未来发展预测：2030年中国氢气需求量将达到3,500万吨

报告发布方：乐鱼企信国际咨询《 2024-2030年氢气市场发展战略规划分析及投资规模前景可行性评估预测报告 》

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（ 1）上游：氢气制备行业现状： 氢气可以通过多种工艺路线制备，主要包括： 1）化石能源制氢：煤制氢、天然气制氢、石油焦和渣油制氢等；2）化工原料制氢：通过醇类裂解、重整制氢；3）工业副产氢：主要包括氯碱工业、焦炉煤气、合成氮、轻烃利用和重整副产氢等；4）电解水制氢：电力来源主要包括火电、水电、风电、光电以及核电等，其中可再生能源是理想的电力来源；5）光催化制氢、生物质制氢等其他路线：尚处于实验与开发阶段，暂未达到规模制氢要求。其中煤制氢、天然气制氢以及电解水制氢是最主要的制氢方法。

近年来，伴随着国内氢能产业的持续发展，我国氢气年产量已逾千万吨规模，位居世界第一大产氢国，为我国开发利用新能源、加快迈入氢能经济时代创造了有利条件。据中国煤炭工业协会数据统计， 2012-2022年，中国氢气产量整体呈稳步增长趋势，由2012年的1,600万吨增长至2022年的超过4,004万吨，年复合增长率9.61%，可为氢能及燃料电池产业化发展初期阶段提供低成本的氢源。

由于中国丰富的煤炭资源特点，煤制氢是最首要的制氢来源，不同于全球范围内 18%左右的比重，煤制氢在国内占比可达六成以上，其次为工业副产氢、天然气制氢、电解水制氢。根据中国煤炭工业协会数据统计，2020年中国煤制氢产量1,550万吨，占比达62%；其次为天然气制氢、工业副产氢，产量分别为475、450万吨，占比分别为19%、18%；电解水制氢产量相对较少，仅25万吨，占比1%。

2012-2022年中国氢气产量现状分析

数据整理：乐鱼企信国际咨询

从区域分布来看，西北、华北、华东地区是中国主要的制氢产地，合计产能占比达 75%。2019年西北地区产能为1,067万吨，华北地区产能1,021万吨，华东地区产能940万吨，占比分别为26.3%、25.1%、23.2%；华南、西南、东北地区产能分布相对较少，占比分别为12.3%、8.3%、4.8%。这样的产能分布特征与中国以煤为主的能源结构息息相关，以煤制氢为主的制氢产能更多地向煤炭资源密集的西北与华北地区集中，另外华东地区则主要是化工产业较为密集，主要以工业副产氢为主。

2022年中国氢气产能地区分布

数据整理：乐鱼企信国际咨询

预计到 2030年，中国氢气需求量将达到3,500万吨，在终端能源体系中占比5%。到2050年氢能将在中国终端能源体系中占比至少达到10%，氢气需求量接近6,000万吨，可减排约7亿吨二氧化碳，产业链年产值约12万亿元。

（ 2）中游：氢气储运及加氢站：

①氢气储运： 目前，我国氢能示范应用主要围绕工业副产氢和可再生能源制氢产地附近（小于 200公里）布局，氢能储运以高压气态方式为主。氢能市场发展前期，车载储氢将以70MPa气态方式为主，辅以低温液氢和固态储氢，氢的输运将以45MPa长管拖车、低温液氢、管道（示范）输运等方式，因地制宜，协同发展。中期（2030年），车载储氢将以气态、低温液态为主，多种储氢技术相互协同，氢的输运将以高压、液态氢罐和管道输运相结合，针对不同细分市场和区域同步发展。远期（2050年）氢气管网将密布于城市、乡村，车载储氢将采用更高储氢密度、更高安全性的储氢技术。

②加氢站： 加氢站是通过将不同来源的氢气通过压缩机增压储存在站内的高压罐中，再通过加气机为氢燃料电池汽车加注氢气。加氢站是氢能产业上游制氢和下游用户的联系枢纽，是产业链的核心。加氢站的建设数量和普及程度，在很大程度上决定了氢燃料电池汽车的产业化进程。

2019年3月5日，“推动加氢设施建设”首次被写入政府工作报告，并提出地方补贴需支持加氢基础设施建设，各地纷纷推出地方补贴。截止2021年底，全国累计已建成的加氢站共有197座，已经投入运营的有180座，在建/拟建加氢站数量为229座。按照《节能与新能源汽车技术路线图2.0》规划，量化了车用氢能需求，提出2025年加氢站的建设目标至1,000座，2030至2035年为5,000座。2022年3月颁布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出统筹布局建设加氢站，有序推进加氢网络体系建设，探索站内制氢、储氢和加氢一体化的加氢站等新模式。氢能产业集聚效应显著，产业链企业集中聚集地的氢能基础设施建设也依托其自身资源禀赋得到快速发展。我国现运营的加氢站主要集中在广东、山东、上海、江苏等四个省市，加氢站数量占比超过50%。结合我国氢能产业整体布局来看，东部区域氢能利用产业主要集中在山东、江苏和上海，该地区也是我国最早进行燃料电池研发与示范的地区；南部地区主要以广东佛山和云浮为首，是国内可再生能源制氢和燃料电池电堆研发的重要地区。

