国内氢能源的发展现状和前景（氢能源产业链深度拆解）

氢能源优点：

1.氢气是高效环保的清洁能源。

氢是宇宙中分布最广泛的元素，构成了宇宙质量的75%。气态形式的氢气可从水、化石燃料等含氢物质中制取，并通过物理与化学变化过程存储或释放能量，是重要的工业原料和能源载体，可用于储能、交通、石化、冶金等领域。

2.氢能是高效环保的二次能源，能量密度与相对安全性高于其他燃料。

其能量密度高，是汽油的3倍有余；其使用装置的使用效率高，燃料电池的能量转换效率是传统内燃机的2倍；其反应产物是水，排放产物绝对干净，没有污染物以及温室气体排放；安全性相对可控，引爆条件比汽油更为严苛；其物质储备丰富，未来氢能的制取存在更多可能性。

宏观政策：支持

中央政策：

地方政策：

市场空间：氢能渗透率仅2.7%，2050年需求有望达6000万吨

据中国氢能产业联盟与石油和化学规划院的统计，2019年我国氢气产能约4100万吨/年，产量约3342万吨，按照能源管理，换算热值占终端能源总量份额仅2.7%。据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2019/2020》数据，至2050年，氢能在交通运输、储能、工业、建筑等领域广泛使用，氢气年需求量将提升至6000万吨，在我国终端能源体系中占比达10%，产业产值达到12万亿；至2060年为实现碳中和目标，氢气年需求量将增加至1.3亿吨左右，在我国终端能源体系中占比达到20%。其中交通运输、工业领域、建筑及其他领域用氢占比分别达41%、57%、2%。

产业链：

制氢：

分类：氢气目前主要由三种主流制取路径：1）以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢；2）以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢；3）电解水制氢。我国氢能的生产利用已较为广泛，制成的氢气主要应用在工业原料或生产供热中。此外还有其他制氢方式包括生物质制氢、太阳能光催化分解水制氢、核能制氢等，但仍然处于试验和开发阶段，尚未形成工业化应用。

我国制氢以碳排放最高的煤制氢为主。根据2020中国氢能产业发展报告数据，目前全球制氢原料中，天然气使用最为广泛，占比达到48%，其次是醇类，占比为30%，电解水使用最少，占比仅为4%。而我国制氢原料中煤制氢最为广泛，占比高达62%，其次为天然气重整制氢占比为19%，电解水制氢占比最少，仅为1%。

三种主流制氢路径及优缺点比较：

国内现阶段氢气主要由化石能源制氢或副产氢获得，为实现碳减排和化石能源替代的目标，后续主要有两种发展路径：1）发展蓝氢，即在灰氢制作过程中结合CCUS降低碳排放，但化石能源制氢及工业副产氢最多只能降低80%碳排放，更多是向绿氢转变中的过渡阶段。2）发展绿氢，即待可再生能源占比提升电价成本下降后，全面推广电解水制氢。

制氢主要公司：

煤制氢：产能主要来自于国家能源集团；

天然气制氢：产能来自于掌握天然气资源的中石化；

工业副产氢：参与者较多，根据副产方式主要有：焦炉气副产氢（美锦能源、宝丰能源等）、丙烷脱氢（卫星化学等）、氯碱工业（滨化股份等）；

电解水制氢：处于刚起步阶段，目前有所布局的企业是宝丰能源、隆基股份、阳光电源、中国能建等。

灰氢：

主要来源有化石能源制氢、工业副产制氢，具有生产成本较低、技术成熟、效率高等优点，但其制备过程中的碳排量较高，不利于实现“双碳”目标。其中，化石能源制氢主要包括煤、天然气、甲醇制氢；工业副产氢主要包括焦炉煤气、氯碱尾气、PDH、乙烷裂解等为主的工业副产气制氢。

化石能源制氢：煤制氢技术成熟，性价比高

煤制氢：产量最大，成本最低

通过将煤炭与气化剂混合后在高温高压条件下进行反应生成混合气体，通过后续工艺提纯除杂后，获得高纯氢气。2019年我国煤制氢产量达到2124万吨/年，占我国氢气总产量的64%。煤制氢是工业大规模制氢的首选，是我国目前成本最低的制氢方式，该技术路线成熟高效、可稳定制备，但其设备结构复杂、运转周期相对较低、投资高、配套装置多，且碳排放量较高。

