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我们之前列出了十大氢能公司，本文从氢能的特点和主要类型出发，详细回顾了氢能产业链、各国发展战略、中国氢能产业政策以及氢能产业投融资情况，并对氢能的未来发展趋势进行了展望。

在氢能产业链中，工业和交通运输是主要应用领域，而建筑、发电等领域仍处于探索阶段。到2060年，工业部门和运输部门将分别占氢消费的60%和31%，而发电部门和建筑部门将分别占据5%和4%。

 

总体预测

《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》指出，“到2035年形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元化氢能应用生态”。氢能将为所有行业的脱碳提供一条重要途径。目前，氢能成本高，应用范围窄。

氢能主要用于工业领域和交通运输领域，在建筑、发电和供暖领域仍处于探索阶段。根据中国氢能联盟的数据，到2060年，工业部门和交通部门将分别占氢消费的60%和31%，而电力部门和建筑部门将分别占据5%和4%。

 

 

运输

交通运输是氢能应用相对成熟的领域。在专利申请方面，2021年交通领域氢技术应用专利申请15639件，占氢技术下游应用的71%。氢能在交通领域的应用包括汽车、航空和海运，其中氢燃料电池汽车是交通领域的主要应用场景。

 

公路情况

燃料电池汽车的发展现状：燃料电池汽车行业处于起步阶段。燃料电池汽车企业数量较少，技术、成本和规模是主要进入门槛，燃料电池汽车产销规模较小。2020年，受疫情等因素影响，燃料电池汽车产销出现明显下滑，随后稳步恢复。

2021年，燃料电池汽车产销同比分别增长35%和49%；今年以来，产销进一步增长，上半年产量达到1804台，已经超过去年全年。与纯电动汽车和传统燃料汽车相比，燃料电池汽车具有温室气体排放低、加油时间短、续航里程高的优点，更适合中长途或重载运输。

目前的燃料电池汽车产业政策也优先支持商用车的发展。目前，国内氢燃料电池汽车主要是公交车、重型卡车等商用车，而乘用车主要用于租赁，占比不到0.1%。

燃料电池汽车目前购买成本高昂，尚未完全商业化。成本是限制燃料电池市场化的主要因素。燃料电池汽车的发展仍然依赖于政府补贴和政策支持。2020年将推广大量的氢动力公交车。尽管在车型规格、系统供应商和功率大小方面存在差异，但大多数公交车的平均订购价格为200-300万元/辆，相对较高。

此外，燃料电池汽车对低温性能要求高，动力系统成本高，加上基础设施稀缺等限制，迄今为止尚未得到广泛推广，未来还需要进一步改进。

燃料电池汽车发展前景：在“双碳”目标实现的推动下，零碳燃料电池汽车有望保持高增长。《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》指出，到2025年，氢燃料电池汽车将达到约5万辆。根据这一计算，2022-2025年，Holding的年均增长率将超过50%。

 

 

燃料电池汽车的成本在未来有很大的下降空间。燃料电池汽车主要包括燃料电池系统、车载储氢系统、车辆控制系统等。其中，燃料电池系统是核心，随着技术的进步和规模的扩大，成本预计会下降。报告称，随着大规模生产和技术的发展，到2030年，燃料电池乘用车的成本将与纯电动汽车和燃料汽车等其他乘用车持平。

燃料电池系统的成本将从2015年的30200美元/辆降低到2030年的4300美元/辆。单位成本预计将下降86%，从2015年的每千瓦时38美元降至2030年的每兆瓦时54美元，这是燃料电池汽车成本下降的主要驱动力。

燃料电池汽车适用于重型和长途运输，在里程要求高、承载能力大的市场上更具竞争力。未来的发展方向是重型卡车、长途运输乘用车等。根据国际氢能协会的分析，燃料电池汽车在续航里程超过650公里的运输市场上具有成本优势。

由于乘用车和城市公交车的续航里程通常较短，因此纯电动汽车具有优势。燃料电池汽车的未来非常有希望。与纯电动车型相比，燃料电池汽车克服了能量补充时间长、对低温环境适应性差的问题，提高了运行效率，与纯电动汽车的应用场景形成了互补。中国氢能联盟研究院预计，到2030年，中国燃料电池汽车产量预计将达到每年62万辆。

 

 

铁路情况

清洁能源已成为许多国家未来能源体系的重要组成部分。氢能作为一种清洁能源，在铁路领域引起了广泛关注。氢能在铁路运输领域的应用主要是与燃料电池相结合，形成动力系统来取代传统的内燃机。氢动力列车目前正在开发和测试中，德国、美国、日本和中国等国处于领先地位。

