1. 制氫技術：藍氫為過渡方案，綠氫是終極路線
1.1 目前的制氫方法
2022 年全球氫氣總生產(chǎn)量約 9500 萬噸(同比+3%)，其中中國產(chǎn)量占比 30%， 目前傳統(tǒng)化石燃料制灰氫仍為主要方式。2022 年全球氫氣總生產(chǎn)量約 9500 萬噸，同比 增長 3%，大部分氫氣通過傳統(tǒng)化石燃料生產(chǎn)，其中天然氣制氫是最主要的制氫方法， 占產(chǎn)氫總量的 62%，其次為煤炭制氫占 21%，主要在我國，工業(yè)副產(chǎn)制氫占 16%。分 區(qū)域來看，全球氫產(chǎn)量的 70%集中在中國、美國、中東、印度和俄羅斯，其中中國由于 煉油和化工行業(yè)的需求氫產(chǎn)量約占全球的 30%。 目前低碳氫產(chǎn)量僅占 0.7%，IEA 預計到 2030 年低碳氫產(chǎn)量可達 2000 萬噸。2022 年全球低碳氫產(chǎn)量僅不到 100 萬噸，占氫氣總產(chǎn)量的 0.7%。其中電解水技術生產(chǎn)的綠 氫產(chǎn)量在快速增長，但 2022 年產(chǎn)量仍不足 10 萬噸，同比增長 35%。IEA 預測，假設已 宣布的建設項目全部投產(chǎn)，到 2030 年，低碳氫產(chǎn)量可達 2000 萬噸，其中主要分布在歐 洲(30%)和澳大利亞(20%)地區(qū)。
綠氫方面，歐洲、澳大利亞、美國受政策推動發(fā)展較為積極，拉美、非洲也有所布 局。根據(jù)國際能源署《全球氫能回顧 2023》，目前已宣布的低碳氫項目多數(shù)為電解氫的 綠氫項目，到 2030 年 70%以上的低碳氫生產(chǎn)可來自電解氫。分區(qū)域來看，歐洲地區(qū)發(fā) 展較為積極的為西班牙、丹麥、德國和荷蘭，合計占歐洲綠氫總產(chǎn)量的 55%，主要受 IPCEI 項目和歐洲氫能銀行的推動;澳大利亞依靠豐富的風光資源，到 2030 年綠氫產(chǎn)量有望 達 600 萬噸，并且有望實現(xiàn)綠氫出口;拉美地區(qū)已宣布的項目到 2030 年綠氫產(chǎn)量也有 望達 600 萬噸，其中主要集中在智利、巴西和阿根廷;美國主要受益于清潔氫生產(chǎn)的稅 收抵免(Clean Hydrogen Production Tax Credit)，至 23 年 9 月的前 12 個月宣布的電 解槽項目產(chǎn)能達 9GW;中國方面，已宣布項目正在積極建設落地(約占總規(guī)劃產(chǎn)量的 40%);非洲地區(qū)，已宣布項目到 2030 年綠氫產(chǎn)量有望達 200 萬噸，主要集中在肯尼 亞、毛里求斯、摩洛哥、納米比亞和南非，已有 9 個項目規(guī)劃產(chǎn)能超過 1GW。 藍氫方面，美國和歐洲(英國、荷蘭和挪威)為藍氫的主產(chǎn)地。根據(jù) IEA 統(tǒng)計的現(xiàn) 已宣布的項目預測，到 2030 年美國藍氫產(chǎn)量有望達到 400 萬噸，歐洲有望達 300 萬噸， 主要產(chǎn)地為英國、荷蘭和挪威。
1.2 成本對比
利用可再生能源發(fā)電制綠氫是未來趨勢，2030 年光伏耦合綠氫成本有望降至 1~1.5 美元/kg。根據(jù) IEA，2021 年全球生產(chǎn)氫氣的平均成本為：天然氣制氫成本 1.0-2.5 美元 /kg;采用 CCUS 技術的藍氫成本 1.5-3.0 美元/kg;使用可再生電力電解生產(chǎn)氫氣的綠 氫成本為 4.0-9.0 美元/kg。到 2030 年光伏耦合的綠氫成本有望降低至 1.5 美元/kg，到 2050 年在光伏資源較好的地區(qū)有望降低至 1 美元/kg(利用小時數(shù)達 2600 小時)，其 中電力成本占比約 55%。
目前灰氫生產(chǎn)成本最低，仍然為供氫主體，未來向綠氫和藍氫生產(chǎn)方式轉變主要取 決于經(jīng)濟成本的降低。目前我國灰氫成本最低(煤制氫 7~10 元/kg、工業(yè)副產(chǎn)制氫 10~16 元/kg)但碳排放量較高，綠氫的生產(chǎn)成本較高(市電生產(chǎn)成本 30~40 元/kg)，我們認 為未來氫能行業(yè)能否獲得成功主要取決于向綠氫和藍氫生產(chǎn)方式轉變的經(jīng)濟可行性，主 要受可再生能源成本、基礎設施建設和維護成本、資本成本等因素的推動。
2. 綠氫技術：電解槽
2.1 電解槽類別
電解槽的基本原理是利用兩個被電解質(zhì)隔開的電極傳輸電子，從而產(chǎn)生電流以電解 水。電解質(zhì)是負責將產(chǎn)生的陰、陽離子從一個電極傳輸?shù)搅硪粋€電極的介質(zhì)。目前市場 上的電解水制氫技術以傳統(tǒng)堿性電解(ALK)、質(zhì)子膜純水電解(PEM)、固體氧化物 電解(SOEC)和陰離子膜電解(AEM)四種技術為主，其中 ALK 和 PEM 已進入商業(yè) 化階段。
2.1.1 ALK 電解槽
傳統(tǒng)堿液電解(ALK)：投資成本低，使用壽命長，是目前的主流電解水模式。ALK 的系統(tǒng)設計較為簡單，易于制造。根據(jù) IEA 2023 年的統(tǒng)計，目前歐洲和北美國家 ALK 電解槽裝機的資本成本約 1700 美元/kW，而國內(nèi)成本相對低很多，基本在 750-1300 美 元/kW。而根據(jù)世界經(jīng)濟論壇(WEF)的統(tǒng)計，2023 年國內(nèi)部分 ALK 電解槽的資本成 本已經(jīng)可以做到 2000-3000 元/kW。
電解槽
