氢能行业专题报告：绿氢放量在即，电解槽有望率先受益--华宝证券.pdf-solarbe文库

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敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 1/25 [table_page] 产业研究专题报告分析师胡鸿宇执业证书编号S0890521090003 电话021-20321074 邮箱huhongyucnhbstock.com 销售服务电话 021-20515355 [table_product] [table_main] 华宝财经评论类模板 ◎ 投资要点  双碳背景下氢能发展具有战略意义，世界各国高度重视。氢能具备来源多样、清洁低碳、灵活高效、应用场景丰富等优势，被誉为“21 世纪的终极能源”，碳中和背景下氢能将成为全球能源转型发展的重要载体，为此世界各国高度重视氢能发展。我国积极推进氢能发展战略，在国家和地方政策的大力支持下，绿氢发展加速，2023 年一季度电解槽公开招标 825MW，已经超过 2022 年全年出货量。欧美发达国家高度重视氢能发展，纷纷通过补贴、税收地面等政策，氢能现已进入实质发展阶段。  绿氢产业化发展进程加速，未来市场空间广阔。氢能发展，制氢先行，我国氢能短期仍以化石能源制氢为主，电解水制氢在碳排放、制氢纯度、储能等方面更具优势，替代化石能源制氢是必然趋势。绿氢市场空间广阔，国内市场 23年招标项目密集落地，成为绿氢量产元年；海外市场需求高速增长，关键设备电解槽出货量快速提升。未来，随绿氢生产成本、储运氢成本逐渐降低，氢能性价比将提升，未来将被用于燃料电池、储能等更多应用场景，我们预测到2030年全球绿氢需求有望从2021年的3.76 万吨增长到3282.38万吨，GAGR有望达到112.16。  绿氢降本带动电解槽设备放量，出口空间广阔。碱性电解槽凭借成本优势仍是主流技术路线，长期来看 PEM 电解槽优点众多，电费成本和设备折旧成本是电解水制氢的主要成本构成，未来随着可再生能源占比的提升带动电价下降，可以显著降低制氢成本，根据我们预测，若到 2035 年光伏发电成本下降到 0.2元/kWh，电解槽工作时间提升至 5000h/年，碱性电解水制氢和 PEM 电解水制氢的成本将会分别下降到 9.05 元/kg 和 11.85 元/kg，成本将大幅降低，形成对煤气化制氢和天然气制氢的替代，未来市场空间广阔。预计到 2030 年全球绿氢需求有望从 2021 年的 3.76 万吨增长到 3282.38万吨，GAGR 有望达到 112.16。目前海外绿氢发展已进入实质阶段，在海外需求加速的大背景下，我们认为中国企业凭借高性价比的产品出海具备优势，有望未来在国际市场快速崛起。  国内厂商加速布局，卡位绿氢蓄势待发。碱性电解槽进入批量应用阶段，国内厂商加速布局，国内既有中船 718、天津大陆、苏州竞力等老牌公司；也有隆基、阳光这样的新能源设备巨头；也有华电重工、华光环能、昇辉科技等新兴势力。国内企业加速产能布局，后续有望在电解槽需求释放下迅速获得市场份额。建议优先关注具备成本优势、技术积累、高性价比的电解槽生产企业。  风险提示氢能发展不及预期；电解槽设备降本不及预期；电费下降不及预期；政策不及预期导致招标项目落地情况不及预期；竞争加剧导致价格战影响行业盈利能力等。相关研究报告 [table_subject] 撰写日期2023年4月27日证券研究报告--产业研究专题报告绿氢放量在即，电解槽有望率先受益氢能行业专题报告敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 2/25 [table_page] 产业研究专题报告内容目录 1. 双碳背景下发展氢能具有战略意义，世界各国高度重视 . 4 1.1. 氢能是全球能源转型发展的重要载体 4 1.2. 各国政策持续加码，氢能产业化发展进程加速 . 4 1.2.1. 国内积极推进氢能战略，一季度招标高增 4 1.2.2. 海外欧美日高度重视氢能发展，氢能进入实质发展阶段 6 2. 绿氢产业化发展进程加速，未来市场空间广阔 . 7 2.1. 目前灰氢占据主要地位，但绿氢替代灰氢是必然趋势 7 2.2. 