氢能源行业专题报告电氢耦合多能联结,寻找

（报告出品方/作者：长城证券，马晓明、于夕朦）

1.能源不可能三角

1.1概念及评价指数

中国人民大学国家发展与战略研究院教授郑新业曾于年提出“能源不可能三角”，即能源的安全、绿色和廉价三个要素，在某种程度上很难同时达到安全稳定，绿色环保并且经济廉价。世界能源理事会(WorldEnergyCouncil)每年针对世界及个国家和地区的能源状况发布能源不可能三角指数，该量化指标包含类似的三个衡量要素，即能源安全性、能源公平性和环境可持续性，并适当考虑相应国家或地区的经济情况、政策稳定性、投资吸引力等。想要平衡能源不可能三角具有很大的挑战性，该系数在一定程度上从能源的视角衡量各国维持长远繁荣发展的潜力。

能源安全性：能源管理有效，可满足发展需求；基础设施可靠，能承受系统性扰动。能源公平性：能源供给是稳定的、丰富的、易得的、并且成本普遍可承受。环境可持续：能源系统是高效的，尽量避免或降低对环境的影响。

年，世界能源理事会对中国能源不可能三角的评价结果是BBDb，排名全球第51位。主要因为我国尚处于快速发展阶段，年碳排放量连续多年位列世界第一并仍在增长，拉低了总体评价结果，排名不高；但在过去十年中，中国该评价指标是不断上升的，主要贡献因素为：

能源供给较好满足了经济增长的需求，我国已成为世界第二大经济体；

建设了安全高效的输电网络，电力的广泛普及和电气化率的不断提升；

在可再生能源领域持续投入，成为全世界最大的风力和太阳能发电投资者；

承诺了年前碳达峰年前碳中和的雄伟目标，显示出强烈的信心和决心。

1.2我国的能源结构

在我国十多年的高速发展过程中，传统化石能源占据着主要地位，尤其是煤炭对我国能源安全起着定海神针的作用，国家能源局局长章建华在年能源工作会议中也提出，在能源绿色低碳转型的过程中，需要继续发挥煤炭保障我国能源安全“压舱石”的作用。过去十年我国能源消费结构中，清洁能源（天然气、核电、水电、风电、太阳能等）消费占比在不断提升，年已达25.5%，但煤炭消费占比依然超过50%。在“碳达峰碳中和”总的战略方向指导下，清洁能源消费占比将继续提升，对煤炭、石油等传统化石能源逐步替代。按照国务院发布的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，到年非化石能源消费比重将达到80%以上。

中电联《中国电气化年度发展报告》提出，电气化发展是实现碳达峰、碳中和的有效途径。年，全国电能占终端能源消费比重约26.5%，在电气化加速情景下，电能占终端能源消费比重将稳步提升，年、年和年将分别提高到31.6%、35.7%和66.4%。

受政策鼓励和产业驱动，我国可再生能源建设成效显著，截止年末风电装机容量达3.3亿千瓦，年发电量达亿千瓦时；太阳能发电装机容量达3.1亿千瓦，年发电量达亿千瓦时；风光装机容量占比及年发电量占比继续稳步提升。中电联《中国电气化年度发展报告》研究指出特高压输电对清洁能源资源优化配置作用明显，年特高压线路输送电量亿千瓦时，其中可再生能源电量占比为45.9%，在电气化加速情景下，新能源电量渗透率近、中期稳步提高，远期加快提升并成为发电量主体，年、年和年将分别达到19.2%、27.4%和60.3%。

1.3能源变革的奇点

我们认为大力发展可再生能源，提升可再生能源的消费占比，将有效提升能源三角中的“环境可持续”，也有助于我国“能源安全性”的提升，但对“能源公平性”提出了更大的挑战。不论是传统化石能源还是风光可再生能源，都没有改变我国能源供给中心和需求中心背离的格局，能源资源中心在三北地区而能源需求中心在东南地区。我们需要有某种途径补强“能源公平性”，以达到能源三角的平衡。目前，凭借先进的特高压输电技术，依托加快扩建特高压输电网络，以确保风光新能源发电量的消纳，我们认为这只是建设新型电力系统的初级阶段。根据国家电网电科院的研究，构建新型电力系统面临着“五大变化”，需应对“三大挑战”。

