氢燃料电池与锂电池的区别

当前，全球能源和环境系统正面临着巨大的挑战。其中，作为石油消耗和二氧化碳排放大户的汽车产业，也正面临着一场革命性的变革，将包括纯电动、燃料电池技术在内的纯电驱动作为新能源汽车的主要技术方向，已然成为世界各国形成的共识。

燃料电池汽车是电动汽车汽车电池的另一个重要方向，与锂离子电池相比，可以清楚地看见两者间有着明显的优缺点。

氢燃料电池是将氢气和氧气的化学能直接转换成电能的发电装置，只会产生水和热。

在这个优势基础上，如果氢是通过光伏电池板、风能发电等可再生能源产生的，则氢燃料电池整个循环过程将不会产生任何污染，实现零排放。

现阶段锂电池和氢燃料电池是有望取代石油车的核心技术，两者各有各的优势，均有不可估量的进步空间。若锂电池能提升其能量密度，优化循环使用寿命，会更具有竞争力；氢燃料电池的关键技术、机动车辆和加氢站建设的不可估量成本费用、安全可靠等问题依然是产业发展的不可估量瓶颈。从绿色环保性和生态文明建设的角度来分析，氢燃料电池比锂电池更有发展潜力，但从短期内的社会经济效益来讲，转型锂电池比氢燃料电池更具有市场竞争力。

氢能燃料电池工作原理

由于氢气和氧气通常为气态，因此氢燃料电池的充电和放电通常在两套装置中进行，且氢气的压力和温度变化较大、对装备的性能和精度要求较高，短期内可通过甲烷和液氨等过渡产品解决储运难题。

目前，日本在氢燃料车型数量、技术、销量占全球主导地位，美国、德国、韩国也正在快马加鞭。随着中国顶层政策明确引导，氢燃料电池国产化正在加速落地，期待2025年拐点出现。

从国内氢燃料电池发展路径看，政策铺路为先，商用车在前，乘用车在后，产业商业化大方向依然是新能源汽车。

随着汽车动力能源的转化，从燃油到锂离子电池是一个大步。但是氢燃料电池对于节能减排有着更大的优势，各地政府也纷纷推出支持氢燃料电池的政策，或许不久我们的生活将会因为氢燃料电池技术的突破再次革新。

我国氢能产业链现状与发展趋势

氢能的发展具有战略意义，绿氢是氢能发展的终极目标。在双碳背景下，未来交通、建筑、以及大部分工业部门都需要依靠氢能实现深度脱碳，否则碳中和的目标难以实现，但氢能产业目前仍处于起步阶段，市场对其未来在社会中的重要性认知不充分。同时，未来大量氢能使用的情况下，氢能本身的制取也需要脱碳，目前主流制氢方式中，化石能源制氢与工业副产氢仍有碳排放，绿氢才是未来主流。

生产成本高是阻碍绿氢发展的一大障碍，发电成本、电解槽设施成本是绿氢制取的两大成本要素，未来有望快速下降。根据 IRENA，考虑碳减排成本，预计 2030 年可再生能源优势地区将实现绿氢和灰氢平价。电解槽降本路径目前基本已经清晰，随着电解槽生产规模化、电解槽容量上升、配套设施生产标准化、核心元件国产化等因素，电解槽成本下降将持续推动绿氢快速突围。

双碳背景下，氢能应用大有可为

1） 交通运输领域：氢燃料电池车先行，氢燃料电池船舶、氢燃料电池飞机蓄势待发。在交通运输领域，氢能不仅应用于燃料电池车，目前正向其他交通运输领域扩展，例如氢燃料电池船舶，氢燃料电池飞机。至 2050 年氢燃料电池船舶与氢燃料电池飞机的氢气需求将会远超氢燃料电池车对于氢气的需求。氢燃料电池车目前仍处于大规模商业化初期，氢燃料电池降本决定了其市场化进程。至 2050 年，随着氢燃料电池的技术突破与规模效应带来的成本下降，由于氢燃料电池续航能力强、低温适应能力强、能源补给时间短等优势，不仅氢燃料电池车的渗透率将快速上升，其他交通运输领域对于氢能的应用也有望迎来重要转折点。