堿性電解槽具有簡單的堆疊和系統(tǒng)設計，并且相對容易制造，壽命可達 30 年以上。 目前電極面積達 3m 2，電解質(zhì)使用高濃度 KOH(通常 57 mol/L)，電極使用 ZrO2基隔 膜和鎳(Ni)涂層不銹鋼。離子電荷載體是羥基離子 OH-，KOH 和水滲透穿過隔膜的多 孔結構實現(xiàn)電化學反應，但這會使得溶解在電解質(zhì)中的氫氣和氧氣混合，限制較低的功 率操作范圍以及在較高壓力下運行的能力。為了防止這種情況，需要使用較厚的隔膜 (0.252mm)或者加入墊片，但這會導致兩個電極之間的電阻歐姆提升，從而在給定電 壓下大幅降低電流密度。未來如何增強 ALK 的綠電耦合性和電流密度將是技術研究的重 點突破方向，目前可以通過使用零間隙電極、更薄的隔膜和不同的電催化劑來增加電流 密度，從而縮小與 PEM 技術的性能差距。一般而言堿性電解槽壽命可以達到 30 年以上。
系統(tǒng)組件
堿性電解槽需要將電解質(zhì)(KOH)再循環(huán)到電池組組件中，從而需要額外的堿液循 環(huán)泵，這個過程中會產(chǎn)生效率損耗(通常小于電堆功耗的 0.1%)。完成電解反應后，氫 氣和氧氣會在氣液分離系統(tǒng)中分別與堿液分離。補水系統(tǒng)負責保證水源的穩(wěn)定連續(xù)供給， 并且需要考慮隔膜的水滲透。此外，系統(tǒng)組件還包括后續(xù)的脫氧干燥系統(tǒng)等。
2.1.2 PEM 電解槽
質(zhì)子膜純水電解(PEM)：制氫效率與電耦合性較好，有望通過規(guī)模化和技術突破 以降低成本。但貴金屬催化劑等材料的成本偏高，使得 PEM 的比 ALK 更昂貴。
電解槽
PEM 電解槽使用薄質(zhì)子交換膜(0.2mm)和具有先進結構的電極，可以實現(xiàn)更小的 電阻和更高的效率。全氟磺酸質(zhì)子交換膜(PFSA)具備化學穩(wěn)定性和機械魯棒性，可 以承受 70pa 的高壓差。但其提供的酸性環(huán)境、高電壓和陽極中的析氧產(chǎn)生了惡劣的氧 化環(huán)境，因此需要采用貴金屬銥或鉑涂層鋼/鈦作為電極材料，不僅可以為電池組件提供 長期穩(wěn)定性，同時還可以提供極佳的電子傳導性，從而提高反應效率。但貴金屬催化劑 等材料的成本偏高，導致 PEM 堆疊比堿性電解槽更昂貴。PEM 電解槽的系統(tǒng)設計較為 緊湊和簡單，但對鐵、銅、鉻、鈉等水雜質(zhì)比較敏感，且容易起火。目前 PEM 電解槽 的電極面積接近 2000cm2，但與單堆實現(xiàn) MW 級別的目標仍有較大差距，此外大型 MW 級別 PEM 電解槽的可靠性和壽命仍有待驗證。
系統(tǒng)組件
PEM 系統(tǒng)組件比堿性系統(tǒng)簡單得多，通常只需要在陽極(氧氣)側配套循環(huán)泵、熱 交換器、壓力控制和監(jiān)測設備。在陰極側通常需要配套氣體分離器、用于去除殘余氧氣 的脫氧設備、氣體干燥器，以及壓縮機。 PEM 系統(tǒng)可以在大氣壓條件(atmospheric)、壓差(differential)和平衡(balanced) 壓力條件下運行，從而能夠降低成本、系統(tǒng)復雜性以及減少維護成本。1)在平衡壓力 條件下，電解電池的兩側在相同的壓力下運行，該壓力由氧氣和氫氣調(diào)節(jié)控制閥控制。 2)在大氣壓條件下(<1 atm)，一旦陽極有水并且電池電壓高于環(huán)境溫度下的熱中性 電池電壓，電極處就會產(chǎn)生氫氣和氧氣。3)在壓差條件下，PEM 膜電解質(zhì)可以在為 3~7MPa 的壓差下運行，但需要更厚的膜來提高機械魯棒性并減少氣體滲透以保證效率， 并且通常需要額外的催化劑來將由于高壓而發(fā)生滲透的氫氣重新轉化為水。
2.1.3 SOEC 電解槽
固體氧化物電解(SOEC)：效率高，熱機狀態(tài)動載性能好，但需要高溫熱源，且 壽命短，目前仍處于試驗階段。SOEC 技術在高溫(700-850℃)下運行，可以使用相 對便宜的鎳作為電極，同時部分反應能量可通過余熱提供，因此電力需求減少。但在升 溫期間，可能會導致電解質(zhì)層更快降解，使得其使用壽命較短。目前 SOEC 技術從實驗 室轉向產(chǎn)業(yè)化應用仍面臨較多挑戰(zhàn)。
電解槽
固體氧化物電解槽(SOEC)通常在高溫(700-850°C)下運行。優(yōu)點在于可以使 用相對便宜的鎳電極;高溫使得電力需求減少，可以提供用于電解的部分能量，基于電 力的表觀效率可以達到高于 100%;作為燃料電池和電解槽的可逆性的潛力;CO2 和水 共電解可以產(chǎn)生合成氣，作為化學工業(yè)的基本組成部分。缺點在于在尤其是停機/重啟期 間的熱化學循環(huán)導致電解質(zhì)層更快的降解、使得壽命更短，其他問題包括在更高壓差下 實現(xiàn)密封，用作密封劑的二氧化硅污染等。盡管目前一些 SOEC 電解槽示范項目達到 1MW，但目前大部分還在 kW 級別。
系統(tǒng)組件
SOEC 電解槽可以與制熱技術相結合，由于水電解隨著溫度的升高而越來越吸熱， 因此系統(tǒng)效率相對更高。高溫環(huán)境下電池的能量需求迅速減少，因此多余的能量可以用 來在高溫下進行水分解反應。當電池吸熱運行時，水蒸發(fā)的熱量可以從工業(yè)或集中式光 伏電廠的廢熱獲取。一個重要且完全可再生的選擇是將 SOEC 與集中式光伏耦合，從而 為 SOEC 電解槽提供電力和熱量。
2.1.4 AEM 電解槽
陰離子膜電解(AEM)：試圖將 PEM 的高效率和 ALK 的簡單性的優(yōu)點相結合， 目前還處于試驗前期階段。AEM 的潛力在于將堿性電解槽的簡單性與 PEM 的高效率相 結合，采用非貴催化劑和高性能陰離子膜，兼具低成本、高電流密度、高電耦合性等優(yōu) 勢，但 AEM 膜存在化學和機械穩(wěn)定性問題，導致壽命曲線不穩(wěn)定，因此大面積陰離子 膜的研制還需要較長周期。
