请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明[Table_Main]证券研究报告行业专题新能源发电2022年10月01日公用事业优于大市（维持）证券分析师倪正洋资格编号：S0120521020003邮箱：nizy＠tebon.com.cn联系人郭雪邮箱：guoxue＠tebon.com.cn市场表现相关研究1.《晶科能源(688223.SH)：光伏一体化全球头部企业，N型先发优势释放》，2022.9.232.《海优新材（688680）2022年中报点评：盈利能力提升，行业地位稳固》，2022.9.53.《氢能产业系列报告（二）-氢能产业系列报告（二）：氢风已至，加氢路远》，2022.8.184.《氢能系列报告（一）：氢燃料电池-“氢”风杨柳万千条，百亿市场尽舜尧》，2022.5.26氢能产业系列报告（三）：深度解析制氢成本，探寻氢能时代的投资机会[Table_Summary]投资要点：世界加速制定氢能战略，可再生能源制氢迎发展机遇。氢能作为能源低碳化的重要组成部分，是清洁能源转型之路上必不可少的一环，已获得世界各国的重视，可再生能源制氢成为世界各国的发展方向。进入2022年，我国在已经大力扶持氢能产业发展的情况下进一步大力支持氢能产业发展。2022年3月，多部门联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确提出支持氢能全产业链发展。各地均在将氢能发展写入十四五发展规划后继续大力布局氢能产业发展相关规划。预计2050年我国氢能产值将达1.2万亿元，低碳环保的可再生能源制氢占比将超过70%。以煤为主的制氢方式短期难以改变。受资源禀赋、成本等约束，煤炭制氢在未来一段时期内仍是我国氢气的主要来源。然而煤制氢技术的碳足迹远高于工业副产氢和天然气制氢，面临碳成本和环保审批双重压力。CCUS技术可帮助煤气化制氢减排80%，在电力脱碳仍需要较长时间的背景下，结合CCUS技术的煤制氢在成本和减碳上仍具有一定的优势，有望成为中短期的制氢主流方式。工业副产氢有望迎来快速发展。短期内，我国工业副产气的制氢规模可进一步提高。工业副产氢额外投入少，成本低，能够成为氢气供应的有效补充，同时在工业副产氢在碳排放量方面相对于现阶段电解水和化石能源制氢也具有相对优势。我们预计在缺氢区域发展工业副产氢将会具备相当高的经济性。可再生能源制氢成本渐有优势，电解槽市场空间巨大。现阶段碱性电解水制氢和PEM电解水制氢都面临制氢成本较大的问题。但未来，随着电价降低、电解槽成本降低、电解槽工作时间延长等因素叠加，电解水制氢成本将大幅度降低。我们预计2035年、2050年，碱性电解水制氢成本分别达15.01元/kg、10.47元/kg，PEM电解水制氢成本分别达16.21元/kg、9.77元/kg。可再生能源制氢将具备经济性，装机量将迎来爆发式增长，预计电解槽系统装机量2050年将达到500GW，市场规模突破7000亿元。投资建议：全球氢能建设高潮来临，可再生能源制氢迎来广阔的发展机遇。中短期工业副产氢将迎来业绩放量机会，中长期可再生能源制氢产业大规模发展，看好前期布局的相关设备商及运营商。建议关注：煤化工行业领军企业，立志打造全球最大绿氢公司的【宝丰能源】；国家电投控股，积极布局CCUS技术的【远达环保】；布局碱性电解槽赛道，5年内形成5-10GW电解水制氢设备产能的【隆基绿能】；冷链压缩机龙头，布局CCUS及氢能的【冰轮环境】；PDH龙头，携手中核集团打造零碳产业园的【东华能源】；拥有铂族金属资源的【贵研铂业】；打造制氢、储氢、运氢及氢能应用全产业链的【鸿达兴业】。风险提示：政策推进不及预期、国产替代不及预期、氢能应用终端市场发展不及预期。-29%-24%-20%-15%-10%-5%0%5%2021-102022-022022-06沪深300行业专题新能源发电2/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明内容目录1.发展氢能成全球共识，可再生能源制氢任重道远..........................................................51.1.氢能——未来能源变革的关键组成.......................................................................51.2.世界各国积极制定氢能战略，可再生能源制氢成发展重要方向............................61.3.中国可再生能源制氢技术处于大规模应用推广阶段..............................................82.我国氢源短期仍以化石燃料制氢及工业副产氢为主......................................................82.1.氢气的分类............................................................................................................82.2.化石燃料制氢：短期仍将为氢气最主要来源.......................................................102.2.1.短期内煤制氢仍会是我国制氢主流技术......................................................102.2.2.结合CCUS技术的煤制氢仍具有一定发展优势..........................................122.2.3.天然气制氢：在局部地区具备经济性.........................................................142.3.工业副产氢：短期氢源的有效补充.....................................................................163.聚焦未来：绿氢开启万亿氢能赛道..............................................................................183.1.电解水制氢是实现3060目标的必由之路............................................................183.2.主要电解水制氢技术路线解析.............................................................................193.3.多因素驱动绿氢降本...........................................................................................223.3.1.电力价格决定电解水制氢的经济性.............................................................223.3.2.碱性电解水制氢降本测算...........................................................................233.3.3.PEM制氢降本测算.....................................................................................253.4.电解槽及关键材料的投资机会.............................................................................273.4.1.电解槽设备整体市场空间测算....................................................................273.4.2.电解槽关键材料及重点技术方向................................................................283.4.3.电解槽关键领域的投资机会........................................................................294.投资建议......................................................................................................................305.风险提示......................................................................................................................30行业专题新能源发电3/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图表目录图1：化石能源仍是我国能源供应主导（“十三五”末我国能源结构）...............................5图2：2020-2060年中国氢气需求量预测（单位：万吨）................................................6图3：2060年中国氢气需求结构......................................................................................6图4：氢气具体应用场景概览............................................................................................6图5：主要国家/地区氢源过渡情况...................................................................................7图6：兰州新区氢能产业园项目签约仪式..........................................................