站在2023年的当下，制约氢能大规模应用的瓶颈是什么？

展开之前，先分享险峰新能源团队在近期走访调研中遇到的两个小故事：

(资料图)

1、某氢燃料电池企业A和某地方政府B接洽产线落地事宜。B市属于北方三线城市，相比于一些富裕省份，能给到的优惠政策有限，原本A企业谈的兴趣不太大，但当听说当地有工业副产氢的时候，A企业当即表示可以无条件落地。

2、某地方政府C在政策指引下，2022年初上马了一批氢能车的示范项目，但却苦于找不到平价稳定的氢源，车辆只能断断续续的上路，无法100%运力投入到实地运营之中。

这两个例子都指向了一个共同的问题：即在2022年政策端大力推动氢能落地的背景下，氢能上下游出现了一些“结构性冲突”。

换言之，化工领域的低碳转型叠加交通和能源对于高纯氢、燃料氢气的需求不断爆发，目前上游的氢气产能与下游需求其实是不匹配的。

这背后的逻辑也非常简单，传统上，我国的氢产业一直是依附于化工产业而存在，比如氢的第一大用途是合成氨制造化肥（占比约55%），第二是用于石油炼化中的脱硫工艺（占比约25%），两者合计占到全国年用氢量的80%。

因此，尽管我国是全球第一大产氢国，每年能生产3500-4000万吨氢，但真正能分出来且纯度满足「供能」要求的部分非常有限。可以说在2020之前，氢在我国都还是个比较小众的行业，也从来没有真正被当做是一种「能源」来看待。

对比来看，目前中国每年从海外进口的原油5亿吨，年综合成本支出1.6万亿人民币，未来我们要保证国家能源安全，实现3060的碳中和目标，这些化石能源中的大部分都是要转型为非碳能源的。

而「氢」无论是作为能源载体，亦或是储能载体，哪怕只占到20-30%的份额，也将是一个非常巨大的增量市场。

与电动车、光伏行业的发展脉络相似，氢能未来的发展一定要依靠上下游一起发力：上游扩产带动下游需求普及，下游需求增长推动上游成本改善。然而站在2023年当下，仅从当前供需情况来看，上游制氢环节对于整个氢能的破局或许更为关键一些，与之相关的新兴技术也值得投资人们特别关注。

在本篇里，我们将从氢能上游产业链入手，谈谈我们近期的一些投资思考，也欢迎氢能领域的创业者及行业专家联系我们，与险峰新能源团队一起深入交流。

破解氢能上游之困：降本是关键

回到开头的问题——既然供不应求，为什么上游企业不扩大氢能的产量？

简单来说两个字：成本。

在《新能源的第二曲线：聊聊氢能投资的三个机会》一文中我们曾提到，氢是一种典型的二次能源，并不天然存在于自然界，它的产生途径主要有四种：

灰氢：直接燃烧化石能源制氢。

蓝氢：化石能源制氢+CCUS（碳捕集与封存）。

绿氢：通过风光等可再生能源，电解水制氢。

工业副产氢：来自于氯碱工业、煤焦化工业里产生的副产氢气

其中，工业副产氢价格相对便宜，也不产生额外的碳排放，但它的问题是受制于上游氯碱、焦化的工业规模，过去都是“在工厂里产生，在工厂里消耗”，产量有限，也很难扩张，注定不可能成为未来氢能的主要支撑力量。

而中国是一个典型的“富煤”国家，因此在剩下的三种氢中，煤制氢（灰氢）的生产成本要远低于绿氢和蓝氢；从价格来看，2020年我国可再生能源电解水制氢（绿氢）的成本在20元/kg左右，但煤制氢平均只有8-10元/kg。

