公用事業行業氫能產業系列報告：深度解析制氫成本探尋氫能時代的投資機會-221001（32頁）.pdf

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1、 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 Table_Main 證券研究報告|行業專題 新能源發電 2022 年 10 月 01 日 公用公用事業事業 優于大市優于大市（維持維持）證券分析師證券分析師 倪正洋倪正洋 資格編號：S0120521020003 郵箱： 聯系人聯系人 郭雪郭雪 郵箱： 市場表現市場表現 相關研究相關研究 1.晶科能源(688223.SH)：光伏一體化全球頭部企業，N 型先發優勢釋放，2022.9.23 2.海優新材（688680）2022 年中報點評：盈利能力提升，行業地位穩固，2022.9.5 3.氫能產業系列報告（二）-氫能產業系列報告（二）：氫風已至，加氫路遠，

2、2022.8.18 4.氫能系列報告（一）：氫燃料電池-“氫”風楊柳萬千條，百億市場盡舜堯，2022.5.26 氫能產業系列報告（氫能產業系列報告（三三）：深深度解析制氫成本，探尋氫能時代度解析制氫成本，探尋氫能時代的投資機會的投資機會 Table_Summary 投資要點：投資要點：世界加速世界加速制定氫能戰略制定氫能戰略，可再生能源制氫可再生能源制氫迎發展機遇迎發展機遇。氫能作為能源低碳化的重要組成部分，是清潔能源轉型之路上必不可少的一環，已獲得世界各國的重視，可再生能源制氫成為世界各國的發展方向。進入 2022 年，我國在已經大力扶持氫能產業發展的情況下進一步大力支持氫能產業發展。202

3、2 年 3 月，多部門聯合印發氫能產業發展中長期規劃（2021-2035 年），明確提出支持氫能全產業鏈發展。各地均在將氫能發展寫入十四五發展規劃后繼續大力布局氫能產業發展相關規劃。預計 2050 年我國氫能產值將達 1.2 萬億元，低碳環保的可再生能源制氫占比將超過 70%。以煤為主的制氫方式短期難以改變以煤為主的制氫方式短期難以改變。受資源稟賦、成本等約束，煤炭制氫在未來一段時期內仍是我國氫氣的主要來源。然而煤制氫技術的碳足跡遠高于工業副產氫和天然氣制氫，面臨碳成本和環保審批雙重壓力。CCUS 技術可幫助煤氣化制氫減排 80%，在電力脫碳仍需要較長時間的背景下，結合 CCUS 技術的煤制氫

4、在成本和減碳上仍具有一定的優勢，有望成為中短期的制氫主流方式。工業副產氫有望迎來快速發展。工業副產氫有望迎來快速發展。短期內，我國工業副產氣的制氫規?？蛇M一步提高。工業副產氫額外投入少，成本低，能夠成為氫氣供應的有效補充，同時在工業副產氫在碳排放量方面相對于現階段電解水和化石能源制氫也具有相對優勢。我們預計在缺氫區域發展工業副產氫將會具備相當高的經濟性?？稍偕茉粗茪淇稍偕茉粗茪涑杀緷u有優勢成本漸有優勢，電解槽市場空間巨大電解槽市場空間巨大?，F階段堿性電解水制氫和PEM 電解水制氫都面臨制氫成本較大的問題。但未來，隨著電價降低、電解槽成本降低、電解槽工作時間延長等因素疊加，電解水制氫成本將大

5、幅度降低。我們預計 2035 年、2050 年，堿性電解水制氫成本分別達 15.01 元/kg、10.47 元/kg，PEM 電解水制氫成本分別達 16.21 元/kg、9.77 元/kg?？稍偕茉粗茪鋵⒕邆浣洕?，裝機量將迎來爆發式增長，預計電解槽系統裝機量 2050 年將達到500GW，市場規模突破 7000 億元。投資建議：投資建議：全球氫能建設高潮來臨，可再生能源制氫迎來廣闊的發展機遇。中短期工業副產氫將迎來業績放量機會，中長期可再生能源制氫產業大規模發展，看好前期布局的相關設備商及運營商。建議關注：煤化工行業領軍企業，立志打造全球最大綠氫公司的【寶豐能源】；國家電投控股，積極布局

6、CCUS 技術的【遠達環?！?；布局堿性電解槽賽道，5 年內形成 5-10GW 電解水制氫設備產能的【隆基綠能】；冷鏈壓縮機龍頭，布局 CCUS 及氫能的【冰輪環境】；PDH 龍頭，攜手中核集團打造零碳產業園的【東華能源】；擁有鉑族金屬資源的【貴研鉑業】；打造制氫、儲氫、運氫及氫能應用全產業鏈的【鴻達興業】。風險提示：風險提示：政策推進不及預期、國產替代不及預期、氫能應用終端市場發展不及預期。-29%-24%-20%-15%-10%-5%0%5%2021-102022-022022-06滬深300 行業專題 新能源發電 2/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 內容目錄內容目錄 1.發展

7、氫能成全球共識，可再生能源制氫任重道遠.5 1.1.氫能未來能源變革的關鍵組成.5 1.2.世界各國積極制定氫能戰略，可再生能源制氫成發展重要方向.6 1.3.中國可再生能源制氫技術處于大規模應用推廣階段.8 2.我國氫源短期仍以化石燃料制氫及工業副產氫為主.8 2.1.氫氣的分類.8 2.2.化石燃料制氫：短期仍將為氫氣最主要來源.10 2.2.1.短期內煤制氫仍會是我國制氫主流技術.10 2.2.2.結合 CCUS 技術的煤制氫仍具有一定發展優勢.12 2.2.3.天然氣制氫：在局部地區具備經濟性.14 2.3.工業副產氫：短期氫源的有效補充.16 3.聚焦未來：綠氫開啟萬億氫能賽道.18

8、 3.1.電解水制氫是實現 3060 目標的必由之路.18 3.2.主要電解水制氫技術路線解析.19 3.3.多因素驅動綠氫降本.22 3.3.1.電力價格決定電解水制氫的經濟性.22 3.3.2.堿性電解水制氫降本測算.23 3.3.3.PEM 制氫降本測算.25 3.4.電解槽及關鍵材料的投資機會.27 3.4.1.電解槽設備整體市場空間測算.27 3.4.2.電解槽關鍵材料及重點技術方向.28 3.4.3.電解槽關鍵領域的投資機會.29 4.投資建議.30 5.風險提示.30 RUlZdUjZMBaXpUqX6McM9PmOrRnPtRfQmNoOjMmMwObRnMnNxNnMsMwM

9、oNpR 行業專題 新能源發電 3/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 圖表目錄圖表目錄 圖 1：化石能源仍是我國能源供應主導（“十三五”末我國能源結構）.5 圖 2：2020-2060 年中國氫氣需求量預測（單位：萬噸）.6 圖 3：2060 年中國氫氣需求結構.6 圖 4：氫氣具體應用場景概覽.6 圖 5：主要國家/地區氫源過渡情況.7 圖 6：蘭州新區氫能產業園項目簽約儀式.8 圖 7：寧夏寶豐能源集團太陽能電解制氫儲能研究與示范項目 101000Nm3/h 電解水制氫工程項目.8 圖 8：氫氣分類.9 圖 9：2020 年中國制氫結構.9 圖 10：2020 全球制氫結構.9

10、 圖 11：2020-2050 年我國制氫結構及預測分析.10 圖 12：煤制氫的產能適應性特點.11 圖 13：不同制氫方式平準化制氫成本.12 圖 14：煤制氫成本隨煤炭價格變化趨勢（橫坐標為煤炭價格）.12 圖 15：凈零排放情景下 2020-2050 年按技術劃分的制氫平準化成本（單位:美元/公斤）12 圖 16：煤制氫 CCUS 技術改造工藝流程示意圖.13 圖 17：不考慮 CCUS 技術的煤制氫全流程碳足跡構成.13 圖 18：考慮 CCUS 技術的煤制氫全流程碳足跡構成.13 圖 19：CCUS 技術成本變化（單位：元/kg CO2).14 圖 20：天然氣制氫成本變化趨勢（橫

11、坐標為天然氣價格）.15 圖 21：2021 年中國各省天然氣產量分布圖.15 圖 22：各省市天然氣基準門站價.15 圖 23：不同制氫方法的制氫成本（單位：元/kgH2）.16 圖 24：2012-2021 年全國電力裝機結構占比變化.19 圖 25：堿性水電解制氫的原理.20 圖 26：堿性水電解的工藝流程.20 圖 27：PEM 電解水制氫的原理.20 圖 28：PEM 電解的工藝流程.20 圖 29：堿性電解制氫成本構成.22 圖 30：PEM 電解制氫成本構成.22 圖 31：堿性電解制氫在不同電價下的制氫成本（橫坐標為電價，單位：元/KWh）.24 行業專題 新能源發電 4/32

12、 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 圖 32：不同條件下制氫成本與電解槽工作時間的關系（橫坐標表示電解槽年工作時間，單位：h；縱坐標表示制氫成本，單位：元/kg）.24 圖 33：堿性電解水制氫成本預測（制取每公斤氫氣成本）.25 圖 34：PEM 電解制氫在不同電價下的制氫成本（橫坐標為電價，單位：元/KWh）.26 圖 35：PEM 制氫成本預測（制取每公斤氫氣成本）.27 圖 36：堿性電解槽成本組成.28 圖 37：PEM 電解槽成本組成.28 表 1：各國當前氫能戰略主要目標.7 表 2：煤氣化制氫與超臨界水煤氣化制氫比較.10 表 3：我國工業副產氫的供應潛力.17 表 4：

13、部分化工企業工業副產氫理論產能.17 表 5：政策支持綠氫產業發展.18 表 6：電解水制氫技術和特性比較.21 表 7：并網制氫和離網制氫的優缺點比較.22 表 8：堿性電解水制氫成本測算.23 表 9：PEM 電解制氫成本測算.25 表 10：電解槽系統市場規模預測.27 表 11：電解槽技術突破目標及研發重點.28 表 12：國內主要電解水裝備企業.29 行業專題 新能源發電 5/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 1.發展氫能成全球共識，可再生能源制氫發展氫能成全球共識，可再生能源制氫任重道遠任重道遠 1.1.氫能氫能未來能源變革的關鍵組成未來能源變革的關鍵組成 氫能作為潔凈

