公用事業公用事業證券分析師證券分析師倪正洋資格編號：S0120521020003郵箱：nizy＠聯系人聯系人郭雪郵箱：guoxue＠市場表現5%5% 0% -5%-10%-15%-20%-24021-10-29%2022-022022-06相關研究相關研究1.《晶科能源(688223.SH)：光伏一體化全球頭部企業，N型先發優勢2.《海優新材（688680）2022年中報點評：盈利能力提升，行業地位3.《氫能產業系列報告（二）-氫能產業系列報告（二）：氫風已至，4.《氫能系列報告（一氫燃料電池-“氫”風楊柳萬千條，百億市場）：l世界加速制定氫能戰略，可再生能源制氫迎發展機遇。氫能作為能源低碳化的重要組成部分，是清潔能源轉型之路上必不可少的一環，已獲得世界各國的重視，可再生能源制氫成為世界各國的發展方向。進入2022年，我國在已經大力扶持氫能產業發展的情況下進一步大力支持氫能產業發展。2022年3月，多部門聯合印發《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》，明確提出支持氫能全產業鏈發展。各地均在將氫能發展寫入十四五發展規劃后繼續大力布局氫能產業發展相關規劃。預計2050年我國氫能產值將達1.2萬億元，低碳環保的可再生能源制氫占比將超過70%。l以煤為主的制氫方式短期難以改變。受資源稟賦、成本等約束，煤炭制氫在未來一段時期內仍是我國氫氣的主要來源。然而煤制氫技術的碳足跡遠高于工業副產氫和天然氣制氫，面臨碳成本和環保審批雙重壓力。CCUS技術可幫助煤氣化制氫減排80%，在電力脫碳仍需要較長時間的背景下，結合CCUS技術的煤制氫在成本和減碳上仍具有一定的優勢，有望成為中短期的制氫主流方式。l工業副產氫有望迎來快速發展。短期內，我國工業副產氣的制氫規模可進一步提高。工業副產氫額外投入少，成本低，能夠成為氫氣供應的有效補充，同時在工業副產氫在碳排放量方面相對于現階段電解水和化石能源制氫也具有相對優勢。我們預計在缺氫區域發展工業副產氫將會具備相當高的經濟性。l可再生能源制氫成本漸有優勢，電解槽市場空間巨大。現階段堿性電解水制氫和PEM電解水制氫都面臨制氫成本較大的問題。但未來，隨著電價降低、電解槽成本降低、電解槽工作時間延長等因素疊加，電解水制氫成本將大幅度降低。我們預計2035年、2050年，堿性電解水制氫成本分別達15.01元/kg、10.47元/kg，PEM電解水制氫成本分別達16.21元/kg、9.77元/kg。可再生能源制氫將具備經濟性，裝機量將迎來爆發式增長，預計電解槽系統裝機量2050年將達到500GW，市場規模突破7000億元。l投資建議：全球氫能建設高潮來臨，可再生能源制氫迎來廣闊的發展機遇。中短期工業副產氫將迎來業績放量機會，中長期可再生能源制氫產業大規模發展，看好前期布局的相關設備商及運營商。建議關注：煤化工行業領軍企業，立志打造全球最大綠氫公司的【寶豐能源】；國家電投控股，積極布局CCUS技術的【遠達環保】；布局堿性電解槽賽道，5年內形成5-10GW電解水制氫設備產能的【隆基綠能】；冷鏈壓縮機龍頭，布局CCUS及氫能的【冰輪環境】；PDH龍頭，攜手中核集團打造零碳產業園的【東華能源】；擁有鉑族金屬資源的【貴研鉑業】；打造制氫、儲氫、運氫及氫能應用全產業鏈的【鴻達興業】。l風險提示：政策推進不及預期、國產替代不及預期、氫能應用終端市場發展不及預期。行業專題新能源發電2/32請務必閱讀正文之后的信1.