氫能源產(chǎn)業(yè)深度研究報告氫能產(chǎn)業(yè)已開啟商業(yè)化進程清氫社會碳和未來

氫能源產(chǎn)業(yè)深度研究報告：氫能產(chǎn)業(yè)已開啟商業(yè)化進程，清氫社會，碳和未來1.氫能產(chǎn)業(yè)已初步邁入商業(yè)化階段1.1.發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)，推動能源體系深度變革氫能是理想的清潔能源，使用過程無污染、無碳排，與我國雙碳目標既定方向一致；良好的理化性質(zhì)使其可以參與替代化石能源，保障我國能源安全；且氫氣制取方式多樣，可以增強能源體系的靈活性和穩(wěn)定性。氫能是未來能源體系變革過程中不可或缺的一環(huán)。1.1.1.發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)與我國碳達峰碳中和目標相契合氫能是清潔、低碳能源，在使用過程中不產(chǎn)生額外污染，也不產(chǎn)生CO2排放。按照氫能的制取方式，可將氫能劃分為灰氫、藍氫和綠氫：其中，（1）灰氫：從化石燃料制取的氫氣，碳排放強度高；（2）藍氫：化石燃料制氫+CCS（即碳捕集技術(shù)）制取的氫氣，碳排放強度低；（3）綠氫：可再生能源電解水制取的氫氣，幾乎沒有碳排放。氫能是低碳經(jīng)濟的重要組成部分，雖然部分制氫過程可能產(chǎn)生碳排放，但未來隨著綠氫的推廣，氫能產(chǎn)業(yè)的碳排放預(yù)計將顯著減少，有助于實現(xiàn)雙碳目標。據(jù)IEA預(yù)測，2021-2050年，氫能在全球降碳行動中的累計貢獻度為6%。在碳中和背景下，碳排放是能源利用過程中需要考慮的重要問題，我國當前面臨著較大的降碳壓力。2021年9月，我國提出2025、2030及2060年碳達峰碳中和具體目標，其中要求2025單位GDPCO2排放比2020年下降18%；而到2030年，要求單位GDPCO2排放比2005年下降65%以上，CO2排放量達到峰值。因此，發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)與我國碳達峰碳中和目標相契合。1.1.2.發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)能減輕我國能源對外依存度能源是國民經(jīng)濟發(fā)展的重要支撐，能源安全直接影響到國家安全，我國能源對外依存度較高，2021年原油對外依存度超70%，天然氣對外依存度超40%。而氫氣的單位熱值為143MJ/kg，是傳統(tǒng)能源汽油和天然氣的3倍多，同等質(zhì)量的氫氣燃燒效率更高，可在交通運輸?shù)阮I(lǐng)域替代石油等傳統(tǒng)能源，降低能源對外依存度，保障我國能源安全。1.1.3.發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)可增強能源體系的靈活性和穩(wěn)定性我國風電、太陽能發(fā)電裝機總量增速較快，2017-2021年5年間，我國風電裝機容量CAGR達到18.96%，太陽能發(fā)電裝機容量CAGR達到23.82%，清潔能源消納工作始終是做好風光發(fā)電的重要一環(huán)。由于氫氣的制取、儲存方式多樣，可與能源體系中的不同部門相連接，利用氫能可以增強能源體系的靈活性和穩(wěn)定性。未來可能出現(xiàn)的能源體系與現(xiàn)有體系的最大不同在于利用不同的能源供應(yīng)交運、建筑和工業(yè)領(lǐng)域，特別是在電力、熱力、液體燃料和氣體燃料的輸配上采用不同的能源網(wǎng)絡(luò)。當前的能源體系嚴重依賴于化石能源，而未來氫能可以聯(lián)系不同層面的基礎(chǔ)設(shè)施，在能源體系中扮演關(guān)鍵角色。氫氣要體現(xiàn)出能源屬性，密切需要燃料電池和電解槽的發(fā)展，二者可以實現(xiàn)氫能與電能的相互轉(zhuǎn)化，同時燃料電池也可以使用天然氣、甲醇等。1.2.氫能產(chǎn)業(yè)已初步商業(yè)化，發(fā)展脈絡(luò)愈發(fā)清晰氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展十分重要，上層規(guī)劃日益明確，我國也已開始具備將氫能產(chǎn)業(yè)商業(yè)化的能力，產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)逐漸清晰，我國有能力參與到全球氫能產(chǎn)業(yè)的建設(shè)進程中去。1.2.1.從中央到地方，產(chǎn)業(yè)政策持續(xù)完善我國早在2006年《國家中長期科學(xué)技術(shù)發(fā)展規(guī)劃綱要（2006-2020年）》中就提出發(fā)展制氫制取、儲存和輸配技術(shù)，2019年《政府工作報告》中首次提到發(fā)展加氫等基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)。近兩年，氫能領(lǐng)域相關(guān)政策頻繁出臺，“制、儲、運、用”四大環(huán)節(jié)發(fā)展路徑日益清晰。我國已在氫能產(chǎn)業(yè)部分環(huán)節(jié)提出明確發(fā)展目標，今后十年我國燃料電池汽車保有量有望達到100萬輛。中國汽車工程學(xué)會發(fā)布的《節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖2.0》（下稱

