2022年可再生能源制氫政策方向及市場需求空間潛力研究報告（29頁）.pdf

1、2022 年深度行業分析研究報告 正文目錄正文目錄 1.可再生能源制氫是實現氫能產業低碳發展的基石可再生能源制氫是實現氫能產業低碳發展的基石.5 2.政策端明確可再生能源制氫發展方向政策端明確可再生能源制氫發展方向.9 3.多行業深度脫碳創造氫能需求增量空間多行業深度脫碳創造氫能需求增量空間.12 4.新型電力系統構建釋放可再生能源規模制氫潛力新型電力系統構建釋放可再生能源規模制氫潛力.16 5.可再生能源電解水制氫有望進入平價區間可再生能源電解水制氫有望進入平價區間.21 5.1.電解水制氫成本拆分及核心部件解析.21 5.2.電解水制氫的經濟性及成本敏感性分析.24 oXaXtVeXkUg

2、YjWuW8ZrQbR8QbRsQrRnPpNeRoOpQjMoMrQ8OpOsMwMqNyRwMpNoP 圖表目錄圖表目錄 圖 1：可再生能源制氫及上下游產業鏈.5 圖 2：全球（左）、日本（中）和中國（右）氫源結構對比（單位：%）.6 圖 3：全球煤炭資源分布（單位：%）.6 圖 4：全球天然氣資源分布（單位：%）.6 圖 5：各種制氫方式碳排放量（單位：kg CO2/kg H2）.7 圖 6：各種制氫方式成本（單位：元/kg）.7 圖 7：堿性電解池、質子交換膜電解池、陰離子交換膜電解池、固體氧化物電解池工作原理.7 圖 8：各種電解槽制氫裝置啟動時間（單位：分）.9 圖 9：全球 P2

3、H 電解槽裝機情況（單位：MW，個）.9 圖 10：我國二氧化碳排放分布情況（單位：億噸，%）.13 圖 11：碳中和的實現途徑（單位：億噸）.13 圖 12：碳中和情景下氫能需求量預測（單位：萬噸）.13 圖 13：2060 年碳中和情境下各領域氫氣需求占比（單位：%）.13 圖 14：中國交通運輸碳排放量及占比（單位：百萬噸，%）.14 圖 15：2019 年各國千人汽車保有量（單位：輛）.14 圖 16：“十三五”以來我國汽車電氣化程度（單位：萬輛，%）.14 圖 17：分車型新能源車滲透率（單位：%）.14 圖 18：交通部門氫氣需求量（單位：萬噸）.15 圖 19：2060 年碳中和

4、交通運輸各領域氫氣需求占比（單位：%）.15 圖 20：工業領域氫氣需求量（單位：萬噸）.15 圖 21：2060 年碳中和工業各領域氫氣需求占比（單位：%）.15 圖 22：2020 年全球主要國家粗鋼產量占比（單位：%）.16 圖 23：2019 年我國碳排放量前十行業（除電力）（單位：億噸）.16 圖 24：氫氣用于合成燃料的轉化方式.16 圖 25：高耗能行業熱量需求需求（單位：EJ）.16 圖 26：中國氫氣供給結構及預測（單位：%）.17 圖 27：2020-2060 年氫源供給結構展望（單位：元/kg）.17 圖 28：2019-2060E 我國發電量結構（單位：%）.18 圖

5、29：2019-2060E 我國電源累計裝機結構（單位：%）.18 圖 30：可再生能源電解水制氫系統關鍵組件.21 圖 31：AWE 電解制氫系統成本構成（單位：%）.21 圖 32：PEM 電解制氫系統成本構成（單位：%）.21 圖 33：PEM 電堆結構及核心部件.23 圖 34：PEM 電堆單電池結構及核心部件.23 圖 35：電解槽關鍵材料供應國家分布（單位：%）.23 圖 36：AWE 電解水成本占比（單位：%）.25 圖 37：PEM 電解水成本占比（單位：%）.25 圖 38：電力成本變化預測（單位：元/kWh）.25 圖 39：AWE 電解水制氫成本對電價的敏感性（單位：元/

6、kgH2）.25 圖 40：陽泉煤業煤炭綜合售價（單位：元/噸）.26 圖 41：煤制氫成本隨煤炭價格變化趨勢（單位：元/噸，元/kgH2）.26 圖 42：各地工業天然氣市場價（單位：元/Nm3）.26 圖 43：天然氣制氫成本隨天然氣價格變化趨勢.26（單位：元/Nm3，元/kgH2）.26 圖 44：PEM 電解水制氫成本對電價的敏感性（單位：元/kg H2）.28 圖 45：PEM 電解水制氫對固定成本的敏感性（單位：元/kg H2）.28 表 1：四種電解水制氫方式比較.7 表 2：2022 年以來出臺的綠氫相關國家政策及規劃.10 表 3：中國工業副產氫制氫的供應潛力（單位：萬噸、

7、萬輛）.17 表 4：季節性儲能與短期儲能不同方式的典型參數對比（單位：TWh，GWh,MWh,%,h，年，元/kWh）.19 表 5：可再生能源制氫規模及電解裝置裝機量測算（單位：億 kW、萬億 kWh、kWh/m3、萬噸、%）.20 表 6：國外運營及建設儲能項目的電解槽裝機情況（單位：kW）.20 表 7：國內運營及建設儲能項目的電解槽裝機情況（單位：kW）.21 表 8：電解槽裝機情況現階段及 2050 年 AWE 電解水制氫系統成本拆分（單位:元/kW).22 表 10：PEM 電解槽貴金屬使用情況.23 表 9：現階段及 2050 年 PEM 電解水制氫系統成本拆分（單位：元/kw

8、).24 表 11：AWE、PEM 電解水制氫成本計算假設.24 表 12：現階段不同電價、運營時間下 AWE 制氫成本測算（單位：元/kWh、h、元/kgH2).27 表 13：0.1 元/kWh 電價下不同固定成本、運營時間下 AWE 制氫成本測算（單位：元/kWh、h、元/kgH2).27 表 14：現階段不同電價成本、運營時間下 PEM 制氫成本測算（單位：元/kWh、h、元/kgH2）.28 表 15：0.1 元/kWh 電價時不同固定成本、運營時間下 PEM 制氫成本測算（單位：元/kWh、h、元/kgH2）.29 表 16：可再生能源制氫產業鏈主要上市公司.29 表 17：行業重

9、點公司盈利預測與估值（單位：億元，元/股，倍）.30 1.可再生能源制氫可再生能源制氫是是實現實現氫能產業低碳發展的基石氫能產業低碳發展的基石 制氫處于氫能產業鏈的上游，制氫處于氫能產業鏈的上游，是推動氫能產業發展的基石是推動氫能產業發展的基石。氫能制取主要有三種較為成熟的技術路線：（1）基于煤炭、天然氣等化石燃料重整制氫；（2）以焦爐煤氣、氯堿工業、丙烷脫氫、乙烷裂解為代表的工業副產氣制氫；（3）基于新型清潔能源的可再生能源制氫，可再生能源制氫主要分為可再生能源電解水制氫、生物質制氫、太陽能光解水制氫三種，主要是采用電解水制氫?？稍偕茉粗茪涮幱跉淠墚a業鏈的上游，可再生能源發電的下游?？稍偕?/p>

10、能源轉化的多余電能通過變流器調壓后進入電解水制氫裝置，在電解槽中進行水電解制氫，制備的氫氣經過提純進入氫氣儲存系統。一部分氣體通過燃料電池發電系統實現電網側調峰；另一部分氣體通過長管拖車、液氫槽車或者管網運輸等方式進入用能終端或加氫站，氫氣以滿足交通運輸、發電、化工生產及冶金等行業下游氫能消費需求，解決可再生能源利用和氫能產業發展的區域協調。圖圖 1：可再生能源制氫及上下游產業鏈可再生能源制氫及上下游產業鏈 資料來源：浙商證券研究所 我國我國氫源結構清潔化程度氫源結構清潔化程度低于國際水平。低于國際水平?，F階段，我國氫源結構以煤為主,清潔度低于國際平均水平，與日本等發達國家存在較大差距。我國煤

11、炭資源儲量豐富，占全球煤炭資源的 48%，決定了煤氣化制氫在原料的可獲得性和成本的經濟性上具有很強的競爭力，2020 年煤制氫量占 62%，是我國最主要的氫氣來源。受資源稟賦限制，天然氣制氫是我國第二大氫氣來源，占總制氫量的 18%。天然氣重整制氫技術較為成熟，是國外主流制氫方式，但我國天然氣儲量較少，僅占全球儲量的 6.63%，考慮我國能源“富煤，缺油，少氣”的資源稟賦，僅少數地區，如四川等存在天然氣資源過剩的省份，具有發展天然氣制氫的優勢。圖圖 2：全球全球（左）左）、日本日本（中）中）和中國和中國（右）右）氫源結構對比氫源結構對比（單位：（單位：%）資料來源：中國氫能標準化技術委員會，浙

12、商證券研究所 圖圖 3：全球煤炭資源分布全球煤炭資源分布（單位：（單位：%）圖圖 4：全球天然氣資源分布全球天然氣資源分布（單位：（單位：%）資料來源：BP，浙商證券研究所 資料來源：BP，浙商證券研究所 可再生能源制氫是可再生能源制氫是實現實現氫能低碳制取的氫能低碳制取的有效途徑有效途徑。煤制氫會產生 SO2，粉塵，廢渣等廢棄物排放，碳排放約 22.66 kg CO2/kg H2，化石能源低碳制氫需要配合 CCS 技術，可將煤制氫碳排放降至 10.52 kg CO2/kg H2。煤炭制氫成本約為 6.77-12.14 元/kg H2，CCS 技術在有效降低煤炭制氫 GHG 排放量的同時，也使

