氢能是是传统化石燃料的理想替代。为应对全球气候平均状态随时间的变化，满足可持续发展的要 求，世界各主要经济体均加快了低碳转型进程，目前已有超过 130个国家及地区 提出制定碳中和目标，多数国家将在 2030 年实现中期减碳并于 2050 或者 2060 年实现碳中和。在碳中和的大背景下，世界各国加速寻求清洁能源的开发和利用。氢能作为一种清洁环保、热值高、安全性好、应用场景丰富的二次能源，是传统 化石燃料的理想替代，正逐步成为全世界能源转型发展的重要载体之一。

  清洁环保：在氢的应用中，氢与氧反应只生成能量和水。氢在燃烧、燃料电池电 化学反应过程中都不会生成化石能源使用的过程中所产生的污染源和二氧化碳，可 以真正的完成零排放。热值高：氢气热值高达 142 kJ/g，目前是常见燃料中热值最高的，约为汽油、天然气热值的 3-4 倍，焦炭的 4.5 倍，氢气的高热值意味着相同质量燃料消耗下， 氢气可提供更多的能量。安全性好：氢气扩散系数是汽油的 12 倍，当氢气发生泄漏后极易消散，不容易形 成可爆炸气雾，爆炸下限浓度远高于汽油和天然气。应用场景丰富：目前氢能可大范围的应用于交通运输领域、建筑领域、储能领域和工 业领域。

  1）交通领域方面，目前交通运输业产生的碳排放量约占全球碳排放量的 24%左右， 燃料电池车具有零排放、续航里程长等特点，目前公路长途运输、铁路、航空及 航运将氢能视为减少碳排放的重要替代燃料之一。2）建筑领域方面，氢能与建筑领域结合，是近年兴起的一种绿色建筑新理念。建 筑领域需要消耗大量的电能和热能，目前热—电联产方式的综合效率可达 85%——氢燃料电池在为建筑发电的同时，余热可回收用于供暖和热水。在氢气运输至 建筑终端方面，可借助较为完善的家庭天然气管网，以小于 20%的比例将氢气掺 入天然气，并运输至千家万户。根据 Hydrogen Council 数据,至 2050 年 10%的建 筑供热和 8%的建筑供能都将由氢能提供,每年可减少 7 亿吨二氧化碳排放。

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  3）储能领域，氢能是大规模、长时间、长距离储能的优质媒介，同时能配合其 他储能方式灵活互补，也是最佳的能源互补方式。随着新型电力系统加速建设， 需要更大规模、更长时间存储弃风弃电。例如，采用锂电+氢能储能方式，在短期 储能场景下，锂电进行日级别的能源调峰，氢能进行季度级别的能源调峰，不乏 一种优势互补的组合。4）工业领域目前是我国氢能应用占比最大的领域。氢是重要的工业原料。氢气可 代替焦炭和天然气作为还原剂，可以消除炼铁和炼钢过程中的绝大部分碳排放。绿氢制备合成氨、甲醇等化工产品，有利于化工领域大幅度降碳减排。

  2021 年我国氢气产量达到 3300 万吨，从当前的终端需求来看，90%以上用于工业 领域，其中合成氨和合成甲醇对氢气需求合计占比超过 60%，炼厂用氢、煤化工 等其他工业领域对氢气需求超过 30%。中国氢能联盟预计，在 2060 年碳中和情景 下，我国氢气的年需求量将增至 1.3 亿吨左右，在终端能源消费中占比约为 20%。其中，工业领域用氢占 60%，约为 7794 万吨，交通运输领域占比 31%，约为 4051 万吨，建筑领域和电力领域合计占比约为 9%。

  氢能产业助力经济发展与能源安全。我国的能源结构是“贫油、少气、富煤”， 2022 年我国石油和天然气两大能源对外依存度分别为 71.2%和 40.2%，为全球第 一大油气进口国。氢能的产业发展可带动相关能源行业转变发展方式与经济转型、带动整体产业 链发展，同时从能源结构上来讲，发展氢能能够更好的降低对传统化石燃料的依赖。

  目前全球氢能产业已确定进入到快速发展阶段，欧美日韩等全球主要经济体已将发 展氢能提升到国家战略层面，相应制定发展规划、路线图和相关扶持政策以加 快氢能产业化发展进程。

  从制氢方式来看，主要制氢方式包括化石燃料制氢、工业副产氢和电解水制氢等 三类。目前全世界内主要是依靠化石燃料制氢和工业副产氢，IEA 多个方面数据显示全球 制氢来源中，天然气制氢占比达到 62%，工业副产氢占比达到 18%。中国目前是全 世界最大的氢气生产国，以煤制氢为主，占比达到 57%，其次为天然气制氢占比 22%，工业副产氢占比 18%，而电解水制氢占比仅为 1%。化石燃料制氢主要优势在 于生产所带来的成本较低，工艺成熟，但在生产的全部过程中产生大量碳排放。

  根据从制备来源及碳排放量划分，氢气可大致分为灰氢、蓝氢和绿氢。化石能源制 氢具有较高的碳排放，其中煤制氢碳排放最高，制取 1kg 氢的碳排放超过 20kg 二氧化碳，天然气制氢约为煤制氢的一半，这两种统称为灰氢。采用上网电力进 行电解水制氢，由于目前我国电力大部分来自火电，因此碳排放很高，甚至超过 煤制氢。可再次生产的能源电解水制氢（绿氢）碳排放最低，接近于零。化石能源制氢 加上碳捕集技术（蓝氢），碳排放强度会大幅度下降，但仍高于可再次生产的能源制氢， 且带来较高的碳捕集成本。

