【全球聚看點】氫儲拐點來了！加氫站未來市場空間廣闊

近日，重磅利好！新能源規(guī)模化給氫電帶來了經(jīng)濟性，也將極大促進(jìn)氫能產(chǎn)業(yè)的持續(xù)發(fā)育和壯大。

【資料圖】

通過測算，報告發(fā)現(xiàn)，山西省并網(wǎng)制氫成本可以低至15.2元/kg，如果考慮高純度綠氧沖減成本，則電氫成本僅9.6元/kg，已低于煤制氫成本11.3元/kg，并大幅低于天然氣制氫成本21.8元/kg。電費成本中輸配電容量價格占比較高，未來或有更多電價優(yōu)惠扶持政策。考慮風(fēng)光一體化離網(wǎng)制氫，目前各省成本約13-17元/kg（不含綠氧），也已具備替代潛力。未來隨著電耗、造價、電價(或一體化電源造價)的下降和利用小時數(shù)的上升，電解水制氫降本空間整體可達(dá)20%以上，并網(wǎng)和離網(wǎng)制氫均已出現(xiàn)經(jīng)濟性拐點。

加上儲氫和輸運氫，按固定投資均攤至耗氫量，單位氫氣附加成本約2.5元/kg。考慮配套建設(shè)合成氨裝置時，整體成本約為12.5元/kg，已經(jīng)非常接近煤制氫成本，考慮到煤制氫也有一定的運輸半徑，且電氫成本仍有較大下降空間，因此綠氫+綠氨模式或已具備產(chǎn)業(yè)替代經(jīng)濟性，形成綠氫、綠氧、綠氨一體化產(chǎn)能。

在交通運輸產(chǎn)業(yè)中，加能站的重要性不言而喻。比如，加油站，保障汽車的正常運行，為燃油車的普及與發(fā)展做出了重大貢獻(xiàn)。

產(chǎn)業(yè)發(fā)展，基建先行。

當(dāng)下，新能源車正以席卷之勢替代燃油車，與之配套的充電站迎來井噴式增長。

2022年我國充電基礎(chǔ)設(shè)施數(shù)量達(dá)到521萬臺，同比增長99.1%，并且，未來仍將繼續(xù)保持高速增長態(tài)勢。

巔峰氫儲預(yù)測，至2050年，中國充電樁市場累計投資規(guī)模將達(dá)10萬億元。

新能源賽道坡長雪厚，替代燃油車的技術(shù)路徑不止一條。

氫能由于具備清潔、高效、豐富的優(yōu)勢，各國將其列為能源安全和能源轉(zhuǎn)型的重要保障，紛紛出臺氫能戰(zhàn)略和路線圖，大力發(fā)展氫燃料電池車。

在政策和市場的雙輪驅(qū)動下，各項技術(shù)逐步落地，氫燃料車市場化進(jìn)程有望加速，加氫站迎來快速發(fā)展時機。

加氫站未來將快速增長

加氫站之于燃料電池車，等同于加油站之于燃油車，充電站之于新能源車。

加氫站為燃料電池汽車補充燃料提供專門場所，是燃料電池車發(fā)展應(yīng)用的基石，也是氫能發(fā)展利用的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。

受益于國家“雙碳”目標(biāo)及氫燃料電池汽車示范城市群政策，自2016年以來我國加氫站建設(shè)速度明顯加快。

根據(jù)氫能數(shù)據(jù)庫數(shù)據(jù)，截至2022年，我國已建成加氫站共310座。

其中，廣東省數(shù)量第一（54座），山東、江蘇、浙江均超20座，寧夏、海南、湖北、貴州等地實現(xiàn)加氫站零的突破。

根據(jù)北京、廣東、上海等15省/市規(guī)劃數(shù)據(jù)，到2025年加氫站數(shù)量將達(dá)到約1021座，廣東省最多，規(guī)劃建成200座；各企業(yè)也紛紛提出建設(shè)加氫站的目標(biāo)。這意味著到2025年全國加氫站數(shù)量預(yù)計將遠(yuǎn)超1000座。

全球來看，美國計劃到2025年，建設(shè)580座加氫站，到2030年，在全美范圍內(nèi)有5600個加氫站。韓國計劃到2022年建成310座加氫站，2040年建成1200座加氫站。歐洲，2030年應(yīng)至少建設(shè)1000座，日本2030年約900座。

預(yù)測到2025年，我國加氫站數(shù)量達(dá)到950-1050座，2030年達(dá)到3800-5000座，2023-2025年復(fù)合增速45.5%-54.1%、2026-2030年26.0%-31.3%。

“十四五”期間加氫站的累計投資空間109-121億元，“十五五”達(dá)到291-402億元。

加氫站未來市場空間廣闊。

加氫站的分類及核心環(huán)節(jié)

（1）氣/液加氫站及核心設(shè)備

加氫站產(chǎn)業(yè)鏈上游是氫儲運環(huán)節(jié)。氫以氣態(tài)、液態(tài)、固態(tài)等形式通過長管拖車、管道、運槽車運送至加氫站。

下游是應(yīng)用領(lǐng)域，通過加氫站，將氫加注到商用車/乘用車/船舶等。

根據(jù)加氫站內(nèi)氫氣儲存的形態(tài)不同，可分為氣氫（態(tài)）加氫站和液氫（態(tài)）加氫站。

目前，我國加氫站以氣氫加氫站為主。通過外部供氫或站內(nèi)制氫獲得氫氣后，經(jīng)過調(diào)壓干燥系統(tǒng)處理后轉(zhuǎn)化為壓力穩(wěn)定的干燥氣體，隨后在氫氣壓縮機的輸送下進(jìn)入高壓儲氫罐儲存，最后通過氫氣加注機為燃料電池汽車加氫。

加氫站建設(shè)投入成本較大，建設(shè)一座35MPa加氫站成本在1200萬元左右。可能部分投資者對這個量級有些陌生，P=F/S（壓強=壓力/受力面積），35MPa相當(dāng)于體重350公斤的大漢倒立，而僅用一只大拇指作支撐。

那么是誰用這么大的力氣將氫氣灌到氫氣瓶里。

答案就是壓縮機。

加氫站成本中，設(shè)備占據(jù)了70%，而壓縮機占據(jù)設(shè)備成本的50%，折合占據(jù)總成本比例高達(dá)35%，約420萬左右。

由于存在較強的技術(shù)壁壘，長期依賴進(jìn)口。

隨著氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，核心關(guān)鍵設(shè)備國產(chǎn)化進(jìn)程加速，國產(chǎn)品牌技術(shù)迭代及產(chǎn)品性價比快速提升。

