氢能源行业：可再生能源制氢专题分析

1、 实现全球零碳经济愿景，利用氢能是必然之举

从全球能源结构看，终端能源中化石能源消费仍占据了较大比例。2019 年全球终端 能源消费达 415EJ，其中石油、天然气、煤炭占比分别为 42%、15%、11%，化石能源总占比为 78%，是长久以来全球碳排放的主要来源。而若想达成 2050 年全球零碳 经济的愿景，未来全球能源结构必将出现翻天覆地的变化。在 2050 年零碳场景下，直接电力和氢气（及其衍生品）将是未来全球能源结构中最为 重要的两个组成部分，在 2050 年全球能源结构中的占比分别达到 68%和 18%，氢气 （及其衍生品）将作为直接电力最为重要的补充，在钢铁、长途航运、储能、化肥生产等领域发挥不可替代的作用。

1.1、 氢气的特质决定了其广泛的利用价值

氢是地球上分布最广的元素之一，以化合态存在于各种化合物中，如水、煤、天然气、 石油及生物质中，被誉为 21 世纪的终极能源。但氢气易造成钢设备的氢致开裂及氢 腐蚀，叠加其每立方米释放热量较低的性质，在氢气压缩和氢气储运技术尚未成熟 前，影响了人们对氢气的认知。

实际上，氢能是高效环保的二次能源，能量密度与相对安全性高于其他燃料。其能量密度高，是汽油的 3 倍有余；其使用装置的使用效率高，燃料电池的能量转换效 率是传统内燃机的 2 倍；其反应产物是水，排放产物绝对干净，没有污染物及温室 气体排放；安全性相对可控，引爆条件比汽油更为严苛；其物质储备丰富，未来氢能 的制取存在更多的可能性。

1.2、 氢能产业链在未来将发生重大变革

完善的氢能产业链包含：上游氢气制取、储运、加注；中游燃料电池及其核心零部件 的制造；下游为燃料电池及氢气应用，涉及交通、工业能源、建筑等多领域。

预计到2050年，氢能产业链上下游均有重大变革。目前氢能产业链上游普遍通过化 石燃料制氢+高压气氢拖车形式进行氢气制取与储运，未来将向可再生能源电解水制 氢+液氢管运的形式转变；下游氢能目前主要应用在工业领域，包含炼化、合成氨、甲醇生产等，未来将在工业、交通、建筑、储能等多领域进行全方位的应用，特别是 在交通领域，氢气高能量密度的特性使其在航空、船运、重卡等领域颇具应用潜力， 交通领域的氢气需求有望从 2018 年的不及 1 万吨增长至 2050 年的 2.96 亿吨；而目 前看，氢燃料电池车是技术最成熟、未来最具潜力的下游应用方向，其也将带动中游 燃料电池及相关零部件市场规模增幅快速提高。

从投融资角度看，2020年氢能产业链上游投融资规模为 712 亿元，其中制氢领域项 目投资环节多，设备投资大、投资周期长，是上游投融资规模中占比最高的环节，达 95%；中下游燃料电池及汽车领域 2020 年投融资规模为 515.2 亿元，较 2021 年同比 增长 78.5%，燃料电池汽车、系统、电堆是目前投资重点环节，合计占比达 91%，未 来短期内系统、电堆、膜电极、双极板、空压机将会是投融资重点环节，而质子交换 膜、催化剂、碳纸等环节仍面临较大的资金缺口，短期内发展受阻。

2、 灰氢在未来将被逐渐替代，蓝氢成为过渡解决方案

从制取原理看，制氢方式大体可分为四类，化石能源制氢、工业副产制氢、高温分解 制氢、电解水制氢，以及光解水、生物质等技术尚不成熟的其他制氢方式。化石能源、 工业副产及高温分解制氢由于在生产氢气的过程中排放大量 CO2，由其所制氢气也 被定义为灰氢；在制灰氢过程中结合碳捕集、利用及封存技术（CCUS）减少碳排放 后所得氢气被称为蓝氢；而通过可再生能源电解水所制氢气被称为绿氢，其制氢过程中几乎没有碳排放。

目前化石能源制氢仍是全球包括中国在内的主流制氢方式。全球制氢量最高的工艺 路线是天然气制氢，占全球制氢量的 48%；煤制氢产量占比约为 18%，主要来源于 中国的煤制氢（ETC）。中国“富煤缺油少气”的能源禀赋致使煤制氢路线产氢量在 国内占比最高，2019 年达到 63.54%，其次是工业副产氢和天然气制氢，而电解水制 氢仅有微量示范应用。

未来电解水制氢将逐步对化石能源和工业副产制氢进行替代。中短期来看，中国氢气来源仍以化石能源制氢为主， 以工业副产氢作为补充，可再生能源制氢的占比将逐年升高。预计到 2050 年，约 70%左右的氢气由可再生能源电解水制取，其余 20%由化石能源制取，10%由生物制氢等 其他技术供给。

