1. 制氢技术：蓝氢为过渡方案，绿氢是终极路线 年全球氢气总生产量约 9500 万吨(同比+3%)，其中中国产量占比 30%， 目前传统化石燃料制灰氢仍为主要方式。2022 年全球氢气总生产量约 9500 万吨，同比 增长 3%，大部分氢气通过传统化石燃料生产，其中天然气制氢是最主要的制氢方法， 占产氢总量的 62%，其次为煤炭制氢占 21%，主要在我国，工业副产制氢占 16%。分 区域来看，全球氢产量的 70%集中在中国、美国、中东、印度和俄罗斯，其中中国由于 炼油和化工行业的需求氢产量约占全球的 30%。 目前低碳氢产量仅占 0.7%，IEA 预计到 2030 年低碳氢产量可达 2000 万吨。2022 年全球低碳氢产量仅不到 100 万吨，占氢气总产量的 0.7%。其中电解水技术生产的绿 氢产量在迅速增加，但 2022 年产量仍不足 10 万吨，同比增长 35%。IEA 预测，假设已 宣布的建设项目全部投产，到 2030 年，低碳氢产量可达 2000 万吨，其中主要分布在欧 洲(30%)和澳大利亚(20%)地区。

  绿氢方面，欧洲、澳大利亚、美国受政策推动发展较为积极，拉美、非洲也有所布 局。根据国际能源署《全球氢能回顾 2023》，目前已宣布的低碳氢项目多数为电解氢的 绿氢项目，到 2030 年 70%以上的低碳氢生产可来自电解氢。分区域来看，欧洲地区发 展较为积极的为西班牙、丹麦、德国和荷兰，合计占欧洲绿氢总产量的 55%，主要受 IPCEI 项目和欧洲氢能银行的推动;澳大利亚依靠丰富的风光资源，到 2030 年绿氢产量有望 达 600 万吨，并且有望实现绿氢出口;拉美地区已宣布的项目到 2030 年绿氢产量也有 望达 600 万吨，其中大多分布在在智利、巴西和阿根廷;美国主要受益于清洁氢生产的税 收抵免(Clean Hydrogen Production Tax Credit)，至 23 年 9 月的前 12 个月宣布的电 解槽项目产能达 9GW;中国方面，已宣布项目正在积极建设落地(约占总规划产量的 40%);非洲地区，已宣布项目到 2030 年绿氢产量有望达 200 万吨，大多分布在在肯尼 亚、毛里求斯、摩洛哥、和南非，已有 9 个项目规划产能超过 1GW。 蓝氢方面，美国和欧洲(英国、荷兰和挪威)为蓝氢的主产地。根据 IEA 统计的现 已宣布的项目预测，到 2030 年美国蓝氢产量有望达到 400 万吨，欧洲有望达 300 万吨， 主要产地为英国、荷兰和挪威。

  利用可再次生产的能源发电制绿氢是未来趋势，2030 年光伏耦合绿氢成本有望降至 1~1.5 美元/kg。根据 IEA，2021 年全球生产氢气的平均成本为：天然气制氢成本 1.0-2.5 美元 /kg;采用 CCUS 技术的蓝氢成本 1.5-3.0 美元/kg;使用可再生电力电解生产氢气的绿 氢成本为 4.0-9.0 美元/kg。到 2030 年光伏耦合的绿氢成本有望降低至 1.5 美元/kg，到 2050 年在光伏资源较好的地区有望降低至 1 美元/kg(利用小时数达 2600 小时)，其 中电力成本占比约 55%。

  目前灰氢生产所带来的成本最低，仍然为供氢主体，未来向绿氢和蓝氢生产方式转变主要取 决于经济成本的降低。目前我国灰氢成本最低(煤制氢 7~10 元/kg、工业副产制氢 10~16 元/kg)但碳排放量较高，绿氢的生产成本较高(市电生产成本 30~40 元/kg)，我们认 为未来氢能行业能否获得成功主要根据向绿氢和蓝氢生产方式转变的经济可行性，主 要受可再生能源成本、基础设施建设和维护成本、资本成本等因素的推动。

  电解槽的基本原理是利用两个被电解质隔开的电极传输电子，从而产生电流以电解 水。电解质是负责将产生的阴、阳离子从一个电极传输到另一个电极的介质。目前市场 上的电解水制氢技术以传统碱性电解(ALK)、质子膜纯水电解(PEM)、固体氧化物 电解(SOEC)和阴离子膜电解(AEM)四种技术为主，其中 ALK 和 PEM 已进入商业 化阶段。

  传统碱液电解(ALK)：投资成本低，使用寿命长，是目前的主流电解水模式。ALK 的系统设计较为简单，易于制造。根据 IEA 2023 年的统计，目前欧洲和北美国家 ALK 电解槽装机的资本成本约 1700 美元/kW，而国内成本相对低很多，基本在 750-1300 美 元/kW。而根据世界经济论坛(WEF)的统计，2023 年国内部分 ALK 电解槽的资本成 本已经可以做到 2000-3000 元/kW。

