全球碳中和促进氢能产业发展
全球能源向低碳转型，氢能是重要选择
氢能是传统化石燃料的理想替代品。 为应对全球气候变化、满足可持续发展要求，世界各主要经济体纷纷加快低碳转型进程。 目前已有130多个国家和地区提出制定碳中和目标，大多数国家将在2030年实现碳中和中期目标，减少碳排放，在2050年或2060年实现碳中和。出于中立性的考虑，世界各国正在加快寻求清洁能源的开发利用。 氢能作为一种热值高、安全性好、应用场景丰富的清洁环保二次能源，是传统化石燃料的理想替代品，正逐渐成为全球能源转型发展的重要载体之一。
清洁环保：在氢气的应用中，氢气和氧气发生反应，只产生能量和水。 氢气的燃烧和燃料电池的电化学反应过程中，不会产生化石能源使用过程中产生的污染源和二氧化碳，可以真正实现零排放。 高热值：氢气的热值高达142 kJ/g。 它是目前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同等质量的燃料在消耗时，氢气可以提供更多的能量。 安全性好：氢气的扩散系数是汽油的12倍。 氢气泄漏时很容易消散，不易形成爆炸性气溶胶。 爆炸下限浓度远高于汽油、天然气。 应用场景丰富：氢能目前可广泛应用于交通、建筑、储能、工业等领域。
1）在交通领域，目前交通运输行业产生的碳排放量约占全球碳排放量的24%。 燃料电池汽车具有零排放、续航里程长的特点。 目前，长途公路运输、铁路、航空和航运都将氢能视为减少碳排放的重要替代燃料之一。 2）在建筑领域，氢能源与建筑领域的结合是近年来兴起的绿色建筑新理念。 建筑业消耗大量的电力和热能。 目前热电联产综合效率可达85%。 氢燃料电池为建筑物发电的同时，还可以回收废热用于供暖和热水。 在氢气输送到建筑终端方面，氢气可以与天然气以低于20%的比例混合，借助较为完善的家用天然气管网输送到千家万户。 数据显示，到2050年，10%的建筑供暖和8%的建筑能源将由氢能提供，每年可减少7亿吨二氧化碳排放。
3）在储能领域，氢能是大规模、长期、远距离储能的优质介质。 同时，它可以灵活地与其他储能方式互补，也是最好的能量补充方式。 随着新电力系统建设的加快，需要对弃风弃电进行更大规模、更长期的存储。 例如，采用锂电池+氢能源存储方式，在短期储能场景下，锂电池进行每日能源调峰，氢能源进行季度能源调峰。 其中不乏优势互补的组合。 4）工业领域目前在我国氢能应用中占比最大。 氢气是重要的工业原料。 氢气可以替代焦炭和天然气作为还原剂，可以消除钢铁生产过程中的大部分碳排放。 绿色氢气可用于生产合成氨、甲醇等化工产品，将有助于大幅减少化工行业的碳排放。
2021年，我国氢气产量将达到3300万吨。 从目前终端需求来看，90%以上用于工业领域。 其中，合成氨和合成甲醇占氢气总需求量的60%以上。 氢气用于炼油、煤化工等行业。 工业领域对氢气的需求超过30%。 中国氢能联盟预计，2060年碳中和情景下，我国氢能年需求量将增至1.3亿吨左右，占最终能源消费量的20%左右。 其中，工业部门氢消费量占比60%，约7794万吨，交通运输部门约占31%，约4051万吨，建筑部门和电力部门约占9%。
氢能产业为经济发展和能源安全做出贡献。 我国能源结构是“贫油、低气、富煤”。 2022年，我国两大能源石油和天然气对外依存度将分别为71.2%和40.2%，成为全球最大的油气进口国。 氢能产业发展可以带动相关能源产业转型升级和全产业链发展。 同时，从能源结构角度来看，发展氢能可以减少对传统化石燃料的依赖。
各国政策推动绿色氢能产业高质量发展
