一文给你看懂氢能产业链：制储运用氢 电解槽放量全球竞争 各国加氢站数据
氢能发展政策背景及制氢行业规模
2020年，我国在联合国大会第75届会议上宣布，计划在2030年前实现碳排放量的顶峰，力求在2060年前实现碳排放量的中和。这一目标推动全国氢能行业迅速发展。2022年，国家发改委与国家能源局联合发表了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，确立了氢能作为战略性新兴产业的主要方向。
氢能主要可以分为灰氢、蓝氢以及绿氢三种类型。灰氢是通过化石燃料的燃烧而产生氢气；蓝氢则是在灰氢基础之上，结合碳捕获与存储（CCS）技术所制备的氢气；绿氢则是以可再生能源等电能为原料，通过电解工艺制氢。未来绿氢的比重有望迅速上升并占据主导地位。
电解槽是制氢过程中的核心设备，海外市场的需求总量大于国内。
随着新能源发电规模的扩大和发电成本的降低，电解水制氢的成本逐渐大幅下降。大量绿色氢气项目的实施，使得对电解槽的需求也相应暴增。据统计，2023年前三季度累计公布了19个电解槽中标项目，整个项目的中标总量高达2341MW。
2023年12月12日，中国能建公布了2023年制氢设备集中采购项目的中标候选人公告，累计采购了125套电解槽。随着中国能建项目中标公示的公布，预计2024年国内对电解槽的需求仍将持续增加。
电解水制氢成本分析及未来趋势
当前，电解水制造氢气的成本约为每千克16.6元，未来其经济性的提升具有较大潜力。短期来看，该成本低于其他制氢方式；而随着电解槽单次生产能力提升以及电价走低，电解水制氢成本有望持续下降。
煤制氢：当煤价介于每吨200元至1000元之间，制氢成本介于每千克6.77元至12.14元之间，适合大规模化生产，多用于中央工厂集约生产。
天然气制氢：制氢成本波动范围较大，与天然气原料成本占很大比例有关，占比可达70%至90%，由于我国天然气资源有限且杂质含量较高，处理难度大，因此经济性较国外处于劣势。
工业副产氢：除去焦炉煤气副产品制氢的成本相对较为低廉（每千克9.3元至14.9元），其他类型的工业副产氢成本大多在每千克13.44元至22.40元之间。
电解水制氢：以碱性设备为例，为了简化计算，未计入建筑建设和设备维修成本。 1）设定整个电解槽设备投资为950万元，折旧期限为15年； 2）每立方氢气用电量为5千瓦时，每千克氢气用水量为10千克； 3）电解槽产能为每小时1000标方，每天工作8小时，每年工作300天。
基于上述假设，若电价达到每千瓦时0.15元，电解水制氢成本可降至每千克13.1元，稍高于煤制氢成本上限。根据广东省五市（穗珠佛中莞）最新的工业谷电电价（即2021年10月开始执行的每千瓦时0.21元），现阶段电解水制氢成本约为每千克16.6元。随着可再生能源占比升高，电价有望进一步降低，从而提高电解水制氢的经济效益。
电解水制氢成本主要由电力成本和设备成本组成，其中电力成本占比超过70%，设备成本则包含电解槽、电力设备及气液分离、干燥纯化设备等，约占整体设备成本的14%。现阶段，电解槽设备全套价格约为800万至1000万元，其中电解槽由于结构复杂，占据整个设备成本的约50%，其余两项分别占比15%。
从产业链角度分析，电极和隔膜是电解槽设备的关键技术壁垒。一是电极材料，以纯镍为基础，喷涂雷尼镍催化剂制成，其中镍基电极须对外采购，喷涂技术是一项重要壁垒。二是隔膜既要隔离阴极产生的氢气与阳极产生的氧气，保持出口气体的纯度，又需要与电解质兼容，降低电解槽内阻及能耗，因此要求隔膜的气密性和内阻性都要符合要求。
在设备转型升级方面，未来电解槽将朝着大产量、高效能与智能化方向发展。
在应用前景方面，国内市场自2021年开始快速增长，预计2030年电解槽规模将突破80 GW。2021年我国电解水制氢设备市场规模逾9亿元，出货量逾350 MW。2022年我国碱性电解槽总出货量约800 MW，同比增幅超过1倍。
