氢能作为“21世纪的终极能源”，一方面与可再生能源高效耦合，一方面助力传统行业实现深度脱碳，氢能正逐渐成为全球能源转型发展的重要方向。
2023年7月，全球经历了有记录以来的最炎热月份，极端热浪席卷了中国、欧洲和美国部分地区。自2015年以来，极端高温天气不断增多，警示人们全球变暖正在加剧。为了避免气候变化带来难以承受的后果，我们呕需通过清洁能源转型实现碳减排。
在能源转型的历程中，氢能这一绿色能源因其零排放、高热值等诸多优势，在过去的几十年中获得了越来越多的关注。而中国作为应对全球气候变化中负责任的大国，在实现“3060双碳目标”愿景的征程中，正不断为气能产业发展创造良好的环境。
一、绿氢产业景气度持续提升
2023 年以来绿氢产业的景气度明显提升，主要表现在三大方面：
（1）电解槽出货量迅速增长。自 2020 年以来国内央企深入氢能布局，我 国制氢电解槽出货量迅速提升，2018-2022 年的 cagr 达 88.8%，其中 2020- 2022 年出货量发别为 185/350/800mw。据能景研究统计，我国可再生能源制氢 已公布的央企规划项目近 300 项，已披露的建设项目规划投资超过 4000 亿元， 总规模超 50gw；2023q1 国内有 13 个绿氢项目签约或进入开工环节，涉及绿 氢产能超 15 万吨/年，电解槽容量达 835mw，已超 2022 年全年。展望未来， 根据势银的统计，我国已有超过 100 个已建、在建和规划中的可再生能源电解水 制氢项目，2025 年绿氢的需求量预计将达到 120 万吨，2023-2025 年的电解水 制氢设备累计出货量预计将达到 15gw。
（2）储运环节实现突破，有望打开绿氢应用市场空间。氢能储运是当前影 响产业链成本“最难啃的骨头”，氢是质量能量密度最高的化学燃料，在常温下 为气态，密度仅为空气的 7.14%，因此氢气的储运需要考虑压缩密度以提高运输 效率。从终端氢气价格组成来看，氢气储运成本占总成本的 30%左右，安全、 高效、经济的氢能储运技术已成为当前制约氢能大规模应用的主要瓶颈之一。根 据 trendbank，受制于储运技术的发展，中国虽年产氢量超 3300 万吨（2021 年），但绝大部分自产自用，以商品形式（工业氢、高纯氢、燃料电池氢）销售 的氢气量不足 50 万吨；其中自产自用客户基本以短距离管道运输为主，商品氢 气主要通过氢气长管拖车及氢气集装格运输。随着我国绿氢占比逐步增多，将三 北地区低成本绿电以氢气形式运往东部地区消纳依赖储运技术的进一步发展。
长距离管道输氢实现突破，有望缓解绿氢供需错配。4 月 10 日，中国石化 宣布“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网”建设 实施方案》，“西氢东送”起于内蒙古乌兰察布市，终点位于北京市的燕山 石化，管道全长 400 多公里，是我国首条跨省份、大规模、长距离的纯氢输送管 道。管道建成后，将用于替代京津冀地区现有的化石能源制氢及交通用氢，缓解 我国绿氢供需错配问题；管道一期运力 10 万吨/年，预留 50 万吨/年的远期提升 潜力。同时，将在沿线多地预留端口，便于接入潜在氢源。此外，3 月 9 日，国 内首条掺氢高压输气管道工程正式动工，建设工程起点为包头市九原区，途经巴 彦淖尔市乌拉特前旗、五原县，最终到达临河区，全长 258 公里，最大输气能力可达 12 亿立方米/年，预计今年底完工投用；参考科技日报，截止到 2022 年底 我国油气管道的总里程达到 18.5 万公里，以目前我国天然气消费量计算，当掺 氢比达到 20%时，可运输 1000 多万吨氢气。我们认为，“西氢东送”的建设一 方面将加速氢能产业规模化发展，丰富氢气下游应用领域；另一方面也说明了我 国绿氢产业发展已步入新阶段，逐步扩大的绿氢产能为“西氢东送”奠定了建设 基础。
（3）国际合作日益深化，项目出海值得期待。2023 年以来，国家高层之间 的会晤也逐渐传出氢能声音。纳米比亚时间 3 月 31 日，纳米比亚总统根哥布会 见了国家能源局局长章建华，纳方表示积极推动经济社会转型发展，将绿氢战略 作为经济增长的新引擎，欢迎中方企业积极发挥自身优势，参与纳能源发展和项 目合作。4 月 14 日，中巴联合申明指出双方重申愿共同努力在 可再生能源、能源转型和能效领域，特别是生物能源、氢能源、可持续航空燃料 等方面开展合作。根据国际能源署，未来五年全球可再生能源制氢规模将增加 100 倍；预计 2022-2027 年共有 50gw 的可再生能源产能用于制氢，中国将引 领氢能扩张。中国氢能产业也逐步走向海外，国内多家企业斩获海外订单且部分 企业已顺利发货，其中中国能建已分别于埃及、摩洛哥签署了年产绿氢 14 万吨、 32 万吨的大型可再生能源制氢项目。