《路線圖2.0》）中提出，到2025年，我國燃料電池汽車保有量達到10萬輛左右，到2030年達到100萬輛左右；2025年燃料電池系統(tǒng)產(chǎn)能超過1萬套/企業(yè)，2030年超過10萬套/企業(yè)。另外，規(guī)劃中還對燃料電池汽車的冷啟動溫度、續(xù)航里程、經(jīng)濟性、壽命和成本等性能參數(shù)提出了發(fā)展目標，推動燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)商業(yè)化。1.2.2.產(chǎn)業(yè)鏈條逐步打通，技術(shù)路線日漸明確目前氫能產(chǎn)業(yè)已經(jīng)開始形成“制、儲、運、用”四大環(huán)節(jié)，氫能的利用方式逐漸多元化。上游制取環(huán)節(jié)，目前主要有化石能源制氫、工業(yè)副產(chǎn)氫和電解水制氫等方式；中游儲運環(huán)節(jié)存在氣態(tài)、液態(tài)、固態(tài)等方式，加氫站等基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)也是重要部分；下游應(yīng)用環(huán)節(jié)，當前氫能主要應(yīng)用在工業(yè)領(lǐng)域，未來有望擴展為交通、工業(yè)、建筑、儲能等多領(lǐng)域。1.2.3.補貼政策思路轉(zhuǎn)變，以獎代補推動示范群發(fā)展新能源汽車補貼政策以購置補貼為主，近幾年補貼力度逐年退坡。2010年，新能源汽車補貼政策以動力電池組能量來確定補助金額。到2013年，國家逐漸確定了完整連續(xù)的補貼政策，即以純電續(xù)駛里程為標準，2013年最高額的補助金額為每輛6萬元，實現(xiàn)這一金額的標準為純電動續(xù)駛里程大于等于250公里。2014年、2015年補助標準分別在2013年的基礎(chǔ)上減少10%、20%。到2016年最高額的補助金額為每輛4.4萬元，較2013年下降了26.7%。此后的兩年間政策穩(wěn)定，到2019年出現(xiàn)明顯政策退坡趨勢，最高額的補助金額為每輛2.5萬元，且實現(xiàn)這一金額的標準也上升到純電動續(xù)駛里程大于等于400公里。2020年這一數(shù)額進一步減少到2.25萬元每輛，2021年減少到1.26萬元每輛。氫能、燃料電池領(lǐng)域補貼政策近兩年出現(xiàn)轉(zhuǎn)變，以獎代補、積分制等新形式出現(xiàn)。在2020年以前氫燃料電池的補貼政策與新能源汽車類似，都是分車型制定相應(yīng)補助標準。2020年出臺《關(guān)于開展燃料電池汽車示范應(yīng)用的通

》后，2021年又相推出了5示范城市群。此后，氫能源燃料電池的補貼政策傾向于使用以獎代補、積分制等新手段。對比來看，相較于新能源汽車單一的車輛購置補貼政策，氫能產(chǎn)業(yè)補貼政策構(gòu)建了涉及企業(yè)、產(chǎn)業(yè)、研發(fā)、推廣、標準制定等全覆蓋的補助體系。1.3.全球氫能產(chǎn)業(yè)2060年前瞻：清氫社會，碳和未來全球社會在碳中和背景下，也已經(jīng)開始布局氫能產(chǎn)業(yè)，部分歐美國家走在發(fā)展前列。展望未來，可再生能源電解水制氫成本或?qū)@著降低，化石能源制氫將逐漸被可再生能源制氫取代。加氫站等基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)提速，據(jù)前瞻產(chǎn)業(yè)研究院測算，2026年全球加氫站數(shù)量或接近2020年的4倍。IEA報告顯示，各國氫儲能項目基本都預(yù)計在2030年前陸續(xù)啟動。1.3.1.全球氫能產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀概述當前全球制氫技術(shù)以化石能源制氫為主，天然氣、煤炭、石油制氫的比例合計為78.6%。工業(yè)副產(chǎn)氫為第二大制氫方式，占比21%，CCUS技術(shù)的運用以及電解水制氫的比例都很微小。電解水制氫作為未來理想的制氫方式，2020年全球裝機規(guī)模已達到290.68MW，2015-2020年裝機規(guī)模CAGR達到12%。分地區(qū)來看，歐洲電解水制氫規(guī)模最大，2020年為116.36MW；我國在過去幾年開始逐步推進電解水制氫示范項目，2018-2020年裝機規(guī)模從1.84MW快速提升至23.47MW。目前電解水制氫方式中，堿性電解槽制氫仍然是主流，2020年全球范圍內(nèi)裝機量為175.76MW；但2018年以來質(zhì)子交換膜電解槽裝機量規(guī)模提升較快，2020年已達89.26MW。在燃料電池汽車推廣和加氫站建設(shè)方面，2020年全球燃料電池汽車共3.48萬輛，加氫站共540座。其中，中、美、日、韓、德國發(fā)展較快，燃料電池汽車數(shù)量合計占全球95%

（

占比分別為24%/27%/12%/29%/3%

），合計加氫站數(shù)量占全球79%

（

占比分別為16%/12%/25%/9%/17%。1.3.2.全球氫能產(chǎn)業(yè)展望展望未來，全球氫能需求預(yù)計將快速提升，其增量需求主要來源于氫能在傳統(tǒng)煉化和工業(yè)領(lǐng)域之外的應(yīng)用，如交通運輸、電力、建筑等。據(jù)IEA預(yù)測，到2030年，全球氫能需求將超過2.1億噸，相比2020年的8848萬噸增長137.97%，年化增長率為9.06%.氫能制取方面，2020-2030年CCUS技術(shù)和電解水制氫技術(shù)預(yù)計也有較快增長，IEA預(yù)測2030年化石能源制氫+CCUS規(guī)模預(yù)計將達到6899萬噸，電解水制氫規(guī)模預(yù)計將達到7972萬噸，兩類制氫方式合計占比將超過70%，擺脫化石能源制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫為主的現(xiàn)狀。據(jù)IEA預(yù)測，2019-2060年，全球可再生能源電解水制氫成本將從3.2~7.7美元/kg下降到1.3~3.3美元/kg，制氫成本更具優(yōu)勢。同時，未來隨著碳捕集技術(shù)的發(fā)展，制氫過程將會更加清潔環(huán)保，2019-2070年，碳捕集量將從8百萬噸增加至19億噸。從各國的制氫規(guī)劃項目來看，2015年之后電解法制氫成為主流，主要擬實施的方案為質(zhì)子交換膜電解槽、堿性電解槽和固體氧化物電解槽。規(guī)劃中的化石能源制氫項目，也都輔以CCUS技術(shù)，以減輕制氫項目的碳排放強度。全球主要國家已出臺加氫站規(guī)劃建設(shè)目標，據(jù)前瞻產(chǎn)業(yè)研究院預(yù)計，2021-2026年全球加氫站數(shù)量將維持高增長態(tài)勢，到2026年將達到2110座，CAGR為25%。并且，很多國家已開始著布局氫儲能產(chǎn)業(yè)，荷蘭、瑞典、德國、法國、英國、美國等國家將在未來幾年布局多氫儲能項目。2.氫能應(yīng)用體系：能源屬性越來越受關(guān)注現(xiàn)階段，氫氣主要用作工業(yè)原料，但在發(fā)電、供熱、交通燃料等領(lǐng)域有巨大發(fā)展?jié)摿?。目前，全世界的氫氣產(chǎn)量約為70Mt/a，主要消費為石油煉制、化工原料，氫氣作為能源的應(yīng)用比例尚不足1%。2.1.拓寬氫能應(yīng)用領(lǐng)域的重要方向——燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)2.1.1.燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)尚在示范推廣期燃料電池汽車是氫能產(chǎn)業(yè)的重要下游應(yīng)用之一，燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)鏈上游主要是氫氣制儲運及加氫站，為燃料電池汽車提供必要的能源；中游主要是燃料電池汽車零部件，其中燃料電池系統(tǒng)及燃料電池電堆是最核心的部件。氫燃料動力電池系統(tǒng)作為能量轉(zhuǎn)化裝置的一種，從理論上來講，只需要連續(xù)供燃料，氫燃料動力電池系統(tǒng)便能連續(xù)發(fā)電，被譽為是繼水力、火力、核電之后的四代發(fā)電技術(shù)。燃料電池系統(tǒng)的核心部件是燃料電池電堆，其基本工作原理可總結(jié)為以下幾環(huán)節(jié)：