天然气制氢：化石能源制氢的理想方式

天然气制氢是将预处理后的天然气与水蒸气高温重整制合成气，在中温下进一步变换成氢气与CO2，再经冷凝、变压吸附最终得到产品氢气。天然气在各类化合物中氢原子质量占比最大，储氢量为25%，故以天然气为原料的制氢技术具有耗水量小、CO2排放低、氢气产率高、对环境影响相对较小的优点，是化石能源制氢路线中理想的制氢方式。2019年我国利用天然气制氢产量为460万吨/年，占我国氢气总产量14%。中国天然气资源供给有限且含硫量高，预处理复杂，制氢经济性远低于国外。

甲醇制氢：运输简便、即产即用，但成本较高

甲醇制氢是甲醇和水蒸气在200℃条件下通过催化反应，生成氢气和CO2的混合气体，而后经过变压吸附得到高纯度的氢气。该工艺投资少、污染相对较小，且甲醇常温下为液体、便于储存运输，氢气可“即产即用”。但由于甲醇制氢总体成本较高，只适合小规模制氢。

工业副产氢：

为生产化工产品的同时所得氢气，主要有焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用、合成氨醇等工业副产氢。目前我国排空的工业副产氢产量约为450万吨。其中，PDH以及乙烷裂解副产氢约为30万吨；氯碱副产氢约为33万吨；焦炉煤气副产氢约为271万吨；合成氨醇等副产氢约为118万吨。国内工业副产氢呈现向下游利用发展的趋势，实现下游产品多元化。

由于氢气在焦炭、氯碱、PDH和乙烷裂解工艺中并非首要产物，若仅考虑其原料消耗和少量制造费用，以及氢气提纯成本，测算的副产气体用于氢的综合成本为5-6元/kg，明显低于化石能源制氢。工业副产氢可为氢能产业发展初期提供低成本、分布式氢源。

焦炉煤气副产氢：目前可供给量最大

焦炉煤气主要成分为氢气和甲烷，通过压缩工序、预处理工序、变压吸附工序和净化工序后制得氢气。同时为使系统排放的污水能达到环保要求，一般配有一套污水处理工序。2020年我国焦炭产量为4.71亿吨，按1吨焦炭副产400立方米焦炉煤气、回炉自用 50%计算，全国焦炉煤气产量942亿立方米；按照含55%左右的氢气、PSA氢气回收率92%估算，我国焦炉煤气可副产氢气428.5万吨，是未来我国工业副产氢最大的供给来源。考虑到“十四五”期间，我国焦化行业仍将进一步化解过剩产能，未来难有焦炭扩产带来的潜在增量。

氯碱制氢：最“绿”的灰氢

氯碱工业以食盐水为原料，利用隔膜法或离子交换膜法生产烧碱、聚氯乙烯（PVC)、氯气和氢气等产品。氯碱副产氢具有氢气提纯难度小（提纯前氢气纯度可达99%左右）、耗能低、自动化程度高等优点，特别是使用该法获取氢气的过程中不产生CO2，相对绿色无污染。2020年我国烧碱产量3643万吨/年，按每生产1吨烧碱副产280立方米氢气测算，每年副产氢总量可达91万吨，其中60%的氢气被配套的PVC和盐酸装置所利用，可对外供氢约36万吨。未来我国氯碱装置新增产能有限，副产氢潜在增量有限。

PDH副产氢（丙烷脱氢）：

PDH是制备丙烯的重要方式，2020年占比达17%。丙烷在催化剂条件下通过脱氢生成丙烯，其中氢气作为丙烷脱氢的副产物，可作为产品外售，从而提高装置整体盈利水平。2020年我国已经投产的PDH装置合计产能776万吨/年，按装置平均开工率80%、1 吨PDH副产38千克高纯氢气计算，PDH 副产氢达23.6万吨/年。预计未来我国PDH扩产将超过3000万吨/年，即使按3000万吨/年测算，预计将带来90万吨/年以上的副产氢潜在增量。

受乙烷来源有限等因素影响，乙烷裂解副产氢相对要小。乙烷蒸汽裂解制乙烯技术较为成熟，已成功应用数十年，技术上不存在瓶颈，且副产的氢气杂质含量低于焦炉气制氢，纯度较高。乙烷蒸汽裂解制乙烯工艺以项目投资低、原料成本低、乙烯收率高、乙烯纯度高等优势引起国内炼化企业的广泛关注。按卫星石化250万吨/年和中国石油140万吨/年乙烷蒸汽裂解产能测算，乙烷蒸汽裂解行业副产氢约22万吨/年。

工业副产氢前景：短中期有效补充，长期难成主流。

根据车百智库，从工业副产氢的放空现状看，供应潜力可达到450万吨/年，能够支持超过97万辆公交车的全年运营，但其存在地域性分布差异的特征。短中期看工业副产氢额外投入少，成本低，能够成为氢气供应的有效补充。但长期看，其受本身工业装置与产能的限制，难以成为氢气供应的主流路线。

