氫能源行業研究報告：可再生能源制氫專題分析

內容來源:? 未來智庫

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氫能源行業研究報告：可再生能源制氫專題分析

CCTC?3060

1、實現全球零碳經濟愿景，利用氫能是必然之舉

從全球能源結構看，終端能源中化石能源消費仍占據了較大比例。2019 年全球終端能源消費達 415EJ，其中石油、天然氣、煤炭占比分別為 42%、15%、11%，化石能源總占比為 78%，是長久以來全球碳排放的主要來源。而若想達成 2050 年全球零碳經濟的愿景，未來全球能源結構必將出現翻天覆地的變化。在 2050 年零碳場景下，直接電力和氫氣（及其衍生品）將是未來全球能源結構中最為重要的兩個組成部分，在 2050 年全球能源結構中的占比分別達到 68%和 18%，氫氣（及其衍生品）將作為直接電力最為重要的補充，在鋼鐵、長途航運、儲能、化肥生產等領域發揮不可替代的作用。

1.1、氫氣的特質決定了其廣泛的利用價值

氫是地球上分布最廣的元素之一，以化合態存在于各種化合物中，如水、煤、天然氣、石油及生物質中，被譽為 21 世紀的終極能源。但氫氣易造成鋼設備的氫致開裂及氫腐蝕，疊加其每立方米釋放熱量較低的性質，在氫氣壓縮和氫氣儲運技術尚未成熟前，影響了人們對氫氣的認知。

實際上，氫能是高效環保的二次能源，能量密度與相對安全性高于其他燃料。其能量密度高，是汽油的 3 倍有余；其使用裝置的使用效率高，燃料電池的能量轉換效率是傳統內燃機的 2 倍；其反應產物是水，排放產物絕對干凈，沒有污染物及溫室氣體排放；安全性相對可控，引爆條件比汽油更為嚴苛；其物質儲備豐富，未來氫能的制取存在更多的可能性。

1.2、氫能產業鏈在未來將發生重大變革

完善的氫能產業鏈包含：上游氫氣制取、儲運、加注；中游燃料電池及其核心零部件的制造；下游為燃料電池及氫氣應用，涉及交通、工業能源、建筑等多領域。

預計到2050年，氫能產業鏈上下游均有重大變革。目前氫能產業鏈上游普遍通過化石燃料制氫+高壓氣氫拖車形式進行氫氣制取與儲運，未來將向可再生能源電解水制氫+液氫管運的形式轉變；下游氫能目前主要應用在工業領域，包含煉化、合成氨、甲醇生產等，未來將在工業、交通、建筑、儲能等多領域進行全方位的應用，特別是在交通領域，氫氣高能量密度的特性使其在航空、船運、重卡等領域頗具應用潛力，交通領域的氫氣需求有望從 2018 年的不及 1 萬噸增長至 2050 年的 2.96 億噸；而目前看，氫燃料電池車是技術最成熟、未來最具潛力的下游應用方向，其也將帶動中游燃料電池及相關零部件市場規模增幅快速提高。

從投融資角度看，2020年氫能產業鏈上游投融資規模為 712 億元，其中制氫領域項目投資環節多，設備投資大、投資周期長，是上游投融資規模中占比最高的環節，達 95%；中下游燃料電池及汽車領域 2020 年投融資規模為 515.2 億元，較 2021 年同比增長 78.5%，燃料電池汽車、系統、電堆是目前投資重點環節，合計占比達 91%，未來短期內系統、電堆、膜電極、雙極板、空壓機將會是投融資重點環節，而質子交換膜、催化劑、碳紙等環節仍面臨較大的資金缺口，短期內發展受阻。

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2、灰氫在未來將被逐漸替代，藍氫成為過渡解決方案

從制取原理看，制氫方式大體可分為四類，化石能源制氫、工業副產制氫、高溫分解制氫、電解水制氫，以及光解水、生物質等技術尚不成熟的其他制氫方式。化石能源、工業副產及高溫分解制氫由于在生產氫氣的過程中排放大量 CO2，由其所制氫氣也被定義為灰氫；在制灰氫過程中結合碳捕集、利用及封存技術（CCUS）減少碳排放后所得氫氣被稱為藍氫；而通過可再生能源電解水所制氫氣被稱為綠氫，其制氫過程中幾乎沒有碳排放。

目前化石能源制氫仍是全球包括中國在內的主流制氫方式。全球制氫量最高的工藝路線是天然氣制氫，占全球制氫量的 48%；煤制氫產量占比約為 18%，主要來源于中國的煤制氫（ETC）。中國“富煤缺油少氣”的能源稟賦致使煤制氫路線產氫量在國內占比最高，2019 年達到 63.54%，其次是工業副產氫和天然氣制氫，而電解水制氫僅有微量示范應用。

未來電解水制氫將逐步對化石能源和工業副產制氫進行替代。中短期來看，中國氫氣來源仍以化石能源制氫為主，以工業副產氫作為補充，可再生能源制氫的占比將逐年升高。預計到 2050 年，約 70%左右的氫氣由可再生能源電解水制取，其余 20%由化石能源制取，10%由生物制氫等其他技術供給。

