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作者楚姣姣
我國氫能產業已初步形成從基礎研究、應用開發到示范推廣的基礎條件，初步形成涵蓋制、儲、輸、用多個環節的完整產業鏈，氫能行業逐步實現規?；l展，相關技術自主化水平穩步提升。2025年1月1日，我國首部《中華人民共和國能源法》正式施行，《能源法》明確提出要積極有序推進氫能開發利用，促進氫能產業高質量發展。鼓勵和支持氫能開發利用領域基礎性、關鍵性和前沿性重大技術、裝備及相關新材料的研究、開發、示范、推廣應用和產業化發展。
氫能作為一種清潔能源，在雙碳目標推動下將快速發展，成為我國未來能源體系的重要組成部分。建筑企業如何把握氫能戰略性新興產業發展機遇，搶占未來發展制高點？
一、氫能產業政策分析
自2022年發布《氫能產業發展中長期規劃(2021-2035年)》以來，國家有關部門在政策制定中紛紛支撐氫能產業發展，包括制定氫能產業標準體系，鼓勵氫能全產業鏈技術創新，鼓勵可再生能源制氫在電力、鋼鐵、化工、建筑、機械、汽車、船舶等領域應用，政策支持將推動氫能尤其是可再生能源制氫快速發展。
二、產業鏈上游——制氫
我國氫能產量穩定增長，綠氫產能占比不足0.3%。我國是全球最大的制氫國和氫氣消費國，氫能消費量占全球的35%左右。根據《中國氫能發展報告（2023）》，2023年全國氫氣產能超4900萬噸/年，產量超過3500萬噸，同比增長約2.3%，其中煤制氫約占60%，天然氣制氫和工業副產氫分別約占20%，電解水制氫穩定發展，產能達到45萬噸/年，產量約30萬噸。根據國家能源局數據，2024年全球可再生能源制氫項目累計建成產能超25萬噸/年，中國占比超50%，提前完成《氫能產業發展中長期規劃(2021-2035年)》中2025年可再生能源制氫產能達到10-20萬噸/年的目標，但產能占比仍不足0.3%。
新能源裝機快速增長將極大推動綠氫產業發展。我國新能源裝機量全球第一，且規?？焖僭鲩L，綠氫供給潛力巨大。根據中國氫能聯盟發布的信息，截至2024年11月，我國已累計規劃建設綠氫項目超400個，對應電解槽需求達到72GW，合計規劃綠氫產能突破800萬噸/年，投產后綠氫供給占比將超過15%。隨著技術的突破和成本的降低，新能源制氫市場規模將進一步擴大，綠氫占比將逐步提升，可再生能源制氫將成為我國氫氣供應的主要增量。根據中國氫能聯盟數據，在2030年碳達峰情景下，我國氫氣的年需求量將達到3715萬噸，在終端能源消費中占比約為5%，可再生氫產量約500萬噸；在2060年碳中和情景下，我國氫氣的年需求量將增至1.3億噸左右，在終端能源消費中占比約為20%，可再生氫產量超過7500萬噸，占氫氣總產量的比例接近60%，市場空間巨大。
綠電成本下降推動可再生能源制氫成本持續走低。在電解水制氫的成本構成中，電力成本約占總成本的60%-70%。根據《現代化工》發布的《資源稟賦差異地區綠氫替代灰氫潛力分析》一文，2022年我國各地綠氫制取成本在20-50元/kg，風光資源豐富的內蒙古、遼寧、黑龍江、河北、吉林制氫成本最低，在21-27元/kg；重慶、湖南、湖北、浙江、河南制氫成本最高，均高于40元/kg；灰氫價格在5-11元/kg區間，藍氫（使用固碳技術減少碳排放）價格在14-22元/kg區間。綠電技術及電解槽技術創新將推動綠電成本下降、電解槽成本下降及效率提高，預計2050年綠氫成本將普遍低于藍氫成本，隨著碳交易價格的提高推動灰氫價格增長，綠氫取代灰氫成為必然。