蓝氢：灰氢向绿氢的过渡

世界制氢工业正处于从“灰氢”到“蓝氢”的转变阶段，推行“蓝氢”势在必行。化石能源制氢虽然成本低，但碳排放水平较高，通过引入CCUS技术，可有效降低化石能源制氢过程中的碳排放水平。

CCUS技术：将CO2收集分离再利用，或输送到封存地点，避免直接排放到大气中的技术。在煤制氢耦合CCUS技术中，煤炭经过气化生成合成气，合成气经过水汽变换后得到富氢和富CO2气体，再进一步经脱硫脱碳工艺得到氢气和CO2，所得CO2进行再利用或封存。

“绿氢”：可再生能源电解水制氢

电解水制氢的原理是在充满电解液的电解槽中通入直流电，水分子在电极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气。根据电解槽隔膜材料的不同，电解水制氢主要分为碱性电解水、质子交换膜电解水（PEM）和固体氧化物电解水（SOE）三类。其中，碱性电解水技术已经实现工业规模化产氢，技术成熟；PEM 处于产业化发展初期；SOE还处在实验室开发阶段。

碱性电解水制氢技术成熟，配套成本低，但耗电量高于其他技术路线；PEM在耗电量和产氢纯度方面都占优，但由于质子交换膜等核心部件依赖进口，电解槽成本昂贵，因此总体成本比碱性电解水制氢高40%左右。随着核心部件国产化、技术进步及规模效应降本，根据中国电动汽车百人会的预计，2030年PEM在电解水中的市占率将达到10%。

电解水制氢成本构成：

电解水制氢成本主要包括：设备成本，能源成本（电力），原料费用（水）以及其他运营费用等。

能源成本：电力成本占比最大，一般为40%~80%。

设备成本：1）电解槽（电解电堆）：是电解水制氢系统的核心部分，成本占比约40%~50%，包含电池、PTL、双极板、端板和其他小部件，其中最核心的部分为膜电极组件；2）系统辅机：包括整流器、水净化单元、氢气处理（压缩和存储）和冷却组件，成本占比约50%-60%。

电解水制氢市场空间：

绿氢是未来氢能供应发展的重点，2050年供应占比有望达70%。据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》预测，到2050年，氢气年均需求量约6000万吨，中国能源结构从传统化石能源为主转向以可再生能源为主的多元格局，可再生能源电解水制氢将成为有效供氢主体，供应占比有望达70%，煤制氢配合CCS技术、生物制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术成为有效补充。

碱性水电解制氢：

碱性水电解制氢电解槽隔膜主要由石棉组成，起分离气体的作用。阴极、阳极主要由金属合金组成，如Ni-Mo合金等，分解水产生氢气和氧气。工业上碱性水电解槽的电解液通常采用KOH溶液，质量分数20%～30%，电解槽操作温度70～95℃，工作电流密度约 0. 25A/cm2，产生气体压力0.1～3.0MPa，总体效率62%～82%。碱性水电解制氢技术成熟，投资、运行成本低，但存在碱液流失、腐蚀、能耗高等问题。水电解槽制氢设备开发是国内外碱性水电解制氢研究热点。

质子交换膜水电解制氢：

区别于碱性水电解制氢，PEM水电解制氢选用具有良好化学稳定性、质子传导性、气体分离性的全氟磺酸质子交换膜作为固体电解质替代石棉膜，能有效阻止电子传递，提高电解槽安全性。PEM水电解槽主要部件由内到外依次是质子交换膜、阴阳极催化层、阴阳极气体扩散层、阴阳极端板等。其中扩散层、催化层与质子交换膜组成膜电极，是整个水电解槽物料传输以及电化学反应的主场所，膜电极特性与结构直接影响PEM水电解槽的性能和寿命。

质子交换膜：不论是在PEM电解水装置中还在在燃料电池电堆中，质子交换膜都是核心的部件，目前水电解制氢所用质子交换膜多为全氟磺酸膜，制备工艺复杂，长期被美国和日本企业垄断，其中杜邦Nafion™系列膜具有低电子阻抗、高质子传导性、良好的化学稳定性、机械稳定性、防气体渗透性等优点，是目前电解制氢选用最多的质子交换膜（主要使用Nafion 117、Nafion 115、Nafion 212和Nafion 211系列）。虽然德日和国内也有不少在研和送样测试产品，但从工程应用角度考虑，暂时还无法替代杜邦的产品。

