各国制定完善氢能政策体系，氢基衍生品定位进一步强化。根据《中国氢能发 展报告2025》数据，截至2024年底，全球已有超过60个国家和地区公布氢能发展战 略。2024年，埃及、越南等9国制定发布国家氢能战略。埃及提出到2030年实现年 产150万吨清洁氢，其中140万吨用于出口。德国、澳大利亚、乌拉圭等进一步围绕 氢及氢基衍生品国际贸易提出相关发展目标和路径。德国《氢及氢基衍生品进口战 略》作为前期制定和修订的《国家氢能战略》的补充政策，为氢及氢基衍生品的进 口提供政策框架；澳大利亚修订《国家氢能战略》，计划到2030年每年至少出口可 再生氢或氢基衍生品20万吨，到2050年扩大氢气生产规模到1500万吨以上；乌拉圭 《绿色氢能及其衍生品发展路线图》目标到2040年电解槽装机达到9GW，其中6GW 应用于氢、氨以及航空和航运燃料等出口。 多国陆续出台专项支持举措。2024年，各国为有效降低氢能生产消费成本，陆 续出台差价补贴、税收优惠、专项资金等支持措施。日本议会通过《氢能社会促进 法案》，将在未来15年内投入3万亿日元用于氢能推广和补贴，并以差价合约方式向 低碳氢提供补贴；韩国审议通过《税收特例限制法》修订方案，针对氢能等国家战 略技术的综合投资制定了15%-25%的税额抵免政策，并扩大对战略技术研发的税收 抵免适用范围；欧盟委员会通过创新基金发起了总金额46亿欧元的资助项目征集， 用以推动可再生氢等净零技术发展，依托该基金欧洲氢能银行启动了第二轮绿色氢 能拍卖，预算总额提高至12亿欧元，每千克可再生氢补贴提高至4欧元。
技术装备创新驱动示范应用，高价值高载能场景加快探索。2024年，氢能关键 技术及核心装备向大规模、高效率方向持续突破，支撑氢能示范应用进一步深化和 拓展。根据《中国氢能发展报告2025》数据，制氢方面，美国建成15吨/天的质子交 换膜电解水规模化制氢和液氢工厂，贯穿电解水制氢和氢液化工艺流程。储运方面， 葡萄牙国家天然气运输网络（RNTG）完成10%-20%掺氢天然气运输、分配和储存 能力认证，满足相关运营技术标准和法规要求；德国完成为期五年的500立方米地下 盐穴储氢测试，对地下储氢技术的安全可靠性进行验证；日本氨燃料商船完成“卡 车对船”燃料加注作业，为未来氨燃料船舶商业化奠定基础。应用方面，多领域创 新示范持续开展。交通领域，全球在营加氢站总数超1200座，同比增长超30%，主 要国家燃料电池汽车保有量超过9万辆，同比增长超11%；氢基燃料船舶订单总数约 200艘，占替代燃料船舶总量的39%；德国液氢重卡车队启动首批客户试验；荷兰燃 料电池超级游艇完成海试，可采用液氢和甲醇转化两种形式存储燃料。工业领域， 瑞典完成超5000吨氢还原铁试点。能源领域，美国建成投运以氢燃料电池为主要电 源的兆瓦级离网模块化数据中心，支持高功率密度部署。
国际贸易合作业务加快推进，绿色航运燃料成为重要抓手。全球范围对氢能及 其衍生品的进出口贸易日益关注，多国陆续开展相关产品贸易体制机制探索和基础 设施建设。依托特定贸易航线的“绿色走廊”建设加速推进，根据《中国氢能发展 报告2025》数据，截至2024年底，全球绿色航运走廊倡议数量超过60项，同比增长 约41%，已基本覆盖全球主要地区和航运领域。澳大利亚—东亚、新加坡—鹿特丹 等倡议有序推进替代燃料船舶建造、航线燃料选型、港口基础设施建设等工作。2024 年，在欧盟船舶燃料碳排放强度约束下，国际船东对绿色燃料需求持续增长，丹麦 和德国等航运业主导企业相继与包括中国在内的多国企业签订绿色甲醇长期承购合同。根据《中国氢能发展报告2025》数据，德国政府主导完成欧洲可再生氨进口首 次招标，由阿联酋企业依托在埃及项目竞得，出厂价为811欧元/吨，到港价为1000 欧元/吨，计划于2027年启动交付。法国和美国相关企业签署为期15年的绿色氢气供 应协议，计划从2030年起利用全球供氢网络向北欧炼油厂提供7万吨/年绿色氢气。 全球氢能生产消费保持平稳增长。根据《中国氢能发展报告2025》数据，截至2024 年底，全球氢能生产消费规模约1.05亿吨，同比增长约2.9%，可再生能源制氢产能 增长提速，其他清洁低碳氢产能增长相对放缓。目前，全球合成氨、合成甲醇、炼 化和冶金、供热等其他领域年氢气消费量分别约3200万吨、1750万吨、4300万吨和 1300万吨，氢能仍主要作为原料用于工业过程。 欧美可再生氢价格整体稳中有降。根据《中国氢能发展报告2025》数据，美国重点 地区电解水制氢（质子交换膜）全年均价约5.2美元/千克，较上年同比下降约5%， 整体运行趋势较为平稳；欧洲地区电解水制氢全年均价约6.1欧元/千克，同比下降 24%，整体先降后升，年底价格突破8欧元/千克。 国内氢能价格降幅较大。根据中国氢价指数显示，2024年全国平均生产侧、消费侧 氢能价格分别降至30元/千克以下和52元/千克以下；2024年12月，全国氢能生产侧 价格降至28.0元/千克，相较上年同期下降幅度约15.6%，消费侧价格降至48.6元/千 克，相较上年同期下降幅度约13.7%，创下氢能生产侧、消费侧均价统计最低点。