發展氫能成全球共識，可再生能源制氫任重道遠 51.1.氫能——未來能源變革的關鍵組成 51.2.世界各國積極制定氫能戰略，可再生能源制氫成發展重要方向 61.3.中國可再生能源制氫技術處于大規模應用推廣階段 82.我國氫源短期仍以化石燃料制氫及工業副產氫為主 82.1.氫氣的分類 82.2.化石燃料制氫：短期仍將為氫氣最主要來源 2.2.1.短期內煤制氫仍會是我國制氫主流技術 2.2.2.結合CCUS技術的煤制氫仍具有一定發展優勢 2.2.3.天然氣制氫：在局部地區具備經濟性 2.3.工業副產氫：短期氫源的有效補充 3.聚焦未來：綠氫開啟萬億氫能賽道 3.1.電解水制氫是實現3060目標的必由之路 3.2.主要電解水制氫技術路線解析 3.3.多因素驅動綠氫降本 223.3.1.電力價格決定電解水制氫的經濟性 223.3.2.堿性電解水制氫降本測算 233.3.3.PEM制氫降本測算 253.4.電解槽及關鍵材料的投資機會 273.4.1.電解槽設備整體市場空間測算 273.4.2.電解槽關鍵材料及重點技術方向 283.4.3.電解槽關鍵領域的投資機會 294.投資建議 305.風險提示 303/32請務必閱讀正文之圖1：化石能源仍是我國能源供應主導（“十三五”末我國能源結構） 5圖2：2020-2060年中國氫氣需求量預測（單位：萬噸） 6圖3：2060年中國氫氣需求結構 6圖4：氫氣具體應用場景概覽 6圖5：主要國家/地區氫源過渡情況 7圖6：蘭州新區氫能產業園項目簽約儀式 8圖7：寧夏寶豐能源集團太陽能電解制氫儲能研究與示范項目10×1000Nm3/h電解水制氫工程項目 8圖8：氫氣分類 9圖9：2020年中國制氫結構 9圖10：2020全球制氫結構 9圖11：2020-2050年我國制氫結構及預測分析 圖12：煤制氫的產能適應性特點 圖13：不同制氫方式平準化制氫成本 圖14：煤制氫成本隨煤炭價格變化趨勢（橫坐標為煤炭價格） 圖15：凈零排放情景下2020-2050年按技術劃分的制氫平準化成本（單位:美元/公斤）12圖16：煤制氫CCUS技術改造工藝流程示意圖 圖17：不考慮CCUS技術的煤制氫全流程碳足跡構成 圖18：考慮CCUS技術的煤制氫全流程碳足跡構成 圖19：CCUS技術成本變化（單位：元/kgCO2) 圖20：天然氣制氫成本變化趨勢（橫坐標為天然氣價格） 圖21：2021年中國各省天然氣產量分布圖 圖22：各省市天然氣基準門站價 圖23：不同制氫方法的制氫成本（單位：元/kgH2） 圖24：2012-2021年全國電力裝機結構占比變化 圖25：堿性水電解制氫的原理 20圖26：堿性水電解的工藝流程 20圖27：PEM電解水制氫的原理 20圖28：PEM電解的工藝流程 20圖29：堿性電解制氫成本構成 22圖30：PEM電解制氫成本構成 22圖31：堿性電解制氫在不同電價下的制氫成本（橫坐標為電價，單位：元/KWh） 244/32請務必閱讀正文之后的信息披圖32：不同條件下制氫成本與電解槽工作時間的關系（橫坐標表示電解槽年工作時間，單位：h；縱坐標表示制氫成本，單位：元/kg） 24圖33：堿性電解水制氫成本預測（制取每公斤氫氣成本） 25圖34：PEM電解制氫在不同電價下的制氫成本（橫坐標為電價，單位：元/KWh） 26圖35：PEM制氫成本預測（制取每公斤氫氣成本） 27圖36：堿性電解槽成本組成 28圖37：PEM電解槽成本組成 