①氫流入電極后被分離為質(zhì)子和電子；②電子圍繞電路運動，從而產(chǎn)生電流，電流為電動機供電；③質(zhì)子穿過薄膜再次與電子結(jié)合，并與外面空氣中的氧結(jié)合；④排放物只產(chǎn)生水蒸氣和熱能。與純電動汽車、傳統(tǒng)燃油車相比，燃料電池汽車具有燃料熱值高、溫室氣體排放低、燃料加注時間短、續(xù)航里程高等優(yōu)點，較適用于中長距離或重載運輸。同時，燃料電池汽車對低溫性能要求較高、動力系統(tǒng)成本較高、加之基礎(chǔ)設(shè)施稀缺等劣勢，目前尚未實現(xiàn)大規(guī)模推廣，有待未來進一步改善。目前我國燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)還處在示范推廣階段，商業(yè)化程度不足，燃料電池汽車產(chǎn)銷規(guī)模較小。2017-2021年，我國燃料電池汽車產(chǎn)銷量波動幅度較大，2021年共生產(chǎn)1777輛，銷售1586輛。截至2022年4月，我國氫能在交通領(lǐng)域的應(yīng)用以客車和重卡為主，正在運營的以氫燃料電池為動力的車輛數(shù)量超過6000輛，約占全球運營總量的12%。2.1.2.當前燃料電池汽車購置成本高企，商業(yè)化能力不足我燃料電池汽車推廣取得初步成效，2015年來累計產(chǎn)銷約1萬輛。2015年至2022年6月，我國累計制造燃料電池汽車10314輛，銷售9637輛，多數(shù)為政策推動下的示范項目建設(shè)成果，其中，商用車為燃料電池汽車主要車型。作為近幾年燃料電池汽車主流推廣方向，燃料電池商用車具有加注時間短、續(xù)駛里程長、無污染、零排放及環(huán)境適應(yīng)性強等優(yōu)點。當前燃料電池汽車的購置成本還較高，尚不具備完全商業(yè)化的能力。以推廣數(shù)量較多的年份2020年為例，多數(shù)訂單公交車均價在200-300萬元/輛，價格較高。而國內(nèi)燃料電池乘用車推廣數(shù)量稀少，報價難以查找，以豐田Mirai燃料電池乘用車為例，2022年豐田出的起步價為49500美元/輛，每輛約合人民幣30萬元以上，同比主流純電汽車如

特斯拉

Model3、比亞迪漢EV等車型20余萬元/輛的價格，燃料電池乘用車價格還較高。2.1.3.電堆成本在燃料電池系統(tǒng)中占比最高，規(guī)模效應(yīng)及技術(shù)改進可促使電堆成本下降燃料電池汽車主要由車身、燃料電池電堆、儲氫系統(tǒng)、空氣供系統(tǒng)等構(gòu)成，燃料電池電堆在當前燃料電池汽車成本中占比最高，達到30%。燃料電池電堆的主要組件為雙極板、質(zhì)子交換膜、催化劑、氣體擴散層等，其中膜電極（質(zhì)子交換膜、催化劑與氣體擴散層）的成本占比最高，為58%。當前電堆成本高企的主要原因，一是國內(nèi)氫能產(chǎn)業(yè)尚未達到產(chǎn)業(yè)化，燃料電池電堆生產(chǎn)沒有獲得規(guī)模效應(yīng)；二是關(guān)鍵部件的生產(chǎn)制造工藝還不成熟，部分核心組件依賴進口，因而成本較高。燃料電池電堆的成本是燃料電池系統(tǒng)及整車成本優(yōu)化的關(guān)鍵。隨著制造工藝持續(xù)新、材料不斷優(yōu)化及規(guī)模化量產(chǎn)效應(yīng)帶來量產(chǎn)成本的降低，燃料電池電堆的成本在未來仍有較大的下降空間。（1）質(zhì)子交換膜：在電堆中的成本占比達16%，以ePTFE復(fù)合膜為例，其成本組成主要包含材料成本（全氟磺酸樹脂、ePTFE基質(zhì)、添加劑）和制造成本兩大方面。由于全氟磺酸樹脂膜中全氟物質(zhì)的合成和磺化制作工藝復(fù)雜且周期較長，其制造工藝成本約占質(zhì)子交換膜總成本的85%，所以制造工藝提升是顯著降低成本、提高膜性能的關(guān)鍵與難點。未來質(zhì)子交換膜成本將隨著批量化制造工藝的優(yōu)化而降低。（2）氣體擴散層（碳紙）：在電堆中的成本占比達21%，成本構(gòu)成主要是原材料（碳纖維紙/布）和制造成本兩大部分，由于碳紙在微孔層、石墨化工序中工藝相對復(fù)雜，設(shè)備投入大，故成本居高不下，碳紙的制造成本約占總成本的83.6%。未來碳紙的成本將隨著批量化生產(chǎn)及生產(chǎn)工藝的優(yōu)化而降低。（3）金屬雙極板：成本構(gòu)成主要包括原材料成本、制造成本及涂層成本，其成本將隨著制造工藝、涂層技術(shù)的優(yōu)化及批量化生產(chǎn)的實現(xiàn)而降低。（4）催化劑：成本60%以上來自原材料，尤其是貴金屬Pt的成本，所以催化劑很難通過規(guī)模化量產(chǎn)實現(xiàn)成本降低，只能通過技術(shù)革新進一步降低Pt用量、開發(fā)低Pt甚至無Pt催化劑來降低對貴金屬的依賴，從而實現(xiàn)催化劑成本的降低?？偨Y(jié)來看，燃料電池電堆隨著未來批量化生產(chǎn)和工藝技術(shù)的發(fā)展，理論降本幅度可達約84%；其組件如質(zhì)子交換膜、氣體擴散層的降本幅度有望超過90%，金屬雙極板降本幅度有望達到75%左右，催化劑降本幅度則有望達到50%左右。另據(jù)IEA預(yù)測，隨著規(guī)?；a(chǎn)和工藝技術(shù)的進步，2030年燃料電池乘用車成本將與純電動汽車、燃油車等其他乘用車成本持平，其中燃料電池系統(tǒng)的成本將從2015年的30200美元/輛降低到2030年的4300美元/輛，單位成本則有望從2015年的380美元/kW降低到2030年的54美元/kW，降本幅度達86%，是燃料電池汽車降本的主要推動力。2.1.4.燃料電池還具備多重應(yīng)用場景當前氫燃料電池的應(yīng)用場景雖多集中于商用車領(lǐng)域，但其他交通與非交通應(yīng)用場景同樣具有發(fā)展?jié)摿?，如便攜式電池、發(fā)電和建筑儲能領(lǐng)域。如PlugPower推出的氫能叉車早在2002年面世；HESenergysystem于2018年推出了HYCOPTER氫燃料無人機；

