发展氢能是实现"双碳"目标、构建新型能源体系的重要措施。
氢能是二十一世纪的“终极能源”。氢能来源广泛，具有能量密度高、清洁安全、灵活高效、应用场景广泛、储运方式多样等优点，是推动传统化石能源清洁高效利用和支撑可再生能源大规模发展的理想能源载体，被誉为二十一世纪的“终极能源”，受到各国的广泛关注。 发展氢能是实现国家“双碳”目标的最佳选择。近年来，随着温室气体排放的不断加剧，全球气温持续上升，气候问题日益严重。为应对这一挑战，全球主要国家于2016年签订了《巴黎气候协定》，并纷纷制定了二氧化碳减排计划，以减少气候变化带来的风险和影响。《巴黎协定》的长期目标是将全球平均气温较前工业化时期上升幅度控制在2°C以内，并努力将上升幅度限制在 1.5°C 以内。中国于 2016 年加入了《巴黎协定》，并于2020年宣布了在 2030 年前实现碳达峰，2060 年实现碳中和的"双碳"目标。根据中科院地理科学与资源研究所于贵瑞团队的预测，要实现 1.5°C 控温目标，2030 年和2050 年的全球二氧化碳年净排放量需分别控制在 203 亿吨和-5 亿吨以内。中国是全球碳排放主要贡献者，碳排放量将近占全球碳排总量的 30%。我国的工业、交通、发电、建筑等行业都面临着巨大的碳减排压力，而利用太阳能、风能等非碳基能源替代化石能源发电和制氢，构建以清洁能源为主的“新型能源供应系统”，实现能源供应与消费端的清洁化转型，是中国实现“双碳”目标的最佳选择。
发展氢能是构建新型能源体系的重要举措
发展氢能是构建国家能源体系的重要组成部分。无论是实现“双碳”目标还是保障能源安全，构建新型能源体系都是必不可少的。“十四五”规划和2035 年远景目标纲要都提出要加快推进构建以绿色低碳为目标的新型能源体系。2022 年3 月，国家发改委、国家能源局联合印发了《氢能产业发展中长期规划（2021—2035 年）》，明确指出氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体。2023 年8月，国家标准委、国家发改委、国家能源局等六部门联合印发了《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，明确了氢能下一步的发展规划，并在国家层面上系统构建了氢能制、储、输、用全产业链标准体系，这将有助于充分发挥氢能在现代能源体系建设和用能终端绿色低碳转型中的载体作用，为氢能产业的全面发展提供支持。
氢能产业链涵盖氢气的制取、储存、运输、加氢以及下游应用等环节。随着国家政策的不断加码和绿氢制取技术的不断进步，绿氢制取环节的投资有望最先启动。
2.1 制氢：绿氢是未来的主流方向，碱性电解水制氢技术成熟度最高
根据制取方式和碳排放量的不同，氢气主要分为灰氢、蓝氢和绿氢：1）“灰氢”指通过化石燃料（如煤炭、天然气等）或工业副产制取的氢气，制取技术相对成熟、成本较低，但碳排放量强度较高。2）“蓝氢”指在灰氢的制取过程中采用碳捕集利用与封存（CCUS）技术制取的氢气，可以有效降低碳排放。然而由于 CCUS 技术成本较高，蓝氢的制取成本通常较高。3)“绿氢”指通过可再生能源（如太阳能、风能等）制取的氢气，在生产过程中不产生二氧化碳排放。由于绿氢制取技术不够成熟、绿氢制取的成本较高。电解水制氢是绿氢的主要生产方式。
目前我国主要以灰氢为主，绿氢是未来的主要发展方向。根据中国煤炭工业协会的数据，2020 年中国氢气产量超过 2500 万吨，其中煤制氢占 62%、天然气制氢占19%、工业副产制氢占 18%，而电解水制氢仅占 1%左右。尽管传统化石原料制取的灰氢在中短期内仍将占据市场主流地位，绿氢作为理想的零碳排放可持续能源，随着政策的推进和技术的不断突破，有望逐渐取得更大的市场份额，成为未来低碳经济的主流发展方向。
