制氫行業專題報告：堿性槽和PEM并行，電解水制氫日漸成熟1.政策先行，氫能起勢“十三五、十四五”期間，政策頻頻出臺，推動氫能加速發展。2019年兩會期間，氫能被首次寫入政府工作報告。2020年4月，氫能被寫入《中華人民共和國能源法（征求意見稿）》。2022年發改委、能源局頒布了《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》，明確了氫能在我國能源綠色低碳轉型中的戰略定位、總體要求和發展目標。2023年發改委發布《產業結構調整指導目錄（2023年本，征求意見稿）》，涉及氫能應用領域包括電力、新能源等11個方面。2023年8月，我國首個氫能產業鏈標準體系建設指南發布，涵蓋基礎與安全、氫制備、氫儲存和輸運、氫加注、氫能應用五個子體系。隨著國家政策的持續加碼，氫能將在我國得到長遠的發展。根據《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》，至2025年，交通、工業、儲能、發電等領域試點示范將穩步開展，可再生能源制氫量將達到10-20萬噸/年，成為新增氫能消費的重要組成部分。至2030年，中國將逐步建成較為完備的清潔能源制氫及供應體系，對實現碳達峰戰略目標形成支撐。根據《開啟綠色氫能新時代之匙:中國2030年“可再生氫100”發展路線圖》預測，到2030年，可再生氫供給量將達到770萬噸”。考慮到區域經濟、產業適用特點，可再生氫將率先在化工、交通、鋼鐵等技術成熟度較高和應用可行性較好的部門規模化應用。2.灰氫是目前最主要的氫氣來源主要的制氫方式包括化石燃料制氫、工業副產制氫和水電解制氫等三類。化石燃料制氫技術成熟度高，成本低，以煤和天然氣制氫為主，制氫過程中會排出二氧化碳等溫室氣體。工業副產制氫是指以包含氫氣的工業尾氣為原料，通過變壓吸附法（PSA法）回收提純制氫；由于原料屬于工業副產品，無需額外的原料投入，因此具有成本低廉的特點。電解水制氫是指通過直流電將水分子分解為氫氣和氧氣，所產生的氫氣純度高（>99%），是未來最主要的綠氫生產方式。當前絕大部分氫氣為“灰氫”。根據中國氫能聯盟數據統計，2022年我國氫氣的產量達到4004萬噸。根據中國煤炭工業協會統計，我國2021年煤制氫是最主要的制氫途徑，占總量的62%，工業副產氫、天然氣制氫分別占比19%、18%，僅有1%的氫氣來源于電解水。全球來看，根據IEA數據統計，2021年全球氫氣總產量為9400萬噸，其中，天然氣制氫占比55%，煤制氫占比17%，工業副產氫占比16%，灰氫同樣占主導地位。灰氫生產以掌握煤炭、石油、天然氣資源的國有企業為主，包括中國神華、美錦能源、東華能源、中石油、中石化等。中國石化在我國氫能源行業和國內氫氣制取市場的產能/產量上處于領先地位，憑借石油化工的強大實力，氫氣產能達到350萬噸/年；中國石油氫氣產能超過260萬噸/年。煤炭制氫主要集中于山西、寧夏、陜西等煤炭產區，天然氣、煉油重整制氫則多分布在青島、寧波等地的大型石化煉化基地。煤制氫和天然氣制氫的原材料成本占75%以上。原材料的價格波動對制氫成本影響較大。以煤炭價格800元/噸，天然氣價格3元/Nm3為基準計算，在考慮碳封存及碳稅的影響時，煤制氫和天然氣制氫的成本分別從10.8/14.7元/kg上漲至15.6/17.0元/kg。3.工業副產制氫潛在產能超千萬噸我國是全球最大的工業副產氫國家，每年能夠提供千萬噸級的氫氣供應。與可再生能源豐富的西北地區相比，工業副產氫可覆蓋京津冀、長三角和廣東地區，與氫能應用先發地區匹配。目前我國的焦爐煤氣、氯堿化工、丙烷脫氫等工業每年能夠提供千萬噸級的氫氣供應，工業副產氫可在氫能產業發展初期提供低成本、分布式的氫源，有利于氫能的快速發展。我國副產氫潛在產能超1000萬噸。1）我國是全球最大的焦炭生產國，國內焦炭產量約4.4億噸，占全球產量的60%，每生產1t焦炭可產生焦爐煤氣350-450m3，焦爐煤氣中氫氣占50%-60%，因此焦化副產氫潛在產能達1000億m3。2）我國氯堿產業燒堿產量約為3000-3500萬噸，每生產1噸燒堿可生產副產氫208m3，每年副產氫氣可達75-87萬噸。