一天吃透一條產(chǎn)業(yè)鏈：氫能源（終極能源）

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氫能源行業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈全景圖

1.1氫能源業(yè)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(yè)副產(chǎn)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(tài)儲氫、有機液體儲氫；加注環(huán)節(jié)需壓縮機、加注設備、冷卻設備、儲氫瓶組及站控系統(tǒng)、管道及閥門。

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

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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(fā)展現(xiàn)狀

?制氫環(huán)節(jié)?：

中國目前仍以化石能源制氫為主，占比約80%；

綠氫產(chǎn)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(xù)下降，部分地區(qū)已具備經(jīng)濟性；

?儲運環(huán)節(jié)?：

高壓氣態(tài)儲運技術成熟，35MPa和70MPa儲氫瓶已實現(xiàn)國產(chǎn)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(chǎn)化率超過80%；

"十四五"規(guī)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(fā)展現(xiàn)狀

技術發(fā)展現(xiàn)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(chǎn)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(fā)元年（新品13款），穩(wěn)石氫能中標全球首套1.25MW項目，國產(chǎn)膜電極仍處驗證期。

產(chǎn)能過剩隱現(xiàn)：

堿性電解槽名義產(chǎn)能超28GW（2024年），但實際出貨僅1.5GW。

頭部企業(yè)加速擴產(chǎn)（如派瑞氫能3.5GW、陽光氫能3GW）。

隔膜國產(chǎn)化滯后（東麗占80%市場）。

PEM貴金屬催化劑（銥、鉑）成本高企。

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中游：氫能源生產(chǎn)與儲運

3.1中游生存與儲運技術

生產(chǎn)模式：

風光制氫一體化項目（如內(nèi)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(tài)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(qū)（內(nèi)蒙古、新疆、寧夏占規(guī)劃產(chǎn)能70%）。

3.2中游生存與儲運技術現(xiàn)狀

項目進展：

從項目產(chǎn)能來看，規(guī)劃產(chǎn)能最多的五個省份依次為內(nèi)蒙古、遼寧、吉林、湖北、黑龍江,具體規(guī)劃產(chǎn)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(guī)劃。具體為，公開簽約或備案階段的項目有123個，對應規(guī)劃產(chǎn)能每年4922.39萬噸，約占總規(guī)劃產(chǎn)能的 86%;規(guī)劃招標中的項目有 11個，對應規(guī)劃產(chǎn)能每年 484.7 萬噸,占比約為 8%;建造中的項目有 13 個,對應規(guī)劃產(chǎn)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(chǎn)能共 6000 噸。各階段對應的規(guī)劃產(chǎn)能及百分比如下。

核心挑戰(zhàn)：

消納困境：西北地區(qū)綠氫產(chǎn)能集中，但本地工業(yè)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(tǒng)發(fā)展現(xiàn)狀：

?燃料電池系統(tǒng)?：

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(chǎn)化取得突破，但高端產(chǎn)品仍依賴進口；

催化劑鉑用量持續(xù)降低，非鉑催化劑研發(fā)進展顯著。

?氫能動力系統(tǒng)?：

燃料電池發(fā)動機功率覆蓋30-240kW；

車載儲氫系統(tǒng)III型瓶實現(xiàn)量產(chǎn)，IV型瓶開始小批量應用；

系統(tǒng)成本較2020年下降約40%。

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下游：應用場景

4.1下游主要應用場景

工業(yè)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(chǎn)；

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(xù)航煤）。

能源領域：

氫發(fā)電（燃氣輪機摻氫）；

氫儲能（長時儲能技術）。

4.2下游目前發(fā)展現(xiàn)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(guī)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(yè)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(xù)投產(chǎn)

石化行業(yè)氫能需求持續(xù)增長

?能源領域?：

氫儲能示范項目規(guī)模擴大，最大項目達10MW級

氫能熱電聯(lián)供系統(tǒng)在工業(yè)園區(qū)推廣

可再生能源制氫-儲氫-發(fā)電閉環(huán)模式開始探索

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政策與全球趨勢

5.1國內(nèi)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(guī)模化應用。

地方支持：內(nèi)蒙古、新疆等地放開非化工區(qū)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(yè)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(fā)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(yè)領域將成為最大用氫場景

5.4 挑戰(zhàn)

產(chǎn)能過剩：電解槽產(chǎn)能利用率不足20%，行業(yè)洗牌在即。

技術卡點：PEM膜電極、AEM陰離子膜國產(chǎn)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(guī)范有待完善

商業(yè)模式：商業(yè)模式和經(jīng)濟性仍需突破