1、主流制氢方式

1）化石能源制氢：因为有二氧化碳排放，称为灰氢。主要包括煤制氢、天然气制氢、甲醇制氢、氨分解制氢等。如果加上CCS或CCUS，二氧化碳不向环境中排放，就可称为蓝氢。

2）副产物制氢：不额外产生碳排放的制氢方式，例如丙烷脱氢，主要产品是丙烯，副产氢气。

3）电解水制氢：使用绿电电解水制氢，从发电到制氢都没有碳排放，称为绿氢。

2、各种制氢方式占比

在中国，煤制氢占比45%左右。全球来看，天然气制氢占比45%左右。电解水制氢占比仅有1-5%。

3、各种制氢方式的应用场景

工业用氢，化工行业，如合成氨等，用气量较大，所以煤制氢、天然气制氢多。用氢量小然后对纯度要求较高的行业，比如半导体、金属冶炼、玻璃、多晶硅等用电解水制氢。

4、各种制氢方式成本

煤制氢，按煤500元/吨计算，1标方氢气成本为0.8-1元。天然气制氢，按天然气3元/立方计算， 1标方氢气成本为1.5-1.8元。甲醇制氢，按甲醇3000元/吨计算，1标方氢气成本为2-2.5元。电解水制氢，1方氢消耗5度电制氢成本取决于电价。

5、电解水制氢方式

主要分为四类

1）碱性电解槽，已商业化。

2）PEM，已商业化 只有氢离子能通过隔膜，气体分子通过不了，比较安全。

3）AEM，实验室研发阶段，只有氢氧根能通过隔膜，气体分子通过不了，比较安全。因为暂时没找过合适的隔膜，所以没商业化，现有隔膜寿命满足不了工业化要求，只有1一年左右寿命。

4）SOEC，实验室研发阶段，反应温度800-1000度，对材料耐高温和热胀冷缩的一致性要求比较高。

6、碱性电解槽和PEM优劣

PEM各方面优于碱性，电流密度大、体积小、响应快、不使用氢氧化钾较清洁，但成本贵四到五倍。国外用的比较多，国内应用比较少大概5%左右。碱性电解槽，不适用贵金属催化剂，利用30%氢氧化钾导电相对来说不清洁。而且响应比较慢，不能直接满足光伏风电耦合的要求。

7、制约大规模制氢的瓶颈是什么

煤制氢、天然气制氢已实现大规模制氢电解水制氢的瓶颈在于，1）电价高，便宜的电不好拿到，3毛钱一度的制氢，电费成本都占70%。2）单套设备产气量低，碱性电解槽成熟产品只能1000标方每小时，大项目就需要多个小电解槽并联。

8、电解水制氢成本下降空间

1）碱性电解槽，中船718所研究有几十年了，是成熟工艺，成本下降空间不大，目前一套1000立方的设备成本800-1000万，五年内大概只有20%下降空间。因为材料和加工不复杂，零件90%以上国产，就导致降本空间不大。如果材料不升级，只提升产气量的话，单套设备一小时2000标方大概是极限（1000标方的设备，重量40吨，直径2米，长度6米的圆柱，运输是一个很大的问题）。想要通过提高产气量，只有材料升级或者加贵金属催化剂。

2）PEM降本主要有三个方面，一是减少贵金属催化剂用量，或非贵金属替代，这是最主要的降本途径；二是核心零部件国产化， GDL碳纸、质子交换膜目前都是进口；三是规模化降本，供应链管理。

9、碱性电解槽主要玩家

中船718所产能 2GW， 考克利贝尔竞立产能 1GW， 天津大陆产能1GW， 隆基氢能产能 1.5GW。前三家是老玩家，隆基氢能是新进入者， 四家占了70-80%的份额。全市场做碱性电解槽的有100多家，有产品的大概30-40家。工艺基本趋同，供应链也基本趋同，近三年看抢单能力，技术、成本差别不大。

