深度参与“双碳”电解制氢产业将保持高速发展

一、绿氢将深度参与“双碳”进程 过去十几年间新能源快速增长222年国内风电光伏水电电量贡献合计超过%区别火电核电等可控电源水电风电光伏存在不同周期的波动性风电光伏等存在分钟级小时级的短周期波动同时受水风光自然资源的月度调整，存在季节性的长周期变化。解决间歇波动能源的消纳越加迫切，可再生能源+电解制氢的消纳式重要性也在凸显。电解制氢对新能源更友好宽容氢由水经电解制得且电解制氢对输入电能的质量要求远低于电力系统L等电解方案允许电源在较快的时限内启停、功率波动等。电解制氢对新能源更好的兼容度，配合实现新能源消纳，并将深度参与能源、工业体系的脱碳进程：氢作为能源介质由解实现风光电力能源转化为氢配合氢储运在用能高峰时（时间维度用能密集域（空间维度）再由氢发电，实现氢储能。相较其他储能方案，氢储能特征为时间跨度更长，容量更大。氢作为工业原材料在电力系统应用以外氢本身也是重要的化工材料在石化冶炼电子等领域有广泛应用假设绿氢的制备储运成本能进一步降低将有希望替代原本的灰氢蓝氢的空间其应用场景将进一扩大。氢作为燃料应用将氢掺混进入天然气体系作为燃料供应利用天然气管网运输改变燃烧特性降低碳排放目前在欧洲已有多个项目运行。图1氢制备方式及应用场景资料来源：NRE、图2：国内电源发电量结构变化 图3：国内电源发电量变化（亿）100%80%0%40%20%20082009200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022

100000800000000400002000020082009200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022火电 水电火电 水电 风电 太阳能 核电火电 水电 风电 太阳能 核电资料来源：国家能源局、中电联、 资料来源：国家能源局、中电联、200050010005000水电 风电 太阳能图长周期波动国内可再生能源逐月发电（亿h图200050010005000水电 风电 太阳能 资料来源：国家能源局、中电联、 资料来源：全球能源互联网发展合作组织、氢能政策指引清晰深度参“双碳2年3月国家发改委能源局发《氢能产业发展中长期规划-23形成国内氢能产业发展的纲领指导。未来氢能将深度参与双碳进程：一方面是在储能、交运、发电领域扮演二次能源的角色，突破更多的应用场景，配合提升可再生能源应用比例；另一方面清洁氢在化工、冶金、工业领域也有巨大的发挥空间和减碳价值。3年1月国家能源局发《新型电力系统发展蓝皮书征求意见稿再次强调了在未来能源体系架构中氢能在交通和工业领域以及能源设施中的重要能源媒介作用。地方政府层面也在不断加码。参中汽数据统计222年底国内已有3个省市发布省级氢能相关政策专题0余项。地方政策体现地区的资源禀赋、产业基础差异，其相应氢能产业政策更体现差异化。表《氢能产业发展中长期规划2220》要点概述要点 概述明确氢战定位 氢能是源系的重组部（确能能源性实现色碳转型重载体略性新兴产和来产业重发展方。提出产发目标205年掌握核技工艺、步立供应和业体系FV保量5辆，可生源制氢量1020万吨年；00年成较完备的能业技术新系、清能制氢及应体系；235，形成能元应用态可再生源氢在终能消费中比明显提。推进基设建设a、制：地制宜择产氢可再能源制，索设立氢地；b储：推动氢效降本，氢业化应，展天然掺、纯氢道范等c、氢：支油站改建建加氢，探站制储一化新模式。推进多化范 a交点为燃电重卡展车货应形成纯互补的式同时探船、航空器领应用；、能：培“光+储一化模式发长周期容调节优，现氢能和他源的互互；c发电包括分式电联供备等；d拓清洁氢化、冶金、业域（热、材料等的代应用。构建发创体系 提升核技水平，括EM燃料、可再能制氢（解）、氢制运环节术应完善政制保障 包括政体、标准系安全监完善政制保障 包括政体、标准系安全监等资料来源：国家发改委、能源局、省含直辖市)政策名称发布时间上海市省含直辖市)政策名称发布时间上海市《201上海市料池汽车范用拟支单公示》2022.1内蒙古《内蒙自区十四五能发展划》2022.2内蒙古《关于进能产业质发展的见》2022.3北京市《关于展021202度北京燃电池汽示应用项申的通知》2022.4省含直辖市)政策名称发布时间上海市《上海氢产业发中期规划202-205)》2022.6浙江省《关于复意浙江氢料电池车范区点)知》2022.6山东省《山东氢产业发工行动方》2022.7辽宁省《辽宁氢产业发规(201205年)》2022.8山西省《山西氢产业发中期规(2022035》2022.8北京市《北京关支持氢产发展的干策措施》2022.8广东省《广东加建设燃电汽车示城群行动划202-225)》2022.8陕西省《陕西省四五氢业发展划、《陕西氢能产业展三年动案2022.8上海市《关于持国(海)贸易试区港新片氢产业高质发展的干2022.8河南省《河南氢产业发中期规(202205年》2022.9河南省《郑汴濮走廊规建工作方》2022.9吉林省《氢动林中长期展划(22-25年》2022.0广东省《广东燃电池汽加站管理行法》2022.0湖北省《关于持能产业展若干措》2022.1宁夏《宁夏族治区氢产发展规》2022.1安徽省《安徽氢产业发中期规划》2022.1湖南省《湖南氢产业发规》2022.1北京市《北京氢料电池车用加氢发规划(202-25年)》2022.1吉林省《支持能业发展干策措(试》2022.2吉林省《氢动林行动实方》2022.2福建省《福建氢产业发行计划(202-25)》2022.2资料来源：地方政府网站、中汽研究、二、电解制氢应用空间大，产业化不断提速 1、可再生能源制氢需求潜在空间大现阶段能源类需求尚未体现，供给以灰氢为主。需求侧，当前全球氢用量超过0900万吨，且主要应用分布石油及化工领域能源场景的需求尚未体现供给侧目前存量市场大部分由煤炭天然气等制得高碳排灰氢占要份额。增量市场开拓存量灰氢替代，绿氢将是未来的主要供给。参考IEA计预测，230年，在净零排假设下，全球气用量可能超过2亿吨能源冶炼口径贡献主要增量其中低碳氢气用量比例将由目前不足%大幅提升至可再生能源电解制氢将取代天然气、煤化工制氢，成为主要氢源。图：全球氢能供需结构 图：氢能需求预测资料来源：IEA（21）、 资料来源：IEA、图：全球氢源结构 图：我国氢源结构天然气天然气烃、醇煤炭电解水