目前，全球氢能产业已进入快速发展阶段。 欧洲、美国、日本、韩国等全球主要经济体已将发展氢能上升到国家战略高度，并相应制定发展规划、路线图和相关配套政策，加快氢能产业化发展进程。 。
绿色氢平价时代即将到来
目前，灰氢是主要来源。 绿氢价格昂贵，但最环保。
从制氢方式来看，主要制氢方式包括三类：化石燃料制氢、工业副产品制氢、电解水制氢。 目前，世界主要依靠化石燃料制氢和工业副产氢。 IEA数据显示，全球氢生产来源中，天然气制氢占62%，工业副产氢占18%。 中国目前是全球最大的制氢国，煤制氢占57%，其次是天然气制氢占22%，工业副产氢占18%，电解水制氢占22%。 %。 只有1个％。 化石燃料制氢的主要优点是生产成本低、技术成熟，但在生产过程中会产生大量的碳排放。
根据制备来源和碳排放量，氢可分为灰氢、蓝氢和绿氢。 利用化石能源生产氢气具有较高的碳排放量。 其中，煤炭制氢的碳排放量最高。 生产1公斤氢气的碳排放量超过20公斤二氧化碳。 天然气制氢量约为煤炭制氢量的一半。 这两种类型统称为灰氢。 并网电力用于电解水生产氢气。 由于目前我国电力大部分来自火电，碳排放量非常高，甚至超过煤制氢。 可再生能源电解水产生氢气（绿氢）的碳排放量最低，接近于零。 当化石能源制氢与碳捕获技术（蓝氢）相结合时，碳排放强度将显着降低，但仍高于可再生能源制氢，并会带来更高的碳捕获成本。
从成本角度来看，化石燃料制氢总体成本不到15元/公斤。 煤制氢成本主要受煤炭价格波动影响。 当煤价为750元/吨时，计算出单位氢气成本约为12.22元/公斤。 考虑到煤炭价格在400-1000元之间波动，煤制氢装置的氢气成本范围为9-15元/公斤。 天然气制氢成本主要受天然气价格波动影响。 当天然气价格为2.5元/Nm3时，计算出单位氢气成本为12.8元/kg。 考虑到天然气价格在1.8-3.5元/Nm3之间波动，天然气制氢单位制氢成本范围为10-17元/kg。 工业副产氢气的成本大致为9-22元/公斤。 据《2020年中国氢能源产业发展报告》显示，焦炉煤气制氢综合成本在9.3-14.9元/公斤左右，氯碱工业副产品制氢综合成本在13.4元/公斤左右。 -20.2元/公斤。 丙烷脱氢制氢综合成本为14.0-20.2元/kg，合成氨、合成甲醇技术路线制氢成本为14.6-22.4元/kg。
目前碱性电解水制氢成本约为24元/公斤。 电解水制氢成本一般包括设备成本、能源成本（电）、原料成本（水）和其他运行费用。 假设单台碱性电解槽制氢能力为3/h，单台电解槽设备投资750万元，直流电耗5.0kwh/Nm3，年工作时间2000小时，设备折旧按照10年周期，土建安装费用为150万元计算，当电价为0.3元/kWh时，电解水制氢的单位成本为23.77元/kg。 目前质子交换膜电解水制氢成本约为38元/公斤。 假设单套PEM电解槽制氢规模为/h，设备投资按大安风光互补绿色氢合成氨一体化项目50MW PEM电解槽平均中标价计算项目。 假设单套/h PEM电解槽设备投资750万元。 元，直流电耗4.5kwh/Nm³，年工作时间2000小时，设备按15年折旧，土建安装费用200万元，我们计算当电价0.3元时/kWh，电解水制氢成本单位价格为37.63元/kg。
多重因素推动绿氢成本预计快速下降
从测算结果来看，电价、用电量、年运行时间、设备投资是决定电解水制氢成本的关键。 设备大型化、设备生产规模化：目前碱性电解槽装置制氢规模基本为3/h，单套设备投资6-900万元。 同时，电解槽总体呈现大型化发展趋势。 目前，国内已有3/h碱性电解槽产品发布。 随着电解槽设备的大型化和设备生产规模的扩大，单位设备投资有望下降，拉动整体制氢成本下降。
