【云道资本】2023中国氢能产业-氢制备深度研究报告
氢能源是一种高效、清洁的二次能源，以氢为载体来储存和传输能量，相较于传统石化能源，氢能源具有低碳、零污染、可持续的特点。除零碳可持续外，氢能源具有能量密度高、原料来源广泛、可承接风光弃电、可作为储能介质等诸多优点，并可以应用于交通、工业、家庭等多重应用场景，其规模化、多元化应用是未来能源发展、能源体系变革的重要方向之一。
国家层面也日益重视和认可氢能的战略重要性，加强对氢能的布局，明确了氢能源的战略定位，陆续发布了系列支持氢能源发展的政策文件，推动中国氢能源产业发展开启新篇。2022年3月，《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》明确了氢能作为国家未来能源体系重要组成部分地位，系统部署了氢能在交通、建筑、工业等领域的重点任务和研发进度，并明确指出到2035年可再生能源制氢在终端能源消费中比重明显提高，形成氢能多元化应用生态。
氢能是重塑中国能源禀赋、解决能源转型难题的必由之路。中国能源体系面临着三大关键问题，而氢能源作为绿色零碳的二次能源，是解决我国能源问题、能源体系转型的必经路线：
首先，中国可再生能源消纳能力的提升远远滞后于发电占比的提升。清洁电力占比持续升高的同时，“弃风、弃光”等能源浪费问题，电网解列等电力安全问题，适宜规模风光发电地区距东部用电集中地区距离远、电网输电压力大且损耗大问题等更加突出。而氢能源可直接生产、直接存储、直接应用，通过离网风光电力电解制氢，可实现电能的大规模、长周期、跨区域的储存及更广范围的应用。
第二，我国能源呈现“多煤少油少气”的局面，且石油、天然气在终端消费占比始终处于高位，自给率严重低下，中国在能源领域的进出口逆差2021年高达3611亿美元，与6,762亿美元总体贸易顺差数量级相当，能源安全问题始终未得到根本解决，能源领域“双循环”也根本无法实现。绿氢与绿电耦合可有效提升能源体系运转效率，有望显著提升能源自给率，为构建国内循环为主的新格局、推动经济的持续高质量发展、保障国家能源体系安全注入新动力。
第三，工业等广大下游应用场景脱碳极其困难，冶金、化工、建材等大中型场景对化石能源的需求极为刚性。IEA将能源划分为热能、电能、交通燃料三大层次，而现有的主流能源体系中，只有石油可以同时满足电、热、燃料三大层次的能源需求；但氢能源的出现，颠覆了这一格局，氢能是零碳、高效、无污染的“万能燃料”，既能像石油一样满足三大层次的能源需求，并且热值是同等重量汽油的3倍，在交通、冶金、化工等广泛领域拥有替代化石能源的潜力。
综上，氢能源的规模应用是国家能源体系转型、实现碳中和碳达峰、构建能源领域双循环体系、保障国家能源安全的必经之路。在政府端持续政策红利释放、产业端需求驱动、技术迭代的支撑下，氢能产业发展已迎来窗口期。
氢气制取目前主流三大路径为：化石燃料制氢（灰氢）、工业副产氢（蓝氢）、电解水制氢（绿氢），此外还存在着光催化制氢、超临界水制氢、生物质制氢、核能制氢等若干新兴技术路线。短期内，经济性是各技术路径应用快慢的主导因素；中长期看，零碳/负碳属性及可持续性是关键。
目前全球氢气制取仍以灰氢为主，2021年全球氢气产量达9400万吨，其中灰氢占比80%以上，清洁制氢（电解水/化石燃料+CCUS）占比不足1%。据IEA预测，2030年全球氢气产量将达1.8亿吨，较2021年实现翻倍；其中增量产量将主要由电解水制氢提供，清洁制氢方式将成为主流。
