常投格物行业专题研究 | 氢能行业梳理- 大数跨境

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常州投资集团

2024-03-21

导读：2024年是常州“万亿之城再出发”元年，常州始终把高质量发展作为新时代的硬道理，着力锻造新质生产力，催生发展新动能。

《常投·格物》2024年第一期

氢能行业梳理

2024年是常州“万亿之城再出发”元年，常州始终把高质量发展作为新时代的硬道理，着力锻造新质生产力，催生发展新动能。作为常州最重要的国有资本投资运营平台，常州投资集团围绕新能源、合成生物、智电汽车、半导体、氢能等未来产业，以政策性基金引导加市场化资本运作，加快产业孵化培育。常州投资集团博士后创新实践基地、龙城产业技术研究院深入开展战略性新兴产业、未来产业研究，本期《常投格物》全面梳理“21世纪的终极能源”——氢能行业发展历史与机遇。

PART.01

氢能发展简史

其实，氢气的发现和研究，最早可以追溯到两百多年前，说是个“老古董”也不为过。在这一过程中，制氢、储氢、用氢的研究成果交相辉映，现代氢工业就此孕育。在卡文迪许等众多科学家研究并分离出氢气后，拉瓦锡在1787年正式提出氢是一种独立的元素，并为之命名。此时，人们已经发现用水蒸气和铁在高温下反应及电解水两种方法制备氢气。1801年，法国科学家汉弗莱·戴维首次描述了燃料电池的概念。同年，物理学家格罗夫将两个铂电极的一端浸没于硫酸溶液中，另一端分别置于氢气和氧气中，可以检测到铂电极之间微小的电流，格罗夫称这种电池为“气体电池”，这也是燃料电池的雏形，而此时距离汽车问世还有几十年。

图1：格罗夫手稿中的燃料电池雏形（资料来源：历史资料）

英国化学家克鲁克尚克还曾尝试用伏打电堆电解食盐水，并在阴极检测到氢氧化钠，但当时的伏打电堆很不稳定。由于没有稳定的电源，他没有进一步研究。到了1867年，大功率直流发电机研制成功，1890年，使用隔膜法的电解食盐水逐渐走向工业化，这是氯碱工业生产工业副产氢的开始。1895年，英国科学家威廉·雅克制作了一个由单电池组成的1.5千瓦的电堆和一个约30千瓦的电堆，阴极使用通入空气的圆柱形铁罐做电池，阳极使用碳棒，以熔融氢氧化钾作为电解质，获得了良好的电池性能。这标志着氢燃料电池开始由实验室转向工业实用领域。然而，这些燃料电池存在内阻高、稳定性差等问题，经济作用依然有限。随后，科学家们尝试了多种电解质和交换膜，如熔融碳酸盐、聚苯乙烯离子交换膜等试图提升性能。1898年，苏格兰化学家詹姆斯·杜瓦首次成功将氢气的液化，并储存在他自己发明的杜瓦瓶中。到了20世纪60年代，美国航空航天管理局（NASA）着手将燃料电池应用在阿波罗登月飞船，作为辅助电源，这标志着燃料电池开始转入军用阶段应用。

图2：阿波罗11号使用的燃料电池

（资料来源：美国国家航空和航天博物馆）

1966年，通用汽车公司推出了第一台氢燃料电池车Electrovan。车上共集成了燃料电池模块32个，最大速度为70mph，续航里程为100-150英里。Electrovan最大功率为160kW，实际稳定运行的额定功率为32kW，氢耗大概在每千瓦时0.4-1.0kg氢气（现代的燃料电池车额定功率普遍为100-200kW）。Electrovan的启动包括外部能源检查、气体泄漏检验、氩气吹扫、氢气回路激活等流程，全部执行完毕通常需花费3个小时。

图3：通用汽车公司推出的Electrovan资料图

（资料来源：TOPSPEED网站）

在20世纪早期，人们多采用碱性电解水（ALK）来生产氢气，主要用于生产氨类氮肥。到20世纪60年代，通用电气公司开始研发质子交换膜（PEM）电解水。到了1983年，加拿大的巴拉德公司研发PEM燃料电池也获得了重大突破，并在1992年-1994年间成功研制全尺寸的PEM燃料电池系统，并与戴姆勒奔驰合作，共同开发紧凑型高能量密度燃料电池反应堆。1997年，巴拉德公司向芝加哥交通管理局交付了3辆使用燃料电池的巴士，这是史上首款投入运营的燃料电池巴士。1999年，奔驰与巴拉德共同推出燃料电池原型车，单辆制造成本约35万美元。巴拉德公司至今仍是燃料电池领域巨头。目光回到国内，尽管我国氢能发展较晚，但奋起直追，势头迅猛。国内的有关研究最早可以追溯到上世纪50年代的中科院大连化学物理研究所。改革开放后，国家“863”计划和“973”计划均提到加速以研究为基础的技术商业化项目，其中就包括氢能和燃料电池。2006年，科技部发布《国家“十一五”科学技术发展规划》，正式将氢能与燃料电池写入国家发展规划，这是国家首次提出对于氢能的政策性指导。