2.1、 灰氢是中国目前氢气产能的最主要来源

2.1.1、 化石能源制氢是灰氢的中坚力量

（1）煤制氢

煤制氢成本最低、技术最成熟、运用最广泛。其工艺技术一般有两种，即煤气化与煤 焦化。以煤气化为例，其工艺流程是将煤炭经高温气化形成合成气，并进行混合气体 净化、CO 变换分离，之后再经 CO2 分离、氢气提纯尾气处理等工序后得到高纯度氢 气。煤制氢优势在于工艺技术成熟、原料成本低、装置规模大，但是其设备结构复杂、 配套装置投资成本高、且气体分离成本高、产氢效率低、CO2排放高。

（2）天然气制氢

天然气水蒸气重整制氢（SMR）目前为国内外普遍采用的天然气制氢工艺路线，主 要工艺流程是将天然气与水蒸气在高温环境下发生反应制成主要由 O2、CO 组成的 混合气体，之后再通过水煤气转换反应将置于高温环境下的 CO 转换为 CO2和氢气， 最后经分离、提纯得到高纯度氢气，相比煤制氢而言，天然气制氢投资成本更低、氢气产率更高，且 CO2 排放量更低。受制于我国“富煤缺油少气”的化石能源禀赋特 征，天然气气源供应难以保证，叠加天然气高价带来的成本劣势，目前天然气制氢发 展受到约束。但我国存在丰富的非常规天然气资源，从长期看，伴随着非常规天然气 开采技术的不断进步，对这部分资源的利用将有助于我国天然气制氢进一步发展。

2.1.2、 工业副产氢，最具潜力的灰氢

（1）焦炉煤气副产氢

从中期来看，焦炉煤气（COG）是最可能实现大规模制氢的原料之一。焦炉煤气是焦 化行业主要副产品，富含 55%左右的氢气和 25%左右的甲烷，可用来分离制取氢气。变压吸附（PSA）法为目前主流的一种焦炉煤气制氢工艺路线，通过对焦炉煤气压缩 提升气压、预处理移除焦炉煤气中以焦油为主的高沸点成分、利用吸附剂将不同成 分的气体分离和纯化，最后脱氧、干燥、降氧、提氢获取高纯度氢气。目前我国是最 大的焦炭产国，2020 年焦炭产量 4.7 亿吨，可制取副产氢约 760 万吨。

（2）氯碱副产氢

氯碱副产制氢工艺以食盐水为原材料，利用离子膜/石棉隔膜电解槽生产烧碱和氯气， 并同时得到副产物氢气，再通过 PSA 提氢技术将副产物氢气进一步提纯获取纯度达 99%以上的高纯度氢气。氯碱副产制氢能耗低、投资少、自动化程度高、且提取氢气 纯度高，无环境污染（制取过程不排放 CO2）。2020 年我国烧碱产量 3643 万吨，可 副产氢气约 90 万吨。

（3）丙烷脱氢（PDH）副产氢

丙烷脱氢工艺是丙烷在一定范围的压力和温度条件下，通过合适的催化剂作用发生 脱氧反应，从中获取丙烯和氢气。Oleflex 法是一种典型的 PDH 工艺路线，经工艺流 程后副产氢的收率约为 3.6%。截至 2020 年国内 PDH 产能约为 2000 万吨，在 3.6% 的氢气回收率下 PDH 副产氢气约为 72 万吨。

（4）乙烷裂解副产氢

乙烷裂解是生产乙烯的重要工艺路线，通过热解、压缩、冷却和分离得到乙烯和包含 氢气在内的其他副产气，氢气回收率在 8%左右。

2.1.3、 甲醇裂解制氢规模灵活，但仍存缺陷

甲醇裂解制氢工艺利用甲醇和水在一定温度、压力和催化剂的作用下裂解形成氢气、 CO2 和少量 CO 与甲烷的混合气，再经 PSA 法从混合气中提取纯度可达 99.9%以上 的氢气。甲醇裂解制氢的优势在于：（1）工艺技术成本低、耗能少；（2）制氢原料甲 醇在常压下为稳定的液体，储运便捷；（3）甲醇纯度高，参与反应前无需净化处理。但原料成本制约了甲醇裂解制氢的大规模应用。

2.2、 依托 CCUS 技术的蓝氢是灰氢向绿氢的过渡环节

蓝氢是在灰氢的基础上结合 CCUS（碳捕集、利用与封存）技术获取的氢气。蓝氢的 制取通过 CCUS 技术捕获化石能源制氢过程中排放的 CO2 从而在理论上减少碳排放 水平，是氢气制取由灰氢向绿氢发展过程中的折中过渡环节。

碳捕集技术在技术路线上划分为燃烧前捕集、燃烧后捕集和富氧捕集，目前燃烧后 捕集最为常用和成熟。以燃烧后捕集的吸收分离法为例，将气体混合物与液体吸收 剂如一乙醇胺（MEA）进行接触，混合气中能够溶解的气体组分溶解进入液相中， 其气体组分保留在气相中，混合气因此得到分离。当吸收剂达到饱和后，通过加热给 予分解物理或化学键的能量以此实现吸收剂与 CO2 的分离。吸收分离法技术成熟、 处理能力和处理效率高，但目前规模捕集 CO2成本仍相对过高。