  碱性电解槽具有简单的堆叠和系统设计，并且相对容易制造，寿命可达 30 年以上。 目前电极面积达 3m 2，电解质使用高浓度 KOH(通常 57 mol/L)，电极使用 ZrO2基隔 膜和镍(Ni)涂层不锈钢。离子电荷载体是羟基离子 OH-，KOH 和水渗透穿过隔膜的多 孔结构实现电化学反应，但这会使得溶解在电解质中的氢气和氧气混合，限制较低的功 率操作范围以及在较高压力下运行的能力。为了防止这种情况，需要使用较厚的隔膜 (0.252mm)或者加入垫片，但这会导致两个电极之间的电阻欧姆提升，从而在给定电 压下大幅降低电流密度。未来如何增强 ALK 的绿电耦合性和电流密度将是技术研究的重 点突破方向，目前可以通过使用零间隙电极、更薄的隔膜和不同的电催化剂来增加电流 密度，从而缩小与 PEM 技术的性能差距。一般而言碱性电解槽寿命可以达到 30 年以上。

  碱性电解槽需要将电解质(KOH)再循环到电池组组件中，从而需要额外的碱液循 环泵，这个过程中会产生效率损耗(通常小于电堆功耗的 0.1%)。完成电解反应后，氢 气和氧气会在气液分离系统中分别与碱液分离。补水系统负责保证水源的稳定连续供给， 并且需要考虑隔膜的水渗透。此外，系统组件还包括后续的脱氧干燥系统等。

  PEM 电解槽使用薄质子交换膜(0.2mm)和具有先进结构的电极，可以实现更小的 电阻和更高的效率。全氟磺酸质子交换膜(PFSA)具备化学稳定性和机械鲁棒性，可 以承受 70pa 的高压差。但其提供的酸性环境、高电压和阳极中的析氧产生了恶劣的氧 化环境，因此需要采用贵金属铱或铂涂层钢/钛作为电极材料，不仅可以为电池组件提供 长期稳定性，同时还可以提供极佳的电子传导性，从而提高反应效率。但贵金属催化剂 等材料的成本偏高，导致 PEM 堆叠比碱性电解槽更昂贵。PEM 电解槽的系统设计较为 紧凑和简单，但对铁、铜、铬、钠等水杂质比较敏感，且容易起火。目前 PEM 电解槽 的电极面积接近 2000cm2，但与单堆实现 MW 级别的目标仍有较大差距，此外大型 MW 级别 PEM 电解槽的可靠性和寿命仍有待验证。

  PEM 系统组件比碱性系统简单得多，通常只需要在阳极(氧气)侧配套循环泵、热 交换器、压力控制和监测设备。在阴极侧通常需要配套气体分离器、用于去除残余氧气 的脱氧设备、气体干燥器，以及压缩机。 PEM 系统可以在大气压条件(atmospheric)、压差(differential)和平衡(balanced) 压力条件下运行，从而能够降低成本、系统复杂性以及减少维护成本。1)在平衡压力 条件下，电解电池的两侧在相同的压力下运行，该压力由氧气和氢气调节控制阀控制。 2)在大气压条件下(1 atm)，一旦阳极有水并且电池电压高于环境温度下的热中性 电池电压，电极处就会产生氢气和氧气。3)在压差条件下，PEM 膜电解质可以在为 3~7MPa 的压差下运行，但需要更厚的膜来提高机械鲁棒性并减少气体渗透以保证效率， 并且通常需要额外的催化剂来将由于高压而发生渗透的氢气重新转化为水。

  固体氧化物电解(SOEC)：效率高，热机状态动载性能好，但需要高温热源，且 寿命短，目前仍处于试验阶段。SOEC 技术在高温(700-850℃)下运行，可以使用相 对便宜的镍作为电极，同时部分反应能量可通过余热提供，因此电力需求减少。但在升 温期间，可能会导致电解质层更快降解，使得其使用寿命较短。目前 SOEC 技术从实验 室转向产业化应用仍面临较多挑战。

  固体氧化物电解槽(SOEC)通常在高温(700-850C)下运行。优点在于可以使 用相对便宜的镍电极;高温使得电力需求减少，可以提供用于电解的部分能量，基于电 力的表观效率可以达到高于 100%;作为燃料电池和电解槽的可逆性的潜力;CO2 和水 共电解可以产生合成气，作为化学工业的基本组成部分。缺点在于在尤其是停机/重启期 间的热化学循环导致电解质层更快的降解、使得寿命更短，其他问题包括在更高压差下 实现密封，用作密封剂的二氧化硅污染等。尽管目前一些 SOEC 电解槽示范项目达到 1MW，但目前大部分还在 kW 级别。

  SOEC 电解槽可以与制热技术相结合，由于水电解随着温度的升高而越来越吸热， 因此系统效率相对更高。高温环境下电池的能量需求迅速减少，因此多余的能量可以用 来在高温下进行水分解反应。当电池吸热运行时，水蒸发的热量可以从工业或集中式光 伏电厂的废热获取。一个重要且完全可再生的选择是将 SOEC 与集中式光伏耦合，从而 为 SOEC 电解槽提供电力和热量。