质子交换膜技术壁垒：高

（1）技术壁垒：原材料制备难度大，实现大规模制备PSVE，使其满足工业化生产规模具备相当大的技术难度。全氟磺酸树脂的制备中链结构、交换容量、分子量的调控属于技术难题，如何实现化学稳定性、机械强度、电化学性能均能够满足下游应用需求的膜材料，保证综合性能优异是需要长足努力。

（2）市场壁垒：质子交换膜下游应用燃料电池对于膜性能要求很高。质子交换膜属于燃料电池中的核心部件，膜厚度、化学稳定性、质子传导率等直接影响着燃料电池的综合性能，因此对质子交换膜性能有高要求。目前商业中使用最多的仍是杜邦Nafion膜，杜邦公司在质子交换膜行业有领先的技术优势、先发的市场优势，处于市场主导地位。后发企业进入需要经过权威认证。东岳集团通过AFCC公司（奔驰-福特质子膜燃料电池电堆研发公司）认证。AFCC拥有专业而严格的鉴定程序，对于所有应用于燃料电池汽车的元器件都具有严格的规定和要求，按照奔驰和福特新能源汽车的设计指标，对每一个元器件都要通过三个不同阶段的技术鉴定，特别对燃料电池膜更有几十个技术鉴定指标，包括技术、产品生产、专利所有权等都要进行审核，只有通过这三个阶段的鉴定才有可能被燃料电池汽车产业采用。

（3）人才壁垒：质子交换膜膜生产对人才的综合素质要求较高，除需要具备深厚的专业技术知识积累外，还需要具备丰富而扎实的现场生产经验，需要在科学层面与技术层面全面解析质子交换膜生产的关键点，构建一支复合型的人才队伍需要一定的时间积累。

（4）资金壁垒：质子交换膜企业生产线的车间要求高，原材料生产过重中严格无水，对设备的需求较高。车间要求无尘车间，需要配备全自动的连续成膜设备，同时对生产线进行监控，保证生产膜产品质量合格。

国内目前成功实现质子交换膜量产的企业为东岳集团。

质子交换膜产业链：

质子交换膜生产过程：原材料单体制备、单体聚合以及薄膜加工三大环节。

（1）原材料单体制备环节：以全氟磺酸质子交换膜为例进行介绍，其原材料为全氟磺酸树脂（PFAR）。全氟磺酸树脂由全氟磺酰氟树脂（PFSR）经过水解转型后得到，PFAR结构为主链侧链均为氟碳结构，侧链上带有磺酸基团。全氟磺酰树脂由四氟乙烯（TFE）与含有磺酰基团的全氟烷基乙烯基醚（代表化合物全氟（4-甲基-3.6-二氧杂-7-辛烯）磺酰氟，PSVE）共聚得到，其中四氟乙烯为高聚物提供氟碳骨架，提供极强的化学稳定性，全氟烷基乙烯基醚提供磺酸基团，保证质子交换膜的电化学性能。

（2）单体聚合环节：生产得到TFE以及PSVE单体后需要进行共聚反应，共聚反应通常有本体聚合、溶液聚合和乳液聚合三种方式，本体聚合和溶液聚合方式应用较多。

（3）薄膜加工环节：全氟磺酸树脂制备得到的是颗粒状产物，全氟磺酸质子交换膜加工工艺较为复杂，主要的成膜工艺为基于PFSR的熔融挤出法以及基于PFAR的溶液流延法。熔融挤出法工艺简单、加工方便、可连续化工业生产，成膜过程中部使用溶剂，但是成膜后需要进行膜水解转型，后处理复杂。溶液流延法成膜过程中规避膜转型问题，但是由于在模具中浇筑成型后挥发溶剂制膜，在揭膜和连续化生产中有较大不足。除此之外有钢带流延法以及卷材涂布法等新型方法。

质子交换膜原材料：产能充足

PTFE、HFP产能分散，HFP产能逐年增长。据百川盈孚统计，我国PTFE产能目前约为14.96万吨，其中东岳集团产能为全国第一，为4.5万吨。2020年HFP产能为6.05万吨，产能分散，集中度较低。近五年我国PTFE产能与HFP产能基本上呈现逐年增长态势。上游有机氟化工产能充足，为下游质子交换膜生产提供了充分的保障。

电解水制氢主要公司：

电解水市场集中度高。碱性电解水设备成熟，国内主要厂商包括中船重工718 所、考克利尔竞立（苏州）、天津大陆等，国外主要厂商包括 NEL（挪威）、Mcphy（法国）、IHT（瑞士）等；PEM电解水仍在商业化初期，降本增效是后续目标，上述龙头企业也积极参与PEM电解水设备的研发和改进。

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