氢能源作为一种高效、绿色和具备储能等特征，正在成为全球各国能源发展的高点，不仅可以作为动力燃料，还可以实现光伏风力发电——电解水制氢——氢燃烧发电的闭环，解决光伏风力发电不稳定的平衡和消纳难题。我国氢能产能和销量均居世界第一，2024氢气产量3650万吨，全年总产能超5000万吨，在去年末的“十五五”规划建议中将氢能源作为未来核心产业，在未来五到十年将会有跨越式发展。
一、制氢类型和比例
当下我国制氢还是以化石能源制氢为主，以可再生能源为来源的“绿氢”正在快速发展中。
化石能源制氢占比约81%，其中煤炭制氢是最主要的方式，占比约60%，石油天然气制氢占比约19-20%。石油天然气中含氢较多，约15%以上；煤炭含氢较少，只在2-5%，主要是通过生产水煤气的方式制氢。因为中国是煤炭大国，所以煤炭在化石能源中用量较高，煤制氢主要在西北、华北等碳资源丰富的地区。化石能源制氢都会伴生二氧化碳，生产1kg的氢伴生二氧化碳重量，煤制氢约11kg，轻油制氢约7kg，天然气制氢约5.5kg。化石能源制氢的难点是CO2的捕集、利用和封存，尚在试验并为产业化，亟待科学攻关。
煤炭制氢成本在7-12元/千克（是目前成本最低的大规模制氢方式，煤价每上涨50元/吨制氢成本上涨0.4元/千克），天然气制氢成本约11-19元/千克（天然气价每上涨0.3元/立方米，制氢成本增加0.8-0.9元/千克）。
工业副产制氢占比约13-20%，也就是在焦炉煤气、氯碱化工、丙烷脱氢等工业生产过程中的副产氢提纯，其中焦炉煤气提纯在工业副产制氢中占比最高，约85.8%，其次是氯碱化工制氢约占9.8%，丙烷脱氢占比约4.4%。焦炉煤气也就是煤在隔绝空气加热干馏生产主产品焦炭（主要用于炼铁，一吨铁需要0.4吨焦炭），副产品焦炉煤气和煤焦油，焦炉煤气中含氢约50-60%V，每制取1吨焦煤会有400标准立方的焦炉煤气生成。
工业副产制氢中，焦炉煤气制氢的综合成本9.3-14.9元/千克，氯碱化工制氢综合成本13.44-20.16元/千克，丙烷脱氢综合成本14-20.16元/千克。
电解水制氢占比约6%，这是碳排放量为零的制氢方式，利用光伏风电等绿色能源绿色能源发电电解水制氢。这是未来实现“双碳”目标的关键方向，但受到电价和电解槽价格的影响，成本比化石能源制氢和工业副产制氢较高，当前电解水制氢成本在18-25元/千克。
电解水制氢主要集中在甘肃、内蒙古、新疆等风光电富集区，其中碱性电解槽（ALK）占85%以上市场份额，质子交换膜电解槽（PEM）处于商业化初期，固体氧化电解处于实验室阶段（未来技术方向）。
2024年底，我国累计建成的绿氢产能超12万吨/年，约占全球的51%，规划中绿氢项目600对个，逐步成为全球绿氢及相关产业发展的引领者，但规模还比较小。
绿氢生产以碱性电解水技术为主，但存在与风光发电波动匹配难的问题，质子交换膜（PEM）技术动态响应快，但核心材料依赖进口，离网制氢、固态氧化物电解等技术正处在攻关阶段。
根据2025年《中国氢能技术发展路线图研究》，到2030年国内氢气年需求量将达到3700-4200万吨每年，可再生能源制氢预计比例将占到8-15%，到2060年年需求量将达到1-1.8亿吨，绿氢占比将达到75-90%，成为绝对主力。
二、用途
目前中国氢气消费主要集中在工业领域，备受关注的氢能源电动车相对还较少。在工业领域，合成甲醇占比27%、合成氨占比26%（两者是目前氢气最大的消纳方，合计占比超一半），炼化16%、煤化工11%（在炼油过程中氢气主要用于加氢精制和加氢裂化），在交通、储能、发电总计20%左右。
三、绿氢发展限制因素