14、能源利用是未來能源變革的重要組成部分。氫能作為潔凈能源利用是未來能源變革的重要組成部分。隨著工業化進程的加速，能源需求日益增長，由化石燃料為主體的能源結構帶來 CO2 排放總量的快速上升。全球各國面臨資源枯竭，環境污染等問題，因此，“清潔、低碳、安全、高效”的能源變革是大勢所趨。然而傳統的可再生能源（如風能、太陽能、水電等）存在隨機性大、波動性強等缺點，導致了棄水、棄風，棄光現象；而氫作為清潔的二次能源載體，可以高效轉化為電能和熱能。利用可再生能源制氫，不僅可以解決一部分“棄風棄光”問題，還可為燃料電池提供氫源，為工業領域提供綠色燃料，或將實現由化石能源到可再生能源的過渡，可以說氫能或是未來能

15、源革命的顛覆性方向。圖圖 1：化石能源仍是我國能源供應化石能源仍是我國能源供應主導（“十三五”末我國能源結構）主導（“十三五”末我國能源結構）資料來源：中國能源革命進展報告 2020，德邦研究所 氫氫氣氣需求量大，需求量大，應用領域應用領域廣泛廣泛。根據中國氫能聯盟預測，在 2060 年碳中和目標下，到 2030 年，我國氫氣的年需求量將達到 3715 萬噸，在終端能源消費中占比約為 5%。到 2060 年，我國氫氣的年需求量將增至 1.3 億噸左右，在終端能源消費中的占比約為 20%，可再生能源制氫產量約為 1 億噸。氫能既可以用作燃料電池發電，應用于汽車、火車、船舶和航空等領域，也可以單獨

16、作為燃料氣體或化工原料進入生產，同時還可以在天然氣管道中摻氫燃燒，應用于建筑供暖等。其中，2060 年用氫需求中，工業領域用氫依舊占全國氫能源應用領域的主導地位，約為 7794 萬噸，占氫總需求量 60；交通運輸領域用氫約為4051 萬噸，占總需求的 31；建筑領域和電力領域用氫相對較少，總占比約為9。煤炭,57.70%石油,18.90%天然氣,8.10%非化石能源,15.30%煤炭石油天然氣非化石能源 行業專題 新能源發電 6/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 圖圖 2：2020-2060 年中國氫氣需求量預測（單位：萬噸）年中國氫氣需求量預測（單位：萬噸）圖圖 3：2060 年

17、中國氫氣需求結構年中國氫氣需求結構 資料來源：中國氫能聯盟，德邦研究所 資料來源：中國氫能聯盟，德邦研究所 圖圖 4：氫氣具體應用場景概覽氫氣具體應用場景概覽 資料來源：氫氣平價之路，德邦研究所 1.2.世界各國積極制定氫能戰略，可再生能源制氫成發展世界各國積極制定氫能戰略，可再生能源制氫成發展重要重要方向方向 世界主要國家積極發展氫能世界主要國家積極發展氫能推動技術進步、推動技術進步、實現深度脫碳。實現深度脫碳。國際氫能委員報告顯示，自 2022 年 2 月以來，全球范圍內啟動了 131 個大型氫能開發項目。預計到 2030 年，全球氫能領域投資總額將達到 5000 億美元。世界能源理事會預

18、計，到 2050 年氫能在全球終端能源消費量中的占比可高達 25%。從全球范圍看，日本、韓國、德國、美國等超過 20 個國家和地區都已制定國家氫能發展戰略，積極培育氫能及燃料電池技術攻關和產業發展。根據萬燕鳴等發表的全球主要國家氫能發展戰略分析對主要國家氫能政策的梳理：日本于 2021 年發布第六次能源基本計劃，將氫作為實現能源安全、應對氣候變化和 2050 碳中和目標的主要動力，計劃將氫能打造為具有國際競爭力的新興產業；德國發展氫能的3342371557269690130300200040006000800010000120001400020202030E2040E2050E2060E氫氣需

19、求量（萬噸）工業領域,60%交通領域,31%建筑領域,4%電力領域,5%工業領域交通領域建筑領域電力領域 行業專題 新能源發電 7/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 最初目的是深度脫碳，受俄烏沖突影響，或將加快氫能戰略部署；美國頒布基礎設施投資和就業法案等一系列政策，美國政府將投入 95 億美元用于加快區域氫能中心建設以及氫能全產業鏈示范及研發，持續推動氫能技術進步。根據LBST 預計，至 2025 年制定氫能戰略的國家所代表的 GDP 之和將超過全球總量的 80%。表表 1：各國當前氫能戰略主要目標各國當前氫能戰略主要目標 日本日本 韓國韓國 德國德國 美國美國 澳大利亞澳大利亞

20、 脫碳 能源供應多樣化 經濟增長極 技術進步 推動可再生能源部署 大規模氫能出口 資料來源：萬燕鳴等全球主要國家氫能發展戰略分析，德邦研究所 注：代表國家氫能戰略中的重要戰略目標；代表國家氫能戰略中的次要戰略目標；代表未在國家氫能戰略中布局該方向 可再生能源制可再生能源制氫成為世界各國的發展方向。氫成為世界各國的發展方向。根據萬燕鳴等發表的全球主要國家氫能發展戰略分析，各國均將潔凈氫能視作清潔能源轉型與碳中和的重要路徑，主要有兩條技術路線：化石燃料制氫耦合 CCS/CCUS 技術和可再生能源電解水制氫技術。各國在實現制氫減排的具體路徑上存在差異：到 2030 年左右，以實現深度脫碳為主要驅動力

21、的歐洲國家普遍確立可再生能源制氫的優勢地位；而以實現能源安全為主要驅動力的日本，國內居民端氫能應用體系仍將基于現有化石能源基礎設施部署，韓國也計劃逐步由天然氣制氫過渡為可再生能源制氫；而美國和澳大利亞，根據本國技術能力和氫能戰略目標的不同，分別采取技術中立與可再生氫優先的戰略。到 2050 年左右，幾乎所有國家都將可再生能源制氫作為主導的制氫方式，歐洲甚至將可再生能源制氫作為唯一的氫源選擇。圖圖 5：主要國家主要國家/地區氫源過渡情況地區氫源過渡情況 資料來源：Uwe Albrecht et al.International Hydrogen Strategies，萬燕鳴等全球主要國家氫能發展

22、戰略分析,德邦研究所 行業專題 新能源發電 8/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 1.3.中國可再生能源制氫技術處于大規模應用推廣中國可再生能源制氫技術處于大規模應用推廣階段階段 可再生能源制氫可再生能源制氫成我國制氫成我國制氫主要發展方向主要發展方向。氫能產業發展中長期規劃（2021-2035 年）將清潔低碳作為氫能發展的基本原則，提出構建清潔化、低碳化、低成本的多元制氫體系，將發展重點放在可再生能源制氫，并提出嚴格控制化石能源制氫?？稍偕茉粗茪浣Y合氫燃料電池，可以調節電網負荷和儲能，能夠大幅提高可再生能源發電并網比例，減少棄水、棄風、棄光。國內的可再生能源制氫項目正如火如荼地

23、建設中。國內的可再生能源制氫項目正如火如荼地建設中。據2022 中國電解水制氫產業藍皮書，中國已有超過百個在建和規劃中的電解水制氫項目，涵蓋了石油、化工、鋼鐵和交通等多個領域。在 2020 年之前，大型電解水制氫設備在大工業領域幾乎沒有涉及；2020 年以后，雙碳目標的提出極大推動了電解水制氫項日在工業領域的應用。近兩年以來，中國能建、國家電網、三峽集團、北京能源、深圳能源等央企、國企紛紛布局綠氫項目。中國能建投資建設的蘭州新區建設的氫能產業園項目（一期）已開工，投資額達 30 億元，未來可具備年產 2 萬噸制氫能力和 10 萬標方儲氫能力；北京能源在錫林郭勒盟多倫縣投建的風光儲氫制綠氨項目，

24、建成后預計每日可利用電解水制氫 300 噸。圖圖 6：蘭州新區氫能產業園項目簽約儀式蘭州新區氫能產業園項目簽約儀式 圖圖 7：寧夏寶豐能源集團太陽能電解制氫儲能研究與示范項目：寧夏寶豐能源集團太陽能電解制氫儲能研究與示范項目 101000Nm3/h 電解水制氫工程項目電解水制氫工程項目 資料來源：蘭州新區管理委員會，德邦研究所 資料來源：分布式能源網，德邦研究所 2.我國氫源短期仍以化石燃料制氫及工業副產氫為主我國氫源短期仍以化石燃料制氫及工業副產氫為主 2.1.氫氣的分類氫氣的分類 目前根據制取方式和碳排放量的不同將氫能按顏色主要分為灰氫、藍氫和綠目前根據制取方式和碳排放量的不同將氫能按顏色

25、主要分為灰氫、藍氫和綠氫三種。氫三種。氫能的制備主要路線主要有三條：（1）以化石燃料（包括煤炭、天然氣等）為原料制氫以及工業副產制氫，這類制備方式是目前技術最成熟的制氫路線，但存在制取過程中會產生碳排放的問題，因此制取的氫氣被稱為“灰氫”；（2）另外的一種常見的制取方法為在灰氫制取的過程中輔以碳捕捉技術所得到的“藍氫”，這種制氫方法可有效減少制氫過程中的碳排放，但仍無法完全解決碳排放問題；（3）最后一種制氫的常見路線是采用電解水制備得到的“綠氫”，以這種方法制氫不會產生任何碳排放，但目前綠氫制取的技術不如化石燃料制氫成熟，綠氫成本較高。行業專題 新能源發電 9/32 請務必閱讀正文之后的信息披

26、露和法律聲明 圖圖 8：氫氫氣氣分類分類 資料來源：一文讀懂氫能產業，KPMG，德邦研究所 綠氫占比低，綠氫占比低，化石能源制氫為當前主流?；茉粗茪錇楫斍爸髁?。截至 2021 年 12 月，中國已是世界上最大的制氫國，初步評估現有工業制氫產能為 2500 萬噸/年，主要來源于化石能源制氫（煤制氫、天然氣制氫）；其中，煤制氫占我國氫能產量的 62%，天然氣制氫占比 19%，而電解水制氫受制于技術和高成本，占比僅 1%。從全球2020 年的制氫結構來看，化石能源也是最主要的制氫方式，其中天然氣制氫占比 59%，煤制氫占比 19%。圖圖 9：2020 年中國制氫結構年中國制氫結構 圖圖 10：2

27、020 全球制氫結構全球制氫結構 資料來源：中國煤炭工業協會，中國氫能標準化技術委員會，德邦研究所 資料來源：IEA，德邦研究所 未來我國可再生能源制氫占比將大幅度提高。未來我國可再生能源制氫占比將大幅度提高。從我國制氫結構來看，化石燃料重整配合 CCUS 技術可作為我國制氫結構轉型的重要過渡，工業副產制氫可作為就近供氫的補充來源，電解水制氫將成為我國未來制氫的主要手段。根據中國氫能聯盟預測，可再生能源電解水制氫占比將在 2050 年提升至 70%。煤制氫,62%天然氣制氫,19%工業副產氫,18%電解水制氫,1%煤制氫天然氣制氫工業副產氫電解水制氫煤制氫,19%天然氣制氫,59%工業副產氫,