2.1、灰氫是中國目前氫氣產能的最主要來源

2.1.1、化石能源制氫是灰氫的中堅力量

（1）煤制氫

煤制氫成本最低、技術最成熟、運用最廣泛。其工藝技術一般有兩種，即煤氣化與煤焦化。以煤氣化為例，其工藝流程是將煤炭經高溫氣化形成合成氣，并進行混合氣體凈化、CO 變換分離，之后再經 CO2 分離、氫氣提純尾氣處理等工序后得到高純度氫氣。煤制氫優勢在于工藝技術成熟、原料成本低、裝置規模大，但是其設備結構復雜、配套裝置投資成本高、且氣體分離成本高、產氫效率低、CO2排放高。

（2）天然氣制氫

天然氣水蒸氣重整制氫（SMR）目前為國內外普遍采用的天然氣制氫工藝路線，主要工藝流程是將天然氣與水蒸氣在高溫環境下發生反應制成主要由 O2、CO 組成的混合氣體，之后再通過水煤氣轉換反應將置于高溫環境下的 CO 轉換為 CO2和氫氣，最后經分離、提純得到高純度氫氣，相比煤制氫而言，天然氣制氫投資成本更低、氫氣產率更高，且 CO2 排放量更低。受制于我國“富煤缺油少氣”的化石能源稟賦特征，天然氣氣源供應難以保證，疊加天然氣高價帶來的成本劣勢，目前天然氣制氫發展受到約束。但我國存在豐富的非常規天然氣資源，從長期看，伴隨著非常規天然氣開采技術的不斷進步，對這部分資源的利用將有助于我國天然氣制氫進一步發展。

2.1.2、工業副產氫，最具潛力的灰氫

（1）焦爐煤氣副產氫

從中期來看，焦爐煤氣（COG）是最可能實現大規模制氫的原料之一。焦爐煤氣是焦化行業主要副產品，富含 55%左右的氫氣和 25%左右的甲烷，可用來分離制取氫氣。變壓吸附（PSA）法為目前主流的一種焦爐煤氣制氫工藝路線，通過對焦爐煤氣壓縮提升氣壓、預處理移除焦爐煤氣中以焦油為主的高沸點成分、利用吸附劑將不同成分的氣體分離和純化，最后脫氧、干燥、降氧、提氫獲取高純度氫氣。目前我國是最大的焦炭產國，2020 年焦炭產量 4.7 億噸，可制取副產氫約 760 萬噸。

（2）氯堿副產氫

氯堿副產制氫工藝以食鹽水為原材料，利用離子膜/石棉隔膜電解槽生產燒堿和氯氣，并同時得到副產物氫氣，再通過 PSA 提氫技術將副產物氫氣進一步提純獲取純度達 99%以上的高純度氫氣。氯堿副產制氫能耗低、投資少、自動化程度高、且提取氫氣純度高，無環境污染（制取過程不排放 CO2）。2020 年我國燒堿產量 3643 萬噸，可副產氫氣約 90 萬噸。

（3）丙烷脫氫（PDH）副產氫

丙烷脫氫工藝是丙烷在一定范圍的壓力和溫度條件下，通過合適的催化劑作用發生脫氧反應，從中獲取丙烯和氫氣。Oleflex 法是一種典型的 PDH 工藝路線，經工藝流程后副產氫的收率約為 3.6%。截至 2020 年國內 PDH 產能約為 2000 萬噸，在 3.6% 的氫氣回收率下 PDH 副產氫氣約為 72 萬噸。

（4）乙烷裂解副產氫

乙烷裂解是生產乙烯的重要工藝路線，通過熱解、壓縮、冷卻和分離得到乙烯和包含氫氣在內的其他副產氣，氫氣回收率在 8%左右。

2.1.3、甲醇裂解制氫規模靈活，但仍存缺陷

甲醇裂解制氫工藝利用甲醇和水在一定溫度、壓力和催化劑的作用下裂解形成氫氣、 CO2 和少量 CO 與甲烷的混合氣，再經 PSA 法從混合氣中提取純度可達 99.9%以上的氫氣。甲醇裂解制氫的優勢在于：（1）工藝技術成本低、耗能少；（2）制氫原料甲醇在常壓下為穩定的液體，儲運便捷；（3）甲醇純度高，參與反應前無需凈化處理。但原料成本制約了甲醇裂解制氫的大規模應用。

2.2、依托 CCUS 技術的藍氫是灰氫向綠氫的過渡環節

藍氫是在灰氫的基礎上結合 CCUS（碳捕集、利用與封存）技術獲取的氫氣。藍氫的制取通過 CCUS 技術捕獲化石能源制氫過程中排放的 CO2 從而在理論上減少碳排放水平，是氫氣制取由灰氫向綠氫發展過程中的折中過渡環節。

碳捕集技術在技術路線上劃分為燃燒前捕集、燃燒后捕集和富氧捕集，目前燃燒后捕集最為常用和成熟。以燃燒后捕集的吸收分離法為例，將氣體混合物與液體吸收劑如一乙醇胺（MEA）進行接觸，混合氣中能夠溶解的氣體組分溶解進入液相中，其氣體組分保留在氣相中，混合氣因此得到分離。當吸收劑達到飽和后，通過加熱給予分解物理或化學鍵的能量以此實現吸收劑與 CO2 的分離。吸收分離法技術成熟、處理能力和處理效率高，但目前規模捕集 CO2成本仍相對過高。