据国际能源署统计，如今（2022年）全球总氢产量已达9500万吨，同比增长近3%，除欧洲以外的所有主要地区均出现强劲增长。目前，化石能源依然是全球氢气生产的主要来源，电解水制氢占比仍仅有0.1%，但增长迅猛，同比增长了35%。其中，我国是全球最大的氢气生产国和消费国，需求量约2800万吨，占全球的29%。目前，氢气需求仍以化工为主，炼油、合成氨、合成甲醇依然是氢气的最大需求来源，炼铁、交通、发电等合计不足5%,仍有极大的增长空间，尤其是氢燃料电池车需求及加氢站建设。据高工氢电产业研究所统计，截至2023年10月，国内累计建成加氢站376座，按全国20个主要省市的规划，到2025年，加氢站建设目标合计达1187座。

抢跑氢能新时代，国内外均发布了大量政策高度支持氢能产业。国内来看，2019年，氢能相关内容首次写入政府工作报告，明确提出加速充电、加氢等基础设施建设。国内早期政策多聚焦于鼓励氢燃料电池、制储运氢等前沿技术的研发。在2020年初氢能被正式纳入我国能源战略体系后，可再生能源制氢受到了高度重视，国家高度细化了针对绿氢的指示和规划。2022年3月，多部门联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确提出支持氢能全产业链发展。另外，近年来也有越来越多地方政府明确提出支持氢能发展的政策。2023年6月，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，提出要推进可再生能源制氢技术的规模化应用，大力发展零排放技术绿氢制取。2023年8月，国家标准委等部门联合发布《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，要求重点加快制修订氢品质检测、氢安全、可再生能源电解水制氢、高压储氢容器、车载储氢气瓶、氢液化装备等多方面标准。

世界其他主要经济体也公布了类似政策。例如，欧盟委员会在2023年2月公布了可再生氢气详细规则，通过了《可再生能源指令（Renewable Energy Directive）》要求的两项授权法案。2023年6月，美国能源部（DOE）发布了《美国国家清洁氢战略和路线图》（U.S. National Clean Hydrogen Strategy and Roadmap），确定了美国氢能发展的战略方向。日本的氢能规划较早，在2017年就制定了国家级《氢基本战略》，并在2023年6月在氢和可再生能源的相关阁僚会议上决议对该战略进行修订，从需求、供给两方面大规模普及氢能应用。

PART.02

氢能的需求逻辑

氢气本身作为生活中最常见的气体之一，在生产生活中，确实具有许多独特的地方。

氢气是达成碳中和目标的重要载体

1、氢气本身可直接改进高碳行业工艺

氢气作为一种反应活性较高，还原性较强的还原剂，因其氧化产物为水，有望对许多高碳排放化工工艺进行改进。例如，高炉炼铁传统工艺为焦炭炼铁。焦炭燃烧提供还原反应所需的高温，同时形成一氧化碳的还原气氛，将铁矿石中含有的铁氧化物还原为铁单质。焦炭高炉炼钢历史悠久，工艺成熟，是目前炼钢企业普遍采用的首选方案。焦炭和一氧化碳的氧化产物均为二氧化碳，因此钢铁行业属于高碳排放行业。而氢气在化工上也是常用的还原剂，且氢气被铁矿石还原后的产物全部为水，可以实现零碳排放。目前已有相对成熟的氢气炼钢方案，主要的设计包括部分使用氢气法和完全使用氢气法，其中部分使用氢气法使用80%的氢气和20%的天然气。

图4：等摩尔的铁氧化物和不同还原剂反应示意

目前，瑞典、德国等绿色能源较丰富、焦炭资源相对稀缺的国家已开始建设实验性的氢气炼铁项目，如瑞典的HYBRIT项目和德国安赛乐米塔尔公司的项目。

图5：HYBRIT项目示意图（资料来源：HYBRIT官网）

国内，宝武集团、酒钢集团等大型钢铁集团也已经开始进行初步探索。另外，水泥煅烧等行业也需要大量使用含碳燃料，如果使用氢气煅烧，也能大量降低碳排放。

当前改用氢还原路线的最大障碍依然是成本，目前氢气市场价为每吨约6万元人民币，以等量的铁综合计算，采用氢能炼铁工艺成本比传统高炉冶炼工艺至少高五倍。考虑到氢气储运成本和工艺迭代投入，实际成本会更高。

2、氢气作为能量载体兼具环保和效率

从蒸汽机发明开始，人类不断在探索更好的能量储存和转化方式。在第二次工业革命的浪潮中，人类发现了电能这一便于传输、存储、转化为其他能量形式的“完美”载体。本质上，氢能仍属于化学能的范畴，但利用电解水等反应，能量可以通过电解水很方便地转变为氢气中存储的化学能，而氢气通过氧化燃烧或燃料电池释放能量又变成水，循环往复。最关键的是，氢气和水都是常见的无毒无污染的物质。固然，其他化学能方案如铅酸电池也可以循环往复来实现能量的储存和转移，但主流的可充电电池方案均需使用铅、锂等金属，对金属储量和开采较为敏感，且废料的回收会带来环保问题。

