制氢端：电解槽成核心设备，绿氢未来或占据主导地位

制氢端：电解槽成核心设备，绿氢未来或占据主导地位

1、制氢：电解槽是制氢的核心设备，海外市场大于国内市场。

制氢过程主要包括煤炭、天然气等化石能源制氢、工业副产品制氢、电解水制氢三种方式。未来，绿氢占比有望快速提升并占据主导地位。根据制氢过程和碳排放，氢能主要分为灰氢、蓝氢、绿氢三类。灰氢是指通过化石燃料燃烧产生的氢气。蓝氢是指在灰氢基础上结合碳捕获与封存（CCS）技术生产的氢气。绿氢是指利用可再生能源等电能通过电解过程生产的氢气，该过程可实现零碳排放。短期内煤炭制氢成本更有优势，长期来看，电解水制氢实现零碳排放的潜力更大。

化石能源制氢：主要是通过煤、石油或天然气与水蒸气反应得到H2和CO，再经过CO转化、H2纯化等工艺制得高纯度氢气。此方法成本低、产量高，但碳排放量较高。

工业副产氢：采用变压吸附（PSA）法回收、净化富氢工业尾气生产氢气，工业副产氢的资金投入和原料投入较化石能源制氢较少，具有成本和环境优势。

可再生能源制氢（电解水）：利用可再生能源产生的电能，在电解槽阴极发生还原反应，产生氢气。电解水制氢工艺简单，不排放温室气体，是最清洁的制氢方法。

2021年以来氢能产业发展迅速，2023年电解槽累计招标量超2.3GW，同比大幅增长，预计2024年国内电解槽需求量将大幅增长。2022年国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确提出氢能是战略性新兴产业重点方向。随着新能源发电规模扩大、发电成本降低，电解水制氢成本较前几年大幅下降，大量绿氢项目落地，电解槽需求量大幅增长。据索比氢能统计，-3季度共公布19个电解槽中标项目，中标总量2341.025MW。 2023年12月12日，中国能建2023年制氢设备集中采购项目发布中标候选人公告，共采购电解槽125台。中国能建新项目中标公告发布后，2023年电解槽累计招标规模将再创高位（其中800~台为SOEC型招标），预计2024年国内电解槽需求将大幅增加。

1.1水电解制氢成本约16.6元/kg，未来经济效益有望进一步提升

短期来看，水电解制氢经济性低于其他制氢方式，长期来看，我们认为随着单台电解槽产量提升，加上可再生能源发电占比提升带动电价下降，水电解制氢成本效益有望提升。煤制氢：煤炭价格在200-1000元/吨时，制氢成本在6.77-12.14元/kg，更适合中央工厂集中制氢规模化生产。天然气制氢：随着天然气价格变化，制氢成本可从7.5元/kg上升至24.3元/kg，其中天然气原料成本占比70-90%。 此外，由于我国天然气资源有限，含硫量高，加工工艺复杂，国内天然气制氢经济性远低于国外。

工业副产氢：除焦炉煤气副产制氢成本相对较低（约0.83~1.33元/Nm3，折合约9.3~14.9元/kg）外，其他类型工业副产氢制氢成本大多在1.2~2元/Nm3之间。按1公斤相当于11.2标准立方米折算，工业副产氢成本在13.44元~22.40元/kg不等。

电解水制氢：以碱性设备为例，为简化计算，假设不包括土建及设备维护费用。1）假设整套电解槽设备为950万元，折旧年限为15年；2）单标立方米氢气耗电量为5kwh，单公斤氢气耗水量为10公斤，需4人启停维护设备；3）产能为1000标立方米/小时的电解槽工作时间为8h/天，共计300天/年。经测算，若电价低至0.15元/kwh，电解水制氢成本为13.1元/公斤，略高于煤炭制氢成本上限。 按照广东省五市（广州、珠海、佛山、中山、东莞）最新大工业谷电价0.21元/千瓦时（2021年10月起执行）计算，电解水制氢成本约为16.6元/千克。未来随着可再生能源发电占比提升，电价有望进一步下降，提升电解水制氢经济性。