通过加入碳捕集技术，化石能源制氢过程中的碳排放量降低一半。煤制氢工艺结合 CCS 技术碳排放量由 22-35 KgCO2e/kgH2 降低到 10-16 KgCO2e/kgH2；天然气制氢工 艺结合 CCS 技术碳排放量由 10-16 KgCO2e/kgH2 下降到 5-10 KgCO2e/kgH2，降幅均 在 50%以上，但由于结合 CCS 技术的制氢系统耗电形成大量间接温室气体排放，叠 加 CCS 难以捕集全部制氢过程中直接碳排放的技术局限，使其与工业副产制氢和利 用可再生能源的电解水制氢工艺极低的碳排放量相比仍有差距。

加入碳捕集技术后，化石能源制氢成本升高很多，但目前仍低于电解水制氢成本。 天然气蒸汽重整制氢成本在结合了碳捕集技术后由 0.7-2.2$/kgH2升至 1.3-2.9$/kgH2， 升幅范围在 32%-86%之间。基于 ETC 的预测，结合 CCS 技术的天然气制氢成本未 来降速要明显低于电解水制氢，2030 年后在智利等可再生能源丰富地区绿氢成本可 以实现与蓝氢平价，在一般地区也具有较强的成本竞争力，从中长期看利用 CCS 技 术制取蓝氢的成本优势将消失殆尽。

3、 “3060 双碳”背景下，可再生能源电解水制氢将成为未来 核心制氢方式

可再生能源制氢助力“碳达标”、“碳中和”。实现低碳排放或零碳排放是氢能产业诞 生和发展的核心驱动之一，在 2030 年实现碳达峰的政策导向下，基于可再生能源的 绿氢相对灰氢和蓝氢在碳排放的优势日益凸显。“十四五”期间风电、光伏等可再 生能源将迎来快速增长，可再生能源将逐步替代传统化石能源占据能源领域 主导地位。因此在 2020 年到 2030 年内及更久的未来内，使用太阳能、风能等新能 源制取氢气将会成为主流，绿氢是未来能源产业的发展方向。

可再生能源制氢提高可再生能源消纳比例，实现电网调峰储能。可再生能源发电的 随机性、季节性和反调峰特性和不可预测性为其并网带来一定困难，导致弃风、弃 水、弃光严重。而氢能是一种理想的能量储存介质，采用氢储能技术可有效解 决可再生能源消纳及并网稳定性问题，通过使用电解水制氢技术实现电能和 氢能的转换，合理利用弃风、弃水、弃光电力。

绿氢成本相对灰、蓝氢成本稳步下降。2030 年，在可再生能源禀赋丰富地区，绿氢 相比灰氢的竞争力将逐渐凸显；预计到 2050 年，绿氢在成本方面占优。若考虑碳价 及碳捕集技术成本，2030 年绿氢相对灰氢的成本优势即可凸显。一方面，在碳排放 限制的政策背景下，加装碳捕集装置的化石燃料制氢才能满足日益严峻的碳排放要 求，这会导致灰氢成本上升；另一方面，随着技术进步和规模化生产，绿氢成本有望 进一步降低。两者都会加速绿氢相对成本的下降。

3.1、 风电、光电、风光耦合发电制氢系统为主流可再生能源制氢方式

中国电力以火电为主，采用火电电网供电电解制氢的碳排放强度高于化石燃料制氢 方式，违背碳排放政策，因此电解水制氢应选取光伏、风电等可再生电力作为电力 供应来源。

风力发电制氢系统根据制氢系统与电网连接情况可以分为并网型系统和离网型系统， 目前我国离网系统制氢技术尚处起步阶段，以并网型系统为主，包括风力发电机组、储能变流器能量转换及控制系统、电解槽制氢模块、氢气压 缩机、高压储氢罐等部分。其中风力发电机组将风能转化为机械能，再将机械能转化 为电能，风力发电机设备同时接入电网和电解槽，电网电力不足时，风力发电机组为 电网供电，停止制氢；电网电力富余时，风力发电机组同时供电并制氢，最大程度避 免能源浪费，显著提高风电制氢综合经济性。

光伏发电制氢系统即将太阳能面板转化的电能供给电解槽系统用于电解水制氢，系 统整体结构类似风力发电制氢系统。光伏发电的主要核心元件是太阳能电池，其他 还包含蓄电池组、控制器等元件。

风光互补耦合发电制氢系统由风力发电系统、太阳能发电系统、电解水制氢装置及 氢能储存利用系统组成。当区域电网中风光资源富余时，将弃风弃 光资源用于电解水制氢，当电网电力不足时，氢能通过燃料电池为电网供电，达到削 峰填谷的作用，从而提高风光资源的利用率及并网稳定性，实现风力、光伏发电优势 特性互补。

3.2、 可再生能源制氢的核心技术为电解水工艺

从可再生能源发电系统获取电能后，需使用电解水方法将电能转化为氢能。电解水 方法根据使用电解质的不同，分为碱性水电解、质子交换膜电解、固体氧化物电解、 碱性阴离子交换膜电解四种。