（ 3）下游：氢能应用：

①储能领域： 基于中国水电、风电、光电等可再生能源迅猛发展的现状，在中国，氢能将在高渗透率可再生能源电力系统中扮演重要的季节性储能角色。 2020年底，中国的并网水电装机容量已达到3.70亿千瓦，同比增长3.39%；并网风电装机容量已经达到2.82亿千瓦，同比增长34.60%；并网太阳能发电装机容量已经达到2.53亿千瓦，同比增长23.41%。2020年新能源装机量合计占比41.11%，较2019年上升2.70%。在可预见的未来，中国可再生能源发电占比将逐渐增大。根据国家发改委和国家能源局在2016年12月联合发布的《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》，2021~2030年可再生能源、天然气和核能利用持续增长，高碳化石能源利用大幅减少；到2030年，非化石能源占能源消费总量比重达到20%左右，新增能源需求主要依靠清洁能源满足；展望2050年，能源消费总量基本稳定，非化石能源占比超过一半。

风电、光伏发电等可再生能源具有随机性、间歇性、能量密度低等特点。不同于冷、热等其他形式的能源需求，电力具有供需实时平衡以及难以大规模存储的特点。大规模可再生能源发电并网加剧了电力系统供需两侧的双重波动性与不确定性，系统调峰难度大，并带来了弃风、弃光等一系列问题。氢能兼具清洁二次能源与高效储能载体的双重角色，是实现可再生能源大规模跨季节储存、运输的最佳整体解决方案。首先在储能时长上，氢储能基本没有刚性的储存容量限制，可根据需要满足数天、数月乃至更长时间的储能需求，从而平滑可再生能源季节性的波动。此外，氢储能能量密度高、运行维护成本低且可实现过程无污染，是少有的容量等级达到 Twh以上，且可同时适用于极短或极长时间供电的能量储备技术方式。其次，氢能在空间上的转移也更为灵活，氢气的运输不受输配电网络的限制，可实现能量跨区域、长距离、不定向的转移。

最后，氢能的应用范围也更为广泛，可根据不同领域的需求转换为电能、热能、化学能等多种能量形式。利用富余的可再生能源电解制氢，再将氢能输送到能源消费中心多元化利用，可有效解决风、光等可再生能源不稳定及长距离输送问题。

②工业领域：

A.氢能冶金： 冶金工业指的是采选、烧结金属矿石，并冶炼、加工成金属材料的工业部门。黑色冶金工业排放的二氧化碳较多，焦炭作为还原剂使用是钢铁行业污染严重的重要原因。氢能冶金是低污染、低排放的全新前沿技术，符合国家节能、环保、绿色产业政策。氢能冶金的原理是利用氢气的高还原性，将氢气代替煤炭作为高炉的还原剂，以减少乃至完全避免钢铁生产中的二氧化碳排放。因此，在碳中和背景下，使用氢能炼钢技术替代传统炼钢工艺具有较大潜力。

B.绿氢化工： 石化、化工行业是目前氢气消费的最主要领域，绿氢化工是实现这些行业深度脱碳的重要途径。 2019年2月，欧洲燃料电池和氢能联合组织发布《欧洲氢能路线图：欧洲能源转型的可持续发展路径》报告，指出欧洲已经踏上向脱碳能源系统转型的道路，到2030年，工业中大约三分之一的超低碳氢能产品可应用于炼油厂和氨生产在内的所有工业生产。2019年11月，美国燃料电池和氢能源协会发布《美国氢能经济路线图》，提到化工行业如氨、甲醇和炼化已经使用了大量的传统氢（由天然气合成），需要向低碳氢过渡以减少排放。

绿色甲醇又称 “液体阳光”，是指生产过程中碳排放极低或为零时制得的甲醇。基于电解水制氢以及固溶体催化剂催化二氧化碳加氢合成甲醇技术，利用可再生清洁能源太阳能发电，再通过电解水制氢及二氧化碳加氢最终制备成甲醇，提高了光伏电能利用率，同时形成低碳运输燃料，实现甲醇重整制氢及氢燃料电池的技术应用。2020年1月，由中国科学院李灿院士团队主导的国内首个太阳能燃料生产示范工程在兰州新区精细化工园区落地。该项目占地289亩，将建设年产1,440吨甲醇的制备装备，总投资14,100万元。项目由光伏发电、电解水制氢、二氧化碳加氢合成甲醇三大系统单元组成，通过装机规模为10Mwh的光伏发电单元向2台功率为1,000Nm3/h的电解槽供电实现电解水制氢，制取的氢气与气化后的二氧化碳在催化剂作用下反应合成甲醇，该项目提升了精细化工园区技术水平，形成了相辅相成的持续化绿色发展模式。

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