三大挑战：

电力电量平衡——风光资源非连续和强波动的固有属性，用电负荷日益尖峰化，给特定时段的电力电量平衡带来巨大挑战。

系统安全稳定——高比例的风光新能源容量对电力系统支撑性弱，系统频率电压支撑调节能力降低，给系统安全稳定带来巨大挑战。

新能源高效利用——如缺少相应规模的可调节资源支撑，电力系统将不足以维持高比例风光发电量消纳，给新能源高效利用带来巨大挑战。

我们认为年之前实现碳达峰，就是能源结构转型的“奇点”，届时某种媒介与电力系统良好耦合，实现多能联结，新型电力系统也会迎来全新发展的“奇点”。我们认为高占比的风光装机容量是新型电力系统的显著特点，尽可能的消纳风光发电量是新型电力系统的根本目的，安全稳定的可靠运行是新型电力系统的基本要求，区域消纳和多能联结是新型电力系统的实现途径。

目前，风力发电、光伏发电主要采用效率较高的蓄电池储能，但是能量密度低、储存时间短等劣势限制了蓄电池储能的进一步发展应用。而氢能是一种质量能量密度高、储存期长的高效储能方式。参考西门子提出的PowertoX模型，通过电氢耦合，实现能量的储存和转化，多种能量和物质高效联结，实现多层级电网电力电量平衡，提高风光新能源利用效率，可以较好实现能源不可能三角的平衡。在该模型中，氢充分体现出在发电与储能、建筑供热和制冷、交通运输、钢铁冶炼等领域中丰富的应用场景，也始终围绕着净零碳排放，可以说氢能的桥梁作用体现的淋漓尽致，氢能或许将成为连接新能源与多种能源应用消费端的桥梁。

年3月，由国家发改委、国家能源局联合发布了《氢能产业发展中长期规划（-年）》，文件指出氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一。文件强调了氢气的能源属性，有利于改变氢气管理模式，从危化品管理逐渐转变为能源管理；文件明确了氢能的发展路径，坚持绿色低碳技术路线，构建绿氢供需体系；文件指引了氢能的行业前景，打通制储输用各环节，并拓展氢能在交通、储能、分布式发电、工业等各领域的多元化示范应用，并应给予政策支持。

2.氢气供需

2.1氢气的生产

我国作为全球氢气利用大国，自年产量首次突破万吨以来，一直稳定保持世界第一。根据中国氢能联盟与石油和化学规划院的统计，截止年末，我国氢气产能约为万吨/年，产量约为万吨。其中，氢气纯度达99%以上的工业氢气质量标准的产量约为0万吨。从生产原料和方式来看，煤制氢达到万吨，占比63.6%；工业副产氢为万吨，占比21.2%；天然气制氢为万吨，占比13.8%。可再生能源制氢占比不足1%。

根据国际能源署(IEA)的统计，年全球氢气需求超过万吨，几乎全部由化石燃料制氢满足。天然气制氢产量占比为约60%，煤制氢产量占比为约19%；低碳制氢产量占比极小，其中电解制氢产量约3万吨，占比约0.03%，配备碳捕捉的化石燃料制氢约70万吨，占比约0.7%。

业界通常将不同原料及工艺制备的氢气产品以灰氢、蓝氢、绿氢等加以区分，但这种表征方式并不能严格区分和量化各种氢气生产过程的环境可持续程度。随着各国碳中和目标的提出，基于生命周期温室气体（GHG）排放方法客观量化定义不同制氢方式逐步为业界所认可。年12月，中国氢能联盟提出的团体标准《低碳氢、清洁氢与可再生氢标准及认定》正式发布，标准指出了在单位氢气碳排放量方面的阈值。

简单来说，可再生氢与清洁氢与通俗意义上的“绿氢”大体相当，低碳氢与“蓝氢”大体相当。以电解水制氢为例，如果电力来源全部为可再生能源则为可再生氢，如果要达到清洁氢的标准则需要单位电力的碳排放不高于87.5克CO2/kWh，如果要达到低碳氢的标准则需要单位电力的碳排放不高于克CO2/kWh。因此，从碳排放角度对氢进行量化分类，一方面有助于还原氢作为低碳甚至零碳能源的属性，另一方面有助于打通碳市场和请市场，引导高碳排放制氢工艺向绿色制氢工艺转变。

