氢能源行业专题报告：有望成为21世纪的终极能源

 

1.1 氢能利用是实现碳中和的重要推动力

 

氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，正逐步成为全球能源转型发展的重 要载体之一。能帮助可再生能源大规模消纳，实现电网大规模调峰和跨季节、跨地域储能， 加速推进工业、建筑、交通等领域的低碳化。绿氢在碳中和的进程中可以在绿电无法发挥作 用的领域实现互补，如氢冶金、化工、重卡交通燃料、供热等。面向未来，当绿氢成为稳定 足量的低价氢源时，绿氢在促进工业脱碳方面有望更好地发挥氢能价值。气候问题推动全球的碳中和进程。

 

碳中和进程是氢能利用的重要驱动力。根据国际商报，氢燃烧的产物是水，不会产生诸如一 氧化碳、二氧化碳、碳氢化合物以及粉尘颗粒等危害环境的负外部性产品，故氢也算得上是 对环境相对友好的能源。对于人类的整个能源系统而言，氢的比例越高，成分结构就越干净， 氢能由此被称为“21 世纪的终极能源”，是实现碳中和目标较为理想的解决方案。实现碳 中和目标意味着风电、太阳能等可再生能源的大量使用以及电力对化石能源的替代，但氢能 也在其中起到不可忽视的作用。

 

1）储能层面：风电、光伏具有间歇性和波动性的特点，因此大规模发展储能意义较大，目 前主流的储能技术中，抽水储能受环境条件影响较大，电化学储能周期较短且电池寿命有限，若需要大规模、集中式、长周期的储能，氢能是较好的选择。

 

2）成本层面：在许多领域的碳减排进程中，氢能比电力在成本上更具有优势。根据能源杂 志，一辆在露天煤矿运输煤炭的燃油重卡，年油耗为 50,000 升，用纯电动重卡替代，每年 耗电约 150,000 千瓦时，充电和电池折旧费用为约 21 万元；而用氢燃料电池替代，每年耗 氢约 7500 千克，使用灰氢的费用约为 15 万元。且氢能重卡补充能源的时间远低于纯电动 重卡，此外充电电池组的重量占用大量的有效载重空间。

 

3）工艺层面：在一些工艺流程中，氢能难以被替代。2022 年中国钢铁行业碳排放量占全国 碳排放总量的 15%以上，为了降低钢铁行业碳排放而大力发展氢能直接还原炼铁技术，不 再利用一氧化碳作为还原剂，从而将原工艺过程中产生的二氧化碳全部转化为水，大大降低 了碳排放。

 

 

我国氢能产业加速发展，政府不断强化氢能产业政策支持力度。氢能已经成为“十四五”期 间重点产业，《“十四五”规划纲要》将氢能及储能设立为未来产业，将实施未来产业孵化 与加速计划。2022 年 3 月，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划 （2021-2035 年）》。近年来，国家及各省市层面也陆续出台了一系列氢能产业支持政策， 形成了较为完整的政策支持体系。氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是我国战略性 新兴产业和未来产业重点发展方向，是我国实现碳中和目标的重要手段。

 

1.2 氢能具备多重性能优势

 

氢在地球上主要以化合态的形式出现，是宇宙中分布最广泛的物质，它构成了宇宙质量的 75%，还具有导热良好、清洁无毒和单位质量热量高等优点，相同质量下所含热量约是汽油 的 3 倍。氢能之所以在全球应对气候变化和碳减排中被寄予厚望，主要由于其所具备的多重 优势。

 

1）生态友好：与传统的化石燃料不同，氢在转化为电和热时只产生水并且不排放温室气体 或细粉尘，与全球降低碳排放的目标契合。

 

2）高效性：氢能是一种高效的能源类型，与柴油或汽油相比，每磅燃料都能传递大量能量。氢的能量密度高，单位质量热值约是煤炭的 4 倍、汽油的 3.1 倍、天然气的 2.6 倍。与通常 以 33%至 35%的效率发电的常规基于燃烧的发电厂相比，氢燃料电池能够以高达 65%的效 率发电，这主要得益于燃料电池的转换特性，将化学能直接转换为电能，而没有热能和机械 能（发电机）的中间转换。