电解水制氢是理想的绿氢制取技术，其中碱性电解水制氢技术发展最为成熟。相较于其他制氢方式，电解水制氢具有绿色环保、生产灵活、产氢纯度高等特点，是一种理想的绿氢制取技术。电解水制氢的主要技术有：碱性电解水制氢（ALK）技术、质子交换膜电解水制氢（PEM）技术、阴离子交换膜电解水制氢（AEM）技术和固体氧化物电解水制氢（SOEC）技术。碱性电解水制氢技术是国内最早实现工业化的电解水制氢技术，发展最为成熟，目前占据市场主导地位；PEM 电解水制氢技术处于商业化初期，近年来产业化发展迅速；SOEC 技术和 AEM 技术仍在研发示范阶段，发展势头迅猛。
碱性电解水技术（ALK）：发展最为成熟，应用最为广泛。碱性电解水制氢系统通常由电解槽、气液分离器、冷群洗涤器、脱氧系统、干燥系统以及压缩储存系统等组成。在直流电的作用下，电解槽中的水被分解生成氢气和氧气，然后经分离、洗涤、脱氧和干燥等步骤处理后，其中的氢气被压缩储存于缓冲罐中。碱性电解槽主要由电源、电解槽箱体、电解液、阴阳极和横隔膜等组件构成，电解液通常采用 KOH 或NaOH水溶液，横隔膜由石棉材料制成，起分离液体的作用，电极则多采用金属合金。碱性电解水技术工作原理为，在阴极侧，水分子被分解成氢离子和氢氧根离子，其中氢离子得到电子生成氢气，氢氧根离子则在电场力的作用下穿过横膈膜到达阳极，失去电子生成水和氧气。碱性电解水技术发展最为成熟，具有电解槽结构简单、安全可靠、运行寿命长、投运成本低等优点，是市场上应用最为广泛的绿氢制取技术。然而碱性电解水技术仍面临一些技术挑战，比如能耗较高、电流密度较低以及响应速度慢难以与风光供电紧密配合等问题。
质子交换膜电解水技术（PEM）：未来发展前景广阔，降本是关键。PEM电解槽主要由膜电极（包括质子交换膜、阴阳极催化层和阴阳极气体扩散层）、阴阳极端板和电解液组成。阴阳极端板起到引导电的传递与水、气分配的作用；气体扩散层起到集流和促进气液传递的作用；催化层是由催化剂、电子传导介质和质子传导介质组成的三相界面，是电化学反应发生的核心区域；质子交换膜一般使用全氟磺酸膜，其作用是阻止电子传递的同时传递质子，在阴阳极两侧隔绝气体产生的作用。根据瞿丽莉等《质子交换膜电解水制氢技术在电厂的应用》，与碱性电解水系统相比，PEM 电解水系统由于采用纯水而非碱液作电解液，并且能够直接将氢气和氧气阻隔在阴阳极两侧，其系统结构大大简化。PEM电解水技术工作原理为，在阳极侧，水分子失去电子，被分解成氧气和质子，质子在电场的作用下通过质子交换膜，在阴极侧得到电子生成氢气。PEM 电解水制氢技术已基本成熟，具有诸多优点，如系统结构简单、产氢纯度高、电流密度大、制氢效率高、安全环保、响应速度快与风光发电的匹配性较好等，应用前景广阔。然而 PEM 电解槽需要在强酸性和高氧化性的环境下运行，对于铱、铂、钛等贵金属催化剂材料的依赖较高，且关键部件的国产化替代仍面临挑战，导致目前 PEM 电解槽成本远高于碱性电解槽，国内可再生能源电解水制氢项目仍以碱性水电解为主导。未来进一步降低成本、提升产氢能力将是推动PEM电解槽扩大商业化进程的关键。