過去，加氫站中進(jìn)口壓縮機占比約為70%以上，目前，國產(chǎn)品牌占有率接近50%。

國產(chǎn)化后成本大幅下降，進(jìn)口壓縮機在300-500萬左右，國產(chǎn)壓縮機售價僅為100-200萬元,這對于加氫站的市場化推廣有著重大意義。

液氫加氫站是通過液氫槽車將液氫運輸至加氫站，與加氫站連接后進(jìn)入站內(nèi)的液氫儲罐。液氫儲罐中的氫通過氣化器進(jìn)行氣化，氣化后的氫氣進(jìn)入緩沖罐。隨后進(jìn)入壓縮機內(nèi)被壓縮，并先后輸送至高壓、中壓、低壓儲氫罐中分級儲存。

液氫泵是液氫加氫站的核心設(shè)備，液氫泵相較于氣氫加氫站中的壓縮機，能耗降低80%～90%。

不過，目前仍為卡脖子難題，依賴進(jìn)口，國內(nèi)布局基本空白。

國外液氫加氫站的應(yīng)用已較為成熟，已有約1/3的加氫站為液氫加氫站，而國內(nèi)液氫加氫站剛剛起步，在浙江嘉興，已經(jīng)有首座液氫油電綜合供能服務(wù)站投運。

從未來的發(fā)展前景來看，相較于高壓儲氫加氫站，液氫加氫站具有占地面積小、液氫儲存量大、單位成本小的優(yōu)點。能夠滿足大規(guī)模的加氫需求，有望成為未來主流加氫方式。

（2）外供加氫站與站內(nèi)制氫加氫站

加氫站按照氫氣來源可分為外供氫加氫站和站內(nèi)制氫加氫站兩類。

顧名思義，外供氫加氫站，主要依賴于外部供給氫氣，加氫站內(nèi)無制氫裝置，需要通過高壓長管拖車、管道、液氫槽罐車等方式將氫氣輸送至加氫站，承擔(dān)較高的氫氣輸送成本。

站內(nèi)制氫加氫站配備有電解水制氫、工業(yè)副產(chǎn)等制氫裝置，將生產(chǎn)的氫氣儲存，可以節(jié)省運輸成本，但配置制氫裝置提高了設(shè)備成本，以及站點設(shè)計和建造的復(fù)雜程度。

現(xiàn)階段，我國以外供加氫站為主，制氫加氫站占據(jù)少數(shù)。隨著技術(shù)發(fā)展，行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)法規(guī)的健全，會有更多的制氫加氫站投運。

（3）加氫單站與加氫合建站

根據(jù)建站方式的不同，加氫站可以分為加氫單站和加氫合建站。

加氫單站，站內(nèi)只具備加氫功能，新選址審批難度大、時間長，投入成本高。

加氫合建站，在原有的加油站、加氣站、充電站基礎(chǔ)上新增加氫工程設(shè)施，使其具有加油/加氣/充電+加氫的多種功能，該模式無需重新選址，不占用新的土地資源，審批時間縮短。

加氫站的發(fā)展離不開綜合能源站

在當(dāng)前氫能燃料電池車尚未大規(guī)模普及的情況下，合建站可以實現(xiàn)“以油養(yǎng)氫”或“以氣養(yǎng)氫”等，過渡市場培育階段。

2021年全年新建成的101座加氫站中，合建站占比上升至近50%，2022年比重約六成。

這種可以提供加油、充電、加氣的綜合一體化服務(wù)的合建站不單單是加氫站未來發(fā)展的趨勢，同樣也是加油站、充電站發(fā)展的重要路徑。

伴隨著新能源車滲透率大幅提升，一方面，用戶對充電樁需求十分強烈，另一方面，傳統(tǒng)加油站面臨著油品需求下滑的境地，轉(zhuǎn)型極為迫切。

打造一個能夠提供綜合能源服務(wù)，集合加油、充電、加氫、餐飲、購物、精洗、換油等功能于一體，幫助油站業(yè)主擺脫單一能源供應(yīng)的局限性，滿足當(dāng)下車主的多元化消費需求。實現(xiàn)跨越原有業(yè)務(wù)邊界的多元經(jīng)營，以及商業(yè)模式的升級，一躍成為綜合性能源服務(wù)港是當(dāng)下所需。

與此同時，政策端也在積極鼓勵建設(shè)以可再生能源為主的綜合能源站。

近日，國家能源局發(fā)布《2023年能源工作指導(dǎo)意見》。其中提出，穩(wěn)步推進(jìn)有條件的工業(yè)園區(qū)、城市小區(qū)、大型公共服務(wù)區(qū)，建設(shè)以可再生能源為主的綜合能源站和終端儲能。積極推動氫能應(yīng)用試點示范，探索氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的多種路徑和可推廣的經(jīng)驗。

在市場與政策共同驅(qū)動下，加氫站以及綜合能源站的發(fā)展有望加快步伐。

新能源規(guī)模化孕育電氫新機遇

自2010年以來，我國新能源規(guī)模化發(fā)展程度加速深化，新能源裝機規(guī)模及其相對于總裝機規(guī)模的占比穩(wěn)步擴張，新能源發(fā)電量占全社會用電量比例已經(jīng)達(dá)到13.8%。

根據(jù)國家能源局發(fā)布的《2023年能源工作指導(dǎo)意見》，2023年，我國將繼續(xù)推進(jìn)新能源建設(shè)，加速深入結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，大力發(fā)展風(fēng)電、光伏，力爭使得發(fā)電量占全社會用電量的比重達(dá)到15.3%、全年風(fēng)光裝機增加160GW。

1.2市場化令新能源大省山東電價分時特征浮現(xiàn)

在新能源占比較高的地區(qū)，相應(yīng)時段電價較低。由于新能源發(fā)電邊際成本低的特質(zhì)，在新能源高發(fā)期間，如果用電需求較低，則相應(yīng)時段市場電價較低。以山東省電力現(xiàn)貨市場為例：2018-2022年，山東省風(fēng)電、光伏裝機容量及發(fā)電量持續(xù)增長，風(fēng)電、光伏裝機容量自1146/1361萬千瓦增長至2302/4270萬千瓦，CAGR達(dá)14.97%/25.69%，風(fēng)電、光伏裝機占總裝機量比例自6.05%/9.93%擴張至12.14%/23.13%；風(fēng)電、光伏發(fā)電量占總發(fā)電量比例自2.32%/0.55%擴張至5.28%/11.25%。

