本文根据近期高工锂电和SNEC氢能技术与装备主题会议相关内容综合整理。

一、核心观点：

1、当前灰氢为主流制氢方式，未来绿氢将成为发展主流。

2、传统氢气主要用于炼油、合成氨和生成甲醇等方面，未来绿氢的应用市场，也应该是也在这三个方面。

 

3、碱性制氢设备的发展趋势是大功率、低成本、长寿命、规模化、集群化、自动化。

4、2025年3000标方的碱性电解槽应用会得到普及，同时制氢设备的成本也将大幅降低。

5、电解槽越做越大，对测试设备提供商来说也会带来较大的挑战，测试的成本也会有所提升，这需要产业链共同努力来把成本降下来。

6、PEM电解槽的降本：设备端需要从材料及零部件、工艺制备、规模化应用等多途径来降本。零部件降本空间最大的方式是通过PPS膜的国产替代。行业的角度看，制氢与绿电耦合是趋势，电费降本空间最大。

7、 到2030年电解槽市场空间将达到1500亿以上。

8、电解槽设备进入门槛低，竞争有所加剧，但因运营维护周期长，市场终端倾向于选择头部企业。

二、电解水制氢降本的核心路线：电费

电解槽技术路线：

1、碱性制氢技术成本，成本最低，国内90%项目采用该技术；海外此前以PEM为主，近两年为降本也逐步转至碱性路线，预计未来的规模化集中式电解水制氢以碱性为主。

2、PEM对可再生能源适应性好、响应速度快，且不会环境有污染，但PEM的质子交换膜依赖进口(杜邦)、且需使用铂等贵金属，成本极高，目前单线产能不超过200标方/h,预计未来PEM可在小型分布式领域作为补充。

3、AEM和SOEC技术均处于研发阶段，试验线单线产能均不超过1标方/h，前者受限于原材料AEM膜的长度与宽幅，后者受限于原材料在高温下的裂化，预计需要很长时间才能实现量产。

 

电费为水电解制氢降本核心:

1、碱性电解水制氢设备的核心是电解槽（占50%），电解槽核心部件为：极板、镍网、镍网喷涂、pps隔膜、密封垫圈、左右压板等。除了隔膜尚有国产替代的空间，其余材料部件价格下降空间有限。

2、目前国内最成熟的电解水制氢技术为碱性电解，整个制氢成本主要在于电费和设备折旧，其中电费占比70%-90%，折旧占比10%-30%。按照年生产时间2000小时，电耗5 kwh/标方，电价0.3元/kwh, 1000标方的电解槽制氢成本为25元/kg。

3、远期制氢成本有望低至8元/kg，与煤制氢平价。理想情况下，按照电耗4 kwh/标方，电价0.15元/kwh，对应成本为15元/kg，则基本可与天然气制氢平价；若绿氢与风光、风电耦合，年利用小时提高至4000小时以上，则成本有望进一步下降至11元/kg以内，则基本可以实现与煤制氢平价。

远期看,若电价达到0.1元/kwh，电耗下隆至3.5 kwh/标方，则绿氢成本可隆至8元/kg，低于煤制氢。

 

4、2030年电解槽市场空间将达到1500亿以上。

未来几年电解槽设备招标有望翻番增长，高峰期10倍空间。根据对各大项目跟踪，预估今年国内电解槽招标量可达2GW，对应400台1000标方碱性电解槽。若2030年全球绿氢占比有望达到30%，则高峰时期电解槽设备需求2.5万台+ (1000标方) ，按照单线价格700万，对应市场空间1750亿，其中国内占三分之一，市场空间近600亿。

 

5、电解槽设备进入门槛低，但设备长期稳定运行，龙头技术积淀深，优势明显。

此前行业主要由718所、竞立和天津大陆三家占据绝大部分份额。

22年718所、竞立、隆基三家占据市场近75%份额，其中竞立出货230MW，市占率第一达32%。

根据大项目招标看，由于电解槽要求稳定运行15年以上，业主方更倾向于与第一、 第二梯队厂商合作,但23年起价格竞争有所加剧。

电解槽中PPS隔膜尚有国产替代空间。目前市场中的PPS隔膜主要由日本东丽供应，国内山东东岳等公司逐步放量，份额有望提升。

 

