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作者楚姣姣
我国氢能产业已初步形成从基础研究、应用开发到示范推广的基础条件，初步形成涵盖制、储、输、用多个环节的完整产业链，氢能行业逐步实现规?；⒄?，相关技术自主化水平稳步提升。2025年1月1日，我国首部《中华人民共和国能源法》正式施行，《能源法》明确提出要积极有序推进氢能开发利用，促进氢能产业高质量发展。鼓励和支持氢能开发利用领域基础性、关键性和前沿性重大技术、装备及相关新材料的研究、开发、示范、推广应用和产业化发展。
氢能作为一种清洁能源，在双碳目标推动下将快速发展，成为我国未来能源体系的重要组成部分。建筑企业如何把握氢能战略性新兴产业发展机遇，抢占未来发展制高点？
一、氢能产业政策分析
自2022年发布《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》以来，国家有关部门在政策制定中纷纷支撑氢能产业发展，包括制定氢能产业标准体系，鼓励氢能全产业链技术创新，鼓励可再生能源制氢在电力、钢铁、化工、建筑、机械、汽车、船舶等领域应用，政策支持将推动氢能尤其是可再生能源制氢快速发展。
二、产业链上游——制氢
我国氢能产量稳定增长，绿氢产能占比不足0.3%。我国是全球最大的制氢国和氢气消费国，氢能消费量占全球的35%左右。根据《中国氢能发展报告（2023）》，2023年全国氢气产能超4900万吨/年，产量超过3500万吨，同比增长约2.3%，其中煤制氢约占60%，天然气制氢和工业副产氢分别约占20%，电解水制氢稳定发展，产能达到45万吨/年，产量约30万吨。根据国家能源局数据，2024年全球可再生能源制氢项目累计建成产能超25万吨/年，中国占比超50%，提前完成《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》中2025年可再生能源制氢产能达到10-20万吨/年的目标，但产能占比仍不足0.3%。
新能源装机快速增长将极大推动绿氢产业发展。我国新能源装机量全球第一，且规?？焖僭龀ぃ糖夤└绷薮?。根据中国氢能联盟发布的信息，截至2024年11月，我国已累计规划建设绿氢项目超400个，对应电解槽需求达到72GW，合计规划绿氢产能突破800万吨/年，投产后绿氢供给占比将超过15%。随着技术的突破和成本的降低，新能源制氢市场规模将进一步扩大，绿氢占比将逐步提升，可再生能源制氢将成为我国氢气供应的主要增量。根据中国氢能联盟数据，在2030年碳达峰情景下，我国氢气的年需求量将达到3715万吨，在终端能源消费中占比约为5%，可再生氢产量约500万吨；在2060年碳中和情景下，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中占比约为20%，可再生氢产量超过7500万吨，占氢气总产量的比例接近60%，市场空间巨大。
绿电成本下降推动可再生能源制氢成本持续走低。在电解水制氢的成本构成中，电力成本约占总成本的60%-70%。根据《现代化工》发布的《资源禀赋差异地区绿氢替代灰氢潜力分析》一文，2022年我国各地绿氢制取成本在20-50元/kg，风光资源丰富的内蒙古、辽宁、黑龙江、河北、吉林制氢成本最低，在21-27元/kg；重庆、湖南、湖北、浙江、河南制氢成本最高，均高于40元/kg；灰氢价格在5-11元/kg区间，蓝氢（使用固碳技术减少碳排放）价格在14-22元/kg区间。绿电技术及电解槽技术创新将推动绿电成本下降、电解槽成本下降及效率提高，预计2050年绿氢成本将普遍低于蓝氢成本，随着碳交易价格的提高推动灰氢价格增长，绿氢取代灰氢成为必然。
碱性电解槽和PEM电解槽是未来最主要的电解水制氢技术。电解水制氢技术主要包括四种，即碱性水电解（ALK）、质子交换膜（PEM）、固体氧化物电解电池（SOEC）和固体聚合物阴离子交换膜（AEM）。
碱性电解槽具备技术相对成熟、结构简单、安全稳定、成本相对低廉等优势，是现阶段主流制氢技术路线，已成功实现规?；圃旒坝τ?，占据主要市场份额，但设备降本空间有限，未来技术方向集中在电解效率、产氢纯度、与新能源适配等方面，通过电耗成本下降、单台制氢产量增加、寿命增加提升制氢效率，降低绿氢成本。高工产业研究院（GGII）预计，2023年我国碱性电解水制氢装备出货量达到1.5GW，2030年将会快速增长至62GW，年均增长75%。