相对来说，碱性电解槽制氢和质子交换膜电解制氢是商业可行的方案；固态氧化物 电解水制氢效率高，但由于环境的特殊性和公用工程条件的局限性，较难以大规模 实施；碱性阴离子交换膜电解结合了碱性电解水制氢和质子交换膜电解水制氢的优 点，成本较低，但目前处于初步探索阶段。

碱性电解水制氢技术成熟度最高，成本最低。但从技术角度考虑，碱性电解水制氢 存在腐蚀问题，且启停响应时间较长，不适合波动性电源，同时无法快速调节制氢 的速度，因而与可再生能源发电的适配性较差。其最大优势是规模大、成本低，装机 投资低、规模灵活，国内最大制氢规模可到 10000Nm3 /h，国外最大制氢规模可到 30000Nm3 /h。国内碱性电解水技术相对成熟，成本下降驱动力主要在于规模化生产 以及可再生电力成本降低。

从技术角度考虑，质子交换膜电解被公认为电解水制氢领域有良好发展前景的技术。其采用的电解池结构紧凑、体积小、利于快速变载，电解槽效率高、得到的气体纯 度高、所需能耗低，安全可靠性也同时得到大大提高，因此更适合可再生能源的波 动性，国外很多新建电解制氢项目开始选择质子交换膜电解槽技术。目前只有 PEM 电解水技术可达到欧盟规定的电解槽制氢响应时间小于 5s 的要求。质子交换膜电解 槽目前已实现初步商业化，但成本较高，为相同规模碱性电解槽的 1.2～3 倍，且中 国在质子交换膜核心技术上有待进一步突破。

电解水会逐步朝着质子交换膜方向发展，欧洲国家在此技术较为领先，中国仍需进 一步开发。质子交换膜技术在 2010-2022 年内取得了重大进展，但主要项目均集中在 欧洲，质子交换膜电解槽的平均装置容量从 2000-2009 年的 0.1MW 增加到 2015-2019 年的 1.0MW，质子交换膜电解技术实现从示范项目向商业规模应用的转变，这会导 致规模经济，有助于降低平均产氢成本并扩大氢能上游产业的体量。

3.3、 目前ALK制氢成本低于PEM，未来PEM成本有望低于ALK制氢成本

3.3.1、 碱性电解水制氢降本空间有限

碱性电解槽包括电极、电解液、隔膜。电解槽内装填 KOH 或 NaOH 溶液作为电解 质，隔膜将槽体分为阴、阳两室。在一定的电压和温度（电解槽工作温度一般为 70～ 90℃）下，电流通过电极和电解液，水电解，在阳极和阴极上分别产生氧气和氢气。通常使用石棉或高分子复合材料作为电解槽中的隔膜，使用镍基金属材料作为电极， 经水分离、碱液脱出后得到纯度在 99%以上的氢气。

单台电解槽制氢能力制氢能力越大，其购置价格也越高。国内单台电解槽制氢能力 从几十到 1500Nm3 /h（其对应价格在 100 万元至 2000 万元不等）。其中 1000Nm3 /h 的 制氢能力的单台碱性电解槽价格在 700 万～1000 万元之间。国内单台电解槽制氢能 力与其购置成本基本呈线性关系。

制氢成本按是否随产量发生变动分为固定成本和可变成本，其中固定成本包括设备折旧、人工、运维等，可变成本包括制氢过程的电耗和水耗。碱性电解槽制氢的单位 成本计算公式为：制氢成本=(每年折旧+每年人工+每年运维)/每年制氢总量+单位水 耗×水价+单位电耗×电价。

第一个驱动因素为电价降低，《中国 2050 年光伏发展展望（2019）》预测 2035 年和 2050 年光伏发电成本相比 2019 年预计下降 50%和 70%，随着电价的降低，电解制 氢成本也随之降低，同时电力成本的占比也同步降低；

第二个驱动因素为设备利用率增加，随着氢能需求量增加及可再生能源电力储能技 术的进步，可以增加电解槽的工作时间以摊薄折旧成本；

第三个驱动因素为技术进步从而降低电解槽采购成本并提升电解槽效率，但由于碱 性电解槽工艺技术已经十分成熟，通过技术革新降低成本幅度不大，到 2030 年左右，通过技术改进和规模扩张， 1000Nm3 /h 电解槽成本会降至 500 万元，届时单位制氢成本将下降 5%～10%。此外， 可以改进电极和隔膜材料，优化槽体结构，提高氢气转化效率，从而降低成本和能 耗。

3.3.2、 质子交换膜电解水制氢未来成本下降空间较大

质子交换膜电解槽采用高分子聚合物质子交换膜替代了碱性电解槽中的隔膜和液态 电解质，高分子聚合物有离子传导和隔离气体的双重作用。质子交换膜电解槽结构 类似燃料电池，由膜电极、双极板等部件组成。膜电极提供反应场所，由质子交换膜 和阴阳极催化剂组成。

质子交换膜电解槽制氢成本高于碱性电解槽，主要由于质子交换膜电解槽的高购置成本，导致较高的折旧成本，从而抬高了制氢成本。相对于 700 万～1000 万元的 1000Nm3 /h 的制氢能力的单台碱性电解槽设备，1000Nm3 /h 的制氢能力的单台质子交 换膜电解槽成本约 3000 万元。