................8图7：宁夏宝丰能源集团太阳能电解制氢储能研究与示范项目10×1000Nm3/h电解水制氢工程项目............................................................................................................................8图8：氢气分类.................................................................................................................9图9：2020年中国制氢结构..............................................................................................9图10：2020全球制氢结构...............................................................................................9图11：2020-2050年我国制氢结构及预测分析...............................................................10图12：煤制氢的产能适应性特点....................................................................................11图13：不同制氢方式平准化制氢成本.............................................................................12图14：煤制氢成本随煤炭价格变化趋势（横坐标为煤炭价格）.....................................12图15：净零排放情景下2020-2050年按技术划分的制氢平准化成本（单位:美元/公斤）12图16：煤制氢CCUS技术改造工艺流程示意图.............................................................13图17：不考虑CCUS技术的煤制氢全流程碳足迹构成..................................................13图18：考虑CCUS技术的煤制氢全流程碳足迹构成......................................................13图19：CCUS技术成本变化（单位：元/kgCO2)...........................................................14图20：天然气制氢成本变化趋势（横坐标为天然气价格）............................................15图21：2021年中国各省天然气产量分布图....................................................................15图22：各省市天然气基准门站价....................................................................................15图23：不同制氢方法的制氢成本（单位：元/kgH2）......................................................16图24：2012-2021年全国电力装机结构占比变化...........................................................19图25：碱性水电解制氢的原理........................................................................................20图26：碱性水电解的工艺流程........................................................................................20图27：PEM电解水制氢的原理......................................................................................20图28：PEM电解的工艺流程..........................................................................................20图29：碱性电解制氢成本构成........................................................................................22图30：PEM电解制氢成本构成......................................................................................22图31：碱性电解制氢在不同电价下的制氢成本（横坐标为电价，单位：元/KWh）......24行业专题新能源发电4/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图32：不同条件下制氢成本与电解槽工作时间的关系（横坐标表示电解槽年工作时间，单位：h；纵坐标表示制氢成本，单位：元/kg）................................................................24图33：碱性电解水制氢成本预测（制取每公斤氢气成本）............................................25图34：PEM电解制氢在不同电价下的制氢成本（横坐标为电价，单位：元/KWh）.....26图35：PEM制氢成本预测（制取每公斤氢气成本）......................................................27图36：碱性电解槽成本组成...........................................................................................28图37：PEM电解槽成本组成..........................................................................................28表1：各国当前氢能战略主要目标....................................................................................7表2：煤气化制氢与超临界水煤气化制氢比较................................................................10表3：我国工业副产氢的供应潜力..................................................................................17表4：部分化工企业工业副产氢理论产能........................................................................17表5：政策支持绿氢产业发展..........................................................................................18表6：电解水制氢技术和特性比较..................................................................................21表7：并网制氢和离网制氢的优缺点比较........................................................................22表8：碱性电解水制氢成本测算......................................................................................23表9：PEM电解制氢成本测算........................................................................................25表10：电解槽系统市场规模预测....................................................................................27表11：电解槽技术突破目标及研发重点.........................................................................28表12：国内主要电解水装备企业....................................................................................29行业专题新能源发电5/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明1.发展氢能成全球共识，可再生能源制氢任重道远1.1.氢能——未来能源变革的关键组成氢能作为洁净能源利用是未来能源变革的重要组成部分。随着工业化进程的加速，能源需求日益增长，由化石燃料为主体的能源结构带来CO2排放总量的快速上升。全球各国面临资源枯竭，环境污染等问题，因此，“清洁、低碳、安全、高效”的能源变革是大势所趋。然而传统的可再生能源（如风能、太阳能、水电等）存在随机性大、波动性强等缺点，导致了弃水、弃风，弃光现象；而氢作为清洁的二次能源载体，可以高效转化为电能和热能。