  从成本方面看，化石燃料制氢成本整体低于 15 元/kg。煤制氢成本主要受到煤价 格波动影响，当煤价格为 750 元/吨时，测算得单位氢气成本约为 12.22 元/kg， 考虑煤价于 400-1000 元之间波动，故煤制氢单位氢气成本区间为 9-15 元/kg。天 然气制氢成本主要受到天然气价格波动影响，当天然气价格为 2.5 元/Nm 3时，测 算得单位氢气成本 12.8 元/kg。考虑天然气价格于 1.8-3.5 元/Nm 3波动，天然气 制氢单位氢气成本区间为 10-17 元/kg。工业副产氢成本大致为 9-22 元/kg。根据《中国氢能产业高质量发展报告 2020》，焦炉 煤气制氢综合成本在 9.3-14.9 元/kg 左右，氯碱工业副产制氢的综合成本在 13.4-20.2 元/kg 左右。丙烷脱氢制氢综合成本为 14.0-20.2 元/kg，合成氨及合 成甲醇技术路线 元/kg

  碱性电解水制氢当前成本大约为 24 元/kg。电解水制氢成本一般来说包括设备成本、 能源成本（电力）、原料费用（水）以及其他运营费用。假设单套碱性电解槽制 氢规模 1000Nm³/h，单套电解槽设备投资额为 750 万元，直流电耗 5.0kwh/Nm³,年 工作时长 2000 小时，设备按照 10 年期折旧，土建及安装成本为 150 万元，我们 测算当用电价格为 0.3 元/kWh 时，电解水制氢成本单位为 23.77 元/kg。PEM 电解水制氢当前成本大约为 38 元/kg。我们假设单套 PEM 电解槽制氢规模 250Nm³/h，设备投资额参照大安风光制绿氢合成氨一体化项目 50MW PEM 电解槽中 标均价，假设单套 250Nm³/h PEM 电解槽设备投资额为 750 万元，直流电耗 4.5kwh/Nm³，年工作时长 2000 小时，设备按照 15 年期折旧，土建及安装成本为 200 万元，我们测算当用电价格为 0.3 元/kWh 时，电解水制氢成本单位为 37.63 元/kg。

  从测算结果来看，电价、电耗、年运行时间、设备投资额是决定电解水制氢成本 的关键。设备大型化与设备生产规模化：目前碱性电解槽装置制氢规模基本以 1000Nm³/h 为主，单套设备投资为 600-900 万元，同时电解槽整体呈现大型化发展的新趋势，目 前国内已有 2500Nm³/h 碱性电解槽产品发布，随着电解槽设备大型化以及设备生 产规模化，设备单位投资额有望下降，带动整体制氢成本下降。

  电解技术进步：1）电耗方面，目前国内碱性电解槽产品直流电耗多数为 4.5-5kWh/Nm³，依照我们测算，每降低 0.1kWh/Nm³的制氢直流电耗，可降低 1.2%-2% 的单位制氢成本。目前已有企业发布 3.87kWh/Nm³直流电耗的碱性电解槽产品，降 低直流电耗带动制氢成本下降仍存在一定空间；2）运行时长方面，依照国家电投 测算数据，当电解槽工作时长从 2000 小时提升至 4000 小时后氢气成本有望降低 4.6%；3）设备电流密度方面，提升设备电流密度带动产氢量提升可降低单位制氢 成本。

  可再次生产的能源电价降低：以目前的电解水平，当可再生能源电价降至 0.2 元/kWh 时， 电解水制氢成本将接近于化石原来制氢成本。我们假设电解槽年运行小时数2000小时，单套1000Nm³/h电解槽设备投资所需成本750 万元，当电耗为 4.5kWh/Nm³时且电价为 0.2 元/kWh 时，电解水制氢成本为 17.05 元/kg，整体接近于天然气制氢成本。当电耗为 4.0kWh/Nm³时且电价为 0.1 元/kWh 时，电解水制氢成本为 11.45 元/kg，整体可实现与煤制氢成本平价。

  碳交易价格增加灰氢成本，提升绿氢的经济性。2023 年 4 月 25 日，欧盟理事会 批准通过了碳边境调节机制（CBAM，又称碳关税），CBAM 是欧盟 Fit for 55 减 排计划（到 2030 年，欧盟温室气体排放量将比 1990 年基准至少降低 55%）的关 键措施之一，旨在通过对不符合欧盟碳排放规定的进口产品征收碳关税，2022 年 欧盟碳市场的平均碳价约为 80 欧元/吨 CO 2。美国方面，2022 年《清洁竞争法》（CCA）提出，核定特定行业的平均碳排放量， 对美国本土生产商和进口商产品超出行业基准线的 碳税。

  国内方面，目前仅发电行业纳入了全国碳市场，目前碳价约 55-60 元/吨 CO 2，碳 价相较于海外整体仍有较大上升空间。我们预计在未来我国碳交易市场纳入行业 范围扩大后，碳交易价格有望提升，目前煤制氢碳排放约为 25-30kgCO 2/kgH 2，天 然气制氢碳排放约为 10-12kgCO 2/kgH 2，假设未来国内碳价达到 100 元/吨 CO 2，煤 制氢成本将增加 2.5-3 元/kg，天然气制氢成本将增加 1-1.2 元/kg，当电价达到 0.15 元/kWh 时整体可与煤制氢成本平价。因此，碳交易价格持续上涨将逐步提升绿 氢的经济性。

  整体来看，电解制氢技术在减少相关成本方面极具发展的潜在能力。中国氢能联盟在《中国 绿色氢能发展路线 年后，中国可再次生产的能源电解水制氢成本 将达到 15 元/kg，预计整体电解水制氢成本平价后，绿氢需求量将得到极大提升。同时中国氢能联盟预计至 2050 年，约有 70%氢气由可再次生产的能源电解水制取

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