根据 1MW 碱性电解槽的成本构成和 1MW 质子交换膜电解槽的成本构成，我们可以 拆解出 1000 万元碱性电解槽的各个部件的成本及 3000 万元质子交换膜电解槽的各 个部件的成本。

质子交换膜电解水的成本降低驱动因素包括：电价的降低、设备利用率的增加、质子交换膜电解槽价格的下降。第一个驱动因素为电价降低，与碱性电解水相同，随着 电费的下降，电力成本在总成本中的比重逐渐下降，氢气成本也逐渐降低；第二个驱 动因素为设备利用率增加，与碱性电解水相同；第三个驱动因素为电解槽价格的下 降，PEM 电解槽的平均学习率为 13%（学习曲线反映了“干中学” 对技术成本的影响，描述了一项技术的单位投资成本随其累计装机容量的翻番而下 降一个固定比例（学习率）的关系。越高的学习率说明该技术学习效应越强，成本随 装机容量增长下降得越快。），因此预计 2030 年 1000Nm3 /h 的质子交换膜电解槽价 格为 1500 万元，2050 年约为 500 万元。

虽然目前相比碱性电解槽，质子交换膜电解槽单位制氢成本偏高，但随着质子交换膜电解槽采购成本的降低，其单位制氢成本也会随之下降，《电解水制氢成本分析》预计其单位制氢成本会在2030年后逐渐低于碱性电解槽的制氢成本。

考虑用地面积，即土地成本，质子交换膜电解槽更加紧凑，占地面积为同等规模下碱 性电解水装置的一半；并且由于质子交换膜装置较碱性电解装置具有更强的负载波动适应性能力，在风光等波动性可再生能源输入下，比碱性电解装置更有优势。

3.4、 质子交换膜电解槽技术壁垒高

PEM 电解是电解水制氢，燃料电池是氢氧反应生成水，互为逆反应，因此两者结构类似，但 PEM 电解槽的材料体系与电堆相比有很大的差别。由于 PEM 电解工作环 境更为恶劣，PEM 电解槽对核心部件和材料耐久性和寿命的要求更高。

电催化剂的研究集中于 Ir、Ru 等贵金属/氧化物及其二元、三元合金/混合氧化物。而 以钛为载体的负载型催化剂、非贵金属催化剂或非金属催化剂的研发难度较大。

膜电极方面，PEM 电解水的阳极需要耐酸性环境腐蚀、耐高电位腐蚀，同时应具有 合适的孔洞结构以便气体和水通过。燃料电池的膜电极材料无法用于水电解阳极， PEM膜电极主要采用全氟磺酸树脂制造，膜厚度是普通燃料电池交换膜的10-15倍， 因此整体成本非常高。

双极板方面，由于 PEM 电解槽工作环境恶劣，双极板腐蚀会导致金属离子浸出，进 而污染质子交换膜，因此需要保护双极板，避免其遭受腐蚀，常用保护措施是在表面 制备防腐涂层，PEM 电解槽双极板耐腐蚀要求比燃料电池更高。但 PEM 电解槽双 极板结构相较燃料电池双极板更为简单，国内有燃料电池双极板企业进入水电解市 场生产 PEM 电解槽双极板。

由于行业壁垒高，进入难度大，即使 PEM 电解槽市场需求明显提升，目前仍只有个 别头部电堆、膜电极及双极板企业跟进 PEM 电解槽及核心部件产品的研发，另外一 些综合实力强的国企及上市公司也开始了针对 PEM 电解水制氢装备的技术研究与 产业布局。

3.5、 国内厂商积极布局电解水设备业务，但PEM电解设备技术相较国外同行仍存差距

中国电解水制氢设备目前仍以碱性制氢设备为主，国内商业化运营的电解水制氢项目基本为碱性制氢项目。基于技术成熟度、创新空间与客户资源形成的市场格局短时间难以改变。因此，大部分新进者 选择质子交换膜电解制氢的产品路线，但由于质子交换膜电解槽成本高，技术不成熟，尚处于项目示范期。

阳光电源在 2021 年 3 月推出国内首款最大功率 250kW 的 SEP50 PEM 制氢电解槽， 其核心部件均为国产，目前阳光电源已开始规划建设全自动化电解槽组装生产线。

上海电气电站集团于 2021 年 3 月与中国科学院大连化学物理研究所揭牌成立 PEM 电解水制氢技术研发中心，签订了“兆瓦级模块化高效 PEM 电解水制氢装备及系统 开发”项目合作协议。

吉电表示，长春氢能产业基地的先导项目为PEM电解制氢装备研发、制造项目；威孚高科表示公司将 PEM 电解水制氢系统业务规划纳入拟成立的氢能事业部业务 范围；宝丰能源将太阳能发电所制取的绿氢用于化工生产，并大举布局电解水制氢 装置。