  阴离子膜电解(AEM)：试图将 PEM 的高效率和 ALK 的简单性的优点相结合， 目前还处于试验前期阶段。AEM 的潜力在于将碱性电解槽的简单性与 PEM 的高效率相 结合，采用非贵催化剂和高性能阴离子膜，兼具低成本、高电流密度、高电耦合性等优 势，但 AEM 膜存在化学和机械稳定性问题，导致寿命曲线不稳定，因此大面积阴离子 膜的研制还需要较长周期。

  阴离子交换膜(AEM)目前尚处于有限部署阶段，只有少数公司将其商业化。AEM 的潜力在于将碱性电解槽的简单性与 PEM 的高效率相结合，采用非贵催化剂和高性能 阴离子膜，并且与 PEM 一样允许在压差条件下操作。然而，AEM 膜存在化学和机械稳 定性问题，导致寿命曲线不稳定。此外，AEM 还存在导电率低、电极结构差和催化剂动 力学慢的问题，通常通过调节膜的导电性能或通过添加电解质(例如 KOH 或 NaHCO3) 来改善性能，但可能会导致耐久性降低。

  根据国际可再生能源署，长期的绿氢生产所带来的成本有望至多下降 85%，主要基于电力成 本和电解槽设备资本开支的下降，以及电解槽运行效率的提升和优化设计。根据国际能 源署，电解槽装机的成本至 2025 年较 2023 年有望降低 50%，至 2030 年有望降低超过 60%达到 600 美元/kW，从而使得在绿氢生产所带来的成本中电解槽的 CAPEX 成本份额降至约 25%。

  规模经济：通过千兆瓦级生产线中的自动化流程增加电堆产量，从而实现成本 的逐步降低。电堆成本在低产量下约占总成本的 45%，但在高产量下可以降至 30%。对于 PEM 电解槽来说，实现规模经济的临界点是每年生产 1000 套 (1MW)左右，可以使电堆制造成本降低近 50%。此外，可以通过系统组件 和工厂设计的标准化来实现系统成本的节约。

  减少稀缺材料用量：稀缺的原材料可能成为电解槽规模扩大的瓶颈，目前用于 PEM 电解槽的铱和铂产量仅能支持估计 3~7.5GW 的年产能，而预计到 2030 年电解槽年制造需求将达到约 100GW。解决方案包括降低 PEM 电解槽中贵金 属的用量，此外阴离子交换膜(AEM)电解槽不需要此类稀缺材料。

  提高运行效率和灵活性：从经济角度来看，电源在低负载时会带来巨大的效率 损失，从而限制了系统的灵活性。具有多个堆栈和电源单元的模块化工厂设计 可以解决这个问题。压缩还可能成为灵活性的瓶颈，因为它可能无法像堆栈一 样快速地改变其生产率。解决这个问题的一种替代方案是采用集成工厂设计， 通过优化和集成的电源和氢气存储来应对生产的变化。因此绿氢有望为电力系 统提供显著的灵活性，在可再生能源的季节性储存中发挥关键作用。尽管这会 带来显著的效率损失，但其为在严重依赖太阳能和风能等可变资源的电力系统 中实现 100%可再生能源发电的必要基石。

  工业应用：电解系统的设计和操作可针对特定应用进行优化，包括需要稳定供 应和低物流成本的大型工业用户;可以获得低成本可再生能源的大型离网设 施，但向最终用户提供氢气可能成本较高;需要小型模块来实现灵活性的分布 式项目，可以通过降低物流成本来补偿每单位电解槽容量的更高投资。

  电堆层面，不同类型电解槽的降本重点有所差异，其中碱性电解槽重点在电极和隔 板，PEM 电解槽则主要在双极板、PTL 以及催化剂涂膜层方面以尽可能降低铂和铱的 含量。为了防止关键材料限制规模的扩展，碱性电解槽系统已经转向无铂和钴设计并且 投入商业化使用。PEM 电解槽则仍需要进一步降低铂和铱的含量，或者用更常见的材料 取代，此外钛的含量也应尽可能降低。 扩大工厂规模可以降低电解槽 BOP 系统的成本，但需要考虑相应的应用场景，比 如住宅或交通部门所需的电解槽工厂规模要比工业应用小很多，但可能可以通过现场生 产氢气节省输送成本。

  增加电流密度：电堆的电流密度可以从 0.5A/cm提高到 2-3A/cm，但电流密 度的增加不能损耗效率。目前一些制造商通过将电极隔离器封装，可以在 2V 电压下实现 1.2A/cm的电流密度。2-3W/cm的功率密度可以通过使用更薄的隔膜来实现。与 PEM 一样，ALK 也需要提高电压效率水平，减少欧姆损失和 改善电极表面的化学反应。