通過加入碳捕集技術，化石能源制氫過程中的碳排放量降低一半。煤制氫工藝結合 CCS 技術碳排放量由 22-35 KgCO2e/kgH2 降低到 10-16 KgCO2e/kgH2；天然氣制氫工藝結合 CCS 技術碳排放量由 10-16 KgCO2e/kgH2 下降到 5-10 KgCO2e/kgH2，降幅均在 50%以上，但由于結合 CCS 技術的制氫系統耗電形成大量間接溫室氣體排放，疊加 CCS 難以捕集全部制氫過程中直接碳排放的技術局限，使其與工業副產制氫和利用可再生能源的電解水制氫工藝極低的碳排放量相比仍有差距。

加入碳捕集技術后，化石能源制氫成本升高很多，但目前仍低于電解水制氫成本。?天然氣蒸汽重整制氫成本在結合了碳捕集技術后由 0.7-2.2$/kgH2升至 1.3-2.9$/kgH2，升幅范圍在 32%-86%之間。基于 ETC 的預測，結合 CCS 技術的天然氣制氫成本未來降速要明顯低于電解水制氫，2030 年后在智利等可再生能源豐富地區綠氫成本可以實現與藍氫平價，在一般地區也具有較強的成本競爭力，從中長期看利用 CCS 技術制取藍氫的成本優勢將消失殆盡。

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3、 “3060 雙碳”背景下，可再生能源電解水制氫將成為未來核心制氫方式

可再生能源制氫助力“碳達標”、“碳中和”。實現低碳排放或零碳排放是氫能產業誕生和發展的核心驅動之一，在 2030 年實現碳達峰的政策導向下，基于可再生能源的綠氫相對灰氫和藍氫在碳排放的優勢日益凸顯。“十四五”期間風電、光伏等可再生能源將迎來快速增長，可再生能源將逐步替代傳統化石能源占據能源領域主導地位。因此在 2020 年到 2030 年內及更久的未來內，使用太陽能、風能等新能源制取氫氣將會成為主流，綠氫是未來能源產業的發展方向。

可再生能源制氫提高可再生能源消納比例，實現電網調峰儲能。可再生能源發電的隨機性、季節性和反調峰特性和不可預測性為其并網帶來一定困難，導致棄風、棄水、棄光嚴重。而氫能是一種理想的能量儲存介質，采用氫儲能技術可有效解決可再生能源消納及并網穩定性問題，通過使用電解水制氫技術實現電能和氫能的轉換，合理利用棄風、棄水、棄光電力。

綠氫成本相對灰、藍氫成本穩步下降。2030 年，在可再生能源稟賦豐富地區，綠氫相比灰氫的競爭力將逐漸凸顯；預計到 2050 年，綠氫在成本方面占優。若考慮碳價及碳捕集技術成本，2030 年綠氫相對灰氫的成本優勢即可凸顯。一方面，在碳排放限制的政策背景下，加裝碳捕集裝置的化石燃料制氫才能滿足日益嚴峻的碳排放要求，這會導致灰氫成本上升；另一方面，隨著技術進步和規模化生產，綠氫成本有望進一步降低。兩者都會加速綠氫相對成本的下降。

3.1、風電、光電、風光耦合發電制氫系統為主流可再生能源制氫方式

中國電力以火電為主，采用火電電網供電電解制氫的碳排放強度高于化石燃料制氫方式，違背碳排放政策，因此電解水制氫應選取光伏、風電等可再生電力作為電力供應來源。

風力發電制氫系統根據制氫系統與電網連接情況可以分為并網型系統和離網型系統，目前我國離網系統制氫技術尚處起步階段，以并網型系統為主，包括風力發電機組、儲能變流器能量轉換及控制系統、電解槽制氫模塊、氫氣壓縮機、高壓儲氫罐等部分。其中風力發電機組將風能轉化為機械能，再將機械能轉化為電能，風力發電機設備同時接入電網和電解槽，電網電力不足時，風力發電機組為電網供電，停止制氫；電網電力富余時，風力發電機組同時供電并制氫，最大程度避免能源浪費，顯著提高風電制氫綜合經濟性。

光伏發電制氫系統即將太陽能面板轉化的電能供給電解槽系統用于電解水制氫，系統整體結構類似風力發電制氫系統。光伏發電的主要核心元件是太陽能電池，其他還包含蓄電池組、控制器等元件。

風光互補耦合發電制氫系統由風力發電系統、太陽能發電系統、電解水制氫裝置及氫能儲存利用系統組成。當區域電網中風光資源富余時，將棄風棄光資源用于電解水制氫，當電網電力不足時，氫能通過燃料電池為電網供電，達到削峰填谷的作用，從而提高風光資源的利用率及并網穩定性，實現風力、光伏發電優勢特性互補。

3.2、可再生能源制氫的核心技術為電解水工藝

從可再生能源發電系統獲取電能后，需使用電解水方法將電能轉化為氫能。電解水方法根據使用電解質的不同，分為堿性水電解、質子交換膜電解、固體氧化物電解、堿性陰離子交換膜電解四種。

相對來說，堿性電解槽制氫和質子交換膜電解制氫是商業可行的方案；固態氧化物電解水制氫效率高，但由于環境的特殊性和公用工程條件的局限性，較難以大規模實施；堿性陰離子交換膜電解結合了堿性電解水制氫和質子交換膜電解水制氫的優點，成本較低，但目前處于初步探索階段。