全球可再生能源制氢项目加速投运。全球各类可再生能源电解水制氢项目试点逐步 建成落地，根据《中国氢能发展报告2025》数据，全球累计建成产能超25万吨/年； 2024年新增产能超7万吨/年，同比增长约42%；新建成项目单体规模加快提升，千 吨级以上项目占比超过80%；中国、欧洲新建成可再生能源电解水制氢项目产能占 全球的63%和24%，累计建成相关项目产能占比约51%和30%，逐步成为全球可再 生能源制氢及相关产业发展的引领地区。
中国已成为世界上最大的产氢国和氢气消费国，装机规模与产量排名位列第一。根 据IEA《全球氢能报告2024》，中国氢能产量约3550万吨，约占全球产量的36.6%。 在绿氢装机方面，截至2024年底，中国电解槽装机量约为2.5GW，占比超过全球50%， 全国绿氢产能装机已达约15万吨/年。项目方面，我国已披露713个绿氢项目，并持 续推动大规模项目规划与实施。投资方面，中国在全球已承诺阶段的项目投资表现 尤为突出，截至2024年，中国拥有310亿美元已承诺阶段项目投资，和北美地区总 计超过全球该阶段投资的60%，这标志着中国逐步在绿氢领域中形成主导优势，迎 来蓬勃发展时期。成本经济性方面，中国具有全球最优的显著优势，当前每千克绿 氢成本最低为18元/千克，未来中国绿氢生产成本预期继续下降，在全球绿氢市场中 更具竞争力，有望成为绿氢出口国。在产业应用方面，当前中国绿氢产能约七成被 应用在化工领域，并逐步扩大更多领域。
我国首次将氢能写入中央关于制定五年规划的建议中，预示即将加快前瞻性布局。 2025年10月，党的二十届四中全会审议通过《中共中央关于制定国民经济和社会发 展第十五个五年规划的建议》，文件将“建设现代化产业体系，巩固壮大实体经济 根基”作为首要任务，强调“前瞻布局未来产业，探索多元技术路线、典型应用场景、可行商业模式、市场监管规则，推动量子科技、生物制造、氢能和核聚变能、 脑机接口、具身智能、第六代移动通信等成为新的经济增长点”。 十四五政策着力推进氢燃料电池汽车发展，预计十五五将积极打破氢能供需关键堵 点，推动产业链全面发展。氢能交通是目前国内落地相对成熟的应用领域，交通领 域中，目前推广最多的为重卡，客车、船舶及无人机尚未大范围推广应用，但也侧 面说明氢能交通应用场景正在走向多元化。氢能交通工具的通行范围，始终受限于 加氢站的覆盖边界，目前加氢站的建设数量虽稳步增长，但总数仍然偏少，且面临 建设成本高、运营效率低、氢气储运技术有待突破等问题。随着氢能场景多元化普 及，氢能市场化程度不断提高。10月31日，国家能源局举行新闻发布会，会议指出， 未来氢能重点发展方向包括：在更好发挥电网作用、持续提升电力系统调节能力和 新能源消纳水平的同时，积极拓展新能源非电利用，重点推动风光制氢氨醇、风光 供热供暖等多元转化和就地利用。加快建设风光氢氨醇一体化基地，鼓励工业领域 风光绿电替代化石能源供热供汽。根据国家能源局数据，到2035年，我国风电光伏 总装机预计达36亿千瓦，从当前计算，还有19亿千瓦的新增空间，绿色氢氨醇也将 成为消纳光伏风电的重要路径。专家表示，“十五五”期间是绿色氢氨醇从小规模 示范迈向规模化商业化应用关键过渡期。我们预计十五五期间，拓展新能源非电应 用、加大氢能对新能源消纳有望成为氢能发展重心，风光氢氨醇基地建设加速有望 打破氢能供需关键堵点，推动产业链全面发展。 基于此，我们认为十五五应战略性重视绿氢的制备-储运-利用链条，预计这是氢能 投资的增量弹性方向。
绿氢产业链可以大致分为制备、储运和利用三大环节。绿氢制备环节是将可再生电 力转化为绿氢的过程，核心为制氢电解槽系统，并配套分离、提纯等气体处理技术。 氢储运环节用于调节制氢和用氢环节间的时空错配，这一过程需要将生产出的氢进 行压缩、液化或者通过多种化学物理反应转化为易于储运的形态，再将不同形态的 氢气用不同容器和介质进行跨周期储存，在储氢的基础上按需利用交通工具或者管 道设施将所储氢气进行跨地域输送。绿氢利用环节中，氢燃料电池是氢作为燃料用 途利用的重要技术手段之一。从用氢场景（如交通、钢铁、化工等）看，绿氢的使 用在许多传统行业也产生了新技术和新工艺，如交通领域的加氢站技术、钢铁领域 的氢还原技术和绿氢化工的新工艺等。
（一）氢气制取：化石能源制氢占据主导，我国电解水制氢规划项目多
根据《中国氢能发展报告2025》数据，氢能生产仍以化石能源制氢为主，占比80% 以上，其中加碳捕集装置的化石能源制氢年产量在百万吨左右。 （1）煤制氢：煤炭目前仍是我国的主要能源之一，也是我国制氢的主要原料。虽然 煤焦化副产的焦炉气也可用于制氢，但煤气化制氢目前在国内氢气生产中占据主导 地位。煤气化制氢技术的工艺过程一般包括煤气化、煤气净化、CO变换以及氢气提 纯等主要生产环节。煤制氢经过多年的发展，技术成熟，被广泛应用于煤化工、石化、钢铁等领域。特别是化工和化肥行业一直在使用这项技术生产氨。根据KPMG 数据，煤制氢工艺的二氧化碳排放量约是天然气制氢的4倍，需结合碳捕集与封存 (CCUS)技术才能实现减排，增加了制氢成本。根据IEA数据，在煤制氢生产中加入 CCUS预计将使资本支出和燃料成本分别增加5%和130%。 （2）天然气制氢：天然气制氢是目前全球氢气的主要来源，在北美和中东等地区被 广泛使用。与煤制氢装置相比，用天然气制氢产量高，排放的温室气体少，是化石 原料制氢路线中较为理想的制氢方式。工业上由天然气制氢的技术主要有蒸汽转化 法、部分氧化法以及天然气催化裂解制氢。然而，我国国内目前天然气约40%依赖 进口，国内主流的工业制氢方式仍然是煤制氢。 （3）工业副产制氢：工业副产制氢是指将富含氢气的工业尾气作为原料，主要采用 变压吸附法（PSA法），回收提纯制氢。目前主要尾气来源有氯碱工业副产气、焦 炉煤气、轻烃裂解副产气。与其他制氢方式相比，工业副产品制氢的最大优势在于 几乎无需额外的资本投入和化石原料投入，所获氢气在成本和减排方面有显著优势。 由于其丰富的潜在供应量，被广泛认为是燃料电池发展现阶段可行的供氢解决方案。 （4）电解水制氢：电解水制氢是在直流电下将水分子分解为氢气和氧气，分别在阴、 阳极析出，所产生的氢气纯度高。该技术是目前最有发展潜力的绿色氢能生产方式， 特别是利用可再生能源进行电解水制氢是目前众多氢气来源方案中碳排放最低的工 艺，与全球低碳减排的能源发展趋势最为一致。
我国化石能源制氢占据主导地位，合成甲醇、合成氨氢气消费量占细分氢气消费领 域前两位。截至2024年底，全国氢气产能超5000万吨/年，同比增长约1.6%；2024 年全年氢气产量超3650万吨，同比增长约3.5%。化石能源制氢仍占氢气供应主导地 位，煤制氢产能约2800万吨/年，同比增长约0.7%；产量约2070万吨，同比增长约6.7%，新增产量主要应用于煤制油气；天然气制氢产能约1080万吨/年，与上年基 本持平；产量约760万吨，同比下降约4.4%。工业副产氢产能约1070万吨/年，同比 增长约5.3%；产量约770万吨，同比增长约4.0%。电解水制氢产能约50万吨/年，同 比增长约9.7%；产量约32万吨，同比增长约3.6%。氢气的生产和消费主要分布在山 东、内蒙古、陕西、宁夏、山西等传统重工业所在地区，合成甲醇、合成氨氢气消 费量占细分氢气消费领域前两位，分别约995万吨和950万吨，占比27%和26%；炼 化和煤化工氢气消费量分别约600万吨、405万吨，占全国氢气消费量16%和11%。 其他氢气消费分布在交通、供热、冶金等多个不同领域。
电解水制氢规划项目占比较高，产能主要集中在华北与西北地区。截至2024年 底，全国各地累计规划建设可再生能源电解水制氢项目超600个，其中，已建成项目 超90个，在建项目超80个；已建成产能约12.5万吨/年，主要分布在华北和西北地区， 分别约占全国已建成可再生能源电解水制氢产能45%和44%。2024年新建成项目35 个，新增产能约4.8万吨/年，同比增长约62%。从下游消纳场景看，主要应用于交通、 炼化、合成氨、合成甲醇以及冶金、供热、发电、储能、科研等领域。
2024年，我国氢能制取关键技术不断在装备研发、性能迭代和场景示范方面取 得突破。氢能制取方面，单堆兆瓦级质子交换膜电解水制氢装置实现在光储氢项目 商业运行；兆瓦级阴离子交换膜电解槽下线，千瓦级产品实现在冶金领域应用；规 模化风电离网制氢示范项目实现商业运行；“海洋氢能制储输用全链条关键技术研究及示范验证”项目开工，一站式海上绿色氢醇氨生产作业系统获中国船级社原则 性认可；兆瓦级电解海水制氢装置试运行；尚义—张北一带氢能源勘查开发项目圈 定天然氢靶区。
（二）氢气储运：仍处于发展初期，市场规模有限
按照产业链的不同环节，氢储运的关键技术可以分为转化方式、储存容器和运 输工具三个部分。转化方式板块主要关注如何以最低的能耗和成本，将氢气转化为 更易于储存的形态；储存容器板块聚焦于设计和优化能够安全高效地存储氢气或其 转化产物的容器；运输工具板块则关注开发能够高效、便捷地运输氢或储氢容器的 运输工具。根据氢气转化过程及转化产物的特点，不同的技术路线在关键技术环节 上有所不同，且各环节处于不同的技术成熟度阶段。 根据氢的物理特性与储存行为特点，可将各类储氢方式分为压缩气态储氢、低 温液态储氢、液氨/甲醇储氢、吸附储氢(氢化物/液体有机氢载体(LOHC) )等。压缩 气态储氢，以其技术难度低、初始投资成本低、适配当前氢能产业发展等特征优势， 已进入到广泛应用的阶段，但受限于储氢密度和安全性能，通常需要大型储氢设施 来满足需求。压缩气态储氢大多需要采用长管拖车运输，运输效率仍需要持续完善 和提升。低温液态储氢在国外应用较多，国内的应用基本仅限于航空领域，民用领 域在2023年取得诸多突破，但尚未得到规模推广。液氨/甲醇储氢、氢化物吸附储氢、 LOHC储氢等技术目前国内仍在产业化初期。与传统石油燃料易运输、可规模存储 的特点不同，国内氢的储运技术尚未实现能效与安全的最优解。目前普遍采用的高 压气氢储运方式存在储氢密度低、压缩能耗高的缺点，而且由储氢罐安全设计冗余 带来的材料成本较高。
