1. 氢能为实现碳中和的重要途径，战略意义突出

1.1 介绍：氢能是实现零碳的终极选择

氢能是一种优质且最具可持续发展潜力的二次能源。与电能类似，氢能需要由一次能源转化获得，而不像煤、石油、天然气可以直接开采。氢能的能量密度高、储存方式简单，是大规模、长周期储能的理想选择，为可再生能源规模化消纳提供了解决方案，并能在不同行业和地区间进行能量再分配。因此发展氢能是提高能源安全、促进能源革命、引领产业转型升级、实现“双碳”目标绿色发展的重要途径。氢能具有储备丰富、来源广泛、清洁高效、储运灵活、应用广泛等特点：1）储备丰富：氢是宇宙中分布最广泛的物质，构成了宇宙质量的 75%，因此被称为人类的终极能源。2）来源广泛：可以通过化石燃料、生物质热裂解或微生物发酵、工业副产气、电解水等途径制备。3）清洁高效：每千克氢燃烧后的热量，约为汽油的 3 倍，酒精的 3.9 倍，焦炭的 4.5 倍。氢燃烧的产物是水，是世界上最干净的能源。4）应用丰富：氢能在交通、工业、建筑和电力等诸多领域均有广阔应用前景。5）储运灵活：氢能既可以气态、液态存储于高压罐中，也可以固态存储于储氢材料中。

基于碳中和共识及对能源安全的考虑，氢能的发展势在必行。《巴黎协定》后，国际主要经济体均加快以新能源为主的能源结构转型调整，构建绿色、低碳、安全、高效的新型能源供应体系。我国规划2030年碳达峰，2060 年实现碳中和。氢能是一种能量密度高并且无污染的理想清洁能源，通过电解水方式制氢碳排放接近于零，因此发展氢能是实现碳中和的重要抓手。

地缘危机下能源安全问题也凸显了氢能发展的必要性。全球主要油气资源分布不平衡，根据《全球油气勘探开发形势及油公司动态（2022 年）》，截至 2021 年底，油气产量前十大国家（美国、俄罗斯、沙特阿拉伯、加拿大、伊朗、中国、阿联酋、卡塔尔、伊拉克、挪威）的产量占全球的69.67%。地缘冲突背景下，大国以能源制裁的手段博弈，石油、天然气消费对外依赖程度较高的国家不断提升对其他能源解决方案的重视程度，发展氢能重要性不断提升。

1.2 政策：国内外政策共振促进氢能产业化发展

基于氢能发展的战略重要性，世界主要国家和地区都发布了支持政策加强对氢能的布局。国内来看，2019 年氢能首次被写入《政府工作报告》；2022 年 3 月 23 日，国家发展改革委和国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021—2035）年》，指出了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、是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向，奠定了氢能重要的战略地位。2023 年 4 月，国家能源局印发《2023 年能源工作指导意见》，强调加快攻关新型储能关键技术和绿氢制储运用技术，推动储能、氢能规模化应用。2023 年 8 月，国家六部门联合印发《氢能产业标准体系建设指南（2023 版）》，指南旨在贯彻落实国家关于发展氢能产业的决策部署，充分发挥标准对氢能产业发展的规范和引领作用，有利于助力行业加快发展。

海外来看，欧美日等全球主要发达国家高度重视氢能产业，且布局较国内更早。为了维护本国能源安全，日本制定了较完备的氢能产业政策。2017 年日本发布《氢能基本战略》，预期到2030 年实现建成加氢站 900 座。2021 年，日本发布《第六次能源基本计划》，首次引入氢能，规划到2030 年降低制氢成本至30日元/标方，形成商业化供氢能力 300 万吨/年。 美国是最早将氢能及燃料电池作为能源战略的国家，技术领先并通过 IRA 法案抵免税收，以推动绿氢的产业化进程。2023 年，拜登政府发布《美国国家清洁氢战略和路线图》，计划到2030/2040/2050年分别实现 1000/2000/5000 万吨的清洁氢。 俄乌战争下，为摆脱对俄罗斯的能源依赖，欧盟将氢能提到重要战略位置。2022 年5 月，欧盟公布RepowerEU 计划，目标是到 2030 年在欧盟生产 1000 万吨可再生氢，并进口1000 万吨可再生氢；此外，欧盟创建了欧洲氢能银行以支持对氢能市场的投资。2023 年 2 月，欧盟碳配额价格持续上涨，最高超过100欧元/t，促使欧盟加快推动绿氢的发展。