利用可再生能源制氢，不仅可以解决一部分“弃风弃光”问题，还可为燃料电池提供氢源，为工业领域提供绿色燃料，或将实现由化石能源到可再生能源的过渡，可以说氢能或是未来能源革命的颠覆性方向。图1：化石能源仍是我国能源供应主导（“十三五”末我国能源结构）资料来源：《中国能源革命进展报告2020》，德邦研究所氢气需求量大，应用领域广泛。根据中国氢能联盟预测，在2060年碳中和目标下，到2030年，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%。到2060年，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中的占比约为20%，可再生能源制氢产量约为1亿吨。氢能既可以用作燃料电池发电，应用于汽车、火车、船舶和航空等领域，也可以单独作为燃料气体或化工原料进入生产，同时还可以在天然气管道中掺氢燃烧，应用于建筑供暖等。其中，2060年用氢需求中，工业领域用氢依旧占全国氢能源应用领域的主导地位，约为7794万吨，占氢总需求量60％；交通运输领域用氢约为4051万吨，占总需求的31％；建筑领域和电力领域用氢相对较少，总占比约为9％。煤炭,57.70%石油,18.90%天然气,8.10%非化石能源,15.30%煤炭石油天然气非化石能源行业专题新能源发电6/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图2：2020-2060年中国氢气需求量预测（单位：万吨）图3：2060年中国氢气需求结构资料来源：中国氢能联盟，德邦研究所资料来源：中国氢能联盟，德邦研究所图4：氢气具体应用场景概览资料来源：《氢气平价之路》，德邦研究所1.2.世界各国积极制定氢能战略，可再生能源制氢成发展重要方向世界主要国家积极发展氢能推动技术进步、实现深度脱碳。国际氢能委员报告显示，自2022年2月以来，全球范围内启动了131个大型氢能开发项目。预计到2030年，全球氢能领域投资总额将达到5000亿美元。世界能源理事会预计，到2050年氢能在全球终端能源消费量中的占比可高达25%。从全球范围看，日本、韩国、德国、美国等超过20个国家和地区都已制定国家氢能发展战略，积极培育氢能及燃料电池技术攻关和产业发展。根据万燕鸣等发表的《全球主要国家氢能发展战略分析》对主要国家氢能政策的梳理：日本于2021年发布《第六次能源基本计划》，将氢作为实现能源安全、应对气候变化和2050碳中和目标的主要动力，计划将氢能打造为具有国际竞争力的新兴产业；德国发展氢能的3342371557269690130300200040006000800010000120001400020202030E2040E2050E2060E氢气需求量（万吨）工业领域,60%交通领域,31%建筑领域,4%电力领域,5%工业领域交通领域建筑领域电力领域行业专题新能源发电7/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明最初目的是深度脱碳，受俄乌冲突影响，或将加快氢能战略部署；美国颁布《基础设施投资和就业法案》等一系列政策，美国政府将投入95亿美元用于加快区域氢能中心建设以及氢能全产业链示范及研发，持续推动氢能技术进步。根据LBST预计，至2025年制定氢能战略的国家所代表的GDP之和将超过全球总量的80%。表1：各国当前氢能战略主要目标日本韩国德国美国澳大利亚脱碳√√√√√能源供应多样化√△√△△经济增长极△√△△√技术进步√√√√√推动可再生能源部署△△√√△大规模氢能出口××××√资料来源：万燕鸣等《全球主要国家氢能发展战略分析》，德邦研究所注：√代表国家氢能战略中的重要战略目标；△代表国家氢能战略中的次要战略目标；×代表未在国家氢能战略中布局该方向可再生能源制氢成为世界各国的发展方向。根据万燕鸣等发表的《全球主要国家氢能发展战略分析》，各国均将洁净氢能视作清洁能源转型与碳中和的重要路径，主要有两条技术路线：化石燃料制氢耦合CCS/CCUS技术和可再生能源电解水制氢技术。各国在实现制氢减排的具体路径上存在差异：到2030年左右，以实现深度脱碳为主要驱动力的欧洲国家普遍确立可再生能源制氢的优势地位；而以实现能源安全为主要驱动力的日本，国内居民端氢能应用体系仍将基于现有化石能源基础设施部署，韩国也计划逐步由天然气制氢过渡为可再生能源制氢；而美国和澳大利亚，根据本国技术能力和氢能战略目标的不同，分别采取技术中立与可再生氢优先的战略。到2050年左右，几乎所有国家都将可再生能源制氢作为主导的制氢方式，欧洲甚至将可再生能源制氢作为唯一的氢源选择。图5：主要国家/地区氢源过渡情况资料来源：UweAlbrechtetal.InternationalHydrogenStrategies，万燕鸣等《全球主要国家氢能发展战略分析》,德邦研究所行业专题新能源发电8/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明1.3.中国可再生能源制氢技术处于大规模应用推广阶段可再生能源制氢成我国制氢主要发展方向。《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》将清洁低碳作为氢能发展的基本原则，提出构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，将发展重点放在可再生能源制氢，并提出严格控制化石能源制氢。可再生能源制氢结合氢燃料电池，可以调节电网负荷和储能，能够大幅提高可再生能源发电并网比例，减少弃水、弃风、弃光。国内的可再生能源制氢项目正如火如荼地建设中。据《2022中国电解水制氢产业蓝皮书》，中国已有超过百个在建和规划中的电解水制氢项目，涵盖了石油、化工、钢铁和交通等多个领域。在2020年之前，大型电解水制氢设备在大工业领域几乎没有涉及；2020年以后，双碳目标的提出极大推动了电解水制氢项日在工业领域的应用。近两年以来，中国能建、国家电网、三峡集团、北京能源、深圳能源等央企、国企纷纷布局绿氢项目。中国能建投资建设的兰州新区建设的氢能产业园项目（一期）已开工，投资额达30亿元，未来可具备年产2万吨制氢能力和10万标方储氢能力；北京能源在锡林郭勒盟多伦县投建的风光储氢制绿氨项目，建成后预计每日可利用电解水制氢300吨。图6：兰州新区氢能产业园项目签约仪式图7：宁夏宝丰能源集团太阳能电解制氢储能研究与示范项目10×1000Nm3/h电解水制氢工程项目资料来源：兰州新区管理委员会，德邦研究所资料来源：分布式能源网，德邦研究所2.我国氢源短期仍以化石燃料制氢及工业副产氢为主2.1.氢气的分类目前根据制取方式和碳排放量的不同将氢能按颜色主要分为灰氢、蓝氢和绿氢三种。氢能的制备主要路线主要有三条：（1）以化石燃料（包括煤炭、天然气等）为原料制氢以及工业副产制氢，这类制备方式是目前技术最成熟的制氢路线，但存在制取过程中会产生碳排放的问题，因此制取的氢气被称为“灰氢”；（2）另外的一种常见的制取方法为在灰氢制取的过程中辅以碳捕捉技术所得到的“蓝氢”，这种制氢方法可有效减少制氢过程中的碳排放，但仍无法完全解决碳排放问题；（3）最后一种制氢的常见路线是采用电解水制备得到的“绿氢”，以这种方法制氢不会产生任何碳排放，但目前绿氢制取的技术不如化石燃料制氢成熟，绿氢成本较高。行业专题新能源发电9/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图8：氢气分类资料来源：《一文读懂氢能产业》，KPMG，德邦研究所绿氢占比低，化石能源制氢为当前主流。截至2021年12月，中国已是世界上最大的制氢国，初步评估现有工业制氢产能为2500万吨/年，主要来源于化石能源制氢（煤制氢、天然气制氢）；其中，煤制氢占我国氢能产量的62%，天然气制氢占比19%，而电解水制氢受制于技术和高成本，占比仅1%。从全球2020年的制氢结构来看，化石能源也是最主要的制氢方式，其中天然气制氢占比59%，煤制氢占比19%。图9：2020年中国制氢结构图10：2020全球制氢结构资料来源：中国煤炭工业协会，中国氢能标准化技术委员会，德邦研究所资料来源：IEA，德邦研究所未来我国可再生能源制氢占比将大幅度提高。从我国制氢结构来看，化石燃料重整配合CCUS技术可作为我国制氢结构转型的重要过渡，工业副产制氢可作为就近供氢的补充来源，电解水制氢将成为我国未来制氢的主要手段。根据中国氢能联盟预测，可再生能源电解水制氢占比将在2050年提升至70%。煤制氢,62%天然气制氢,19%工业副产氢,18%电解水制氢,1%煤制氢天然气制氢工业副产氢电解水制氢煤制氢,19%天然气制氢,59%工业副产氢,21%石油,0.60%化石燃料+CCUS,0.70%煤制氢天然气制氢工业副产氢石油化石燃料+CCUS行业专题新能源发电10/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图11：2020-2050年我国制氢结构及预测分析资料来源：中国氢能联盟，华经产业研究院，德邦研究所2.2.化石燃料制氢：短期仍将为氢气最主要来源2.2.1.短期内煤制氢仍会是我国制氢主流技术受资源禀赋、成本等约束，煤炭制氢在未来一段时期内仍是我国氢气的主要来源。受“富煤贫油少气”的国情制约，国内氢气制取结构与全球存在很大不同。2020年，我国天然气产量为13810万吨，进口量达到10166万吨，国内因缺乏天然气资源，大部分都依赖进口，因此天然气制氢份额并不高。而我国的煤炭资源相当丰富，煤化工产业发展较为成熟，煤制氢的产量较大且分布较广。根据曹军文等发表的《中国制氢技术的发展现状》，以煤为原料制氢气的方法主要有两种：一是煤气化制氢。煤气化是指在高温常压或高温高压下，煤与水蒸气或氧气（空气）反应转化为以氢气和CO为主的合成气，再将CO经水气变换反应得到氢气和CO2的过程。煤气化制氢工艺成熟，目前已实现大规模工业化。传统煤制氢采用固定床、流化床、气流床等工艺，碳排放较高。二是煤超临界水气化制氢。超临界水气化过程是在水的临界点以上（温度大于647K，压力大于22MPa）进行煤的气化，主要包括造气、水气变换、甲烷化三个变换过程。可以有效、清洁地将煤转换为H2和纯二氧化碳。煤的超临界水气化是新型煤制气工艺。2022年8月南控集团属下景隆公司与新锦盛源公司签约开展煤炭超临界水气化制氢项目合作。