【东方证券】氢能源行业系列报告(2):从氢的供需拆解探寻氢能发展方向.pdf

2024-04-25
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氢:战略性脱碳能源载体,发展具有必然性

减碳成为全球共识,转型脱化挑战重重。世界各国从 20 世纪 90 年代起,通过《京都议定书》、 《哥本哈根协议》、《巴黎协定》等一系列文件,达成碳达峰、碳中和共识。2023 年 12 月, 《联合国气候变化框架公约》首次将“转型摆脱化石燃料”写入文件。然而,摆脱化石能源面临 两大关键问题:一是风光等可再生能源的占比提升意味着电力系统的不可控性加大,火电占比降 低又造成了电力系统调节能力的下降;二是在重工业、重型交通等领域,电气化实现难度较大, 例如钢铁、水泥、化工、航运、航空等,仍需要依靠可再生电力之外的其他清洁能源来实现深度 脱碳 。 氢能是增加能源系统灵活性和深度脱碳的重要手段。正如我们在《探寻氢能的定位与发展逻辑》 中所指出的,氢能既是补充能源系统灵活性的优质资源,有助于解决可再生能源的波动性问题, 同时连接了可再生的一次电力和终端的燃料/原料需求,有望成为实现终端深度脱碳的重要载体。


氢能在我国能源革命与低碳转型中具重要战略意义。“十四五”以来,我国氢能产业快速发展, 相关政策体系随之建立健全。《中共中央国务院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》明确统筹推进氢能“制储输用”全链条发展。《“十四五”现代能源体系规划》 对氢能技术创新、示范应用等进行部署。2022 年 3 月,发改委与国家能源局联合发布了《氢能产 业发展中长期规划(2021-2035)》,氢能发展正式纳入国家发展规划。《规划》明确了氢能在 中国能源体系和产业结构调整和升级中的角色定位。氢能是中国绿色低碳能源体系的组成部分和 “双碳”目标实现的重要途径。《规划》强调了“构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系, 重点发展可再生能源制氢,严格控制化石能源制氢”的发展基调,同时针对绿氢制定了分阶段的 发展目标:


1)到 2025 年,建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。目标是氢燃 料电池汽车产量达到 5 万辆,并建设足够数量的加氢站。可再生能源制氢产能达到 10-20 万吨/年, 实现二氧化碳减排 100-200 万吨/年。2)到 2030 年,可再生能源制氢广泛应用,有力支撑脱碳目标实现,重点发展低碳出行和工业减 碳。 3)到 2035 年,可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升,对能源绿色转型发展起到重 要支撑作用。 2023 年 8 月,国家标准委、国家发改委、工信部、生态环境部、应急管理部、国家能源局六部门 联合印发《氢能产业标准体系建设指南(2023 版)》。这是国家层面首个氢能全产业链标准体系 建设指南,对促进氢能产业高质量发展具有基础性、战略性、引领性作用。


用氢:工业原料广泛应用,能源载体地位凸显

作为一种用途广泛的二次能源,氢能可以在多个生产和消费环节作为替代能源进行使用,而氢气 本身作为一种重要的工业气体,在传统工业领域已有非常广泛的应用,因此未来氢将同时扮演能 源载体和工业原料两重角色,在重工业、交通、建筑、电力等行业中有不同的应用场景。


工业领域:集燃料、原料、还原剂于一身的重要工业气体


目前,全球每年的氢气产量几乎全部用于非能源领域。根据 IEA 数据,2022 年全球氢气用量达到 9500 万吨,同比增长近 3%创下历史新高,但从应用场景来看仍然集中在传统的工业和炼油领域, 而来自运输、电力、建筑等新应用领域的氢需求量非常低,占比不到 0.1%。分地区来看,中国是 全球最大的氢气消费国,年需求量占全球总量的 29%,主要的用氢地区还包括北美、中东、印度 和欧洲。




化工:应用成熟场景广泛,构成稳定存量市场


全球范围内,炼油用氢当前在终端需求中占比最高。在石化行业,氢气被广泛用于对石脑油、粗 柴油、燃料油、重油的脱硫,石油炼制,催化裂化以及不饱和烃等的加氢精制。在所有终端应用 场景中,炼化行业目前的氢需求量最大,2022 年全球用氢需求约为 4100 万吨。随着全球石油需 求保持在当前水平,炼油用氢需求将在未来几年继续存在;长期来看,尽管石油需求存在下降趋 势,但由于对燃料的空气质量标准更加严格,因此炼化行业对氢的需求或将得以维持。


