1. 政策先行，氢能起势
“十三五、十四五”期间，政策频频出台，推动氢能加速发展。2019 年 两会期间，氢能被首次写入政府工作报告。2020 年 4 月，氢能被写入《中 华人民共和国能源法（征求意见稿）》。2022 年发改委、能源局颁布了《氢 能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，明确了氢能在我国能源绿色低 碳转型中的战略定位、总体要求和发展目标。2023 年发改委发布《产业 结构调整指导目录（2023 年本，征求意见稿）》，涉及氢能应用领域包括 电力、新能源等 11 个方面。2023 年 8 月，我国首个氢能产业链标准体 系建设指南发布，涵盖基础与安全、氢制备、氢储存和输运、氢加注、 氢能应用五个子体系。随着国家政策的持续加码，氢能将在我国得到长 远的发展。
根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，至 2025 年，交通、 工业、储能、发电等领域试点示范将稳步开展，可再生能源制氢量将达 到 10-20 万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分。至 2030 年，中 国将逐步建成较为完备的清洁能源制氢及供应体系，对实现碳达峰战略 目标形成支撑。根据《开启绿色氢能新时代之匙:中国 2030 年“可再生氢 100”发展路线 图》预测，到 2030 年，可再生氢供给量将达到 770 万吨”。考虑到区域 经济、产业适用特点，可再生氢将率先在化工、交通、钢铁等技术成熟 度较高和应用可行性较好的部门规模化应用。

2. 灰氢是目前最主要的氢气来源

主要的制氢方式包括化石燃料制氢、工业副产制氢和水电解制氢等三类。化石燃料制氢技术成熟度高，成本低，以煤和天然气制氢为主，制氢过 程中会排出二氧化碳等温室气体。工业副产制氢是指以包含氢气的工业 尾气为原料，通过变压吸附法（PSA 法）回收提纯制氢；由于原料属于 工业副产品，无需额外的原料投入，因此具有成本低廉的特点。电解水 制氢是指通过直流电将水分子分解为氢气和氧气，所产生的氢气纯度高 （>99%），是未来最主要的绿氢生产方式。
当前绝大部分氢气为“灰氢”。根据中国氢能联盟数据统计，2022 年我 国氢气的产量达到 4004 万吨。根据中国煤炭工业协会统计，我国 2021 年煤制氢是最主要的制氢途径，占总量的 62%，工业副产氢、天然气制氢分别占比 19%、18%，仅有 1%的氢气来源于电解水。全球来看，根据 IEA 数据统计，2021 年全球氢气总产量为 9400 万吨，其中，天然气制 氢占比 55%，煤制氢占比 17%，工业副产氢占比 16%，灰氢同样占主导 地位。


灰氢生产以掌握煤炭、石油、天然气资源的国有企业为主，包括中国神 华、美锦能源、东华能源、中石油、中石化等。中国石化在我国氢能源 行业和国内氢气制取市场的产能/产量上处于领先地位，凭借石油化工的 强大实力，氢气产能达到 350 万吨/年；中国石油氢气产能超过 260 万吨 /年。煤炭制氢主要集中于山西、宁夏、陕西等煤炭产区，天然气、炼油 重整制氢则多分布在青岛、宁波等地的大型石化炼化基地。
煤制氢和天然气制氢的原材料成本占 75%以上。原材料的价格波动对制 氢成本影响较大。以煤炭价格 800 元/吨，天然气价格 3 元/Nm3 为基准 计算，在考虑碳封存及碳税的影响时，煤制氢和天然气制氢的成本分别 从 10.8/14.7 元/kg 上涨至 15.6/17.0 元/kg。

3. 工业副产制氢潜在产能超千万吨

我国是全球最大的工业副产氢国家，每年能够提供千万吨级的氢气供应。与可再生能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。目前我国的焦炉煤气、氯碱化工、丙烷脱氢等工业每年能够提供千万吨级的氢气供应，工业副产氢可 在氢能产业发展初期提供低成本、分布式的氢源，有利于氢能的快速发 展。
我国副产氢潜在产能超 1000 万吨。1）我国是全球最大的焦炭生产国， 国内焦炭产量约 4.4 亿吨，占全球产量的 60%，每生产 1t 焦炭可产生焦 炉煤气 350-450 m3，焦炉煤气中氢气占 50%-60%，因此焦化副产氢潜在 产能达 1000 亿 m3。2）我国氯碱产业烧碱产量约为 3000-3500 万吨，每 生产 1 吨烧碱可生产副产氢 208m3，每年副产氢气可达 75-87 万吨。3） 丙烷脱氢产物中氢气占比 60%～95%，目前国内共有 10 余个项目投产， 预计到 2023 年，丙烷脱氢的副产氢气产能可达到 37 万 t/a。4）乙烷脱 氢至乙烯产物中氢气占比在 95%以上，每产生一吨乙烯副产氢约 107kg， 2021 年我国乙烯产量在 2825 万吨，潜在副产氢产量在 303 万吨。

