如何看待氢能产业化之路？

绿氢产业化应用，成本仍是关键。

从顶层设计和具体措施两方面，政策层面都对氢能项目的建设给予有力支持。1）顶层设计： 2022 年 3 月，国家发改委与国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，明确了氢能产业的战略定位和绿色低碳的发展方向。2）具体措施：目前，已有多 个省市在本地的“十四五”规划中加入氢能产业相关内容，积极促进氢能行业发展。同时， 多个省市制定并发布本地氢能产业规划，响应国家氢能发展战略。

目前，各地都在密集上马风光制氢一体化项目。以内蒙古自治区为例，2023 年 1 月 4 日， 内蒙古自治区能源局发布《关于实施兴安盟京能煤化工可再生能源绿氢替代示范项目等风光 制氢一体化示范项目的通知》，计划实施 15 个风光制氢一体化示范项目（4 个离网型，11 个并网型），配套新能源规模 631.2 万千瓦（其中风电 473.2 万千瓦，光伏 158 万千瓦）， 制氢能力 28.2 万吨/年，总投资 495.8 亿元。

当前制约绿氢大规模使用的关键问题还是成本问题。氢能供应链由氢制取、氢储运、氢加注 三个环节构成，则在评估氢供应成本时需考量三个过程的成本因素。

1）氢制取：制取绿氢的主要手段是电解水制氢，根据《中国氢能产业发展报告（2022）》， 绿氢成本加速下降的主要因素包括可再生能源电价和电解槽设备两方面。可再生能源电价是 绿氢成本的主要组成部分，占比达到 60-70%。未来十年中国风电、光伏每年新增装机规模 预计分别在 5000 万千瓦和 7000 万千瓦左右，有望带动可再生能源发电成本进一步下降。 预计到 2030 年，光伏发电成本将下降至 0.15 元/kWh，陆上风电成本下降至 0.2 元/kWh， 海上风电成本有望低于 0.4 元/kwh。发电成本的不断降低有望使得电解水制氢逐步具备市场 竞争力。在保证一定利用率的情况下,按可再生能源发电成本 0.2 元/kwh,电解水制氢能量转 换效率 60%计算电解水制氢成本已接近化石能源制氢(不考虑碳价)。当电价降至 0.15 元 /kWh 电解水制氢的经济性将开始优于化石能源制氢。随着可再生能源发电占比的提升电力 系统季节性调峰压力不断加大，接近零成本的弃风弃光电量将有望成为未来电解水制氢的重 要电源。

2）氢储运：根据《中国能源报》，当前我国仍以 20MPa 氢气运输为主，30MPa 刚开始得 到应用，而国外运氢基本采用 50MPa Ⅳ型储氢瓶，整体而言，我国储运氢技术与国外相比 还存在一定差距。除持续提升高压气氢装备技术外，业内对液氢储运规模化与应用场景的展 望从未停止。《中国能源报》指出，相比于气态储氢，液氢最大优势是密度大，是 20MPa 氢气的 5 倍、35MPa 氢气的 3 倍、70MPa 氢气的 1.8 倍。一辆运输液氢的车，其运量可以 顶 10 辆 20MPa 高压氢气运输车，因此较为适合氢的大规模储运。

3）氢加注：根据氢启未来网以及中国氢能联盟的数据，中国建设一个日加氢能力 500 公斤、 加注压力 35MPa 的加氢站，投资成本接近 1200 万元(不含土地成本)，大约是传统加油站的 3 倍，加氢站的设备成本约占投资成本的 70%（不包括土地成本）。未来，随着核心设备国 产化的提高和建设数量的增加，国内加氢站的建设投资或将大幅下降，氢启未来预计其最终 将接近传统加油站的投资规模。

加氢站建设参与主体呈多样化趋势，建设运营成本或仍有下降空间。根据《中国氢能产业发 展报告（2022）》，氢能产业各环节的企业都有参与加氢站建设的案例，如上游的能源、化 工和气体公司以及专业的加氢站建设运营商和设备供应商，中游的燃料电池电堆和系统企业， 下游的整车企业和车辆运营企业。现阶段，加氢站技术趋于成熟，关键设备基本实现国产化。 当前加氢站的建设成本较高，加注量 1000kg/d 的 35MPa 加氢站建设成本高达 1500 万元， 是加油站的数倍，其中氢气压缩机、储氢装置、加注机、站控系统等占加氢站总投资约 60%。 补贴政策、技术进步与规模效应带来的加氢站成本下降是提升加氢站数量的主要驱动因素。 示范城市大多按照加氢站设备投资额或整体投资额的一定比例给予补贴，并按照加氢能力设 置补贴上限，最高补贴额 200-600 万元站不等，同时给予加氢站销售补贴和税收优惠等扶 持政策。传统石化企业普遍通过打造油气电氢合建站来拓展加氢基础设施网络。展望未来， 加氢站建设运营成本或仍有一定下降空间。到 2025 年，加氢站投资有望下降 30%左右，加 氢站利用率的提升也将摊薄设备投资及运营成本。

电解槽是利用可再生能源生产绿氢的关键设备。PEM 电解和碱性电解技术已商业化推广， 未来具备较强的商业价值。碱性电解槽成本较低，经济性较好，市场份额较 PEM 电解槽高 一些。根据《中国能源报》，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，正逐渐成为可再生能源发展和应用的重要方向。 中国绿氢生产环节电解设备市场有望达到千亿级别。《中国 2030 年“可再生氢 100”发展 路线》报告预计，2030 年，我国电解槽累计装机量至少需达 100 吉瓦，氢气需求量将超 4000 万吨，其中绿氢供给约为 770 万吨，占比约 20%。基于未来的用氢总量，以及 PEM 电解水 制氢占比，山东赛克赛斯氢能源有限公司项目总监黄方表示，到 2030 年，PEM 电解水制氢 市场规模预计大概能达到 2500 亿元。

国内碱性水电解在水电解制氢行业中占主导地位。根据高工氢电，碱性电解槽在国内有着 60 多年的发展历史，具备技术相对成熟、结构简单、安全稳定、成本相对低廉等优势，是现阶 段的主流应用路线。随着绿氢项目的快速增长及规模化降本需求，碱性电解槽开启了新一轮 向高产氢量、低能耗、快响应的发展进阶。2022 年碱性电解槽 1000Nm³/h 的产品已经趋于 成熟，2000Nm³/h 产品开始推出。碱性电解技术最大的优势是阴阳电极板中不含有贵金属， 因此电解槽的成本也相对较低。最核心的特点是要求电力稳定可靠，不适合风光等间歇性电 能。

相较于碱性电解槽，PEM 电解槽的设备成本更高。根据观研报告网的测算，在碱性电解槽 制氢的成本结构中，用电成本占到了总成本的 74.80%，设备折旧成本为 17.30%；而在 PEM 电解槽的成本结构中，用电成本的比例为 50.60%，设备折旧成本占比高达 43.50%。因此 我们认为，在 PEM 电解槽的成本未下降至适合规模化发展之前，碱性电解槽是目前比较合 适的选择，具有广阔发展空间。

头部电解水制氢装备制造企业的市场占有率较高，市场相对集中。绿氢生产是未来中国氢能 供应与应用体系发展的关键环节，也是氢能领域投资的重点领域。随着氢能产业化进程的加 快，电解槽设备有望迎来放量。据《中国氢能与燃料电池产业年度蓝皮书（2022）》显示， 2022 年中国碱性电解水制氢设备的出货量约 776MW，电解槽总出货量在 800MW 左右， 在 2021 年基础上实现翻番，Top3 企业电解槽总市场占有率高达 80%。