目前情况下，电解水制氢工艺路线对比传统工艺路线尚不具备经济优势，但在可再生能源蓬勃发展的大背景下，电解水制氢成本的大幅降低是可以预期的，同时还具有碳排放强度低的显著优势。根据河北建投风电制氢项目的实践，依托张家口丰富的风光资源，市发改委表示“十四五”期间力争可再生能源电解水制氢成本由30元/kg下降至14元/kg。可再生能源电力的平价在赋予电解水制氢经济性的同时也赋予了其“环境可持续性”，而可再生能源电力对电力系统的挑战，将由“电氢耦合”提供更佳的包容性。

2.2氢气的需求

根据石油和化学工业规划院的统计分析，我国目前氢气利用与需求主要来自化工产业，主要用于合成氨和合成甲醇，占比一半以上。根据国际能源署的统计分析也呈现出同样的特点，年全球几乎所有需求都来自炼化（约万吨）和工业（超过万吨）。氢作为绿色能源在新领域的应用，包括燃料电池、天然气掺氢等，占比还非常小。

根据中国氢能联盟预测，我国在年碳达峰愿景的情景下，氢气年需求预期达万吨，在终端能源消费中占约5%，其中可再生氢产量占比显著增长约为万吨。到年氢能将在我国终端能源体系中占比至少达10%，氢气需求约万吨，其中工业领域用氢万吨，交通运输领域用氢万吨。在年碳中和愿景的情境下，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，其中70%以上将来自可再生氢，氢在终端能源消费中占比约为20%，其中工业领域用氢占比仍最大。

国际能源署根据全球各国承诺减排情景和年达到净零排放的情形分别进行测算，未来需求同样将来自炼化与工业以外的领域，如交通运输、电力能源等。同样凸显氢的能源属性，包括燃料电池汽车、合成燃料、建筑供暖等。根据目前在建或筹划的电解水项目情况，到年将提供万吨低碳氢；在承诺减排情景和年净零排放情景中，到年由电解水供给的低碳氢分别占总量的50%和60%。

2.3电解槽

2.3.1四种技术路线各有优劣

中国和全球要构建清洁低碳，经济高效的制氢体系，重点在于发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。电解槽是低碳可再生氢制备的关键设备，其技术路线、性能和成本是影响氢能源市场走势的重要因素。目前，主要有碱式水溶液电解槽（ALK/AWE）、质子交换膜电解槽（PEM）、固体氧化物电解槽（SOEC）和阴离子交换膜电解槽（AEM）四种技术路线。

自从1年威廉·尼克尔森和安东尼·卡莱尔发明了电解槽技术以来，这项技术已经取得了长足的进步。目前碱式水溶液电解槽（ALK）和质子交换膜电解槽（PEM）已投入商业化应用。碱式水溶液电解槽技术更加成熟，应用更加普遍，国内外技术差别较小，设备成本也较低，国内企业业绩较多，国内最大制氢可达1Nm3/h，但其电解液泄漏有污染环境的风险，且动态响应性稍差，不能与风光电源直接匹配；质子交换膜电解槽技术门槛稍高，国内技术水平与国际先进水平还有一定差距，设备成本明显更高，国内企业还缺乏成熟商业应用，国内最大制氢可实现Nm3/h，动态响应迅速匹配风光电源波动性特点，但其催化剂使用铱和铂贵重稀有金属，大规模使用可能存在资源瓶颈。

2.3.2装机较少但增长迅速

根据国际能源署的统计，年全球电解水制氢只占氢总产量的0.03%，主要用于能源和化工原料，全球电解槽装机总容量为MW，欧洲拥有超过40%的装机容量，中国占有约8%的装机容量。主要的四种技术路线电解槽中，碱式水溶液电解槽占据61%的绝对份额优势，质子交换膜电解槽占有31%的份额，其它种类电解槽装机占比较小，其中固体氧化物电解槽建立了一些示范应用，装机容量为0.8MW。

根据国际能源署对大约个项目的追踪（截止年9月），以在建和筹建项目计算，到年全球电解槽装机容量可达54GW，如果包括尚在可行性研究的前期项目，该装机容量数值将攀升到91GW，其中欧洲和澳洲潜在项目装机容量最多，分别达到22GW和21GW。

根据彭博新能源财经的跟踪统计，全球电解槽设备交付量近三年有巨大的提升，年交付容量为MW，年为MW，预计年将翻两番达到1.8-2.5GW，而中国企业出货占比将达到62-66%，且碱式水溶液电解槽占比预计在70%以上。根据高工产研氢电研究所（GGII）调研统计，年中国电解水制氢设备市场规模超9亿元，出货量超过MW；预计年中国电解水制氢设备市场需求有望翻番，达MW；预计年国内电解水制氢设备市场需求量将超过2GW，平均年化增长率超55%。（报告来源：未来智库）