28表1：各國當前氫能戰略主要目標 7表2：煤氣化制氫與超臨界水煤氣化制氫比較 表3：我國工業副產氫的供應潛力 表4：部分化工企業工業副產氫理論產能 表5：政策支持綠氫產業發展 表6：電解水制氫技術和特性比較 21表7：并網制氫和離網制氫的優缺點比較 22表8：堿性電解水制氫成本測算 23表9：PEM電解制氫成本測算 25表10：電解槽系統市場規模預測 27表11：電解槽技術突破目標及研發重點 28表12：國內主要電解水裝備企業 295/32請務必閱讀正文之加速，能源需求日益增長，由化石燃料為主體的能源結構帶來CO2排放總量的快速上升。全球各國面臨資源枯竭，環境污染等問題，因此，“清潔、低碳、安全、高效”的能源變革是大勢所趨。然而傳統的可再生能源（如風能、太陽能、水電等）存在隨機性大、波動性強等缺點，導致了棄水、棄風，棄光現象；而氫作為清潔的二次能源載體，可以高效轉化為電能和熱能。利用可再生能源制氫，不僅可以解決一部分“棄風棄光”問題，還可為燃料電池提供氫源，為工業領域提供綠色燃料，或將實現由化石能源到可再生能源的過渡，可以說氫能或是未來非化石能源,端能源消費中的占比約為20%，可再生能源制氫產量約為1億噸。氫能既可以用作燃料電池發電，應用于汽車、火車、船舶和航空等領域，也可以單獨作為燃料氣體或化工原料進入生產，同時還可以在天然氣管道中摻氫燃燒，應用于建筑供暖等。其中，2060年用氫需求中，工業領域用氫依舊占全國氫能源應用領域的主導地位，約為7794萬噸，占氫總需求量60％；交通運輸領域用氫約為％；行業專題新能源發電6/32請務必閱讀正文之后0建筑領域建筑領域, 工業領域,日本、韓國、德國、美國等超過20個國家和地區都已制定國家氫能發展戰略，積極培育氫能及燃料電池技術攻關和產業發展。根據萬燕鳴等發表的《全球主要六次能源基本計劃》，將氫作為實現能源安全、應對氣候變化和2050碳中和目標的主要動力，計劃將氫能打造為具有國際競爭力的新興產業；德國發展氫能的行業專題新能源發電7/32請務必閱讀正文最初目的是深度脫碳，受俄烏沖突影響，或將加快氫能戰略部署；美國頒布《基礎設施投資和就業法案》等一系列政策，美國政府將投入95億美元用于加快區域氫能中心建設以及氫能全產業鏈示范及研發，持續推動氫能技術進步。根據√√√√√√△√△△△√△△√√√√√√△△√√△××××√資料來源：萬燕鳴等《全球主要國家氫能發展注：√代表國家氫能戰略中的重要戰略目標；△代表國家氫能戰略中的次要戰略目標；國家氫能發展戰略分析》，各國均將潔凈氫能視作清潔能源轉型與碳中和的重要路徑，主要有兩條技術路線：化石燃料制氫耦合CCS/CCUS技術和可再生以實現深度脫碳為主要驅動力的歐洲國家普遍確立可再生能源制氫的優勢地位；而以實現能源安全為主要驅動力的日本，國內居民端氫能應用體系仍將基于現有化石能源基礎設施部署，韓國也計劃逐步由天然氣制氫過渡為可再生能源制氫；而美國和澳大利亞，根據本國技術能力和氫能戰略目標的不同，分別采取技術中立與可再生氫優先的戰略。到2050年左右，幾乎所有國家都將可再生能源制氫資料來源：UweAlbrechtetal.InternationalHydrogenStrategies，萬燕鳴等《全球主要國家氫能發展戰略分析》,德邦研究所行業專題新能源發電8/32請務必閱讀正文之可再生能源制氫成我國制氫主要發展方向。