2022年电气设备行业深度报告word.docx

1、 实现全球零碳经济愿景，利用氢能是必然之举51 .K 氢气的特质决定了其广泛的利用价值52 .2、氢能产业链在未来将发生重大变革62、灰氢在未来将被逐渐替代，蓝氢成为过渡解决方案82、灰氢是中国目前氢气产能的最主要来源9K 化石能源制氢是灰氢的中坚力量92.1.2、 工业副产氢，最具潜力的灰氢10甲醇裂解制氢规模灵活，但仍存缺陷122.2> 依托CCUS技术的蓝氢是灰氢向绿氢的过渡环节123、“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143.1、 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153.2、 可再生能源制氢的核心技术为电解水工艺173.3、 目前ALK制氢成本低于PEM,未来PEM成本有望低于ALK制氢成本18碱性电解水制氢降本空间有限18332、质子交换膜电解水制氢未来成本下降空间较大203.4、 质子交换膜电解槽技术壁垒高243.5、 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243.6、 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27国外积极推进PEM电解水制氢项目27361、 需求驱动国内电解水制氢市场空间持续增长284、投资机会：国内化工、能源等行业龙头积极布局可再生能源制氢产业31361.1、 电源：可再生能源制氢系统解决方案及服务供应商31361.2、 股份：定位于提供电解水制氢装备、技术和方案34361.3、 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36361.4、 美锦能源：实行氢能转型战略，布局氢能全产业链37361.5、 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 385、风险提示39图表目录图1:当前全球能源体系中化石能源占比达78%5图3: 氢气的能量密度是汽油的3倍以上，是锂离子电池的100倍以上6图4:完整的氢能产业链始于制氢、止于对氢气的广泛运用6图5: 2018年全球氢气需求量仅为1.15亿吨7图6: 2050年零碳经济下全球氢气需求将达到8.13亿吨7图7: 2020年我国氢能上游投融资中制氢占比最高7图8: 2020年我国燃料电池及汽车投融资规模达515.2亿元7图9: 按制取原理，目前主要有四大类制氢方式8图10:未来中国氢气供给的主力军将由化石能源制氢逐渐转变为可再生能源电解水制氢9图11:煤制氢工艺早已完成商业化运用9图12: SMR为当前普遍应用的天然气制氢工艺路线10图13:变压吸附法（PSA）是焦炉煤气副产制氢的主要工艺之一10图14:氯碱副产制氢工艺能耗低、投资少98%浓硫酸资料来源：产业信息网、开源证券研究所(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%O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。图15: Oleflex法是目前采用率最高的PDH工艺路线(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。图16:乙烷裂解副产工艺可回收少量氢气资料来源：乙烷裂解制乙烯的工艺研究进展2.13.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、 C02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。图17:甲醇裂解制氢原料成本较高图17:甲醇裂解制氢原料成本较高一氧化碳.二效化碳盲跳氢气资料来源：碳中和目标下制氢关键技术进展及发展前景综述、开源证券研究所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。图18:吸收分离法碳捕集技术减少碳排放水平洁净气体洁净气体烟道气吸收单元冷却器热交换器富碳溶液脱碳单元资料来源：二氧化碳捕集技术应用现状及研究进展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下降至I 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 力口 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。