合成氨和合成甲醇构成全球近 5000 万吨化工用氢需求。氢气是重要的工业气体,氢元素的强还 原性被用于多种化学反应,也是众多化合物的基础元素之一,化工行业需要用氢制备甲醇、合成 氨等多种产品,2022 年全球用于合成氨和甲醇生产的氢气分别约为 3300 万吨/1600 万吨。而氨 贸易在全球范围内进行,全球出口量约占总产量的 10%,因此作为重要的氢衍生物,氨的全球运 输和贸易将成为未来氢生态系统的重要推动力。合成氨也是当前国内对氢需求量最大的应用场景, 占国内氢总需求量的 31%,其次是甲醇合成(23%)和作为燃料直接燃烧(15%)。


冶金:钢铁工业深度脱碳的重要途径


氢可替代煤、焦,实现钢铁行业的深度脱碳。钢铁行业是碳排放密集程度最高、脱碳压力最大的 行业之一,碳排放约占全球排放总量的 7.2%。作为世界粗钢第一大生产国,我国粗钢产量占世界 的一半以上,2022 年产量约为 10.2 亿吨,全国钢铁行业的碳排放量占全国排放总量的比例约为 15%。当前我国主流的钢铁生产工艺是高炉-转炉长流程,以煤炭作为主要热源和还原剂,较高的 碳排放强度无法避免,且基于当前传统工艺技术的创新改进难以实现深度脱碳。而氢冶金用氢替 代焦炭进行直接还原铁生产并配加电炉炼钢,既减少了钢铁工业对煤、焦炭等化石燃料的需求, 也避免了炼铁过程大量碳排放的产生,将成为钢铁行业完全脱碳最具前景的解决方案之一。


氢冶金技术仍处于探索和示范阶段,高炉富氢技术或将率先推广。较低碳排放的技术包括废钢电 炉冶炼短流程、高炉富氢冶炼、氢基直接还原铁(DRI) + 电炉工艺等。其中,高炉富氢冶炼由于改 造成本较低、富氢气体易获取,可操作性强,被认为是现阶段“碳冶金”到“氢冶金”的重要过 渡,其潜在碳减排幅度为 10%-30%。而氢基直接还原铁技术采用氢气代替一氧化碳作为氧化铁的 还原剂,还原反应生成的是水而非二氧化碳,因此是最具发展潜力的低碳冶金技术。但目前尚处 于研发试验阶段,预计具备大规模推广条件需要等到 2040 年之后,同时还取决于绿氢产业链的 发展。目前,全球每年有近 500 万吨的氢用于钢铁生产中的还原反应,随着氢冶金技术的进步及 装置改造的推进,钢铁行业的氢需求量有望进一步提升。根据 NRDC 和 CSDRI 的预测,到 2030/2050 年,我国钢铁行业对氢的需求将达到 290/713 万吨。


能源领域:贡献未来主要需求增量


氢作为能源使用比例较低,发展空间广阔。氢易燃且热值高,燃烧产物仅为水,不排放二氧化碳 等温室气体,与传统的化石燃料相比,是终端零排放的清洁能源。然而目前能源用氢在全球范围 内都尚为有限。以中国为例,2022 年全国氢气产量超 3500 万吨,其中用于交通和建筑的能源的 比例不足 0.1%,按热值换算仅占能源消费总量的 0.002%。而为了实现《巴黎协定》中的目标, 氢需要在 2050 年左右满足世界能源需求的约 15%,因此能源用氢需求空间广阔。


考虑氢主要作为能源载体的场景,下游应用可以分为交通动力和固定非动力两大类。目前来看, 氢能将以燃料电池汽车为主要终端应用,以动力和电力为两条主要线索,纵向深挖交通领域持续 探索新的场景,同时横向往储能、建筑、发电等能源需求部门探索。


交通:重型车辆加速渗透,航空航运开辟用氢新场景


重型交通能耗大、碳排高,转型进程缓慢。重型交通是交通运输领域的重要组成部分,但温室气 体和污染排放占比大,我国中重型车辆以 5% 的保有量排放了道路交通领域 84% 的颗粒污染物。 重型交通设备普遍采用柴油发动机,对动力系统的稳定性、经济性等要求更高,为了实现零碳排 放所需要付出的改造、燃料等额外成本更高。相较于乘用车新能源渗率稳步提升,重型交通领域 转型路径仍存在较大争议,推进缓慢。截至2023年底,我国新能源乘用车的单月渗透率已经达到 40%,而商用车市场中新能源渗透率仍仅 17%,全球范围内中重型车辆的绿色转型则更为滞后。