质子交换膜电解槽结构类似燃料电池，关键部件包括膜电极、双极板等部件。其中膜 电极又由质子交换膜和阴阳极催化剂组成。目前国内有多个上市和非上市公司均在 生产质子交换膜电解槽的相关部件。

催化剂领域内，中科科创、氢电中科、济平新能源等企业推出了用于电解水制氢的 催化剂产品。其中中科科创的氧化铱催化剂已具备单批次公斤级生产能力，且产品 物化性质一致性高，其产品已在多家国内PEM制氢企业中应用；质子交换膜领域内， 东岳氢能、科润新材料正在进行测试验证 PEM 电解槽的质子交换膜；膜电极领域内， 武汉理工氢电实现小批量对外供货，鸿基创能于 2021 年 5 月与佛山市南海区人民政 府签署关于燃料电池高性能膜电极产业化项目的投资合作协议，该项目计划投资 1 亿元，建设燃料电池膜电极和 PEM 电解水制氢膜电极产业化基地；双极板领域内， 上海治臻在 2021 年 6 月举行的 FCVC2021 上展示了 PEM 电解槽双极板样品，在寻 求国内 PEM 电解槽企业合作。

PEM 电解水制氢部件国产化率低于碱性制氢部件国产化率，甚至低于燃料电池部件 国产化率，其中国产化率最低的环节主要有质子交换膜、催化剂等方面。并且国产整 机 PEM 电解槽型号不大，目前生产速率上限为 200 Nm3 /h，400 Nm3 /h 以试验为主， 和 Proton Onsite、Giner 等国外公司的生产速率上限有很大差距。制氢规模偏小， 直接限制了国内 PEM 电解槽在国内的应用。

2000 年至 2022 年内，欧盟、北美、日本在质子交换膜电解水技术开发中取得显著成 果，涌现多家质子交换膜电解水设备企业，Proton Onsite、Hydrogenics、Giner、西门子公司等相继将 PEM 电解槽规格规模提高到兆瓦级。其中美国 ProtonOnsite 公 司在全球 72 个国家有约 2000 多套质子交换膜电解水制氢装置，占据了世界上质子 交换膜电解水制氢 70%的市场，Giner 公司单个 PEM 电解槽规格达 5MW，电流密度超过 3A/cm2，50kW 电解池样机高压运行累计时间超过 1.5×105 h。

3.6、 国外电解水制氢项目推进较快，国内电解水制氢项目仍有较大发展空间

3.6.1、 国外积极推进PEM电解水制氢项目

欧盟制定了 PEM 电解水制氢逐渐取代碱性水电解制氢的发展路径；美国能源部提出 H2@Scale 规划，推进氢的规模化应用，2020 年，在 H2@Scale 规划中支持 3M、Giner、 Proton Onsite 等公司开展 PEM 电解槽制造与规模化技术研发，涉及 GW 级 PEM 电 解槽的析氧催化剂、电极、低成本 PEM 电解槽组件及放大工艺，资助金额均超过 400 万美元。

在各国政策的推动下，2017 年后国际上电解制氢项目数量和规模呈指数型增长，一 方面 2010 年前后的多数电解制氢项目规模低于 0.5MW，而 2017—2019 年的项目规 模基本为 1～5MW，另一方面，多数项目采用了质子交换膜电解水制氢技术。

越来越多的国家在可再生能源电解制氢方面开展试点和商业初期项目，尤其关注规 模以及电力系统交互性能方面的提升。相关项目的应用规模已发展至 MW 级，但是 为大幅降低成本，还需进一步研究、扩大生产规模以及在实践中不断创新。

3.6.2、 需求驱动国内电解水制氢市场空间持续增长

氢气应用领域很广，2019 年中国氢气需求量主要来自石油化工行业，用于生产合成 氨、甲醇以及石油炼制过程的加氢反应。此外，在电子工业、冶金工业、食品加工、 浮法玻璃、精细化工合成、航空航天工业等领域也有应用。

中短期来看，中国氢气来源仍以化石能源制氢为主，以工业副产氢作为补充，可再生能源制氢的占比将逐年升高。到 2030 年，约 15%左右的氢由可再生能源制取，23%由工业副产氢制取，60%由化石能源制取，2%由生物制氢等其他技术供给；到 2050 年，约 70%左右的氢由可再生能源制取，20%由化石能源制取，10%由生物制氢等其他技术供给。

结合国内氢气需求量的预测及氢气供给结构的预测，可以估算出可再生能源电解制氢的每年总制氢量。（报告来源：未来智库）

随着供给的增加，假设 2030 年氢气价格为 21.5 元/kg，且以后每年下降 0.4 元/kg；如果单个电解槽产氢速率为 200Nm3 /h，每年工作 4000 小时，则单个电解槽的氢气年 产量为 71.44 吨，当 PEM 电解槽价格为 300 万元，使用寿命为 10 年时，则年折旧为 30 万元。

彭博新能源财经在氢能市场展望中预测：中国的电解槽市场在 2022 年将相对于 2021 年增加四倍，达到 180 万千瓦以上，并且预计中国将占全球电解槽装机容量的60%~63%。