当前，氢储运环节整体仍处于发展初期，市场规模有限，大多数技术尚处于示范验 证至商业化早期阶段。面向未来，随着我国氢能使用规模的扩大和应用场景的不断 丰富，供需两端的时空错配将进一步加剧，呈现出错配量更大、形式更复杂、不确 定性更强等特征。相应地，氢储运需求也将由小规模向大规模扩展，由当前的单一 场景向多样场景演化，由短时、少量的临时调运向长时、大量的稳定调配过渡。特 别是考虑到我国西北地区可再生能源资源丰富、而东南沿海地区则聚集大量工业用 氢需求，未来将形成以“西氢东送”为核心的大规模、跨区域储运格局，对远距离、 高效率、低成本的储运能力提出更高要求。在此背景下，氢储运不仅是支撑氢能供 需匹配的物理通道，更将在保障系统安全、提升资源配置效率、引导产业合理布局 等方面发挥日益重要的作用。 氢能管网的建设需要政府的统筹规划，以确保资源的合理配置和项目的高效推进。 输氢管道的建设具有较强的路径依赖性，一旦建成，其位置和走向将难以调整，因 此在规划阶段就需要科学决策，综合考虑未来的产业发展趋势、市场需求以及区域 能源结构的演变，确保管网长期可用。同时，合理的输氢网络布局可以有效降低建 设成本，避免重复投资和资源浪费，使氢能运输更加高效和经济。此外，氢能管道 的建设还需要与其他产业布局、用地规划等因素统筹协调，以最大程度降低对周边 产业和环境的影响。在安全性方面，氢气具有易燃易爆的特性，氢气管道还面临“氢 脆”问题，因此管道的建设和运行需要严格的安全管理，制定高标准的安全规范， 并建立健全的应急预案，以应对可能的泄漏或事故。
我国在管道输氢方面的研究起步相对较晚，已有输氢管道规模较小，总里程约400 公里，在运管道仅有百公里左右。2024年11月22日，内蒙古自治区能源局发布了《关 于印发〈内蒙古自治区绿氢管道建设发展规划〉的通知》，具体规划了全省氢能管 网干线布局，提出“一干双环”的主网架构，其中包括构建环鄂尔多斯市的西部环 网，环赤峰市、通辽市的东部环网，以及贯通鄂尔多斯市、呼和浩特市、乌兰察布 市、锡林郭勒盟、赤峰市的中部干线。这是国内首个省级绿氢管道专项规划，标志 着我国氢能管网建设进入实质性推进阶段。政策发布后，内蒙古及周省份的输氢管 道建设大幅提速。根据统计，我国目前规划及在建的输氢管道总长度接近7000km。
2024 年，氢能储运关键技术不断在装备研发、性能迭代和场景示范方面取得突破。 根据《中国氢能发展报告2025》数据，70兆帕大容积Ⅳ型储氢瓶产品完成在智能氢 轨车辆安装；5吨/天氢膨胀氢液化系统成功产出液氢；车载液氢系统通过低温性能 及安全性测试；包头—临河国内首条具备掺氢输送能力的长距离高压管道项目竣工； 城镇燃气30%掺氢燃烧和分离试验成功实施；深地大规模盐穴储氢库CQ-1井开钻。
（三）氢能利用：国内加氢站建设速度平稳
加氢站是氢燃料电池产业化、商业化的重要基础设施。加氢站主要通过将不同来源 的氢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 氢气的燃气站。加氢站的主要设备包括储氢装置、压缩设备、加注设备、站控系统 等，其中压缩机占总成本较高，目前设备制造方向主要是加速氢气压缩机的国产化 进程，从而降低加氢站的建设成本，促进氢能产业链的发展。由于燃料电池汽车主 要通过加氢站补能，因此充足的加氢站以及完善的氢制储运体系是燃料电池汽车规 模化的前提。根据车百智库数据，根据匹配车型的不同，一座加氢站可匹配20-100 辆氢燃料汽车加氢需求。根据中国石化数据，一座加注能力500kg/天的加氢站可满足每天100台氢燃料电池车加注需求。 压缩机、储氢瓶、加氢机是加氢站三大核心设备： （1）氢气压缩机：氢气压缩机是将拖车管束内氢气卸装，加压至储氢目标压强的关 键设备。依据工作原理差异，主流氢气压缩机可分为往复隔膜式压缩机、活塞式压 缩机。由于燃料电池汽车对氢气纯度要求较高（≥99.99%），隔膜式压缩机能够较 好保证气体纯净度，是目前的主流选择。 （2）储氢罐：加氢站是利用站内储氢容器和车载氢瓶间的压差实现氢气加注，要求 站内储氢压力高于车载供氢系统。为降低卸气过程压缩机能耗，提升氢气加注过程 可控性，加氢站储氢罐或储氢瓶组通常按照2-3级压力分级设置，如35MPa加氢站可 选择配置45+22MPa储氢罐组合，70MPa加氢站则可配置90+65+40MPa组合。 （3）加氢机：加氢机由控制系统、计量系统、加氢枪三大核心环节构成，并完成氢 气加注的最终环节。 国内加氢站建设速度保持平稳。根据高工氢电产业研究所（GGII）《中国加氢站数 据库》，截至2025年6月底，国内累计建成加氢站达到527座。其中，今年上半年新 建成加氢站27座，同比增长12.5%；目前在建及规划建设加氢站达161座。随着“十 四五”规划收官临近，各地加快推进加氢站建设，上半年建设速度呈现小幅提升态 势。从地域分布来看，2025年上半年国内新建成的27座加氢站分布在13个省份。其 中，北京和河北位居前列，两地合计新增9座，占新增总量三分之一；另有7个省份 的新建数量达到两座。