电解技术进展： 1）电耗方面，目前国内大部分碱性电解槽产品直流电耗为4.5-5kWh/Nm3。 据我们测算，制氢量每减少0.1kWh/Nm3，直流电耗可降低1.2%-2%。 单位制氢成本。 目前，部分企业已推出直流电耗3.87kWh/Nm3的碱性电解槽产品。 降低直流功耗以降低制氢成本仍有一定空间； 2）运行时间方面，根据国家电投公司测算数据，当电解槽运行时间从2000小时增加到4000小时后，氢气成本预计可降低4.6% ; 3）在设备电流密度方面，提高设备电流密度，提高产氢量，可以降低单位制氢成本。
可再生能源电价下降：在目前电解水平下，当可再生能源电价下降到0.2元/kWh时，电解水制氢成本将接近化石制氢成本。 假设电解槽年运行时间为2000小时，单套³/h电解槽设备投资成本为750万元。 当电耗为4.5kWh/Nm3、电价为0.2元/kWh时，电解水制氢成本为17.05元/kg，与天然气制氢成本基本接近。 当电耗为4.0kWh/Nm3、电价为0.1元/kWh时，电解水制氢成本为11.45元/kg，可与煤制氢成本持平。
碳交易价格提高了灰氢的成本，提高了绿氢的经济性。 2023年4月25日，欧洲理事会批准了碳边境调整机制（CBAM，又称碳关税）。 CBAM是欧盟的Fit for 55减排计划（到2030年，欧盟温室气体排放量将低于1990年基准线，其中一项关键措施是减少至少55%），旨在对不产生碳排放的进口产品征收碳关税。不符合欧盟碳排放法规。 2022年欧盟碳市场的平均碳价约为80欧元/吨二氧化碳。 在美国，2022年《清洁竞争法》（CCA）提出确定特定行业的平均碳排放量，并对产品超过行业基线的国内制造商和进口商征收55美元/吨CO 2 的碳税。 。
国内目前只有发电行业纳入全国碳市场。 目前碳价约为55-60元/吨CO 2 。与国外相比，整体碳价仍有上涨空间。 我们预测，未来当我国碳交易市场纳入扩大行业范围时，碳交易价格有望上涨。 目前，煤制氢碳排放约为25-2/kgH 2 ，天然气制氢碳排放约为10-2/kgH 2 。假设未来，当国内碳价达到100元/吨CO 2 ，煤制氢成本将增加2.5-3元/公斤，天然气制氢成本将增加1-1.2元/公斤。 当电价达到0.15元/千瓦时时，综合成本将与煤炭相当。 制氢成本平价。 因此，碳交易价格的上涨将进一步增强绿氢的经济性。
总体而言，电解制氢技术在降低成本方面具有巨大的发展潜力。 中国氢能联盟在《中国绿色氢能发展路线图》中提到，预计2027年后，我国可再生能源制氢成本将达到15元/公斤。 对氢气的需求将大幅增加。同时，中国氢能联盟预测，到2050年，约70%的氢气将通过可再生能源电解水生产。
电解槽需求爆发，工业化快速推进
电解水制氢不同技术路径介绍
绿色制氢的核心在于高效水电解制氢技术的应用。 在直流电的作用下，水会在电解槽的阴极和阳极发生电化学反应，分别产生氢气和氧气。 根据工作原理和电解质的不同，水电解制氢技术可分为四种类型，即碱性水电解技术（ALK）、质子交换膜水电解技术（PEM）、高温固体氧化物水电解技术（SOEC） ）。 和固体聚合物阴离子交换膜水电解技术（AEM）。 碱性电解水技术（ALK）：通常采用氢氧化钾（KOH）溶液作为电解质，多孔膜作为隔膜，非贵金属镍基催化剂。 该技术最大的优点是技术成熟、价格低廉。 它是主要的水电解技术。 其缺点是工作电流较小、设备体积较大、维护成本较高。
