水电解制氢技术(电解水制氢行业专题研究：电解水设备技术路线与成本之争)

Posted 2023-05-30

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水电解制氢技术(电解水制氢行业专题研究：电解水设备技术路线与成本之争)

（报告出品方/作者：国金证券，姚遥）

综述：2025 年全行业氢气需求量超 50 万吨，电解槽装机量需求超 15GW

2025 年，电力、工业、交通领域合计氢气需求量超 50 万吨。

电力：根据国家统计局数据，2021 年可再生能源发电占我国社会总用电量的 29.8%，在可再生能源装机高增的背景下，预计到 2025 年可再生能源发电占我国总社会用电量的 34%。分季节和日度储能来看，储能需求增长叠加氢作为储能手段的渗透率的提升。根据我们的测算，2025 年，跨季度和日度储能所需储能超 4000 亿 kWh，绿氢渗透率 1%，电力领域用于季节、日度调峰储能的氢气将超 20 万吨，年复合增长率 71%。

工业：根据国家统计局数据，2021 年钢铁产量为 19 万吨，在基础建设带动钢铁耗材的需求下，预计到 2025 年钢铁总产量将达到 20.8 亿吨。氢作为还原剂参与钢铁的冶炼，随着工业减碳要求的提升以及电解水设备的成熟。根据我们的测算，2025 年钢铁产量预计共超 20 亿吨，绿氢渗透率达 1%，工业领域氢气用作还原剂的需求量将超 10 万吨，年复合增长率 96%。

交通：根据中汽协统计数据，2021 年燃料电池汽车保有量近 1 万辆，在国家与各地方政府政策规划指引下，随着加氢站等基础设施的完善、燃料电池技术的迭代升级与成本的快速下降，预计到 2025 年燃料电池汽车保有量将超 10 万辆。氢是燃料电池汽车的能源，绿氢以更便捷的扩产以及更清洁的制备方式，由于当前副产氢存在地域与资源上的限制，绿氢渗透率将逐年提升。根据我们的测算，2025 年交通领域绿氢用作动力源，绿氢渗透率达 12%，需求量 21 万吨，年复合增长率 216%。

2025 年电解槽累计需求装机量超 15GW。基于对 2021 年到 2025 年电力、工业、交通领域氢气需求量的预测，电解槽耦合风电和光伏制氢，假设电解槽产氢量为 200 标方/MW，一天工作 4.5-6 小时，一年工作 365 天，根据我们的测算，预计到 2025 年电解槽的累计需求装机量将达 15GW。由于 2021-2025 年主要以示范项目为主，购置成本成为了电解槽选择考虑的首先要素，当前碱式电解槽的购置成本远低于 PEM 电解槽，因而期间内碱式电解槽市占率将高于 PEM 电解槽，随着 PEM 电解槽成本的快速下降，以及其更适配于风光制氢的特性，预计 2025 年 PEM 电解槽市场占比将上升至 10%。

一、储能、工业、交通将成为电解制氢最大应用场景

2025 年，电力、工业、交通领域合计氢气需求量超 50 万吨。基于对到 2025 年可再生能源发电占我国社会总用电量 35%的预测，电力领域用于季节、日度调峰储能的氢气将超 50 万吨，年复合增长率 71%；基于对 2025 年钢铁总产量 20.8 亿吨的预测，工业领域氢气用作还原剂的需求量将超 10 万吨，年复合增长率约 96%；基于对 2025 年燃料电池汽车保有量超 10 万辆的预测，交通领域绿氢用作动力源的需求量将超 22 万吨，年复合增长率约 216%。

1.1 储能：氢能适合长周期和大规模储能，预计 2025 年氢气需求量近 50 万吨

2025 年可再生能源发电占比 35%，储能手段将不可或缺。能源结构转向可再生能源为主将带来发电侧与用电侧的电力时空分配不均问题。观察 2019-2021 年平均每月发电量情况可以发现：用电侧高峰期出现在 7、8、12 月，1-5 月偏低；光伏发电高峰期为 1-5 月以及 8 月份，12 月偏低；风力发电高峰期为 3-5 月以及 12 月份，7-9 月偏低；水力发电只有夏季偏多，其余季度很少。为解决可再生能源季度发电不均衡现象，储能成为必要的手段。

根据国家统计局数据，2021 年我国水、风、光可再生能源发电量合计 2.3 万亿 kWh，占社会总用电量的 28%。根据我们的测算，到 2025 年，水、光、风装机量可达到 15 亿千瓦，发电量占全社会用电的比例将达到 35%，年度发电量将达到 3.3 万亿 kWh。测算逻辑与假设如下：

基于 2021 年火力、水力、光伏、风电、核能发电量和社会总用电量，分别为 5.77 万亿度、1.34 万亿度、0.33 万亿度、0.65 万亿度、0.41 万亿度和 8.21 万亿度电，以及各类能源对应的 2019 年-2021 年的平均每月发电占比，结合《中国 2060 年前碳中和研究报告》、各类可再生能源的规划装机量以及双碳背景下的火电新增装机量下降的趋势，预计 2022-2025 年，火力、水力、光伏、风电、核能发电量和社会总用电量的增速将分别为：