从建站类型来看，2025年上半年新建成加氢站中，合建站占比提升，而单一站占比 明显下降。根据GGII《中国加氢站数据库》，2024年底国内加氢站中单一站占比为 48%，而2025年上半年新建成站中该比例已降至37%。这一变化与政策导向密切相 关。各地积极推动在现有加油（气）站基础上改建加氢设施，以合建站模式优化布 局、缩短建设周期并降低土地成本。同时，“以油养氢”的运营模式可缓解加氢站 盈利压力，促使更多企业转向合建站投资。
电解水制氢有多种技术路线，ALK与PEM电解槽有望成为主导。根据电解质系统的 差别，电解水制氢的技术路线可以分为包括碱性电解水制氢（ALK）、质子交换膜 电解水制氢（PEM）、固态氧化物电解水制氢（SOEC）、阴离子交换膜电解水制 氢（AEM）。各种技术路线的原理类似，都是在氧化还原反应过程中，阻止电子的 自由交换，而将电荷转移过程分解为外电路的电子传递和内电路的离子传递，从而 实现氢气的制备和利用。其中，碱性电解槽技术可靠，成本低，操作方便，但设备 占地面积较大。PEM技术集成简单，动态响应好，转换效率高，体积小，在各性能 指标上表现均衡且指标突出，但成本略高。SOEC效率高，热机状态动载性能好， 可快速双向工作，但需要高温热源，且设备投资大、寿命短，适用于核电制氢及大 规模热电联供等。AEM技术仍处于研究阶段。电解水制氢工艺路线各有利弊，目前， 碱性电解槽发展最成熟，已完全商业化，质子交换膜电解水制氢在国内处于商业化 初期，固体氧化物电解水制氢则仍处于研发和示范阶段。从发展潜力及市场占比来 看，碱性电解槽和PEM电解槽或将成为未来最主要的电解水制氢技术。
（一）碱性电解槽：结构简单，技术成熟、成本较低
碱性电解槽结构简单。碱性电解槽通常使用摩尔质量20%-30% KOH溶液作为电解 质；ZrO2 作为基隔膜；镀镍不锈钢作为电极；羟基离子OH-为电荷载体。在电解过 程中碱性电解液分别进入隔膜两侧的阳极区和阴极区，水分子可以渗透过隔膜达到另一侧。在电通后，电解液中的水分子在阴极区与电子结合生成氢气和氢氧根离子， 在阳极区氢氧根离子失去电子生成氧气和水，由于隔膜的阻碍，电解产生的气体不 能大量通过隔膜达到另一侧，产生的气体和电解液一起从小室流出最终生成氢气、 氧气。
碱性电解槽由多个电解小室构成，电极、隔膜和密封垫片是关键材料。碱性电解槽 通常呈圆柱形，可采用串联单极性或并联双极性压滤式结构，由螺栓和两块端压板 将极板夹在一起，形成多个分隔的小室，每个小室由电极、隔膜、垫片、双极板组 成。电极、隔膜和密封垫片是碱性电解槽的关键材料。电极通常采用镍网或泡沫镍， 其性能对电流密度和电解效率有决定性影响，根据车百智库数据，其成本约占系统 成本的28%；隔膜用于将两极隔离开，要求保障气密性的同时，降低电阻以减少电 能损耗；密封垫片用于解决极片之间的绝缘问题，其绝缘性能对电解效率、安全、 系统使用寿命均有影响。
（二）质子交换膜电解水制氢（PEM）：效率虽高但成本较高
PEM电解槽结构与碱性电解槽类似，但反应原理不同。PEM使用Nafion膜作为固态 电解质，使用薄膜电极组件（膜电极）形成零极间距。膜电极的核心为质子交换膜 （隔膜），阳极催化剂和阴极催化剂通过化学镀或者热压的方法附着在隔膜两侧。 Nafion膜在水浸泡下呈强酸性，目前通常采用全氟磺酸（PFSA）膜作为质子交换膜。 PEM电解过程简单，去离子水只需进入电解槽阳极侧，通电后，膜电极阳极侧产生 氧气和氢离子，氢离子直接或者以水合状态到达阴极侧产生氢气。
PEM电解槽具有较高的电解效率，但成本较高。PEM电解槽同样由多个电解单元堆 叠而成，每个单元均由质子交换膜、催化剂、气体扩散层和双极板构成。PEM 电解 槽使用质子交换膜作为固体电解质，替代了碱性电解槽使用的隔膜和液态电解质 (KOH溶液)，内阻更小、内部结构更为紧凑，电解效率大幅提高，规模选择也更为 灵活；PEM电解采用纯水而非碱液作为电解原料，产氢纯度较碱性制氢更好。然而， PEM电解在强酸性环境下进行，需使用贵金属催化剂，导致成本较高，掣肘了其规 模化推广。通过催化剂实现PEM电解槽降本增效是重要一环，根据车百智库数据， 催化剂未来降本空间保守估计在30%- 50%，在保障稳定性的前提下，通过掺杂非贵 金属或者降低贵金属载量等方式降低成本尤为关键；双极板和气体扩散层约占据 PEM电解槽总成本的60%，这两部分的国产化替代也是降本增效的重要途径。 国内PEM电解槽产业的发展需要国产核心零部件的进一步突破。从技术层面来看， 国产PEM电解槽已取得了长足进步，但在技术成熟度、装置规模、关键材料性能和 可靠性验证等方面和国外先进水平相比还存在--定差距，整体仍有较大进步空间。根 据车百智库数据，国内布局PEM制氢主要企业超过30家(部分同时布局碱性制氢) ， 率先突围的关键在于技术实力。国内企业已推出产品以小功率为主，集中在 0.5-10kW、电流密度0.1-2.5A/cm2，能耗3.7-5kWh/Nm3。截至2023年6月，多家公 司都推出了单槽产氢量达200Nm3/h以上的产品，正在向300Nm3/h跃进。未来随着 PEM制氢核心部件的技术提升及国产化率提高、PEM制氢设备规模化应用的扩大， 价格将大幅降低，市场占比将逐渐提升。
（三）固态氧化物电解水制氢（SOEC）：新兴技术，目前仍未产业化