德国将于2022年开始运营世界上第一条由氢动力客运列车组成的环保铁路线，里程1000公里，最高时速140公里。2021年，中国推出了首台氢燃料电池混合动力机车，该机车在全氢负荷下可连续运行24.5小时，在直线轨道上可承载5000吨以上的最大牵引载荷。

中国首个重载铁路加氢科研示范站将于2022年建成，为铁路机车提供氢能。氢动力列车的优点是，它们不需要对现有铁轨进行改造，通过泵送来给列车充氢，并且噪音低，碳排放为零。

但现阶段开发氢动力列车仍面临挑战。一方面，氢燃料电池堆的成本高于传统内燃机，氢动力系统（包括储氢和散热系统等）的成本将进一步增加。配备氢能系统的车辆成本更高。

另一方面，由于技术不成熟、需求不高等因素，加氢站等氢能基础设施建设仍不完善。随着世界主要国家重视发展以氢能为代表的清洁能源，氢动力列车作为一种有效的减碳方式，未来发展空间广阔。在欧洲国家中，法国承诺到2035年用包括氢在内的清洁能源取代其以化石燃料（柴油）为动力的国家铁路网，到2038年取代德国，到2040年取代英国。

 

 

航空情况

随着能源向低碳和无碳方向的演变加速，航空业也面临着能源系统转型带来的新挑战。

氢能提供了低碳航空的可能性，减少了该行业对原油的依赖，并减少了温室气体和有害气体的排放。与化石能源相比，燃料电池可以减少75%-90%的碳排放，燃气轮机发动机中直接燃烧氢气可以减少50%-75%的碳排放量，合成燃料可以减少30%-60%的碳碳排放量。

氢动力飞机可能是中短途飞行的碳减排解决方案，但对于长途飞行，仍然需要喷气燃料。预计到2060年，氢将提供航空业约5%的能源需求。氢能为航空工业提供了一种可能的碳减排方案。美国、英国、欧盟等发达国家和地区出台了与氢能航空发展相关的顶层战略规划。

从发达国家发布的计划可以看出，氢能航空的发展是一个漫长的过程。从现在到2030年，我们将重点开发基础技术和进行航空试验。到2050年，完成远程客机验证机和大规模加氢基础设施建设，并在航空领域实现规模化应用。

 

运输情况

随着航运业的快速发展，柴油动力船舶造成的环境问题越来越明显。2020年，中国航运业的排放量占交通运输业排放量的12.6%。氢能作为一种清洁能源，有望在航运业的碳减排中发挥积极作用。报告称，航运业的碳减排主要取决于氢和氨等低碳新技术和燃料的开发和商业化。

在承诺目标情景中，2060年基于燃料电池的氢气应用模型将满足水运部门约10%的能源需求。氢和氢基燃料是航运业的减碳选择之一。内河和沿海航运的电气化可以通过氢燃料电池技术实现，海运的脱碳可以通过生物燃料或零烃氨合成等新燃料实现。

一些中国企业和机构在国内氢能和燃料电池技术进步的基础上，启动了氢动力船舶的开发。目前，氢动力船舶通常用于湖泊、内河、近海等场景，作为小型船舶的主动力或大型船舶的辅助动力。

 

 

海洋工程船、海上RO-RO船、超级游艇等大型氢动力船舶的发展是未来的发展趋势。总体而言，氢动力船舶正处于探索的早期阶段，大功率燃料电池技术尚不成熟。但随着储氢优势的出现，燃料电池船舶的市场渗透率将逐渐提高。

预计到2030年，中国将建立氢动力船舶的设计、制造、调试、测试、功能验证和性能评估体系，建立配套的氢“生产、储存和运输”基础设施，扩大氢动力船舶在内河和湖泊的示范应用规模，改善与水路运输有关的基础设施。

为到2060年实现中国水路运输设备行业碳中和的目标，开展国际航线上的水力发电船舶应用示范，提升中国水力发电船舶行业的国际竞争力。

 

行业领域

工业是脱碳的一个困难应用领域。化石能源不仅是一种工业燃料，也是一种重要的工业原材料。工业燃料可以通过电气化部分脱碳，但工业原料直接电气化的空间有限。在氢冶金、合成燃料和工业燃料的推动下，到2060年，工业部门对氢气的需求将达到7794万吨，几乎是交通部门的两倍。

 

