氢能产业链：进口依赖推高经济成本，自主可控成为发展必经之路

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氢能产业链：进口依赖推高经济成本，自主可控成为发展必经之路

洛克资本史松坡

· 2023.01.31 16:24

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以产业链的视角展开分析，对氢能产业的上游、中游、下游进行介绍，对其发展现状、经济效益、技术痛点等方面进行分析，并基于此对氢能产业未来的发展模式做出预测，最终勾勒出完整的氢能产业途径。

氢能产业链：进口依赖推高经济成本，自主可控成为发展必经之路

图片来源@视觉中国

文｜洛克资本史松坡

氢能产业链大致可以划分为上游（氢的制取）、中游（氢的储运）和下游（氢的应用）三个部分，产业链三个部分之间相互联系，相互影响，并且在许多细分领域都有着对应的供需关系。

氢能产业链图谱

* 数据来源：洛克资本

近年来，我国氢能产业发展较为迅速。2021年，中国制氢的总产量突破了3300万吨，同比增长32%，排名世界第一。中国氢能产业联盟认为，双碳目标的落实将给我国氢能产业的发展带来巨大的发展机遇，据预测，到2030年碳达峰期间，我国氢气的年需求量将达到约4000万吨，在终端能源消费中占比约为5%；到2060年碳中和的情境下，氢气的年需求量将增至约1.3亿吨，在终端能源消费中的占比约为20%，其中70%为可再生能源制氢。

中国氢气产量走势及需求预测

* 数据来源：中国氢能联盟

氢能产业链上游·生产

氢的制取

氢气的主流制取方式可以分为三种：化石原料制氢、工业副产品制氢以及电解水制氢。其中，主流的化石原料制氢方式有天然气制氢和煤制氢，天然气制氢主要通过甲烷蒸汽重整，在催化剂的作用下生成H2和CO，分离后再对CO变换，与水蒸气反应生成CO2和H2。

天然气蒸气重整制氢是传统制氢工艺，技术成熟，广泛应用于生产炼厂氢气、纯氢、合成气和合成氨原料，是工业上最常用的制氢方法。煤制氢是煤炭主要以水煤浆或煤粉的形式，经气化炉在1000℃以上的高温条件下与气化剂反应生成合成气（H2+CO），CO与H2分离后CO经水蒸气变换转变为H2和CO2，再经过脱除酸性气体（CO2+SO2）以及PSA提纯等工艺流程，得到高纯度的氢气。

近些年从原料的易得性和成本角度出发，越来越多的制氢企业，如炼厂和尿素厂选择煤制氢工艺，同时近几年煤制油和煤制烯烃等煤化工行业的迅速发展也使煤气化技术获得了更大发展空间，技术研发、工程设计和操作水平获得了较大提升。

工业副产氢是指工业过程中所产氢气并非目标产品，而是副产品，主要包括炼厂的催化重整、丙烷脱氢、焦炉煤气及氯碱化工等。虽然明面上存在着许多可以制氢的工业副产品，但由于技术水平、产需空间分离等原因，工业副产制氢更多地是充当一个“过渡”的角色，而非未来氢能生产的主流。

电解水制氢是最为绿色环保的制氢手段，且产品纯度高，利用风电、光伏等可再生能源制氢，既能实现氢气的大规模生产，又能将波动大的风能光能转化为稳定的氢能源，供未来随时随地使用。根据电解质的不同，可以分为碱性电解水制氢（AWE）、质子交换膜电解水制氢（PEM）、固体氧化物电解水制氢（SOEC）。

中国制氢结构占比图

世界制氢结构占比图

* 数据来源：中国氢能联盟

根据制氢过程中碳排放量的不同，可以将制取的氢气分为灰氢、蓝氢和绿氢三种。

化石原料（包括煤炭、天然气等）以及工业副产品（焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用等）为原料制取的氢气在生产过程中会产生碳排放，因此被称为“灰氢”，这类制备方式是目前技术最成熟的制氢路线，也是成本最低，最为普遍和主流的制氢路线；另外的一种常见的制取方法为在灰氢制取的过程中辅以碳捕捉技术有效减少制氢过程中的碳排放，这种方式所得到的氢为“蓝氢”，但涉及成本问题，保守估计会使得制氢成本上升15%且仍旧无法完全解决碳排放问题；最后一种制氢的常见路线是利用清洁能源采用电解水的方式制备得到的“绿氢”，以这种方法制氢不会产生任何碳排放，是未来理想的制氢方式，但目前绿氢制取的技术不如化石燃料制氢成熟，且成本较高，仍存在着较大的发展空间。

