3、中游：加氢站 

截至2023年我国已建成加氢站407座，较1264座目标仍有较大增长空间。

数量：根据高工产研氢电研究院（GGII）数据，2020-2023 年我国新建成加氢站数量分别为59 座、108 座、100 座、62 座；截至2023 年底政府支持力度较大的广东已建成59 座，遥遥领先。

建站类型：根据GGII 数据，截至2022 年末，中国累计建成的加氢站中，单一站占比达62%，为主要建站类型；而2023 年新建成加氢站以合建站为主，占比72%，在加氢站盈利困难的背景下，合建站以“油”养氢的模式获得市场青睐。

建站氢气加注能力：根据GGII 数据，2023 年新建成加氢站中加注能力在1000kg/d 及以上的企业合计超51%，占主要地位。加注能力在2000kg/d 及以上的代表性加氢站有重庆石油长寿经开区综合能源母站（含加氢功能）、华久新能源综合能源站、汇能正和加氢加气（LNG）一体站、金马氢能固定式加氢站等，氢气日加注能力分别为6400kg/d、2000kg/d、3000kg/d、2000kg/d。

加氢站建设投资主体：加氢站建设领域代表企业包括中国石化、中国石油等。2023 年新建成加氢站的建设主体以国企为主，占比近72%，民企占比17%，另有少数外企，如壳牌及美国AP等，占比不足4%。其中，中石化建站数量最多，共建成17座，其次为中石油，共建成5座。

4、下游：应用场景

《能源法（草案）》将氢能列入能源范畴，有望推动全国放开加氢站的报批和建设限制，推动加氢站加速建设。根据北京、广东、上海等26 省/市规划数据，到2025 年加氢站数量将达到约1264 座，其中广东省规划建成200 座，远超其他地区。随着上游制氢和下游燃料电池车的快速发展，中游的加氢站建设有望铺开。

（1）工业用氢

1）电价低于0.25元/KWh时绿氨具备竞争力

相比于传统原料合成氨，绿氢合成氨工艺精简，碳排量小。我国传统合成氨以煤或天然气为原料，通过造气炉制得半水煤气后依次经过脱硫、变换、脱碳、醇烃化等工序得到净化气，再在高温高压下经催化合成氨，合成氨经过冷冻系统液化后储存。由于主要使用灰氢或蓝氢，所以碳排放量较大。按照每吨合成氨能耗基准平均值1405kg 标煤，中国合成氨每年二氧化碳排放量约1.87 亿吨。而电解水制得的绿氢采用哈伯-博世法工艺合成氨的技术路径成熟，工艺流程更加精简。

考虑碳税后，绿氢合成氨成本优势更大，具有竞争力。2023 年全国合成氨产量6765 万吨，其中约六成用于尿素合成。2022 年合成氨市场均价范围在3758～5110 元/吨，以煤或天然气为原料的合成氨利润800～2000 元/吨。绿氢合成氨的成本主要在于电价，在不计算碳税、以中国目前市场上碳排放成本 50元/吨计算和以国外市场上碳排放成本50 美元/吨计算的3 种情景下，合成氨市场价格在2700～5000元/吨，能承受的电价在 0.22～0.42 元/kWh 之间，在考虑碳排放成本之后，能承受的电价都相应提高。当电价为0.25 元/kWh 以下时，合成氨价格在3000 元/吨时，绿氨具备竞争力。

2）电价低于0.15元/kWh时，绿色甲醇具有经济效益

甲醇在体积和质量能量密度上占据优势。氢能的质量能量密度在所有燃料中最高，但体积能量密度最低，对于汽车来说，由于空间有限，承载的能量越大是合适的发展方向。目前氢能储运以及车端商业化应用主要以高压气态为主，气态储氢技术相对成熟，但储氢密度低。

而氢气在常压下低于-253℃时可实现液化，但是大规模液氢存储和输运能耗和成本很高。甲醇常温常压下为液态，温下1升液氢只有72克氢气，1升甲醇跟水反应可放出143g氢气，1 升甲醇的产氢量是1升液氢的2倍，因此甲醇可作为一种液态的储氢载体，从而实现氢能的安全、低成本存储和运输，在陆上管路运输和海上运输都有巨大的优势。

3）国内加快铝电绿氢一体化炼化项目布局

全球炼油用氢超4100万吨，以自供为主。2022年全球炼油用氢量超过4100万吨，其中80%是在炼油厂现场生产的，约20%是外购的。在炼油厂自产氢气中约55%是通过专门的制氢装置生产，以煤制氢为主，约45%是炼油厂其他环节的工业副产氢，如石脑油裂解产生的副产氢等。根据IEA预测，由于在净零排放的要求下需要扭转对于化石燃料的需求，因此导致炼油量减少，预计到 2030年炼油用氢量将低于3500万吨。