固体氧化物电解水技术（SOEC）：能够有效减少电能需求，电极材料限制商业化进程。SOEC 电解系统最基本的组成单元是电解池，多个电解池可以组合成电堆，多个电堆和气体处理系统、气体输送系统可以组合成电解模块，多个电解模块可以组合成一个完整的SOEC系统。SOEC 电解池由电解质、阴极和阳极组成。阴极通常选用镍、钻、铂等金属陶瓷复合材料；阳极常用钙铁氧化物；电解质选用钇稳定的氧化锆（YSZ）和钪稳定的氧化锆（ScSZ）等导电陶瓷材料。SOEC 技术分为质子传导型和氧离子传导型两种，目前氧离子传导型SOEC发展更成熟。质子传导型 SOEC 中，水蒸气在阳极失去电子，生成氧气和质子，质子通过电解质传导至阴极，得到电子生成氢气。氧离子传导型 SOEC 中，水蒸气在阴极得到电子，生成氢气和氧离子，氧离子通过电解质传导至阳极，失去电子生成氧气。SOEC 电解水技术可以将电能和热能转为化学能，通过利用废热能够有效降低电耗，适用于钢铁、化工和核能工厂等热能资源丰富的地区。SOEC 反应具有可逆性，可以切换至燃料电池（SOFC）模式，适用于高效产氢或电化学储能。然而 SOEC 技术仍面临材料成本高、投入大、启停慢、循环寿命低等挑战，限制了其商业化应用的发展。
阴离子交换膜电解水技术（AEM）：能够生产低成本、高效的氢气，需突破关键材料技术限制。电解槽结构类似于 PEM 电解槽，主要由阴离子交换膜、过渡金属催化电极极板、气体扩散层和垫片等组成，常使用纯水或低浓度碱溶液作为电解质。阴离子交换膜可以传导氢氧根离子，并阻隔气体和电子直接在电极间传递。AEM 电解水技术工作原理为，水从阳极穿过阴离子交换膜到阴极，接受电子产生氢气和氢氧根离子，氢氧根离子穿过阴离子交换膜到阳极，释放电子生成氧气。氢氧根穿过阴离子交换膜回到阳极并放出电子产生氧气，氧气随后通过气体扩散层与电解液一起流出。AEM 电解水技术使用廉价的非贵金属催化剂和碳氢膜，具有成本低、电流密度较大、环保高效等优点，并且可以有效地与可再生能源耦合。目前 AEM 技术还处于研发阶段，发展程度将取决于高效催化剂、聚合物膜、膜电极等关键材料技术的突破情况。
化石燃料制氢（煤制氢、天然气制氢）：工艺成熟、成本稳定，广泛应用于工业生产。化石燃料制氢主要包括煤制氢和天然气制氢。煤制氢主要采用煤气化制氢技术，其工作原理为，煤炭通过气化反应，生成一氧化碳和氢气的合成气，后通过水煤气变换和分离处理获取氢气。由于我国“富煤、缺油、少气”的能源禀赋，煤制氢技术是我国最广泛采用的工业制氢方法。根据苗军等《氢能的生产工艺及经济型分析》，天然气制氢主要采用水蒸气重整工艺（SMR），其工作原理为，天然气蒸汽经催化转化，生成一氧化碳和氢气的混合气，然后将一氧化碳与水蒸气进行反应，生成氢气和二氧化碳的变换气，最后提纯得到氢气。SMR 技术装置简单，能够实现连续大规模的生产。
工业副产制氢：制氢成本较低，生产过程受主产物产能和建设地点的约束。根据苗军等《氢能的生产工艺及经济型分析》，工业副产氢的主要来源包括氯碱副产氢、焦炉煤气制氢和轻烃裂解制氢等，其中焦炉煤气制氢是工业副产制氢的主要途径之一。焦炉煤气是炼焦过程的副产品，每生产 1t 焦炭可产生约 350-450m 3的焦炉煤气，其中氢气含量约占50%-60%。通过对焦炉煤气进行分离和提纯，可以获得纯净的氢气。工业副产氢的制备技术较为成熟，制氢成本较低，但因受地点、规模、运输半径以及主产物产能等因素的限制，氢气产能存在上限，不适合作为大规模集中化氢能供应链，能够为氢能产业的发展初期提供低成本、分布式氢源。 为控制氢气制取环节的碳排放，化石能源制氢需结合碳捕集利用与封存（CCUS）技术。CCUS 技术是一种用于从化石燃料气体和其他工业活动中去除CO2 的技术，涵盖了CO2捕集、运输、利用和封存四个环节。1）捕集阶段，主要包括燃烧后捕集、燃烧前捕集和富氧燃烧。燃烧后捕集主要应用于燃煤锅炉及燃气轮机发电设施，燃烧前捕集主要应用于新建发电厂，富氧燃烧主要应用于燃煤电厂和工业燃烧过程。2）运输阶段，可采用管道、船舶、铁路和公路等多种运输方式，目前国内主要采用罐车运输方式。3）利用阶段，包括化工利用、生物利用、物理利用等，捕集到的 CO2可作为原料用于生产混凝土、甲醇、乙醇、碳酸盐、塑料等产品。4）封存阶段，主要包括地质封存、海洋封存、化学封存等，其中地质封存的强化采油技术（CO2-EOR）发展成熟，在储存 CO2的同时可以提高油气采收率，已达商业化应用规模。