表2：煤气化制氢与超临界水煤气化制氢比较固定床流化床气流床（粉煤）气流床（水煤浆）超临界水煤气化技术成熟度大规模工业应用大规模工业应用大规模工业应用大规模工业应用尚未产业化气化炉中试加压气常压WinklerShell气化炉多喷嘴气化高压釜67.00%60.00%45.00%20.00%30.00%23.00%5.00%3.00%15.00%45.00%70.00%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20202030E2040E2050E化石能源制氢工业副产制氢可再生能源电解水制氢其他技术行业专题新能源发电11/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明化炉炉气化温度560oC816〜1204°C1450°C1260°C650°C气化压力2~2.5MPa0.1MPa3.0MPa3.8MPa26MPa合成气H2占比38.1〜38.6%40%25.9%34.7%80%合成气CO2占比32.6〜34%19.5%0.9%18%0.2%合成气CO占比14〜14.7%36%68.4%48.3%——合成气硫含量H2S0.3%H2S0.3%H2S0.13%H2S0.24%以硫化盐形式固化其他污染物焦油产率0.35%；轻油产率0.11%不含酚类及焦油等污染物不含酚类及焦油等污染物不含酚类及焦油等污染物不含酚类及焦油等污染物冷煤气效率79.3〜81.9%74.4%82%74.9%123.9%资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，德邦研究所煤制氢产能适应性强。根据《中国氢能产业发展报告2020》，煤制氢产能可以根据氢气消耗量的不同，通过设置氢气提纯规模以此灵活调整产能，在燃料电池汽车产业发展初期对制氢企业的运营影响较小。例如一台投煤量2000吨/天的煤气化炉，只需把其2%~3%的负荷用作提纯制氢，就可提供1560~2340kg/天的氢气，按照车辆氢耗0.07kg/km、日均行驶200km计算，可满足111~167辆氢燃料电池公交车的用氢需求。图12：煤制氢的产能适应性特点资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，德邦研究所从成本来看，煤气化制氢具有明显优势。根据清华大学张家港氢能与先进锂电技术联合研究中心测算，从全生命周期的角度看，在不考虑碳价的情况下，当前煤气化制氢的成本最低，在无CCS（碳捕捉和储存）技术的情况下每公斤氢气制取成本为11元，在结合CCS技术的情形下每公斤氢气制取成本为20元；而PEM（质子交换膜水电解）、AWE（碱性水电解）等技术制氢成本相对较高。煤气化制氢价格受煤价波动。原料成本是煤制氢成本的重要一环，在煤价在200~1000元/吨的范围内，制氢成本在6.77至12.14元/kg之间。行业专题新能源发电12/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图13：不同制氢方式平准化制氢成本图14：煤制氢成本随煤炭价格变化趋势（横坐标为煤炭价格）资料来源：王彦哲《中国不同制氢方式的成本分析》，德邦研究所资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，德邦研究所煤气化制氢碳排放强度高，面临碳成本压力和环保约束。煤制氢技术的碳足迹远高于天然气制氢、电解水制氢等其他主要制氢技术。中国标准化研究院资环分院分析了从制氢原料获取、运输到氢气生产全过程中的温室气体排放情况，其中煤气化制氢每生产一公斤H2的碳排放水平为19.94kgCO2~29.01kgCO2，相当于天然气重整制氢碳排放水平的两倍（10.86kgCO2~12.49kgCO2）。在全球开启碳市场的背景下，煤气化制氢成本优势恐难持续，据IEA预计，在考虑碳价的情况下，煤制氢的成本优势将逐渐消失，到2030年、2050年不结合CCUS技术的煤制氢将成为成本最昂贵的制氢方式。图15：净零排放情景下2020-2050年按技术划分的制氢平准化成本（单位:美元/公斤）资料来源：IEA，德邦研究所2.2.2.结合CCUS技术的煤制氢仍具有一定发展优势CCS/CCUS技术是实现低碳煤制氢的重要手段。其中CCS技术从空气中捕集CO2并以防止其重新进入大气的方式进行封存的过程。但CCS技术的技术体系还不完善且工程规模比较庞大，需要高额的投资成本和运营成本并产生额外能耗，因此结合我国国情，示范项目在CCS原有环节的基础上增加了CO2利用的环节，即CCUS技术（碳捕集和封存利用）。6.778.119.4510.812.14024681012142004006008001000煤制氢成本（元/kg）美元/千克天然气制氢（无CCUS）天然气制氢（有CCUS）煤制氢（无CCUS）煤制氢（有CCUS）可再生能源制氢行业专题新能源发电13/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图16：煤制氢CCUS技术改造工艺流程示意图资料来源：张贤等《中国煤制氢CCUS技术改造的碳足迹评估》，德邦研究所结合CCS/CCUS技术，煤炭制氢碳足迹显著下降。根据北京理工大学能源与环境政策研究中心测算，未结合CCS技术的煤炭制氢碳足迹高达22.65kgCO2e/kgH2，结合CCS技术后，煤炭制氢的生命周期碳足迹显著下降，为10.59kgCO2e/kgH2，降幅达53.3%。张贤等人从全流程评估煤制氢和煤制氢CCUS技术改造的碳足迹；结果表明，采用CCUS技术捕集制氢环节90%的CO2排放后，煤制氢CCUS技术改造的全流程碳足迹从22.02kgCO2e/kgH2降至4.27kgCO2e/kgH2，降幅达80.61%。图17：不考虑CCUS技术的煤制氢全流程碳足迹构成图18：考虑CCUS技术的煤制氢全流程碳足迹构成资料来源：张贤等《中国煤制氢CCUS技术改造的碳足迹评估》，德邦研究所资料来源：张贤等《中国煤制氢CCUS技术改造的碳足迹评估》，德邦研究所在现有技术条件下，安装CCUS相关装置将产生较大的额外成本。煤制氢与CCUS技术耦合当前还是一项新兴技术，缺乏产业规划支持，尚处技术验证阶段。根据IEA针对我国煤制氢的评估结果显示：在煤制氢生产中加入CCUS技术预计将导致项目资本支出和燃料成本增加5%，运营成本增加130%。根据张贤等《中国煤制氢CCUS技术改造的碳足迹评估》，CCUS技术的最重要贡献在于减少碳排放，但我国目前碳市场建设仍不完善，相关企业在投资大量费用在CCUS项目后却无法实现减排收益，严重影响企业开展CCUS示范项目的积极性。在没有CCUS辅助的前提下，煤气化制氢项目将面临较大环保审批压力。CCUS技术降本在即，有望大规模应用于煤制氢领域。尽管配备CCUS技术会提高煤制氢成本，但中期内配备CCUS技术的煤制氢仍可能是清洁氢气生0.390.0621.5722.020510152025碳足迹（kgCO2e/kgH2）0.390.062.161.664.27012345碳足迹（kgCO2e/kgH2）行业专题新能源发电14/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明产中最经济的选择,其原因在于中国的煤炭产业基础设施完备且其余制氢方式降本仍需较长时间。CCUS技术的进步将进一步降低成本，使得煤制氢+脱碳综合工艺所制得的氢能成本得到一定程度下降。根据米剑锋等《中国CCUS技术发展趋势分析》中对CCUS技术的发展趋势和目标的预测，2025年CO2捕集成本为0.15-0.4元/kg，2035年CO2捕集成本下降到0.12-0.28元/kg。按照煤制氢每产生1kgH2伴生约19kgCO2计算，2025年结合CCUS技术的氢气制取成本将增加2.85-7.6元/kg，在2035年，成本将增加2.28-5.32元/kg。因此，未来叠加CCUS技术的煤制氢成本或将持续下降，综合成本在2025/2030年分别达到约16.3元/kg和14.8元/kg（取2025、2030年CCUS氢气制取成本平均值）。图19：CCUS技术成本变化（单位：元/kgCO2)资料来源：米剑锋等《中国CCUS技术发展趋势分析》，德邦研究所2.2.3.天然气制氢：在局部地区具备经济性在“自主可控”的原则下，天然气制氢不会成为我国主流制氢方式。天然气制氢是目前全球氢气的主要来源，已成为欧美、中东等天然气资源丰富地区的主流制氢工艺。然而，我国国内目前天然气约40%依赖进口，这导致了两大问题：（1）我国天然气资源较贫瘠，进口依存度高，在国际局势复杂多变的背景下，天然气制氢缺乏原料保障和政策支持；（2）天然气制氢不具备经济性，根据天然气价格的变化，天然气制氢成本在7.5元/kg至24.3元/kg之间，我国大部分地区的天然气制氢成本将高于煤制氢+CCUS的成本，且煤制氢+CCUS的碳排放只有天然气制氢的36.6%。行业专题新能源发电15/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图20：天然气制氢成本变化趋势（横坐标为天然气价格）资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，未势能源，车百智库，德邦研究所天然气资源丰富区域发展天然气制氢具备优势。我国天然气资源分布极不平衡，主要分布于四川、陕西、新疆和内蒙古。由于各地天然气供需情况差异性较大，导致各省份天然气基准门站价存在较大价格区间，其中上海、广东的天然气基准门站价最高，达2040元/Km3；青海、新疆天然气基准门站价最低，分别为1150元/Km3、1030元/Km3。根据天然气制氢成本变化趋势可知，当天然气价格在1元/Nm3时，天然气制氢的成本为7.5元/kg，参考图22可知我国部分区域天然气制氢的经济性可比煤气化制氢；考虑到天然气制氢更低的碳排放（同不加CCUS的煤气化制氢相比）和技术储备需求，且天然气制氢也可以叠加CCUS技术以取得更低的碳排放。综上，天然气制氢有望短期内在天然气资源丰富、价格低廉的地区快速发展。图21：2021年中国各省天然气产量分布图图22：各省市天然气基准门站价资料来源：国家统计局，德邦研究所资料来源：国家发改委，德邦研究所7.511.715.920.124.30510152025301元/Nm32元/Nm33元/Nm34元/Nm35元/Nm3天然气制氢成本（元/kg）1860186018401770122018401640164020402020203019501820184018701820182020401870152015201530159015901220131013901150103005001000150020002500北京天津河北山西内蒙古辽宁吉林黑龙江上海江苏浙江安徽江西山东河南湖北湖南广东广西海南重庆四川贵州云南陕西甘肃宁夏青海新疆天然气基准门站价（元/千立方米）行业专题新能源发电16/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明2.3.