10年前，国内光伏电站如雨后春笋般遍布全国，10年后，氢能产业正以星之火燎原之势火遍海内外！“绿电+绿氢”氢或将是实现碳中和的关键，政策推动和技术创新驱动了光伏发电、电解水制氢的普及和规模化发展，一个新的清洁能源经济已经出现！光伏制氢，已被视为未来新能源最具潜力的发展方向之一。据巅峰调研得出，国内光伏制氢目前处于示范性项目建设的起步阶段，尚未实现大规模商业化应用的主要原因是现阶段电解水制氢成本偏高，未来随着电解槽等核心设备的采购成本不断下降，以及光伏电价优势逐渐凸显，国内光伏制氢的规模化应用将愈加成熟。光伏发电目前已经作为国家重点鼓励发展的绿色清洁能源，不过，光伏发电具有随机性、波动性、阶段性供电等问题，增加了电网调度难度；而随着装机规模不断增大，光伏发电在储能方面的劣势就凸显出来，光伏制氢可以有效地消纳光伏发电，实现电、氢两种能源灵活转换。增加新能源稳定并网网，建立坚韧电网。
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近年来，全球各地极端天气频发，为了实现到1世纪末控制全球升温在℃以内的目标，世界各国正全方位努力推动能源体系向化石能源低碳化、无碳化发展。尤其是在当前全球地缘政治复杂和局部地区爆发冲突的背景下，将重塑全球传统化石能源与新能源的生产与消费版图，传统煤炭与油气能源消费占比可能有所回升，新能源时代将提速加快到来。各国将重新认识能源安全的极端重要性，能源生产与消费的被重视程度将提升到前所未有的高度并重新布局，新能源技术革命与产业化将备受重视并进一步提速发展。
氢气能源（以下简称氢能）作为一种可再生的、清洁高效的二次能源，具有资源丰富、来源广泛、燃烧热值高、清洁无污染、利用形式多样、可作为储能介质及安全性好等诸多优点，是实现能源转型与碳中和的重要能源。
巅峰认为，随着光伏发电和电解水制氢成本的逐渐降低，属于“绿电+绿氢”的光伏制氢产业将能逐渐满足商业化运营要求，在实现碳中和目标上发挥重要贡献。目前“绿氢”成本远远高于化石燃料制氢，如何通过技术进步和大规模化生产降低“绿氢”成本是全球所有氢能企业共同努力方向。巅峰能源尝试通过分析碱性电解槽(AWE)和质子交换膜电解槽(PEM)两种主流电解技术的制氢成本结构，探索“绿氢”平价之路的方向和距离终点的距离。一、碱性电解槽(AWE)制氢成本分析AWE制氢技术发展的最为成熟，具有槽体结构简单、安全可靠、运行寿命长、操作简便、售价低廉等优点，是市场上主要的电解制氢方式。一般而言，碱性电解槽的成本与其制氢能力成正比关系：制氢能力越大，成本越高。目前国内市场在售的碱性电解槽单台设备制氢能力从几十到Nm3/h不等，价格从万～余万元也不等。图表1列示了MW碱性电解槽的成本组成。图表1MW碱性电解槽的成本组成来源：“双碳”目标下电解制氢关键技术及其应用进展《电解水制氢成本分析》一文中，根据制氢过程的固定成本和变动成本结构，给出制氢成本公式如下：制氢成本=电价×单位电耗+(每年折旧+每年运维)/每年制氢总量+单位水耗×水价为方便计算电解水制氢的具体成本，做出如下假设:（1）Nm3/h碱性电解槽成万元，不含土地费用、土建和设备安装万元;（）每1m3氢气消耗原料水0.t，冷却水0.t水费5元/t;（3）设备折旧期10a，土建及安装折旧期0a，采用直线折旧，无残值，设备每年折旧10%，土建和安装每年折旧5%（4）工业用电价格0.4元/kWh，每1m3氢气耗电5kWh;（5）每年工作h，每年制氢00万Nm3;（）人工成本和维护成本每年40万元。测算结果见图表。从图表可知，现有条件下的电解水制氢成本接近30元/kg，远远高于天然气制氢或煤制氢10～15元/kg的制氢成本。图表碱性电解槽制氢成本分析元/Nm3数据来源：电解水制氢成本分析从成本构成分析，电耗成本最高，占到74%;折旧成本占到18%，这两项占到了总成本的90%以上。由于人工运维和原料属于刚性支出，所以降低其制氢成本还需要从降低电耗和降低折旧这两方面入手。根据国家发改委的《中国年光伏发展展望()》的预测，年和年光伏发电成本预计约下降50%和70%，达到0.元/kWh和0.13元/kWh。电力成本每下降0.1元/kWh，氢气成本平均下降0.5元/Nm3。如果对光伏上网电价的预测准确，则到年和年，电费占比分别为0%和49%，制氢成本将会为1.7元/Nm3和1.3元/Nm3，相比目前分别降低了37%和50%，分别接近和超过了目前制氢成本最低的煤制氢。如果加上政策补贴，则电解制氢的成本将有可能等于乃至低于化石能源制氢。