尽管电解槽领域竞争十分激烈，全国绿氢项目落地速度却仍在加快，预计今年需求仍有望翻番。以2030年中国氢气产量3715万吨、电解水制氢500万吨为参考，预计2030年电解槽规模有望超过80GW，市场规模接近1160亿元，发展前景极为广阔。
外界看来，海外市场对于中国企业而言，比国内市场更具发展潜力。据预测，至2030年，欧洲、中东及印度的电解槽规模将高达200GW。
**欧盟地区：**预计2025年产能将增至25GW，而到2030年累计装机容量将达100GW。短期内，碱性电解槽设备在成本方面优于PEM设备。以每台5MW设备为例，2020年海外碱性、PEM电解槽平均成本分别为3,600,000美元/5,300,000美元。2029年，预计PEM设备成本可降低约50%（约18,000,000元/台），电解水制氢的经济性有望进一步提高，有望逐渐取代现在的灰氢。
中东地区：预计2030年电解槽装机容量约为46.3GW。该地区具备生产绿氢的地理优势（拥有丰富的太阳能资源），许多国家均具备绿氢生产的地理条件。其中，沙特的氢能开发计划较为迅速，计划到2030年生产及出口400万吨氢气。预计到2030年，沙特所需的电解槽总量达9259台，总装机容量约为46.3GW。
印度：预计2030年电解槽设备装机总量将为57.9GW。印度每年需氢气约600万吨，主要用于氨和甲醇生产及炼油厂。印度政府已制定绿氢规划，目标到2030年绿氢产能达到500万吨，所需电解槽总量达1.16万台，以每台5MW设备为基础，预计总装机量约为57.9GW。
市场上的优秀设备供应商如双良节能、亿利洁能、华电重工等，以及具备强大渠道能力的企业，如昇辉科技、华光环能等。这些优秀企业有望与海外领先企业合作建厂，获取出口订单。此外，像隆基绿能、阳光电源这种具有品牌和渠道优势的龙头企业，还有吉电股份这样的绿氢生产商也同样具有竞争优势。
中国绿氢呈“西供东需”错配，氢储运降本可解决产业发展瓶颈
当前，国内绿氢项目主要位于风能、太阳能资源丰富的内蒙古地区，主要替代灰氢应用于工业合成氨及合成甲醇等环节，采用本地消纳的方式。然而，中国的化工园区却主要集中在华东及环渤海区域。
这样氢储运就是解决“西供东需”的瓶颈了，气态储运仍然是目前主流方式，但储氢瓶部件仍存在较大的国产替代潜能。其中，III型、IV型气态储氢瓶应用范围广泛，核心部件受限于进口成本居高不下。
气态储氢通常采用20MPa的钢制储氢瓶进行存储，需要借助长管拖车。初始投资低、能耗低，但储罐运输规模较小，仅适用于短距离及小规模运输。
液态储氢则通过高压、低温（-253℃）条件将氢气液化，其液氢体积密度是气态时的845倍，储运效率显著提高，适合大规模、远距离运输，但初始投资成本较高且能耗较高。目前海外主要采用液态储氢，例如美国的普拉格Plug Power已于2024年1月开始向沃尔玛、亚马逊、家得宝供应液态绿氢，一辆液氢罐车最多可运输36吨，相当于8辆天然气罐车，可以为3,216辆叉车提供燃料，液氢生产至灌装过程需耗时4天。
另外，固态储氢是通过物理吸附（如活性炭、碳纳米管等）或化学氢化物（如镁系、铁系储氢合金等金属氢化物进行可逆吸放）的方式进行氢气储存。目前，镁基储氢被视为具有发展前景的固态储氢材料。固态储氢储氢密度高、安全性能优良、氢气纯度高，但在充放氢环节成本较高（需进行热交换）。
车用气瓶主要分为四种类型，燃料电池汽车储氢瓶常选用III型、IV型两种型号。I型瓶以金属钢为主；II型瓶以金属材质为主，外层缠绕玻璃纤维复合材料；III型、IV型瓶主要基于碳纤维增强塑料材料，前者内胆为金属，后者内胆为塑料。目前，国内主流的车载储氢瓶依然是35MPa的III型瓶，储氢瓶的核心材料和零部件如碳纤维、瓶口阀、减压阀等主要依赖进口，导致成本较高。