中国化石能源储量呈现“富煤少气”特点且中国天然气含硫量高，预处理工艺复杂，使得中国天然气制氢路线经济性较差，中国的化石燃料制氢以煤制氢为主。
煤制氢核心设备是煤气化炉，为大型化工设备，前期固定投资高，适于大规模集中化生产，目前主要玩家为拥有大型煤气化设备的国资或大型民营化工企业，产能产量稳定，增量空间有限;且目前成本受煤价影响变化显著，随着其他制氢路径的规模化应用带来的降本，该路径经济性优势也将逐步丧失。
目前化石燃料制取氢虽占比较高，但该方式制取的氢气杂质多、纯度低，需经提纯才可用于下游的燃料电池等；且煤制氢/天然气制氢会排放大量二氧化碳，需结合碳捕集利用封存技术以降低碳排。
故我们认为灰氢制取路径的早期投资机会点在于先进的提纯及碳捕捉技术环节。
碳捕捉技术：
从碳捕捉的三大技术路径来看，传统CCUS适用于短期内的固定场景新排碳的捕捉及降碳，BECCS虽然为负碳技术，但结合实际国情，该技术只能作为特定场景的补充路径；而DAC技术为负碳路径，可解决大量存量碳，并且是欧盟碳认证指定的绿色甲醇等工业品的原料获取方式，是未来确定性的碳捕捉路径。
DAC细分技术领域来看，固体胺类变温吸附是目前较为成熟的工艺，也是国际DAC龙头厂商目前主流应用的吸附工艺，但该路线能耗高；变湿吸附由于不靠温度的变化来实现二氧化碳的收集与排放，性能与经济性优势突出，但吸附材料及制备工艺存在着极高的技术壁垒。
从产业链上下游的角度，我们认为，受制于技术成熟度及商业化度，DAC在中短期内成本会仍保持较高水平；对于DAC运营厂商，其经济性方面不具备优势；但受制于政策端压力（欧盟绿氢标准出台等），其应用市场将逐步打开，如配备至合成甲醇制备工业内，为其提供高纯度二氧化碳作为原料等，政策性机会较大。
DAC技术领域早期投资机遇：技术路径端在于先进的变湿吸附材料及工艺设备；产业链条端在于能够为DAC国际（目前阶段看）龙头厂商/甲醇工业制备商提供先进DAC设备的上游原材料/设备厂商。
工业副产氢指生产化工产品时同时得到的副产物氢气，也被成为“蓝氢”，成本介于化石燃料制氢和电解水制氢之间。目前工业副产氢主要有焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、合成氨合成甲醇等工业副产。目前，国内工业副产氢部分作为化工原材料或锅炉燃料使用，也存在部分放空，整体使用效率较低。工业生产与制氢用氢耦合可有效提升其经济效益，氢气的制取成本也低于电解水制氢，可作为制氢的中短期过渡路线。
目前我国工业副产氢供应潜力超过450万吨，主要产能来自于焦炉煤气副产氢。目前，焦炭和氯碱工业产能规模稳步下降，但体量较大，弃氢存在提纯利用空间；轻烃利用处于成长期，产能不断爬升，且副产氢纯度高，存在增量投资需求；合成氨合成甲醇工业较为成熟，随着氢能推广，氨和甲醇有望作为燃料或储氢介质加以应用，未来存在增长空间，合成甲醇/氨未来前景广阔，设备环节后期投资潜力较大。
化石燃料制氢和化工副产氢均需经过提纯工序，产品纯度和特定杂质含符合燃料氢气标准后方可用于燃料电池等高纯度用氢场景。目前氢气提纯的方式主要有变压吸附（PSA）、深冷分离（低温精馏）、膜分离、色谱分离和吸收法等。其中变压吸附法和深冷分离法最为成熟。变压吸附法产品纯度高、设备投资成本适中，目前应用最为广泛；而深冷分离法则适用于集中大规模生产，作为可规模化的提纯工艺，未来应用空间广泛。
绿电端--新材料纳米硅
纳米硅即微晶硅（μc-Si），是多晶硅的一种，也叫氢化微晶硅（uc-Si:H）和纳米晶硅（nc-Si:H），主要结构是在非晶硅网格中存在大小10nm的晶粒，在实际的制作非晶硅中，加长通氢气的时间可得到微晶硅，提高电子迁移率。