过去氢主要用于工业场景，这些行业普遍利润不高，所以价格便宜是王道，因此灰氢一直是市场上的绝对主力。

以中国氢能联盟的统计口径，我国一年的氢产量中，67%都是煤制的灰氢，绿氢与蓝氢加起来占比不超过3%。

在这样的能源结构下，相当于氢用得越多碳排放越多——这也是很多舆论质疑氢能的主要原因。

但从长期来看，过去10年间，全球光伏的发电成本已经降低了90%，未来随着钙钛矿、异质结以及分布式光伏的广泛应用，清洁能源的成本还会进一步降低。

而反观煤炭石油等化石能源，则基本不可能大幅降价。

因此，与电动车最终替代燃油车的逻辑类似——在氢能领域，可再生能源+电解水的绿氢路线一定是代表着未来。

从这个角度说，如何尽快将绿氢的生产成本降低到8-10元/kg，达到和灰氢一样的水平，才是解决当前困扰的关键所在（因煤价波动大，暂按600元/吨均价计算）。

这也是近期我们在和业内专家交流中大家的共识：即氢完全不需要和锂竞争，只要能把电解水做到和煤制氢同等价格水平，整个行业正循环就能够滚动起来了。

继续向下拆解的话，电解水制氢中70%-90%的成本来自于电力成本，随着电解槽设备成本的进一步降低，降低电力成本的重要性会进一步凸显——这一方面依赖于国家政策的补贴，比如碳税可能成为一个重要的政策变量；另一方面则来自于清洁能源的发展。

2021年，我国新增风电、光伏装机规模合计已达1.025 亿千瓦，风光累计发电量约9785亿千瓦时，同比增长35%，风电、光伏发电量占全社会用电量的比重首次突破10%，达到11.7%。而按照国家能源局《2022年能源工作指导意见》要求，2022年风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重将提升到12.2%左右。

众所周知，风电光电一直存在间隙性、随机性和波动性的问题，而我们的电网系统一时间也还无法消纳这么多的增量，导致了很多弃风、弃光现象。

2021年，全国弃风电量约206.1亿千瓦时，弃光电量 67.8 亿千瓦时，加起来差不多相当于整个贵阳市一年的用电量。要知道，这些电弃掉了也就弃掉了，而如果用电解水转化为氢来储存，每年至少可以新增绿氢约55万吨。

正因为如此，我们能看到国内已有超过百个在建和规划中的电解水制氢项目，涵盖了石油炼化、化工合成、钢铁冶炼和交通等多个领域，隆基、远景、华电、国电投、中石化等大批巨头企业也都参与其中。

在走访过程中我们也发现，几乎所有的传统能源企业都对电解水制氢表现出了浓厚的兴趣，可以说需求是非常确定的，但大家最为关心的问题，还是成本和技术上能否大规模实现。

路线之争：双雄争霸，碱性为王

2020年8月，中国科协组织国内了2万余名科学家，从490个问题中，票选出了当年「10个对科学发展具有导向作用的科学问题」和「10个对技术和产业具有关键作用的工程难题」。

