01

氫能源行業產業鏈全景圖

1.1氫能源業鏈全景圖

1.2小結

上游（制氫）?：涵蓋化石重整制氫（配備CCUS設備）、工業副產氫（含丙烷脫氫（PDH）工藝包及PSA/深冷提純設備）、電解水制氫（涉及電解槽、質子交換膜、催化劑、電極材料）。

?中游（儲運與加注）?：儲運方式多樣，有高壓氣氫（含IV型瓶、碳纖維材料、輸氫管道、壓縮機）、液氫（包含液化裝置、液氫儲罐）、固態儲氫、有機液體儲氫；加注環節需壓縮機、加注設備、冷卻設備、儲氫瓶組及站控系統、管道及閥門。

?下游（應用）?：包含燃料電池系統（由電堆、空壓機、雙極板、循環泵、膜電極等構成）以及下游應用（如交通運輸、電力（儲能）、工業脫碳、建筑（熱電聯供））。

02

上游：制氫裝備與材料

2.1上游制氫裝備與材料

2.2上游制氫裝備與材料發展現狀

?制氫環節?：

中國目前仍以化石能源制氫為主，占比約80%；

綠氫產能快速擴張，2025年預計電解槽裝機量將達15GW；

可再生能源制氫成本持續下降，部分地區已具備經濟性；

?儲運環節?：

高壓氣態儲運技術成熟，35MPa和70MPa儲氫瓶已實現國產化；

液氫儲運在航天領域應用成熟，民用領域開始試點；

輸氫管道建設加速，已建成管道里程約400公里。

?加氫站建設?：

截至2024年底，中國已建成加氫站約400座；

加氫站核心設備國產化率超過80%；

"十四五"規劃目標到2025年建成1000座加氫站。

2.3上游制氫裝備與材料技術發展現狀

技術發展現狀：

堿性電解槽（主導市場）：占2024年招標量的98.6%，單槽成本降至436萬元/臺（1000Nm3/h），國產化率超95%（除隔膜外）。

PEM電解槽：需求萎縮（僅占1.3%），膜電極依賴進口（科賽Nafion膜主導），成本高達535萬元/臺（200Nm3/h）。

AEM電解槽：爆發元年（新品13款），穩石氫能中標全球首套1.25MW項目，國產膜電極仍處驗證期。

產能過剩隱現：

堿性電解槽名義產能超28GW（2024年），但實際出貨僅1.5GW。

頭部企業加速擴產（如派瑞氫能3.5GW、陽光氫能3GW）。

隔膜國產化滯后（東麗占80%市場）。

PEM貴金屬催化劑（銥、鉑）成本高企。

03

中游：氫能源生產與儲運

3.1中游生存與儲運技術

生產模式：

風光制氫一體化項目（如內蒙古烏蘭察布10萬噸項目）；

氫氨醇一體化（如吉林大安、松原項目）。

儲運技術：

高壓氣態儲運（主流）；

管道輸氫（示范中，如烏蘭察布-燕山石化項目）；

液氨/甲醇載體（出口導向）；

項目分布：三北地區（內蒙古、新疆、寧夏占規劃產能70%）。

3.2中游生存與儲運技術現狀

項目進展：

從項目產能來看，規劃產能最多的五個省份依次為內蒙古、遼寧、吉林、湖北、黑龍江,具體規劃產能及百分比分別為1941.2萬噸(34%)、989 萬噸(18%)、862.8 萬噸(15%)、320萬噸(6%)、293 萬噸(5%)。

從項目所處階段來看，大部分項目仍停留在公開簽約或備案階段，尚未有進一步的規劃。具體為，公開簽約或備案階段的項目有123個，對應規劃產能每年4922.39萬噸，約占總規劃產能的 86%;規劃招標中的項目有 11個，對應規劃產能每年 484.7 萬噸,占比約為 8%;建造中的項目有 13 個,對應規劃產能每年 323萬噸，占比約為 6%;運營中的項目為2個示范項目，年產能共 6000 噸。各階段對應的規劃產能及百分比如下。

核心挑戰：

消納困境：西北地區綠氫產能集中，但本地工業需求不足，外運成本高（如氫氣運輸成本達8-10元/kg）。

轉型方向：項目向“氫氨醇一體化”升級（如吉林大安項目），通過液氨/甲醇載體降低儲運難度。

歐洲以管道輸氫為主，中國仍依賴高壓氣罐。

氫能源主要系統發展現狀：

?燃料電池系統?：

電堆功率密度達到4kW/L，接近國際先進水平；

質子交換膜國產化取得突破，但高端產品仍依賴進口；

催化劑鉑用量持續降低，非鉑催化劑研發進展顯著。

?氫能動力系統?：

燃料電池發動機功率覆蓋30-240kW；

車載儲氫系統III型瓶實現量產，IV型瓶開始小批量應用；

系統成本較2020年下降約40%。

04

下游：應用場景

4.1下游主要應用場景

工業領域（主力）：

綠色甲醇：航運燃料（馬士基訂單驅動）、化工原料；

綠色合成氨：火電摻燒（政策強制10%）、化肥生產；

綠色煉化：煉廠灰氫替代（中石化項目）；

氫冶金：鋼鐵低碳轉型（寶武示范項目）。

燃料電池汽車（加氫站供氫）；

船舶/航空燃料（SAF可持續航煤）。

能源領域：

氫發電（燃氣輪機摻氫）；

氫儲能（長時儲能技術）。

4.2下游目前發展現狀

交通與儲能領域：

燃料電池車：42個建成項目配套加氫站，但規模有限（年消納氫4.21萬噸）。

氫儲能：示范項目推進（如寧夏太陽山項目），寫入《新型儲能行動方案》。

?工業領域?：

綠氫替代灰氫在合成氨、甲醇等化工領域應用加速

氫冶金示范項目陸續投產

石化行業氫能需求持續增長

?能源領域?：

氫儲能示范項目規模擴大，最大項目達10MW級

氫能熱電聯供系統在工業園區推廣

可再生能源制氫-儲氫-發電閉環模式開始探索

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政策與全球趨勢

5.1國內政策

頂層設計：《能源法》將氫納入能源體系，工信部要求2027年綠氫在合成氨/甲醇/冶金領域規?；瘧?。

地方支持：內蒙古、新疆等地放開非化工區制氫限制，提供電價/補貼支持。

5.2國際動向

歐盟：啟動69億歐元Hy2Infra計劃，強制2030年工業用氫42%為綠氫。

美國：《通脹削減法案》補貼3美元/kg綠氫，推動80億美元氫中心建設。

日韓：聚焦進口（日本2030年目標720萬噸），韓國強制發電摻氫2.1%。

5.3趨勢

?技術趨勢?：

電解槽大型化、高效化

儲氫材料輕量化、高密度化

燃料電池長壽命、低成本化

市場趨勢?：

綠氫占比將快速提升

交通應用從商用車向乘用車擴展

工業領域將成為最大用氫場景

5.4 挑戰

產能過剩：電解槽產能利用率不足20%，行業洗牌在即。

技術卡點：PEM膜電極、AEM陰離子膜國產化待突破。

消納瓶頸：亟需配套輸氫管道和就地轉化項目（如綠氨/醇工廠）。

安全：標準體系和安全規范有待完善

商業模式：商業模式和經濟性仍需突破