Horizon于2011年推出了戶外使用的燃料電池電寶；以及斗山于2020年建成的氫燃料發(fā)電廠和日本NEDO推出的商業(yè)化SOFC熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)ENE-FARMtypeS。2.2.燃料電池電堆核心部件——膜電極膜電極（MEA）是質(zhì)子交換膜燃料電池（PEMFC）以及質(zhì)子交換膜水電解（PEMWE）的核心部件，是燃料電池內(nèi)部能量轉(zhuǎn)換的場所，一般由質(zhì)子交換膜（PEM）、陰陽極催化層

（CL）和陰陽極氣體擴散層（GDL）組成。膜電極承擔燃料電池內(nèi)的多相物質(zhì)傳輸（包括液態(tài)水、氫氣、氧氣、質(zhì)子和電子傳輸），通過電化學(xué)反應(yīng)，負責將燃料氫氣的化學(xué)能轉(zhuǎn)換成電能。膜電極的性能和成本影響甚至決定PEMFC的性能、壽命及成本。具備高效多相傳輸能力的膜電極，能極大地提高PEMFC的性能，減少電堆系統(tǒng)的輔機消耗，從而降低電堆成本，并提高電堆系統(tǒng)的可靠性。過去幾年，國內(nèi)市場膜電極出貨量穩(wěn)步增長，2018、2019、2020年出貨量分別為0.76、2.27、3.68萬m2，2020年同比增長超60%。膜電極作為質(zhì)子交換膜水電解技術(shù)的關(guān)鍵核心部件，對水電解制氫的性能、效率、壽命和成本起著關(guān)鍵性的作用。根據(jù)萬年坊《質(zhì)子交換膜水電解制氫膜電極研究進展》，我們對質(zhì)子交換膜、催化層、氣體擴散層和膜電極制備分別展開介紹：

1）在膜電極的核心部件中，質(zhì)子交換膜應(yīng)具有高質(zhì)子傳導(dǎo)性、低氣體滲透率、高機械強度和結(jié)構(gòu)強度、良好的熱和化學(xué)穩(wěn)定性、高耐性等。全氟磺酸膜（