堿性電解水制氫技術成熟度最高，成本最低。但從技術角度考慮，堿性電解水制氫存在腐蝕問題，且啟停響應時間較長，不適合波動性電源，同時無法快速調節制氫的速度，因而與可再生能源發電的適配性較差。其最大優勢是規模大、成本低，裝機投資低、規模靈活，國內最大制氫規模可到 10000Nm3 /h，國外最大制氫規模可到 30000Nm3 /h。國內堿性電解水技術相對成熟，成本下降驅動力主要在于規模化生產以及可再生電力成本降低。

從技術角度考慮，質子交換膜電解被公認為電解水制氫領域有良好發展前景的技術。其采用的電解池結構緊湊、體積小、利于快速變載，電解槽效率高、得到的氣體純度高、所需能耗低，安全可靠性也同時得到大大提高，因此更適合可再生能源的波動性，國外很多新建電解制氫項目開始選擇質子交換膜電解槽技術。目前只有 PEM 電解水技術可達到歐盟規定的電解槽制氫響應時間小于 5s 的要求。質子交換膜電解槽目前已實現初步商業化，但成本較高，為相同規模堿性電解槽的 1.2～3 倍，且中國在質子交換膜核心技術上有待進一步突破。

電解水會逐步朝著質子交換膜方向發展，歐洲國家在此技術較為領先，中國仍需進一步開發。質子交換膜技術在 2010-2022 年內取得了重大進展，但主要項目均集中在歐洲，質子交換膜電解槽的平均裝置容量從 2000-2009 年的 0.1MW 增加到 2015-2019 年的 1.0MW，質子交換膜電解技術實現從示范項目向商業規模應用的轉變，這會導致規模經濟，有助于降低平均產氫成本并擴大氫能上游產業的體量。

3.3、目前ALK制氫成本低于PEM，未來PEM成本有望低于ALK制氫成本

3.3.1、堿性電解水制氫降本空間有限

堿性電解槽包括電極、電解液、隔膜。電解槽內裝填 KOH 或 NaOH 溶液作為電解質，隔膜將槽體分為陰、陽兩室。在一定的電壓和溫度（電解槽工作溫度一般為 70～ 90℃）下，電流通過電極和電解液，水電解，在陽極和陰極上分別產生氧氣和氫氣。通常使用石棉或高分子復合材料作為電解槽中的隔膜，使用鎳基金屬材料作為電極，經水分離、堿液脫出后得到純度在 99%以上的氫氣。

單臺電解槽制氫能力制氫能力越大，其購置價格也越高。國內單臺電解槽制氫能力從幾十到 1500Nm3 /h（其對應價格在 100 萬元至 2000 萬元不等）。其中 1000Nm3 /h 的制氫能力的單臺堿性電解槽價格在 700 萬～1000 萬元之間。國內單臺電解槽制氫能力與其購置成本基本呈線性關系。

制氫成本按是否隨產量發生變動分為固定成本和可變成本，其中固定成本包括設備折舊、人工、運維等，可變成本包括制氫過程的電耗和水耗。堿性電解槽制氫的單位成本計算公式為：制氫成本=(每年折舊+每年人工+每年運維)/每年制氫總量+單位水耗×水價+單位電耗×電價。

第一個驅動因素為電價降低，《中國 2050 年光伏發展展望（2019）》預測 2035 年和 2050 年光伏發電成本相比 2019 年預計下降 50%和 70%，隨著電價的降低，電解制氫成本也隨之降低，同時電力成本的占比也同步降低；

第二個驅動因素為設備利用率增加，隨著氫能需求量增加及可再生能源電力儲能技術的進步，可以增加電解槽的工作時間以攤薄折舊成本；

第三個驅動因素為技術進步從而降低電解槽采購成本并提升電解槽效率，但由于堿性電解槽工藝技術已經十分成熟，通過技術革新降低成本幅度不大，到 2030 年左右，通過技術改進和規模擴張， 1000Nm3 /h 電解槽成本會降至 500 萬元，屆時單位制氫成本將下降 5%～10%。此外，可以改進電極和隔膜材料，優化槽體結構，提高氫氣轉化效率，從而降低成本和能耗。

3.3.2、質子交換膜電解水制氫未來成本下降空間較大

質子交換膜電解槽采用高分子聚合物質子交換膜替代了堿性電解槽中的隔膜和液態電解質，高分子聚合物有離子傳導和隔離氣體的雙重作用。質子交換膜電解槽結構類似燃料電池，由膜電極、雙極板等部件組成。膜電極提供反應場所，由質子交換膜和陰陽極催化劑組成。

質子交換膜電解槽制氫成本高于堿性電解槽，主要由于質子交換膜電解槽的高購置成本，導致較高的折舊成本，從而抬高了制氫成本。相對于 700 萬～1000 萬元的 1000Nm3 /h 的制氫能力的單臺堿性電解槽設備，1000Nm3 /h 的制氫能力的單臺質子交換膜電解槽成本約 3000 萬元。

根據 1MW 堿性電解槽的成本構成和 1MW 質子交換膜電解槽的成本構成，我們可以拆解出 1000 萬元堿性電解槽的各個部件的成本及 3000 萬元質子交換膜電解槽的各個部件的成本。