山東省高速發(fā)展的新能源使電價時段特征明顯。根據(jù)2022.04.01-2023.04.01年山東電力現(xiàn)貨實時市場用電側(cè)小時級電價統(tǒng)計，在過去一年的8760小時中：0.3元/kWh（山東燃煤基準(zhǔn)價*80%=0.3159元/kWh）及以下的低電價時段共計達(dá)2534小時，占比總時長的28.9%；0.1元及以下電價區(qū)間的小時數(shù)達(dá)1317小時，占比總時長的15.03%，該區(qū)間的平均電價為-0.007元/kWh；零點價及負(fù)電價的電價區(qū)間小時數(shù)達(dá)693小時，占比總時長的7.91%，該區(qū)間的平均電價為-0.634元/kWh。

可見，以1317小時計算，即平均每天有3.6小時的電價處于0.1元/kWh以下，并且，隨著光伏裝機進(jìn)一步加大，日均低電價市場有進(jìn)一步擴大的可能。

1.3分時低價特征或向全國各省快速擴散

截至2022年末，全國各省風(fēng)電、光伏裝機量占各省總裝機量比例前五名的為青海、西藏、河北、寧夏、安徽（按光伏裝機排序）；全國各省風(fēng)電、光伏發(fā)電量占各省總發(fā)電量比例前五名的為青海、西藏、寧夏、甘肅、山東。考慮到新能源滲透率與分時電價特征高度相關(guān)，因此全國多個省份均可出現(xiàn)類似山東省的電價分時特征，如青海、寧夏、甘肅等。

現(xiàn)貨省份的電價分布特征各有差異。目前山東、甘肅、山西、廣東、蒙西等五個省份已開啟電力現(xiàn)貨連續(xù)試運行，電價分布特征各異，新能源發(fā)電量占比較高的甘肅、山西、山東等省份低電價時長明顯較長，而廣東新能源發(fā)電量占比低，低電價小時數(shù)明顯較少。這一現(xiàn)象在一定程度上佐證了新能源占比高將促使低電價時長擴大，電價的降低在一定程度上將推動電解水制氫經(jīng)濟性好轉(zhuǎn)。

加快建設(shè)電力現(xiàn)貨市場，暢通實時電價發(fā)現(xiàn)渠道。類似青海、寧夏等省份雖然具備高比例新能源占比，卻暫無電力現(xiàn)貨市場運行，價格發(fā)現(xiàn)能力有限。但是，目前越來越多的省份正在加速建設(shè)電力現(xiàn)貨市場。其中：山西、廣東、浙江、四川、福建、甘肅、山東、蒙西八省第一批電力現(xiàn)貨市場建設(shè)已連續(xù)結(jié)算試運行；上海、湖北、遼寧、江蘇、安徽、河南六省第二批電力現(xiàn)貨市場建設(shè)已完成模擬試運行；其余省份，如黑龍江、陜西、青海、江西、寧夏、重慶、廣西、海南、貴州、云南、河北（南網(wǎng)）、湖南等均已展開電力現(xiàn)貨市場建設(shè)相關(guān)工作。

電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的逐步完善有利于各省份暢通實時電價發(fā)現(xiàn)渠道，進(jìn)而能夠更直接、明朗地觀測到電價分時分布特征，從而有助于當(dāng)?shù)卣畬嵤┡涮渍叽龠M(jìn)相關(guān)產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。其中，電氫產(chǎn)業(yè)基于其低碳環(huán)保的核心理念、逐漸凸顯的經(jīng)濟性，在目前我國力爭實現(xiàn)能源綠色轉(zhuǎn)型以及“雙碳”目標(biāo)的大背景下方興未艾、規(guī)模可期。

電氫經(jīng)濟性已經(jīng)初步顯現(xiàn)氫氨一體化優(yōu)勢突出

2.1電氫系統(tǒng)產(chǎn)出高價值綠氧

按照工作原理和電解質(zhì)的不同，電解水制氫技術(shù)可分為4種。堿性電解水技術(shù)(ALK)、質(zhì)子交換膜電解水技術(shù)(PEM)、高溫固體氧化物電解水技術(shù)(SOEC)和固體聚合物陰離子交換膜電解水技術(shù)(AEM)。其中，堿性電解槽的成本較低，經(jīng)濟性較好，2022年國內(nèi)堿性電解槽出貨占97%，但相較于PEM的靈活性較差，PEM受限于質(zhì)子膜高成本，總體設(shè)備成本是堿性電解槽3-4倍。堿性電解槽的電解液一般為30%質(zhì)量濃度的KOH溶液或者26%質(zhì)量濃度的NaOH溶液。在直流電的作用下，陰極發(fā)生還原反應(yīng)，生成氫氣和氫氧根離子，陽極發(fā)生氧化反應(yīng)，生成氧氣和水。經(jīng)過氣水分離器將氣體和溶液分離，電解液回流至電解槽，氫氣和氧氣分別進(jìn)入純化裝置提純后進(jìn)行收集。

電解水制氫的同時會帶來高價值副產(chǎn)品—高純度綠氧，一般企業(yè)采取直接排放進(jìn)空氣中的處理方式，當(dāng)副產(chǎn)氧氣量較大時，則用液化的方式儲存銷售。目前高純氧的制取主要有兩種工藝方法，一是利用空分設(shè)備中產(chǎn)生的工業(yè)氧再經(jīng)低溫精餾工藝。二是以電解水為原料，經(jīng)催化除水脫氫后進(jìn)行冷卻，可制取純度為99.995%以上的高純氧，工業(yè)氧一般要求純度在99%以上，因此副產(chǎn)氧可被應(yīng)用于工業(yè)，醫(yī)療，化工等多個領(lǐng)域，具有一定的商業(yè)價值。結(jié)合市場上氣體公司的氧氣報價均值，高純氧價格約35元/立方，經(jīng)濟性突出。