从应用场景来看，纳米硅作为上游原材料具有丰富的应用场景，可用于光伏、锂电、半导体等多个领域，目前最主要的市场在于锂电池-硅碳负极材料，预计2025年在锂电负极材料的市场规模达235亿人民币；光伏等领域纳米硅作为新技术路径原料的市场前景尚不明晰。其在各场景的烧结、适配环节工艺成熟、技术壁垒较低，主要壁垒还在于纳米硅粉的制备环节及相应的先进设备。
从纳米硅的制备工艺看，目前纳米硅粉的制备方法主要有机械球磨法、化学气相沉积法、等离子蒸发冷凝法三种。西方国家起步较早，已有如日本帝人、美国杜邦、德国H.C.Stark、加拿大泰克纳等成熟企业，均能够应用等离子蒸发冷凝法生产多种不同粒度的高纯度纳米硅粉，生产技术领先。国内研制起步晚、制造水平相对落后，目前主要采用机械球磨法，少部分高校和科研院所在实验室规模可以通过化学气相沉积法和等离子蒸发冷凝法制备纳米硅粉，但无法批量化生产，高性能纳米硅粉制备环节尚未实现国产自主可控。
我们认为未来几年球磨法、CVD、PVD会并驾齐驱。球磨法为国内负极龙头企业的主流应用方法，围绕下游实际需求针对球磨法制备工艺和设备的优化值得关注，以达到性能与成本的最优平衡点。PECVD和LICVD是制备高纯、超细的纳米硅粉的重要方法，随国内技术发展，非晶生成控制、产品一致性、上游设备供应等问题逐步解决，从实验室小批次走向工业量产。等离子蒸发冷凝法也是国外龙头厂商目前主要应用的先进技术工艺，但长期为国外垄断。
我们认为纳米硅领域的早期机会在于纳米硅粉的制备与过滤提纯环节，尤其是等离子增强化学气相沉积、等离子蒸发冷凝等先进制备方法的国产化与相应的制备设备、过滤提纯设备的国产化替代，同时持续关注G14路径多孔碳量产的技术突破。
绿电端--高端过滤提纯设备
光伏与风电行业中游设备制造、下游应用均已成熟，从生产环节来看，上游的纳米硅硅粉、绿氢制备、多晶硅的过滤提纯等环节尚处早期/尚未实现国产化替代。
由于多晶硅纯度会直接严重影响到单晶硅拉制等下游环节进行以及生产效率，因此纯度要求极为严格，多晶硅纯度最低为99.9999%，最高则无限趋近100%；且新材料-纳米硅硅粉的制备也对纯度有着极为严苛的要求，我们认为过滤提纯设备的国产化替代存在着早期投资机会。
绿氢设备--电解槽
电解法制氢的核心在于降低单位产氢的成本。系统综合成本最低的方案才是未来长期解决方案。
ALK技术：ALK工艺最成熟，寿命长、标方大。其整体工艺成熟度高，现阶段单项目多已达到MW级别，广泛落地，已进入大规模招投标落地阶段。但也由于其本身结构选型的问题，存在电解效率低、体积效率差、启动慢、维护成本高、氢气纯度低等局限。目前，基于碱性电解槽效率低的痛点，有大标方和低能耗两个改进方向。
PEM技术：PEM工艺逐步走向成熟，PEM使用了质子交换膜作为固体电解质代替了碱性电解槽使用的隔膜和液态电解质，并使用纯水作为电解水制氢的原料，避免了潜在的碱液污染和腐蚀问题。
PEM电流密度更高，单槽体积小；启停机动性高，适于直接接入源网侧负责风光调峰，电解效率较高、氢气纯度高，腐蚀性弱、系统维护成本低，其最核心的优势是灵活度。在风光耦合较高的场景下，制氢系统能实现秒级启停，以更好适应风能光能的峰谷变化；但催化剂依赖铂、铱等贵金属，成本高、降价弹性有限。
PEM相较于ALK具有全方位的性能优势，且技术成熟度高，目前已在国内风光氢一体示范项目中有一定的落地规模，但目前成本过高，限制了其进一步的规模化应用。