火力：-0.70%/-1.60%/-2.30%/-3.07%；水力：1.70%/1.70%/1.70%/1.70%；光伏：14.90%/14.90%/14.90%/14.90%；风电：11%/11%/11%/11%；核电： 8.2%/8.2%/8.2%/8.2%；社会总用电量：5.0%/3.8%/3.6%/3.6%。

氢能适用于长周期和大规模的储能。氢储能主要指将太阳能、风能等间歇性可再生能源余电或无法并网的弃电，通过电解水制氢的方式储存，需要时经燃料电池进行发电或管道、长管车运输等方式供应于下游应用终端。相较于抽水储能、压缩空气储能、蓄电池储能（锂电）具有无自衰减、扩容成本低、能量密度大、能源发电转移便捷等优点，凭借其无自衰减的特性，尤其适用于跨周和季度的储能，以及基于扩容成本低的特点，即仅需增加氢瓶即可扩充储能容量，适用于大规模的储能。但氢储能由于需电-氢-电的两次能量转换，将会损失部分能量，短周期内储能效率较低。

氢储能和锂电储能对比：电力系统的储能分为季节性调峰储能、日度调峰储能和调频储能，氢能更适合于季节性调峰储能，且针对大规模储能氢储能只需增加储氢设备，边际成本低。锂电储能适用于日度调峰以及调频，因为效率更高。

2025 年储能领域氢气需求预计超 50 万吨。

季度调峰氢气需求量测算：可再生能源发电呈现上半年多于下半年的趋势，因此需要采用跨季度储能手段进行调控，氢能是适合长周期储能的重要方式，并且依据氢能中长期规划中对可再生能源制氢的规划，预计氢能渗透率将逐年上升，根据我们的测算，2025 年季度调峰氢气需求量为 18.3 万吨，年复合增长率 80%。测算逻辑与假设如下：

根据上文对 2022-2025 年发电结构和总社会用电量的预测，得出所需储存的电量，结合氢储能渗透率从 2021 年的 0.04%上升至 2025 年的 1%、设备 1100-1400h 的年工作时长以及 4.5-5.5kWh/L 的制氢电耗测算。 2025 年为氢能中长期规划的第一个结算点，在前期基础设施、设备技术以及成本已初步具备商业化可行性时，预计 2025 年将迎来爆发。

日度调峰氢气需求量测算：光伏具有明显的昼夜分布不均现象，在未来可再生能源发电占主导的背景下，为实现 24h 供电全部使用光伏，必须采用储能手段。日内光照富余时段的发电量通过电解制氢进行储存，夜间将氢气通过燃料电池转化为电能，最终实现 24h 不间断稳定供电。根据我们的测算，2025 年日度调峰氢气需求量为 2.1 万吨，年复合增长率为 51%。测算逻辑与假设如下：

假设全国光伏平均利用小时 1200 小时、光伏发电效率 14%、电解槽工作 10 小时/天、一年工作 365 天、耗电量为 5 度电制取 1 标方氢气，理论上日度调峰储能不适合使用氢能，因为存在电-氢-电转化效率低（40%）的问题，但氢储能具有大规模使用后的成本优势，因此预计 2025 年日度调峰氢储能 0.6%的渗透率，测算得出 2025 年日度氢储能需求量将为 2.1 万吨。

1.2 工业：氢炼钢减排空间大，2025 年氢气需求量超 10 万吨

从排放结构角度看，除电力行业外（占比全国碳排放量的 50%），工业领域碳排放占比最大，约为 30%。其中，5 大高耗能产业（石油化工、炼焦及核燃料加工、黑色金属冶炼、化工（包含石油加工）、有色金属及非金属建材制是重点排放对象，贡献国内工业领域 90%碳排放。其中黑色金属冶炼领域有望成为氢能应用的又一大领域，氢在冶炼过程中作为还原剂原料。

竖炉替代高炉后，2025 年氢气需求超 10 万吨。目前国内炼钢技术多以 BF-BOF （高炉-转炉法）技术为主，而国外多以 DR-EAF（直接还原-电弧炉冶炼）为主。BF-BOF 技术依赖化石燃料作为能源，将产生较大碳排放。DR-EAF 由于以电力作为冶炼能源，以废钢作为冶炼原料，因此碳排放相对较小。前者可以通过向高炉内喷洒氢煤气或氢气减少碳排放，但减排空间有限；后者通过竖炉全氢技术可以将还原气全部替换为氢气，实现更大程度的减碳。

测算逻辑与假设如下：

短期内，由于国内高炉设备剩余寿命普遍在 20 年以上，大规模竖炉替换难度较大，氢气在炼钢业使较少，长期看竖炉渗透率将逐步提升，氢气作为还原剂的用量也将提升。

根据国家统计局数据，2021 年钢铁产量约为 11 亿吨和 8 亿吨，当前使用采用竖炉和高炉炼制，并且对应 10 万吨钢分别需使用 55 吨和 39 吨氢气，假设 2022-2025 年钢铁产量以 1%-3%的速度增长，氢炼钢对竖炉和高炉的渗透率分别为 0%-0.02%和 0.01%-0.1%，预计 2025 年氢气需求量将超 10 万吨。

