【信达证券】氢能：绿氢降本路线清晰，电解槽市场空间广阔.pdf

2024-02-08

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一、发展氢能是实现"双碳"目标、构建新型能源体系的重要措施

1.1 发展氢能是国家实现“双碳”目标的最佳选择

氢能是二十一世纪的“终极能源”。氢能来源广泛，具有能量密度高、清洁安全、灵活高效、应用场景广泛、储运方式多样等优点，是推动传统化石能源清洁高效利用和支撑可再生能源大规模发展的理想能源载体，被誉为二十一世纪的“终极能源”，受到各国的广泛关注。发展氢能是实现国家“双碳”目标的最佳选择。近年来，随着温室气体排放的不断加剧，全球气温持续上升，气候问题日益严重。为应对这一挑战，全球主要国家于2016年签订了《巴黎气候协定》，并纷纷制定了二氧化碳减排计划，以减少气候变化带来的风险和影响。《巴黎协定》的长期目标是将全球平均气温较前工业化时期上升幅度控制在2°C以内，并努力将上升幅度限制在 1.5°C 以内。中国于 2016 年加入了《巴黎协定》，并于2020年宣布了在 2030 年前实现碳达峰，2060 年实现碳中和的"双碳"目标。根据中科院地理科学与资源研究所于贵瑞团队的预测，要实现 1.5°C 控温目标，2030 年和2050 年的全球二氧化碳年净排放量需分别控制在 203 亿吨和-5 亿吨以内。中国是全球碳排放主要贡献者，碳排放量将近占全球碳排总量的 30%。我国的工业、交通、发电、建筑等行业都面临着巨大的碳减排压力，而利用太阳能、风能等非碳基能源替代化石能源发电和制氢，构建以清洁能源为主的“新型能源供应系统”，实现能源供应与消费端的清洁化转型，是中国实现“双碳”目标的最佳选择。

1.2 发展氢能是构建新型能源体系的重要举措

发展氢能是构建国家能源体系的重要组成部分。无论是实现“双碳”目标还是保障能源安全，构建新型能源体系都是必不可少的。“十四五”规划和2035 年远景目标纲要都提出要加快推进构建以绿色低碳为目标的新型能源体系。2022 年3 月，国家发改委、国家能源局联合印发了《氢能产业发展中长期规划（2021—2035 年）》，明确指出氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体。2023 年8月，国家标准委、国家发改委、国家能源局等六部门联合印发了《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，明确了氢能下一步的发展规划，并在国家层面上系统构建了氢能制、储、输、用全产业链标准体系，这将有助于充分发挥氢能在现代能源体系建设和用能终端绿色低碳转型中的载体作用，为氢能产业的全面发展提供支持。

二、氢能产业链较长，绿氢制取有望率先受益

氢能产业链涵盖氢气的制取、储存、运输、加氢以及下游应用等环节。随着国家政策的不断加码和绿氢制取技术的不断进步，绿氢制取环节的投资有望最先启动。

2.1 制氢：绿氢是未来的主流方向，碱性电解水制氢技术成熟度最高

根据制取方式和碳排放量的不同，氢气主要分为灰氢、蓝氢和绿氢：1）“灰氢”指通过化石燃料（如煤炭、天然气等）或工业副产制取的氢气，制取技术相对成熟、成本较低，但碳排放量强度较高。2）“蓝氢”指在灰氢的制取过程中采用碳捕集利用与封存（CCUS）技术制取的氢气，可以有效降低碳排放。然而由于 CCUS 技术成本较高，蓝氢的制取成本通常较高。3)“绿氢”指通过可再生能源（如太阳能、风能等）制取的氢气，在生产过程中不产生二氧化碳排放。由于绿氢制取技术不够成熟、绿氢制取的成本较高。电解水制氢是绿氢的主要生产方式。

目前我国主要以灰氢为主，绿氢是未来的主要发展方向。根据中国煤炭工业协会的数据，2020 年中国氢气产量超过 2500 万吨，其中煤制氢占 62%、天然气制氢占19%、工业副产制氢占 18%，而电解水制氢仅占 1%左右。尽管传统化石原料制取的灰氢在中短期内仍将占据市场主流地位，绿氢作为理想的零碳排放可持续能源，随着政策的推进和技术的不断突破，有望逐渐取得更大的市场份额，成为未来低碳经济的主流发展方向。