堿性電解槽和PEM電解槽是未來最主要的電解水制氫技術。電解水制氫技術主要包括四種，即堿性水電解（ALK）、質子交換膜（PEM）、固體氧化物電解電池（SOEC）和固體聚合物陰離子交換膜（AEM）。
堿性電解槽具備技術相對成熟、結構簡單、安全穩定、成本相對低廉等優勢，是現階段主流制氫技術路線，已成功實現規模化制造及應用，占據主要市場份額，但設備降本空間有限，未來技術方向集中在電解效率、產氫純度、與新能源適配等方面，通過電耗成本下降、單臺制氫產量增加、壽命增加提升制氫效率，降低綠氫成本。高工產業研究院（GGII）預計，2023年我國堿性電解水制氫裝備出貨量達到1.5GW，2030年將會快速增長至62GW，年均增長75%。
PEM電解效率高，產氫純度高，但需使用貴金屬催化劑，成本略高，規?；茝V困難，在國內處于商業化初期階段，未來技術方向集中在催化劑降本（降本空間在30-50%）、雙極板和氣體擴散層（占PEM電解槽總成本的60%）國產替代等方面。GGII預計到2030年，我國PEM電解水制氫裝備出貨量有望增長至19GW，年均增長124%。
SOEC效率高，但需高溫熱源，且設備投資大、壽命短，適用于核電制氫及大規模熱電聯供等，目前則仍處于研發和示范階段，中廣核、國家電網有針對SOEC展開示范應用。
AEM技術仍處于研究階段。
能源電力企業積極通過綠氫示范項目布局氫能產業。中國石化、國家能源集團、中國石油是國內氫氣產量最大三家企業，氫氣年產量分別為450萬噸、400萬噸、350萬噸左右，合計市場份額達到35%。新能源制氫行業的主要參與者包括能源化工企業、大型能源電力企業、制氫設備企業和新能源發電裝備企業等，從企業市場份額占比來看，中國氫能聯盟披露的數據，截止2023年11月，中國石化、寶豐能源、三峽集團已投運項目產能規模占比分別為28%、20%、14%，合計占比超過60%。根據中商情報網預測，中國石化、中國石油、國家能源集團、寶豐能源2025年綠氫產能將分別達到100萬噸、90萬噸、80萬噸、70萬噸。以中國能建、國家電投等為代表的能源電力企業，積極開發以“投建營”為主的風光制氫示范項目，持續獲取新能源資源，有效擴大了新能源項目開發規模。
二、產業鏈中游——儲運
美日等發達國家低溫液態儲運已大規模普及，國內液氫儲運系列裝備國產化前景可期，綠氫氨醇一體化大規模應用指日可待。氫能儲運方式主要分為高壓氣態儲運、低溫液態儲運、液氨/甲醇儲運、有機液態儲運、固態儲運，其中高壓氣態儲運、低溫液態儲運已實現規?；瘧茫G氫氨醇一體化已有大量項目投建，有機液態儲運、固態儲運尚處于發展初期。
高壓氣態儲運是我國工業中使用最普遍、最直接的氫能儲運方式，也是車用儲氫及固定式加氫站采取的主要方案，占總儲運方案的98％，其中長管拖車（多為20MPa，向30MPa及以上壓力等級發展）儲運占比超過90%，并以集裝格儲運小范圍補充。根據中國氫能聯盟數據，短途運輸情況下高壓氣態氫氣儲運成本約0.3-2.02元/kg，低溫液態氫氣儲運成本約12.25元/kg；在500km運輸條件下，低溫液態氫氣儲運成本仍在12元/kg左右，而高壓氣態氫氣儲運成本則高達20.5元/kg。高壓儲氫瓶包括純鋼制金屬瓶(I型）、金屬內膽（鋼制）纖維環向纏繞瓶（II型）、金屬內膽（鋼/鋁制）纖維全纏繞瓶（III型）及塑料內膽纖維全纏繞瓶(IV型），由于I型和II型瓶儲氫密度低、氫脆問題嚴重，目前車用儲氫瓶主要為III型瓶（多為35MPa，70MPa已有示范應用）和IV型瓶（尚未大規模推廣應用），隨著成本占比60%-80%的碳纖維國產化率不斷提高，將推動儲氫瓶價格持續下降。