  减小隔膜厚度：可以提高效率并减少电力消耗。隔膜越薄，将 OH-从阴极运输 到阳极的阻力就越低，但由于气体渗透水平较高，从而可能导致安全问题。另 一个缺点是耐久性较低，因为隔膜中更有可能会形成针孔，导致机械鲁棒性降 低。总体而言，碱性电解槽的隔膜厚度应该接近 PEM 槽和 AEM 槽的水平。对 于 PEM 来说，目前最先进的膜厚度为 125-175 m，并有潜力降低到 20 m。 ALK 目前的隔膜厚度为 460 m，将其降低到 50 m 可以使碱槽在 1A/cm2 下 的效率从 53%提升到 75%。

  提高催化剂的表面积：尽管 ALK 电解槽使用便宜的镍基催化剂作为电极，但 问题主要在陈旧的电极设计、氢和氧析出反应效率较低等方面。除了增加表面 积(通常使用 Raney-Ni 催化剂可以实现)之外，其他改善性能的要素都具有 中等以上的难度，并且还需要考虑长期耐用性，这也是 Raney-Ni 催化剂至今 尚未实现商业化的原因。

  PEM 电解槽的降本重点在双极板、PTL 以及催化剂涂膜层方面。设计电堆堆栈可 以将电流密度从目前的 2A/cm提升至 6A/cm，从而实现更高的功率密度以降低成本。 电极面积有望从目前的 1500-2000cm提升至 5000cm，最终达到 10000cm，可以使 用相同厚度但更坚固的膜串联实现。这也将使得 PEM 电解槽的单堆规模有望从 1MW 逐 步提高至 5MW 甚至 10MW。但通常要在低得多的电压水平下运行，以提高效率和简化 废热管理。

  降低膜厚度：可以提高效率并降低用电量，目前主流的最先进的膜为 Nafion N117 膜(厚度 180 m)，2A/cm下运行的效率损失约 25%，此外有些膜的 厚度做到低至 20 m，可以实现 2A/cm下的效率损失约 6%。但膜的厚度可能 不会降低至 5 m 以下，一方面耐久性较差，另一方面将催化剂涂覆的膜和多 孔传输层结合成大容量电极的生产工艺较为复杂。薄膜和电极需要在整个区域 上具备机械鲁棒性，以避免膜的破坏，尤其是在压差运行条件下。因此 PTL 的优化设计比较关键，因为催化剂界面处更精细的结构可以更好地支撑较薄的 膜并防止破坏。目前商业化的 PEM 电解槽膜厚度通常在 810 m。

  避免昂贵的涂层设计并对 PTL 和双极板进行优化设计：在阳极侧，电堆需要 使用涂覆铂的钛烧结多孔片(PTL)，钛多孔传输层的铂负载量为 1-5mg/cm 或 12.5g/kW，铂可以保护钛免受钝化，并提供最佳层间电阻，研究表明 PTL 的层间电阻会导致高达 1.35kWh/Kg H2 的电力损耗(约 4%的 hydrogen LHV)。 此外，钛基双极板在阳极和阴极侧分别需要铂和金作为保护层，因此未来的降 本路径包括寻找钛板的替代品(铌、钽和不锈钢材料等)，并使用稳定且不含 铂或金的保护涂层。

  优化设计涂覆催化剂的膜：通过生产自动化建立可靠便宜的催化剂和膜供应 链，从而实现规模效益。此外可以通过优化设计膜上的电极(并行等)来减少 电催化剂的用量。PSFA 膜的供应厂商相对比较稳定，包括 Chemours、Solvay、 Asahi-Kasei、3M、Gore，并且往往生产供应实现规模化、膜面积高达 3m2。 因此，PEM 电解槽达到一定规模，成本有望显著降低。

  AEM 电解槽的降本重点在膜和离聚物。AEM 膜的重点主要在实现高机械、热和化 学稳定性、离子传导性以及电子和气体的低渗透性，离聚物则主要负责机械和热稳定性。目前 AEM 电解槽要同时实现高机械稳定性和离子电导率的成本较高，增加 AEM 离子电 导性可能会导致过量水分的吸收，从而影响电解槽的机械稳定性，此外 KOH 侵蚀可能 会造成离聚物降解，从而快速降低催化剂层中膜和离聚物的电导率。

  SOEC 电解槽的主要挑战是耐用性，重点在电解质层和电极材料。SOEC 电解槽重 点关注的领域包括：改善电解质层的电子导电率，优化化学稳定性和机械稳定性，电极 材料的热膨胀系数与电解质的相匹配以防止因为热膨胀不匹配导致过高的机械应力使得 电解质层破裂失效。尽管 SOEC 电解槽在高温下运行有利于加快反应速度和离子电导， 但是电解质材料需要注意改善析氢和析氧反应的长期稳定性问题。

  电解槽实现最佳规模效益的制造产能约为 1GW，随着全球电解槽产能目标的扩大 和输氢管道的普及，未来制造成本有望下降 40%。电解槽实现最大效益规模经济的产能 水平约为每年 1GW，一些工业企业声称已经达到或者正在扩产达到这一规模，此外政府 可以采取设定产能目标、给予税收和贷款优惠、与工业界密切合作等措施。 由绿氢需求驱动的可预测的 5-10 年输氢管道将是制造商投资新的更大规模的自动 化生产设施的关键。电解槽在成本下降和全球产能之间表现出与太阳能光伏类似的关系， 至 2020 年政府已经宣布的产能目标可能会使得成本下降 40%。 目前氢能行业还处于起步阶段，成本相对缺乏透明度，随着大型制造设施的上线和 大型项目的投产，可能会促进价格发现并改善成本降低的预测。