电解水制氢是理想的绿氢制取技术，其中碱性电解水制氢技术发展最为成熟。相较于其他制氢方式，电解水制氢具有绿色环保、生产灵活、产氢纯度高等特点，是一种理想的绿氢制取技术。电解水制氢的主要技术有：碱性电解水制氢（ALK）技术、质子交换膜电解水制氢（PEM）技术、阴离子交换膜电解水制氢（AEM）技术和固体氧化物电解水制氢（SOEC）技术。碱性电解水制氢技术是国内最早实现工业化的电解水制氢技术，发展最为成熟，目前占据市场主导地位；PEM 电解水制氢技术处于商业化初期，近年来产业化发展迅速；SOEC 技术和 AEM 技术仍在研发示范阶段，发展势头迅猛。

碱性电解水技术（ALK）：发展最为成熟，应用最为广泛。碱性电解水制氢系统通常由电解槽、气液分离器、冷群洗涤器、脱氧系统、干燥系统以及压缩储存系统等组成。在直流电的作用下，电解槽中的水被分解生成氢气和氧气，然后经分离、洗涤、脱氧和干燥等步骤处理后，其中的氢气被压缩储存于缓冲罐中。碱性电解槽主要由电源、电解槽箱体、电解液、阴阳极和横隔膜等组件构成，电解液通常采用 KOH 或NaOH水溶液，横隔膜由石棉材料制成，起分离液体的作用，电极则多采用金属合金。碱性电解水技术工作原理为，在阴极侧，水分子被分解成氢离子和氢氧根离子，其中氢离子得到电子生成氢气，氢氧根离子则在电场力的作用下穿过横膈膜到达阳极，失去电子生成水和氧气。碱性电解水技术发展最为成熟，具有电解槽结构简单、安全可靠、运行寿命长、投运成本低等优点，是市场上应用最为广泛的绿氢制取技术。然而碱性电解水技术仍面临一些技术挑战，比如能耗较高、电流密度较低以及响应速度慢难以与风光供电紧密配合等问题。

质子交换膜电解水技术（PEM）：未来发展前景广阔，降本是关键。PEM电解槽主要由膜电极（包括质子交换膜、阴阳极催化层和阴阳极气体扩散层）、阴阳极端板和电解液组成。阴阳极端板起到引导电的传递与水、气分配的作用；气体扩散层起到集流和促进气液传递的作用；催化层是由催化剂、电子传导介质和质子传导介质组成的三相界面，是电化学反应发生的核心区域；质子交换膜一般使用全氟磺酸膜，其作用是阻止电子传递的同时传递质子，在阴阳极两侧隔绝气体产生的作用。根据瞿丽莉等《质子交换膜电解水制氢技术在电厂的应用》，与碱性电解水系统相比，PEM 电解水系统由于采用纯水而非碱液作电解液，并且能够直接将氢气和氧气阻隔在阴阳极两侧，其系统结构大大简化。PEM电解水技术工作原理为，在阳极侧，水分子失去电子，被分解成氧气和质子，质子在电场的作用下通过质子交换膜，在阴极侧得到电子生成氢气。PEM 电解水制氢技术已基本成熟，具有诸多优点，如系统结构简单、产氢纯度高、电流密度大、制氢效率高、安全环保、响应速度快与风光发电的匹配性较好等，应用前景广阔。然而 PEM 电解槽需要在强酸性和高氧化性的环境下运行，对于铱、铂、钛等贵金属催化剂材料的依赖较高，且关键部件的国产化替代仍面临挑战，导致目前 PEM 电解槽成本远高于碱性电解槽，国内可再生能源电解水制氢项目仍以碱性水电解为主导。未来进一步降低成本、提升产氢能力将是推动PEM电解槽扩大商业化进程的关键。

固体氧化物电解水技术（SOEC）：能够有效减少电能需求，电极材料限制商业化进程。SOEC 电解系统最基本的组成单元是电解池，多个电解池可以组合成电堆，多个电堆和气体处理系统、气体输送系统可以组合成电解模块，多个电解模块可以组合成一个完整的SOEC系统。SOEC 电解池由电解质、阴极和阳极组成。阴极通常选用镍、钻、铂等金属陶瓷复合材料；阳极常用钙铁氧化物；电解质选用钇稳定的氧化锆（YSZ）和钪稳定的氧化锆（ScSZ）等导电陶瓷材料。SOEC 技术分为质子传导型和氧离子传导型两种，目前氧离子传导型SOEC发展更成熟。质子传导型 SOEC 中，水蒸气在阳极失去电子，生成氧气和质子，质子通过电解质传导至阴极，得到电子生成氢气。氧离子传导型 SOEC 中，水蒸气在阴极得到电子，生成氢气和氧离子，氧离子通过电解质传导至阳极，失去电子生成氧气。SOEC 电解水技术可以将电能和热能转为化学能，通过利用废热能够有效降低电耗，适用于钢铁、化工和核能工厂等热能资源丰富的地区。SOEC 反应具有可逆性，可以切换至燃料电池（SOFC）模式，适用于高效产氢或电化学储能。然而 SOEC 技术仍面临材料成本高、投入大、启停慢、循环寿命低等挑战，限制了其商业化应用的发展。