低溫液態儲氫在國外應用較多，北美地區有接近20座10噸/天以上的液氫生產工廠，占據全球85％的產能，同時液氫儲運規模效應顯著，成本已降低至高壓氣氫的八分之一左右；國內液氫儲運基本僅限于航空領域，民用領域在液氫加氫站、液氫船、車載液氫儲氫系統、液氫罐車等方面取得諸多突破，大型液氫制取設備正逐步實現成套裝備國產化，氫液化規模已實現從1.5噸/天到10噸/天的進步，逐步向15噸/天、30噸/天突破，液氫的大規模應用降本前景可期。
綠色氫氨醇一體化制取主要分為“綠色電力+電解水制氫+空氣中分離的N2合成氨”“綠色電力+電解水制氫+碳捕集法合成甲醇”“綠色電力+電解水制氫+生物質氣化合成甲醇”等技術路徑，綠氨綠醇即可作為原料、燃料直接利用，又可作為氫氣運輸載體，進一步轉化為氫氣使用，綠色氫氨醇一體化成為我國新能源消納利用的重要途徑，大規模推廣應用指日可待。
我國大規模輸氫管網基礎設施建設加速。運氫成本高是目前阻礙氫能產業發展的主要原因之一，管道運輸具備成本低、運輸量大、連續性好等優勢，大規模輸氫管網建設是綠氫規模化應用的關鍵。中國工程院院士干勇指出，當前液氫槽車運輸成本高達8-10元/kg，而管道運輸可將成本降至0.3元/kg·百公里。根據《中國氫能產業發展報告2024》，截至2022年末，全球氫氣管道總長超過5000km，其中美國輸氫管道總長達到2720km，歐洲輸氫管道總長達到1770km，日本、韓國、澳大利亞等地區純氫管道總長度大約190km，我國已投用輸氫管道總長僅約100km。2023年以來，我國輸氫管網設施建設加速，根據WHE世界氫能產業博覽會資訊，截止2025年4月，國內有實質性進展的輸氫管道總長度已超7000公里。中國產業發展促進會氫能分會預測，到2030年，我國各類輸氫管道建成總里程將突破5000公里；到2035年，天然氣管道摻氫輸送技術基本具備廣泛推廣條件，實現“西氫東送”且成本可控，氫氣管道（含摻氫天然氣管道）總里程達到萬公里級別；到2050年，高壓力大口徑長輸管道輸氫技術成熟且經濟可行，完成覆蓋全國范圍的純氫管道及摻氫天然氣管道系統建設。
加氫站基礎設施建設仍需加快。加氫站是氫燃料電池商業化的重要基礎設施，根據中國石化數據，一座加注能力500kg/天的加氫站可滿足每天100臺氫燃料電池車加注需求。根據GGII《中國加氫站數據庫》，截至2024年，我國累計建成加氫站497座，2024年新增60座，根據中國氫能聯盟發布的《開啟綠色氫能新時代之匙:中國2030年“可再生氫100”發展路線圖》，2030年將建成加氫站5000座?！耙杂宛B氫”合建站是當前加氫站的主流模式，2024年新增占比超過50%；制氫加氫一體站能夠降低氫儲運成本，2024年新增占比由16.3%提升至23.3%。我國加氫站朝著大噸位站發展，1000kg/天的加氫站成為建設主流，1000kg/天-2000kg/天的加氫站占比逐步增加，≤500kg/天的加氫站占比進一步減少。加氫站加注壓力方面，2024年新建加氫站以35MPa為主，未來仍需向70MPa進階。氫氣形態方面仍以高壓氣態加氫站為主，液氫加氫站發展相對于國外較為滯后。
三、產業鏈下游——應用
工業領域是我國氫能的主要應用領域，交通、電力領域用氫占比逐步增大。根據中國氫能聯盟數據，工業領域用氫需求占比超過80%，其中石油煉化用氫占比44%，合成甲醇用氫占比27%，合成氨用氫占比12%；交通領域用氫占比15%；電力領域用氫占比不足0.1%。在2060年碳中和情景下，預計我國氫氣需求結構為：工業領域60%，交通領域31%，電力領域5%。
