制氢行业专题报告：碱性槽和PEM并行电解水制氢日渐成熟

制氢行业专题报告：碱性槽和PEM并行，电解水制氢日渐成熟1.政策先行，氢能起势“十三五、十四五”期间，政策频频出台，推动氢能加速发展。2019年两会期间，氢能被首次写入政府工作报告。2020年4月，氢能被写入《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》。2022年发改委、能源局颁布了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确了氢能在我国能源绿色低碳转型中的战略定位、总体要求和发展目标。2023年发改委发布《产业结构调整指导目录（2023年本，征求意见稿）》，涉及氢能应用领域包括电力、新能源等11个方面。2023年8月，我国首个氢能产业链标准体系建设指南发布，涵盖基础与安全、氢制备、氢储存和输运、氢加注、氢能应用五个子体系。随着国家政策的持续加码，氢能将在我国得到长远的发展。根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，至2025年，交通、工业、储能、发电等领域试点示范将稳步开展，可再生能源制氢量将达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分。至2030年，中国将逐步建成较为完备的清洁能源制氢及供应体系，对实现碳达峰战略目标形成支撑。根据《开启绿色氢能新时代之匙:中国2030年“可再生氢100”发展路线图》预测，到2030年，可再生氢供给量将达到770万吨”。考虑到区域经济、产业适用特点，可再生氢将率先在化工、交通、钢铁等技术成熟度较高和应用可行性较好的部门规模化应用。2.灰氢是目前最主要的氢气来源主要的制氢方式包括化石燃料制氢、工业副产制氢和水电解制氢等三类。化石燃料制氢技术成熟度高，成本低，以煤和天然气制氢为主，制氢过程中会排出二氧化碳等温室气体。工业副产制氢是指以包含氢气的工业尾气为原料，通过变压吸附法（PSA法）回收提纯制氢；由于原料属于工业副产品，无需额外的原料投入，因此具有成本低廉的特点。电解水制氢是指通过直流电将水分子分解为氢气和氧气，所产生的氢气纯度高（>99%），是未来最主要的绿氢生产方式。当前绝大部分氢气为“灰氢”。根据中国氢能联盟数据统计，2022年我国氢气的产量达到4004万吨。根据中国煤炭工业协会统计，我国2021年煤制氢是最主要的制氢途径，占总量的62%，工业副产氢、天然气制氢分别占比19%、18%，仅有1%的氢气来源于电解水。全球来看，根据IEA数据统计，2021年全球氢气总产量为9400万吨，其中，天然气制氢占比55%，煤制氢占比17%，工业副产氢占比16%，灰氢同样占主导地位。灰氢生产以掌握煤炭、石油、天然气资源的国有企业为主，包括中国神华、美锦能源、东华能源、中石油、中石化等。中国石化在我国氢能源行业和国内氢气制取市场的产能/产量上处于领先地位，凭借石油化工的强大实力，氢气产能达到350万吨/年；中国石油氢气产能超过260万吨/年。煤炭制氢主要集中于山西、宁夏、陕西等煤炭产区，天然气、炼油重整制氢则多分布在青岛、宁波等地的大型石化炼化基地。煤制氢和天然气制氢的原材料成本占75%以上。原材料的价格波动对制氢成本影响较大。以煤炭价格800元/吨，天然气价格3元/Nm3为基准计算，在考虑碳封存及碳税的影响时，煤制氢和天然气制氢的成本分别从10.8/14.7元/kg上涨至15.6/17.0元/kg。3.工业副产制氢潜在产能超千万吨我国是全球最大的工业副产氢国家，每年能够提供千万吨级的氢气供应。与可再生能源丰富的西北地区相比，工业副产氢可覆盖京津冀、长三角和广东地区，与氢能应用先发地区匹配。目前我国的焦炉煤气、氯碱化工、丙烷脱氢等工业每年能够提供千万吨级的氢气供应，工业副产氢可在氢能产业发展初期提供低成本、分布式的氢源，有利于氢能的快速发展。我国副产氢潜在产能超1000万吨。1）我国是全球最大的焦炭生产国，国内焦炭产量约4.4亿吨，占全球产量的60%，每生产1t焦炭可产生焦炉煤气350-450m3，焦炉煤气中氢气占50%-60%，因此焦化副产氢潜在产能达1000亿m3。