3）丙烷脫氫產物中氫氣占比60%～95%，目前國內共有10余個項目投產，預計到2023年，丙烷脫氫的副產氫氣產能可達到37萬t/a。4）乙烷脫氫至乙烯產物中氫氣占比在95%以上，每產生一噸乙烯副產氫約107kg，2021年我國乙烯產量在2825萬噸，潛在副產氫產量在303萬噸。4.電解水制氫：堿性和PEM電解槽齊頭并進電解水制氫的技術主要包括堿性水電解、質子膜純水電解、固態氧化物電解三種技術路線。1）堿性電解槽投資成本低，壽命長，規模大，但動載性能差、電流面密度低。2）PEM在各性能指標上表現均衡且指標突出，適合于各種場景下制氫，包括工業制氫、便攜制氫和用作電網調幅的動態負載，但成本偏高。3）SOEC效率高，熱機狀態動載性能好，可快速雙向工作，但需要高溫熱源，且設備投資大、壽命短，適用于核電制氫及大規模熱電聯供等。堿性水電解：水分子在直流電作用下，在電解池兩級發生氧化和還原反應，水分子在陰極被還原，生成氫氣和氫氧根離子，氫氧根離子穿過物理隔膜到達陽極，在陽極析出氧氣，生成氧氣和水。質子膜純水電解：純水通過進水通道進入催化層，在直流電源和催化劑的共同作用下，陽極產生氧氣和氫離子，氫離子穿過質子交換膜與陰極的電子結合產生氫氣。PEM電解水制氫純度較高，僅存在少量水蒸氣，經過干燥后可直接用于燃料電池。固態氧化物電解：按照電解質載流子的不同，可分為氧離子傳導型SOEC和質子傳導型SOEC，目前研究較多和發展更為成熟的是氧離子傳導型SOEC。固體氧化物電解池核心組成包括：電解質、陽極和陰極。中間是致密的電解質層，兩邊為多孔的氫電極和氧電極。以氧離子傳導型SOEC為例，較高溫度下（700-900℃）,在SOEC兩側電極上施加一定的直流電壓，H2O在陰極被還原分解產生H2和O2-，O2-穿過致密的固體氧化物電解質層到達陽極，失去電子生成O2。目前堿性電解水制氫發展最成熟，已完全商業化，質子交換膜電解水制氫在國內處于商業化初期，固體氧化物電解水制氫則仍處于研發和示范階段。電解槽是電解水制氫的核心設備，現階段大多企業聚焦于堿性電解槽。根據高工氫能，截至2023年上半年，中國電解槽名義總產能超過14GW，其中堿性電解槽占比約94%，PEM電解槽約6%。單家廠商堿性電解槽產能大部分在0.5-1.5GW之間，行業格局較為分散。當前單槽制氫能力大多為1000-2000Nm3/h，大標方單槽成為趨勢。2022年中船718所2000Nm3/h的堿性電解槽下線，同年明陽智能下線全球最大單體堿性水電解制氫設備，產氫量達1500-2500Nm3/h。2023年9月隆基綠能刷新最大單體堿性電解水制氫產氫量，達到3000Nm3/h。4.1.堿性電解槽電解槽的核心構件包括極板、極框、隔膜、電極、BOP輔助系統。極框是電解槽的支撐組件，用于支撐電極和隔膜，主要是由鑄鐵金屬板或不銹鋼板制成。隔膜是防止氫氣和氧氣混合，但允許槽內離子自由移動的聚苯硫醚織物（PPS）。電極決定了電解槽制氫效率，是電化學反應的場所，主要是由鎳網、泡沫鎳等構成。BOP系統主要包括電源供應系統、控制系統、氣液分離系統、純化系統、堿液系統、補水系統、冷卻干燥系統和其他附屬系統。膜片/電極組件是電堆組件中成本占比最高的部分。電解槽系統中電堆組件成本占比為45%，其中膜片/電極組件成本占比達57%。系統性能及產氫量的提升將有助于均攤產氫成本。在IRENA的預測中，盡管堿性電解槽的系統降本空間不大，目前電解系統的成本在1500元/kW，未來在系統成本在1400元/kW，但在系統電解效率、產氫純度、與可再生能源適配等方面，堿性電解槽仍具有較大提升空間，當前重點研究方向集中在電極、催化劑、隔膜等環節上。堿性電解槽制氫成本仍有63.1%的降本空間。1000Nm3/h電解槽和土建設備分別按照800萬元和150萬元建設，折舊期分別為10（15）年和20年，當電價為0.4元/kWh，年工作時長為2000h時，單位制氫成本為2.62元/Nm3，而當電價在0.2元/kWh，年工作時長為6000h時，單位制氫成本在0.97元/Nm3。電耗成本下降、單臺制氫產量增加和壽命增加帶來的電耗成本和固定成本均攤下降分別將達到78.0%和79.5%，對應單位制氫成本從2.62元/Nm3降至0.97元/Nm3，降幅63.1%。