文章来源：中国化工信息周刊公众号
2025年，中国绿氢制备市场规模预计突破1680亿元，氢能发电站装机容量达10GW，燃料电池汽车保有量较两年前激增3倍……
这场以“制-储-运-加-用”为轴心的产业变革，正勾勒出一幅清洁能源替代的宏伟蓝图。
01制氢环节
绿氢作为清洁能源的重要代表，正以前所未有的速度崛起，推动制氢环节技术朝着多元化方向加速发展。
电解水制氢主要有四大技术路径，分别为：
碱性电解水制氢（AWE）
质子交换膜电解水制氢（PEM）
高温固体氧化物电解水制氢（SOEC）
固体聚合 物阴离子交换膜电解水制氢（AEM）
碱性电解水制氢（AWE）是目前最主流的技术路线，市场占有率约为 95%。我国碱性电解水技术已完成商业化进程，产业链整体比较成熟。
国内中小型商用质子交换膜电解水制氢PEM电解槽所使用的质子交换膜已基本实现国产化，但在关键性技术、效率寿命提升、经济性等方面与国际先进水平相比仍存在一定差距。
近几年，我国PEM电解槽规格不断突破，其中国家电投集团氢能科技发展有限公司推出的单槽产氢量高达400m3/h，但相较国外单槽产氢量1000m3/h仍有较大差距。
高温固体氧化物电解水制氢（SOEC）要维持较高的工作温度（800℃左右），因此应用场景受限。国际上SOEC产业已有20年左右的发展历程，而我国SOEC产业起步较晚，在产业化进程上与国外相比有较大差距。
目前，国内个别制造商具备了SOEC初步产业化的基础和能力。
固体聚合物阴离子交换膜电解水制氢（AEM）技术目前处于研发与小规模应用示范阶段，正在推进已成熟产品的商业化应用。AEM集合了PEM与AWE的优势，转换效率更高、制造成本更低、设备体积小，被认为有望在未来实现大规模应用。
制氢成本下降是绿氢产业发展的重要推动力。
近年来，随着技术进步和规模效应的显现，制绿氢成本持续降低，目前已降至18元/千克，在内蒙古、新疆等风光资源富集区更是突破15元/千克，逐渐接近煤制氢成本线。
成本的降低使得绿氢在市场上的竞争力不断增强，为其大规模应用奠定了基础。
从市场规模来看，2025年绿氢制备市场规模预计将达到1680亿元，同比增长60%，占上游制氢环节的42%。
同时，全国可再生能源电解水制氢产能将达到12万吨/年，显示出绿氢产业的强劲发展势头。
02储氢环节
储氢环节是氢能产业链中的关键一环，目前高压气态储氢仍占据主导地位，但液态与固态储氢技术也取得了重要突破。
高压气态储氢的核心在于利用压缩机将氢气压缩至高压状态（通常为35~70MPa），使其体积大幅缩小后储存于特制容器中。
高压气态储氢具有较高的储氢密度和快速的充放氢速度，适用于需要频繁加氢的场景，如燃料电池汽车。
国内以35MPa Ⅲ型瓶为主，70MPa产品处于测试阶段。
高压气态储氢在未来5~10年内仍将是主流技术，但需解决70MPa储氢瓶等关键设备的国产化问题。
液态储氢技术方面，中国航天科技集团研发的液氢储罐取得了显著成果。其BOG损失率降至0.48%/天，较2023年改善63%。
这一成果有效减少了液氢在储存过程中的损耗，提高了液氢储存的经济性和安全性。
固态储氢技术也迎来了新的发展机遇，镁基储氢合金实现了规模化应用，能量密度达到9.1wt%，成本降低30%。
固态储氢具有储氢密度高、安全性好等优点，随着技术的不断进步，有望在未来氢能储存领域发挥重要作用。
中游储运环节占产业链价值的25%，70MPa储氢瓶需求的激增带动了高压储运设备市场的扩张。
然而，液态储运与管道输氢规模化仍需3~5年时间，目前储运成本占终端售价的40%，这在一定程度上制约了氢能的大规模应用。
未来，需要进一步加大技术研发投入，降低储运成本，提高储运效率。
03运氢环节
运氢环节是连接制氢和用氢的重要桥梁，管道输氢商业化进程的提速为氢能的高效运输提供了新的解决方案。
管道输氢的核心在于构建从制氢工厂到氢气站或最终用户的管道网络。
国内管道输氢起步较晚，规模较小。到2013年，国内仅建成输氢管道280千米。
随着国内绿氢市场崛起，输氢管道的建设进程也逐渐加快。预计到2030年，我国将建成3000千米以上的氢气长输管道。
