约 400km，其中自主建设的典型输氢管道有 2 条，分别是 2014 年建成投产的 巴陵石化的巴陵－长岭输氢管道，与 2015 年建成投产的中国石化洛阳分公司的济源－洛 阳输氢管道。2021 年，中国石油天然气管道工程有限公司中标河北定州至高碑店氢气长 输管道可行性研究项目，管道全长约 145 公里，是国内目前规划建设的最长氢气管道， 设计输量 10 万吨/年，同时还将在河北保定附近预留分支节点建立氢气母站，用于兼顾 河北雄安新区市场需求。据《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》预计，到 2030 年，我国将建成 3000 公里以上的氢气长输管道。

  利用现有的天然气管网混氢运输可大幅降低氢气输送成本，减少开发新的输配基础设施 的投资，具有一定前景。由于氢气长输管道昂贵的建设成本，利用现存天然气管道输送 氢气与天然气混合气或将天然气管道改造为氢气管道的技术受到了研究人员广泛的关注。 天然气和氢气同属气体能量载体，在物理性质方面具有一定的相似性，天然气的压缩、 储存、管输、燃烧设施等基础设施也对氢气有一定的适应性，所以该技术在理论上具有 可行性。但是天然气与氢气物性又有很多不同，使得这些基础设施对氢气的适应具有一 定的范围，目前来看，运氢管道直径和设计压力均小于天然气管道，因此合理、安全的 掺氢比例范围需审慎评估并确定。

  目前来看，研究表明如果将掺混入天然气的氢气含量控制在 15%~20%以内，可以直接 利用现有天然气管道输送，意大利、英国等已有类似示范项目。天然气管道掺入氢气后 不仅会带来管道材料的氢脆、氢鼓泡、脱碳及氢腐蚀等风险，也会对管道的输气能力有 影响。安全掺氢比例既取决于管道材质，又取决于终端应用方式。一般来说，聚乙烯内 衬管道可输送 100%的氢气，而普通管道可掺氢 20%；欧洲燃气加热和烹饪器具可适用于 23%掺氢燃气，而燃气轮机仅能承受 5%以下的掺氢比例。如果掺氢技术研发成功，并能 解决氢气与天然气管道相容性问题，我国西部地区便可利用丰富的光伏和风能资源制氢， 并充分利用现有西气东输管道等天然气主干管道和庞大的支线网络向东部地区远距离输 氢，大大降低国内运氢成本。

  我们测算，对于长度 25km、年输送能力 10.04 万吨的氢气管道来说，运氢价格为 0.80 元 /kg。管道氢气运输的成本主要包括管道建设费用折旧与摊销、运行和维护费用（材料费、 维修费、输气损耗、职工薪酬等）、管理费及氢气压缩成本等。根据我国“济源-洛阳”氢气 输送管道项目进行测算，它全长 25km，年输送氢气能力为 10.04 万吨，建设成本为 616 万/km，管道使用寿命 20 年。运行期间维护成本及管理费用按建设成本的 10%计算，据 统计氢气管道在满载输送过程中损耗为 1252kg/km 年，另外假设氢气压缩过程耗电 1kWh/kg，电价为 0.6 元/kWh。这样算出该项目合计成本为 0.68 元/kg，在毛利率为 15% 时运输价格为 0.80 元/kg。该成本相对于长管拖车与液氢槽车运输具有很大的优势，尤其 是当氢能需求达到一定规模时前景光明。

  加氢站作为氢能行业的中转站和补给站，在交通领域的应用和推广中起到了至关重要的 作用。根据《GB/T34584—2017 加氢站安全技术规范》国家标准，加氢站通常用于为氢 能源汽车提供燃料，包括氢燃料电池车辆、氢气内燃机车辆及氢气混合燃料车辆等，是 氢能源汽车发展所需的重要基础设施。加氢站通常由压缩系统、储氢系统和加注系统等 部分组成，各系统不可或缺，分别对应加氢过程中的氢气调压、储存和加注。从具体流 程来看，加氢站通常将长管拖车、运氢管道等加氢站外供氢和加氢站内自制供氢等不同 储运方式的氢气，通过压缩机、储罐等装置处理后输入加氢机，最终给燃料电池汽车等 提供氢气。

