宏观观察2025年第43期（总第615期）：中国氢能产业链国际竞争力比较与政策建议＊

Ω中银研究产品系列 中国氢能产业链国际竞争力比较 ●《经济金融展望季报》●《中银调研》●《宏观观察》●《银行业观察》●《国际金融评论》●《国别/地区观察》 与政策建议＊ 氢能被誉为21世纪的终极能源，具有产业链长、复杂度高等特征。近年来，光伏、风电等可再生能源价格下降为推动制氢成本下降提供了有利条件，全球掀起了新一轮氢能产业发展热潮。在氢能产业链的制氢、储运和应用三大环节中，中国具备配套基础设施相对完善、氢气生产和消费规模大、在部分环节拥有先进技术等优势，但同时也面临相关标准和法规不够完善，氢气生产和需求区域空间错位严重，氢能应用场景受限等问题。未来，建议完善氢能发展政策体系和监管机制，加快输氢管道建设部署，加快氢能相关技术创新，加快数字技术应用和信息平台建设，大力发展绿氢产业，积极培育扩展氢能应用场景。 作者：叶银丹中国银行研究院电话：010-6659 6874 签发人：陈卫东审稿人：周景彤梁婧联系人：程栖云刘佩忠电话：010-6659 4016 ＊对外公开＊＊全辖传阅＊＊＊内参材料 中国氢能产业链国际竞争力比较与政策建议 氢能被誉为21世纪的终极能源，具有产业链长、复杂度高等特征。近年来，光伏、风电等可再生能源价格下降为推动制氢成本下降提供了有利条件，全球掀起了新一轮氢能产业发展热潮。在氢能产业链的制氢、储运和应用三大环节中，中国具备配套基础设施相对完善、氢气生产和消费规模大、在部分环节拥有先进技术等优势，但同时也面临相关标准和法规不够完善，氢气生产和需求区域空间错位严重，氢能应用场景受限等问题。未来，建议完善氢能发展政策体系和监管机制，加快输氢管道建设部署，加快氢能相关技术创新，加快数字技术应用和信息平台建设，大力发展绿氢产业，积极培育扩展氢能应用场景。 一、全球氢能产业发展热潮及主要国家发展战略 氢能源被誉为21世纪的终极能源，具有产业链长、零碳排放、上游资源丰富、能量密度高、环境适应性好、自燃风险低等优点，在能源革命、能源安全、碳减排碳达峰、产业升级等方面具有重要战略意义。因此，自1800年左右电解水制氢技术诞生以来，全球掀起了数轮氢能发展热潮。20世纪70年代石油危机的背景下，全球出现第一轮氢能发展热潮，并随着石油危机的结束而冷却下来，其意义主要在于开启了各国对氢作为能源使用的探索。20世纪90年代初，随着各国对气候变化关注度的提高，全球开始第二轮氢能发展热潮，日本、欧美等发达国家积极探索氢应用，但因技术突破难度大、混合动力和纯电动汽车产业崛起等原因未能持续。21世纪初期，美国、日本等发达国家持续推进氢能发展，带来第三轮氢能发展热潮，但因配套基础设施不完善、氢能产业链不具备经济性等问题，氢能产业主要在各国政策补贴下缓慢发展。 过去三轮氢能发展热潮最终都未能推动全球氢能产业大发展，氢能使用成本居高不下是重要原因。成本是实现能源替代的关键驱动力之一，历史上的重大能源革命中，“相对成本更低”是一种能源对其他能源形成大规模替代的基本前提。尽管氢气具备化学原料和燃料（能源）双重属性，但作为一种燃料，过去在光伏、风电等可再生能源还未大规模、低成本普及的情况下，无论是通过化石能源制氢还是电解水制氢，氢 气作为二次能源的成本都受到前端化石燃料成本约束，明显高于化石能源直接燃烧或者电能直接使用的成本，这在很大程度上制约了氢气作为能源和燃料使用，导致氢气主要被用作化学原料。 近年来，大规模、低成本的光伏、风电等可再生能源供应为氢能降成本奠定了基础，也为全球氢能产业发展带来新契机。随着光伏、风电等可再生能源快速发展，大规模边际成本接近零的清洁电力供应助力电解水制氢摆脱电源侧燃料价格的约束，使得大幅压低制氢成本成为可能，为氢气从化学原料转变为能量介质创造了条件。同时，在碳税成本逐步上升的背景下，当碳排放成本被合理定价，氢能相对于化石能源的优势有望进一步提升，从而加速其在全球能源体系中的渗透。 在此背景下，当前全球正掀起第四轮氢能发展热潮，主要国家纷纷制定氢能发展战略目标，进一步加大氢能领域的政策扶持力度。