氢能行业专题报告：绿氢放量在即，电解槽有望率先受益

（报告出品：华宝证券）

1. 双碳背景下发展氢能具有战略意义，世界各国高度重视

1.1. 氢能是全球能源转型发展的重要载体

碳中和已成为全球共识，氢能是全球能源转型发展的重要载体。按为积极应对全球气候 和环境变化挑战，满足《巴黎协定》温控目标要求，国际各主要经济体加快了能源绿色低碳 转型进程，全球碳中和已达成共识，欧洲、北美、日韩均规划 2050 年前实现碳中和。我国 规划 2030 年前达到峰碳值，2060 年实现碳中和。从目前的能源结构来看，仍是以煤炭为主， 能源系统本质上为碳氢系统，氢比例越高，能源越干净、热值越高，因此从高碳燃料向低碳 燃料转变，最终答案指向完全不含碳的氢能，而氢气来源广泛、热值高、清洁无碳，被誉为 “21 世纪终极能源”。

氢能具备来源多样、清洁低碳、灵活高效、应用场景丰富等优势，被誉为“21 世纪的 终极能源”。氢能具多点特性，在碳中和背景下，战略意义突出。1）来源多样：作为一种二 次能源，氢能可以通过化石能源重整、生物质热裂解、微生物发酵、工业副产气、电解水等 方式制取；2）清洁低碳：氢能转化为电与热时产物为水，且不排放温室气体或细粉尘，生 产的水还可继续制氢，循环使用，真正实现低碳甚至零碳排放；3）灵活高效：氢热值高， 是同质量焦炭、汽油等化石燃料的 3-4 倍；4）应用场景丰富：可作为燃料电池发电，用于 汽车、航空等交通领域，亦可作为燃料气体或化工原料投入生产，此外，可以作为储能介质 平抑可再生能源波动。

1.2. 各国政策持续加码，氢能产业化发展进程加速

1.2.1. 国内：积极推进氢能战略，一季度招标高增

我国积极推进氢能战略，国家及省级层面均发布相关政策支持。国家层面，我国从顶层 设计统筹谋划，不断完善氢能发展规划，2019 年氢能首次被写进政府工作报告；2022 年 3月 23 日，国家发改委及能源局发布《氢能产业发展中长期规划（2021 年-2035 年）》，明确 了氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是战略性新兴产业的重点方向，将氢能产业上 升至国家能源战略高度；2023 年国家能源局印发《2023 年能源工作指导意见》，重点提及 公关新型储能关键技术和绿氢制储运用技术，推动储能、氢能规模化应用。多地响应国家氢 能发展战略发布本地氢能规划，叠加风光大基地鼓励就地消纳，倒逼绿氢项目建设，已有 4 个省级行政区、3 个市级行政区发布关于新能源制氢制度松绑的相关政策，并通过直接生产 补贴、电价优惠和配套奖励（风光指标）支持绿氢发展，国内绿氢招标密集落地，23 年行 业进入快速发展期。

2023 年一季度电解槽公开招标 825MW，已经超过 2022 年全年出货量。伴随着 22 年 大量新能源制氢完成光伏风电等前期工程的建设，2023 年部分绿氢项目开始逐步进入电解 槽招标环节，根据氢能汇统计，2023 年一季度有 13 个绿氢项目合计招标 835MW 碱性电解 槽，已经超出 2022 年全国电解槽出货量 722MW（含出口）。从一季度的招标情况来看，加 上国家与地方政策助力绿氢发展，预计 2023 年全年电解槽招标量同比高增。

1.2.2. 海外：欧美日高度重视氢能发展，氢能进入实质发展阶段

从国际看，全球主要发达国家高度重视氢能产业发展，氢能已成为加快能源转型升级、 培育经济新增长点的重要战略选择。全球氢能全产业链关键核心技术趋于成熟，燃料电池出 货量快速增长、成本持续下降，氢能基础设施建设明显提速，区域性氢能供应网络正在形成。欧洲：绿氢政策逐步落地，绿氢进入实质发展阶段。欧盟规划 2025-2030 年安装至少 40GW 可再生氢能电解槽（至 2024 年达到 6GW），生产 1000 万吨可再生氢能，并通过碳 关税支持氢能发展。22 年 12 月，西班牙、葡萄牙和法国启动 H2Med 能源互联项目，氢气 管道预计每年运输 200 万吨绿氢，并将于 2030 年投入使用，绿氢进入实质发展阶段。此外， 2023 年 3 月，欧盟正式启动氢能银行计划，目的之一是在缺乏需求的情况下，尽量弥补并 降低绿氢成本，初步预算 8 亿欧元项目招标，最高达 4 欧元/kg（4.36 美元）补贴，将 4 欧 元/lg（4.36 美元）作为投标的最高限价，此补贴高于美国 3 美元/kg 的绿氢补贴，且对投标 人做出高于 5kW 电解槽安装容量的要求，并期望所有中标项目在拍卖后的 3.5 年内产能达 100%。高补贴、大容量装机以及完成时间的预期，体现了欧盟发展绿氢的积极与迫切性， 且此仅为欧洲氢能银行 2024 年启动耗资 30 亿欧元前的试点项目，欧盟大力推进绿氢发展无 可置疑。