不同制氢方式制氢成本区间

* 数据来源：中国氢能联盟

2020-2050中国氢气结构及预测

* 数据来源：中国氢能联盟

氢的纯化

氢气的生产过程中还会伴随着少量的氨气等副产品的生成，由于氢气的爆炸极限范围大（在空气中18.3％-59％），氢气中的杂质带来了安全隐患，使氢气可能发生爆炸。此外，不同的储运方式以及应用需求对氢气的状态和纯度提出了不同的要求，比如半导体生产工艺需要使用99.999%以上的高纯氢，这就要求对生产制成的氢气进行纯化。

氢气的纯化主要采取变压吸附PSA法，根据吸附原理的不同，可以分为物理吸附和化学吸附两种方法。物理吸附的原理是使制取后的氢气混合气通过相应的一些物理材料，利用这些物理材料对氢气和其他气体的吸附能力不同，从而达到提纯氢气的作用。化学吸附的原理是利用一些化学反应，对氢元素进行捕捉，之后再通过还原反应还原成高纯度的氢气。通常PSA系统通过一个循环系统，由许多装有吸附材料的容器经过相继的升压及降压，以产生净化气体。

变压吸附示意图

* 数据来源：CNKI

氢的液化

受限于氢的物理特性（标准状态下氢气的体积能量密度很低，仅为汽油的1/3000），实现高体积能量密度储运是实现氢经济的一个先决条件。而氢的液化技术是实现这一条件的有效手段。目前，氢气的液化方式主要分为两种，即低温液化和有机液化。

氢的低温液化的基本原理是将氢气压缩冷却至-253℃使其液化并储存在绝热装置中。该方式的优点是氢的体积能量高，液氢密度达到70.78kg/m3，是标准情况下氢气密度的850倍左右，体积能量密度约为35MPa高压气氢的3倍，约为70MPa高压气氢的1.8倍。

此外，液氢还有储运压力低（液氢储运压力＜1MPa，高压气氢储运≥20MPa），汽化纯度高（5N-6N），长距离运输成本低，设备体积小，以及使用安全性好等特点。但是液氢的沸点极低，与环境温差极大，对储氢容器的绝热要求很高。

氢的低温液化技术在美国、日本、德国等以及完成了商业化，其运输成本为高压氢气的12.5%-20.0%，在规模化运输方面具有明显经济优势。但由于以美国为首的西方国家一直对中国采取“严格禁运，严禁交流”的策略，中国无法从国际上掌握先进的液氢技术的公司获得规模化制取液氢的技术和设备。

目前的国际合作主要集中在应用端，特别是加氢站和氢燃料电池方向展开了相关的液氢合作，对于液氢的规模化制取，相关技术距离世界先进水平差距仍然非常大。除了制作工艺外，我国对液氢环境下材料的低温组织、性能等研究还不够完善，材料选择缺乏理论支撑和统一标准，综合导致我国液氢的制造成本极其高昂，目前主要用于航天等领域，民用方面刚刚起步。

目前，国内液氢项目正加速落地，如北京航天101所研发的液氢工厂产能达到了2t/天，虽然和国外先进水平差距仍非常大，但摆脱了航天领域液氢燃料的对外依赖，缓解了燃眉之急。未来，国内的大型氢液化装置主要需要突破低温氢工况材料选用，氢、氦透平膨胀机研制和正仲氢转化催化剂等技术难题，如果未来技术突破，大型氢液化装置的国产化将快速推进液氢成本下降。

此外，中国近年新建加氢站绝大多数采用液氢技术路线（已占加氢站总量30%），有多家企业涉足液氢装备市场并取得一定突破，但我国装备的性能、成本控制等方面仍有差距，仍需进一步加大研发力度，加速相关设备、零部件的国产化进程。

在目前的实际应用中，液化1kg氢气需要消耗11-15度电左右，这是制约液氢发展和商业化利用的最主要的因素，如果未来可以降低到6-9度电左右，将推动液氢成本的大幅下降。此外，液氢的储运和应用的环节对密封工艺也有较高的要求，要防止水蒸气、氮气、氧气等可能聚集于液氢罐内的物质的混入。

