前言

氫能被認為是最理想的新能源，最有希望成為能源的終極解決方案。氫能相比于其他能源方案有顯著的優勢：儲量大、比能量高(單位質量所蘊含的能量高)、污染小、效率高、可貯存、可運輸、安全性高等諸多優點，受到了各國的高度重視。氫能產業鏈三大環節，每個環節都有很高的技術壁壘和技術難點，目前上游的電解水制氫技術、中游的化學儲氫技術和下游的燃料電池在車輛和分布式發電中的應用被廣泛看好。

圖1 氫能產業鏈

氫能的上游是氫氣的制備，主要技術方式有傳統能源的化石原料制氫、化工原料制氫、工業尾氣制氫、電解水制氫、新型制氫技術;中游是氫氣的儲運環節，主要技術方式包括高壓氣態、低溫液態、固體材料儲氫和有機液態儲運;下游是氫氣的應用，氫氣應用可以滲透到能源的各個方面，除了傳統石化工業應用如合成氨、石油與煤炭深加工外，在新能源應用方面包括加氫站、燃料電池下游各種應用。產業鏈相關企業見下表。

上游制氫

一、常用的制氫技術路線

制氫方法是將存在于天然或合成的化合物中的氫元素，通過化學的過程轉化為氫氣的方法。根據氫氣的原料不同，氫氣的制備方法可以分為非再生制氫和可再生制氫，前者的原料是化石燃料，后者的原料是水或可再生物質。制備氫氣的方法目前較為成熟，從多種能源來源中都可以制備氫氣，每種技術的成本及環保屬性都不相同。主要分為五種技術路線：工業尾氣副產氫、電解水制氫、化工原料制氫、石化資源制氫和新型制氫方法等。

圖2 常用制氫方法

電解水制氫，在由電極、電解質與隔膜組成的電解槽中，在電解質水溶液中通入電流，水電解后，在陰極產生氫氣，在陽極產生氧氣。

化石原料制氫，化石原料目前主要指天然氣、石油和煤，其他還有頁巖氣和可燃冰等。天然氣、頁巖氣和可燃冰的主要成分是甲烷。甲烷水蒸氣重整制氫是目前采用最多的制氫技術。煤氣化制氫是以煤在蒸汽條件下氣化產生含氫和一氧化碳的合成氣，合成氣經變換和分離制得氫。由于石油量少，現在很少用石油重整制氫。

化合物高溫熱分解制氫，甲醇裂解制氫、氨分解制氫等都屬于含氫化合物高溫熱分解制氫含氫化合物由一次能源制得。

工業尾氣制氫，合成氨生產尾氣制氫、石油煉廠回收富氫氣體制氫、氯堿廠回收副產氫制氫、焦爐煤氣中氫的回收利用等。

新型制氫方法，包括生物質制氫、光化學制氫、熱化學制氫等技術。生物質制氫指生物質通過氣化和微生物催化脫氫方法制氫，在生理代謝過程中產生分子氫過程的統稱。光化學制氫是將太陽輻射能轉化為氫的化學自由能，通稱太陽能制氫。熱化學制氫指在水系統中，不同溫度下，經歷一系列化學反應，將水分解成氫氣和氧氣，不消耗制氫過沉重添加的元素或化合物，可與高溫核反應堆或太陽能提供的溫度水平匹配。

二、主流制氫源自于傳統能源的化學重整

全球來看，目前主要的制氫原料96%以上來源于傳統能源的化學重整(48%來自天然氣重整、30%來自醇類重整，18%來自焦爐煤氣)，4%左右來源于電解水。日本鹽水電解的產能占所有制氫產能的63%，此外產能占比較高的還包括天然氣改制(8%)、乙烯制氫(7%)、焦爐煤氣制氫(6%)和甲醇改質(6%)等。

圖3 全球制氫主要來源(左)、日本制氫主要來源(右)

三、煤制氫加碳捕捉將成為主流制氫路線

對比幾種主要制氫技術的成本，煤氣化制氫的成本最低，為1.67美元每千克，其次是天然氣制氫2.00美元/千克，甲醇裂解3.99美元/千克，成本最高的是水電解，達到5.20美元/千克。相對于石油售價，煤氣化和天然氣重整已有利潤空間，而電解水制氫成本仍高高在上。

圖4 主要制氫成本對比(美元)

中國煤炭資源豐富且相對廉價，故將來煤制氫很有可能成為中國規?；茪涞闹饕緩?。但煤制氫工藝過程二氧化碳排放水平高，所以需要引入二氧化碳捕捉技術(CCS)，以降低碳排放。目前二氧化碳捕捉技術主要應用于火電和化工生產中，其工藝過程涉及三個步驟：二氧化碳的捕捉和分離，二氧化碳的輸送，以及二氧化碳的封存。