这十大工程难题的其中之一，便是「如何在电解水制氢中实现“大规模”、“低成本”、“高稳定性”的统一」。

由此可见，这三个指标同时达成的难度之大。

根据工作原理不同，目前电解水制氢可以分为4种技术路线：

碱性电解制氢（ALK）

质子交换膜电解制氢（PEM）

高温固体氧化物电解水技术（SOEC）

固体聚合物阴离子交换膜电解水技术（AEM）

图表：四种电解水制氢技术对比

这里面，后两种还处于实验室阶段，真正可以商业化的只有前两个。

其中，质子交换膜电解制氢（PEM）源于上世纪60年代NASA的太空任务，当时主要是用氢和氧混合后为航天器供电。而把整个反应过程逆过来，就变成了电解水制氢。

它的优点是体积小巧，电流密度高，可以做到瞬时启停，理论上能很好的适配风光储能，但缺点是催化剂必须使用铂和铱等贵金属。

作为一种稀有小金属，铱矿的来源非常单一，全球基本只有南非可以提供，如果中国大规模使用铱做催化剂，未来还是会有“卡脖子”风险。

此外，22年锂价飞涨的例子也说明，稀有金属一旦用在量产设备上，价格必然快速上涨，很难同时满足“大规模”与“低成本”的要求。

当然，也有很多科研团队在尝试用锰、钴等金属绕开铱，或者用团簇结构减少铱的用量，但目前这些研究都还停留试验阶段，我们对此也在持续关注，相信未来一定能看到技术突破。

不过归根到底，大规模制氢还是一个工程学问题，而工程和科学最大的区别，是科学更关注「可能性」，工程则更关注「实用性」。

就像马斯克把9台梅林发动机捆在一起造出了猎鹰9火箭，工程思维追求的是"在现有条件下，如何把事情做成，且成本能尽量低”。

从这个角度来看，另一条碱性电解水（ALK）路线距离工程化落地可能会更近一些。

碱性电解制氢（ALK）的历史非常悠久，源自于200年前的氯碱工业，当时人们发现可以通过电解食盐水来制取氯气和烧碱，阴极的生成物就是氢氧化钠和氢气。

1893年，美国纽约建成全球第一家电解水制氯碱工厂；随后一战二战相继爆发，战争期间无论是漂白、杀菌亦或是制造化学武器都需要用到氯气，于是全球对于氯的需求量激增，整个氯碱工业开始兴起。

此时，大家使用的电解水技术还是「水银法」，利用流动的水银薄膜作为阴极，但水银有巨毒，会造成环境污染。于是到上世纪60年代，荷兰发明了「隔膜法」，不过效率又太低，最后日本在隔膜法的基础上，于70年代开发出了「离子隔膜法」。

「离子隔膜法」综合了隔膜法和水银法双方的优点——产量高，能耗低，无公害，从行业发展角度看是一项伟大的技术进步，但它同时也对隔膜材质提出了更高的要求。

图表：碱性电解水制氢原理

因为在动态条件下压力不一致，很容易失衡导致电解槽内的氢氧互窜，特别是分子量小、运动速度特别快的氢分子，容易穿透隔膜，跑到阳极那一端。

在氯碱工业中，这还不是个大问题；但如果是电解制氢，因为氢氧分子不对等，一旦氢氧发生混合，就意味着巨大的安全风险。

比如，我们也在调研中也了解到：随着2022年氢能需求集中爆发，很多非专业团队涌入了这个赛道，但因为使用的电解槽和隔膜材料不合格，制出的氢纯度不够，导致了不少“炸槽”的情况发生。

复合隔膜：皇冠上的明珠

这些企业之所以找不到合格的隔膜材料，是因为它的生产技术非常困难，需要同时满足以下要求：

保证氢气和氧气分子不能通过隔膜，但允许电解液离子通过；

能够耐高浓度碱液的腐蚀；

具有较好的机械强度，能够长时间承受电解液和生成气体的冲击，隔膜结构不被破坏；

有较小的面电阻，降低电能损耗，因此隔膜孔隙率要尽可能高；

在电解温度和碱液条件下隔膜能够保持化学稳定性；

原料易得、无毒、无污染，废弃物易处理。

而能生产这种隔膜的企业，全球目前基本只有爱克发（Agfa-Gevaert Group）一家。

这是一家来自欧洲的材料科技巨头，至今已占据了国外碱性隔膜95%以上的市场份额，处于绝对的垄断地位。但因为众所周知的原因，爱克发生产的复合隔膜并不在中国境内出售，国内企业无法买到，只能使用相对落后的PPS来代替。

而在性能方面，PPS在今天已经很难与复合隔膜竞争，一个例子就是连全球最大的PPS生产商日本东丽，也已经开始转攻复合隔膜，国内各主要制氢龙头也都开始尝试采用复合隔膜，替代趋势已非常明朗。