以寶豐能源300萬噸/年烯烴項目為例，其中40萬噸烯烴通過綠氫耦合制備，利用風(fēng)電光伏能源電解水制取綠氫和綠氧，綠氫替代原料煤進(jìn)入甲醇合成裝置，綠氧替代燃料煤用于煤氣化工藝，減少了空分設(shè)備制氧能耗，該項目是全國單廠規(guī)模最大的“綠氫+煤”制烯烴。

此外，高純度氧在冶金領(lǐng)域，有助于去除硫、磷、硅、等雜質(zhì)，縮短冶煉時間；在電子領(lǐng)域，在與四氟化碳混合后，可以用于等離子刻蝕，同時在醫(yī)療、航空航天等多個領(lǐng)域均有較高的商業(yè)價值。

2.2經(jīng)濟利用下西北電氫成本優(yōu)勢初步顯現(xiàn)

化石能源制氫成本

煤制氫和天然氣制氫均屬化石能源制氫，目前技術(shù)路線相對成熟、應(yīng)用較為廣泛，對煤氣化、天然氣進(jìn)行成本測算后發(fā)現(xiàn)，若不考慮碳排放價格，兩者制氫成本分別為11.3元/kg、21.8元/kg，兩者成本均易受到原材料價格波動影響。煤氣化制氫：采用水煤漿技術(shù)工藝，假設(shè)建設(shè)投資12.4億元，設(shè)備產(chǎn)能9萬方/h，年工作時間8000小時，煤炭單價900元/噸，煤制氫在所有制氫路線中成本最低，其成本結(jié)構(gòu)中占比最大的是煤炭，占比59%；其次是氧氣，一般煤制氫氣采用部分氧化工藝，氧氣成本占比20%。天然氣制氫：假設(shè)建設(shè)投資6億元，設(shè)備產(chǎn)能9萬方/h，年工作時間8000小時，天然氣單價3.5元/m3。天然氣制氫成本主要由天然氣、燃料氣和制造成本構(gòu)成，其中天然氣成本是制氫成本的主要部分，占比近86%。

若考慮碳排放價格，化石能源制氫經(jīng)濟性進(jìn)一步下降。根據(jù)IEA，煤制氫路線1kg氫氣產(chǎn)生約26kg二氧化碳、天然氣制氫路線1kg氫氣產(chǎn)生約10kg二氧化碳，按照當(dāng)前中國碳排放價格為55元/噸計算，考慮碳價后煤制氫、天然氣制氫成本將分別達(dá)到12.7元/kg、22.3元/kg，在碳減排壓力下，碳配額發(fā)放或?qū)⑹站o，推動碳價上行，當(dāng)碳價上漲至200元/噸時，煤制氫、天然氣制氫成本將分別達(dá)到16.5元/kg、23.8元/kg，電解水制氫相對化石能源制氫或?qū)⒏呓?jīng)濟優(yōu)勢。

電解水制氫成本

電氫分為電網(wǎng)電解水制氫（并網(wǎng)制氫）和風(fēng)光一體化電解水制氫（離網(wǎng)制氫）。并網(wǎng)制氫是將系統(tǒng)接入電網(wǎng)取電，主要應(yīng)用于大規(guī)模制氫消納新能源發(fā)電，制氫成本主要為電費。離網(wǎng)制氫則是將風(fēng)光發(fā)電機組產(chǎn)生的電能，不經(jīng)過電網(wǎng)直接提供給電解水制氫設(shè)備，制氫成本主要為電源建設(shè)成本。目前國內(nèi)電氫系統(tǒng)以并網(wǎng)制氫為主，電網(wǎng)作為穩(wěn)定能源支撐制氫系統(tǒng)負(fù)荷波動較小，同時相關(guān)設(shè)備更成熟。但在并網(wǎng)制氫的情況下，由于系統(tǒng)內(nèi)電能需要經(jīng)過升價、降壓、整流多次變換，導(dǎo)致?lián)p耗較大，同時承擔(dān)電網(wǎng)輸配電及政府基金及附加等成本。

離網(wǎng)制氫因為只有整流環(huán)節(jié)，系統(tǒng)效率更高，也無需繳納輸配電費用，電力輸送環(huán)節(jié)成本減少。但離網(wǎng)制氫系統(tǒng)缺少了電網(wǎng)的穩(wěn)定支撐，電解槽面臨由風(fēng)光發(fā)電帶來的波動沖擊，同時離網(wǎng)制氫受制于土地?zé)o法大規(guī)模制取。目前，國內(nèi)堿性電解槽的工作負(fù)荷暫不能完全適應(yīng)新能源發(fā)電系統(tǒng)輸出功率的波動強度。綜合市場上電解槽性能參數(shù)，我們假設(shè)單套電解槽系統(tǒng)產(chǎn)氫量為1500標(biāo)方/h，系統(tǒng)單位能耗為4.4kWh/標(biāo)方，價格為2010元/kW。電解水制氫的原材料用水價格4.1元/噸，30%濃度KOH電解液價格8元/kg。由于電解水制氫會帶來高價值的副產(chǎn)品綠氧，假設(shè)50%的氧氣經(jīng)提純后對外銷售，價格2元/標(biāo)方，分別測算兩種模式下電解水制氫的成本。

電網(wǎng)電解水制氫：針對有電力現(xiàn)貨市場價格數(shù)據(jù)的山西省、山東省、廣東省、甘肅省和蒙西分別計算用電綜合電價，包括輸配電價（兩部制）、容量補償電價（山東）、政府性基金及附加、基本電能量價格等。對上述五省電網(wǎng)電解水制氫成本進(jìn)行測算。

山西省經(jīng)濟利用小時數(shù)為1915小時，并網(wǎng)制氫單位成本最低：截止2022Q3，山西省風(fēng)電光伏裝機量占比位列全國第14，但由于負(fù)荷較少，山西省低電價小時數(shù)在五個省份中較為顯著，0~0.05元/kWh共計1341小時，0.3~0.35元/kWh共計1219小時，低電價優(yōu)勢明顯。經(jīng)過我們的測算，當(dāng)利用小時數(shù)為1915小時，綜合電價0.1868元/kWh，山西制氫成本最低為15.2元/kg，考慮氧氣售后沖減費用，制氫成本下降至9.6元/kg。山西省并網(wǎng)制氫成本結(jié)構(gòu)中，因現(xiàn)貨市場低電價優(yōu)勢顯著，電費占比相對較低，僅60.59%，電費之中，電能量價格占42%，輸配容量價格占36%。