SOEC电解槽的结构简单。SOEC电解槽使用固态电解质，一般中间是致密的电解质 层，两边为多孔的氢电极和氧电极。电解质的主要作用是隔开氧气和燃料气体 ，并 且传导氧离子或质子。因此一般要求电解质致密且具有高的离子电导率和可忽略的 电子电导。电极一般为多孔结构 ，以利于气体的扩散和传输。 SOEC电解槽组成部分包括阴极、阳极、电解质，材料构成复杂。（1）阴极方面：Ni/YSZ（掺钇氧化锆）多孔金属陶瓷是目前最为常见材料，但在长时间高温运行下， Ni/YSZ材料可能开裂并蒸发，掺杂钪的LSCM（镧锶锰铬酸盐）也是可选阴极材料。 （2）阳极方面：由于SOEC电解槽需要阳极具有较高的电子、离子电导率以及氧离 子表面交换系数，目前常用材料为钙钛矿结构的ABO3氧化物材料，以LaMnO3（掺 杂锰酸镧）为代表，其余可能材料包括LSC、LSCF等。在反应过程中，氧电极的能 量损失占的比例最大 ，约为电解质和氢电极的两倍。（3）电解质方面：SOEC电 解槽基本使用氧离子导体，其中最常用的是YSZ，而高温下也可以使用ZrO2基电解 质，中低温下可以使用CeO2基电解质。电解质的电导率一般较高 ，因此电解质薄 膜化以降低电池的欧姆损耗是研究热点。在反应过程中，水蒸气从阴极进入，被直 接还原成H2和O2-，反应能耗主要集中在阴极上。
SOEC电解槽优点：能耗更低、电解槽成本较低、具备与燃料电池逆运行的可能性。 （1）能耗更低：碱性和PEM技术依靠电能拆分氢氧键，而SOEC依靠电能和热能拆 分氢氧键，部分用于电解水的能量可以通过热能获得，当热能处于更高状态时，所 需电能则更低，电耗将更少。（2）成本较低：SOEC电解槽的核心原材料是陶瓷， 如YSZ，LSM，而PEM电解槽由于需要在强酸环境下进行，因此更依赖贵金属铂、 铱、钛等原材料。但此类贵金属资源有限，获取具有一定限制，而SOEC所需的陶 瓷材料成本较低且容易获得。因此，当未来SOEC电解槽面临大批量生产时，完全 不受贵金属成本的限制，快速实现降本增效。（3）具备与燃料电池逆运行的可能性： SOEC可以在电解池和燃料电池(SOFC)两种模式之间灵活切换，具备可逆运行的优 势，在SOEC模式下，通入水电解可产生氢气，SOFC模式下则可通过输入纯氢、富 氢气体、工业副产氢等气体释放电能。 SOEC电解槽缺点：系统复杂、需要稳定电源。（1）系统复杂：因为SOEC电解槽 以高温为基础，所以需要多个组件以维持系统运行的温度及压力，其系统需要额外 的热交换器、电加热器等设备维持系统热平衡，对于热集成能力要求较高。此外， 由于系统运行温度高，所以安全性要求更高。（2）需要稳定电源：热化学循环会加 快系统劣化和缩短使用寿命，若频繁在停机/启动之间切换，寿命下降更明显，因此 SOEC系统通常需要稳定电源供能。
现阶段国内企业SOEC电解槽制氢功率以千瓦级为主。根据车百智库数据，国内 SOEC电解槽集中在2-25kW，电流密度0.50-1.0A/cm2，系统效率在75%以上，部 分企业可达85%。目前国内SOEC单电池片面积主要有10X 10cm2、12X 12cm2两 类，以12X 12cm2为主，现阶段国内SOEC单电池片面积最大是15X 15cm2。SOEC 单电池片和SOFC单电池片的材料类型基本一致，但电解要求更高，目前国内只有 少数几家企业制备出SOEC专用电池片及专用大功率电堆塔，整体技术水平有待进 一步的升级与突破。 从中长期来看，电解槽技术路线仍存在不确定性。从中短期来看，ALK电解槽发展 成熟度最高，价格领先优势较大，仍将保持作为最主流的电解制氢技术路线。虽然 国内ALK电解槽厂家在技术指标和成本控制管理方面都处于国际前列，但电解槽性 能仍有优化空间，主要的创新机会在于优化制氢效率和应对负荷波动。但随着未来 制氢所用离网电力比例不断提高，出于安全和成本的双重考虑，采购方对于电解槽 应对负荷波动的能力要求将更为严苛。与此同时，以PEM和AEM为代表的其他电解 制氢技术路线降本提效速度也在加快。因此，从中长期来看，这一市场格局的未来 发展仍然存在不确定性。对于PEM和AEM等技术路线而言，技术创新主要将发生在 材料选择和设计工艺方面的优化，尤其像以AEM电解槽为代表的新技术，结合了ALK 和PEM两种技术的优点。虽然该技术路径当前体量较小，但在绿氢大规模部署的下 一阶段，其发展潜力也不容小觑。
（四）电解槽供需与竞争格局：需求保持较快增长，格局逐步分散化
碱性电解槽需求保持较快增长。据香橙会研究院统计，2024年1-12月中国电解水设 备公开招标需求规模超2369MW，相较于2023年1695.52MW的总需求规模增长约 39.7%，而2023年同比增长约112%。2024年全年累计中标规模达到约1503MW， 同比增长约42%。
规模化制氢项目驱动电解槽需求。2024年招标情况来看，中能建松原绿色氢氨醇一 体化项目单体项目电解水制氢装备需求就高达320MW，约占据全年累计中标规模的 21.3%。超过50MW电解槽需求的大型风光项目订单有6个，累计电解槽需求规模就 达到1035MW，占总需求规模的约70%。不足15%的项目数量却产生了超过80%的 装备订单，规模化制氢项目驱动需求的效果明显。