  目前已经形成产业化的电解槽为碱性 ALK 电解槽和质子交换膜 PEM 电解槽两种， 目前碱性电解槽由于成本较低且技术比较成熟为主流的技术路线，但 PEM 槽的灵活性 和系统附加值使得其未来市占率有望提升。由于碱性相对产业化较早且初始投资成本较 低，目前 ALK 为主流的模式，但 PEM 在连接电网时灵活性和系统附加值较高，可以通 过提供辅助服务获得额外收入优化电解槽利用率和电力购买，并且和绿电发电厂直接连 接可促成积极的商业化应用，未来有望通过技术突破和规模化进一步推广。

  ALK 电解槽技术相对较为成熟，主要用于化工等非能源方面，而 PEM 电解槽的宽 广工作范围和更短的响应时间使得其在为电网提供辅助性服务方面具备相对优势。ALK 电解槽技术已经完全成熟，自 20 世纪 20 年代以来已经在工业中使用，主要用于非能源 相关的应用，特别是如氯气制造等化学工业。目前 ALK 电解槽的使用寿命已经提高一倍， 可以达到 10-20 年。与现有的 ALK 技术相比，领先的 PEM 电解装臵在运行中的灵活性 和反应性更高。这种显著提高的运营灵活性可以让它从多个电力市场获得收益，因为 PEM 技术提供更宽广的工作范围并且响应时间更短。 PEM 电解槽动态响应能力强，低负载下运行效率较高，增加的灵活性可能会提高 电力制氢的整体经济效益。质子交换膜(PEM)电解水技术在电压多变的运行条件下， 表现出更好的灵活性，更快的响应性和 0-100%负荷范围内的稳定性，甚至可以短时间 高于额定负荷工作。碱性电解水技术从基础机理层面来说不如质子交换膜(PEM)电解 水技术灵活。凭借向上和向下调节功能，PEM 电解槽可在不折损其可用生产能力的情况 下，提供高价值频率控制备用容量(FCR)，只要有足够的氢存储量，就可以在为其客 户提供氢气(用于工业、交通应用或天然气管网的注入)的同时，以较低的额外 CAPEX 和OPEX为电网提供辅助性服务。这种增加灵活性可能会提高电力制氢的整体经济效益， 从而可以从多个电力市场形成新的收入来源，以补偿 PEM 相对于 ALK 电解装臵而言更 高的资本成本。

  PEM 电解槽相对 ALK 的运行压力更高，因此在有交通等高压需求应用中需要的后 续压缩和处理成本较低。ALK 电解装臵在大气压(高达 15bar)下产生氢气，而 PEM 电解装臵能在比 ALK 电解装臵更高的压力(通常约 30bar)下生产氢气。因此，为达到 所需终端使用压力而对下游压缩的需求更低，在交通等有高压需求的应用中尤为明显， 从而可以节省后续机械压缩所需要的能源。

  电解槽系统成本可以分为膜电极、包括膜电极在内的电堆组件、系统三个层级。第 一层级为核心部件膜电极;第二层级为电堆组件，约占总成本的 40%-50%;第三层级 为整个电解槽系统，包括电解槽和 BOP 辅助设备(整流器、水净化装臵、氢气处理、 冷却部件)。 1) 第一层级：膜电极。膜电极是电解槽的核心部件，为电解反应发生的场所。PEM 电解槽的成本主要包括催化剂涂覆膜以及铂、铱金属催化剂，ALK 电解槽的主 要成本包括电极和相当一部分的制造成本。 2) 第二层级：包括膜电极在内的电堆组件。电堆组件中除膜电极以外，还包括多 孔传输层(PTL)、双极板、端板和其他小组件(垫片、密封件、框架、螺栓 等)。第二层级的成本通常占总成本的 40%-50%。 3) 第三层级：电解槽系统。系统成本的范围包括负责核心的电解槽设备与外围的 BOP 辅助设备，但不包括进一步压缩气体和存储的设备。构成 BOP 的主要组 件包括整流器、水净化装臵、氢气处理(压缩和储存)和冷却部件，这部分约 占总成本的 50%-60%。

  PEM 电解槽的重要成本组件为双极板和膜电极，膜电极中铂和铱贵金属的成本占 比高达 38%，并且铱可能为扩大制造规模的瓶颈。对于 PEM 电堆，双极板是一个重要 的成本组件，通常需要金或铂涂层钛作为涂料，也是目前在提高电堆性能和耐用性以及 降低成本方面的研发重点之一。对于电堆的核心零部件膜电极(CCM)，稀有金属是成 本的重要组成部分，虽然仅占整个 PEM 电解系统成本的不到 10%，但特别对于金属铱， 可能成为扩大 PEM 电解槽制造规模的瓶颈。