图6：电能与各类能源相互转化

另外，氢气能量密度较高，为142MJ/kg，是汽油的3倍。加注速度也是氢能的重要优势。对于使用氢能作为能量来源的机械，加氢速度相比目前电池充电方案有较为明显的优势，能解决包括新能源车充电较慢在内的痛点。

氢气本身是重要的化工原料

氢气本身就是常见的化工大宗原料，无需另起炉灶。从来源看，在化工行业，氢气来源主要包括氯碱工业、化石燃料副产氢（含焦炉煤气副产、催化重整、低级烷烃脱氢）、低浓度氢气的回收等，其中催化重整副产氢是炼化厂低成本副产氢的主要来源，该路线产气含氢气比例为65%-90%。目前（截至2023年），全球氢气总产量约1亿吨，其中化石燃料制氢占80%以上，清洁制氢（电解水/化石燃料+CCUS）占比不到1%，未来清洁制氢方案将成为主要增量。

图7：2021年全球氢气生产结构

（资料来源：中国氢能联盟）

从用途看，氢气在化工和电子领域都有重要作用。在化工领域，氢气的最大用途为合成氨、合成甲醇、石油和油脂加氢。在电子工业中，氢气主要用作的还原气、携带气和保护气。例如，6N、7N及以上纯度的电子级氢气主要用于硅外延（以氢气为载气）、集成电路、LED等电子工业领域。可以说，氢气量“管饱”，用途广，如果扩大氢气的来源和用途，将氢气进一步广泛作为能源载体，构建更大的氢能发热、发电、居民余氢买卖等市场，构建更大的“氢循环”具有可操作性和现实意义。

氢能是现有绿色能源消纳方案的补充

在现有绿色能源的消纳方案中，氢能可能是长时储能的最优方案之一，有效减少弃风弃光的情况。长时储能方案要求能量载体可流动，且容量与输出功率互不影响，同时不能受地域限制。例如抽水蓄能、压缩空气储能，符合能量载体可流动，但是受地域限制。风光发电出的余电和垃圾电通过电解水获得氢气后，非常适合4小时以上的长时间充放电，也可以完成季节性能量时移。

一个非常适合氢跨区域储能的场景是远海风能。在离岸较远的区域，海风电资源非常丰富，但远海变电站、输电网、海缆的建设和维护成本都相对高昂，因此海上电力尤其深海可再生电力输送、消纳成为问题。利用海上风电发出的电力用海水就地制氢，将输电转化为输氢，充分利用海上货轮的大运力，是解决远海风电并网难、消纳难，输电成本高等问题十分富有潜力的方案。

图8：欧洲海上综合能源一体化系统

（资料来源：DNV、国际能源网）

目前,英国、德国、荷兰为等国家纷纷布局海上风电制氢，荷兰、德国、丹麦等欧洲国家均已有百万千瓦级以上的海上风电制氢规划。全球范围内已公布的电解水制氢项目储备总规模达到3200万千瓦，约有一半来自于海上风电制氢。

PART.03

氢气的来源

制氢路线的分类

制氢环节的清洁和降本是氢能产业大规模发展的基础。按照最常见的分法，不同制氢路线制备的工业用氢往往根据氢能形成过程中的碳排放水平分为三类，即“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”。其中，灰氢和蓝氢一般没有非常严格的界定，通常以碳排放量进行经验性的划分。

灰氢是通过化石燃料（煤炭、石油、天然气等）进行反应或重整生产的氢气，一般由煤的气化与水蒸气分步反应，或天然气脱硫后甲烷与水蒸气的分步反应制备，在生产过程中会有二氧化碳等排放。

蓝氢的来源通常也是石油及化工行业，但采用了捕集、输送、利用与封存等碳捕集手段，将碳排放量控制在较小的水平。氯碱工业、合成氨/甲醇等工业副产氢气通常也被归为蓝氢。灰氢和蓝氢通常纯度不高，往往需要进一步提纯。

绿氢是指利用可再生能源电解水得到的氢气。这种方法最为绿色，也是未来制氢的主流方向。电解水制氢纯度高，绿色环保，但成本高于灰氢和蓝氢。

据彭博估计，2023年全球灰氢生产成本为每千克0.98美元至2.93美元，蓝氢生产成本为每千克1.8美元至4.7美元。相比之下，绿氢生产成本高达每千克4.5美元至12美元。

图9：氢生产成本（资料来源：Bloomberg）

除此之外，还有“白氢”和“粉氢”等，白氢即自然界储藏的氢气，粉氢即核能热解或电解水制氢，但受技术和成本等因素，这些氢源基本仍停留在概念或实验室阶段。

灰氢

根据中国氢能联盟的数据，目前全球灰氢（含煤的气化和天然气制氢）制氢产量依然占据氢能总产量的80%。我国目前氢气产能约4100万吨/年，产能规模全球领先，但灰氢比例与全球接近。