 

3）储运方式多样：光伏、风电等可再生能源近年来获得快速发展，装机量不断提升，但其 也具有波动性和间歇性等短板。氢储能可以利用可再生能源发电制氢，再以气态、液态存储 于高压罐中，或者以固态存储于储氢材料中，可以成为解决电网调峰和“弃风“、”弃光“等 问题的重要手段。

 

4）应用场景广泛：氢能既可以用作燃料电池发电，应用于汽车、火车、船舶和航空等领域， 也可以单独作为燃料气体或化工原料进入生产，同时还可以在天然气管道中掺氢燃烧，应用 于建筑供暖等。当前氢能的发展仍面临一些挑战，例如氢能源价格昂贵以及储运困难等，但从长期来看，氢 能综合能力或优于其他可再生能源。从稳定性、储能性、可获得性、应用范围等方面进行对 比，氢能是可以长周期使用、环保、适用范围多元（供热、供电、燃料等）、储运相对方便、 制取来源广的优质能源。

 

 

二、氢能产业链，“制储输用”全链条解析

 

2.1 制氢：三种氢气制备工艺中，电解水制氢有望是最终选择

 

氢气的制取主要有化石能源重整、工业副产提纯和电解水制氢三种工艺。相比前两种方式， 电解水制氢的原料和生产过程都以清洁能源为主，是更具优势的制氢技术路线。根据《光明 日报》，电解水制氢易与可再生能源结合，规模潜力更大，更加清洁可持续。

 

1、化石能源重整制氢：分为煤制氢和天然气制氢。

 

1）煤制氢：根据《中国氢能产业发展报告（2022）》，中国煤制氢技术成熟，传统煤化工 和焦炭行业已形成完整的制氢工艺体系和完整的产业链条。尽管煤制氢过程排放强度较高，但原料煤炭来源稳定，经济性显著，目前已占全国氢气产量 60%以上。由于基数较大，煤制 氢在今后一段时期内或仍将是中国氢能供应体系的重要组成部分，也是近中期低成本氢气的 主要来源。

 

2）天然气制氢：蒸汽重整制氢较为成熟，也是国外主流制氢方式。其中，天然气原料占制 氢成本的比重较大，天然气价格是决定制氢价格的重要因素。考虑到中国“富煤、缺油、少 气”的资源禀赋，仅有少数地区可以探索开展，不适用于主流的制氢方式。

 

 

2、工业副产提纯制氢

 

根据《中国能源报》，我国工业副产氢在氢气供应方面有着得天独 厚的优势，与可再生能源电解水产业资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。中国国际工程咨询有限公司高级工程师张建 红指出，随着未来碳交易机制的进一步成熟，煤制氢成本将因其产生的大量碳排放而有所上 升。而电解水制氢由于电力价格、设备技术等因素，成本仍然较高。因此，与煤制氢、天然 气制氢、电解水制氢相比，工业副产氢的综合成本优势更加明显。

 

3、电解水制氢

 

目前，电解水制氢技术主要有碱性水电解槽（AE）、质子交换膜水电解槽（PEM）和固体氧化物水电解槽（SOE）。其中，碱性电解槽技术最为成熟，生产成本较低；质子交换膜电解槽流程简单，能效较高，但因使用贵金属电催化剂等材料，成本偏高；固体 氧化物水电解槽采用水蒸气电解，高温环境下工作，能效最高，尚处于实验室研发阶段。

 