氢燃料电池在非道路交通运输领域的国内项目和技术储备 

2） 储能领域：碳中和背景下可再生能源迅猛发展，储能势在必行，氢储能将扮演重要角色。随着可再生能源发电在发电侧占比逐渐增大，其随机性、间歇性、能量密度低等特点，会加剧电力系统供需两侧的双重波动性与不确定性，系统调峰难度大。在此场景下，储能迎来发展机遇。据全球互联网合作组织预测，传统电力系统调节手段将无法满足可再生能源发电产生的波动性储能需求，随着可再生能源发电装机规模的扩大，为平滑电力系统波动性问题的储能需求也将提高。氢能兼具清洁二次能源与高效储能载体的双重角色，是实现可再生能源大规模跨季节储存、运输的最佳整体解决方案。目前我国依旧存在弃风、弃光等问题，利用富余的可再生能源电解水制氢，再将氢能运输至能源消费中心利用，可以有效解决可再生能源不稳定及运输问题，氢储能将在储能领域占据一席之地。

3）工业领域：氢能助力工业部门深度脱碳，碳中和背景下，工业部门将是氢能发展的催化剂。氢气在现代工业中主要应用于石油领域的炼油和化学工业的主要原料。全球每年在工业领域消耗的氢气量超过了 500 亿 Nm3。目前，为了改善石油和天然气等化石燃料品质，必须对其进行精炼，如烃的增氢、煤的气化、重油的精炼等，这些过程中都需要消耗大量的氢气。在化工业中，制备甲醇和合成氨均需要氢气做原料，尤其是合成氨的用氢量最大。未来工业领域的应用将主要在氢能炼钢、绿氢化工和天然气掺氢三大场景，由此助力工业部门深度脱碳。

4）建筑领域：氢能作为清洁能源解决建筑用能仍处起步阶段。国外正积极探索建筑应用的技术解决方式。目前，以日本、韩国、欧洲为代表正在应用户用燃料电池装置，日本应用居多，为建筑发电的同时，产生余热用于供暖、洗浴热水。我国目前技术路径尚不清晰，建筑与人口密度大，管道系统复杂，用能特点与国外有较大差异。

综合来看，在双碳背景下，未来氢能的应用场景势必大幅扩充，氢能上游——制氢领域有望迎来爆发。

制氢：多元化发展供给，可再生能源制氢将成主流

全球/我国氢气生产结构现状 

目前，全球制氢技术的主流选择是天然气制氢，这主要是由于天然气制氢的成本较低。此外，由于清洁性好、效率高、成本低，采用天然气重整制氢具有较大利润空间。采用电解水制氢是当前制氢环节的研究热点，技术也较为成熟，其他新型制氢法尚未应用于大规模制氢。

化石能源制氢：目前主流制氢方式，碳捕捉将增加成本

天然气制氢：天然气制氢技术中，蒸汽重整制氢较为成熟，是国外主流制氢方式。其原理是：先对天然气进行预处理，甲烷和水蒸气在转化炉中反应生成一氧化碳和氢气等；经余热回收后，在变换塔中，一氧化碳和水蒸气反应生成二氧化碳和氢气。据《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》一文测算，按照天然气到厂价 2.6 元/方（不含税、热值35948kJ/方），3.5MPa 蒸汽 100 元/t，1.0MPa 蒸汽 70 元/t，新鲜水 4 元/方，电 0.56元/kWh，天然气制氢建设投资 6 亿元，装置 10 年折旧后残值 5%，修理费 3%/a，财务费用按建设资金 70%贷款，年利率按 5%计，最终测算天然气制氢成本为 13.2 元/kg。天 然气制氢成本构成中，天然气费用是其最主要因素，占比高达 73.4%，燃料气是成本的第二因素，占比 13.7%。据 IEA 数据，天然气制氢采用 CCUS 技术后，能使碳排放量减少 90%以上，但是资本性支出和运营成本将会增加约 50%，使最终制氢成本增加约 33%，最终制氢成本约为 17.5 元/kg。

甲醇制氢：甲醇水蒸气重整制氢，即甲醇和水在一定温度、压力和催化剂作用下转化生成氢气、二氧化碳以及少量一氧化碳和甲烷的混合气体，该方法产物中氢气体积分数是甲醇制氢法中最高的。甲醇水蒸气重整制氢具有反应温度低、产物氢气体积分数高、一氧化碳体积分数（＜2%）较甲醇分解制氢法低等优点。因此，目前开发的甲醇制氢技术主要采用甲醇水蒸气重整制氢工艺。与煤和天然气相比，甲醇原料丰富，更容易储存和运输，因而近年来得到迅速推广。随着甲醇制氢工艺和催化剂的不断改进，甲醇制氢的规模不断扩大，制氢成本也在不断降低，成为中小规模制氢的首选方案。