  电源和双极板为 PEM 电解槽系统未来实现成本下降的重点。结合 PEM 电解槽系统 成本下降潜力和下降空间，电源成本是可以实现成本下降空间最高的领域，其次为双极 板，可将 PEM 电解系统总成本下降近四分之一，但下降潜力相对较为有限。水循环和 氢气处理等其他 BOP 组件，也是可以实现系统成本降低的重要领域。

  ALK 电解槽的重要成本组件为膜片/电极组件，其中制备成本占比超 70%，材料成 本相对较低，此外双极板的成本占比也相对较低。对于碱性电解槽，其电堆组件成本中 占大头的主要是膜片/电极组件，而这其中主要是制备成本占比超 70%，材料成本仅占 15%。在 ALK 电解槽中，膜片和电极组件占比超过 50%，并且由于碱性电堆中双极板 的设计和制造较简单且材料(镀镍钢)更便宜，因此碱性双极板仅占电堆成本的一小部 分(约 7%)，而 PEM 电堆中双极板的成本则超过 50%。

  电源和膜片/电极组件制造为 ALK 电解槽系统未来实现成本下降的重点。结合 ALK 电解槽系统成本下降潜力和下降空间，同样电源为可以实现成本下降空间最高的领域， 其次为膜片/电极组件的制造，核心降本策略为实现包括膜、电极、多孔传输层在内的电 堆优化设计，此外水循环设备和氢气处理设备对 BOP 成本降低也较为关键。

  目前 PEM 电解槽的铱用量约 1-2.5g/kW，只能满足约 30-75GW 的电解槽产能，未 来仍需降低铱用量。目前 PEM 电解槽中铱的使用量约 1-2.5g/kW，而全球铱的年供应量 仅约 7-7.5 吨，即只能满足 30-75GW 的 PEM 电解槽产能，因此未来降低 PEM 电解槽 中的铱用量仍为技术创新重点之一。

  PEM 技术可通过为电网提供额外的辅助性服务，以降低成本。由于 PEM 技术提供 更宽广的工作范围并且响应时间更短，可以在不折损其可用生产能力的情况下，提供高 价值频率控制备用容量，从而适应可再生能源(VRE)的生产波动性，为不同的电力市 场提供灵活性服务获得收入。这种灵活性可以提高电力制氢的整体经济效益，推动 PEM 平准化成本(LCOH)的降低。以丹麦绿氢生产的 LCOH 为例，连接电网的 PEM 电解 装臵相较 ALK 基本具备竞争力。

  以连接到不同电源的 20MW PEM 电解装臵为例，低负载因子产生高 LCOH，因为 电解装臵的摊销成本需要分配给生产出的较少氢气;在中等负载系数(40-80%)下 LCOH 几乎保持不变;在较高的负载系数和高电价的情况下，CAPEX 部分的进一步减少对 LCOH 值产生的影响较小。只有可再生电力成本和电解装臵的 CAPEX 进一步下降时， 生产氢气的成本才能更具竞争力，如在智利(可再生电力成本较低且容量系数较高)、 阿根廷(巴塔哥尼亚风电负载系数较高)、澳大利亚和智利(光伏能源充足)等地区。

  我们对碱性电解水制氢成本进行测算，基准情景假设：1)电耗成本：假设电价 0.4 元/kWh，生产 1m 氢气耗电 5kWh;2)原料成本：生产 1m 氢气耗费 1kg 原料水和 1kg 冷却水，假设水价 3.5 元/吨;3)人工运维成本：假设每年 40 万元;4)设备折旧 成本：国内制氢规模 1000Nm /h 的碱性电解槽购臵成本约 850 万元，假设年工作时长 2000h，直线)假设土建和设备安装费 150 万元，直线 年。测算 得目前碱性电解水制氢成本约 30 元/kg，测算在电价降低至 0.1 元/kWh、设备购臵价格 降低至 100 万元时，绿氢成本约 9 元/kg。

  我们对 PEM 电解水制氢成本进行测算，基准情景假设：1)电耗成本：假设电价 0.4 元/kWh，生产 1m 氢气耗电 4.5kWh;2)原料成本：生产 1m 氢气耗费 1kg 原料 水和 1kg 冷却水，假设水价 3.5 元/吨;3)人工运维成本：假设每年 40 万元;4)设备 折旧成本：国内制氢规模 1000Nm /h 的 PEM 电解槽购臵成本约 3000 万元，假设年工 作时长 2000h，直线)假设土建和设备安装费 200 万元，直线 年。 测算得目前 PEM 电解水制氢成本约 40 元/kg，测算在电价降低至 0.1 元/kWh、设备购 臵价格降低至 100 万元时，绿氢成本约 11 元/kg。