13、制氫成本增加約 5 元/kg H2。按照當前中國電力的平均碳排放強度核算，使用電網電力進行電解水制氫的碳排放約為 30 kg CO2/kg H2，其二氧化碳排放和成本均遠高于使用化石能源直接制氫?？稍偕娏﹄娊馑茪涞膯挝惶寂欧帕靠山档椭粱覛洌ɑ茉粗卣茪洌┑?5%-70%、藍氫（工業副產氫、化石能源重整制氫+CCS）的 10%-50%，因此電解水制氫需要配合可再生能源發電才能實現低碳發展的終極目標。電解水制氫是可再生能源制氫的主要方式。電解水制氫是可再生能源制氫的主要方式?？稍偕茉措娊馑茪涫菍夛L、棄光等可再生能源所發電力接入電解槽電解水，通過電能供給能量，使得電解槽內水分子在電極上

14、發生電化學反應，分解成氫氣和氧氣，進行儲存或運輸。根據電解質的不同，電解水制氫技術可分為四類，分別是堿性（AWE）電解水制氫、質子交換膜（PEM）電解水制氫、固體聚合物陰離子交換膜（AEM）電解水制氫、固體氧化物（SOEC）電解水制氫。圖圖 5：各種制氫方式碳排放量（單位：各種制氫方式碳排放量（單位：kg CO2/kg H2）圖圖 6：各種制氫方式成本各種制氫方式成本（單位：元（單位：元/kg）資料來源：中國煤炭制氫成本及碳足跡研究，浙商證券研究所 資料來源：中國氫能源及燃料電池產業白皮書，中國氫能產業發展報告，浙商證券研究所 圖圖 7：堿性電解池、質子交換膜電解池、堿性電解池、質子交換膜電解

15、池、陰離子交換膜電解池、陰離子交換膜電解池、固體氧化物電解池工作原理固體氧化物電解池工作原理 資料來源：IRENA，浙商證券研究所 表表 1：四種電解水制氫方式比較四種電解水制氫方式比較 比較項目比較項目 AWE PEM AEM SOEC 電解質 20%-30%KOH 或NaOH PEM(常用 Nafion)陰離子交換膜 Y2O3/ZrO2 電流密度（A/cm-2）0.8 1-4 1-2 0.2-0.4 電耗（kWh/m3）4.5-5.5 3.8-5.0-3.6 電解效率/%64-78 70-90-85-100 工作溫度/60-80 50-80 60 600-1000 工作壓力/bar 1-3

16、0 30-80-1 產氫純度/%99.8 99.99 99.99-工作負載/%40-120 20-150-相對設備體積 1 1/3-后端壓力 3.5MPa-操作特征 需控制壓差，產氫需脫堿 快速啟停，僅水蒸汽 啟停不便，僅水蒸汽 可維護性 強堿腐蝕性，運維復雜 無腐蝕性介質，運維簡單-技術成熟度 充分產業化 初步商業化 實驗室階段 初期示范 資料來源：IEA，大連化物所，浙商證券研究所 AWE 電解水電解水技術最為成熟，技術最為成熟，但但與可再生能源與可再生能源適配性較差適配性較差。AWE 電解水制氫具有技術安全可靠、制造成本低、操作簡單、運行壽命長等優點。AWE 電解槽中的隔膜為石棉或以聚苯

17、硫醚（PPS）織物為基底的新型復合隔膜等材料，電極一般采用鎳基材料，避免使用貴金屬導致成本增加。AWE 電解水制氫主要存在三點問題：（1）液體電解質和隔膜上的高歐姆損耗造成了 AWE 電解槽的電解效率較低，一般為 60%75%，導致堿性電解水制氫的能耗較高；（2）由于傳質的滯后性，以及經分離后的氫氣需配合脫附劑以除去其中的水分和堿霧，不僅影響氣體純度，而且堿性電解槽無法快速啟動及變載，與可再生能源發電的適配性較差；（3）在低負荷下陽極側氧氣產率較低，氫氣分壓上升可能導致氫氧混合危險，因此堿性電解槽工作負荷范圍較小，對可再生能源波動的調節范圍較窄。為克服 AWE 電解制氫動態特性差、堿液腐蝕、串

18、氣安全等問題，陰離子交換膜電解技術采用具有良好氣密性、低電阻性、成本較低的陰離子交換膜替代 AWE 中的隔膜，堿液中的 OH-通過陰離子交換膜形成電解槽的電流回路，目前處于實驗室研發階段。我國我國 AWE 電解槽電解槽技術成熟，技術成熟，已已在工業上實現在工業上實現量產。量產。我國可生產出多種不同型號和不同規格的電解水制氫設備，單臺最大產氣量為 1500m3/h，技術指標已達到國際先進水平，代表性單位包括中船重工第七一八研究所、蘇州競力制氫設備有限公司等。截至 2020 年，我國 AWE 裝置的安裝總量為 2000 套左右，多數用于電廠冷卻用氫的制備。質子交換膜電解水制氫技術與可再生能源質子交

19、換膜電解水制氫技術與可再生能源發電發電匹配優勢明顯匹配優勢明顯，是唯一能滿足是唯一能滿足歐盟歐盟技技術指標的可再生能源電解水制氫術指標的可再生能源電解水制氫方式。方式。質子交換膜電解水技術與堿性電解水制氫技術原理不同，區別在于 PEM 技術采用高分子聚合物陽離子交換膜代替了 AWE 技術中的隔膜和液態電解質，起到隔離氣體和離子傳導的雙重作用。PEM 技術的核心部件仍是電解槽，由 PEM 膜電極、雙極板等部件組成。相比于 AWE 電解水制氫技術，PEM 電解水制氫具有以下優點：1)安全性和產物純度較高；2)PEM 電解質膜厚度可小于 200m，能量損耗低、傳質效率高，提升了電解效率，電解槽的結構

20、也更加緊湊；3)純水作為 PEM 電解池的電解液，對槽體幾乎無腐蝕，且電解反應產物不含堿霧；4)質子交換膜電解槽負荷范圍寬，對峰電調節更加靈活。根據“十四五”國家重點研發計劃重點專項規劃，PEM 電解槽可適應的功率波動性將進一步擴展到 5%-150%；啟動時間相較于堿性電解水制氫技術快 2 倍以上，對可再生能源波動的響應更加迅速，更適用于平抑可再生能源并網的波動性。歐盟規定了電解槽制氫響應時間小于5s，目前只有PEM電解水技術可達到這一要求。固體氧化物電解水制氫距離規?；茪鋺蒙行柘嚓P材料和催化劑技術進一步攻關，固體氧化物電解水制氫距離規?；茪鋺蒙行柘嚓P材料和催化劑技術進一步攻關，短期短

21、期難以難以大規模投入實際應用。大規模投入實際應用。固體氧化物電解水是一種在高溫狀態下電解水蒸氣制氫技術，該技術工作溫度在 6001000，主要結構包括陰極、陽極和電解質層。陰極通常使用 Ni/YSZ 多孔金屬陶瓷，陽極為含稀土元素的鈣鈦礦（ABO3）氧化物、電解質層為氧離子導體（YSZ 或 ScSZ 等）。固體氧化物電解技術氫氣轉化率高，實驗室電解制氫效率接近 100%；操作靈活且規?？煽?；SOEC 具有在電池和電解池模式間可逆運行的優勢。然而，從整體能量使用率來看，SOEC 技術的高溫條件會造成熱能的損失以及水資源的過量使用，同時增大了對電解池材料的要求，使得該技術目前只能在特定的高溫場合下

22、應用。全球全球電解槽裝機呈現大功率、電解槽裝機呈現大功率、PEM 化的化的發展趨勢。發展趨勢。目前，世界范圍內投入運行的電解裝置不斷增多，多數電解水制氫項目位于歐洲，少數位于澳大利亞、中國和美洲。根據2018 年的全球 Power to Hydrogen 制氫項目統計，項目平均容量由 2000 年 0.1MW 增加到2019 年的 5MW，呈現大功率的發展趨勢；隨著質子交換膜技術的不斷發展，PEM 電解水制氫裝機規模在新增裝機中占比逐漸提升，成為主流的電解制氫發展技術路線。圖圖 8：各種各種電解槽制氫裝置啟動時間電解槽制氫裝置啟動時間（單位：（單位：分）分）圖圖 9：全球全球 P2H 電解槽電

23、解槽裝機情況（裝機情況（單位單位：MW，個，個）資料來源：IRENA，浙商證券研究所 資料來源：European Commission，浙商證券研究所 2.政策端明確可再生能源制氫發展方向政策端明確可再生能源制氫發展方向 氫能氫能首次首次納入國家能源戰略，定位提上新高度。納入國家能源戰略，定位提上新高度。2022 年以來，圍繞氫能在可再生能源消納、新型儲能系統建設、交通運輸及工業領域脫碳等方面的作用，國家相關部門密集出臺了支持可再生能源制氫及其上下游產業鏈發展的政策及規劃，將氫能產業納入戰略性新興產業和重點發展方向。國家積極布局可再生能源國家積極布局可再生能源 PEM 電解水制氫技術攻關。電解