28、21%石油,0.60%化石燃料+CCUS,0.70%煤制氫天然氣制氫工業副產氫石油化石燃料+CCUS 行業專題 新能源發電 10/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 圖圖 11：2020-2050 年我國制氫結構及預測分析年我國制氫結構及預測分析 資料來源：中國氫能聯盟，華經產業研究院，德邦研究所 2.2.化石燃料制氫：短期仍將為氫氣最主要來源化石燃料制氫：短期仍將為氫氣最主要來源 2.2.1.短期內煤制氫仍會是我國制氫主流技術短期內煤制氫仍會是我國制氫主流技術 受資源稟賦、成本等約束，煤炭制氫在未來一段時期內仍是我國氫氣的主要受資源稟賦、成本等約束，煤炭制氫在未來一段時期內仍是我國

29、氫氣的主要來源。來源。受“富煤貧油少氣”的國情制約，國內氫氣制取結構與全球存在很大不同。2020 年，我國天然氣產量為 13810 萬噸，進口量達到 10166 萬噸，國內因缺乏天然氣資源，大部分都依賴進口，因此天然氣制氫份額并不高。而我國的煤炭資源相當豐富，煤化工產業發展較為成熟，煤制氫的產量較大且分布較廣。根據曹軍文等發表的中國制氫技術的發展現狀，以煤為原料制氫氣的方法主要有兩種：一是煤氣化制氫。一是煤氣化制氫。煤氣化是指在高溫常壓或高溫高壓下，煤與水蒸氣或氧氣（空氣）反應轉化為以氫氣和 CO 為主的合成氣，再將 CO 經水氣變換反應得到氫氣和 CO2的過程。煤氣化制氫工藝成熟，目前已實現

30、大規模工業化。傳統煤制氫采用固定床、流化床、氣流床等工藝，碳排放較高。二是煤超臨界水氣化制氫。二是煤超臨界水氣化制氫。超臨界水氣化過程是在水的臨界點以上（溫度大于 647K，壓力大于 22MPa）進行煤的氣化，主要包括造氣、水氣變換、甲烷化三個變換過程?？梢杂行?、清潔地將煤轉換為 H2和純二氧化碳。煤的超臨界水氣化是新型煤制氣工藝。2022 年 8 月南控集團屬下景隆公司與新錦盛源公司簽約開展煤炭超臨界水氣化制氫項目合作。表表 2：煤氣化制氫與超臨界水煤氣化制氫比較煤氣化制氫與超臨界水煤氣化制氫比較 固定床固定床 流化床流化床 氣流床氣流床（粉煤）（粉煤）氣流床氣流床（水煤漿）（水煤漿）超臨界

31、超臨界 水煤氣化水煤氣化 技術成熟度 大規模工業 應用 大規模工業 應用 大規模工業 應用 大規模工業 應用 尚未產業化 氣化爐 中試加壓氣 常壓 Winkler Shell 氣化爐 多噴嘴氣化 高壓釜 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化石能源制氫工業副產制氫可再生能源電解水制氫其他技術 行業專題 新能源發電 11/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 化爐 爐 氣化溫度 560oC 81

32、61204 C 1450 C 1260 C 650 C 氣化壓力 22.5MPa 0.1 MPa 3.0 MPa 3.8 MPa 26 MPa 合成氣 H2占比 38.138.6%40%25.9%34.7%80%合成氣 CO2占比 32.634%19.5%0.9%18%0.2%合成氣 CO 占比 1414.7%36%68.4%48.3%合成氣硫含量 H2S 0.3%H2S 0.3%H2S 0.13%H2S 0.24%以硫化鹽形 式固化 其他污染物 焦油產率 0.35%；輕油 產率 0.11%不含酚類及 焦油等污染 物 不含酚類及 焦油等污染 物 不含酚類及 焦油等污染 物 不含酚類及焦油等污染

33、物 冷煤氣效率 79.381.9%74.4%82%74.9%123.9%資料來源：中國氫能產業發展報告 2020，德邦研究所 煤制氫產能適應性強。煤制氫產能適應性強。根據中國氫能產業發展報告 2020，煤制氫產能可以根據氫氣消耗量的不同，通過設置氫氣提純規模以此靈活調整產能，在燃料電池汽車產業發展初期對制氫企業的運營影響較小。例如一臺投煤量 2000 噸/天的煤氣化爐，只需把其 2%3%的負荷用作提純制氫，就可提供 15602340kg/天的氫氣，按照車輛氫耗 0.07kg/km、日均行駛 200km 計算，可滿足 111167 輛氫燃料電池公交車的用氫需求。圖圖 12：煤制氫的產能適應性特點

34、煤制氫的產能適應性特點 資料來源：中國氫能產業發展報告 2020，德邦研究所 從成本來看，從成本來看，煤氣化制氫具有煤氣化制氫具有明顯優勢。明顯優勢。根據清華大學張家港氫能與先進鋰電技術聯合研究中心測算，從全生命周期的角度看，在不考慮碳價的情況下，當前煤氣化制氫的成本最低，在無 CCS（碳捕捉和儲存）技術的情況下每公斤氫氣制取成本為 11 元，在結合 CCS 技術的情形下每公斤氫氣制取成本為 20 元；而 PEM（質子交換膜水電解）、AWE（堿性水電解）等技術制氫成本相對較高。煤氣化制氫價格受煤價波動。煤氣化制氫價格受煤價波動。原料成本是煤制氫成本的重要一環，在煤價在2001000 元/噸的范

35、圍內，制氫成本在 6.77 至 12.14 元/kg 之間。行業專題 新能源發電 12/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 圖圖 13：不同制氫方式平準化制氫成本不同制氫方式平準化制氫成本 圖圖 14：煤制氫成本隨煤炭價格變化趨勢（橫坐標為煤炭價格）煤制氫成本隨煤炭價格變化趨勢（橫坐標為煤炭價格）資料來源：王彥哲中國不同制氫方式的成本分析，德邦研究所 資料來源：中國氫能產業發展報告 2020，德邦研究所 煤煤氣化氣化制氫制氫碳排放強度碳排放強度高，高，面臨碳成本壓力和環保約束面臨碳成本壓力和環保約束。煤制氫技術的碳足跡遠高于天然氣制氫、電解水制氫等其他主要制氫技術。中國標準化研究院資

36、環分院分析了從制氫原料獲取、運輸到氫氣生產全過程中的溫室氣體排放情況，其中煤氣化制氫每生產一公斤 H2的碳排放水平為 19.94kgCO229.01kgCO2，相當于天然氣重整制氫碳排放水平的兩倍（10.86kgCO212.49kgCO2）。在全球開啟碳市場的背景下，煤氣化制氫成本優勢恐難持續，據 IEA 預計，在考慮碳價的情況下，煤制氫的成本優勢將逐漸消失，到 2030 年、2050 年不結合 CCUS 技術的煤制氫將成為成本最昂貴的制氫方式。圖圖 15：凈零排放情景下凈零排放情景下 2020-2050 年按技術劃分的制氫平準化成本（單位年按技術劃分的制氫平準化成本（單位:美元美元/公斤）公

37、斤）資料來源：IEA，德邦研究所 2.2.2.結合結合 CCUS 技術的煤制氫仍具有技術的煤制氫仍具有一定一定發展優勢發展優勢 CCS/CCUS 技術技術是實現低碳煤制氫的重要手段是實現低碳煤制氫的重要手段。其中 CCS 技術從空氣中捕集 CO2并以防止其重新進入大氣的方式進行封存的過程。但 CCS 技術的技術體系還不完善且工程規模比較龐大，需要高額的投資成本和運營成本并產生額外能耗，因此結合我國國情，示范項目在 CCS 原有環節的基礎上增加了 CO2利用的環節，即 CCUS 技術（碳捕集和封存利用）。6.778.119.4510.812.140246810121420040060080010

38、00煤制氫成本（元/kg）美美元元天然氣制氫天然氣制氫 （無（無 C CCUSCUS）天然氣制氫天然氣制氫 （有（有 C CCUSCUS）煤制氫煤制氫 （無（無 C CCUSCUS）煤制氫煤制氫 （有（有 C CCUSCUS）可再生能源制氫可再生能源制氫 行業專題 新能源發電 13/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 圖圖 16：煤制氫：煤制氫 CCUS 技術改造工藝流程示意圖技術改造工藝流程示意圖 資料來源：張賢等中國煤制氫 CCUS 技術改造的碳足跡評估，德邦研究所 結合結合 CCS/CCUS 技術技術，煤炭制氫碳足跡煤炭制氫碳足跡顯著下降顯著下降。根據北京理工大學能源與環境政策

39、研究中心測算，未結合 CCS 技術的煤炭制氫碳足跡高達 22.65 kg CO2e/kg H2，結合 CCS 技術后，煤炭制氫的生命周期碳足跡顯著下降，為 10.59 kg CO2e/kg H2，降幅達 53.3%。張賢等人從全流程評估煤制氫和煤制氫CCUS 技術改造的碳足跡；結果表明，采用 CCUS 技術捕集制氫環節 90%的CO2排放后，煤制氫 CCUS 技術改造的全流程碳足跡從 22.02 kg CO2e/kg H2降至 4.27kg CO2e/kg H2，降幅達 80.61%。圖圖 17：不考慮不考慮 CCUS 技術的煤制氫全流程碳足跡構成技術的煤制氫全流程碳足跡構成 圖圖 18：考慮

40、考慮 CCUS 技術的煤制氫全流程碳足跡構成技術的煤制氫全流程碳足跡構成 資料來源：張賢等中國煤制氫 CCUS 技術改造的碳足跡評估，德邦研究所 資料來源：張賢等中國煤制氫 CCUS 技術改造的碳足跡評估，德邦研究所 在現有技術條件下，安裝在現有技術條件下，安裝 CCUS 相關裝置將產生較大的額外成本。相關裝置將產生較大的額外成本。煤制氫與 CCUS 技術耦合當前還是一項新興技術，缺乏產業規劃支持，尚處技術驗證階段。根據 IEA 針對我國煤制氫的評估結果顯示：在煤制氫生產中加入 CCUS技術預計將導致項目資本支出和燃料成本增加 5%，運營成本增加 130%。根據張賢等中國煤制氫 CCUS 技術