1.3 制取：化石燃料制氢为主流，电解水制氢替代潜力大

氢能的全产业链包含上游的氢制取、中游氢储运和加氢以及下游的氢的多元化应用。氢气制备完成后，能够通过高压、液态等方式进行存储和运输，并通过加氢站等传递至下游，并在多个领域得到应用。

目前主要的制氢方式包括化石燃料制氢、工业副产制氢和电解水制氢三类。化石燃料制氢是传统的制氢方法，技术成熟、成本较低，但生产过程中二氧化碳排放量较大。工业副产制氢是指将富含氢气的工业尾气作为原料，主要采用变压吸附法（PSA 法），回收提纯制氢。电解水制氢是在直流电下将水分子分解为氢气和氧气，分别在阴、阳极析出，用可再生能源进行电解水制氢是目前众多氢气来源方案中碳排放最低的工艺，但当下生产成本较高。化石燃料制氢目前仍是主流；电解水制氢产业尚未完全规模化，但是未来最有发展潜力的绿色氢能生产方式，在报告第二部分将重点阐述。 按照制氢过程的碳排放强度，可以将氢能分为灰氢、蓝氢和绿氢。化石燃料制氢和工业副产制氢方式得到的氢气为“灰氢”；“灰氢”基础上应用用碳捕捉、碳封存等技术（CCUS）将碳保留下来，制备得到的氢气为“蓝氢”；通过光伏发电、风电、水电等可再生电力供能的电解槽制取的氢为“绿氢”。

我国是全球第一大制氢国。根据中国煤炭工业协会数据，2022 年我国氢气产量达4004 万吨，同比增长21.3%。截至 2021 年底，煤制氢在我国仍占据主导地位，占比 62%，天然气制氢占18%，电解水制氢占比不足 1%。我国大力发展风、光等清洁能源为电解水制氢产业化发展提供保障，预计到2050 年，电解水制氢占比将大幅提高至 49%，成为主流的制氢方式。

1.4 应用：工业脱碳催生需求，下游场景日益多元化

2021 年全球氢能总需求量达到 9400 万吨，同比增长 5%，在全球终端能源中占比达到2.5%。从下游需求方向来看，工业领域是主要的应用领域，交通、建筑、发电等方向仍处于起步阶段；其中，工业领域包括钢铁、化工（炼化、合成氨、甲醇）等细分方向。据 IEA 统计，2021 年，全球炼化、合成氨、甲醇及钢铁用氢的占比分别为 42%、36%、15%及 6%。

我国是全球氢能第一大需求国，预计到 2060 年我国氢气需求量较 2021 年增长3 倍，应用场景也更为丰富。2021 年，我国氢能需求量约 2800 万吨；从氢气利用结构来看化工同样是最主要的应用领域，在下游占比约 80%。根据中国氢能产业联盟预测，预计零碳情境下，氢能在终端能源需求中占比将达到15%-20%。到 2060 年，我国氢气的年需求量有望增至 1.3 亿吨，其中可再生氢占比约 75%-80%；分行业看，预计工业、交通、电力和建筑领域氢气使用量将分别占比 60%、31%、5%和 4%。

2. 电解水制氢：平价制氢指日可待，带动碱性电解槽需求放量

2.1 碱性电解技术成熟，PEM 未来可期

根据电解质种类不同，可将电解水制氢分为 4 种技术路线：碱性电解（ALK/AWE）、质子交换膜电解（PEM）、固体氧化物电解（SOEC）和固体聚合物阴离子交换膜电解水技术（AEM）。碱性电解水制氢技术已有数十年的应用经验，相对最为成熟、成本最低，目前占据着电解技术的主导低位。碱性单槽电解制氢产量较大，国产设备的最大产氢量已达到 2000Nm3 /h，系统单位能耗为 4.3KW·h/m3氢气。目前国内具备 1000m3 /h 碱性电解槽生产技术的企业近 20 家。截至 2020 年，我国碱性电解装置的安装总量约2000套，国内关键设备主要性能指标接近国际先进水平，在市场被大规模应用。 PEM 电解水技术虽然当下成本较高，但有较好的发展前景。一方面，其与可再生能源发电的波动性和随机性匹配性强，且灵活性和效率较高。另一方面，PEM 水电解槽以 PEM 传导质子，PEM氢气渗透率低，产生的氢气纯度高。过去几年，欧美等发达国家和地区掌握着 PEM 的核心技术，推动了PEM的规模化应用。我国也积极进行研究攻关，并已实现质子交换膜电解水制氢兆瓦级示范。康明斯公司与中国石化成立合资公司，在广东佛山建设产能为 500MW/a 的质子交换膜电解槽工厂，计划于2023 年投产。SOEC 的电耗低于前两种技术，目前处于初步示范阶段，尚未实现商业化。AEM 水电解研究刚刚起步。