《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》將清潔低碳作為氫能發展的基碳化、低成本的多元制氫體系，將發展重點放在可再生能源制氫，并提出嚴格控制化石能源制氫。可再生能源制氫結合氫燃料電池，可以調節電網負荷和儲能，國內的可再生能源制氫項目正如火如荼地建設中。據《2022中國電解水制氫產業藍皮書》，中國已有超過百個在建和規劃中的電解水制氫項目，涵蓋了石油、化工、鋼鐵和交通等多個領域。在2020年之前，大型電解水工業領域幾乎沒有涉及；2020年以后，雙碳目標的提出極大推動了電解水制氫項日在工業領域的應用。近兩年以來，中國能建、國家電網、三峽集團、北京能源、深圳能源等央企、國企紛紛布局綠氫項目。中國能建投資建設的蘭州新區建噸制氫能力和10萬標方儲氫能力；北京能源在錫林郭勒盟多倫縣投建的風光儲氫三種。氫能的制備主要路線主要有三條1）以化石燃料（包括煤炭、天然氣等）為原料制氫以及工業副產制氫，這類制備方式是目前技術最成熟的制氫路線，但存在制取過程中會產生碳排放的問題，因此制取的氫氣被稱為“灰氫”2）另外的一種常見的制取方法為在灰氫制取的過程中輔以碳捕捉技術所得到的“藍氫”，這種制氫方法可有效減少制氫過程中的碳排放，但仍無法完全解決碳排放問題3）最后一種制氫的常見路線是采用電解水制備得到的“綠氫”，以這種方法制氫不會產生任何碳排放，但目前綠氫制取的技術不如化石燃料制氫成熟，行業專題新能源發電9/32請務必閱讀正文之然氣制氫占比19%，而電解水制氫受制于技術和高成本，占比僅1%。從全球2020年的制氫結構來看，化石能源也是最主要的制氫方式，其中天然氣制氫占 煤制氫,資料來源：中國煤炭工業協會，中國氫能標準化技術+CCUS+CCUS,工業副產氫,石油,0.60%煤制氫天然氣制氫工業副產氫石油化石燃料+CCUS料重整配合CCUS技術可作為我國制氫結構轉型的重要過渡，工業副產制氫可作為就近供氫的補充來源，電解水制氫將成為我國未來制氫的主要手段。根據中行業專題新能源發電10/32天然氣資源，大部分都依賴進口，因此天然氣制氫份額并不高。而我國的煤炭資源相當豐富，煤化工產業發展較為成熟，煤制氫的產量較根據曹軍文等發表的《中國制氫技術的發展現狀》，以煤為原料制氫氣的方一是煤氣化制氫。煤氣化是指在高溫常壓或高溫高壓下，煤與水蒸氣或氧氣氫氣和CO2的過程。煤氣化制氫工藝成熟，目前已實現大規模工業化。傳統煤二是煤超臨界水氣化制氫。超臨界水氣化過程是在水的臨界點以上（溫度大三個變換過程。可以有效、清潔地將煤轉換為H2和純二氧化碳。煤的超臨界水行業專題新能源發電爐1450°C1260°C650°C——產率0.11%物物物以根據氫氣消耗量的不同，通過設置氫氣提純規模以此靈活調整產能，在燃料電池汽車產業發展初期對制氫企業的運營影響煤氣化爐，只需把其2%~3%的負荷用作提純制氫，就可提供1560~2340kg/天從成本來看，煤氣化制氫具有明顯優勢。根據清華大學張家港氫能電技術聯合研究中心測算，從全生命周期的角度看，在不考慮碳價的情況下，當前煤氣化制氫的成本最低，在無CCS（碳捕捉和儲存）技術的情況下每公斤氫煤氣化制氫價格受煤價波動。原料成本是煤制氫成本的重要一環，在煤價在12/3286420煤制氫成本（元/kg）煤氣化制氫碳排放強度高，面臨碳成本壓力和環跡遠高于天然氣制氫、電解水制氫等其他主要制氫技術。