钢铁工业

钢铁冶炼产生的二氧化碳排放量很大。2020年，中国钢铁行业碳排放总量约为18亿吨，约占中国碳排放总量的15%。在“双碳”目标下，钢铁行业面临着巨大的碳减排压力。根据各大钢铁企业发布的碳峰值-碳中性路线图，结合中国钢铁工业协会的碳减排目标，假设到2030年，中国钢铁行业碳减排30%，在此期间，钢铁行业需要减排5.4亿吨。

中国钢铁产量占世界一半以上，实现钢铁行业减碳对中国实现“双碳”目标具有重要意义。氢气在钢铁工业中可应用于氢气冶金、燃料等方面，是氢气冶金中规模最大的。氢冶金在冶金过程中使用氢气代替碳还原，从而在源头上实现碳还原，而传统的高炉炼铁是以煤冶炼为基础的，碳排放量约占总排放量的70%。

氢冶金是钢铁工业实现“双碳”目标的革命性技术。2021年，《“十四五”产业绿色发展规划》发布，强调要大力推进氢能基础设施建设，推动钢铁行业发展非高炉低碳炼铁技术。目前，氢冶金技术中的氢主要来源于煤，整体减碳能力有限。

 

 

氢冶金技术分为高炉氢冶金和非高炉氢冶金两大类。高炉氢冶金是指通过向高炉内注入氢气或富氢气体而不是部分碳还原反应来实现“部分氢冶金”。非高炉氢冶金技术主要采用煤气竖炉法。我国竖炉氢冶金技术尚处于起步阶段，受氢气生产、储运、优质精矿等条件限制。

距离大规模应用和全生命周期深度减碳还有一定距离。在全球范围内，氢冶金产业化技术尚不成熟，德国、日本等氢冶金技术领先国家也处于研发和测试阶段。根据世界能源署的统计，传统高炉的使用寿命为30-40年，全球炼铁高炉的平均使用年限仅为13年左右。

未来很长一段时间内，世界仍将以传统高炉炼铁工艺为主流，低碳高炉冶金技术将是转型期的重要研发方向。氢冶金的发展可以分步骤实现：到2025年，通过中试工厂验证大规模工业氢冶炼的可行性；

到2030年，实现焦炉煤气、化工等副产品的氢气工业化生产。到2050年，将开展钢铁的高纯氢能冶炼，其中氢能主要是水电、风电和核电水电解。

 

化学工业

氢气是合成氨、合成甲醇、炼油和煤化工的重要原料，其中一小部分副产气用作工业燃料，用于燃烧支持。来自中国氢能联盟的数据显示，2020年，氨合成、甲醇、冶炼和化工用氢占比分别为32%、27%和25%。目前，工业制氢主要依靠化石能源，未来通过低碳清洁氢替代有很大潜力。

 

 

氨是氮和氢的化合物，广泛用于氮肥、制冷剂和化工原料。合成氨的需求主要来自农业化肥和工业，其中农业化肥约占70%。国际能源署预测，到2050年，超过30%的氢气将用于制造氨和燃料。

目前，氨生产所需的氢气（也称为化石燃料灰氢）主要通过蒸汽甲烷重整（SMR）或煤气化获得，每吨氨排放约2.5吨二氧化碳。氨的绿色氢合成可以减少二氧化碳排放。绿色氢氨合成的主要设备包括可再生能源动力设备、水电解制氢设备、空气分离装置和氨合成装置，上述相关技术设备国产化程度较高。

其中，基础水电解和质子交换膜水电解技术可实现大规模水电解制氢，我国基础电解槽技术处于行业领先水平。此外，我国国外质子交换膜水电解技术尚处于起步阶段，且成本较高，未来主要取决于燃料电池技术的发展进程。

大规模、低成本、持续稳定的氢气供应是绿色氢气在化工中应用的前提。尽管绿色氢气在化工行业的应用在短期内面临经济挑战，但随着可再生能源发电价格的持续下跌，到2030年，中国部分地区有望实现绿色氢气平价。绿氢将进入工业领域，并逐渐成为化工生产的常规原料。

 

发电

纯氢气以及氢气和天然气的混合物可以用于为燃气轮机提供动力，从而使发电部门脱碳。氢能可以通过两种方式产生。一种是在燃气轮机中利用氢能，通过吸气、压缩、燃烧、排气的过程，驱动电机产生电流输出，即“氢气发生器”。