1.2电解器占制氢设备价值的50%以上，电费是电解水制氢的主要成本

电解槽是电解水制氢的核心设备，电费和设备费构成了电解水制氢的主要成本。电解槽是电解水制氢设备的重要组成部分，其工作原理是水分子通电后发生电化学反应，使组成水分子的氢和氧分离。相比于其他制氢方式，电解水制氢具有氢气纯度高、零碳排放等优势。数据显示，电解水制氢的成本主要由电费和设备费组成，其中电费占电解水制氢总成本的70%以上，设备费约占14%。据北极星氢能网统计，碱性和PEM电解水制氢每生产一标准立方米氢气耗电量约为5千瓦时。 每小时产量1000标立方米的单槽电解槽耗电量为5000度电，电价成本是电解水制氢成本的关键。根据《珠海市氢能发展规划文件》，我们判断现阶段全套电解槽设备价格约为800-1000万元。

电解水制氢设备主要由电气设备、电解槽、气液分离干燥净化系统等组成，其中电解槽占设备成本的50%以上。全套电解水制氢设备主要由电气设备（供电系统）、电解槽、气液分离干燥净化系统及其他辅助系统（补水、电控、热处理等）组成。其中，电气设备为电解槽本体提供电源，并控制/调节装置的压力；电解槽是电解水制氢设备的主体，通过加入电解液将氢气和氧气分离；气液分离干燥净化系统将电解液中的氢气分离，同时进行干燥净化，制得高纯度的氢气产品；其他设备还有补水装置等，电解过程耗水量较大。 从目前主流的电解水制氢方案（碱性电解槽，PEM）来看，电解槽在设备成本中占比依然最大，据数据显示，电解槽成本约占整体设备的50%，动力设备和气液分离干燥净化设备成本约占15%/15%。

从产业链角度，电极和隔膜是电解槽设备的核心壁垒。1）电极：电极主要采用纯镍电极材料，以镍网为基底，喷涂雷尼镍催化剂。是水电解反应发生的地方，影响电解槽的产氢效率。原料镍基电极通常从外部采购，喷涂技术是一大壁垒。2）隔膜：隔膜一方面将阴极产生的氢气和阳极产生的氧气隔离，保证出口气体的纯度；另一方面隔膜与电解液相容，降低电解槽的内阻和能耗。性能好的隔膜既要有高的气密性（实现氢氧分离），又要有低的内阻（实现更低的功耗）。

从迭代角度，我们认为电解槽主要向大产量、高效、智能化方向发展。单槽设备大型化：目前市场主流设备容量以1000标方为主（即单台设备每小时产氢气1000标方，1公斤=11.2标方，1000标方约合90公斤）。各厂家都致力于提升单槽产氢量来扩大生产、增加收益。提升单槽产能主要可以通过1）增加电解室数量，增加电解槽容积，但容易造成电解槽中部下陷，影响设备气密性； 2）提高设备电流密度以提高氢气产量，但对设备工艺提出了更高的要求，比如需采用内阻更小的隔膜，这样在保持能耗不变的情况下提高设备的电流密度，降低投资成本。 高效性：提高设备的转化效率意味着在同样的能耗水平下产出更多的氢气，目前碱性电解槽的转化效率较低，SOEC在高温下的理论转化率可达100%，但材料降解率较高，平衡设备生命周期和转化效率后，性价比低于碱性电解槽。我们认为提高转化效率的关键在于降低设备直流功耗，领先企业在提高效率方面相对较好。 智能化：现阶段电气设备及其他辅助设备主要对电解槽槽体的电源及电压进行调节，对电解液浓度进行控制。 未来随着可再生能源的快速扩张和储能规模的快速增长，我们判断设备智能化是一个主要的发展方向，即从仅仅控制设备主体升级为控制设备主体、可再生能源和储能系统。

1.3海外电解槽需求大于国内需求，预计到2030年海外电解槽装机容量将超过200GW。

国内空间：2021年以来行业快速增长，预计2030年电解器规模将超过80GW。根据GGII研究统计，2021年中国水电解制氢设备市场规模突破9亿元，出货量突破350MW。据中国能源网统计，2022年中国碱性电解器总出货量约800MW，同比增长一倍。目前各厂商都在积极进入电解器领域，全国绿氢项目落地加速，我们判断今年行业需求仍可实现翻倍增长。 以2030年中国氢气产量3715万吨、水电解制氢500万吨计算，我们测算2030年电解器规模有望超过80GW，对应市场规模约1160亿元，相较于2022年的水平具有广阔的成长空间。