较高的制氢成本是制约大规模应用发展的关键，电耗+设备折旧成本占比超90%。电解水制氢的成本一般包含固定成本及可变成本两部分，固定成本主要为设备折旧、人工运维方面的成本，可变成本主要涉及电耗、水耗成本。从目前碱性电解制氢和 PEM 电解制氢两种技术路线的成本构成情况来看，电耗和设备折旧合计分别占据 92.1%和 94.1%，因此电耗及设备折旧的成本控制能够对电解水制氢的工业化发展起重要推动作用。碱性电解路线的电耗比重较 PEM 电解路线高，占比为 74.9%；PEM 电解路线的设备折旧比重较碱性电解路线高，占比为 43.5%。在目前的电解水制氢路线中，碱性电解制氢路线成熟，成本相较而言最低，是当前最容易实现产业化的方式，因此在下面部分进行重点分析。

2.2 电解槽是电解水制氢的关键

碱性电解水制氢原理：水分子在直流电的作用下，在电解池发生阴极析氢反应（HER）和阳极析氧反应（OER），阴极反应产生氢气，阳极反应产生氧气。该系统以碱性溶液作为电解液，阴阳两极插入电解槽中并由隔膜进行分隔，关键材料主要包括隔膜、电极及催化剂。常用的碱性电解液包括氢氧化钾、氢氧化钠以及氢氧化钙，工业上常使用 30%的 KOH 溶液或 26%的 NaOH 溶液。 未来，高产氢量、低能耗及快速响应是电解槽技术进一步研发升级的方向。碱性电解槽产氢量提升可以通过提高电解槽的体积大小，或增加运行电流的密度；能耗降低涉及到极间电圧控制、电解槽流场优化、小室一致性、材料导电率等。快速响应需要电解槽面对高波动性的新能源发电，达到分钟级的冷启动速度。

碱性电解槽结构：碱性电解水制氢系统由碱性电解槽主体和 BOP 辅助系统组成。电解槽主体部件包括极板、极框、隔膜、电极等，槽中包含大量的电解小室；BOP 辅助系统包括八大系统，分别为：电源供应系统、控制系统、气液分离系统、纯化系统、碱液系统、补水系统、冷却干燥系统和其他附属系统。1）电极：是电化学反应发生的场所。传统的碱性电解槽一般采用低成本的金属电极，包括多孔金属框架结构（如钢或者镀镍合金钢材料）以及表面涂覆的催化剂层，目前主要有镍网喷涂雷尼镍、泡沫镍等形式的电极，能够有效提高单位面积的电流密度，从而增加产氢量。 2）隔膜：用于确保离子通过完成反应，并防止氢气和氧气的混合，隔膜质量的好坏直接影响氢气、氧气的纯度以及电耗的大小。常用的隔膜包括一代的石棉隔膜，聚四氟乙烯树脂改性石棉隔膜，二代的聚苯硫醚隔膜 PPS，聚砜类隔膜 PSF 和聚醚醚酮隔膜 PEEK。目前三代复合隔膜产品的开发已经在国内逐渐起步，具有更好的隔气性、稳定性及低电阻、低能耗。 3）密封垫片：多选用复合聚四氟乙烯材质，用于实现极片之间的绝缘，其性能影响气体的产量与稳定性，同时也关系到极板与隔膜的使用寿命。 4）极板和极框：是电解槽中用于支撑电极和隔膜的组件，能够进行导电。极板通常采用铸铁金属板、镍板或不锈钢金属板。

从碱性电解水系统整体成本构成来看，电解槽主体部分成本约占整体系统成本的45%，BOP辅助系统成本约占 55%。 1）碱性电解槽主体部分：极板、电极、隔膜、密封垫片在碱性电解槽成本构成里面分别占比44%、28%、8%及 8%。双极板、紧固螺杆等机加工件的工艺相对简单，未来电解槽的升级发展主要依靠以电极、隔膜、密封垫片为代表的核心材料。 2）BOP 辅助系统部分：对该部分的成本进一步细分，电源成本占 50%，去离子水循环系统占比22%，氢气纯化系统占比 20%，冷却系统占比 8%。