SOEC技术：固体氧化物技术正值产业化过渡期；该技术采用全固态结构，由阳极、阴极和固体氧化物电解质组成，两极都使用薄的陶瓷膜用作催化剂。根据电解槽结构，SOEC又可分为电解质支撑型、阳极支撑型和金属支撑型；
SOEC最大的技术挑战在于高温下槽体各部分由于材料分布、槽体结构和外部供热环境问题，温度分布不均，从而导致热应力产生，致使槽体弯曲变形甚至断裂，部件性能衰退、破坏和失效。目前多采取调整电解槽结构、研发抗高温蠕变材料方法。
SOEC的适用场景多为热能资源丰富或废热较多的地区和场景，制造业大型热电联供、核能耦合制氢、船舶等重型交通用燃料电池等。
AEM技术：AEM电解槽结构与PEM电解槽类似，核心组件为膜电极组件（MEA）：膜电极组件主要包括阴离子交换膜、离聚物、阳极和阴极催化剂层，正处于验证阶段；该技术催化剂价格低廉、启停机动性强，适于接入源网侧负责风光调峰；氢气纯度高、腐蚀性弱但目前电解效率较低。
AEM电解水技术结合了ALK电解水和PEM电解水的优点：相比ALK电解水技术，AEM技术具有更快的响应速度和更高的电流密度；相比PEM电解水技术，由于采用阴离子而非质子交换路线，AEM可脱离PGM（铂基催化剂）的依赖，技术的制造成本远低于PEM，甚至有希望接近ALK碱槽路线。
AEM之所以作为下一代技术发展方向广受关注，核心是因为其能在实现与PEM相当甚至更高电解效率的基础上，使用镍基等更加廉价的催化剂，从而大幅降低整槽成本，但AEM的商用落地还需要完成膜材料的进一步突破；但电极和催化剂方面，AEM采用的镍基材料相比于PEM铂/铱路线的低成本、高电解效率已经得到验证。
AEM结合了PEM高电解效率的优势以及ALK低单槽成本的优势，技术一旦成熟，能实现与PEM相媲美的电解效率（90%+），同样能实现快速启停捕捉更多弃风弃光，且单槽价格远低于PEM，因此未来在固定投资和可变成本两方面都具有最大的商业化潜力。
因此我们可以预见，在AEM、SOEC技术进一步成熟落地后，未来ALK和PEM的成本、效率、灵活性优势将逐渐不再明显，下一代制氢电解槽将会是SOEC热电联供+AEM风光电氢一体的格局。
核能制氢
核能制氢即将核反应堆与制氢相结合：核反应堆有大量多余的热能，而制氢需要大量额外的能量，核能作为清洁能源，不仅可以提供大规模制氢所需的电力，还可以提供热化学循环制氢所需的热能。由核能耦合制氢产出的氢气也被称为“粉氢”。其部分技术路径已进入了初步商业化的发展阶段，且受到各国政府高度重视，是较为具备发展潜力的制氢路径；氢能等新型清洁能源的兴起挤压了核能的发展空间，为提升核电设施效率、避免废弃，核能企业端也在主动布局核能制氢路线。
核能制氢基本技术路径可分为：1.核能耦合甲烷蒸汽重整制氢（化石燃料重整制氢）、2.核能耦合高温蒸汽电解制氢、3.核能耦合热化学循环制氢、4.常规冷水电解制氢；（其中利用核电电解水只是核能发电与传统电解的联合，仍属核能发电领域，不属于严格意义上的核能制氢技术）。
目前各国应用示范主要采用的是适配第四代核反应堆-高温气冷堆型的热化学循环与高温蒸汽电解两种技术；热化学循环已经研究了数十年，且目前经济性优势最为突出，尤其是成熟的硫族和氯族的循环，已开启商业化示范阶段。高温蒸汽电解拥有更好的反应效率，且与新一代核反应堆型适配，也是示范项目应用的主流路径；由于冷水电解（PEM）可以适配大部分核反应堆型，也是不少核能企业在尝试的技术路线之一；高温电解目前由于商业化应用尚未成体系规模，其与核能耦合制氢路线经济性还存在较大劣势，但中长期来看随着高温电解技术与相应的高温核反应堆型的成熟，其高效率、低成本的双重优势将得以凸显。