  从供氢方式看，加氢站可分为外供氢加氢站和内制氢加氢站。外供氢加氢站的氢气来源 主要为长管拖车、液氢槽车、管道等方式运输的氢气，通过这些方式将氢气运输至站内。 内制氢加氢站需要建设制氢系统从而在站内制氢，所以氢气来源主要是站内电解水制氢、 天然气重整制氢等方式获取的氢气。从加注压力看，加氢站可分为 35MPa 和 70MPa 工 作压力加氢站。当充氢压力为 35~70MPa 时，加氢站氢气储存系统的工作压力宜为 35~100MPa。从氢气储存方式看，加氢站主分为高压气氢站和液氢站。现阶段，我国以高 压气氢站为主，而美国和日本以液氢站居多。相比气氢站，液氢储运加氢站存储量更大 建设难度也更高。从能源组成看，加氢站可分为纯加氢站、油氢混合站以及气氢混合站。

  相较于欧美、日本等发达国家，我国加氢站的建设起步较慢，近几年增速加快。早在上 世纪 80 年代，美国建成了世界上第一座加氢站，而我国第一座制氢加氢站于 2006 年在 北京建成。从加氢站的全球分布来看，截至 2022 年底，日本拥有 165 座加氢站位居全球 第一；韩国排名第二，加氢站数量为 149 座；中国以 138 座加氢站拥有量位居全球第三。 从加氢站的国内区域分布看，H2-Stations 网站数据显示，截至 2022 年 12 月低广东省在 运加氢站 25 座，遥遥领先于其他省份，山东以 20 座排在第二位，其次是上海、江苏、 湖北、北京等省份和直辖市，东部省份加氢站的数量远远多于西部省份。

  我国加氢站核心设备尚处于研发阶段，加注压力低于欧美发达国家，压缩机等关键设备 未实现国产化，核心部件仍依赖进口。在压缩机方面，我国仅能生产用于石油、化工领 域的工业氢气压缩机，输出压力均在 30Mpa 以下，无法满足加氢站技术要求。中船重工 718 所通过与美国 PDC 公司技术合作，可组装用于加氢站的高压氢气压缩机，但核心部 件均需美方提供，国产化还有较远距离。在储氢罐方面，浙江大学掌握了纤维全缠绕铝 合金内胆高压储氢罐制造技术，但尚未实现量产。在加氢机方面，江苏国富氢能技术有 限公司和成都华气厚普机电设备股份有限公司已成功研发出国产加氢机，最大加注压力 为 45Mpa，已在多座加氢站应用，是目前已实现国产化的加氢站核心设备。

  近年来，加氢站得到了国家政策的大力支持，这为加氢站的建设打开了广阔前景。国务 院于 2014 年发布的《能源发展战略行动计划(2014—2020 年)》，正式将氢能与氢燃料电 池作为能源科技创新战略方向。《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》，明确了氢 能产业的基础设施规划目标：到 2030 年加氢站数量达到 1000 座。《中国制造 2025》指出 到 2030 年实现氢燃料电池汽车的大批量应用，其中 2025 年前实现氢能汽车方面的制氢、 加氢等配套基础设施基本完善。另外，2019 年《政府工作报告》首次提及氢能应用，明 确提出推进加氢站设施建设。2021 年《国务院关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济 体系的指导意见》提出加强新能源汽车充换电、加氢等配套基础设施建设。未来我国加 氢站将进入快速发展阶段，尤其是 2025 年以后，在氢燃料电池汽车爆发式增长的推动下 加氢站建设将呈线性高速发展。预计中国在 2025 年实现 1000 座加氢站，2030 年实现 5000 座加氢站的建设。

  加氢站初始建设投资金额巨大，但随着设备的规模化生产和国产化研发的推进，预计未 来 1-2 年内设备成本将明显降低。目前，我国一个加注能力 500 kg/d 的加氢站建设成本 （不含土地费用）约 1000 万元，其中压缩机由于主要依赖进口，占总成本的比重达 32%， 其次是土建施工费，占 16%左右。因此，各地方相继出台的补贴政策对于降低加氢站的 总成本极为重要。否则在氢能产业链的发展初期，民营企业因高额的投资成本望而退却， 不利于氢能产业链的健康持续发展。

  随着氢能产业链规模的扩大与加氢站数量的不断增加，规模效应将使加氢站成本呈现稳 步下降的趋势。以氢气压缩机为例，研究表明生产规模从 10 台/年增加到 500 台/年时， 工厂的制造成本会大幅下降，下降幅度超过原有成本的 80%。另外，随着加氢站日加氢 量增加，氢气成本也会有所下降。当电站年平均利用率为电站容量的 80%时，1000kg/d 大型加氢站的氢气成本相较于 200kg/d 的加氢站下降 37%，在氢气规模足够大时，其平 准化成本降低至约 2 美元/kg。因此，在规模经济效应的作用下，氢气具有广阔的降本空 间。