天然气烃、醇天然气烃、醇煤炭电解水资料来源：中国氢能标准化技术委员会、 资料来源：中国氢能标准化技术委员会、4003002001000化工冶炼交运甲醇 合成氨 炼化 冶金 交运图0低4003002001000化工冶炼交运甲醇 合成氨 炼化 冶金 交运资料来源：C、 资料来源：氢能联盟、2、制氢产业化不断提速0年国内电解槽累计装机容量可能达到0。2年全球电解槽出货超过，其中ALK为主。仅考虑国内市场分中性乐观场景假设030年国内电解制氢规模为40600万吨则对应电解槽累计出货规模在~3、129GW上下。近日隆基发布新一代碱性电解水制氢设备ALKHi1，直流满载状况下电耗至4.1kWh/Nm³，在20A/㎡电流密度下低至4.0kWh/Nm³。2年隆基氢能电解槽产能已经达到1.5G。实际除隆基以外最近几年国内如阳光林洋双良竞立派瑞等都已相应推出电解制氢设备覆盖ALKPEMAEM等各方案，国产化进程的突破为绿氢降本助力，推动其大规模应用。指标单位三峡项目2025E2030E中性乐观中性乐观指标单位三峡项目2025E2030E中性乐观中性乐观电解槽体模标方10001000100010001000年制氢模万吨1.072050450600利用小数h80001800180019801980单日等利小时数h22555.55.5等效配台数台15124831212553634048单位电耗kWh/N354.14.13838总装机率7551191279797038129384资料来源企业官网redforc氢能联盟等（注三峡项目配套光伏容量4MW电量用于制氢利用小时数更高）80060040020002019202020212022L M 其他图：电解槽装机容量（80060040020002019202020212022L M 其他资料来源：I、 资料来源：C、表：部分国内企业电解槽参数公司型号类型氢气产量（m³）电（kh/m）隆基绿能LHy-A500ALK15004.-4.3ALKHi1ALK-4-4.3ALKHi1lusALK-4.-4.3阳光电源SA1000ALK1000≤4.3SHT20P200≤4派瑞氢能CDQALK20-000≤4.5SDQ1-30≤5.4国富氢能ALK50-0002-20双良节能ALK10004.-4.8明阳智能ALK150-200亿利集团ALK10004.-4.6考克利竞立DQALK2-100≤5天津大制氢FDQALK0.-100≤4.4资料来源：公司公告、图4主要电解制氢企业及方案资料来源：企业官网、公司公告、三、当前以碱式及PM为主，降本提效空间大 1、主要电解水制氢技术路线制氢技术分为工业副产氢、化石燃料制氢、电解水制氢等途径，区别在于原料的再生性、C2排放、制氢成本。中，全球超过%氢气来自于化石燃料，约%5%的气来源于电解水，而我国煤制氢占比约%，电解水制氢仅占约%。长期而言，氢源供应要兼顾低排环保、纯度品质、成本水平等，虽然当前电解制氢成本仍偏高，但考虑光伏制氢工艺化石原料制氢煤气制氢 天然气制氢化工原料制氢氨分解制氢 甲醇裂解制氢氯碱工业副制氢工艺化石原料制氢煤气制氢 天然气制氢化工原料制氢氨分解制氢 甲醇裂解制氢氯碱工业副氢水电解制氢新型方法制氢生物质制氢光解水制氢反应条件 常压或加压优势 技术成熟，本低工艺流程时缺点 长碳排放量大，产生含污染物

