电解槽价格预期深度解析

内容来源:  氢能和燃料电池

除了电力成本外，氢气的价格在很大程度上取决于电解槽的前期投资成本。满载小时数越低，影响越大。

所有电解槽的中心都有一个特定技术的电堆，水在电堆中被分解成氢气和氧气。这包括精心分层、气密、焊接的双极板和塑料膜——这是每个电解厂的主要成本因素。BloombergNEF分析师王晓婷采访了全球20家公司，这是该公司“到2025年电解系统资本支出可能下降30%”研究的一部分。这让她深入了解了30个项目的成本结构，并使她有可能确定2021年中国10兆瓦碱性电解厂的价格构成。

王说，反应堆约占总成本的33%，40%的成本来自其他技术设备，包括电力电子、气液分离和气体净化（见下图）。另外27%的成本归因于其他项目费用，如土木工程、设备安装和住房。

中国碱槽

BNEF的报告指出，10兆瓦的碱性系统通常由两个5兆瓦的电堆组成，在16bar的压力下输送氢气。制造商通常提供一个完整的解决方案，包括所有配件和安装。2021年，中国开发商以每千瓦303美元的价格收到了这样的报价，即总计约300万欧元（320万美元）。这不包括电网连接费、高压变压器或其他“软”成本，如开发、审批和融资协议的费用。

王说，在西方市场，使用国产电解槽的项目成本高出四倍左右。碱性电解槽的投资成本平均为1200欧元/kW，质子交换膜（PEM）电解槽的平均投资成本为1400欧元/kW。

例如，派瑞氢能为中国一座80兆瓦的发电厂提供了更便宜的报价，180欧元/千瓦；蒂森克虏伯在沙特阿拉伯的2吉瓦发电厂的521欧元/kW不包括所有项目成本，因此不具有可比性。它们确实包括电解堆、气液分离和净化以及供水。但是，不包括电力电子设备和控制柜。

王将这种巨大的价格差异归因于中国低廉的劳动力成本和成熟的供应链，在中国，电解槽制造商可以以比西方低得多的价格采购材料和部件。到目前为止，大多数电解槽的生产都不是自动化的。在绿色氢气生产商有需求之前，中国制造商正在为其他行业生产兆瓦级电解槽，这意味着他们受益于规模化生产。现有客户包括光伏电池用多晶硅制造商。

彭博社2022年9月的分析称，西方制造商可以实现同样低的成本。要做到这一点，他们必须利用高度自动化的生产。王表示，她预计最早在2025年将大幅降价（见上图）。2021年的价格还包括工程、采购和施工（EPC）公司的充足利润。长期发展表明，从2035年起，电解项目的价格将在全球范围内趋同。

西方投资者倾向于一次性委托EPC公司处理整个项目，并依赖大型知名公司。然而，这类公司通常在电解厂建设方面经验不足，因此整体报价中的安全溢价很高。随着经验的增加和专业项目规划师的加入，这将导致更多的竞争，这些附加费应该会减少。

预制集装箱

设备供应商也在努力提供减少施工现场工作量从而降低成本的产品。支持这一点的一个趋势是集装箱化系统的发展。这意味着各种系统组件不必在现场组装，而是在工厂预制、测试并交付到预期位置。这最大限度地减少了错误来源，并减少了专业人员在现场的部署时间。

在最新的市场分析中，彭博社报道了这种集装箱解决方案的报价为1000美元/千瓦。王说，业内人士甚至报道了低至700美元/千瓦的报价。一个这样的容器解决方案在2023年2月的德国pv杂志网络研讨会上发表。德国供应商H-Tec的PEM电解槽产量为1MW，每天生产450公斤氢气。pv杂志网络研讨会的录音可在pv-magazine.com/webinars上找到。

BloombergNEF表示，那些想通过从中国购买电解槽来降低成本的人需要考虑，与国内市场的价格相比，出口产品的售价通常在20%至30%左右，这意味着开发和项目规划成本仍将更高。重要的是要考虑到，选择中国品牌供应核心设备可能会减少项目获得当地补贴的机会，并可能影响融资。