海外空间：预计2030年欧洲、中东、印度等地区电解槽规模将达到200GW。

欧洲：预计2030年欧洲电解槽累计装机量将达100GW。预计2030年欧洲电解槽累计装机量将达100GW。据报道，欧洲电解槽厂商预计2025年将扩大年产能至25GW，2030年累计装机量达100GW（考虑设备效率58%-64%，产1000吨氢气需90-100GW电解槽规模）。短期内碱性电解槽设备比PEM更具成本优势，以5MW/台计算，2020年海外碱性和PEM电解槽成本中位数分别为360万美元/530万美元。 根据ITM财报，预计至2029年，PEM设备成本降价空间约50%（降价后PEM电解槽约1800万元/台），届时电解水制氢经济性有望进一步提升，对目前主流的灰色氢能形成持续替代，成长空间广阔。

中东：具备绿氢生产的地理优势，理想状态是2030年电解槽累计装机量约46.3GW。中东具备绿氢生产的地理优势（太阳能丰富）。中东大部分国家太阳能丰富，具备绿氢生产的地理优势。其中，沙特氢能布局推进迅速，2021年10月沙特提出2030年生产和出口氢气约400万吨的计划。假设2030年生产和出口的都是绿氢，电解槽装机量以单台1000标立方米装置，日运行时间16小时计算，到2030年沙特电解槽累计装机量应为9259台（按5MW功率/台计算，累计装机量约46.3GW）。 Air 于 2020 年 7 月宣布了一项用于生产氨的大型绿色制氢项目，总投资额约为 50 亿美元。该项目将与 ACWA Power 合作，为未来沙特城市 NEOM 的 4GW 可再生能源供电。此外，该公司还计划投资 20 亿美元用于配送基础设施，包括将氨转化为氢气供公交车、卡车和汽车使用的仓库。该项目预计将于 2025 年开始运营。

印度：预计2030年电解槽累计装机量约57.9GW。据PV称，印度每年消耗氢气约600万吨，主要用于合成氨、甲醇生产以及炼油厂。2021年4月，印度氢能联盟（IH2A）成立，提出2070年实现100%碳中和目标。2021年8月，印度在国家层面制定绿氢计划，到2030年生产500万吨绿氢。以电解槽装机量折算为单台1000标立方米装置，日运行时间16小时计算，印度到2030年应有1.16万台电解槽累计装机量（按5MW功率/台计算，累计装机量约57.9GW）。

2. 氢气储运：承前启后，是氢能规模化、多元化应用的重要基础

目前，我国绿氢存在一定的供需错配，氢气储运是解决该产业发展瓶颈的重要途径。目前，国内绿氢项目大多位于风光资源丰富的内蒙古地区，主要为工业合成氨、合成甲醇等项目替代灰氢，方式以就地消费为主。而我国化工园区主要分布在华东、环渤海地区，与目前绿氢落地区域存在一定的供需错配。因此，氢气储运是氢能规模化、多元化应用的重要基础。目前，气态氢气储运是主流的储运方式，其中长管拖车适用于200km以内的短距离、运输量较小的场景。近期管道氢气运输进入新的发展阶段，氢气储运有望迎来快速发展。

2.1 氢气密度极小，易燃易爆，储运困难

氢气在常温常压下具有密度小、易燃易爆的特点，氢气的储存和运输十分困难。据百科资料显示，氢气易燃易爆，当空气中氢气浓度在4.1%~74.8%之间时，遇明火即可引起爆炸；氢气密度较小，约为0.089g/L，仅为空气的1/14，是目前世界上已知密度最小的气体。氢气的储存和运输需要将氢气压缩成很小的体积，以提高储运能力。另外，金属材料在含氢介质中长期使用时，由于吸氢或氢渗透等原因，材料的力学性能会严重下降，容易发生“氢脆”现象。因此，还应重视储氢材料和氢气运输环境，确保氢气在运输过程中的安全。

