氢能作为一种来源丰富、绿色减碳的工业原料和新型能源，类似于石油资源，兼具能源与材料双重属性，在“双碳”目标下展现出支撑绿色低碳发展的巨大优势，是未来可再生能源高效利用的重要载体、逐步实现能源转换替代的有效手段、推动工业制造低碳转型的关键介质，有望成为抢占科技发展制高点的重点抓手，对于推动我国加快实现碳达峰碳中和战略目标具有重要战略意义。面向新时期全社会碳减排重大需求，氢能产业宜与新能源、新材料、新装备产业协同共进，实现高质量突破发展。

一、氢能产业政策护航持续保持市场热度

近年来，国家接连出台鼓励政策，为中国氢能行业的持续发展注入信心。2022年《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》的发布标志着氢能发展正式纳入国家发展规划，进入到全产业链协同的系统化全面平衡发展阶段。今年7月，国家六部门联合印发《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，预计氢能行业相关标准的制定将加速，行业产品推广效率有望提升。

在地区层面，50余个城市及地区发布了氢能发展规划及百余项氢能相关鼓励政策，其中北京、上海、内蒙古、陕西、山东、河南、浙江等地明确2025年氢能产业规模将超千亿元。

业内人士指出，目前全国多地政策 “加码”，重点项目接连落地，氢能赛道成为投资“新宠”。据中国氢能联盟预计，至2025年，我国氢能产业产值将达到1万亿元。2050年，氢能在我国终端能源体系中占比将超10%，产业链年产值将达12万亿元。

二、“双碳”目标下氢能应用场景不断拓展

在交通领域，氢燃料电池汽车产销量有所提高但仍有较大差距，氢能作为交通能源使用规模仍然受限。据中国汽车工业协会统计，2022年我国燃料电池汽车产销分别完成3626辆和3367辆，同比分别增长105.4%和112.8%。截至2022年底，我国氢燃料电池汽车保有量约1.3万辆。氢能目前拥有极高的市场关注度，但相应消费尚未形成规模，其内在原因是氢能相关技术储备、企业实力，与氢能供应链、产业链、基础设施、市场培育、政策支撑等尚不健全产生的结构性矛盾。氢能在交通领域广泛推广应用，尚需全产业链探索过程，有待科学有序引导，从资源、装备、设施、价格等多维度逐步培育构建氢能交通体系。

在工业领域，紧扣“双碳”战略目标需求，氢能在工业减碳、二氧化碳资源化再利用等方面取得一系列创新示范成果，更加凸显其战略价值。如我国首个万吨级光伏绿氢示范项目——中国石化库车绿氢示范项目顺利产氢，制氢规模达到2万吨/年，项目贯通“光伏发电—绿电输送—绿电制氢—氢气储存—氢气输运—绿氢炼化”全流程，就近供应塔河炼化，替代现有天然气制氢，每年可减少二氧化碳排放48.5万吨，对炼化企业大规模利用绿氢实现碳减排具有示范效应。我国首个纯氢长输管道项目——中国石化乌兰察布至北京“西氢东送”输氢管道示范工程正式启动，并纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，将用于替代京津冀地区现有的化石能源制氢及交通用氢，大力缓解我国绿氢供需错配问题，扩大绿氢应用地域和场景，助力能源转型升级。宁夏宝丰能源全球最大规模的2.4亿标方/年太阳能电解水制氢储能及综合应用示范项目即将建成投产，直供化工系统替代化石燃料制氢装置，生产高端化工品，每年预计减少煤炭消耗约38万吨、二氧化碳减排约66万吨，消减约5%装置碳排放总量。中国科学院大连化学物理研究所设计的千吨级液态太阳能燃料合成示范项目，于2020年10月在兰州新区建成并通过鉴定，利用可再生能源制氢，并与收集的二氧化碳催化合成甲醇，作为基础化工原料替代煤基产品，具有变革煤基原料路线、实现稳定化学储氢、安全运输和二氧化碳资源化利用等多种示范意义。2022年12月，河钢集团张宣科技在宣化建设的全球首个120万吨氢冶金示范工程一期全线贯通，采用富氢气体（焦炉煤气）零重整竖炉直接还原氢冶金技术，并在未来逐渐过渡至风能制氢、太阳能制氢等100%绿氢为还原气的氢冶金技术，推动无化石能源冶炼，能够使吨钢碳排放降低至0.5吨，每年可减排二氧化碳80万吨，碳减排幅度超过70%，同时生产每吨直接还原铁可捕集二氧化碳约125千克。2021年9月，连云港斯尔邦石化启动建设“二氧化碳捕集利用—加氢合成绿色甲醇—光伏级EVA新材料”产业链，二氧化碳直接减排量达15万吨/年，间接减排量达55万吨/年；同月，中国科学院天津工业生物技术研究所发表研究成果，利用氢气和生物技术实现二氧化碳人工合成淀粉，推动淀粉生产由农业种植向工业规模制造加速变革，开辟二氧化碳资源化利用新领域。由此可见，氢能面向新材料、实现碳中和的发展路径逐渐清晰，着力发展氢能在工业领域大规模应用，在“双碳”背景下有望更加凸显其绿色减碳的重大意义。