工业副产氢：短期氢源的有效补充短期内，我国工业副产气的制氢规模可进一步提高。工业副产氢是指在生产化工产品的同时得到的氢气，主要有焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、合成氨合成甲醇等工业的副产氢。我国工业副产氢大多数已有下游应用，也存在部分放空。我们认为，中短期看工业副产氢额外投入少，成本低，能够成为氢气供应的有效补充。但长远来看，受生产工业副产气的产业规模限制，工业副产氢未来产量提高有限，无法成为氢气供应的主流路线。图23：不同制氢方法的制氢成本（单位：元/kgH2）资料来源：北京理工大学能源与环境政策研究中心《碳中和背景下煤炭制氢的低碳发展》，德邦研究所（备注：研究考虑能源成本区域差异，其中焦炉煤气制氢是目前工业副产制氢的主流方式）根据苗军等《氢能的生产工艺及经济性分析》，工业副产氢的主要来源有氯碱副产氢、焦炉煤气制氢、轻烃裂解制氢和合成氨和合成甲醇副产气等：氯碱副产制氢：氯碱工业生产以食盐水为原料，利用隔膜法或离子交换膜法等生产工艺，生产烧碱、聚氯乙烯(PVC)、氯气和氢气等产品。氯碱副产氢具有氢气提纯难度小、耗能低、自动化程度高以及无污染的特点，氢在提纯前纯度可达99%左右，通过氯碱工业得到的副产氢纯度一般在99.99%以上，且含碳量较低。参考《中国氢能产业发展报告2020》，氯碱工业副产制氢的综合成本在13.4-20.2元/kg左右。焦炉煤气制氢：焦炉煤气是炼焦的副产品，焦炉煤气制氢工序主要有：压缩和预净化、预处理、变压吸附和氢气精制。根据《中国氢能产业发展报告2020》，综合考虑，焦炉煤气制氢综合成本在9.3-14.9元/kg左右。轻烃裂解制氢：主要有丙烷脱氢(PDH)和乙烷裂解等2种路径。轻烃裂解的氢气杂质含量低于焦炉气制氢，纯度较高。其中PDH是制备丙烯的重要方式，丙烷在催化剂条件下通过脱氢生成丙烯，其中氢气作为丙烷脱氢的副产物；PDH产物中氢气(φ)在60%~95%，可通过纯化技术制取满足燃料电池应用的氢气；PDH装置副产的氢气纯度高，提纯难度小，且大部分产能靠近东部沿海地区，与下游燃料电池应用市场紧密贴合。截至2020年底，国内共有10余个PDH项目投产，此外还有若干PDH项目在建，预计到2023年，PDH项目副产氢气产能可达到37万吨/年；参考《中国氢能产业发展报告2020》，PDH生产成本约为1.0~1.3元/Nm3，提纯成本约0.25~0.5元/Nm3,制氢综合成本为14.0-20.2元行业专题新能源发电17/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明/kg。乙烷蒸汽裂解乙烯技术成熟，技术上不存在瓶颈，生产成本约为1.1~1.3元/Nm3,提纯成本约为0.25~0.5元/Nm3，制氢综合成本在15.1-20.2元/kg。合成氨和合成甲醇副产气：根据《中国氢能产业发展报告2020》，目前中国氢气消耗结构中用于合成氨、合成甲醇的氢气消耗量占比达50%以上。合成氨、合成甲醇在生产过程中会有含氢气的合成放空气和驰放气排出，氢气含量在18%-55%之间。因此合成氨、合成甲醇企业可回收利用合成放空气和驰放气实现氢气外供。该技术路线副产氢总成本为14.6-22.4元/kg。当前工业副产氢基本为各企业自产自用，较难统计。根据中国电动汽车百人会统计，从工业副产氢的放空现状看，当前供应潜力可达到450万吨/年，能够支持超过97万辆公交车的全年运营。表3：我国工业副产氢的供应潜力现有年制氢能力可供应公交车数量轻烃利用副产氢30万吨6.5万辆氯碱副产氢33万吨7.1万辆焦炉煤气制氢271万吨58.9万辆合成氨合成甲醇等副产氢118万吨25.6万辆合计450万吨97.6万辆资料来源：中国电动汽车百人会，德邦研究所广东相关工业企业将充分享受工业副产氢市场红利。由于供需关系的极不平衡，且氢气储运技术难度大，氢气资源无法在实现长距离调配，我国氢气市场区域价格差异很大，其中广东氢价冠绝全国。在广东积极布局氢能产业链的背景下，工业副产提纯制氢可短期提供大量的氢气供应，为氢能产业发展初期就近提供低成本、分布式氢源。广东部分工业企业有望通过工业副产制氢实现业绩的巨大飞跃。我们梳理了部分具备工业副产氢产能的上市企业，建议重点关注广东及长三角地区的相关企业。表4：部分化工企业工业副产氢理论产能公司可制氢化工产品产量（万吨/年）理论氢气产量（吨/年）企业所属区域中泰化学烧碱14636500新疆亿利洁能烧碱4010000内蒙古鸿达兴业烧碱11027500广东嘉化能源烧碱276750浙江美锦能源焦炭715140446山西宝丰能源焦炭700137500宁夏东华能源（张家港）PDH6022740江苏东华能源（宁波）PDH12045480浙江东华能源（茂名，未投产）PDH6022740广东金能科技PDH9034110山东卫星化学PDH9034110浙江资料来源：各公司公告，TrendBank，苗军等《氢能的生产工艺及经济性分析》，《中国氢能产业发展报告2020》，德邦研究所行业专题新能源发电18/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明3.聚焦未来：绿氢开启万亿氢能赛道3.1.电解水制氢是实现3060目标的必由之路绿氢是发展氢能的初衷。发展氢能就是为了能源的“去碳化”，只有通过无碳能源生产“绿色的氢”，才能实现这一目标。电解水制氢是目前工业化应用的制氢技术中接近零碳排放的制氢技术。当前，部分地区出台政策提出禁止煤制氢或者要求发展绿氢。2022年5月浙江省印发的《浙江省能源发展“十四五”规划》明确提出，全面推进舟山绿色石化基地能效诊断，禁止煤制氢。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政策中明确了2025年可再生能源制氢产量，合计年产量约80万吨；远超过了国家发改委在国家氢能规划中提及的2025年可再生能源制氢年产量10-20万吨的目标。表5：政策支持绿氢产业发展地区政策内容浙江《浙江省能源发展“十四五”规划》全面推进舟山绿色石化基地能效诊断，禁止煤制氢内蒙古《关于促进氢能产业高质量发展的意见》到2025年前，开展“风光储+氢”、“源网荷储+氢”等绿氢制备示范项目15个以上，绿氢制备能力超过50万吨/年；鼓励工业副产氢回收利用，工业副产氢利用超过100万吨/年，基本实现应用尽用；探索绿氢在化工、冶金、分布式发电、热电联供等领域的示范应用，打造10个以上示范项目；培育或引进50家以上包括15-20家装备制造核心企业在内的氢能产业链相关企业，电解槽、储氢瓶、燃料电池等装备的关键材料及部件制造取得技术突破。《鄂尔多斯市“十四五”能源综合发展规划》提出在2025年底前形成40万吨/年的绿氢供应，在2030年底前达到100万吨/年的绿氢制造规模。2025年，整个内蒙古的绿氢产能规划目标是48万吨，鄂尔多斯相当于是整个内蒙古的80%。规划分三个阶段进行，每个阶段在氢源、制氢装备、应用场景等方面做了详细的布局。在推动可再生氢在煤化工行业的规模化应用方面，做了适应鄂尔多斯当地产业特色的安排，具体包括可再生氢＋煤化工生产烯烃、天然气、油品及化工品，以及可再生氢＋二氧化碳生产甲醇及下游产品等。对氢能产业的规划提出了5年建设28个氢能项目、投资1584.47亿元。《鄂尔多斯市氢能产业发展规划》（2022年6月）宁夏《宁夏回族自治区氢能产业发展规划（征求意见稿）》有序开展创新与应用示范重点推动可再生能源制氢与煤化工耦合，积极拓展氢能在交通、储发电等领域应用场景建设一批试点示范项目，逐步建立完整的产业体系。到2025年，稳步推动氢能在耦合煤化工的应用示范，可再生替代制氢比例显著提升。实现宁东基地规模化可再生能源制氢示范工程、绿耦合煤，打造国家生能源制氢耦合煤化工示范区、西部绿产业基地和宁夏先行。石嘴山市积极开发焦化和氯碱工业副产氢，重点实施氢能—冶金—化工耦合应用项目。吴忠市通过可再生能源制氢合成氨，组建氢氨产业联盟，打造“中国氢氨谷”。甘肃《酒泉市“十四五”能源发展规划》重点依托玉门、瓜州、金塔等县（市、区）现有的工业园区和产业基础，布局建设玉门5万吨/年、瓜州3万吨/年、金塔2万吨/年以上的绿氢制储基地，在新能源制氢、储氢、运输、加注、应用、氢能装备制造等领域延链补链，引进合成氨、尿素、甲醇等下游项目，带动氢能全产业链发展。积极推进宝丰多晶硅上下游协同项目电解水制氢站、陕煤集团源网荷储一体化项目电解水制氢站等项目建设，着力打造零碳制氢与可再生能源发电协同互补发展的新模式，构建集中式和分布式可再生能源制氢并举的氢能源供应体系。新疆《新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》推进风光水储一体化清洁能源发电示范工程，开展智能光伏、风电制氢试点，促进可再生能源规模稳定增长。资料来源：各地政府网站，德邦研究所电力系统脱碳为绿氢制备提供契机。中国电力系统中火电装机占比由2012年的71.49%逐渐下降到2021年的54.58%，可再生能源尤其是光伏、风电装机占比迅速提升，由2012年的5.65%提升至2021年的26.73%。据《中国电力行业年度发展报告2022》，2021年全国单位火电发电量二氧化碳排放约为828克/千瓦时，比2005年降低21.0%；全国单位发电量二氧化碳排放约为558克/千瓦时，比2005年降低35.0%。在可再生能源占比不断提高的趋势下，电力系统碳排放水平将持续降低，这为电解水制氢提供了发展的契机，真正实现绿电制绿氢。国网能源研究院预测，非化石能源占一次能源消费比重2025年、2035年、2050年、2060年分别有望达22%、40%、69%、81%。2035年前后非化石能源总规模超过煤炭。风能、太阳能将在2030年以后成为主要的非化石能源品种，2050年占一次能源需求总量比重分别为26%和17%，2060年进一步提升至31%和21%。行业专题新能源发电19/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图24：2012-2021年全国电力装机结构占比变化资料来源：中能传媒研究院，德邦研究所绿氢需求爆发，我国氢能产业将达万亿级别。随着全球碳减排的力度加大，氢能尤其是绿氢的需求将不断提高。