放眼全球，随着美日韩英法等核电大国新一代核堆型的成熟与氢能产业的发展，均已启动了本国的核能制氢工程；目前适配四代核反应堆型高温气冷堆的高温固体氧化物蒸汽电解与热化学-碘硫循环的核能制氢路径是各国应用示范的主流技术路径。
同时结合各国政府对核能制氢的远景规划，我们认为核能制氢领域将在制氢端释放政策性机会，且伴随着制氢端SOEC高温电解槽设备的规模化应用与其逐步成为电解水制氢的主流技术路径进程下，高温蒸汽电解HTSE技术有望成为长远期的主流核能制氢路径，重点关注高温电解槽（SO）/PEM电解槽产业链（膜电极、催化剂、粘合剂等）相关的初创企业。
光催化制氢
光催化制氢技术是将太阳能转换为氢能,将太阳能以化学能形式储存起来,不仅能利用太阳能制取氢气,而且可以将氢能与CO2结合起来生产高附加值化学品,实现碳氢资源的综合利用，太阳能光催化制氢研究目前总体上仍然停留在基础研究阶段。
光催化制氢的关键在于光催化剂，光催化剂性能指标包括量子效率（QE）和太阳能到氢能转化效率（STH），一般由太阳能到氢能转化效率（STH）作为核心衡量指标；
从光催化制氢技术路径上来看，光催化分解水制氢可分为三大技术路线：光催化分解水制氢（PC)、光电催化分解水制氢（PEC）以及光伏-电解耦合分解水制氢(PV-EC)
其中，光催化分解水制氢（PC）主要是依赖光催化剂实现水的分解；光电催化分解水制氢（PEC）技术则是在依赖光催化剂的基础上，加上了电剂电压的作用；而光伏-电解耦合分解水制氢(PV-EC)则是光伏为碱槽、质子交换膜等电解水制氢提供清洁电力进行耦合，不属于严格意义上的光催化分解水制氢概念。
光催化分解水制氢（PC）在三种技术路径中规模化应用上对设备的要求较低、可操作性强、成本最为低廉，但是该技术的太阳能转化利用效率也最低。以目前实验室阶段催化剂研究实验的最新进展来看，光催化分解水制氢技术太阳能到氢能转化效率（STH）超过1%，最高不超过2%，离工业应用还有十分遥远的距离。
光电催化分解水制氢（PEC）技术需要将光催化剂沉积在导电基底上制成电极，在少许偏压（或无偏压）下实现分解水。在一些典型的光阳极半导体材料上，STH效率可超2.0%。光催化分解水制氢（PC）一直面临着效率低、粉末催化剂难回收等问题，而光电催化(PEC)制氢是将催化剂做成光电极,不仅可以解决传统粉末催化剂回收难的问题,而且通过施加偏压可以提高分解水制氢效率。
光伏电解水制氢技术（即光伏耦合绿氢制备）较为成熟,实现制氢效率约为12.0%～14.2%,目前已进入示范应用阶段；主要核心元件是太阳能电池板与制氢电解槽设备,其他还包含有储能用蓄电池组、控制器等。光伏电解水技术主要优势在于光伏电池和电解水已经比较成熟,该系统已实现部分商业化；目前,光伏电解水系统的研究热点在于提高光伏电池的电压值和开发高效电解水制氢催化剂，以及光伏侧的储能方案，以解决其发电供电的间歇问题。
总体上光催化制氢技术面临技术十分不成熟、制备成本极其昂贵等问题，距离规模商业化十分遥远，我们认为尚不具有清晰的早期投资机会。
光催化分解水制氢（PC)：材料体系复杂，材料端可关注二氧化钛(TiO2)、硫化镉(CdS)、铋基含氧酸盐(BiOX)以及石墨相氮化碳g-C3N4加相应的改性工艺革新；但目前完全处于基础研究阶段。
光电催化分解水（PEC）：阳极/阴极材料体系复杂，光阳极半导体材料(TiO2、WO3、BiVO4)等与新型光阴极材料（Cu2O、Sb2Se3、GeSe以及Cu2ZnSnS4(CZTS)）制备及其相应的改性工艺是新方向。