低温液氢的产业链

* 数据来源：CNKI

氢的有机液化是指利用氢和液态有机物进行化学反应，主要是借助和某些烯烃、炔烃或芳香烃等不饱和液体有机物和氢气的可逆反应。其中，加氢反应实现氢的储存，脱氢反应实现氢的释放，质量储氢密度在5％-10％，目前主要的液态载体有氨（NH3）、甲醇（CH3OH）和液态有机氢载体（LOHC）。

但这种方法有一定几率发生副反应，产生杂质气体，而且催化剂易被中间产物毒化。此外，液氢储存压缩能耗过大，需配备相应的加氢、脱氢设备。未来的技术发展方向有提高低温下有机液体储氢介质的脱氢速率与效率、增强催化剂反应性能等。

总之，氢的有机液化技术要求较高，目前已有国内部分通过和日本等国外公司的合作开展商业化利用，但距离真正的大规模商业化应用还存在着较远的距离。

氢能产业链中游·储运

储运是氢能产业链中连接生产端与应用端的关键桥梁。由于氢气具有常温常压下性质活泼、燃烧迅速、爆炸极限范围大等特点，这导致氢能的安全高效输送和储存难度较大。因此，发展安全、高效、成本可控的储运氢技术是氢能大规模商业化发展的前提。

目前绝大部分的氢气都被用作化工原料，作为一种作为一种工业生产流程的附属或中间产品，其生产制造和应用大都是就近发生。但如果将氢视为未来的重要能源，其应用场景和规模将远超现在，氢的制取与应用将不局限于就近制取就近应用。

由于我国氢能资源呈逆向分布，在资源上“西富东贫、北多南少”，而在需求上则恰恰相反，因此大规模氢能储运体系的建立是发展氢经济体系的基础，这也就意味着未来氢能否实现大规模的商业化应用的关键在于能否实现具有经济性的规模化储运。

氢的储存

氢在常态下是气体，它的储存要比固体的煤以及液体的石油更加困难。由于氢原子半径很小，氢气能穿过大部分肉眼看不到的微孔，在高温高压下，氢气甚至可以穿过很厚的钢板。而且氢气性质活泼，稳定性差，泄露后易发生燃烧和爆炸，这些因素都对氢气的储运技术提出了挑战。此外，氢的“氢脆特性”也对储存氢的容器以及相应的密封工艺提出了较高的要求。

通常情况下，氢气可以气体、液体、化合物等形态储存，储存方式按照原理可以分为物理储存和化学储存，主要包括高压气态储氢、低温液态储氢、有机液态储氢和固体储氢材料储氢等，其中高压气态储氢书目前技术最成熟、应用最广泛的储氢方式，而固态储氢材料储氢技术门槛较高，目前还停留在实验室阶段，国内已有的项目多为示范工程，未被大规模商业化利用。

氢的储存方法分类

* 资料来源：CNKI

高压气态储氢是目前主要的储氢方法，其优点是技术成熟、成本较低，缺点是体积储氢密度小，效率较低，未来的技术重点在于提高单位体积储氢密度。

低温液态储氢的优点是体积储氢密度高，且液氢纯度较高，缺点是液化过程耗能较大，成本较高，主要用于航空航天领域，未来的技术重点在于降低生产能耗和提高储氢设备的隔热材料特性以及密封效率。

有机液态储氢的优点在于储氢密度高、储运安全方便、可循环使用，而且可以和传统的是由基础设施通用进行运输和加注，缺点在于操作条件较为苛刻且有几率发生副反应，未来技术重点在于提高相关可逆化学反应效率以及减少副反应产物生成。

固体储氢的优点在于纯度较高、操作便捷安全，但技术条件过高，目前主要处于实验室阶段。固态储氢是以金属氢化物、化学氢化物或纳米材料等作为储氢载体，通过化学吸附和物理吸附的方式实现氢的存储，国外固态储氢已在燃料电池潜艇中商业应用，在分布式发电和风电制氢规模储氢中得到示范应用；国内固态储氢已在分布式发电中得到示范应用。

主要储氢方式特征对比

* 数据来源：曹军文《氢气储运技术的发展现状与展望》

氢的运输

氢的主要运输方式有高压长管拖车运输（气）、液态槽车运输（液）、管道运输（气）等。从终端氢气价格组成来看，氢气储运成本占总成本的30%左右，经济、高效、安全的储运氢技术已成为当前制约氢能大规模应用的主要瓶颈之一。