中國標準化研究院資環分院分析了從制氫原料獲取、運輸到氫氣生產全過程中的溫室氣體排放情況，其美美元系還不完善且工程規模比較龐大，需要高額的投資成本和運營成本并產生額外能13/32與環境政策研究中心測算，未結合CCS技術的煤炭制氫碳足跡高達22.65kgCO2e/kgH2，結合CCS技術后，煤炭制氫的生命周期碳足跡顯著下降，為CCUS技術改造的碳足跡；結果表明，采用CCUS技術捕集制氫環節90%的50碳足跡（kgCO2e/kgH2）5453210碳足跡（kgCO2e/kgH2）在現有技術條件下，安裝CCUS相關裝置將產生較大的額外成本。煤制氫與CCUS技術耦合當前還是一項新興技術，缺乏產業規劃支持，尚處技術驗證階段。根據IEA針對我國煤制氫的評估結果顯示：在煤制氫生產中加入CCUS技術預計將導致項目資本支出和燃料成本增加5%，運營成本增加130%。根據在于減少碳排放，但我國目前碳市場建設仍不完善，相關企業在投資大量費用在CCUS項目后卻無法實現減排收益，嚴重影響企業開展CCUS示范項目的積極術會提高煤制氫成本，但中期內配備CCUS技術的煤制氫仍可能是清潔氫氣生行業專題新能源發電14/32產中最經濟的選擇,其原因在于中國的煤炭產業基礎設施完備且其余制氫方式降本仍需較長時間。CCUS技術的進步將進一步降低成本，使得煤制氫+脫碳綜合工藝所制得的氫能成本得到一定程度下降。根據米劍鋒等《中國CCUS技術發CCUS技術的煤制氫成本或將持續下降，綜合成本在2025/2030年分別達到約制氫是目前全球氫氣的主要來源，已成為歐美、中東等天然氣資源豐富地區的主流制氫工藝。然而，我國國內目前天然氣約40%依賴進口，這導致了兩大問題：（1）我國天然氣資源較貧瘠，進口依存度高，在國際局勢復雜多變的背景下，元/kg至24.3元/kg之間，我國大部分地區的天然氣制氫成本將高于煤制氫行業專題新能源發電15/32501元/Nm32元/Nm33元/Nm34元/Nm35元/Nm3衡，主要分布于四川、陜西、新疆和內蒙古。由于各地天然氣供需情況差異性較大，導致各省份天然氣基準門站價存在較大價格區間，其中上海、廣東的天然氣天然氣制氫的經濟性可比煤氣化制氫；考慮到天然氣制氫更低的碳排放（同不加CCUS的煤氣化制氫相比）和技術儲備需求，且天然氣制氫也可以疊加CCUS技術以取得更低的碳排放。綜上，天然氣制氫有望短期內在天然氣資源豐富、價格低廉的地區快速發展。青海青海 甘肅 云南貴州四川重慶海南廣西廣東湖南湖北 江西安徽浙江江蘇上海 遼寧 天津行業專題新能源發電16/32短期內，我國工業副產氣的制氫規模可進一步提高。工業副化工產品的同時得到的氫氣，主要有焦爐煤氣、氯堿化工、輕烴利用（丙烷脫氫、乙烷裂解）、合成氨合成甲醇等工業的副產氫。我國工業副產氫大多數已有下游應用，也存在部分放空。我們認為，中短期看工業副產氫額外投入少，成本低，（備注：研究考慮能源成本區域差異，其中焦爐煤氣制氫氯堿副產制氫：氯堿工業生產以食鹽水為原料，利用隔膜法或離子交換膜法等生產工藝，生產燒堿、聚氯乙烯(PVC)、氯氣和氫氣等產品。氯氫氣提純難度小、耗能低、自動化程度高以及無污染的特點，氫在提純前純度可低。參考《中國氫能產業發展報告2020》，氯堿工業副產制氫的綜合成本在焦爐煤氣制氫：焦爐煤氣是煉焦的副產品，焦爐煤氣制氫工序主要有：壓縮丙烷在催化劑條件下通過脫氫生成丙烯，其中氫氣作為丙烷脫氫的副產物；PDH產物中氫氣(φ)在60%~95%，可通過純化技術制取滿足燃料電池應用的氫氣；PDH裝置副產的氫氣純度高，提純難度小，且大部分產能靠近東部沿海地區，行業專題新能源發電17/32氫氣消耗結構中用于合成氨、合成甲醇的氫氣消耗量占比達50%以上。