  IEA 估计未来 2023-2027 年碱性电解槽占比将保持 60%左右，随后逐渐下降，到 2030 年装机量中碱性电解槽和 PEM 电解槽有望平分市场。2022 年末，全球已安装的 电解槽容量为 700MW，相较于 21 年增长 20%。目前碱性电解槽在装机规模上占据优 势，在 2022 年电解槽装机量中，ALK 电解槽和 PEM 电解槽分别占 60%和 30%。但后 续主流电解槽尚存在争议，此外 SOEC 电解槽和 AEM 电解槽也有项目面世，但在装机 市场占比很小。据 IEA 估计，2023-2027 年碱性电解槽将保持 60%左右的装机占比，随 后逐渐下降，到 2030 年，碱性电解槽和 PEM 电解槽有望平分市场。目前全球开始投入 使用的电解槽平均电堆规模为 12MW，预计到 25/30 年，电解槽平均电堆规模有望达到 260MW/1GW。目前，仅有 5%的在建电解槽项目规模在 1GW 以上。

  IEA 估计到 2030 年全球电解槽产能将达到 175GW，其中已知的主要生产厂商产能 有望超 60GW，分类别来看碱性电解槽的份额约 60%。2021 年全球制造商的电解槽产 能约 8GW，其中欧洲和中国的份额占据 80%，根据各公司宣布的规划，预计到 2030 年已知制造商的电解槽产能有望达到 65GW，部分龙头产能有望达到 GW 级别，由于美 国、印度和澳大利亚的发展，欧洲和中国的产能份额可能有所下降。从电解槽产能类型 来看，目前碱性电解槽产能约占全球电解槽总产能的 60%，到 2030 年碱性电解槽份额 有望达到 64%，其次为 PEM 电解槽(22%)和 SOEC 电解槽(4%)。此外 AEM 电解 槽也有望实现进一步突破，主要厂商 Enaper 计划在 2023 年将产能扩大至 280MW。 目前已宣布项目主要集中在欧洲(33%)、拉美(20%)和澳大利亚(20%)。IEA 2023 年报告显示，在 2030 年前已宣布的电解槽项目中，主要集中在欧洲(33%)、拉 美(20%)、澳大利亚(20%)以及中国和美国地区，美国主要受益于《通货膨胀法案》 (IRA)。

  截至 2021 年全球宣布的大规模绿氢项目主要分布在欧洲、澳大利亚、中东、非洲 地区，但实际落地进展主要取决于 1)国家/地区投资风险，2)技术故障和政治动荡，3) 获得氢相关技术的关键原材料。截至 2021 年全球已宣布最大的 20 个千兆级绿氢项目中 7/4/3/2 个位于澳大利亚/欧洲/中东/非洲，仅有一个位于中国(5GW 北京京能项目)。 但一些项目的具体落地还存在不确定性，如毛里塔尼亚脆弱国家指数评级为高度警告、 澳大利亚以环境为由拒绝建设亚洲可再生能源中心。

  蓝氢为使用化石燃料耦合 CCS 生产，可以应用于天然气甲烷重整(SMR)和自然 重整(ATR)过程。SMR 工艺是将天然气和混合气体(空气)同时引入反应器中，再由 反应器周围的熔炉提供热量加热，从而将天然气转化成氢气和一氧化碳。ATR 工艺为使 用氧气和二氧化碳或蒸汽与甲烷反应形成合成气。在天然气甲烷重整工艺中使用 CCUS 可以将碳排放量降低至高 90%，并且可以在多个环节实现碳的捕捉。

  减少现役制氢设施的排放。根据 IEA，中国拥有一些全球最为年轻的化工生产 和炼油设施。目前甲醇厂和氨厂的平均使用年限分别为 8 年和 17 年，而典型 的化工厂寿命一般为 30 年。较低的平均使用年限意味着这些工厂的 CO2排放 有在未来几十年被锁定的风险。如果维持近年来典型运行条件，中国现有的所 有能源基础设施和工厂将在 2020~2060 年间累计排放约 1750 亿吨 CO2。为工 厂加装 CCUS 技术能够使其继续运行，同时显著减少排放。

  为部分地区新增制氢产能提供具有成本效益的手段。在 CO2 封存能力高、可获 取低成本化石燃料和可再生资源有限的地区，煤制氢结合 CCUS 技术在中短期 内可能仍然是一种具有成本效益的选择。此外如果煤炭开采过程产生的甲烷排 放能够降至足够低，则可利用煤制氢结合 CCUS 技术扩大低排放制氢的规模。

  提供捕集的 CO2和氢气生产运输燃料。CO2 可以用来将氢气转化为碳基合成燃 料，其易于处理并可作为气态或液态化石燃料的替代品，但具有更少的 CO2 足迹。此外在如航空等难以直接使用电力或氢能而需要继续依赖碳基燃料的行 业，合成燃料将变得重要。在全球范围内，已有几家致力于氢气和 CO2 合成液 体燃料的公司，正在运营试点规模或正在建设工业规模设施。