氫能作為燃料或原料替代傳統化石能源推動工業領域節能降碳是大勢所趨。根據《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》，工業領域“十四五”時期氫能產業創新應用示范工程包括：結合國內冶金和化工行業市場環境和產業基礎，探索氫能冶金示范應用，探索開展可再生能源制氫在合成氨、甲醇、煉化、煤制油氣等行業替代化石能源的示范。工業領域開展綠氫應用的技術難點在于綠氫不穩定供應與化工“安穩長滿優”的生產要求相矛盾，新能源制氫需與化工相協同，攻克新能源+柔性化工的耦合技術，擴大綠氫消費空間。
氫能在汽車、船舶、航空器等交通設施的應用步伐加快。根據《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》，交通領域“十四五”時期氫能產業創新應用示范工程包括：在礦區、港口、工業園區等運營強度大、行駛線路固定區域，探索開展氫燃料電池貨車運輸示范應用及70MPa儲氫瓶車輛應用驗證；在有條件的地方，可在城市公交車、物流配送車、環衛車等公共服務領域，試點應用燃料電池商用車；結合重點區域生態環保需求和電力基礎設施條件，探索氫燃料電池在船舶、航空器等領域的示范應用。
在汽車領域，截至2024年我國氫燃料電池汽車保有量約2.5萬輛，僅完成《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》中2025年燃料電池車輛保有量約5萬輛目標的50%，隨著氫燃料電池技術的進步、制造成本的降低、儲氫瓶標準的提升，氫燃料電池汽車在載重量、續航里程等方面的優勢將進一步顯現，市場規模將持續增長，進一步帶來加氫站建設及氫能利用需求。
在船舶領域，綠色甲醇燃料船是航運脫碳最優選擇，甲醇燃料船訂單量已超LNG燃料船，“世界船王”馬士基集團于2023年與我國金風科技、隆基綠能等企業簽訂綠色甲醇長期供應協議，未來航運業的減碳脫碳將推動綠色甲醇需求增長，進一步帶來綠氫市場增量。2023年10月，我國首艘氫燃料電池動力船“三峽氫舟1”號（續航200公里）在湖北宜昌順利完成首航，標志著氫燃料電池技術在內河船舶應用實現零突破，氫燃料電池在船舶領域的應用步入快速發展期。
在航空領域，推動可持續航煤是實現零碳轉型的必由之路，油脂加氫技術路線是當前生產可持續航煤的主流，根據國信證券研報統計，2024年我國可持續航空燃料產能35萬噸/年，規劃產能為353萬噸/年；根據德勤預計，2030年我國航空燃料消費總量將達到6050萬噸，2050年達到1.325億噸，若達到國際航空運輸協會(IATA)可持續航煤5.2%使用目標，2030年我國可持續航煤需求量將達到300萬噸/年，隨著技術的進步和我國全面脫碳目標的推進，2050年我國可持續航煤需求量將達到8600萬噸/年，氫能在航空領域的應用需求將長期增長。2024年8月，國內首架氫燃料電池增程式無人機試飛成功；2025年4月，中國航空工業集團成飛聯合清華大學研發的氫燃料電池無人機完成30小時長航時跨晝夜連續飛行，FC-30型氫燃料電池全工況增程式復合翼無人機試飛成功，氫燃料電池無人機在物流、巡檢、安防等領域的應用前景廣闊，“氫能+低空”雙藍海賽道將成為新的增長極。