煤制氢（CTG, coal to gas）工艺已经有200年历史，在国内也已近100年历史。以煤为原料制取氢气的路线主要有两种：一是煤的焦化（高温干馏），二是煤的气化。

图10：煤的气化工艺流程（资料来源：网络）

煤的焦化是指煤在隔绝空气条件下，在900-1000℃制取焦炭，副产焦炉煤气。焦炉煤气组成中含氢气约50%（体积分数）、甲烷约20%，一氧化碳较少。煤的气化是将煤置于特定的设备中，在较高的温度和压力下通入水蒸气、空气等气化剂，与煤中的复杂有机质发生一系列化学反应，将煤转化为含有CO、H2、CH4等可燃气体及CO2、N2等非可燃气体的过程，其中各组分含量随不同工艺有所差异，通常氢气约37%-39%（体积分数）、一氧化碳17%-18%、二氧化碳32%、甲烷8%-10%。

图11：焦炉煤气成分（资料来源：中国化工信息周刊）

天然气制氢主要包括转化和裂解两种。转化主要包括蒸汽重整制氢技术、部分氧化制氢技术、自热重整制氢技术。蒸气重整即甲烷与水蒸气吸热，转化为氢气和一氧化碳，该反应需要镍基催化剂；天然气部分氧化制氢即甲烷与氧气的不完全燃烧生成一氧化碳和氢气，该反应放热，自发进行，但需要过渡金属以及钙钛矿氧化物来降低反应温度；自热重整制氢是在部分氧化反应中引入蒸汽，不需要外界提供热源，但通常也需要催化剂。天然气催化裂解制氢是将CH4高温催化分解生成C和H2，产生的氢气纯度高，但催化裂解反应中生成的碳富集在催化剂表面，易造成催化剂积碳失活。

以黑煤、褐煤等原料制氢，1kg氢气的诞生会造成19-27kg二氧化碳当量的排放(其中直接碳排放为18-20kg)。以天然气为原料通过甲烷重整制氢，1kg氢气的诞生会造成9.5-11kg二氧化碳当量的排放（其中直接碳排放为9-11kg）。我国的能源结构为“富煤、少气、贫油”，其中非炼焦煤类超过70%，包括无烟煤、贫煤、褐煤等，其中褐煤占12.76%。褐煤是煤化程度最低的矿产煤，水分大（15%-60%）、挥发成分高（>40%），空气中易风化碎裂、燃点低（270℃）。从煤中特别是褐煤等低阶煤中获取氢气具有现实意义和想象空间。

蓝氢

图12：三类碳捕集路径

（资料来源：中国碳捕集利用与封存年度报告2023）

CCUS是在CCS（Carbon Capture and Storage）基础上添加了碳利用工艺，主要面向化石燃料电厂、化工等固定碳源场景，下游应用场景成熟且集中，目前最为成熟、产业化进程最快。BECCS是把各类植物看作天然的二氧化碳吸收途径并通过燃烧加以回收富集，与工业上下游结合不紧密。DACCS是直接吸收空气中的二氧化碳，潜力较大，适用性最广阔，但由于空气中二氧化碳的浓度远低于固定碳源场景，导致捕获过程中能源消耗较大，经济成本高昂。

图13：碳捕集工艺链条

（资料来源：中国碳捕集利用与封存年度报告2023）

据弗若斯特沙利文估计，制氢产生的碳捕集市场收入预计将从2022年的8030万美元增长到2030年的31.5亿美元，年复合增长率为58.2%。增长潜力主要集中在美国、欧洲和亚太地区。目前，具备碳捕集的蒸汽甲烷转化技术（SMR）是制造蓝氢最常见且最成熟的技术之一，主要是利用高温蒸汽（700摄氏度至1,000摄氏度）用于从甲烷源（如天然气）生产氢气。该技术综合捕集率约90％，操作和生产成本相对较低。预计SMR+CCUS市场将以每年120.2％的复合年增长率迅速增长，到2030年将达到2.2亿美元。其他蓝氢工艺还包括具备碳捕集的自动热转化技术(ATR)、具备碳捕集的煤炭技术、具备碳捕集的甲烷裂解制氢等。

氢气纯化

工业副产氢是灰氢和蓝氢的重要组成部分。副产氢作为产品生产过程的副产物，过去因纯度较低、成分复杂，通常只有燃烧等低效利用途径，甚至直接送到火炬排空。这些灰氢和蓝氢的纯度往往更难满足如燃料电池在内的需求，需要经过提纯工序符合燃料氢气标准后才可用于高纯度用氢场景。例如，在质子交换膜燃料电池中，硫化物、CO与催化剂铂的吸附性比氢更强，容易优先于氢气占据催化剂表面的活性位点造成催化剂中毒，大幅度降低燃料电池的寿命和性能。因此，除了要求氢气的纯度达到99.97%外，对CO、硫化物等杂质要求也比较苛刻。

