氢能行业市场多大?我国是产氢大国，拥有丰富的工业副产氢。此前，氢气作为工业燃料和还原剂在化工厂内部可实现即制即用，但随着氢能在交通领域的加速应用，需要把氢从制氢厂运到加氢站，储运环节成为氢能商业化应用亟待突破的瓶颈。同时，随着氢能在交通、工业、电力等领域的广泛应用，探索多种储运路径也成为行业重要发展方向。

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我国氢能的生产利用已较为广泛，制成的氢气主要应用在工业原料或生产供热中。此外还有其它制氢方式，包括生物质制氢、太阳能光催化分解水制氢、核能制氢等，但仍然处于试验和开发阶段，尚未形成工业化应用。氢气目前主要有三种主流制取路径：以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢，以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢，以及电解水制氢。

根据中研普华研究院撰写的《2023-2028年中国氢能行业深度分析及发展研究报告》显示：

氢能行业发展分析

氢能产业基地相继落地，将带动形成产业聚集，推动区域氢能产业建设更加完整的产业集群。除广东、山东外，多地在今年开始布局氢能产业园、产业基地项目。

据不完全统计，2022年至今，北京、天津、浙江、江苏、河北、河南、广东、内蒙古8省(区市)共规划了30个2022年拟新开工氢能产业项目，其中氢能产业园项目占比高达43%，几乎占据半壁江山。根据相关项目规划和建设周期来看，多数项目的一期工程将于年内完成。

资料显示，目前氢能在全球能源占比仅0.1%，据全球主要能源研究机构预测，2050年氢能占比将达到12-22%。

数据表示，绿氢具备“零碳排”的优势，可作为工业原料和燃料应用于各场景，需求空间极大，将是未来氢能主体。目前绿氢制备成本下降路径清晰，核心降本方向应在电解槽电堆和系统级别，电堆包括电堆设计、规模尺寸等降本策略，系统包括扩大规模、自动化等方式降本。

一直以来，我国氢气来源都与煤炭工业紧密相连，主要集中在北方内陆地区，而东部沿海地区氢能产业发展超前，氢能需求量巨大。因此，我国氢能产业发展存在严重的供需错配问题，亟待突破储运技术制约，减少氢能应用中间成本，实现大规模产业化发展。

据了解，当前我国仍以20MPa氢气运输为主，30MPa刚开始得到应用，而国外运氢基本采用50MPa Ⅳ型储氢瓶，整体而言，我国储运氢技术与国外相比还存在一定差距。

对于高压气氢而言，高压力、大容积、低成本的气态储运装备研发尤为关键。中国特种设备检测研究院气瓶检测与试验技术研究室主任李翔表示，储氢装备压力提高可以带来充装量和储氢密度的整体提升，极大提高氢储运效率。同时，设计储运和充装功能为一体的高压储运容器，为加氢站提供服务也是重要方向。“虽然高压储运容器制造成本较高，但由于它减少了加氢站中压缩机和存储容器的成本，同时省去了氢储运这一中间环节，因此可大大降低整体成本。”

除持续提升高压气氢装备技术外，业内对液氢储运规模化与应用场景的展望从未停止。“液氢有望解决氢储运规模化难题。”航天氢能科技有限公司副总经理兼总工程师安刚介绍，相比于气态储氢，液氢最大优势是密度大，是20MPa氢气的5倍、35MPa氢气的3倍、70MPa氢气的1.8倍。“一辆运输液氢的车，其运量可以顶10辆20MPa高压氢气运输车，因此非常适合氢的大规模储运。”

当前，国内外水电解制氢技术通过大型化、N对1构造、模块化、降低能耗、高电流密度、宽电流适应范围、新型的结构和新材料等多方面进行研究并持续创新，持续降低制取绿氢成本。虽然未来一段时间国内市场主力以大型碱性水电解制氢技术为主，随着绿氢需求旺盛和技术进步，大型质子交换膜水电解制氢技术会快速发展。但是大型水电解制氢技术是制取绿氢的关键技术，也是未来的发展方向。

在制氢环节，降碳、提效、规模化降本是创新及投资重点，目前电解水制氢步入产业化阶段的主要是碱液电解液和质子膜纯水技术，也是中短期投资的主要落脚点。

氢能产业发展机遇

目前，氢液化过程中虽然能耗较大，但液氢技术路线下，液氢工厂可以建在风光发电厂附近电价较为便宜的地区，建成以液氢为储运介质的新能源电氢体系，结合风光电的低碳、低成本和液氢稳定、便于规模储运、分散使用等优点，规避风光周期性、液氢能耗高的缺点，实现新能源优势互补。

