在“碳中和”政策的推動下，氫能或逐步走上能源舞臺，在傳統(tǒng)高耗能工業(yè)技術 革新、交通、儲能、建筑領域都將有豐富的應用，預計未來 30 年，氫能的整體需 求將增長 8 倍。在這一新興賽道中，形成先發(fā)優(yōu)勢及具備關鍵技術的公司有望創(chuàng) 造長期價值。

場景豐富，“碳中和”或加速氫能應用推廣。氫能是一種清潔脫碳、應用場景豐富 的二次能源，也是可再生能源儲存和轉化的理想載體和媒介。在遠期“碳中和”實 現(xiàn)的過程中，氫能的地位將越發(fā)重要，在傳統(tǒng)工業(yè)、交通、建筑等領域脫碳中有望 扮演重要作用。在獲取成本不斷降低的條件下，氫能源有望逐步走上能源舞臺，預 計 2050 年氫能在能源結構中的占比有望超過 10%。

氫能需求增量接力，2050 年需求或擴張 8 倍。目前國內氫氣需求約為 2000 萬噸左 右，消耗以化工行業(yè)為主。未來 10 年，預計燃料電池商用車、船舶等交通領域用 氫將貢獻需求增量的 40%，2030 年之后向“碳中和”邁進的過程中，鋼鐵等高耗 能工業(yè)及交通領域的用氫需求將進一步加速，預計到 2050 年氫能需求量或超過 1.8 億噸，需求擴張有望接近 8 倍。

“綠氫”是終極方向，產(chǎn)業(yè)導入期化石能源制氫不可或缺。氫能供給端目前主要以 化石能源副產(chǎn)氫氣為主，其主要優(yōu)勢是成本低，較清潔能源電解水制氫低約 50%。低成本的化石能源制氫成為氫能應用推廣導入期不可或缺的條件。待商業(yè)模式穩(wěn)定 以及新能源發(fā)電成本逐步下降之后，預計 2030 年前后，新能源電解水制氫成本或 “平價”于化石能源制氫，“綠氫”的普及有望大規(guī)模推開，其關鍵推手在于燃料 電池和電解槽設備的效率提升。

一、從 0 到 1：氫能逐步走上能源舞臺

氫能是一種清潔脫碳、應用場景豐富的二次能源，也是可再生能源儲存和轉化的理想 載體和媒介，未來在傳統(tǒng)工業(yè)、交通、建筑等領域脫碳中有望扮演重要作用。在“碳達峰” 和“碳中和”的背景下，氫能或在能源舞臺上占據(jù)一席之地。

“碳達峰”及“碳中和”目標，為氫能應用提供了廣闊空間

人類工業(yè)化進程對能源的大規(guī)模利用，首先是從煤炭開始的，之后隨著勘探、開采技 術的進步和能源革命，原油、天然氣等能量密度更高、污染物排放更少的化石能源又逐步 開始替代煤炭。但這些能源燃燒轉化的過程中始終會出現(xiàn) CO2 的排放。而氫能在利用過 程中，幾乎是零碳排放，除此之外，氫能也有多方面的優(yōu)勢。

燃燒性能好：氫氣與空氣混合時有廣泛的可燃范圍，且燃燒速度快。

儲量豐富：氫是宇宙中分布最廣泛的物質，它構成了宇宙質量的 75%，不過主 要以化合態(tài)的形式出現(xiàn)，分離提純需要一定的成本。

熱值高：除核燃料外，氫的發(fā)熱值是所有化石燃料、化工燃料和生物燃料中最高 的；汽油的 3 倍，乙醇的近 4 倍，煤炭的 5～6 倍。

多種形態(tài)：可以氣態(tài)、液態(tài)或固態(tài)的金屬氫化物出現(xiàn)，能適應多種貯運及應用環(huán) 境的不同要求。氫能源的上述優(yōu)點使它成為能源轉型中的理想替代能源之一，既能替代一部分傳統(tǒng)化 石能源作為燃料直接使用，又可通過燃料電池作為“能源的搬運工”在能源轉換和儲能中 發(fā)揮靈活的作用，還可在工業(yè)過程中替代傳統(tǒng)工藝中的高碳能源。在遠期“碳中和”實現(xiàn) 的過程中，預計氫能的地位和作用將越發(fā)重要，在氫能源獲取成本不斷降低的條件下，氫 能的角色也越發(fā)重要。