阴离子交换膜电解水技术（AEM）：能够生产低成本、高效的氢气，需突破关键材料技术限制。电解槽结构类似于 PEM 电解槽，主要由阴离子交换膜、过渡金属催化电极极板、气体扩散层和垫片等组成，常使用纯水或低浓度碱溶液作为电解质。阴离子交换膜可以传导氢氧根离子，并阻隔气体和电子直接在电极间传递。AEM 电解水技术工作原理为，水从阳极穿过阴离子交换膜到阴极，接受电子产生氢气和氢氧根离子，氢氧根离子穿过阴离子交换膜到阳极，释放电子生成氧气。氢氧根穿过阴离子交换膜回到阳极并放出电子产生氧气，氧气随后通过气体扩散层与电解液一起流出。AEM 电解水技术使用廉价的非贵金属催化剂和碳氢膜，具有成本低、电流密度较大、环保高效等优点，并且可以有效地与可再生能源耦合。目前 AEM 技术还处于研发阶段，发展程度将取决于高效催化剂、聚合物膜、膜电极等关键材料技术的突破情况。

化石燃料制氢（煤制氢、天然气制氢）：工艺成熟、成本稳定，广泛应用于工业生产。化石燃料制氢主要包括煤制氢和天然气制氢。煤制氢主要采用煤气化制氢技术，其工作原理为，煤炭通过气化反应，生成一氧化碳和氢气的合成气，后通过水煤气变换和分离处理获取氢气。由于我国“富煤、缺油、少气”的能源禀赋，煤制氢技术是我国最广泛采用的工业制氢方法。根据苗军等《氢能的生产工艺及经济型分析》，天然气制氢主要采用水蒸气重整工艺（SMR），其工作原理为，天然气蒸汽经催化转化，生成一氧化碳和氢气的混合气，然后将一氧化碳与水蒸气进行反应，生成氢气和二氧化碳的变换气，最后提纯得到氢气。SMR 技术装置简单，能够实现连续大规模的生产。

工业副产制氢：制氢成本较低，生产过程受主产物产能和建设地点的约束。根据苗军等《氢能的生产工艺及经济型分析》，工业副产氢的主要来源包括氯碱副产氢、焦炉煤气制氢和轻烃裂解制氢等，其中焦炉煤气制氢是工业副产制氢的主要途径之一。焦炉煤气是炼焦过程的副产品，每生产 1t 焦炭可产生约 350-450m 3的焦炉煤气，其中氢气含量约占50%-60%。通过对焦炉煤气进行分离和提纯，可以获得纯净的氢气。工业副产氢的制备技术较为成熟，制氢成本较低，但因受地点、规模、运输半径以及主产物产能等因素的限制，氢气产能存在上限，不适合作为大规模集中化氢能供应链，能够为氢能产业的发展初期提供低成本、分布式氢源。为控制氢气制取环节的碳排放，化石能源制氢需结合碳捕集利用与封存（CCUS）技术。CCUS 技术是一种用于从化石燃料气体和其他工业活动中去除CO2 的技术，涵盖了CO2捕集、运输、利用和封存四个环节。1）捕集阶段，主要包括燃烧后捕集、燃烧前捕集和富氧燃烧。燃烧后捕集主要应用于燃煤锅炉及燃气轮机发电设施，燃烧前捕集主要应用于新建发电厂，富氧燃烧主要应用于燃煤电厂和工业燃烧过程。2）运输阶段，可采用管道、船舶、铁路和公路等多种运输方式，目前国内主要采用罐车运输方式。3）利用阶段，包括化工利用、生物利用、物理利用等，捕集到的 CO2可作为原料用于生产混凝土、甲醇、乙醇、碳酸盐、塑料等产品。4）封存阶段，主要包括地质封存、海洋封存、化学封存等，其中地质封存的强化采油技术（CO2-EOR）发展成熟，在储存 CO2的同时可以提高油气采收率，已达商业化应用规模。