2.2 储存、运输、加氢：气态低压储运为主流，未来需向多相态高压方向发展
高压气态储氢技术发展最为成熟，应用最为广泛。我国目前氢气的储存方式主要有高压气态储氢、低温液态储氢和固态储氢，其中高压储氢技术发展最为成熟，应用也最为广泛，具有存储能耗低、成本低、可通过减压阀调控氢气释放等优点。低温液态储氢主要应用在航天等领域，有机液态储氢和固态储氢尚处于技术攻关阶段。
我国储氢技术水平与国外相比仍有一定差距，未来将向高压化方向发展。按材质分，高压储氢瓶可分为Ⅰ型纯钢制金属瓶、Ⅱ型钢制内胆纤维缠绕瓶、Ⅲ型铝制内胆纤维缠绕瓶和Ⅳ型塑料内胆纤维缠绕瓶。按应用领域分，固定式储氢方面，多采用Ⅰ型、Ⅱ型钢制氢瓶；车用储氢瓶方面，我国主要采用 35MPa 的Ⅲ型瓶，少量应用70MPa 的Ⅲ型瓶，国外已采用70MPa 的Ⅳ型瓶；运输用储氢瓶方面，我国主要使用 20MPa 的Ⅰ型瓶，刚开始应用30MPa的Ⅰ型瓶，国外已基本采用 50MPa 甚至更高。与国外相比我国在储运氢技术方面仍存在一定差距。未来我国高压气态储氢技术仍需向轻量化、高压化、低成本和质量稳定的方向发展，探索新型储氢罐材料以满足更高压力下的储氢需求，提高储氢的安全性和经济性。氢气的运输根据储氢状态和运输量的不同，主要分为气态输送、液态输送和固态输送。具体的输送形式包括气态氢长管拖车、液氢槽罐车、以及管道运输（纯氢管道、天然气管道混输等），不同的储运方式具有不同的特点和适应性。
氢气的储运方式可以根据规模和距离的不同进行选择。氢气管道适合小规模、短距离的运输，而低温液态储运则适用于大规模、远距离的储运。一般来说，当运输距离在50km以内时，氢气管道运输成本相对较低；而当运输距离超过 300km 时，低温液态储运有更大的优势。当前我国的氢能产业处于发展初期，市场规模相对较小，且氢能示范应用主要集中在产氢地附近，因此在实际应用中更多采用气氢长管拖车运输方式。根据中国氢能联盟的报告，我国的氢能储运发展将按照"低压到高压"、"气态到多相态"的技术方向推进，逐步提升氢气的储存和运输能力。
加氢站是为燃料电池汽车提供氢燃料的场所，对推动氢能应用起到关键作用。加氢站按照不同的分类标准，可以分为多种类型，根据氢气的储存状态，加氢站可分为液氢加氢站和高压压缩氢气加氢站。由于储存技术的限制，目前我国的加氢站主要是高压氢气加氢站，其核心设备为压缩机、储氢罐和加氢机，泄气柱用于将氢气从存储容器导出，并通过压缩机将氢气压缩至所需的加氢压力。储氢灌将压缩的氢气存储在特定容器中，以确保供氢稳定和持续。加氢机将压缩存储的氢气注入燃料电池汽车的氢气储存系统中供车辆使用。加氢站的建设和运用对于推动燃料电池汽车的普及、氢能产业的快速发展具有重要意义。
国内加氢站发展已初具规模，经济性仍有待提高。近年来，随着燃料电池汽车保有量的增加和中石化、中石油等能源央企的加入，国内加氢站的数量显著增加。根据中国氢能联盟研究院的数据，截至 2022 年底，我国的加氢站数量已达到358 座，位居世界第一。然而国内已建成的加氢站中，加注压力仍以 35MPa 为主，只有少数具备70MPa 的加注能力。前期建成的加氢站多为示范站，规模较小。且由于目前国内缺乏成熟量产的加氢站设备厂商，关键设备依赖进口，设备费用占比较高，经济性较差。由于早期建设的加氢站多为示范项目，燃料电池汽车的普及率相对较低，并且国内目前还缺乏成熟的设备厂商，加氢站的经济性仍有待提高。