图19:叠加CCS后，化石能源制氢碳排放降低约一半图20:化石能源制氢的碳排放量远超工业副产氢909080制氢碳排放(KgCCe/kg%)数据来源：中国氢能联盟、开源证券研究所不同制氢方式碳足迹(tec)2/。数据来源：石化行业不同制氢过程碳足迹核算、开源证券研究所加入碳捕集技术后，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$/kgH2升至L3-2.9$/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。图21:目前绿氢仍不具备经济性图22: 2030年绿氢有望实现与蓝氢平价灰氢蓝氢绿氢目前氢气生产成本0Hydrogen production cost $/kgGreen hydrogen | Blue hydrogen220202025E 2030E 2035E 2040E 2045E 2050E数据来源：ETC、开源证券研究所资料来源：ETC3、 “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。新时代的中国能源发展白皮 书提出要加速发展制氢技术装备，推动储能系统规模化示范，完善和落实可再 生能源电力消纳机制。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。图23:随着技术进步及规模化，预计绿氢成本稳步下降020192O5OE2O3OE 年份 BNEF大配膜下的偿泅BNEF小现模下的建测。国际能次不预测 国际氐能委员会脩测一化石能算制缸数据来源：中国氢能技术发展现状与未来展望、开源证券研究所风电、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，整体系统结构如下图 ,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。图24:风电并网制氢系统灵活运用风电资料来源：“双碳目标”下可再生能源制氢技术综述及前景展望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，系统整体结构如下图所示。图25:光电并网制氢系统灵活运用光电太阳光辐射温度1太阳光辐射温度1DC/DC 变换器光伏发电模块光伏发电光伏阵列控前器DC/DC 变换器电解制氮模块111FUEL CELL氢电转换模块直流母线资料来源：“双碳目标”下可再生能源制氧技术综述及前景展望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，系统如下图所示。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。图26:风光互补耦合发电制氢系统实现风力、光伏发电优势互补可再生能源Renewable Energy能量管理系统(BMS)液态储氢装置氧气综合利用 Utilization of Oxygen燃料电池 Fuel CenH2 光伏 Photovoltaic氢能储运 Hydrogen Storagc&Transportation42 m，固态 储氢系统制氢环节 Hydrogen Production70 MPa塑料纤维墟绕内瓶气态储氢瓶7腾般风力Wind！电解槽Electrolyzer：H电网 Grid电烦 氢管道 氧气管道Cable Hydrogen pipeline Oxygen pipeline资料来源：“双碳目标”下可再生能源制氢技术综述及前景展望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，基本性能参数对比如下表。表3:主要电解水制氢的技术特性差异显著电解技术碱性电解水制氢(ALK)质子交换膜电解(PEM)固体氧化物电解 (SOEC)碱性阴离子交换膜电解(AEM)电解质碱性水溶液质子交换膜电解固态氧化物氢氧根离子交换膜电流密度<0.8 A/cm-21-4 A/cm-20.2-0.4 A/cm-21-2 A/cm-2电耗4.5-5.5 kWh/Nm34.0-5.0 kWh/Nm3-氢气纯度299.8%299.99%-299.99 %工作温度7090 5080 700850 4060 工作压力<30 bar<70 bar1 bar<35 bar电解效率60% 75%70% 90%85% 100%60% 75%国内单机 规模1000 Nm3/h200 Nm3/h-优点技术成熟，成本低安全无污染，灵活性高， 能适应波动电源安全无污染，效率高使用非铀金属催化剂，能适应波 动电源，安全无污染缺点存在腐蚀污染问题，维护 成本高，响应时间长质子交换膜等核心技术有 待突破，成本高工作温度过高，实验阶 段，技术不够成熟交换膜技术有待突破，生产规模 有待提高成熟度商业化成熟初步商业化研发研发资料来源：氢气制备和储运的状况与发展、中国氢能技术发展现状与未来展望、开源证券研究所相对来说，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/ho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1.23倍，且中 国在质子交换膜核心技术上有待进一步突破。