電解槽
陰離子交換膜(AEM)目前尚處于有限部署階段，只有少數(shù)公司將其商業(yè)化。AEM 的潛力在于將堿性電解槽的簡單性與 PEM 的高效率相結合，采用非貴催化劑和高性能 陰離子膜，并且與 PEM 一樣允許在壓差條件下操作。然而，AEM 膜存在化學和機械穩(wěn) 定性問題，導致壽命曲線不穩(wěn)定。此外，AEM 還存在導電率低、電極結構差和催化劑動 力學慢的問題，通常通過調(diào)節(jié)膜的導電性能或通過添加電解質(zhì)(例如 KOH 或 NaHCO3) 來改善性能，但可能會導致耐久性降低。
系統(tǒng)組件
AEM 電解槽系統(tǒng)與 PEM 電解槽系統(tǒng)設計類似。由于該技術的成熟度較低，有關高 壓差條件下的運行情況信息相對有限。然而 AEM 膜的機械穩(wěn)定性、產(chǎn)生氣體純度、承 受高壓差的能力、運行功率范圍與堿性電解槽相比都會有所改善，但較 PEM 電解槽功 率輸入范圍相對較窄。
2.2 綠氫降本空間
根據(jù)國際可再生能源署，長期的綠氫生產(chǎn)成本有望至多下降 85%，主要基于電力成 本和電解槽設備資本開支的下降，以及電解槽運行效率的提升和優(yōu)化設計。根據(jù)國際能 源署，電解槽裝機的成本至 2025 年較 2023 年有望降低 50%，至 2030 年有望降低超過 60%達到 600 美元/kW，從而使得在綠氫生產(chǎn)成本中電解槽的 CAPEX 成本份額降至約 25%。
電解槽的設計和構造：模塊尺寸的增加和堆棧制造的增加對成本產(chǎn)生重大影 響。將發(fā)電廠的裝機容量從 1MW 增加到 20MW 可以將成本降低三分之一以上。此外，最佳的系統(tǒng)設計還取決于在效率和靈活性等方面驅(qū)動系統(tǒng)性能的應用。
規(guī)模經(jīng)濟：通過千兆瓦級生產(chǎn)線中的自動化流程增加電堆產(chǎn)量，從而實現(xiàn)成本 的逐步降低。電堆成本在低產(chǎn)量下約占總成本的 45%，但在高產(chǎn)量下可以降至 30%。對于 PEM 電解槽來說，實現(xiàn)規(guī)模經(jīng)濟的臨界點是每年生產(chǎn) 1000 套 (1MW)左右，可以使電堆制造成本降低近 50%。此外，可以通過系統(tǒng)組件 和工廠設計的標準化來實現(xiàn)系統(tǒng)成本的節(jié)約。
減少稀缺材料用量：稀缺的原材料可能成為電解槽規(guī)模擴大的瓶頸，目前用于 PEM 電解槽的銥和鉑產(chǎn)量僅能支持估計 3~7.5GW 的年產(chǎn)能，而預計到 2030 年電解槽年制造需求將達到約 100GW。解決方案包括降低 PEM 電解槽中貴金 屬的用量，此外陰離子交換膜(AEM)電解槽不需要此類稀缺材料。
提高運行效率和靈活性：從經(jīng)濟角度來看，電源在低負載時會帶來巨大的效率 損失，從而限制了系統(tǒng)的靈活性。具有多個堆棧和電源單元的模塊化工廠設計 可以解決這個問題。壓縮還可能成為靈活性的瓶頸，因為它可能無法像堆棧一 樣快速地改變其生產(chǎn)率。解決這個問題的一種替代方案是采用集成工廠設計， 通過優(yōu)化和集成的電源和氫氣存儲來應對生產(chǎn)的變化。因此綠氫有望為電力系 統(tǒng)提供顯著的靈活性，在可再生能源的季節(jié)性儲存中發(fā)揮關鍵作用。盡管這會 帶來顯著的效率損失，但其為在嚴重依賴太陽能和風能等可變資源的電力系統(tǒng) 中實現(xiàn) 100%可再生能源發(fā)電的必要基石。
工業(yè)應用：電解系統(tǒng)的設計和操作可針對特定應用進行優(yōu)化，包括需要穩(wěn)定供 應和低物流成本的大型工業(yè)用戶;可以獲得低成本可再生能源的大型離網(wǎng)設 施，但向最終用戶提供氫氣可能成本較高;需要小型模塊來實現(xiàn)靈活性的分布 式項目，可以通過降低物流成本來補償每單位電解槽容量的更高投資。
學習率：研究表明燃料電池和電解槽的潛在學習率(learning rate)與太陽能 光伏發(fā)電相似，可以達到 16%~21%。預計根據(jù)該學習率水平和符合 1.5°C 氣候目標的部署路徑，到 2030 年電解槽成本可能會降低 40%以上。
2.3 電解槽降本路徑
2.3.1 電堆層面
電堆層面，不同類型電解槽的降本重點有所差異，其中堿性電解槽重點在電極和隔 板，PEM 電解槽則主要在雙極板、PTL 以及催化劑涂膜層方面以盡可能降低鉑和銥的 含量。為了防止關鍵材料限制規(guī)模的擴展，堿性電解槽系統(tǒng)已經(jīng)轉向無鉑和鈷設計并且 投入商業(yè)化使用。PEM 電解槽則仍需要進一步降低鉑和銥的含量，或者用更常見的材料 取代，此外鈦的含量也應盡可能降低。 擴大工廠規(guī)?？梢越档碗娊獠?BOP 系統(tǒng)的成本，但需要考慮相應的應用場景，比 如住宅或交通部門所需的電解槽工廠規(guī)模要比工業(yè)應用小很多，但可能可以通過現(xiàn)場生 產(chǎn)氫氣節(jié)省輸送成本。
ALK 電解槽
堿性電解槽電堆的降本重點領域是電極和隔板。其中，雙極板和 PTL(多孔傳輸層) 的優(yōu)先級較低，因為其由成本較低的涂有鎳的不銹鋼板制成。重點降本路徑包括：