不过，爱克发虽然是材料界巨头，但其实也不太重视这块市场。

毕竟，电解水制氢此前一直是个小众的行业，爱克发整体业务庞大复杂，每年营收的17亿欧元中，复合膜只有约4亿人民币，占比不到4%，其背后也没有强有力的政府来整合产业的发展方向。

而与欧美不同，中国正处在能源转型的关键节点，对各类清洁能源设备的需求非常巨大：比如现在给很多地方在给光伏/风电批地的时候，都会硬性要求配置制氢装置，未来随着风光能源的加速落地，整个制氢行业也会持续提速。

举个例子，根据国家《氢能产业发展中长期规划(2021-2035 年)》，到2025年，中国要达到10万吨可再生能源制氢，不过按照目前的行业发展速度，这个数字很可能2023年就能实现——在这种增速下大家依然感觉氢不够用，需求增长之快可见一斑。

2022年，中国电解槽出货量在800MW左右（其中的绝大部分都是碱性制氢），一台1000标方的电解槽要用大约1200平米隔膜，以5MW=1台1000标方=800吨/年产能计算，现阶段国内复合隔膜的市场规模约在1.6亿左右。

按照势银的预测，2030年中国电解槽装机量可以达到100GW，以此测算，届时国内复合隔膜市场规模在200亿以上，相当于10年会有一个百倍的增长。

因此我们认为，「复合隔膜的国产替代」是一个属于中国科技公司的大好机会，首先它的需求是非常确定的，只要能做出来就能卖得掉，此外壁垒足够高，可以在一个较长的时间内享受到技术红利带来的高溢价。

目前在这个方向上，国内也有很多创业团队在进行探索，不过因对其综合性能要求较高，国内能够达到有小批量生产的企业并不多，险峰此前在天使阶段投资了其中的一家「刻沃刻科技」；根据客户反馈，其产品在500微米、300微米和200微米厚度的产品初步测试中，测试结果已经赶超爱克发。

拥抱变化，是唯一不变的东西

从投资的角度看，氢能产业链是一个典型的「中间模糊，两头确定」行业。

中游储运环节，是用管道掺氢、有机溶剂还是现场制氢，业内还存在争论，也很难说哪种会成为主流，但下游的应用领域大家已经有了共识，就是工业生产、燃料电池和储能这三大方向。

上游制氢方面，主流观点也很一致，就是如何把绿氢的成本降一半。

就像前文提到的逻辑：只要绿氢能做到比蓝氢便宜、比灰氢稍贵，目前所有的下游应用就可以直接承接过来了，而对于国家能源战略来说，这也会是比较舒服的转型方式。

站在行业发展角度，2022年氢能才第一次作为能源登上历史舞台，是一个非常年轻、充满机会的赛道。在此之前，因为下游没需求，上游即使做出好产品也卖不掉，人才和资金也不愿意进来，很多技术只能沉淀在高校里面，整个行业循环处于“锁死”状态。

这其实和2015年的自动驾驶非常相似，当时自动驾驶非常依赖激光雷达，全世界能供货的只有LiDAR一家，一台雷达卖7万5千美金，相当于50万人民币。

但是随着中国新能源车的兴起，到2022年，国产激光雷达已经可以做到单台700美元，要知道激光雷达属于光学机械，不是半导体也不遵循摩尔定律，中国企业单单只是靠上下游合力，就把生产成本降低了100倍。

氢能未来大概率也会遵循类似的逻辑——因此，我们会非常看好氢能行业里关键材料和器件的突破，这些领域很适合中国的科技初创公司，我们国家的巨大市场和成本优势，都有助于构建企业的护城河。

总之，在碳中和的大背景下，氢能已经成为未来中国一个重要的发展趋势，无论心理上是否接受，这都是正在发生的客观事实。

拥抱变化是早期投资人必经的过程，也是必然的宿命，毕竟唯有变化，才是世间唯一不变的东西。

关键词： 国家能源局