根据生产来源和碳排放量的不同，氢能可分为灰氢、蓝氢和绿氢。1）灰氢：是通过化石燃 料（天然气、煤等）转化反应制取的氢气，由于生产成本低、技术成熟，也是目前最常见的 制氢方式。2）蓝氢：是在灰氢的基础上，将二氧化碳副产品捕获、利用和封存（CCS）而 制取的氢气，是灰氢过渡到绿氢的重要阶段。3）绿氢：是利用可再生能源（如太阳能或风 能等）发电后，通过电解工序制取的氢气，绿氢的制取技术路线主要为电解水，其碳排放可 以达到净零。未来可再生能源发电制氢的潜力较大。一方面，作为全周期零碳排放技术，随着可再生能源 发电平价上网，电解水制氢成本有望持续下降；另一方面，当波动性可再生能源在电源结构中占到较高比重时，长周期储能或将成为调峰的主要手段，氢储能是其中较好的选择。国家 发改委与国家能源局先后发文，支持高效利用廉价且丰富的可再生能源制氢。四川、广东等 地纷纷给予电价支持政策，四川电解水制氢最高电价限定为 0.3 元/千瓦时。在 1）电价受控 使得成本得到控制且 2）绿电普及使得电解水制氢没有碳排放的情况下，我们认为，电解水 制绿氢或成为最终的路线。

 

 

2.2 氢能储运：气态、液态、固态三种模式

 

目前，氢气的储存主要有气态储氢、液态储氢和固体储氢三种方式。

 

1）气态储氢：具有充 放氢气速度快、容器结构简单等优点，高压气态储氢是现阶段主要的储氢方式，已得到广泛 应用。

 

2）液态储氢：具有储氢密度高的优势，可分为低温液态储氢和有机液态储氢，其中 低温液态储氢在航天等领域得到应用，有机液态储氢尚处于示范阶段。

 

3）固态储氢：是以 金属氢化物、化学氢化物或纳米材料等为储氢载体，通过化学吸附和物理吸附方式实现氢的 存储，目前处于示范阶段。

 

高效储运减少中间成本。根据《中国能源报》，我国氢气来源与煤炭工业紧密相连，主要集 中在北方内陆地区，而东部沿海地区氢能产业发展超前，氢能需求量较大。因此，我国氢能 产业发展存在一定的供需错配问题，亟待突破储运技术制约，减少氢能应用中间成本，实现 大规模产业化发展。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。在氢气运输方面，根据储氢状态的差异分为气态输送、液态输送和固态输送，气态和液态为 目前的主流方式。通常的输氢形式包含长管拖车、槽罐车、管道（纯氢管道、天然气管道混 输），不同的储运方式具有不同特点及适应性。船舶运氢也有望成为未来氢气运输的主要方 式之一，但目前离实现商用规模化仍有一定距离，毕马威预计其在 2025-2027 年间有望实 现商用化。

 

 

由于中国目前氢能产业处于发展初期，氢能市场规模较小，且氢能示范应用主要围绕工业副 产氢和可再生能源制氢地附近，因此多采用长管拖车运输，这也是当前较为成熟的运输方式。氢能储运有望按照“低压到高压”、“气态到多相态”的技术发展方向，逐步提升氢气的储 存和运输能力。1）《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》指出，我国将稳步构建 氢能储运体系，以安全可控为前提，推动氢储运技术研发，提高高压气态储运效率，加快降 低储运成本，有效提升高压气态储运商业化水平，体现了“低压到高压”的前进方向。2） 同时，为满足氢能发展后期长距离、大规模运输需求，我国将持续推动低温液氢储运产业化 应用，探索有机液体、固态等储运方式应用，整体发展将有望呈现“气态到多相态”的发展 趋势。

 

2.3 加氢站：氢能投入实际运用的关键一环

 

我国已经出台政策支持加氢站建设，推动氢能进入实际运用环节。加氢站是为燃料电池汽车 充装氢气燃料的专门场所，作为服务氢能交通商业化应用的中枢环节，是氢能源产业发展的 重要基础设施。2014 年国家首次发布针对加氢站的补贴政策。2019 年，推动加氢设施建设 正式写入政府工作报告。2020 年财政部出台有关开展燃料电池汽车示范应用的政策，将“运 营至少 2 座加氢站且单站日加氢能力不低于 500 公斤”作为示范城市群申报的基础条件，毕 马威预计未来加氢站至少会从 500 公斤/天的加注量起步，对后期氢能的产业化将起到带动作用。

 