合成氨、合成甲醇在生產過程中會有含氫氣的合成放空氣和馳放氣排出，氫氣含量在18%-55%之間。因此合成氨、合成甲醇企業可回收利用合成放空氣和馳放氣實當前工業副產氫基本為各企業自產自用，較難統計。根據中國電動汽車百人會統計，從工業副產氫的放空現狀看，當前供應潛力可達到450萬噸/年，能夠衡，且氫氣儲運技術難度大，氫氣資源無法在實現長距離調配，我國氫氣市場區域價格差異很大，其中廣東氫價冠絕全國。在廣東積極布局氫能產業鏈的背景下，工業副產提純制氫可短期提供大量的氫氣供應，為氫能產業發展初期就近提供低成本、分布式氫源。廣東部分工業企業有望通過工業副產制氫實現業績的巨大飛躍。我們梳理了部分具備工業副產氫產能的上市企業，建議重點關注廣東及長三東華能源（茂名，未金能科技資料來源：各公司公告，TrendBank，苗軍等《氫能的生產工藝及經濟性分析》，《中國氫能產業發展報告2020》，德邦研究所行業專題新能源發電18/32綠氫是發展氫能的初衷。發展氫能就是為了能源的“去碳化”，只有通過無碳能源生產“綠色的氫”，才能實現這一目標。制氫技術中接近零碳排放的制氫技術。當前，部分地區出臺政策提出禁止煤制氫劃》明確提出，全面推進舟山綠色石化基地能效診斷，禁止煤制氫。內蒙古自治區、甘肅省、寧夏回族自治區和四川省成都市都在相應的政策中明確了2025年可再生能源制氫產量，合計年產量約80萬噸；遠超過了國家發改委在國家氫能《浙江省能源發展“十四五”規劃》全面推進舟山綠色石化基地能效診斷，禁止煤制氫《關于促進氫能產業高質量發展的意見》《關于促進氫能產業高質量發展的意見》《鄂爾多斯市氫能產業發展規劃》（2022規劃分三個階段進行，每個階段在氫源、制氫裝備、應用場景等方面做了詳細的布局。在推動可再生氫在煤化工行業的規模化應用方面，做了適應鄂爾多斯當地產業特色的安排，具體包括可再生氫+煤化工生產烯烴、天然氣、油品及化工品，以及可再生氫＋二氧化碳生產甲醇及下游產品等。對有序開展創新與應用示范重點推動可再生能源制氫與煤化工耦合，積極拓展氫能在交通《寧夏回族自治區氫能產業發展規劃（征合煤化工的應用示范，可再生替代制氫比例顯著提升。實現寧東基地規模化可再生能源制氫示范工求意見稿）》程、綠耦合煤，打造國家生能源制氫耦合煤化工示范區、西部綠產業基地和寧夏先行。石嘴山市積極開發焦化和氯堿工業副產氫，重點實施氫能—冶金—化工耦合應用項目。吳忠市通過可再生《酒泉市“十四五”能源發展規劃》瓜州3萬噸/年、金塔2萬噸/年以上的氫能裝備制造等領域延鏈補鏈，引進合成氨、尿素、甲醇等下游項目，帶動氫能全產業鏈發展極推進寶豐多晶硅上下游協同項目電解水制氫站、陜煤集團源網荷儲一體化項目電解水制氫目建設，著力打造零碳制氫與可再生能源發電協同互補發展的新模式，構建集中式和分布式《新疆維吾爾自治區國民經濟和社會發展推進風光水儲一體化清潔能源發電示范工程，開展智能光伏、風電制氫試點，促進電力系統脫碳為綠氫制備提供契機。中國電力系統中火電裝機占比由2012排放水平將持續降低，這為電解水制氫提供了發展的契機，真正實現綠電制綠氫。國網能源研究院預測，非化石能源占一次能源消費比重2025年、2035年、源總規模超過煤炭。風能、太陽能將在2030年以后成為主要的非化石能源品種，行業專題新能源發電19/3220122013201420152016氫能尤其是綠氫的需求將不斷提高。