1.3 交通：补贴开启燃料电池车平价元年，2025 年氢气需求量超 20 万吨

燃料电池进入平价时代，低成本支撑氢能交运领域大规模渗透。随着产销量将迅速扩张，产业降本驱动力由“国产化”为主向“国产化+规模化”双重驱动转变，燃料电池核心部件、氢气成本将快速下降。预计 2025 年前后，在国内氢气资源优势地区，燃料电池整车有望实现全生命周期成本持平甚至低于燃油车，届时成本成为产业发展的主要推动，氢燃料电池产业将更加趋于市场化，加速在重卡等商用车领域的替代进程，并向乘用车拓展。

2025 年交通领域绿氢需求量将超 20 万吨。测算逻辑与假设如下：

根据中汽协统计数据，基于燃料电池汽车 2021 年约 1 万辆的保有量，分为公交、物流、重卡和乘用车分别测算，按照当前 75-100%的年符合增速下，并结合燃料电池降本增效及使用场景商业化的背景下，预计 2025 年氢气需求量将超 170 万吨，绿氢渗透率达到 12%，需求量将近 21 万吨。

1.4 预计 2025 年电解槽累计装机超 15GW，潜在市场规模超 300 亿元

电力的储能、工业的炼钢以及交通将是电解水制氢最大的应用场景。氢气的来源广泛，主要包括氯碱工业副产氢、电解水制氢、化工原料制氢和化石资源制氢。氢气在储能领域的应用是减少可再生能源的波动性，因此储能领域的氢气必然是电解水制得。工业和交通领域是未来减碳的重点领域，氯碱工业、化工原料制氢和石化资源制氢必然会带来碳排放，因此从远期看工业和交通领域的氢气也必然是可再生能源电解制氢。

2025 年电解槽累计装机超 15GW，潜在市场规模超 300 亿元。测算逻辑与假设如下：

基于上文对电力储能、工业炼钢以及交通领域的绿氢需求量测算，假设电解槽耦合风电和光伏制氢，2022-2025 年，电解槽产氢量为 200 标方 /MW，一天工作 4.5-6 小时，一年工作 365 天，根据我们的测算，预计到 2025 年电解槽的累计需求装机量将达 15GW。

根据新疆库车电解水项目及 ITM 披露的相关碱式和 PEM 的设备成本， 2022-2025 年，预计碱式和 PEM 电解水设备价格为 2-1.5 元/W 和 15-7.5 元/W。期间电解水项目大多处于示范阶段，碱式电解槽以更成熟的技术和更低的初装设备成本，占据更大的市场份额。随着行业发展逐步进入商业化阶段，全生命周期成本将成为重点，同时叠加 PEM 设备成本的快速下降，预计 2021-2025 年 PEM 电解槽市场占比将从 1%增长至 10%。通过分别测算碱式和 PEM 电解槽的市场空间，预计 2025 年电解槽累计装机将超 15GW，市场规模将超 300 亿元。

二、碱式电解槽购置成本低，PEM 电解槽运营成本具备优势

2.1 电解水制氢的三种技术路线——碱式、PEM 和固体氧化物电解槽

从原理上看，电解水制氢是在直流电的作用下，通过电化学过程将水分子解离为氢气与氧气，分别在阴、阳两极析出，商品化的水电解制氢装置的操作压力为 0.8-3MPa，操作温度通常落在 80-90℃。根据反应原理差异，可分为碱水电解（ALK）、质子交换膜纯水电解（PEM）、固体氧化物水电解（SOEC）三大主流方案。其中碱水电解（ALK）、质子交换膜（PEM）电解制氢均已开启商业化推广，固体氧化物电解处在实验室开发阶段。

碱式电解槽（ALK）：碱式电解槽是以 KOH 等碱性水溶液为电解质，采用无纺布（含氟或氟氯聚合物）等作为隔膜，在直流电的作用下，将水电解生成氢气和氧气。气体产量正比于电流，而单位气体产量电耗则与电解电压、反应温度相关。水的理论分解电压为 1.23V，理论电耗为 2.95kWh/m3，碱水电解实际电耗约 5.5kWh/m3，电解槽转换效率在 60%左右。

优势：技术成熟，购置成本低。ALK 电解制氢已有近百年的商业化历史，技术发展相对成熟，电解槽设备寿命达到 15-20 年，且成本仅为同规格 PEM 电解槽的五分之一，目前 NEL 最大碱性电解槽产气量近 4kNm3/h（约 8t/d），足以满足当前主流加氢站用氢需求。

劣势：体积大，效率低，动态响应慢。1）因为碱式电解槽采用非贵金属催化剂导致反应速率慢，电流密度小，因此相同制氢规模的碱式电解槽体积要比 PEM 电解槽大很多；2）碱液对设备维护大，因此要经常维护；3）ALK 电解槽冷启动时长在 1-2 小时，因为需要消耗功率对电解液进行加热；4）碱式电解槽的动态相应慢，无法很好的跟踪具有波动性的可再生能源发电。此外，为了保证氢气的生成纯度，碱式电解槽功率要维持在额定功率的 20%以上，当可再生能源发电突然减少时会造成一定的浪费，这也制约了 ALK 电解槽配合可再生能源制氢的应用前景。