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，并且因地制宜结合资源禀赋特征确定制氢技术路线（表1）。日本将氢能定位为国家未来的第一能源。在发展策略上，日本选择灰氢、蓝氢与绿氢并举，进口与国产并重的方式。在政策支持上，日本对氢能全产业链进行巨额财政补贴，包括研发、加氢站建设与运营、燃料电池汽车购买、家庭用燃料电池系统、低碳氢本地生产和进口等。欧盟明确将氢能作为摆脱俄罗斯化石能源依赖的核心手段，并通过加大氢能产业发展相关基础设施投入，加大财政补贴、政府公共投资等支持氢能项目等方式支持氢能产业发展。美国氢能发展支持政策导向出现变化。2023年美国国家清洁氢战略和路线图明确“目标是到2030年实现清洁氢的经济规模部署”。2025年1月，美国对氢气生产商实施最高每公斤3美元的税收减免。但随后，总统行政令又暂停了向企业提供绿氢补贴。中东多国基于风光资源禀赋和区位优势以及摆脱单一石油经济的诉求，大多选择“绿氢+氢能源”路线战略扶持氢能源。 中国光伏、风电等新能源产业规模大、成本低、竞争力强，为氢能产业发展奠定了良好基础，近年来氢能发展战略的重要性明显提高、发展规划日渐清晰。中国氢能源战略最早可追溯到2019年《政府工作报告》，随后国务院、国家发改委、国家能源局等开始发布氢能行业政策与规划，政策部署呈现出“范围广、力度大、决心强”的特点，氢能相关政策不仅涵盖了源头制氢、储氢、运氢，还包含了氢燃料电池、氢燃料电池汽车等用氢领域（图1）。2022年3月，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，首次将氢能定位为未来国家能源体 系的重要组成部分和用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，明确氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。2024年，氢能作为新兴产业列入政府工作报告任务1。同年，“积极有序推进氢能开发利用，促进氢能产业高质量发展”被写入《中华人民共和国能源法》，从国家法律层面为氢能产业发展提供了明确的指引和保障。2025年9月11日，国务院批复同意《成都市要素市场化配置综合改革试点实施方案》，自即日起2年内在成都市等10个地区开展要素市场化配置综合改革试点。该方案明确指出要“积极发展绿色氢能”“出台社会资本投资标准化充换电、储加氢设施建设激励政策”，明确鼓励吸引社会资本投资氢能基础设施，这将为全国氢能产业的市场化、规模化发展更多资金支持。在中央政策指导下，地方政府也因地制宜积极推进氢能产业发展，22个省级行政区将推动氢能发展写入2024年政府工作报告。截至2024年底，全国累计发布氢能专项政策超560项。根据各地方的氢能发展计划，可粗略推算出到2025年末，中国氢能产值将达到1万亿元左右，加氢站达到千座以上，氢燃料电池汽车达到十万辆左右（表2）。 12024年《政府工作报告》指出：“加快前沿新兴氢能、新材料、创新药等产业发展”。 二、从国际对比看中国氢能产业链发展情况 氢能源产业链涵盖制氢（工业副产氢、化石燃料/生物质/电解水制氢等）、储运/加注、氢燃料电池系统与下游运用（交通/钢铁化工/电力储能供热等）等，具有产业链长、复杂度高等特点。从产业链的各个环节来看，当前中国氢能产业链已具备一定发展优势，未来有望形成全球竞争力。 （一）上游：制氢 第一，氢气产能产量稳中有升，制氢市场规模全球领先。全球氢能生产规模稳步增长，以化石能源制氢为主。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%。氢能生产仍以化石能源制氢为主，占比高达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。中国制氢规模全球领先。截至2024年底，中国氢气产能超5000万吨/年，同比增长约1.6%。其中，2024年全年氢气产量超过3650万吨，同比增长约3.5%。