政策加持，產(chǎn)業(yè)鏈已基本完善

過去幾年，經(jīng)過技術發(fā)展、產(chǎn)業(yè)化初期的探索以及海外技術的逐步擴散，氫能在國內 的發(fā)展也完成了“從 0 到 1”的突破，產(chǎn)業(yè)鏈具備了雛形，政策力度也在加大。從分行業(yè)的技術規(guī)劃、到寫入全國政府工作報告、再到能源法的征求意見稿中將氫能正式列入能源 范疇，顯示出政策對氫能發(fā)展的成熟度和長期發(fā)展方向的肯定，特別是 2020 年對氫燃料 電池汽車示范應用等鼓勵政策的落地，對氫能產(chǎn)業(yè)的支持更為細化和明確，也有助于政策 支持效果更快的顯現(xiàn)。對于地方政府政策而言，賽迪科創(chuàng)的《2020 年氫應用發(fā)展白皮書》顯示，中國已有 20 余個?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）、市、縣出臺氫能產(chǎn)業(yè)專項政策約 42 個，省級、市級、縣 級政策占比分別為 28.6%、54.7%、16.7%。地方政策出臺較多的區(qū)域主要集中在廣東、 浙江、江蘇、山東等區(qū)域，核心聚焦在氫燃料汽車（主要為城市公交大巴車和物流車）的 推廣、氫燃料電池核心技術研發(fā)、加氫站等基礎設施以及氫能示范城區(qū)的建設等等。預計 在中央政府和地方政府的政策加持下，在技術基礎條件較好、經(jīng)濟實力較強的區(qū)域，氫能 發(fā)展有望逐步提速。目前在產(chǎn)業(yè)鏈各個環(huán)節(jié)，國內都有企業(yè)進行了布局，雖然在燃料電池個別關鍵材料上 還未完全實現(xiàn)國產(chǎn)化，但隨著研發(fā)投入的不斷加大和政策的支持，預計遠期國內氫能產(chǎn)業(yè) 鏈將能夠實現(xiàn)自主可控，產(chǎn)業(yè)市場規(guī)模也有望不斷擴大。

二、氫能需求：交通領域需求漸增，“碳中和”或催生工 業(yè)領域新需求

氫氣需求現(xiàn)狀：化工需求為主導

從全球范圍看，目前化工依然是氫氣最大的需求行業(yè)。按照 IEA 的統(tǒng)計，1980 年代 全球氫氣需求量突破了 2000 萬噸，基本呈現(xiàn)持續(xù)增長的狀態(tài)，到 2018 年推算已經(jīng)達到 7400 萬噸的水平。結構而言，化工行業(yè)的需求能占到 95%左右，其中主要包括煉化和合 成氨，在 2000 年以前，合成氨的需求量大于煉化，而進入 21 世紀，煉化的需求量開始 超過合成氨。這與化工行業(yè)的發(fā)展趨勢基本吻合，早年化工產(chǎn)品以基本原料為主，合成氨 主要對應氮肥類等尿素產(chǎn)品。隨著市場對煉化產(chǎn)品精細化和品質要求的提升，煉化過程加 氫的需求增多，導致近幾十年煉化對氫氣的需求也在增加，逐步超過合成氨的用氫需求。

對于國內而言，根據(jù)國家統(tǒng)計局歷史數(shù)據(jù)，目前合成氨產(chǎn)量每年大約 5000~5500 萬 噸，按照 1 噸合成氨耗 0.16 噸氫氣計算，合成氨板塊對于氫氣一年的需求量約為 1000 萬噸左右。按照經(jīng)驗統(tǒng)計，原油加工對應加氫的比例約為 1.5%。根據(jù)中國石油經(jīng)濟研究 院的數(shù)據(jù)，目前每年全國大約6億噸的原油加工量規(guī)模，對應的氫氣需求量約為900萬噸。

其它工業(yè)板塊預計消耗氫氣約為 200 萬噸左右。目前我國氫燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)處于起步階段，產(chǎn)業(yè)鏈近兩年正加速布局，應用領域主 要集中在商業(yè)車領域。近五年我國燃料電池汽車產(chǎn)銷量整體保持增長狀態(tài)，除了 2020 年 因受到新冠疫情的影響而有所下降之外，其他年份產(chǎn)銷量均保持快速增長態(tài)勢。截至 2020 年底，我國氫燃料電池汽車保有量為 7350 輛左右，預計這些車輛每年消耗氫氣量僅在 6～ 7 萬噸的量級，占比不足 0.5%。

