5、多省市出台绿氢补贴政策以解决氢能项目实际应用中所遇到的问题。在实际应用中，为了解决氢能项目中遇到的氢气供需错配、制氢成本偏高、来源不清洁等问题，各地开始针对绿氢出台相关政策，以降低电解水制氢成本。据我们不完全统计，2022 年至今已有3省5市发布了绿氢补贴政策，主要分为生产补贴、销售补贴、电价优惠和配套奖励。

1）生产补贴：吉林省、濮阳市针对绿氢采取 15 元/kg，20%逐年退坡的生产补贴。

2）销售补贴：鄂尔多斯市 2022-2025 年按照实际销售量采取 4000 元/吨，1000 元/吨逐年退坡的销售补贴。

3）电价优惠：广东地区采取蓄冷电价政策，同时谷电用电量超50%的免收基本电费；四川地区采用地区低价电并给予一定的电费支持。

4）配套奖励：湖北1000Nm 3/h 绿氢制氢产能奖励 50MW 风光指标。除此以外，部分地区针对制氢厂的建设也给予了一定的建设补贴。未来随着绿氢的关注度及重要性逐渐提升，我国有望发布更多的绿氢补贴规划推动行业快速发展。

6、未来 SOEC、AEM 等新型电解水技术有望进一步降低绿氢制取成本。

1）SOEC电解槽：2023 年 4 月，翌晶能源国内首条 SOEC 电堆自动化产线下线，单台SOEC电堆额定功率为 2.5kW，直流电耗 3.16kWh/Nm³。SOEC 系统单位能耗3.6kWh/Nm³，电解效率超过84%，若与工业余热回收结合则电耗可以进一步降低 10%。根据翌晶氢能总经理刘青，2023 年 SOEC 电解槽制氢成本为 10000 元/kW，预计到2025 年成本将快速下降到5000元/kW，至 2030 年则下降至 1000 元/kW，降幅高达 90%。

2）AEM电解槽：2023年2月，稳石氢能推出国内首款 AEM 电解槽产品，单台电解槽额定功率为2.5kW，直流电耗为 4.3kWh/Nm³，单台电解器最大产氢量 600L/h。根据稳石氢能技术总监曹炬，AEM电解设备预计在三年内可实现规模化生产，当用电成本为 0.15 元/kWh，电解设备的年运行时间为 70000h 时，AEM 水电解制氢总成本为 10.3 元/kg。

7、灰氢受原料价格影响较大，CCUS 和碳税将大幅增加制氢成本

1）煤制氢成本略低于天然气制氢成本，制氢成本受原料价格影响较大。根据苗军等《氢能的生产工艺及经济性分析》，煤气化制氢技术能量转化效率在55%-60%，天然气水蒸气重整制氢技术能量转化率可达 70%以上。根据张彩丽《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》，以工业制氢所需独立制氢装置规模最小 90000m 3/h 为基础，年运行时间为8000h，则煤制氢建设投资为 12.4 亿元，天然气制氢建设投资为6 亿元。根据中国煤炭工业协会《2022 煤炭行业发展年度报告》，2022 年动力煤中长期合同（5500 大卡下水煤）全年均价为 722 元/吨，假设 2022-2030 年期间 5500 大卡煤炭价格稳定在700 元/吨，热值为22990KJ/kg。各地工业天然气市场价格大约在 1.5-3.5 元/m 3之间，假设2022-2030年期间工商业用气天然气价格稳定在 2.5 元/m 3，热值为 35948KJ/m 3。在不考虑碳税的情况下，当前煤炭单位制氢成本为 11.60 元/kg，其中煤炭成本占总成本50%以上；天然气单位制氢成本为 12.57 元/kg，略高于煤制氢成本，其中天然气成本占总成本70%以上。由于煤炭和天然气成本占化石燃料制氢总成本比例较高，化石燃料制氢成本受原料价格变化影响较大。当煤价为 550 元/吨时，单位煤制氢成本为 10.34 元/kg；当煤价为800 元/吨时，单位煤制氢成本增至 12.44 元/kg。当天然气价格为 1.5 元/Nm 3时，单位天然气制氢成本为8.87元/kg；当天然气成本为 3.5 元/Nm 3时，单位天然气制氢成本则增至16.32 元/kg。