2.2 储存、运输、加氢：气态低压储运为主流，未来需向多相态高压方向发展

高压气态储氢技术发展最为成熟，应用最为广泛。我国目前氢气的储存方式主要有高压气态储氢、低温液态储氢和固态储氢，其中高压储氢技术发展最为成熟，应用也最为广泛，具有存储能耗低、成本低、可通过减压阀调控氢气释放等优点。低温液态储氢主要应用在航天等领域，有机液态储氢和固态储氢尚处于技术攻关阶段。

我国储氢技术水平与国外相比仍有一定差距，未来将向高压化方向发展。按材质分，高压储氢瓶可分为Ⅰ型纯钢制金属瓶、Ⅱ型钢制内胆纤维缠绕瓶、Ⅲ型铝制内胆纤维缠绕瓶和Ⅳ型塑料内胆纤维缠绕瓶。按应用领域分，固定式储氢方面，多采用Ⅰ型、Ⅱ型钢制氢瓶；车用储氢瓶方面，我国主要采用 35MPa 的Ⅲ型瓶，少量应用70MPa 的Ⅲ型瓶，国外已采用70MPa 的Ⅳ型瓶；运输用储氢瓶方面，我国主要使用 20MPa 的Ⅰ型瓶，刚开始应用30MPa的Ⅰ型瓶，国外已基本采用 50MPa 甚至更高。与国外相比我国在储运氢技术方面仍存在一定差距。未来我国高压气态储氢技术仍需向轻量化、高压化、低成本和质量稳定的方向发展，探索新型储氢罐材料以满足更高压力下的储氢需求，提高储氢的安全性和经济性。氢气的运输根据储氢状态和运输量的不同，主要分为气态输送、液态输送和固态输送。具体的输送形式包括气态氢长管拖车、液氢槽罐车、以及管道运输（纯氢管道、天然气管道混输等），不同的储运方式具有不同的特点和适应性。

氢气的储运方式可以根据规模和距离的不同进行选择。氢气管道适合小规模、短距离的运输，而低温液态储运则适用于大规模、远距离的储运。一般来说，当运输距离在50km以内时，氢气管道运输成本相对较低；而当运输距离超过 300km 时，低温液态储运有更大的优势。当前我国的氢能产业处于发展初期，市场规模相对较小，且氢能示范应用主要集中在产氢地附近，因此在实际应用中更多采用气氢长管拖车运输方式。根据中国氢能联盟的报告，我国的氢能储运发展将按照"低压到高压"、"气态到多相态"的技术方向推进，逐步提升氢气的储存和运输能力。

加氢站是为燃料电池汽车提供氢燃料的场所，对推动氢能应用起到关键作用。加氢站按照不同的分类标准，可以分为多种类型，根据氢气的储存状态，加氢站可分为液氢加氢站和高压压缩氢气加氢站。由于储存技术的限制，目前我国的加氢站主要是高压氢气加氢站，其核心设备为压缩机、储氢罐和加氢机，泄气柱用于将氢气从存储容器导出，并通过压缩机将氢气压缩至所需的加氢压力。储氢灌将压缩的氢气存储在特定容器中，以确保供氢稳定和持续。加氢机将压缩存储的氢气注入燃料电池汽车的氢气储存系统中供车辆使用。加氢站的建设和运用对于推动燃料电池汽车的普及、氢能产业的快速发展具有重要意义。

国内加氢站发展已初具规模，经济性仍有待提高。近年来，随着燃料电池汽车保有量的增加和中石化、中石油等能源央企的加入，国内加氢站的数量显著增加。根据中国氢能联盟研究院的数据，截至 2022 年底，我国的加氢站数量已达到358 座，位居世界第一。然而国内已建成的加氢站中，加注压力仍以 35MPa 为主，只有少数具备70MPa 的加注能力。前期建成的加氢站多为示范站，规模较小。且由于目前国内缺乏成熟量产的加氢站设备厂商，关键设备依赖进口，设备费用占比较高，经济性较差。由于早期建设的加氢站多为示范项目，燃料电池汽车的普及率相对较低，并且国内目前还缺乏成熟的设备厂商，加氢站的经济性仍有待提高。

2.3 下游应用：覆盖工交建储各领域，未来应用向多领域共同发展

氢能应用目前以化工生产为主，未来有望在工交建储等各领域广泛应用。目前我国95%的氢气用于传统石油化工生产，仅有 5%用于可再生能源储能发电和以氢燃料电池为核心的能源网络。未来随着绿氢制取成本的下降、碳排放成本的上升以及氢燃料电池、氢冶金等技术的推进，绿氢有望在交通、能源、工业和建筑等领域呈现多方面的应用。根据中国氢能联盟的预测，到 2060 年，我国对氢能的需求将达到 1.3 亿吨，其中工业领域和交通领域将占比 60%和 31%，电力领域和建筑领域分别占比 5%和4%。