氢燃料电池为固定线路上的重型长途商用车提供了理想解决方案。氢燃料电池具有不受温度影响、 续航里程更长,且补充燃料速度快等优势,是交通领域新能源化双碳战略及环保政策下的必然趋 势。实际上,氢能在乘用车领域的替代优势并不明显。无论是当前高昂的制氢、运输成本,还是 滞后的加氢站、运输管网等基础设施建设,都使得氢燃料电池车在与纯电动汽车的竞争中处于下 风。从电池装机量来看,2023 年我国燃料电池在客车/专用车的装机量分别达到了 130/420MWh, 远高于乘用车。氢能破局的关键在于找到差异化的应用场景,凭借能量转换效率、使用效率及低 温条件性能表现等方面的优势,更适用于中长途、重载交通运输领域,如重型卡车、冷链物流、 城际巴士、公交车和港口矿山作业车辆等,加上物流运输路线相对固定,方便沿途建设相关加氢 站等基础设施。在北方部分地区,氢燃料电池也具备在出租车和公务用车领域的推广潜力,以解 决寒冷条件下动力电池的续航问题。因此,我们认为燃料电池商用车有望成为整个氢燃料电池行 业的突破口。


长期而言,氢及其衍生物或成为航空航运部门的低碳能源方案。航空和航运能耗极高,且电气化 难度很大,电力和纯氢都无法成为化石燃料的替代品。而氨、e-甲醇等氢的衍生物或将成为航空 和航运部门最具可行性的低碳能源方案。 航运:国际海事组织 IMO《船舶温室气体减排初步战略》倡导在中长期逐步引入氢、氨等零碳燃 料技术,驱动航运业交通运载工具实现零排放,欧盟将航运业纳入碳排放交易体系,利用市场化 机制推动船舶低碳转型。氢能船舶包括燃料电池、氢内燃机、绿色甲醇、绿氨等多种技术路线: 燃料电池路线适用于内河、近海船舶或作为远洋船舶辅助动力;氢基衍生物如绿色甲醇、绿氨等 路线适用于油船、集装箱船、散货船等航行较远的海上船舶。2023 年,挪威、荷兰、美国已有氢 能船舶投入运营,马士基为其首批 12 艘大型甲醇双动力船舶签订绿色甲醇订单,均对氢及其衍生 物在船舶动力的应用起到引领作用。 航空:与航空脱碳的其他潜在解决方案相比,包括合成煤油等低排放氢基燃料在内的可持续航空 燃料(SAFs)在技术上的可行性最高,目前的应用阻碍仍然是高昂的生产成本。2023 年 4 月, 欧盟暂时同意实施旨在实现航空业脱碳的倡议 ReFuelEU,其中涉及到合成燃料(包括合成煤油) 的使用目标:2030 年起,合成航空燃料(由二氧化碳与绿氢合成)占比应达到 1.2%,到 2050 年 这一比例将提升到 35%。 根据 IEA 预测,在 2050 净零排放场景下,到 2030 年,每年将有 800 万吨氢直接用于交通领域, 其中公路交通占 50%,航运占 45%;除此之外还需要用 800 万吨氢合成氨或其他氢基合成燃料, 用于航运和航空部门。


电力:覆盖发、储、用环节的优质灵活性资源


氢能发电以燃气轮机掺氢、煤电掺氨、燃料电池为主要方式。目前氢能发电仅占全球发电总量的 不到 0.2%。在技术层面,利用纯氢发电的技术已经商业化,燃料电池、内燃机和燃气轮机可以使 用富氢气体或纯氢,煤电厂掺氨混燃也已经取得试验成功。根据 IEA 统计数据,已规划的氢氨发 电项目到 2030 年装机容量可达到 5.8GW,其中约 70% 的项目使用燃气轮机掺氢,10%使用燃料 电池,3%为煤电厂掺氨混燃。据 IEA 估测,全球现有的可掺氢燃气轮机装机量或超过 70GW,在 平均掺氢比例 15%的假设下,每年对氢气的需求量将接近 500 万吨。随着新建火电厂配备可掺氢 /氨机组的比例提升,氢能在电力供应结构中的地位将进一步提高,同时也将拉动更大的氢气需求 量。