中國氫能聯盟預計到2050年氫能在中國能源體系中的占比約為10%，氫氣需求量接近6000萬噸/年，按照一公斤氫氣價電解水制氫的原理是在充滿電解液的電解槽中通入直流電，水分子在電極上堿性電解技術是目前發展最成熟的電解水技術。堿性電解水制氫的基本原理：在電流作用下，水通過電化學反應分解為氫氣和氧氣，并在電解池的陰極和陽極堿性電解水制氫設備系統相對復雜，主要包括電解槽、壓力調節閥、堿液過濾器、堿液循環泵、堿液制備及貯存裝置、氫氣純化裝置以及氣體檢測裝置等模塊組成。堿性水電解制氫技術成熟，投資、運行成本低，但存在堿液流失、腐蝕、行業專題新能源發電20/32請務必閱讀正文之后的信息tomeetthe1.5°CcliPEM電解技術目前處于市場化早期，其主要部件包括具有質子交換能力的聚合物薄膜和分別與電解質薄膜兩側緊密連接的陰陽極催化層。和堿性電解水制氫技術不同，PEM電解制氫技術使用質子交換膜作為固體電解質替代了堿性電解槽使用的隔膜和堿性電解質，并使用純水作為電解水制氫的原料，避免了潛在＋，穿過電解質隔膜到達陰極，并在陰極得電子生成氫氣，反應后的氫氣和氧氣通過PEM系統比堿性系統簡單得多。通常在陽極（氧氣）側，需要循環泵熱交換器、壓力控制及監測器。在陰極側，需要安裝氣體分離器、除氧組件（通常不tomeetthe1.5°Ccli與堿性電解水制氫技術相比，PEM電解水制氫技術具有電流密度大、氫氣純度行業專題新能源發電21/32請務必閱讀正文之后的信息lPEM電解槽產氫純度更高：PEM電解槽的產氫純度通常在99.99%左右。且質子交換膜的氣體滲透率低，有助于避免氫氣和氧氣的氣體交叉應，形成在堿性條件下不溶于水的碳酸鹽，如K2CO3l堿性電解槽難以快速啟停：堿性電解槽難以快速的關閉或者啟動，制氫的速度也難以快速調節，因為必須時刻保持電解池的陽極和陰極兩側上的壓力均衡。所以，堿性液體電解質電解槽難以與具有快速波動特性的無法離開貴金屬催化劑，對銥、鉑、鈦等貴金屬依賴性高，高成本阻礙綜合來看，我們認為PEM電解具有液、體積小、安全、產氣壓力高、與可再生能源具有良好的匹配性，在性能上整體優于堿性水電解；但PEM電解槽價格遠高于堿性電解槽，我國堿性電解槽基模大約在200Nm3/h，且無大規模制氫應用案例，而堿性電解槽單槽產能已達到 1000Nm3/h，國內已有兆瓦級制氫應用，規模化應用使得堿性電解在設備折舊、鍍鎳多孔不銹鋼鍍鎳多孔不銹鋼成本CAPEX（系統USD/kW）整體系統雜，成本高，氧水分離器容積大，系統成簡單、行業專題新能源發電22/32請務必閱讀正文之后的信息統高;體積小;性價比提升空間 綠氫制備成本大頭在電力成本上。根據中國產業發展促進會氫能分會測算，務費、土建費等項目，電價以0.3元/kWh計算，堿性和維護成本,維護成本,維護成本,根據電能來源的不同，可將可再生能源制氫技術分為并網型制氫、離網型制氫兩種。并網制氫是將風光機組產生的電能并入電網，再從電網取電的制氫方式，主要應用于大規模棄光棄風消納和儲能；離網制氫是指將風光機組產生的電能直接提供給電解水制氫設備制氫，主要應用于分布式制氫。需經過光伏入網審批，可大幅縮短建設周期，規模和容量的設置也更為靈活。在大電網未覆蓋地區，如海上能源平臺、偏遠地區公路加油站、遠海島嶼等，離網式制氫系統壓、整流多次變換，導致損耗較行業專題新能源發電23/32請務必閱讀正文之后的信息資料來源：國際能源小數據，楊子龍等《離網式光伏電解制氫系統供電單元設計技術光伏制氫預計將成為可再生能源制氫的最主要形式。