在化工领域，氢能炼钢、绿氢化工和天然气掺氢将成为未来主要应用场景。1）氢能炼钢：2022 年，中国钢铁行业碳排放量占全国总排放量的 15%以上，采用氢能直接还原铁技术，用氢气作为还原剂代替一氧化碳，可以将原工艺过程中产生的二氧化碳全部转化为水，从而大大降低钢铁生产中的碳排放。2）绿氢化工：氢气是合成氮、合成甲醇、石油精炼、煤化工等行业的重要原料。目前，化工行业主要使用的是灰氢，绿氢化工即采用绿氢替代灰氢，是实现化工行业深度脱碳的重要途径之一。3）天然气掺氢：根据《中国能源报》的报道，向现有天然气发电设施中掺入氢燃料，不仅可以有效节约天然气的使用量，保证冬季供暖的安全和稳定供应，还能显著减少碳排放。氢能的其他工业应用还包括炼油加氢、水泥煅烧、陶瓷产业脱碳，食品加工，金属加工，原子氢焊接，平板玻璃生产，电子制造等，都展示了氢能在工业领域的广阔前景。

在交通领域，氢燃料电池汽车被认为是未来的主要应用场景。近年来，随着燃料电池技术的成熟和成本的下降，我国燃料电池汽车（FCV）行业经历了快速发展。截至2022年底，中国的 FCV 销售量约为 3367 辆，近 5 年的 CAGR 为 21.5%，保有量超过12000辆。按照《节能与新能源汽车技术路线图》规划，到 2025 年，中国计划将燃料电池汽车规模扩大到 5 万辆，到 2035 年，燃料电池汽车的保有量将达到100 万辆，到2050年，燃料电池汽车的保有量将达到 1000 万辆。然而目前我国 FCV 和加氢站对政府补贴依赖程度较高，主要是燃料电池车的造价尚未达到与同等规格的汽油车和电动车相当的水平，并且氢燃料的使用成本仍远高于汽柴油和电力。此外，我国也正在积极探索重型工程机械、轨道交通、船舶、航空航天等非道路的交通领域的氢能应用，未来有望逐步扩大氢能在交通运输领域的应用范围。

在建筑领域，氢能的应用主要包括氢能热电联供和管道掺氢。1）氢能热电联供：相较于传统的集中式生产、运输、终端消费的用能模式，分布式能源供给系统直接向用户提供不同的能源品类，能够最大程度地减少运输消耗，并有效利用发电过程产生的余热，从而提高能源利用效率。2）管道掺氢：将氢气混合到天然气管道中相比于使用纯氢，可以有效降低成本，平衡季节性用能需求。随着氢能发展速度的加快，天然气网络掺氢研究和示范项目也不断增加。在储能领域，风光氢储为能源消纳提供了有效的解决方案。随着可再生能源的发展对电网稳定性的需求逐渐增大，储能市场逐渐崛起。相比于其他储能技术，氢能作为二次能源，能够更容易地耦合电能、热能、燃料等多种能源，并且具备实现不连续生产和大规模、长周期储能的能力，更具经济竞争力。风光氢储能够将风光发电转化为氢气进行储存，需要时再将氢气转化为电力，从而实现能源的储存和利用。氢能储能在能量维度、时间维度和空间维度上优势突出。

三、绿氢平价在即，有望逐步具备市场竞争力

3.1 绿氢成本下降空间较大，短期内碱性电解水技术更具优势

我们采取建立平准化制氢成本（LCOH）模型的方法来分析不同制氢方式的单位制氢成本。制氢成本主要分为固定成本和可变成本，其中固定成本主要包括制氢设备及土建折旧、运营维护费用、人工成本等，可变成本主要包括电耗、水耗、原料成本等。