PFSA）是常用的商業(yè)化電解水制氫用質(zhì)子交換膜。該膜具有疏水性的碳氟主鏈和親水性的磺酸端基側(cè)鏈，其中有代表性的是杜邦（科慕）公司的Nafion系列膜。2）催化層主要由電催化劑、質(zhì)子傳導(dǎo)離聚物和孔隙結(jié)構(gòu)組成，是進行電化學(xué)反應(yīng)的核心場所，其中電催化劑是影響PEMWE活化極化性能的主要因素。目前工業(yè)上選用的PEM電解槽陰極催化劑以銥黑和IrO2為主，銥用量往往在幾mg/cm2數(shù)量級；陰極催化劑目前一般使用Pt基催化劑，如Pt質(zhì)量分數(shù)為20~60%的Pt/C催化劑，陰極的貴金屬載量約為0.3~0.6mgPt/cm2。3）氣體擴散層位于催化層和雙極板之間，作為水的供給和生成氣體的排放通路以及電子的傳輸通路，直接影響水電解反應(yīng)的濃差極化和歐姆極化。多孔傳輸層既要有豐富的連續(xù)孔道結(jié)構(gòu)，有利于水和析出的氣體的擴散傳遞，又要有較好的導(dǎo)電性能，以降低歐姆極化。陽極側(cè)多孔傳輸層在高電位酸性環(huán)境下，一般由抗腐蝕的鈦金屬制成，比如粉末燒結(jié)鈦片、纖維燒結(jié)鈦氈及鈦網(wǎng)等，其表面可以進行貴金屬涂層處理，以降低接觸電阻。陰極傳輸層可以選擇質(zhì)子交換膜燃料電池中常用的碳基材料，比如多孔碳紙。使用不銹鋼作為陽極傳輸層材料具有比鈦低的成本，但容易發(fā)生腐蝕問題。4）膜電極常用制程有三種，分別為GDE制程、轉(zhuǎn)印制程和CCM制程。其中GDE制程通過將催化劑漿料涂布在氣體擴散層上，再壓合到質(zhì)子交換膜上形成膜電極結(jié)構(gòu)；轉(zhuǎn)印制程通過將催化劑漿料涂布在轉(zhuǎn)材上，再將轉(zhuǎn)材料上的催化劑層熱轉(zhuǎn)印到質(zhì)子交換膜上，再與氣體擴散層熱壓成為膜電極結(jié)構(gòu)；CCM制程通過將催化劑漿料直接涂隨著可再生能源制氫規(guī)模擴大，PEM電解槽的開發(fā)趨勢是想大型化兆瓦級發(fā)展，國際上Cummins、ITMPower、Nel、Siemens、PlugPower等公司已推出商業(yè)化MW級別的PEM電解槽。大面積膜電極活性面積和周邊區(qū)域的高比例可以降低電解槽的材料成本。大的電解槽需要開發(fā)大面積的膜電極，車用燃料電池膜電極一般為數(shù)百平方厘米，而MW級大型PEMWE用膜電極面積可達數(shù)千平方厘米，這就帶來了一些膜電極催化層制備技術(shù)、生產(chǎn)設(shè)備以及與大面積膜電極相匹配的擴散層、雙極板流場設(shè)計技術(shù)的挑，需要控制和優(yōu)化大面積膜電極的制備過程中催化層的均勻性、運行過程中電流密度分布的一致性以及優(yōu)化電解槽的熱管理等問題。2.3.鋼鐵工業(yè)的減碳方式——氫冶金碳冶金是鋼鐵工業(yè)代表性的發(fā)展模式，冶煉的基本反應(yīng)式為Fe2O3+3CO=2Fe+3CO2，碳作為還原劑并生成產(chǎn)物二氧化碳。氫冶金即用氫氣取代碳作為還原劑和能量源煉鐵，基本反應(yīng)式為Fe2O3+3H2=2Fe+3H2O，氫氣充當了還原劑且產(chǎn)物是水，二氧化碳的排放量為零。目前，氫冶金技術(shù)和工藝的主要研發(fā)應(yīng)用方向為高爐富氫冶煉工藝和非高爐氫基還原工藝。其中，高爐富氫冶煉是對高爐煉鐵工藝的改進，通過向高爐噴吹富氫介質(zhì)，以氫還原部分取代碳還原，達到減碳的目的，實現(xiàn)部分氫冶金，應(yīng)用較多的主要有焦爐煤氣和天然氣。由于焦炭在高爐中的骨架作用不能被替代，高爐富氫冶煉無法實現(xiàn)零碳排放，逐漸發(fā)展出了非高爐氫基還原工藝以擺脫對化石能源的依賴。非高爐氫基還原工藝包括氫基直接還原工藝、氫基熔融還原工藝、氫等離子還原工藝，研究較多的氫基豎爐直接還原工藝是使用氫氣作為還原劑，在豎爐中將球團礦直接還原成海綿鐵，最大程度擺脫碳還原劑的束縛。根據(jù)張真和杜憲軍的研究，2020年我國鋼鐵行業(yè)碳排放18億噸，按照2030年減碳30%目標，需減排5.4億噸。將2030年的減排任務(wù)分解為產(chǎn)量減少、能效提升、廢鋼使用等環(huán)節(jié)。綜合我國鋼鐵行業(yè)政策規(guī)劃及數(shù)據(jù)分析，預(yù)計到2030年，產(chǎn)量減少貢獻減碳量的16.7%，廢鋼使用貢獻減碳量的20%，能效提升貢獻減碳量的10%。減排缺口為53.3%，即存在2.88億噸二氧化碳的減排缺口。假設(shè)其中13%-18%的碳排放缺口，即0.37億-0.52億噸二氧化碳減排任務(wù)由氫冶金完成。經(jīng)計算，得到2030年氫冶金產(chǎn)量為0.21億-0.29億噸，約占全國鋼鐵總產(chǎn)量的2.3%-3.1%。根據(jù)日本鋼鐵協(xié)會的估算，還原生產(chǎn)1噸生鐵需氫1000立方米，計算得出2030年基于氫冶金的氫氣需求約為191萬-259萬噸。根據(jù)張真和杜憲軍的研究，預(yù)測到2050年，鋼鐵需求降低帶來的減碳量為35%，廢鋼利用率提升帶來的減碳量為23%，技術(shù)帶來的能耗提升減碳量為10%，我國還存在減排缺口32%，以現(xiàn)在18億噸的碳排放量計算，到2050年碳排放缺口為5.76億噸。碳排放缺口需要采用碳捕集吸收利用方式及氫冶金等手段達成。根據(jù)氫冶金成本變化、技術(shù)成熟度及氫資源可用性等因素影響，估算到2050年，30%-35%的碳排放缺口即1.73億-2.02億噸二氧化碳減排任務(wù)由氫冶金完成。經(jīng)計算，得到2050年氫冶金鋼產(chǎn)量為0.96億-1.12億噸，占全國鋼鐵行業(yè)年生產(chǎn)總量的14%-16%，進一步計算得到2050年基于氫冶金的氫氣需求約為852萬-980萬噸。經(jīng)濟性是制約氫冶金推廣發(fā)展的關(guān)鍵因素，影響氫冶金成本的可變因素主要是氫氣成本和碳稅價格。根據(jù)張真和杜憲軍的研究，以氫氣直接還原鐵和長流程高爐煉鐵比較，只考慮氫氣和焦炭的成本，可得出氫冶金的競爭性成本優(yōu)勢。生產(chǎn)一噸鐵需焦炭340千克，生產(chǎn)一噸鐵需氫氣89千克（以日本鋼鐵協(xié)會估算）。生產(chǎn)一噸鐵所需焦炭成本為680元，二氧化碳排放量1.25噸。不考慮碳稅情況下，氫氣成本為7.65元/千克時，焦炭煉鐵和氫煉鐵成本才能相當。以焦爐煤氣提純后的氫氣成本15元/千克計算，生產(chǎn)一噸鐵成本就為1335元，相應(yīng)碳稅為524元/噸時，兩者成本才能持平。當碳稅為200元/噸，氫氣成本需低于10.45元/千克時，氫冶金才更具有成本優(yōu)勢。預(yù)計到2030年，綜合考慮碳稅成本后，綠氫有望具備與傳統(tǒng)焦炭煉鐵方式相當?shù)某杀緝?yōu)勢。在考慮碳交易的背景下，碳價越高、電力價格越低，氫冶金越具有成本優(yōu)勢。隨著碳稅價格的提高，氫冶金成本對氫的價格包容度越高。根據(jù)張真和杜憲軍的研究，預(yù)計到2030年，碳稅在200-250元/噸。氫冶金在930-993元/噸具有成本優(yōu)勢，由此計算出，氫冶金在氫成本小于10.45-11.15元/千克時，成本優(yōu)勢顯現(xiàn)。以2030年氫成本11.15元/千克、每電解生成1立方米氫氣需要4.5千瓦時電、電力成本占總成本的70%推算，電力成本為0.146元/千瓦時，綠氫直接還原鐵的成本競爭力開始突顯?？梢灶A(yù)測，伴隨可再生能源供給的不斷增加，綠色電價降低將會在可再生能源豐富的區(qū)域率實現(xiàn)，氫冶金的應(yīng)用推廣價值隨之呈現(xiàn)，鋼鐵企業(yè)會優(yōu)選此類地區(qū)開展綠氫規(guī)?；瘹湟苯鹗痉稇?yīng)用項目。2.4.綠氫耦合煤化工——氫化工目前我國更多依賴化石能源制氫，再將氫氣應(yīng)用于化工生產(chǎn)過程中，但這不可避免地會增加能耗水耗和排放大量二氧化碳。而用可再生能源制備綠氫耦合煤化工，制氫成本已能做到與化石能源制氫成本接近，可以部分替代煤制氫，減少碳排放。以寶豐能源在寧東基地規(guī)劃建設(shè)的高端煤基新材料循環(huán)經(jīng)濟產(chǎn)業(yè)鏈為例，其開創(chuàng)了集“煤