绿氢市场空间广阔 . 9 2.2.1. 从市场需求来看，国内外绿氢发展动力十足 9 2.2.2. 从应用场景来看，绿氢市场空间广阔 . 11 3. 电解槽绿氢降本带动设备放量，出口空间广阔 13 3.1. 多因素驱动绿氢降本，带动电解槽设备放量 . 13 3.1.1. 电费成本和设备折旧成本是绿氢的主要成本构成 . 13 3.1.2. 电价下降和技术进步共同带动电解水制氢成本的下降 . 15 3.1.3. 绿氢产业化发展在即，带动电解槽需求放量 17 3.2. 国内厂商具备性价比优势，出海具备可能性 . 18 4. 国内厂商加速布局，卡位绿氢蓄势待发 21 4.1. 碱性电解槽进入批量应用阶段，国内厂商加速布局 21 4.2. 相关企业进展情况 . 22 4.2.1. 华电重工依托华电集团，电解槽订单具有较高保障 . 22 4.2.2. 华光环能主营环保与能源装备制造，与电解槽深度协同 23 4.2.3. 昇辉科技新势力全面布局氢能领域，形成“33”业务模式 . 23 4.2.4. 隆基绿能较早进军氢能产业，电解槽出货领先 . 23 4.2.5. 阳光电源前瞻布局储能行业，有望光储融合发力 . 24 5. 风险提示 . 24 图表目录图12022年VS2023年Q1招标数据 . 6 图2中国氢气产量情况 8 图3国内制氢模式占比 8 图4不同制氢方式的二氧化碳排放量 9 图52030年全球制氢结构预测 . 9 图6国内电解槽出货量快速增加 . 11 图72021年全球氢气需求结构 . 11 图82060年中国氢气需求结构预测 11 图9煤气化、天然气、碱性电解水、PEM电解水制氢成本测算及对比 14 图10碱性电解水制氢成本构成 . 15 图11PEM电解水制氢成本构成 15 图12电解水制氢设备成本构成 . 15 图13到2025年光伏发电成本预计将达到0.3元/kWh . 16 图14碱性电解水制氢在不同电价下的制氢成本 16 图15不同条件下制氢成本与电解槽工作时间的关系 16 图16PEM电解水制氢在不同电价下的制氢成本 17 图17不同条件下制氢成本与电解槽工作时间的关系 17 图182035年碱性电解槽有望实现对天然气制氢和煤炭制氢的替代 . 17 图19部分海外电解槽公司研发、销售氢气供应量达 300万吨/年 2050制氢成本降至 20日元/Nm³;氢气供应量达 2000万吨/年美国国家清洁氩能战略和路线图（草案） 2022.9 宣布投入 4700万美元推进清洁氢能技术的研发和示范，以降低氢能成本并改进技术性能，促进氢能基础设施部署，实现氩能在多个部门的应用 2022-2025从生命周期、可持续性、成本、区域和公平角度评估路径，以优先考虑策略，确定差距；建立清洁氩标准；为今后的部署制定严格的数据收集和监测框架 2026-2029大规模部署可再生能源、核能、化石CCS的清洁氩；实现电解制氢成本 2美元/kg 2030-2035大规模部署可再生能源制氢、核能制氢和化石能源结合 COS制氩2030年，清洁氢产能至少达到 1000万吨/年，成本达到 1 美元/kg 美国降通胀法案 IRA 2022.8 对美国能源系统现代化投入 3690亿美元的补贴和制氢税收抵免 / 欧盟欧洲气候中立氢能战略 2020.7 未来三十年计划全面投资制氢、储氢、运氢的全产业链以及现有天然气基础设施、碳捕集和封存技术等，预计总投资超过4500亿欧元，战略明确欧盟的首要任务是开发主要利用风能和太阳能生产的可再生氢能 2020-2024安装至少 6GW的可再生氢能电解槽，生产 100万吨的可再生氢能 2025-2030安装至少 40GW的可再生氢能电解槽，生产 1000万吨的可再生氩能 2030-2050可再生氢能技术应成熟并大规模部署，覆盖所有难以脱碳的领域，计划 2030年电解槽成本降至450欧元/kW,2040年电解槽成本降至 180欧元/kW 碳关税或碳边境税 CBAM 2019.12 提出 2023.02 通过 2023.10 实施通过要求进口商支付进口到欧盟的进口产品其生产地和欧盟 ETS碳价的差额，以确保进口产品与本土产品承担相同的碳排放成本，降低由于免费配额减少导致的碳泄漏风险 / 欧盟地中海国家领导人峰会 2022.12 西班牙、葡萄牙与法国共同公布 28亿欧元的 H2Med管道建造计划管道将在 2030年前投入使用，每年输送绿氢 200万吨，约占欧盟绿氢消费量的 10 资料来源毕马威，欧盟委员会，美国能源局，华宝证券研究创新部 2. 