单仪入射狭缝
2022年氢能设备专题研究报告：碳中和需“氢”装上阵一、碳中和背景下，能源领域剩者为王
2020 年 9 月，中国宣布将在 2030 年前实现碳达峰，在 2060 年前实现碳中和。这是基于全球碳排放量在工业革命以来显著提高的必然举措。截至 2011 年，全球已使用52%的二氧化碳排放额度，若不采取行动，则 2045 年全球
碳排放将超标，全球平均气温上升 2 摄氏度以上，届时将对全球生态系统造成不可逆的损害。通常来看，碳排放的主要形式来自于化石燃料的燃烧，在工业化早期，粗放式经
济发展模式下，往往带来较低的能源利用率和极高的废料排放。中国的二氧化碳排放量在上世纪 90 年代以后快速攀升，到 2012 年二氧化碳排放量达到 90 亿吨，此后中国碳排放速度放缓，2019 年累计排放二氧化碳 98.9 亿吨。
碳中和背景下，如何选用更清洁的能源成为各国面临的现实问题。包括锂电、光伏、风能、氢能的新型能源渠道也得到广泛拓展。氢能是拓展程度相对较低、但环保效果极
佳的新型能源。氢元素是全球元素分布中比例极大的元素，来源极为广泛，且通过可再生能源产生的绿氢，可以实现
从制气到放能全链条的零碳排放。除来源广泛和清洁环保外，氢能本身具有极高的能量密度，从热值来看，氢气的热值达到 142.5MJ/kg，相比之下，锂电池的热值仅为 0.72 MJ/kg，煤炭、石油、天然气等直接燃料的热值也仅为 30~50 MJ/kg。 其次，氢气应用的另一个短板是销售价格相对较高。一般来说，当前市场的氢气大多为工业生产的中间品，灰氢、蓝氢比例较大，且氢气本身能量密度较高，因此单位能量的制造成本并不高。但受累于氢气的供应链网络较弱，且氢气本身较为活跃、易逃逸以及容易造成金属产生氢脆的特性，氢气的运输成本极高，因此尽管氢气出厂价格低于燃油高于天然气，但氢气的终端销售价格远高于其他类型的直接燃料。
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氢能作为未来极富成长空间的能源，近几年以来在成本端的努力已卓有成效，且其应用也已经受到主要国家政府的重视，包括美国、欧盟、日韩和中国等主要经济体，均发布了对未来氢能应用的规划。规划内容主要包括电解槽装机量、制氢方式及对应的比例、减排吨位等等。中国早年对新能源方向的政策主要以促进纯电充汽车、混合动力汽车以及燃料电池汽车的销售为主，2015 年在《关于 16-20 年新能源汽车推广应用财政支持政策的通知》中，提及对于燃料电池外的其他车型补助标准适当退坡；2016 年开始独立提出发展氢能和燃料电池技术创新，在氢的制取储运及加氢站等方面展开研发；在“十四五规划”中，进一步提出要在 2025 年以工业副产氢为主，可再生能源制氢进入试点运营；2035 年以可再生能源半集中式制氢为主，工业副产氢为辅；2050 年实现零排放制氢，可再生能源集中化制氢为
主。
与此同时，省域地区也陆续推出了促进氢能发展的政策文件。到 2025 年建成 15 座加氢站，氢燃料电池车规模达到 1500 辆；河北省则提出要在 2022 年使氢产业链年产值达到 150 亿元，到 2025 年培育国内先进的企业 10-15 家，氢产业链年产值达到 500 亿元；北京在 8 月 16 日推出《北京市氢能产业发展实施方案（2021-2025 年）》，提出到 2025 年之前，要培育 10-15 家国际氢能产业链龙头，京津冀地区累计实现氢能产业链规模 1000 亿元以上，减少碳排放 500 万吨。
政策的倾斜也带来氢能产业的蓬勃发展。2018 年以来
相关公司的注册量呈现大幅度增长，由 2018 年 243 的注册数上升至 2019 年 416 的注册数，且 2021 年继续保持
