第一节 行业政策环境

2024年以来国家级政策体系相继出台，顶层重视程度提升，尤其《中华人民共和国能源法》将氢能列入能源范畴。2025年国家层面出台相关政策5条，这些政策主要聚焦于氢能的应用推广和基础设施建设。

第二节 行业现状

一、行业目标

2022年顶层《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》出台后，各省市关于氢能的推广和示范政策相继发布，目标较顶层设计（2025年5万辆燃料电池汽车保有量）更为积极。2024年以来海南、江苏氢能顶层设计出炉，截至目前，共有30个省/直辖市/自治区（除西藏外）针对氢能源发展提出量化目标，目标年份主要集中于2022—2025年，部分拓展至2030—2035年。若以2025年为节点，则30个省/直辖市/自治区可统计的主要目标数据总计可达到：1）培育龙头企业数量175家（17省市）；2）推广氢燃料电池汽车数量115820辆（25省市）；3）建设加氢站数量约1264座（27省市）；4）氢能源产业链产值突破11495亿元（19省市）。

二、行业现状

氢气产量加速增长，煤炭是制氢的主要来源。2023年我国氢气产量3500万吨（占全球产量的三分之一左右），2024年氢气产量增至3695万吨，中国稳居全球第一产氢国地位。目前我国制氢原料中，煤炭使用最为广泛，占比达到64%，其次是工业副产品，占比达21%，天然气占比达14%，电解水使用最少，占比仅为1%。但电解水制氢项目增加较快，2023年全国共建成可再生能源制氢项目58个，其中电解水制氢项目的数量占比超过30%。

加氢基础设施是氢能利用和发展的中枢环节，是由不同来源的氢气经氢气压缩机增压后，储存在高压储罐内，再通过氢气加注机为氢燃料电池车加注氢气。根据氢气来源不同，加氢站可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两种。外供氢加氢站通过长管拖车、液氢槽车或者管道输运氢气至加氢站后，在站内进行压缩、存储、加注等操作。站内制氢加氢站是在加氢站内配备了制氢系统，制得的氢气经纯化、压缩后进行存储、加注。近年来，随着相关政策的逐渐完善，技术标准的逐步规范，装备技术的不断进步，中国加氢站建设将进入快速发展阶段。2024年，国内新建加氢站约60座，同比下降14.2%。截至2024年底，国内建成的加氢站数量约达481座。2024年新建的加氢站中，制氢加氢一体站类型的站点约占到新建加氢站数量的20%，新建数量相较上年度增加140%。统计到的制氢加氢一体站站点均采用电解水制氢作为氢气来源，供氢规模最大的站点规模达到2000 kg/天。

三、行业布局

国内三大氢能区域规模化产业集群逐步形成。目前国内已形成以北京、上海、广东为中心的京津冀、长三角、粤港澳大湾区等氢能产业发展先行区，并辐射到周边地区和城市。据统计，我国规划在建或已运营的氢能产业园约有60个，分布在全国超60%的省份中。京津冀、长三角和粤港澳大湾区汇集全产业链规模以上工业企业超过300家，其中北京、上海、广州、深圳的企业主要集中在氢能技术装备研发、公共服务等领域，如国氢中联氢能、国富氢能、重塑能源、鸿基创能等重点企业。中心城市周边地区则主要以装备生产制造为主，如隆基氢能、中集安瑞科、明阳氢能、中船派瑞氢能等重点企业。

第三节 行业发展趋势分析

一、技术发展趋势

随着全球对清洁能源需求的增加，氢能技术正迎来快速发展期。电解水制氢技术作为绿色制氢的重要途径，其发展趋势备受关注。未来，碱性电解水制氢技术将向更大规模、更高效方向发展，而质子交换膜电解水制氢技术则有望在成本和效率上取得突破。电解水制氢技术（如质子交换膜电解水和阴离子交换膜电解水）将不断成熟，推动氢能生产成本的降低。随着技术进步和规模效应，制氢、储氢和运氢的成本将逐步下降，进一步刺激氢能的市场需求。