41、改造的碳足跡評估，CCUS 技術的最重要貢獻在于減少碳排放，但我國目前碳市場建設仍不完善，相關企業在投資大量費用在CCUS 項目后卻無法實現減排收益，嚴重影響企業開展 CCUS 示范項目的積極性。在沒有 CCUS 輔助的前提下，煤氣化制氫項目將面臨較大環保審批壓力。CCUS 技術降本在即，有望大規模應用于煤制氫領域。技術降本在即，有望大規模應用于煤制氫領域。盡管配備 CCUS 技術會提高煤制氫成本，但但中期內配備 CCUS 技術的煤制氫仍可能是清潔氫氣生0.390.0621.5722.020510152025碳足跡（kg CO2e/kg H2）0.390.062.161.664.2701234

42、5碳足跡（kg CO2e/kg H2）行業專題 新能源發電 14/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 產中最經濟的選擇,其原因在于中國的煤炭產業基礎設施完備且其余制氫方式降本仍需較長時間。CCUS 技術的進步將進一步降低成本，使得煤制氫+脫碳綜合工藝所制得的氫能成本得到一定程度下降。根據米劍鋒等中國 CCUS 技術發展趨勢分析中對 CCUS 技術的發展趨勢和目標的預測，2025 年 CO2捕集成本為 0.15-0.4 元/kg，2035 年 CO2捕集成本下降到 0.12-0.28 元/kg。按照煤制氫每產生 1kg H2伴生約 19kg CO2計算，2025 年結合 CCUS 技術

43、的氫氣制取成本將增加 2.85-7.6 元/kg，在 2035 年，成本將增加 2.28-5.32 元/kg。因此，未來疊加CCUS 技術的煤制氫成本或將持續下降，綜合成本在 2025/2030 年分別達到約16.3 元/kg 和 14.8 元/kg（取 2025、2030 年 CCUS 氫氣制取成本平均值）。圖圖 19：CCUS 技術成本變化（技術成本變化（單位：單位：元元/kg CO2)資料來源：米劍鋒等中國 CCUS 技術發展趨勢分析，德邦研究所 2.2.3.天然氣制氫天然氣制氫：在局部地區具備經濟性：在局部地區具備經濟性 在“自主可控”的原則下，天然氣制氫不會在“自主可控”的原則下，天

44、然氣制氫不會成為成為我國主流制氫方式。我國主流制氫方式。天然氣制氫是目前全球氫氣的主要來源，已成為歐美、中東等天然氣資源豐富地區的主流制氫工藝。然而，我國國內目前天然氣約 40%依賴進口，這導致了兩大問題：（1）我國天然氣資源較貧瘠，進口依存度高，在國際局勢復雜多變的背景下，天然氣制氫缺乏原料保障和政策支持；（2）天然氣制氫不具備經濟性，根據天然氣價格的變化，天然氣制氫成本在 7.5元/kg 至 24.3 元/kg 之間，我國大部分地區的天然氣制氫成本將高于煤制氫+CCUS 的成本，且煤制氫+CCUS 的碳排放只有天然氣制氫的 36.6%。行業專題 新能源發電 15/32 請務必閱讀正文之后的

45、信息披露和法律聲明 圖圖 20：天然氣制氫成本變化趨勢天然氣制氫成本變化趨勢（橫坐標為天然氣價格）（橫坐標為天然氣價格）資料來源：中國氫能產業發展報告 2020，未勢能源，車百智庫，德邦研究所 天然氣資源豐富區域發展天然氣制氫具備優勢天然氣資源豐富區域發展天然氣制氫具備優勢。我國天然氣資源分布極不平衡，主要分布于四川、陜西、新疆和內蒙古。由于各地天然氣供需情況差異性較大，導致各省份天然氣基準門站價存在較大價格區間，其中上海、廣東的天然氣基準門站價最高，達 2040 元/Km3；青海、新疆天然氣基準門站價最低，分別為1150 元/Km3、1030 元/Km3。根據天然氣制氫成本變化趨勢可知，當天

46、然氣價格在 1 元/Nm3時，天然氣制氫的成本為 7.5 元/kg，參考圖 22 可知我國部分區域天然氣制氫的經濟性可比煤氣化制氫；考慮到天然氣制氫更低的碳排放（同不加CCUS 的煤氣化制氫相比）和技術儲備需求，且天然氣制氫也可以疊加 CCUS技術以取得更低的碳排放。綜上，天然氣制氫有望短期內在天然氣資源豐富、價格低廉的地區快速發展。圖圖 21：2021 年中國各省天然氣產量分布圖年中國各省天然氣產量分布圖 圖圖 22：各省市天然氣基準門站價各省市天然氣基準門站價 資料來源：國家統計局，德邦研究所 資料來源：國家發改委，德邦研究所 7.511.715.920.124.3051015202530

47、1元/Nm32元/Nm33元/Nm34元/Nm35元/Nm3天然氣制氫成本（元/kg）1860186018401770122018401640164020402020203019501820184018701820182020401870152015201530159015901220131013901150103005001000150020002500北京天津河北山西內蒙古遼寧吉林黑龍江上海江蘇浙江安徽江西山東河南湖北湖南廣東廣西海南重慶四川貴州云南陜西甘肅寧夏青海新疆天然氣基準門站價（元/千立方米）行業專題 新能源發電 16/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 2.3.工業副產

48、氫：短期氫源的有效補充工業副產氫：短期氫源的有效補充 短期內，我國工業副產氣的制氫規?？蛇M一步提高短期內，我國工業副產氣的制氫規?？蛇M一步提高。工業副產氫是指在生產化工產品的同時得到的氫氣，主要有焦爐煤氣、氯堿化工、輕烴利用（丙烷脫氫、乙烷裂解）、合成氨合成甲醇等工業的副產氫。我國工業副產氫大多數已有下游應用，也存在部分放空。我們認為，中短期看工業副產氫額外投入少，成本低，能夠成為氫氣供應的有效補充。但長遠來看，受生產工業副產氣的產業規模限制，工業副產氫未來產量提高有限，無法成為氫氣供應的主流路線。圖圖 23：不同制氫方法的制氫成本（單位：元不同制氫方法的制氫成本（單位：元/kgH2）資料來源

49、：北京理工大學能源與環境政策研究中心碳中和背景下煤炭制氫的低碳發展，德邦研究所（備注：研究考慮能源成本區域差異，其中焦爐煤氣制氫是目前工業副產制氫的主流方式）根據根據苗軍等氫能的生產工藝及經濟性分析苗軍等氫能的生產工藝及經濟性分析，工業副產氫的主要來源有氯工業副產氫的主要來源有氯堿副產氫、焦爐煤氣制氫堿副產氫、焦爐煤氣制氫、輕烴裂解制氫輕烴裂解制氫和合成氨和合成甲醇和合成氨和合成甲醇副產氣副產氣等等：氯堿副產制氫：氯堿工業生產以食鹽水為原料，利用隔膜法或離子交換膜法等生產工藝，生產燒堿、聚氯乙烯(PVC)、氯氣和氫氣等產品。氯堿副產氫具有氫氣提純難度小、耗能低、自動化程度高以及無污染的特點，氫

50、在提純前純度可達 99%左右，通過氯堿工業得到的副產氫純度一般在 99.99%以上，且含碳量較低。參考中國氫能產業發展報告 2020，氯堿工業副產制氫的綜合成本在13.4-20.2 元/kg 左右。焦爐煤氣制氫：焦爐煤氣是煉焦的副產品，焦爐煤氣制氫工序主要有：壓縮和預凈化、預處理、變壓吸附和氫氣精制。根據中國氫能產業發展報告 2020，綜合考慮，焦爐煤氣制氫綜合成本在 9.3-14.9 元/kg 左右。輕烴裂解制氫：主要有丙烷脫氫(PDH)和乙烷裂解等 2 種路徑。輕烴裂解的氫氣雜質含量低于焦爐氣制氫，純度較高。其中 PDH 是制備丙烯的重要方式，丙烷在催化劑條件下通過脫氫生成丙烯，其中氫氣作

51、為丙烷脫氫的副產物；PDH 產物中氫氣()在 60%95%，可通過純化技術制取滿足燃料電池應用的氫氣；PDH 裝置副產的氫氣純度高，提純難度小，且大部分產能靠近東部沿海地區，與下游燃料電池應用市場緊密貼合。截至 2020 年底，國內共有 10 余個 PDH 項目投產，此外還有若干 PDH 項目在建，預計到 2023 年，PDH 項目副產氫氣產能可達到 37 萬噸/年；參考中國氫能產業發展報告 2020，PDH 生產成本約為 1.01.3 元/Nm3，提純成本約 0.250.5 元/Nm3,制氫綜合成本為 14.0-20.2 元 行業專題 新能源發電 17/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法

52、律聲明 /kg。乙烷蒸汽裂解乙烯技術成熟，技術上不存在瓶頸，生產成本約為 1.11.3 元/Nm3,提純成本約為 0.250.5 元/Nm3，制氫綜合成本在 15.1-20.2 元/kg。合成氨和合成甲醇副產氣：根據中國氫能產業發展報告 2020，目前中國氫氣消耗結構中用于合成氨、合成甲醇的氫氣消耗量占比達 50%以上。合成氨、合成甲醇在生產過程中會有含氫氣的合成放空氣和馳放氣排出，氫氣含量在18%-55%之間。因此合成氨、合成甲醇企業可回收利用合成放空氣和馳放氣實現氫氣外供。該技術路線副產氫總成本為 14.6-22.4 元/kg。當前工業副產氫基本為各企業自產自用，較難統計。根據中國電動汽車

53、百人會統計，從工業副產氫的放空現狀看，當前供應潛力可達到 450 萬噸/年，能夠支持超過 97 萬輛公交車的全年運營。表表 3：我國工業副產氫的供應潛力我國工業副產氫的供應潛力 現有年制氫能力現有年制氫能力 可供應公交車數量可供應公交車數量 輕烴利用副產氫輕烴利用副產氫 30 萬噸 6.5 萬輛 氯堿副產氫氯堿副產氫 33 萬噸 7.1 萬輛 焦爐煤氣制氫焦爐煤氣制氫 271 萬噸 58.9 萬輛 合成氨合成甲醇等副產氫合成氨合成甲醇等副產氫 118 萬噸 25.6 萬輛 合計合計 450 萬噸 97.6 萬輛 資料來源：中國電動汽車百人會，德邦研究所 廣東廣東相關相關工業企業將充分享受工業企