质子交换膜（PEM）电解槽：PEM 电解水制氢与质子交换膜燃料电池工作流程互为逆过程。典型的 PEM 电解槽主要部件包括膜电极（质子交换膜、催化层、扩散层）、双极板、环氧树脂板和端板。其中，端板起固定电解池组件，引导电的传递与水、气分配等作用；扩散层起集流，促进气液的传递等作用；催化层的核心是由催化剂、电子传导介质、质子传导介质构成的三相界面，是电化学反应发生的核心场所；质子交换膜作为固体电解质，一般使用全氟磺酸膜，起到隔绝阴阳极生成气、阻止电子的传递以及传递质子的作用。

优势：效率高、无碱液、体积小、安全可靠、动态响应好等优点。PEM 电解技术相应的电耗约为 5.0kWh/m3，效率约为 70%。与 ALK 相比，PEM 水电解系统无需脱碱。同时，PEM 电解槽更为紧凑精简，且动态响应更好，很适合与波动的可再生能源串联使用。

劣势：必须使用贵金属，成本高。目前催化剂只能选用贵金属如铱和钌。为此降低催化剂与电解槽的材料成本，特别是阴、阳极电催化剂的贵金属载量，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。

固体氧化物电解槽(SOEC)：工作温度 800°C 左右，相较于工作于 80°C 左右的碱性电解技术和 PEM 电解技术，电解效率有极大提升，是 3 种技术中极具前景的一种电解水技术，但尚处于实验室研发阶段。高温 SOEC 阴极材料一般采用 Ni/YSZ（掺钇氧化锆）多孔金属陶瓷，阳极材料主要是钙钛矿氧化物材料，未来还可能采用 LSCF（镧锶钴铁）等材料。中间的电解质采用 YSZ 氧离子导体。混有少量氢气的水蒸气从阴极进入(混氢的目的是保证阴极的还原气氛，防止阴极材料Ni被氧化)，在阴极发生电解反应分解成H2和O2-， O2-通过电解质层到达阳极，在阳极失去电子生成 O2。SOEC 也是 SOEF 的逆运行。

优势：效率高，材料无贵金属。1）不同于碱性水电解和 PEM 水电解，高温固体氧化物水电解制氢采用固体氧化物为电解质材料，工作温度 800-1000℃，制氢过程电化学性能显著提升，能量利用效率更高，达到 ≥90%；2）电解槽可以使用非贵金属催化剂，且为全陶瓷材料，减少设备腐蚀问题。

劣势：耐久性差。高温高湿的工作环境使电解槽选择稳定性高、持久性好、耐衰减的材料受到限制，制约 SOEC 制氢技术应用场景的选择与大规模推广。

2.2 PEM 设备成本为碱式设备成本 3-4 倍时，两者制氢成本基本持平

碱式电解槽购置成本较低。碱水电解技术成熟度较高，同时没有贵金属作为设备生产原料，因此单价相对较低。但由于需要保证电解槽两侧氢氧平衡，碱式电解槽需在额定功率的 20%以上才可以工作，且效率不如 PEM，因此在相同条件下，制氢量不及 PEM。

PEM 成本较高，国内尚未实现大功率规模化应用。目前国内可再生能源制氢示范应用项目及主流企业核心产品基本以碱式电解槽为主，尚未形成大功率规模化应用，技术成熟度落后于 NEL、ITM、西门子等海外企业，同时受制于生产原料中的贵金属，PEM 成本相较碱式较高。但由于 PEM 效率更高且动态响应更快，更适合与光伏、风能设备串联使用，运营阶段成本相对较低。

以运行 15 年进行测算，预计当电价相同时，PEM 的设备成本为碱式设备成本的 3-4 倍时，PEM 的单位制氢成本与碱式的单位制氢成本持平。测算逻辑与假设如下：

以 1MW 级的碱式电解槽与 1MW 级的 PEM 电解槽为例进行成本平衡点的测算，碱式电解槽效率为 PEM 电解槽的 90%，功率范围窄造成的效率损失约为 10%，两种电解槽均运行 15 年产氢约 900 万方。随着 PEM 电解槽成本持续的下降，在电价相同的情况下，预计 PEM 的设备成本为碱式设备成本的 3-4 倍时，PEM 的单位制氢成本与碱式的单位制氢成本持平。

2.3 短期内碱式设备更适用西部大规模电站，长期看 PEM 设备有望开启替代进程

从应用场景来看，短期和长期逻辑有所区别：

短期：碱式适用于西部大规模制氢，PEM 适用于东部站内电解水制氢。由于碱式电解槽的大占地面积和高制氢规模，其更适合在土地资源相对充足的西部大规模建设，西部丰富的风光资源以及低廉的电价可支撑大规模制氢的需求；PEM 电解槽的小体积使其更适用于东部的站内制氢，作为加氢站的重要氢源补充，当前政策也鼓励站内电解水制氢，广东地区给予其蓄冷优惠电价。

长期：西部大规模制氢可使用碱式和 PEM 电解槽的结合方案，且在 PEM 成本与碱式持平的情况下可开启对碱式电解槽的替代进程。长期来看，随着技术的不断迭代升级，PEM 电解槽内的铱等贵金属催化剂用量预计将大幅下降，带来 PEM 电解槽成本的快速下行。PEM 电解水设备更适用于风光氢储一体化，当 PEM 与碱式的 TCO 趋向持平时，西部大规模制氢可使用碱式和 PEM 电解槽的结合方案，且在 PEM 成本与碱式持平的情况下，预计 PEM 将开启对碱式电解槽的替代进程。