4. 电解水制氢：碱性和 PEM 电解槽齐头并进

电解水制氢的技术主要包括碱性水电解、质子膜纯水电解、固态氧化物 电解三种技术路线。1）碱性电解槽投资成本低，寿命长，规模大，但动 载性能差、电流面密度低。2）PEM 在各性能指标上表现均衡且指标突 出，适合于各种场景下制氢，包括工业制氢、便携制氢和用作电网调幅 的动态负载，但成本偏高。3）SOEC 效率高，热机状态动载性能好，可 快速双向工作，但需要高温热源，且设备投资大、寿命短，适用于核电 制氢及大规模热电联供等。


碱性水电解：水分子在直流电作用下，在电解池两级发生氧化和还原反 应，水分子在阴极被还原，生成氢气和氢氧根离子，氢氧根离子穿过物 理隔膜到达阳极，在阳极析出氧气，生成氧气和水。质子膜纯水电解：纯水通过进水通道进入催化层，在直流电源和催化剂 的共同作用下，阳极产生氧气和氢离子，氢离子穿过质子交换膜与阴极 的电子结合产生氢气。PEM 电解水制氢纯度较高，仅存在少量水蒸气， 经过干燥后可直接用于燃料电池。固态氧化物电解：按照电解质载流子的不同，可分为氧离子传导型 SOEC 和质子传导型 SOEC，目前研究较多和发展更为成熟的是氧离子传导型 SOEC。固体氧化物电解池核心组成包括：电解质、阳极和阴极。中间是 致密的电解质层，两边为多孔的氢电极和氧电极。以氧离子传导型 SOEC 为例，较高温度下（700-900℃）,在 SOEC 两侧电极上施加一定的直流 电压，H2O 在阴极被还原分解产生 H2 和 O2 -，O2 -穿过致密的固体氧化物 电解质层到达阳极，失去电子生成 O2。目前碱性电解水制氢发展最成熟，已完全商业化，质子交换膜电解水制 氢在国内处于商业化初期，固体氧化物电解水制氢则仍处于研发和示范 阶段。
电解槽是电解水制氢的核心设备，现阶段大多企业聚焦于碱性电解槽。根据高工氢能，截至 2023 年上半年，中国电解槽名义总产能超过 14GW， 其中碱性电解槽占比约 94%，PEM 电解槽约 6%。单家厂商碱性电解槽 产能大部分在 0.5-1.5GW 之间，行业格局较为分散。
当前单槽制氢能力大多为 1000-2000Nm3 /h，大标方单槽成为趋势。2022 年中船 718 所 2000 Nm3 /h 的碱性电解槽下线，同年明阳智能下线全球最大单体碱性水电解制氢设备，产氢量达 1500-2500Nm3 /h。2023 年 9 月隆 基绿能刷新最大单体碱性电解水制氢产氢量，达到 3000Nm3 /h。

4.1. 碱性电解槽

电解槽的核心构件包括极板、极框、隔膜、电极、BOP 辅助系统。极框 是电解槽的支撑组件，用于支撑电极和隔膜，主要是由铸铁金属板或不 锈钢板制成。隔膜是防止氢气和氧气混合，但允许槽内离子自由移动的 聚苯硫醚织物（PPS）。电极决定了电解槽制氢效率，是电化学反应的场 所，主要是由镍网、泡沫镍等构成。BOP 系统主要包括电源供应系统、 控制系统、气液分离系统、纯化系统、碱液系统、补水系统、冷却干燥 系统和其他附属系统。
膜片/电极组件是电堆组件中成本占比最高的部分。电解槽系统中电堆组 件成本占比为 45%，其中膜片/电极组件成本占比达 57%。


系统性能及产氢量的提升将有助于均摊产氢成本。在IRENA的预测中， 尽管碱性电解槽的系统降本空间不大，目前电解系统的成本在 1500 元 /kW，未来在系统成本在 1400 元/kW，但在系统电解效率、产氢纯度、 与可再生能源适配等方面，碱性电解槽仍具有较大提升空间，当前重点 研究方向集中在电极、催化剂、隔膜等环节上。
碱性电解槽制氢成本仍有 63.1%的降本空间。1000Nm3 /h 电解槽和土建 设备分别按照 800 万元和 150 万元建设，折旧期分别为 10（15）年和 20 年，当电价为 0.4 元/kWh，年工作时长为 2000h 时，单位制氢成本为 2.62 元/Nm3，而当电价在 0.2 元/kWh，年工作时长为 6000h 时，单位制氢成 本在 0.97 元/Nm3。电耗成本下降、单台制氢产量增加和寿命增加带来的 电耗成本和固定成本均摊下降分别将达到 78.0%和 79.5%，对应单位制 氢成本从 2.62 元/Nm3 降至 0.97 元/Nm3，降幅 63.1%。