因此，從中短期看，國內氫能需求還是以化工行業(yè)為主，預計合成氨對氫氣的需求基 本已穩(wěn)定，在 1000 萬噸左右；煉化對氫氣的需求還有明顯的增長空間。而氫能源車由于 處在起步階段，基數(shù)較小，短期內需求量級還難以達到百萬噸的級別。

需求中期展望：2020～2030 年交通領域需求將快速增加

中期來看，氫能需求的主要增量仍將主要來自于交通領域，燃料電池技術的發(fā)展進步 將使得氫能可以廣泛應用于道路運輸、海事行業(yè)、鐵路航空等各種交通領域。目前國內氫燃料車仍以示范項目為主。根據(jù) GGII的數(shù)據(jù)，2020年我國燃料電池客車、 貨車、物流車保有量分別為 2500、4070、780 輛，處于普及的萌芽階段，從結構上而言， 貨車仍占多數(shù)，客車比例則低于 50%。展望“十四五”期間，國內氫能源車有望進入量產(chǎn)階段，結合各地方政府的氫能源規(guī) 劃，我們預計 2025 年全國燃料電池車產(chǎn)量有望達到 10 萬輛左右，并有乘用車進入市場。按照規(guī)劃，2025 年氫燃料電池汽車總保有量接近 10 萬輛，其中乘用車、客車、貨車、物 流車保有量預計將分別達到 200、32000、63000、5000 輛左右。2025 年之后有望開啟商業(yè)化應用階段，燃料電池車在 2030 年有望達到 30 萬輛的規(guī)模。

根據(jù)上述燃料電池車的數(shù)量預測，我們按照如下假設推算氫氣耗用量：客車每年行駛 10 萬 km，每百公里耗氫 6kg；物流車每年行駛 12 萬 km，每百公里耗氫 3kg；乘用車每 年行駛 2 萬 km，每百公里耗氫 1.5kg；貨車每年行駛 15 萬 km，每百公里耗氫 8kg。根 據(jù)以上數(shù)據(jù)測算，2020 年國內燃料電池車氫氣需求為 6.7 萬噸左右，預測 2025 年可達到 93 萬噸左右，2030 年或超過 250 萬噸。

氫能船舶領域目前還沒有成熟的商用船只，試驗性的船只主要有中國船舶集團在 2019 年自主研發(fā)的 2000 噸級氫燃料電池自卸貨船，以及今年大連海事大學新能源船舶動 力技術研究院牽頭建造的燃料電池游艇“蠡湖”號。但隨著“碳中和”的推進，航運領域 脫碳進程也需要清潔的替代能源，氫能船舶也成為減排的理想選擇。

根據(jù)各地規(guī)劃測算，2025 年之前，各地在氫能船舶領域處于醞釀探索階段，預計 2025 年我國氫燃料電池船舶保有量在 25～30 艘左右，到 2030 年可達到 50 艘。按照每艘船舶 每年耗能約 3888 噸燃料油，相當于 1146.62 噸氫氣來測算，預計我國航運領域氫能需求 2025 年約在每年 3 萬噸左右，2030 年或在 5.5～6 萬噸左右。

從國內總體氫氣需求看，我們認為合成氨的需求已趨于穩(wěn)定，煉化對氫氣的需求每年 仍可保持 3～5%的增長，其余化工和工業(yè)品對氫氣需求依然保持小幅增長，預計 2025 年 國內氫氣需求約為 2500 萬噸以上，2030 年可超過 3100 萬噸，屆時需求增量中燃料電池 車領域的貢獻接近 40%。

需求遠景展望：“碳中和”下工業(yè)領域或成為新的需求來源

長遠來看，氫能在交通領域的用量將逐步增加，而“碳中和”背景下，氫能在工業(yè)、 建筑等領域的推廣也成為大勢所趨。燃料電池可應用于儲能、發(fā)電領域，同時氫能也可以 為家庭住宅、商業(yè)建筑供熱供電。交通領域，考慮到氫燃料電池在動力性能和續(xù)航能力方面的優(yōu)勢，在長途貨運領域內 具有較大的發(fā)展空間，因此未來氫燃料電池汽車的發(fā)展重點領域是氫燃料電池貨車，其市 場滲透率料將從目前的 0.2%上升到 2050 年的 50%，成為交通領域內主要氫耗來源。到 2050 年，燃料電池客車、物流車、貨車、乘用車在其各自市場內滲透率料將分別達到 40%、 10%、50%和 10%，相應的氫耗水平也有下降，客車、物流車、貨車、乘用車的氫耗水平 預計將分別為<4kg/100km、<2kg/100km、6kg/100km、1kg/100km。