已知标准状态下氢气密度为 0.0899kg/m³，热值为 33kWh/kg。参考2023 年6月内蒙古工商业用电 110 千伏电价，网电电价约为 0.4 元/kWh 且保持稳定。假设水价为4元/m³，氧气价格为 0.5 元/m3，蒸汽价格为 100 元/吨。假设制氢设备寿命统一为10 年，折旧到期后残值为 5%，土建及安装折旧期统一为 20 年。目前固体氧化物电解槽和阴离子交换膜电解槽尚未完全实现商业化，因此我们主要对碱性电解槽和 PEM 电解槽的制氢成本进行量化分析。假设电解水制氢每生产 1m 3氢气耗水 0.0112m 3，电解槽的维护费用统一按照设备费的3%计算，人员费用统一按生产每 m 3氢气 0.012 元计算。若不考虑征地费用，假设土建及安装费用与制氢规模成正比，单套 1000Nm 3/h 的碱性电解槽设备的土建及安装费用为200万元，单套 200Nm 3/h 的 PEM 电解槽设备的土建及安装费用为40 万元，考虑规模效应以及产线优化节省占地面积，土建及安装费用按每年 3%下降。

未来电解槽设备制氢效率有望逐渐提升，费用水平有望逐渐下降。1）碱性电解槽：假设当前我国碱性电解槽制氢效率普遍为 60%，能耗为到 5.5kWh/Nm³；我们预计到2030年碱性电解槽制氢效率可以普遍达到 75%，能耗达到 4.5kWh/Nm³。根据张轩等《电解水制氢成本分析》，电解槽的制氢能力与其成本基本呈线性正相关关系，制氢能力越大，成本越高，因此我们仅考虑 1000Nm3/h 电解槽制氢成本情况。根据2023 年上半年的中标情况，1000Nm3/h 碱性电解槽的平均价格为 150 万元/MW（约800 万元/台），较2022年下降16.7%。假设当前单套 1000Nm3/h 碱性电解槽的设备费用为800 万元/台（包括电解槽、气液分离系统、气体纯化系统、注水注碱设施等），随着技术改进和规模扩张，根据王明华《新能源电解水制氢技术经济性分析》，到 2030 年单套1000Nm3/h 电解槽成本有望降至 500 万元。2）PEM 电解槽：假设当前我国 PEM 电解槽制氢效率普遍为70%，能耗为 5kWh/Nm³；我们预计到 2030 年 PEM 电解槽制氢效率可以普遍达到90%，能耗达4.5kWh/Nm³。根据 2023 年上半年的中标情况，200Nm³/hPEM电解槽的平均价格为580万元/MW（约 580 万元/台），较 2022 年下降约 27.5%。PEM电解槽设备费用有较大的下降空间，根据张轩等《电解水制氢成本分析》，PEM 电解槽的平均效率为13%。假设当前单套 200Nm3/h 的 PEM 电解槽的设备费用为 800 万元，未来随着PEM电解水技术的进步和 PEM 电解槽应用范围的扩张，到 2030 年单套 1000Nm3/h 电解槽成本有望降至219 万元。

绿氢制备需要耦合风光发电，未来风光装机规模的增长有望带动绿电成本下降。根据蒋珊《绿氢制取成本预测及与灰氢、蓝氢对比》，电解水制氢的电力来源涵盖了网电、核电、水电、风电和光伏发电，我国目前电网电力以火电为主，如果采用网电则电解水制氢并非真正的零碳排放，而是将碳排放前移到了发电侧，其单位质量氢气碳排放约是天然气制氢的 3 倍以上，不符合“双碳”政策导向。因此在可再生能源发电（绿电）占网电比例大幅提高前，只有电解水制氢与光伏、风电等可再生电力耦合，才能够制取真正的“绿氢”。可再生能源电价是绿氢成本的主要组成部分，根据国际可再生能源署（IRENA）报告，2022 年全球陆上风电度电成本为 0.033 美元/kWh（约合人民币0.23 元/kWh），海上风电度电成本为 0.081 美元/kWh（约合人民币 0.56 元/kWh），规模光伏发电度电成本为0.049 美元/kWh（约合人民币 0.35 元/kWh）。根据中电联数据，2022 年中国太阳能发电设备平均利用小时数为 1337h，结合中国光伏行业协会（CPIA）不同等效利用小时数LCOE 估算，光伏发电平均度电成本约为 0.26 元/kWh。未来十年中国风电、光伏每年新增装机规模预计分别在 5000 万 kW 和 7000 万 kW 左右，有望带动可再生能源发电成本的进一步下降。我们预计到 2030 年，光伏发电成本将下降至0.15 元/kWh，陆上风电成本将下降至 0.2 元/kWh，海上风电成本有望低于 0.4 元/kWh。