中国氢能联盟预计到2050年氢能在中国能源体系中的占比约为10%，氢气需求量接近6000万吨/年，按照一公斤氢气价格20元计算，我们预计2050年氢能年产值将达1.2万亿元。3.2.主要电解水制氢技术路线解析电解水制氢的原理是在充满电解液的电解槽中通入直流电，水分子在电极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气。目前国内电解水制氢的主要技术有碱性水电解（AWE）、PEM（质子交换膜）电解两种。（1）碱性水电解：碱性电解技术是目前发展最成熟的电解水技术。碱性电解水制氢的基本原理：在电流作用下，水通过电化学反应分解为氢气和氧气，并在电解池的阴极和阳极析出。碱性电解水制氢设备系统相对复杂，主要包括电解槽、压力调节阀、碱液过滤器、碱液循环泵、碱液制备及贮存装置、氢气纯化装置以及气体检测装置等模块组成。碱性水电解制氢技术成熟，投资、运行成本低，但存在碱液流失、腐蚀、能耗高、占地面积大等问题。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2012201320142015201620172018201920202021火电(%)水电(%)核电(%)风电(%)太阳能发电(%)行业专题新能源发电20/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图25：碱性水电解制氢的原理图26：碱性水电解的工艺流程资料来源：曹军文等《中国制氢技术的发展现状》，德邦研究所资料来源：IRENA,Greenhydrogencostreduction:Scalingupelectrolyserstomeetthe1.5°Cclimategoal，德邦研究所（2）PEM电解：PEM电解技术目前处于市场化早期，其主要部件包括具有质子交换能力的聚合物薄膜和分别与电解质薄膜两侧紧密连接的阴阳极催化层。和碱性电解水制氢技术不同，PEM电解制氢技术使用质子交换膜作为固体电解质替代了碱性电解槽使用的隔膜和碱性电解质，并使用纯水作为电解水制氢的原料，避免了潜在的碱液污染和腐蚀问题。PEM的工作原理：水在阳极催化分解为氧气和H＋，H＋穿过电解质隔膜到达阴极，并在阴极得电子生成氢气，反应后的氢气和氧气通过阴阳极的双极板收集并输送。PEM系统比碱性系统简单得多。通常在阳极（氧气）侧，需要循环泵热交换器、压力控制及监测器。在阴极侧，需要安装气体分离器、除氧组件（通常不需要差压）、气体干燥器和终端压缩机。图27：PEM电解水制氢的原理图28：PEM电解的工艺流程资料来源：曹军文等《中国制氢技术的发展现状》，德邦研究所资料来源：IRENA,Greenhydrogencostreduction:Scalingupelectrolyserstomeetthe1.5°Cclimategoal，德邦研究所根据IRENA发布的《绿氢降本路径：扩大电解槽规模实现1.5°C气候目标》，与碱性电解水制氢技术相比，PEM电解水制氢技术具有电流密度大、氢气纯度高、响应速度快等优点，但PEM电解槽单位成本远高于碱性电解槽。行业专题新能源发电21/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明PEM电解槽电流密度更大，工作效率高：PEM电解槽的电流密度通常在10000A/m2以上，远高于传统碱性电解槽3000-4000A/m2的电流密度。PEM电解槽产氢纯度更高：PEM电解槽的产氢纯度通常在99.99%左右。且质子交换膜的气体渗透率低，有助于避免氢气和氧气的气体交叉渗透现象，保证了设备运行的安全性。碱性电解水响应速度慢：碱性电解质（如KOH）会与空气中的CO2反应，形成在碱性条件下不溶于水的碳酸盐，如K2CO3，阻碍产物和反应物的传递，降低电解槽的性能。碱性电解槽难以快速启停：碱性电解槽难以快速的关闭或者启动，制氢的速度也难以快速调节，因为必须时刻保持电解池的阳极和阴极两侧上的压力均衡。所以，碱性液体电解质电解槽难以与具有快速波动特性的可再生能源配合。PEM电解水制氢技术设备成本远高于碱性电解水制氢技术：PEM电解无法离开贵金属催化剂，对铱、铂、钛等贵金属依赖性高，高成本阻碍了PEM的产业化。综合来看，我们认为PEM电解具有效率高、气体纯度高、绿色环保、无碱液、体积小、安全、产气压力高、与可再生能源具有良好的匹配性，在性能上整体优于碱性水电解；但PEM电解槽价格远高于碱性电解槽，我国碱性电解槽基本实现国产化，价格在2000-3000元/KW，而PEM电解槽关键材料与技术依赖进口，价格在7000-12000元/KW；且国内生产的PEM电解槽单槽最大制氢规模大约在200Nm3/h，且无大规模制氢应用案例，而碱性电解槽单槽产能已达到1000Nm3/h，国内已有兆瓦级制氢应用，规模化应用使得碱性电解在设备折旧、土地折旧及运维成本上都远低于PEM电解。表6：电解水制氢技术和特性比较特性碱性水电解(AWE)质子交换膜电解(PEM)发展状况商用化市场化早期电解效率(%),LHV52~6756~68工作温度(°C)70~9050~80工作压力（bar，1bar=105Pa）<30<70电解质20%~30%KOH或NaOHPEM(常用Nafion)电极/催化剂（O侧）镀镍多孔不锈钢Ir氧化物电极/催化剂（H侧）镀镍多孔不锈钢碳黑@Pt纳米颗粒电流密度(A/cm2)0.2~0.81.5~3成本CAPEX（系统）（USD/kW）6001000规模1000m3/h(标准状态)单堆100m3/h(标准状态)电堆寿命(h)5000060000能耗(kWh/kg)50~7850~83负载波动范围15%~110%0~160%启动时间1~10min1s~5min上下波动0.2%~20%(每秒)100%(每秒)停机1~10min数秒整体系统氢氧侧等压设计，系统组成和操作复杂，成本高，氧水分离器容积大，系统留存氢气量多，安全性低，氢氧不完全氢氧侧可压差设计;系统组成简单、紧凑、小型化,成本低;氢水分离器容积小,系行业专题新能源发电22/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明隔离，难以通过多电解槽集成大规模系统统留存氢气量少,安全性高;氢氧两侧物理隔离,便于通过电解槽集成,可集成10~100MW的超大规模系统特点最为成熟、大规模生产、商业化程度高、无贵金属催化剂、成本低;有毒污染大、纯度低、体积大,工作压力不够高成本高(质子交换膜、铂和铱等金属催化剂)、无污染、产业化程度低;电流密度大、系统响应快,负荷波动范围宽;效率高,气体纯度高;体积小;性价比提升空间大资料来源：李星国《氢气制备和储运的状况与发展》，德邦研究所3.3.多因素驱动绿氢降本3.3.1.电力价格决定电解水制氢的经济性绿氢制备成本大头在电力成本上。根据中国产业发展促进会氢能分会测算，以1000Nm³H2/h碱性电解和PEM电解项目为例，假设项目全生命周期为20年，运行寿命9万小时，固定成本涵盖电解槽设备、氢气纯化装置、材料费、安装服务费、土建费等项目，电价以0.3元/kWh计算，碱性和PEM电解项目的平准制氢成本分别为17.71元/kg和23.3元/kg，其中，电价分别占据80%和60%。图29：碱性电解制氢成本构成图30：PEM电解制氢成本构成资料来源：中国产业发展促进会氢能分会，德邦研究所资料来源：中国产业发展促进会氢能分会，德邦研究所根据电能来源的不同，可将可再生能源制氢技术分为并网型制氢、离网型制氢两种。并网制氢是将风光机组产生的电能并入电网，再从电网取电的制氢方式，主要应用于大规模弃光弃风消纳和储能；离网制氢是指将风光机组产生的电能直接提供给电解水制氢设备制氢，主要应用于分布式制氢。表7：并网制氢和离网制氢的优缺点比较并网制氢离网制氢优点有电网作为稳定能源支撑且各主要设备成熟，电压稳定。可以获得较低的电力价格，显著降低制氢成本。离网制氢系统效率较高，减少了升/降压、整流、并网等设备的投资费用，在系统成本上相较于并网制氢可减少约40%。此外，离网制氢无需经过光伏入网审批，可大幅缩短建设周期，规模和容量的设置也更为灵活。在大电网未覆盖地区，如海上能源平台、偏远地区公路加油站、远海岛屿等，离网式制氢系统可通过热、电、气多能联合供给的方式有效缓解能源短缺。缺点由于系统内电能需要经过逆变、升压、整流多次变换，导致损耗较大，最终电能利用效率偏低，大概只有89%。电解制氢设备需要根据可再生能源的波动性快速启停，目前碱性电解槽的工作负荷还不能完全适应。固定成本,11%电力成本,80%水成本,3%维护成本,6%固定成本电力成本水成本维护成本固定成本,24%电力成本,60%水成本,2%维护成本,14%固定成本电力成本水成本维护成本行业专题新能源发电23/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明资料来源：国际能源小数据，杨子龙等《离网式光伏电解制氢系统供电单元设计技术探讨》，德邦研究所光伏制氢预计将成为可再生能源制氢的最主要形式。得益于西北地区丰富的日照资源，近期多个光伏制氢项目于西北地区落地。2021年11月，中国石化宣布我国首个万吨级光伏绿氢示范项目――中国石化新疆库车绿氢示范项目启动建设，这是全球在建的最大光伏绿氢生产项目，投产后年产绿氢可达2万吨。2022年8月，三峡集团首个制氢项目——内蒙古自治区鄂尔多斯市准格尔旗纳日松光伏制氢产业示范项目正式开工建设。项目包括光伏电站及制氢厂两部分，其中光伏电站总装机规模为400兆瓦，年平均发电量为7.4亿千瓦时；制氢厂总装机规模为75兆瓦，每年可生产氢气约1万吨，副产氧气8.5万吨。项目预计于年内实现电站并网及氢能产出。建成后，项目总发电量的20%将直接输送至当地电网，剩余80%则全部用于电解水制氢。未来随着光伏发电成本的逐步降低，绿氢制备将愈发平价。3.3.2.碱性电解水制氢降本测算当电价为0.4元/KWh时，碱性电解水制氢成本约30元/kg。测算假设如下：（1）制氢规模：1000Nm3/h碱性电解槽，每年工作时间2000h，每年制氢200万Nm3；（2）投资成本：设备成本850万元，折旧期为10年，采用直线折旧，无残值；土地费用、土建和设备安装费用150万元，折旧期为20年；（3）原料成本：每1m3氢气消耗原料水1kg，冷却水1kg，水费3.5元/t；（4）辅助材料成本：每1m3氢气消耗0.0004kgKOH，KOH每公斤10元；冷却0.001KWh，冷却费0.2元/度；（5）电价：假设工业用电价格0.4元/KWh，每1m3氢气耗电5KWh；（6）人工和维护成本：每年40万元。