长管拖车运输是目前技术最为成熟的运输方式，通常做法是将压缩后的高压氢气输入运氢长管拖车进行运输，目前国内的长管拖车的工作压力一般为20MPa，而国外的长管拖车的工作压力可达到45MPa-70MPa，运输效率更高。

在运输过程中，通常使用灌装压力为15.2MPa的储氢钢瓶当作充放氢的介质容器。这种运输方法的优点是储氢成本低，充放气速度快，在常温下就可以进行，且在输送、储存、消费过程中不发生相变，能量损失小。

但是它的弊端也很显著，由于氢气密度小，而储氢压力容器自重大，单位质量的储氢密度只有1%（质量分数）左右，国内常见的单车运氢量仅为260-460kg。而且虽然储氢瓶充放氢速度快，但氢气瓶卸车时间较长，需要2-6h，总体运输效率较低。

此外，其运输成本会随距离增加而大幅上升，多数用于城市间短距离运氢，不适合大规模长距离运输。随着未来氢能产业的发展，氢气的大规模长距离运输需求会进一步上升，仅靠长管拖车气态运输将很难满足需求。

长管拖车运输成本构成

* 数据来源：EVtank

低温液化运输主要是指利用氢气在低温高压的条件下（101kPa，-253℃以下）转化为液态氢，通过特定容器进行运输的方式。液化氢气具有存储、储存效率高、能量密度大(12-34MJ/kg)的特点，可以满足氢气的大规模长距离运输需求。

但低温液化运输对容器的保温性能要求很高，而却将液态氢从液氢罐转移到加氢站储氢罐里时，由于要将配管冷却到液态氢温度，会有一定程度的蒸发损失。此外，防止水蒸气、氮气、氧气等可能聚集于液氢罐内的物质的混入也是很重要的，对运输过程的密封工艺也提出了较高的要求。

低温液化储氢成本构成

* 数据来源：EVtank

有机液化运输是指利用氢和液态有机物进行化学反应，主要是借助和某些烯烃、炔烃或芳香烃等不饱和液体有机物和氢气的可逆反应。

其中，加氢反应实现氢的储存，脱氢反应实现氢的释放，质量储氢密度在5％-10％，可以实现常温常压运输，方便安全。但是储氢载体的储氢质量百分比意味着运输相同质量的氢，载体的总质量会更大，而对于运输过程而言，质量的重要性要高于体积，这是该方法的主要缺点。

此外，这种方法还存在着有几率发生副反应、催化剂易被中间产物毒化、液氢储存压缩能耗过大等问题。未来的技术突破方向是：提高低温下有机液体储氢介质的脱氢速率与效率、催化剂反应性能、降低脱氢成本及操作难度。

目前主要的液态载体有氨（NH3）、甲醇（CH3OH）和液态有机氢载体（LOHC）。其中，液氨是最有效的长距离，特别是跨洋氢气输送的最佳载体。但在成本方面，甲醇和甲基己烷更有竞争力。

氢的四种液化运输方式成本对比

* 数据来源：化工进展

液态管道运输是指利用管道运输液氢的运输方式，这种方式可以保证液氢的高纯度，但设备成本高昂，需要隔热、强度性能优异的材料制作管道以维持液氢的低温高压状态，不适用于远距离运输液氢。目前主要的液氢运输管道基本都维持在2km以内，一般建在航天发射场内，用于服务航空航天项目。

气态管道运输无论在成本上还是在能量消耗上都有着独特的优势。氢的气态管道运输主要有两种方法：一类是利用天然气管道，和天然气混合输送；另一类是修建新的纯氢管道。

天然气掺氢管道运输的优势在于节约建设成本，由于纯氢管道的高技术标准，新建纯氢管道的成本十分高昂。目前氢气长输管道的造价约为63万美元/公里，约为天然气管道（25万美元/公里）的2.5倍。而天然气掺氢项目可以利用我国现有的、已经具备大规模输送能力的天然气管道进行运输。相关的研究表明，氢气体积分数小于20％的天然气和氢气的混合气可以直接采用天然气管道进行运输，无需任何改造，可以大大节约前期的建设投入。