增加设备利用率是降低成本的第二条路径。考虑未来氢气需求放量，可再生能源电力储能取得突破情况下，也可以通过延长电解槽工作时间，生产更多“绿氢”以摊薄其固定成本。图表3不同条件下制氢成本与电解槽工作时间的关系1—0.13元/kWh;—0.元/kWh;3—0.3元/kWh;4—0.4元/kWh来源：电解水制氢成本分析从图表3可知，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h提升至8h后，单位氢气成本平均降低30%以上。如果到年和年电费分别为0.元/kWh和0.13元/kWh，工作时间分别为4h/a和8h/a，则对应的制氢成本分别为1.34元/Nm3和0.83元/Nm3，那么在不依赖补贴的条件下，使“绿氢”的生产成本接近和低于“灰氢”。降低电解槽采购成本和提升电解槽效率也是降成本方向。由于碱性电解槽工艺技术已经十分成熟，很难通过技术革新降低成本，根据预测未来10年通过技术改进和规模扩张，可以降本40%，Nm3/h电解槽成本会降至万元，届时制氢成本将下降5%～10%。此外，通过开发先进性能的电极和隔膜材料，进一步优化槽体结构，可以进一步提高其转化效率，降低成本和能耗。二、质子交换膜电解槽(PEM)制氢成本分析碱性电解槽电解效率低，需要使用强腐蚀性碱液，氢气需要脱除水和碱，难快速启动和变载，同时无法快速调节制氢的速度，因而与可再生能源发电的适配性较差，在碱性电解槽的技术方向，以上缺点难以克服，所以近年来质子交换膜电解槽(PEM)日益受到人们的重视。图表4PEM电解槽的截面示意图1-质子交换膜，/’-催化层，3/3’-多孔传递层，4/4’-隔板和流道，5/5’-端板质子交换膜电解槽采用高分子聚合物质子交换膜替代了碱性电解槽中的隔膜和液态电解质，具有离子传导和隔离气体的双重作用。PEM电解槽结构与燃料电池类似，由膜电极、双极板等部件组成。膜电极提供反应场所，由质子交换膜和阴阳极催化剂组成。图表5PEM电解槽的成本组成来源：“双碳”目标下电解制氢关键技术及其应用进展相比于碱性电解槽，PEM电解槽具有反应无污染、氢气无需分离碱液、转化效率高、能耗低、槽体结构紧凑、运行更加灵活(负荷范围0～%)、更适合可再生能源的波动性等优点，很多新建电解制氢项目开始选择PEM电解槽技术。但由于PEM电解技术商业化时间不长，质子交换膜和铂电极催化剂等关键组件成本较高，导致PEM电解槽制造成本较高，为相同规模碱性电解槽的3～5倍。为计算PEM电解槽制氢成本，做出如下假设:（1）Nm3/h的PEM电解槽成本3万元，不含土地费用，土建和设备安装00万元;（）每1m3氢气消耗原料水0.t，冷却水0.t，水费5元/t;（3）设备折旧期10a，土建及安装折旧期0a，采用直线折旧，无残值，设备每年折旧10%，土建和安装每年折旧5%;（4）工业用电价格0.4元/kWh，每1m3氢气耗电4.5kWh;（5）每年工作h，每年制氢00万m3;（）人工成本和维护成本每年40万元。图表PEM电解槽的制氢成本分析元/Nm3数据来源：电解水制氢成本分析从图表可知，按照相同的计算原则，PEM电解槽制氢成本高于碱性电解槽，主要是PEM电解槽采购成本太高，每年的折旧成本太高。设备折旧成本占到总成本的44%，电耗成本占到50%，所以降低成本还是要从这两方面入手。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.元/kWh时，氢气成本分别为.4元/Nm3和.71元/Nm3，成本占比分别为4%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。通过对过去几十年PEM电解槽的成本分析，PEM电解槽的平均学习率为13%，至年Nm3/h的PEM电解槽价格预计为0万元，至年约为万元。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，至年和年，PEM电解槽设备成本为万元和万元，氢气成本分别为.8元/Nm3和.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。在不同电价和不同电解槽成本的组合条件下，即电价0.4元/kWh、电解槽成本3万元，电价0.3元/kWh、电解槽成本万元，电价0元/kWh、电解槽成本0万元，电价0.13元/kWh、电解槽成本万元，运行时间对制氢成本的影响，详见图7。