第一批绿氢项目过去和现在主要是从电网中提取电力，电解槽的用电量与供应商的可再生发电量每月或每年保持平衡。在这种情况下，碱性电解在灵活性方面的技术劣势不会困扰操作员。

然而，王表示，2030年后，大多数新的绿氢项目都需要确保并网电解系统的发电量和耗电量每小时相匹配，这将导致更多的离网项目正在开发中。这一趋势不仅是因为需要对绿色氢气有更明确的定义。与可再生能源发电厂的直接连接也应提高未来的经济可行性。毕竟，未来使用电网转移大量电力的成本会更高。因此，使用稳定的电网电力进行电解，由于发电成本低，未来将无法生产出比太阳能和风能更便宜的氢气。

降低成本

这就是PEM电解槽发挥作用的地方。这些技术可以更好地跟踪波动的电力供应，在部分负荷运行或离网时也能有效工作。然而，王说，这项技术仍需要显著减少对昂贵的铂族金属，尤其是铱的依赖，才能获得主导市场份额。美国的Plug Power和英国的ITM Power每兆瓦容量使用200克至300克铱。

目前全球铱的产量约为每年7公吨。即使全部体积用于生产PEM电解的催化剂，该供应链每年最多只能支持35吉瓦。如果制造商能够在本十年内大幅减少单位铱的消耗，或者在改善金属回收的同时实现同等效果，PEM才能主导绿色氢市场。王表示，美国PEM电解槽新制造商Electric Hydrogen已经报告称，其铱的使用量明显低于竞争对手。

阴离子交换膜（AEM）电解也有可能在2030年后取代PEM，因为它不使用昂贵的金属。这意味着制造商必须成功地开发出适合大规模项目的堆栈。Enapter是AEM的先驱，建造小型电堆并将其组装成更大的1MW机组，与其他电解槽相比，这些机组仍然很小。总部位于加利福尼亚州的Verdagy公司刚刚开始销售20兆瓦的模块，每个模块由两个10兆瓦的电池组组成。

大型化

从单个电池堆中生产更多的氢气是降低成本的另一条途径。实现这一点的一种方法是增加堆栈本身的大小。王表示，最大的商用电堆，15兆瓦，于2023年9月上市，来自朗基。尽管增加堆栈的大小听起来很简单，但它有几个缺点。首先，移动大型单位变得更加困难，尤其是在国际销售方面。其次，对于较大的单元，机械力和应力变得更加不均匀，这影响了安全性，并与较低的效率有关。

通过增加电流密度可以获得更高的成品率。简单地说，通过堆的电子越多，可以产生的氢气就越多。简单地施加更高的电压可以增加电流密度，但对效率有不利影响。保持甚至提高效率的策略是修改内部结构并引入先进的催化剂和膜。

王说，从长远来看，最好提高电流密度。Plug Power和ITM Power处于领先地位，电流密度超过3A/cm2（安培/cm2），其次是AEM制造商Verdagy，电流密度为2A/cm2。我国大多数碱性电解槽只有0.3A/cm2。王从电氢公司了解到，他们的产品的电流密度甚至比Plug Power和ITM Power还要高。她估计，到2030年，对于剩余的PEM电解槽制造商来说，电流密度将接近10A/cm2。

更多竞争

到2025年，西方产品的成本最初可能下降30%左右。除了技术进步，竞争也可能加剧。根据BloombergNEF的预测，全球制造商已宣布今年的产能为52.6吉瓦，而交付量乐观地仅为5吉瓦。在中国，项目开发商的订单竞争已经很激烈，制造商的利润率很低。此外，开发商只需在交付时支付协议价格的85%，其余部分在调试完成且18个月后性能仍然良好后支付，即可对冲制造商的风险。

西方市场的压力还没有那么大，因为欧洲和美国的投资者和项目开发商可以获得相对较高的补贴。然而，这里的生产能力也在增加，工厂需要得到充分利用。如果中国制造商也在出口中寻求拯救，那么可以预见的是，所有市场的价格战都将加剧。

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