氫氣作為一種清潔、高能的二次能源，在能源領域有著廣泛的應用前景。隨著國內外對清潔能源需求的不斷增加，我國氫氣產能也在不斷擴大。然而，由于不同地區的資源稟賦、生產成本等因素的影響，我國氫氣產能分布不均衡，存在一定的發展障礙，本文將從化石燃料制氫生產企業和產能分布、工業副產氫生產企業和產能分布、綠氫生產企業和產能分布三方面進行介紹。

一、化石燃料制氫生產企業和產能分布情況

短期看化石能源制氫仍是最大的氫氣來源，主要通過煤炭焦化氣化、天然氣重整以及甲烷煤炭合成氣等化工生產的方式進行制取，但其存在碳排放問題，中期利用結合碳捕捉技術，當前應用少，成本高，導致價格優勢逐漸降低。化石能源制氫造成不可再生能源的消耗，不具備長期大規模應用基礎。

天然氣制氫和煤（焦）制氫技術已經完全成熟，并且工藝和設備基本實現國產化，我國煤炭資源豐富，而天然氣制氫價格掛鉤天然氣價格，中國“富煤、缺油、少氣”的資源稟賦特點，僅有少數地區可以探索開展，天然氣制氫平均成本明顯高于煤氣化制氫。煤制氫需要使用大型氣化設備，設備投入成本較高，只有規模化生產才能降低成本，因此適合中央工廠集中制氫，不適合分布式制氫。

受原料價格和資源約束影響，目前國內新上煉廠主要以煤制氫作為主要制氫手段。天然氣成本占到天然氣制氫73%以上，煤炭成本占到煤制氫54%以上。2021年，我國氫氣產量達3300萬噸，其中僅高溫煉焦和低階煤分質利用中低溫熱解副產的氫氣就接近1000萬噸。

灰氫主要生產企業包括中國神華、美錦能源、東華能源、中石油、中石化，主要以掌握煤炭、石油、天然氣資源的國有企業為主，天然氣制氫產能來自于掌握天然氣資源的中石化。中國石化在我國氫能源行業和國內氫氣制取市場的產能/產量上處于領先地位，憑借石油化工的強大實力，氫氣產能達到350萬噸/年；中國石油氫氣產能超過260萬噸/年。

煤炭制氫主要集中于寧夏寧東能源基地、內蒙古鄂爾多斯等煤炭產區，天然氣、煉油重整制氫則多分布為沿海地區，如青島、寧波等大型石化煉化基地。

全國化石能源制氫生產區域分布

山西焦煤產區：山西擁有全國最大的焦化產能，煤炭煉焦過程得到的副產品——焦爐煤氣的含氫量約為60%，年可提取氫氣140億立方米。

寧夏寧東能源化工基地：氫氣總產能達到240萬噸，其中煤制氫235萬噸、甲醇制氫2.17萬噸、化工副產氫3.4萬噸。用氫總量達到240萬噸/年。產氫量占我國氫氣生產總量的12%，位居全國第二。

陜西煤炭產區：全球最大煤制氫變壓吸附裝置項目在陜西榆林投運，每年產氫能力可達35萬噸。

青島氫能產業聚集區：氫氣總產能達到28萬噸/年，包括中石化煉油副產氫、電解水綠氫、丙烷脫氫等項目。

浙江寧波化工聚集區：包括中石化煉油副產氫、舟山LNG重整制氫、丙烷脫氫等項目。

資料來源：分會根據調研及公開資料整理

二、工業副產氫生產企業和產能分布情況

工業副產氫氣是指現有工業在生產目標產品的過程中生成的氫氣，目前主要形式有燒堿（氫氧化鈉）行業副產氫氣、鋼鐵高爐煤氣可分離回收副產氫氣、焦炭生產過程中的焦爐煤氣可分離回收氫氣、石化工業中的乙烯和丙烯生產裝置可回收氫氣。氫作為化工生產的原料和中間產品，通常會通過煤炭焦化氣化、天然氣重整以及甲烷煤炭合成氣等化工生產的方式進行制取。以焦爐煤氣、輕烴裂解副產氫氣和氯堿化工尾氣等為主的工業副產氫氣，由于產量相對較大且相對穩定，也成為現階段氫氣的供給來源之一。

當前國家對氫能行業的發展采用有選擇性的扶持政策，在近期，氫能產業發展較快的地方應充分利用工業副產氫，使產業發展初期可以依托低成本的工業副產氫，快速壯大市場規模。工業副產氫主要來自焦爐煤氣、輕烴裂解副產氫氣、丙烷脫氫（PDH）、氯堿化工尾氣等，現階段全國工業副產氫年制氫潛力在500萬噸左右。