24、水制氫技術攻關。根據國家規劃，工業副產氫及可再生能源制氫在中短期是氫能制取的兩條主要技術路線，中長期來看，國家對制氫路線的布局重點圍繞可再生能源電解水制氫及 PEM 電解槽技術攻關，風電、光伏有望成為可再生能源電解水制氫的兩大主要電力來源。提高轉化效率及單臺制氫規模是可再生能源制氫裝置發展的主要趨勢，高彈性、大功率 PEM 電解槽是未來可再生能源制氫裝置技術攻關及應用推廣的重點方向，但現階段仍處于樣機研制階段。PEM 電解水制氫電解水制氫有望有望成為成為“綠電綠電+綠氫綠氫”生產模式的主流發展趨勢。生產模式的主流發展趨勢。為匹配可再生能源制氫應用規模擴大對大規模儲能的需要，國家對可再生能源離網

25、制氫技術進行了研發規劃。目前，我國離網條件下風電耦合制氫技術尚處于起步階段，相對于并網制氫，離網制氫可有效提高電能利用效率、減少整流、并網等設備投資、避免入網審批、縮短建設周期的優點，但由于缺少大電網的穩定支撐，對于電解槽兼容可再生能源功率快速波動提出了更高的要求，這也進一步推動 PEM 電解水制氫成為“綠電+綠氫”生產模式的主流發展趨勢。同步同步打通制氫能儲輸加用全產業鏈打通制氫能儲輸加用全產業鏈發展堵點，支持發展堵點，支持氫能供給及時向下游傳遞。氫能供給及時向下游傳遞。國家規劃通過大規模管網鋪設及摻氫天然氣等方式進行綠氫的長距離運輸，解決氫能產業長期發展存在的綠氫生產與需求錯配問題，為提高

26、綠氫在各應用領域滲透程度提前布局。合成氨、煉油、燒堿、焦化等化工行業，鋼鐵、水泥等高耗能行業以及交通運輸行業作為氫 能產業的重要消費端，通過與綠氫產業耦合釋放氫能大規模需求潛力，疊加以可再生能源為主體的電力系統長周期、大容量儲能與調峰對可再生能源制氫產業的電力輸出，將成為未來可再生能源制氫發展的兩大主要驅動力。表表 2：2022 年以來出臺的綠氫相關國家政策及規劃年以來出臺的綠氫相關國家政策及規劃 日期日期 相關部門相關部門 政策名稱政策名稱 主要內容主要內容 2022.1 工信部、住建部、交通運輸部、農業農村部、國家能源局 智能光伏產業創新發 展 行 動 計 劃（2021-2025 年）1.

27、發展智能光儲系統，建設一批電源側光伏儲能項目，保障光伏發電高效消納利用；2.拓展智能光伏技術耦合，支持智能光伏制氫等試點示范項目建設，加快開展制氫系統與光伏耦合技術研究。2022.1 國家能源局 2022 年能源行業標準計劃立項指南 將大規模新能源消納技術、電解質制氫及綜合應用、氫電耦合技術、氫燃料電池發電站、燃料電池關鍵零部件作為能源行業標準計劃立項重點方向。2022.1 工信部 關于促進鋼鐵工業高質量發展的指導意見 1.發展目標：力爭到 2025 年，鋼鐵工業基本形成綠色低碳可持續的高質量發展格局；氫冶金等先進工藝技術取得突破進展；80%以上鋼鐵產能完成超低排放改造；2.重點圍繞低碳冶金加

28、大創新資源投入，制定氫冶金行動方案，加快推進低碳冶煉技術研發應用。2022.1 國務院 十四五節能減排綜合工作方案 1.推動綠色鐵路、綠色公路、綠色港口、綠色航道、綠色機場建設，有序推進加氫等基礎設施建設；2.提高城市公交、出租、物流、環衛清掃等車輛使用新能源汽車的比例。2022.2 國家發改委、工信部、生態環境部、國家能源局 高耗能行業重點領域節能降碳改造升級實施指南 1.煉油行業：推動渣油漿態床加氫等劣質重油原料加工技術開發；2.合成氨行業：優化合成氨原料結構，增加綠氫原料比例；3.燒堿行業：加強儲氫燃料電池發電集成裝置研發和應用，探索氯堿-氫能-綠電自用新模式；促進可再生能源與氯堿用能相

29、結合，推動副產氫氣高值利用技術改造；4.水泥行業：加快研發綠色氫能煅燒水泥熟料關鍵技術；5.建筑、衛生陶瓷行業：研究應用氫能的新型燒成技術及裝備；建筑陶瓷研發氫燃料輥道窯燒成技術與裝備；6.鋼鐵行業：重點圍繞焦爐大富氫冶煉、氫冶煉等低碳前沿技術，依托鋼鐵企業副產煤氣富含的大量氫氣，生產高附加值化工產品；7.焦化行業：發揮焦爐煤氣富氫特性，有序推進氫能發展利用。2022.3 科技部“十四五”國家重點研發計劃（2022 年重 點 專 項申 報 指南）針對氫能綠色制取與規模轉存體系的重點專項包括：兆瓦級電解水制氫質子交換膜電解堆技術、電解水制高壓氫電解堆及系統關鍵技術、固體氧化物電解水蒸汽制氫系統與

30、電解堆技術、質子交換膜電解水制氫測試診斷技術與設備研發、高溫質子導體電解制氫技術。2022.3 國家發改委、國家能源局“十四五”新型儲能發展實施方案 1.開展依托可再生能源制氫（氨）的氫（氨）儲能試點示范，針對新能源消納和系統調峰問題，推動大容量、中長時間尺度儲能技術示范，重點試點包括示范可再生能源制氫等更長周期儲能技術；2.結合以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地建設開展新型儲能試點示范，統籌推進張家口可再生能源示范區新型儲能發展，探索風光氫儲等源網荷儲一體化和多能互補的儲能發展模式。2022.3 國家能源局 2022 年能源工作指導意見 加快能源綠色低碳轉型：因地制宜開展可再生能

31、源制氫示范，探索氫能技術發展路線和商業化應用路徑。2022.3 國家發改委、國家能源局“十四五”現代能源體系規劃 1.適度超前部署一批氫能項目，著力攻克可再生能源制氫和氫能儲運、應用及燃料電池等核心技術；2.實施高效可再生能源氫氣制備、儲運、應用和燃料電池等關鍵技術攻關及多元化示范應用；氫能在可再生能源消納、電網調峰等場景示范應用。2022.3 國家發改委 氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）1.基本原則：以綠色低碳為方針，加強氫能的綠色供應；構建清潔化、低碳化、低成本的多元制氫體系；重點發展可再生能源制氫，嚴格控制化石能源制氫；在風光水電資源豐富地區，開展可再生能源制氫示范，逐步擴

32、大示范規模，探索季節性儲能和電網調峰；2.發展目標：2025 年：清潔能源制氫取得較大進展，初步建立以工業副產氫和可再生能源制氫就近利用為主的氫能供應體系，可再生能源制氫量達到 10-20 萬噸/年，成為新增氫能消費的重要組成部分，實現二氧化碳減排 100-200 萬噸/年；2030 年：形成清潔能源制氫及供應體系，可再生能源制氫廣泛應用；2035 年：可再生能源制氫在終端能源消費中的比重明顯提升，對能源綠色轉型發展起到重要支撐作用；3.加快提高可再生能源制氫轉化效率和單臺裝置制氫規模。2022.4 國家能源局和科學技術部 十四五能源領域科技創新規劃 1.先進可再生能源發電及綜合利用、適應大規

33、模高比例可再生能源友好并網的新一代電網、新型大容量儲能、氫能及燃料電池等關鍵技術裝備全面突破；2.聚焦大規模高比例可再生能源開發利用，攻克高效氫氣制備、儲運、加注和燃料電池關鍵技術，推動氫能與可再生能源融合發展；3.突破適用于可再生能源電解水制氫的質子交換膜和低電耗、長壽命高溫固體氧化物電解制氫關鍵技術，研發可再生能源離網制氫關鍵技術；開展多應用場景可再生能源-氫能的綜合能源系統示范；4.針對電網削峰填谷、集中式可再生能源并網等儲能應用場景，開發儲熱蓄冷、儲氫、機械儲能等能量型/容量型儲能技術；5.發展目標：2023 年，完成大功率質子交換膜制氫電解槽樣機研制，2023-2025 年，進行示范

34、，2025-2030 年進行制氫推廣；2025 年，建成摻氫比例 3%-20%，最大摻氫量 200Nm3/h 的摻氫天然氣管道示范項目。2022.4 工信部 國家發改委 科學技術部 生態環境部 應急管理部 國家能源局 關于“十四五”推動石化化工行業高質量發展的指導意見 1.加快突破“綠氫”規?；瘧玫汝P鍵技；2.鼓勵石化化工企業因地制宜、合理有序開發利用“綠氫”，推進煉化、煤化工與“綠電”、“綠氫”等產業耦合示范 2022.6 發展改革委、能源局、財政廳、自然資源廳、生態環境廳、住 房 和 城鄉 建 設廳、農業農村廳、氣象局、林業和草原局“十四五”可再生能源發展規劃 1.推進陸上風電和光伏發電