質子交換膜電解水的成本降低驅動因素包括：電價的降低、設備利用率的增加、質子交換膜電解槽價格的下降。第一個驅動因素為電價降低，與堿性電解水相同，隨著電費的下降，電力成本在總成本中的比重逐漸下降，氫氣成本也逐漸降低；第二個驅動因素為設備利用率增加，與堿性電解水相同；第三個驅動因素為電解槽價格的下降，PEM 電解槽的平均學習率為 13%（學習曲線反映了“干中學” 對技術成本的影響，描述了一項技術的單位投資成本隨其累計裝機容量的翻番而下降一個固定比例（學習率）的關系。越高的學習率說明該技術學習效應越強，成本隨裝機容量增長下降得越快。），因此預計 2030 年 1000Nm3 /h 的質子交換膜電解槽價格為 1500 萬元，2050 年約為 500 萬元。

雖然目前相比堿性電解槽，質子交換膜電解槽單位制氫成本偏高，但隨著質子交換膜電解槽采購成本的降低，其單位制氫成本也會隨之下降，《電解水制氫成本分析》預計其單位制氫成本會在2030年后逐漸低于堿性電解槽的制氫成本。

考慮用地面積，即土地成本，質子交換膜電解槽更加緊湊，占地面積為同等規模下堿性電解水裝置的一半；并且由于質子交換膜裝置較堿性電解裝置具有更強的負載波動適應性能力，在風光等波動性可再生能源輸入下，比堿性電解裝置更有優勢。

3.4、質子交換膜電解槽技術壁壘高

PEM 電解是電解水制氫，燃料電池是氫氧反應生成水，互為逆反應，因此兩者結構類似，但 PEM 電解槽的材料體系與電堆相比有很大的差別。由于 PEM 電解工作環境更為惡劣，PEM 電解槽對核心部件和材料耐久性和壽命的要求更高。

電催化劑的研究集中于 Ir、Ru 等貴金屬/氧化物及其二元、三元合金/混合氧化物。而以鈦為載體的負載型催化劑、非貴金屬催化劑或非金屬催化劑的研發難度較大。

膜電極方面，PEM 電解水的陽極需要耐酸性環境腐蝕、耐高電位腐蝕，同時應具有合適的孔洞結構以便氣體和水通過。燃料電池的膜電極材料無法用于水電解陽極， PEM膜電極主要采用全氟磺酸樹脂制造，膜厚度是普通燃料電池交換膜的10-15倍，因此整體成本非常高。

雙極板方面，由于 PEM 電解槽工作環境惡劣，雙極板腐蝕會導致金屬離子浸出，進而污染質子交換膜，因此需要保護雙極板，避免其遭受腐蝕，常用保護措施是在表面制備防腐涂層，PEM 電解槽雙極板耐腐蝕要求比燃料電池更高。但 PEM 電解槽雙極板結構相較燃料電池雙極板更為簡單，國內有燃料電池雙極板企業進入水電解市場生產 PEM 電解槽雙極板。

由于行業壁壘高，進入難度大，即使 PEM 電解槽市場需求明顯提升，目前仍只有個別頭部電堆、膜電極及雙極板企業跟進 PEM 電解槽及核心部件產品的研發，另外一些綜合實力強的國企及上市公司也開始了針對 PEM 電解水制氫裝備的技術研究與產業布局。

3.5、國內廠商積極布局電解水設備業務，但PEM電解設備技術相較國外同行仍存差距

中國電解水制氫設備目前仍以堿性制氫設備為主，國內商業化運營的電解水制氫項目基本為堿性制氫項目。基于技術成熟度、創新空間與客戶資源形成的市場格局短時間難以改變。因此，大部分新進者選擇質子交換膜電解制氫的產品路線，但由于質子交換膜電解槽成本高，技術不成熟，尚處于項目示范期。

陽光電源在 2021 年 3 月推出國內首款最大功率 250kW 的 SEP50 PEM 制氫電解槽，其核心部件均為國產，目前陽光電源已開始規劃建設全自動化電解槽組裝生產線。

上海電氣電站集團于 2021 年 3 月與中國科學院大連化學物理研究所揭牌成立 PEM 電解水制氫技術研發中心，簽訂了“兆瓦級模塊化高效 PEM 電解水制氫裝備及系統開發”項目合作協議。

吉電表示，長春氫能產業基地的先導項目為PEM電解制氫裝備研發、制造項目；威孚高科表示公司將 PEM 電解水制氫系統業務規劃納入擬成立的氫能事業部業務范圍；寶豐能源將太陽能發電所制取的綠氫用于化工生產，并大舉布局電解水制氫裝置。

質子交換膜電解槽結構類似燃料電池，關鍵部件包括膜電極、雙極板等部件。其中膜電極又由質子交換膜和陰陽極催化劑組成。目前國內有多個上市和非上市公司均在生產質子交換膜電解槽的相關部件。

催化劑領域內，中科科創、氫電中科、濟平新能源等企業推出了用于電解水制氫的催化劑產品。其中中科科創的氧化銥催化劑已具備單批次公斤級生產能力，且產品物化性質一致性高，其產品已在多家國內PEM制氫企業中應用；質子交換膜領域內，東岳氫能、科潤新材料正在進行測試驗證 PEM 電解槽的質子交換膜；膜電極領域內，武漢理工氫電實現小批量對外供貨，鴻基創能于 2021 年 5 月與佛山市南海區人民政府簽署關于燃料電池高性能膜電極產業化項目的投資合作協議，該項目計劃投資 1 億元，建設燃料電池膜電極和 PEM 電解水制氫膜電極產業化基地；雙極板領域內，上海治臻在 2021 年 6 月舉行的 FCVC2021 上展示了 PEM 電解槽雙極板樣品，在尋求國內 PEM 電解槽企業合作。