PEM电解效率高，产氢纯度高，但需使用贵金属催化剂，成本略高，规?；乒憷?，在国内处于商业化初期阶段，未来技术方向集中在催化剂降本（降本空间在30-50%）、双极板和气体扩散层（占PEM电解槽总成本的60%）国产替代等方面。GGII预计到2030年，我国PEM电解水制氢装备出货量有望增长至19GW，年均增长124%。
SOEC效率高，但需高温热源，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，目前则仍处于研发和示范阶段，中广核、国家电网有针对SOEC展开示范应用。
AEM技术仍处于研究阶段。
能源电力企业积极通过绿氢示范项目布局氢能产业。中国石化、国家能源集团、中国石油是国内氢气产量最大三家企业，氢气年产量分别为450万吨、400万吨、350万吨左右，合计市场份额达到35%。新能源制氢行业的主要参与者包括能源化工企业、大型能源电力企业、制氢设备企业和新能源发电装备企业等，从企业市场份额占比来看，中国氢能联盟披露的数据，截止2023年11月，中国石化、宝丰能源、三峡集团已投运项目产能规模占比分别为28%、20%、14%，合计占比超过60%。根据中商情报网预测，中国石化、中国石油、国家能源集团、宝丰能源2025年绿氢产能将分别达到100万吨、90万吨、80万吨、70万吨。以中国能建、国家电投等为代表的能源电力企业，积极开发以“投建营”为主的风光制氢示范项目，持续获取新能源资源，有效扩大了新能源项目开发规模。
二、产业链中游——储运
美日等发达国家低温液态储运已大规模普及，国内液氢储运系列装备国产化前景可期，绿氢氨醇一体化大规模应用指日可待。氢能储运方式主要分为高压气态储运、低温液态储运、液氨/甲醇储运、有机液态储运、固态储运，其中高压气态储运、低温液态储运已实现规?；τ?，绿氢氨醇一体化已有大量项目投建，有机液态储运、固态储运尚处于发展初期。
高压气态储运是我国工业中使用最普遍、最直接的氢能储运方式，也是车用储氢及固定式加氢站采取的主要方案，占总储运方案的98％，其中长管拖车（多为20MPa，向30MPa及以上压力等级发展）储运占比超过90%，并以集装格储运小范围补充。根据中国氢能联盟数据，短途运输情况下高压气态氢气储运成本约0.3-2.02元/kg，低温液态氢气储运成本约12.25元/kg；在500km运输条件下，低温液态氢气储运成本仍在12元/kg左右，而高压气态氢气储运成本则高达20.5元/kg。高压储氢瓶包括纯钢制金属瓶(I型）、金属内胆（钢制）纤维环向缠绕瓶（II型）、金属内胆（钢/铝制）纤维全缠绕瓶（III型）及塑料内胆纤维全缠绕瓶(IV型），由于I型和II型瓶储氢密度低、氢脆问题严重，目前车用储氢瓶主要为III型瓶（多为35MPa，70MPa已有示范应用）和IV型瓶（尚未大规模推广应用），随着成本占比60%-80%的碳纤维国产化率不断提高，将推动储氢瓶价格持续下降。
低温液态储氢在国外应用较多，北美地区有接近20座10吨/天以上的液氢生产工厂，占据全球85％的产能，同时液氢储运规模效应显著，成本已降低至高压气氢的八分之一左右；国内液氢储运基本仅限于航空领域，民用领域在液氢加氢站、液氢船、车载液氢储氢系统、液氢罐车等方面取得诸多突破，大型液氢制取设备正逐步实现成套装备国产化，氢液化规模已实现从1.5吨/天到10吨/天的进步，逐步向15吨/天、30吨/天突破，液氢的大规模应用降本前景可期。
绿色氢氨醇一体化制取主要分为“绿色电力+电解水制氢+空气中分离的N2合成氨”“绿色电力+电解水制氢+碳捕集法合成甲醇”“绿色电力+电解水制氢+生物质气化合成甲醇”等技术路径，绿氨绿醇即可作为原料、燃料直接利用，又可作为氢气运输载体，进一步转化为氢气使用，绿色氢氨醇一体化成为我国新能源消纳利用的重要途径，大规模推广应用指日可待。
我国大规模输氢管网基础设施建设加速。运氢成本高是目前阻碍氢能产业发展的主要原因之一，管道运输具备成本低、运输量大、连续性好等优势，大规模输氢管网建设是绿氢规?；τ玫墓丶?。中国工程院院士干勇指出，当前液氢槽车运输成本高达8-10元/kg，而管道运输可将成本降至0.3元/kg·百公里。根据《中国氢能产业发展报告2024》，截至2022年末，全球氢气管道总长超过5000km，其中美国输氢管道总长达到2720km，欧洲输氢管道总长达到1770km，日本、韩国、澳大利亚等地区纯氢管道总长度大约190km，我国已投用输氢管道总长仅约100km。2023年以来，我国输氢管网设施建设加速，根据WHE世界氢能产业博览会资讯，截止2025年4月，国内有实质性进展的输氢管道总长度已超7000公里。中国产业发展促进会氢能分会预测，到2030年，我国各类输氢管道建成总里程将突破5000公里；到2035年，天然气管道掺氢输送技术基本具备广泛推广条件，实现“西氢东送”且成本可控，氢气管道（含掺氢天然气管道）总里程达到万公里级别；到2050年，高压力大口径长输管道输氢技术成熟且经济可行，完成覆盖全国范围的纯氢管道及掺氢天然气管道系统建设。