35、基地建設：利用省內省外兩個市場，依托既有和新增跨省跨區輸電通道、火電“點對網”外送通道，推動光伏治沙、可再生能源制氫和多能互補開發，重點建設新疆、黃河上游、河西走廊、黃河幾字彎等新能源基地。2.推進具有海上能源資源供給轉換樞紐特征的海上能源島建設示范，建設海洋能、儲能、制氫、海水淡化等多種能源資源轉換利用一體化設施。3.存儲消納，高比例利用可再生能源加快建設可再生能源存儲調節設施，強化多元化智能化電網基礎設施支撐，提升新型電力系統對高比例可再生能源的適應能力。加強可再生能源發電終端直接利用，擴大可再生能 源多元化非電利用規模，推動可再生能源規?；茪淅?，促進鄉村可再生能源綜合利用，多措并舉提

36、升可再生能源利用水平 4.用高比例新能源示范在有條件的地區，利用新能源直供電、風光氫儲耦合、柔性負荷等技術，通過開發利用模式創新，推動新能源開發、輸送與終端消費的一體化融合，打造發供用高比例新能源示范，實現新能源電力消費占比達到 70%以上。5.規?；稍偕茉粗茪涫痉?。在可再生能源發電成本低、氫能儲輸用產業發展條件較好的地區，推進可再生能源發電制氫產業化發展，打造規?；木G氫生產基地。6.化工、煤礦、交通等重點領域綠氫替代。推廣燃料電池在工礦區、港區、船舶、重點產業園區等示范應用，統籌推進綠氫終端供應設施和能力建設，提高交通領域綠氫使用比例。在可再生能源資源豐富、現代煤化工或石油化工產業基礎

37、好的地區，重點開展能源化工基地綠氫替代。積極探索氫氣在冶金化工領域的替代應用，降低冶金化工領域化石能源消耗 7.可再生能源前沿技術和核心技術裝備攻關，突破適用于可再生能源靈活制氫的電解水制氫設備關鍵技術，推進適用于可再生能源制氫的新型電解水設備研制；加快大容量、高密度、高安全、低成本新型儲能裝置研制。8.科技創新支撐。加大對能源研發創新平臺支持力度，重點支持可再生能源、新型電力系統、規?；瘍δ?、氫能等技術領域，整合資源、組織力量對核心技術方向實施重大科技協同研究和重大工程技術協同創新。9.可再生能源與新能源技術創新合作。圍繞構建新型電力系統，成本新能源發電技術、儲能、氫能等先進技術上的務實合作

38、。資料來源：政府官網，浙商證券研究所 3.多行業深度脫碳創造氫能需求增量空間多行業深度脫碳創造氫能需求增量空間 碳中和背景下我國各行業減碳空間巨大碳中和背景下我國各行業減碳空間巨大。2020 年，我國的溫室氣體排放量約 125 億噸，其中二氧化碳排放量約 112 億噸，能源活動二氧化碳排放量約 99 億噸，其中電力領域二氧化碳排放量約 40 億噸，工業領域二氧化碳排放量約 36.1 億噸（其中，鋼鐵、水泥與化工行業的二氧化碳排放量占 61%），建筑與交通領域二氧化碳排放量分別約為 11.5 億噸和 11.2 億噸。2030 年碳達峰情境下，溫室氣體排放量峰值不超過 130 億噸，能源活動二氧化

39、碳排放量峰值不超過 105 億噸，碳匯約 9 億噸；2060 年實現碳中和時，我國的溫室氣體排放量不超過 15 億噸，碳匯約 15 億噸，其中能源活動二氧化碳排放量約 5 億噸。圖圖 10：我國二氧化碳排放我國二氧化碳排放分布情況分布情況（單位：億噸，單位：億噸，%）圖圖 11：碳中和的實現途徑碳中和的實現途徑（單位：億噸（單位：億噸）資料來源：中國氫能聯盟，浙商證券研究所 資料來源：中國 21 世紀議程管理中心，浙商證券研究所 能源消費能源消費的綠色轉型的綠色轉型是我國實現是我國實現雙碳目標雙碳目標的關鍵。的關鍵。中國氫能源及燃料電池產業白皮書 2020 提出“脫碳是本輪氫能產業發展的第一驅

40、動力”。根據中國氫能聯盟預計，在 2030年碳達峰情景下，我國氫氣的年需求量將達 3715 萬噸，在終端能源消費中占比約為 5%，可再生氫產量約 500 萬噸/年；在 2060 年碳中和情景下，我國氫氣的年需求量將增至 1.3億噸左右，在終端能源消費中占比約為 20%，2020-2060 年氫氣需求量 CAGR35%。碳中和情境下工業領域用氫占比仍然最大，約 7794 萬噸，占氫能總需求量 60%；交通運輸領域用氫 4051 萬噸，占總需求量的 31%，是氫能消費的最大增量；在氫發電領域，氫能為高比例可再生能源發電波動性提供消納途徑，預計約 10%可再生氫通過燃料電池以電力形式回到電網，發電與

41、電網平衡用氫 600 萬噸，占氫氣總需求的 5%；建筑領域以純氫替代 20%天然氣供暖需求，并通過一定比例的摻氫實現脫碳，預計 2060 年氫氣消費量將達到 585 萬噸，占總需求的 4%。圖圖 12：碳中和情景下氫能需求量預測碳中和情景下氫能需求量預測（單位：萬噸）單位：萬噸）圖圖 13：2060 年碳中和情境下各領域氫氣需求占比年碳中和情境下各領域氫氣需求占比（單位：（單位：%）資料來源：中國氫能聯盟，浙商證券研究所 資料來源：中國氫能聯盟，浙商證券研究所 交通運輸交通運輸領域領域是氫能需求的最大增量。是氫能需求的最大增量。實現碳中和需要道路交通全面電氣化，航空和船運逐步替換使用零碳燃料。

42、2015 年，中國交通運輸部門產生了 8.439 億噸二氧化碳，占全國總排放量的 9.3%，其中 6.983 億噸來自道路交通。交通運輸部門的碳排放年均增速保持在 5%以上，成為溫室氣體排放增長最快的領域之一，與此同時，中國千人汽車保有量仍遠低于發達國家。因此，交通運輸部門能源需求量預計仍會慣性增加。圖圖 14：中國交通運輸中國交通運輸碳排放量及占比（單位：百萬碳排放量及占比（單位：百萬噸噸，%）圖圖 15：2019 年各國年各國千人汽車保有量千人汽車保有量（單位：（單位：輛輛）資料來源：國際能源署，浙商證券研究所 資料來源：麥肯錫，浙商證券研究所 道路交通的氫能需求在交通運輸領域中占比最大。

43、道路交通的氫能需求在交通運輸領域中占比最大。目前我國汽車保有量的電氣化率不足 3%，碳中和目標要求道路交通實現全面電氣化。22 年 Q1 新能源車銷量滲透率約20%，新能源商用車滲透率約 5%，電氣化仍處于起步階段。中國氫能聯盟預計 2025 年我國燃料電池汽車保有量約 10 萬輛，2035 年約 120 萬輛，2060 年增加至 1100 萬輛（中重型燃料電池商用車 750 萬輛，在全部中重型商用車中占比接近 65%，燃料電池乘用車約15%）。結合燃料電池與動力電池技術，道路交通有望在 2050 年前實現凈零排放。預計2060 年道路交通氫氣消費量 3570 萬噸，占交通運輸用氫的 88%。

44、圖圖 16：“十三五十三五”以來我國汽車電氣化程度（單位：萬輛，以來我國汽車電氣化程度（單位：萬輛，%）圖圖 17：分車型分車型新能源車滲透率新能源車滲透率（單位：（單位：%）資料來源：中汽協，浙商證券研究所 資料來源：中汽協，浙商證券研究所 氫能通過多種技術路線參與船運氫能通過多種技術路線參與船運及航空及航空領域脫碳。領域脫碳。通過動力電池和氫燃料電池技術可實現內河和沿海船運電氣化，通過生物燃料或零碳氫氣合成氨等新型燃料實現遠洋船運脫碳。預計 2030 年開始推廣燃料電池船，到 2050 年約 6%的船運能源消耗將通過氫燃料電池技術實現，氫氣消費量接近 120 萬噸，2060 年氫氣消費量

45、280 萬噸。航空領域將以生物燃料、合成燃料為主，以氫能等為輔共同實現脫碳。以氫為燃料的飛機可能成為中短途航空飛行的一種脫碳路徑，目前，全世界已有多種機型正在開發和試驗。在長距離航空領域，仍須依賴航空燃油，可通過生物質轉化或零碳氫氣與二氧化碳合成制得。預計2060 年氫氣消費量 200 萬噸，提供 5%左右航空領域能源需求。圖圖 18：交通部門氫氣需求量：交通部門氫氣需求量（單位：萬噸）（單位：萬噸）圖圖 19：2060 年碳中和年碳中和交通運輸各領域氫氣需求占比（單位：交通運輸各領域氫氣需求占比（單位：%）資料來源：中國氫能聯盟，浙商證券研究所 資料來源：中國氫能聯盟，浙商證券研究所 碳中和

46、情境下工業領域用氫占比最大。碳中和情境下工業領域用氫占比最大。工業是當前脫碳難度最大的終端部門，化石能源不僅作為工業燃料，還是重要的工業原料。在氫冶金、合成燃料、工業燃料等行業增量需求的帶動下，中國氫能聯盟預計 2060 年工業部門氫需求量將到 7794 萬噸，占氫能總需求的 60%。圖圖 20：工業領域工業領域氫氣需求量氫氣需求量（單位：萬噸）（單位：萬噸）圖圖 21：2060 年碳中和年碳中和工業各領域氫氣需求占比（單位：工業各領域氫氣需求占比（單位：%）資料來源：中國氫能聯盟，浙商證券研究所 資料來源：中國氫能聯盟，浙商證券研究所 傳統工業中氫氣需求整體呈現先微增后下降的趨勢。傳統工業中