  氢能源的有效利用既可以减少碳排放，又可以降低对化石能源的依赖，应用场景丰富， 包括交通、工业、电力和建筑四大领域。据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书 2020》 数据，至2050 年氢能需求量将提升至 6000 万吨左右，在我国终端能源体系中占比达 10%， 其中工业领域、交通运输领域、建筑及其他领域用氢占比分别达 57%、41%和 2%。至 2060 年为实现碳中和目标，氢气年需求量将增至 1.3 亿吨左右，在我国终端能源体系中占比达 20%。

  氢能源汽车发展前景广阔，氢燃料电池为核心部件。氢燃料电池指的是氢通过与氧的化 学反应而产生电能的装置。和电动车相比，氢燃料电池车续航足、加氢快；和传统燃油 车比，氢燃料电池车又具有节能减排的属性。因此，氢能源汽车被视为 21 世纪最具发展 潜力的清洁能源汽车，开发氢能已引起各国的高度重视。氢燃料电池汽车上游为汽车零 部件生产，主要包括氢燃料电池、电机、电控系统、仪表盘、车灯等。汽车厂商将各种零 部件组装成氢燃料电池汽车，下游为汽车保险、汽车金融、汽车售后维修、汽车养护、汽 车 IT 等。

  氢燃料电池系统中关键零部件是电堆与空压机。氢燃料电池体系的核心电堆由双极板和 膜电极构成，膜电极由反应催化剂、质子交换膜、气体扩散层等组成。除电堆以外，氢燃 料电池系统还包括空气供应系统、氢气供给系统、水、热管理员系统、电气系统、控制系 统等。这些配套系统和电堆的有机结合、相互配合，共同完成了氢燃料电池系统的正常 运行，为负载输出所需要的能量。空压机对空气进行增压，为电池供给电压和流速快的 清洁空气，以满足氢电池对空气的要求。适用于氢燃料电池系统的空压机需要满足清洁、 低功耗、小尺寸、低噪音及少振动、动态反应快五大要求。

  示范城市群计划 2025 年实现 3.3 万辆燃料电池汽车保有量，2025 年有望实现 10 万辆的 保有量目标。2020 年 9 月五部委(财政部、工业和信息化部、科技部、国家发展改革委、 国家能源局)联合发布了《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》(下简称通知)，启动 燃料电池汽车城市群示范应用推广。2021 年 8 月，京津冀、上海、广东三大城市群示范 区首批入选。2021 年 12 月，河北、河南城市群第二批入选。至此，燃料电池汽车城市群 示范应用推广形成“3+2”新格局。根据示范城市群的示范目标，2025 年合计为 3.3 万辆， 考虑其他非示范氢能规划持续落地，预计 2025 年中国氢燃料电池汽车 10 万辆的保有量 目标有望实现。“京津冀示范城市群” 2022 年累计推广燃料电池汽车数量为 1197 辆，完 成了 4 年示范期推广总任务 5300 辆的 22.58%，完成率居五大示范城市群之首。在京津 冀城市群内部，2022 年北京市累计推广了 887 辆燃料电池汽车，占据了该城市群 2022 年 推广总数量的 74.1%。

  目前我国钢铁企业面临碳减排压力过大 ，加快推进氢能的应用势在必行。钢铁是第一大 碳排放的工业行业，2019 年我国钢铁总产量 9.96 亿吨，占全世界总产量的 53.3%，而钢 铁产业 CO2 排放量为 22.27 亿吨，约占我国碳排放总量的 16%，是碳排放量最多的行业 之一。目前氢气在钢铁企业应用层面比较少，氢能除了具有能源燃料属性外，还是重要 的工业原料。氢气可代替焦炭和天然气作为还原剂，可以消除炼铁和炼钢过程中的绝大 部分碳排放。利用可再次生产的能源电力电解水制氢，然后合成氨、甲醇等化工产品，有利于 化工领域大幅度降碳减排。 氢冶金具有工艺流程短、产品质量高、节能减排的优势。首先，碳冶金生产的铁水，含 S、P、Cu、Zn 等有害元素含量较高，而氢冶金生产的海绵铁，含 S、P、Cu、Zn 等有害 元素的含量相对较低，铁的质量明显提高。其次，与碳冶金相比，氢冶金短流程免除了 高污染、高能耗的烧结、焦化、高炉等工序，氢冶金 CO2、SO2排放量大幅减少。最后， 与传统碳冶金相比，氢冶金工艺流程短。

