氢能源专题研究：能源转型初探落子加氢站

氢能源专题研究：能源转型初探，落子加氢站1.

氢能源：能源转型的重要路径1.1.

气候与环境推动全球能源革命气候与环境是能源革命的驱动因素。起源于

20

世纪

70

年代的环境议题

开启了对传统能源的转型诉求，特别是全球气候变暖的事实，促发了世

界各国摒弃具有“高碳排放”化石能源的政策意向。尤其是，工业化带

来酸雨、雾霾等严重污染环境的现象层出不穷，而造成这一现象的主要

原因，与大量使用煤炭等化石能源有着密切关联。更为严重的是，化石

能源燃烧过程中释放出大量二氧化碳等温室气体，这成为当前全球气候

变暖的主要成因，海平面上升、粮食歉收等负面影响已更频繁地威胁到

全人类的基本生存。尽管

1992

年《联合国气候变化框架公约》的缔结

并未为全球碳排放设定具体目标，但却从制度高度统一了世界各国加强

能源转型的共识。而

1997

年《京都议定书》率先要求发达国家进行温

室气体减排，则正式迈出了全球“碳减排”的关键一步。当前，包括美

国、中国等大国在内的国家都做出了积极的气候变化回应，向一个低碳

经济和新能源发展的目标前进，已成为全球不可改变的事实。中国的碳排放目标坚定，政策和措施明确。中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于

2030

年前达到

峰值，努力争取

2060

年前实现碳中和。2020

年四季度以来，关于碳达

峰、碳中和的政策和措施纷至沓来，引发全社会关注。1.2.

氢能是实现脱碳的高效二次能源氢能作为一种清洁、高效、可持续的二次能源，是构建未来以可再生能

源为主的多元能源结构的重要载体，其开发和利用技术也成为了新一轮

世界能源技术变革的重要方向。氢元素（H）是全球分布比例最大的元

素，主要以化合态的形式存在，通常的单质形态是氢气（H2）。对于氢

能源，其主要优势在于：来源丰富：氢能为二次能源，可通过化石燃料重整制备、工业副产

物制备、高温降解制备、水电解制备等，制取途径众多。清洁无碳：氢燃烧或电化学反应的产物只有水，可实现零污染零碳

排放。同时，通过可再生能源产生的绿氢，可以实现从制气到放能

全链条的零碳排放。高热值：根据中国氢能联盟研究院数据，氢气的高热值为140.4MJ/kg，

低热值为

120.0MJ/kg，是同质量焦炭、汽油等化石燃料热值的

2-4

倍。冶金等）、交通领域（燃料电池商用车、乘用车、轨道交通和渡船

等）、电力（家庭住宅和商业住宅等）和建筑（燃料电池热电联产、

商用热泵等）。根据国际氢能委员会（HydrogenCouncil）预测，到

2050

年，氢能将减

少

60

亿吨二氧化碳排放，创造

3000

万个工作岗位，创造

2.5

万亿美元

产值，在全球能源中所占比重有望达到

18%。因此，现阶段我国大力发

展氢能刻不容缓。此外，我国当前各个环节的技术竞争力现状、成本现

状和竞争性技术路线扩张等因素共同导致了氢能燃料电池产业链发展

的相对滞后，亟需相关政策支持。1.3.

全球视野：美欧日规划相对成熟国际主要经济体对氢能源发展均规划布局。在减少碳排放、能源安全高

效、促进经济增长等因素的驱动下，氢能作为极富成长空间的新型能源

已受到主要国家政府的重视，包括美国、欧盟、日韩和中国等主要经济

体，均发布了对未来氢能应用的规划引导氢能产业高速、健康发展。各

国的资源禀赋、财政实力、地缘环境、产业基础等方面的差异，也导致

各国对氢能的发展方向、规划目标、产业模式、支持方式不同。目前全

球主要的氢能发展模式包括：1）以美国为代表的将氢能作为战略储备能源方向，优先重视基础技术研发，缓推商业化应用（部分区域推进速

度快）；2）以欧盟为代表的将氢能作为深度脱碳和能源转型的重要工具；

3）以日本和韩国为代表的将氢能作为新兴产业制高点，战略定位高，

实际推进目标相对激进；4）以澳大利亚和加拿大为代表的将氢能作为

未来重要的出口资源。1.4.