2.3.3ALK/AWE与PEM电解槽经济性对比

从发展历程来看，碱性水溶液电解技术在20世纪前后开始实现制氢的工业化应用，在经历了单极性到双极性、小型到大型、常压型到加压型、手动控制到全自动控制的发展历程后，碱性水溶液电解槽已逐步进入成熟的工业化应用阶段。20世纪70年代起，质子交换膜水电解制氢技术开始获得发展，并以其制氢效率高、设备集成化程度高及环境友好等特点成为水电解技术的研究重点，逐步实现从小型化到兆瓦级的发展。目前，PEM制氢技术的瓶颈在于设备成本较高、寿命较低，且实际的电解效率还远低于理论效率，因此欧美发达国家正重点开展技术攻关以突破技术瓶颈。

美国、欧洲和日韩均将电解水制氢技术视为未来的主流发展方向，聚焦ALK/AWE制氢技术规模化和PEM制氢技术产业化，重点围绕“电解效率”、“耐久性”和“设备成本”三个关键降本性能指标推进整体技术研发。我国目前呈现出以ALK/AWE制氢为主、PEM制氢技术为辅的工业应用状态，采取两种技术路线并举的研发策略。

电解水制氢成本主要包括：设备成本；能源成本（电力）；其他运营费用；原料费用（水）。根据可再生能源署(IRENA)的测算，电力成本对制氢影响最大，可达60%-80%，其次影响因素是电解槽设备成本；使用更加便宜的可再生能源成本尤其重要，在一些合适的场景下电费约为20美元/MWh时，可再生氢已经与传统制氢具有同等的价格竞争力。同时，随着电解槽的装机容量上升带来的规模效应，电解槽设备成本逐渐下降，可再生氢有望在年左右在比较广泛的多个国家形成价格竞争力，与化石能源相当。

根据中国石油技术开发有限公司张轩博士的分析测算，碱性水溶液电解槽在参考情景下当电力成本0.3元/kWh，年运行h时，制氢成本即可降低到20元/kg（即1.78元/Nm3）；质子交换膜电解槽在参考情景下当电力成本0.3元/kWh，年运行h，且设备成本需要降低到0万时，制氢成本可降低到20元/kg（即1.78元/Nm3）。20元/kg（即1.78元/Nm3）以下视为与现阶段制氢成本同等水平。

根据国家发改委《关于年新能源上网电价政策有关事项的通知》(发改价格[]号)，通知中附表所列我国蒙西、蒙东、新疆、宁夏等地区的风电光伏发电指导价已低于0.3元/kWh；同时各区域保障性消纳之外的电量若较为集中进入市场化交易，也很有可能低于0.3元/kWh。

经调研，我国碱式电解槽设备制造较为成熟，国内企业业绩较为丰富，相对国外制造商具有显著的成本优势，单堆最大制氢量可达-1Nm3/h；而我国大型质子交换膜电解槽设备制造还不成熟，国内企业还没有大规模商业应用的成熟业绩，且核心部件质子交换膜、催化剂等一般采用进口产品，单堆最大制氢为-Nm3/h。

根据国际可再生能源机构(IRENA)的测算，质子交换膜电解槽单位功率成本要比碱式水溶液电解槽高50-60%，结合彭博新能源财经(BNEF)的调研分析，中国生产制造的碱式水溶液电解槽单位功率成本仅为国外的25-50%。

根据国际可再生能源机构对电解槽设备成本的分析，可以发现两种电解槽设备的降本驱动有所不同。对于碱性水溶液电解槽，设备成本主要由电极组件、膜片等核心部件的成本驱动，在电堆的成本组成中，超过50%的成本与电极和膜片有关，相比之下，质子交换膜电解槽电堆中膜电极成本占比为24%。在碱性水溶液电解槽中双极板只占电堆成本的一小部分，而在质子交换膜电解槽电堆中的成本占比则超过50%，这是由于碱性水溶液电解槽的双极板设计更简单，制造更简单。对于质子交换膜电解槽，电堆成本主要由双极板等核心部件的成本驱动，双极板成本占比约53%，主要因为其通常需要使用贵重稀有金属涂层。技术创新在双极板的性能和耐久性增强以及成本降低方面发挥重要作用。目前正在研究价格更低廉的替代材料，如使用Ti涂层来保持其功能特性不受影响，同时降低成本。稀有金属Ir是膜电极材料的重要组成部分，在实际应用中，虽然Ir在整个电解系统中成本占比不到10%，但由于供应严重不足，可能成为后期规模生产的瓶颈。