绿氢产业化发展进程加速，未来市场空间广阔 2.1. 目前灰氢占据主要地位，但绿氢替代灰氢是必然趋势敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 8/25 [table_page] 产业研究专题报告根据氢能制取方式和碳排放量，分为灰氢、蓝氢和绿氢三种。氢能的制取方式主要有三种1）以化石燃料（煤炭、天然气等）为原料制氢、工业副产制氢（通过焦炉气或氯碱制氢），这类制氢路线技术最为成熟，但碳排放量较高，制氢过程中存在污染，因此被称为 “灰氢”；2）在“灰氢”基础上应用碳捕捉、碳封存等技术防止碳排放至大气，可大幅降低碳排放，通过此方式制得氢气为“蓝氢”；3）而“绿氢”是指通过光伏发电、风电、太阳能等可再生资源电解水制备氢气，这种制氢方式不会产生任何碳排放，且氢气纯度高，是未来主要发展方向，但目前技术尚未成熟，成本相比灰氢、蓝氢更高，这也是限制其发展的主要因素。表 5不同技术路线制氢比较制氢方法原料原料价格制氢成本优点缺点类别纯度化石能源煤 550元/吨 9元/kg 我国煤储丰富、产量丰富、成本较低、技术成熟温室气体排放需提纯去除杂质灰氢 97.16 天然气 550元/吨 15元/kg 成本较低、产量丰富温室气体排放灰氢 99.90 电解水商业用电 0.8元/千高时 48元/kg 技术较成熟、成本较低工艺过程简单制气过程不存在碳排放尚未实现规模化应用成本较高绿氢 99.99 谷电 0.3元/千瓦时 23元/kg 可再生能源弃电 0.1元/千瓦时 14元/kg 工业副产焦炉煤气、化肥工业、氧碱、轻经利用等 0-16元 /kg 工业副产、成本低产品纯度高、原料丰富空气污染、建设地受原料供应限制绿氢 99.99 资料来源中国氢能联盟研究院，中国氢能产业发展报告2020，鑫椤氢能，华宝证券研究创新部化石燃料为制氢主要方式，电解水制氢占比极低。经过多年的工业积累，我国已是世界上最大的制氢国，2021年我国氢气产量约 3300万吨。从供给结构来看，由于我国天然气紧缺依赖进口，煤炭资源丰富，目前我国氢气供给仍然以煤制氢为主；根据中国氢能联盟统计，目前煤制氢占比 63，天然气制氢占比 13，工业副产气制氢占比 21，电解水制氢 3。图 2中国氢气产量情况图 3国内制氢模式占比资料来源中国氢能联盟，华宝证券研究创新部资料来源中国氢能联盟，华宝证券研究创新部相比灰氢，绿氢在碳排放、制氢纯度、储能等方面更具优势，绿氢替代灰氢是必然趋势。绿氢具备零碳排放的优势，每生产 1 吨氢气碳排量仅 0.03 吨；而煤制氢每生产 1 吨氢气平均需要消耗煤炭约 6-8 吨，排放 15-20 吨左右的二氧化碳，此外还会产生大量高盐废水及工 6313 21 3 煤制氢天然气制氢工业副产制氢电解水制氢敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 9/25 [table_page] 产业研究专题报告业废渣；天然气制氢路线下每吨氢气的生成将排放 9-11 吨二氧化碳，在双碳目标要求下灰氢势必被更清洁的绿氢所取代。同时，绿氢制氢纯度高，具有明显优异性，适用于对氢气纯度、杂质含量要求苛刻的冶金、陶瓷、电子、航天航空等行业。此外，绿氢储能具有规模大、时间长、储存与转化形式多样等优势，可解决新能源消纳问题。在我国可再生能源发电装机结构占比不断提升的背景下，风光等清洁能源发电成本持续下行为绿氢构建了资源基础，未来绿氢占比有望不断提升。图 4不同制氢方式的二氧化碳排放量图 52030年全球制氢结构预测资料来源中国氢能联盟，华宝证券研究创新部资料来源中国氢能联盟，华宝证券研究创新部 2.2. 绿氢市场空间广阔 2.2.1. 从市场需求来看，国内外绿氢发展动力十足随着全国氢能产业的进一步发展，氢能成为更多省份的重点产业。据氢云链统计， 2023年已有 9个省份公布 35个氢能产业项目，总投资额超 650亿，其中绿氢项目达到7项，主要分布在宁夏、河北和江苏等风光资源优势地区，进一步推进绿氢商业化发展。