4.2.PEM電解槽PEM電解水制氫技術可以快速啟停，能匹配可再生能源發電的波動性，提高電力系統靈活性，正逐漸成為制氫發展和應用的重要方向。PEM電解槽主要包括陰陽極板、氣體擴散層、催化劑層和質子交換膜。PEM電解槽中雙極板和膜電極是主要成本構成項。在PEM電解槽的成本構成中，輔機和電解電堆組件占比分別為55%、45%。輔機主要包括電源、去離子水循環系統、氫氣處理系統、冷卻系統，其中電源占比接近50%。電解電堆系統主要由多孔傳輸層、小組件、雙極板、電堆組裝和端板、膜電極構成，其中雙極板和膜電極分別占比約53%、24%。2021年至今PEM電解槽招標量已超過82.5MW。當前國內大功率PEM電解水制氫設備處于發展初級階段，目前已配套交付或中標項目主要包括電解水綠氫項目、制氫加氫一體化項目、氫氨醇一體化項目等，主要公司包括陽光氫能、賽克賽斯、康明斯、上海氫盛、長春綠動等。從2021至今已知的PEM電解槽裝機/招標量來看，國產PEM制氫設備由1MW躍升到50MW，逐步規模化工業應用，總量已超過82.5MW。PEM電解槽朝著大標方、低能耗方向發展。目前PEM電解槽單體產氫量大多達到200Nm3/h以上，電流密度在1-2.5A/cm2之間，能耗在4.3kWh/m3左右。未來PEM電解槽單槽產氫量朝著300Nm3/h以上發展，電流密度和能耗分別朝著1.5-3A/cm2和3.5-4.0kWh/Nm3的方向邁進。PEM水電解制氫的瓶頸環節在于成本和壽命。PEM電解槽需要在強酸性和高氧化性的工作環境下運行，依賴于價格昂貴的貴金屬材料如鉑、銥等，導致成本過高。近三年來，鉑的價格維持在250元/g左右，銥的價格維持在1100元/g左右，貴金屬的稀缺性導致價格將持續堅挺。現有商業化析氫催化劑Pt載量為0.4~0.6mg/cm2，Ir載量在1~2mg/cm2之間。而降低催化劑用量，或尋求替代方案，提高電解槽的效率和壽命是PEM水電解制氫技術發展的研究重點，如賀利氏H2EL-IrO-S型號的陽極催化劑中銥含量僅為10%-50%，大幅降低銥用量。PEM電解槽降本空間較大。目前PEM的技術迭代路徑主要包括增加電流密度、提高電極板面積、降低膜厚度、優化設計催化劑等。根據IRENA預測，技術進步疊加規模化量產PEM電解槽的最低投資成本有望由400美元/kW降至低于100美元/kW，降幅達到75%以上。遠期PEM電解槽制氫成本比現階段下降約73.8%。目前1000Nm3/hPEM電解槽約3000萬元，而隨著關鍵零部件國產化及電解槽生產降本未來有望達到700萬元。根據《電解水制氫成本分析》，土建及安裝200萬元，折舊20年，現階段和遠期目標電解槽設備壽命分別為2萬和9萬小時，單位能耗分別為4.5和3.8kWh/Nm3，電價分別為0.4和0.2元/kWh，制氫成本分別達到3.56和0.93元/Nm3，降幅達到73.8%。其中，固定資產均攤和電耗成本下降的幅度分別為94.2%和57.8%。5.綠氫成本逐漸接近灰氫制備成本化石燃料制氫原材料對制氫成本影響較大，工業副產氫因原料區別較大。化石燃料制氫的成本結構中原料成本占據約75%，原材料價格波動對制氫成本影響較大。當煤價為200和1000元/噸時，對應的煤制氫成本分別為6.77和12.14元/kg；當天然氣價格為1和5元/Nm3時，對應的天然氣制氫成本分別為7.2和22.1元/kg。工業副產氫中因工業副產物的不同而有較大差異，其中焦爐氣副產氫的成本較低，約為14元/kg，而合成氨合成甲醇副產氫的成本較高，約為22元/kg。綠氫制備降本空間大。遠期來看，堿性電解槽制氫成本和PEM電解槽制氫成本的降幅分別達到63.1%和73.8%。堿性電解槽制氫成本的降低主要受益于電耗及電價的降低帶來的運營成本下降，以及壽命的延長帶來的固定資產均攤成本下降，兩者的降幅分別達到78.0%和79.5%。PEM電解槽制氫成本的降低主要受益于電價的下降，以及國產化替代帶來的設備成本下降疊加壽命延長帶來的均攤成本下降，兩者的降幅分別達到94.2%和57.8%。遠期來看綠氫制備成本與灰氫相當。