47、氫氣需求整體呈現先微增后下降的趨勢。在傳統工業中，氫氣是合成氨、合成甲醇、石油精煉和煤化工行業中的重要原料，小部分副產氫氣作為回爐助燃的工業燃料使用。目前，工業用氫基本全部依賴化石能源制取，未來通過低碳清潔氫替代應用潛力巨大。隨著石油消費量的增長和成品油品質要求的不斷提升，石油煉制行業的氫氣消費量有望持續增加，2030 年以后，由于油品標準達到較高水平以及交通部門能源效率和電氣化率持續提升，煉廠氫氣消費將大幅下降，帶動現有工業氫氣需求量將呈現先增后降趨勢，2060 年將降低至 2800 萬噸。圖圖 22：2020 年全球主要國家粗鋼產量占比（單位：年全球主要國家粗鋼產量占比（單位：%）圖圖 2

48、3：2019 年我國碳排放量前十行業（年我國碳排放量前十行業（除電力除電力）（單位：億噸）（單位：億噸）資料來源：CEADs，浙商證券研究所 資料來源：中國氫能聯盟，浙商證券研究所 新新工業領域工業領域氫氣消費將成為氫氣消費將成為碳中和情境下碳中和情境下工業領域氫能消費的工業領域氫能消費的主要增量和消費主要增量和消費主體主體。氫氣作為新工業原料，通過氫冶金、合成航空燃料、合成氨作為運輸用燃料等方式，在鋼鐵、航空、船運等難以脫碳行業中發揮重要作用。2020 年我國粗鋼產量首次達到 10.65 億噸，占全球產量超過 50%，同時，我國冶金行業的碳排放量在除電力外的全行業居首，綠色轉型下鋼鐵行業具有

49、巨大清潔氫氣需求。預計 2030 年后，氫氣作為冶金還原劑的需求開始釋放，到 2060 年電爐鋼市場占比有望提升至 60%，超過 30%鋼鐵產量采用氫冶金工藝，氫冶金領域氫氣需求量超過 1400 萬噸。合成燃料方面，氫氣與一氧化碳經費托合成可生成氫基柴油、航空燃料等，與氮氣在高溫高壓和催化劑存在下合成氨燃料，從而對重型貨運、水運及工業領域傳統石油及柴油形成替代。2060 年，合成燃料方面氫氣需求量1560 萬噸，占船運與航運能源需求總量的 40%。氫氣作為新工業燃料提供高品質熱源。氫氣作為新工業燃料提供高品質熱源。氫氣通過專用燃燒器提供高品質熱源，從而代替部分天然氣和其他化石燃料，彌補電力在該

50、領域的不足。高能耗的水泥、鋼鐵、煉化行業中需要大量的高溫熱量，其中鋼鐵和水泥熱耗中高品質熱占比近 87.5%。預計 2060年氫氣在鋼鐵和水泥高品質能耗中將提供 35%熱量需求，需求量將達到 1980 萬噸。圖圖 24：氫氣用于合成燃料的轉化方式氫氣用于合成燃料的轉化方式 圖圖 25：高耗能行業熱量需求需求（單位：高耗能行業熱量需求需求（單位：EJ）資料來源：CEADs，浙商證券研究所 資料來源：IEA，Hydrogen Council，浙商證券研究所 4.新型電力系統構建釋放可再生能源規模制氫潛力新型電力系統構建釋放可再生能源規模制氫潛力 大規模制氫是大規模用氫的前提，大規模制氫是大規模用氫

51、的前提，我國我國氫能供給結構將從化石能源為主的非低碳氫氫能供給結構將從化石能源為主的非低碳氫向向以可再生能源為主的低碳清潔氫以可再生能源為主的低碳清潔氫過度過度。隨著深度脫碳的需求增加和可再生能源電解水 制氫經濟性的提升，2040-2050 年，可再生能源制氫在氫能供應中超過 50%，我國的能源結構從傳統化石能源為主轉向以可再生能源為主的多元格局，可再生能源電解水制氫將成為有效供氫主體，煤制氫+CCS 技術、生物制氫和太陽能光催化分解水制氫等技術成為有效補充，預計 2060 年我國可再生氫產量提升至 1 億噸，約占氫氣年度總需求的 77%。圖圖 26：中國氫氣供給結構及預測中國氫氣供給結構及預

52、測（單位：（單位：%）圖圖 27：2020-2060 年氫源供給結構展望年氫源供給結構展望（單（單位：元位：元/kg）資料來源：中國氫能聯盟，浙商證券研究所 資料來源：中國氫能聯盟，浙商證券研究所 受規模限制及受規模限制及供給端供給端清潔化轉型需求，工業副產氫清潔化轉型需求，工業副產氫可可支持中短期終端氫氣消費支持中短期終端氫氣消費量量。我國工業副產氫主要來源包括輕烴利用（丙烷脫氫、乙烷裂解）、氯堿行業、焦爐煤氣提純、合成氨醇弛放氣提純。從我國工業副產氫的放空量現狀來看，供應潛力可達到 450 萬噸/年，能夠支持約 97 萬輛公客車全年運營，但存在地域分布性差異（PDH 及乙烷裂解主要分布于華

53、東及沿海地區、較大規模的氯堿廠主要分布在新疆、山東、內蒙古、上海、河北等省市，焦化廠主要分布在話內積華東地區，合成氨醇企業主要分布在山東、陜西和河南等省份）。在氫能產業發展初期，由于需求增量有限，工業副產氫接近消費市場、經濟性佳、提純技術較為成熟，是氫能供應體系的重要補充。2060 年，氫氣總需求量將達到 1.3億噸，受工業副產氫的產業規模限制，產量提高潛力較??；同時，鋼鐵、化工等工業領域需要引入無碳制氫技術替代化石能源實現深度脫碳，將從氫氣供給方轉變為需求方。因此，隨著氫能全產業鏈深度脫碳，工業副產氫的產量也將逐漸萎縮。表表 3：中國工業副產氫制氫的供應潛力中國工業副產氫制氫的供應潛力（單位

54、：萬噸、萬輛）（單位：萬噸、萬輛）制氫方式制氫方式 現有年產制氫潛力（萬噸）現有年產制氫潛力（萬噸）可供公交車數量（萬輛）可供公交車數量（萬輛）輕烴利用 30 6.5 綠教副產氫 33 7.1 焦爐煤氣副產氫 271 58.9 合成氨醇等副產氫 118 25.6 合計 450 97.6 資料來源：車百智庫，浙商證券研究所 電力結構清潔化趨勢構筑電力結構清潔化趨勢構筑可再生能源規模制氫的可再生能源規模制氫的基石基石?！笆濉币詠?，煤電裝機和發電量占比持續下降，太陽能及風力發電裝機及發電量穩步增長。2021 全國發電裝機容量約 23.8 億千瓦，同比+7.9%。其中，風電裝機容量約 3.3 億千

55、瓦，同比+16.6%；光伏裝機容量約 3.1 億千瓦，同比+20.9%。2021 年，全國可再生能源發電量達 2.48 萬億 kWh，占 全社會用電量的 29.8%。其中，風電 6526 億 kWh，同比增長 40.5%；光伏發電 3259 億kWh，同比增長 25.1%。隨著“十四五”電力規劃的實施，到 2025 年，我國風電、太陽能發電總裝機及發電量將達 10.87 億 kW、1.87 萬億 kWh，到 2030 年，我國風電、太陽能發電總裝機容量將達12億kW以上（全球能源互聯網發展合作組織預估為18.25億kW）。到 2050 年，清潔能源成為電源裝機的增量主體，90%的電量將由水電、

56、太陽能發電、風電、核電等清潔能源共同承擔。2060 年，在碳中和情境下，風電、太陽能發電總裝機有望達到 63 億千瓦，2021-2060 年風光裝機量增長近十倍。圖圖 28：2019-2060E 我國發電量結構（單位：我國發電量結構（單位：%）圖圖 29：2019-2060E 我國電源累計裝機結構（單位：我國電源累計裝機結構（單位：%）資料來源：全球能源互聯網發展合作組織，浙商證券研究所 資料來源：中電聯、全球能源互聯網發展合作組織，浙商證券研究所 可再生能源發電成為可再生能源發電成為電力供應的主體電力供應的主體，儲能需求逐步凸顯。儲能需求逐步凸顯。隨著風光等新能源大規模接入，平抑新能源出力波

57、動，解決新能源消納，提升能源利用效率等需求逐漸凸顯，儲能技術可以提升電力系統靈活性、經濟性、安全性，在以新能源為主體的新型電力系統構建及改造過程中發揮重要作用。氫儲能是大容量氫儲能是大容量、長周期儲能的唯一解決方案。長周期儲能的唯一解決方案。各種儲能方式在儲能時間和儲能時長上優勢互補，目前應用較為廣泛的電化學儲能、抽水蓄能等技術只能解決電力系統的短期調節問題，且受成本等因素制約，月度調節和季度調節還存在很大障礙。氫儲能的容量大、周期長，覆蓋的儲能周期及容量跨度廣，在時間周期及儲能容量上具有調節的靈活性，針對電網削峰填谷、集中式可再生能源并網等應用場景需要氫儲能作為大容量長周期儲能技術參與可再生