表 623年各省份氢能项目汇总时间项目名称技术路线广东康明斯恩泽质子交换膜电解槽制氡装置研发生产基地项目（一期） 5 国电投华南氢能产业基地（一期） 20 宝钢湛江钢铁氢基竖炉系统项目步） 18.95 东莞塘厦东益新能源汽车产业项目 20 绿色化工和氦能产业园基础设施建设项目 54.04 明阳智慧源集团总部基地项且 11 广州石化安全绿色高质量发展技术改造项目 90.2 现代汽车氢燃料电池系统/电堆建设项目 16 江苏常熟未势能源氢能总部项目如东国华光氢储体化项目四川成都市新都区厚普国际氢能产业集群一期项目 24 福建泉港固态储氢系统活化及应用项目 9.27 宁夏宁夏宝丰能源集团股份有限公司太阳能电解制氢储能及应用示范扩建项目 14.12 宁夏鲲鹏清洁能源有限公司绿电制氢项目 4.06 宁夏永利电子新材料有限公司光电制绿氢绿胺溶剂产业链延伸示范项目 6.5 中广核灵武100万千瓦新能源离网制氢项目 18.6 山东山东凯信重机有限公司制氡装备及关键零部件智能制造项目化石燃料制氢, 39.80 化石燃料制氢（耦合CCUS）, 18.30 工业副产氢, 7.40 电解水制氢, 34.30 生物质制氢, 0.10 敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 10/25 [table_page] 产业研究专题报告博远（山东）新能源科技发展有限公司年产300万套氡燃料电池金属双极板智能制造项目氢装上阵昌乐物联科技产业园项目 7 山东东岳未来氢能材料股份有限公司500万m3/a全氟质子膜与 20000t/aETFE及其配套化学品产业化项目 18 广汇能源绿电制氢及氢能一体化示范项目海水制氢产业一体化示范项目临沂钢投新能源有限公司氢能产业基地项目河北液化空气天津氡能源供应基地项目临港氢能产业低碳示范基地河北润丰低温高压储氢容器项目沧州天瑞航天氢能装备制造基地项目国华新能源风光氡储 100万千瓦风光项目国电投滦源县 300M光伏制氡项目滦州美锦新能源 1400ONm/h焦炉煤气制氢项目河北正元煤炭清洁高效综合利用项目上海彼欧新能源（上海）有限公司 28.84 资料来源氢云链，华宝证券研究创新部国内市场 23 年招标项目密集落地，成为绿氢量产元年。为了获取新能源建设指标，五大四小等能源集团，纷纷布局风光氢一体化项目。截止 23 年 2 月，大规模绿氢项目中，已开标和在建项目合计近 2GW，对应电解槽 500 台；规划的待开标项目近 15GW，对应电解槽需求 3000 台左右，按照项目进度将于今年年中开始陆续招标。从区域上看，项目多集中于内蒙古，其次为新疆、吉林等地。从国内招标情况来看，我们预计今年招标量有望突破 500-600台，实际出货量有望达到300-400台，实现翻番增长。表 723年1-4月已确定开标的大规模绿氢项目时间项目名称相关企业/招标人电解播招标量技术路线 1月6日国能宁东可再生氢硝减排示范区一期项目国华投资宁夏分公司 5000Nm3/h 25MW 碱性 1月16日漠源县300MW光伏制氢项目滦源氧阳新能源开发有限公可 2600Nm3/h 6MW 碱性 1月28日海水制氧产业一体化示范项目大连洁净能源集团有限公司 60MW 2月11日平凉海螺控峒区峡门 100兆瓦风力发电及制氢项目平凉海螺水泥有限责任公司碱性 2月16日哪托克前旗上海庙经济开发区深能北方光伏制氨项目长江勘测规划设计研究有限责任公司 9000Nm 3/h 45MW 碱性 2月16日鄂尔多斯市风光联合绿气示范项目中石化新星内蒙古绿气新能源有限公司 390MW 碱性 2月18日七台河孙利县200MW风电制、项目七台河润沐新能源有限公司 1500Nm3/h 7.5MW 碱性 2月23日大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目吉林电力股份有限公司 391000Nm 3/h 195MW 碱性 3月12日内蒙古丰镇市风光制氢一体化项目江苏国富氢能、内蒙古龙源新能源、中国机械设备 4月3日涞源县300MW光伏制氢项目涞源氢阳新能源开发有限公司 6MW 碱性 4月3日广汇能源绿电制氢及氢能一体化示范项目广汇能源股份有限公司 5MW 碱性 4月5日海水制氢产业一体化大连市洁净能源集团招标1000Nm3碱性碱性敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 11/25 [table_page] 产业研究专题报告示范项目电解槽 12台资料来源各地方政府官网，华宝证券研究创新部海外市场需求高速增长，关键设备电解槽出货量快速提升。