国内可再生能源制氢项目的快速增加导致2021年国内电解水制氢设备需求飞跃式上 升，PEM 制氢技术迅速推进。同时中船 718 所、山东赛克赛斯、高成绿能、淳华氢 能、深圳绿航等多家厂商的 PEM 制氢设备订单同比都有不同程度的增长。中船 718 所电解槽市占率较高，以碱水制氢为主，客户包括壳牌、国家能源、协鑫、宝武清能 等，同时中船 718 所正在布局 PEM 电解水制氢，预计 PEM 电解水制氢设备年产能 达到 120 台/套；山东赛克赛斯 2021 年上半年电解水制氢设备的销售额已达 4000 万 元，小型 PEM 电解水制氢装置销量达 1500 台。

在可再生能源制氢将会成为未来主流的背景之下，为规范电解制氢产业规范化，我 国于 2019 年 1 月 1 日颁布《压力型水电解制氢系统安全要求》，于 2020 年 1 月 1 日 颁布《压力型水电解制氢系统技术条件》，上述文件的出台规范了我国 PEM 电解制 氢技术行业，推动国内 PEM 制氢产业化进程。

在种种利好条件加持下，电解水制氢市场存在大量机遇，国内 PEM 电解槽部件国产 化仍有很大的发展空间，大型 PEM 电解水制氢技术仍有较大的提升空间。

4、重点企业分析

4.1、 阳光电源：可再生能源制氢系统解决方案及服务供应商

阳光电源致力于可再生能源制氢技术、系统产品和解决方案的研究，已专门成立氢 能事业部开展可再生能源电解水制氢技术与系统设备的研发、制造、营销和服务工 作。

阳光电源大力研发可再生能源制氢设备。2021 年 3 月 18 日，阳光电源发布的国内首 款绿氢 SEP50 PEM 电解槽处于国内领先地位。该电解槽紧凑轻巧，仅 800 多公斤、 直流电耗低、拥有长寿命、高可靠性、功率波动适应性更强等优点。阳光电源正在研 发新一代产品，以实现更高的功率和更长的寿命，并使电解水制氢的成本更低。

目前阳光电源已经形成了包括 SHR5700 制氢整流电源、SHD2016 制氢直流变换电 源在内的制氢电源，包括 SHT1000A ALK 制氢装置、SHT200P PEM 制氢装置在内的 制氢装置以及智慧氢能管理系统。其中 SHT1000AALK 制氢装置额定产氢能力 1000 Nm3 /h，；SHT200P PEM 制氢装置额定产氢能力 200 Nm3 /h，直流电耗≤4.0 kWh/m3；智慧氢能管理系统能够实现多套制氢系统之间，制氢系统与风、光、储、网等多种能 量来源之间的协调控制，具备运营监测、分析诊断、协调控制、场站管理四大功能。

阳光电源提供制氢整体解决方案。其解决方案采用一体化集装箱式解决方案，降低 初投资成本，且适应多种能源融合、多种模式接入和多种应用场景管理，并采用防、 护、消、泄四位一体安全设计，全方位保障系统安全。

阳光电源积极推进制氢项目落地。先后在山西榆社县、吉林榆树市、吉林白城市等地 推动可再生能源制氢项目建设并取得积极进展，阳光电源将形成“风-光-储-电-氢”业 务的全面发展格局，力争成为全球领先的绿氢系统解决方案及服务供应商。

《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》明确氢能产业是战略性新兴产业和未 来产业重点发展方向，计划到 2025 年，实现清洁能源制氢得较大进展，到 2030 年， 实现形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，在政策的 引导下，清洁能源制氢前景可观。阳光电源兼顾设备制造和整体解决方案的提供， 可以从设备业务和服务业务同时盈利，甚至可能参与部分产业标准、规范的指定， 阳光电源率先进军可再生能源制氢，拥有先发优势，有望成为可再生能源发展新时 代下的领军者。

4.2、 隆基：定位于提供电解水制氢装备、技术和方案

隆基发展氢能业务的定位是为制取绿氢提供大型的电解水制氢装备。隆基创始人、总裁李振国表示，隆基将成为为制取绿氢提供装备、技术和方案的公 司，隆基最终产出的氢能产品是“光伏+制氢设备”的工程项目，在这个过程中， 也会单独出售制氢设备。隆基目前只介入了制氢环节，研究性关注氢能的储运 和下游应用。

中国提出构建以新能源为主体的新型电力系统的目标，为实现这一目标，应克服新 能源发电的间歇性缺陷，因此隆基选择进入氢能。隆基目标是实现可再生 能源间歇性制氢得到真正的绿氢，具备完全的绿色属性，同时成本上也占据优势。

隆基的 Lhy-A 系列碱性水电解槽单台产气量最高可达 1500Nm³/h，广泛应用于 煤化工、石油化工、钢铁冶金、交通运输、能源电力及其他工业等领域，采用标准化 生产，结构紧凑，精度高，产品品质一致性高；采用碱槽框架多对一设计，有效降低 制氢单位系统成本。

十四五期间是氢能技术发展和应用推广的重要窗口期，制氢、储运氢、加氢市场在未 来都有较大发展空间，隆基是首批布局制氢装备的公司之一，凭借先发优势和公司的技术优势，有望抢占制氢装备市场份额，从氢能产业的发展中获取新的增长点。