四、光解水制氫技術看似理想實則困難重重

光解水制氫是一種理想的制氫技術。它的原理是直接利用太陽能，在光催化劑的協助下，將水分解產生氫氣。這種方法直接利用一次能源，沒有能源轉換所產生的浪費，理論上簡單高效。

光解水制氫技術始自1972年，由日本東京大學Fujishima A和Honda K兩位教授首次報告發現TiO2單晶電極光催化分解水從而產生氫氣這一現象，從而揭示了利用太陽能直接分解水制氫的可能性，開辟了利用太陽能光解水制氫的研究道路。隨著電極電解水向半導體光催化分解水制氫的多相光催化的演變和TiO2以外的光催化劑的相繼發現，興起了以光催化方法分解水制氫(簡稱光解水)的研究，并在光催化劑的合成、改性等方面取得較大進展。

然而，這種制氫方法面臨的技術仍然面臨很多問題。制氫效率低(不到4%)是最主要的問題，所以它離實際應用還有相當長的距離。光催化材料的帶隙與可見光能量匹配，光催化材料的能帶位置與反應物電極電位匹配，降低光生電子-空穴的復合率是克服這一困難的三大待攻克技術難關。

五、隨著電價下降，將有利于電解水制氫技術發展

電解水制氫成本主要來源于固定資產投資、電和固定生產運維這四項開支，其中電價高是造成電解水成本高的主要原因，電價占其總成本的78%。因而電價的下降必將帶來氫氣成本的大幅下降。同時技術發展、規?；?，都會使氫氣成本下降。

雖然目前水電解制氫成本遠高于石化燃料，而煤氣化制氫和天然氣重整制氫相對于石油售價已經存在利潤空間。但是用化石燃料制取氫氣不可持續，不能解決能源和環境的根本矛盾。并且碳排放量高，煤氣化制氫二氧化碳排放量高達193kg/GJ，天然氣重整制氫也有69kg/GJ，對環境不友好。而電解水制氫是可持續和低污染的，這種方法的二氧化碳排放最高不超過30kg/GJ，遠低于煤氣化制氫和天然氣重整制氫。

我國可再生能源豐富，每年棄水棄風的電量都可以用于電解水。我國擁有水電資源3.78億千瓦，年發電量達到2800億千瓦時。水電由于豐水器和調峰需要，產生了大量的棄水電能。我國風力資源也非常豐富，可利用風能約2.53億千瓦時，相當于水力資源的2/3。但風電由于其不穩定的特性，較難上網，因此每年棄風限電的電量規模龐大。如果將這部分能源充分利用起來，有利于電解水制氫的發展。

中游儲運

氫是所有元素中最輕的，在常溫常壓下為氣態，密度僅為0.0899kg/m3，是水的萬分之一，因此其高密度儲存一直是一個世界級難題。氫能的存儲有以下方式：低溫液態儲氫、高壓氣態儲氫、固態儲氫和有機液態儲氫等，這幾種儲氫方式有各自的優點和缺點。氫輸運又分為氣氫輸送、液氫輸送和固氫輸送。

圖5 典型儲氫技術

一、低溫液態儲氫不經濟

液態氫的密度是氣體氫的845倍。液態氫的體積能量密度比壓縮狀態下的氫氣高出數倍，如果氫氣能以液態形式存在，那它替換傳統能源將水到渠成，儲運簡單安全體積占比小。但事實上，要把氣態的氫變成液態的并不容易，液化1kg的氫氣需要耗電4-10千瓦時，液氫的存儲也需要耐超低溫和保持超低溫的特殊容器，儲存容器需要抗凍、抗壓以及必須嚴格絕熱。所以這種方法極不經濟，僅適用于不太計較成本問題且短時間內需迅速耗氫的航天航空領域。

二、高壓氣態儲氫產業應用最為成熟，致命缺點是體積比容量小

高壓氣態儲氫是目前最常用并且發展比較成熟的儲氫技術，其儲存方式是采用高壓將氫氣壓縮到一個耐高壓的容器里。目前所使用的容器是鋼瓶，它的優點是結構簡單、壓縮氫氣制備能耗低、充裝和排放速度快。但是存在泄露爆炸隱患，安全性能較差。