图14：我国氢气品质相关国家标准概览

（资料来源：中国标准化研究院）

随着氢气纯化技术发展，更多灰氢和蓝氢可以“变废为宝”。获得5N以上（≥99.999%）纯度的氢气大致需要三个步骤：第一步是对粗氢进行预处理，去除对后续分离过程有害的特定污染物，通常使用传统的物理或化学吸收法、化学反应法；第二步是去除主要杂质和次要杂质，得到相对较纯的氢气（通常为5N及以下），常用的分离方法包括变压吸附（PSA）、变温吸附（TSA）、低温分离、聚合物膜分离等；第三步是采用低温吸附、钯膜分离、利用储氢合金可逆吸放氢的能力提纯氢气等方法进一步提纯氢气到要求的指标（5N以上）。通常可按照氢源中氢含量、杂质分数的不同，灵活组合各种纯化方法。

图15：纯化技术对比

（资料来源：《氢气纯化技术研究进展》，李文彬等）

目前，PSA由于具有能耗低、装置操作弹性大、经济成本低等特点，应用最为广泛，技术最成熟，仍是氢气纯化主流路线，竞争较为激烈。TSA路线设备有实际交付案例的厂商仅个位数，处于寡头垄断状态。目前已有大型变压吸附厂家和电解槽厂家对TSA技术进行研发和储备，行业垄断情况有望得到改善。

绿氢

氢气作为最具潜力的绿色能源“终极”解决方案，着眼点始终应是低碳环保。可以说，零碳排放的绿氢才是氢能“本色”。绿氢即把氢能与其他可再生能源深度耦合，利用可再生能源进行发电并用电解水制得的氢气。因此，电解水技术路线的区别是绿氢投资主要的差异来源。

1、电解水路线概况

电解水制氢主流技术主要有四种：碱性电解水（ALK）制氢、质子交换膜（PEM）技术制氢、高温固体氧化物（SOEC）电解水制氢、阴离子交换膜（AEM）电解水制氢。其中，ALK制氢最古老，目前已大规模应用，PEM制氢正处于小规模应用阶段，SOEC制氢尚处实验室阶段。预计未来五年，PEM制氢有望达到GW规模，成为主流路线，SOEC制氢有望迎来实质性发展阶段，AEM有望逐步进入早期市场。另外，需密切关注其他技术路线，如酶催化、光解水技术等。根据美国能源部（ODE）的评估，ALK制氢和PEM制氢的技术成熟度（Technology Readiness Level，TRL）已达8-9级（最高为9），AEM制氢尚处2-3级的水准。

图16：四种主流电解水路线

（资料来源：中国节能协会氢能专业委员会）

此外，还有光解水制氢。光解水制氢是利用一些半导体材料如二氧化碳的吸光特性，将其作为催化剂实现光解水反应的发生。高效的光催化剂是光催解水制氢研究的核心，目前该技术尚处实验室阶段。此外，仿照自然界的生化反应，对酶催化光解水的研究也正在进行。

	ALK	AEM	PEM	SOEC
电流密度（A/cm²）	<0.8	1-2	1-4	0.2-0.4
氢气纯度（%）	≥99.8	≥99.99	≥99.99	≥99.99
产氢压力（MPa）	1.6	3.5	4	4
电解效率（%）	60-75	60-75	70-90	85-100
单机规模（Nm³/h）	2000	0.5	260	50
启停速度	较快	快	快	较慢
工作温度（℃）	70-90	40-60	70-80	600-1000
电源稳定性要求	稳定	稳定或波动	稳定或波动	稳定

图17：当前阶段四种主流电解水参数对比

（资料来源：艾邦制氢）

2、碱性电解水（ALK）制氢

ALK制氢是最成熟的工业制氢技术，最早在1789年就已经提出。ALK制氢简单地用隔膜将阴阳极分隔开，隔膜最早使用的是石棉隔膜，近年来，业内普遍使用聚苯硫醚（PPS）织物替代石棉隔膜，其他还有聚四氟乙烯树脂改性石棉隔膜、聚醚醚酮纤维隔膜、聚砜纤维隔膜等。电解液通常以量分数为30%的KOH或者NaOH溶液。电极通常使用高比表面的镀镍钢板或者镍铜铁等，并在上面负载锰、钨和钌的氧化物，镀有高比表面镍或者镍钴合金的钢材则作为阴极催化剂，运行时电压一般在1.9V到2.6V之间。

图18：市面在售的ALK电解槽（资料来源：申乾科技）

与其他技术路线相比，ALK制氢的劣势在于要求电力稳定可靠，不适用风光消纳等情景，氢气纯度相比PEM、SOEC等电解槽较低。另外，隔膜仅是分隔为主，对穿透的物质不具备较好的选择性，阳极生成的氧气可能扩散到阴极又被还原成水，使得电解效率变低，同时带来一定的安全隐患。其次，液体电解质和隔膜使得电解槽能承受的电流密度有限。然而，ALK电解槽极板使用镍、铁等常见金属，不含贵金属，造价相对较低，技术成熟，依然是当前主流的电解水方案。随着未来ALK电解槽制氢规模的进一步提升，镍网催化剂有望朝更大表面积，更多催化位点的雷尼镍等催化剂发展。另外，极板本身的降本与轻量化也将成为ALK电解槽降本的潜在方向。