850℃压力于1.5MPa大规模SMR工艺成熟，率高，产品度高小规模SMR仍在示范阶段，天然气格高，成本

800850℃，催化剂作下，常压反应器耐高温；反应器换器材质稳电消耗大；储存以及运输液氨必须用30kg以上的压力容器.气易爆；液氨有毒性

260280℃，催化剂作下，加压系统灵活，始投资低。度高，不产有害气体。经济性受上甲醇价格变明显

高压副产物氢气度高，特别合供应燃料池使用建设地点受于原料供应

高压左右设备简单，行稳定可靠产生氢气纯高耗电量大，本高

环保，产量高 环保，产量高技术不成熟， 技术不成熟转化率低 产品纯度低能源效率55.90%72%67.50%66.80%44.00%技术阶段实用阶段部分实用部分实用研究阶段资料来源：cnki、企业官网、NEL等、图：主要制氢技术碳排放量（kgCO/kgH2） 图：主要制氢技术成本（元/kgH） 5 0 5 0 5 0 5 00资料来源：中国氢能标准化技术委员会、 资料来源：中国氢能标准化技术委员会、电解水制氢是在充满电解液的电解槽中通入直流电水分子在电极上发生电化学反应分别在阴极和阳极分解成氢和氧气的制氢方法。按照工作原理和电解质的不同主要分为碱（ALK质子交换（PEM固体氧化（SOEC和阴离子交膜（AEM四种电解水技术。其中ALK和PEM电解水制氢方法相对成熟并已有商业化实例，SOEC处在实验室发阶段，AEM处于研初期。图7碱性、质子交换膜、固体氧化物、阴离子交换膜电解槽结构示意资料来源：IREN、碱性电解水制氢技术成熟，具备经济优势碱性电解水制（ALK是在碱性电解质环境下电解水制氢的过程水分子在阴极得电子还原生成氢气氢氧根电场及浓度差的作用下穿过隔膜到达阳极发生氧化反应生成氧气制得氢气与碱液的混合液经过分离提纯后收集ALK制氢耗在.5.5kWh/Nm转换效率约%其使用寿命更长当前成本低于PE1年在全球水电解制氢容量占比约%，应用领域广泛。但碱性电解质会与空气中的CO2反应，产生的碳酸盐可能阻塞催化层，影响电解性能。此外由于必须保持阴阳极力均衡、防止氢氧混合造成爆炸，ALK电解槽启停时间偏长，灵活性不及PEM。图8ALK电解方案示意资料来源：企业官网、M响应迅速，适配可再生能源PEM电解制氢系统由PEM电解和辅助系统构成。PEM水电解槽采用固体电解质，以纯水作为原材料，水分子在阳极发生氧化反应失去电子生成氧气和氢离子在电场的作用下氢离子通过质子交换膜至阴极还原得到氢气其BOP辅系统包括电源供应系统、氢气干燥纯化系统、去离子水系统和冷却系统。膜电极是发生电化学反应的主要场所，由扩散层、催化剂与质子交换膜组成。PEM水电解氢的优势体现在：安全性好，以质子交换膜为电解质，能有效阻止电子传递。纯度高，PEM制氢使用纯水作为原材料，产生的氢气中不含碱，且质子交换膜的渗透率低，可以防止氢气渗透。启停时间短、响应速度快，更好的适配波动性电源出力。