质子交换膜电解技术（PEM）：该技术利用质子交换膜代替碱性电解水中的隔膜和电解质，同时还起到隔离气体和离子传导的作用。 其中，质子交换膜的厚度更薄，阻力更小，可以实现更高的效率，承受更大的电流。 设备体积和占地面积比碱性电解槽设备小，操作更灵活。 目前的缺点是需要昂贵的催化剂和氟化膜材料导致投资成本较高，而且PEM水电解系统结构复杂。 目前整体技术已基本成熟，正在推动高温固体氧化物电解水技术（SOEC）的商业化引进：它是一种高温水电解技术，工作温度为700-1000℃。 其结构由氢电极、氧电极和一层致密固体电解质（包括固体氧化锆等）组成。 由于操作温度高，反应功率大大提高，电耗降低，可以实现较高的电解效率。 但其缺点是需要高温热源。
阴离子交换膜水电解技术（AEM）：是一种新型水电解技术，可以将碱性电解槽的低成本优势与PEM的高效率优势结合起来。 目前，AEM膜仍存在机械和化学稳定性问题，可能存在离子电导率低、催化速度慢等问题。 整体技术仍处于研发和示范阶段。
碱性电解水制氢技术原理及市场现状
从电解槽的整体结构来看，碱性电解槽主要由极板（双极板+极架）、催化电极、隔膜、密封件等部件组成。 在催化电极方面，目前碱性电解池中使用的电极大部分是镍基材料。 它们大多以纯镍网和泡沫镍为基材，采用喷涂、滚涂、化学镀等工艺涂敷催化剂，以提高电解效率。 催化剂多为以雷尼镍为代表的镍基催化剂或贵金属催化剂等。隔膜方面，早期主要采用石棉隔膜材料。 但石棉在碱性电解质中的膨胀以及石棉对人体的危害使其逐渐被淘汰。 目前，行业广泛使用的隔膜是一种以聚苯硫醚（PPS）为基础的新型复合隔膜。 PPS作为基础，可以提供一定的物理支撑。 同时，PPS织物具有耐热性优良、机械强度高、电性能优良的特点。 但同时PPS材料的亲水性较弱，会导致电解槽内阻过大。 因此，目前对PPS进行改性，如涂覆聚合物与氧化锆形成复合隔膜，以增强其亲水性。
就极板而言，极板是碱性电解槽的支撑部件。 它们的作用是支撑电极和隔膜并导电。 国内极板一般采用铸铁金属板、镍板或不锈钢金属板。 加工方法是机械加工、冲压成乳头状结构，然后焊接到杆架上，然后镀镍。 镍材料在碱溶液中不易被腐蚀。 乳突结构充当支撑和导体。 从工作原理来看，碱性电解槽通常采用30%氢氧化钾溶液（KOH）或25%氢氧化钠溶液（NaOH）作为电解液。 在直流电作用下，水分子在阴极发生析氢还原反应。 ，产生氢气和氢氧根离子。 氢氧根离子在电场作用下穿过隔膜材料，到达阳极，失去电子生成氧气和水。
电解水制氢系统主要包括电解槽主体和BOP辅助系统。 BOP辅助系统由供电设备（电源、变压器、整流器等）、气液分离干燥净化设备等设备组成。 一般碱性电解水制氢系统的成本由：电解槽（50%）、电气设备（15%）、气体分离、干燥净化设备（15%）、其他设备（20%）组成。 在电解槽中，根据 IRENA 数据，隔膜和电极组件 (57%)、电堆组件和端板 (10%)、双极板 (7%)、小部件 (4%)、结构层 (14%) 和多孔传输层（8%）是电解的主要成本组成部分。
从目前各大公司公布的碱性电解槽相关参数来看，国内电解槽规模集中在1000-3/h。 目前，碱性电解槽呈现出规模化发展的趋势。 明阳智能与上海氢时代最新发布的碱性电解槽，电解槽产品最大产氢能力达到3/h。 国外蒂森克虏伯等公司最大制氢能力为3/h（约20MW）。 电解槽的扩建也将降低制氢的单位成本。 目前，我国大部分碱性电解槽的直流电耗集中在4.2-4.6kWh/Nm3。 直流功耗的降低也是电解槽产品发展的一大趋势。 例如，隆基氢能推出的ALK Hi1 plus产品满载下直流电耗低至4.1kWh/Nm3。 明阳智能最新发布的产品直流功耗最低达到3.87kWh/Nm3。