2.2 氢气储运：气态储运是目前主流方式，储氢瓶部件国产替代空间仍较大

2.2.1储氢：广泛应用III型、IV型气态氢储氢瓶，核心部件依赖进口，成本较高。

储氢主要有气态储氢、液态储氢、固态储氢等方式，目前以气态储氢为主，现阶段技术最为成熟。

气态氢储存：高压气态氢储存的工作原理是通过高压将氢气压缩，以高密度气态形式储存，是现阶段最为成熟的储氢技术。高压储氢瓶是气态氢储存和运输的关键环节，储罐材质影响储氢密度，进而影响储氢规模和能耗。目前气态氢储存多采用20MPa钢制储氢瓶储存，采用长管拖车运输，具有初期投资成本低、能耗低的特点。但由于罐体运输规模较小，该方式只适合短距离、小规模运输。

液氢存储：低温液氢存储的工作原理是在高压低温（-253℃）条件下将氢气液化，常温常压下液氢的体积密度是气态氢的845倍。与气态氢存储相比，液氢存储储运效率更高，适合大规模、长距离运输，但初期投资成本高（液化设备投资大），能耗高。目前液氢存储国外应用较为广泛，国内主要应用于航空等高端领域。

固态储氢：固态储氢的工作原理是物理吸附（活性炭、碳纳米管等）或化学氢化物（镁基、铁基储氢合金等金属氢化物的可逆吸收与释放）储氢，目前镁基储氢是最具发展前景的固态储氢材料之一。固态储氢储氢密度高、安全性优良、氢气纯度高，但充放氢成本高（需热交换）。目前固态储氢产业化进程缓慢，主要因为1）目前的固态储氢材料存在重量储氢率低（如可逆储氢容量最高的TiV固溶体材料仅为2.6wt%）或吸放氢温度高、循环性能差等问题（导致使用寿命短，影响经济效益）； 2）固态储氢多处于示范应用阶段，储氢材料多处于实验室或中试阶段，制造批次小，成品率低，压力容器、阀门、管道等附件加工成本高，导致固态储氢系统成本过高。

燃料电池车储氢瓶大多采用碳纤维材料制成的Ⅲ型、Ⅳ型储氢瓶。车用气瓶主要有四种类型，燃料电池车储氢瓶大多采用Ⅲ型、Ⅳ型。Ⅰ型瓶材质为金属钢；Ⅱ型瓶以金属为主，外层包裹玻璃纤维复合材料；Ⅲ型、Ⅳ型瓶主要以碳纤维增强塑料材料为主，前者为金属内胆，后者为塑料内胆。气瓶重量轻，单位质量储氢密度高。外部采用碳纤维增强塑料。目前，国内主流车载储氢瓶仍为35MPaⅢ型瓶，碳纤维、瓶口阀、减压阀等储氢瓶核心材料及零部件主要依赖进口，成本较高。

2.2.2 氢气运输：长管拖车适用于中短距离运输，管道氢气运输进入新的发展阶段

主流氢气运输主要包括长管拖车和管道氢气运输两种方式。对于中短距离运输，气氢拖车方式节省液化费用和初期管道建设费用，经济性更强。当氢气使用规模扩大、运输距离增加时，采用液氢槽车、氢气管道等方案的经济性优势明显。与20MPa气氢拖车相比，液氢槽车运输方式可使单车运输量提高9倍，装卸时间缩短1倍。

气氢储运成本随运输距离增加而增大，相同运输距离下，高压储氢成本优势显著。据张宣等著《氢能供应链成本分析》一文，该文献以长管拖车为例，测算氢气运输成本，假设①长管拖车满载氢气质量为350kg(20MPa)/(50MPa)，管束内氢气残留率为20%；②氢源距离加氢站100km，加氢站氢气消耗量为500kg/天；③拖车百公里耗油25L，柴油价格为6.5元/L；④拖车车头及管束成本70万元，按直线法计提折旧10年； ⑤每辆车配备驾驶员和装卸工1人，人员及车险费用11万元/年，车辆维修及过路费合计约1元/公里；⑥每道氢气压缩工序耗电1kWh/kg，电价0.6元/kWh；⑦氢气运输毛利15%，运输距离50km时，氢气运输成本为4.90元/kg；500km时，运输成本近21.75元/kg，且运输成本随着运输距离的增加而增加。另一方面，高压条件下的成本优势随着运输距离的增加而明显分化，运输距离200km时，50MPa氢气运输成本比20MPa氢气运输成本低约5.54元/kg。 我们判断未来高压钢瓶储氢瓶将是高压气体氢气储运的发展方向。