根据高工锂电数据，2022 年全球电解槽市场出货量达到 1GW ，其中中国电解槽总出货量超过 800MW，同比增长 129以上，全球占比超过 80。碱性电解槽设备凭借运行稳定、售价低廉等优点，2021年出货量达到776MW，为目前市场主流选择。根据 BloombergNEF 数据， 2023 年中国电解槽出货量将持续保持高增，出货量有望达到 1.4-2.1GW，占当年全球出货量的 60以上，同比增加75-163。图 6国内电解槽出货量快速增加资料来源中氢博创，BloombergNEF，华宝证券研究创新部 2.2.2. 从应用场景来看，绿氢市场空间广阔氢能的应用场景逐渐从交通领域向工业领域、发电领域和建筑领域拓展。目前氢能的成本较高，使用范围较窄，氢能应用处于起步阶段。氢能源主要应用在工业领域和交通领域中，在建筑、发电和发热等领域仍然处于探索阶段。根据 IEA 数据，2021 年全球氢气需求量超 9400 万吨，同比增长 5，其中增量中约 67是来自化工领域。2021 年全球氢气需求来源中，炼油、合成氨、甲醇、钢材的氢气需求比例分别为 42.6、36.2、16.0和 5.3。根据中国氢能联盟预测，到 2060年工业领域和交通领域氢气使用量分别占比 60和 31，电力领域和建筑领域占比分别为5和4。图 72021年全球氢气需求结构图 82060年中国氢气需求结构预测资料来源中国氢能联盟，华宝证券研究创新部资料来源中国氢能联盟，华宝证券研究创新部合成氨用, 36 炼化用氢, 43 甲醇用氢, 16 钢铁用氢, 5 工业领域, 60 交通领域, 31 电力领域, 5 建筑领域, 4 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 0 0.5 1 1.5 2 2.5 2021 2022 2023E 中国电解槽出货量（GW） yoy 敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 12/25 [table_page] 产业研究专题报告碳中和目标下，氢能大规模推广应用刻不容缓。目前，炼化领域是氢气重要的使用场景，氢气主要用于加氢硫化以去除原油中的硫含量，以及加氢裂化将重渣油升级为更高价值的产品，全球对空气质量的持续关注的背景下，最终精炼产品中的硫含量持续降低，加氢裂化越发重要，我们预测到 2030 年全球炼化领域对氢气需求量有望达到 4530 万吨。合成氨为第二大应用场景，主要用作制造尿素和硝酸铵等化肥的原料，通过绿氢生产合成氨有望有效降低合成氨领域碳排放强度，我们预测到 2030 年全球炼化领域对氢气需求量有望达到 4530 万吨。甲醇用氢量排第三，主要用于生产化学甲醛及塑料、涂料等，与合成氨类似，绿氢是甲醇脱碳的重要手段，我们预测到 2030 年全球甲醇用氢需求有望达到 1755 万吨，绿氢替代空间广阔。此外，“双碳”目标下，钢铁行业面临巨大的碳减排压力，目前，化石燃料以焦炭形式在炼钢过程中用作还原剂，并用于炼钢及炼铁过程中各热密集阶段，这些未来将被低碳氢逐步取代，我们预测到2030年全球炼钢领域对氢气需求量有望超过500万吨。未来，随绿氢生产成本、储运氢成本逐渐降低，氢能性价比将提升，未来将被用于燃料电池、储能等更多应用场景。氢燃料电池汽车适用于中长途、高载重、固定路线货运场景，我国氢燃料电池产销量快速增长，根据中汽协数据，2022 年国内氢燃料电池汽车产销量分别为 3626 辆和 3367 辆，同比分别增长 104.1和 112.3。现阶段氢燃料电池汽车处于起步阶段，以氢燃料电池商用汽车为主。随着 5 大示范城市群相继落地，“十四五” 期间我国燃料电池车及加氢站有望迎来大面积推广。此外，氢储能有望成为绿氢需求的重要组成部分，随着光伏风电装机快速增长，弃风弃光问题逐渐凸显，以氢作为储能载体，具备长周期、季节性优势，有助于解决可再生能源消纳问题。我们预测到 2030 年全球绿氢需求有望从 2021 年的 3.76 万吨增长到 3282.38 万吨， GAGR有望达到112.16。