工业副产制氢：短中期有效补充，长期难成主流

焦炉煤气制氢：焦炉气制氢技术是采用变压吸附的工艺，从炼焦行业副产品的焦炉气中提取纯氢。其基本原理是利用固体吸附剂对气体的吸附具有选择性，以及气体在吸附剂上的吸附量随其分压的降低而减少的特性，实现气体混合物的分离和吸附剂的再生，达到提纯制氢的目的。煤焦化过程中每 1 吨焦炭可产生约 400Nm3的焦炉煤气，其中氢气含量约44%（体积分数），有 40%～50%供焦炉自身加热，有一小部分作为合成氨与合成甲醇的原料，剩下的约有 39%几乎完全放空。若这部分放空量被回收利用，按 2020 年焦炭 47116万吨产量计算，则理论上全国焦化行业可以提供约 287.4 万吨副产氢，提纯制氢综合成本约为 9.23～14.9 元/kg。

氯碱副产物制氢：氯碱副产物制氢是指通过电解饱和 NaCl 溶液的方法来制取 NaOH的过程中，会产生 Cl2和 H2副产物，副产物气体杂质含量低，在提纯前氢气浓度已经大于99%，提纯难度比较小。氯碱行业的离子膜烧碱装置每生产 1 吨烧碱可副产 280Nm3氢气，其中有 60%左右得到回收以生产盐酸、氯乙烯单体和双氧水等，其余氢气大部分都被用作锅炉燃料或者直接放空，若这部分放空量被回收利用，按照 2020 年全国烧碱 3643.2 万吨产量，氯碱行业可以提供 36.43 万吨副产氢气。氯碱工业副产氢提纯成本为 1.12～4.48元/kg，综合成本约 13.44～20.16 元/kg。

轻烃裂解制氢：轻烃裂解制氢主要有丙烷脱氢 (PDH) 和乙烷裂解等 2 种路径。PDH 是制备丙烯的重要方式，丙烷在催化剂条件下通过脱氢生成丙烯，其中氢气作为丙烷脱氢的副产物。乙烷蒸汽裂解乙烯技术较为成熟，已成功应用数十年，技术上不存在瓶颈。轻烃裂解的氢气杂质含量低于焦炉气制氢，纯度较高。截止 2020 年，国内运行及在建的丙烷脱氢项目的氢气供应潜力在 30 万吨/年，考虑 2023 年计划投产的项目，预计副产氢总规模可达 44.54 万吨/年。丙烷脱氢副产氢提纯成本约 2.8～5.6 元/kg，综合成本约 14～ 20.16 元/kg；乙烷裂解副产氢提纯成本约 2.8～5.6 元/kg，综合成本为 15.12～20.16元/kg。

短中期有效补充，长期难成主流。根据车百智库，从工业副产氢的放空现状看，供应潜力可达到 450 万吨/年，能够支持超过 97 万辆公交车的全年运营，但其存在地域性分布差异的特征。短中期看工业副产氢额外投入少，成本低，能够成为氢气供应的有效补充。但长期看，其受本身工业装置与产能的限制，难以成为氢气供应的主流路线。

可再生能源制氢：未来主流路线 推动绿氢时代到来

水电解制氢主要原理为水分子在直流电的作用下被解离生成氧气和氢气，分别从电解槽阳极和阴极析出。根据电解槽隔膜材料不同，可以分为碱性水电解（AE）、质子交换膜（PEM）水电解以及高温固体氧化物水电解（SOEC)。

碱性水电解制氢：碱性水电解制氢电解槽隔膜主要由石棉组成，起分离气体的作用。阴极、阳极主要由金属合金组成，如 Ni-Mo 合金等，分解水产生氢气和氧气。工业上碱性水电解槽的电解液通常采用 KOH 溶液，质量分数20%～30%，电解槽操作温度70～95℃，工作电流密度约 0. 25A/cm2，产生气体压力 0.1～3.0MPa，总体效率 62%～82%。碱性水电解制氢技术成熟，投资、运行成本低，但存在碱液流失、腐蚀、能耗高等问题。水电解槽制氢设备开发是国内外碱性水电解制氢研究热点。