表4:质子交换膜电解制氢更具发展潜力比较角度碱性电解水制氢（ALK）比较角度碱性电解水制氢（ALK）质子交换膜电解（PEM）技术角度技术角度存在碱液流失、腐蚀、能耗工作电流密度、总体效率、氢气体积分数、产高等问题气压力更高与清洁能源发电匹配性差适应可再生能源发电的波动性的匹配性成本低，装机投资低，但下成本较高，为相同规模碱性电解槽的1.23成本角度岳、降空间有限倍，但下降空间更大资料来源：氢气制备和储运的状况与发展、中国氢能技术发展现状与未来展望、质子交换膜水电解制氢技术现状与展望、开源证券研究所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0.1 MW增加到2015-2019 年的L0MW,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331、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，使用锲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。图27:碱性电解水槽主要包括电极、隔膜和电解液阳极 电解液 隔膜阴极阳极 电解液 隔膜阴极资料来源：碱性水电解用隔膜的现状及研究发展趋势资料来源：碱性水电解用隔膜的现状及研究发展趋势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15OONm3/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。图28:碱性电解槽制氢能力与成本近似呈线性关系图29: 1MW碱性电解槽的成本组成主要包括电解电堆 组件及辅机0090cn 。00 9 寸 gi 0 649 寸 EC 0 904' 6s 4 8 寸。 一CNZgg b gg99e0C86O碱性电解槽制氢能力/（NirP/h"）数据来源：电解水制氢成本分析、开源证券研究所制备服片2基阳极Ni基阴极名孔传输乂结构层小组件（密封、根里）双极板电堆组装和湍板膜片/电极组件辅机电斛电堆组件电源去肉r水循环氢气处理冷却资料来源：IRENA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x水价+单位电耗x电价。根据上述计算公式，碱性电解水的成本降低驱动因素包括：电价的降低、设备利用 率的增加及技术进步降低电解槽成本。表5:碱性电解水制氢成本降低主要有三个驱动因素驱动因素降本空间随着电价的降低，电解制氢成本也随之降低，同时电力成本的占比 电价的降低也同步降低设备利用率的增加增加电解槽的工作时间以摊薄折旧成本技术进步降低电解槽成本 碱性电解槽工艺技术已十分成熟，通过技术革新降低成本幅度不大资料来源：电解水制氢成本分析、开源证券研究所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，根据不同应 用场景的电解水制氢成本分析的预测，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。图31:制氢成本随电解槽工作时间增加而减少图30:碱性电解槽在不同电价下的制氢成本比例以及氢 气成本的变化电价(元(kWh)电价(元(kWh)2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 每年工作时间/h电费成本 其他成本 氢 气成本电费成本 其他成本 氢 气成本电价0.13元/kWh电价0.20元/kWh电价0.30元/kWh电价0.40元/kWh数据来源：电解水制氢成本分析、开源证券研究所数据来源：电解水制氢成本分析、开源证券研究所数据来源：电解水制氢成本分析、开源证券研究所332、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。