但这种运输方式也有相应的缺点，首先，“氢脆”效应会对天然气管道造成一定的损害。

氢脆是指由于溶于材料中的氢，聚合为氢分子，造成应力集中，超过材料的强度极限，在材料内部形成细小的裂纹，进而导致脆化甚至开裂的现象。

掺氢天然气混合了烷、氢气、水、二氧化碳、氧气等多种成分，这些混合气体的协同反应对碳素钢等材料的疲劳裂纹扩张速率比在纯氢气当中的还要快，这导致掺氢天然气对管道材料的性能影响很大，而且目前的氢脆的学术研究主要是在“液相”方面，而天然气掺氢面临的“气相”氢脆问题缺少充足的理论研究基础，这使得国内外均未找到一种可行的技术材料解决这个问题。

其次，天然气掺氢管道运输会面临分离难、提纯难的问题。天然气中的氢浓度为5％-20％时，用氢地区采用膜分离方法从混合气中提取氢，氢浓度低于5％时采用混合气重整制氢方法，这拉高了运输过程的整体成本。最后，氢的活泼、能量大、爆炸极限范围大等化学性质使得天然气掺氢运输的安全性考量成为了重中之重，对相关工艺提出了较高要求。

纯氢管道可分为长距离输送管道和短距离配送管道。长输管道输氢压力较高，管道直径较大，适用于制氢单元与氢气站之间的高压氢气的点对点、长距离、大规模输送。短距离配送管道输氢压力较低，管道直径较小，适用于氢气站与各个用户之间的中低压氢气的配送。

氢气配送管道建设成本较低，但氢气长输管道建设难度大、成本高。目前我国氢气管道总里程约400km，主要分布在环渤海、长三角等地区。尽管按照《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》预计，随着对氢的大规模长距离的运输需求的逐渐上升，到2030年，我国氢气管道可能达到3000km。但受限于氢气管道极高的建设成本和较大的技术难关，即使是大规模运输，其单位成本也很难实现经济性，因此我们对氢气管道的应用前景并不看好。

氢能产业链的下游·应用

氢能作为传统的工业原料和新兴的燃料能源，其应用十分广泛，并且相关的产业链条还在不断扩张中。综合来看，目前氢的主要应用方向主要集中在交通领域、储能领域和工业领域。

在交通领域，氢能主要应用于氢能源汽车、重型机械、飞机船舶等方面。氢动力汽车是氢能主要利用方式之一，氢的热能高，每千克氢能产生33.6kW/h能量，是汽油的2.8倍，且氢的燃点很低，火焰的传播速度较快，比汽油汽车具有更高的燃料利用率，也不会排出污染气体、温室气体。

当前，大部分的氢能汽车都是汽油和氢气混合同时燃烧的掺氢汽车，纯氢汽车目前还在研发中。掺氢汽车相对而言，更少受到氢气成本较高的影响，也有利于在贫油区推广、改善发动机燃烧情况。我国的氢能应用遵循氢燃料电池商用车先于乘用车发展的特点，在产业补贴和国家政策支持下，中国氢燃料电池客车、物流车等商用车的应用领先于其他氢燃料电池车型。

氢燃料电池的成本是市场化应用的重要因素，未来20-30年，随着质子交换燃料电池的技术突破与规模效应带来的成本下降，氢燃料电池、乘用车等车型的市场化进程将加快，并成为氢能在中国交通运输领域的重要组成部分。在非道路运输领域，中国正在氢燃料电池重型工程机械、轨道交通、无人机等领域积极探索，探索拓展氢能的商业化应用范围。

在储能领域，随着风力发电、光伏发电等可再生能源利用技术的快速发展，氢能将逐渐成为可再生能源电力系统中重要的储能方式。风力、光伏等发电方式具有随机性、间歇性及低能量密度特点，大规模可再生能源发电并网加剧了电力系统供需双重波动性与不确定性。

可再生能源获取的不连续的电力可以转换为氢大规模、长期储存起来并运输到能源需求地，在需要的时候随时随地使用。以氢能为介质和纽带，实现可再生能源与能源消费终端的有效连接，保障可再生能源大规模、可持续开发利用。

在工业领域，主要应用有氢能炼钢、绿氢化工和天然气掺氢等。氢能利用是工业领域深度脱碳的重要实现路径，在很多传统重碳工业中引入氢，既能高效地促进整个工业流程，又能减少含碳化合物的排放，如富氢还原的金属冶炼技术、煤炭热解制富氢燃气技术等。

工业部门用氢需求大，因此能够以规模效益来降低氢能供应链成本；同时，工业企业决策相对集中，可在基础设施等方面率先行动，并带动全社会氢能发展。未来氢能在工业领域的应用前景广泛，氢能炼钢、绿氢化工和天然气掺氢将成为主要应用场景。

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