光伏-光电耦合（PC-PEC）：正处初步商业化、示范阶段，但制备成本过高，可关注光伏电池端纳米硅、钙钛矿新材料革新应用与电解制氢端制氢设备及材料（膜电极、双极板、催化剂、粘结剂等）进一步发展，但就光催化制氢而言该路径未来中长期内基本不具备商业化竞争力。
生物质制氢
主要是指生物质经过不同预处理后，利用气化或微生物催化脱氧的方法制取含氢合成气。中国每年可利用生物质资源约为35亿吨，其主要来源为能源作物、农业废弃残留物、林业废弃残留物和工业城市固废，利用生物质原料制氢不失为一种适应中国国情、具有良好发展前景的制氢技术路线。由于其某些场景下原料为含碳生物质，该路径也被视为“负碳”制氢路径，也被称为“翠氢”或“超级绿氢”。
生物质制氢技术主要可分为热化学法制氢与生物法制氢两大路径。热化学制氢可分为蒸气汽化、超临界水汽化、生物质热裂解重整三种细分技术路径；生物法制氢也叫做微生物降解法、生物质发酵法制氢，包括了直接光解/间接光解、光发酵、暗发酵、光暗耦合发酵、无细胞生成酶生物转化等多种细分路径。
热化学法指通过热化学处理，将生物质转化成富氢可燃气后通过分离得到纯氢的方法。该方法可由生物质原料直接制氢，也可由生物质解聚的中间产物（如甲醇、乙醇）制氢。根据具体过程不同可进一步划分为蒸汽气化技术、超临界水气化技术和生物质热解重整技术。该技术方向转化速率快，但对设备、催化剂等要求高，气体分离难度大；可重点关注新型催化剂、焦油重整利用、气体分离工艺与设备等关键突破方向。
生物法产量高、成本低，但杂质较多；生物法的多种路径中，光暗耦合发酵不仅能在一定程度上减少光能需求，同时可大幅增加氢气的产量，产氢效率最快、底物利用率最高，是目前生物法制氢的主要发展方向。
生物质制氢可有效利用工农业及城市废余物，但建设地点受限于原料供应地，属分布式制氢路径；其直接产品为含氢合成气，会含有CO、H2S及焦油等杂质气体，需进一步分离得到氢气才可以使用，较为适合作为燃料或工业原料，不适合氢燃料电池等高纯度氢气应用场景。
综上，生物质制氢总体上仍处于早期阶段，部分商业化示范还集中在小试中试阶段，其应用场景以作为工业燃料原料等为主，该领域可重点关注：生物发酵制氢的高性能产氢菌的培养改造与制备、光暗耦合发酵制氢法、生物制氢原料预处理环节、氢气分离工艺设备等关键环节。
超临界水制氢
该技术利用超临界水(温度、压力均高于其临界点374.15℃、22.12MPa)强大的溶解能力，将煤炭或者生物质中的有机物溶解，在高温高压反应条件下快速气化，生成富氢混合气体。在此过程中，煤和生物质所含的氮、硫、金属元素及各种无机矿物质均不发生反应，在反应器内得到净化并沉积于底部，以灰渣形式排出反应器，从而实现煤和生物质高效、洁净转化利用。
以反应原料划分，超临界水制氢可分为：煤炭、有机废弃物与生物质三种路径；其中以煤炭为原料的超临界水制氢技术是三种路径中最为成熟的技术，已进入商业化示范阶段。
以煤炭为原料的超临界水制氢是超临界水制氢三种路径中最为成熟的路径，目前的技术突破点在于进料预处理、加热系统、压力控制及反应器堵塞、设备的防腐与氢脆等方面。
但该技术属于煤制氢的改良技术路线，其产品仍包含二氧化碳，应用场景为多工业联产（二氧化碳、氢气等作为原料），从制氢角度看该技术仍属灰氢的范畴，属于短期内灰氢的改良技术路径，其潜在发展空间受限；另外两种技术（有机废弃物、生物质）尚处早期实验室阶段，技术尚不成熟；综合来看，我们认为超临界水制氢领域早期投资机会有限。