质子交换膜水电解制氢：区别于碱性水电解制氢，PEM 水电解制氢选用具有良好化学稳定性、质子传导性、气体分离性的全氟磺酸质子交换膜作为固体电解质替代石棉膜，能有效阻止电子传递，提高电解槽安全性。PEM 水电解槽主要部件由内到外依次是质子交换膜、阴阳极催化层、阴阳极气体扩散层、阴阳极端板等。其中扩散层、催化层与质子交换膜组成膜电极，是整个水电解槽物料传输以及电化学反应的主场所，膜电极特性与结构直接影响 PEM水电解槽的性能和寿命。

高温固体氧化物水电解：不同于碱性水电解和 PEM 水电解，高温固体氧化物水电解制氢采用固体氧化物为电解质材料，工作温度 700～1000℃，制氢过程电化学性能显著提升，效率更高。SOEC 电解槽电极采用非贵金属催化剂，阴极材料选用多孔金属陶瓷 Ni/YSZ，阳极材料选用钙钛矿氧化物，电解质采用 YSZ 氧离子导体，全陶瓷材料结构避免了材料腐蚀问题。高温高湿的工作环境使电解槽选择稳定性高、持久性好、耐衰减的材料受到限制，也制约 SOEC 制氢技术应用场景的选择与大规模推广。目前 SOEC 制氢技术仍处于实验阶段。国内中国科学院大连化学物理研究所、清华大学、中国科技大学开展了探索研究。国外 SOEC 技术研究集中在美国、日本和欧盟，主要机构包括三菱重工、东芝、京瓷、爱达荷国家实验室、Bloom Energy、托普索等，研究聚焦在电解池电极、电解质、连接体等关键材料与部件以及电堆结构设计与集成。

绿氢成本下降超预期，2030 年有望实现区域平价

PEM 水电解制氢优势显著，产业链突围在即，PEM 水电解提纯成本低，特定场景优势显著

传统制氢方法若要制成 5N 级别的氢，成本将上升约 20%。为了满足特定应用对氢气纯度和杂质含量的要求，还需经提纯处理。从富氢气体中去除杂质得到 5N 以上（≥99.999%）纯度的氢气大致可分为三个处理过程：1）首先粗氢进行预处理，去除对后续分离过程有害的特定污染物，使其转化为易于分离的物质，传统的物理或化学吸收法、化学反应法是实现这一目的的有效方法；2）其次是去除主要杂质和次要杂质，得到一个可接受的纯氢水平 （5N 及以下），常用的分离方法有变压吸附（PSA）分离、低温分离、聚合物膜分离等；3）最后采用低温吸附、钯膜分离等方法进一步提纯氢气到要求的指标（5N 以上）。大部分行业对氢气纯度和杂质的要求并不高，基本上只用两步进行分离提纯，即可满足氢质量需求。在用氢量相对较小的冶金、陶瓷、电子、玻璃、航天航空等领域中，对氢气纯度要求很高，需要进行第三步精提纯处理。根据《中国氢能产业发展报告 2020》数据推算，采用成本较低的 PSA 法将粗氢提纯至 5N 级氢气提纯成本约为 2.8～5.6 元/kg。比较而言，PEM 水电解法制氢得到的氢气已经达到 5N 级，提纯成本远低于传统制氢方式。

双碳背景下，PEM 水电解制氢快速响应优势明显

PEM 水电解制氢成本下降空间较大。目前国内三类电解水制氢技术路线中最具经济性的是碱性电解水制氢。高温固体氧化物水电解制氢仍处于试验阶段，并且由于运行温度高，其与可再生能源结合存在难度，短期内商业化可能性较低。对比目前已经商业化的碱性水电解与质子交换膜水电解，两者制氢成本差异较大。电力是水电解制氢的主要成本，但降低可再生能源成本之路已经开启。目前需将研究重点转向影响制取绿氢的第二大成本要素——电解槽。电解槽是制氢设备成本中的主要部分，据 IEA 数据，碱性水电解槽和质子交换膜水电解槽在制氢系统设备成本中占比分别为 50%，60%，目前碱性电解槽基本实现国产化，价格 2000～3000 元/kw，质子交换膜电解槽关键技术与材料仍需依赖进口，价格7000～12000 元/kw。假设年均全负荷运行 7200h，使用电价 0.5 元/kWh，则碱性与质子交换膜水电解的制氢成本分别为 32.9 元/kg、39.7 元/kg，其中电费成本是制氢成本构成的主要部分，占比分别为 93%和 71%；如若未来质子交换膜电解槽国产化成本下降，电解槽成本变为 6000 元/kw，同时电费下降为 0.1 元/kWh，则质子交换膜水电解制氢成本降低为 8.71 元/kg，届时与碱性水电解制氢成本差距不大。未来可通过降低 PEM 水电解槽的材料成本，提高电解槽的效率和寿命等路径降低制氢成本。