3、质子交换膜（PEM）技术制氢

目前我国制氢电解槽市场中，PEM制解槽占10%左右，相较欧美依然较低。PEM制氢使用质子交换膜作为电解质，主要部件由内到外依次是质子交换膜、催化剂层、气体扩散层、双极板，其中扩散层、催化层与质子交换膜共同组成膜电极（MEA），是物料传输以及电化学反应的主场所，因此膜电极将直接影响PEM电解槽的性能和寿命。

图19：市面在售的PEM电解槽（资料来源：阳光电源）

与ALK电解槽相比，PEM电解槽具有电流密度大、氢气纯度高、响应速度快等优势，更适合与风光储技术相结合。然而，由于PEM需在强酸和高氧化性的工作环境下运行，常见非贵金属会被腐蚀或与PEM中的磺酸根离子结合，进而降低PEM传导质子的能力。因此，PEM电解槽的阳极催化剂主要是铱、钌、钛等金属/氧化物为主，阴极催化剂以耐腐蚀的铂、钯等贵金属及其合金为主。因此，PEM电解槽设备造价依然高企。短期内，大规模电解槽的催化剂仍以铱为主，未来PEM制氢降本依然应该聚焦在降低贵金属催化剂用量，或开发高酸性环境稳定的非贵金属催化剂。

图20：海外及国内PEM电解槽发展历程

（资料来源：中金公司研究部）

4、阴离子交换膜（AEM）电解水制氢

AEM制氢是在传统电解水路线上技术迭代发展出的新兴绿色制氢技术，其类似于传统的ALK制氢技术，但使用阴离子交换膜(季铵型离子交换膜，允许氢氧根离子通过)代替石棉、PPS等传统隔膜，这样碱性电解液的浓度可以大幅降低，贵金属催化剂也可以改为过渡金属催化剂，降低成本，同时AEM对气体分隔效果更好，电解效率高。

图21：AEM电解槽原理和离子传导示意

（资料来源：《水电解制氢用商业化阴离子交换膜发展现状》，闫旭鹏等）

阴离子交换膜的制备路线更加复杂，目前的AEM电化学性能相对较低、化学稳定性不够，因此其商业化发展瓶颈和技术壁垒依然是高离子电导率、高强度和高化学稳定性的阴离子交换膜。目前已初步商用的AEM主要包括德国FuMa-Tech公司的FAA系列AEM、美国Dioxide Materials公司的Sustainion系列AEM、美国Orion公司的Orion Polymer TM1系列AEM等。

图22：市面在售的AEM电解槽（资料来源：亿纬氢能）

5、高温固体氧化物电解水制氢（SOEC）

顾名思义，SOEC技术路线是适用于高温工况电解水制氢的路线。不同于碱性、PEM等常温电解水制氢方式，SOEC的工作温度可超过600℃，被电解的水分子以水蒸气的形式通入电解槽。根据电解质传导的物质类型不同，SOEC可分为氧离子传导型和质子传导型两种。电解质通常采用YSZ（钇稳定氧化锆），电解槽电极均采用非贵金属催化剂，阴极材料选用多孔金属陶瓷Ni-YSZ，阳极材料选用LSM（镧锶锰）、LSCF（镧锶钴）等钙钛矿结构的材料。

由化学常识，在高温下，水生成氢气和氧气这一反应的吉布斯自由能变（ΔG）可更多由高温提供，因此同等条件下，高温电解水制氢消耗的电能比常温更低。SOEC刚好具备高温的条件。然而，在长期高温高湿运行环境中，电极和催化剂材料可能出现较大衰减，影响使用寿命。SOEC对频繁启停也较为敏感，容易降低寿命。SOEC结构与ALK和PEM相比，结构差别较大，更接近陶瓷片，其制备过程也和陶瓷的烧结类似。由于工作环境高温高压且多片堆叠，SOEC工艺对电池片的密封技术要求很高，密封差将影响SOEC的耐久性和效率。

图23：SOEC单电池成品

（资料来源：清华大学固体氧化物燃料电池实验室）

目前，SOEC的自动化生产程度还不高，规模化程度较低，制造成本仍然较高。

PART.04

氢气的储运

氢气无论是作为新能源的消纳途径，还是用作化工原料，都离不开存储和运输途径。作为常温常压下密度最小、单个分子半径最小的气体，氢气较难被液化，同时容易发生逃逸，这些性质给氢气的运输和存储带来了难题。氢气的运输途径主要包括气氢运输、液氢运输、固氢运输三种。其中，气氢运输使用长管托车和管道运输，液氢运输采用液氢罐车或者专用液氢驳船将低温加压液化后的液氢进行运输，固氢运输是使用金属氢化物等物质充分吸收氢气后进行运输。此外，还有有机液体氢气运输的方式，即将烯烃、炔烃等不饱和烃加氢后运输，到用氢时再将饱和烃脱氢以获取氢气。