从发展阶段来看，示范阶段更注重初装成本，商业化运营需考虑全生命周期成本。当前电解水项目大多处于示范阶段，碱式电解槽技术更成熟、设备价格也相对更低，示范阶段更倾向于碱式电解槽的应用。未来进入商业化运营时，全生命周期成本成为首要考虑因素，即需加入运营成本进行考量，碱式电解槽运营成本占其全生命周期成本的 75%-80%，PEM 则是占 30-40%，在 PEM 电解槽设备逐年降本以及其更适合与风光耦合的情况下，PEM 电解槽的应用将呈现逐年上升趋势。

对 1MW 级的电解槽进行成本测算，电解槽单价采用 2021 年的数据，电费为 0.3 元/kWh，电解槽寿命为 15 年产氢约 900 万方，分为设备成本和运营成本测算，其中碱式电解槽由于波动性匹配区间较窄，将会损耗 15%的的效率。三种方案测算制氢的 TCO 成本如下：

方案一：100%碱式，电解槽的制氢成本为 2.22 元/m3。全采用碱式电解槽虽然可以减低设备的购置成本，但因为碱式电解槽效率低，再加上最低启动功率限制造成效率 10%的损失，运营成本会有所上升。

方案二：80%碱式+20%PEM，电解槽的制氢成本为 2.12 元/m3。此种电解槽配置方案 TCO 成本最低，因为在可再生能源发电功率不及碱式最低启动功率时可以采用小功率 PEM 电解槽制氢，避免了电量损失。此外 80% 的碱式电解槽配比也保证了较低的购置成本，因此TCO为三种方案最低。

方案三：100%PEM，电解槽的制氢成本为 2.33 元/m3。此种电解槽配置方案 TCO 成本最高，因为目前 PEM 电解槽的购置成本最高，预计到 2030 年此种方案有望成为成本最优方案。

三、高效化、低成本、规模化，是电解水制氢的未来趋势

高效化、低成本、规模化是电解水制氢的未来趋势。效率、成本和规模都是电解水制氢商业化的重要突破点，具体来看：1）高效化：提升能源转化效率，降低电耗；2）低成本：配合“三弃”实现低价值波动能源有效利用；3）规模化：从设备层面着手，包括技术更新及规模化降本。

3.1 高效化：提升电解制氢能量转换效率

提升电解制氢能量利用率从而降低制氢电耗是最直接的降本措施。根据热力学原理，电解水制备 1m3氢气和 0.5m3氧气的最低电耗为 2.95 度电，而目前全球领先的商业化制氢方案最低电耗为 4kWh/Nm3。假设电耗费在制氢成本占比 70%，理论上仍有 27%的电能减省空间，可带来制氢成本近 20%的下降空间。

PEM、SOEC 电解制氢在能效转换率上均有长足进步，尤其 SOEC 理论电耗已降至 3.6kWh/Nm3以下，逐步趋向理想水准。2019 年 9 月以色列研究人员提出一种 E-TAC 解耦电解方案，能效高达 98.7%，并成立 H2Pro 实现该技术商业化，未来也将有望大幅缩减制氢电耗。

3.2 低成本：可再生能源波峰制氢，降低电费成本

光伏制氢示范项目逐渐落地，度电成本下降将降低电解水制氢电费。中国是全球第一大可再生能源发电国，2020 年国内弃水电量近 700 亿千瓦时，风光弃电量合计超 300 亿 kWh。弃电消纳是近年来电网规划调度的关键问题，而若将全部弃电用于电解可供应 230 万吨氢气（2025 年国内能源用氢气需求约 200 万吨），从电网侧面考虑，电解制氢提供了全新的二次能源传输方式，相较并网方式更加灵活，也无需增加网侧规划调度任务，从氢能角度，弃电提供了低成本电源，按照 0.3 元/kWh 弃电电价测算，提供降本空间达到 30-40%。

政策助力可再生能源制氢，规划 2025 年达成可再生能源制氢 10-20 万吨/ 年目标。国家在政策层面支持力度不断加强，明确表示氢能地位和发展目标，在《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》被定位为国家能源体系的战略地位和在“双碳”目标中的支撑作用，并且对发展目标做出了明确规划，十四五期间实现 10-20 万吨可再生能源制氢量，将大力推动电解槽的发展。国家发改委与国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》，文件指出，探索可再生能源富余电力转化为热能、冷能、氢能，实现可再生能源多途径就近高效利用。国家能源局也支持高效利用廉价且丰富的可再生能源制氢。四川、广东等地也纷纷给予电价支持政策，电解水制氢最高电价限定为 0.3 元/kwh 和 0.26 元/kwh。

近期光制氢示范项目陆续落地，热度持续高涨。2022 年 11 月，青海省首个绿电制氢项目——“华电德令哈3MW光伏制氢项目”正式开工建设；同月，由国核电力院EPC总承包的吉电股份中韩示范区“可再生能源+PEM 电解制氢+加氢”一体化项目试运圆满完成，具备对外加氢能力，项目即将进入投运阶段；10 月，" 氢动吉林 " 行动暨大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目启动活动在吉林西部（大安）清洁能源化工产业园举行，新建制氢、储氢及 18 万吨合成氨装置。