电解制氢空间巨大，关注电解槽及关键材料投资机会，水电解制氢应用突破在即，2060 年设备空间突破万亿

预计未来 PEM 与碱性电解制氢二分天下。PEM 水电解槽最主要的优势是系统响应速度快，适应动态操作，因此更加适合可再生能源发电的间歇性与不均匀性，但根据IRENA，我们不应过分高估这一优势。事实上碱性电解槽和 PEM 电解槽的灵活性足以应对太阳能和风能发电的波动，真正限制系统灵活性的是电解厂配套措施（如压缩机）。电解槽的关键价值实际在于大容量储能，对于可再生能源提供季节性调整，两种技术路线都能满足此类应用场景。预计2060 年两种路线将二分天下，从装机量的角度看，PEM/碱性水电解槽占比为 55%/45%。

PEM 电解槽五年内复合增长率有望超 110%，碱性水电解槽五年内复合增长率约为48%。据《中国氢能产业发展报告 2020》预测，PEM 电解槽市场在水电解制氢中占比在2025/2030/2050 年将达 5%/10%/40%，电解水制氢渗透率将达 3%/10%/70%。据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2020 年版）》预测 2030/2060 年氢需求总量为3715/13000 万吨；我们合理假设 PEM 水电解制氢电耗 2025/2030/2050/2060 年为 4.4/4.3/4/4 kWh/m3，碱性水电解槽制氢电耗为 4.75/4.6/4/4 kWh/m3。据此估算2060 年碱性与 PEM 电解槽累计装机市场空间分别达到 3354.6 亿元与 7687.7 亿元。

光伏巨头深入布局，重视电解槽万亿市场机会。2021 年 6 月，光伏巨头隆基股份与无锡高新区政府签署了新型氢能装备项目合作协议，将利用隆基最新研发技术，在无锡建设电解水制氢设备基地，该项目投资总额 3 亿元，预计到 2022 年底将达到年产 1.5GW 氢能装备的能力。此外，另一光伏巨头阳光电源成立了专门的氢能事业部，与中国科学院大连化学物理研究所合作，以大功率 PEM 电解制氢装备的研究开发为核心，于 2021 年 4 月推出国内首款绿氢 SEP50 PEM 电解槽，功率 250kW，是目前国内可量产功率最大的 PEM电解槽。可再生能源电解水制氢 2060 年累计市场空间达上万亿，光伏巨头入局是重要产业信号，建议重视电解槽装置投资机会。

质子交换膜与催化剂为降本关键 重视国产化投资机会

电堆层面降本两种策略，改变电堆设计和电池构建以及提高模块容量。重新设计电堆可使成本大幅下降，因为这能提高功率密度，从目前 2A/cm2 提高到未来几十年以后的6A/cm2，电极面积从目前 1500-2000cm2扩大到 5000cm2，最终达到 10000cm2，面积增加与利用相同厚度膜增加机械稳定性同步进行。在此方案下，PEM 电堆规模可从目前1MW/电堆扩大到下一代 5MW 甚至 10MW/电堆。此外，适当减少膜厚度也可提高效率，降低电量。

系统层面降本两种策略，电解厂规模化生产与从实践中学习。增加电解槽厂的制造规模能够对各设备的具体成本产生积极影响，较大的制造量可以减少厂房的成本贡献率，提高设备的利用率，并提高工艺产出以及生产过程全自动化程度。从实践中学习是指通过执行多个项目，将获得的经验教训应用到部署和优化设备安装中，可以用学习速率来衡量这一过程。据 IRENA 数据，PEM 电解槽核心组件学习速率为 18%，催化剂为 8%。

双极板虽占 PEM 电解系统总成本近四分之一，但降本潜力较低。首先，配套设施可以通过实施规模化部署快速降低元件成本。此外，技术创新是进一步降低成本的关键。电堆成本占电解槽成本近乎一半，对于 PEM 电堆，双极板是主要的成本要素，双极板通常用于提供多种功能，所以需要采用高级材料，如金或铂镀钛，通过技术创新可以提高性能和耐用性，以及降低成本，但是存在较大不确定性，故而双极板仅具有较低的成本减少潜力。