中国加氢站数量逐年增加，2021 年位居世界首位，但关键设备尚未实现国产替代。1）2021 年中国新建 100 座加氢站，累计建成数量达 218 座，位居世界首位。2022 上半年国家进一 步统筹推进加氢网络建设，全国已建成加氢站超 270 座。2）中国加氢站的技术尚未成熟， 关键设备依赖进口。目前国内缺乏成熟量产的加氢站设备厂商，设备费用占比较高。当前国 内氢能应用规模有限，但随着未来需求的增加和加氢站的推广，加氢环节的关键设备亟需国 产化。

 

 

2.4 氢能下游运用：交通、工业、建筑三足鼎立

 

氢能有望为各行业实现脱碳提供重要路径选择，并在未来得到广泛应用。

 

1）《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》指出，“2035 年形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态”。我们预计，交通、工业和建筑等领域或将成为未来氢能 应用的主战场，氢能有望助力上述行业的脱碳历程。

 

2）根据《光明日报》，2050 年全球 10% 的建筑供热和 8%的建筑供能将由氢气提供，每年可减排 7 亿吨二氧化碳。到 2060 年，我 国氢能需求预计达 1.3 亿吨，其中工业需求占主导地位，占比约 60%，交通运输领域将逐年 扩大规模达到 31%。

 

交通领域是目前氢能应用相对比较成熟的领域，燃料电池汽车是氢能在交通运输领域实现 脱碳的重要途径。根据世界知识产权组织，自 2016 年以来，与交通运输有关的氢燃料电池 技术的创新蓬勃发展，中国、日本和德国是该技术专利申请的主要来源国。氢能在交通领域 的应用包括汽车、航空和海运等，其中氢燃料电池汽车是交通领域的主要应用场景。同时，氢燃料汽车的使用也有助于交通行业实现脱碳。

 

 

氢燃料电池汽车应用规模扩大，我国也出台相关政策进行支持。

 

1）纯电动车由于其续航里程短、载重低和受低温环境的影响等原因，在“大载重、长续航、效率要求高”的重卡领域， 推广应用效果有限，而氢燃料电池由于具有高能量密度、加氢时间短、零污染等优势，可以 满足重卡等应用场景的需求。此外，根据北京冬奥组委公布的数据，2022 届冬奥会示范运 行超 1000 辆氢燃料电池汽车，是全球最大规模的一次燃料电池汽车示范应用。

 

2）《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出：立足本地氢能供应能力、产业环境和市场空 间等基础条件，结合道路运输行业发展特点，重点推进氢燃料电池中重型车辆应用，有序拓 展氢燃料电池等新能源客、货汽车市场应用空间，逐步建立燃料电池电动汽车与锂电池纯电 动汽车的互补发展模式。积极探索燃料电池在船舶、航空器等领域的应用，推动大型氢能航空器研发，不断提升交通领域氢能应用市场规模。

 

氢能有望在非道路交通领域推进商业化应用。

 

1）中国正在氢燃料电池重型工程机械、轨道 交通、船舶、航空等领域积极探索，未来有望逐步完成实际运营验证及性能改进，扩展氢能 在交通运输领域的应用。

 

2）在航空业，氢能源为低碳化航空提供了可能，相比于化石能源， 燃料电池可减少 75%-90%的碳排放，在燃气涡轮发动机中直接燃烧氢气可减少 50%-75% 的碳排放，合成燃料可减少 30%-60%的碳排放。氢动力飞机可能成为中短距离航空飞行的 减碳方案。

 

氢能将在工业领域的脱碳过程中起到重要作用。工业具有显著的高能耗和高排放特征，是温 室气体的主要来源。根据《中国工业低碳发展的现状与展望》，我国工业生产部门碳排放量 占所有排放源排放量的比例从 1990 年的 71%上升至 2018 年的 83%。尤其是石油和金属加 工业、建筑材料及非金属矿物制品业、化工和机械设备制造业等重化工业产值的快速增长， 工业碳排放量增长迅速。通过解决原料和高品位热能领域的碳排放问题，绿色氢能是实现工 业减排领域深度脱碳的重要解决方案之一，即大规模应用氢气直接还原铁技术、可再生能源 制氢替代化石能源制氢、天然气掺氢或纯氢燃烧等方式。我们认为，氢能冶金、绿氢化工和 天然气掺氢是未来氢能在工业领域的三个主要应用场景。