山東省經(jīng)濟利用小時數(shù)為2644小時，成本較高主要系輸配電費用較高：山東省低電價小時數(shù)相對較多，-0.1~-0.05元/kWh共計747小時，剩余小時數(shù)多集中在0.35~0.45元/kWh，共計2695小時。當(dāng)利用小時數(shù)為2644小時，綜合電價0.394元/kWh，山東制氫成本最低為23.75元/kg，考慮氧氣售后沖減費用，制氫成本下降至18.15元/kg。山東省并網(wǎng)制氫成本結(jié)構(gòu)中，電費占比超過81%。電費中，輸配容量價格占32%，輸配電度價格占30%，即輸配電費用占制氫總成本超50%，是山東省并網(wǎng)制氫成本的主要部分。

廣東省經(jīng)濟利用小時數(shù)為3837小時，成本較高主要系電能量價格較高：廣東省用電需求旺盛，但是本地發(fā)電資源相對匱乏，風(fēng)光發(fā)電量滲透率較低，低電價持續(xù)時間很短，0.45~0.5元/kWh共計1620小時，0.5~0.55元/kWh共計1642小時，因此，廣東地區(qū)在五個省份中并網(wǎng)制氫的成本最高。當(dāng)利用小時數(shù)為3837小時，綜合電價0.453元/kWh，廣東并網(wǎng)制氫成本最低為25.33元/kg，考慮氧氣售后沖減費用，制氫成本下降至19.73元/kg。廣東省并網(wǎng)制氫成本結(jié)構(gòu)中，電費占比相較于其他省份最高，占比超過88%。電費之中，電能量價格占比高達(dá)86%。

甘肅省經(jīng)濟利用小時數(shù)為2875小時，高利用小時數(shù)攤薄成本：截止2022Q3，甘肅省風(fēng)電光伏裝機量位列全國第10，2022年外送電量達(dá)到560.7億kWh（其中新能源占43%），同比增長8.3%，占全年發(fā)電量1816.6億kWh的31%，屬于高比例新能源大規(guī)模外送型電網(wǎng)。同時，其現(xiàn)貨市場中低電價小時數(shù)仍較為顯著，0~0.05元/kWh共計1467小時，并制氫成本與山西類似。當(dāng)利用小時數(shù)為2875小時，綜合電價0.234元/kWh，甘肅河西并網(wǎng)制氫成本最低為15.55元/kg，考慮氧氣售后沖減費用，制氫成本下降至9.95元/kg。甘肅省并網(wǎng)制氫成本結(jié)構(gòu)中，電費占比相對其他省份較低，為74.19%。電費之中，輸配容量價格占34%，電能量價格占30%。

蒙西經(jīng)濟利用小時數(shù)為2516小時，成本有較大下降空間：蒙西低電價小時數(shù)相對分散，-0.05~0元/kWh共計408小時，0.25~0.3元/kWh共計561小時，整體上并網(wǎng)制氫成本劣于山西和甘肅省，但優(yōu)于山東和廣東省。當(dāng)利用小時數(shù)為2516小時，綜合電價0.308元/kWh，蒙西并網(wǎng)制氫成本最低為19.75元/kg，考慮氧氣售后沖減費用，制氫成本下降至14.15元/kg。蒙西并網(wǎng)制氫成本結(jié)構(gòu)中，電費占比76.84%。電費之中，電能量價格占71%，輸配容量價格占14%。考慮到蒙西有豐富的風(fēng)光發(fā)電資源，未來風(fēng)光發(fā)電滲透率提升空間較大，電價分布或?qū)⑦M(jìn)一步左偏，降低并網(wǎng)制氫成本。

并網(wǎng)制氫模式下，電費為主要影響因素，成本占比介于60%~88%之間，五省中山西省并網(wǎng)制氫成本最低9.60元/kWh（考慮氧氣沖減），廣東省并網(wǎng)制氫成本最高19.73元/kWh（考慮氧氣沖減），并網(wǎng)制氫成本與風(fēng)光發(fā)電滲透率相關(guān)，也與該省輸配電價格水平有關(guān)，隨著風(fēng)光發(fā)電滲透率的提升將使得低電價時長增加。同時，電價的預(yù)測能力成為影響電解水制氫成本的關(guān)鍵因素，在實際制氫的過程中，即使實際用電情況與理想情況存在偏差，電解水制氫的成本仍處于成本曲線的低谷段，僅浮動0.5~1元/kg。目前全國最大的并網(wǎng)制氫項目——內(nèi)蒙古鄂爾多斯市烏審旗風(fēng)光融合綠氫化工示范項目已經(jīng)正式啟動，利用鄂爾多斯地區(qū)豐富的太陽能和風(fēng)能資源發(fā)電制氫，預(yù)計項目投產(chǎn)后，制取綠氫能力達(dá)3萬噸/年。

值得注意的是，隨著電源結(jié)構(gòu)和負(fù)荷的變化，電價分布未來或?qū)l(fā)生變化，上述成本僅根據(jù)2022年的電價情況進(jìn)行測算。風(fēng)光一體化離網(wǎng)制氫：離網(wǎng)制氫中的電費成為電源建設(shè)費用，假設(shè)各省電源建設(shè)中風(fēng)電和光伏裝機各占一半，根據(jù)各省的風(fēng)光發(fā)電利用小時數(shù)，山西/山東/廣東/甘肅/蒙西呼包東/蒙西呼包西離網(wǎng)制氫成本分別為15.67/16.52/16.79/15.32/13.91/13.75元/kg,考慮氧氣沖減后成為為10.07/10.92/11.19/9.72/8.31/8.15元/kg。西部地區(qū)制氫成本相較東部地區(qū)的經(jīng)濟優(yōu)勢更突出，我國西部地區(qū)總體上太陽能和風(fēng)能資源優(yōu)于東部，全年利用小時數(shù)更多。風(fēng)光一體化離網(wǎng)制氫受地理條件限制，主要分布在土地資源和風(fēng)光資源均豐富的西北地區(qū)。內(nèi)蒙古開展了全國首個省級風(fēng)光制氫一體化項目實施方案，離網(wǎng)制氫項目中鄂爾多斯市“中廣核杭錦旗伊泰化工20萬千瓦風(fēng)光制氫一體化項目”于2023年4月開工，12月項目正式投產(chǎn)，年制氫能力達(dá)2789.14噸/年。