PEM 電解水制氫部件國產化率低于堿性制氫部件國產化率，甚至低于燃料電池部件國產化率，其中國產化率最低的環節主要有質子交換膜、催化劑等方面。并且國產整機 PEM 電解槽型號不大，目前生產速率上限為 200 Nm3 /h，400 Nm3 /h 以試驗為主，和 Proton Onsite、Giner 等國外公司的生產速率上限有很大差距。制氫規模偏小，直接限制了國內 PEM 電解槽在國內的應用。

2000 年至 2022 年內，歐盟、北美、日本在質子交換膜電解水技術開發中取得顯著成果，涌現多家質子交換膜電解水設備企業，Proton Onsite、Hydrogenics、Giner、西門子公司等相繼將 PEM 電解槽規格規模提高到兆瓦級。其中美國 ProtonOnsite 公司在全球 72 個國家有約 2000 多套質子交換膜電解水制氫裝置，占據了世界上質子交換膜電解水制氫 70%的市場，Giner 公司單個 PEM 電解槽規格達 5MW，電流密度超過 3A/cm2，50kW 電解池樣機高壓運行累計時間超過 1.5×105 h。

3.6、國外電解水制氫項目推進較快，國內電解水制氫項目仍有較大發展空間

3.6.1、國外積極推進PEM電解水制氫項目

歐盟制定了 PEM 電解水制氫逐漸取代堿性水電解制氫的發展路徑；美國能源部提出 H2@Scale 規劃，推進氫的規模化應用，2020 年，在 H2@Scale 規劃中支持 3M、Giner、 Proton Onsite 等公司開展 PEM 電解槽制造與規模化技術研發，涉及 GW 級 PEM 電解槽的析氧催化劑、電極、低成本 PEM 電解槽組件及放大工藝，資助金額均超過 400 萬美元。

在各國政策的推動下，2017 年后國際上電解制氫項目數量和規模呈指數型增長，一方面 2010 年前后的多數電解制氫項目規模低于 0.5MW，而 2017—2019 年的項目規模基本為 1～5MW，另一方面，多數項目采用了質子交換膜電解水制氫技術。

越來越多的國家在可再生能源電解制氫方面開展試點和商業初期項目，尤其關注規模以及電力系統交互性能方面的提升。相關項目的應用規模已發展至 MW 級，但是為大幅降低成本，還需進一步研究、擴大生產規模以及在實踐中不斷創新。

3.6.2、需求驅動國內電解水制氫市場空間持續增長

氫氣應用領域很廣，2019 年中國氫氣需求量主要來自石油化工行業，用于生產合成氨、甲醇以及石油煉制過程的加氫反應。此外，在電子工業、冶金工業、食品加工、浮法玻璃、精細化工合成、航空航天工業等領域也有應用。

中短期來看，中國氫氣來源仍以化石能源制氫為主，以工業副產氫作為補充，可再生能源制氫的占比將逐年升高。到 2030 年，約 15%左右的氫由可再生能源制取，23%由工業副產氫制取，60%由化石能源制取，2%由生物制氫等其他技術供給；到 2050 年，約 70%左右的氫由可再生能源制取，20%由化石能源制取，10%由生物制氫等其他技術供給。

結合國內氫氣需求量的預測及氫氣供給結構的預測，可以估算出可再生能源電解制氫的每年總制氫量。（報告來源：未來智庫）

隨著供給的增加，假設 2030 年氫氣價格為 21.5 元/kg，且以后每年下降 0.4 元/kg；如果單個電解槽產氫速率為 200Nm3 /h，每年工作 4000 小時，則單個電解槽的氫氣年產量為 71.44 噸，當 PEM 電解槽價格為 300 萬元，使用壽命為 10 年時，則年折舊為 30 萬元。

彭博新能源財經在氫能市場展望中預測：中國的電解槽市場在 2022 年將相對于 2021 年增加四倍，達到 180 萬千瓦以上，并且預計中國將占全球電解槽裝機容量的60%~63%。

國內可再生能源制氫項目的快速增加導致2021年國內電解水制氫設備需求飛躍式上升，PEM 制氫技術迅速推進。同時中船 718 所、山東賽克賽斯、高成綠能、淳華氫能、深圳綠航等多家廠商的 PEM 制氫設備訂單同比都有不同程度的增長。中船 718 所電解槽市占率較高，以堿水制氫為主，客戶包括殼牌、國家能源、協鑫、寶武清能等，同時中船 718 所正在布局 PEM 電解水制氫，預計 PEM 電解水制氫設備年產能達到 120 臺/套；山東賽克賽斯 2021 年上半年電解水制氫設備的銷售額已達 4000 萬元，小型 PEM 電解水制氫裝置銷量達 1500 臺。

在可再生能源制氫將會成為未來主流的背景之下，為規范電解制氫產業規范化，我國于 2019 年 1 月 1 日頒布《壓力型水電解制氫系統安全要求》，于 2020 年 1 月 1 日頒布《壓力型水電解制氫系統技術條件》，上述文件的出臺規范了我國 PEM 電解制氫技術行業，推動國內 PEM 制氫產業化進程。