氢发电机可以集成到电网的输电线路中，并与制氢装置合作，在低功耗期间通过电解水生产氢气，然后在功耗峰值期间通过氢能发电，从而实现电能的合理利用，减少资源浪费。另一种使用电解水的反向反应，即氢气与氧气（或空气）发生电化学反应，产生水并释放电力，被称为“燃料电池技术”。

燃料电池可用于固定或移动电站、备用调峰电站、备用电源、热电联产系统和其他发电设备。这两种氢发电都存在成本高的问题。目前，燃料电池发电成本约为2.50-3.00元/度，而其他发电成本基本低于1元/度。

例如，目前的火力发电成本约为0.25-0.40元/度，风力发电成本约0.25-0.45元/度、太阳能发电成本约0.30-0.40元-度，核能发电成本约0.35-0.45元-度。比较发电成本可以发现，燃料电池的发电成本高于其他类型的发电模式。

 

 

由于质子交换膜、电解槽等核心设备主要依赖进口，成本相对较高，叠加原料铂价格昂贵，导致氢能发电成本较高。随着对清洁能源的重视，风能和太阳能等可再生能源发电的比例逐渐提高。2020年，中国风电和太阳能发电总装机容量达到5.3亿千瓦，占社会用电量的11%。

到2030年，风电和太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。根据研究，在2050年零碳排放目标情景下，风能和太阳能发电将占发电量的近70%。可再生能源发电在电力系统中发挥着越来越重要的作用。然而，风电和太阳能发电的间歇性和随机性影响了并网供电的连续性和稳定性，因此储能作为一个相对独立的主体将发挥重要作用。

目前主要有抽水蓄能、锂电子电池、铅电池和压缩空气储能，其中抽水蓄能占比超过86%。与其他储能方式相比，氢储能具有放电时间长、大规模储氢性价比高、储存和运输灵活、不破坏生态环境等优点。

此外，氢储能还有多种应用场景。在电力供应方面，氢储能可以减少弃电和平稳波动。在电网测量中，氢储能可用于负载电网运行的峰值容量，缓解输电线路阻塞。目前，由于技术和经济的限制，氢储能的应用仍面临许多挑战。

一方面，氢储能系统的效率相对较低。氢储能的“电-氢-电”过程有两种能量转换，总体效率约为40%，低于泵送储能和锂电池储能约70%的能量转换效率。

另一方面，氢储能系统相对昂贵。目前抽水蓄能和压缩空气储能的成本约为7000元/kW，电化学储能约为2000元/kW。氢储能系统的成本约1.3万元/kW左右，远高于其他储能方式。氢能存储仍处于起步阶段，2021年安装了约1.5兆瓦的氢能存储，氢能存储渗透率不到0.1%。

氢储能将在促进能源领域碳达峰和碳中和方面发挥重要作用。中国政府2021年发布的《关于加快发展新型储能的指导意见》提出，到2025年，新型储能由商业化向规模化发展转变。到2030年，实现新型储能的市场开发。氢储能作为一种新型的储能方式，具有广阔的发展空间。

 

 

施工现场

建筑部门的能源需求主要用于供暖（空间供暖）、供暖（生活热水）等能源消耗。氢气供暖目前在效率、成本、安全性和基础设施可用性方面并不优于天然气供暖（最常见的供暖燃料）等竞争技术。

由于纯氢的使用需要新的氢锅炉或对现有管道进行大量改造，因此在建筑中使用纯氢的成本相对较高。例如，在欧洲，氢能的使用比其他地方更早开始，但氢加热的成本仍然是天然气的两倍多。即使到2050年，当热泵成为最经济的选择时，氢气供暖的成本仍可能比天然气供暖高出50%。

氢气可以通过纯氢气运输，也可以与天然气混合运输，这需要更多的管道。氢气也会对钢制天然气管道构成安全风险，需要用聚乙烯管道取代。这种投资可能对较大的商业建筑或区域供暖网络具有经济意义，但对较小的住宅单元来说可能过于昂贵。

因此，氢在建筑中的早期使用将主要以混合形式进行。氢气可以与天然气以高达20%的体积比混合，而无需改造现有设备或管道。与使用纯氢气相比，将氢气混合到天然气管道中可以降低成本并平衡季节性能源需求。

随着氢气成本的下降，北美、欧洲和中国等拥有天然气基础设施和低成本氢气的地区预计将逐步使用氢气为建筑物供暖。挪威航运协会DNV预测，到2030年代末，纯氢在建筑中的使用可能会超过混合氢；到2050年，氢气将占建筑供暖和供暖能源总需求的3-4%。