二、绿氢产业发展的核心驱动因素
氢能是绿色低碳、应用广泛的二次能源，能帮助可再生能源大规模消纳，实 现电网大规模调峰和跨季节、跨地域储能，加速推进工业、建筑、交通等领域的 低碳化，是构建国家未来能源体系、支撑用能终端绿色低碳转型的重要载体，对 主导国际能源市场、保障国家能源安全、助力经济高质量发展至关重要。我们将 我国绿氢产业迅速发展的原因归为四点：（1）氢能是能源发展的必然结果；（2） 氢能是深度脱碳的必然选择；（3）氢能可保障我国能源安全；（4）激烈的国际竞 争促使当下大力发展氢能。
（1）氢能是能源发展的必然结果，绿氢是氢能发展的初衷。随着工业化进 程的加速，能源需求日益增长，由化石燃料为主体的能源结构带来 co2 排放总 量的快速上升。全球各国面临资源枯竭，环境污染等问题，“清洁、低碳、安全、 高效”的能源变革是大势所趋。bp 认为全球能源的未来主要由四大趋势主导： 化石燃料占比下降；可再生能源快速扩张；电气化增加；低碳氢使用占比提升。 氢是无碳的能源载体，发展氢能就是为了能源的“去碳化”，只有通过无碳能源 生产绿氢，才能够在全生命周期中实现能源脱碳。
（2）氢具备能源和原料的双重属性，是实现深度脱碳的必然选择。氢具备 能源和原料的双重属性，因此电解水制氢既可以平抑风光等可再生能源的波动， 解决一部分“弃风弃光”问题，还可替代化石燃料为化工、工业、交通等领域提 供绿色燃料。与其他的储能方式相比，氢储能具有跨季节、跨区域和大规模存储 的优势，其放电时间（小时至季度）和容量规模（百 gw 级别）均优于主要的储 能技术；从能量转换上看，氢能不仅可转换为电能，还可以转换为热能、化学能 多种形式的能源，应用场景更加广阔，氢能既可以用作燃料电池发电，应用于汽 车、火车、船舶和航空等领域，也可以单独作为燃料气体或化工原料，同时还可 以在天然气管道中掺氢燃烧，应用于建筑供暖等。
（3）氢能可保障我国能源安全。我国整体的资源禀赋为“富煤贫油少气”， 根据《中国海洋能源发展报告 2022》预测，2022 年我国原油、天然气的对外依 存度分别为 70.9%、42.5%。氢能是替代石油等石化燃料的理想清洁能源；同时 可以通过天然气掺氢的方式改变天然气燃烧特性，增加燃烧值并减少对天然气的 需求；燃料电池汽车和氢储能可以分别作为电动汽车、电化学储能的关键补充； 通过水电解生成的氢可以帮助我国摆脱资源束缚，减少能源的对外依存度。
（4）激烈的国际竞争倒逼我国发展氢能。参考生态中国网，从全球范围看 日本、德国、美国、中国等在内的 42 个国家和地区都已经推出氢能政策，36 个 国家和地区的氢能政策也正在筹备中，各国氢能政策中均着重提出要加速布局可 再生能源电解制绿氢。根据万燕鸣等发表的《全球主要国家氢能发展战略分析》 对主要国家氢能政策的梳理：日本于 2021 年发布《第六次能源基本计划》，将氢 作为实现能源安全、应对气候变化和 2050 碳中和目标的主要动力，计划将氢能 打造为具有国际竞争力的新兴产业；德国发展氢能的最初目的是深度脱碳，受俄 乌冲突影响，将加快氢能战略部署；美国颁布《基础设施投资和就业法案》等一 系列政策，美国政府将投入 95 亿美元用于加快区域氢能中心建设以及氢能全产 业链示范及研发，持续推动氢能技术进步。根据 lbst 预计，至 2025 年制定氢 能战略的国家所代表的 gdp 之和将超过全球总量的 80%。
三、发展趋势
我国氢能产业发展处于初期阶段，绿氢发展加速。我国目前已经初步形成涵盖“制-储-运-加-用”的氢能全产业链布局，但氢能相关技术、市场仍处于产业化初期阶段。随着新能源发电装机量逐渐提升，绿氢生产成本逐渐降低，各行业降碳需求不断增加，绿氢产业发展进程加速。
技术加速创新迭代。制氢端：碱性电解槽技术发展逐渐稳定，未来一段时间内仍是市场主流选择；质子交换膜电解水制氢成本逐渐下降，未来市场机会待观察。储运端：短期内高压气态储氢仍是主要储存方式；有机液态储氢、固态储氢处于产业化前期。氢燃料电池：质子交换膜、催化剂、碳纸等核心部件加速国产化替代。
预计2025年氢能产业将进入爆发期。从2021年开始，氢能市场经历了市场培育、产品技术研发初期阶段；当前氢能进入项目示范应用、技术突破的关键期，技术不断创新迭代。行业普遍预计，2025年氢能产业将进入发展爆发期，2030年左右随着可再生能源发电成本下降、技术产业进步，政策及标准体系逐步完善，氢能产业将迎来更大的市场规模。
化工等行业有望成为绿氢落地应用的首要场景。目前，我国超过60%的氢气用于化工等工业领域，但氢气主要通过化石燃料制取，在碳中和目标下，化工、钢铁和重型运输行业存在绿氢替代灰氢的减碳空间，在交通、电力、建筑等领域尚未规模化发展阶段，化工和炼化领域有望成为绿氢规模化应用的首要场景，带动绿氢产业链规模发展和降本。