58、能源波動性調節。氫儲能目前多采用堿性電解槽技術配合高壓氣態儲氫技術以及質子交換膜燃料電池完成可再生能源儲存及電-電轉化，能量轉化效率有待提升。通過改善堿性電堆、電極與隔膜材料，優化質子交換膜電解槽的設計和制造工藝提高可再生能源儲能效率，通過提高儲氫壓力、開發氫氣液化裝備及儲罐提升儲氫效率，預計2025 年可實現 40-45%的電-電轉化效率以及 15-20mol/L 的儲氫密度。表表 4：季節性儲能與短期儲能不同方式的典型參數對比（單位：季節性儲能與短期儲能不同方式的典型參數對比（單位：TWh，GWh,MWh,%,h，年，元，年，元/kWh）屬性與性能屬性與性能 季節性儲能季節性儲能 短期儲能

59、短期儲能 儲氣 儲熱/冷 儲電 儲能形式 天然氣/氫/甲醇/氨 熱水、冰雪、熱冷空氣 大型抽蓄/壓縮空氣 電化學儲能、超級電容及飛輪儲能 功能劃分 能量型儲能 功率及能量行儲能 參與功能 季節性調峰，平衡系統季節不平衡電量 協同異質能源系統 供給用戶端多能復合 平滑可再生能源出力波動，參與調頻和日內調峰 潛在瓶頸 建設成本高 高壓儲氫技術、地下儲氣庫的風險與運行管理、儲運配套建設等 建設成本、儲熱戒指材料技術等 建設成本、地理條件限制、效率提升等 高成本、電力市場激勵不足、安全風險、商業模式缺失、經濟效益提升 容量等級 1TWh 10GWh 抽蓄：30GWh 壓縮空氣：240MWh（國內單站最

60、大 10MW)目前最大 100WHh 級 能量轉換效率 儲氫：電-氫-電：30%電-氫-電/熱：50%儲熱：50-90%抽蓄：75-80%壓縮空氣：60-70%電化學：80-90%能量自耗散率 0 0.05-3.0%低 0.1-0.6%持續放能時間 1-24h 以上 1-24h 以上 1-24h 以上 秒級小時級 適合的儲能期限 小時月 小時月 小時月 秒級小時級 壽命 5-25 年 5-15 年 20-60 年 5-25 年 1000-15000 次循環 成本 儲氫：50 元/kWh(季節性儲能投資成本）1.8-6 元/kWh(季節性儲能度電成本）儲熱（相變）：350-400 元/kWh(投

61、資成本）抽蓄：600 元/kWh(日調節投資）0.1 元/kWh(日調節度電成本）電化學（鋰電池）：1500 元/kWh(日調節投資）0.5 元/kWh(日調節度電成本）資料來源：中關村儲能聯盟，車百智庫，浙商證券研究所 可再生能源裝機的大規模發展可再生能源裝機的大規模發展，疊加，疊加大容量氫儲能在可再生能源季節性調峰大容量氫儲能在可再生能源季節性調峰中的作中的作用，使用，使可再生能源規模制氫成為可能?？稍偕茉匆幠Ｖ茪涑蔀榭赡?。2020 年，全國可再生能源發電量達 22148 億 kWh，如果按 1%的比例進行電解水制氫，制氫效率按照 5kWh/Nm3測算，可制取氫氣約 40 萬噸/年。根據

62、全球能源互聯網發展合作組織預計，2025 年風電、太陽能發電總裝機容量將達到 5.36 億 kW、5.59 億 kW；2030 年風電、太陽能發電總裝機容量將達到 8 億 kW、10.5億千瓦；2050 年風電、太陽能發電總裝機容量將達 22 億 kW、34.5 億 kW；2060 年風電、太陽能發電總裝機容量將達 25 億 kW、38 億 kW。按照可再生能源裝機量 1-15%配置電解水制氫裝置，參與發電量 5%-30%的季節性儲能調峰比例接入電解水制氫系統，預計2025 年、2030 年、2050 年、2060 年電解水制氫效率可達到 5 kWh/Nm3、4.5 kWh/Nm3、4kWh/

63、Nm3、4kWh/Nm3，可再生能源制氫量將達到 40 萬噸、500 萬噸、6500 萬噸、1 億噸氫氣，能夠滿足節能與新能源汽車技術路線圖 2.0 及中國氫能聯盟對我國氫氣需求量的預計，支撐我國清潔氫供給結構需求。假設 2025 年、2030 年、2050 年、2060 年的電解 裝置全功率運行時間分別為 2000h、3000h、4500h、5000h，對應電解裝置裝機規模將達到 0.12 億 kW、0.84 億 kW、6.49 億 kW、8.99 億 kW。表表 5：可再生能源制氫規模及電解裝置裝機量測算可再生能源制氫規模及電解裝置裝機量測算（單位：億（單位：億 kW、萬億萬億 kWh、k

64、Wh/m3、萬噸、萬噸、%）項目項目 2025 E 2030E 2050E 2060E 風電裝機量（億千瓦）5.36 8 22 25 年均利用（h）2250 2500 3000 3200 光伏裝機量(億千瓦)5.59 10.25 34.5 38 年均利用（h）1200 1500 2000 2200 風光發電量(萬億千瓦時)1.87 3.54 13.5 16.36 季節性儲能調峰比例（%）1.2 7.2 19.5 24.7 制氫裝置配置比例（%）1.09 4.62 11.49 14.27 電解水裝機量（億千瓦）0.12 0.84 6.49 8.99 電解水效率（kWh/m3）5 4.5 4 4

65、電解槽全功率運行時間（h）2000 3000 4500 5000 制氫量（萬噸）40 500 6500 10000 資料來源：節能與新能源汽車技術路線圖 2.0，全球能源互聯網發展合作組織，浙商證券研究所 氫儲能已在國內外開放示范運行，國內在建項目占比較大。氫儲能已在國內外開放示范運行，國內在建項目占比較大。截止至 2021 年底，主要發達國家在運營氫儲能設施已有 9 座，電解槽裝機量合計 17.33MW。其中，最大的兩處均在德國，電解槽裝機量為6000kW；另有兩處氫儲能設施在建，電解槽裝機量合計 2.8MW。我國在建和示范運行的氫儲能設施共有 7 座。其中，位于張家口在建的“張家口200M

66、W/800MWh 氫儲能發電項目”是目前全球規模最大的氫儲能項目，將安裝 80 套5000kW 電解槽，項目建設期為 2 年，預計 2023 年投入運行。表表 6：國外運營及建設儲能項目的電解槽裝機情況國外運營及建設儲能項目的電解槽裝機情況（單位：（單位：kW）國家國家 項目名稱項目名稱 電解槽裝機量電解槽裝機量(kW)狀態狀態 德國 Audi e-gas Project 6000 kW 運營 德國 Energiepark Mainz 6000 kW 運營 丹麥 HyBalance-Air Liquide Advanced Business 1250 kW 運營 意大利 INGRID Hydr

67、ogen Demonstration Project 1250 kW 運營 德國 Grapzow 140MW Wind Park with 1MW Power to Gas System 1000 kW 運營 德國 E.ON Power to Gas Pilot Plant Falkenhagen 1000 kW 運營 德國 EnBM Stuttgrat Hydrogen Testing Facility 400 kW 運營 德國 Th gs-Demonstrations project Strom zu Gas-ITM Power plc 320 kW 運營 法國 University of

68、 Corsica MYRTE Test Platform 160 kW 運營 加拿大 Hydrogen Power-to-Gas 2000 kW 建設 德國 Power to Gas Plant in Reitbrook 800 kW 建設 資料來源：香橙會，浙商證券研究所 表表 7：國國內內運營及建設儲能項目的電解槽裝機情況運營及建設儲能項目的電解槽裝機情況（單位：（單位：kW）項目名稱項目名稱 電解槽裝機量電解槽裝機量 狀態狀態 江蘇如皋光伏制氫、氨基儲能的微電網項目 未披露 運營 浙江嘉興紅船基地“零碳”燃料電池熱電聯供電站 20 kW 運營 安徽六安 1WM 分布式氫能綜合利用站 10

69、00 kW 建設 大陳島“綠氫“綜合能源系統示范工程 100 kW 建設 浙江湖州濱湖綜合能源站 未披露 建設 張家口 200MW/800MWh 氫儲能發電項目 80*5000 kW 建設 西藏“風光電-氫-電熱“示范項目 未披露 建設 資料來源：香橙會，浙商證券研究所 5.可再生能源電解水制氫有望進入平價區間可再生能源電解水制氫有望進入平價區間 5.1.電解水制氫電解水制氫成本拆分及核心部件解析成本拆分及核心部件解析 電堆是電解水制氫系統的核心電堆是電解水制氫系統的核心，成本成本占比最高占比最高。電解水制氫系統由電解電堆及輔助系統組成。電堆是電解反應發生的主要場所，是電解水制氫系統的核心部分