3.3 规模化：加速能源氢气需求扩张，带动电解制氢产业规模化发展

氢燃料电池产业化发展将从装机规模及下游应用扩张、两方面保障电解制氢成本下行。装机规模扩张将带来设备成本的大幅下降，但下游 FCV、燃料电池发电等应用场景的丰富完善也将保障每个制氢设备的高利用率，摊薄单位氢气成本。据 FraunhoferISE 报告测算，100WM PEM 电解制氢系统平均每 kW 资本支出仅为 5MW 系统的 1/3，同时随着设备生产规模的提高以及设备利用率的提升，氢气成本将快速下降，当利用率提高到＞0.4 时，电耗费用将成为主导因素。碱式电解槽成本构成方面，电耗费用也是其成本的主导因素。

四、电解水制氢国内外核心企业近况更新

电解水制氢设备企业可分为四大类：海外企业、国内电解槽传统企业、光伏和风电企业、国内新进入企业。

海外：国际上纯水制氢设备商业化进程早，且以 PEM 电解槽为主，因为国外两种电解槽的购置成本相近，目前挪威 NEL、英国 ITMpower、加拿大 Hydrogenics 和德国西门子的 PEM 电解制氢设备在世界范围内产能占比高。

国内：碱式电解槽购置成本低廉，目前大范围使用的还是碱式设备。其中派瑞氢能（所属中船 718 所）、考克利尔竞立（前身为苏州竞立）、天津大陆制氢为国内电解槽技术开发的最早批企业。在双碳政策和氢能中长期规划的指引下，众多新兴企业开始进入电解水制氢设备领域，其中以隆基为代表的光伏企业和以明阳智能为代表的风电企业依托其主营业务即丰富的风光资源及资金支持，进入电解水制氢设备市场。此外，众多主营为电气设备的其他企业，也开始进军和布局电解槽。

派瑞氢能

派瑞氢能为中船 718 所下属市场化企业，七一八研究所隶属于世界 500 强中国船舶重工集团公司。公司主要从事 PEM 制氢装置，制氢设备是七一八研究所支柱产业之一，现已形成 KZDQ、XCDQ 等八大系列，20 多种规格、产气量 0.5Nm³/h～1500Nm³/h 的系列水电解制氢装置。

2020 年底：中国船舶集团第七一八研究所成功与国外某大型光纤供应公司签订制氢设备供货合同，将为该公司定制 2 台电解水制氢设备。2021 年 3 月 1 日至 4 日，中国船舶集团第七一八研究所研制生产的 7 台自动水电解制氢设备顺利通过中国气象局组织的出厂测试及验收。

考克利尔竞立

考克利尔竞立主营碱式制氢设备，成立于 1992 年，是一家专业研发、生产水电解制氢设备及气体后处理设备的高科技企业，技术来源于军工。

项目方面，公司参股的“飞驰竞立制氢加氢站”曾为 2008 年北京奥运会提供了服务，参与了国家“973”科研计划“大规模风电制氢项目”提供了配套制氢设备。公司开发的高效水电解制氢设备新产品，2017 年被工信部列入 “国家工业节能技术装备推荐目录”并已进入新能源领域，目前国内两座氢能燃料电池汽车加氢站现场制氢采用。2021 年 4 月，公司提供给宁夏宝丰大规模可再生项目一期的 7 套碱式电解槽设备已正式投产，二期将交付 10 套。

天津大陆制氢

天津大陆制氢设备有限公司成立于 1994 年，主营集制氢设备和气体纯化设备。公司可生产碱式电解制氢设备，氢气产量范围从 0.1m3/h 至 1000m3/h，其 Ni-Mo-S 复合金属涂层电解制氢节能新材料已获得国家科技创新基金支持。

2019 年 6 月天津市大陆制氢设备有限公司生产的集装箱式 FDQ-20/4.0-IV 型水电解制氢设备在德国某公司正式投产运行并验收，设备工作压力为 4.0Mpa 氢气产量为 20Nm³/小时，电流密度为 4000A/ m³。

隆基绿能

隆基有三种不同型号的碱性电解槽，分别为 LHy-A800、LHy-A1000 和 LHy-A1500，三者的额定功率分别为 4MW、5MW 和 7.5MW。

公司碱性电解槽广泛应用于煤化工、石油化工、钢铁冶金、交通运输、能源电力及其他工业领域。单台电解槽产气量最高可达 1500Nm3/h。相比传统的碱性电解槽，产品取消了石棉网设计，减少了氢氧化钾对环境的污染。

隆基绿能入局氢能产业，2021 年 5 月，旗下公司西安隆基计划在无锡投资建设“隆基制氢装备项目“，该项目预计于 2022 年投产，届时公司将具备年产 1.5GW 氢能装备生产能力。同年 6 月，公司成立西安隆基氢能，以作为电解水制氢项目的总部，初期产能为 500MW，100 台 1000Nm3/h 碱性电解设备。2022 年 4 月，隆基绿能 3 台套 1000Nm3/h 的电解水制氢设备顺利启运发货，该装备采用碱性电解水技术，将发货至西部现场。根据 GGII 调研统计，2021 年中国电解水制氢市场规模超过 9 亿元，出货量超过 350MW。2022 年国内电解水制氢市场需求有望达到 730MW，预计 2025 年国内电解水制氢设备市场需求量将超过 2GW，较 2020 年增长幅度为 600%，行业增长潜力大。