图32:质子交换膜电解槽结构类似燃料电池图33:质子交换膜电解槽截面结构主要包括五部分质子交换膜阳极扩散层|阴极扩散层 端板质子交换膜阳极扩散层|阴极扩散层 端板阳极催化层阴极催化层1-质子交换膜，2/2'-催化层,3/3'-多孔传递层,4/4'-隔板 和流道，5/5'-端板资料来源：质子交换膜水电解制氢技术现状与展望资料来源：A comprehensive review on PEM water electrolysis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。图14:氯碱副产制氢工艺能耗低、投资少11图15: Oleflex法是目前采用率最高的PDH工艺路线11图16:乙烷裂解副产工艺可回收少量氢气12图17:甲醇裂解制氢原料成本较高12图18:吸收分离法碳捕集技术减少碳排放水平13图19:叠加CCS后，化石能源制氢碳排放降低约一半13图20:化石能源制氢的碳排放量远超工业副产氢13图21:目前绿氢仍不具备经济性14图22:2030年绿氢有望实现与蓝氢平价14图23:随着技术进步及规模化，预计绿氢成本稳步下降15图24：风电并网制氢系统灵活运用风电15图25:光电并网制氢系统灵活运用光电16图26:风光互补耦合发电制氢系统实现风力、光伏发电优势互补16图27:碱性电解水槽主要包括电极、隔膜和电解液182碱 电解彳曰 虱月力 与成本近似.王一线 关 系« 1图29:1MW碱性电解槽的成本组成主要包括电解电堆组件及辅机19图30: 碱性电解槽在不同电价下的制氢成本比例以及氢气成本的变化20图31:制氢成本随电解槽工作时间增加而减少20图32: 质子交换膜电解槽结构类似燃料电池20图33:质子交换膜电解槽截面结构主要包括五部分20图34: 1MW质子交换膜电解槽的成本组成主要包括电解电堆组件及辅机21图35:国外质子交换膜电解水项目数量持续增加23图36: 国外新建电解水项目平均功率升高23图37: 全球电解制氢项目规模快速上升，且质子交换膜技术占比较高28图38: 2019年中国氢能主要用在（1）合成氨、（2）制备甲醇、（3）炼化与化工 28图39: 预计国内氢气年需求快速上升29图40:预计2030年可再生能源电解制氢市场利润规模超200亿元29图41:预计未来中国制氢电解槽年出货量快速上升30图42:阳光电源SHT1000A ALK制氢装置、SHT200P PEM制氢装置适应可再生能源快速波动特性32图43:阳光电源SHR5700制氢整流电源、SHD2016制氢直流变换电源匹配可再生能源快速波动特性32图44: 阳光电源交流并网制氢系统结构主要包括八部分33图45: 阳光电源直流离网制氢系统结构主要包括五部分33图46:隆基股份Lhy-A系列碱性水电解槽有效降低制氢单位系统成本35图47:宝丰能源国家级太阳能电解水制氢综合示范项目发电成本控制在0.068元/度37图48: 鸿基创能补丁涂布催化剂涂层质子膜技术领先39图49： 鸿基创能膜电极产品年产能高达300000平方米39表1:氢气相较于汽油、天然气，其热值与相对安全性更高6表2:化石能源制氢是目前主流制氢方法8表3:主要电解水制氢的技术特性差异显著17表4:质子交换膜电解制氢更具发展潜力 18表5: 碱性电解水制氢成本降低主要有三个驱动因素19表6:碱性电解槽和质子交换膜电解槽的各个部件成本差异显著21表7:质子交换膜电解水制氢成本降低主要有三个驱动因素22表8: 技术进步推动质子交换膜电解槽成本降低22图34: 1MW质子交换膜电解槽的成本组成主要包括电解电堆组件及辅机图34: 1MW质子交换膜电解槽的成本组成主要包括电解电堆组件及辅机制备全氟横酸膜lrPt多孔传输2小组件（密封、框架）双极板电堆组装和端板膜电极轴机电解电堆组件电源去离子水循环双气处理冷却资料来源：IRENA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。表6:碱性电解槽和质子交换膜电解槽的各个部件成本差异显著数据来源：IRENA、开源证券研究所价格/万元碱性电解槽质子交换膜电解槽整机价格10003000多孔传输层36229.5双极板31.5715.5膜片及电级组件/膜电极256.5324电解电堆组件电堆组装和端板4540.5小组件1840.5结构层63电源275825去离子水循环121363系统辅机氨气处理110330冷却44132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，根据学习率曲线，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。表7:质子交换膜电解水制氢成本降低主要有三个驱动因素驱动因素降本空间电价的降低随着电价的降低，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设备利用率的增加电解槽的工作时间以摊薄折旧成本 增加技术进步降低 PEM电解槽的平均学习率为13%,因此预计2030年lOOONnrVh的质子交换电解槽成本膜电解槽价格为1500万元，2050年约为500万元。