碱性电解槽需求占据主导地位，PEM电解槽需求占比下降。根据香橙会研究院数据， 从技术路线来看，碱性电解槽需求规模占比进一步提高，从2023年的95.5%已增长 至2024年的98.6%，全年招标需求规模达到2239.4MW；而PEM电解槽招标需求规 模和占比双降，2024年公开订单需求规模合计28.565MW，需求占比仅约1.3%（2023 年订单规模76.02MW，占比约4.5%）。此外，2024年AEM电解槽的市场需求开始 逐渐出现，合计有5项基于科研以及示范项目的需求带动全年公开AEM电解槽订单规 模达到1.3625MW。
全球电解槽产能快速增长，中国占比超一半。根据国际能源署《2024年全球氢能评 估报告》，2024年全球电解水制氢装机容量达到5.2GW，比上年增长271%， 2021~2024年均增长105%；2024年电解槽制造产能达到41GW，比上年增长64%， 2021~2024年均增长65.8%。根据IEA《全球氢能报告2024》，截至2024年底，中 国电解槽装机量约为2.5GW，占比超过全球50%。 电解槽新势力已经开始全面展开市场角逐，行业集中度有所下降。根据香橙会研究 院数据，截至2024年12月31日，国内全年58笔项目订单已经有51个公布了订单结果， 其中1503MW的中标规模中超过1255MW均由制氢新势力获得，电解槽新势力已经 开始全面展开市场角逐。其中中标规模前十的企业中，也有中纯氢能、通辽国氢等 新面孔出现。据香橙会研究院统计，2024年企业中标订单TOP5分别为阳光氢能、 派瑞氢能、青骐骥、隆基氢能、中纯氢能，合计规模827.165MW，全年CR5约为55%， 集中度相较于2023年下降5%。
（五）电解槽成本变化趋势：长期来看碱性电解槽、PEM 电解槽成本有 望大幅降低
推动绿氢制备成本与传统化石能源制氢平价是实现规模化、商业化发展的最重要解 决路径。根据RMI数据，在考虑我国条件最优越地区的可再生电力成本和经济性最 好的ALK电解槽制氢系统前提下，当前绿氢生产成本仍然比煤制氢（约10元/千克氢 气）高出50%以上。根据2024年内蒙鄂尔多斯项目实测数据，当前生产1千克绿氢 的成本约18元/千克。在2030年前后，随着装机规模扩大100GW以上，该成本有望 下降至15元/千克氢气以下，与“煤制氢+CCS”基本相当。 对制氢端企业而言，可再生电力成本和制氢设备价格偏高是导致绿氢制备成本过高 的主要因素。根据RMI数据，当前我国制氢电解槽装机仅约2.5GW，距离2030年的 100GW目标仍有很大差距。从绿氢制备的成本结构来看，其中，可再生电力成本占 比50–70%，但降本主要依赖发电设备制造商和项目开发及运营方的技术进步和统筹 协调；制氢设备折旧在总制氢成本占比高达20–40%，设备购置价格贵是制氢装机快 速上量的重要制约因素。然而，制氢设备企业又亟需更大规模的订单来摊薄研发和生产成本，从而提供更有价格竞争力的设备。
电耗下降与单台设备产能提升是碱性电解槽降本抓手。根据IRENA数据显示，碱性 电解槽系统中电堆组件成本占比为45%，其中膜片/电极组件成本占比达57%。在 IRENA的预测中，尽管碱性电解槽的系统降本空间不大，目前电解系统的成本在 1500元/kW，未来在系统成本在1400 元/kW，但在系统电解效率、产氢纯度、与可 再生能源适配等方面，碱性电解槽仍具有较大提升空间，当前重点研究方向集中在 电极、催化剂、隔膜等环节上。给定1000Nm3/h电解槽和土建设备分别按照800万 元和150万元建设，折旧期分别为10年、15年和20年，当电价为0.4元/kWh，年工作 时长为2000h时，单位制氢成本为2.62元/Nm3，而当电价在0.2元/kWh，年工作时 长为6000h时，单位制氢成本在0.97元/Nm3。电耗成本下降、单台制氢产量增加和 寿命增加带来的电耗成本和固定成本均摊下降分别将达到78.0%和79.5%，对应单位 制氢成本从2.62元/Nm3降至0.97元/Nm3，降幅63.1%。
技术进步、寿命提升有助于PEM电解槽成本大幅下降。PEM电解电堆系统主要由多 孔传输层、小组件、双极板、电堆组和端板、膜电极构成，其中双极板和膜电极分 别占比约53%、24%。PEM电解槽需要在强酸性和高氧化性的工作环境下运行，依 赖于价格昂贵的贵金属材料如铂、铱等，导致成本过高。近三年来，铂的价格大约 在250元/g左右，铱的价格大约在1100元/g左右，贵金属的稀缺性导致价格将持续坚 挺。现有商业化析氢催化剂Pt载量为0.4-0.6mg/cm2， Ir 载量在1-2mg/cm2之间。 而降低催化剂用量，或寻求替代方案，提高电解槽的效率和寿命是PEM水电解制氢 技术发展的研究重点，如贺利氏H2EL-IrO-S型号的阳极催化剂中铱含量仅为 10%-50%，大幅降低铱用量。PEM 电解槽降本空间较大。目前PEM的技术迭代路 径主要包括增加电流密度、提高电极板面积、降低膜厚度、优化设计催化剂等。根 据IRENA预测，技术进步叠加规模化量产PEM电解槽的最低投资成本有望由400美 元/kW降至低于100美元/kW，降幅达到75%以上。目前1000Nm3/h PEM电解槽约 3000万元，而随着关键零部件国产化及电解槽生产降本未来有望达到700万元。根 据《电解水制氢成本分析》，土建及安装200万元，折旧20年，现阶段和远期目标 电解槽设备寿命分别为2万和9万小时，单位能耗分别为4.5和3.8kWh/Nm3，电价分 别为0.4和0.2元/kWh，制氢成本分别达到3.56和0.93元/Nm3，降幅达到73.8%。其 中，固定资产均摊和电耗成本下降的幅度分别为94.2%和57.8%。