在種種利好條件加持下，電解水制氫市場存在大量機遇，國內 PEM 電解槽部件國產化仍有很大的發展空間，大型 PEM 電解水制氫技術仍有較大的提升空間。

CCTC?3060

4、重點企業分析

4.1、陽光電源：可再生能源制氫系統解決方案及服務供應商

陽光電源致力于可再生能源制氫技術、系統產品和解決方案的研究，已專門成立氫能事業部開展可再生能源電解水制氫技術與系統設備的研發、制造、營銷和服務工作。

陽光電源大力研發可再生能源制氫設備。2021 年 3 月 18 日，陽光電源發布的國內首款綠氫 SEP50 PEM 電解槽處于國內領先地位。該電解槽緊湊輕巧，僅 800 多公斤、直流電耗低、擁有長壽命、高可靠性、功率波動適應性更強等優點。陽光電源正在研發新一代產品，以實現更高的功率和更長的壽命，并使電解水制氫的成本更低。

目前陽光電源已經形成了包括 SHR5700 制氫整流電源、SHD2016 制氫直流變換電源在內的制氫電源，包括 SHT1000A ALK 制氫裝置、SHT200P PEM 制氫裝置在內的制氫裝置以及智慧氫能管理系統。其中 SHT1000AALK 制氫裝置額定產氫能力 1000 Nm3 /h，；SHT200P PEM 制氫裝置額定產氫能力 200 Nm3 /h，直流電耗≤4.0 kWh/m3；智慧氫能管理系統能夠實現多套制氫系統之間，制氫系統與風、光、儲、網等多種能量來源之間的協調控制，具備運營監測、分析診斷、協調控制、場站管理四大功能。

陽光電源提供制氫整體解決方案。其解決方案采用一體化集裝箱式解決方案，降低初投資成本，且適應多種能源融合、多種模式接入和多種應用場景管理，并采用防、護、消、泄四位一體安全設計，全方位保障系統安全。

陽光電源積極推進制氫項目落地。先后在山西榆社縣、吉林榆樹市、吉林白城市等地推動可再生能源制氫項目建設并取得積極進展，陽光電源將形成“風-光-儲-電-氫”業務的全面發展格局，力爭成為全球領先的綠氫系統解決方案及服務供應商。

《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035 年）》明確氫能產業是戰略性新興產業和未來產業重點發展方向，計劃到 2025 年，實現清潔能源制氫得較大進展，到 2030 年，實現形成較為完備的氫能產業技術創新體系、清潔能源制氫及供應體系，在政策的引導下，清潔能源制氫前景可觀。陽光電源兼顧設備制造和整體解決方案的提供，可以從設備業務和服務業務同時盈利，甚至可能參與部分產業標準、規范的指定，陽光電源率先進軍可再生能源制氫，擁有先發優勢，有望成為可再生能源發展新時代下的領軍者。

4.2、隆基：定位于提供電解水制氫裝備、技術和方案

隆基發展氫能業務的定位是為制取綠氫提供大型的電解水制氫裝備。隆基創始人、總裁李振國表示，隆基將成為為制取綠氫提供裝備、技術和方案的公司，隆基最終產出的氫能產品是“光伏+制氫設備”的工程項目，在這個過程中，也會單獨出售制氫設備。隆基目前只介入了制氫環節，研究性關注氫能的儲運和下游應用。

中國提出構建以新能源為主體的新型電力系統的目標，為實現這一目標，應克服新能源發電的間歇性缺陷，因此隆基選擇進入氫能。隆基目標是實現可再生能源間歇性制氫得到真正的綠氫，具備完全的綠色屬性，同時成本上也占據優勢。

隆基的 Lhy-A 系列堿性水電解槽單臺產氣量最高可達 1500Nm3/h，廣泛應用于煤化工、石油化工、鋼鐵冶金、交通運輸、能源電力及其他工業等領域，采用標準化生產，結構緊湊，精度高，產品品質一致性高；采用堿槽框架多對一設計，有效降低制氫單位系統成本。

十四五期間是氫能技術發展和應用推廣的重要窗口期，制氫、儲運氫、加氫市場在未來都有較大發展空間，隆基是首批布局制氫裝備的公司之一，憑借先發優勢和公司的技術優勢，有望搶占制氫裝備市場份額，從氫能產業的發展中獲取新的增長點。

4.3、寶豐能源：化工龍頭大規模布局綠氫，已形成全球最大綠氫、綠氧產能

寶豐能源于 2019 年探索氫能發展路徑，為國內首家實現規模化生產綠氫的企業，已形成全球最大的 3 億標方綠氫/年、1.5 億標方綠氧/年產能。目前，公司以每年新增 3 億標方綠氫的速度不斷擴大產能，預計未來將形成年產百億標方、百萬噸綠氫產業的規模。生產的綠氫一部分直供化工生產系統，每年降低碳排放總量 5%，實現零碳變革；一部分用于氫能交通領域，推動氫能在重卡、公交等物流交通領域示范應用，助力綠色交通發展。