三、“绿氢”技术路线分析：生产降本路径明确，2030年有望全行业实现平价

现行技术条件下电解水制氢成本较高，其中主要包括电费成本，设备折旧成本、人工费用等。

随着技术的进步以及自动化生产，设备成本会逐渐下降；提升设备使用时长从而提升氢气产的方式也可以摊薄设备的折旧成本和其他固定费用。

此外，占比电解水成本较高的电价也会随着光伏、风电等可再生能源的发展持续下降。

2021年在“双碳”目标提出之后，国内电解水制氢项目规划和推进逐步加快。目前国内的电解水制氢路线以碱性电解槽为主，主要是碱性电解槽技术路线成熟，成本具有显著优势。PEM电解槽由于成本高，商业推广依然需要时间，而且从目前的国内商业模式下，PEM槽的技术优势并不明显。

从国内项目规划而言，绿氢的下游应用主要包括化工、燃料电池车、热电联供等储能领域。

从经济性和现有市场规模看，化工原料是绿氢最主要的利用途径，这是因为：

首先，绿氢制取在大部分还是在化工园区进行。安全监管层面，氢气历史上长期作为危险化工品被管理，因此在大部分省份氢气的生产只能在化工园区进行，将制取的氢气直接提供给园区化工企业使用，减少了运输成本，经济性可以最大化。

其次，化工用氢需求大，商业模式稳定。传统上部分化工生产路线生产需要加氢，之前都是化石能源制取的氢气作为氢源，替换成绿氢既可以帮助化工生产过程减碳，又不需要额外的转换工艺，因此有稳定的市场需求。

而绿氢其它领域的应用，目前的经济性和商业模式还在探索过程中。由于新能源发电的波动性以及电解槽响应时间的缺陷，且电网目前很难为化工园区的制氢项目接入专线，所以目前国内碱性电解槽较为理想的应用模式还是直接利用网电作为电解槽用电来源，同时利用配套新能源电站的电量对冲网电成本，类似模拟结算的方式确认用电成本。这样一方面可以保证电解槽运行的持续性，另一方面通过自身低成本的新能源发电来降低电解综合用电成本，有助于降低绿氢的制取成本。

在这种模式下，我们测算目前碱性槽平均的电解电价约0.35元/kwh，对应制氢成本在24.07元/kg。如果制氢项目配套的新能源电站发电小时数较高，比如风光互补的新能源电站，向电网贡献的电量更多，电解综合用电成本也会更低，预计较低的电价成本可以达到0.25元/kwh，对应的成本大约可降到20元/kg以内，大约对应17.07元/kg，基本与化石能源制氢中的高成本路线持平，但目前仅有少部分企业可以达到这一水平。我们判断至2030年，行业平均的用电成本可以降至0.25元/kwh，实现与化石能源制氢成本的平价。

但上述模式（化工园区制氢+新能源电站与制氢项目位置分离）对PEM电解槽制氢并不友好，因为直接采用网电制氢无法发挥PEM电解槽响应快的优点。

不过长期看，随着现场制氢的逐步松绑、特殊场景下制氢项目（如海上风电或者边远地区氢储一体等）的增加以及未来制氢项目配套电网专线等场景的推广，预计PEM电解槽的效率和利用小时的优势都将得到有效发挥。我们预计至30年PEM电解制氢成本也有望回到20元/kg内。

总结而言，碱性电解槽降本的主要方式是增加电流密度、降低膈膜厚度、提升催化剂的比表面积以及改进使用传输层(PTLs)，综合延长设备使用时间，降低电价等；PEM电解槽降本的主要方式是降低贵金属催化剂载量以及寻找其他高比表面积的催化剂、改进膜技术、扩大生产规模等。