PEM水电解制氢技术原理及市场现状
PEM电解槽主要由膜电极（包括质子交换膜、催化剂和气体扩散层）、双极板、环氧树脂板和端板组成。 膜电极是整个水电解槽中物质传输和电化学反应的主要场所。 其特性和结构直接影响PEM水电解槽的性能和寿命。 质子交换膜：质子交换膜必须具有高质子传导率、高气密性、高亲水性、耐酸性、极低电子传导率等特性。 其质量好坏直接影响电解槽的运行效率和使用寿命。 目前，质子交换膜大多采用全氟磺酸（PFSA）基聚合物。 目前，科慕系列膜是电解制氢中最常用的质子交换膜。 国内企业中，东岳未来氢能、武汉绿动等公司已开发出用于质子交换膜电解槽的质子交换膜，并正在尝试用国产产品替代。 。
催化剂：理想的催化剂具有耐腐蚀、良好的比表面积、孔隙率、催化活性、电子导电性、电化学稳定性、成本低廉、环境友好等特点。 PEM电解槽的催化剂阳极和阴极所用的材料有很大不同。 阴极催化剂主要由铂贵金属及其合金制成； 阳极催化剂采用抗氧化、耐腐蚀的铱、钌及少数贵金属或其氧化物。 。 气体扩散层方面：阴极通常采用碳材料，如碳纸、碳布、碳毡等，而阳极主要采用钛材料，如钛网、钛板、钛毡等。 双极板：主要用于支撑膜电极和气体扩散层，同时收集氢气和氧气并传导电子。 双极板需要具有高的机械稳定性、化学稳定性和低的氢渗透性。 该材料基本上由钛制成，并涂有含铂涂层。
从PEM电解水制氢系统成本结构来看，电解槽的单位成本较高，电解槽/供电设备/气体分离净化设备/其他设备占比60%/15%/10%分别占总成本的/15%。 在质子交换膜电解槽中，膜电极（24%）、电堆组件和端板（3%）、双极板（53%）、小部件（3%）和多孔传输层（17%）是主要成本构成。 从一些企业公布的PEM电解槽相关参数来看，国内PEM电解槽规模集中在50-200Nm 3/h，目前单槽最大规模已达到400Nm 3/h。 国外PEM电解槽发展较为成熟，总体规模较大。 例如康明斯单台PEM电解槽规模可达500Nm 3/h。 随着国内PEM研发技术的进步，国内PEM电解槽的技术参数正逐步接近国外领先公司。 。
从目前国内12兆瓦级质子交换膜水电解制氢项目进展情况来看，大部分项目已开工或投产，且大部分项目为1-2.5MW规模的示范项目。 2023年，国家电投大安风光互补绿色制氢示范项目PEM电解槽招标规模将达到50MW，超过其他11个项目规模之和。 PEM电解槽的应用规模不断扩大。
SOEC水电解制氢技术原理及市场现状
SOEC（高级固体氧化物电解）可以提供比室温水电解技术更高的能量转换效率。 从技术原理分类，SOEC可分为氧离子传导SOEC和质子传导SOEC。 在质子传导SOEC中，高温水蒸气被供给到阳极侧并发生氧化反应。 水分子失去电子并产生氧和质子。 质子穿过电解质到达阴极后，发生还原反应，并在阴极产生氢气。 氧离子传导SOEC从阴极侧供给水蒸气。 水分子接受电子后产生氢气并电离产生氧离子。 氧离子通过电解质传导至阳极后被氧化形成氧气。 目前SOEC水电解技术商业化的尝试主要集中在氧离子传导SOEC。 由于质子导电SOEC具有较高的技术和材料选择要求，目前的开发进度落后于氧离子导电SOEC。
SOEC电解槽的核心部件是：电解质、阴极和阳极。 将多个电解细胞组装在一起以形成SOEC堆栈。 多个堆栈，气体处理系统和气体输送系统形成了SOEC电解模块。 多个SOEC电解模块，电源配电设备和其他辅助设备形成完整的SOEC系统。 SOEC电解质通常使用导电陶瓷材料，例如-氧化锆（YSZ）和-氧化锆（SCSZ）。 阴极需要直接与高温水蒸气接触，在高温和湿度下需要化学稳定，并且需要具有与电解质材料相似的热膨胀特性。 因此，通常使用复合材料。 镍，钴，铂和钯是常见的SOEC。 正极材料。 阳极需要在高温氧化环境中保持稳定，并且需要具有出色的电子电导率，氧气电导率和催化活性。 同时，热膨胀系数也需要匹配电解质。 目前，使用钙钛矿氧化物制备的导电陶瓷材料是最常见的阳极材料，其中最具代表性的是跨掺杂型扁豆甘露酸锰酸盐（LSM）。