加氢站基础设施建设仍需加快。加氢站是氢燃料电池商业化的重要基础设施，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。根据GGII《中国加氢站数据库》，截至2024年，我国累计建成加氢站497座，2024年新增60座，根据中国氢能联盟发布的《开启绿色氢能新时代之匙:中国2030年“可再生氢100”发展路线图》，2030年将建成加氢站5000座?！耙杂脱狻焙辖ㄕ臼堑鼻凹忧庹镜闹髁髂Ｊ?，2024年新增占比超过50%；制氢加氢一体站能够降低氢储运成本，2024年新增占比由16.3%提升至23.3%。我国加氢站朝着大吨位站发展，1000kg/天的加氢站成为建设主流，1000kg/天-2000kg/天的加氢站占比逐步增加，≤500kg/天的加氢站占比进一步减少。加氢站加注压力方面，2024年新建加氢站以35MPa为主，未来仍需向70MPa进阶。氢气形态方面仍以高压气态加氢站为主，液氢加氢站发展相对于国外较为滞后。
三、产业链下游——应用
工业领域是我国氢能的主要应用领域，交通、电力领域用氢占比逐步增大。根据中国氢能联盟数据，工业领域用氢需求占比超过80%，其中石油炼化用氢占比44%，合成甲醇用氢占比27%，合成氨用氢占比12%；交通领域用氢占比15%；电力领域用氢占比不足0.1%。在2060年碳中和情景下，预计我国氢气需求结构为：工业领域60%，交通领域31%，电力领域5%。
氢能作为燃料或原料替代传统化石能源推动工业领域节能降碳是大势所趋。根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，工业领域“十四五”时期氢能产业创新应用示范工程包括：结合国内冶金和化工行业市场环境和产业基础，探索氢能冶金示范应用，探索开展可再生能源制氢在合成氨、甲醇、炼化、煤制油气等行业替代化石能源的示范。工业领域开展绿氢应用的技术难点在于绿氢不稳定供应与化工“安稳长满优”的生产要求相矛盾，新能源制氢需与化工相协同，攻克新能源+柔性化工的耦合技术，扩大绿氢消费空间。
氢能在汽车、船舶、航空器等交通设施的应用步伐加快。根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，交通领域“十四五”时期氢能产业创新应用示范工程包括：在矿区、港口、工业园区等运营强度大、行驶线路固定区域，探索开展氢燃料电池货车运输示范应用及70MPa储氢瓶车辆应用验证；在有条件的地方，可在城市公交车、物流配送车、环卫车等公共服务领域，试点应用燃料电池商用车；结合重点区域生态环保需求和电力基础设施条件，探索氢燃料电池在船舶、航空器等领域的示范应用。
在汽车领域，截至2024年我国氢燃料电池汽车保有量约2.5万辆，仅完成《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》中2025年燃料电池车辆保有量约5万辆目标的50%，随着氢燃料电池技术的进步、制造成本的降低、储氢瓶标准的提升，氢燃料电池汽车在载重量、续航里程等方面的优势将进一步显现，市场规模将持续增长，进一步带来加氢站建设及氢能利用需求。
在船舶领域，绿色甲醇燃料船是航运脱碳最优选择，甲醇燃料船订单量已超LNG燃料船，“世界船王”马士基集团于2023年与我国金风科技、隆基绿能等企业签订绿色甲醇长期供应协议，未来航运业的减碳脱碳将推动绿色甲醇需求增长，进一步带来绿氢市场增量。2023年10月，我国首艘氢燃料电池动力船“三峡氢舟1”号（续航200公里）在湖北宜昌顺利完成首航，标志着氢燃料电池技术在内河船舶应用实现零突破，氢燃料电池在船舶领域的应用步入快速发展期。