虽然质子交换膜电解槽拥有冷启动迅速，电源波动适应性强、结构紧凑占地少等技术优势，具有长远的发展前景，但其目前成本过高；我们认为在其核心部件国产化大幅提升和技术降本卓有成效之前，碱式水溶液电解槽仍将是市场主导。碱式水溶液电解槽系统可以通过控制优化和系统配置的方式满足风光可再生能源负荷波动性需求。

3.项目及公司

3.1典型应用项目

国外代表性项目

德国美因茨风电制氢-加氢站及天然气管网示范项目

由林德集团、西门子、美因茨市政和莱茵曼应用技术大学共同合作开发，已于年投运。制氢系统连接当地四个风电场，当风电上网电价小于0.03欧元/kWh时，利用这些电量制氢，一部分由罐车运往附近的加氢站，一部分注入天然气管网用来供暖或发电。西门子为该项目配备了3台Silyzer电解槽（额定功率3.75MW，峰值功率可达6MW）和基于Simatic控制装置的电解系统，充分利用PEM电解槽的技术特点，快速响应和宽功率区间应对风电的波动性。

日本福岛FH2R光伏制氢项目。

该项目配备20MW的光伏发电系统以及10MW的电解槽装置，每小时可额定产生1标方的氢气，为全球最大的光伏制氢项目。由东芝牵头整个项目建设，并开发氢能管理系统；东北电力专注于能源管理系统(EMS)监控、数据采集(SCADA)系统以及与电网相关的事项；岩谷公司研究氢的需求和供应预测系统，以及氢运输和存储；朝日Kasei公司提供先进的碱式电解槽系统设备。FH2R产生的氢气将为固定式氢燃料电池系统以及燃料电池汽车和公共汽车等提供动力。

英国HydrogenMiniGrid风电制氢项目

该项目位于谢菲尔德，于年完工，包括风能制氢、高压储氢、加氢站及燃料电池汽车。风力发电机kW、集装箱式PEM电解槽kW、产氢量37m3/h、加氢站氢气压力35MPa、燃料电池汽车15辆，示范了从新能源制氢到氢能利用的产业链，验证了PEM电解槽快速响应波动性新能源发电技术。

法国MYRTE海岛示范项目

该项目位于科西嘉岛，岛上负荷基本由光伏电站满足，与大陆主电网连接较弱。该项目为了夜间供电稳定，配备了储能容量kW/1.75MWh的氢能利用系统，该系统采用高压储氢技术，系统应用了余热回收技术，综合效率为70%~80%。

加拿大PEM制氢电网调峰项目

该项目位于魁北克省，于年投入运用。配置了由Hydrogenics公司提供的20MW-PEM电解制氢装置，采用4×5MW电解制氢方案，制氢能力为0kg/d。该电解制氢应用与当地电网公司联合开展，利用其调节能力，参与电网调节，在PEM电解制氢与电网的结合应用上进行了一些探索。

德国科隆10MW绿氢项目

该项目位于科隆市莱茵炼化厂，于年投运。项目配置了由ITMPower提供的10MW-PEM电解槽，每年制备吨绿氢供给炼化厂，并参与支撑电网稳定性。

国内代表性项目

兰州液态太阳燃料示范项目

甘肃太阳能资源丰富，且太阳辐射强度和波动性具有代表性。该项目由太阳能光伏发电、电解水制氢和二氧化碳加氢合成甲醇三个基本技术单元构成，配套建设总功率为10MW光伏发电站，为电解水制氢设备提供电能，是从可再生能源到绿色液体燃料甲醇生产的全新途径，对发展我国可再生能源、缓解我国能源安全问题乃至改善全球生态平衡具有重大战略意义。该项目荣获中国可再生能源学会技术发明奖一等奖。

