今年从0-1的产业备受市场关注，比如光伏领域的钙钛矿、风电领域的漂浮式海上风电。而在氢能领域，绿氢今年政策密集出台，尤其以内蒙为核心领先布局，在政策积极推动下，绿氢今年有望迎来爆发元年。但是即使各项目纷纷在建布局，绿氢最终能否全面商业化，最终还取决于成本能否降下来，所以绿氢太贵的困局能不能打破是关键。


(资料图片)

何为绿氢？绿氢也叫电解水制氢，主要由风光等可再生能源电解水方式来制氢，制作过程不会有碳排放产生，属于未来氢能发展的主要方向，也就是说，只有绿氢能满足去碳化目标的实现。但是囿于成本和技术的限制，目前无法大规模使用，现在电解水制氢的占比仅1%左右。绿氢未来的发展趋势已经明了，就是要替代现有主流的化石能源制氢的份额。

01 绿氢太贵？如何破局

为什么说2023年有望是绿氢爆发元年？最重要的是政策面的支持，2022年开始，各省份氢能政策陆续密集落地，发布各自的氢能产能规划。尤其以内蒙古为主，内蒙古今年开年就展示了其在氢能产业发展的决心，根据其1月4日内蒙古能源局官网发布“内蒙古自治区能源局关于实施兴安盟京能煤化工可再生能源绿氢替代示范项目等风光制氢一体化示范项目的通知”，制氢总投资在496亿。可以看出2023年内蒙古很多项目将投产，也就是说今年是内蒙古绿氢发展元年，也是中国绿氢发展的元年。

虽然说今年是绿氢爆发元年，但就像光伏的钙钛矿一样，投产再到达产，还是个远期故事，只不过与钙钛矿还需要解决稳定性以及效率等问题，不同的是，绿氢最主要的问题还是成本太高。

制约绿氢发展的主要因素是成本高。目前电解水制氢主流技术主要是：碱性电解水（AWE）、质子交换膜电解水（PEM）。其中碱性电解水技术是目前最成熟的工艺，特点是技术成熟、投资运行成本低、但存在碱流失、腐蚀、能耗高等问题。PEM技术目前处于市场化早期，比碱性电解水优越之处在于避免碱污染和腐蚀问题，且氢气纯度高，响应速度也快，但缺点是设备成本远高于碱性电解水技术，高成本限制了PEM技术的产业化发展。

对比主流的两种技术的成本：可以看到不管哪种技术，电力成本都是占大比例的，60%-80%之间，而PEM中电力成本虽然比碱性的要低，但是固定成本高了很多，主要高在了电解槽，PEM的电解槽单位成本要远高于碱性，所以目前推广不了，还是个远期的故事。

（见智研究制图）

现在最主流的是碱性技术，未来绿氢规模化大概率也还是这种技术。根据东吴证券的预测，如果是按照目前电耗5Kwh/标方；电价0.3元/kwh来测算，碱性电解水制氢的合计成本为25元/kg；而目前煤制氢的成本为9.6元/kg；天然气制氢成本为15元/kg。所以对比下来即使现在最便宜的绿氢技术，碱性电解制氢，成本也大约是煤制氢的3倍，所以限制了绿氢目前的规模化。

而如果电价降到0.1-0.2元/Kwh，电耗降到4.5kwh/标方以下，成本就可能降到15元/kg以下，也就是接近与天然气和煤制氢平价。

02 绿氢爆发后，电解槽最受益

绿氢在氢产业链的上游环节，也就是制氢，而除了制氢外，整条产业链还包括氢储运，以及氢的下游应用。今天主要说下制氢这个环节的机会。

绿氢爆发后，主要受益的还是碱性电解制氢。而碱性电解制氢主要包括五大部分，电解槽、电器设备、固液分离器、纯化设备、辅助设备，其中电解槽占总成本的50%，也是最核心的设备。随着绿氢招标扩大，电解槽的需求自然水涨船高。按照今年国内氢产量2400万吨，绿氢占比1%，新增电解槽需求约400台；如果2030年假设氢气产量3000万吨，绿氢渗透率30%，新增电解槽或超8000台，量的空间翻20倍。

整体看，见智研究认为，绿氢的潜在空间巨大，但是现实也有很多风险，比如其实目前还是在政府示范项目驱动，还是靠政策推动，商业化路径还没有打通；且如果想实现降本，不仅需要降电耗，更需要电价降下来，如果这些前提无法实现，那2030年30%的渗透率可能也只是一个愿景。

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