【专题报告】光伏制氢技术与经济性分析

1. 政策规划与绿氢空间

2022年3月23日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》，规划中提出：氢能是未来国家能源体系的重要组成部分、是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体、是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。到2025年，可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。2025年到2030 年，形成较为完备的清洁能源制氢及供应体系，使可再生能源制氢得到广泛应用。到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。可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升，对能源绿色转型发展起到重要支撑作用。

发展氢能就是为了能源的“去碳”，只有通过无碳能源生产“绿氢”才能实现这一目标。同时通过电氢耦合的形式缓解我国电源侧和负荷侧空间错配的问题，促进我国能源供应和消费区域之间的平衡，提升我国能源体系的安全性和运作效率。《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》将清洁低碳作为氢能发展的基本原则，提出构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，将发展重点放在可再生能源制氢，并提出严格控制化石能源制氢。可再生能源制氢结合氢燃料电池，可以调节电网负荷和储能，能够大幅提高可再生能源发电并网比例，减少弃水、弃风、弃光。当前，部分地区出台政策提出禁止煤制氢或者要求发展绿氢。

图 各地政策支持绿氢产业发展

来源：各地政府网站，德邦研究所

随着全球碳减排的力度加大，氢能尤其是绿氢的需求将不断提高。中国氢能联盟预计：2050年氢能在中国能源体系中的占比约为10%，氢气需求量接近6000万吨/年，同时可再生能源(风、光)电解水制氢占比由2020年的3%提升至2050年的70%。

2. 光伏制氢技术与经济

光伏制氢是指利用光伏发电系统产生的直流电直接供应制氢站制氢用电，包括光伏发电系统、电解水制氢系统。

图 典型的光伏制氢系统

来源：《“双碳目标”下可再生能源制氢技术综述及前景展望(李建林)2021》

根据光伏发电系统并网与否分为并网制氢、离网制氢。并网制氢是将风光机组产生的电能并入电网，再从电网取电的制氢方式，主要应用于大规模弃光消纳和储能;离网制氢是指将光伏发电系统产生的电能直接提供给电解水制氢设备制氢，主要应用于分布式制氢。

电解水制氢的原理是在充满电解液的电解槽中通入直流电，水分子在电极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气。目前国内电解水制氢的主要技术有碱性水电解(AWE)、PEM(质子交换膜)电解两种。

2.1碱性水电解制氢

碱性电解技术是目前发展最成熟的电解水技术。碱性电解水制氢的基本原理：在电流作用下，水通过电化学反应分解为氢气和氧气，并在电解池的阴极和阳极析出。

图 碱性水电解制氢原理图

来源：《中国制氢技术的发展现状(曹军文)》

图 碱性水电解制氢系统图

来源：IRENA,德邦研究所

碱性电解水制氢设备系统相对复杂，主要包括电解槽、压力调节阀、碱液过滤器、碱液循环泵、碱液制备及贮存装置、氢气纯化装置以及气体检测装置等模块组成.碱性水电解制氢技术成熟，投资、运行成本低，但存在碱液流失、腐蚀、能耗高、占地面积大等问题。

2.2 PEM电解制氢

PEM电解技术目前处于市场化早期，其主要部件包括具有质子交换能力的聚合物薄膜和分别与电解质薄膜两侧紧密连接的阴阳极催化层。和碱性电解水制氢技术不同，PEM 电解制氢技术使用质子交换膜作为固体电解质替代了碱性电解槽使用的隔膜和碱性电解质，并使用纯水作为电解水制氢的原料，避免了潜在的碱液污染和腐蚀问题。PEM的工作原理：水在阳极催化分解为氧气和 H+，H+穿过电解质隔膜到达阴极，并在阴极得电子生成氢气，反应后的氢气和氧气通过阴阳极的双极板收集并输送。

图 PEM电解制氢原理图

来源：《中国制氢技术的发展现状(曹军文)》

图 PEM电解制氢系统图

来源：IRENA,德邦研究所

PEM系统比碱性系统简单得多。通常在阳极(氧气)侧，需要循环泵热交换器、压力控制及监测器。在阴极侧，需要安装气体分离器、除氧组件(通常不需要差压)、气体干燥器和终端压缩机。

图 两种电水解制氢技术对比

来源：《“双碳目标”下可再生能源制氢技术综述及前景展望(李建林)2021》

根据IRENA发布的《绿氢降本路径：扩大电解槽规模实现 1.5℃气候目标》，与碱性电解水制氢技术相比，PEM 电解水制氢技术具有电流密度大、氢气纯度高、响应速度快等优点，但PEM电解槽单位成本远高于碱性电解槽。