美国：IRA 提供最高 3 美元/kg 的税收抵免，大幅推动绿氢商业化进程。22 年公布《国 家清洁氢战略与路线图》，规划 2030/2040/2050 年生产 1000/2000/5000 万吨清洁氢能源， 计划到 2030 年成本降至 2 美元/kg，2035 年降至 1 美元/kg。同时，IRA 法案大幅推动绿氢 商业化进程，为其提供最高 3 美元/kg 的税收抵免，预计为美国多地绿氢生产成本减半。此 外《两党基础设施法》计划提供 80 亿美元建设区域清洁氢中心，10 亿美元开发水电解制氢 技术，5 亿美元支持制氢和再循环计划。日本：氢能政策、资金、技术完善，大力发展海上运输链。日本通过完善的法律法规、政府的资金扶持及广泛的国际合作，将在 2030 年前后建立商业规模的供应链，制氢成本降 低到 30 日元/Nm3，并达到 300 万吨/年，到 2050 年实现 2000 万吨/年。但受限于自然资源 稀缺、土地面积受限，日本可再生能源制氢成本高，因此需要高度依赖海外进口，主要依靠 海上运氢，构建液化氢+甲基环己烷（MCH）运输链，日本与澳大利亚、文莱、挪威和沙特 阿拉伯就氢燃料采购问题进行合作。

2. 绿氢产业化发展进程加速，未来市场空间广阔

2.1. 目前灰氢占据主要地位，但绿氢替代灰氢是必然趋势

根据氢能制取方式和碳排放量，分为灰氢、蓝氢和绿氢三种。氢能的制取方式主要有三 种：1）以化石燃料（煤炭、天然气等）为原料制氢、工业副产制氢（通过焦炉气或氯碱制 氢），这类制氢路线技术最为成熟，但碳排放量较高，制氢过程中存在污染，因此被称为 “灰氢”；2）在“灰氢”基础上应用碳捕捉、碳封存等技术防止碳排放至大气，可大幅降低 碳排放，通过此方式制得氢气为“蓝氢”；3）而“绿氢”是指通过光伏发电、风电、太阳能 等可再生资源电解水制备氢气，这种制氢方式不会产生任何碳排放，且氢气纯度高，是未来 主要发展方向，但目前技术尚未成熟，成本相比灰氢、蓝氢更高，这也是限制其发展的主要 因素。

化石燃料为制氢主要方式，电解水制氢占比极低。经过多年的工业积累，我国已是世界 上最大的制氢国，2021 年我国氢气产量约 3300 万吨。从供给结构来看，由于我国天然气紧 缺依赖进口，煤炭资源丰富，目前我国氢气供给仍然以煤制氢为主；根据中国氢能联盟统计， 目前煤制氢占比 63%，天然气制氢占比 13%，工业副产气制氢占比 21%，电解水制氢 3%。

相比灰氢，绿氢在碳排放、制氢纯度、储能等方面更具优势，绿氢替代灰氢是必然趋势。绿氢具备零碳排放的优势，每生产 1 吨氢气碳排量仅 0.03 吨；而煤制氢每生产 1 吨氢气平 均需要消耗煤炭约 6-8 吨，排放 15-20 吨左右的二氧化碳，此外还会产生大量高盐废水及工业废渣；天然气制氢路线下每吨氢气的生成将排放 9-11 吨二氧化碳，在双碳目标要求下灰 氢势必被更清洁的绿氢所取代。同时，绿氢制氢纯度高，具有明显优异性，适用于对氢气纯 度、杂质含量要求苛刻的冶金、陶瓷、电子、航天航空等行业。此外，绿氢储能具有规模大、 时间长、储存与转化形式多样等优势，可解决新能源消纳问题。在我国可再生能源发电装机 结构占比不断提升的背景下，风光等清洁能源发电成本持续下行为绿氢构建了资源基础，未 来绿氢占比有望不断提升。