2）我国氯碱产业烧碱产量约为3000-3500万吨，每生产1吨烧碱可生产副产氢208m3，每年副产氢气可达75-87万吨。3）丙烷脱氢产物中氢气占比60%～95%，目前国内共有10余个项目投产，预计到2023年，丙烷脱氢的副产氢气产能可达到37万t/a。4）乙烷脱氢至乙烯产物中氢气占比在95%以上，每产生一吨乙烯副产氢约107kg，2021年我国乙烯产量在2825万吨，潜在副产氢产量在303万吨。4.电解水制氢：碱性和PEM电解槽齐头并进电解水制氢的技术主要包括碱性水电解、质子膜纯水电解、固态氧化物电解三种技术路线。1）碱性电解槽投资成本低，寿命长，规模大，但动载性能差、电流面密度低。2）PEM在各性能指标上表现均衡且指标突出，适合于各种场景下制氢，包括工业制氢、便携制氢和用作电网调幅的动态负载，但成本偏高。3）SOEC效率高，热机状态动载性能好，可快速双向工作，但需要高温热源，且设备投资大、寿命短，适用于核电制氢及大规模热电联供等。碱性水电解：水分子在直流电作用下，在电解池两级发生氧化和还原反应，水分子在阴极被还原，生成氢气和氢氧根离子，氢氧根离子穿过物理隔膜到达阳极，在阳极析出氧气，生成氧气和水。质子膜纯水电解：纯水通过进水通道进入催化层，在直流电源和催化剂的共同作用下，阳极产生氧气和氢离子，氢离子穿过质子交换膜与阴极的电子结合产生氢气。PEM电解水制氢纯度较高，仅存在少量水蒸气，经过干燥后可直接用于燃料电池。固态氧化物电解：按照电解质载流子的不同，可分为氧离子传导型SOEC和质子传导型SOEC，目前研究较多和发展更为成熟的是氧离子传导型SOEC。固体氧化物电解池核心组成包括：电解质、阳极和阴极。中间是致密的电解质层，两边为多孔的氢电极和氧电极。以氧离子传导型SOEC为例，较高温度下（700-900℃）,在SOEC两侧电极上施加一定的直流电压，H2O在阴极被还原分解产生H2和O2-，O2-穿过致密的固体氧化物电解质层到达阳极，失去电子生成O2。目前碱性电解水制氢发展最成熟，已完全商业化，质子交换膜电解水制氢在国内处于商业化初期，固体氧化物电解水制氢则仍处于研发和示范阶段。电解槽是电解水制氢的核心设备，现阶段大多企业聚焦于碱性电解槽。根据高工氢能，截至2023年上半年，中国电解槽名义总产能超过14GW，其中碱性电解槽占比约94%，PEM电解槽约6%。单家厂商碱性电解槽产能大部分在0.5-1.5GW之间，行业格局较为分散。当前单槽制氢能力大多为1000-2000Nm3/h，大标方单槽成为趋势。2022年中船718所2000Nm3/h的碱性电解槽下线，同年明阳智能下线全球最大单体碱性水电解制氢设备，产氢量达1500-2500Nm3/h。2023年9月隆基绿能刷新最大单体碱性电解水制氢产氢量，达到3000Nm3/h。4.1.碱性电解槽电解槽的核心构件包括极板、极框、隔膜、电极、BOP辅助系统。极框是电解槽的支撑组件，用于支撑电极和隔膜，主要是由铸铁金属板或不锈钢板制成。隔膜是防止氢气和氧气混合，但允许槽内离子自由移动的聚苯硫醚织物（PPS）。电极决定了电解槽制氢效率，是电化学反应的场所，主要是由镍网、泡沫镍等构成。BOP系统主要包括电源供应系统、控制系统、气液分离系统、纯化系统、碱液系统、补水系统、冷却干燥系统和其他附属系统。膜片/电极组件是电堆组件中成本占比最高的部分。电解槽系统中电堆组件成本占比为45%，其中膜片/电极组件成本占比达57%。系统性能及产氢量的提升将有助于均摊产氢成本。在IRENA的预测中，尽管碱性电解槽的系统降本空间不大，目前电解系统的成本在1500元/kW，未来在系统成本在1400元/kW，但在系统电解效率、产氢纯度、与可再生能源适配等方面，碱性电解槽仍具有较大提升空间，当前重点研究方向集中在电极、催化剂、隔膜等环节上。碱性电解槽制氢成本仍有63.1%的降本空间。1000Nm3/h电解槽和土建设备分别按照800万元和150万元建设，折旧期分别为10（15）年和20年，当电价为0.4元/kWh，年工作时长为2000h时，单位制氢成本为2.62元/Nm3，而当电价在0.2元/kWh，年工作时长为6000h时，单位制氢成本在0.97元/Nm3。电耗成本下降、单台制氢产量增加和寿命增加带来的电耗成本和固定成本均摊下降分别将达到78.0%和79.5%，对应单位制氢成本从2.62元/Nm3降至0.97元/Nm3，降幅63.1%。