图表7不同条件下制氢成本与电解槽工作时间的关系1—0.13元/kWh－万;—0.元/kWh－0万3—0.3元/kWh－万;4—0.4元/kWh－3万来源：电解水制氢成本分析从图表7可以看出，随着电解槽工作时间的延长，氢气产量的增加，氢气成本逐渐下降。其中，电力成本和固定成本越高，下降趋势越明显。到年和年，预计电费分别为0.元/kWh和0.13元/kWh，工作时间分别为4h/a和8h/a，对应PEM电解槽成本分别为0万元和万元，则对应的制氢成本分别为1.41元/Nm3和0.7元/Nm3，对比目前制氢成本大大降低。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，预计会在年后逐渐低于碱性电解槽的制氢成本，并在年后低于化石燃料制氢。通过上述分析可知，相比于碱性电解槽，PEM电解槽由于设备成本过高，制氢成本相对较高，但随着氢气需求增加，以及技术的进步会带来PEM电解槽成本的下降，叠加可再生能源电力成本的下降和产氢数量的增加，最终PEM电解槽制氢成本会低于碱性电解槽。如果考虑用地面积，即土地成本，PEM电解槽更加紧凑，同等规模下PEM占地面积几乎为碱性装置的一半，在土地昂贵的地区PEM电解槽优势更加明显，结合其效率高、能耗少、响应快、负载高等优势，PEM电解槽有望成为未来电解制氢的主流方向。三、制氢成本分析结论和发展方向目前电解制氢的成本仍然远高于化石能源制氢，这是不利产业发展因素，也是创新方向。其中，电解槽的设备折旧和电费两部分合计达到成本的90%以上。但从产品和运营层面讨论，未来降本空间在于降低电价，增加电解槽的工作时间，降低设备采购成本，以摊薄折旧和其他固定支出成本；通过技术进步和规模化生产，也可以降低电解槽的投资成本(尤其对于PEM电解槽)等。俄罗斯库尔恰托夫研究所研制的高压PEM电解堆（压力高达0MPa）毋庸置疑，中国已成为世界第一产氢大国，工业氢气产量领跑全球。随着“双碳”政策的不断推进和深化可再生能源(如光伏、风电等)电力成本的降低，氢燃料电池汽车的规模化推广和氢能市场的逐渐成熟。根据相关测算，预计中国00年部署电解制氢装机容量约GW。中国在未来的氢能源市场中不仅是产氢大国，更是用氢大国。预计到00年，氢能在交通运输、储能、工业、建筑等领域广泛使用，中国的氢需求量由目前3多万t提升至约1.3亿t，提升%以上。根据业内人士反馈，在研发方向方面，未来，随着材料和部件制备、系统集成等技术的突破，绿氢制备技术将朝着延长运行寿命、提升单体功率、降低安全风险和成本等方向发展。例如，实现关键部件材料实现国产化，制氢单体功率将提升至10MW级，系统单位能耗不高于4kWh/m3等目标。此外，业内认为，实现氢能的规模化应用，还需在以下方面进行深入研究：1）研究新能源输入对电解槽及制氢系统影响，解决可再生能源高比例并网问题；）提高电解槽和系统可靠性与耐久性；3）提升电解槽关键材料与核心部件自主化研发水平。巅峰能源认为，产业投资现象反应了氢能产业发展的几个特点：1.制氢环节具备能源、化工产业高投资、长周期的特点，大型企业资金力量雄厚，抗风险能力高，的确是发展制氢环节的理想选择。.在市场角度，氢能源也逐渐从汽车向能源市场发展，能源产业属性逐步增强。3.国内氢能产业各环节投资热潮兴起时间大致为燃料电池及零部件-加氢站-制氢，大体呈现由下游向上游延伸的态势，显示国内氢能市场已拉动式发展为主。这与欧洲偏向从中上游发力有所区别。这也显示了不同地区差异化的产业发展逻辑。国内投资企业以中石化、东方电气、华润电力、国家电投、中国能建等大型能源、化工央企以及以隆基股份等为代表的光伏巨头为主。欧洲在绿氢方面发展要较国内更快，期望以规模化的发展实现绿氢价格的快速下降。根据《欧盟氢战略》，在第一阶段（00年至05年），至少安装GW的电解槽，可再生绿氢产量达到万吨/年，在第二阶段（05年到年），至少需要安装40GW的可再生电解槽，欧盟的绿色氢产量将达到万吨/年。在第三阶段（年到年），大约四分之一的可再生能源将用于生产清洁氢(绿氢)。最大制氢市场在中国？设备企业需提前准备！氢气是能源消费品，消费市场大小直接决定了消费规模。中国是世界最大的能源消费国，未来也可预见是最大的氢气消费国。有意思的是，氢气是“生产”而非“开采”出来，与石油、天然气有一些区别，与光伏、风电倒有一定相似性，根据产业发展经验，电解槽设备厂商自然就成为了市场转载请注明地址:http://www.abmjc.com/zcmbzz/413.html