氢能作为大规模、长时间储能的解决方案,可为风光等间歇性可再生能源提供托底保障。相比于 电池的自放电、水的蒸发耗散,氢作为一种稳定的化学品更适合长时间的储存,因而更适合跨季 节的长周期储能。另一方面,氢储能的制储部分主要由制氢系统(功率)和储氢系统(容量)分 别构成,可以实现储能功率与储能容量的解耦,因而在长时间、大规模的储能场景下,氢储能容 量的增加主要依靠扩大储氢系统的容量,可以实现更低的规模化成本;相比电化学储能受到蓄电池原理的约束,功率和容量耦合,在大规模储能的场景下规模化降本的潜力较小,所需的成本较 高。 氢具有高场景灵活性,直接应用可提高储能效率。从应用场景上来看,其他储能方式一般为电→ X→电的闭环系统,也即最终能源还需要以电力的形式进行输出。而氢作为一种燃料和化工原料, 在下游有丰富的应用场景,可以实现电→H2→X 的开环储能模式,也即由电制取的氢可以直接面 向不同场景进行应用,具有更高的场景灵活性,也可以避免更多的转换环节以提高储能效率。




我们认为,未来对氢的需求主要来自三个方面: 一是传统工业领域的用氢需求,即主要来自炼油、合成氨及合成甲醇的需求,预计将保持相对稳 定,其中炼油用氢可能随着石油需求量下降而有所下降。整体而言,根据 IEA的预测,在 2050净 零排放场景下,2030 年炼油、合成氨及合成甲醇对氢气的年需求量合计将接近 9000 万吨。 二是氢及其衍生物作为燃料的应用需求,即氢作为能源载体替代化石燃料带来的需求,既包括在 交通领域的动力需求、建筑领域的供热需求,也包括参与发电的电力需求。根据 IEA 的预测,在 2050 净零排放场景下,2030 年交通和能源行业的氢需求量将分别达到 1600 万吨和 2200 万吨。 三是氢在新应用场景中的需求,如氢储能,在新场景中的推广程度既要靠相关技术发展赋能,也 依赖于产业起步后用氢成本的下降。中短期内,新场景应用带来的需求提升十分有限,但长期来 看可能撬动更大潜在空间。 综合来看,IEA 预计 2030/2050 年全球氢气年需求量有望达到 1.5 亿吨/4.3 亿吨,其中能源和交通 部门将贡献最主要增量。


制氢:供给结构亟待变革,绿氢迎来发展机遇

化石能源制氢:构成当前供给基本盘


化石燃料制氢为当前全球主流制氢方式。化石燃料制氢是以煤或天然气为原料还原制氢的传统方 案,技术成熟、成本最低。根据 IEA 数据,2022 年全球氢气产量达到近 9500 万吨,其中化石燃 料制氢占比超过 80%,包括天然气制氢(62%)、煤制氢(21%)、石油制氢(0.5%)。与全球 制氢结构相比,基于“富煤、贫油、少气”的资源禀赋,国内目前以煤制氢为主,也是世界上唯 一具备大规模煤制氢产能的国家。据中国氢能联盟统计数据,截至 2023 年 6 月,我国氢气产能 约为 4952 万吨,其中煤制氢产能为 2709 万吨,占比 54.7%,其次为天然气制氢,产能约 1090 万吨,占比 22.0%。


碳捕集利用与封存(CCUS)技术可以有效降低碳排放,但将大幅抬高制氢成本。化石燃料制氢 碳排放强度高,随着碳排放指标进一步收紧,新增化石能源制氢产能将逐步缩减。利用碳捕捉、 利用与储存技术(CCUS)可以实现低排放生产,被称为“蓝氢”。目前全球仅不到 1% 的氢以 蓝氢的形式生产,截至 2022 年,全球有 16 个制氢设施配备了 CCUS,其中超过半数都位于北美。 从经济性角度衡量,CCUS 会增加额外的投资成本与运营成本,根据 IEA 测算,采用 CCUS 后, 煤制氢的平准化成本将从 7-11 元/kg 增加至 9-20 元/kg,天然气制氢的平准化成本将从 9-18 元/kg 增加至 13-24 元/kg。但考虑到我国已有 3800 万吨规模的化石燃料制氢产能,耦合 CCUS 是对该 部分存量制氢产能低碳化的重要手段,在二氧化碳储存能力高、化石燃料成本低、可再生资源有 限的地区,采用 CCUS 的化石燃料制氢在中期内仍可能是一种具有综合经济效益的选择,将构成 氢供给侧的重要组成部分。