可再生能源消納推動氫儲能及氫發電快速發展。根據《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》，電力領域“十四五”時期氫能產業創新應用示范工程包括：儲能方面，重點在可再生能源資源富集、氫氣需求量大的地區，開展集中式可再生能源制氫示范工程，探索氫儲能與波動性可再生能源發電協同運行的商業化運營模式；鼓勵在燃料電池汽車示范線路等氫氣需求量集中區域，布局基于分布式可再生能源或電網低谷負荷的儲能/加氫一體站，充分利用站內制氫運輸成本低的優勢，推動氫能分布式生產和就近利用。發電方面，結合增量配電改革和綜合能源服務試點，開展氫電融合的微電網示范，推動燃料電池熱電聯供應用實踐；鼓勵結合新建和改造通訊基站工程，開展氫燃料電池通信基站備用電源示范應用，并逐步在金融、醫院、學校、商業、工礦企業等領域引入氫燃料電池應用。
我國新能源裝機規?？焖僭鲩L，2024年風電、太陽能發電裝機規模達到14.07億千瓦，占我國發電總裝機的42%，發展大規模長時儲能是風光資源消納的關鍵，將多余的綠電通過電解水制氫，通過氫儲能及氫發電（包括氫燃料電池發電，即電解水制氫的逆反應；氫燃氣輪機發電，即氫能發電機）可實現新能源在時間與空間上的轉移。
儲能成本方面，抽水蓄能和壓縮空氣儲能成本約為7000元/kW，電化學儲能成本約為2000元/kW，而氫儲能系統成本約為13000元/kW，氫儲能規?；l展降本尚需時日。
氫燃料電池方面，根據勢銀統計數據，2024年燃料電池裝機量為80.7萬千瓦，同比增長8.6%，其中億華通裝機量第一，占比20.8%；重塑能源裝機量第二，占比17.8%；國鴻氫能裝機量第三，占比9.2%；TOP5企業市場集中度高達61.2%。根據國際氫能委員會（IHC）2025年4月發布的報告，我國燃料電池汽車裝機量突破100萬千瓦，占全球45%，躍居世界第一，燃料電池系統成本降至500元/kW，氫能重卡售價從300萬元降至150萬元，首次低于純電動重卡（180萬元）。2025年1月，我國首批100輛200kW氫燃料電池重卡順利下線，大功率氫燃料電池重卡商業化應用邁入新階段。未來，氫燃料電池應用領域將逐步向熱電聯供、分布式發電及通信基站、數據中心、醫院、學校等備用電源拓展。
氫燃氣輪機是實現大規模“氫-電”轉換及發電行業脫碳的關鍵技術，我國摻氫與純氫燃氣輪機發電技術取得諸多突破，2022年9月，國家電投荊門綠動能源有限公司在運燃機成功實現30%摻氫燃燒發電改造和運行；2024年12月，全球首臺30MW級純氫燃氣輪機“木星一號”點火成功，氫燃氣輪機技術進步與裝備國產化將推動氫能尤其是綠氫需求快速增長。
四、建筑企業經營策略
通過“新能源+氫能”“綠電氫氨醇”一體化項目獲取新能源資源，布局氫能產業。加強氫能產業鏈上下游企業合作，在風光資源豐富的地區開展“新能源+氫能”“綠電氫氨醇”一體化項目示范，通過綠電生產綠氫，或進一步將綠氫轉化為綠氨/醇，提高風光資源利用率，打通氫能制、儲、輸、用全產業鏈，合理平衡綠電、綠氫、綠氨、綠醇銷售比例，提高項目整體收益。
布局輸氫管網及加氫站基礎設施建設，擇優開展投建營。將輸氫管網及加氫站基礎設施建設作為新的細分領域重點拓展，同時選擇收益高、風險小的項目開展投建營一體化，重點在風光資源豐富、氫氣需求量大的地區投資建設制氫加氫一體站，降低氫運輸成本，提高項目投資收益，形成優質運營資產。
圍繞氫能產業鏈合作開展技術研發，推動氫能產業系列材料裝備國產化及技術降本。組建或參與氫能產業技術創新聯盟，圍繞氫能制、儲、輸、用全產業鏈關鍵環節開展核心技術攻關，推動電解槽、大型液氫制取、液氫罐車、液氫加氫站、氫燃料電池、熱電聯供裝備、綠氫與化工耦合等關鍵技術創新與材料裝備國產化，開展氫能應用示范，拓寬氫能應用領域，助力綠氫規?；?、產業化發展。
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