工業副產氫的參與者較多，根據副產方式主要有：焦爐煤氣副產氫（美錦能源、寶豐能源等）、丙烷脫氫（衛星化學等）、氯堿工業（濱化股份等）、金能科技、東華能源等。

在很多北方區域和煤化工大省，制氫成本非常低，煤制氫和工業副氫普遍10元/公斤左右，如山西美錦能源焦爐煤氣制氫成本10-13元/公斤，河北旭陽集團焦爐煤氣制氫成本僅0.7-1.0元/標方（7.84-11.2元/公斤），寧夏寧東基地寶豐能源煤制氫成本0.8元/標方（8.96元/公斤）。

丙烷脫氫制丙烯裝置的原料大多依賴進口，東部沿海地區具有碼頭區位優勢，因此丙烷脫氫產能大多數分布在東部沿海地區（京津冀、山東、江浙以及福建、廣東）。從產業布局來看，丙烷脫氫產業與氫能產業負荷中心有很好的重疊，丙烷脫氫裝置副產氫接近氫能負荷中心，可有效降低氫氣運輸費用，而且該產業副產氫容易凈化，回收成本低，因此丙烷脫氫裝置副產氫將會是氫能產業良好的低成本氫氣來源。

全國工業副產氫生產區域分布

齊魯氫能經濟帶：山東是工業副產氫第一大省，涉氫企業和研究機構超過120家，工業副產氫年產量400萬噸，地煉化工、煤制氫等產業都走在前列。

寧夏寧東能源化工基地：氫氣總產能達到240萬噸，其中煤制氫235萬噸、甲醇制氫2.17萬噸、化工副產氫3.4萬噸。用氫總量達到240萬噸/年。產氫量占我國氫氣生產總量的12%，位居全國第二。

江蘇張家港化工區：以張家港為主導，張家港工業副產氫大型企業包括華昌化工、東華能源、雙獅精細化工、沙鋼集團、富淼科技等，年產氫超過20萬噸。

長三角化工區：長三角是中國副產氫資源最豐富的區域，浙江、江蘇、上海均分布有大量副產氫企業；長三角區域在建及規劃的丙烷脫氫裝置副產氫資源總量超50萬噸每年。

浙江寧波、湖州化工聚集區：浙江寧波是全國七大石化基地之一，擁有三大石化產業集聚區和十多家氫源企業，年產氫氣達62.59萬噸。

資源來源：分會根據調研及公開資料整理

三、綠氫（可再生能源電解水制氫）生產企業和產能分布情況

在技術路線方面，電解水制氫技術可分為堿性電解水制氫（ALK）、質子交換膜電解水制氫（PEM）、固體氧化物電解水制氫（SOE）和陰離子交換膜電解水制氫（AEM）。PEM制氫電流密度遠大于堿性水電解制氫，但其能耗相較之下也較高，作為未來主要的電解水制氫技術，降低制備成本與能耗就顯得尤為重要。

水電解槽制氫設備開發是國內外堿性水電解制氫研究熱點。在市場化進程方面，堿水電（AWE）作為最為成熟的電解技術占據著主導地位，尤其是一些大型項目的應用。中國的ALK制氫技術相對成熟，在國內市場份額較高，堿性電解槽制氫核心設備已基本實現國產化。國內的PEM制氫技術發展時間較短，其性能尤其是壽命尚缺乏市場驗證，整體上落后于歐美。

當前電解水制氫占制氫量比例極低，不足1%，主要原因是成本不經濟，而且火電為主的電力結構仍會產生污染。電解占總成本達70%以上，當電價低于0.3元/千瓦時，電解水制氫成本接近化石能源制氫。火電制氫會造成更高的碳排放，是化石能源制氫的3-4倍。目前國內大型綠氫項目主要分布于西北、華北和西南地區。

全國可再生資源電解水制氫（綠氫）生產區域分布

內蒙古：內蒙古提出“2025年可再生能源制氫產量達到50萬噸”。

甘肅：甘肅省提出“2025年可再生能源制氫產量達到20萬噸”。

寧夏：寧夏回族自治區提出“2025年可再生能源制氫規劃產量達到8萬噸；2030可再生能源制氫產量達到30萬噸”。

四川：四川充分利用水資源制氫，正推動“十萬噸級可再生能源電解水制氫合成氨示范工程”。

吉林：吉林省力爭到2025年，可再生能源制氫產能達到6-8萬噸/年；橫向構建“白城-長春-延邊”氫能走廊，縱向構建“哈爾濱-長春-大連”氫能走廊。

河北：河北省風電、光伏發電裝機均居全國第2位；“十四五”期間，河北省在張家口歐規劃布局了11個重點謀劃推進的制氫項目。

資源來源：分會根據調研及公開資料整理