在此滲透率假設下，考慮到氫燃料電池技術的成熟以及成本的下降，貨車和乘用車的 市場規(guī)模會快速上升，預計到 2050 年氫燃料電池貨車和乘用車保有量分別達到 1000 萬 輛和 250 萬輛，成為交通領域內氫能需求的主要來源。根據(jù)前文各車型氫耗假設，預計 2050 年氫燃料電池汽車氫能需求量或超過 1 億噸。非道路運輸領域，預計遠期將主要集中在氫燃料電池重型工程機械、船舶等領域。預 計 2050 年氫燃料電池船舶將達到 2000 艘左右，在氫耗水平下降 3%-5%的假設下，預計 每年氫能需求在 220 萬噸左右，重型工程機械的耗氫量也在 150～200 萬噸的區(qū)間。

工業(yè)領域里，化工領域對氫氣的消耗遠期會維持在高位，耗氫增量則主要源自鋼鐵行 業(yè)，焦炭在高爐中的核心作用主要是加熱和作為還原劑，而氫氣理論上是可以替代焦炭實 現(xiàn)上述功能。但目前在全球范圍內，實際運行的項目屈指可數(shù)，瑞典起步較早，瑞典鋼鐵若假設鋼鐵需求量維持在目前的高位平臺區(qū)，即每年 9～10 億噸左右的水平，未來電 爐煉鋼占到鋼鐵產(chǎn)量的比重為 40%，氫能、焦炭煉鋼分別占到粗鋼產(chǎn)量的 30%，那么預 計 2050 年氫能還原鐵技術路線對應的粗鋼產(chǎn)量約為 3 億噸左右，對應生鐵產(chǎn)量約為 2.55 億噸，以 1 噸生鐵消耗 1000 方氫氣計算，預計對應的氫氣需求量約為 2300 萬噸左右。

儲能領域，對可再生和可持續(xù)能源系統(tǒng)而言，氫氣是一種極好的能量存儲介質。氫氣 作為能源載體的優(yōu)勢在于：1）相互轉換性：氫和電能之間通過電解水與燃料電池技術可 實現(xiàn)高效率的相互轉換；2）壓縮氫氣能量密度高；3）具有成比例放大到電網(wǎng)規(guī)模應用的 潛力。

各類儲能方式比較而言，氫儲能的投資額、設備折舊成本相對較低，建設周期較短， 相比其他儲能方式來說更適用于電網(wǎng)儲能，但缺點是能源轉化效率低。對氫氣儲能的應用，當電力生產(chǎn)過剩時利用電力制造氫氣并儲存起來，在電網(wǎng)電力不 足時再通過燃料電池等方式將儲存的氫氣釋放出來用以供能。在用電負荷量較大的地區(qū)， 氫儲能在電網(wǎng)中主要起到“填谷”作用，谷電時段，電網(wǎng)將電能輸送到氫能需求端，通過 電解水制氫儲能，供燃料電池交通、電子等行業(yè)使用；峰電時段，考慮到使用氫燃料電池 發(fā)電成本太高，可利用天然氣摻氫通過富氫燃機發(fā)電的方式向電網(wǎng)送電。按照 20MW 規(guī)模的氫儲能調峰站，每天運行 8h 計算，制氫年均耗電 5840 萬 kWh， 電費 0.175 億元，加上其他成本，共計 0.292 億元；5kWh 電制取 1Nm3氫氣和 0.5Nm3 氧氣，年制氫約 1050 噸，氫氣出廠價為 2.8 萬元/噸，氧氣為 1000 元/噸，年收入約為 0.378 億元，項目基本可維持盈虧平衡。

