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来源：氢能
一、前提：氢能是不是必然趋势？
如果这个问题没有解决，那在汽车产业链的研发和投入就没有意义。第一，矿是不可再生资源。矿产资源是有限的，不能无限开采，随着人类社会对能源需求增加，电可能无法作为人类长期可持续使用的能源;第二，锂矿存在资源枯竭问题，全球锂矿主要分布在智利和澳大利亚，比如前两年智利就卡了我们脖子，如果出现地缘政治风险封锁开采权，那我们国内就受制了。国内的锂矿资源相对不足，盐湖提锂的效率也不高，依靠锂资源没办法实现能源完全自主可靠（据美国地质局数据，全球已探明的锂资源储量约为8000万吨，玻利维亚2100万吨，其次为阿根廷(1700万吨)、智利(900万吨)、美国(680万吨)、澳大利亚(630万吨)和中国 (450万吨)。第三，自然界只有氢是唯一的脱碳能源，完全零排放，如果人类要几百上千年跟自然共生，氢可能是终极解决方案；锂电池提供的能量，是由锂离子在正极和负极之间的反应所产生的。这个反应涉及到离子的迁移和电荷的转移，因此可以说锂电池所利用的是化学反应中的化学键能。钾电池中的化学键能相对较小，因为锂离子和电子之间的相互作用比较弱。氢燃烧所提供的能量是化学能，它是由氢气和氧气之间的氧化还原反应所产生的。这个反应涉及到化学键的形成和断裂，同时释放出大量的能量。相比之下，氢燃烧中的化学键能相对较大，因为氢气和氧气之间的化学键能比锂离子和电子之间的化学键能要大得多。因此，氢燃烧提供的能量通常比钾电池提供的能量更大。这两种能的应用范围也不同，有不同的能量密度、能量效率和环保性能要求；第五，氢能和锂电池并不是相斥的，他们可以是共存的，只是定位不同。比如短途乘用车领域、储能领域，钾电也许更合适而对续航有要求的长途运输、对能量密度和推进效率有要求的火箭等领域就是气能更合适。也就是说，以风光发电、以锂电池作为能量载体的这种方案，会受到锂矿资源的限制，且能量密度不高。而氢能是一种完全零排放、可以实现完全自主可控的能源，它很有可能是人类能源的终极方案，具有一定的必然性。
①成本高昂；②储运问题；③配套设施不完善；④安全问题；⑤需求问题一是产业链降本。这是氢能源能实现大规模商业化的前提，涉及到上中下游的各种技术方案和材料设备；1.储运方案。目前的储运限制了氢能源的使用半径，无法大规模铺展，需要液态（或者固态、有机液态）储运和管道铺设来解决；这些关键设备突破的过程，其实就是降本的过程，其中储运方案是尤为卡脖子的一环。其他的安全问题和市场问题，需要行业规范和政策培育扶持，从投资层面来讲不容易找到清晰的逻辑方向。
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氢能可以大致分为：上游制氢——中游储运——下游加注——终端氢燃料电池（汽车）/其他应用领域。目前行业没有大规模商业化，主要存在成本高昂、安全性、配套设施等等问题，我们展开产业链上中下游，逐一分析产业链现状和未来的发展方向。我们把这55元/kg拆分开，差不多制氢成本25元/kg + 储运成本15元/kg + 加注成本15元/kg。目前两条思路：①电力降本：通过光伏发电、风光弃电来降低电力成本；②设备降本：通过提高电解槽能量转化效率、降低电耗实现降本，涉及到碱性电解槽向质子交换膜电解槽、固体氧化物电解槽等等的技术升级。根据制氢工艺，氢能的来源可以分为灰氢、蓝氢、绿氢。灰氢：由化石原料制得，在工业活动中也会作为副产物被生产出来，制氢的过程会产生大量二氧化碳、氮氧化物等气体，对环境造成严重污染；蓝氢：是在灰氢生产的过程中，增加了碳捕获技术，从而降低碳排放；绿氢：是通过电解水制取氢气，工艺简单、绿色清洁、而且制成的氢气纯度高，是氢能未来的主要发展方向。电解槽将水在直流电的作用下电解成氢气和氧气，阴极产生氢气，阳极产生氧气。电解水制氢需要水、电、电解水设备、其他成本，所以成本主要分为三大块，分别是水费、电费和设备成本。制氢成 本≈电价×单位电耗+单位水耗×水价+设备成本（每年折旧+每年运维）/每年制氢总量。根据机构测算，一个碱性电解水制氢项目，在电费为0.4元/kwh，水费 5 元/吨，电解设备价格为1500元/kwh的情况下，加上各种建设费用，制氢成本大约是30元/kg。其中电费占大头，占制氢总承包的70%以上。其次是电解槽设备，占总成本约14%。