国内长距离氢气运输管道进入新的发展阶段，管道氢气运输成本仅为同等距离氢气拖车的1/5。2023年4月10日，中石化宣布“西氢东送”氢气管道示范工程被列入《全国石油天然气一网建设实施方案》。国内长距离氢气运输管道进入新的发展阶段。管道起止点为内蒙古乌兰察布—北京燕山石化，全长400余公里，一期产能为10万吨/年，预留50万吨/年的远期提升潜力。管道建成后将用于替代京津冀地区现有的化石能源制氢和运输氢气。 相比长管拖车，管道运输更适合大规模、长距离氢气运输。根据《中国氢能产业发展白皮书》，100km管道运输氢气成本约为1.2元/kg，是同等距离气氢拖车成本的1/5；当距离达到500km时，管道运输氢气成本约为3.02元/kg，是同等距离气氢拖车成本（20元/kg）的1/6。

3.加氢站：是上游氢气生产和中下游氢气储存、运输、使用的重要枢纽，加氢站的投资回收期相对较短。

氢加油站是上游产生，储存和运输的重要枢纽，下游氢燃料电池车的应用通常会逐渐改善，通常会逐渐改善氢气，由储存系统，填充系统置于填充系统和控制系统中。 ，加压氢在需要加油时将氢存储在固定的高压容器中。

3.1成本分解：压缩机，氢存储设备和氢化设备的总成本约为44％

在价值分布方面，压缩机的成本，氢存储设备和氢化设备的总计为44％，以简化测量条件，而无需考虑土地成本，根据Qing 研究机构和“第8款的联合工作人员”，“时间和成本为100”。成本为200万美元（在2024年2月1日以7.18的价格转换，在此阶段，施工成本约为1400万元）。 ，以及集成生产和加油站模型的促进。 如果考虑到氢运输的成本（假设运输距离为50公里，氢加油站的使用寿命为15年），则气管拖车的运输成本为5元/千克/千克（50km），而氢气的成本为氢气拖车的氢气运输成本约为6.84百万yuan yuan yuan（250 kg/day） 氢加油站约为2084万元（建筑成本为1400万元 +氢气的成本为684万元）；管道氢的成本约为164万元（250 kg/day）（每天250 kg/day）（1.2 yuan/kg*1.2 yuan/kg*365天*365天*365天*。 Ogen运输成本为164万元）。 如果运输距离大于50公里，则预计外部氢供应高压氢加油站的总成本将进一步增加。

目前，我所在国家的所有加油站都是高压氢储存站。 ，在此阶段，约占氢加油站的总投资成本的44％。

3.1.1高压氢存储设施：成本约为18％，成本随氢存储压力的增加而增加。

高压氢存储设施具有氢气和压力缓冲的功能。阀门，配件和安全系统和其他辅助系统。 ES至3,490美元（相当于约24,011元人民币），氢存储瓶的成本随着压力的增加而增加。

3.1.2压缩机：约占成本的13％，预计国内替代将降低设备成本。

压缩机是氢加油站的核心设备，在氢加压中起重要作用。在2022年的压缩机施用类型。隔膜压缩机具有很高的气体纯度，并且在我所在国家 /地区的氢加油站中使用，但单个机器的排气量相对较小；进口和国内压缩机约为68％/32％。

压缩机被广泛用于高压气体储存，使其在高压下将其存储在压缩机中存储和运输端，需要在运输端提供氢气，需要通过压缩机进行氢气，根据“当前状态和氢站压缩机开发的前景”（作者Jia 而且出发压力为5〜6MPA。 该站配有高，中和低三级氢储罐，储罐压力水平分别为45/35/25MPA。

3.1.3氢加油机：约占成本的13％，并具有高度的定位。

氢加油机的主要功能是将氢燃料电池车的氢储存瓶与加油站的氢气储存瓶的外观相似。 ：35MPA和70MPA。某些氢加油机只能配备35MPA模型，有些机器配备了35MPA和70MPA模型; 根据中国氢能联盟的预测，到2050年，中国将拥有10,000个加油站。我们判断中国在建筑成本和劳动力成本方面可能具有优势，因此国内加油站的全面建筑成本可能低于世界其他国家。