降本路徑及降本空間

電氫降本路徑：一方面通過增加風(fēng)電光伏的裝機量，在相同的年工作小時數(shù)下，電能量價格下降，或相同的電能量價格下，年利用小時數(shù)上升。另一方面通過技術(shù)進(jìn)步，電解槽造價和單位能耗進(jìn)一步下降。據(jù)IRENA預(yù)測，2025年全球堿性電解槽系統(tǒng)性成本將從2017年750EUR/kW下降至480EUR/kW，單位能耗從51kWh/kg下降至49kWh/kg，隨技術(shù)演進(jìn)，電氫成本仍存在下降空間。以山西省經(jīng)濟利用小時數(shù)下的并網(wǎng)制氫成本的作為典型值，基準(zhǔn)利用小時數(shù)1915小時，制氫成本15.2元/kg（未考慮氧氣沖減），進(jìn)行降本潛力測算。根據(jù)測算結(jié)果，電耗下降對降本貢獻(xiàn)最大，每降低1%的電耗，制氫成本下降0.96%。年利用小時數(shù)增加對降本有明顯影響，每提升1%的利用小時數(shù)，成本降低0.55%。電解槽造價下降對成本貢獻(xiàn)一般，每降低1%的電解槽造價使成本下降0.36%。由于山西經(jīng)濟利用小時數(shù)下的電能量價格已經(jīng)較低，電能量價格下降對成本貢獻(xiàn)最低，電能量價格每下降1%，成本僅下降0.25%。

綜上所述，山西省并網(wǎng)制氫成本可以低至15.2元/kg，如果考慮高純度綠氧沖減成本，則電氫成本僅9.6元/kg，已低于煤制氫成本11.3元/kg，并大幅低于天然氣制氫成本21.8元/kg。電費成本中輸配電容量價格占比較高，未來或有更多電價優(yōu)惠扶持政策。考慮風(fēng)光一體化離網(wǎng)制氫，目前各省成本約13-17元/kg（不含綠氧），也已具備替代潛力。未來隨著電耗、造價、電價(或一體化電源造價)的下降和利用小時數(shù)的上升，電解水制氫降本空間整體可達(dá)20%以上，并網(wǎng)和離網(wǎng)制氫均已出現(xiàn)經(jīng)濟性拐點。

2.3西北電氫與下游地理分布不能匹配

氫產(chǎn)能及下游應(yīng)用分布

當(dāng)前國內(nèi)氫能大部分應(yīng)用于工業(yè)領(lǐng)域，包括合成氨、合成甲醇及石油化工。隨著長期碳中和目標(biāo)的提出，氫氣的能源屬性將逐漸顯現(xiàn)，應(yīng)用領(lǐng)域?qū)⒅鸩酵卣怪岭娏Α⒔煌ā⒔ㄖ葓鼍啊Ｒ灾袊?022年氫產(chǎn)能下游應(yīng)用為例，其中合成氨氫氣需求1107萬噸，占31.1%。合成氨作為化肥和其他化工產(chǎn)品的重要原材料，60%用于農(nóng)業(yè)化肥生產(chǎn)，30%用于工業(yè)生產(chǎn)，而交通部門（船舶運輸）和發(fā)電部門（摻氨燃燒）占比很低。合成甲醇?xì)錃庑枨?25萬噸，占26.2%。合成甲醇大部分用于化工合成，主要合成產(chǎn)品為烯烴、甲醛、醋酸、MTBE以及二甲醛等。石油煉化氫氣需求823萬噸，占23.3%。未來，氫氣因其熱值高，質(zhì)量能量密度大的特點或?qū)⒈粡V泛應(yīng)用于交通領(lǐng)域，氫燃料電池汽車比傳統(tǒng)的純電動車具備更長的續(xù)航能力。2022年我國氫燃料電池車?yán)塾嬩N量12682輛，加氫站累計建成274座，依據(jù)中國國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展長期規(guī)劃（2021-2035）》提出，到2025年燃料電池車輛保有量約為5萬輛。同時，因氫氣單位質(zhì)量的熱值遠(yuǎn)大于天然氣，能夠更好地滿足建筑供熱需求而應(yīng)用于建筑發(fā)電等其他領(lǐng)域。

目前中國氫產(chǎn)能主要分布于東部和中部地區(qū)，以化石能源制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫為主，山東省氫產(chǎn)能位居全國第一，年產(chǎn)量超500萬噸。我國合成氨產(chǎn)能主要集中在華東，中南，華北等氮肥消費量較大的地區(qū)，甲醇市場中華東、西北和山東的需求量位居前列，目前，氫產(chǎn)能與下游主要應(yīng)用地域融合程度較高。將來，電氫產(chǎn)能受限于風(fēng)光資源，西北地區(qū)實現(xiàn)電氫量產(chǎn)，將出現(xiàn)氫產(chǎn)能與下游應(yīng)用出現(xiàn)地域錯配，因此，電氫想要實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)替代還須考慮運輸成本或下游配套成本。

2.4電氫運輸成本居高不下

氣氫拖車短距運輸優(yōu)勢顯著，但無法適應(yīng)西北制氫外運

氣氫拖車是目前國內(nèi)最成熟的氫氣運輸形式，我國氫氣管束式集裝箱和氫氣長管拖車大多采用鋼制大容積無縫高壓氣瓶和鋼制內(nèi)膽碳纖維環(huán)向纏繞氣瓶，工作壓力通常為20Mpa，單次運輸氫氣質(zhì)量小，運輸效率低，適用于200公里以內(nèi)的短距離運輸。綜合市場上管束式氫氣集裝箱的平均輸氫量，假設(shè)20/30/45MPa管束式集裝箱最大可運輸氫氣質(zhì)量340/650/950千克，管束式集裝箱費用60/70/80萬，單位壓縮電耗2/4.5/6kWh/kg，則運距500公里的運輸成本高達(dá)7元/kg以上。