根據(jù)以上對氫儲能領域的分析，儲能對于氫氣的需求，更多是能源互聯(lián)網(wǎng)內的自循環(huán)， 電解水制氫-儲能-再到電網(wǎng)的“電-氫-電”循環(huán)模式，并不會對體外的氫能供需產(chǎn)生明顯 的影響，同時工業(yè)副產(chǎn)氫氣的企業(yè)也可以分布式的方式加入電力調峰。根據(jù)以上各部分測算，預計 2050 年氫能需求總量或超過 1.8 億噸，其中工業(yè)領域需 求或超過 5300 萬噸，交通領域需求或超過 1.2 億噸。

三、氫能供給：“綠氫”是終極目標，導入期低成本的化 石能源制氫必不可缺

氫氣供給現(xiàn)狀：供給路徑多樣化，但仍以化石能源制氫為主

目前，氫氣的供給主要有三種途徑，分別為化石能源制氫、工業(yè)副產(chǎn)提純制氫和電解 水制氫。按照 IEA 統(tǒng)計，全球每年專用氫氣產(chǎn)量約 7000 萬噸。截至 2019 年中國每年產(chǎn)氫約 2200 萬噸，占世界氫產(chǎn)量的三分之一，成為世界第一產(chǎn)氫大國從 IEA 的全球范圍統(tǒng)計，天然氣目前是制氫的主要來源，全球每年約 7000 萬噸氫氣 產(chǎn)量，天然氣制氫比例 75%左右，消耗的天然氣原料氣大約占全球天然氣使用量的 6%。煤炭制氫可以占到 15%，區(qū)域而言主要是中國煤制氫占比較高，這跟國內能源資源稟賦有 關，而從石油或者電解水等其他路線制氫占比不高，預計接近 10%。化石能源制氫途徑主要分為煤制氫、天然氣重整制氫和石油制氫三大類。

煤制氫：主要是在高溫下將煤炭和水蒸氣轉化為 CO 和 H2 的混合氣，經(jīng)過煤氣 凈化、CO 轉化以及氫氣提純等環(huán)節(jié)生產(chǎn)氫氣。

天然氣制氫：主要先將天然氣進行預處理，然后通過轉化爐將其和水蒸氣混合反 應轉化為 CO 和 H2，之后再通過變換塔將其中的 CO 轉化成 CO2 和 H2,，之后 再對 H2 進行提純。

石油制氫：石油制氫一般先將石油進行裂解，用裂解后的產(chǎn)品進行制氫。如石油 裂解后得到的重油可與水蒸氣及氧氣反應得到 CO、CO2 和 H2 的混合物，之后 再對 H2 進行提純。煤制氫的產(chǎn)能適應性較強，可以根據(jù)需求自由調節(jié)氫氣提純規(guī)模。但由于通過化石能 源制氫會釋放大量 CO2 和其他有害氣體，所以需要對此方法通過技術改進如 CCUS 技術 減少 CO2 排放，或通過其他環(huán)保的方法制氫。但目前而言，結合 CCUS 技術的煤制氫技 術由于成本過高而不具有經(jīng)濟性。

工業(yè)副產(chǎn)氫主要是指在焦爐煤氣、氯堿化工、輕烴利用（丙烷脫氧和乙烷裂解）以及 合成氨合成甲醇等工業(yè)的副產(chǎn)品中提取氫氣產(chǎn)品?；茉捶椒ㄖ茪鋾尫糯罅康臏厥覛怏w，而工業(yè)副產(chǎn)氫污染相對小。煤制氫在大規(guī) 模制氫條件下，煤價 200~1000 元/噸對應的制氫綜合成本分別為 0.61~1.09 元/Nm3；與 此相比，工業(yè)副產(chǎn)氫制氫成本較高，但比結合 CCUS 技術的煤制氫技術成本更低，更加 綠色環(huán)保，并且可以進行分布式供應。若將現(xiàn)有的工業(yè)副產(chǎn)氫充分收集，預計可達到 450 萬噸/年的氫氣量。假設公交車氫 氣消耗 6kg/100km，日均行駛 300km，出勤率為 90%時，可供超過 100 萬輛公交車全年 使用。另一方面，全國每年棄風、棄光和棄水電量合計約為 500 億千瓦時，按照 1Nm3 氫氣消耗 5kwh 計算，制氫潛力約 90 萬噸。

氫氣中長期供給：綠氫主導，成本下降未來可期

碳中和背景下，“綠氫”將成為未來制氫發(fā)展趨勢。水電解制氫是制取“綠氫”的主 要途徑，其主要原理是在有電解液的電解槽中通入直流電，將水分子分解成氫氣和氧氣。