国内催化：政策陆续推出，助力氢能高速发展国内持续性推出支持政策，助力氢能高速发展。中国政府对发展氢能持

积极态度，近期支持政策出台频率更加密集，支持力度不断增加。自从

2006

年《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020

年）》提出将

“氢能及燃料池技术”作为未来能源技术发展方向之一以来，截止

2021

年年底，据不完全统计中国已经发布了至少

35

项氢能源相关的政策；

此外接近

30

个省份出台了氢能源规划，制氢、储运和燃料电池的相关

标准也日渐成熟。当前的政策的方向主要包括：完善氢能源管理的标准、

鼓励低成本制氢、推进高安全低成本储运体系的建立、提高关键设备和

材料国产化等方面。国家燃料电池城市群政策推出实施。2020

年

9

月

16

日，财政部、工信

部、科技部和发改委、国家能源局五部门发布《关于开展燃料电池汽车

示范应用的通知（财建〔2020〕394

号）》，对燃料电池汽车的购置补贴

政策，调整为燃料电池汽车示范应用支持政策，对符合条件的城市群开

展燃料电池汽车关键核心技术产业化攻关和示范应用给予奖励，形成布

局合理、各有侧重、协同推进的燃料电池汽车发展新模式。2021

年

8

月

31

日，京津冀、上海、广东为代表的中国首批燃料电池汽车示范城市群

率先获批。中国独特的城市群发展模式，在内部信息共享交流、地方政

府扶持等方面更有利于氢能领域的发展。地方政策目标规划积极跟进，助力产业链标准体系建设。省域地区也陆

续推出了促进氢能发展的政策文件。据不完全统计，已有北京、河北、

广东、山东、浙江、北京、上海、重庆等多个省市在其“十四五”规划

中明确提出要发展氢能产业。2.

庖丁解牛：从产业链视角聚焦加氢站2.1.

氢能源产业链广阔目前国内氢能源产业已经开始加速发展，氢能源产业链较长，主要分为：

1）上游的氢气制备；2）中游的氢气储运和氢气加注；3）下游的燃料

电池及氢能源汽车的生产制造和运营。具体到细分产业链来看：制氢：化石原料制氢成本较低，为当前制氢的主要方法。共有三种

氢源路径：灰氢（化石能源制氢）、蓝氢（化石能源制氢+碳捕集；

工业副产氢）和绿氢（电解水制氢）。我国煤制氢占比高达

43%，

天然气及石油制氢仅占

29%，而全球制氢方式中，煤制氢占比仅为

18%，天然气占比达到

48%。由于化石燃料制氢碳排放大，灰氢长

期不可取；工业副产宜因地制宜；绿氢目前受制于电费成本高。因此，在短期内化石燃料制备是氢气的主要来源。未来以“蓝氢”过渡，向“绿氢”发展。化石能源制氢和工业副产制氢成本

