氢能源行业专题报告：氢风正劲好扬帆，绿氢发展正当时

（报告出品：山西证券）

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

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议）

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