  氢储能可以同时提高可再次生产的能源的消纳以及实现对电网的调峰调频、平滑电网的输出。 氢储能体系是“电—氢—电”的转换，是指将分布式可再次生产的能源电力或电网中过剩的氢电力，通过电解水制氢转换成氢气的化学能，随后利用氢气发电技术将氢能再次转换为电 力并输送回电网，或运输至用户端进行分布式发电。相比其他储能方式，氢储能在“电— 氢—电”的转换过程中，可以同时提高可再生能源的消纳以及实现对电网的调峰调频、平 滑电网的输出，有助于构建以可再生电力为主的新型电力系统，保障我国能源安全。未 来随着可再生能源电力并网规模的增加，不稳定的风电、光伏发电必将对电网的稳定性 造成较大冲击，氢储能将对电网的稳定性发挥重要作用。

  碱性电解水制氢下氢发电系统的度电成本为 0.75 元/kWh 左右。测算全生命周期度电成 本是目前储能常用的成本衡量指标，计算公式为：储能电站总成本/储能电站总处理电量。 全生命周期储能电站总成本分为安装成本和运行成本，安装成本主要包括储能系统成本 和土建成本等初始投资，运行成本则包括运维成本、人工成本、回收残值等。全生命周 期储能电站总处理电量主要指氢发电系统的发电总量。以我国正在建设的全球最大的氢 储能发电项目——张家口 200MW/800MWh 氢储能发电工程项目为例，其制氢技术为碱 性电解水制氢，采用固态储氢装置。假设设备折旧年限为 10 年，土地及房屋折旧年限为 40 年。从预计运行情况测算，该氢储能项目的度电成本预计在 0.75 元 /kWh 左右。

  在建筑行业，一方面天然气掺氢用作家用燃料，可以降低燃气使用碳排放强度。另一方 面，氢驱动的燃料电池热电联供系统，为建筑物供电供热，综合能源利用效率超过 80%。 利用掺氢天然气供暖是实现建筑领域能源消费低碳转型最有潜力的发展方向。加拿大、 美国和西欧等主要供暖市场已有成功经验，将一定比例的氢气混合到天然气管网中，对 锅炉和煤气灶等最终使用设备几乎没有影响。2022 年 1 月，国家电投荆门绿动电厂成功 实现 15%掺氢燃烧改造和运行，成为全球首个在天然气商业机组中进行掺氢燃烧的联合 循环、热电联供示范项目。

  欧美日韩在燃料电池热电联供领域的技术和应用都处于全球领先地位，我国燃料电池热 电联供市场正逐渐铺开。热电联供系统指在氢气发电过程中将供热和发电联合在一起， 将氢气发电过程中原本浪费的热能加以利用，为工业建筑或居民提供廉价的取暖用热， 从而提升能源利用效率。作为全球小型热电联供的最大市场，日本的家用燃料电池热电 联供 Ene-Farm 项目已部署了超过 40 万台套；东芝也推出 H2Rex 系列系统，用于零售店 和酒店等小型商业应用。美国和韩国专注于开发兆瓦级的大型燃料电池分布式发电站系 统，Bloom Energy、FuelCell Energy、LG、斗山等企业均有布局。而我国生物燃料电池热 电联供市场正处于发展初期，在各项政策推动下，小规模示范应用正在稳步铺开。

  派瑞氢能产品以电解水制氢设备为核心，逐步拓展加氢、供氢等领域。中船派瑞氢能是 中国船舶第七一八研究所全资子公司，以七一八研究所六十余年在氢能领域的技术实力 和工程经验为依托，是目前国内电解水制氢设备、氢能装备产业链较为完备的科研生产 企业，公司官网数据显示年产量可达 1.5 GW，具有年生产碱性制氢设备 350 台套、PEM 制氢设备 120 台套的生产能力，以及进行各型加氢站建设。公司在水电解制氢、甲醇裂 解制氢、富氢尾气提纯、车载氢系统研制加工、加氢站建设等方面具有雄厚的技术实力， 已形成以制氢为核心，加氢、供氢为拓展的产业发展架构，业务涵盖水电解制氢、化石 燃料制氢、氢能交通等多个领域，其中水电解制氢装备在全国市场占有率保持领先地位。