已經(jīng)商業(yè)化的水電解制氫技術路線有兩種：堿性電解和 PEM 電解。電解水制氫成本主要由兩部分構成：電價和電解槽。目前，堿性電解槽已經(jīng)基本國產(chǎn) 化，價格為 2000~3000 元/kW，而 PEM 電解槽依賴于進口，價格在 7000~12000 元/kW， 價格明顯偏高。產(chǎn)能方面，PEM 電解槽單槽制氫約 200Nm3/h；而堿性電解槽為 PEM 電 解槽的 5 倍。當全負荷運行 7500 小時，假設電價為 0.5 元/kWh，每生產(chǎn) 1Nm3 氫氣耗費 5kWh 總電力，電解槽折舊成本為 40 萬元/年（PEM 電解槽折舊成本為 120 萬元/年），1kg 氫氣對應 11.12Nm3 氫氣，則堿性電解與 PEM 電解制氫成本分別為 22 元/kg、32 元/kg。其中，電費成本分別占比為 78%和 36%。在相同條件下，顯然堿性電解更具有經(jīng)濟性。

電解水制氫雖然更加綠色環(huán)保，達到了零碳排放，但是在現(xiàn)行條件下制氫成本較為昂 貴，與煤制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫相比不具有經(jīng)濟性。未來需要通過降低單位電價和電解槽價格， 增加電解水制氫的可行性才能得以大規(guī)模推廣。

可再生能源發(fā)電成本的下降是降低電解水制氫成本的重要途徑。目前階段的風電光伏 等可再生能源的發(fā)電正朝平價努力，但根據(jù)《中國 2050 年光伏發(fā)展展望》，隨著技術的進 步和可再生能源發(fā)電規(guī)模的擴大，其發(fā)電成本將不斷下降，到 2050 年其成本將有望降至 0.13 元/kWh。此外，技術進步有望帶動電解槽價格的下降和功耗的降低，從而降低電解水制氫的成 本。目前技術的研究重點在與可再生能源耦合的大規(guī)模電解水制氫技術和寬功率波動環(huán)境 下的高適應性，以及電極材料、質子交換膜等關鍵材料的研發(fā)和國產(chǎn)化。根據(jù)《中國氫能 產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告 2020》提供的數(shù)據(jù)顯示，至 2050 年，預計 PEM 電解系統(tǒng)設備價格將降到 800~2000 元/kw，堿性電解系統(tǒng)設備價格將降至 600~1000 元/kw。

長期來看，綜合考慮電價和技術進步的因素，若 2025 年以光伏為代表的可再生能源 發(fā)電成本如預期降至 0.30 元/kWh 以內，在堿性電解系統(tǒng)設備價格低于 2000 元/Kw 的假 設下，電解水制氫成本可以降至 20 元/kg 附近，即 1.8 元/Nm3，接近工業(yè)副產(chǎn)氫氣的最 高成本。2030 年若發(fā)電成本降至 0.2 元/kwh 左右，光伏電解水制氫成本則有望降至約為 1.3 元/Nm3，基本可化石能源制氫匹敵。展望 2050 年，在可再生能源發(fā)電成本可降至 0.13 元/kWh，而電解槽價格下降 50%以上的假設下，電解水制氫成本有望降到 0.9 元/Nm3 附 近（約合 10 元/kg）。

氫儲運：儲氫方式多元化，管道運輸或為未來最優(yōu)方式

氫儲運可分為氫氣的儲存和氫氣的運輸。氫氣的儲存方式可分為：物理儲氫技術、化 學儲氫技術和其他儲氫技術。

物理儲氫技術：主要分為高壓氣態(tài)儲氫和低溫液態(tài)儲氫。高壓氣態(tài)儲氫是在高壓 條件下，將氫氣壓縮入儲氫罐儲存的一種方式，是目前技術最為成熟應用最為廣 泛的儲氫手段。低溫液態(tài)儲氫是將氫氣液化壓縮后進行儲存，這種技術在國外應 用廣泛，但在國內處于剛剛起步階段，應用較少。

化學儲氫技術：主要指有機液態(tài)儲氫，例如液氨/甲醇儲氫，儲存時通過不飽和 有機物進行在催化作用下進行加氫反應，生成穩(wěn)定化合物進行儲存，需要氫氣時 再對其進行脫氫。該技術尚未進行商業(yè)化。