河北定州-高碑店氢气长输管道项目全长约164.7千米，2025年2月项目进入建设阶段，预计2027年1月完工。
康保-曹妃甸氢气长输管道项目主线全长约1037.82千米，支线总长约205千米。2025年4月项目进入全面建设阶段，预计2026年完工。
首条纯氢管道（包头 - 临河）的建成标志着我国在管道输氢领域取得了重要突破。
同时，规划的“三纵四横”主干网将覆盖全国70%氢能经济圈，单位输氢成本较高压管束车降低60%，这将大大提高氢能运输的经济性和效率。
液氢运输方面，虽然液氢储运成本降低了50%，但规模化应用仍需时间。液氢运输具有运输量大、距离远等优势，但目前面临着技术难度大、成本较高等问题。
未来，需要突破液氢运输的关键技术瓶颈，推动液氢运输的规模化应用。
04加氢环节
加氢环节是氢能产业应用的重要支撑，近年来我国加氢基础设施建设加速推进，央企在市场中占据主导地位。
截至2024年底，全国已建成加氢站540座，占全球40%以上。
广东（68座）、山东、河北等地在加氢站建设方面处于领先地位，京津冀、长三角、珠三角成为加氢站建设的核心区域。
这些地区经济发达、氢能应用需求旺盛，为加氢站的建设提供了良好的市场环境。
根据规划，到2025年我国将建成1000座加氢站，2035年突破5000座。
加氢站数量的不断增加将为燃料电池汽车等氢能应用提供更加便捷的加氢服务，推动氢能产业的快速发展。
在竞争格局方面，央企主导市场。中国石化、中国石油等央企凭借其雄厚的资金实力和广泛的网络布局，建设加氢站超128座。
同时，民营企业如厚普股份、舜华新能源等也积极参与技术创新，为加氢站建设提供了多样化的技术方案。
在设备国产化方面，氢气压缩机、储氢罐等设备的国产化率提升至70%，但高端压缩机仍依赖进口。
提高设备国产化率不仅可以降低加氢站建设成本，还可以保障产业链的安全稳定。
未来，需要加大在高端设备研发方面的投入，突破关键技术瓶颈，实现设备的全面国产化。
政策支持也为加氢站建设提供了有力保障。广东对加氢站建设最高补贴1000万元/站，上海给予最高500万元补贴。
这些补贴政策将吸引更多的社会资本参与加氢站建设，加快加氢基础设施的布局。
05用氢环节
用氢环节是氢能产业实现价值的关键环节，目前交通领域占据主导地位，同时工业与能源领域也在不断拓展应用场景。
在交通领域，燃料电池汽车发展迅速。预计2025年燃料电池汽车保有量将突破2万辆，较2023年增长3倍，其中商用车占比超99%。
重卡运营成本较柴油车降低35%，百公里氢耗降至8kg，这使得燃料电池重卡在经济性和环保性方面都具有明显优势。
技术突破也为燃料电池汽车的发展提供了有力支撑。燃料电池系统功率密度突破8kW/L，寿命延长至3.5万小时。
在工业领域，氢冶金技术取得了重要进展。
宝武集团湛江基地氢基直接还原铁（DRI）技术使吨钢碳排放从1.8吨降至0.4吨，2025年规划产能达百万吨级。
同时，在化工领域，合成氨、炼油等过程中绿氢替代率超30%，推动了化工行业的绿色发展。
然而，氢能产业发展也面临着一些挑战。
经济性方面，绿氢成本仍需降至15元/千克以下，储运成本占比高，限制了氢能的大规模应用。
技术瓶颈方面，燃料电池核心材料（如质子交换膜）国产化率不足30%，需要加强技术研发，提高国产化水平。
政策协同方面，首轮燃料电池汽车示范政策周期衔接不畅，需要加强顶层设计，完善政策体系。
尽管面临挑战，但氢能产业市场潜力巨大。预计2030年氢能占储能领域渗透率15%，产业链规模超万亿，燃料电池重卡百公里成本或低于柴油车。
06结论
我国氢能产业已形成全产业链创新生态，从技术突破到商业化应用全面加速。未来，需要深化技术研发，突破关键技术瓶颈，提高产业核心竞争力；拓展应用场景，推动氢能在交通、工业、能源等领域的广泛应用；推进全球布局，加强国际合作与交流，共同推动氢能产业的发展，以实现从示范到规模化的质变，为全球能源转型和可持续发展做出贡献。
一审一校：黄杨
二审二校：何玲
三审三校：雷振友