增加電流密度：電堆的電流密度可以從 0.5A/cm²提高到 2-3A/cm²，但電流密 度的增加不能損耗效率。目前一些制造商通過將電極隔離器封裝，可以在 2V 電壓下實現(xiàn) 1.2A/cm²的電流密度。2-3W/cm²的功率密度可以通過使用更薄的隔膜來實現(xiàn)。與 PEM 一樣，ALK 也需要提高電壓效率水平，減少歐姆損失和 改善電極表面的化學反應。
減小隔膜厚度：可以提高效率并減少電力消耗。隔膜越薄，將 OH-從陰極運輸 到陽極的阻力就越低，但由于氣體滲透水平較高，從而可能導致安全問題。另 一個缺點是耐久性較低，因為隔膜中更有可能會形成針孔，導致機械魯棒性降 低?？傮w而言，堿性電解槽的隔膜厚度應該接近 PEM 槽和 AEM 槽的水平。對 于 PEM 來說，目前最先進的膜厚度為 125-175 μm，并有潛力降低到 20 μm。 ALK 目前的隔膜厚度為 460 μm，將其降低到 50 μm 可以使堿槽在 1A/cm2 下 的效率從 53%提升到 75%。
提高催化劑的表面積：盡管 ALK 電解槽使用便宜的鎳基催化劑作為電極，但 問題主要在陳舊的電極設計、氫和氧析出反應效率較低等方面。除了增加表面 積(通常使用 Raney-Ni 催化劑可以實現(xiàn))之外，其他改善性能的要素都具有 中等以上的難度，并且還需要考慮長期耐用性，這也是 Raney-Ni 催化劑至今 尚未實現(xiàn)商業(yè)化的原因。
創(chuàng)新多孔傳輸層：目前 ALK 電堆在有效使用 PTL(多孔傳輸層)方面還有較 大改善空間，尤其表現(xiàn)在優(yōu)化 PTL 中的質(zhì)量運輸過程，如減少停留在堿性 PTL 中的氣泡阻力;尋找最佳保護涂層替代物以降低陽極側的層間電阻。
PEM 電解槽
PEM 電解槽的降本重點在雙極板、PTL 以及催化劑涂膜層方面。設計電堆堆?？?以將電流密度從目前的 2A/cm²提升至 6A/cm²，從而實現(xiàn)更高的功率密度以降低成本。 電極面積有望從目前的 1500-2000cm²提升至 5000cm²，最終達到 10000cm²，可以使 用相同厚度但更堅固的膜串聯(lián)實現(xiàn)。這也將使得 PEM 電解槽的單堆規(guī)模有望從 1MW 逐 步提高至 5MW 甚至 10MW。但通常要在低得多的電壓水平下運行，以提高效率和簡化 廢熱管理。
降低膜厚度：可以提高效率并降低用電量，目前主流的最先進的膜為 Nafion N117 膜(厚度 180 μm)，2A/cm²下運行的效率損失約 25%，此外有些膜的 厚度做到低至 20 μm，可以實現(xiàn) 2A/cm²下的效率損失約 6%。但膜的厚度可能 不會降低至 5 μm 以下，一方面耐久性較差，另一方面將催化劑涂覆的膜和多 孔傳輸層結合成大容量電極的生產(chǎn)工藝較為復雜。薄膜和電極需要在整個區(qū)域 上具備機械魯棒性，以避免膜的破壞，尤其是在壓差運行條件下。因此 PTL 的優(yōu)化設計比較關鍵，因為催化劑界面處更精細的結構可以更好地支撐較薄的 膜并防止破壞。目前商業(yè)化的 PEM 電解槽膜厚度通常在 810 μm。
避免昂貴的涂層設計并對 PTL 和雙極板進行優(yōu)化設計：在陽極側，電堆需要 使用涂覆鉑的鈦燒結多孔片(PTL)，鈦多孔傳輸層的鉑負載量為 1-5mg/cm² 或 12.5g/kW，鉑可以保護鈦免受鈍化，并提供最佳層間電阻，研究表明 PTL 的層間電阻會導致高達 1.35kWh/Kg H2 的電力損耗(約 4%的 hydrogen LHV)。 此外，鈦基雙極板在陽極和陰極側分別需要鉑和金作為保護層，因此未來的降 本路徑包括尋找鈦板的替代品(鈮、鉭和不銹鋼材料等)，并使用穩(wěn)定且不含 鉑或金的保護涂層。
優(yōu)化設計涂覆催化劑的膜：通過生產(chǎn)自動化建立可靠便宜的催化劑和膜供應 鏈，從而實現(xiàn)規(guī)模效益。此外可以通過優(yōu)化設計膜上的電極(并行等)來減少 電催化劑的用量。PSFA 膜的供應廠商相對比較穩(wěn)定，包括 Chemours、Solvay、 Asahi-Kasei、3M、Gore，并且往往生產(chǎn)供應實現(xiàn)規(guī)模化、膜面積高達 3m2。 因此，PEM 電解槽達到一定規(guī)模，成本有望顯著降低。
AEM 電解槽
AEM 電解槽的降本重點在膜和離聚物。AEM 膜的重點主要在實現(xiàn)高機械、熱和化 學穩(wěn)定性、離子傳導性以及電子和氣體的低滲透性，離聚物則主要負責機械和熱穩(wěn)定性。目前 AEM 電解槽要同時實現(xiàn)高機械穩(wěn)定性和離子電導率的成本較高，增加 AEM 離子電 導性可能會導致過量水分的吸收，從而影響電解槽的機械穩(wěn)定性，此外 KOH 侵蝕可能 會造成離聚物降解，從而快速降低催化劑層中膜和離聚物的電導率。
SOEC 電解槽
SOEC 電解槽的主要挑戰(zhàn)是耐用性，重點在電解質(zhì)層和電極材料。SOEC 電解槽重 點關注的領域包括：改善電解質(zhì)層的電子導電率，優(yōu)化化學穩(wěn)定性和機械穩(wěn)定性，電極 材料的熱膨脹系數(shù)與電解質(zhì)的相匹配以防止因為熱膨脹不匹配導致過高的機械應力使得 電解質(zhì)層破裂失效。盡管 SOEC 電解槽在高溫下運行有利于加快反應速度和離子電導， 但是電解質(zhì)材料需要注意改善析氫和析氧反應的長期穩(wěn)定性問題。
2.3.2 系統(tǒng)層面