當電價為0.4元/kWh，運行壽命為2萬小時時，堿性電解槽制氫成本在29.7元/kg，而當電價為0.2元/kWh，運行壽命為9萬小時時，堿性電解槽制氫成本為10.8元/kg。當電價為0.4元/kWh，運行壽命為5萬小時時，PEM電解槽制氫成本在40.0元/kg，而當電價為0.2元/kWh，運行壽命為9萬小時時，PEM電解槽制氫成本為10.5元/kg。6.重點公司分析6.1.隆基綠能：構建綠電綠氫一體化可再生能源解決方案公司構建綠電+綠氫的可再生能源系統解決方案。隆基綠能目前構建了單晶硅片、電池組件、工商業及戶用分布式解決方案、綠色能源解決方案、氫能裝備五大業務板塊，形成提供“綠電”+“綠氫”方案的能力。2021年，公司控股子公司隆基氫能成立，主要業務范圍涵蓋電解水制氫設備制造和可再生能源制氫系統解決方案，規劃到2025年堿性電解槽產能達到5-10GW。隆基氫能新產品能耗最低可達4.0kWh/Nm3，產氫量行業領先達到3000Nm3/h。隆基G系列電解槽實現1200、1500、2000、3000標方大單槽，相較于1000標方堿槽，2000標方的堿槽可以降低30%的土建成本、20%的設備投資以及可以減少20%的原材料。理論分解能耗、過電位損耗、歐姆損耗三個方面分別占電解水制氫電耗的60%、30%、10%。公司從三方面入手，成功降低了電解水電耗：1）優化溫度控制區間，降低理論分解能耗；2）使用高效材料降低過電位；3）通過流場優化、材料優化改善電導率和極距降低小室內阻、減少系統自損耗。隆基“四對一”系統助力萬噸級綠氫項目。2023年1-5月，隆基氫能中標國內電解水項目210MW，得到客戶和市場的廣泛認可。6月，中國石化綠氫示范項目投產，制氫規模達到每年2萬噸，是我國首個萬噸級光伏綠氫示范項目，項目采用了隆基氫能16套1000Nm3/h電解水制氫設備，首次實現了4臺電解槽對1臺氣液分離裝備的“四對一”系統應用，為國內光伏發電綠氫產業發展提供了可復制、可推廣的示范案例。公司中標綠氫制氨項目15套電解水系統，份額達到38.5%。大安風光制綠氫合成氨一體化示范項目是國家電投集團及吉電股份開啟的氫能利用新項目，該項目包括：風光總裝機容量800MW、新建220千伏升壓站一座、配套40MW/80MWh儲能、新建46000Nm3/h混合制氫（50套PEM制氫系統，39套堿液制氫系統）、60000Nm3儲氫及18萬噸合成氨裝置。隆基氫能成功獲得了15套1000Nm3/h電解水制氫系統訂單，份額達到38.5%。6.2.陽光電源：布局雙線制氫路線多模式制氫系統契合可再生能源波動性。陽光氫能是陽光電源全資子公司，專注于可再生能源電解水制氫技術的研究。陽光氫能主要產品為IGBT制氫電源、堿性水電解槽、PEM電解槽、氣液分離與純化設備、智慧氫能管理系統，致力于提供“高效、智慧、安全”的綠電制氫系統及解決方案。技術方面，陽光氫能堅持“雙線制氫”，同時擁有堿性水電解制氫和PEM電解水制氫兩種技術路線。公司同步開發的離網、并網、微網多模式下制氫系統可提供一站式的綠電制氫系統及解決方案，契合可再生能源快速波動特性，可實現能源電力、石油化工、交通、冶金等多元場景下的應用。智慧氫能管理系統，實現多套系統間智能投切。公司通過功率跟隨算法、智能投切策略等，解決了多套制氫系統之間，制氫系統與多種能量來源之間的協調控制，引領新能源制氫進入了數字化時代。它能夠根據輸入功率變化，在多套系統間智能投切，讓其運行于最優效率區間，并減少設備啟停次數，實現高效制氫。同時能夠通過豐富測點實時監測、多維度性能分析，對系統進行健康度診斷，保障安全制氫。6.3.明陽智能：打造風電制氫一體化項目單體制氫量行業領先。2022年10月，明陽智能推出的堿性水電解制氫設備單體產氫量為1500-2500Nm3/h，其成為2022年已發布ALK產品中最大單槽產氫量產品。依托海上風電優勢，打造風電制氫一體化項目。2022年東方CZ9海上風電場動工，將建成“海上風電+海洋牧場+海水制氫”立體化海洋能源創新開發示范項目。此外公司在內蒙古投資建設了風電制氫和綠氫合成氨2萬噸/年一體化項目，對應配置100MW風電裝機，8×1000Nm3/h堿性電解槽、5×2000m3氫氣儲罐及儲能15MW/15MWh。6.4.億華通：受益材料體系同源性，上游布局PEM