未来随着绿电成本下降、电解水制氢技术提升、制氢系统智能化水平提升，制氢的三大成本项有望持续下降，预计最早2030年—2035年可再生能源电解水制氢价格有望与煤制氢价格持平，迎来大规模替代化石燃料制氢的拐点。

目前全球电解水制氢占比仅0.15%左右，展望未来，绿氢有望受益于氢能占能源比重提升、绿氢占氢能比重提升双重逻辑，迎来高速增长，电解水设备将率先受益。

氢能产业链顶层设计不够，产业链中的各环节、各地区发展不协调的问题突出。虽然国家发改委已出台《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》作为氢能产业的指导性规划文件，但是国家层面对企业的规划统筹仍显不足，产业链上下游企业发展不同步，难以形成大范围的集群协作效应，补贴和引导政策不配套，产业链各环节、各地区之间政策措施不统一。氢能及燃料电池产业中出现了三个“死循环”：产业链上中下游发展相互“等靠”的“死循环”、成本下降与推广规模相互依赖的“死循环”、产业链断层与一体化市场消费相悖的“死循环”。单靠市场自发调节手段难以解决上述复杂的综合性问题，需要制定国家层面的跨部门、跨学科、跨行业协同的政策措施。

氢能产业管理组织混乱，安全保障体系、行业标准体系、检测体系等配套内容缺失。氢能产业链涉及领域众多，需要多个部委之间相互配合，但目前我国尚无专门管理组织机构负责统筹协调，因此在某些领域出现了对氢能产业链主体和环节的重复管理或管理缺位的现象。

基础设施建设薄弱，难以匹配高速发展的氢能产业。我国目前建成的加氢站数量约为日本的四分之一，也远落后于德国与美国。另外，国内大部分加氢站属于场内测试站与橇装站，这些加氢站固定储氢量或氢气压缩系统能力较低，随着加氢车辆规模的增加，将无法满足加氢车辆进场时间随机化、单次加注时间短的商业需求。在基础设施相关技术方面，我国虽已具有35MPa(兆帕)加氢站关键技术与装备集成能力，但在关键指标与国产化方面还与先发国家存在很大差距。完全国产化的45MPa压缩机流量较小且在实际应用中故障率较高，其关键部件仍需通过进口后在国内组装;氢能基础设施的高压管路及阀门目前仍依赖进口;加氢站的工艺控制系统未来还需通过实际运营进一步验证及优化。

《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》提出，要稳步构建储运体系，支持开展多种储运方式的探索和实践，逐步构建高密度、轻量化、低成本、多元化的氢能储运体系。政策已指明方向，但记者了解到，在实际探索过程中，氢气的储存和运输仍面临供应不稳定、标准缺失等不少困难和挑战。

北京兴创海珀尔运输有限公司总经理李铁军直言，以北京为例，北京的氢气供应商停产检修要20天左右，如果在这期间合作的另一家氢气供应商设备突然出现问题，就会造成氢气供应不足。此外，受制于安全风险管理规定，加氢站不能同时停放危化品运输车辆，必须按时段一车一车地卸载氢气，如有某一环节做不到有效衔接，就会造成断氢或车辆积压。

氢能应用领域单一，多元化应用能力不强。在当前已发布氢能产业政策的省市中，几乎都将发展重点聚焦在氢燃料电池汽车及其产业链上，对于氢能在其他领域的应用则很少提及。当前高昂的制氢、运输成本和相对滞后的加氢站、运输管网等基础设施建设，都使得氢能汽车在与纯电动汽车的竞争中处于下风。另外，“绿氢”在化工、冶金等行业绿色化、高端化发展中发挥的作用还不显着，多元化应用的前景尚不明朗。

另外，氢能行业报告对中国氢能行业的发展现状、竞争格局及市场供需形势进行了具体分析，并从行业的政策环境、经济环境、社会环境及技术环境等方面分析行业面临的机遇及挑战。还重点分析了重点企业的经营现状及发展格局，并对未来几年行业的发展趋向进行了专业的预判。

本报告同时揭示了氢能市场潜在需求与潜在机会，为战略投资者选择恰当的投资时机和公司领导层做战略规划提供准确的市场情报信息及科学的决策依据，同时对政府部门也具有极大的参考价值。

未来，氢能行业发展前景如何?想了解关于更多行业专业分析，请点击《2023-2028年中国氢能行业深度分析及发展研究报告》。