六安国家电网兆瓦级PEM制氢调峰示范项目

国内首个兆瓦级氢能源储能调峰电站项目，也是一座具有自主知识产权的，集制氢、储氢、氢发电完整技术链条的科技试验站。项目配置Nm/h（PEM）电解槽制氢和50kW×24燃料电池发电，在用电低负荷的时候，可以吸收多余的电来进行电解水，生产氢气和氧气储存起来，以备高峰时用于发电。该项目优化能源结构，积极探索零排放分布式电源稳定发电模式和能源综合利用方式，围绕氢能示范站建设与运营，在电网转型升级、多种形态能源互补、电网能效服务、氢能电站运营模式优化等方面，开展深层次研究。

张家口可再生能源制氢工厂

张家口风光资源丰富，助力北京绿色冬奥，建立了全球首个通过直流微网输电的离并网风光耦合可再生能源电解水制氢项目，不制氢时可向电网输送可再生能源电力。河北建投崇礼站、河北建投沽源站、海珀尔站和交投壳牌站，四家制氢厂共计制氢产能达17吨/天；还有一批制氢项目正在有序推进。张家口作为河北省燃料电池汽车示范应用城市群的牵头城市，张家口市将在四年示范期内，完成从制氢到氢车推广的一系列目标。

浙江大陈岛氢能综合利用示范工程

依托丰富的风力资源，建设全国首个海岛“绿氢”综合能源示范项目，通过构建基于百分百新能源发电的制氢-储氢-燃料电池热电联供系统，使用全国产化PEM制氢技术，在晚间利用大陈岛富余风力通过电解水制氢，在负荷高峰时用氢发电，并实现国内首套氢综合利用能量管理和安全控制技术突破，实现清洁能源百分百消纳与全过程零碳供能。

白城分布式发电制氢加氢一体化示范项目

吉林白城地区风光资源丰富，正着力打造“中国北方氢谷”。该项目配置6.6MW风电，4MW光伏，一台ALK电解水槽系统设备（Nm3/h）和一台PEM电解水槽系统设备（Nm3/h），采用优先制氢，余电上网方式。

宁波慈溪电氢耦合直流微网示范工程

该项目计划建成世界首个电-氢-热-车耦合的±10kV直流互联系统。配置可再生能源发电3MW，制氢功率kW，电池储能总容量大于3MW/3MWh。工程投运后，每日可制氢kg、供热能力kW，满足10辆氢能燃料电池汽车加氢、50辆纯电动汽车直流快充需求。

3.2国内外主要公司

国外代表公司

NELHydrogenElectrolyzer（耐欧）

总部位于挪威。碱式电解槽拥有90多年的技术积累，产品性能优越，电解槽功耗低至3.8kWh/Nm3；基于低电耗优势，公司计划于年实现1.5美元/kg的绿氢制造成本目标。质子交换膜电解槽技术来源于并购ProtonOnsite，产品系列丰富，涵盖1Nm3/h-Nm3/h各种规格型号，可广泛应用于各种场景。公司客户及业务拓展遍布全球，产品应用于80多个国家和地区。

CumminsElectrolyzer（康明斯）

总部位于美国。年通过收购Hydrogenics获得成熟的燃料电池和水电解槽技术与产品，包括碱式电解槽和质子交换膜电解槽两个技术产品系列，快速进入该领域。年5月康明斯武汉氢能源工程中心正式挂牌；年9月，康明斯氢能中国总部落地上海自贸区临港新片区；年12月，康明斯与中石化设立合资公司——康明斯恩泽（广东）氢能源科技有限公司，落地广东佛山将生产康明斯HyLYZER系列质子交换膜电解槽系统设备。

SiemensEnergy（西门子）

总部位于德国，主要产品为Silyzer系列的PEM电解槽系统设备。大规模电解是西门子能源绿氢战略技术创新的重点，其已为奥钢联林茨厂氢冶金项目提供了全球最大的单体8.8MW电解槽；还积极参与海上风电制氢计划，拟利用德国北海Heligoland岛附近高达10GW的海上风能电解制氢，目标是每年产生万吨绿氢，探索海上制氢的低成本路线。西门子能源的目标是在年实现大规模、化工级MW的电解水制氢系统，基于12-16美分/kWh的可再生电力成本，将可再生氢的成本降低到1.50~2.0美元/kg。早在年，西门子与国家电投建立战略伙伴关系，合作内容就包含了绿氢开发与应用；年，西门子为北京冬奥会延庆赛区提供了一套撬装式PEM水电解制氢系统“Silyzer”，成为中国落地的首个兆瓦级PEM制氢项目。（报告来源：未来智库）