表 8全球绿氢需求测算 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 炼化领域炼化需求量（mb/d） 81.00 83.43 84.68 85.53 86.38 87.25 88.29 89.35 90.43 91.51 yoy 3.00 1.50 1.00 1.00 1.00 1.20 1.20 1.20 1.20 炼化需求量（亿吨） 40.50 41.72 42.34 42.76 43.19 43.62 44.15 44.68 45.21 45.76 炼化氢耗（吨/百万吨） 0.99 0.99 0.99 0.99 0.99 0.99 0.99 0.99 0.99 0.99 炼化氢气需求量（万吨） 4009.5 0 4129.7 9 4191.7 3 4233.6 5 4275.9 9 4318.7 5 4370.5 7 4423.0 2 4476.0 9 4529.8 1 炼钢领域炼钢产量（亿吨） 18.37 18.46 18.55 18.65 18.74 18.83 18.93 19.02 19.12 19.21 yoy 0.50 0.50 0.50 0.50 0.50 0.50 0.50 0.50 0.50 炼钢氢耗（吨/百万吨） 0.27 0.27 0.27 0.27 0.27 0.27 0.27 0.27 0.27 0.27 炼钢氢气需求量（万吨） 495.99 498.47 500.96 503.47 505.98 508.51 511.06 513.61 516.18 518.76 合成氨领域合成氨产量（万吨） 19000.00 19380.00 19767.60 20162.95 20566.21 20977.54 21397.09 21825.03 22261.53 22706.76 yoy 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 合成氨氢耗（kg/ 吨） 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 合成氨氢气需求量（万吨） 3420.0 0 3488.4 0 3558.1 7 3629.3 3 3701.9 2 3775.9 6 3851.4 8 3928.5 0 4007.0 8 4087.2 2 甲醇领域甲醇产量（亿吨） 11300.00 11526.00 11756.52 11991.65 12231.48 12476.11 12725.64 12980.15 13239.75 13504.55 yoy 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 13/25 [table_page] 产业研究专题报告甲醇氢耗（吨/百万吨） 130 130 130 130 130 130 130 130 130 130 甲醇氢气需求量（万吨） 1469.0 0 1498.3 8 1528.3 5 1558.9 1 1590.0 9 1621.8 9 1654.3 3 1687.4 2 1721.1 7 1755.5 9 交通领域氢燃料电池汽车保有量（万辆） 4.96 6.75 9.19 12.51 17.04 23.20 31.59 43.02 58.57 79.76 交通领域氢气需求量（万吨） 3.1 4.22 5.75 7.83 10.66 14.51 19.76 26.91 36.63 49.89 全球需求合计全球氢气需求量合计（万吨） 9397.5 9 9619.2 5 9784.9 6 9933.1 9 10084. 64 10239. 62 10407. 20 10579. 46 10757. 15 10941. 27 绿氢占比 0.04 0.08 0.16 0.50 1.50 2.40 4.60 10.00 20.00 30.00 全球绿氢需求量合计（万吨） 3.76 7.70 15.66 49.67 151.27 245.75 478.73 1057.9 5 2151.4 3 3282.3 8 yoy 105 103 217 205 62 95 121 103 53 资料来源各地方政府官网，华宝证券研究创新部 3. 