70、，在電解系統成本中占 45%；輔助系統包括電氣系統、去離子水循環系統、氫氣處理及純化系統、氣體冷卻系統，在電解系統成本中占 55%。圖圖 30：可再生能源電解水制氫系統可再生能源電解水制氫系統關鍵組件關鍵組件 資料來源：IRENA，浙商證券研究所 圖圖 31：AWE 電解制氫系統成本構成電解制氫系統成本構成（單位：（單位：%）圖圖 32：PEM 電解制氫系統成本構成電解制氫系統成本構成（單位：（單位：%）資料來源：IRENA，浙商證券研究所 資料來源：IRENA，浙商證券研究所 現階段現階段國內國內 AWE 電解系統成本價格接近目標價格。電解系統成本價格接近目標價格。對 AWE 電解系統，電堆

71、成本主要由電極、膜片等核心部件的成本驅動，占電堆成本的 57%；堿性電解槽的雙極板材料使用鍍鎳鋼，材料便宜，設計及加工簡單，占電堆成本的 7%。根據中石化“庫車綠電示范項目”招標價格，2022 年我國堿性電解系統價格已降至 1500 元/kW。根據 IRENA 測算，2050年的 1MW 堿性電解槽電堆投資成本目標價格將小于 100 美元/kW；10MW 堿性電解水系統的目標價格將小于 200 美元/kW。根據隆基氫能測算，2030、2050 年，國內 AWE 電解槽成本將降至 700-900 元/kW、530-650 元/kW。表表 8：電解槽裝機情況：電解槽裝機情況現階段及現階段及 205

72、0 年年 AWE 電解水制氫系統成本拆分（單位電解水制氫系統成本拆分（單位:元元/kW)成本項成本項 1MW 10MW 1MW2050 年年 10MW2050 年年 電解系統 1592.1 1328.3 1444.4 1300.0 電堆 隔膜/電極組件 制備 289.9 241.9 263.1 236.7 膜片材料 57.2 47.7 51.9 46.7 Ni 極陽極 44.9 37.5 40.8 36.7 Ni 極陰極 16.3 13.6 14.8 13.3 電堆組裝及端板 71.6 59.8 65.0 58.5 雙極板 50.2 41.8 45.5 41.0 密封、框架 28.7 23.9

73、 26.0 23.4 結構層 100.3 83.7 91.0 81.9 多擴孔擴散層 PTLs 57.3 47.8 52.0 46.8 輔助系統 電氣系統 437.8 365.3 397.2 357.5 去離子水循環 192.6 160.7 174.8 157.3 氫氣處理及純化 175.1 146.1 158.9 143.0 氣體冷卻 70.1 58.4 63.6 57.2 資料來源：IRENA，浙商證券研究所測算 現階段現階段 PEM 電解電解系統系統投資投資成本較高，未來成本較高，未來降幅降幅空間空間有望超過有望超過 70%。對 PEM 電解制氫系統，電堆成本主要由雙極板等核心部件的成本

74、驅動，占電堆總成本的 53%，主要因為PEM 雙極板通常需要使用 Au 或 Pt 等貴金屬涂層達到抗腐蝕的目的，如使用 Ti 等低廉涂層替代貴金屬，可實現雙極板成本的大幅下降；稀有金屬 Ir 是膜電極中陰極催化劑的重要組成部分，Ir 在整個 PEM 電解系統中成本占比不到 10%，但存在供需不平衡的問題。根據 IRENA 測算，對 1MW 堿性電解槽電堆，現階段投資成本為 400 美元/kW，2050 年的目標價格將小于 100 美元/kW；對于 10MW 堿性電解水系統，現階段的投資成本約為700-1400 美元/kW，2050 年的目標價格將小于 200 美元/kW。圖圖 33：PEM 電

75、堆結構及核心部件電堆結構及核心部件 圖圖 34：PEM 電堆單電池電堆單電池結構及核心部件結構及核心部件 資料來源：IRENA，浙商證券研究所 資料來源：IRENA，浙商證券研究所 貴金屬催化劑用量及資源供給是貴金屬催化劑用量及資源供給是 PEM 電解槽發展應解決的電解槽發展應解決的首要首要問題。問題。按照 IRENA統計，現階段 PEM 電解槽 Ir 用量約為 1.3t/GW，全球 Ir 金屬產量約為 77.5t/年，只能支持 5.45.7GW/年的全球裝機量。根據規劃，Ir 的目標含量有望下降至現有水平的 3/10，在不增加現有 Ir 產量的假設下，僅支持全球每年裝機量 17.518.8G

76、W/年。因此，降低 Ir金屬載量或開發非 Pt 系（Pt，Ir）催化劑是 PEM 電解槽大規模發展的前提。PEM 電解槽的關鍵金屬由少數國家主導，南非供應全球 70%以上的 Pt 以及超過全球 85%的 Ir，PEM電解槽的發展將與上游原材料的主要供給供應國家緊密相關。我國的貴金屬資源 Pt、Ir 極度匱乏，PEM 電解槽大規模發展所需的 Pt 系金屬需要依賴進口。表表 9：PEM 電解槽貴電解槽貴金屬使用情況金屬使用情況 項目項目 現狀現狀 (IRENA)現狀現狀 (國際先進水平國際先進水平)目標目標 (IRENA)目標目標 (DOE)電流密度（A/cm2）2 3.2A/cm21.85V 5

77、-電極面積(cm2)1200-5000-Ir 載量（mg/cm2）5 1mg/cm2量級 0.2-Ir 載量（t/GW）1.3-0.4-Pt 載量（mg/cm2）2 0.4-0.6mg/cm2量級 0.05-Pt 載量（t/GW）0.5-0.1-Pt 系金屬（mg/cm2）7 2-3 mg/cm2 0.25 0.125 資料來源：IRENA，DOE，浙商證券研究所 圖圖 35：電解槽關鍵材料供應國家分布電解槽關鍵材料供應國家分布（單位：（單位：%）資料來源：European Commission，浙商證券研究所 表表 10：現階段及現階段及 2050 年年 PEM 電解水制氫系統成本拆分（單位

78、：元電解水制氫系統成本拆分（單位：元/kw)成本項成本項 1MW 10MW 1MW2050 年年 10MW2050 年年 電解系統 5777.8 4550.0 1444.4 1300.0 電堆 隔膜/電極組件 制備 443.0 348.9 110.8 99.7 質子交換膜 87.4 68.8 21.8 19.7 Ir 68.6 54.1 17.2 15.4 Pt 25.0 19.7 6.2 5.6 電堆組裝及端板 78.0 61.4 19.5 17.6 雙極板 1378.0 1085.2 344.5 310.1 密封、框架 78.0 61.4 19.5 17.6 多擴孔擴散層 PTLs 442

79、.0 348.1 110.5 99.5 輔助系統 電氣系統 1588.9 1251.3 397.2 357.5 去離子水循環 699.1 550.6 174.8 157.3 氫氣處理及純化 635.6 500.5 158.9 143.0 氣體冷卻 254.2 200.2 63.6 57.2 資料來源：IRENA，浙商證券研究所測算 5.2.電解水制氫的經濟性及成本敏感性分析電解水制氫的經濟性及成本敏感性分析 現階段大部分地區現階段大部分地區電解水制氫尚不具備經濟性電解水制氫尚不具備經濟性，AWE 制氫成本優勢明顯制氫成本優勢明顯。目前 AWE電解槽和PEM電解槽已經工業化，而AEM電解水以及S

80、OEC電解槽尚處于實驗室階段，還未商業化，主要針對前 AWE、PEM 制氫進行成本分析。制氫成本分為固定成本和可變成本，固定成本包括設備折舊、人工、運維等，可變成本包括制氫過程的電耗和水耗。在現有條件及假設下，AWE、PEM 電解水制氫成本分別為 22.88 元/kg H2、28.01 元/kg H2，由于較高的電耗成本及折舊成本，使電解水制氫成本遠超過煤制氫（含 CCS）、天然氣重整制氫（含 CCS）以及工業副產氫，超過煤制氫成本 1 倍左右，在成本上暫無競爭力。表表 11：AWE、PEM 電解電解水制氫成本計算假設水制氫成本計算假設 成本項成本項 AWE PEM 電解槽成本（元/kW）15

81、92.1 5777.8 設備折舊期（年）20（直線折舊，無殘值）原料水（t/kgH2）0.009 冷卻水（t/kgH2）0.009 水價(元/t)5 電耗(kWh/kg)56.18 50.56 電價（元/kWh）0.35（2020 年光伏電站指導價類資源區)每年工作時間 2000h 人工及運維費用（元/年）78 115.56 資料來源：IRENA，浙商證券研究所 電耗成本是現階段電解水制氫降本的電耗成本是現階段電解水制氫降本的關鍵關鍵因素之一。因素之一。電耗成本在電解水制氫成本中占比最高，AWE、PEM 電解水分別約為 85.93%、63.18%，其次為折舊成本，AWE、PEM電解水分別約為

82、9.77%、26.07%，這兩項成本占比均達到總成本的 90%。由于人工運維和原料屬于剛性支出，降本路徑主要依賴電解槽電解效率提高和可再生能源制氫電力成本下降帶來的電耗成本降低、電解槽成本下降帶來的折舊減少、單臺制氫產量增加帶來的固定成本均攤下降。隨著可再生能源發電成本的降低，在其他成本不變的前提下，隨著可再生能源發電成本的降低，在其他成本不變的前提下，AWE 電解水制氫有望電解水制氫有望具備一定的經濟性。具備一定的經濟性。根據中國十四五電力發展規劃，2025 年光伏發電成本將降至 0.3 元/kWh 左右，2035 年、2050 年將降至 0.13 元/kWh、0.1 元/kWh。對于 AW