在航空领域，推动可持续航煤是实现零碳转型的必由之路，油脂加氢技术路线是当前生产可持续航煤的主流，根据国信证券研报统计，2024年我国可持续航空燃料产能35万吨/年，规划产能为353万吨/年；根据德勤预计，2030年我国航空燃料消费总量将达到6050万吨，2050年达到1.325亿吨，若达到国际航空运输协会(IATA)可持续航煤5.2%使用目标，2030年我国可持续航煤需求量将达到300万吨/年，随着技术的进步和我国全面脱碳目标的推进，2050年我国可持续航煤需求量将达到8600万吨/年，氢能在航空领域的应用需求将长期增长。2024年8月，国内首架氢燃料电池增程式无人机试飞成功；2025年4月，中国航空工业集团成飞联合清华大学研发的氢燃料电池无人机完成30小时长航时跨昼夜连续飞行，FC-30型氢燃料电池全工况增程式复合翼无人机试飞成功，氢燃料电池无人机在物流、巡检、安防等领域的应用前景广阔，“氢能+低空”双蓝海赛道将成为新的增长极。
可再生能源消纳推动氢储能及氢发电快速发展。根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，电力领域“十四五”时期氢能产业创新应用示范工程包括：储能方面，重点在可再生能源资源富集、氢气需求量大的地区，开展集中式可再生能源制氢示范工程，探索氢储能与波动性可再生能源发电协同运行的商业化运营模式；鼓励在燃料电池汽车示范线路等氢气需求量集中区域，布局基于分布式可再生能源或电网低谷负荷的储能/加氢一体站，充分利用站内制氢运输成本低的优势，推动氢能分布式生产和就近利用。发电方面，结合增量配电改革和综合能源服务试点，开展氢电融合的微电网示范，推动燃料电池热电联供应用实践；鼓励结合新建和改造通讯基站工程，开展氢燃料电池通信基站备用电源示范应用，并逐步在金融、医院、学校、商业、工矿企业等领域引入氢燃料电池应用。
我国新能源装机规?？焖僭龀?，2024年风电、太阳能发电装机规模达到14.07亿千瓦，占我国发电总装机的42%，发展大规模长时储能是风光资源消纳的关键，将多余的绿电通过电解水制氢，通过氢储能及氢发电（包括氢燃料电池发电，即电解水制氢的逆反应；氢燃气轮机发电，即氢能发电机）可实现新能源在时间与空间上的转移。
储能成本方面，抽水蓄能和压缩空气储能成本约为7000元/kW，电化学储能成本约为2000元/kW，而氢储能系统成本约为13000元/kW，氢储能规?；⒄菇当旧行枋比?。
氢燃料电池方面，根据势银统计数据，2024年燃料电池装机量为80.7万千瓦，同比增长8.6%，其中亿华通装机量第一，占比20.8%；重塑能源装机量第二，占比17.8%；国鸿氢能装机量第三，占比9.2%；TOP5企业市场集中度高达61.2%。根据国际氢能委员会（IHC）2025年4月发布的报告，我国燃料电池汽车装机量突破100万千瓦，占全球45%，跃居世界第一，燃料电池系统成本降至500元/kW，氢能重卡售价从300万元降至150万元，首次低于纯电动重卡（180万元）。2025年1月，我国首批100辆200kW氢燃料电池重卡顺利下线，大功率氢燃料电池重卡商业化应用迈入新阶段。未来，氢燃料电池应用领域将逐步向热电联供、分布式发电及通信基站、数据中心、医院、学校等备用电源拓展。
氢燃气轮机是实现大规模“氢-电”转换及发电行业脱碳的关键技术，我国掺氢与纯氢燃气轮机发电技术取得诸多突破，2022年9月，国家电投荆门绿动能源有限公司在运燃机成功实现30%掺氢燃烧发电改造和运行；2024年12月，全球首台30MW级纯氢燃气轮机“木星一号”点火成功，氢燃气轮机技术进步与装备国产化将推动氢能尤其是绿氢需求快速增长。
四、建筑企业经营策略
通过“新能源+氢能”“绿电氢氨醇”一体化项目获取新能源资源，布局氢能产业。加强氢能产业链上下游企业合作，在风光资源丰富的地区开展“新能源+氢能”“绿电氢氨醇”一体化项目示范，通过绿电生产绿氢，或进一步将绿氢转化为绿氨/醇，提高风光资源利用率，打通氢能制、储、输、用全产业链，合理平衡绿电、绿氢、绿氨、绿醇销售比例，提高项目整体收益。
布局输氢管网及加氢站基础设施建设，择优开展投建营。将输氢管网及加氢站基础设施建设作为新的细分领域重点拓展，同时选择收益高、风险小的项目开展投建营一体化，重点在风光资源丰富、氢气需求量大的地区投资建设制氢加氢一体站，降低氢运输成本，提高项目投资收益，形成优质运营资产。
围绕氢能产业链合作开展技术研发，推动氢能产业系列材料装备国产化及技术降本。组建或参与氢能产业技术创新联盟，围绕氢能制、储、输、用全产业链关键环节开展核心技术攻关，推动电解槽、大型液氢制取、液氢罐车、液氢加氢站、氢燃料电池、热电联供装备、绿氢与化工耦合等关键技术创新与材料装备国产化，开展氢能应用示范，拓宽氢能应用领域，助力绿氢规?；⒉祷⒄?。
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