在氢气长距离运输方面，主要有气氢拖车和输氢管两种方式。气氢拖车方式由于节省了液化成本及前期管道建设费用，其经济性较高。液氢槽车和输氢管道适合大规模、远距离的氢气使用需求。相较于20MPa的气氢拖车，液氢槽车的运输量提升9倍，充卸时间减少一半。
当运输距离为50公里时，氢气的运输成本为4.90元每千克；当运输距离为500公里时，运输成本接近21.75元每千克，随运输距离的增加而增加。在大压力条件下，当运输距离为200公里时，50MPa的运氢成本比20MPa大约低5.54元每千克。因此，未来大压力值的钢瓶储氢瓶应成为高压气氢储运的发展方向。
在国内，氢气长距离输送管道正步入新的发展阶段，100公里管道运氢成本约为1.2元每千克，仅为同等距离气氢拖车成本的1/5；当运输距离达到500公里时，管道运氢成本约为3.02元每千克，为同等距离气氢拖车成本的1/6。
国内冷链压缩机领域的领军企业包括开山股份、冰轮环境；储氢瓶行业的佼佼者有中材科技、京城股份。京城股份已成功交付IV型瓶车用储氢设备。
4.各国加氢站数量激增，将是连接氢制储运用的重要枢纽
加氢站主要由制氢、压缩、储存、加注及控制等环节构成。其中压缩机、储氢设备及加氢设备费用占比高达44%。譬如一座供氢能力为180kg/d，储存能力为250kg的35MPa/70MPa高压氢气外供氢气加氢站，修建成本约为人民币1400万元。
预测加氢站经济效益的提升，主要得益于政府支持措施的加强、核心设备的国产化以及制加一体站运营模式的推广。
加氢站技术路径包括外部供应高压氢气站、液氢供应站以及自产氢气站。现阶段我国采用高压氢气储存方式的加氢站占绝大多数。相比之下，建设外供氢高压氢气站费用最低，随着规模扩大，成本还有进一步降低的潜力。
国内加氢站普遍采用高压储氢瓶组和高压储氢罐作为固定储氢设施。5MPa压力IV型瓶总体费用约为人民币19700元，其中，碳纤维复合材料的费用占比近80%。如压力增大至70MPa，总体费用上涨至24000元，储氢瓶费用随气压升高而提高。
压缩机成本占比约为13%，国产化有望降低设备购置费用。加氢机成本占比约为13%，国产化程度较高。
制加一体站投资回报期较短，有望成为未来加氢站的主要发展方向。2023年示范城市群的加氢价格为35元/kg，补贴15元/kg，若电解水制加一体站日均加注负荷达30%，即可实现收支平衡。
中国加氢站数量持续增长，成本优势推动了氢储备运输行业的发展。截至2024年1月26日，已累计建成410座；预计2025年将增至1000座，到2050年将达到10000座。考虑到中国在建筑成本和人工成本方面具有优势，国内加氢站综合建设成本可以做到全球最低。
国际专业氢能媒体Hydrogen Central认为：中国在加氢站建设方面发展迅猛，预计到2025年将建设超过1200座加氢站，超过目前全球加氢站总数。
过去的2023年，欧洲新增37座加氢站，日本12座，韩国29座，北美7座。正在运营或建设中加氢站的国家新增了巴西、阿曼和纳米比亚。
截至2023年底，欧洲共有 265 座加氢站，其中德国105座、法国51 座、荷兰22座和瑞士17座。2023 年，德国仅推出了 8 个全新加氢站，但它对现有的28个重型车辆加氢站进行了升级。
截止2023年底，日本运营的加氢站有166座，韩国174座，加拿大8座，美国92座，其中75座位于加州。
用氢：政策催化下，燃料电池车有望突破高成本阻力，加速发展
现如今，氢能重卡成本约为柴油重卡的3倍，预估至2030年可与燃油、纯电重卡持平。
燃料电池车价格高主要源于：燃料电池造价较高，催化剂含贵金属铂量多，导致整体费用上升；燃料电池车产量低，降价压力大。一套氢能源汽车动力总成价格大约20万，对应100kW电堆成本约12.6万元。
现阶段燃料电池汽车造价高昂，配套设施尚不完善，难以满足商用3万小时使用寿命需求（目前1.5-2万小时）。