——焦——氣

——甲醇——烯烴——聚乙烯——聚丙烯——精細化工——新能源”于一體的循環(huán)經(jīng)濟產(chǎn)業(yè)集群。其中新能源生產(chǎn)的綠電的度電成本約控制在0.068元，制氫系統(tǒng)電耗每標方約為4.8度，綠氫的綜合成本可降至每標方0.7元，與目前化石能源制氫成本每標方0.6元接近。寶豐能源的太陽能電解制氫儲能及應(yīng)用示范項目年可新增減少煤炭資源消耗約38萬噸、年新增減少二氧化碳排放約66萬噸、年新增消減化工裝置碳排放總量的5%，綜合效益顯著。3.氫能供應(yīng)體系：清潔制氫模式或開啟長足發(fā)展，多領(lǐng)域有待突破3.1.制氫環(huán)節(jié)，需平衡制氫成本與碳排放強度3.1.1.制氫路徑多樣，電解水制氫發(fā)展?jié)摿Υ螽斍爸髁鞯闹茪浞绞接谢茉粗茪?、工業(yè)副產(chǎn)氫和電解水制氫，我國化石能源制氫尤其是煤制氫規(guī)模最大。具體來分，化石能源制氫包括煤制氫、石油制氫和天然氣制氫，工業(yè)副產(chǎn)氫主要是氯堿、甲醇、合成氨企業(yè)生產(chǎn)過程副產(chǎn)氫，可再生能源電解水制氫則包括堿性、PEM、SOEC等多種方式。據(jù)中國氫能聯(lián)盟數(shù)據(jù)，2018年我國煤制氫規(guī)模約1000萬噸，占制氫總量的40%；工業(yè)副產(chǎn)氫規(guī)模約800萬噸，占制氫總量的32%；而電解水制氫規(guī)模還較小，約100萬噸，占制氫總量的4%。作為制氫方式的主流，化石能源制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫的制氫技術(shù)相對成熟、制氫成本相對較低，而電解水制氫作為市場看好的發(fā)展方向，尚未實現(xiàn)規(guī)?；瘧?yīng)用，成本較高。但化石能源制氫與工業(yè)副產(chǎn)氫也有一定缺點，如化石能源制氫面臨較嚴峻的碳排放問題，且粗氣中雜質(zhì)氣較多，需要進行提純操作，長遠來看化石能源的儲量也有限；工業(yè)副產(chǎn)氫則依賴于焦爐煤氣、化肥工業(yè)、氯堿、輕烴利用的工業(yè)過程，無法作為大規(guī)模集中化的氫能供應(yīng)源。相比而言，電解水制氫的工藝過程簡單，制氫過程無碳排放，且易于可再生能源結(jié)合，發(fā)展?jié)摿^大。3.1.2.碳中和背景下，降低可再生能源電解水制氫成本是關(guān)鍵我國煤炭資源豐富，煤制氫技術(shù)成熟、制氫規(guī)模較大，因而目前成本最低。根據(jù)曹軍文等學(xué)者的研究，對比來看，當前煤制氫成本為6~10元/kg，為各類制氫方式中成本最低的；工業(yè)副產(chǎn)氫技術(shù)也較成熟，制氫成本在10~16元/kg；電解水制氫成本還較高，如使用電網(wǎng)電力的堿性電解槽制氫成本在30~40元/kg，其成本是煤制氫成本的3~6倍；其他制氫方式普遍還不成熟。但雙碳背景下，碳排放問題越來越受重視，單純的煤制氫等化石能源制氫方法因碳排放強度較高，不適合作為未來制氫方式的主流方向。3.1.3.煤制氫+CCUS可作為有益過渡方式，在一定時期內(nèi)平衡制氫成本與碳排放強度以航天長化學(xué)工程股份有限公司HT-L高壓粉煤氣化項目為例，年產(chǎn)量400000km3的煤制氫過程中，制氫成本約為10.9元/kg，生產(chǎn)成本中制造費用占比最大。但煤制氫項目的碳排放強度較高，氫氣綜合成本隨碳價的變化而變動明顯。據(jù)殷雨田等的測算，如果考慮碳稅價格為175元/kg，煤制氫的氫氣綜合成本將達到約15.5元/kg，碳稅成本占比將近1/3，且成本高于天然氣制氫附加碳稅的氫氣綜合成本。因此有必要考慮利用CCUS技術(shù)消除煤制氫過程中產(chǎn)生的CO2，以減少碳排放、節(jié)約碳稅，但當前CCUS技術(shù)成本還較高，煤制氫+CCUS成本可能高于煤制氫+碳稅成本。并且，CCUS技術(shù)不能完全消除CO2，若剩余部分的CO2也要承擔碳稅成本，則當前煤制氫+CCUS成本可能更高。據(jù)中國電動汽車百人會，結(jié)合CCUS的煤制氫將增加130%的運營成本以及5%的燃料和投資成本，增加約1.1元/Nm3。當煤炭價格在200~1000元/噸之間時，煤制氫成本約為7~12元/kg；而煤制氫+CCUS成本約為20~25元/kg，高于煤制氫+碳稅成本。3.1.4.工業(yè)副產(chǎn)氫+PSA提純?yōu)楫斍拜^具潛力的另一過渡方式副產(chǎn)氫主要作為化工過程的副產(chǎn)品或放空氣，可作為近期低成本的分布式氫能供應(yīng)源，一般副產(chǎn)氫生產(chǎn)成本在0.8~1.5元/Nm3之間。由于副產(chǎn)氫氣通常純度不高，因此需要附加部分提純成本，通常為0.1~0.5元/Nm3。綜合來看，當前工業(yè)副產(chǎn)氫+PSA提純的成本為0.83~2元/Nm3之間，也即9.96~24元/kg，成本與煤制氫+碳稅或煤制氫+CCUS基本相當。3.1.5.大規(guī)模應(yīng)用可再生能源電解水制氫為最終目標，降低用電成本為有效途徑目前堿性電解技術(shù)（AEC）、質(zhì)子交換膜電解技術(shù)（PEMEC）和固體氧化物電解技術(shù)

