研究丨氢能产业规模化发展仍需突破瓶颈

核心提要

●近年来，我国碱性电解水制氢技术路线已相对成熟，设备基本实现国产化，在国内得到大规模应用

●与国际先进水平相比，我国自主产品在储氢密度和安全性等性能参数方面存在一定差距

近年来，氢能在全球能源转型中发挥着越来越重要的作用。我国氢能产业发展积累了丰富的供给经验和产业基础，但氢能产业仍处于发展初期，支撑产业发展的基础性制度不够完善，产业发展有待进一步提升。

制备：降低工艺成本迈向“清洁化”

在能源绿色低碳转型的大背景下，推动制氢流程从化石能源制氢、工业副产氢向电解水制氢转变，将是行业发展必然。如何降低电解水制氢工艺的生产成本，使其价格具有市场竞争力，成为绿氢规模化进程提速的关键。

从工艺本身来看，电解水制氢的成本水平主要取决于固定资产投资、电费和固定生产、运维四个方面。其中，电费占到总成本的60%~70%。如果想要电解水制氢在开放市场与化石能源制氢竞争，其上游电价每千瓦时至少需降到0.05元，短期内还很难实现。在此情况下，提升电解水技术水平成为降低生产成本的唯一路径。

我国电解水制氢系统由电解槽、电力转换模块、水循环系统、氢气处理系统等部分组成。电解槽是电解水制氢工艺的核心设备，其成本占到总成本的四到五成。

我国碱性电解水制氢技术路线已相对成熟，设备基本实现国产化，得到大规模应用。如能通过增加电流密度、降低隔膜厚度等方式延长设备使用寿命，还可进一步降低成本。质子交换膜电解槽技术正处于技术攻坚阶段，虽已在小范围内投入使用，但由于质子交换膜、铂电极催化剂等关键组件尚未实现国产化，质子交换膜电解槽的制造成本为相同规模碱性电解槽的3~5倍，还需通过技术研发及更多的项目验证来推动成本加速下行。据统计，在地区相关政策的支持下，近年来，新建绿氢项目中选择质子交换膜电解槽技术路线的项目占比正在持续提升。

储运：关键设备国产化率待提升

氢气的储存、运输，是整个产业链难度最大的环节。如何提升氢能储运的安全性及效率，并持续降低成本，是当前我国氢能产业发展亟待突破的技术瓶颈。

氢能储存主要分为高压气态、低温液态、固态和有机氢化物四种方式。当前阶段，我国储存氢能以高压气态和低温液态为主，后两种方式尚处于研发试验阶段。

高压气态储氢主要通过压缩机将高压氢气储存在储氢瓶或储氢罐中，容器结构简单、充放氢速度快，是最为常见、技术成熟度最高的储氢方式。得益于持续的技术研发和产品更新迭代，我国用于制造高压储氢瓶的关键原材料——碳纤维，进口占比已从2015年的超过80%下降到2020年的60%左右。伴随碳纤维生产工艺的进一步完善以及规模效应的逐渐显现，碳纤维国产化进程有望持续加快，带动高压气态储氢成本进一步下降。

目前，全球车载储氢瓶主要可分为35兆帕和70兆帕两个等级。我国自主生产的高压储气瓶主要集中在35兆帕及以下压强等级，仅有少数企业具备质量更轻、工作压力更大、储量更大的70兆帕储氢罐的生产能力，而海外部分地区已能够实现70兆帕高压储运。与国际先进水平相比，我国自主产品在储氢密度和安全性等性能参数方面存在一定差距。

低温液态储氢是将氢气深度冷冻至零下252.72摄氏度变为液体，再通过0.6兆帕的专用低温绝热槽罐进行运输，其密度相当于气态氢的800多倍。当前，我国透平膨胀机、液氢泵液等液氢关键设备大部分还需依赖进口，导致整体成本偏高，基本只能用于军工及航天领域，无法启动规模化应用。

国际能源署数据显示，当运输距离达到500千米时，高压气态运输配送成本将上升5倍以上，接近每千克2美元；同样距离下，液氢的配送成本每千克仅增加约0.3美元，展现了更高的经济性。因此，从长期看，伴随液氢技术研发能力进一步提升、生产规模不断扩大，在逐渐实现规模化应用后，液氢储运将更具市场优势。

氢气储运环节的技术研发将主要集中在两个方面。一是在储存容器方面，需加快关键材料研发，不仅要尽快提升70兆瓦储氢罐的国产化水平，还要进一步研发储氢密度更高、重量更轻的更大型储罐，为氢能规模化发展提前打好基础。二是持续开展储氢路线的探索，推动液氢、固态储氢等现有路线尽快实现规模化应用，并继续探索能够实现更高密度、更高放氢效率的储氢方法。

加氢：建设布局与汽车行业发展相连

作为氢气供应链的终端，加氢站是连接制氢端与用氢端的重要桥梁，其建设布局与氢燃料电池汽车行业发展紧密相连。

根据不同的氢气来源，加氢站可分为站内制氢和外供氢两种类型。外供氢加氢站又可分为高压氢气压缩站、外供液氢加氢站和复产氢源站。尽管液氢加氢站的建设成本更低、存储量更大、占地面积更小，但建设难度也相应提升，因此目前我国加氢站仍以高压加氢站为主。

高压加氢站主要由压缩、储存、加注、控制等工序组成。其中，压缩机、储氢系统、加氢机是最重要的三个核心设备，其性能和参数决定了加氢站的整体加注能力和储氢能力，当前进口依赖度较高，也是我国技术研发的重点领域。

作为高压加氢站的核心设备之一，压缩机主要用于卸装拖车内的氢气并加压至储氢目标压强，在密封性、承压力方面具有较高要求。目前，国内压缩机可分为隔膜式压缩机、液驱式压缩机两个类型，市场占比分别约为70%、30%。经过多年发展，国内企业在隔膜式压缩机领域已形成规模化生产能力，市场份额2022年已超过30%，技术成熟度较高，达到全球领先水平。

由于关键设备仍需依赖于海外进口，我国高压氢气加氢站的造价成本偏高，一般要达到千万元，远高于传统加油站。为提升加氢站的经济性，并缓解地区供氢紧张及氢价过高等问题带来的运营压力，近年来油氢合建站、油氢气电合建站等综合能源站在我国新建站中的比例持续提升，其中油氢合建站在我国2021、2022年度新建站中的占比分别接近50%、60%。未来，伴随核心设备国产化率和关键技术研发能力持续提升，以及加氢站规模化发展带来的成本下降，国内高压加氢站造价成本还有较大下行空间。

截至2022年底，我国已建设加氢站超300座，处于全球领先水平。除西藏没有建设加氢站，我国其余省级行政区均已建设或发布加氢站建设计划。尤其是示范应用政策发布后，市场情绪高涨，驱动加氢站建设不断加快。从地区分布看，广东省运营加氢站超50座，远超其他地区。

作为氢燃料电池汽车的“加油站”，加氢站的建设布局对于氢燃料电池行业乃至我国新能源车行业的整体发展都会产生较大影响。目前，我国加氢站的高造价和长投资回报周期一定程度上阻滞行业发展，需要国家相关部门在政策、财政、技术研发等方面持续给予更多支持。