4.2.PEM电解槽PEM电解水制氢技术可以快速启停，能匹配可再生能源发电的波动性，提高电力系统灵活性，正逐渐成为制氢发展和应用的重要方向。PEM电解槽主要包括阴阳极板、气体扩散层、催化剂层和质子交换膜。PEM电解槽中双极板和膜电极是主要成本构成项。在PEM电解槽的成本构成中，辅机和电解电堆组件占比分别为55%、45%。辅机主要包括电源、去离子水循环系统、氢气处理系统、冷却系统，其中电源占比接近50%。电解电堆系统主要由多孔传输层、小组件、双极板、电堆组装和端板、膜电极构成，其中双极板和膜电极分别占比约53%、24%。2021年至今PEM电解槽招标量已超过82.5MW。当前国内大功率PEM电解水制氢设备处于发展初级阶段，目前已配套交付或中标项目主要包括电解水绿氢项目、制氢加氢一体化项目、氢氨醇一体化项目等，主要公司包括阳光氢能、赛克赛斯、康明斯、上海氢盛、长春绿动等。从2021至今已知的PEM电解槽装机/招标量来看，国产PEM制氢设备由1MW跃升到50MW，逐步规模化工业应用，总量已超过82.5MW。PEM电解槽朝着大标方、低能耗方向发展。目前PEM电解槽单体产氢量大多达到200Nm3/h以上，电流密度在1-2.5A/cm2之间，能耗在4.3kWh/m3左右。未来PEM电解槽单槽产氢量朝着300Nm3/h以上发展，电流密度和能耗分别朝着1.5-3A/cm2和3.5-4.0kWh/Nm3的方向迈进。PEM水电解制氢的瓶颈环节在于成本和寿命。PEM电解槽需要在强酸性和高氧化性的工作环境下运行，依赖于价格昂贵的贵金属材料如铂、铱等，导致成本过高。近三年来，铂的价格维持在250元/g左右，铱的价格维持在1100元/g左右，贵金属的稀缺性导致价格将持续坚挺。现有商业化析氢催化剂Pt载量为0.4~0.6mg/cm2，Ir载量在1~2mg/cm2之间。而降低催化剂用量，或寻求替代方案，提高电解槽的效率和寿命是PEM水电解制氢技术发展的研究重点，如贺利氏H2EL-IrO-S型号的阳极催化剂中铱含量仅为10%-50%，大幅降低铱用量。PEM电解槽降本空间较大。目前PEM的技术迭代路径主要包括增加电流密度、提高电极板面积、降低膜厚度、优化设计催化剂等。根据IRENA预测，技术进步叠加规模化量产PEM电解槽的最低投资成本有望由400美元/kW降至低于100美元/kW，降幅达到75%以上。远期PEM电解槽制氢成本比现阶段下降约73.8%。目前1000Nm3/hPEM电解槽约3000万元，而随着关键零部件国产化及电解槽生产降本未来有望达到700万元。根据《电解水制氢成本分析》，土建及安装200万元，折旧20年，现阶段和远期目标电解槽设备寿命分别为2万和9万小时，单位能耗分别为4.5和3.8kWh/Nm3，电价分别为0.4和0.2元/kWh，制氢成本分别达到3.56和0.93元/Nm3，降幅达到73.8%。其中，固定资产均摊和电耗成本下降的幅度分别为94.2%和57.8%。5.绿氢成本逐渐接近灰氢制备成本化石燃料制氢原材料对制氢成本影响较大，工业副产氢因原料区别较大。化石燃料制氢的成本结构中原料成本占据约75%，原材料价格波动对制氢成本影响较大。当煤价为200和1000元/吨时，对应的煤制氢成本分别为6.77和12.14元/kg；当天然气价格为1和5元/Nm3时，对应的天然气制氢成本分别为7.2和22.1元/kg。工业副产氢中因工业副产物的不同而有较大差异，其中焦炉气副产氢的成本较低，约为14元/kg，而合成氨合成甲醇副产氢的成本较高，约为22元/kg。绿氢制备降本空间大。远期来看，碱性电解槽制氢成本和PEM电解槽制氢成本的降幅分别达到63.1%和73.8%。碱性电解槽制氢成本的降低主要受益于电耗及电价的降低带来的运营成本下降，以及寿命的延长带来的固定资产均摊成本下降，两者的降幅分别达到78.0%和79.5%。PEM电解槽制氢成本的降低主要受益于电价的下降，以及国产化替代带来的设备成本下降叠加寿命延长带来的均摊成本下降，两者的降幅分别达到94.2%和57.8%。远期来看绿氢制备成本与灰氢相当。当电价为0.4元/kWh，运行寿命为2万小时时，碱性电解槽制氢成本在29.7元/kg，而当电价为0.2元/kWh，运行寿命为9万小时时，碱性电解槽制氢成本为10.8元/kg。