工业副产氢:来源丰富成本低廉的补充性氢源


副产氢的主要来源是炼油、煤焦、钢铁和化工。工业副产氢来源丰富,在我国和世界制氢结构中 分别占据 21%和 16%的份额。而考虑制氢过程原材料获取排放、工艺排放和能源使用排放,工业 副产氢的碳排放量普遍低于化石燃料制氢,我国工业副产氢产能分布与能源负荷中心也高度重合, 因此综合考量下可以作为中短期内可行的供氢方案。 炼油行业:催化重整和蒸汽裂解均会产生副产氢,但这些氢气均在现场消耗用于石油馏分的脱硫 和加氢裂化,无法转作他用。 钢铁行业:产生的焦炉煤气为富氢气体,含氢量可达 55%-60%,其中的氢可以通过变压吸附法回 收。按照 2019 年国内焦炭产量 4.71 亿吨计算,焦炉煤气中超过 700 万吨/年的副产品氢气可通 过技术手段回收。这些氢气目前用作炼钢和甲醇生产的原料,以及区域供热。 化工行业:氯碱电解是唯一副产纯氢的来源。由于烧碱行业的高耗能、高污染特性,区域氯碱产 能扩张受到限制,但下游需求增加导致产能仍在缓步增长;截至 2023 年 6 月,我国氯碱副产氢产 能达到 117 万吨/年。此外轻烃化工在丙烷脱氢、乙烷裂解等过程中也可产出副产氢,截至 2023 年 6 月,我国轻烃化工副产氢产能达到约 130 万吨。


工业副产氢回收利用投入较低,但规模扩张受到主产品限制。与专门的氢气生产相比,回收副产 氢所需的投资低、额外能源少,而且大多数富氢废气只需进行脱水或其他类型的清洁处理。且就 我国而言,副产氢主要分布在沿海发达地区,这些地区同时也拥有包括燃料电池制造在内的下游 产业,将大大降低副产氢再利用的储运难度。因此,挖掘利用副产氢不仅能提高资源利用效率, 还能有效减少碳排放。但由于副产氢的生产规模受到主产品规模的限制,可作为氢源的有效补充。


电解水制氢:脱碳转型最优解,发展空间广阔


绿氢是实现净零排放的最优方案,当前规模较小仍处于发展早期。绿氢指通过可再生能源电解水 制备生产的氢。目前全球范围内,电解水制氢仅占全部氢产量的 0.1%。国内电解水制氢产能占比 为 1.3%,但大部分为网电制氢,而电网电力供应大部分来自火电厂,网电制氢全过程的碳排放强 度(24kg CO2-eq/kg H2)甚至可能高于灰氢,也远远超出我国标准体系中低碳氢(14.51 kg CO2- eq/kg H2)和清洁氢(4.9 kg CO2-eq/kg H2)的阀值。因此,实际可再生能源制氢在我国制氢产能 中的占比仅 0.1%,约 6.6 万吨(截至 2023 年 6 月),相比《氢能产业发展中长期规划(2021- 2035 年)》中 2025 年可再生能源制氢产能达到 10-20 万吨/年的目标还有很远的距离。从消费侧 来看,虽然中国氢能总体消费规模较大,但绿氢的终端应用场景局限性较大,受成本和可得性制 约,仅在交通领域实现小范围试点应用,占比不足中国氢能消费总量的 0.1%。




碱性槽技术趋于成熟,为目前电解水制氢主流技术路线。目前,可再生能源制氢的电解槽技术主 要分为碱性电解槽(ALK)、质子交换膜电解槽(PEM)、离子交换膜电解槽(AEM)和固体氧 化物电解槽(SOEC)。其中,碱性电解槽由于技术成熟、成本较低、单槽制氢量高,成为当前 电解水制氢的最主要方式。根据 IEA 统计,到 2022 年底,碱性电解槽占全球装机容量的 60%, 其次是质子交换膜电解槽,约占 30%,而固体氧化物电解槽目前占比不到 1%,离子交换膜电解 槽则尚未投入实际应用。


用电与设备成本是影响绿氢规模应用的关键因素。绿氢高昂的生产成本构成了供给侧规模生产的 主要挑战。根据埃森哲分析,假设每年满负荷生产 7500 小时,平均电价 0.5 元/kWh,则目前绿 氢的生产成本为 33.9-42.9 元/kg,即使考虑到原材料价格波动因素,绿氢的平均生产成本也至少 是煤炭制氢成本的三倍,且显著高于天然气制氢成本以及工业副产制氢成本。而目前已投入使用 的两种电解水制氢技术 ALK 和 PEM,尽管分别处于不同的商业化发展阶段和规模化阶段,但却 都有一个共同点,即耗电量巨大。在碱槽和 PEM 槽路线下,电费成本占比分别高达 86%/53%, 其次为设备折旧,占比分别为 6.6%/27.9%。