质子交换膜与催化剂降本路径清晰。对于质子交换膜，国际上已有多家供应商，例如Chemours，Solvay、Asahi-Kasei、3M 和 Gore，这是目前 PEM 组件最稳定的供应链之一。值得一提的是，质子交换膜供应已经规模化并用于氯碱电解槽，膜面积高达 3m2，因此一旦 PEM 电解槽达到较高市场容量，成本将大幅下降。对于催化剂，目前主要以铂和铱贵金属为主，降本主要通过重新设计新型电极减少催化剂用量以及研发新型复合催化剂为主。

质子交换膜与催化剂最为关键，可能成为 PEM 电解槽规模化生产的瓶颈。PEM 水电解池衰减问题是制约其大规模制氢的一个主要问题，而衰减原因主要是催化剂溶解和质子交换膜变薄。由于恶劣的电化学环境和缓慢的电极过程，贵金属化合物成为了 PEM 制氢的催化剂，但在恶劣的操作条件下，已知材料的耐久性依旧不能令人满意，在制氢的过程中催化剂降解缓慢发生。质子交换膜的衰减可分为机械降解、热降解、化学降解，会逐渐导致膜变薄，最终膜穿孔，这也是质子交换膜并非越薄越好的原因。虽然从整个 PEM 电解槽的成本看，质子交换膜与催化剂并占比不高，仅占比 10%，但是这两者却可能成为 PEM 电解槽规模化生产的瓶颈。

质子交换膜国产替代刚刚起步。PEM 电解槽的组成主要包括双极板和膜电极，膜电极是 PEM 水电解池中电化学反应的场所，质子交换膜作为 PEM 电解槽膜电极的核心部件，不仅传导质子，隔离氢气和氧气，而且还为催化剂提供支撑，其性能的好坏直接决定电解槽的性能和使用寿命。目前水电解制氢所用的质子交换膜多为全氟磺酸膜，制备工艺复杂。2020 年是国产质子交换膜的元年，2020 年 11 月 18 日，东岳 150 万平方米质子交换膜生产线一期工程投产（一期工程年产量 50 万平方米），标志着我国质子交换膜的技术和生产规模均迈入全球领先行列。此外，科润新材料目前也具备量产氢燃料电池质子交换膜的能力，水电解制氢用的质子交换膜仍在研发之中，将与杜邦公司的同类型产品直接对标。从全球来看，美国科慕公司的 Nafion 系列膜、比利时苏威公司的 Aquivion 系列膜、日本旭化成的 Aciplex 系列膜、日本旭硝子公司的 Flemion 系列膜等，都具有出色的机械性能、优异的电化学稳定性、高质子传导率、良好的热稳定性和化学稳定性。

质子交换膜国产化在即，市场空间超 500 亿。按照系统功率 1 瓦需要 1 平方厘米的质子交换膜 测 算 ， 2020/2025/2030/2050/2060 年 质 子 交 换 膜 需 求 量 将 达0.06/3.7/35.8/2433.5/5125.1 万 m2。根据目前质子交换膜 1200 美元/平方米的价格，我们假设质子交换膜价格下降速度与电解槽价格下降速度一致，我们测算质子交换膜市场空间为 0.05/2.36/13.78/255.52/538.14 亿元。推荐关注目前已投产质子交换膜的东岳集团。

PEM 水电解制氢为铂系贵金属催化剂带来增量需求。催化剂对整个水电解制氢反应十分重要，理想电催化剂具有抗腐蚀性、良好的比表面积、气孔率、催化活性、电子导电性、电化学稳定性以及成本低廉、环境友好等特征。

由于析氢电催化剂处于强酸性工作环境，易发生腐蚀、团聚、流失等问题，为保证电解槽性能和寿命，目前析氢电催化剂选择耐腐蚀的 Pt、Pd 贵金属及其合金为主。据 IRENA 数据，现有商业化析氢催化剂 Pt 用量为0.5g/kW，随着技术发展，未来 Pt 用量有望降为 0.1g/kw。析氧电催化剂由于其强氧化性的工作环境，只能选用抗氧化、耐腐蚀的 Ir、Ru 等少数贵金属或其氧化物作为催化剂材料，据 IRENA 数据，目前 PEM 电解槽 Ir 用量高于 1.3g/kW，未来用量将会降为 0.4g/kW。据此测算，当前 Pt/Ir 需求量达 3.2/8.2kg，2025/2030/2050/2060 年 Pt 累计需求量将达0.15/1.1/48.7/51.3 吨，Ir 累计需求量将达 0.4/3.6/146/205 吨。

本文内容来源于：一览氢能，责任编辑：胡静，审核人：李峥

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