二、应用领域拓展

氢能的应用领域正在不断拓展，未来将在交通、工业、电力等多个领域发挥重要作用。在交通领域，氢燃料电池汽车将逐渐普及，氢能还将在船舶、火车和航空等领域得到应用。在工业领域，氢基化工和氢冶金技术将逐步成熟，氢气作为工业原料和还原剂的应用将更加广泛。在电力领域，氢能发电和热电联产技术将得到进一步发展。氢燃料电池发电系统将在分布式能源和备用电源领域得到应用。此外，氢能还可用于储能，解决可再生能源波动性问题。未来，氢能的应用场景将从传统的化工和炼油领域，逐步拓展到钢铁、化工、交通、船舶、航空等更多行业。

第四节 行业风险分析

一、技术风险

氢能产业的关键技术，如电解水制氢、氢燃料电池、储氢材料等仍处于发展阶段，技术成熟度不足。质子交换膜（PEM）电解槽的贵金属催化剂成本较高，且液氢储运的能耗优化仍有待突破。氢能项目在大规模商业化应用中，技术的可靠性、项目交付能力和长期运维能力仍需进一步验证。本身氢气具有易燃易爆、泄漏风险高、火焰不易察觉等特点，导致在制氢、储氢、运氢和加氢等环节存在较高的安全风险。

二、市场风险

目前，绿氢的生产成本较高，导致其市场竞争力不足。氢燃料电池汽车的加氢成本仍远高于传统燃油车。氢能产业链的上游制氢、中游储运和下游应用尚未形成高效协同，基础设施建设滞后，特别是加氢站数量不足，制约了氢能的大规模应用。氢能的应用场景主要集中在交通领域，其他领域的应用尚处于起步阶段，市场需求有限。

三、政策风险

氢能产业的安全监管政策和标准制定滞后，特别是在液氢储运、加氢站建设、氢能跨境贸易等方面，缺乏统一的规范。氢能产业涉及能源、交通、科技等多个部门，部门间协同管理机制尚不完善，缺乏有效的衔接机制，影响部门间政策执行、制定、信息共享的效率，降低政策整体效能。

四、可持续发展风险

氢能的资源与需求在空间分布上不匹配，我国绿氢生产集中在“三北”地区，而需求集中在东部发达地区，需要依靠长距离储运技术来解决这一问题。目前我国氢气主要来源于化石燃料制氢，碳排放压力较大，未来需要加快向绿氢转型。

第五节 银行信贷建议

近年来，国内电解水制氢示范项目开展逐渐增多，电解水制氢产能持续增长。2024年，国内电解水制氢新增产能约3.1万吨/年，同比下降12.9%。截至2024年底，国内电解水制氢产能已达到约10.3万吨/年。相较上年度，2024年的新增产能呈现出一定的向东转移的现象。2024年内蒙古地区新增产能约占新增总产能的60.4%，西北地区约占18.5%，此外东北、华中、华东合计约占15.6%左右。而2023年东北、华中、华东三地合计占比不足5%。

其中，集风电、光伏等可再生能源电站开发与电解水制氢于一体的风光氢一体化模式的项目产能占总产能95%以上，包含百兆瓦级大型集中式项目、兆瓦或千瓦级制加氢一体站分布式项目等多种场景，成为现阶段国内电解水制氢产业发展以及绿氢项目的主要开发模式。目前，随着国内风光波动发电情境下“电—氢”耦合技术积累的快速发展，项目实践经验逐渐增多。如内蒙古等项目集中的省份也在陆续出台“全额自发自用新能源项目实施细则”“风光制氨醇项目实施细则”等配套政策以打通风光氢一体化项目的落地环境，以绿氢实现离网、半离网规模化消纳绿电的可实践性正逐渐增强。但目前在氢储运技术、商业模式、政策支持策略等方面仍存在一些不确定因素。结合国内绿氢技术、市场以及在建和规划项目，预计到2025年国内绿氢总产能或能达到16万吨/年以上。

建议2025年将氢能行业列为适度支持类，氢能行业总体信贷原则是“适度进入，创新服务，关注龙头，防范风险”。重点关注以一体化项目为主的企业。