资料来源：电解水制氢成本分析、开源证券研究所上述三个驱动因素中的技术进步集中于电催化剂、质子交换膜、膜电极、双极板等 核心组件，同时技术进步也会导致电解槽整体性能的提升。表8:技术进步推动质子交换膜电解槽成本降低质子交换膜电解槽部件基本情况技术研发方向及成本降低空间电催化剂PEM电解槽阳极催化剂主要是Ir、Ru等贵金属/氧化物及其二元、三-N 未来减少贵金属催化剂用量以降低成本的方法是研发超低载量、有序兀人金7昆人氧化/勿阴极催化剂材料以耐腐蚀的Pt、Pd化膜电极或开发适应酸性环境的非贵金属析氢催化剂。贵金属及其合金为主。质子交换膜质子交换膜传导质子，同时隔离氢 PEM质子交换膜远高于燃料电池质子交换膜价格，但是PEM质子 气和氧气，且支撑催化剂，其性能交换膜材料由碳、氢、氟等元素组成，成本下降空间较大。直接决定电解槽的性能和使用寿命 目前电解制氢质子交换膜多为全氟磺酸膜，制备工艺复杂，长期被美o国和日本企业垄断，若实现国产化，则有较大的成本降低空间。膜电极膜电极制备工艺对降低电解系统成新发展起来的电化学沉积法、超声喷涂法以及转印法成为研究热点并 本，提高电解槽性能和寿命至关重,» 具备应用潜力。新制备方法从多方向、多角度改进膜电极结构，克服要。根据催化层支撑体的不同，膜皿、工工,传统方法制备膜电极存在缺陷，改善传质能力，提高贵金属利用率，电极制备万法分为CCS法和CCMx提升膜电极的电化学性能。法。双极板双极板及流场占电解槽成本比重较 技术创新推动双极板性能和耐久性增强以及成本降低，目前研究集中 大，主要因为其通常需要使用Au 于寻找价格更低廉的替代材料，如使用Ti涂层来保持功能特性不受影 或Pt涂层。响的同时降低成本。多孔传榆层多孔传输层主要使用烧结毡、钛毡和碳毡等材料路线。目前部分国内国产化后有较大的成本降低空间。企业有产品送样测试，但整体效果和国外有较大的差距。电解槽整体性能电解槽整体性能取决于多孔层传输一方面可以重新设计电解槽以实现更高的效率、更长的寿命及更高的层、双极板流道等关键部件的结构电流密度。优化。另一方面通过增加生产规模和单槽规模实现规模经济效益。资料来源：质子交换膜水电解制氢技术现状与展望、质子交换膜(PEM)水电解制氢技术进展及应用前景、水电解技术发展及在 绿氢生产中的应用、开源证券研究所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。表9:现行电价和设备价格下典型工况的碱性电解槽的单位制氢成本比PEM电解 槽低25%左右数据来源：电解水制氢成本分析、开源证券研究所项目碱性电解槽 成本PEM电解槽成本折旧成本/（元/Nn?）0.461.55原料成本/（元/N m3）0.010.01人工运维成本/（元/Nm3）0.20.2电耗成本/（元/N m3）21.8单位体积氢气成本/（元/Nm3）2.673.56单位质量氢气成本/（元/kg）29.939.87表10:预计2030年后质子交换膜制氢成本逐渐低于碱性电解槽制氢成本“质子交换膜电解槽购质子交换膜电解碱性电解水制氢成年份预计电费工作时间置成本制,成本本0.2元2030 年4000 小时/年 1500 万元1.41 元/Nn?1.34 元/Nn?/kWh0.13 元2050 年8000 小时/年 500 万元0.72 元/Nn?0.83 元/Nn?/kWh数据来源：电解水制氢成本分析、开源证券研究所考虑用地面积，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。从 下图中看出全球电解水项目在20102014年以碱性电解水制氢为主要技术方案，但 在20152019年，质子交换膜电解技术替代碱性电解水成为主流技术方案。图35:国外质子交换膜电解水项目数量持续增加 图36:国外新建电解水项目平均功率升高 Alkaline/MW PEM/MW 为新建项目数量 Alkaline/MW PEM/MW 为新建项目数量新建项目平均功率/MW数据来源：IEA、开源证券研究所数据来源：IEA、开源证券研究所数据来源：IEA、开源证券研究所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。高工产研氢电研究所（GGII）数据显示，718所、苏州竞立 和天津大陆三家占据60%以上的市场份额，国内制氢设备市场高度集中。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。吉电股份表示，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