2.2. 绿氢市场空间广阔

2.2.1. 从市场需求来看，国内外绿氢发展动力十足

随着全国氢能产业的进一步发展，氢能成为更多省份的重点产业。据氢云链统计， 2023 年已有 9 个省份公布 35 个氢能产业项目，总投资额超 650 亿，其中绿氢项目达到 7 项， 主要分布在宁夏、河北和江苏等风光资源优势地区，进一步推进绿氢商业化发展。

国内市场 23 年招标项目密集落地，成为绿氢量产元年。为了获取新能源建设指标，五 大四小等能源集团，纷纷布局风光氢一体化项目。截止 23 年 2 月，大规模绿氢项目中，已 开标和在建项目合计近 2GW，对应电解槽 500 台；规划的待开标项目近 15GW，对应电解 槽需求 3000 台左右，按照项目进度将于今年年中开始陆续招标。从区域上看，项目多集中 于内蒙古，其次为新疆、吉林等地。从国内招标情况来看，我们预计今年招标量有望突破 500-600 台，实际出货量有望达到 300-400 台，实现翻番增长。

海外市场需求高速增长，关键设备电解槽出货量快速提升。根据高工锂电数据，2022 年全球电解槽市场出货量达到 1GW ，其中中国电解槽总出货量超过 800MW，同比增长 129%以上，全球占比超过 80%。碱性电解槽设备凭借运行稳定、售价低廉等优点，2021 年 出货量达到 776MW，为目前市场主流选择。根据 BloombergNEF 数据， 2023 年中国电解 槽出货量将持续保持高增，出货量有望达到 1.4-2.1GW，占当年全球出货量的 60%以上， 同比增加 75%-163%。

2.2.2. 从应用场景来看，绿氢市场空间广阔

氢能的应用场景逐渐从交通领域向工业领域、发电领域和建筑领域拓展。目前氢能的成 本较高，使用范围较窄，氢能应用处于起步阶段。氢能源主要应用在工业领域和交通领域中， 在建筑、发电和发热等领域仍然处于探索阶段。根据 IEA 数据，2021 年全球氢气需求量超 9400 万吨，同比增长 5%，其中增量中约 67%是来自化工领域。2021 年全球氢气需求来源 中，炼油、合成氨、甲醇、钢材的氢气需求比例分别为 42.6%、36.2%、16.0%和 5.3%。根据中国氢能联盟预测，到 2060 年工业领域和交通领域氢气使用量分别占比 60%和 31%， 电力领域和建筑领域占比分别为 5%和 4%。

碳中和目标下，氢能大规模推广应用刻不容缓。目前，炼化领域是氢气重要的使用场景， 氢气主要用于加氢硫化以去除原油中的硫含量，以及加氢裂化将重渣油升级为更高价值的产 品，全球对空气质量的持续关注的背景下，最终精炼产品中的硫含量持续降低，加氢裂化越 发重要，我们预测到 2030 年全球炼化领域对氢气需求量有望达到 4530 万吨。合成氨为第 二大应用场景，主要用作制造尿素和硝酸铵等化肥的原料，通过绿氢生产合成氨有望有效降 低合成氨领域碳排放强度，我们预测到 2030 年全球炼化领域对氢气需求量有望达到 4530 万吨。甲醇用氢量排第三，主要用于生产化学甲醛及塑料、涂料等，与合成氨类似，绿氢是 甲醇脱碳的重要手段，我们预测到 2030 年全球甲醇用氢需求有望达到 1755 万吨，绿氢替 代空间广阔。此外，“双碳”目标下，钢铁行业面临巨大的碳减排压力，目前，化石燃料以 焦炭形式在炼钢过程中用作还原剂，并用于炼钢及炼铁过程中各热密集阶段，这些未来将被 低碳氢逐步取代，我们预测到 2030 年全球炼钢领域对氢气需求量有望超过 500 万吨。