氢能应用目前以化工生产为主，未来有望在工交建储等各领域广泛应用。目前我国95%的氢气用于传统石油化工生产，仅有 5%用于可再生能源储能发电和以氢燃料电池为核心的能源网络。未来随着绿氢制取成本的下降、碳排放成本的上升以及氢燃料电池、氢冶金等技术的推进，绿氢有望在交通、能源、工业和建筑等领域呈现多方面的应用。根据中国氢能联盟的预测，到 2060 年，我国对氢能的需求将达到 1.3 亿吨，其中工业领域和交通领域将占比 60%和 31%，电力领域和建筑领域分别占比 5%和4%。
在化工领域，氢能炼钢、绿氢化工和天然气掺氢将成为未来主要应用场景。1）氢能炼钢：2022 年，中国钢铁行业碳排放量占全国总排放量的 15%以上，采用氢能直接还原铁技术，用氢气作为还原剂代替一氧化碳，可以将原工艺过程中产生的二氧化碳全部转化为水，从而大大降低钢铁生产中的碳排放。2）绿氢化工：氢气是合成氮、合成甲醇、石油精炼、煤化工等行业的重要原料。目前，化工行业主要使用的是灰氢，绿氢化工即采用绿氢替代灰氢，是实现化工行业深度脱碳的重要途径之一。3）天然气掺氢：根据《中国能源报》的报道，向现有天然气发电设施中掺入氢燃料，不仅可以有效节约天然气的使用量，保证冬季供暖的安全和稳定供应，还能显著减少碳排放。氢能的其他工业应用还包括炼油加氢、水泥煅烧、陶瓷产业脱碳，食品加工，金属加工，原子氢焊接，平板玻璃生产，电子制造等，都展示了氢能在工业领域的广阔前景。
在交通领域，氢燃料电池汽车被认为是未来的主要应用场景。近年来，随着燃料电池技术的成熟和成本的下降，我国燃料电池汽车（FCV）行业经历了快速发展。截至2022年底，中国的 FCV 销售量约为 3367 辆，近 5 年的 CAGR 为 21.5%，保有量超过12000辆。按照《节能与新能源汽车技术路线图》规划，到 2025 年，中国计划将燃料电池汽车规模扩大到 5 万辆，到 2035 年，燃料电池汽车的保有量将达到100 万辆，到2050年，燃料电池汽车的保有量将达到 1000 万辆。然而目前我国 FCV 和加氢站对政府补贴依赖程度较高，主要是燃料电池车的造价尚未达到与同等规格的汽油车和电动车相当的水平，并且氢燃料的使用成本仍远高于汽柴油和电力。此外，我国也正在积极探索重型工程机械、轨道交通、船舶、航空航天等非道路的交通领域的氢能应用，未来有望逐步扩大氢能在交通运输领域的应用范围。
在建筑领域，氢能的应用主要包括氢能热电联供和管道掺氢。1）氢能热电联供：相较于传统的集中式生产、运输、终端消费的用能模式，分布式能源供给系统直接向用户提供不同的能源品类，能够最大程度地减少运输消耗，并有效利用发电过程产生的余热，从而提高能源利用效率。2）管道掺氢：将氢气混合到天然气管道中相比于使用纯氢，可以有效降低成本，平衡季节性用能需求。随着氢能发展速度的加快，天然气网络掺氢研究和示范项目也不断增加。 在储能领域，风光氢储为能源消纳提供了有效的解决方案。随着可再生能源的发展对电网稳定性的需求逐渐增大，储能市场逐渐崛起。相比于其他储能技术，氢能作为二次能源，能够更容易地耦合电能、热能、燃料等多种能源，并且具备实现不连续生产和大规模、长周期储能的能力，更具经济竞争力。风光氢储能够将风光发电转化为氢气进行储存，需要时再将氢气转化为电力，从而实现能源的储存和利用。氢能储能在能量维度、时间维度和空间维度上优势突出。
