1、制氢路线多样，灰氢仍是主要氢能来源
氢⽓可以通过多种⼯艺路线制备，主要包括：（1）化⽯能源制氢：煤⽓化制氢、天然⽓重整制氢、⽯油焦和渣油制氢等；（2）电解⽔制氢：电⼒来源主要包括⽕电、⽔电、风电、光电以及核电等，其中可再⽣能源是理想的电⼒来源；（3）⼯业副产氢：主要包括氯碱⼯业、煤焦化、合成氨、丙烷脱氢等；（4）光催化制氢、⽣物发酵制氢等其他路线：尚处于实验与开发阶段，暂未达到规模制氢要求。其中煤⽓化制氢、天然⽓重整制氢以及电解⽔制氢是最主要的制氢⽅法。
⽽根据制氢过程中碳排放的不同，⾏业内⼀般将氢能分为灰氢、蓝氢及绿氢：
（1）灰氢：使⽤化⽯燃料制取氢⽓，并对释放的⼆氧化碳不做任何处理；（2）蓝氢：使⽤化⽯燃料制取氢⽓，同时对释放的⼆氧化碳进⾏捕集和封存；（3）绿氢：使⽤可再⽣能源发电电解或光解制取的氢⽓。其中灰氢由于⽣产成本低、技术⼯艺成熟，是当前最主要的氢能来源，但⽆法避免⽣产过程中的碳排放，⽽真正实现“零碳”的绿氢是理想的氢能来源，受限于技术与成本问题，尚未实现⼤规模普及。
近年来，伴随着国内氢能产业的持续发展，中国氢⽓总产量保持着稳定增长的态势，根据中国氢能联盟与⽯油和化学规划院的统计，截⾄2019年我国氢⽓产能约达4100万吨/年。由于中国丰富的煤炭资源特点，
煤制氢是最⾸要的制氢来源，不同于全球范围内18%左右的⽐重，煤制氢在国内占⽐可达六成以上，其次为⼯业副产氢、天然⽓制氢、电解⽔制氢。根据中国氢能联盟研究院数据，2019年中国氢⽓产量共计3342万吨，其中煤制氢产量2124万吨，占⽐达63.6%；其次为⼯业副产氢、天然⽓制氢，产量分别为708、460万吨，占⽐分别为21.2%、13.8%；电解⽔制氢产量相对较少，仅50万吨，占⽐
1.5%。
中国氢⽓产量保持稳定增长态势
2019年煤制氢产量占⽐达63.6%
从区域分布来看，西北、华北、华东地区是中国主要的制氢产地，合计产能占⽐达75%。2019年西北地区产能为1067万吨，华北地区产能1021万吨，华东地区产能940万吨，占⽐分别为26.3%、25.2%、23.
2%；华南、西南、东北地区产能分布相对较少，占⽐分别为12.3%、8.3%、4.8%。这样的产能分布特征与中国以煤为主的能源结构息息相关，以煤制氢为主的制氢产能更多地向煤炭资源密集的西北与华北地区集中，另外华东地区则主要是化⼯产业较为密集，主要以⼯业副产氢为主。
2019年我国西北、华北、华东地区氢⽓产能占⽐合计约75%
从区域分布来看，西北、华北地区是我国主要的氢能资源中⼼
2、电解⽔制氢⾏业现状及⼯艺
电解⽔即通过电解将⽔分解为氢⽓与氧⽓的过程。⽬前较为常见的电解⽔技术主要包括：碱性⽔电解技术、质⼦交换膜（PEM）⽔电解技术以及固体氧化物电解槽技术（SOECs）三种。其中碱性⽔电解技
术是最为成熟且已实现商业化应⽤的技术，发展⾄今已有近100年历程，本质上氯碱⼯业使⽤的就是该技术，相较其他技术成本较低；PEM技术则较为先进，可有效解决电解液回收与循环利⽤的问题，体积较⼩且操控灵活，更适⽤于⼈⼝密集的城市地区以及分布式使⽤，是⽬前最有发展前景的电解⽔⼯艺，但由于催化剂及膜材料昂贵成本较⾼，⼤范围推⼴应⽤仍依赖于技术进步与成本下降；SOECs技术使⽤陶瓷作为电解质，在⾼温下对蒸汽进⾏电解，⽬前技术尚不成熟，⾼温热源需求也限制了其经济性，尚处于研发阶段。