4.2. PEM 电解槽

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，正逐渐成为制氢发展和应用的重要方向。PEM 电解槽主要包括阴阳极板、气体扩散层、催化剂层和质子交换膜。
PEM 电解槽中双极板和膜电极是主要成本构成项。在 PEM 电解槽的成 本构成中，辅机和电解电堆组件占比分别为 55%、45%。辅机主要包括 电源、去离子水循环系统、氢气处理系统、冷却系统，其中电源占比接 近 50%。电解电堆系统主要由多孔传输层、小组件、双极板、电堆组装 和端板、膜电极构成，其中双极板和膜电极分别占比约 53%、24%。
2021 年至今 PEM 电解槽招标量已超过 82.5MW。当前国内大功率 PEM 电解水制氢设备处于发展初级阶段，目前已配套交付或中标项目主要包 括电解水绿氢项目、制氢加氢一体化项目、氢氨醇一体化项目等，主要 公司包括阳光氢能、赛克赛斯、康明斯、上海氢盛、长春绿动等。从 2021 至今已知的 PEM 电解槽装机/招标量来看，国产 PEM 制氢设备由 1MW 跃升到 50MW，逐步规模化工业应用，总量已超过 82.5MW。
PEM 电解槽朝着大标方、低能耗方向发展。目前 PEM 电解槽单体产氢 量大多达到 200Nm3 /h 以上，电流密度在 1-2.5A/cm2 之间，能耗在 4.3kWh/m3左右。未来PEM电解槽单槽产氢量朝着300Nm3 /h以上发展， 电流密度和能耗分别朝着 1.5-3 A/cm2 和 3.5-4.0kWh/Nm3 的方向迈进。



PEM 水电解制氢的瓶颈环节在于成本和寿命。PEM 电解槽需要在强酸 性和高氧化性的工作环境下运行，依赖于价格昂贵的贵金属材料如铂、 铱等，导致成本过高。近三年来，铂的价格维持在 250 元/g 左右，铱的 价格维持在 1100 元/g 左右，贵金属的稀缺性导致价格将持续坚挺。现有 商业化析氢催化剂Pt载量为0.4~0.6mg/cm2，Ir 载量在1~2mg/cm2 之间。而降低催化剂用量，或寻求替代方案，提高电解槽的效率和寿命是 PEM 水电解制氢技术发展的研究重点，如贺利氏 H2EL-IrO-S 型号的阳极催 化剂中铱含量仅为 10%-50%，大幅降低铱用量。PEM 电解槽降本空间较大。目前 PEM 的技术迭代路径主要包括增加电 流密度、提高电极板面积、降低膜厚度、优化设计催化剂等。根据 IRENA 预测，技术进步叠加规模化量产 PEM 电解槽的最低投资成本有望由 400 美元/kW 降至低于 100 美元/kW，降幅达到 75%以上。
远期 PEM电解槽制氢成本比现阶段下降约73.8%。目前1000Nm3 /h PEM 电解槽约 3000 万元，而随着关键零部件国产化及电解槽生产降本未来 有望达到 700 万元。根据《电解水制氢成本分析》，土建及安装 200 万 元，折旧 20 年，现阶段和远期目标电解槽设备寿命分别为 2 万和 9 万 小时，单位能耗分别为 4.5 和 3.8 kWh/Nm3，电价分别为 0.4 和 0.2 元 /kWh，制氢成本分别达到 3.56 和 0.93 元/Nm3，降幅达到 73.8%。其中， 固定资产均摊和电耗成本下降的幅度分别为 94.2%和 57.8%。

5. 绿氢成本逐渐接近灰氢制备成本

化石燃料制氢原材料对制氢成本影响较大，工业副产氢因原料区别较大。化石燃料制氢的成本结构中原料成本占据约 75%，原材料价格波动对制 氢成本影响较大。当煤价为 200 和 1000 元/吨时，对应的煤制氢成本分 别为 6.77 和 12.14 元/kg；当天然气价格为 1 和 5 元/Nm3 时，对应的天 然气制氢成本分别为 7.2 和 22.1 元/kg。工业副产氢中因工业副产物的不 同而有较大差异，其中焦炉气副产氢的成本较低，约为 14 元/kg，而合 成氨合成甲醇副产氢的成本较高，约为 22 元/kg。
绿氢制备降本空间大。远期来看，碱性电解槽制氢成本和 PEM 电解槽 制氢成本的降幅分别达到 63.1%和 73.8%。碱性电解槽制氢成本的降低 主要受益于电耗及电价的降低带来的运营成本下降，以及寿命的延长带 来的固定资产均摊成本下降，两者的降幅分别达到 78.0%和 79.5%。PEM 电解槽制氢成本的降低主要受益于电价的下降，以及国产化替代带来的 设备成本下降叠加寿命延长带来的均摊成本下降，两者的降幅分别达到 94.2%和 57.8%。远期来看绿氢制备成本与灰氢相当。当电价为 0.4 元/kWh，运行寿命为 2 万小时时，碱性电解槽制氢成本在 29.7 元/kg，而当电价为 0.2 元/kWh， 运行寿命为 9 万小时时，碱性电解槽制氢成本为 10.8 元/kg。当电价为 0.4 元/kWh，运行寿命为 5 万小时时，PEM 电解槽制氢成本在 40.0 元 /kg，而当电价为 0.2 元/kWh，运行寿命为 9 万小时时，PEM 电解槽制 氢成本为 10.5 元/kg。