在电价为0.4元/KWh时，碱性电解水制氢的成本为29.92元/kg。表8：碱性电解水制氢成本测算成本项成本（元/Nm3）成本（元/kg）折旧成本0.465.15原料成本0.0070.08辅助材料成本0.00420.05电耗成本222.40人工运维成本0.22.24总制氢成本2.6729.92资料来源：张轩等《电解水制氢成本分析》，《氢能产业发展报告2020》，德邦研究所测算电价降低、电解槽工作时间延长可显著降低制氢成本。通过对制氢成本的拆解可知，碱性电解水制氢成本主要来自电耗成本和折旧成本。随着电价的降低，电解制氢成本也随之降低，同时电力成本的占比也同步降低。电力成本每下降0.1元/kWh，氢气成本平均下降5.6元/kg。另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，制氢成本随之下降，从2000h提升至8000h后，单位氢气成本平均降低30%以上。行业专题新能源发电24/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图31：碱性电解制氢在不同电价下的制氢成本（横坐标为电价，单位：元/KWh）资料来源：张轩等《电解水制氢成本分析》，《氢能产业发展报告2020》，德邦研究所测算图32：不同条件下制氢成本与电解槽工作时间的关系（横坐标表示电解槽年工作时间，单位：h；纵坐标表示制氢成本，单位：元/kg）资料来源：张轩等《电解水制氢成本分析》，德邦研究所我们预计2035年、2050年，碱性电解水制氢成本分别约达到15元/kg和10元/kg。测算假设如下：（1）电价假设：根据国家发改委的《中国2050年光伏发展展望(2019)》的预测，至2035年和2050年光伏发电成本相比当前预计约下降50%和70%，达到0.2元/kWh和0.13元/kWh。（2）碱性电解系统设备价格：当前碱性电解系统设备价格约在2000元/KW左右，根据《中国氢能产业发展报告》报告的预测，2035年、2050年价格将分别为1125元/KW、800元/KW，降幅分别达到43.75%、60%。（3）系统年工作时间：碱性电解槽工作时间的提升依赖于技术的进步，假设2035年、2050年的工作时间分别达到4000h/年、5000h/年。（4）人工和维护成本：保持不变（5）原料及辅助材料成本：保持不变13.1215.9218.7221.5224.3227.1229.9232.7235.5238.3241.120510152025303540450.005.0010.0015.0020.0025.0030.0035.0040.0045.000.10.150.20.250.30.350.40.450.50.550.6电耗成本（元/kg）折旧成本（元/kg）原料成本（元/kg）辅助材料成本（元/kg）人工运维成本（元/kg）总制氢成本（元/kg）14.7812.3211.0910.429.869.529.3018.7016.2415.0114.3413.7813.4413.2224.3021.8420.6119.9419.3819.0418.8229.9027.4426.2125.5424.9824.6424.420.005.0010.0015.0020.0025.0030.0035.0020003000400050006000700080000.13元/KWh0.2元/KWh0.3元/KWh0.4元/KWh行业专题新能源发电25/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明2035年、2050年，碱性电解水制氢成本分别为15.01元/kg、10.47元/kg。其中电耗成本分别为11.2元/kg、7.28元/kg；折旧成本分别为1.45元/kg、0.82元/kg。图33：碱性电解水制氢成本预测（制取每公斤氢气成本）资料来源：国家发改委，《中国氢能产业发展报告2020》，德邦研究所测算3.3.3.PEM制氢降本测算当电价为0.4元/KWh时，PEM电解水制氢成本约40元/kg。测算假设如下：（1）制氢规模：1000Nm3/hPEM电解槽，每年工作时间2000h，每年制氢200万Nm2；（2）投资成本：设备成本3000万元，折旧期为10年，采用直线折旧，无残值；土地费用、土建和设备安装费用200万元，折旧期为20年；（3）原料成本：每1m3氢气消耗原料水1kg，冷却水1kg，水费3.5元/t；（4）辅助材料成本：冷却0.001KWh，冷却费0.2元/度；（5）电价：假设工业用电价格0.4元/KWh，每1m3氢气耗电4.5KWh；（6）人工和维护成本：每年40万元。在电价为0.4元/KWh时，PEM电解制氢的成本为39.84元/kg。表9：PEM电解制氢成本测算成本项成本（元/Nm3）成本（元/kg）折旧成本1.5517.36原料成本0.0070.08辅助材料成本0.00020.002电耗成本1.820.16人工运维成本0.22.24总制氢成本3.5639.84资料来源：张轩等《电解水制氢成本分析》，《氢能产业发展报告2020》，德邦研究所测算5.151.450.8222.4011.207.280.005.0010.0015.0020.0025.0030.0035.0020222035E2050E折旧成本（元/kg）原料成本（元/kg）辅助材料成本（元/kg）电耗成本（元/kg）人工运维成本（元/kg）行业专题新能源发电26/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明仅电价下降的PEM电解制氢仍不具备经济性。在其他条件不变的前提下，即使电价达到0.1元/KWh，PEM电解制氢成本仍接近25元，依然是最不具备经济性的制氢方式。PEM大规模推广的前提是降低PEM设备的生产成本。图34：PEM电解制氢在不同电价下的制氢成本（横坐标为电价，单位：元/KWh）资料来源：张轩等《电解水制氢成本分析》，《氢能产业发展报告2020》，德邦研究所测算我们预计2035年、2050年，PEM电解制氢成本分别约达到16元/kg和10元/kg。测算假设如下：（1）电价假设：参考碱性电解电价假设。（2）PEM电解系统设备价格：当前PEM电解系统设备价格约在9500元/KW左右，根据《中国氢能产业发展报告》报告的预测，2035年、2050年价格预计分别为4125元/KW、1400元/KW。（3）系统年工作时间：预计到2050年，PEM电解槽工作时间将比碱性电解槽高出20%，假设2035年、2050年的工作时间分别达到4000h/年、6000h/年。（4）人工和维护成本：保持不变。（5）原料及辅助材料成本：保持不变。24.7227.2429.7632.2834.8037.3239.8442.3644.8847.4049.9201020304050600.0010.0020.0030.0040.0050.0060.000.10.150.20.250.30.350.40.450.50.550.6电耗成本（元/kg）折旧成本（元/kg）原料成本（元/kg）辅助材料成本（元/kg）人工运维成本（元/kg）总制氢成本（元/kg）行业专题新能源发电27/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图35：PEM制氢成本预测（制取每公斤氢气成本）资料来源：国家发改委，张轩等《电解水制氢成本分析》，《氢能产业发展报告2020》，德邦研究所测算2035年、2050年，PEM电解制氢成本分别为16.21元/kg、9.77元/kg。其中电耗成本分别为10.08元/kg、6.55元/kg；折旧成本分别为3.77元/kg、0.85元/kg。2035年左右，PEM电解成本将与碱性电解持平。3.4.电解槽及关键材料的投资机会3.4.1.电解槽设备整体市场空间测算电解水制氢系统市场规模：根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019年版）》，中国氢能需求到2030年将超过3500万吨，到2050年将接近6000万吨。且电解水制氢将逐步成为我国氢能供应的主体，在氢能供给结构占比将在2040、2050年分别达到45%、70%。电解槽系统装机量2050年将达到500GW，市场规模突破7000亿元。碱性电解槽市场占比预计将在较长时间占据主导地位，未来随着PEM电解槽系统成本不断降低，PEM电解槽市场份额有望接近碱性电解槽。表10：电解槽系统市场规模预测2025E2030E2040E2050E电解水制氢占比3%10%45%70%电解槽系统装机量（GW）1035200500电解系统市场规模（亿元）800200060007000碱性电解槽市场占比95%90%80%60%PEM电解槽市场占比5%10%20%40%碱性电解槽系统设备价格（元/KW）1250-20001000-1500800-1200600-1000PEM电解槽系统设备价格（元/KW）6000-120003000-80001500-4000800-2000资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，德邦研究所17.363.770.8520.1610.086.550.005.0010.0015.0020.0025.0030.0035.0040.0045.0020222035E2050E折旧成本（元/kg）原料成本（元/kg）辅助材料成本（元/kg）电耗成本（元/kg）人工运维成本（元/kg）行业专题新能源发电28/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明3.4.2.电解槽关键材料及重点技术方向对于碱性电解槽而言，设备成本主要由电极、膜片等核心部件的成本驱动。在碱性电解槽电解电堆的成本组成中，超过50%的成本与电极和膜片有关。碱性电解制氢系统的辅机部分，碱液循环以及氢气后处理对成本降低较为重要。对于PEM电解槽而言，电解电堆设备成本主要由双极板等核心部件的成本驱动。在PEM电解槽电解电堆中双极板成本占比约53%，双极板占PEM电解系统总成本的1/4，主要因为其通常需要使用Au或Pt涂层。目前正在研究价格更低廉的替代材料，如使用Ti涂层来保持其功能特性不受影响，同时降低成本。稀有金属Ir是膜电极材料的重要组成部分，在实际应用中，虽然Ir在整个PEM电解系统中成本占比不到10%，但由于供应严重不足，可能成为后期PEM电解槽生产的瓶颈。