良好态势，一季度氢能企业的注册量达到 143，同比 2020 年同期增长了 123%，二季度氢能企业的注册量达到 196 家，同比增长了 70%。
氢能企业层面迎来的不仅是注册数量的大幅度增长，也迎来包括央企在内的诸多核心企业的关注。中国未来的氢能发展目标包括氢需求量、产业产值、终端销售价格、加氢
站数量、氢燃料电池汽车保有量，以及从产业链环节的储氢路径、储运路径和加注模式的演化。具体来看，这一目标
要求中国在 2050 年氢的需求总量达到约 6000 万吨，产值
6aaaa达到 12 万亿元，氢终端价格明显下降，加氢站数量达到12000 座，是当前数量的 50 倍以上，氢燃料汽车保有量达到 3000 万辆。从最终的能源结构来看，当前中国氢气供应结构中有接近 70%为化石能源制氢，未来更环保的可再生能源电解制氢以及生物制氢的途径将得到更大范围地普及与渗透，预计到 2050 年，电解制氢的比例将达到 70%，生物制氢比例达到 20%，而化石能源制氢比例将下降到 20%。
二、制氢端：燃料制氢仍为主力，水解制氢渐入佳境
1、化石燃料制氢：仍为主流工艺，依赖集中化装置
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目前的制氢技术依然是化石能源制氢为主，国内占比超过 99%。这主要包括煤制氢和天然气制氢，其中天然气制氢全球范围内占比大约 70%，在天然气资源较为丰富的地区，制氢成本大约为 1.35 元/千方米；煤制氢则在我国多煤少气的资源格局下得到广泛应用，在山西、内蒙古等煤炭资源丰富的地区，煤制氢的成本可能低至 0.34 元/千方米；此外化石能源制氢还包括化工副产物制氢，如丙烷脱氢项目和乙烷裂解项目，均可实现副产并量售氢气。
从煤制氢的角度来看，中国当前通过煤化工的方式制氢的手段已经比较成熟，生产方式主要为煤气化炉利用变压吸附（PSA）技术提纯到燃料电池用氢需求。煤制氢对于资源的密集度和投入规模都有要求，在煤炭资源丰富的地区，煤炭价格可能低至 200 元/吨，这种情况下煤制氢成本大约
6.77 元/kg，而当煤炭价格涨至 1000 元/kg 时，煤制氢成本会达到 12.14 元/kg。此外煤制氢项目一般初期投入巨大，单位投资成本在 1~1.7 万元/（千方米/小时），因此只有大规模生产的条件下，才能有效摊薄资本投入。
zigbee自组网2、水电解制氢：极富潜力的绿氢源泉，设备端仍处初步成长期
除化石燃料制氢外，电解水制氢是另一重要途径，且将是未来制作绿氢的主流方式。目前电解水制氢占全球制氢规模的 4%，而在中国尚且不足 1%。电解水制氢主要包括碱性制氢、PEM 制氢和 SOEC 制氢三种方式。碱性电解水制氢（AEC）是目前较为成熟的方式，并且已步入早期商业化阶段。AEC 一般以碱性溶液（氢氧化钾或氢氧化钠）为电解质，以石棉作为隔膜，起分离气体的作用。阴极与阳极主要由金属合金构成，如 Ni-Mo 合金。碱性电解的优势在于成本较低，具体来看，受益于碱性条件下如锰、镍等非贵金属的催化剂的广泛使用和规模化生产的经济性，在过去的 4 年中，电解槽成本已经下降了 40%，如今已经占据绿氢制备成本的不足 50%比例，且预计未来会进一步下降。
PEM 电解技术是近几年以来快速发展的技术，主要采用PEM 传导质子，并隔绝电极两侧的气体，相
比碱性电解水制氢，PEM 电解技术的氢气渗透率极低，因而产生的氢气纯度极高；此外电解槽一般采用零间距结构，欧姆电阻较低，可全指向性麦克风
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