  国内煤气化制氢技术相对成熟，结合 CCUS 制氢成本将增加 40%，但捕集的 CO2 用于 EOR 可将成本增幅控制在 23%~30%。作为一项成熟应用的技术，煤气化制氢几 十年来一直被化工和化肥行业用以生产氨和甲醇。气化过程指将煤炭转化为由 CO 和 H2 组成的合成气，合成气可以进一步与额外的 CO2反应转化为甲醇，也可以在水煤气变换 反应器中反应制取更多的 H2 和 CO2。后者利用酸性气体去除装臵将 H2和 CO2混合气体 分离，然后经变压吸附可产生高纯度氢气流，其可直接使用或用于生产氨。CO2 可以从 酸性气体去除装臵中直接回收。 煤气化炉产生高浓度高压的 CO2 气体流(浓度约 80%，来自酸性气体去除装臵)， 这意味着去除硫、氮等杂质后的 CO2 捕集会相对容易，总体 CO2 捕集率可达 90~95%。 集成联供循环单元能够生产蒸汽和电力以供内部使用并向电网输出，同时可供应捕集 CO2 所需的部分能量(用于化学吸收的蒸汽和用于压缩的电力)，但会减少了向电网输 出的电量。 捕集的 CO2用于 EOR 提高石油采收率产生的收益可以抵消 CO2捕集和运输成本。 在驱油过程中，大部分 CO2 能够被永久地封存在地下，但需要对 CO2 的注入和封存进 行严密监控。然而，EOR 的经济可行性主要取决于 CO2 成本和石油价格。根据国际能 源署《中国耦合 CCUS 制氢机遇》中宁东地区一家煤气化工厂 CCUS 改造的案例，当 结合 CCUS 时，煤气化制氢的成本将增加 40%，但当 40%所捕集的 CO2用于 EOR 时 成本增加幅度可限制在 23~30%。

  由于资源限制国内天然气制氢为第三大燃料来源。中国由于天然气的供应量有限且 产品价格较高，天然气使用量相对低于煤炭，因此国内天然气是是继煤炭和工业副产品 之后的第三大燃料来源。而对全球范围内的其他国家，天然气是制氢的主要燃料来源。 天然气制取的氢气消费主体主要是合成氨、甲醇和炼业。 SMR 是目前应用最广泛的天然气制氢方法。蒸汽甲烷重整(Steam Methane Reforming，SMR)工艺包括两个连续过程：首先天然气与蒸汽重整后生成由 CO 和 H2 组成的合成气，然后通过水煤气变换反应(需更多的蒸汽)生成 H2 和 CO2，以获得高 纯度氢气。通常情况下，该工艺中 30~40%的天然气用作燃料进行燃烧，从而产生“稀 释”的 CO2 气流，而剩余的天然气分解成 H2和高浓度 CO2 气流。自热重整(Autothermal Reforming，ATR)是 SMR 的一种替代技术，所需的热量由转化炉本身产生，即所有的 CO2 都存在于转化后的合成气中。其他技术还包括气热转化技术和天然气部分氧化技术。 中国天然气重整工艺设施每年直接排放约 4500 万吨 CO2，应用 CCUS 技术可实现 其深度减排。SMR 工厂捕集 CO2有多种途径：1)利用燃烧前捕集系统，可以从高 CO2 浓度合成气中回收整个工艺排放的大约 60%的 CO2。2)采用燃烧后捕集技术从更稀释 的炉膛烟气中捕集 CO2，捕集率可达 90~95%，该途径可以使整体减排水平提高到 90% 或更高，但也会增加成本和额外能耗。同时，集成热电联产单元能够产生蒸汽和电力， 可供内部使用以及向电网输送。CO2 捕集所需的能量(用于溶剂再生的蒸汽和用于压缩 的电力)通常可以从该工艺单元获取，但会减少输出到电网的电量，并略微增加天然气 的使用量。应用 ATR 技术时，大部分的 CO2可以从转化炉中的合成气中捕集。

  目前蓝氢项目主要集中在北美、欧洲，至 2030 年蓝氢产量有望从 2022 年的 60 万 吨提升至 900 万吨。根据 IEA 统计，截止 2021 年，正在运行的蓝氢项目有接近 80%位 于美国和欧洲。近些年，英国和荷兰等欧洲国家正加速工业脱碳项目的实施。越来越多 的氢能项目落地于工业集群周围，这些工业集群既是潜在的氢能需求中心，也是 CO2 运 输和储存项目的重要环节。目前，大约有一半的碳捕捉项目依附于工业的 CO2 运输和储 存设施，其中 80%位于欧洲，15%位于加拿大。根据 IEA，如果已宣布的蓝氢项目完全 投产，到 2030 年蓝氢的产量将能够从 2022 年的 60 万吨提升至 900 万吨。

  现阶段蓝氢成本仍显著高于灰氢，美国与中东蓝氢成本具备优势。蓝氢成本主要由 天然气、资本支出和管理支出三部分组成，其中天然气价格和资本支出占比较大。从天 然气制氢成本结构来看，灰氢的价格为 1-1.8 美元/kg，蓝氢的成本为 1.5-2.4 美元/kg， 差异主要在于资本支出和管理支出方面。各区域制氢成本不同的原因主要在于天然气价 格的差异。对于美国、中东和俄罗斯这类天然气价格较低的国家，天然气制氢成本显著 低于欧洲和中国等天然气价格高的国家。我们大家都认为未来蓝氢成本的下降需要关注相关技 术的突破以及规模生产和智能化带来的管理支出减少。

  中国电力网于1999年正式上线运行，是中国电力发展促进会主办的全国性电力行业门户网站。