電解槽實現(xiàn)最佳規(guī)模效益的制造產(chǎn)能約為 1GW，隨著全球電解槽產(chǎn)能目標的擴大 和輸氫管道的普及，未來制造成本有望下降 40%。電解槽實現(xiàn)最大效益規(guī)模經(jīng)濟的產(chǎn)能 水平約為每年 1GW，一些工業(yè)企業(yè)聲稱已經(jīng)達到或者正在擴產(chǎn)達到這一規(guī)模，此外政府 可以采取設定產(chǎn)能目標、給予稅收和貸款優(yōu)惠、與工業(yè)界密切合作等措施。 由綠氫需求驅(qū)動的可預測的 5-10 年輸氫管道將是制造商投資新的更大規(guī)模的自動 化生產(chǎn)設施的關鍵。電解槽在成本下降和全球產(chǎn)能之間表現(xiàn)出與太陽能光伏類似的關系， 至 2020 年政府已經(jīng)宣布的產(chǎn)能目標可能會使得成本下降 40%。 目前氫能行業(yè)還處于起步階段，成本相對缺乏透明度，隨著大型制造設施的上線和 大型項目的投產(chǎn)，可能會促進價格發(fā)現(xiàn)并改善成本降低的預測。
2.4 電解槽：ALK vs PEM
2.4.1 技術經(jīng)濟特性對比
目前已經(jīng)形成產(chǎn)業(yè)化的電解槽為堿性 ALK 電解槽和質(zhì)子交換膜 PEM 電解槽兩種， 目前堿性電解槽由于成本較低且技術比較成熟為主流的技術路線，但 PEM 槽的靈活性 和系統(tǒng)附加值使得其未來市占率有望提升。由于堿性相對產(chǎn)業(yè)化較早且初始投資成本較 低，目前 ALK 為主流的模式，但 PEM 在連接電網(wǎng)時靈活性和系統(tǒng)附加值較高，可以通 過提供輔助服務獲得額外收入優(yōu)化電解槽利用率和電力購買，并且和綠電發(fā)電廠直接連 接可促成積極的商業(yè)化應用，未來有望通過技術突破和規(guī)模化進一步推廣。
ALK 電解槽技術相對較為成熟，主要用于化工等非能源方面，而 PEM 電解槽的寬 廣工作范圍和更短的響應時間使得其在為電網(wǎng)提供輔助性服務方面具備相對優(yōu)勢。ALK 電解槽技術已經(jīng)完全成熟，自 20 世紀 20 年代以來已經(jīng)在工業(yè)中使用，主要用于非能源 相關的應用，特別是如氯氣制造等化學工業(yè)。目前 ALK 電解槽的使用壽命已經(jīng)提高一倍， 可以達到 10-20 年。與現(xiàn)有的 ALK 技術相比，領先的 PEM 電解裝臵在運行中的靈活性 和反應性更高。這種顯著提高的運營靈活性可以讓它從多個電力市場獲得收益，因為 PEM 技術提供更寬廣的工作范圍并且響應時間更短。 PEM 電解槽動態(tài)響應能力強，低負載下運行效率較高，增加的靈活性可能會提高 電力制氫的整體經(jīng)濟效益。質(zhì)子交換膜(PEM)電解水技術在電壓多變的運行條件下， 表現(xiàn)出更好的靈活性，更快的響應性和 0-100%負荷范圍內(nèi)的穩(wěn)定性，甚至可以短時間 高于額定負荷工作。堿性電解水技術從基礎機理層面來說不如質(zhì)子交換膜(PEM)電解 水技術靈活。憑借向上和向下調(diào)節(jié)功能，PEM 電解槽可在不折損其可用生產(chǎn)能力的情況 下，提供高價值頻率控制備用容量(FCR)，只要有足夠的氫存儲量，就可以在為其客 戶提供氫氣(用于工業(yè)、交通應用或天然氣管網(wǎng)的注入)的同時，以較低的額外 CAPEX 和OPEX為電網(wǎng)提供輔助性服務。這種增加靈活性可能會提高電力制氫的整體經(jīng)濟效益， 從而可以從多個電力市場形成新的收入來源，以補償 PEM 相對于 ALK 電解裝臵而言更 高的資本成本。
PEM 電解槽相對 ALK 的運行壓力更高，因此在有交通等高壓需求應用中需要的后 續(xù)壓縮和處理成本較低。ALK 電解裝臵在大氣壓(高達 15bar)下產(chǎn)生氫氣，而 PEM 電解裝臵能在比 ALK 電解裝臵更高的壓力(通常約 30bar)下生產(chǎn)氫氣。因此，為達到 所需終端使用壓力而對下游壓縮的需求更低，在交通等有高壓需求的應用中尤為明顯， 從而可以節(jié)省后續(xù)機械壓縮所需要的能源。
2.4.2 成本拆分
電解槽系統(tǒng)成本可以分為膜電極、包括膜電極在內(nèi)的電堆組件、系統(tǒng)三個層級。第 一層級為核心部件膜電極;第二層級為電堆組件，約占總成本的 40%-50%;第三層級 為整個電解槽系統(tǒng)，包括電解槽和 BOP 輔助設備(整流器、水凈化裝臵、氫氣處理、 冷卻部件)。 1) 第一層級：膜電極。膜電極是電解槽的核心部件，為電解反應發(fā)生的場所。PEM 電解槽的成本主要包括催化劑涂覆膜以及鉑、銥金屬催化劑，ALK 電解槽的主 要成本包括電極和相當一部分的制造成本。 2) 第二層級：包括膜電極在內(nèi)的電堆組件。電堆組件中除膜電極以外，還包括多 孔傳輸層(PTL)、雙極板、端板和其他小組件(墊片、密封件、框架、螺栓 等)。第二層級的成本通常占總成本的 40%-50%。 3) 第三層級：電解槽系統(tǒng)。系統(tǒng)成本的范圍包括負責核心的電解槽設備與外圍的 BOP 輔助設備，但不包括進一步壓縮氣體和存儲的設備。構成 BOP 的主要組 件包括整流器、水凈化裝臵、氫氣處理(壓縮和儲存)和冷卻部件，這部分約 占總成本的 50%-60%。
PEM 電解槽的重要成本組件為雙極板和膜電極，膜電極中鉑和銥貴金屬的成本占 比高達 38%，并且銥可能為擴大制造規(guī)模的瓶頸。對于 PEM 電堆，雙極板是一個重要 的成本組件，通常需要金或鉑涂層鈦作為涂料，也是目前在提高電堆性能和耐用性以及 降低成本方面的研發(fā)重點之一。對于電堆的核心零部件膜電極(CCM)，稀有金屬是成 本的重要組成部分，雖然僅占整個 PEM 電解系統(tǒng)成本的不到 10%，但特別對于金屬銥， 可能成為擴大 PEM 電解槽制造規(guī)模的瓶頸。