⽬前较为常见的电解⽔技术主要包括碱性⽔电解技术、质⼦交换膜⽔电解技术、固体氧化物电解槽技术
⽬前较为常见的电解⽔技术主要包括碱性⽔电解技术、质⼦交换膜⽔电解技术、固体氧化物电解槽技术
电解⽔耗电量⼤、成本较⾼，规模化应⽤的障碍尚未扫除。电解⽔对电能的消耗量较⼤，单位能耗约4~
5/3。根据国际能源署计算，如果全球氢⽓产量均采⽤电解⽔技术，其电能消耗可达3600万亿⽡时，已超过欧盟年度发电总量。电解⽔成本中，电⼒成本占总成本七成以上。根据中国氢能联盟测算，如果采⽤市电⽣产，制氢成本约30-40元/kg，是煤制氢成本的四倍以上，经济性相对较弱。因此，电解⽔制氢技术仍处于发展阶段，尚未得到规模化应⽤。⽬前，电解⽔制氢产量在全球氢⽓总产量占⽐在0.1%以下，在国内氢⽓产量中占⽐约1.5%。
电解⽔制氢成本受电价影响较⼤
水氢汽车清洁能源快速发展，电解⽔制氢迎来曙光。除成本问题以外，利⽤传统⽹电制氢还存在严重的全周期内⾼碳排放的问题。由于国内电⼒供应七成为⽕电，若直接采⽤⽹电制氢，单位氢⽓碳排放量可达35.84kg，是煤制氢的近两倍，天然⽓制氢的3倍以上。⽽近年来清洁能源的快速发展为电解⽔制氢创造了良机：⼀⽅⾯，可再⽣能源发电制氢可实现全周期内的零碳排放，实现真正的绿氢⽣产；另⼀⽅⾯，随着风电、光电等成本下降以及平价上⽹，制氢成本也将持续下降。同时，利⽤弃风、弃光、弃⽔电⼒制氢可⼤⼤提升清洁能源的利⽤效率，有效解决跨时间、跨空间的过剩能源消纳问题。从政策⽅⾯来看，国家发改委、国家能源局先后发⽂⽀持⾼效利⽤廉价且丰富的可再⽣能源制氢，国务院印发《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》和五部门《关于推动燃料电池汽车⽰范应⽤的通知》均明确⽀出⿎励发展绿氢，进⼀步⽀持有条件的地区通过发展低碳清洁氢⽓⽀取率先达峰，探索“制氢电价”等刺激政策。在“3060碳达峰碳中和”政策背景下，风光电等清洁能源装机量将持续⾼速增长，绿氢或迎来快速发展期。根据中国氢能联盟预测，到2050年可再⽣能源电解制氢占⽐将达到70%。
近年来清洁能源发电量占⽐持续攀升（亿千⽡时）
预计2050年可再⽣能源电解制氢占⽐达70%
3、建议：因地制宜发展氢源，绿氢是最终⽬标
总体来看，氢⽓的制取路线较为多样化，为下游氢能的⼴泛利⽤提供了稳定的氢源基础。从结构上来看，当前灰氢占⽐较⼤，煤制氢仍是中国最主要的制氢来源，在碳中和背景下⾯临低碳化转型的问题，
但成本与经济性问题也⼀定程度制约了蓝氢、绿氢的⼤范围利⽤。因此，氢能要实现真正意义上的清洁化发展仍有较长路要⾛，但是，在当前构建氢能能源体系的发展初期，煤制氢中短期内仍将是制氢路线主导，但同时⼯业副产氢或将成为低碳化转型过渡期内的⾸要突破⼝。
氢源或更多地适⽤因地制宜的发展路线，各个地区主要以当地的资源优势为基础制定合理的氢能规划，如西部与西北部地区煤炭资源与风光等可再⽣能源丰富且成本较低，适宜煤制氢与电解⽔制氢互补发展，华东、华南地区则进⼀步提⾼产业副产氢能资源的利⽤效率，同时加强利⽤海上风电及⽔电制氢的利⽤。长期来看，绿氢的规模化应⽤是清洁能源体系构建的最终⽬标，随着碳中和驱动下清洁能源项⽬与技术的投⼊⼒度加⼤，低碳氢的经济性与规模性也有望取得突破性进展。
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