所以要实现降本，有两个核心路径，一是降低电费成本，二是降低设备——也就是电解槽的成本。根据海通券商做的敏感性分析，当电费从4毛一度电降到2毛2一度电，制氢单位成本就可以从30元/kg下降到20元/kg。降电费的主要途径就是新能源，光伏上网电价从2013年1.09元/kWh下降至2021年0.29元/kWh，并且随着新技术突破，这个成本还在进一步下降。中国氢能联盟预测，随着光伏电价下行，到2025年制氢成本有望下降到20元/kg。宝丰能源公告资料显示，公司“国 家级太阳能电解水制氢综合示范项目”综合制氢成本可以控制在1.54 元/m3（17 元/kg)，低于2021年9月辽宁、上海、江 西、川渝等地天然气氢价2-2.5 元/m3（22-28元/kg) 。不过20块钱也没什么经济性啊？还有没有更便宜的电呢？由于风力和光伏发电具有不稳定性，所以风大或者光照强的时候电力充足，而没风或者晚上发电就少，有的余电没有被电网消纳，就浪费掉了。如果这部分多余的电，拿来电解水制氢，那几乎就没有电力成本了，电解水制氢的成本将直接降到几千块每千克。2022年全国风电、光伏的利用率分别为96.8%和98.3%。另外据统计，甘肃省弃风率攀升至18.3%，青海省弃光率上升至16.3%。因此光伏企业参与制氢有先天优势，目前国内电解槽做的最好的公司，也是光伏组件龙头的隆基绿能。
目前电解槽单标方氢气耗电量大约为5kwh，也就是说生产一标方氢气耗5度电，如果能把这玩意儿搞得更省电，那整体成本就下来了。比如隆基氢能发布的电解槽新品，把耗电量从5度电降到了4度，让整体制氢成本下降了20%；主流的碱性电解槽 能量转换效率为60%-75%，更先进的质子交换膜电解槽（PEM）、高温固体氧化物电解槽（SOEC）可将能量转 换效率提升至75%-85%，就有望进一步降低制氢成本，不过这些技术目前还不成熟，离商业化落地还比较遥远。水为弱电解质，为了增加其导电性，加入KOH或NaOH使其成为碱性电解质。电解质一般为30%质量浓度的KOH溶液或者26%质 量浓度的NaOH溶液。碱性电解技术最大的优势是阴阳电极板中不含有贵金属，因此电解槽的成本相对较低。碱性电解水制氢电解槽主要成本构成为电解电堆组件（45%)和系统 辅机（55%)；电解槽成本中55%是膜片及膜组件。①电极：是电化学反应发生的场所，也是决定电解槽制氢效率的关键。碱性电解槽使用的电极大多是镍基的，如纯镍网、泡沫镍。泡沫镍价格低廉、产品成熟，电极材料内部充满大量微孔，表面积非常大，溶液与电极的接触面积因此大大增大， 缩短了传质距离，极大地提高电解反应效率。②隔膜：目前主流使用的是聚苯硫醚 PPS隔膜，高性能隔膜采用的是PPS涂覆无机层的复合膜。使用质子交换膜作为固体电解质，并使用纯水作为电解水制氢的原料的制氢过程。PEM 电解水制氢系统由PEM电解槽和辅助系统（BOP)组成。PEM电解水制氢技术具有电流密度大、氢气纯度高、响应速度快等优点。PEM电解槽需要在强酸性和高氧化性的工作环境下运行，因此设备对于价格昂贵的金 属材料如铱、铂、钛等更为依赖，导致成本过高。膜电极成本由金属Pt、金属Ir、全氯磺酸膜和制备 成本四要素组成。由于PEM电解槽的质子交换膜需要150-200微米，在加工的过程中更容易发生肿胀和变形，膜的溶胀 率更高，加工难度更大，主要依赖于国外产品。使用成本较低的阴离子交换膜作为隔膜，低浓度的碱性溶液或纯水作为 电解液，非贵金属催化剂作为反应催化剂的制氢过程。AEM电解池核心构成包括阴极材料、阳极材料和阴离子交换膜。目前开发的阴离子交换膜仍然无法兼顾工作效率和设备寿命，还未找到最合适的材料，阴极材料主要是镍，阳极材料 主要是镍铁合金。目前该技术处于实验室研发阶段，全世界只有极少数的公司在尝试将其商业化。2022年全球前20家电解槽企 业产量合计达到14GW，2023年规划产能达到26.4GW。根据彭博新能源预测，2030年全球电解槽装机 规模将达到242GW。据氢云链统计，2023年已 有9个省份公布35个氢能产业项目，总投资额 超650亿，其中绿氢项目达到7项。甘肃4GW光伏离网制氢项目 EPC总承包招标，项目资金达 350 亿元，配套建设800MW1600MWH储能设备。【免责声明】文章为作者独立观点，不代表旺材氢燃料电池立场。如因作品内容、版权等存在问题，请于本文刊发30日内联系旺材氢燃料电池进行删除或洽谈版权使用事宜。