同時，公司還將向儲氫、運氫、加氫等多領域拓展延伸，實現氫能全產業鏈一體化發展，保障國家能源安全加快“碳中和”。公司計劃通過 20 年的時間，實現以新能源制取的“綠氫”替代原料煤制氫，以新能源制取的“綠氧”替代燃料煤制氧，使公司不受煤炭資源的制約，并能保持成本的穩定性，同時實現二氧化碳近零排放。

寶豐能源建設國家級“太陽能電解制氫儲能及應用示范項目”。集成全球頂尖工藝裝備，采用單臺產能 1000Nm3 /h 的堿性電解槽制氫設備，工藝技術先進，生產的氫氣純度達到 99.999%，發電成本控制在 0.068 元/度，綠氫的綜合成本可降至每標方 0.7 元，實現行業內最低。（報告來源：未來智庫）

4.4、美錦能源：實行氫能轉型戰略，布局氫能全產業鏈

在制氫業務方面，公司主業焦化業務與制氫發揮協同作用。公司在煉焦工藝中釋放的焦爐煤氣約含 55%的氫氣，據公司現有 715 萬噸/年的焦炭產能粗略計算，可從焦爐煤氣中提取氫氣 6.4 萬噸/年。公司通過采用焦爐煤氣變壓吸附（PSA）的方式制取氫氣，而焦爐煤氣制氫是目前大規模、低成本獲得氫氣最可行的途徑之一，公司主業焦化業務與制氫聯合互補。

在加氫方面，公司已擁有 8 座已建成加氫站，并將于十四五期間規劃建設 100 座加氫站。公司積極參與加氫站的建設，當前在廣東佛山(1 座)、云浮(1 座)、山西晉中(1 座)、山西太原（1 座）、北京市(2 座)、山東青島(1 座)、浙江嘉興(1 座)已成功建成加氫站，為未來新建加氫站積攢先發優勢和寶貴經驗。2021 年 8 月，美錦能源與中石化山西分公司簽訂合作協議，爭取到 2025 年，在山西省內合作建設 30 座油氫混合站。

在中游，公司參股氫能全產業鏈內的公司，其中國鴻氫能在燃料電池電堆領域處于國內優勢地位，鴻基創能在膜電極領域處于國內領先地位。國鴻氫能已建成目前全球產能最大的燃料電池電堆生產線，電堆累計出貨超過 17000 臺，裝機容量 430MW，市場占有率 2017-2020 年連續四年全國第一；鴻基創能膜電極日產能超萬片，年產能達 30 萬平米，產品壽命超 2 萬小時，占據國內膜電極 50%以上的市場份額。

在下游，公司參股的飛馳科技在廣東云浮市擁有國內最大的氫能源客車生產基地。?該基地占地 350 畝、總建筑面積 23 萬平方米，總投資額 20 億元，年產新能源客車可達到 5000 臺。飛馳科技、青島美錦擁有從 6 米~12 米各種不同類型及型號的客車產品 20 余個，是目前國內少數具備實際量產能力以及運營調試經驗的氫能源整車制造公司，與國內外多家氫燃料電池技術企業、研究機構保持有緊密的合作關系。

4.5、鴻基創能（未上市）：致力于氫燃料電池膜電極產業化，進軍 PEM 電解水制氫膜電極產業

鴻基創能致力于質子交換膜燃料電池用高性能膜電極（MEA）的產業化，鴻基創能的催化劑涂層質子膜（CCM）日產能已達到 15000 片，年產能超過 300000 平方米；膜電極（MEA）日產能達到 10000 片，供給全球超過 70 多個客戶。

公司承擔了多項政府科技攻關項目，包括國家級項目 2 項、廣東省項目 4 項、江蘇省項目 1 項，開發了 CCM 陰陽極雙面直接涂布技術、膜電極一體化成型技術、膜電極自動化快速封裝技術、抗反極技術及完善的測試技術，擁有很強的創新能力。

2021 年 5 月，佛山南海區進行了鴻基創能燃料電池高性能膜電極產業化項目簽約合作項目，項目計劃投資 1 億元，將要建成高性能燃料電池膜電極和電解水制氫膜電極的自主產業化生產線，同時建成電解水制氫膜電極開發實驗室。項目將引進包括加拿大工程院士在內的公司核心團隊，針對 PEM 電解水制氫膜電極進行產業化開發及相應的產學研合作。

報告出品方/作者：開源證券，劉強

精選報告來源：【未來智庫】

氫能源行業研究報告：可再生能源制氫專題分析

原文始發于微信公眾號（3060）：氫能源行業研究報告：可再生能源制氫專題分析

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根據《中國氫能源及燃料電池產業白皮書（2020）》預測，2030年中國氫氣需求量達3715萬噸，2050年達9690萬噸。有分析認為，電解水制氫將逐步作為中國氫能供應的主體，在氫能供給結構的占比將在2040、2050年分別達到45%、70%。因此，在“雙碳”背景下，電解水制氫項目成為了市場關注的熱點話題。為促進行業信息流通，艾邦建有制氫產業交流群，聚焦氫氣生產、堿水/PEM電解槽（隔膜、極板、催化劑、極框、密封墊片等）、PPS、質子交換膜、鈦金屬、鎳網等產業鏈上下游，設備，材料，配件等配套資源，歡迎大家加入

氫能源行業研究報告：可再生能源制氫專題分析

作者808, ab

1、實現全球零碳經濟愿景，利用氫能是必然之舉

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