综合来看，PEM 电解具有效率高、气体纯度高、绿色环保、无碱液、体积小、安全、产气压力高、与可再生能源具有良好的匹配性，在性能上整体优于碱性水电解;但PEM电解槽价格远高于碱性电解槽，我国碱性电解槽基本实现国产化，价格在2000-3000 元/KW，而PEM电解槽关键材料与技术依赖进口，价格在 7000-12000元/KW;且国内生产的PEM电解槽单槽最大制氢规模大约在200Nm3/h，且无大规模制氢应用案例，而碱性电解槽单槽产能已达到1000Nm3/h，国内已有兆瓦级制氢应用，规模化应用使得碱性电解在设备折旧、 土地折旧及运维成本上都远低于PEM电解。

2.3电解水制氢成本结构及降本途径

根据中国产业发展促进会氢能分会测算，以1000Nm3H2/h 碱性电解和PEM电解项目为例，假设项目全生命周期为20年，运行寿命9万小时，固定成本涵盖电解槽设备、氢气纯化装置、材料费、安装服务费、土建费等项目，电价以0.3元/kWh计算，碱性和PEM电解项目的平准制氢成本分别为17.71元/kg和23.3元/kg，其中，电价分别占据80%和60%，绿氢制备成本大头在电力成本上。

图 碱性电水解制氢(左)、PEM电解水制氢(右)技术成本结构

来源：中国产业发展促进会氢能分会

降低电解水制氢的最佳途径是降低电费，其次是降低固定成本，降低固定成本可以通过降低设备投资费用、增加设备利用率摊薄固定成本实现。张轩在《电解水制氢成本分析》对降本途径分析：

对于碱性电解槽，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。电力成本每下降0.1元/kWh，氢气成本平均下降0.5元/Nm3。根据国家发改委的《中国 2050 年光伏发展展望(2019)》的预测，至2035年和2050年光伏发电成本相比当前预计约下降50%和70%，达到0.2元/kWh和0.13元/kWh。

图 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

来源：《电解水制氢成本分析(张轩)》

在不同电价条件下，随着电解槽每年工作时间的延长，由于单位氢气固定成本的降低，制氢成本随之下降，从2000h提升至8000h后，单位氢气成本平均降低30%以上。结合电费的降低和运行时间的延长，如果到2030年和2050年，电费分别为0.2元/kWh和0.13元/kWh，工作时间分别为4000h/a和8000h/a，则对应的制氢成本分别为1.34元/Nm3和0.83元/Nm3。另外，预计未来10年电解槽采购成本通过技术改进和规模扩张，可以降低40%届时制氢成本将下降5%-10%。

对于PEM电解槽，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。当电费分别为0.13元/kWh和0.2元/kWh时，氢气成本分别为2.4元/Nm3和2.71元/Nm3，成本占比分别为24%和33%。与碱性电解槽制氢成本相比，仍有一定差距，主要在于PEM电解槽价格太贵，折旧成本太高。

图 PEM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

来源：《电解水制氢成本分析(张轩)》

随着电解槽成本的下降，氢气成本和折旧在成本的占比也同步下降，如果其他条件不变，至2030年和2050年，PEM电解槽设备成本为1 600万元和500万元，氢气成本分别为2.86元/Nm3和2.31元/Nm3，设备折旧在成本中的占比分别为30%和13%。虽然相比目前价格基准大幅降低，但与碱性电解槽相比仍不具有价格优势。

2030年和2050年，预计电费分别为0.2元/kWh和0. 13元/kWh，工作时间分别为4000h/a和8000h /a，对应PEM电解槽成本分别为1500万元和500万元，则对应的制氢成本分别为1.41元/Nm3和0.72元/Nm3，对比目前制氢成本大大降低。虽然中期内相比碱性电解槽 PEM 电解的氢气成本仍然偏高，但随着PEM电解槽采购成本的降低，预计会在2030年后逐渐低于碱性电解槽的制氢成本，并在2040年后低于化石燃料制氢。

图 碱性电解槽设备成本结构

来源：IRENA,德邦研究所

图 PEM电解槽设备成本结构

来源：IRENA,德邦研究所

从电解槽设备成本结构来看降本途径，对于碱性电解槽，重点在于：增加电流密度，增加工作效率;速启停、快速响应负荷。对于PEM电解槽，降低成本是其主要考虑因素，重点领域是双极板、PTL 和催化剂镀膜，三者成本比重较大，且有巨大的降低潜力。具体方向为：减少膜厚度，从而降低成本;减少贵金属催化剂的用量。