据高工氢电产业研究所（GGII）统计，2022 年中国电解水制氢设备出货量达722MW（含出口，不含研发样机），同比增长 106%。其中，考克利尔竞立出货量 230MW 为国内最高，其次为派瑞氢能，隆基氢能出货量排名第三。2022 年三者市占率合计达 73%，虽因新进入者增多导致 CR3 市占率较2021 年有所下滑，但仍呈现相对集中的市场。根据索比氢能网据公开信息统计，2023 年上半年已有14 个电解槽中标项目公布，总中标量达 848MW，预计 2025 年我国碱性电解水制氢规模达 10GW。

2.3 预计绿氢 2025 年与蓝氢平价，2028 年与灰氢平价

降本是绿氢产业链发展的终极课题。从碱性电解水制氢成本的构成来看，度电成本、电耗及设备价格的降低是电解水制氢成本下降的关键因素。我们通过以下假设对未来的碱性电解槽制氢成本进行测算：1）度电成本：国内电解水制氢项目多处于太阳能资源丰富的地区，未来随着风电、光伏技术的发展，再生能源 LCOE 下降，新能源发电就地消纳将带动度电成本持续下行。假设到2025 年度电成本下降至0.23元/kwh，到 2030 年度电成本下降至 0.18 元/kwh。 2）电耗：根据隆基官网数据，其直流电耗区间为 3.9-4.4 kwh/m3，假设随着技术迭代，到2030年单位电耗降至 3.9kwh/m3。 3）设备成本：当前碱性电解槽单台设备价格约 931 万元，规模效应+国产替代的双重驱动下，我们预计2022 年至 2030 年设备成本每年下降 5%，并假设设备折旧年数为 10 年。 4）设备规格：2022 年碱性电解槽 1000 Nm³/h 的产品已经趋于成熟，2000 Nm³/h 产品开始推出，我们预计到 2025 年平均规格为 2000Nm³/h，到 2030 年的平均规格为 3000Nm³/h。基于上述假设，我们测算到 2025 年和 2030 年，碱性电解水制氢的单位成本分别下降至15.9元/kg及9.9 元/kg，分别较 2022 年下降 45.5%及 66.3%。

由于传统制氢方式中煤制氢的成本低于天然气制氢的成本，因此当电解水制氢的成本能与灰氢中的煤制氢打平时，其经济效应凸显。根据《新能源电解水制氢技术分析》，动力煤近两个月约800 元/吨的平均价格对应的蓝氢成本为 12.64 元/kg，灰氢成本为 17.04 元/kg。从碳交易平台的数据来看，碳配额交易均价成上升趋势，预计今年整体均价在 60 元/吨左右，假设此后每年增加 10 元/吨。根据我们测算，若不考虑煤价的变化和碳税的影响，碱性电解水制氢单位成本将分别于2025 年及2028年与蓝氢和灰氢打平。若同时考虑煤价变化和碳税的影响，碱性电解水制氢单位成本有望分别于2024年及2026 年与蓝氢和灰氢打平。

若其他条件不变，通过控制变量分别对设备规格和单位电耗分别做敏感性分析。若能达到2030年的假设条件，设备规格从 1000 m3 /h 增长到 3000 m3 /h，单位制氢成本下降 9.7%。若在技术提升的带动下，设备的单位电耗能达到 3.9 kwh/m3，单位制氢成本下降 17.6%。

2.4 碱性电解槽需求规模到 2030 年有望超过400 亿

对未来碱性电解槽的需求空间测算，我们做如下假设： 1）2012 年到 2022 年，我国氢能产量的年均复合增速为 9.61%，因此我们假设2022-2025 年产能的年均复合增速为 10%，2025-2030 的年均复合增速为 12%。 2）政策支持叠加电解水制氢降本增效对规模的推动，假设到 2030 年我国电解水制氢占比24%，2023-2025 年电解水制氢比例分别为 0.34%、1.03%和 2.80%。 3）出口方面，假设印度和沙特的 500/400 万吨氢能产量都为绿氢，且都是碱性电解槽。到2025年和2030 年，其需要的电解槽从中国进口的比例分别为 20%和 50%。 基于假设条件，到 2025 年和 2030 年，国内电解槽的市场空间分别达到186 亿元及371 亿元，分别约为 2022 年市场规模的 13 倍及 26 倍。若考虑印度和沙特市场，对我国电解槽的需求体量在2025 年和2030年有望分别达到 213 亿元及 431 亿元。

来源：山西证券，肖索、贾惠淋