 

1）氢能冶金

 

氢能直接还原铁技术是用氢气作为还原剂，在低于矿石软化温度下，在反应装置内将铁矿石还原成金属铁的方法。将氢气代替煤炭作为高炉的还原剂，能够减少钢铁生 产中的二氧化碳排放。根据《中国氢能产业发展报告（2022）》，通过中国钢铁行业政策规划、专家访谈及数据分析，预计到2030年氢治金产量可达 0.21-0.29 亿吨，约占全国钢铁 总产量的 2.3%-3.1%。氢治金的氢气需求约为 191-259 万吨。我国的钢铁企业从 2019 年开 始，也在积极探索氢能冶金相关技术。

 

 

2）绿氢化工

 

绿氢化工即“绿氢替代灰氢”，是实现石化、化工等行业深度脱碳的重要途 径。根据《中国氢能产业发展报告（2022）》，在化工领域绿氢替代灰氢方面，国内企业也 已开展了技术示范。如宝丰能源在宁东建立光伏制氢项目，以绿氢作为原料推动煤化工生产 过程绿色转型。宁东基地通过发展氢能，推动煤炭清洁高效安全利用和能源转型，确保煤化 工项目煤制氢替代比例达到 13%以上。

 

3）天然气掺氢

 

工业部门有大量高品位热能需求（温度在 400°C 以上），分布于钢铁、石 化、水泥等产品生产过程之中。由于热能的需求量大、温度高，很难通过电气化的方式来解 决，而天然气掺氢有助于实现高品位热能需求的深度脱碳。根据《中国能源报》，在现役天 然气机组中增加氢燃料来源，不仅能够有效节约天然气用量，保证冬季供暖安全稳定，还能 显著降碳。根据国家电投的数据，荆门一台 54 兆瓦的燃机，掺氢 30%后，每年可减少二氧 化碳排放 1.8 万吨以上。

 

氢能在建筑领域脱碳进程中的应用主要包括氢能热电联供和管道掺氢。

 

1）氢能热电联供：根据羊城晚报，中集安瑞科副总经理兼中集氢能负责人杨葆英表示：分布式热电联供系统直 接针对终端用户，相较于传统的集中式生产、运输、终端消费的用能模式，分布式能源供给 系统直接向用户提供不同的能源品类，能够最大程度地减少运输消耗，并有效利用发电过程 产生的余热，从而提高能源利用效率。

 

2）管道掺氢：和使用纯氢相比，将氢气混合到天然 气管道中可以降低成本，平衡季节性用能需求。随着氢能发展速度的加快，天然气网络掺氢 研究和示范项目也不断增加。根据《中国能源报》，在天然气掺氢管道建设方面，已有国家 电投“朝阳可再生能源掺氢示范项目”、河北省首个“天然气掺氢关键技术研发及应用示范项目”、宁夏“输氢管道及燃气管网天然气掺氢降碳示范化工程中试项目”等项目率先试水。

 

三、氢能的产业化之路

 

3.1 政策支持氢能项目，风光制氢一体化项目密集上马

 

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。

 

3.2 绿氢产业化应用，成本仍是关键

 

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。

 

3.3 氢能产业化进程加快，核心设备有望迎来放量

 

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%。

 

四、产业链重点公司分析

 

4.1 隆基绿能

 

公司自 2021 年开始积极布局氢能业务。

 

1）隆基氢能：2021 年 3 月 31 日通过全资子公司 隆基绿能创投与上海朱雀投资，合资成立西安隆基氢能科技有限公司，注册资本金 3 亿元。致力于成为全球领先的大型绿氢装备与方案提供商，为全球绿色低碳转型提供绿氢解决方案。

 