2）CCUS 技术将大幅增加化石燃料制氢成本。根据《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图(2019 版)》规划，当前国内 CCUS 成本在 0.35-0.40 元/kgCO2，2030 年和2050年有望分别控制在 0.21 元/kg 和 0.15 元/kgCO2。根据蒋珊《绿氢制取成本预测及与灰氢、蓝氢对比》，单位煤制氢约产生 11-25kg CO2，单位天然气制氢约产生8-16kgCO2，取其中位数假设单位煤制氢产生 18kgCO2，单位天然气制氢产生 12kgCO2，则当前结合CCUS 的单位煤制氢成本将增加至 18.80 元/kg，结合 CCUS 的单位天然气制氢成本将增加至17.37 元/kg。未来或将对碳排放征收高额碳税，化石燃料制氢成本进一步增加。化石燃料制氢还需要考虑碳定价的问题，碳定价主要包括碳税和碳排放权交易两种形式，其中碳税是指对二氧化碳等温室气体排放征税，碳排放权交易是指企业二氧化碳排放额度的分类和交易。中国于2013 年开始陆续启动北京、天津、上海、 重庆、湖北、广东、深圳、福建等八个碳市场试点，2021 年正式启动全国碳市场。根据碳定价高级别委员会（High-Level CommissionCarbon Prices）估计，若以高成本效益的方式实现《巴黎协定》的目标实现减排，到2020 年碳价格至少为 40-80 美元/吨（约合人民币 280-560 元），到2030 年前至少达到50～100 美元/吨（约合人民币 350-700 元）。根据上海环境能源交易所数据，2022年全国碳市场碳排放配额（CEA) 总成交量 50,889,493 吨，总成交额2,814,004,694.28元，平均碳价约为 55.3 元/吨，与碳定价高级别委员会预期碳价相比仍有较大差距。参考亚洲市场的碳定价情况，新加坡从 2019 年起开始征收 5 新元/吨碳税（约合人民币25 元）碳排放税，从 2024 年起，碳税将提高至 25 新元/吨（约合人民币 125 元），2026 年提高至45新元/吨（约合人民币 225 元），2030 年提高至 50-80 新元/吨（约合人民币250-400元）。随着我国碳排放政策的日益收紧，我们预计未来将针对二氧化碳排放征收高额碳税，分别参考新加坡和碳定价高级别委员会预期的碳价水平，则我国的化石燃料制氢成本均会大幅度增加。

3）绿氢和蓝氢有望在 25 年左右平价，和灰氢有望在30 年左右平价：通过对比当前绿氢、蓝氢及灰氢的制备方法即可发现，当前单位制氢成本：煤制氢<天然气制氢<天然气+CCUS<煤制氢+CCUS<碱性电解水制氢假设 2022-2030 年煤炭和天然气价格保持不变，如果不考虑电解水制氢的生产补贴及电费补贴，则绿氢有望在 2025 年左右和蓝氢平价，在 2030 年左右和灰氢平价。如果仅考虑实施电解水制氢的生产补贴、消费补贴或电费补贴政策，则当前电解水制氢成本已低于或等于蓝氢、灰氢制备成本。由于我们仅考虑 1000Nm 3/h 电解水制氢装置，经济规模偏小，我们预计随着氢能行业的发展，电（1）解水制氢装置规模将不断增大，电解槽工作时间也将继续延长，绿氢成本有望进一步降低：新疆库车绿氢项目采取部分外购绿电，当前制氢成本已达到天然气制氢成本。然而当前实际工业生产中，电解水制氢项目并未完全应用风光发电制氢，因此电解水制氢成本会低于测算成本。

（2）2022 年 6 月 30 日，我国首个万吨级光伏制氢项目——中国石化新疆库车绿氢示范项目投产。根据《新疆库车绿氢示范项目环境影响报告书》，该项目为水电解制氢项目和太阳能光伏发电项目合建项目，光伏发电建设容量为300MWp，制氢装置共配置52台碱性电解槽。产出氢气纯度达 99.9%，电解水制氢能力2 万吨/年（26420Nm3 /h）。在光伏发电时段，项目电解槽及其他用电设备采用光伏所发电电源，而在光伏不发电时段，仍外购部分绿电供部分电解槽连续运行。在 52 台电解槽方案下，项目氢气单位总成本为12.95 元，已与天然气制氢单位成本相当，但仍高于煤制氢单位成本。

四、绿氢产量远超规划目标，电解槽未来市场空间广阔

1、氢能产量加速增长，电解槽出货量有望翻倍：氢能产量加速增长，已超过 25 年氢能需求预期。目前，我国已成为世界上最大的氢气生产国，根据中国煤炭工业协会数据，2021、2022 年我国氢气产量分别为3342 万吨、4004万吨，同比增长分别为 32%、21%。根据中商产业研究院预测，2023 年我国氢气产量将达4575 万吨。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书 2020》预测，在2030年碳达峰情景下，我国氢气的年需求量将达到 3715 万吨，在终端能源消费中占比约为5%；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%。我国目前氢气产量已超过《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》预期的2030年氢能需求量。