目前我国已经全球最大的绿氢生产产能，在制储运用全链条都有布局，但各环节仍有很大局限。
首先在制氢领域还需技术突破，碱性水电解是目前主要的绿氢制造技术，但碱性电解槽负荷调节范围窄（约20-100%），难以实现快速启停和灵活运载，与风电、光伏发电耦合难度大；质子交换膜电解槽虽然动态响应快（1秒到5分钟），负荷调节宽（0-120%），但交换膜寿命短，只能工作三千到五千小时；而且质子交换膜技术、催化剂、车用压力氢传感器等所需的关键材料全氟磺酸膜、碳纸、催化剂铱、电极材料、传感芯片晶圆等很大程度依赖进口。
同时绿氢建设前期投入成本很高，碱性电解槽制氢成本约2000-6000/kw，质子交换膜制氢成本约7000-12000/kw，同时为了匹配风光电出力波动，需要建立储能设备，锂电储能成本约3500/kw，而储氢系统2000立方米的球罐投资需数百万。
在储氢领域，高压储氢技术尚未完全自主可控，如加氢站的关键设备：70兆帕供氢管阀件、高压大排量氢气压缩机等还需要进口；车载储氢的70兆帕IV型储氢瓶及瓶口阀门还在样品阶段。液态储氢面临能耗和成本挑战，大规模低能耗液化工艺、低温氢膨胀机的研发还未突破。固态储氢和超临界储氢也还处在研发阶段。短期主攻的是高压储氢技术的国产化，长期则需要液氢和固氢储运技术。
在运输领域，我国绿氢的供需呈现明显的空间错配，绿氢的制备90%都在东北、西北、华北等三北地区，而大规模的需求都在长三角、珠三角，运输常用的长管拖车经济半径仅为200公里，所以如果要实现供需适配和规模化运输就需要建立庞大的运输管道，而目前全国已建成的专用输氢管道才500公里，纯氢管道建设成本约200-1300万/公里，天然气掺氢项目安全改造费超过120万/公里，西北甘肃到长三角的浙江就有2000公里的距离，如果全国建立输氢管道需要千亿的投资规模，而建设大规模管道的前提是氢气规模化生产和应用。
在应用层面，全国已经建成使用的加氢站只有600座，覆盖范围有限，有些车要加氢需要绕道及时甚至上百公里，而一座日供氢350kg的加氢站建设成本需要2000万左右。2025年中国燃料电池汽车保有量3万辆，重卡占比63%，氢能源汽车每百公里耗氢1千克，而电解水制氢1千克需要耗电56KWH，电动汽车每百公里耗电15-20KWH，氢燃料电池用车成本更高，而且氢能源卡车需要100多万一辆，燃油卡车只需20-30万一辆。氢燃料电池车的核心组件国产化率虽然已经超过70%，但氢能源车的普及使用还需要很大的基础设施建设和成本压力。
（氢燃料电池是一种高能量转化效率电池，达到50-60%，远高于内燃机的35%平均值，最高也只能达到40%。工作原理是：氢气进入阳极，在催化剂（通常是铂）作用下氢分子分成氢质子和电子，氢质子穿过中间的质子交换膜达到阴极（空气极），电子无法穿过质子交换膜而被迫经过外部电路流向阴极，从而产生直流电，阴极的氧气在催化剂作用下与氢质子和电子结合，生成水。核心是质子交换膜和催化剂）
氢气作为不稳定的风光电的储备能源形式，而且使用具备完全清洁的特性，和助力钢铁、化工等领域的深度脱碳的潜力，让氢能在新能源中具备重要地位，作为风光核能外必不可少的补充和调节能源，未来随着新能源发电迎来爆发期，为氢能发展提供充足电力支撑，并在国家政策支持下，氢能源将迎来爆发性增长。
未来关注电解槽、催化剂、储氢等技术突破方向（PEM电解槽质子交换膜制氢技术是未来的主流），应用场景的拓展（如替代天然气作为燃气灶能源），和大规模使用后耗材的投资机会。此外氢能源电池汽车的大部分核心技术已经突破，从跟跑变为并跑，核心部件国产化率超过70%，如果解决基建和成本问题，也将迎来快速发展。