（SOEC）被廣泛應(yīng)用與研究。其中，AEC已經(jīng)實現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)應(yīng)用，國內(nèi)關(guān)鍵設(shè)備主要性能指標均接近國際進水平，設(shè)備成本較低，單槽電解制氫產(chǎn)量較大，易適用于電網(wǎng)電解制氫。PEMEC國內(nèi)較國際進水平差距較大，體現(xiàn)在技術(shù)成熟度、裝置規(guī)模、使用壽命、經(jīng)濟性等方面，國外已有通過多模塊集成實現(xiàn)百兆瓦級PEM電解水制氫系統(tǒng)應(yīng)用的項目案例。其運行靈活性和反應(yīng)效率較高，能夠以最低功率保持待機模式，與波動性和隨機性較大的風電和光伏具有良好的匹配性。SOEC的電耗低于AEC和PEMEC，但尚未廣泛商業(yè)化，國內(nèi)僅在實驗室規(guī)模上完成驗證示范。由于SOEC電解水制氫需要高溫環(huán)境，其較為適合產(chǎn)生高溫、高壓蒸汽的光熱發(fā)電等系統(tǒng)。為計算電解水制氫的成本，我們分別對堿性電解槽制氫和質(zhì)子交換膜電解槽制氫作出如下假設(shè)：①1000Nm3/h堿性電解槽成本850萬元，不含土地費用，土建和設(shè)備安裝成本150萬元；1000Nm3/h質(zhì)子交換膜電解槽成本3000萬元，不含土地費用，土建和設(shè)備安裝成本200萬元。②每1m3氫氣消耗原料水0.001t，冷卻水0.001t，水價5元/t。③設(shè)備折舊期限10年，土建及安裝折舊期限20年，采用直線折舊法，無殘值。四工業(yè)用電價格0.4元/kWh，堿性電解槽每1m3氫氣耗電5kWh，質(zhì)子交換膜電解槽每1m3氫氣耗電4.5kWh。⑤年運行時長2000h，年制氫200萬Nm3。⑥人工成本和維護成本40萬元/年。據(jù)如上假設(shè)，計算可得堿性電解槽制氫成本和質(zhì)子交換膜電解槽制氫成本分別為31.91元/kg、42.50元/kg，用電成本和折舊成本占比最大。堿性電解槽制氫成本中，用電成本占比74.8%，折舊成本占比17.%；質(zhì)子交換膜電解槽制氫成本中，用電成本占比50.6%，折舊成本占比43.5%。由于用電成本在電解水制氫成本中占比最大，因此就目前而言，降低用電成本應(yīng)當是降低電解水制氫成本的最有效途徑。若利用可再生能源供電的電價下降到0.15元/kWh，對應(yīng)堿性電解槽和質(zhì)子交換膜電解槽制氫成本將分別下降到約17、29元/kg，與煤制氫+碳稅或煤制氫+CCUS的成本接近。3.2.儲運環(huán)節(jié)，國產(chǎn)化空間廣闊3.2.1.氫儲能——高壓氣態(tài)儲氫方式為當前主流，儲氫瓶市場或迎來快速發(fā)展根據(jù)氫的物理特性與儲存行為特點，可將各類儲氫方式分為：壓縮氣態(tài)儲氫、低溫液態(tài)儲氫、液氨/甲醇儲氫、吸附儲氫（氫化物/液體有機氫載體（LOHC））等。壓縮氣態(tài)儲氫，以其技術(shù)難度低、初始投資成本低、匹配當前氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展等特優(yōu)勢，在國內(nèi)外廣泛應(yīng)用。低溫液態(tài)儲氫在國外應(yīng)用較多，國內(nèi)的應(yīng)用基本僅限于航空領(lǐng)域，民用領(lǐng)域尚未得到規(guī)模推廣。液氨/甲醇儲氫、氫化物吸附儲氫、LOHC儲氫等技術(shù)目前國內(nèi)產(chǎn)業(yè)化極少，基本處于小規(guī)模實驗階段，國外Chiyoda、HydrogeniousLOHCTechnologies等企業(yè)在LOHC儲氫領(lǐng)域已有產(chǎn)品和項目。根據(jù)安全制造材質(zhì)和工藝，氣瓶一般分為四型。一型瓶（Ⅰ型）是金屬氣瓶；二型瓶