我们预计两类绿氢制取路线的制氢成本在2030年前后都可以实现与化石能源制氢成本的平价。

目前国内主流电解槽企业规划产能接近9.5GW。我们将交通、工业等主要耗氢领域的氢能需求进行分拆测算（交通领域的预测主要以前文氢能车、船舶、飞机数量为基础，按照目前单位交通设备耗氢量加总预测；工业领域耗氢主要假设2025/2045年化工领域对氢能需求保持不变，2045年氢能对传统工业用化石能源替代率达到20%），预计2025/2045年氢气需求分别为0.27/1亿吨，假设绿氢占比分别在3%/50%，对应的电解槽需求量分别为11/900GW，假设两个阶段电解槽单价分别为2500/1500元/kw（碱性电解槽和PEM电解槽价格加权），对应电解槽的市场规模分别为281/13505亿元，预计电解槽市场规模在2025年可接近300亿元，2040～2045年可破万亿元。

因此电解槽赛道也成为2022年以来一级股权投资的新热点领域。

四、氢能储能分析：经济性尚未显现，但大规模、长周期场景下具备可行性

氢能是一种理想的能量储存介质，主要的优势在于可以为多种能源之间的能量与物质转换提供解决方案。

通过PTG(Power to Gas)技术，可在一定程度上解决可再生能源消纳及并网稳定性问题。在风力条件好或者光照时间长的季节，如夏季，将多余的电量电解水制氢，在电力供应不足的季节，则使用储存的氢通过燃料电池发电，提供电能。

此外，氢气也可直接作为燃料，混入天然气中进行混烧或在纯氢燃气轮机中直燃。

作为储能的中间载体，氢能储存再释放能量的过程可以用多种形式：燃料电池发电、氢燃气机组发电或者氢气直接燃烧释放能量。但各种转化方式对应的效率不同，也造成了储能经济性的差别。

我们认为，未来在大型新能源电站等大规模的储能场景下，通过固体氧化物燃料电池(SOFC)发电或是储能转化的理想途径。SOFC与其他技术相比具有四大优势：

原材料成本低：SOFC电池材料无需使用铂、铱等贵金属催化剂，对氢气的纯度要求也不高，综合原材料成本相较于质子交换膜电池低；

发电效率高，SOFC的能量转换效率高，目前国内研发的电池产品，效率可达到60%以上，高于质子交换膜；

余热可利用，SOFC发电产生大量余热，可用于热电联供，整体效率可达到80%以上；

安全可靠，SOFC使用全固态组件，不存在漏液、腐蚀等问题，因此电池的工作表现更加稳定可靠。

目前SOFC还处于商业化初期，国外领先厂商主要包括美国的Bloom Energy公司、日本三菱日立电力系统公司、日本京瓷、德国博世等。国内厂商中，最早开始研发生产SOFC的是潮州三环（集团）股份有限公司，公司于2004年开始开发生产SOFC隔膜，2012年开始批量生产SOFC单电池，2017年推出SOFC电堆产品，其领先产品2022年6月已通过第三方认证机构SGS检验，交流发电效率达到64.1%，热电联供效率达到91.2%，主要技术指标已达到国际先进水平。

如果按照上述SOFC的发电效率，以“电—氢—电”的转化过程计算，整个流程的效率约为45%。假设新能源发电成本为0.35元/kwh，经过电解水制氢，度电的成本变为0.78元/kwh(考虑电解水制氢70%的转化效率及SOFC64%的发电效率)，电解过程中的制造费用及折旧成本度电大约承担0.07元/Kwh，度电分摊的压缩储存成本约为0.006元/Kwh，氢气储存成本对应为度电0.05元/Kwh；此外假设发电用燃料电池功率为250kw，利用小时数为2000小时，最低成本预期对应的利用小时数在3000小时。

由此测算，目前技术下，氢气储能的成本在1.48元kwh左右；如果度电成本降至0.2元/kwh，氢能储能的成本可以降至0.88元/Kwh。

如果使用弃风、弃光的电量，并考虑SOFC发电过程中的余热回收，氢能储电的经济性和可行性还有望进一步强化。我们预计2023年在政策的推动下，绿氢项目将从示范项目逐步向商用拓展。

在“双碳”目标的减碳场景下，绿氢有丰富的应用场景。一方面可以与新能源电站配合，发挥氢能储能的作用，另一方面，在工业领域，氢能也可以作为减碳的工具。

工信部发布的《“十四五”工业绿色发展规划》明确提到了推进“绿氢开发利用”等新型污染物治理技术装备基础研究，以及在炼化工业中推广“绿氢炼化等绿色低碳技术”。

我们预计随着绿氢成本的不断降低和供给的不断增加，2023年绿氢需求将有显著扩张，主要增量来自于化工企业和工业领域大型国企减碳的示范项目。

绿氢项目的增加有望直接带动对电解槽的采购需求，我们预测2023年电解槽需求量有望达到3GW的规模，对应市场空间在50～60亿元，有望成为除FCEV之外的氢能第二大子行业。

原标题：从技术路线及氢能储能现状来看，氢能产业经济性，显现了吗？