54、業將充分享受工業副產氫市場紅利工業副產氫市場紅利。由于供需關系的極不平衡，且氫氣儲運技術難度大，氫氣資源無法在實現長距離調配，我國氫氣市場區域價格差異很大，其中廣東氫價冠絕全國。在廣東積極布局氫能產業鏈的背景下，工業副產提純制氫可短期提供大量的氫氣供應，為氫能產業發展初期就近提供低成本、分布式氫源。廣東部分工業企業有望通過工業副產制氫實現業績的巨大飛躍。我們梳理了部分具備工業副產氫產能的上市企業，建議重點關注廣東及長三角地區的相關企業。表表 4：部分化工企業工業副產氫理論產能部分化工企業工業副產氫理論產能 公司公司 可制氫化工產品可制氫化工產品 產量（萬噸產量（萬噸/年）年）理論氫氣產量（噸理

55、論氫氣產量（噸/年）年）企業所屬區域企業所屬區域 中泰化學 燒堿 146 36500 新疆 億利潔能 燒堿 40 10000 內蒙古 鴻達興業 燒堿 110 27500 廣東 嘉化能源 燒堿 27 6750 浙江 美錦能源 焦炭 715 140446 山西 寶豐能源 焦炭 700 137500 寧夏 東華能源（張家港）PDH 60 22740 江蘇 東華能源（寧波）PDH 120 45480 浙江 東華能源（茂名，未投產）PDH 60 22740 廣東 金能科技 PDH 90 34110 山東 衛星化學 PDH 90 34110 浙江 資料來源：各公司公告，TrendBank，苗軍等氫能的生產

56、工藝及經濟性分析，中國氫能產業發展報告 2020，德邦研究所 行業專題 新能源發電 18/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 3.聚焦未來：綠氫開啟萬億氫能賽道聚焦未來：綠氫開啟萬億氫能賽道 3.1.電解水電解水制氫是實現制氫是實現 3060 目標的必由之路目標的必由之路 綠氫是發展氫能的初衷。綠氫是發展氫能的初衷。發展氫能就是為了能源的“去碳化”，只有通過無碳能源生產“綠色的氫”，才能實現這一目標。電解水制氫是目前工業化應用的制氫技術中接近零碳排放的制氫技術。當前，部分地區出臺政策提出禁止煤制氫或者要求發展綠氫。2022 年 5 月浙江省印發的浙江省能源發展“十四五”規劃明確提出，

57、全面推進舟山綠色石化基地能效診斷，禁止煤制氫。內蒙古自治區、甘肅省、寧夏回族自治區和四川省成都市都在相應的政策中明確了 2025 年可再生能源制氫產量，合計年產量約 80 萬噸；遠超過了國家發改委在國家氫能規劃中提及的 2025 年可再生能源制氫年產量 10-20 萬噸的目標。表表 5：政策支持政策支持綠氫產業發展綠氫產業發展 地區地區 政策政策 內容內容 浙江 浙江省能源發展“十四五”規劃 全面推進舟山綠色石化基地能效診斷，禁止煤制氫 內蒙古 關于促進氫能產業高質量發展的意見 到 2025 年前，開展“風光儲+氫”、“源網荷儲+氫”等綠氫制備示范項目 15 個以上，綠氫制備能力超過 50 萬

58、噸/年；鼓勵工業副產氫回收利用，工業副產氫利用超過 100 萬噸/年，基本實現應用盡用；探索綠氫在化工、冶金、分布式發電、熱電聯供等領域的示范應用，打造 10 個以上示范項目；培育或引進 50 家以上包括 15-20 家裝備制造核心企業在內的氫能產業鏈相關企業，電解槽、儲氫瓶、燃料電池等裝備的關鍵材料及部件制造取得技術突破。鄂爾多斯市“十四五”能源綜合發展規劃 提出在 2025 年底前形成 40 萬噸/年的綠氫供應，在 2030 年底前達到 100 萬噸/年的綠氫制造規模。2025 年，整個內蒙古的綠氫產能規劃目標是 48 萬噸，鄂爾多斯相當于是整個內蒙古的 80%。規劃分三個階段進行，每個階

59、段在氫源、制氫裝備、應用場景等方面做了詳細的布局。在推動可再生氫在煤化工行業的規?；瘧梅矫?，做了適應鄂爾多斯當地產業特色的安排，具體包括可再生氫煤化工生產烯烴、天然氣、油品及化工品，以及可再生氫二氧化碳生產甲醇及下游產品等。對氫能產業的規劃提出了 5 年建設 28 個氫能項目、投資 1584.47 億元。鄂爾多斯市氫能產業發展規劃（2022年 6 月）寧夏 寧夏回族自治區氫能產業發展規劃（征求意見稿）有序開展創新與應用示范重點推動可再生能源制氫與煤化工耦合，積極拓展氫能在交通、儲發電等領域應用場景建設一批試點示范項目，逐步建立完整的產業體系。到 2025 年，穩步推動氫能在耦合煤化工的應用示

60、范，可再生替代制氫比例顯著提升。實現寧東基地規?；稍偕茉粗茪涫痉豆こ?、綠耦合煤，打造國家生能源制氫耦合煤化工示范區、西部綠產業基地和寧夏先行。石嘴山市積極開發焦化和氯堿工業副產氫，重點實施氫能冶金化工耦合應用項目。吳忠市通過可再生能源制氫合成氨，組建氫氨產業聯盟，打造“中國氫氨谷”。甘肅 酒泉市“十四五”能源發展規劃 重點依托玉門、瓜州、金塔等縣（市、區）現有的工業園區和產業基礎，布局建設玉門 5 萬噸/年、瓜州 3 萬噸/年、金塔 2 萬噸/年以上的綠氫制儲基地，在新能源制氫、儲氫、運輸、加注、應用、氫能裝備制造等領域延鏈補鏈，引進合成氨、尿素、甲醇等下游項目，帶動氫能全產業鏈發展。積極

61、推進寶豐多晶硅上下游協同項目電解水制氫站、陜煤集團源網荷儲一體化項目電解水制氫站等項目建設，著力打造零碳制氫與可再生能源發電協同互補發展的新模式，構建集中式和分布式可再生能源制氫并舉的氫能源供應體系。新疆 新疆維吾爾自治區國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和 2035 年遠景目標綱要 推進風光水儲一體化清潔能源發電示范工程，開展智能光伏、風電制氫試點，促進可再生能源規模穩定增長。資料來源：各地政府網站，德邦研究所 電力系統脫碳電力系統脫碳為綠氫制備為綠氫制備提供契機提供契機。中國電力系統中火電裝機占比由 2012年的 71.49%逐漸下降到 2021 年的 54.58%，可再生能源尤其是光伏、

62、風電裝機占比迅速提升，由 2012 年的 5.65%提升至 2021 年的 26.73%。據中國電力行業年度發展報告 2022，2021 年全國單位火電發電量二氧化碳排放約為 828 克/千瓦時，比 2005 年降低 21.0%；全國單位發電量二氧化碳排放約為 558 克/千瓦時，比 2005 年降低 35.0%。在可再生能源占比不斷提高的趨勢下，電力系統碳排放水平將持續降低，這為電解水制氫提供了發展的契機，真正實現綠電制綠氫。國網能源研究院預測，非化石能源占一次能源消費比重 2025 年、2035 年、2050 年、2060 年分別有望達 22%、40%、69%、81%。2035 年前后非化

63、石能源總規模超過煤炭。風能、太陽能將在 2030 年以后成為主要的非化石能源品種，2050 年占一次能源需求總量比重分別為 26%和 17%，2060 年進一步提升至 31%和 21%。行業專題 新能源發電 19/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 圖圖 24：2012-2021 年年全國電力裝機結構全國電力裝機結構占比變化占比變化 資料來源：中能傳媒研究院，德邦研究所 綠氫需求爆發，綠氫需求爆發，我國氫能產業我國氫能產業將將達萬億級別達萬億級別。隨著全球碳減排的力度加大，氫能尤其是綠氫的需求將不斷提高。中國氫能聯盟預計到 2050 年氫能在中國能源體系中的占比約為 10%，氫氣需求

64、量接近 6000 萬噸/年，按照一公斤氫氣價格 20 元計算，我們預計 2050 年氫能年產值將達 1.2 萬億元。3.2.主要主要電解水制氫技術路線解析電解水制氫技術路線解析 電解水制氫的原理是在充滿電解液的電解槽中通入直流電，水分子在電極上發生電化學反應，分解成氫氣和氧氣。目前國內電解水制氫的主要技術有堿性水電解（AWE）、PEM（質子交換膜）電解兩種。（1）堿性水電解：堿性電解技術是目前發展最成熟的電解水技術。堿性電解水制氫的基本原理：在電流作用下，水通過電化學反應分解為氫氣和氧氣，并在電解池的陰極和陽極析出。堿性電解水制氫設備系統相對復雜，主要包括電解槽、壓力調節閥、堿液過濾器、堿液循

65、環泵、堿液制備及貯存裝置、氫氣純化裝置以及氣體檢測裝置等模塊組成。堿性水電解制氫技術成熟，投資、運行成本低，但存在堿液流失、腐蝕、能耗高、占地面積大等問題。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2012201320142015201620172018201920202021火電(%)水電(%)核電(%)風電(%)太陽能發電(%)行業專題 新能源發電 20/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 圖圖 25：堿性堿性水水電解電解制氫的制氫的原理原理 圖圖 26：堿性堿性水水電解電解的工藝流程的工藝流程 資料來源：曹軍文等中國制氫技術的發展現狀，德邦研究所 資料來

66、源：IRENA,Green hydrogen cost reduction:Scaling up electrolysers to meet the 1.5 C climate goal，德邦研究所（2）PEM電解：PEM 電解技術目前處于市場化早期，其主要部件包括具有質子交換能力的聚合物薄膜和分別與電解質薄膜兩側緊密連接的陰陽極催化層。和堿性電解水制氫技術不同，PEM 電解制氫技術使用質子交換膜作為固體電解質替代了堿性電解槽使用的隔膜和堿性電解質，并使用純水作為電解水制氫的原料，避免了潛在的堿液污染和腐蝕問題。PEM 的工作原理：水在陽極催化分解為氧氣和 H，H 穿過電解質隔膜到達陰極，并在

67、陰極得電子生成氫氣，反應后的氫氣和氧氣通過陰陽極的雙極板收集并輸送。PEM 系統比堿性系統簡單得多。通常在陽極（氧氣）側，需要循環泵熱交換器、壓力控制及監測器。在陰極側，需要安裝氣體分離器、除氧組件（通常不需要差壓）、氣體干燥器和終端壓縮機。圖圖 27：PEM 電解水制氫的原理電解水制氫的原理 圖圖 28：PEM 電解電解的工藝流程的工藝流程 資料來源：曹軍文等中國制氫技術的發展現狀，德邦研究所 資料來源：IRENA,Green hydrogen cost reduction:Scaling up electrolysers to meet the 1.5 C climate goal，德邦研