三、电解水制氢设备的发展趋势

考克利尔竞立：

1、预测到2030年我国可再生氢需求量预计达800万吨。

2、目前电解水制氢成本最高，与绿电耦合、降低能耗成为主要技术突破方向。

3、制氢的技术路线多元化，电解水制氢将成为未来氢气制取主流方式。

4、碱性制氢是目前电解水制氢的主要技术路线，预计2035 年、2050 年，碱性制氢成本有望达到15元/kg 和10元/kg。

5、碱性电解槽未来将向单机大型化、系统集成化、产氢效率更好、响应速度更快、自动化程度更高、安全保障更可靠方向发展。

隆基氢能：

1、预测2023年中国电解水制氢市场乐观需求量有望突破1.5GW，预计2025年全球电解槽新增装机量将达20GW，电解水制氢装备的市场空间在不断扩大。

2、2023年公司发布的全新一代碱性电解水制氢设备ALK Hi1系列产品，将能耗降低至4.0kWh/Nm³有效降耗提效，定义商业化电解水制氢能效新高度。

3、光伏和制氢, 在规模和成本上密不可分，若绿电一毛钱一度电，绿氢成本<1元/方，与煤制氢价格接近。

 

大陆制氢：

1、当前市场对电解水设备要求是高可靠、大规模及低成本。

2、目前行业内主要有四种电解水技术，其中碱水槽和PEM槽实现了商品化。

碱水槽特点是技术比较成熟，成本比较低。

PEM槽的负载范围比较宽，与可再生能源耦合具有更好的灵活性，但成本比较高。

考虑到成本和可靠性等因素，预计未来一段时间内大部分制氢项目仍会以碱水槽为主。

3、更大的电解设备能够降低投资和运行成本，更有利于水电解设备的大规模应用。

4、大规模制氢系统部分关键技术包括：

高电流密度、低能耗、大产气量单体电解槽技术。

大规模气液分离系统设计。

匹配新能源波动性电网的大容量直流电源系统设计。

适应波动电源工况的能源管理系统及自动化控制策略。

大规模氢气和氧气纯化技术。

中船派瑞氢能：

1、预计到2030年全球氢气需求量将达到1.15亿吨以上，国家将以“N+H+N”关键技术加持实现“双碳”目标。

2、目前大规模制氢的有效途径还是采用ALK碱性电解水制氢。

3、碱性制氢设备将向大功率、高效、低成本、长寿命方向发展，还要形成适应模块化、组合式、自适应的多台套联动绿氢生产系统。

4、具体来看，在技术方面，将提高电流密度，降低能耗，最高电密可能会提到6000甚至更高。

5、产品设备方面，单体大产气量的设备会越来越多。

6、在应用方面，将开展大规模制氢、海上风电制氢等，这需要开发制氢设备集群控制、智能调度技术。

高成绿能：

1、氢能更适合发电侧大规模集中式使用，并且具有长周期，大规模，集中化中的优势。

电储能更多集中在用户侧，是短周期分布式小规模可再生能源储存的最佳选择。

氢储能发电市场规模庞大，可用于源网荷储发电、化工副产氢发电、即产即用发电、备用发电与便携式发电等场景。

2、氢储能发展的条件在于规模化，如不朝这个方向迈进或会失去发展机会。

3、氢储能发展的内部挑战在于成本挑战和技术挑战。

成本最大挑战是氢气成本，氢气成本直接制约这块市场是否能做起来。

技术挑战并不在技术本身，而是有没有足够的规模化应用数据的积累与分析。

4、氢储能发展的外部挑战在于：竞争对手众多会对其形成冲击，比如氢内燃机、固态电池、钠盐电池等。