绿氢降本路径明晰,有望充分释放长期应用潜力。根据电解水制氢的成本结构,绿氢未来的降本 空间主要来自两个方面,一是电解槽降本带动初始投资下降,二是廉价绿电带动用电成本下降。 电解槽方面,规模效应是降本的首要驱动力。据 IEA 预测,根据目前公布的未来十年电解槽的产 能规划情况,到 2025 年,电解槽的装机成本将比 2023 年下降 50%,到 2030 年下降 60%,达 到约 720-810 美元/千瓦,在其他参数保持不变的假设下,将使得初始资本开支在平准化制氢成本 中所占的比例下降至 25%。


另一方面,风光平价将大幅提升绿电制氢的成本竞争力。以风电、光伏为代表的可再生能源价格 在过去 10 年显著下降,即使不考虑政府补贴,在部分地区也已经具备了与化石能源相当的成本竞 争力。IRENA 的数据显示,2010-2022 年期间,全球新增光伏发电项目的加权平均 LCOE 从 0.445 美元/kWh 下降至 0.049 美元/kWh,降幅达 89%;海上风电的全球加权平均 LCOE 从 0.197 美元/kWh 下降 59%至 0.081 美元/kWh;陆上风电的加权平均 LCOE 从 0.107 美元/千瓦时下降 69%至 0.033 美元/kWh。在风光发电成本快速下降的带动下,IEA 预计在太阳能和风能资源充足 的地区,绿电制氢的长期成本可从 3.1-9.7 美元/kg 降至 1.5 美元/kg 左右,降幅超过 50%。而对 比同样具备低碳属性的蓝氢,据有关机构测算到 2030 年,蓝氢总单位成本下降空间约 15%-20%。 这意味着绿电制氢长期而言具有更大降本潜力,其相对经济性有望逐渐扩大,据 IEA 预测从 2030年开始,电解水制氢可能会在制氢结构中占据主导地位。到 2060 年,以可再生电力为基础的电 解水制氢将占中国氢气供应的 80%。


得益于绿电降本和政策推动,电解水制氢进入快速发展期。近年来电解槽装机容量持续快速增 长,据 IEA 统计,2022 年底全球电解槽装机容量达到近 700 MW,同比增长 20%,而 2023 年 全球装机容量预计将达到 2000MW,相当于约 20 万吨氢气产能。其中国内装机容量到 2023 年 年底预计将达到 1100 兆瓦,占全球份额超 50%。若考虑在建/规划项目,到 2030 年,全球电解 槽装机容量将达到 175GW,如果将处于早期开发阶段的项目也考虑在内,2030 年的装机容量有 望达到 420 GW。




我国可再生能源资源丰富,为绿氢发展提供沃土。我国可再生能源资源丰富,依托良好的风光资 源禀赋与产业发展环境,我国风光发电装机容量快速增长,至2022年已占据发电装机总容量的近 30%。根据中国氢能联盟对全国风、光、水资源的统计,我国可再生制氢潜力约 7.4 亿吨,其中, 光伏、风电和水电分别为 4.3、2.6 和 0.5 亿吨。随着电解水制氢技术进步和可再生能源装机规模 的不断提高,绿氢成本持续下降,可再生能源富集地区绿氢项目的经济性有望逐步显现,构成绿 氢替代灰氢的新动力,打开绿氢发展空间。


结合电解槽成本优势,中国氢产业链大有可为。根据 IEA 对全球范围内已装机电解槽项目的统 计,碱槽和 PEM 槽的单位成本(含设备、气体处理、工程、采购和建设费用)分别约为 1700 美 元/kW 和 2000 美元/kW,而中国生产的碱性电解槽比欧洲或北美生产的便宜得多,可能低至 350 美元/千瓦。在考虑国产电解槽出口的情景下,尽管为了满足不同国家和地区的标准可能会导致一 定成本上升,仅 1/5 的成本水平还是能够充分反映出国产电解槽的技术水平与制造能力。在绿氢 规模化快速发展的阶段,中国氢产业链有望在全球氢能市场中占据重要的一席之地。



(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。)


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