阳光电源

阳光电源可再生能源制氢领域主要产品包括制氢电源与制氢装置，同时生产 PEM 和碱性电解槽制氢设备。公司已建有国内首个光伏离网制氢及氢储能发电实证平台、国内最大的 5MW 电解水制氢系统测试平台、PEM 电解制氢技术联合实验室，现已具备大批量生产和交付的能力。

国富氢能

国富氢能布局碱式和 PEM 电解槽，可承接碱式批量订单并已签订 MW 级 PEM 订单。电解槽方面，国富氢能可量产 50-1000Nm3/h 碱式水电解制氢系统，以及生产 10-100kW 的 PEM 制氢分布式能源系统。同时与欧洲团队合作研发 MW 级 PEM 水电解制氢系统，2022 年 11 月，由卡沃罗和国富氢能合作开发的 100Nm³/h（0.5MW）PEM 电解槽在卡沃罗成功下线，将交付给国富氢能集成为 1MW 制氢系统，并且国富氢能与卡沃罗签订了货值不少于 2000 万的 MW 级 PEM 电解槽。

电解槽生产方面，除了立足张家港的氢能装备产业基地外，国富还在上海设立氢能装备产业基地，该基地在水电解制氢领域布局以 PEM 电解槽为主，规划产能为年产 1000 套 PEM 制氢及燃料电池分布式能源系统。

卡沃罗

广东卡沃罗氢科技有限公司掌握 PEM 质子交换膜电解水制氢技术，从事水处理 20 余年，累计取得 120 多项专利，其中发明专利 18 项。拥有 7 条生产线，年产能 5 万套家用制氢机和 10 万台便携式制氢机。专注于家用氢气产品、农业富氢水机、工业氢气发生器等多元制氢产品。

2022 年 11 月 15 日，卡沃罗 100Nm3/h（0.5MW）PEM 电解槽下线，交付给国富氢能集成为 1MW 制氢系统。国富氢能与卡沃罗签订货值不少于 2000 万的 MW 级 PEM 电解槽采购协议，双方的合作将进一步推动卡沃罗公司大功率工业级 PEM 电解槽产品的应用及规模化发展。

昇辉科技

电解水制氢设备定位大湾区切入，为广东提供稳定且经济的氢源。制氢装备方面，昇辉科技参股广东盛氢设备有限公司，100 标方/小时的碱性电解水成套装备于今年 8 月已在佛山下线，其中，整流柜、控制器、AC/DC 等电气设备由昇辉科技配套提供，昇辉科技也计划于第四季度推出 1000 标方/小时制氢设备，未来还可向西北地区搭配光伏储能进一步拓展市场空间。在广东缺乏大量氢源及大力推广站内制氢的背景下，公司的电解水制氢设备有望受益。

NEL

公司主营业务分为电解槽及加氢设备，2022 年上半年分别实现 2.89、1.08 亿克朗营收，同比上涨 105%和下降 40%。

电解槽：发布新一代 PEM 电解槽产品，加速产能扩建。1）公司电解槽分为碱式电解槽以及质子交换膜电解槽，目前分别在美国与挪威建立了生产工厂。挪威的碱式电解槽工厂 2021 年开始扩建产能，扩建完成后年产能可从 40MW 提升到 500MW，未来可扩建至 2GW。美国工厂的质子交换膜电解槽目前产能为 50MW；2）发布新一代质子交换膜(PEM)电解槽产品 MC250 和 MC500，氢气产能分别为 246 和 492 Nm3 /h；3）公司计划到 2025 年，在电价为$20/MWh 的基础上将每公斤的制氢价格控制在$1.5 之内。

加氢设备：公司位于丹麦的工厂具有每年 300 套加氢设备的生产能力。 2020 年公司共生产 23 台加氢设备，同比增长 44%。2021 年收到美国 Iwatani 在加州建设 14 座加氢站的订单，总价值 1.5 亿克朗。

在手订单不断增长。公司截止 2022 年 H1 在手订单同比增加 126%，2022Q2 订单环比增加 11%，并于今年 7 月获得价值 4500 万欧元的 200MW 碱性电解槽订单，预计 2023 年末或 2024 年初交付。2020 年公司与丹麦氢能企业 Everfuel 达成多项合作，双方计划收购 H2 Fuel Norway，掌握多家加氢站经营权，逐渐形成挪威境内的加氢站基础设施网络。此外，公司还获波兰电力 ZE-PAK 企业及美国海军的采购订单，并与挪威国家电力公司 Statkraft 及 Iberdrola 电力公司达成战略合作。

ITM Power

公司主营业务为 PEM 电解槽生产，目前已建成全球最大 1GW 产能工厂。ITM Power 成立于 2001 年 6 月，是英国第一家生产 PEM 电解槽的上市公司。2019 年 10 月，公司与林德（Linde）合资成立 ITM Linde Electrolysis GmbH 生产大型 PEM 电解槽设备。同年公司在谢菲尔德建设全球最大的 PEM 电解槽工厂，年产能 1GW。公司产品功率覆盖 600KW 到 5MW。

公司产能爬坡，目前在建的电解槽达 72MW。截至 2021 年底，公司在手订单 62MW，总价值约 3400 万英镑，单价 54 万英镑/MW（折合 4.37 元/W）。公司 2021 年 1 月已成功交付世界最大 PEM 电解槽产品，电解槽功率 24MW。