碱性、PEM电解槽大幅降本有望成为趋势。远期来看，碱性电解槽制氢成本和PEM 电解槽制氢成本的降幅分别达到63. 1%和73.8%。碱性电解槽制氢成本的降低主要 受益于电耗及电价的降低带来的运营成本下降，以及寿命的延长带来的固定资产均 摊成本下降，两者的降幅分别达到78.0%和79.5%。PEM 电解槽制氢成本的降低主 要受益于电价的下降，以及国产化替代带来的设备成本下降叠加寿命延长带来的均 摊成本下降，两者的降幅分别达到94.2%和57 .8%。远期来看绿氢制备成本与灰氢 相当。当电价为0.4元/kWh，运行寿命为2万小时时，碱性电解槽制氢成本在29.7元 /kg;而当电价为0.2元/kWh，运行寿命为9万小时，碱性电解槽制氢成本为10.8 元/kg。 当电价为0.4元/kWh，运行寿命为5万小时，PEM电解槽制氢成本在40.0元/kg;而当 电价为0.2元/kWh，运行寿命为9万小时，PEM电解槽制氢成本为10.5元/kg。 ALK和PEM电解系统价格目前已经逼近甚至低于成本线，短期内继续降本空间已然 有限。根据香橙会研究院数据，从中标价格来看，2024年单槽5MW规模碱槽每台套 最低中标价格已降至450万元附近；单槽1MW规模PEM电解槽最低中标价格也已降 至530万元附近（价格详情见香橙会氢能数据库）。据香橙会研究院测算，2024年 国内碱性电解槽招投标均价约为1500元/KW，PEM电解槽均价约为6300元/KW。 ALK和PEM电解系统价格目前已经逼近甚至低于成本线，短期内继续降本空间已然 有限。
（六）国内电解水制氢技术：碱性技术领先，PEM 仍处于追赶阶段，国 产替代成为重要抓手
我国制氢技术的发展历史相对较短，但后发优势明显、进步迅速，目前部分技术水 平已跻身世界一流。我国在上世纪60年代开始自主研发ALK电解槽技术，中船重工 718所创新了加压电解槽，早期应用于军事领域，到80年代中期开始产业化，拓展 至玻璃、电子、钢铁等民用工业需求领域，90年代开始我国ALK电解槽技术得以快 速发展并走向国际市场。而我国PEM电解槽技术自主研发的开端可追溯到90年代， 由大连化物所牵头，但商业化进程一直较慢，直到2021年国产首台套兆瓦级PEM电 解槽才正式投入使用。SOEC电解槽的发展时间线和PEM电解槽相似，最早由中科 院硅酸盐研究所牵头，后扩展至各大院校，在2018年左右开始往产业化方向发展， 目前多以“产学研”合作模式布局。最后，我国AEM电解槽技术起步较晚，2005年 以后开始在部分高校作为课题进行研究，近两年开始往产业化方向发展，但由于AEM 电解槽长期以来是作为补充性技术路线，因此发展进程相对较慢，所以在技术发展 方面我国AEM电解槽企业与国际领先水平没有明显代差，甚至有后来居上的发展势 头。
从技术发展角度，我国ALK和AEM电解槽在全球相对领先，而PEM和SOEC电解槽 仍处于追赶阶段。从全球产能分布来看，截至2024年9月，国内水电解制氢设备厂 商总产能达32GW，全球占比超过60%。其中，中国ALK电解槽产能在全球占比约为 70%，而PEM电解槽产能方面落后于国外，约占国外产能的1/10。推动核心零部件 和关键材料国产化可实现成本结构优化，推动电解槽设备进一步降本。项目组对各 制氢电解槽技术路线中核心零部件和关键材料的国产发展水平进行了评价对比，可 以看到普遍在膜和催化剂等关键材料上国产化仍有待突破。 当前，国内电解槽及其上游厂家推动关键零部件和材料国产替代作为重要发展趋势 之一。一方面可利用我国的制造业产业链和物流优势，降低原材料成本；另一方面 也可以更灵活地衔接配合制氢电解槽其他生产制造环节，降低设计沟通成本。随着 国内电解槽需求大幅增加，各技术创新团队逐步突破各制氢电解槽技术的关键瓶颈， 不断提升的“中国造”可激发更强的协同网络效应，进而提升中国电解槽的产品竞争力，使得国内电解槽厂家成为国际市场技术创新的重要引领者。从技术环节发展 上看，虽然各类电解槽技术的国产化发展重点有差异，但总体而言集中于一些传统 的高端制造和先进材料领域，比如复合材料隔膜、电极催化层材料等。这些技术创 新的主体既包括来自传统电解槽生产企业的内部团队，也不乏专注于某一材料和环 节的独立初创企业。这些小型团队往往具备极强的科研实力，且在膜和催化剂开发 领域拥有丰富经验，随着制氢电解槽市场进入高速增长期，团队近期将研究重点逐 渐向制氢电解槽配套材料的应用方面迁移。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