电解水制氢成本受风光发电时间影响较大。根据中电联，2022 年6000 千瓦级以上太阳能发电设备年利用小时数为 1337h，风电设备年利用小时数为2221h。在不考虑使用网电或者配置储能的情况下，若完全使用可再生能源发电，电解槽的运行时间将受制于风光发电的时间，电解水制氢装置的年利用小时数与工业规模化石燃料制氢的年利用小时数（8000h）相比会有较大差异。根据我们的测算，在光伏发电年利用小时数为1337h，度电成本为 0.26 元/kWh 的情况下，耦合光伏发电的单位碱性电解水制氢成本为25.69元/kgH2；在陆上风电年利用小时数为 2221h，度电成本为 0.23 元/kWh 的情况下，耦合陆上风电的单位碱性电解水制氢成本为 20.21 元/kgH2。由于风光发电年运行小时数较低，边际生产成本较低，一旦风光发电年运行时长增加，制氢成本将快速下降。根据CPIA数据，当光伏发电利用小时数为 1800h 时，光伏发电平均度电成本约为0.18 元/kWh，此时单位碱性电解水制氢成本为 18.41 元/kgH2。

电解槽用电成本有望持续下降，运行时长有望不断增长。1）电解槽用电成本下降：风光发电产生了大量不稳定的电力，2022 年全国的风电、光伏利用率分别为96.8%、98.3%，其中蒙东地区弃风率达到 10%，西藏弃光率达到 20%。另外，根据山东电力交易中心数据，由于电力供过于求，山东省五一假期间累计出现长达 22 个小时的负电价。随着可再生能源发电占比的提升和电力系统季节性调峰压力不断加大，弃风弃光、电网用电低谷电等低成本电能将有望成为未来电解水制氢的重要电源。我们预计到2030 年电解槽用电成本将降至 0.2 元/kWh 以下，部分地区可降至 0.15 元/kWh。2）电解槽运行时间增长：根据中电联数据，2016 年至今风光发电设备年利用水平持续提升。随着风光发电小时数的增加、风光配储的应用、绿电交易的普及以及后网电中可再生能源占比的提升，我们预计到2025年电解槽的年利用小时数将提升至 3000h，到 2030 年电解槽的年利用小时数将提升至4000h。

PEM 电解槽单位制氢成本远高于碱性电解槽，静待成本下降。考虑耦合陆上风电时电解槽制氢的情况，根据我们的测算，在不考虑政府补贴的情况下，目前碱性电解槽单位制氢成本为 20.21 元/kg，其中用电成本、设备及维护费用占比分别为70%、25%，用电成本占据了碱性电解水制氢成本的绝大部分；PEM 电解槽单位制氢成本为32.08 元/kg，远高于碱性电解槽单位制氢成本，其中用电成本、设备及维护费用占比分别为40%、57%，设备费用占据了电解水制氢成本的绝大部分。我们预计到 2030 年，PEM 电解槽单位制氢成本会有较大幅度的下降，但短时间内 PEM 电解槽的单位制氢成本仍远高于碱性电解槽，不具备价格优势。

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。

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。

3.2 灰氢受原料价格影响较大，CCUS 和碳税将大幅增加制氢成本

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。

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。

3.3 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。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

4.1 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。

23 年电解槽出货量有望翻倍，PEM 电解技术占比逐渐扩大。根据势银（TrendBank），2021 年国内电解槽出货量为 380MW，其中碱性电解水制氢设备出货量占比达99%，PEM出货量占比 1%。2022 年国内电解槽出货量近 800MW，在2021 年基础上实现翻番，其中碱性电解槽占比 97%，PEM 出货量占比 3%。根据氢云链，2023 年上半年全国电解设备共计招标超 600MW，已达 2022 年全年出货量的 75%，2023 年全年需求量对比2022年有望持续实现翻倍，其中碱性设备占比为 91%，相比 2022 年下降8 个百分点，我国PEM设备产业链发展迅速。

绿氢制氢产业布局快速增长，电解槽赛道爆发在即。我国布局电解水制氢的企业数量快速增加，根据势银统计，我国布局电解槽的公司从 2020 年约10 家迅速上升至2022年超100家，产业链相关企业超 200 家。据我们不完全统计，近年来已有超40 家公司推出电解槽产品，其中碱性电解槽超 30 个，多家公司推出了单槽产氢量1000Nm 3/h 以上的碱性电解槽产品，最大单体产氢量可达 2000-2500Nm 3/h；超 8 家公司推出PEM 电解槽产品，多家公司推出了单槽产氢量 200Nm³/h 以上的产品，其中派瑞氢能、阳光氢能已研发出单槽产氢量300Nm³/h 产品，电解槽单槽制氢规模不断扩大。参考海外公司主要产品情况，PEM电解槽最大单槽产氢量可达 500Nm 3/h，SOEC、AEM 电解槽技术已有相对成熟的应用，我国PEM、SOEC、AEM 等新型电解槽技术和国外相比仍有一定差距，有较大的发展空间。