83、E 制氫，在電耗成本的降低主要依賴電價的下降。隨著電價的降低，AWE 電解制氫成本和電力成本占比也同步降低。按照光伏電價規劃，2025 年光伏制氫成本為 20.07 元/kg，電耗成本降低至20.1%，2035 年、2050 年光伏制氫成本將達到 10.52 元/kg、8.83 元/kg，相對于天然氣制氫及煤制氫相比已經具備了一定的競爭優勢?，F階段，對于部分可再生能源發電成本較低的地區，AWE 制氫已存在一定的經濟性。圖圖 36：AWE 電解水成本占比電解水成本占比（單位：（單位：%）圖圖 37：PEM 電解水成本占比電解水成本占比（單位：（單位：%）資料來源：IRENA，浙商證券研究所測算

84、資料來源：IRENA，浙商證券研究所測算 圖圖 38：電力成本變化預測電力成本變化預測（單位：元單位：元/kWh）圖圖 39：AWE 電解水電解水制氫成本制氫成本對電價的敏感性對電價的敏感性（單位：元單位：元/kgH2）資料來源：中國十四五電力發展規劃，浙商證券研究所 資料來源：IRENA，浙商證券研究所測算 圖圖 40：陽泉煤業煤炭綜合售價（陽泉煤業煤炭綜合售價（單位：單位：元元/噸噸）圖圖 41：煤制煤制氫氫成本隨煤炭價格變化趨勢成本隨煤炭價格變化趨勢（單位：元（單位：元/噸，元噸，元/kgH2）資料來源：wind，浙商證券研究所 資料來源：未勢能源，車百智庫，浙商證券研究所 圖圖 42：

85、各地各地工業天然氣市場價工業天然氣市場價（單位：單位：元元/Nm3）圖圖 43：天然氣制氫天然氣制氫成本隨成本隨天然氣天然氣價格變化趨勢價格變化趨勢（單位：元（單位：元/Nm3，元，元/kgH2）資料來源：wind，浙商證券研究所 資料來源：未勢能源，車百智庫，浙商證券研究所 可再生能源儲能需求增加可帶來電解槽運營時間增加，在可再生能源儲能需求增加可帶來電解槽運營時間增加，在與電價降低的協同作用下與電價降低的協同作用下，AWE 電解水制氫有望具備一定的經濟性。電解水制氫有望具備一定的經濟性。隨著氫能行業的發展，當氫氣需求達到一定水平，并且可再生能源電力儲能取得突破，可以通過延長電解槽工作時間以

86、攤薄其固定成本。在不同電價條件下，隨著電解槽工作時間的延長，由于單位氫氣固定成本的降低，制氫成本隨之下降，但成本下降空間隨工作時間延長逐漸趨緩。2025 年，當電價為 0.3 元/kWh，在現有固定成本下 AWE 制氫成本約 1820 元/kg H2，無法實現與煤制氫+CCS 平價；當電價下降到 0.2 元/kWh，制氫成本開始下降至與煤制氫+CCS 成本相當或具有一定競爭優勢；2035 年之后，當電價成本降至 0.13 元/kWh 以下時，制氫成本將與煤制氫+CCS成本相比具有較大競爭優勢。表表 12：現階段不同電價、運營時間下現階段不同電價、運營時間下 AWE 制氫成本測算（單位：元制氫成

87、本測算（單位：元/kWh、h、元、元/kgH2)電價成本電價成本 運營時間運營時間 0.1 0.13 0.2 0.3 0.35 2000 8.84 10.52 14.46 20.07 22.88 3000 7.80 9.48 13.41 19.03 21.84 4000 7.27 8.96 12.89 18.51 21.32 5000 6.96 8.65 12.58 18.20 21.01 6000 6.75 8.44 12.37 17.99 20.80 7000 6.60 8.29 12.22 17.84 20.65 8000 6.49 8.18 12.11 17.73 20.54 資料來源

88、：浙商證券研究所測算 在電價、運營時間、固定成本三重作用下，在電價、運營時間、固定成本三重作用下，AWE 電解水制氫有望電解水制氫有望具備極強的經濟性具備極強的經濟性。按照 IRENA 預計，到 2050 年 10MW 級別的 AWE 制氫電解系統成本將小于 200 美元/kW，光伏電價將降至 0.1 元/kWh，在 2000-8000h 運營時間下電解水制氫成本將與煤制氫（不含 CCS）成本相當且具備一定的競爭力。表表 13：0.1 元元/kWh 電價下不同固定成本、運營時間下電價下不同固定成本、運營時間下 AWE 制氫成本測算（單位：元制氫成本測算（單位：元/kWh、h、元元/kgH2)固

89、定成本固定成本 運營時間運營時間 800 900 1000 1100 1300 2000 7.56 7.7 7.84 7.98 8.26 3000 6.94 7.04 7.13 7.22 7.41 4000 6.63 6.71 6.78 6.85 6.99 5000 6.45 6.51 6.56 6.62 6.73 6000 6.33 6.37 6.42 6.47 6.56 7000 6.24 6.28 6.32 6.36 6.44 8000 6.17 6.21 6.24 6.28 6.35 資料來源：浙商證券研究所測算 隨著可再生能源發電成本的降低，隨著可再生能源發電成本的降低，在其他成本不

90、變的前提下，在其他成本不變的前提下，PEM 電解水制氫有望電解水制氫有望具備一定的經濟性。具備一定的經濟性。按照光伏電價規劃，2025 年電價約為 0.3 元/kWh，PEM 制氫制氫成本為 25.5 元/kg，電耗成本降低至 59.5%，2035 年、2050 年光伏制氫成本將達到 16.9 元/kg、15.4 元/kg。在固定成本單一變量在固定成本單一變量降低降低的前提下，的前提下，PEM 電解水制氫電解水制氫難以難以具備一定的經濟性。具備一定的經濟性。PEM電解槽的固定成本在未來的降幅較大。但在固定成本單一變量下降的情境下，PEM 制氫成本無法落至煤制氫+CCS 成本競爭力區間。圖圖 4

91、4：PEM 電解水制氫成本對電價的敏感性電解水制氫成本對電價的敏感性（單位：元單位：元/kg H2）圖圖 45：PEM 電解水制氫對電解水制氫對固定固定成本成本的敏感性的敏感性（單位：元單位：元/kg H2）資料來源：浙商證券研究所測算 資料來源：浙商證券研究所測算 在現階段固定成本下，電價和運營時間雙重作用在現階段固定成本下，電價和運營時間雙重作用有望有望使使 PEM 電解水制氫具備一定電解水制氫具備一定的經濟性。的經濟性。2025 年，當電價為 0.3 元/kWh，在現有固定成本下 PEM 制氫成本約 1826 元/kg H2，無法實現與煤制氫+CCS 平價；當電價下降到 0.2 元/kW

92、h，運行時間 4000h 時，制氫成本開始下降至與煤制氫+CCS 成本相當或具有一定競爭優勢；2035 年之后，當電價成本降至 0.13 元/kWh 以下時，制氫成本將與煤制氫+CCS 成本相比具有較大競爭優勢。表表 14：現階段不同電價成本、運營時間下現階段不同電價成本、運營時間下 PEM 制氫成本制氫成本測算（單位：元測算（單位：元/kWh、h、元、元/kgH2）電價成本電價成本 運營時間運營時間 0.1 0.13 0.2 0.3 0.35 2000 15.37 16.89 20.43 25.48 28.01 3000 11.96 13.48 17.02 22.08 24.60 4000

93、10.26 11.78 15.31 20.37 22.90 5000 9.24 10.75 14.29 19.35 21.88 6000 8.55 10.07 13.61 18.67 21.19 7000 8.07 9.58 13.12 18.18 20.71 8000 7.7 9.22 12.76 17.81 20.34 資料來源：浙商證券研究所測算 在電價、運營時間、固定成本三重作用下，在電價、運營時間、固定成本三重作用下，PEM 電解水制氫電解水制氫的經濟性相比的經濟性相比 AWE 制制氫具有微弱優勢氫具有微弱優勢。根據 IRENA 估計，到 2050 年，PEM 制氫系統固定成本至少存

94、在 75%的降本區間，在 0.1 元/kWh 的電價預期下，PEM 制氫成本與化石能源制氫（不含 CCS）相當或具有具有一定成本優勢。由于 PEM 制氫的效率較高，因此，相比于 AWE 電解水制氫，PEM 制氫成本具有微弱優勢。表表 15：0.1 元元/kWh 電價時電價時不同固定成本、運營時間下不同固定成本、運營時間下 PEM 制氫成本制氫成本測算（單位：元測算（單位：元/kWh、h、元、元/kgH2）固定成本固定成本 運營時間運營時間 800 1300 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5777.8 2000 9.08 9.71 10.6 11.23 1

95、1.86 12.49 13.12 13.76 14.39 15.37 3000 7.77 8.19 8.78 9.2 9.62 10.04 10.46 10.89 11.31 11.96 4000 7.11 7.43 7.87 8.19 8.5 8.82 9.13 9.45 9.77 10.26 5000 6.72 6.97 7.33 7.58 7.83 8.08 8.34 8.59 8.84 9.24 6000 6.46 6.67 6.96 7.17 7.38 7.59 7.81 8.02 8.23 8.55 7000 6.27 6.45 6.7 6.88 7.06 7.24 7.43 7.61 7.79 8.07 8000 6.13 6.29 6.51 6.67 6.82 6.98 7.14 7.3 7.46 7.7 資料來源：浙商證券研究所測算