68、究所 根據 IRENA 發布的綠氫降本路徑：擴大電解槽規模實現 1.5 C 氣候目標，與堿性電解水制氫技術相比，PEM 電解水制氫技術具有電流密度大、氫氣純度高、響應速度快等優點，但 PEM電解槽單位成本遠高于堿性電解槽。行業專題 新能源發電 21/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 PEM電解槽電流密度更大，工作效率高：PEM 電解槽的電流密度通常在 10000A/m2以上，遠高于傳統堿性電解槽 3000-4000 A/m2的電流密度。PEM 電解槽產氫純度更高：PEM 電解槽的產氫純度通常在 99.99%左右。且質子交換膜的氣體滲透率低，有助于避免氫氣和氧氣的氣體交叉滲透現象，保

69、證了設備運行的安全性。堿性電解水響應速度慢：堿性電解質（如 KOH）會與空氣中的 CO2 反應，形成在堿性條件下不溶于水的碳酸鹽，如 K2CO3，阻礙產物和反應物的傳遞，降低電解槽的性能。堿性電解槽難以快速啟停：堿性電解槽難以快速的關閉或者啟動，制氫的速度也難以快速調節，因為必須時刻保持電解池的陽極和陰極兩側上的壓力均衡。所以，堿性液體電解質電解槽難以與具有快速波動特性的可再生能源配合。PEM 電解水制氫技術設備成本遠高于堿性電解水制氫技術：PEM電解無法離開貴金屬催化劑，對銥、鉑、鈦等貴金屬依賴性高，高成本阻礙了 PEM的產業化。綜合來看，我們認為 PEM 電解具有效率高、氣體純度高、綠色環

70、保、無堿液、體積小、安全、產氣壓力高、與可再生能源具有良好的匹配性，在性能上整體優于堿性水電解；但 PEM 電解槽價格遠高于堿性電解槽，我國堿性電解槽基本實現國產化，價格在 2000-3000 元/KW，而 PEM 電解槽關鍵材料與技術依賴進口，價格在 7000-12000 元/KW；且國內生產的 PEM 電解槽單槽最大制氫規模大約在 200Nm3/h，且無大規模制氫應用案例，而堿性電解槽單槽產能已達到1000 Nm3/h，國內已有兆瓦級制氫應用，規?；瘧檬沟脡A性電解在設備折舊、土地折舊及運維成本上都遠低于 PEM電解。表表 6：電解水制氫技術和特性比較電解水制氫技術和特性比較 特性特性 堿

71、性水電解堿性水電解(AWE)質子交換膜電解質子交換膜電解(PEM)發展狀況 商用化 市場化早期 電解效率(%),LHV 5267 5668 工作溫度(C)7090 5080 工作壓力（bar，1bar=105Pa）30 70 電解質 20%30%KOH 或 NaOH PEM(常用 Nafion)電極/催化劑（O 側）鍍鎳多孔不銹鋼 Ir 氧化物 電極/催化劑（H 側）鍍鎳多孔不銹鋼 碳黑Pt 納米顆粒 電流密度(A/cm2)0.20.8 1.53 成本 CAPEX（系統）（USD/kW）600 1000 規模 1000 m3/h(標準狀態)單堆 100 m3/h(標準狀態)電堆壽命(h)500

72、00 60000 能耗(kWh/kg)5078 5083 負載波動范圍 15%110%0160%啟動時間 110 min 1s5 min 上下波動 0.2%20%(每秒)100%(每秒)停機 110 min 數秒 整體系統 氫氧側等壓設計，系統組成和操作復雜，成本高，氧水分離器容積大，系統留存氫氣量多，安全性低，氫氧不完全氫氧側可壓差設計;系統組成簡單、緊湊、小型化,成本低;氫水分離器容積小,系 行業專題 新能源發電 22/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 隔離，難以通過多電解槽集成大規模系統 統留存氫氣量少,安全性高;氫氧兩側物理隔離,便于通過電解槽集成,可集成 10100 MW

73、 的超大規模系統 特點 最為成熟、大規模生產、商業化程度高、無貴金屬催化劑、成本低;有毒污染大、純度低、體積大,工作壓力不夠高 成本高(質子交換膜、鉑和銥等金屬催化劑)、無污染、產業化程度低;電流密度大、系統響應快,負荷波動范圍寬;效率高,氣體純度高;體積小;性價比提升空間大 資料來源：李星國氫氣制備和儲運的狀況與發展，德邦研究所 3.3.多因素驅動綠氫降本多因素驅動綠氫降本 3.3.1.電力電力價格決定電解水制氫的經濟性價格決定電解水制氫的經濟性 綠氫制備成本大頭在電力成本上。根據中國產業發展促進會氫能分會測算，以 1000Nm H2/h 堿性電解和 PEM 電解項目為例，假設項目全生命周期

74、為 20 年，運行壽命 9 萬小時，固定成本涵蓋電解槽設備、氫氣純化裝置、材料費、安裝服務費、土建費等項目，電價以 0.3 元/kWh 計算，堿性和 PEM 電解項目的平準制氫成本分別為 17.71 元/kg 和 23.3 元/kg，其中，電價分別占據 80%和 60%。圖圖 29：堿性電解制氫成本構成堿性電解制氫成本構成 圖圖 30：PEM 電解制氫成本構成電解制氫成本構成 資料來源：中國產業發展促進會氫能分會，德邦研究所 資料來源：中國產業發展促進會氫能分會，德邦研究所 根據電能來源的不同，可將可再生能源制氫技術分為并網型制氫根據電能來源的不同，可將可再生能源制氫技術分為并網型制氫、離網型

75、制離網型制氫氫兩種兩種。并網制氫是將風光機組產生的電能并入電網，再從電網取電的制氫方式，主要應用于大規模棄光棄風消納和儲能；離網制氫是指將風光機組產生的電能直接提供給電解水制氫設備制氫，主要應用于分布式制氫。表表 7：并網制氫和離網制氫的優缺點比較并網制氫和離網制氫的優缺點比較 并網制氫并網制氫 離網制氫離網制氫 優點 有電網作為穩定能源支撐且各主要設備成熟，電壓穩定?？梢垣@得較低的電力價格，顯著降低制氫成本?？梢垣@得較低的電力價格，顯著降低制氫成本。離網制氫系統效率較高，減少了升/降壓、整流、并網等設備的投資費用，在系統成本上相較于并網制氫可減少約 40%。此外，離網制氫無需經過光伏入網審批

76、，可大幅縮短建設周期，規模和容量的設置也更為靈活。在大電網未覆蓋地區，如海上能源平臺、偏遠地區公路加油站、遠海島嶼等，離網式制氫系統可通過熱、電、氣多能聯合供給的方式有效緩解能源短缺。缺點 由于系統內電能需要經過逆變、升壓、整流多次變換，導致損耗較大，最終電能利用效率偏低，大概只有 89%。電解制氫設備需要根據可再生能源的波動性快速啟停，目前堿性電解槽的工作負荷還不能完全適應。固定成本,11%電力成本,80%水成本,3%維護成本,6%固定成本電力成本水成本維護成本固定成本,24%電力成本,60%水成本,2%維護成本,14%固定成本電力成本水成本維護成本 行業專題 新能源發電 23/32 請務必

77、閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 資料來源：國際能源小數據，楊子龍等離網式光伏電解制氫系統供電單元設計技術探討，德邦研究所 光伏光伏制氫預計將成為可再生能源制氫的最主要形式制氫預計將成為可再生能源制氫的最主要形式。得益于西北地區豐富的日照資源，近期多個光伏制氫項目于西北地區落地。2021年11月，中國石化宣布我國首個萬噸級光伏綠氫示范項目中國石化新疆庫車綠氫示范項目啟動建設，這是全球在建的最大光伏綠氫生產項目，投產后年產綠氫可達2萬噸。2022年8月，三峽集團首個制氫項目內蒙古自治區鄂爾多斯市準格爾旗納日松光伏制氫產業示范項目正式開工建設。項目包括光伏電站及制氫廠兩部分，其中光伏電站總裝機規模

78、為400兆瓦，年平均發電量為7.4億千瓦時；制氫廠總裝機規模為75兆瓦，每年可生產氫氣約1萬噸，副產氧氣8.5萬噸。項目預計于年內實現電站并網及氫能產出。建成后，項目總發電量的20%將直接輸送至當地電網，剩余80%則全部用于電解水制氫。未來隨著光伏發電成本的逐步降低，綠氫制備將愈發平價。3.3.2.堿性電解堿性電解水水制氫降本測算制氫降本測算 當電價為 0.4 元/KWh 時，堿性電解水制氫成本約 30 元/kg。測算假設如下：（1）制氫規模：1000Nm3/h 堿性電解槽，每年工作時間 2000h，每年制氫 200 萬 Nm3；（2）投資成本：設備成本 850 萬元，折舊期為 10 年，采用

79、直線折舊，無殘值；土地費用、土建和設備安裝費用 150 萬元，折舊期為 20 年；（3）原料成本：每 1m3氫氣消耗原料水 1kg，冷卻水 1kg，水費 3.5 元/t；（4）輔助材料成本：每 1m3氫氣消耗 0.0004kg KOH，KOH 每公斤 10 元；冷卻 0.001KWh，冷卻費 0.2 元/度；（5）電價：假設工業用電價格 0.4 元/KWh，每 1m3氫氣耗電 5KWh；（6）人工和維護成本：每年 40 萬元。在電價為 0.4 元/KWh 時，堿性電解水制氫的成本為 29.92 元/kg。表表 8：堿性電解水制氫成本測算堿性電解水制氫成本測算 成本項成本項 成本（元成本（元/N

80、m3）成本（元成本（元/kg）折舊成本 0.46 5.15 原料成本 0.007 0.08 輔助材料成本 0.0042 0.05 電耗成本 2 22.40 人工運維成本 0.2 2.24 總制氫成本總制氫成本 2.67 29.92 資料來源：張軒等電解水制氫成本分析，氫能產業發展報告 2020，德邦研究所測算 電價降低、電解槽工作時間延長可顯著降低制氫成本。電價降低、電解槽工作時間延長可顯著降低制氫成本。通過對制氫成本的拆解可知，堿性電解水制氫成本主要來自電耗成本和折舊成本。隨著電價的降低，電解制氫成本也隨之降低，同時電力成本的占比也同步降低。電力成本每下降0.1 元/kWh，氫氣成本平均下降