該技術還有一個致命的弱點就是體積比容量低，DOE的目標體積儲氫容量70g/L，而鋼瓶目前所能達到最高的體積比容量也僅有25g/L。而且要達能耐受高壓并保證安全性，現在國際上主要采用碳纖維鋼瓶，碳纖維材料價格非常昂貴，所以它并非是理想的選擇，可以作為過渡階段使用。

三、固態儲氫，儲氫密度大，極具發展潛力

固態儲氫方式能有效克服高壓氣態和低溫液態兩種儲氫方式的不足，且儲氫體積密度大、操作容易、運輸方便、成本低、安全等，特別適合于對體積要求較嚴格的場合，如在燃料電池汽車上的使用，是最具發展潛力的一種儲氫方式。固態儲氫就是利用氫氣與儲氫材料之間發生物理或者化學變化從而轉化為固溶體或者氫化物的形式來進行氫氣儲存的一種儲氫方式。

儲氫材料種類非常多，主要可分為物理吸附儲氫和化學氫化物儲氫。其中物理吸附儲氫又可分為金屬有機框架(MOFs)和納米結構碳材料，化學氫化物儲氫又可分為金屬氫化物(包括簡單金屬氫化物和簡單金屬氫化物)，非金屬***(包括硼氫化物和有機氫化物)。

圖6 固體儲氫材料分類

物理吸附儲氫材料是借助氣體分子與儲氫材料間的較弱的范德華力來進行儲氫的一種材料。納米結構碳材料包括碳納米管、富勒稀、納米碳纖維等，在77K下最大可以吸附約4wt%氫氣。金屬有機框架材料(MOFs) 具有較碳納米材料更高的儲氫量，可以達到4.5wt%，并且MOFs的儲氫容量與其比表面積大致呈正比關系。但是，這些物理吸附儲氫材料是借助氣體分子與儲氫材料間的較弱的范德華力來進行儲氫，根據熱力學推算其只能在低溫下大量吸氫。

化學氫化物儲氫的最大特點是儲氫量大，目前所知的就有至少16種材料理論儲氫量超過DOE 最終目標7.5wt%，有不下6種理論儲氫量大于12wt%。并且在這種儲氫材料中，氫是以原子狀態儲存于合金中，受熱效應和速度的制約，輸運更加安全。但同時由于這類材料的氫化物過于穩定，熱交換比較困難，加/脫氫只能在較高溫度下進行，這是制約氫化物儲氫實際應用的主要因素。

圖7 固體儲氫材料分類

目前各種材料基本都處于研究階段，均存在不同的問題。金屬有機框架(MOFs)體系可逆，但操作溫度低;納米結構材料操作溫度低，儲氫溫度低;金屬氫化物體系可逆，但多含重物質元素，儲氫容量低;二元金屬氫化物體系可逆，但熱力學和熱力學性質差;復雜金屬氫化物儲氫容量高，局部可逆，種類多樣;非金屬氫化物儲存容量高，溫度適宜，但體系不可逆。實現“高效儲氫”的技術路線主要是要克服吸放氫溫度的限制。

四、有機液體儲氫近年來備受關注

有機液體儲氫技術是通過不飽和液體有機物的可逆加氫和脫氫反應來實現儲氫。理論上，烯烴、炔烴以及某些不飽和芳香烴與其相應氫化物，如苯-環己烷、甲基苯-甲基環己烷等可在不破壞碳環主體結構下進行加氫和脫氫，并且反應可逆。

有機液體具有高的質量和體積儲氫密度，現常用材料(如環己烷、甲基環己烷、十氫化萘等)均可達到規定標準;環己烷和甲基環己烷等在常溫常壓下呈液態，與汽油類似，可用現有管道設備進行儲存和運輸，安全方便，并且可以長距離運輸;催化加氫和脫氫反應可逆，儲氫介質可循環使用;可長期儲存，一定程度上解決能源短缺問題。

有機液體儲氫也存在很多不足：技術操作條件較為苛刻，要求催化加氫和脫氫的裝置配置較高，導致費用較高;脫氫反應需在低壓高溫非均相條件下，受傳熱傳質和反應平衡極限的限制，脫氫反應效率較低，且容易發生副反應，使得釋放的氫氣不純，而且在高溫條件下容易破壞脫氫催化劑的孔結構，導致結焦失活。