得益于西北地區豐富的日照資源，近期多個光伏制氫項目于西北地區落地。2021年11月，中國石化宣布我國首個萬噸級光伏綠氫示范項目――中國石化新疆庫車綠氫示范項目啟動建設，這是全球在建的最大光伏綠氫生產項目，投產后年產綠氫可達2萬噸。2022年8月，三峽集團首個制氫項目——內蒙古自治區鄂爾多斯市準格爾旗納日松光伏制氫產業示范項目正式開工建設。項目包括光伏電站及制氫廠兩部分，其中光伏電站總裝機規模為400兆瓦，年平均發電量為7.4億千瓦時；制氫廠總裝機規模為75兆瓦，每年可生產氫氣約1萬噸，副產氧氣8.5萬噸。項目預計于年內實現電站并網及氫能產出。建成后，項目總發電量的20%將直接輸送至當地電網，剩余80%則全部用于電解水制氫。未來隨著光伏發電成本的逐步降低，綠氫制備將愈發平價。殘值；土地費用、土建和設備安裝費用15輔助材料成本2人工運維成本資料來源：張軒等《電解水制氫成本分析》，《氫能產業發展報解可知，堿性電解水制氫成本主要來自電耗成本和折舊成本。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。電力成本每下降行業專題新能源發電24/32請務必閱讀正文之后的信息 50輔助材料成本（元/kg）人工運維成本（元/kg）總制氫成本（元/kg）資料來源：張軒等《電解水制氫成本分析》，《氫能產業發展報圖32：不同條件下制氫成本與電解槽工作時間的關系（橫坐標表示電解槽年工作時間，單位： 200030000.13元/KWh0.2元/KWh0.3元/KWh0.4元/KWh（2）堿性電解系統設備價格：當前堿性電解系統設備價格約在2000元2050年價格將分別為1125元/KW、800元/KW，降幅分別達到（3）系統年工作時間：堿性電解槽工作時間的提升依賴于技術的進步，假設2035年、2050年的工作時間分別達到4000h/年、5000h/年。行業專題新能源發電25/32請務必閱讀正文之后的信息2035E折舊成本（元/kg）人工運維成本（元/kg）輔助材料成本人工運維成本資料來源：張軒等《電解水制氫成本分析》，《氫能產業發展報行業專題新能源發電26/32請務必閱讀正文之后的信息僅電價下降的PEM電解制氫仍不具備經濟性0輔助材料成本（元/kg）人工運維成本（元/kg）總制氫成本（元/kg）資料來源：張軒等《電解水制氫成本分析》，《氫能產業發展報行業專題新能源發電27/32請務必閱讀正文之后的信息 折舊成本（元/kg）人工運維成本（元/kg）電解水制氫系統市場規模：根據《中國氫能源及燃料電池產業白皮書6000萬噸。且電解水制氫將逐步成為我國氫能供應的主體，在氫能供給結構占500GW，市場規模突破7000億元。堿性電解槽市場占比預接近堿性電解槽。堿性電解槽市場占比堿性電解槽系統設備價格（元/KW）行業專題新能源發電28/32請務必閱讀正文之后的信息對于堿性電解槽而言，設備成本主要由電極、膜片等核心部件的成本驅動。在堿性電解槽電解電堆的成本組成中，超過50%的成本與電極和膜片有關。堿性電解制氫系統的輔機部分，堿液循環以及氫氣后處理對成本降對于PEM電解槽而言，電解電堆設備成本主要由雙更低廉的替代材料，如使用Ti涂層來保持其功能特性不受影響，同時降低成本。tomeetthe1.5°Cclitomeetthe1.5°Ccli電解槽未來有著較大的降本和技術提高空間。對于堿性電解槽，重點在于（1）增加電流密度，增加工作效率2）快速啟停、快速響應負荷。