81、 5.6 元/kg。另隨著電解槽每年工作時間的延長，由于單位氫氣固定成本的降低，制氫成本隨之下降，從 2000h 提升至 8000 h 后，單位氫氣成本平均降低 30%以上。行業專題 新能源發電 24/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 圖圖 31：堿性電解：堿性電解制氫制氫在不同電價下的制氫成本在不同電價下的制氫成本（橫坐標為電價，單位：元（橫坐標為電價，單位：元/KWh）資料來源：張軒等電解水制氫成本分析，氫能產業發展報告 2020，德邦研究所測算 圖圖 32：不同條件下制氫成本與電解槽工作時間的關系不同條件下制氫成本與電解槽工作時間的關系（橫坐標表示電解槽年工作時間，單位：（橫

82、坐標表示電解槽年工作時間，單位：h；縱坐標表示制氫成本，單位：元；縱坐標表示制氫成本，單位：元/kg）資料來源：張軒等電解水制氫成本分析，德邦研究所 我們預計我們預計 2035 年、年、2050 年，年，堿性電解水制氫成本堿性電解水制氫成本分別分別約約達到達到 15 元元/kg 和和10 元元/kg。測算假設如下：（1）電價假設：根據國家發改委的中國 2050 年光伏發展展望(2019)的預測，至 2035 年和 2050 年光伏發電成本相比當前預計約下降 50%和 70%，達到 0.2 元/kWh 和 0.13 元/kWh。（2）堿性電解系統設備價格：當前堿性電解系統設備價格約在 2000

83、元/KW 左右，根據中國氫能產業發展報告報告的預測，2035 年、2050 年價格將分別為 1125 元/KW、800 元/KW，降幅分別達到43.75%、60%。（3）系統年工作時間：堿性電解槽工作時間的提升依賴于技術的進步，假設 2035 年、2050 年的工作時間分別達到 4000h/年、5000h/年。（4）人工和維護成本：保持不變（5）原料及輔助材料成本：保持不變 13.1215.9218.7221.5224.3227.1229.9232.7235.5238.3241.120510152025303540450.005.0010.0015.0020.0025.0030.0035.00

84、40.0045.000.10.150.20.250.30.350.40.450.50.550.6電耗成本（元/kg）折舊成本（元/kg）原料成本（元/kg）輔助材料成本（元/kg）人工運維成本（元/kg）總制氫成本（元/kg）14.7812.3211.0910.429.869.529.3018.7016.2415.0114.3413.7813.4413.2224.3021.8420.6119.9419.3819.0418.8229.9027.4426.2125.5424.9824.6424.420.005.0010.0015.0020.0025.0030.0035.00200030004000

85、50006000700080000.13元/KWh0.2元/KWh0.3元/KWh0.4元/KWh 行業專題 新能源發電 25/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 2035 年、2050 年，堿性電解水制氫成本分別為 15.01 元/kg、10.47 元/kg。其中電耗成本分別為 11.2 元/kg、7.28 元/kg；折舊成本分別為 1.45 元/kg、0.82元/kg。圖圖 33：堿性電解水制氫：堿性電解水制氫成本預測（制取每公斤氫氣成本）成本預測（制取每公斤氫氣成本）資料來源：國家發改委，中國氫能產業發展報告 2020，德邦研究所測算 3.3.3.PEM 制氫降本測算制氫降本測

86、算 當電價為 0.4 元/KWh 時，PEM電解水制氫成本約 40 元/kg。測算假設如下：（1）制氫規模：1000Nm3/h PEM電解槽，每年工作時間 2000h，每年制氫 200 萬 Nm2；（2）投資成本：設備成本 3000 萬元，折舊期為 10 年，采用直線折舊，無殘值；土地費用、土建和設備安裝費用 200 萬元，折舊期為 20 年；（3）原料成本：每 1m3氫氣消耗原料水 1kg，冷卻水 1kg，水費 3.5 元/t；（4）輔助材料成本：冷卻 0.001KWh，冷卻費 0.2 元/度；（5）電價：假設工業用電價格 0.4 元/KWh，每 1m3氫氣耗電 4.5KWh；（6）人工和維

87、護成本：每年 40 萬元。在電價為 0.4 元/KWh 時，PEM電解制氫的成本為 39.84 元/kg。表表 9：PEM 電解制氫成本測算電解制氫成本測算 成本項成本項 成本（元成本（元/Nm3）成本（元成本（元/kg）折舊成本 1.55 17.36 原料成本 0.007 0.08 輔助材料成本 0.0002 0.002 電耗成本 1.8 20.16 人工運維成本 0.2 2.24 總制氫成本 3.56 39.84 資料來源：張軒等電解水制氫成本分析，氫能產業發展報告 2020，德邦研究所測算 5.151.450.8222.4011.207.280.005.0010.0015.0020.00

88、25.0030.0035.0020222035E2050E折舊成本（元/kg）原料成本（元/kg）輔助材料成本（元/kg）電耗成本（元/kg）人工運維成本（元/kg）行業專題 新能源發電 26/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 僅電價下降的 PEM 電解制氫仍不具備經濟性。在其他條件不變的前提下，即使電價達到 0.1 元/KWh，PEM 電解制氫成本仍接近 25 元，依然是最不具備經濟性的制氫方式。PEM大規模推廣的前提是降低 PEM 設備的生產成本。圖圖 34：PEM 電解電解制氫制氫在不同電價下的制氫成本在不同電價下的制氫成本（橫坐標為電價，單位：元（橫坐標為電價，單位：元/K

89、Wh）資料來源：張軒等電解水制氫成本分析，氫能產業發展報告 2020，德邦研究所測算 我們預計 2035 年、2050 年，PEM 電解制氫成本分別約達到 16 元/kg 和 10元/kg。測算假設如下：（1）電價假設：參考堿性電解電價假設。（2）PEM 電解系統設備價格：當前 PEM 電解系統設備價格約在9500 元/KW 左右，根據中國氫能產業發展報告報告的預測，2035 年、2050 年價格預計分別為 4125 元/KW、1400元/KW。（3）系統年工作時間：預計到 2050 年，PEM 電解槽工作時間將比堿性電解槽高出 20%，假設 2035 年、2050 年的工作時間分別達到 40

90、00h/年、6000h/年。（4）人工和維護成本：保持不變。（5）原料及輔助材料成本：保持不變。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電耗成本（元/kg）折舊成本（元/kg）原料成本（元/kg）輔助材料成本（元/kg）人工運維成本（元/kg）總制氫成本（元/kg）行業專題 新能源發電 27/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 圖圖 35：PEM

91、制氫制氫成本預測（制取每公斤氫氣成本）成本預測（制取每公斤氫氣成本）資料來源：國家發改委，張軒等電解水制氫成本分析，氫能產業發展報告 2020，德邦研究所測算 2035 年、年、2050 年，年，PEM 電解制氫成本分別為電解制氫成本分別為 16.21 元元/kg、9.77 元元/kg。其中電耗成本分別為 10.08 元/kg、6.55 元/kg；折舊成本分別為 3.77 元/kg、0.85 元/kg。2035 年左右，PEM 電解成本將與堿性電解持平。3.4.電解槽及關鍵材料的投資機會電解槽及關鍵材料的投資機會 3.4.1.電解槽設備整體市場空間測算電解槽設備整體市場空間測算 電解水制氫系統

92、市場規模電解水制氫系統市場規模：根據中國氫能源及燃料電池產業白皮書（2019 年版），中國氫能需求到 2030 年將超過 3500 萬噸，到 2050 年將接近6000 萬噸。且電解水制氫將逐步成為我國氫能供應的主體，在氫能供給結構占比將在 2040、2050 年分別達到 45%、70%。電解槽系統裝機量 2050 年將達到500GW，市場規模突破 7000 億元。堿性電解槽市場占比預計將在較長時間占據主導地位，未來隨著 PEM 電解槽系統成本不斷降低，PEM 電解槽市場份額有望接近堿性電解槽。表表 10：電解槽系統市場規模預測電解槽系統市場規模預測 2025E 2030E 2040E 205

93、0E 電解水制氫占比 3%10%45%70%電解槽系統裝機量（GW）10 35 200 500 電解系統市場規模（億元）800 2000 6000 7000 堿性電解槽市場占比 95%90%80%60%PEM 電解槽市場占比 5%10%20%40%堿性電解槽系統設備價格（元/KW）1250-2000 1000-1500 800-1200 600-1000 PEM 電解槽系統設備價格（元/KW）6000-12000 3000-8000 1500-4000 800-2000 資料來源：中國氫能產業發展報告 2020，德邦研究所 17.363.770.8520.1610.086.550.005.00

94、10.0015.0020.0025.0030.0035.0040.0045.0020222035E2050E折舊成本（元/kg）原料成本（元/kg）輔助材料成本（元/kg）電耗成本（元/kg）人工運維成本（元/kg）行業專題 新能源發電 28/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 3.4.2.電解槽關鍵材料及重點技術方向電解槽關鍵材料及重點技術方向 對于堿性電解槽而言，設備成本主要由電極、膜片等核心部件的成本驅動。在堿性電解槽電解電堆的成本組成中，超過 50%的成本與電極和膜片有關。堿性電解制氫系統的輔機部分，堿液循環以及氫氣后處理對成本降低較為重要。對于 PEM 電解槽而言，電解電堆

95、設備成本主要由雙極板等核心部件的成本驅動。在 PEM 電解槽電解電堆中雙極板成本占比約 53%，雙極板占 PEM 電解系統總成本的 1/4，主要因為其通常需要使用 Au 或 Pt 涂層。目前正在研究價格更低廉的替代材料，如使用 Ti 涂層來保持其功能特性不受影響，同時降低成本。稀有金屬 Ir 是膜電極材料的重要組成部分，在實際應用中，雖然 Ir 在整個 PEM電解系統中成本占比不到 10%，但由于供應嚴重不足，可能成為后期 PEM 電解槽生產的瓶頸。圖圖 36：堿性電解槽成本組成堿性電解槽成本組成 圖圖 37：PEM 電解槽成本組成電解槽成本組成 資料來源：IRENA,Green hydrog

96、en cost reduction:Scaling up electrolysers to meet the 1.5 C climate goal，德邦研究所 資料來源：IRENA,Green hydrogen cost reduction:Scaling up electrolysers to meet the 1.5 C climate goal，德邦研究所 電解槽未來有著較大的降本和技術提高空間。電解槽未來有著較大的降本和技術提高空間。對于堿性電解槽，重點在于（1）增加電流密度，增加工作效率；（2）快速啟停、快速響應負荷。對于 PEM電解槽，降低成本是其主要考慮因素，重點領域是雙極板、P