就企业SOEC产品而言，国内企业SOEC电解器的氢生产能力主要在千瓦级别，其中上海应用物理学研究所的氢生产能力已达到200kW。例如Bloom的产品已达到100kW的水平。 目前，总体SOEC技术处于研发演示阶段，总体运营生活仍需要改善。
AEM水电解氢生产技术原理和市场状况
AEM（阴离子交换膜电解水技术）电解酶的主要结构由阴离子交换膜和两个过渡金属催化电极组成。 纯水或低浓度碱性溶液通常用作电解质，并使用廉价的非缺失金属催化剂和碳氢化合物膜。 因此，AEM过程具有低成本，快速启动和关闭以及低能消耗的优势。 它结合了与可再生能源结合使用时的易用性，同时达到了与PEM相当的电流和效率。 尽管AEM可以结合PEM和ALK的技术优势，但它仍处于开发的初始阶段。 首先，由于AEM工作过程中阴离子交换膜表面形成的局部强碱性环境，由于AEM在OH-作用下AEM降解引起的穿孔将导致堆栈和堆栈中的短路影响使用寿命。
其次，AEM电解器缺乏大规模产品，这也很难限制其大规模商业化。 目前，ALK电解细胞单细胞已经开始朝向³/h或更高，而PEM电解细胞≥50nm³/h的产物也在演示期间。 但是，AEM电解层单细胞产品仍在0.5-5nm³/h之间，这很难符合我国家西北部和西南部国家的大规模可再生能源水电氢生产全面的演示项目的大规模可再生能源水。
德国是市场上第一家商业化AEM 的公司，目前是唯一一家完成大型货物的公司。 它在2019年开发了世界上第一个模块化商业产品EL 2.1。该产品现已升级到EL 4.0版本。 在2022年第四季度，已经交付了1200多个AEM电解系统。 中国的氢能在2023年2月发布了新的2.5kW AEM电解层产品和集成系统，预计将在一年内大规模生产和发货。 根据GGII的数据，大学，Jilin大学， 集团和 膜技术有限公司有限公司进行了与阴离子交换膜的开发有关的工作。 中国科学院达利安化学物理研究所的重点是催化剂的研究和开发，CSSC 718 已进行了阴离子交换膜的研究和开发。 在AEM电解器上的整合和基本研发工作。未来的氢能和深圳氢能量正在大力促进AEM的工业化。
对电解器的需求爆炸
国内氢生产行业的需求显示出爆炸性的增长。 自2023年进入2023年以来，绿色氢行一直在蓬勃发展，对可再生能源氢生产项目的投资加速了，国内电解层市场需求显示出爆炸性的增长。 根据SOBI氢能量和江氢能研究所的统计数据，从2023年1月至2023年6月，邀请了总共18个家庭电解器项目（包括16个绿色氢项目）进行竞标，累积竞标量表超过815.5MW。 其中，碱性电解储罐路线为701.5MW，PEM技术路线为51MW，SOEC技术路线为63MW。 2023年上半年的国内电解机招标需求规模超过了2022年的发货量。
就公司赢得的投标数量而言，佩里氢能，龙氢能和分别排名前三，分别排名256.5/170/125MW； 就公司赢得的出价平均价格而言，碱性技术路线的平均价格大多在1.3-1.8 yuan之间。 /W，在PEM技术路线中， 和赢得了竞标，平均获胜价格分别为5.8和6.87元/W。