液氫運輸目前尚不經(jīng)濟，我國液氫產(chǎn)能較小

液氫運輸目前尚不經(jīng)濟，將來有望實現(xiàn)遠(yuǎn)距離、大規(guī)模運輸。中國民用液氫領(lǐng)域尚處于空白，低溫液氫廣泛應(yīng)用于航天和軍事領(lǐng)域。國內(nèi)氫氣液化技術(shù)尚不成熟，技術(shù)壁壘高，核心設(shè)備受制于國外，導(dǎo)致設(shè)備成本高昂，液氫運輸優(yōu)勢需要在長距離運輸中才能夠體現(xiàn)。同時，國內(nèi)暫時缺乏液氫相關(guān)的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)和政策規(guī)范，液氫布局的企業(yè)較少，但相較于氣氫拖車運輸，液罐車單次運輸氫氣質(zhì)量為氣氫拖車的10倍（3000-4000kg），氫氣密度和運輸效率明顯提高。假設(shè)5TPD/15TPD液氫裝置單位成本分別是7.3/4.87元/kg，單位能耗10.0/8.0kWh/kg，液氫罐車單次輸氫量4000kg，液化單位能耗15kWh/kg，則運距500公里的氫氣運輸成本在9元/kg以上。產(chǎn)能上看，全球液氫產(chǎn)能達(dá)到485TPD，其中，美國總產(chǎn)能326TPD，中國總產(chǎn)能僅6TPD，液氫工廠有海南文昌基地，西昌基地和北京101所，均服務(wù)于航空航天領(lǐng)域，產(chǎn)能最大的文昌基地也只有2.5TPD，實現(xiàn)液氫遠(yuǎn)距離運輸仍然任重道遠(yuǎn)。

管道輸氫適用大規(guī)模集中輸氫，具備一定發(fā)展?jié)摿?/p>

管道輸氫依賴于利用率，低利用率下成本較高，但未來在調(diào)配區(qū)域間氫能分布最具優(yōu)勢。管輸壓力相對較低，一般為1.0~4.0MPa，具有過程連續(xù)輸氫量大、能耗小等特點。雖然管道后期建設(shè)成本較低，但前期建造的一次性投資大，不適合作為氫能發(fā)展初期的運輸方式，中國可再生能源豐富的西北地區(qū)有望成為未來電解水制氫的主要生產(chǎn)地，而能源消耗主要分布在東部沿海地區(qū)，目前國內(nèi)暫時無法通過管道運輸實現(xiàn)大規(guī)模的區(qū)域間氫能調(diào)配。以中國某地區(qū)管道運輸數(shù)據(jù)為參考，氫氣資源主要來源于7個制氫廠，下游市場輻射8各市，假設(shè)管道成本524萬/Km，管材造價31100元/噸，折舊15年，管道運維費用為管道固定資產(chǎn)投入的5%，氫氣壓縮單位能耗1kWh/kg，站場配套工程28.79萬/Km，則對應(yīng)西北電氫利用小時數(shù)下500km時的運輸成本高達(dá)近15元/kg。

4月10日，中國石化宣布“西氫東送”輸氫管道示范工程已被納入《石油天然氣“全國一張網(wǎng)”建設(shè)實施方案》，國內(nèi)首個純氫長輸管道項目正式啟動，全長共計400公里，起始于內(nèi)蒙古自治區(qū)烏蘭察布市，終點位于北京市的燕山化石，一期運力為10萬噸/年，標(biāo)志著我國氫氣長距離輸送管道進(jìn)入新發(fā)展階段。

目前國內(nèi)氣氫拖車運輸?shù)慕?jīng)濟性明顯，且廣泛用于商品氫氣運輸。而國外大多采用液氫運輸，運輸方式已較為成熟，同時，國內(nèi)管道建設(shè)與西方國家仍存在較大差距，美國氫氣管道規(guī)模最大，總里程達(dá)到2720km，歐洲輸氫總里程也已突破1500km，我國氫能產(chǎn)業(yè)起步較晚，自主建設(shè)的典型純輸氫管道共有3條，總里程數(shù)不足100km。因此，適用于遠(yuǎn)距的管道運輸和液氫運輸受限于技術(shù)壁壘和基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，運輸成本暫時高于氣氫拖車。按考慮氧氣沖減的電氫成本10元/kg計算，計及運輸成本后，電氫利用成本達(dá)到16-18元/kg，目前比煤制氫成本相對較高，電氫經(jīng)濟性大幅減弱，盡管仍低于天然氣制氫，但氫氣實際所需運距較長，運往現(xiàn)存下游產(chǎn)能依然受限。

2.5西北氫氨一體化生產(chǎn)具備可行性

進(jìn)一步考慮就地消納電氫，以在西北項目地新建合成氨工廠為例，測得電氫加上新建合成氨配套裝置后附加成本約為2.5元/kg，合計質(zhì)量成本約為12.5元/kg，具備可行性。我們選取“大安風(fēng)光制綠氫合成氨一體化示范項目”作為測算基準(zhǔn)，根據(jù)大安風(fēng)光制綠氫項目招標(biāo)文件，制氫合成氨部分總投資254977.93萬元，規(guī)劃安裝PEM制氫設(shè)備50套（單套1000Nm3/h），堿液制氫設(shè)備36套（單套200Nm3/h），制氫能力46000Nm3/h，儲氫裝置60000Nm3氫氣，1套18萬噸合成氨裝置，按照制氫設(shè)備合計費用6.6億，儲氫裝置合計費用3億，估算得合成氨裝置投資額約為15.9億，按固定投資均攤至耗氫量，單位氫氣附加成本約2.5元/kg。考慮配套建設(shè)合成氨裝置時，整體成本約為12.5元/kg，已經(jīng)非常接近煤制氫成本，考慮到煤制氫也有一定的運輸半徑，且電氫成本仍有較大下降空間，因此綠氫+綠氨模式或已具備產(chǎn)業(yè)替代經(jīng)濟性，形成綠氫、綠氧、綠氨一體化產(chǎn)能。

電氫替代加速，行業(yè)放量空間較大

3.1產(chǎn)業(yè)政策扶持電氫項目開發(fā)提速

多地政策從生產(chǎn)直接補貼、電價補貼、電力交易政策、資源配套等方面對電氫項目給予扶持，以改善電氫系統(tǒng)經(jīng)濟性。1）直接補貼，現(xiàn)有地方政策規(guī)定首年按照15元/kg給予補貼，補貼額度按比例逐年退坡，如吉林省、濮陽市；2）電價優(yōu)惠，或給予一定電力交易政策支持，如深圳市、攀枝花市，以深圳市“電解制氫設(shè)施谷期用電量超過50%的免收基本電費”政策為例，如果按照谷用電進(jìn)行控制，并以前文廣東省電費占比進(jìn)行測算，則該政策可減少約75%電解水制氫成本；3）資源配套，主要是風(fēng)電光伏開發(fā)資源，如湖北省、濮陽市。