电解槽绿氢降本带动设备放量，出口空间广阔 3.1. 多因素驱动绿氢降本，带动电解槽设备放量 3.1.1. 电费成本和设备折旧成本是绿氢的主要成本构成碱性电解槽凭借成本优势仍是主流技术路线，长期来看 PEM 电解槽优点众多。当前电解水制氢工艺主要有碱性电解、质子交换膜（PEM）电解、固体氧化物（SOEC）电解技术。其中碱性电解水制氢与质子交换膜电解制氢技术相对较为成熟，SOEC 电解技术的电耗低于碱性和 PEM 电解技术，但尚未广泛商业化，国内仅在实验室规模上完成验证示范。由于 SOEC 电解水制氢需要高温环境，其较为适合产生高温、高压蒸汽的光热发电等系统。相较于碱性技术，PEM 电解槽虽初始投资较高，但也具备多重优势，1）体积及重量更小；2）维护成本更低；3）启停响应速度更快；4）效率衰减更低。目前，碱性电解槽凭借其成本优势仍是主流技术路线，主要将应用于大规模集中式制氢项目（例如风光氢氨一体化项目）， PEM 电解槽将凭借其响应速度快、电流密度高的优势与碱性电解槽配合共同用于大型风光制氢项目，由 PEM 电解槽承担灵活性调节，碱性电解槽提供基础电解负荷。同时，PEM 电解槽因其体积、质量小、响应速度快的优势，亦较为适用于小型分布式发电领域。表9国内电解水制氢主要技术路线的性能特点对比项目碱性ALK 质子交换膜PEM 固体氧化物SOEC 阴离子交换膜AEM 电解质 20-30 KOH 水水蒸气水电流密/ A/cm2 0.2-0.7 0.1-2.2 1.0-2.0 0.2-1.0 工作温度/℃ 50-80 40-80 700-900 50-70 氢气纯度/ 99.5-99.9 99.99 99.9 99.9 氢气压力/Mpa 1.0-3.0 2.0-5.0 0.1-1.5 0.1-3.0 单位能耗/ kWh/Nm3 4.5-5.5 3.4-4.4 2. 23-2.27 4.0-4.8 电解效率/ 56-80 76-85 90-100 60-78 负荷范围/ 15-100 0-150 0-120 - 响应速率数十秒级秒级分钟级 - 寿命/h 90000 20000-50000 约7000 - 设备投资成本 1000标方电解系统约1000万 200标方电解系统约1000万未实现规模化生产未实现规模化生产优点技术成熟、可选材料立氧纯度高、结构紧系统效率高、无需贵无贵金属催化剂、启敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 14/25 [table_page] 产业研究专题报告多、成本低、商业化程度高凑、响交速度快从而更适用于可重生发电制气、电流密度高金属催化剂、可逆，既可以充当申解水设备，也可以充当氢燃料电池，转化效率高停快，既有碱性的成本优势，也有PEM电解槽的高适应性不足电流密度小、损耗高、电解质碱性有污染，需定期检修及更换零部件组成部分例如隔膜需进口成本高、可用催化剂为贵金属，存量少技术暂不成熟、响应慢、寿命短、系统设计困难、7001000度高温下原材料的裂化率比较严重技术暂不成熟、起步研发阶段、受制于 AEM的长度和宽幅，单线产能提升难度大资料来源马晓锋等PEM 电解水制氢技术的研究现状与应用展望2022，华宝证券研究创新部成本是目前制约绿氢市场空间的最主要因素。我们对煤气化、天然气、碱性电解槽制氢及 PEM 电解槽制氢进行成本测算后发现，四者制备成本分别为 9.61 元/kg、16.52 元/kg、 25.01 元/kg 及 31.04 元/kg，目前电解水制氢的成本远高于煤气化和天然气制氢，正因此其优势难以得到体现。 1）煤气化制氢假设投资强度 3.3万元/标方，装置产能 9万标方/h，年工作时间 7200 小时。 2）天然气制氢假设投资强度 2.8万元/标方，装置产能 3千标方/h，年工作时间 7200 小时。 3）碱性电解水制氢我们假设装置产能 1000Nm³/h，对应 800万设备投资及 150万土建安装，年工作时长 2100小时。我们测算当用电价格/度电成本为 0.6元/kWh时，电费成本占比总制氢成本约86。 4） PEM电解水制氢我们假设装置产能 1000Nm³/h，对应 3000万设备投资及 200万土建安装，年工作时长 2100 小时。我们测算当用电价格/度电成本为 0.35 元/kWh 时，电费成本占比总制氢成本约69。