4.2 市场空间测算：电解槽未来市场空间广阔

绿氢预期产量远超规划水平，绿氢需求有望迎来快速增长。根据国家发改委《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，到 2025 年可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，实现二氧化碳减排 100-200 万吨/年。而根据势银统计，目前内蒙古自治区、甘肃省、宁夏回族自治区和四川省成都市都在相应的规划中明确了 2025 年可再生能源制氢产量，合计年产量约 80 万吨，远超国家氢能规划中提及的 2025 年可再生能源制氢年产量目标。根据势银预测，2025 年我国绿色可再生氢气的需求量将达到 130 万吨，2023-2025 年的电解水制氢设备累计出货量将达到 17GW 以上。根据《中国 2030 年“可再生氢100”发展路线图》预测，2030 年我国可再生能源制氢产量约 770 万吨，2060 年我国可再生能源制氢产量约0.75-1.0 亿吨。

分别考虑市场上仅有碱性电解槽、碱性+PEM 电解槽的情况，2030 年市场空间分别有望达到 1071 亿元、1579 亿元。1）若考虑市场中仅存在 1000Nm3 /h 碱性电解槽的情况，则到2025 年碱性电解槽需求量约为 5298 台，碱性电解槽新增市场空间约60 亿元，累计市场空间约 378 亿元；到 2030 年碱性电解槽需求量约为 21413 台，碱性电解槽新增市场空间约201 亿元，累计市场空间约 1071 亿元。2）根据 IEA 数据，2021 年全球范围内碱性电解槽技术占比约 70%，PEM 电解槽技术占比约 25%，在后续五年内碱性电解槽技术将降至装机容量的 60%左右，至 2030 年碱性电解槽与 PEM 电解槽的装机容量将趋于一致。参考海外发展情况，若考虑 200Nm3 /hPEM 电解槽在国内电解槽市场中占比逐渐扩大，占绿氢产量的比重由 2022 年的 3%增长至 2030 年的 40%，到 2025 年需要碱性电解槽需求量约为4404 台、PEM 电解槽需求量约为 4470 台，合计电解槽新增市场空间约102亿元，累计市场空间约 511 亿元；到 2030 年需要碱性电解槽约 12848 台、PEM电解槽约42825台，合计电解槽新增市场空间约 305 亿元，累计市场空间约 1579 亿元。

五、投资分析

隆基绿能：公司 2021 年成立隆基氢能，开始布局氢能业务。2021 年，公司首台1000Nm³/h 碱性水电解槽成功下线。截至 2021 年末，公司已初步具备了订单获取能力和 500MW 生产交付能力，市场拓展与品牌营销工作正在稳步推进。2022年公司成功中标了我国首个万吨级光伏绿氢示范项目——中国石化新星新疆库车绿氢示范项目，现已正式投入运营。根据 BloombergNEF 数据，隆基氢能产能在2022年全球Top20电解槽生产商中位列榜首。公司的碱水制氢系统已达到世界领先水平。

华光环能：公司积极布局氢能领域，与大连理工大学合作进行电解水制氢、碳捕捉技术等示范项目的开发。2023 年 4 月，公司正式下线1500Nm3 /h 碱性电解槽，标志着公司迈入了规模化电解水制氢的新赛道，并具备随时批量化生产交付能力。目前，公司已经形成了年产 1GW 电解水制氢设备制造能力，并具备2000Nm3 /h以下多系列碱性电解水制氢系统制造技术。

华电重工：公司自 2020 年开始布局氢能业务并成立氢能事业部，稳步推进氢能业务的产品技术研发及市场拓展。2022 年公司自主开发的1200Nm3 /h 碱性电解水制氢装置和气体扩散层产品顺利下线，并形成了 150kW 氢燃料电池分布式供能系统、质子交换膜材料等研发成果。

昇辉科技：公司自 2021 年开始布局氢能业务，公司分别通过设立控股子公司昇辉新能源，对外投资国鸿氢能和飞驰汽车，与美锦能源战略合作等方式，布局氢能的制储运加、氢能储能、交通运输等核心产业环节。2023 年1 月，公司联营企业盛氢制氢开发的 1000Nm3 /h 制氢设备下线，制氢成套设备中的配电柜、控制柜、整流器和变压器等电气设备均由昇辉新能源子公司安能极科技生产制造。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）