其他儲氫技術：其他還有一些儲氫技術如吸附儲氫，如氫化物/LOHC 吸附儲氫， 通過金屬合金等材料吸收氫分子形成金屬氫化物，需要時再通過改變條件釋放氫 氣。該技術大多處于研發(fā)階段。

根據(jù)氫氣狀態(tài)不同，氫氣運輸可以分為氣態(tài)氫氣輸送、液態(tài)氫氣輸送和固態(tài)氫氣輸送。氣態(tài)氫氣通常采用長管拖車和管道運輸；液態(tài)氫氣通常用槽車運輸；固態(tài)氫氣運輸可直接 運輸儲氫金屬。目前，氣氫拖車是國內最主要的運氫方式，該方式技術成熟，相比其他方法更適用于 短途運輸；液氫槽車運輸能力是氣氫拖車的 10 倍，但液化過程成本較高，相比氣氫拖車 更適合中長距離運輸，運輸距離為 500km 時，預計氣氫拖車和液氫槽車成本分別為 20 元 /kg 和 14 元/kg 左右。至 2050 年，預期液態(tài)儲運氫成本在運輸距離為 500km 時將降至 6~8 元/kg，隨著國內低溫液態(tài)儲氫技術逐漸程度成熟，液氫槽車運輸將逐漸取代氣氧拖車。

管道運輸方面，根據(jù) IEA，目前全球氫氣管道有近 5000km，而中國國內僅有不足 100km。氫氣管道初期需要巨大對投入和較長的建設周期，但由于氫氣是在低壓狀態(tài)下運輸，相比 高壓運氫成本更加低廉。運輸距離為 500km 時，運氫成本為約在 3～3.1 元/kg。伴隨長距 離運氫需求的增加，預計國內輸氫管道將逐漸增加，管道運輸將成為未來長距離運輸?shù)淖?優(yōu)選擇。

加氫站：規(guī)模效應尚未顯現(xiàn)，實現(xiàn)盈利尚需時日

加氫站目前主流使用的主要有三大關鍵設備，分別是 45PMa 容積儲氫罐，35MPa 加 氫機和 45MPa 隔膜式壓縮機，目前三大設備均已實現(xiàn)國產(chǎn)化。在技術進步和規(guī)模效應下， 加氫站設備成本呈現(xiàn)下降趨勢。按建設規(guī)模劃分，現(xiàn)在已建和在建的加氫站主要為 500kg/d 和 1000kg/d。國內 500kg/d 的加氫站投資約 1200~1500 萬元，1000kg/d 的加氫站投資 約 2000 至 2500 萬元。一座 500kg/d 的加氫站，在保證其盈虧平衡的前提下，其終端銷 售價還需在氫氣到站價的基礎上增加約 18 元/kg，或需要政府補貼。

目前我國由于氫能需求較小，各地供應規(guī)模不一致，供應鏈各環(huán)節(jié)的商業(yè)化模式還未 發(fā)展成熟，導致加氫站終端銷售價格差異巨大，多數(shù)價格在 50 元/kg 以上。由于目前加氫站市場規(guī)模較小，加氫站的盈利空間比較小，甚至有可能出現(xiàn)虧損，需 要政府對其進行補貼從而進行一定的引導。目前中國已建加氫站 104 座，位居世界第二， 根據(jù)《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書》的預測，至 2050 年，我國加氫站數(shù)量將超過 1 萬座。

氫能供給總結：2030 年前后，“綠氫”成本有望實現(xiàn)“平價”

氫能供給端目前主要以化石能源副產(chǎn)氫氣為主，其主要優(yōu)勢是成本低，較清潔能源電 解水制氫低約 50%。低成本的化石能源制氫成為氫能應用推廣導入期不可或缺的條件。待 商業(yè)模式穩(wěn)定以及新能源發(fā)電成本逐步下降之后，考慮化石能源 CCUS 的成本，預計 2030 年前后，新能源電解水制氫成本或開始與化石能源制氫相匹敵，“綠氫”的成本有望實現(xiàn) 平價，普及有望大規(guī)模推開，其中的關鍵因素在于新能源發(fā)電的成本，特別是光伏發(fā)電成 本的下降以及電解槽設備效率的提升。