電源和雙極板為 PEM 電解槽系統(tǒng)未來實現(xiàn)成本下降的重點。結合 PEM 電解槽系統(tǒng) 成本下降潛力和下降空間，電源成本是可以實現(xiàn)成本下降空間最高的領域，其次為雙極 板，可將 PEM 電解系統(tǒng)總成本下降近四分之一，但下降潛力相對較為有限。水循環(huán)和 氫氣處理等其他 BOP 組件，也是可以實現(xiàn)系統(tǒng)成本降低的重要領域。
ALK 電解槽的重要成本組件為膜片/電極組件，其中制備成本占比超 70%，材料成 本相對較低，此外雙極板的成本占比也相對較低。對于堿性電解槽，其電堆組件成本中 占大頭的主要是膜片/電極組件，而這其中主要是制備成本占比超 70%，材料成本僅占 15%。在 ALK 電解槽中，膜片和電極組件占比超過 50%，并且由于堿性電堆中雙極板 的設計和制造較簡單且材料(鍍鎳鋼)更便宜，因此堿性雙極板僅占電堆成本的一小部 分(約 7%)，而 PEM 電堆中雙極板的成本則超過 50%。
電源和膜片/電極組件制造為 ALK 電解槽系統(tǒng)未來實現(xiàn)成本下降的重點。結合 ALK 電解槽系統(tǒng)成本下降潛力和下降空間，同樣電源為可以實現(xiàn)成本下降空間最高的領域， 其次為膜片/電極組件的制造，核心降本策略為實現(xiàn)包括膜、電極、多孔傳輸層在內(nèi)的電 堆優(yōu)化設計，此外水循環(huán)設備和氫氣處理設備對 BOP 成本降低也較為關鍵。
2.4.3 PEM 的瓶頸
目前 PEM 電解槽的銥用量約 1-2.5g/kW，只能滿足約 30-75GW 的電解槽產(chǎn)能，未 來仍需降低銥用量。目前 PEM 電解槽中銥的使用量約 1-2.5g/kW，而全球銥的年供應量 僅約 7-7.5 噸，即只能滿足 30-75GW 的 PEM 電解槽產(chǎn)能，因此未來降低 PEM 電解槽 中的銥用量仍為技術創(chuàng)新重點之一。
鉑、銥非常稀缺，且全球供應高度集中，預計有望維持高價。南非供應全球超過 70% 的鉑和超過 85%的銥，目前尚未發(fā)現(xiàn)或預見銥的替代品，并且銥的供應幾乎都來自鉑金 礦的副產(chǎn)。
2.4.4 綠氫成本對比
PEM 技術可通過為電網(wǎng)提供額外的輔助性服務，以降低成本。由于 PEM 技術提供 更寬廣的工作范圍并且響應時間更短，可以在不折損其可用生產(chǎn)能力的情況下，提供高 價值頻率控制備用容量，從而適應可再生能源(VRE)的生產(chǎn)波動性，為不同的電力市 場提供靈活性服務獲得收入。這種靈活性可以提高電力制氫的整體經(jīng)濟效益，推動 PEM 平準化成本(LCOH)的降低。以丹麥綠氫生產(chǎn)的 LCOH 為例，連接電網(wǎng)的 PEM 電解 裝臵相較 ALK 基本具備競爭力。
以連接到不同電源的 20MW PEM 電解裝臵為例，低負載因子產(chǎn)生高 LCOH，因為 電解裝臵的攤銷成本需要分配給生產(chǎn)出的較少氫氣;在中等負載系數(shù)(40-80%)下 LCOH 幾乎保持不變;在較高的負載系數(shù)和高電價的情況下，CAPEX 部分的進一步減少對 LCOH 值產(chǎn)生的影響較小。只有可再生電力成本和電解裝臵的 CAPEX 進一步下降時， 生產(chǎn)氫氣的成本才能更具競爭力，如在智利(可再生電力成本較低且容量系數(shù)較高)、 阿根廷(巴塔哥尼亞風電負載系數(shù)較高)、澳大利亞和智利(光伏能源充足)等地區(qū)。
我們對堿性電解水制氫成本進行測算，基準情景假設：1)電耗成本：假設電價 0.4 元/kWh，生產(chǎn) 1m³ 氫氣耗電 5kWh;2)原料成本：生產(chǎn) 1m³ 氫氣耗費 1kg 原料水和 1kg 冷卻水，假設水價 3.5 元/噸;3)人工運維成本：假設每年 40 萬元;4)設備折舊 成本：國內(nèi)制氫規(guī)模 1000Nm³ /h 的堿性電解槽購臵成本約 850 萬元，假設年工作時長 2000h，直線折舊 10 年;5)假設土建和設備安裝費 150 萬元，直線折舊 20 年。測算 得目前堿性電解水制氫成本約 30 元/kg，測算在電價降低至 0.1 元/kWh、設備購臵價格 降低至 100 萬元時，綠氫成本約 9 元/kg。
我們對 PEM 電解水制氫成本進行測算，基準情景假設：1)電耗成本：假設電價 0.4 元/kWh，生產(chǎn) 1m³ 氫氣耗電 4.5kWh;2)原料成本：生產(chǎn) 1m³ 氫氣耗費 1kg 原料 水和 1kg 冷卻水，假設水價 3.5 元/噸;3)人工運維成本：假設每年 40 萬元;4)設備 折舊成本：國內(nèi)制氫規(guī)模 1000Nm³ /h 的 PEM 電解槽購臵成本約 3000 萬元，假設年工 作時長 2000h，直線折舊 10 年;5)假設土建和設備安裝費 200 萬元，直線折舊 20 年。 測算得目前 PEM 電解水制氫成本約 40 元/kg，測算在電價降低至 0.1 元/kWh、設備購 臵價格降低至 100 萬元時，綠氫成本約 11 元/kg。
2.5 產(chǎn)能及裝機容量
根據(jù) BloombergNEF，2023 年末全球廠商電解槽產(chǎn)能有望實現(xiàn)翻倍，達到 31.1GW，其中堿性電解槽占比約 67%。根據(jù) BloombergNEF，全球電解槽新增容量有 望從目前的 2GW 增長至 2030 年的 242GW。2023 年全球電解槽產(chǎn)能有望實現(xiàn)翻倍達 到 31.1GW，其中堿性電解槽大概占總容量的 67%。目前電解槽領域領先的企業(yè)包括國 內(nèi)的隆基綠能、陽光電源，國外的 John Cockerill、Plug Power、ITM Power、 ThyssenKrupp 等。