2）中国石化：2022 年 5 月，中国石化公布新疆库车绿氢示范项目第一批制氢设备中标结 果，西安隆基氢能科技有限公司中标。库车项目是我国首个万吨级光伏绿氢示范项目，投产 后年产绿氢可达 2 万吨，其中中石化新星新疆库车绿氢示范项目电解水制氢成套装置是重 中之重。

 

氢能业务团队完成搭建，业务规划定位基本清晰，2021 年实现首台 1000Nm³/h 碱性水电 解槽成功下线。截至 2021 年末，公司已初步具备了订单获取能力和 500MW生产交付能力，市场拓展与品牌营销工作正在稳步推进。根据Bloomberg NEF 数据，隆基氢能产能在 2022 年全球 Top 20 电解槽生产商中位列榜首。

 

《中国氢能与燃料电池产业年度蓝皮书（2022）》 显示，隆基氢能 2022 年出货跻身全国前三。隆基绿能认为，绿氢行业空间大，行业将出现 快速增长，且隆基氢能相关产品技术指标已处于行业领先水平。

 

隆基氢能科技有限公司总裁 汪伟曾介绍，公司的碱水制氢系统已达到世界领先水平。4 台 1000 标方/小时电解槽对应 1 台气液分离装备，系统制氢能力达到 4000 标方/小时，单台纯化能力达到 8000 标方/小时， 系统电耗方面，无论实证数据还是设计水平均实现了领先。

 

4.2 华光环能

 

氢能产业是公司十四五发展战略的重要内容。2021 年，公司与大连理工大学合作成立零碳 工程技术研究中心，合作内容包括制氢技术的研发和产业化。公司作为无锡市氢能联盟理事 长单位，与政府相关部门沟通，积极布局无锡氢能产业。

 

目前，公司已经形成了年产 1GW 电解水制氢设备制造能力。公司成功研发并下线 1500 Nm3 /h 碱性电解槽。

 

公司采用具有自主知识产权的双极板和电极 催化剂，利用自主开发的智能、参数化设计系统，成功研发产氢量 1500 Nm3 /h 的碱性电解 槽，并于 2023 年 3 月下线。公司目前已具备 500Nm3 /h 以下、500—1000Nm3 /h，1000— 2000Nm3 /h 等多个系列碱性电解水制氢系统制造技术。

 

公司 1500 Nm3/h 碱性电解槽具有较为优异的性能。电解槽采用压力容器标准实施设计，轻 量精巧，缩短了制造周期，节约用户成本。通过三维建模和应力分析测试，实现产氢压力 3.2MPa，填补国内千方级高压电解槽空白；公司预计其单位能耗≤4.2KWh/Nm3H2，达到国 标一级能效标准；整套制氢系统具备 10%—200%的负荷调节能力，电流密度最高可达6000A/m2。适用于储能、动力、冶炼、化工、交通、玻璃、食品、医药、电子等多个场景。

 

公司在氢能领域投入大量资金布局，后续将积极开拓电解槽市场。

 

1）公司自布局氢能领域、 展开研发碱性电解水制氢设备至1500Nm3 /h碱性电解槽成功下线的资金投入总额在2000-3000 万左右。

 

2）目前公司下线的产品有 30Nm3 /h 和 1500Nm3 /h 的碱性电解槽，但均未形 成订单，均未进入商业化应用。本次 1500Nm3 /h 碱性电解槽成功下线后，公司将积极开拓 市场。

 

4.3 华电重工

 

公司自 2020 年开始布局氢能业务。

 

1）2020 年，公司起草了《华电集团氢能产业发展路径》；

 

2）参与“可再生能源制氢、大规模储氢及氢能综合利用技术研究”的开发；

 

3）编制包头市氢 能产业规划；

 

4）联合开发具有国内领先水平的碱性制氢并联电解槽和大型 PEM 电解槽， 并依托项目进行首台套示范；

 

5）跟踪和推动火电深度调峰灵活性改造氢储能项目；

 

6）开展 氢能产业链（储氢、燃料电池、加氢站）重点企业和科研院所的调研，分别与中科院、清华 大学、718 所等进行技术交流。

 