与全球结构类似，当前中国化石能源制氢仍占氢气供应主导地位，煤制氢占56%（图2），因此氢气生产区域主要分布在山东、内蒙古、陕西、宁夏等传统能源丰富地区，2024年产量分别占全国的12%、10%、8%、8%（图3）。 第二，全球绿氢产能增长提速，中国大规模低价清洁能源供给奠定绿氢产业发展优势。电力成本是电解水制氢成本的最主要影响因素，根据测算，电解水制氢成本中，电费、设备折旧、人工成本、设备维修、水费分别占75.4%、4.71%、3.42%、2.29%、0.41%2。近年来，全球可再生能源、清洁电力发展提速，带动绿氢产能快速增长。截 2资料来源：华源证券研究所测算。假设电解槽成本1200元/kW，电价为0.3元/kWh，年利用小时数5000h、单位电 至2024年末，全球已累计建成可再生能源制氢产能超25万吨/年，其中2024年新增产能超过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%。中国大规模低价可再生能源优势凸显，绿氢产能全球领先。“十四五”期末，中国已构建起全球最大、发展最快的可再生能源体系，可再生能源发电装机占比高达60%左右。这为中国绿氢产业发展提供了大规模、低价电力保障，助力中国成为全球可再生能源制氢及相关产业发展的引领地区。2024年，中国新建成可再生能源电解水制氢项目产能占全球的63%（排名第二的欧洲占比为24%），累计建成相关项目产能占比约为51%（欧洲为30%）。当前中国可再生能源制氢项目主要分布在华北和西北等可再生能源丰富、电力成本较低的区域。截至2024年底，中国已建成可再生电解水制氢项目超过90个（图4），已建成产能约12.5万吨/年，华北和西北地区分别占45%和44%（图5），其中，内蒙古、新疆、宁夏、辽宁、吉林等地的绿氢产业发展迅速。 第三，政策牵引效果显现，氢能市场价格逐步下行。从全球来看，多国陆续出台专项支持举措，电解水制氢价格整体稳中有降。近年来，各国为有效降低氢能生产消费成本，尤其是电解水制氢成本，陆续出台差价补贴、税收优惠、专项资金等支持措施4，取得较好效果。2024年，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%；欧洲重点地区电解水制氢全年均价约6.1欧元/千克，同比下降约24%。从中国来看，相关示范政策效果显现，氢能市场价格逐步下行。近年来，中国氢能生产侧价格加速下行，下降效应逐步传导至消费侧，燃料电池汽车示范等政策在氢能生产消费价格方面的引导效应逐步显现。根据中国氢价指数显示，2024年全国生产侧、消费侧氢能平均价格分别降至30元/千克以下和52元/千克以下。2024年末，全国氢能生产侧、消费侧价格分别降至28元/千克、48.6元/千克，分别较上年同期下降约15.6%、13.7%，均创下氢能生产侧、消费侧均价统计最低点。 （二）中游：储运 氢气储运包括气态、液态、固态储运三大方式，前者两者主要通过加压或液化氢气后利用交通工具进行运输，目前加氢站大多采用这两种方式；而固态氢气输送则借助金属氢化物实现，在未来具有较大发展潜力（表3）。 当前中国氢能运输主要为长管拖车、液氢槽车和管道运输三种方式，对比全球不具备优势。具体来看，长管拖车是目前国内最常用的氢气运输方式，但存在200km左右的经济运输半径。由于气态储氢密度低，单辆长管拖车运输量在300kg左右，并且随着运输距离的增长，成本增长迅速，具备经济性的运输半径仅为200km左右。液氢槽车是输氢的主流发展方向，但中国受技术等方面限制，尚不具备大规模应用基础。一台容量为65m3的液氢槽车可以净运输4吨的氢气，约为长管拖车的15倍，具有更高的运输效率。但由于液氢技术门槛较高、国产化程度低，当前液氢输运在我国尚未 实现大规模应用。管道输氢成本最低，但目前中国输氢管道规模较小。当前液氢槽车运输成本高达8-10元/kg·百公里，而管道运输可将成本降至0.3元/kg·百公里。由于初始投资大，并且氢能发展仍处于起步阶段，输氢管道建设较为滞后。当前全球范围的输氢管道总里程已超过6000公里，其中美国投入运营