4.3、 宝丰能源：化工龙头大规模布局绿氢，已形成全球最大绿氢、绿氧产能

宝丰能源于 2019 年探索氢能发展路径，为国内首家实现规模化生产绿氢的企业，已形成全球最大的 3 亿标方绿氢/年、1.5 亿标方绿氧/年产能。目前，公司以每年新增 3 亿标方绿氢的速度不断扩大产能，预计未来将形成年产百亿标方、百万吨绿氢产业 的规模。生产的绿氢一部分直供化工生产系统，每年降低碳排放总量 5%，实现零碳 变革；一部分用于氢能交通领域，推动氢能在重卡、公交等物流交通领域示范应用， 助力绿色交通发展。

同时，公司还将向储氢、运氢、加氢等多领域拓展延伸，实现氢能全产业链一体化发展，保障国家能源安全加快“碳中和”。公司计划通过 20 年的时间，实现以新能 源制取的“绿氢”替代原料煤制氢，以新能源制取的“绿氧”替代燃料煤制氧，使公 司不受煤炭资源的制约，并能保持成本的稳定性，同时实现二氧化碳近零排放。

宝丰能源建设国家级“太阳能电解制氢储能及应用示范项目”。集成全球顶尖工艺装 备，采用单台产能 1000Nm3 /h 的碱性电解槽制氢设备，工艺技术先进，生产的氢气 纯度达到 99.999%，发电成本控制在 0.068 元/度，绿氢的综合成本可降至每标方 0.7 元，实现行业内最低。（报告来源：未来智库）

4.4、 美锦能源：实行氢能转型战略，布局氢能全产业链

在制氢业务方面，公司主业焦化业务与制氢发挥协同作用。公司在炼焦工艺中释放的焦炉煤气约含 55%的氢气，据公司现有 715 万吨/年的焦炭产能粗略计算，可从焦炉煤气中提取氢气 6.4 万吨/年。公司通过采用焦炉煤气变压吸附（PSA）的方式制取 氢气，而焦炉煤气制氢是目前大规模、低成本获得氢气最可行的途径之一，公司主业 焦化业务与制氢联合互补。

在加氢方面，公司已拥有 8 座已建成加氢站，并将于十四五期间规划建设 100 座加 氢站。公司积极参与加氢站的建设，当前在广东佛山(1 座)、云浮(1 座)、山西晋中(1 座)、山西太原（1 座）、北京市(2 座)、山东青岛(1 座)、浙江嘉兴(1 座)已成功建成加 氢站，为未来新建加氢站积攒先发优势和宝贵经验。2021 年 8 月，美锦能源与中石 化山西分公司签订合作协议，争取到 2025 年，在山西省内合作建设 30 座油氢混合 站。

在中游，公司参股氢能全产业链内的公司，其中国鸿氢能在燃料电池电堆领域处于国内优势地位，鸿基创能在膜电极领域处于国内领先地位。国鸿氢能已建成目前全 球产能最大的燃料电池电堆生产线，电堆累计出货超过 17000 台，装机容量 430MW， 市场占有率 2017-2020 年连续四年全国第一；鸿基创能膜电极日产能超万片，年产能 达 30 万平米，产品寿命超 2 万小时，占据国内膜电极 50%以上的市场份额。

在下游，公司参股的飞驰科技在广东云浮市拥有国内最大的氢能源客车生产基地。 该基地占地 350 亩、总建筑面积 23 万平方米，总投资额 20 亿元，年产新能源客车 可达到 5000 台。飞驰科技、青岛美锦拥有从 6 米~12 米各种不同类型及型号的客车 产品 20 余个，是目前国内少数具备实际量产能力以及运营调试经验的氢能源整车制 造公司，与国内外多家氢燃料电池技术企业、研究机构保持有紧密的合作关系。

4.5、 鸿基创能（未上市）：致力于氢燃料电池膜电极产业化，进军 PEM 电解水制氢膜电极产业

鸿基创能致力于质子交换膜燃料电池用高性能膜电极（MEA）的产业化，鸿基创能的催化剂涂层质子膜（CCM）日产能已达到 15000 片，年产能超过 300000 平方米；膜电极（MEA）日产能达到 10000 片，供给全球超过 70 多个客户。

公司承担了多项政府科技攻关项目，包括国 家级项目 2 项、广东省项目 4 项、江苏省项目 1 项，开发了 CCM 阴阳极双面直接涂 布技术、膜电极一体化成型技术、膜电极自动化快速封装技术、抗反极技术及完善的 测试技术，拥有很强的创新能力。

2021 年 5 月，佛山南海区进行了鸿基创能燃料电池高性能膜电极产业化项目签约合 作项目，项目计划投资 1 亿元，将要建成高性能燃料电池膜电极和电解水制氢膜电 极的自主产业化生产线，同时建成电解水制氢膜电极开发实验室。项目将引进包括加拿大工程院士在内的公司核心团队，针对 PEM 电解水制氢膜电极进行产业化开发 及相应的产学研合作。