電氫項目落地加速，項目業(yè)主來源廣泛，下游企業(yè)投資意愿較強。據(jù)高工氫電統(tǒng)計，2023年第一季度共有11個綠氫項目簽約或開工，共涉及到綠氫產(chǎn)能超100萬噸/年，項目總投資近500億。以中國石化、中國化學(xué)、寶豐能源為代表的化工企業(yè)，以華電集團、國家電投、中能建等為代表的電力企業(yè)加速推進(jìn)電氫應(yīng)用項目落地。

3.2電氫替代供需兩側(cè)潛力均大

電氫需求側(cè)主要看國內(nèi)氫氣需求，電氫供給主要看新能源發(fā)電供給。

2023-2025年電氫需求滲透率預(yù)計僅為1.4%/2%/3.5%

從需求端來看，我們對十四五時期氫氣在化工、交通等領(lǐng)域的應(yīng)用進(jìn)行了測算，在不考慮燃料用途大幅增長的情況下，預(yù)計到2025年氫能總體需求變化不大，保守預(yù)計2025年氫氣年需求合計約3700萬噸，氫氣整體需求3年CAGR為1.7%。其中，化工領(lǐng)域用氫占比仍然最大，合成氨、合成甲醇、石油煉化合計需求約3008萬噸，占?xì)淇傂枨罅?1%;交通運輸領(lǐng)域用氫39萬噸，占比不足2%。

電氫滲透率有望加速提升。隨著電氫經(jīng)濟性提升及國家政策鼓勵，電氫占比有望持續(xù)提升，進(jìn)而推動電解水制氫系統(tǒng)需求高增。根據(jù)我們測算，假設(shè)2023-2025年電解水制氫滲透率分別為1.4%/2%/3.5%，并假設(shè)單套制氫系統(tǒng)產(chǎn)氫量為1500方/h，則新增電解槽分別達(dá)379/875/2265臺，對應(yīng)裝機需求約為2.4/5.5/14.3GW。

預(yù)計2023-2025年新增電氫僅占新增風(fēng)光裝機的1.49%/2.76%/7.13%

從供給端來看，電解水制氫占比有限，并不能完全解決新能源消納問題。我們假設(shè)2023-2025年新能源裝機為160/200/200GW，則2023-2025年電解槽總裝機占新能源總整體比例僅為0.75%/1.11%/2.03%，新增電解槽占新增新能源裝機的比例僅為1.49%/2.76%/7.13%。可見，新能源消納仍需火電靈活性改造、抽水蓄能、新型儲能、需求側(cè)響應(yīng)等多管齊下，共同解決。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟預(yù)測，至2030年，電氫下游需求替代滲透率可達(dá)15%，屆時，占可再生能源供給比例僅達(dá)6.46%，供給和需求側(cè)均無明顯的產(chǎn)業(yè)發(fā)展瓶頸，經(jīng)濟性成為驅(qū)動產(chǎn)業(yè)放量的首要因素。

3.3從0-1，相關(guān)電解槽公司爭相布局

電氫賽道風(fēng)起云涌，電解槽系統(tǒng)率先放量，2022年國內(nèi)電解槽設(shè)備出貨量同比2021年翻倍。2021年之前，聚焦電解水制氫設(shè)備制造的廠商主要包括派瑞氫能、考克利爾競立、天津大陸等深耕多年的頭部企業(yè)，2021年起，風(fēng)電、光伏、氫能產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)先后布局電解槽業(yè)務(wù)，行業(yè)出貨量大增。

據(jù)GGII統(tǒng)計，2021/2022年中國電解水制氫設(shè)備出貨量分別約350MW/722MW。電解槽行業(yè)仍處于高速增長階段，競爭格局尚不穩(wěn)定。2021年，考克利爾競立（出貨量160MW）、派瑞氫能、山東賽克賽斯氫能位居電解槽出貨量前三；2022年考克利爾競立（出貨量230MW，占比31.9%）、派瑞氫能、隆基氫能（首次切入前三）位居出貨量前三，行業(yè)CR3達(dá)73%，同比2021年下降約10個百分點。

從產(chǎn)能來看，據(jù)勢銀(TrendBank)統(tǒng)計，2022年中國堿性電解槽企業(yè)已披露產(chǎn)能接近11GW，質(zhì)子交換膜制氫設(shè)備的產(chǎn)能已超過百兆瓦級。堿性電解水制氫路線相對成熟，投資成本低，當(dāng)前占據(jù)主導(dǎo)地位。

從產(chǎn)品性能來看，ALK制氫電解槽普遍向高產(chǎn)氫量、低能耗、快速響應(yīng)發(fā)展。據(jù)GGII統(tǒng)計，截至2022年12月，國內(nèi)推出1000標(biāo)方及以上大標(biāo)電解水制氫設(shè)備的廠商超過25家，明陽智能和派瑞氫能均已下線2000Nm3/h電解槽，為目前全球最大的單體堿性水電解制氫裝備；單位電耗方面，主流企業(yè)的電解槽直流電耗集中在4.3~4.6kW·h/Nm3H2區(qū)間，差異總體較小，隆基、中電豐業(yè)、明陽智能最新產(chǎn)品直流電耗最低已少于4.0kWh/Nm3H2，處于領(lǐng)先水平。在行業(yè)尚處早期階段，技術(shù)研發(fā)能力強、產(chǎn)品更新迭代快的企業(yè)有望在激烈的競爭中獲得相對優(yōu)勢；電流密度方面，目前的行業(yè)領(lǐng)先水平可達(dá)到6000A/m2；快速響應(yīng)方面，考慮到未來需要適應(yīng)風(fēng)光發(fā)電靈活波動，電解槽負(fù)載調(diào)節(jié)速度和范圍對成本有較大影響，目前行業(yè)負(fù)載范圍領(lǐng)先水平已可達(dá)20%-200%。PEM制氫方面，截止到現(xiàn)在，國內(nèi)可量產(chǎn)PEM制氫均在兆瓦級，單槽產(chǎn)氫量最高可達(dá)200Nm3/h，較2021年最大功率單PEM電解槽50Nm3/h,取得了較大突破。

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