（Ⅱ型）是金屬內(nèi)膽纖維環(huán)向纏繞氣瓶；

型瓶（

III型）是金屬內(nèi)膽纖維全纏繞氣瓶；

四型瓶（Ⅳ型）是非金屬類的纖維全纏繞氣瓶。I型、II型儲氫密度低、安全性能差、質(zhì)量重，技術(shù)最成熟，應(yīng)用早，少量應(yīng)用于CNG（壓縮天然氣）的客車和卡車。隨著氫能的發(fā)展、高壓儲氫技術(shù)對容器的承載能力要求增加，金屬內(nèi)襯纖維纏繞儲罐逐步應(yīng)用。III型、Ⅳ型瓶由于制作內(nèi)膽和保護層的材料密度低、氣瓶質(zhì)量輕、單位質(zhì)量儲氫密度增加。憑借提高安全性、減輕重量、提高質(zhì)量儲氫密度等優(yōu)勢，車載應(yīng)用已經(jīng)較為廣泛，其中國外多為Ⅳ型瓶，國內(nèi)則多為III型瓶。與部分國家相比，中國Ⅳ型儲氫瓶產(chǎn)業(yè)布局相對滯后。挪威、日本、法國的多家公司已經(jīng)做到Ⅳ型儲氫瓶的批量生產(chǎn)，并應(yīng)用于各種車型。中國企業(yè)雖已開始紛紛布局Ⅳ型儲氫瓶的研發(fā)生產(chǎn)，但整體而言，Ⅳ型儲氫瓶生產(chǎn)及實際應(yīng)用、關(guān)鍵技術(shù)和材料的研發(fā)、標準認證等方面，我國相對滯后。從車載儲氫瓶材料成本來看，儲氫瓶的成本主要集中在外部纏繞用的碳纖維復(fù)合材料。對于儲氫質(zhì)量均為5.6kg的35MPa、70MPa高壓儲氫Ⅳ型瓶，碳纖維復(fù)合材料成本分別占系統(tǒng)總成本的76.6%和78%。根據(jù)DOE對車載高壓儲氫瓶項目的早期成本評估可以發(fā)現(xiàn)，無論是35MPa，亦或是70MPa，總體而言，III型高壓儲氫氣瓶成本都要略高于Ⅳ型，其主要原因在于III型瓶儲罐采用大量金屬鋁材料。與之相比，Ⅳ型瓶采用的高分子聚合物價格較低，聚合物用量也較少。Ⅲ型瓶向Ⅳ型瓶轉(zhuǎn)變，是未來的發(fā)展趨勢。儲氫瓶需求量方面，GGII預(yù)計，2022年國內(nèi)燃料電池汽車銷量預(yù)計約1.1萬輛，2025年可達3.7萬輛，2030年可增長至49萬輛。對應(yīng)車載儲氫系統(tǒng)配套數(shù)量，則2022年為1.1萬套，同比上年增長171.3%；2025年國內(nèi)需求車載儲氫系統(tǒng)3.7萬套，2021年~2025年年復(fù)合增長率（CAGR）為73%；到2030年國內(nèi)需求車載儲氫系統(tǒng)49萬套，2021年~2025年CAGR為70%。2022年中國市場車載儲氫瓶需求量為6.9萬支，同比上年增長127.7%。到2025年中國車載儲氫瓶需求量可達23萬支，2021到2025年CAGR為66%；

到2030年中國車載儲氫瓶需求量為224萬支，2021年到2030年CAGR為61%。儲氫瓶市場規(guī)模方面，GGII預(yù)計，2025年國內(nèi)車載儲氫系統(tǒng)市場規(guī)模為59億元，2022年到2030年CAGR為36%；預(yù)計隨著70MPaⅣ型瓶市場快速增長，2030年國內(nèi)車載儲氫系統(tǒng)市場規(guī)模有望達到1028億元，2022年到2030年年復(fù)合增長率為58%。到2025年國內(nèi)車載儲氫瓶市場規(guī)模為34億元，2022~2025年年復(fù)合增長率為34%；預(yù)計到2030年國內(nèi)車載儲氫瓶市場規(guī)模為722億元，2022~2030年年復(fù)合增長率為60%。3.2.2.氫能運輸——運輸方式選擇多樣目前氫能的運輸方式主要有氣氫運輸、液氫運輸和管道運輸類方式。其中氣氫運輸主要采用高壓氣氫拖車來運輸，運輸規(guī)模較小、距離較短，但裝卸方便，前期投入也??；

液氫運輸主要采用液氫槽車來運輸，運輸規(guī)模較大、適合長距離運輸，但裝卸時間較長，且氫氣液化成本較高；管道運輸則需建設(shè)輸氫管線，前期投資大，可以大規(guī)模、遠距離運氫，但需設(shè)法應(yīng)對氫脆現(xiàn)象。當前我國輸氫管線建設(shè)剛剛起步，氫氣主要通過高壓氣氫拖車和液氫槽車運輸。據(jù)中國汽車工程學(xué)會測算，當運輸距離小于204km時，高壓氣氫儲運方式綜合成本更低；當運輸距離大于204km時，液氫儲運方式的綜合成本更低。3.3.加注環(huán)節(jié)——當前加氫站氫氣使用成本尚高加氫站的布局方式可分為兩種：外供氫加氫站和站內(nèi)制氫加氫站。外供氫加氫站沒有制氫裝置，所用的氫氣由站外的集中式制氫基地制備，而后再通過長管拖車、液氫槽車或者氫氣管道由制氫基地運輸至加氫站，由氫氣壓縮機壓縮并輸送入高壓儲氫瓶內(nèi)存儲，最終通過氫氣加氣機加注到氫能源燃料電池汽車中使用。站內(nèi)制氫加氫站建有制氫系統(tǒng)，屬于分布式制氫。制氫技術(shù)包括天然氣重整制氫、電解水制氫、可再生能源制氫等。近幾年全球和中國加氫站建設(shè)迅速。2021年全球已建成685座加氫站，其中我國累計建成加氫站194座。截至2022年4月，我國已累計建成加氫站超過250座，約占全球數(shù)量的40%，加氫站數(shù)量位居世界一。據(jù)香橙會預(yù)測，到2025年，我國建成的加氫站將達到926座。從上半年的我國加氫站的建設(shè)情況來看，當前加氫站供氫能力多在500~2000kg/d，固定式加氫站居多，且有部分加氫站采取油氫合建或油氫電合建等方式。外供氫加氫站中，壓縮機、儲氫瓶及加氫系統(tǒng)（含加氫機、卸氣柱、氫氣管道系統(tǒng)、放散系統(tǒng)、置換吹掃系統(tǒng)、儀表風系統(tǒng)、安全監(jiān)控系統(tǒng)以及其他的管路材料、連接等）是最核心的成本構(gòu)成部分，約占加氫站建設(shè)成本的58%；壓縮機約占建設(shè)成本的30%?，F(xiàn)