ITMPower

总部位于英国，全球著名的PEM电解槽系统设备制造商，并拥有世界最大的电解槽工厂，位于英国谢菲尔德，年产能达1GW。早在年，公司与壳牌集团合作旨在利用低成本可再生资源通过工业规模电解槽制取氢气，同时实现电网平衡，在多出炼化厂安装了10MW级PEM电解槽。公司计划在加拿大不列颠哥伦比亚省利用可再生能源生产绿氢，已完成MW水电解制氢项目可研，并与Chiyoda公司合作利用有机液体载氢开展国际间氢贸易，向美国加州和日本等国际市场大规模出口。

UhdeChlorineEngineers

蒂森克虏伯控股子公司，位于德国多特蒙德，此前主要生产氯碱电解器，年转型发展为大型水电解供应商，并建造了利用太阳能和风能生产氢气的工厂。另外还有法国Elogen、法国McPhy、日本AsahiKasei、日本Toshiba等多家国际知名公司，分别专长于ALK/AWE技术路线或PEM技术路线。

国内代表公司

考科利尔竞立（苏州）氢能科技有限公司（CJH）

于年，由苏州竞立制氢设备有限公司与比利时JohnCockerill集团合资成立。年，苏州竞立完成国内最大的Nm3/h电解水制氢设备，荣获“中华之最”；7年，参与建设中国第一座站内制氢加氢站，助力北京奥运会；年推出全球最大第一套Nm3/h大型电解水制氢设备；年，与四川华能氢能科技有限公司共同开发了全球首台高电流密度A/m2碱式电解槽制氢设备，最大制氢量达1Nm3/h。公司主持及参与多项国际标准的制定，承担多项国家重大科研项目，为兰州新区“液态阳光燃料示范项目”等重要项目提供水电解制氢设备。公司产能达MW，Nm3/h以上大型制氢设备国内市场占有率超50%。

中船（邯郸）派瑞氢能科技有限公司

派瑞氢能是中国船舶集团第七一八研究所全资子公司，拥有60多年的氢能技术积累和工程经验，自年开发民用加压水电解制氢装置以来，已形成四大系列，20多个规格，0.5-0Nm3/h的水电解制氢装置产品，同时掌握碱式电解槽和质子交换膜电解槽两大技术路线。公司产品累计销售余套，涉及20多个国家，年产能达1.5GW。公司承担了张家口崇礼制氢和供氢项目、沽源制氢项目、海珀尔制氢项目、交投壳牌项目等四个冬奥项目的水电解制氢设备研制生产工作，且均已圆满完成。

阳光氢能科技有限公司

年，由阳光电源（274）全资成立，已实现Nm3/h碱式电解槽制氢系统设备产品销售，目标具备1GW产能。目前已建成全国首个光伏离网制氢及氢储能发电实证平台，并携手中科院建成PEM电解制氢技术联合实验室，绿电制氢系统在吉林、宁夏、内蒙等多地光伏、风电制氢项目中得到应用。尚不构成对阳光电源营收及利润的重大影响。

西安隆基氢能科技有限公司

年，由隆基股份（）与上海朱雀投资合资成立，已实现Nm3/h碱式电解槽制氢系统设备产品销售，已具备MW产能。尚不构成对隆基股份营收及利润的重大影响。

天津大陆制氢设备有限公司

成立于年，长期从事制氢设备和气体纯化设备开发、设计、制造。可生产0.1Nm3/hNm3/h的电解水制氢设备和2Nm3/h-Nm3/h的气体纯化设备。技术路线为碱式水溶液电解槽。

山东赛克赛斯氢能源有限公司

二十多年的质子交换膜电解槽研发经验，成熟产品（≤60Nm3/h）畅销海内外，年完成兆瓦级（1.3MW）PEM制氢系统产品开发（Nm3/h）。

北京中电丰业技术开发有限公司

公司于7年成立，一直专注于水电解制氢、加氢、储能领域，公司从代理国际著名氢能源品牌开始，积极消化吸收自我创新，现可以制造拥有完全自主知识产权的制氢供氢设备。同时拥有碱式电解槽和质子交换膜电解槽产品。另外还有淳华氢能源科技有限公司，扬州吉道能源有限公司、江苏国富氢能技术装备股份有限公司等，均实现了电解槽产品的供货。

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