國內富瑞特裝公司的常壓有機液態儲氫材料目前取得實質性進展，該儲氫材料能有效降低脫氫溫度，具有非常優異的技術指標：(1)穩定性好，熔點約-20℃;(2)加氫產物蒸汽壓低，具有良好的實用性與安全性;(3)儲氫重量密度6.0wt%，高于美國能源部2015年技術指標;(4)儲氫體積密度約每升60克，高于700大氣壓下的高壓氣態儲氫密度(約每升39克);(5)加氫后的儲氫載體熔點低于-50℃，沸點約310℃，閃點約150℃;(6)加、脫氫可逆性好，無副反應發生，脫出氫氣純度達到99.99%;(7)加、脫氫產物無明顯毒性;(8)加、脫氫過程調控可通過溫控和催化劑實現。公司將形成年產3萬噸液態氫源材料生產能力。

五、運輸--氣態和液態運輸最為常見

按照氫在輸運時所處狀態的不同，可以分為氣氫輸送、液氫輸送和固氫輸送。其中前兩者是目前正在大規模使用的兩種方式。根據氫的輸送距離、用氫要求及用戶的分布情況，氣氫可以用管道網絡，或通過高壓容器裝在車、船等運輸工具上進行輸送。管道輸送一般適用于用量大的場合，而車、船運輸則適合于量小、用戶比較分散的場合。液氫、固氫輸運方法一般是采用車船輸送。

圖8 氫氣運輸方式

下游應用

氫能產業鏈下游應用包括加氫站、燃料電池的各種應用(包括車輛、固定式電站、便攜式電子、分布式發電等)、傳統石化工業應用。石化應用是目前氫的主要應用，據統計氫60%被用于合成氨，38%用于煉廠石油和煤炭的深加工，這部分不屬于本報告研究范疇。而燃料電池的各種應用在燃料電池產業鏈章節做進一步分析。

一、世界各地加氫站建設如火如荼

世界各地都在大力推進加氫站的建設，國內加氫站運營指日可待。加氫站的建設至關重要，對于汽車企業來說，沒有能源站，就沒辦法賣車。據LBST于2017年2月21日發布了第9期全球加氫站統計報告，2016年全球新增92座加氫站，創增長數新高。截止到2017年1月，全球正在運營的加氫站達到274座，其中有4座是2017年初開放。

新增的92座加氫站中，有83座是對公眾開放的，其余9座則是專門為公交車或車隊客戶提供服務。日本憑借新增45座位列加氫站增長數榜首。而在北美新開放的25座加氫站中，有20座位于加利福尼亞州。歐洲新增22座，其中6座位于德國，德國公共加氫站總數增至22座。另外，德國還有29座加氫站正在建設或即將開放，超過美國，后者正在建設的加氫站有24座。

目前全球正在運營的274座加氫站中，有106座位于歐洲，101座位于亞洲，64座位于北美，2座位于南美，1座位于澳大利亞。其中188座加氫站向公共開放，占全球總加氫站數的2/3。去年，有幾座僅用于示范項目的舊加氫站也被新的公共加氫站所替代，這表明氫基礎設施的商業化正在逐漸開展。

圖9 全球加氫站統計

二、新型加氫站成為有效補充和擴展

新型加氫站之一--太陽能加氫站將相比大型加氫站具有兩個顯著優點：

其一，體積小巧，甚至可以直接安裝在家中花園或門口，對于建設用地和氫氣儲藏設施沒有額外特殊要求;其二：節能環保，通過太陽能電池的電力，來電解水提取氫，并且在制造氫時不會產生CO2?；诖?，太陽能加氫站可以鋪設成數量更大、更廣泛的臨時加氫網，以便滿足氫燃料電池汽車的臨時性加氫需要。

新型加氫站之二--移動加氫車，汽車家族的充電寶。2015年12月，豐田公司與Air Products公司合作，在加州新建設的加氫站建成前，為消費者提供氫氣。Air Products公司的移動加氫車使用蓄電池以及太陽能發電制氫，加氫車每次可以為Mirai加注半個罐氫氣，提供150英里的續航里程。移動加氫車的儲氫能力為85kg，每罐可以滿足30多輛車的加氫需求。

三、規模效應有望使加氫站建設成本顯著下降

目前一個新的加氫站的建設成本在200-500萬美元左右。日本建設一座中型加氫站(300Nm3/h)投資在500~550萬美元;在美國，約需要280~350萬美元。與國外相比，在國內建立一座加氫站具有成本方面的優勢，國內建設一座加氫站(35Mpa)的投資在200~250萬美元之間。隨著加氫站建設數量的增多，勢必出現規模效應，加氫站的建設成本將有效下降。

圖10 加氫站建設成本

加氫站的主要設備：包括儲氫裝置、壓縮設備、加注設備、站控系統等，其中壓縮機占總成本較高(約30%)。目前設備制造的發展方向主要是加速氫氣壓縮機的國產化進程，從而降低加氫站的建設成本，促進氫能產業鏈的發展。