IEA 估計未來 2023-2027 年堿性電解槽占比將保持 60%左右，隨后逐漸下降，到 2030 年裝機量中堿性電解槽和 PEM 電解槽有望平分市場。2022 年末，全球已安裝的 電解槽容量為 700MW，相較于 21 年增長 20%。目前堿性電解槽在裝機規(guī)模上占據(jù)優(yōu) 勢，在 2022 年電解槽裝機量中，ALK 電解槽和 PEM 電解槽分別占 60%和 30%。但后 續(xù)主流電解槽尚存在爭議，此外 SOEC 電解槽和 AEM 電解槽也有項目面世，但在裝機 市場占比很小。據(jù) IEA 估計，2023-2027 年堿性電解槽將保持 60%左右的裝機占比，隨 后逐漸下降，到 2030 年，堿性電解槽和 PEM 電解槽有望平分市場。目前全球開始投入 使用的電解槽平均電堆規(guī)模為 12MW，預計到 25/30 年，電解槽平均電堆規(guī)模有望達到 260MW/1GW。目前，僅有 5%的在建電解槽項目規(guī)模在 1GW 以上。
IEA 估計到 2030 年全球電解槽產(chǎn)能將達到 175GW，其中已知的主要生產(chǎn)廠商產(chǎn)能 有望超 60GW，分類別來看堿性電解槽的份額約 60%。2021 年全球制造商的電解槽產(chǎn) 能約 8GW，其中歐洲和中國的份額占據(jù) 80%，根據(jù)各公司宣布的規(guī)劃，預計到 2030 年已知制造商的電解槽產(chǎn)能有望達到 65GW，部分龍頭產(chǎn)能有望達到 GW 級別，由于美 國、印度和澳大利亞的發(fā)展，歐洲和中國的產(chǎn)能份額可能有所下降。從電解槽產(chǎn)能類型 來看，目前堿性電解槽產(chǎn)能約占全球電解槽總產(chǎn)能的 60%，到 2030 年堿性電解槽份額 有望達到 64%，其次為 PEM 電解槽(22%)和 SOEC 電解槽(4%)。此外 AEM 電解 槽也有望實現(xiàn)進一步突破，主要廠商 Enaper 計劃在 2023 年將產(chǎn)能擴大至 280MW。 目前已宣布項目主要集中在歐洲(33%)、拉美(20%)和澳大利亞(20%)。IEA 2023 年報告顯示，在 2030 年前已宣布的電解槽項目中，主要集中在歐洲(33%)、拉 美(20%)、澳大利亞(20%)以及中國和美國地區(qū)，美國主要受益于《通貨膨脹法案》 (IRA)。
2.6 綠氫項目和電解槽產(chǎn)能分布
截至 2021 年全球宣布的大規(guī)模綠氫項目主要分布在歐洲、澳大利亞、中東、非洲 地區(qū)，但實際落地進展主要取決于 1)國家/地區(qū)投資風險，2)技術故障和政治動蕩，3) 獲得氫相關技術的關鍵原材料。截至 2021 年全球已宣布最大的 20 個千兆級綠氫項目中 7/4/3/2 個位于澳大利亞/歐洲/中東/非洲，僅有一個位于中國(5GW 北京京能項目)。 但一些項目的具體落地還存在不確定性，如毛里塔尼亞脆弱國家指數(shù)評級為高度警告、 澳大利亞以環(huán)境為由拒絕建設亞洲可再生能源中心。
3. 藍氫技術：CCUS 耦合制藍氫
3.1 CCUS 藍氫技術
藍氫為使用化石燃料耦合 CCS 生產(chǎn)，可以應用于天然氣甲烷重整(SMR)和自然 重整(ATR)過程。SMR 工藝是將天然氣和混合氣體(空氣)同時引入反應器中，再由 反應器周圍的熔爐提供熱量加熱，從而將天然氣轉化成氫氣和一氧化碳。ATR 工藝為使 用氧氣和二氧化碳或蒸汽與甲烷反應形成合成氣。在天然氣甲烷重整工藝中使用 CCUS 可以將碳排放量降低至高 90%，并且可以在多個環(huán)節(jié)實現(xiàn)碳的捕捉。
3.2 CCUS 藍氫技術在國內(nèi)的降碳路徑
CCUS 技術可以通過以下三個關鍵方面支持并擴大低排放制氫及其利用的規(guī)模：
減少現(xiàn)役制氫設施的排放。根據(jù) IEA，中國擁有一些全球最為年輕的化工生產(chǎn) 和煉油設施。目前甲醇廠和氨廠的平均使用年限分別為 8 年和 17 年，而典型 的化工廠壽命一般為 30 年。較低的平均使用年限意味著這些工廠的 CO2排放 有在未來幾十年被鎖定的風險。如果維持近年來典型運行條件，中國現(xiàn)有的所 有能源基礎設施和工廠將在 2020~2060 年間累計排放約 1750 億噸 CO2。為工 廠加裝 CCUS 技術能夠使其繼續(xù)運行，同時顯著減少排放。
為部分地區(qū)新增制氫產(chǎn)能提供具有成本效益的手段。在 CO2 封存能力高、可獲 取低成本化石燃料和可再生資源有限的地區(qū)，煤制氫結合 CCUS 技術在中短期 內(nèi)可能仍然是一種具有成本效益的選擇。此外如果煤炭開采過程產(chǎn)生的甲烷排 放能夠降至足夠低，則可利用煤制氫結合 CCUS 技術擴大低排放制氫的規(guī)模。
提供捕集的 CO2和氫氣生產(chǎn)運輸燃料。CO2 可以用來將氫氣轉化為碳基合成燃 料，其易于處理并可作為氣態(tài)或液態(tài)化石燃料的替代品，但具有更少的 CO2 足跡。此外在如航空等難以直接使用電力或氫能而需要繼續(xù)依賴碳基燃料的行 業(yè)，合成燃料將變得重要。在全球范圍內(nèi)，已有幾家致力于氫氣和 CO2 合成液 體燃料的公司，正在運營試點規(guī)?；蛘诮ㄔO工業(yè)規(guī)模設施。
3.3 CCUS 藍氫生產(chǎn)路線
3.3.1 煤氣化結合 CCUS 制氫