康明斯

2019 年康明斯花费 2.35 亿美元完成对 Hydrogenics 的收购，股份占比 81%，负责北美燃料电池及 PEM 电解槽业务，随后将该部分业务整合到 New Power 部门。2021 年康明斯 New Power 部门营收为 3400 万美元，公司对燃料电池和电解槽等产品持续投资。

Hydrogenics Corporation 成立于 2009 年，主营业务是制氢设备和燃料电池系统。迄今为止，公司在世界范围内安装了 500 个电解装置，主要项目包括：

法液空（AP）PEM 电解槽项目：2018 年 Hydrogenics 在丹麦建成 1.2MW PEM 电解槽，为法国液化空气集团提供清洁氢气。2021 年 1 月完成了法液空加拿大制氢厂 20MW 质子交换膜（PEM）电解槽项目并投入商业运营，日产达 8.2 吨，年产可达 3000 吨以上的绿氢，是目前世界上最大的 PEM 电解水制氢装置。

美国首个用于公共设施的电解槽：康明斯在美国华盛顿州道格拉斯县设立 5MW PEM 电解槽，于 2021 年投入运营，是美国最大，也是首个用于公共设施的电解槽。

上海临港项目：2021 年 9 月康明斯在临港设立康明斯氢能中国总部及氢能中国区研发中心总部的双总部规划，项目一期按计划将于 2022 年底投产使用，包括 PEM 电解水制氢电堆，燃料电池发动机，新型材料储氢、运氢装置的研发与制造。

广东佛山电解水制氢项目：2021 年 12 月，康明斯恩泽质子交换膜电解水制氢装置研发生产基地项目签约，康明斯与中国石化资本公司设立合资公司。合资公司生产线主要生产康明斯HyLYZER系列质子交换膜（PEM）电解水制氢设备,一期年产 500 兆瓦能力，将于 2022 年建成并实现量产，后续产能可根据市场需求扩大到吉瓦（1000 兆瓦）级。

蒂森克虏伯

基于氯碱电解技术和数十年的工业大规模电解应用经验，克虏伯开发了碱式电解水设备，并提供预制橇装模块的电解槽，其容量可达数百兆瓦至吉瓦。到目前为止，蒂森克虏伯已经在全球范围内完成了 600 多个项目和电解厂，功率超过 10GW。

蒂森克虏伯氢能业务部门是由蒂森克虏伯工业工程公司和迪诺拉工业集团于 2015 年 4 月合资成立。整合了之前分离的实体蒂森克虏伯电解部门、伍德诺拉公司和 Chlorine Engineers 的电解业务。公司总部位于德国多特蒙德，在冈山、东京、上海、米兰和休斯顿设有办事处。

蒂森克虏伯斩获全球最大绿氢项目，2020 年 1 月蒂森克虏伯伍德氯工程公司宣布获得一份绿色氢能合同，在加拿大能源公司安装一座 88 兆瓦（MW）水电解装置。此外，2021 年 4 月蒂森克虏伯与 CF Industries 公司签订了一份设计和供应合同，为其位于美国路易斯安那州的唐纳森维尔生产基地交付一套 20 兆瓦的碱性水电解制氢装置。

西门子

西门子主推 PEM 电解槽，Power-to-X 方案主张通过氢气的使用实现工厂的低碳排放。

Energiepark Mainz 电解槽（3.75M）：该项目为 2015 年世界最大的 PEM 电解槽，总计为 600Nm3/h 的氢气产量。

Windgas Haßfurt 制氢工厂（1.25M）：该项目为 2016 年德国首家制氢工厂，用光伏及风电电解制氢，并将氢气运输到一般的天然气管网中，用于住宅、商业和工业建筑的燃烧使用。

2019 年康明斯花费 2.35 亿美元完成对 Hydrogenics 的收购，股份占比 81%，负责北美燃料电池及 PEM 电解槽业务，随后将该部分业务整合到 New Power 部门，2021 年康明斯 New Power 部门营收为 3400 万美元。

Enapter

Enapter 电解槽主要产品为 AEM（阴离子交换膜）电解槽，已经为 40 个国家的 70 多个集成商和项目开发商提供了产品。主要型号包括 AEMEL 4.0 和 AEM Multicore。AEMEL4.0 电解槽可应用于住宅存储、季节性储能、小型加氢站、备用电源等领域。AEM Multicore 产能可达到每天生产约 450 公斤的氢气。

Enapter AEM 电解槽订单较为充沛。在 AEMEL4.0 未上市期间获得 400 多份订单，此外，Enapter 于 2022 年 11 月也收到 RE-FUEL 可再生燃料公司和加拿大电力系统集成商 Aspin Kemp&Associates Inc.合作订购的两台兆瓦级 AEM Multicore 的订单，交易金额达百万欧元。

Enapter 计划持续扩产，宣布将在德国北莱茵-威斯特法伦州建设其首个量产设施，预计与 2022 年四季度完工，2023 年实现首批客户量产交付，每年将可生产 10 万多个高效 AEM 电解槽模块。2021 年 Enapter 宣布建设产能为 280MW 的“Campus”的大规模生产设施的建设，并计划在 2022 年完成和实现每年 5GW 的产能目标。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】。「链接」