气氢运输和液氢运输

当前，氢气运输依然以气氢运输为主。气氢运输中，长管拖车技术相对成熟，目前已经广泛用于商品氢运输，是目前我国氢气运输的主流方式。长管拖车的核心储存容器是大容积无缝高压钢瓶，钢瓶被两端支撑板在框架中固定，用于存放高压氢气，通常一车配置6-10只钢瓶。由于氢气密度小，储氢压力容器自重大，最终拖车所运氢气的质量通常仅占总运输质量的1%-2%，单车运输量大约为260-460kg。长管拖车的使用场景为运输半径300公里内、输送量较低的情形，成本随着运输距离从50公里提升至500公里由4.3元/kg提升至17.9元/kg。

图24：长管拖车运氢（资料来源：CIMC中集）

参照现有天然气管道运输方式，气氢运输使用管道方式应该是未来大规模长距离运氢的趋势。管道运氢具有输氢量大、能耗小和成本低等优势，但建造管道的一次性投资成本较大。受氢气容易诱使金属发生“氢脆”现象所限，运氢管道需要的造价大约是天然气管道的2-3倍。目前，管道运氢再国外处于小规模发展阶段，国内尚未普及。美国已建设约2700公里的输氢管道，欧洲已建设1600公里的输氢管道。目前我国已建成约400公里的输氢管道，主要分布在环渤海湾、长三角等地。2023年4月10日，中国石化“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》。中国石化“西氢东送”管道起于内蒙古乌兰察布市，终于北京市的燕山石化，全长400多公里，建成后将成为我国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道。据测算，当管道运力利用率达到100%时，运输距离由50km增加至500km的运输成本仅从0.8元/kg增加至2.3元/kg。

除了新建纯氢运输管道，还可以在现有天然气管网中掺混不超过20%的氢气，运输结束后再对混合气体进行氢气提纯，这种模式的经济性与安全性相对较高，也具有较高的可行性。理论上，天然气掺氢体积比在20%以内时，不需要对天然气管道进行改造。然而，掺氢后原有的纯天然气用气设备的稳定性可能受到影响，因此终端应用也需要改造。

液氢运输即将氢气液化后使用槽罐进行运输。公路槽罐车的容量目前通常为60-70m³（约4000kg），最大可达100m³。铁路槽罐车大容量运量可达120-200m³，运输效率较高。将氢气冷却液化需要降温到21K以下，槽罐压力通常为0.6兆帕，液化过程常常需要消耗大量能量。目前，我国由于尚无大规模氢液化工厂，气氢运输在总成本上仍占据优势。当运输距离从50公里提升至500公里时公路槽罐车的运输价格在13.51-14.31元/kg的范围。然而，依靠技术优势和规模经济效应，国外如美日等发达国家已经将液氢的储运成本降低到气氢的约八分之一。液氢也可使用驳船进行跨国运输。驳船液氢储罐容积可达1000m³，且海运无需经过人口密集区域，相较于陆运更加安全、经济。例如，日本川崎重工建造的全球首艘液氢运输船“SUISO FRONTIER”已于2021年5月24日在神户市向公众问世，并已于当年12月24日开启首航。

图25：SUISO FRONTIER运氢船（资料来源：川崎重工）

液态有机物储氢（LOHC）是一种新兴的将氢气“液化”的方式，其利用有机物分子不饱和键与氢气加成和脱氢的可逆反应，存储和释放氢气。由于使用的有机物常温常压下为液体便于运输，且加脱氢过程可多次循环，具有较强的引用前景。储氢介质最早使用全碳骨架芳香族化合物，随后人们开始研究氮杂环有机物，最新研究发现的小分子直链含氮有机物也具有很大的潜力。有机物的加氢反应通常是放热反应，对催化剂的要求不高，而在脱氢阶段，对催化剂的选择与性能要求较高。目前，负载了铂、钯等贵金属的催化剂活性较好。近年来，研究人员也正开展非贵金属催化剂的研究，例如铁、钴、镍、锰等。

图26：LOHC原理（资料来源：网络整理）

固态储氢和固氢运输

固态储氢技术是通过物理或化学方式使氢气与储氢材料结合并储存。储氢材料或像海绵吸水一样将氢分子锁在内部，或与氢分子在材料表面发生反应达到吸附效果。无论是从储氢密度还是从安全性等因素考虑，固态储氢都是未来最具商业化发展前景的储存方式之一。固态储氢技术路线主要包括金属氢化物、配位氢化物、碳材料、金属有机骨架材料（MOFs）和水合物储氢等。