质子交换膜燃料电池(PEMFC)乃当前燃料电池车应用的主导技术。五部委曾发文强调8项核心部件（电堆、氢气循环系统、空压机、膜电极、双极板、催化剂、碳纸、交换膜）为技术突破重点。质子交换膜燃料电池(PEMFC)采用质子交换膜作电解质层，贵金属铂作为催化剂，优点包括功率密度大、重量轻、寿命长、启动迅速、工作温度低。但工艺繁杂、成本高昂，且需使用高纯度燃料。
燃料电池系统及储氢系统占整车成本的约65%，其中燃料电池电堆中催化剂铂含量较高，导致燃料电池总成本上升。未来降本关键在于通过技术更新降低铂金属用量。
我国计划在2025年实现国内氢燃料电池车保有量达到5万辆，目前仅约2万辆，预计未来两年快速增长。
燃料电池系统及发动机等零部件领域的领军厂商包括亿华通、国鸿氢能、潍柴动力、雪人股份等。
全球氢能动态
**国际能源署 (IEA)**在其年度报告中下调制氢预期，认为2023年至2028 年间，专用于制氢的可再生能源发电容量预计将增长45 吉瓦，比上一年的预测下降35%。预计到2028年，美国将新增近350吉瓦的可再生能源装机容量，大部分是风能和太阳能，专门用于制氢占比较少。
德国北部首座商用绿氢工厂2月1日开建，计划今年年底投入运营，年产能1150吨绿氢。工厂位于下萨克森州港口城市布拉克，制氢所需的电力来自德国各地的风力和光伏发电厂，产品用于工业和交通领域。
空客在北欧斯堪的纳维亚半岛推广氢燃料应用。其首席执行官纪尧姆·福里本周表示：挪威和瑞典是在利用可再生能源生产氢气方面具有巨大潜力。空客刚刚与斯堪的纳维亚机场运营商 Avinor、支线航空公司 SAS 和 Swedavia 以及瑞典电力公司 Vattenfall 签署了一份新的谅解备忘录，将在瑞典和挪威的 50 多个机场开发氢动力航空。
必维BV、Inthy 和勃艮第弗朗什孔泰地区启动欧洲首个专用于储氢的大型试验场，将对大容量储罐（高达 1,400 升的移动储罐）进行测试和认证。
DNV正在英国家庭测试氢气用于家庭供暖。该公司英国和爱尔兰能源系统区域总监 Hari Vamadevan认为：最大的障碍是鼓励投资者在整个价值链建立之前投资氢气， 另一个重要的障碍是公众舆论，需要让居民充分了解氢气与天然气的不同之处以及确保其安全所做的措施。
海外优势氢能公司
Aker Horizon在挪威Aker集团旗下，业务包括碳捕获、绿氢和可再生能源，致力于法国的垃圾发电、德国的生物质发电工厂以及中东（沙特阿拉伯和阿联酋）的碳捕获等项目。
Plug Power 是世界著名绿氢企业，专注于燃料电池，已为超过 40,000 辆氢能车提供动力，该公司的目标是扩大规模，将生产成本从10 美元/公斤降低到4美元/公斤，到 2027 年将产能增加 14 倍。其大部分业务预计将来自北美。
巴拉德是燃料电池领先制造商，1993 年推出了第一辆燃料电池公交车。该公司专注于重型市场：公共汽车、卡车、火车/有轨电车、船舶、采矿/建筑和电力。预计到 2025 年卡车将成为其主业， 欧洲是其主要市场（50-60%），其次是北美（25%）。该公司对也在推进氨的应用，最近与阿莫吉签订合同为其“依赖独特氨裂解技术的氨发电平台”提供燃料电池。
丹麦Seabord，正在开发紧凑型熔盐核反应堆，有一个800 MW 的浮动发电厂项目。其业务延伸到印度尼西亚和挪威。目前与三星重工合作开发与氢厂和氨厂相结合的浮动电站。
Bloom能源 其联合创始人在1960年代为Gemini项目建造了第一个氢燃料电池，也是1980年代电解技术的先驱。该公司已为数百家客户部署了 1GW 的现场发电解决方案，自2018年以来，美国安装的所有固定燃料电池中 95% 使用它家产品。Bloom 的重点是工业场地、数据中心、医院、零售中心和其他大型设施以及微电网的部署。大部分收入来自燃料电池和电解槽的销售，占总收入的 75%，其中 2/3 的销售额来自美国。