97、TL 和催化劑鍍膜，三者成本比重較大，且有巨大的降低潛力。具體方向為：（1）減少膜厚度，從而降低成本；（2）減少貴金屬催化劑的用量。表表 11：電解槽技術突破目標及研發重點電解槽技術突破目標及研發重點 2020 2050 目標目標 研發重點研發重點 PEM 電解槽電解槽 額定電流密度 12 A/cm 46 A/cm2 設計、膜 電壓范圍（極值）1.4-2.5 V 1.7 V 催化劑、膜 運行溫度 50-80 80 對耐用性的影響 電池壓力 70 bar 膜、催化劑再轉換 負荷范圍 5%-120%5%-300%膜 H2純度 99.9%-99.9999%相同 膜 電壓效率（LHV）50%-68%8

98、0%催化劑 電效率（電堆）47-66 kWh/Kg H2 42 kWh/Kg H2 催化劑/膜 電效率（系統）50-83 kWh/Kg H2 10000 cm MEA、PTL 冷啟動（至標稱負荷）20 分鐘 5 分鐘 隔熱（設計）資本成本（電堆）最低 1 MW 400 美元/kW 100 美元/kW MEA、PTLs、BP 資本成本（系統）最低 10 MW 700-1400 美元/kW 2 A/cm2 隔膜 電壓范圍（極值）1.43 V 90 隔膜、框架、配套設施組件 電池壓力 70 bar 隔膜、電池、框架 負荷范圍 15%-100%5%-300%隔膜 H2 純度 99.9%-99.9998

99、%99.9999%隔膜 電壓效率（LHV）50%-68%70%催化劑、溫度 電效率（電堆）47-66 kWh/Kg H2 42 kWh/Kg H2 隔膜、催化劑 電效率（系統）50-78 kWh/Kg H2 45 kWh/Kg H2 配套設施 使用壽命（電堆）60000 小時 100000 小時 電極 電堆組規模 1 MW 10 MW 電極 電極面積 10000-30000 cm2 30000 cm2 電極 冷啟動（至標稱負荷）50 分鐘 30 分鐘 隔熱（設計）資本成本（電堆）最低 1 MW 270 美元/kW 100 美元/kW 電極 資本成本（系統）最低 10 MW 500-1000 美

100、元/kW 200 美元/kW 配套設施 資料來源：IRENA,Green hydrogen cost reduction:Scaling up electrolysers to meet the 1.5 C climate goal，德邦研究所 3.4.3.電解槽關鍵領域電解槽關鍵領域的投資機會的投資機會（1）堿性電解槽：國內主流的堿性電解槽企業均具備大功率電解槽的生產能力，負載可調范圍廣，產品成熟度高。據 TrendBank 統計，2022 年堿性電解槽企業已披露產能接近 11GW，按照目前堿性電解槽 2000 元/KW 的售價預測，年市場空間已超過 200 億元。表表 12：國內主要電解水

101、裝備企業國內主要電解水裝備企業 電解水裝備企業電解水裝備企業 2022 年產能年產能 中國船舶集團第七一八研究所 1.5GW（堿性+PEM）考克利爾競力（蘇州）氫能科技有限公司 1GW 天津大陸制氫設備有限公司 1GW 西安隆基氫能科技有限公司 1.5GW 陽光氫能科技有限公司 1GW 北京中電豐業技術開發有限公司 0.5GW 蘇州希倍優氫能源科技有限公司 1GW 山東奧揚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 資料來源：TrendBank，德邦研究所 堿性電解槽裝備行業競爭格局相對激烈，既有中船 718、天津大陸、蘇州競力等老牌公司，也有隆基、陽光這樣的新能源設備

102、巨頭。我們認為，隨著隆基、陽光這樣的標桿企業介入電解槽賽道，國內的電解槽市場將面臨快速洗牌，不適應市場需求的企業將被快速淘汰。目前市場對堿性電解槽提出的新的要求是能夠快速啟停、能夠快速響應負荷、同時還能降低電耗。未來隨著風光氫儲一體化項目的推進，勢必要求堿性電解槽的響應能力在現有的基礎上實現較大突破，看好 行業專題 新能源發電 30/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 取得技術突破的企業市占率大幅度提高。（2）雙極板：雙極板是電解槽的關鍵材料，未來隨著電解槽裝機規模的提高，有望迎來需求爆發。PEM 電解槽市場在水電解制氫中占比在 2030 年將達10%，電解槽成本中，雙極板約占 25

103、%，僅 PEM 電解槽市場的雙極板市場空間在 2025/2030/2040/2050 年分別為 10/50/300/700 億元。且雙極板廣泛應用于燃料電池領域，有望與電解槽形成協同。（3）催化劑：關注鉑、銥等小金屬。PEM 的關鍵材料具備局限性，陽極側具有高的氧化可能性。只有為數不多的材料可以在這些條件下長期運行，因此，PEM 使用銥這種稀缺的材料，并且 PTL 需要使用大量的鈦基鍍鉑材料。目前 PEM 鉑的使用量約為 1g/kW，全球初級鉑金產量約為每年 200 噸；銥的使用量約為 1-2.5 g/kW，目前全球礦產銥金的年產量為 7-7.5 噸，僅可支持全球約 4.1GW/年的 PEM

104、電解槽產能。且鉑、銥供應多元化嚴重不足，全球 70%以上的鉑和 85%以上的銥來自南非，2022 年 9 月鉑的價格超過 200 元/克，銥的價格接近 1000 元/克（近一年最高價高于 1500 元/克）。當前歐盟已經規劃了 PEM 電解水制氫來逐漸取代堿性水電解制氫的發展路徑，預計短期內 PEM仍無法擺脫依賴鉑、銥金屬的技術困境，鉑、銥有望持續維持高價。4.投資建議投資建議 全球氫能建設高潮來臨，可再生能源制氫迎來廣闊的發展機遇。中短期工業副產氫將迎來業績放量機會，中長期可再生能源制氫產業大規模發展，看好前期布局的相關設備商及運營商。建議關注：煤化工行業領軍企業，立志打造全球最大綠氫公司的

105、【寶豐能源】；國家電投控股，積極布局 CCUS 技術的【遠達環?！?；布局堿性電解槽賽道，5 年內形成 5-10GW 電解水制氫設備產能的【隆基綠能】；冷鏈壓縮機龍頭，布局 CCUS 及氫能的【冰輪環境】；PDH 龍頭，攜手中核集團打造零碳產業園的【東華能源】；擁有鉑族金屬資源的【貴研鉑業】；打造制氫、儲氫、運氫及氫能應用全產業鏈的【鴻達興業】。5.風險提示風險提示 1）政策推進不及預期 可再生能源制氫政策扶持，若政策發生變化，可能對會行業產生影響。2）國產替代不及預期 目前堿性電解槽關鍵設備我國已基本實現國產替代，而我國在 PEM 電解槽上起步較晚，目前關鍵技術與材料仍有其他國家掌握，若未來不

106、能在相關領域形成突破，將對 PEM電解槽產業造成不利影響。3）氫能應用終端市場發展不及預期 制氫產業發展的核心來自下游的需求，若下游對工業綠氫、氫燃料等需 行業專題 新能源發電 31/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 求度不高，則會影響制氫產業的發展。行業專題 新能源發電 32/32 請務必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明 信息披露信息披露 分分析師析師與研究助理簡介與研究助理簡介 倪正洋，2021 年加入德邦證券，任研究所大制造組組長、機械行業首席分析師，擁有 5 年機械研究經驗，1 年高端裝備產業經驗，南京大學材料學學士、上海交通大學材料學碩士。2020 年獲得 iFinD 機

107、械行業最具人氣分析師，所在團隊曾獲機械行業 2019 年新財富第三名，2017 年新財富第二名，2017 年金牛獎第二名，2016 年新財富第四名。分析師聲明分析師聲明 本人具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格，以勤勉的職業態度，獨立、客觀地出具本報告。本報告所采用的數據和信 息均來自市場公開信息，本人不保證該等信息的準確性或完整性。分析邏輯基于作者的職業理解，清晰準確地反映了作者的研究觀 點，結論不受任何第三方的授意或影響，特此聲明。投資評級說明投資評級說明 Table_RatingDescription 1.投資評級的比較和評級標準：投資評級的比較和評級標準：以報告發布后的 6 個

108、月內的市場表現為比較標準，報告發布日后 6 個月內的公司股價（或行業指數）的漲跌幅相對同期市場基準指數的漲跌幅；2.市場基準指數的比較標準：市場基準指數的比較標準：A 股市場以上證綜指或深證成指為基準；香港市場以恒生指數為基準；美國市場以標普 500 或納斯達克綜合指數為基準。類類 別別 評評 級級 說說 明明 股票投資評股票投資評級級 買入 相對強于市場表現 20%以上；增持 相對強于市場表現 5%20%；中性 相對市場表現在-5%+5%之間波動；減持 相對弱于市場表現 5%以下。行業投資評行業投資評級級 優于大市 預期行業整體回報高于基準指數整體水平 10%以上；中性 預期行業整體回報介于

109、基準指數整體水平-10%與 10%之間；弱于大市 預期行業整體回報低于基準指數整體水平 10%以下。法律聲明法律聲明 本報告僅供德邦證券股份有限公司（以下簡稱“本公司”）的客戶使用。本公司不會因接收人收到本報告而視其為客戶。在任何情況 下，本報告中的信息或所表述的意見并不構成對任何人的投資建議。在任何情況下，本公司不對任何人因使用本報告中的任何內容 所引致的任何損失負任何責任。本報告所載的資料、意見及推測僅反映本公司于發布本報告當日的判斷，本報告所指的證券或投資標的的價格、價值及投資收入可 能會波動。在不同時期，本公司可發出與本報告所載資料、意見及推測不一致的報告。市場有風險，投資需謹慎。本報

110、告所載的信息、材料及結論只提供特定客戶作參考，不構成投資建議，也沒有考慮到個別客戶特殊 的投資目標、財務狀況或需要?？蛻魬紤]本報告中的任何意見或建議是否符合其特定狀況。在法律許可的情況下，德邦證券及其 所屬關聯機構可能會持有報告中提到的公司所發行的證券并進行交易，還可能為這些公司提供投資銀行服務或其他服務。本報告僅向特定客戶傳送，未經德邦證券研究所書面授權，本研究報告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷貝、復印件 或復制品，或再次分發給任何其他人，或以任何侵犯本公司版權的其他方式使用。所有本報告中使用的商標、服務標記及標記均為 本公司的商標、服務標記及標記。如欲引用或轉載本文內容，務必聯絡德邦證券研究所并獲得許可，并需注明出處為德邦證券研究 所，且不得對本文進行有悖原意的引用和刪改。根據中國證監會核發的經營證券業務許可，德邦證券股份有限公司的經營范圍包括證券投資咨詢業務。