较低，纯度有限，未来降本空间较小。电解水制氢成本偏高，主要因为

设备成本和用电成本较高，随着可再生能源度电成本降低，电解水制氢

降本的空间较大，或于

2030

年实现经济性。所以，未来的氢能制取将

以“蓝氢”为过渡及局域应用，积极向“绿氢”发展。绿氢是未来方向，正

催生出新“蓝海”。储氢：当前以高压储罐为主，远期低温储存的份额将逐渐提升。储

氢方式众多，主要包括高压气氢、低温液氢、固体储氢、有机化合

物储氢等。（1）高压气态储氢：气态储氢具有技术成熟、充放氢速

度快、容器结构简单、发展成熟等优点，为现阶段主要的储氢方式，

同时存在体积储氢密度低、容器耐压要求高的缺点。（2）低温液态

储氢：低温液态储氢将氢气冷却至-253℃，存于低温绝热液氢罐中，

其密度可达

70.6kg/m³，因而具有储氢密度高的特点，液态氢的纯度

也较高。低温液态储氢为理想的储氢方式，但是存在两大技术难题：

①液氢储存容器的绝热问题；②氢液化能耗高，工程实际中氢液化

消耗的能量达到了总氢能的

30%。（3）有机液体储氢：有机液体储

氢的储氢密度高、安全性好、储运方便，但是技术操作复杂，目前

还处于攻克研发阶段，距离商业化大规模使用尚远。（4）固态储氢：

固态储氢利用金属合金等对氢的吸附和释放可逆反应实现，具有安

全性高、储存压力低、放氢纯度高、运输方便的特点，但是存在成

本高、寿命短等劣势，目前大多处于研发试验阶段。目前，我国车

载储氢系统主要以

35MPa气氢为主，70MPa车载储氢系统尚处于

示范阶段，车载液氢和深冷高压技术处于研发阶段。加氢站：加氢站增速较快，国内基础设施完善迅速。截至

2020

年

12

月底，中国累计建成

118

座加氢站，到

2025

年加氢站数量超过

1000

座，2030-2035

年加氢站数量超过

5000

座。规模的提升，成本

的降低，反过来将降低氢气供应成本，从而进一步提升产业规模。

此外，根据氢能联盟的预测，中国加氢站将于

2050

年达到

1.2

万座。

加氢设备的国产化突破与规模化生产，加氢站建设成本将大幅下降，

至

2050

年单座加氢站的平均建设成本将为

800

万元。中国未来加

氢基础设施的市场规模在

2030~2050

年间突破千亿规模。燃料电池：国产电堆仍有瑕疵，未来发展前景可期。车用燃料电池

堆是由数百个单电池通过串联形成的一个发电单元。燃料电池系统是以燃料电池堆为基本单元，增加必要的辅助零部件构成的一套完

整的发电系统。当前电堆国产化率约

50%。金属板电堆功率密度达

到

3.1kW/L，和丰田

Mirai2014

版电堆功率类似；国内新一代石墨

板功率密度较高者达到

3kW/L以上，相对巴拉德

9ssl电堆

1.7kW/L有大幅提升。国产电堆的短板主要在可靠性和寿命方面。2025

年为

商用车燃料电池系统性能持续提升、系统成本持续下降、可靠性大

幅提升、实现大规模推广应用的时间节点。2030-2035

年为商用车

燃料电池系统全面达到产业化要求的关键节点。氢能源车：氢燃料电池用于氢能源车，前景可期。氢燃料电池性能

优异，将率先应用于客车、物流车、重卡等交通运输领域。与目前

技术较为成熟的锂离子电池相比，氢燃料电池可靠性高，使用寿命

长，能量密度大，但成本较高。氢燃料电池主要应用于交通运输领

域，

到

2025

年氢燃料电池汽车保有量或将达到

10

万辆，到

2035

年保

有量达

100

万辆，到

2050

年保有量达

5000

万辆。此外，《路线图》

也预计到

2025

年，氢能及燃料电池汽车推广应用取得进展，保有

量

5-10

万辆，到

2030

年，实现氢能及燃料电池的大规模应用，汽

车规模

80-100

万辆。技术水平、成本控制同步进步。2.2.

技术路径上，加氢站两大工作类型加氢站是氢能利用过程中重要的一环。合理布局建设加氢站，可以促进

燃料电池汽车以及氢能产业迅速发展。加氢站建设技术路线根据氢气来

源可分为：外供氢加氢站和内制氢加氢站。按加注压力分，可分为

35

MPa，

70MPa

；按照是否可移动分，可分为固定式、撬装式、移动式；按照储

氢方式分，则可分为气氢、液氢、固态储氢和其他类别。外供氢加氢站：站内无制氢装置，氢气通过长管拖车、液氢槽车或

者氢气管道由制氢厂运输至加氢站，由氢气压缩机压缩并输送入高

压储氢瓶内存储，最终通过氢气加气机加注到氢能源燃料电池汽车

中使用。根据氢气存储方式的不同，又可进一步分为高压气氢站和

液氢站，全球约

30%为液氢储运加氢站，主要分布在美国和日本，

中国现阶段全部为高压气氢站。相比气氢储运，液氢储运加氢站占

地面积更小，存储量更大，但是建设难度也相对更大，适合大规模

加氢需求。内制氢加氢站：在站内建有制氢系统，制氢技术包括电解水制氢、

天然气重整制氢、可再生能源制氢等，站内制备的氢气一般需经纯

化、干燥后再进行压缩、存储及加注等步骤。其中，电解水制氢和

天然气重整制氢技术由于设备便于安装、自动化程度较高，且天然

气重整技术可依托天然气基础设施建设发展，因而在站内制氢加氢

站中应用最多，欧洲内制氢加氢站主要采用这两种制氢方式。3.

能源新基建，落子加氢站3.1.