根据氢功率数据，在电解仪的运输方面，2022年的家用电解仪运输约为800MW。 目前，在建设和计划中，国内水电解氢生产项目的总氢生产量表超过19GW。 我们估计，国内电解器的运输预计将在2023年达到2.3GW，同比增长约190％。 到2030年，货物预计将达到47.3GW，从2023年到2030年的复合年增长率约为54％。就全球电解仪的运输而言，我们预计全球货物将在2023年达到6.2GW，同比增长约178 %。 到2030年，货物预计将达到138.4GW，从2023年到2030年的复合年增长率约为56％。
加速电解剂供应端生产能力的增加
根据彭博新能源融资的统计数据，十多个国内公司的总电解质生产能力将在2022年达到7.7GW，预计2023年的总生产能力将达到12.6GW，主要是碱性电解液。 就海外公司而言，由 和代表的公司主要开发和生产碱性电解液。 同时，许多公司（例如Plug Power和ITM Power）参与PEM 的研发和生产。 十多个海外公司的总电解学生产能力将在2022年达到6.3GW，预计2023年的总生产能力将达到14.8GW。预计全球20家公司的总生产能力为27.4GW。 2023年。
电解器的未来发展趋势
从本地化过程的角度来看，关键电解质材料的定位过程正在加速，并且更适合于从可再生能源（包括催化剂，膜电极，气体扩散）的可再生能源产生电解氢的质子交换膜电解剂（PEM）的关键材料层等。本地化的过程正在加速。 从行业技术开发的趋势来看，电解器的未来开发目标往往是较低的功耗，更广泛的负载操作范围，更大的单位尺寸，较高的电流密度和更长的使用寿命。 本质是增加电解核的氢产生，同时降低产量的单位成本。 为了提高电解器的性能，碱性电解层公司的未来主要研发方向包括分离器，催化剂，电极等，以及PEM电解层公司的主要研发方向包括质子交换膜，气体扩散层，，气体扩散层，，，催化剂等
从全球化趋势的角度来看，国内电极公司有望扩大海外市场。 大多数国内碱性电解酶公司已经从事该行业多年，其技术相对成熟，其总体产品性能与海外产品的不同。 根据彭博新能源融资数据的数据，在2022年国内碱性电解质的平均价格约为343美元/kW，而西方国家的碱性电解液价格高达1,200美元/kW。 国内产品的价格仅为海外产品的1/3。 总体产品具有很高的竞争力。 从2022年到现在的国内电解器的案例来看，佩里氢能，瓜富氢氢能，库克里尔媒体，鲁林技术，中国电子狂热者和朗吉氢能量等公司连续建立了与中东，东南部，东南部，东南部，东南部的伙伴关系亚洲和非洲，我们已经与欧洲，美国和其他国家 /地区的客户签署了出口合作订单，这些命令总体上证明了中国企业的电解层产品具有成本效益的优势。
电解仪安装容量和市场空间计算
在国内，我们估计2023年的国内电解器发货将为2.3GW，对应于42亿元的电解室市场空间。 据估计，2030年对电解器的新需求将为47GW，对应于2030年的国内电解器市场空间为565亿元。到2030年，家用电解液的累积安装能力将达到190GW。 在全球范围内，我们估计2023年的全球电解器需求将为6.2GW，全球碱性电解仪/PEM电解仪需求比分别为73％/27％，相应的市场空间分别为18.7/133亿元。 总市场空间将为321亿元人民币。 据估计，全球新安装的电解仪容量将在2030年为138GW，其中碱性电解器/PEM电解液的需求比为65/35％（此处不考虑SOEC比率）。 同时，考虑到中国公司向碱性电解液出口，全球碱性中国碱性电解液的供应率分别为60％，对应于2030年碱性电解器/PEM电解器的市场空间2030年的全球电解器市场空间为3822亿元人民币。
（本文仅供参考，不代表本行任何投资建议，如需使用相关信息，请以报告原文为准。）