当电价为0.4元/kWh，运行寿命为5万小时时，PEM电解槽制氢成本在40.0元/kg，而当电价为0.2元/kWh，运行寿命为9万小时时，PEM电解槽制氢成本为10.5元/kg。6.重点公司分析6.1.隆基绿能：构建绿电绿氢一体化可再生能源解决方案公司构建绿电+绿氢的可再生能源系统解决方案。隆基绿能目前构建了单晶硅片、电池组件、工商业及户用分布式解决方案、绿色能源解决方案、氢能装备五大业务板块，形成提供“绿电”+“绿氢”方案的能力。2021年，公司控股子公司隆基氢能成立，主要业务范围涵盖电解水制氢设备制造和可再生能源制氢系统解决方案，规划到2025年碱性电解槽产能达到5-10GW。隆基氢能新产品能耗最低可达4.0kWh/Nm3，产氢量行业领先达到3000Nm3/h。隆基G系列电解槽实现1200、1500、2000、3000标方大单槽，相较于1000标方碱槽，2000标方的碱槽可以降低30%的土建成本、20%的设备投资以及可以减少20%的原材料。理论分解能耗、过电位损耗、欧姆损耗三个方面分别占电解水制氢电耗的60%、30%、10%。公司从三方面入手，成功降低了电解水电耗：1）优化温度控制区间，降低理论分解能耗；2）使用高效材料降低过电位；3）通过流场优化、材料优化改善电导率和极距降低小室内阻、减少系统自损耗。隆基“四对一”系统助力万吨级绿氢项目。2023年1-5月，隆基氢能中标国内电解水项目210MW，得到客户和市场的广泛认可。6月，中国石化绿氢示范项目投产，制氢规模达到每年2万吨，是我国首个万吨级光伏绿氢示范项目，项目采用了隆基氢能16套1000Nm³/h电解水制氢设备，首次实现了4台电解槽对1台气液分离装备的“四对一”系统应用，为国内光伏发电绿氢产业发展提供了可复制、可推广的示范案例。公司中标绿氢制氨项目15套电解水系统，份额达到38.5%。大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目是国家电投集团及吉电股份开启的氢能利用新项目，该项目包括：风光总装机容量800MW、新建220千伏升压站一座、配套40MW/80MWh储能、新建46000Nm³/h混合制氢（50套PEM制氢系统，39套碱液制氢系统）、60000Nm³储氢及18万吨合成氨装置。隆基氢能成功获得了15套1000Nm³/h电解水制氢系统订单，份额达到38.5%。6.2.阳光电源：布局双线制氢路线多模式制氢系统契合可再生能源波动性。阳光氢能是阳光电源全资子公司，专注于可再生能源电解水制氢技术的研究。阳光氢能主要产品为IGBT制氢电源、碱性水电解槽、PEM电解槽、气液分离与纯化设备、智慧氢能管理系统，致力于提供“高效、智慧、安全”的绿电制氢系统及解决方案。技术方面，阳光氢能坚持“双线制氢”，同时拥有碱性水电解制氢和PEM电解水制氢两种技术路线。公司同步开发的离网、并网、微网多模式下制氢系统可提供一站式的绿电制氢系统及解决方案，契合可再生能源快速波动特性，可实现能源电力、石油化工、交通、冶金等多元场景下的应用。智慧氢能管理系统，实现多套系统间智能投切。公司通过功率跟随算法、智能投切策略等，解决了多套制氢系统之间，制氢系统与多种能量来源之间的协调控制，引领新能源制氢进入了数字化时代。它能够根据输入功率变化，在多套系统间智能投切，让其运行于最优效率区间，并减少设备启停次数，实现高效制氢。同时能够通过丰富测点实时监测、多维度性能分析，对系统进行健康度诊断，保障安全制氢。6.3.明阳智能：打造风电制氢一体化项目单体制氢量行业领先。2022年10月，明阳智能推出的碱性水电解制氢设备单体产氢量为1500-2500Nm³/h，其成为2022年已发布ALK产品中最大单槽产氢量产品。依托海上风电优势，打造风电制氢一体化项目。2022年东方CZ9海上风电场动工，将建成“海上风电+海洋牧场+海水制氢”立体化海洋能源创新开发示范项目。此外公司在内蒙古投资建设了风电制氢和绿氢合成氨2万吨/年一体化项目，对应配置100MW风电装机，8×1000Nm3/h碱性电解槽、5×2000m3氢气储罐及储能15MW/15MWh。6.4.亿华通：受益材料体系同源性，上游布局PEM