10、海外使用PEM而国内主要使用碱性电解槽，差异的原因

欧美有项目补贴，但要求绿电绿氢同时产生，发的电立马用于制氢，这通常是离网项目，就要求电解槽响应很快，才能和风光发电匹配上，碱性电解槽分钟级响应不能满足需求。

国内都没有补贴，通常是并网项目，制氢从电网取电，为追求经济效益就选择碱性电解槽。

11、中长期来看，哪种技术会成为主流

目前不好判断，三年内肯定还是碱性电解槽，占比80%以上。三年后就看降本速度，如果PEM能降到碱性电解槽的2.5倍以内就会逐渐被客户接受。AEM和SOEC看技术升级毒素，找到合适的材料就会快速推广，找不到就很难推广。

12、储运氢方式

主要有五种，高压气态储运，低温液态储运，金属储运，有机物储运，管道运氢。

1）高压气态，使用长管拖车，车重30吨只能运输350kg氢，运输效率非常低，只有1%，所有 1kg氢气 100公里运输成本达到6-8元，适合运输范围200公里

2）低温液态，同样使用长管拖车，车重 30吨可运输4吨氢，成本仅有高压气态的十分之一， 100公里运输成本8毛，运输范围可达1000公里以上

3）金属，例如利用镁作为介质，生成氢化镁再运输，储氢密度大约6%，运输效率高，但金属会粉化有寿命，大约 3000次左右，目前没有商业化

4）有机物，不饱和氢键有机物和氢气发生反应，例如使用甲苯作为媒介，生产甲基环己烷再运输，优势是运输效率高，成本较低。弊端是需要催化剂，催化剂有寿命，另外会发生副反应，可能导致绿氢变灰氢，没有商业化。

5）管道最安全，成本最低，1kg氢气100公里运输成本仅1-2毛，限制在于管道铺设，可能涉及拆迁，需要国家去推进，大型央国企去做。是最终发展方向，西北、东北、华北这种可再生能源比较丰富的地方发电，然后制氢，再通过管道输送到用户。

13、各种运氢方式比例

国内主要就是高压气态运输，国外是高压气态运输加液氢运输，美国液氢运输占比约有20-30%。金属储运和有机物储运欧美也做过研究但最终没有选用，弊端还是比较明显。过渡阶段，高压气态和液氢还是主流运输方式，最终还是要靠管道运输。

14、管道运氢是否和天气兼容

不兼容，需要重新铺设管道，因为管道材质要求不一样。天然气运输使用碳钢就可以，氢气运输需要使用特殊材料，因为氢气分子很小，如果使用碳钢，氢气会还原碳，使管道产生裂纹，发生氢脆，有安全隐患。使用天然气运输氢气可以少量掺混，目前国内要求不超过10%，国外是不超过20%，因为掺氢比例过高会对下游用户有影响，氢气热值更高，例如家用燃气灶工业用加热炉可能都需要改造。

15、如何评判合成氨运氢

长距离运输可以考虑，但也只是种过渡阶段的手段，一是氮气的问题，是运回去还是直接排放，运回去成本高，直接排放的话下次运输又要制氮气。另外氨也是危化品，有毒性也不是很稳定，有腐蚀性。

16、影响电解槽生产的核心零部件是什么

PEM的话，一是催化剂，二是质子膜，三是碳纸，这三个是材料的核心，还有合成膜电极是工艺核心。质子交换膜这块国内做的比较好的有东岳和科润。催化剂大部分是公司自己做。

碱性电解槽的核心是隔膜，目前日本动力占60-70%市场，国内还有两家在做，牡丹江一家，天津一家。

17、项目招标节奏

大型项目前期方案设计时就需要电解水制氢厂家跟进配合设计，到招标的时候基本是走流程。

18、风光装机配备制氢比例

目前基本上3:1或4:1，比如光伏100MW，制氢配20-30MW，这样经济效益更高，闲置时间短。