图 9煤气化、天然气、碱性电解水、PEM电解水制氢成本测算及对比资料来源毛宗强等制氢工艺与技术、张轩等电解水制氢成本分析，煤炭深加工现代煤化工，华宝证券研究创新部电费成本和设备折旧成本是绿氢的主要成本构成。碱性电解水的电费成本占绝大多数，敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 15/25 [table_page] 产业研究专题报告占比 86，其次是折旧维修占比 10.34，人工和直接材料各占 3.27和 0.2。PEM电解水制氢的电费和折旧维修成本占比 69.21和 27.69，人工和直接材料各占 2.92和 0.18。因此，从成本构成来看，电解水制氢未来的降本主要来自于电费成本和折旧维修成本这两大方面。图 10碱性电解水制氢成本构成图 11PEM电解水制氢成本构成资料来源电解水制氢成本分析，华宝证券研究创新部资料来源电解水制氢成本分析，华宝证券研究创新部电解槽的成本是电解水制氢系统的核心部件，也是设备成本的主要构成。电解水制氢系统由电解槽及辅助系统组成，其中电解槽是电解反应发生的主要场所，辅助系统则包括电力转换、水循环、气体分离、气体提纯等模块。从成本构成来看，电解槽在制氢系统总成本中的占比约为 50，而且设备在单位时间内的产氢量越大，电解槽所占整个设备制造成本的比例就越高，所以电解槽的成本会直接影响制氢系统的产品价格。电解槽的成本是电解水制氢系统生产成本的核心。图 12电解水制氢设备成本构成资料来源电解水制氢成本分析，华宝证券研究创新部 3.1.2. 电价下降和技术进步共同带动电解水制氢成本的下降通过对制氢成本的拆解可知，电解水制氢成本主要来自电耗成本和折旧成本。从这两方面来看，随着电价的降低，电解制氢成本业随之降低，同时电力成本的占比也同步降低，此外，随着电解槽每年工作时间的延长，由于单位氢气固定成本的降低，也将带动制氢成本的下降。一方面，在光伏电站投资下降、技术进步带动系统效率提升和光衰降低等驱动下，光伏发电成本也快速下降。根据国家发改委的中国 2050 年光伏发展展望（2019）的预测，到 2025年光伏发电成本预计将下降至 0.3元/kWh，到 2035年和2050年光伏发电成本相比当前预计下降 50和 70，达到 0.2 元/kWh 和 0.13 元/kWh。另一方面，随着技术进步， 10.34 0.20 86.19 3.27 折旧维修直接材料电费人工 27.69 0.1869.21 2.92 折旧维修直接材料电费人工电解槽, 50 电解槽电器设备固液分离器纯化设备辅助设备敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 16/25 [table_page] 产业研究专题报告电解槽工作时长也会有所提升至 5000 小时以上。电价下降和技术进步均会带动电解水制氢成本的下降，基于此，下面我们将分别对碱性电解水制氢和 PEM 电解水制氢进行降本测算。图 13到 2025年光伏发电成本预计将达到 0.3元/kWh 资料来源国家发改委能源所中国2050年光伏发展展望（2019），华宝证券研究创新部碱性电解水制氢降本测算上一章中在电价为 0.35 元/kWh 的假设下，测算得出碱性电解水制氢总成本为 25.01 元 /kg，远高于煤气化制氢和燃气化制氢的 9.61 元/kg 和 16.52 元/kg，不具备经济性。其中折旧维修占比 10.34，直接材料占比 0.20，电费占比 86.19，人工占比 3.27。通过敏感性分析，我们得出随着电力成本的下降和电解槽工作时间的延长，制氢成本也随之下降。假设到2035年和2050年光伏发电成本相比当前预计下降50和70，达到 0.2元/kWh和 0.13 元/kWh，同时随着技术进步，碱性电解槽工作时间分别提升至 4000h/年、5000h/年，其他因素保持不变，那么届时对应碱性电解水制氢成本将会下降至 15.00 元/kg、9.05 元/kg，成本将比煤气化制氢更低，从经济性上来看，碱性电解槽有望在 2035 年实现对天然气制氢的全面替代，在2050年对煤气化制氢实现全面替代。图 14碱性电解水制氢在不同电价下的制氢成本图 15不同条件下制氢成本与电解槽工作时间的关系