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。
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％。
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%。
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。
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。
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。
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%。
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%。
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。
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。
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。
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。
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）。
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 22.65 kg CO2e/kg H2，结合 CCS 技术后，煤炭制氢的生命周期碳足迹显著下降，为 10.59 kg CO2e /kg H2，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 22.02 kg CO2e/kg H2降 至 4.27kg CO2e/kg H2，降幅达 80.61%。
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 1kg H2伴生约 19kg CO2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）。
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%。
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。
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。
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/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。
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。
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。
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%。
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。
（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。
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%。
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。
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 0.0004kg KOH，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。
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 8000 h 后， 单位氢气成本平均降低 30%以上。
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。
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。
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 /h PEM 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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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 1-2.5 g/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。
（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。）