公司氢能业务推进顺利。公司已完成大容量碱性电解水制氢装置和部分氢能核心材料的开 发，并持续加大在新型高效电解制氢技术（包括高效质子交换膜电解水制氢膜电极、质子交 换膜电解水装置等）、 氢燃料电池供能技术等方面的研发力度。2022 年 3 月，中国华电氢 能技术研究中心在公司举办揭牌仪式。2022 年 7 月，1200Nm3 /h 碱性电解水制氢装置与气 体扩散层产品已成功下线，公司后续将依托氢能产业链示范项目推进相关电解水制氢装置的应用。

 

公司通过产业投资推进氢能业务发展，并在氢能业务获得大额订单。

 

1）产业投资：2022 年 5 月，公司以现金 2.5 亿元通过受让股权及增资扩股相结合方式持有深圳市通用氢能科技有 限公司 51%股权。深圳市通用氢能科技有限公司是深圳市高新技术企业，主要从事质子交 换膜燃料电池关键材料的开发与生产，拥有氢能燃料电池核心材料产品气体扩散层、质子交 换膜及催化剂的生产配方、生产工艺、核心技术。

 

2）大额订单：2022 年 11 月，公司与内 蒙古华电氢能科技有限公司签署了新能源制氢工程示范项目合同，标的为内蒙古华电包头市 达茂旗 20 万千瓦新能源制氢工程示范项目 PC 总承包合同制氢站部分，合同金额 3.45 亿 元。

 

4.4 升辉科技

 

公司自 2021 年开始积极布局氢能业务。

 

1）升辉新能源：2021 年 8 月，公司以自有资金在 广东佛山投资设立控股子公司升辉新能源，拟重点聚焦氢能产业，从氢能储能等核心产业环节进行投资与布局。

 

2）国鸿氢能：2021 年 8 月，升辉新能源与国鸿氢能签署投资协议，拟 以自有资金向国鸿氢能投资人民币1亿元，借助国鸿氢能在氢燃料电池的技术与经验优势， 以及应用领域积累的市场资源，在氢燃料电池下游的交通运输、氢能储能等环节进行产业合作。

 

3）飞驰汽车：2021 年 10 月，升辉新能源拟使用自有资金向佛山市飞驰汽车科技有限 公司投资人民币 1 亿元。本次增资是公司在氢能产业链下游的投资与拓展，有利于公司氢能 产业的规划与布局，将进一步推动公司在氢能应用领域的发展。

 

4）美锦能源：2021 年 10 月，公司与美锦能源签署《战略合作框架协议》，双方将在氢气的制储运加、可再生氢能供 应链、氢动力核心装备、氢能关键零部件制造、氢能源车辆运营推广、碳资产运营管理等开 展深度合作。

 

公司充分借助佛山市在氢能领域的政策先发优势与产业集聚优势，在氢能产业的核心环节 进行投资与布局。目前初步形成“3+3”的业务模式，即通过股权投资 3 家氢能产业链头部企 业，自主经营 3 大氢能业务板块。

 

1）战略投资：公司子公司升辉新能源已对氢燃料电池电 堆生产制造商广东国鸿氢能科技股份有限公司、氢能源汽车整车制造企业佛山市飞驰汽车科 技有限公司、膜电极企业鸿基创能（广州）有限公司进行了参股投资，形成从燃料电池核心 零部件到氢燃料电池系统，再到氢能源整车的产业链布局。

 

2）自主运营：公司已建立氢能 汽车运营平台打造氢能汽车的规模化应用场景、引进国内领先技术团队开展大规模碱性电解 水制氢业务、建立氢能核心电气零部件生产线。

 

公司联营企业盛氢制氢开发的 1000 标方制氢设备于 2023 年 1 月下线。该设备采用碱性电 解水的制氢技术路线，能够实现单槽制氢产量 1000 标方/小时的水平，氢气纯度达 99.9995%， 工作压力在 1.6Mpa。新产品配套系统具备宽频调谐能力和快速启动能力，有利于实现风光 可再生能源离网绿电制氢模式。制氢成套设备中配电柜、控制柜、整流器和变压器等电气设 备由公司子公司佛山市安能极科技有限公司生产制造。