  苏州竞立深耕于水电解制氢设备二十余年，主要布局于大型制氢设备和微型制氢设备。 公司于 1993 年注册成立，是一家集研发、生产、销售水电解制氢设备、气体纯化、回收 设备及各种类型的氢能专业设备于一体的高科技企业，并积极引进国外氢能设备行业专 业技术，曾为江苏省氢能科技企业。2018 年，公司被考克利尔竞立收购，后者为 John Cockerill 集团全资子公司。公司研制生产的水电解制氢设备氢气产量从 0.3m3 /h-1000m3 /h， 设备主要技术指标都达到或接近国际领先水平，并取得了电解槽、气液分离器、隔膜垫 片等多项国家专利和“CE”认证。在产品系统中，公司单机产量向两个方向发展，一是大 型制氢设备，800m3 /h-1000m3 /h 压力型制氢设备即将问世;一是微型制氢设备，公司研制 出集成化程序更高的 0.3~2m3 /h 微型化制氢纯化一体设备，为氢燃料电池、移动式加氢站 行业提供更好的产品和服务。

  富瑞特装早早布局储氢管，近年又开拓氢燃料电池产业链相关产品。公司 早在 2016 年 6 月便积极布局氢能源产业公司，其控股 56%的张家港富瑞氢能装备有限 公司于 2016 年 6 月成立，主要经营范围是高压储氢瓶、车载供氢系统和加氢站等氢能装 备。2022 年 1 月，公司出资成立合资公司上海富瑞氢新能源科技有限公司，占 51%股权， 合资公司借助上海城市群获批国内首批燃料电池汽车示范应用试点、大力扶持氢能源应 用产业的机遇，专业从事研发制造各类氢燃料电池系统配套零部件产品。除目前量产的 高压车载氢阀外，正积极研发氢燃料电池车用的液氢供氢系统、增湿回路等核心零部件， 并衍生开发液氢产业链的关键装备及部件。公司于 2021 年 6 月投建氢能试验检测中心， 计划 2023 年投入运营，建成后中心业务最重要的包含:燃料电池关键零部件测试、燃料电池 车载供氢系统测试、燃料电池零部件耐久测试、燃料电池 HiL 测试等。

  厚普股份成立多个子公司全面布局氢能领域，是国内重点加氢站集成商之 一。公司在氢能方面布局包括氢能加注设备的研发、生产和集成以及氢能源等相关工程 的 EPC，在加注领域拥有完整产品系列，业务稳定发展。在氢气核心部件研制上，公司 已实现高压气氢、液氢、固态储氢三种储氢方式的布局，参与北京冬奥会 4 座加氢站、 北京大兴氢能科技园加氢站、马来西亚电氢合建站项目、山西鹏飞集团鹏湾氢港一期 2 万吨焦炉煤气制氢项目、三峡集团制储运加加氢站 EPC 项目等多个大型氢能项目。此外， 公司积极研发布局低压固态储氢装备和活塞式氢气压缩机，持续投入研发，目前低压固 态储氢装备已通过小批量测试，活塞式氢气压缩机已完成 1000 小时的连续运行测试。

  亿华通参与北京冬奥交通服务，是首家以氢燃料电池系统为主业的上市公 司。企业成立于 2012 年，是中国燃料电池系统研发与产业化的先行者，拥有设计、研发、 制造燃料电池系统包括核心零部件燃料电池电堆的能力，产品主要面向商用应用(如客车 和货车)，并于 2016 年开始量产。公司致力于氢燃料电池动力系统，目前持续迭代开发出 了 30kW、40kW、50kW、60kW、80kW 及 120kW 型号，拥有先行优势，并于 2021 年 12 月向市场发布首个 240kW 型号，为国内首款额定功率达到 240kW 的车用燃料电池系统。

  雄韬股份切入氢燃料电池后成功实现商业化落地，是全球最大的蓄电池生 产企业。公司于 2017 年 12 月成立全资子公司雄韬氢雄，以氢燃料电池发动机及关键技 术研发为主；于 2020 年 9 月成立雄韬氢瑞，以氢燃料电池发动机核心部件电堆及关键技 术研发为主。此外，还战略投资了燃料电池产业链相关企业，如加氢站企业上海氢枫、 电堆企业氢璞创能、膜电极催化剂企业苏州擎动动力科技等。雄韬氢雄在武汉、深圳、 大同、广州均有投资建厂，实现了在氢能产业链上制氢、膜电极、燃料电池电堆、发动 机、整车运营等关键环节的卡位布局。据官网介绍，目前电堆年产能达 5000 套，氢燃料 电池发动机年产能达 30000 套。

  （本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）