金属氢化物是固态储氢的主流技术路线，人们对金属氢化物的储氢研究也相对深入。涉及材料包括镁系、钛系、钒系、稀土系及复合储氢合金等。其中，镁系合金储氢容量大（最高可达7.6%），但放氢温度高（通常需要300℃）；钛系、钒系、稀土系储氢合金储氢容量较低，通常为1.4%-2.4%不等，但放氢温度明显较镁系合金低。在储氢的过程中，氢分子首先吸附在金属表面并解离成游离的氢原子, 这些氢原子扩散进入金属原子的晶格中，形成金属固溶体。固溶体被氢饱和后，过剩的氢原子进一步与固溶体反应生成金属氢化物。通过加热等操作后，金属氢化物分解，氢分子获得较大的能量解吸逸出，从而将氢气释放。

图27：不同金属储氢性能比较

（资料来源：国信证券整理）

配位氢化物储氢材料一般通过碱金属（Li、Na、K）或碱土金属（Mg、Ga）与第三主族元素（B、Al）结合形成，其中NaAlH4是目前研究最广泛的储氢材料，在一定条件下的可逆储放氢容量达5.6%，但该材料合成条件较为苛刻，且具有易燃等特质，应用受限。其他金属配位氢化物是复合硼氢化物，如LiBH4、NaBH4、KBH4和Mg(BH4)2等。目前基本均在实验室阶段，商用案例很少。

碳材料储氢是使用活性炭、碳纳米管等材料进行物理吸附，但受到关注较少，研究有限。金属有机骨架材料（MOFs）是一类具有周期性网络结构的晶态多孔骨架材料，由有机配体和金属离子通过配位键自组装形成。MOFs材料多为粉末状，将MOFs做成薄膜或将其负载到基质上可以解决粉末难以分离的问题，但会明显降低吸附和催化效率。目前MOFs还未实现量产，制造成本高昂。

图28：MOFs材料自组装形成的多孔结构

（资料来源：CHEM-STATION）

水合物储氢是利用主体分子（水）与客体分子（如甲烷、氢气等）在高压、低温环境下自发形成的一种笼型晶体化合物。人们对水合物储氢的认知相对较晚，现阶段，氢气水合物热力学与动力学特性、形成的晶体结构及其理论储氢量已经研究地相对清晰，但仍有大量工作需要展开。

将吸附了氢气的储氢物质进行运输即固氢运输。目前最具实用化价值的技术路线是使用储氢合金储存氢气，然后运输装有储氢材料的容器。因此，固氢运输的发展取决于固态储氢的商业化进程。

PART.05

氢能的下游应用

上述内容分析了氢能是需求逻辑，并简要介绍了氢能的上游制氢环节和中游储运环节。对于氢能下游，除了传统化工用氢，具有潜力的绿色应用主要包括氢储能（含建筑热电联供）、氢能源车两大方向，这些环节应用的核心模块是氢燃料电池。

氢燃料电池

氢燃料电池是直接让氢气和氧气发生电化学反应并将化学能直接转换成电能的发电装置，发生的反应为电解水的逆反应，因此氢燃料电池的结构与电解水制氢非常接近。燃料电池（Fuel Cell, FC）不是传统的热机，不受卡诺循环的理论效率上限的限制，且构件没有摩擦损耗，理论上可以达到很高的能量转化效率。类似电解水的不同路线，燃料电池也可以大致分为碱性燃料电池（AFC）、质子交换膜燃料电池（PEMFC）、固体氧化物燃料电池（SOFC）几种，除此之外还有熔融碳酸盐燃料电池（MCFC）等。燃料电池电堆是燃料电池的核心系统，在燃料电池系统成本中占比超过60%。根据清科数据，2021-2023Q3国内氢燃料电池领域投资高度集中于上海、北京、江苏、广东、浙江5省市，投资案例数占全国约82.1%。其中，上海的投资热度最高，投资案例数超过50起，占比约27.5%。

图29：2021-2023Q3各地氢燃料电池产业链投资偏好

（资料来源：清科）

氢能源汽车

与传统纯电新能源汽车（BEV）对比，氢能源汽车的最大优势在于加氢便捷，速度与传统燃油车加油接近。依托现有加油站网点，加氢站的建设相比新建充电站成本相对更低。当前人们对氢能源汽车发展的最大关切还是安全问题。氢能源汽车的储氢罐压强高，且受氢气易逃逸、易诱使金属发生氢脆等特性的影响，加压储氢罐技术要求很高，且自重较高。在短期内，氢能源汽车的商业化落地方向应该还是氢能源重卡而非乘用车。主要原因在于，与纯电重卡相比，氢能重卡续航强，适用于工业生产场景，同时重卡的行驶路线较为固定，在港口、机场、矿山等场景下特定地点建设加氢站即可满足氢能重卡的补能需求。受制于成本、技术成熟度等因素，氢能重卡需求依然不大，2021-2023年年度内销渗透率仍不足1%。另外，在储氢等核心技术较好解决前，受制于安全问题，大规模推进氢能源乘用车尚需充分验证。