3.2发展趋势：综合加油站的投资回收期相对较快，预计将来将成为氢加油站的主流方向

集成的生产和加油站可以节省氢运输的成本，并预计将来会成为氢生产的氢加油站的主流开发趋势，这是指在水中加油站中安装氢生产设备的施工方法，并将氢在氢气中净化。 站可以节省高成本的电力成本，这是运营成本的关键。

根据氢链的说法，根据2023氢加油价格为35元/千克，补贴15元/千克的补贴（示范城市群集的氢价格要求），综合电气加油站，如果平均每日加油量可以超过30％，则基本上可以实现平均每日的分量，而不是平均每日升级时，可以超过30％。

预测，到2025年，中国的加油站的数量预计将增加到1,0005。根据中国氢能联盟制定的工业发展路线图，预计到2050年，中国加油站的数量将达到10,000多个。

4.使用氢：预计燃料电池车将迅速发展，氢加油站是重要的支撑设施

目前，燃料电池的燃料电池和氢气站的限制。从下游氢的角度来看，燃料电池车将在政策催化下加速其开发。 EL车辆。根据“新能量商业车辆的白皮书”，预计全生生命周期的氢气成本将与燃料的成本相当，而纯电动重型卡车则在2030年左右。百万元）是加油站和充电站的成本的几倍。 在此阶段，随着政策支持的增加，在叠加规模效应后，成本预计将逐渐下降，氢燃料电池汽车有望迅速发展。

燃料电池车的高成本主要是由于燃料电池的高成本（催化剂中的贵金属铂的高度含量提高了整体成本）； 2）燃料电池汽车的产量低下相应的电池成本约为180美元/kW，因此100kW堆栈的成本约为126,000元。

4.1氢燃料电池：目前使用氢能的主要方法之一。

燃料电池在功率和能量密度上具有更大的优势，并且对燃料电池的工作环境更适应于燃料电池。它们与氧气和电子相结合，将电子与电动机相结合，并驱动汽车堆积，它们与纯电池相比，燃料越来越多。 Ogen燃料到液体氢。 但是，在此阶段，燃料电池汽车太昂贵，并且支撑设施不足以满足商用车所需的30,000小时使用寿命（目前为15,000至20,000小时）。

质子交换燃料电池（PEMFC）是燃料电池应用的主流技术。 ，氢燃料电池可以分为质子交换膜燃料电池（PEMFC），碱性燃料电池（AFC），磷酸燃料电池（PAFC），熔融碳酸盐燃料电池（MCFC），氧化物燃料电池（SOFC）等。珍贵的铂金作为催化剂。

4.2成本分析：燃料电池催化剂中贵金属铂的高度含量提高了燃料电池的整体成本

燃料电池系统和氢存储系统约占车辆成本的65％，其中燃料电池堆中的铂量含量相对较高，从而提高了燃料电池的整体成本从串联的多个单个细胞中，从价值分布的角度来看，膜电极和双极板构成了堆栈的单个细胞，燃料电池堆栈约占燃料电池成本的30％，随后是人体成本和氢存储系统，分别占总成本的23％/14％。 进一步拆卸堆栈的成本结构，其中催化剂，双极板和质子交换膜分别占堆栈成本的36％/23％/12％，并占堆栈成本的71％，主要是由于堆栈催化剂的成本主要是相对的，因此催化剂的成本很高。通过技术迭代的INUM金属含量。

4.3潜在空间：到2025E，燃料电池车数量约为50,000，对应于22-25年的复合年增长率约为60％

随着核心成分的本地化和比例效应，燃料电池系统的成本在将来会大大下降，随着催化剂/质子交换膜的定位，碳纸堆的功率密度的增加，空气压缩机的定位和循环泵的定位以及单位的缩减成本的降低。 ECHAT帐户，当产出达到10,000个单位时，燃料电池系统的成本将下降约60％。

“氢能行业的中期和长期发展计划（2021-2035）提出，到2025年，根据《经济信息》，中国证券网络和中国汽车汽车协会的氢气燃料电池汽车的数量将达到50,000，中国汽车网络，中国的氢气燃料电池所有权在2021年的氢能量大约为9,000台媒体，并将2022. 302. 5）”提出，到2025年，燃料电池车的数量将约为50,000。

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