國內(nèi)煤氣化制氫技術相對成熟，結合 CCUS 制氫成本將增加 40%，但捕集的 CO2 用于 EOR 可將成本增幅控制在 23%~30%。作為一項成熟應用的技術，煤氣化制氫幾 十年來一直被化工和化肥行業(yè)用以生產(chǎn)氨和甲醇。氣化過程指將煤炭轉化為由 CO 和 H2 組成的合成氣，合成氣可以進一步與額外的 CO2反應轉化為甲醇，也可以在水煤氣變換 反應器中反應制取更多的 H2 和 CO2。后者利用酸性氣體去除裝臵將 H2和 CO2混合氣體 分離，然后經(jīng)變壓吸附可產(chǎn)生高純度氫氣流，其可直接使用或用于生產(chǎn)氨。CO2 可以從 酸性氣體去除裝臵中直接回收。 煤氣化爐產(chǎn)生高濃度高壓的 CO2 氣體流(濃度約 80%，來自酸性氣體去除裝臵)， 這意味著去除硫、氮等雜質(zhì)后的 CO2 捕集會相對容易，總體 CO2 捕集率可達 90~95%。 集成聯(lián)供循環(huán)單元能夠生產(chǎn)蒸汽和電力以供內(nèi)部使用并向電網(wǎng)輸出，同時可供應捕集 CO2 所需的部分能量(用于化學吸收的蒸汽和用于壓縮的電力)，但會減少了向電網(wǎng)輸 出的電量。 捕集的 CO2用于 EOR 提高石油采收率產(chǎn)生的收益可以抵消 CO2捕集和運輸成本。 在驅(qū)油過程中，大部分 CO2 能夠被永久地封存在地下，但需要對 CO2 的注入和封存進 行嚴密監(jiān)控。然而，EOR 的經(jīng)濟可行性主要取決于 CO2 成本和石油價格。根據(jù)國際能 源署《中國耦合 CCUS 制氫機遇》中寧東地區(qū)一家煤氣化工廠 CCUS 改造的案例，當 結合 CCUS 時，煤氣化制氫的成本將增加 40%，但當 40%所捕集的 CO2用于 EOR 時 成本增加幅度可限制在 23~30%。
3.3.2 SMR 結合 CCUS 制氫
由于資源限制國內(nèi)天然氣制氫為第三大燃料來源。中國由于天然氣的供應量有限且 產(chǎn)品價格較高，天然氣使用量相對低于煤炭，因此國內(nèi)天然氣是是繼煤炭和工業(yè)副產(chǎn)品 之后的第三大燃料來源。而對全球范圍內(nèi)的其他國家，天然氣是制氫的主要燃料來源。 天然氣制取的氫氣消費主體主要是合成氨、甲醇和煉油行業(yè)。 SMR 是目前應用最廣泛的天然氣制氫方法。蒸汽甲烷重整(Steam Methane Reforming，SMR)工藝包括兩個連續(xù)過程：首先天然氣與蒸汽重整后生成由 CO 和 H2 組成的合成氣，然后通過水煤氣變換反應(需更多的蒸汽)生成 H2 和 CO2，以獲得高 純度氫氣。通常情況下，該工藝中 30~40%的天然氣用作燃料進行燃燒，從而產(chǎn)生“稀 釋”的 CO2 氣流，而剩余的天然氣分解成 H2和高濃度 CO2 氣流。自熱重整(Autothermal Reforming，ATR)是 SMR 的一種替代技術，所需的熱量由轉化爐本身產(chǎn)生，即所有的 CO2 都存在于轉化后的合成氣中。其他技術還包括氣熱轉化技術和天然氣部分氧化技術。 中國天然氣重整工藝設施每年直接排放約 4500 萬噸 CO2，應用 CCUS 技術可實現(xiàn) 其深度減排。SMR 工廠捕集 CO2有多種途徑：1)利用燃燒前捕集系統(tǒng)，可以從高 CO2 濃度合成氣中回收整個工藝排放的大約 60%的 CO2。2)采用燃燒后捕集技術從更稀釋 的爐膛煙氣中捕集 CO2，捕集率可達 90~95%，該途徑可以使整體減排水平提高到 90% 或更高，但也會增加成本和額外能耗。同時，集成熱電聯(lián)產(chǎn)單元能夠產(chǎn)生蒸汽和電力， 可供內(nèi)部使用以及向電網(wǎng)輸送。CO2 捕集所需的能量(用于溶劑再生的蒸汽和用于壓縮 的電力)通?？梢詮脑摴に噯卧@取，但會減少輸出到電網(wǎng)的電量，并略微增加天然氣 的使用量。應用 ATR 技術時，大部分的 CO2可以從轉化爐中的合成氣中捕集。
3.4 藍氫項目情況
目前藍氫項目主要集中在北美、歐洲，至 2030 年藍氫產(chǎn)量有望從 2022 年的 60 萬 噸提升至 900 萬噸。根據(jù) IEA 統(tǒng)計，截止 2021 年，正在運行的藍氫項目有接近 80%位 于美國和歐洲。近些年，英國和荷蘭等歐洲國家正加速工業(yè)脫碳項目的實施。越來越多 的氫能項目落地于工業(yè)集群周圍，這些工業(yè)集群既是潛在的氫能需求中心，也是 CO2 運 輸和儲存項目的重要環(huán)節(jié)。目前，大約有一半的碳捕捉項目依附于工業(yè)的 CO2 運輸和儲 存設施，其中 80%位于歐洲，15%位于加拿大。根據(jù) IEA，如果已宣布的藍氫項目完全 投產(chǎn)，到 2030 年藍氫的產(chǎn)量將能夠從 2022 年的 60 萬噸提升至 900 萬噸。
3.5 藍氫成本情況
現(xiàn)階段藍氫成本仍顯著高于灰氫，美國與中東藍氫成本具備優(yōu)勢。藍氫成本主要由 天然氣、資本支出和管理支出三部分組成，其中天然氣價格和資本支出占比較大。從天 然氣制氫成本結構來看，灰氫的價格為 1-1.8 美元/kg，藍氫的成本為 1.5-2.4 美元/kg， 差異主要在于資本支出和管理支出方面。各區(qū)域制氫成本不同的原因主要在于天然氣價 格的差異。對于美國、中東和俄羅斯這類天然氣價格較低的國家，天然氣制氫成本顯著 低于歐洲和中國等天然氣價格高的國家。我們認為未來藍氫成本的下降需要關注相關技 術的突破以及規(guī)模生產(chǎn)和智能化帶來的管理支出減少。
(本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。)
精選報告來源：未來智庫
報告出品方：海通證券
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