图36：碱性电解槽成本组成图37：PEM电解槽成本组成资料来源：IRENA,Greenhydrogencostreduction:Scalingupelectrolyserstomeetthe1.5°Cclimategoal，德邦研究所资料来源：IRENA,Greenhydrogencostreduction:Scalingupelectrolyserstomeetthe1.5°Cclimategoal，德邦研究所电解槽未来有着较大的降本和技术提高空间。对于碱性电解槽，重点在于（1）增加电流密度，增加工作效率；（2）快速启停、快速响应负荷。对于PEM电解槽，降低成本是其主要考虑因素，重点领域是双极板、PTL和催化剂镀膜，三者成本比重较大，且有巨大的降低潜力。具体方向为：（1）减少膜厚度，从而降低成本；（2）减少贵金属催化剂的用量。表11：电解槽技术突破目标及研发重点20202050目标研发重点PEM电解槽额定电流密度12A/cm²46A/cm2设计、膜电压范围（极值）1.4-2.5V<1.7V催化剂、膜运行温度50-80℃80℃对耐用性的影响电池压力<30bar>70bar膜、催化剂再转换负荷范围5%-120%5%-300%膜H2纯度99.9%-99.9999%相同膜电压效率（LHV）50%-68%>80%催化剂电效率（电堆）47-66kWh/KgH2<42kWh/KgH2催化剂/膜电效率（系统）50-83kWh/KgH2<45kWh/KgH2配套设施使用寿命（电堆）50000-80000小时100000-120000小时膜、催化剂、PTL电堆组规模1MW10MWMEA、PTL行业专题新能源发电29/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明电极面积1500cm²>10000cm²MEA、PTL冷启动（至标称负荷）<20分钟<5分钟隔热（设计）资本成本（电堆）最低1MW400美元/kW<100美元/kWMEA、PTLs、BP资本成本（系统）最低10MW700-1400美元/kW<200美元/kW整流器、水净化碱性电解槽额定电流密度0.2-0.8A/cm²>2A/cm2隔膜电压范围（极值）1.43V<1.7V催化剂运行温度70-90℃>90℃隔膜、框架、配套设施组件电池压力<30bar>70bar隔膜、电池、框架负荷范围15%-100%5%-300%隔膜H2纯度99.9%-99.9998%>99.9999%隔膜电压效率（LHV）50%-68%>70%催化剂、温度电效率（电堆）47-66kWh/KgH2<42kWh/KgH2隔膜、催化剂电效率（系统）50-78kWh/KgH2<45kWh/KgH2配套设施使用寿命（电堆）60000小时100000小时电极电堆组规模1MW10MW电极电极面积10000-30000cm230000cm2电极冷启动（至标称负荷）<50分钟<30分钟隔热（设计）资本成本（电堆）最低1MW270美元/kW<100美元/kW电极资本成本（系统）最低10MW500-1000美元/kW<200美元/kW配套设施资料来源：IRENA,Greenhydrogencostreduction:Scalingupelectrolyserstomeetthe1.5°Cclimategoal，德邦研究所3.4.3.电解槽关键领域的投资机会（1）碱性电解槽：国内主流的碱性电解槽企业均具备大功率电解槽的生产能力，负载可调范围广，产品成熟度高。据TrendBank统计，2022年碱性电解槽企业已披露产能接近11GW，按照目前碱性电解槽2000元/KW的售价预测，年市场空间已超过200亿元。表12：国内主要电解水装备企业电解水装备企业2022年产能中国船舶集团第七一八研究所1.5GW（碱性+PEM）考克利尔竞力（苏州）氢能科技有限公司1GW天津大陆制氢设备有限公司1GW西安隆基氢能科技有限公司1.5GW阳光氢能科技有限公司1GW北京中电丰业技术开发有限公司0.5GW苏州希倍优氢能源科技有限公司1GW山东奥扬新能源科技股份有限公司1GW深圳市瑞麟科技有限公司0.3GW资料来源：TrendBank，德邦研究所碱性电解槽装备行业竞争格局相对激烈，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。我们认为，随着隆基、阳光这样的标杆企业介入电解槽赛道，国内的电解槽市场将面临快速洗牌，不适应市场需求的企业将被快速淘汰。目前市场对碱性电解槽提出的新的要求是能够快速启停、能够快速响应负荷、同时还能降低电耗。未来随着风光氢储一体化项目的推进，势必要求碱性电解槽的响应能力在现有的基础上实现较大突破，看好行业专题新能源发电30/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明取得技术突破的企业市占率大幅度提高。（2）双极板：双极板是电解槽的关键材料，未来随着电解槽装机规模的提高，有望迎来需求爆发。PEM电解槽市场在水电解制氢中占比在2030年将达10%，电解槽成本中，双极板约占25%，仅PEM电解槽市场的双极板市场空间在2025/2030/2040/2050年分别为10/50/300/700亿元。且双极板广泛应用于燃料电池领域，有望与电解槽形成协同。（3）催化剂：关注铂、铱等小金属。PEM的关键材料具备局限性，阳极侧具有高的氧化可能性。只有为数不多的材料可以在这些条件下长期运行，因此，PEM使用铱这种稀缺的材料，并且PTL需要使用大量的钛基镀铂材料。目前PEM铂的使用量约为1g/kW，全球初级铂金产量约为每年200吨；铱的使用量约为1-2.5g/kW，目前全球矿产铱金的年产量为7-7.5吨，仅可支持全球约4.1GW/年的PEM电解槽产能。且铂、铱供应多元化严重不足，全球70%以上的铂和85%以上的铱来自南非，2022年9月铂的价格超过200元/克，铱的价格接近1000元/克（近一年最高价高于1500元/克）。当前欧盟已经规划了PEM电解水制氢来逐渐取代碱性水电解制氢的发展路径，预计短期内PEM仍无法摆脱依赖铂、铱金属的技术困境，铂、铱有望持续维持高价。4.投资建议全球氢能建设高潮来临，可再生能源制氢迎来广阔的发展机遇。中短期工业副产氢将迎来业绩放量机会，中长期可再生能源制氢产业大规模发展，看好前期布局的相关设备商及运营商。建议关注：煤化工行业领军企业，立志打造全球最大绿氢公司的【宝丰能源】；国家电投控股，积极布局CCUS技术的【远达环保】；布局碱性电解槽赛道，5年内形成5-10GW电解水制氢设备产能的【隆基绿能】；冷链压缩机龙头，布局CCUS及氢能的【冰轮环境】；PDH龙头，携手中核集团打造零碳产业园的【东华能源】；拥有铂族金属资源的【贵研铂业】；打造制氢、储氢、运氢及氢能应用全产业链的【鸿达兴业】。5.风险提示1）政策推进不及预期可再生能源制氢政策扶持，若政策发生变化，可能对会行业产生影响。2）国产替代不及预期目前碱性电解槽关键设备我国已基本实现国产替代，而我国在PEM电解槽上起步较晚，目前关键技术与材料仍有其他国家掌握，若未来不能在相关领域形成突破，将对PEM电解槽产业造成不利影响。3）氢能应用终端市场发展不及预期制氢产业发展的核心来自下游的需求，若下游对工业绿氢、氢燃料等需行业专题新能源发电31/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明求度不高，则会影响制氢产业的发展。行业专题新能源发电32/32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明信息披露分析师与研究助理简介倪正洋，2021年加入德邦证券，任研究所大制造组组长、机械行业首席分析师，拥有5年机械研究经验，1年高端装备产业经验，南京大学材料学学士、上海交通大学材料学硕士。2020年获得iFinD机械行业最具人气分析师，所在团队曾获机械行业2019年新财富第三名，2017年新财富第二名，2017年金牛奖第二名，2016年新财富第四名。分析师声明本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本报告所采用的数据和信息均来自市场公开信息，本人不保证该等信息的准确性或完整性。分析逻辑基于作者的职业理解，清晰准确地反映了作者的研究观点，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。投资评级说明[Table_RatingDescription]1.投资评级的比较和评级标准：以报告发布后的6个月内的市场表现为比较标准，报告发布日后6个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期市场基准指数的涨跌幅；2.市场基准指数的比较标准：A股市场以上证综指或深证成指为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普500或纳斯达克综合指数为基准。类别评级说明股票投资评级买入相对强于市场表现20%以上；增持相对强于市场表现5%~20%；中性相对市场表现在-5%~+5%之间波动；减持相对弱于市场表现5%以下。行业投资评级优于大市预期行业整体回报高于基准指数整体水平10%以上；中性预期行业整体回报介于基准指数整体水平-10%与10%之间；弱于大市预期行业整体回报低于基准指数整体水平10%以下。法律声明本报告仅供德邦证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。市场有风险，投资需谨慎。本报告所载的信息、材料及结论只提供特定客户作参考，不构成投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况。在法律许可的情况下，德邦证券及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券并进行交易，还可能为这些公司提供投资银行服务或其他服务。本报告仅向特定客户传送，未经德邦证券研究所书面授权，本研究报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。如欲引用或转载本文内容，务必联络德邦证券研究所并获得许可，并需注明出处为德邦证券研究所，且不得对本文进行有悖原意的引用和删改。根据中国证监会核发的经营证券业务许可，德邦证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。