但PEM电槽反应使阳极呈现酸性，需要采用高稳定性材料，同时需要贵金属催化剂，导致PEM投资本更高图9PEM电解方案示意资料来源：企业官网、0M ALK SOC图：电解制氢系统启0M ALK SOC1MW1MW10MW100MW1MW10MW100MW当前 2030 2050 资料来源：IREN、 资料来源：NanoReserchEnrgy、图：碱性电解槽成本构成 图：PEM电解槽成本构成资料来源：IREN、 资料来源：IREN、SOE、AEM仍处在初期SOEC电解制氢在高温条件运行具有更高的能源转化效率适用于产生高温高压蒸汽的光热发电系统以及热能源丰富的地区，但高温高湿的工作环境导致系统衰减快，限制了电极材料的选择及应用场景，目前SOEC仍在研阶段。图：SOC工作原理 图：SOC电解水能量需求变化资料来源：中国工程科学、 资料来源：科技导报、AEM电解结构与PEM电解槽类似主要结构由阴离子交换膜和两个过渡金属催化电极组成一般采用纯水或低度碱性溶液用作电解质AEM综合性电解槽的低成本与PEM的高效优势阳极主要用镍阴极主要为镍铁合金，无需使用贵金属催化剂和钛基材料。但AEM膜的电导率低、电极结构差，造成的化学和机械稳定性问题影响系统寿命。表：电解水制氢技术比较ALKAEMSOC电解质膜 30%H棉膜质子交膜阴离子换膜固体氧物电流密（Acm) <0.81-41-20.-0.4电耗效(kh/Nm) 40-5.54.-5.0--工作温（） ≤90≤80≤60≥800产氢纯度 ≥99.%≥99.9%≥99.9%-相对设体积 1~1/3--操作特征 需控制产气需碱快速启水蒸气快速启停水蒸启停不，水蒸气可维护性 强碱腐强无腐蚀介质无腐蚀介质-环保性 石棉膜危害无污染无污染-技术成度 充分产化初步商化实验室段初期示范单机规（m³/） ≤100≤200--资料来源：大连化物所、2、风光成本优化、电解效率提升推动绿氢成本下降固定设备投资、电力能耗等运维费用是电解制氢成本的主要构成：电力能耗费用电力耗费用是电解制氢成本构成实际占比在8成分拆看电力能耗费用由电价及电耗共同决定：）电价：随地区、时段、来源存异，风电光伏电价的持续下行将会带动电解制氢LCOH的下降；）电耗：不同技术路线制氢能量转换效率存异，高转换效率方案制得等量氢气电耗更低，电力能耗费用占比。而目前全球领先电解制氢企业电耗已降至约4kWh/Nm。设备投资、运维费用：当前ALK电解槽单W成本大致在2元上下，PEM超过5元。主流技术方案中，ALK发展相对成熟，设备投资运维费用等占比低于20%，PEM案正处于商业化推广进程中，设备及运维费用占比3成。SOEC技术方案仍处在研究成果转换期，粗测设备、运费等成本占比超过%。此前电解制氢主要应用在高纯场景，高成本是限制其大规模应用的主要因素。21年以来，以隆基、阳光等为代的国内企业推出国产化电解槽加速设备成本的优化同时考虑到风电光伏成本的持续下行及市场化电价机制的进，电解制氢的投资、运营成本都有望迎来持续优化，推动低成本绿氢在交运、化工、能源领域的铺开。图：电解制氢成本构成对比 图：SOC电解水能量需求变化资料来源：NRE、DOE等、 资料来源：企业官网、图8终端可接受氢价格水平（元k）资料来源：氢能联盟研究院、投资建议 2年3月能源局发改委发《氢能产业发展中长