3. 氢气储运技术及经济性概述

储氢技术目前主要有气态储氢、液态储氢和固态储氢等，气态储氢技术成熟，成本低但密度低，体积比容量小，高压气态是目前国内储运最主要的方式。相比之下液态和固态储氢前期成本较高。

图 不同储氢技术优缺点对比

来源：《一文读懂氢能产业(毕马威)》

运氢技术主要有长管拖车运输、液氢槽车运输、管道运输等，气态管束车运输是目前国内最主流的方式，若氢气大规模应用，随着规模效应有效降低成本，液氢槽车运输和管道运输有望铺开。储运技术也是制约氢能大规模发展的因素之一。

图 不同运氢技术优缺点对比

来源：《一文读懂氢能产业(毕马威)》

根据电池中国的调查结果，现阶段中国普遍采用20Mpa气态高压储氢与管束管车运输氢气。在加氢站日需求量500Kg以下的情况下，气氢拖车运输节省了液化成本与管道建设前期投资成本，在一定储运距离以内经济性较高。当用氢规模扩大、运输距离增长后，提高气氢运输压力或采用液氢槽车、输氢管道等运输方案才能满足高效经济的要求。

根据电池中国的数据，由于低温液态氢高密度的特性(液氢密度分别是20Mpa、30MPa、70MPa气氢密度的 4.9/3.4/1.8 倍)，液氢槽车运输方式相较于20MPa高压气氢拖车，可使单车储运量提高约9倍，充卸载时间减少约1倍，并且在液化过程还能提高氢气纯度，一定程度上可节省提纯成本。随着氢能产业的发展，液氢储运是大规模长距离储运氢的方向之一。现有技术条件下，液化过程的能耗和固定投资较大。根据国际能源网数据，液化过程中消耗的能量占到整个液氢储运环节的30%-40%以上。未来，由于液化设备的规模效应和技术升级，液化能耗和设备成本还有较大的下降空间。

氢能源网资料显示氢气的长距离管道输送已有60余年的历史。最早的长距离氢气输送管道1938年在德国鲁尔建成,其总长达208公里, 输氢管直径在0.15-0.30m之间, 额定压力约为2.5MPa, 连接18个生产厂和用户, 从未发生任何事故。根据 Pacific Northwest National Laboratory(PNNL)2016年的统计数据，欧洲大约有1500公里输氢管。世界最长的输氢管道建在法国和比利时之间,长约400公里。目前使用的输氢管线一般为钢管, 运行压力为1-2MPa, 直径0.25-0.30m，美国氢气管线长度约2608公里，美国氢气管道的造价为31-94万美元公里。现有的天然气管道可用于输送氢气和天然气的混合气体,也可经过改造输送纯氢气,这主要取决于钢管材质中的含碳量,低碳钢更适合输送纯氢。

4. 光伏制氢示范项目

随着我国光伏装机量的不断提升，弃光率维持在1%-4%之间，目前已有部分龙头企业正在推进或建设光伏制氢示范项目。

图 龙头企业光伏制氢业务

来源：各企业财报、公告

2022年，内蒙古自治区陆续出台了“十四五”氢能发展规划、关于促进氢能产业高质量发展的意见、风光制氢一体化示范项目实施细则等政策措施，推动风光制氢一体化加码提速，到2025年，自治区绿氢供给能力达到50万吨，氢能产业产值达到1000亿元。

图 2022内蒙风光制氢一体化项目

来源：内蒙古自治区能源局

5. 光伏制氢概念代表性企业

碱性电解槽装备行业竞争格局相对激烈，既有中船 718、天津大陆、苏州竞力等老牌公司，也有隆基、阳光这样的新能源设备巨头。我们认为，随着隆基、阳光这样的标杆企业介入电解槽赛道，国内的电解槽市场将面临快速洗牌，不适应市场需求的企业将被快速淘汰。目前市场对碱性电解槽提出的新的要求是能够快速启停、能够快速响应负荷、同时还能降低电耗。未来随着风光氢储一体化项目的推进，势必要求碱性电解槽的响应能力在现有的基础上实现较大突破，取得技术突破的企业市占率预计将大幅度提高。

图 2022电解水设备产能

来源：各企业财报、公告

抢先布局光伏制氢、光伏制氢设备的企业在项目经验、品牌渠道建立上具有先发优势。