未来，随绿氢生产成本、储运氢成本逐渐降低，氢能性价比将提升，未来将被用于燃料 电池、储能等更多应用场景。氢燃料电池汽车适用于中长途、高载重、固定路线货运场景， 我国氢燃料电池产销量快速增长，根据中汽协数据，2022 年国内氢燃料电池汽车产销量分 别为 3626 辆和 3367 辆，同比分别增长 104.1%和 112.3%。现阶段氢燃料电池汽车处于起 步阶段，以氢燃料电池商用汽车为主。随着 5 大示范城市群相继落地，“十四五” 期间我国 燃料电池车及加氢站有望迎来大面积推广。此外，氢储能有望成为绿氢需求的重要组成部分， 随着光伏风电装机快速增长，弃风弃光问题逐渐凸显，以氢作为储能载体，具备长周期、季 节性优势，有助于解决可再生能源消纳问题。我们预测到 2030 年全球绿氢需求有望从 2021 年的 3.76 万吨增长到 3282.38 万吨， GAGR 有望达到 112.16%。

3. 电解槽：绿氢降本带动设备放量，出口空间广阔

3.1. 多因素驱动绿氢降本，带动电解槽设备放量

3.1.1. 电费成本和设备折旧成本是绿氢的主要成本构成

碱性电解槽凭借成本优势仍是主流技术路线，长期来看 PEM 电解槽优点众多。当前电 解水制氢工艺主要有碱性电解、质子交换膜（PEM）电解、固体氧化物（SOEC）电解技术。其中碱性电解水制氢与质子交换膜电解制氢技术相对较为成熟，SOEC 电解技术的电耗低于 碱性和 PEM 电解技术，但尚未广泛商业化，国内仅在实验室规模上完成验证示范。由于 SOEC 电解水制氢需要高温环境，其较为适合产生高温、高压蒸汽的光热发电等系统。相较 于碱性技术，PEM 电解槽虽初始投资较高，但也具备多重优势，1）体积及重量更小；2） 维护成本更低；3）启停响应速度更快；4）效率衰减更低。目前，碱性电解槽凭借其成本优 势仍是主流技术路线，主要将应用于大规模集中式制氢项目（例如风光氢氨一体化项目）， PEM 电解槽将凭借其响应速度快、电流密度高的优势与碱性电解槽配合共同用于大型风光 制氢项目，由 PEM 电解槽承担灵活性调节，碱性电解槽提供基础电解负荷。同时，PEM 电 解槽因其体积、质量小、响应速度快的优势，亦较为适用于小型分布式发电领域。

成本是目前制约绿氢市场空间的最主要因素。我们对煤气化、天然气、碱性电解槽制氢 及 PEM 电解槽制氢进行成本测算后发现，四者制备成本分别为 9.61 元/kg、16.52 元/kg、 25.01 元/kg 及 31.04 元/kg，目前电解水制氢的成本远高于煤气化和天然气制氢，正因此其 优势难以得到体现。1）煤气化制氢：假设投资强度 3.3 万元/标方，装置产能 9 万标方/h，年工作时间 7200 小时。2）天然气制氢：假设投资强度 2.8 万元/标方，装置产能 3 千标方/h，年工作时间 7200 小时。3）碱性电解水制氢：我们假设装置产能 1000Nm³/h，对应 800 万设备投资及 150 万土 建安装，年工作时长 2100 小时。我们测算当用电价格/度电成本为 0.6 元/kWh 时， 电费成本占比总制氢成本约 86%。4）PEM 电解水制氢：我们假设装置产能 1000Nm³/h，对应 3000 万设备投资及 200 万 土建安装，年工作时长 2100 小时。我们测算当用电价格/度电成本为 0.35 元/kWh 时，电费成本占比总制氢成本约 69%。

电费成本和设备折旧成本是绿氢的主要成本构成。碱性电解水的电费成本占绝大多数，占比 86%，其次是折旧维修占比 10.34%，人工和直接材料各占 3.27%和 0.2%。PEM 电解 水制氢的电费和折旧维修成本占比 69.21%和 27.69%，人工和直接材料各占 2.92%和 0.18%。因此，从成本构成来看，电解水制氢未来的降本主要来自于电费成本和折旧维修成 本这两大方面。

电解槽的成本是电解水制氢系统的核心部件，也是设备成本的主要构成。电解水制氢系 统由电解槽及辅助系统组成，其中电解槽是电解反应发生的主要场所，辅助系统则包括电力 转换、水循环、气体分离、气体提纯等模块。从成本构成来看，电解槽在制氢系统总成本中 的占比约为 50%，而且设备在单位时间内的产氢量越大，电解槽所占整个设备制造成本的比 例就越高，所以电解槽的成本会直接影响制氢系统的产品价格。电解槽的成本是电解水制氢 系统生产成本的核心。

3.1.2. 电价下降和技术进步共同带动电解水制氢成本的下降

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