稳增长发力，加氢站成为能源新基建重要一环发力稳增长，能源新基建成为重要一环。2021

年中央经济工作会议指出，

当前经济面临需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力，坚持稳字当头，

强化政策发力。随着稳增长主线逐渐清晰，地产投资下行消费修复缓慢，

基建投资是必选动作。作为氢能产业上、下游的桥梁，加氢站的建设得到了各方关注，在国家

氢能发展路线的基础上，各地陆续推出加氢站建设规划。根据中国氢能

联盟的预计，到

2050

年，氢能在中国能源利用体系中的占比有望超过

10%，需求量接近

6000

万吨，而交通领域作为氢能消费的重要突破口，

用氢量将达到

2458

万吨，约占该领域总用能量的

19%（乐观情景达到4178

万吨/年，占交通领域整体用能的

28%）。当前，全球燃料电池汽车

发展全面加速，预计到

2030

年，中国的燃料电池汽车保有量将超过全

球其他国家，达到

100

万辆。燃料电池汽车的广泛采用，与氢能基础设

施建设的发展紧密相关。3.2.

时空分布：加氢站数量大力推进截至

2019

年底，全球累计建成加氢站

432

座。其中，以

70MPa高压气

态加氢站为主，占比超过

70%；液氢加氢站主要分布在美国、德国和日

本，占比不到

5%；固定式加氢站占比超过

80%。《碳中和背景下煤炭制

氢的低碳发展》，美国、日本和韩国

2030

年分别规划加氢站

5600

座，

1200

座和

900

座。根据前瞻产业研究院数据，截至

2021

年

3

月末，我国加氢站共建成

131

座，其中

108

座在运营。此外，还有

65

座正在建设，122

座在规划建设

中。从区域分布上来看，广东省已运营、已建成、在建及拟建的加氢站

共

61

座，上海

44

座。根据由工业和信息化部指导、中国汽车工程学会

修订编制的《节能与新能源汽车技术路线图》，到

2025

年，我国加氢站

的建设目标为至少

1000

座，氢燃料成本下滑至

40

元/kg，到

2035

年加

氢站的建设目标为至少

5000

座，氢燃料成本下滑至

25

元/kg。3.3.

补贴激励，打开千亿空间氢加注方面，目前一座加注能力

500kg/d的固定式加氢站投资规模在大约需要

700～1200

万元（不含土地成本），相当于传统加油站的

3

倍，

除建设成本外，设备维护、运营、人工等运营成本也同样较高。保证加

氢站的盈亏平衡的前提下，加氢站的终端售价还需在氢气到站价的基础

上增加约

14

元／kg的运营成本。一个加氢站总投资额约为

1200-2180

万元，加氢站市场规模

2025

年或将

达

200

亿，2030

年将超千亿。加氢站的投资额大约是普通加油站的

3

倍

左右，其中设备购置的费用大约占总投资额的

40-60%左右，而且主要依

赖进口。高昂的投资额和相对漫长的回收期是制约加氢站建设的重要原

因。目前加氢站处于产业发展的前期，补贴力度较大，随着技术进步和

规模效应，加氢站的建设成本有望进一步下降。若

2025

年建成

1000

座

加氢站，每个加氢站建设成本以

1200-2200

万元计算，则

2025

年中国加

氢站的市场规模约

120-218

亿元。筑巢引凤，氢燃料电池汽车的市场空间剑指万亿。2025

年处于百亿规模，

2030

年达到千亿规模，2050

年将增至万亿级市场规模。2025

年，氢燃

料电池汽车保有量中，客车、物流车、重卡占比分别为

50％、35％、10％，

市场规模超过

800

亿元。2030

年，氢燃料电池客车、物流车、重卡在氢

燃料电池汽车保有量的占比分别达到

25％、40％、25％，累计规模达到

7500

亿元。2050

年，氢燃料电池汽车总保有量达到

3000

万辆，累计规模达到

10

万亿元水平。4.

投资主线：关注设备材料与施工建设领域重点把握设备与施建领域，加氢站设备材料与施工建设两条主线寻找投

资机会。加氢站的建设是一项系统工程，需要应用设备、建设实施全产

业链的协调配合。从产业链各环节角度出发,各细分行业的竞争要素拆解

如下：设备与材料：加氢站的成本主要包括建站成本和运营成本，其中重

点在压缩、储氢和加注环节；施工建设：涉及加氢站建设、设计、运营等环节；以外供氢加氢站为例，加氢站的主要设备主要包括：卸氢系统、压缩系统、储氢系统、加氢系统、氮气系统、放散系统和技防系统等。加氢站

的成本主要包括建站成本和运营成本，其中压缩系统和储氢系统占加氢

站总建设成本的比重较高。4.1.

设备材料：重点在于压缩、储氢和加注环节氢气压缩机：将氢源加压注入储气系统的核心装置，输出压力和气体封

闭性能是其最重要的性能指标。