氢气在石油化工领域的主要作用包括加氢精制和加氢裂化。加氢精制主要包括脱硫脱硝、保护催化剂等，在石油炼制过程中，炼油用氢气主要用于石脑油加氢脱硫、粗柴油加氢脱硫、燃料油加氢脱硫、改善飞机燃料的无火焰高度和加氢裂化等方面；另外在炼油和化工工艺中，很多地方要用到催化剂，而一些非金属化合物和金属化合物会导致催化剂中毒，使催化剂失去活性，如 S、N、O、砷、锌、铅等，需要使用高纯氢保护催化剂。加氢裂化主要用于C3 馏分加氢、汽油加氢、C6-C8 馏分加氢脱烷基以及生产环己烷等方面，将不饱和的烃通过加氢转化为饱和烃从而提高轻质油的收率和产品饱和度并且降低杂质。

炼化行业碳排放占比大，国内外明确规划应用绿氢炼化。炼化行业作为国民经济的支柱产业，也是碳排放大户，我国原油加工量约7.5亿t/a，排放的二氧化碳总量约5×108t，CO2排放量占全国碳排放总量的13%，占工业部门的17%。

国内外企业加快“绿电—绿氢—炼化”一体化部署。国外大石油石化公司明确提出了净零碳排放目标和低碳发展战略，加快部署“绿电—绿氢—炼化”一体化示范项目，积极推进绿色低碳转型。如BP公司与海上风电开发商合作，将在德国Lingen 炼油厂大规模应用绿氢。壳牌公司现已公布7个碳中和绿氢项目；2021年7月，开始建设欧洲最大的质子交换膜电解槽，可年产130吨绿氢，用于德国莱茵兰炼厂加氢装置。2023年8月，国内规模最大的光伏发电制绿氢项目——新疆库车绿氢示范项目全面建成投产，年生产的2万吨绿氢全部就近供应中国石化塔河炼化公司，实现炼油产品绿色化。

4）氢冶金实现钢铁行业绿色低碳转型

我国钢铁行业碳排放占全国碳排15%，占全球钢铁碳排60%。钢铁行业是我国工业的支柱性产业，其二氧化碳排放量巨大，据中国钢铁协会统计，2020 年，我国钢铁行业二氧化碳排放量约18亿吨，占全国二氧化碳排放总量的15%，占全球钢铁行业二氧化碳排放总量60%以上。麦肯锡统计，为实现《巴黎气候变化协定》中“21世纪末全球平均气温上升不超过1.5℃”的约定，到2050 年我国钢铁行业减排近100%。在钢铁行业中如果大规模使用氢代替焦炭作为还原剂，源头降碳，可实现钢铁行业的大幅度减碳，推动钢铁行业碳中和目标实现。

氢冶金分为高炉喷吹焦炉煤气和氢气气基竖炉直接还原铁两种，均具有显著减排能力。由于国内以高炉－转炉长流程为主的工艺结构特点短时间内不会改变，因此现有工艺结构的优化调整和新工艺的研发应用是国内钢铁工业碳减排的主要技术发展方向，其中高炉喷吹焦炉煤气中焦炭煤气可为高炉提供氢气作为还原剂，降低二氧化碳排放，具有设备简单、技术可靠的优点；富氢气基竖炉采用无焦直接还原铁，可大幅降低炼铁过程中的碳排放，减排能力可达50%-95%。

随着绿氢成本下降和碳排放成本上涨，氢冶金将具有成本优势。以氢气直接还原铁和长流程高炉炼铁比较，只考虑氢气和焦炭的成本时，根据日本钢铁协会估算，目前生产一吨铁需焦炭340kg，成本为680元，二氧化碳排放量为1.25 吨；生产一吨铁需氢气89kg，氢成本为15元/kg，成本共为1335元，则当相应碳税为524元/吨时成本保持持平。根据百人会氢能中心预测，到2030 年碳税为200-250元/吨，氢气成本小于10.45~11.15元/kg 时，绿氢有望具备与传统焦炭炼铁方式相当的成本优势。

国内钢铁企业大举布局氢冶金路线。中国钢铁企业自2019年起开始积极探索氢能冶金技术，主要参与者包括宝武集团、河钢集团和中国钢研等。宝武集团采用焦炉煤气制氢-气基竖炉氢冶金技术路线，氢冶金规模达到30万t/a，河钢集团采用焦炉煤气零重整-气基竖炉氢冶金路线，工程规模达到120万t/a，是全球首例120万吨焦炉煤气零重整“氢冶金示范工程”项目，成为世界钢铁史上由传统“碳冶金”向新型“氢冶金”转变的一个重要里程碑，标志着冶金工艺绿色变革进入成熟期。