（报告出品方：国海证券）

一、氢能：脱碳和氢储催生需求，化工+交通领域是主体

氢能：清洁零碳的二次能源，能源转型不可或缺

我国亟需使用清洁低碳的新型能源逐步替代传统化石能源，实现能源转型。然而随着能源转型的推进，可再生能源两大问 题逐渐凸显。 I. 问题1：风能、太阳能往往通过发电设备转化为电能，在建筑、工业供热等电气化受限的领域无法被有效利用； II. 问题2：风能、太阳能时空分布不均且波动性强，常出现弃风、弃光问题，且跨日甚至跨季长时储能稀缺。 氢能的出现为电气化领域受限领域脱碳、长时储能稀缺提供了优秀的解决方案。

氢能优势①：跨季长时储能

据《氢储能在我国新型电力系统中的应用价值、挑战及展望》显示，氢储能在新型电力系统中的定位是长周期、跨季节、 大规模和跨空间储存；同时，氢能是目前极少数可以实现小时至季节的长时间、跨季节的储能类型

氢能优势②：电气化受限领域脱碳的最佳选择

在过去，氢气仅作为合成氨、合成甲醇的工业原料存在。2020年，国家能源局将氢能列入能源范畴；2022年3月发布的《 氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》进一步明确了氢的能源属性。

风能、太阳能等可再生能源一般通过发电设备转化为电能后在建筑、工业等领域进行利用，电能作为过程性能源难以大规 模贮存，在一些领域存在电气化受限的情况。氢气作为一种含能体能源应用范围更加广泛，是电气化受限领域脱碳的最佳 选择。

欧盟碳关税和双碳政策是当前氢能需求的直接驱动因素

欧盟碳关税：据欧洲议会，2022年12月欧盟确定碳边境调节机制( 即碳关税)将从2026年正式起征，2023年10月至2025 年底为过渡期。同时从2026年开始削减欧盟企业免费配额，逐步到2034年实现全部取消。碳关税征收行业主要包括钢铁 、铝、水泥、化肥、电力、有机化学品、氢、氨等，同时纳入间接碳排放（制造商使用的外购电力、热力产生的排放）。 国内双碳政策：一是2030年碳达峰、2060年碳中和对企业或交通等领域的排碳量也提出了要求，其同样需肩负减碳责任 ；二是新能源快速发展的背景下，氢能作为优质的跨季长时储能，配置需求将逐渐提升。 碳关税实行时间逐渐临近，叠加我国双碳政策，我国工业企业、交通领域脱碳需求将更加迫切，拉动氢能需求。

预计2060年氢能供能占比达到20%，化工和交通领域是主体

据毕马威《一文读懂氢能产业》显示，2021年我国氢气产量为3300万吨，同比增长32%，增速创历史新高。据《中国 2030年“可再生氢100”发展路线图》预测，2030年我国氢气的年需求量将达到3700万吨左右，可再生能源制氢产量约 770万吨，占比21%；2060年我国氢气的年需求量将增至1.0-1.3亿吨，其中，可再生能源制氢产量约0.75-1.0亿吨。 据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》预测，2030/2060年氢能将在我国终端能源消费中占比达到6%/20%。

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。从结构上看，2019年氢气主要应用于化工领域的合成 氨、合成甲醇、炼化等，氢气用量合计占比84%，在建筑、发电和发热等领域仍然处于探索阶段（来源于《一文读懂氢 能产业》） 。 展望未来，双碳背景下，化工等工业领域、以氢燃料电池车为代表的交通领域等将成为用氢主流。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占比将分别达到60%和31%。

二、制氢路线：绿氢将逐渐替代灰氢成为主流

绿氢有望成为未来供应主体，预计2050年产量比重达到70%

综合考虑技术水平、碳排放量和产氢成本三个方面因素，我们认为：技术成熟、成本较低的化石能源制氢是我国氢能产 业发展中前期的供氢主体；工业副产氢作为中期低成本过渡性氢源，在分布式氢源在市场中起到补充作用；氢能产业发 展中期，更加清洁、高效的可再生能源电解水制氢占比逐渐扩大，并逐步取代化石能源制氢成为市场供氢主体。

煤制氢：当前经济性最佳，碳减排是未来主要制约因素

煤气化制氢是目前我国主流制氢方式。据中国氢能联盟统计，2019年煤制氢在我国氢源结构中占比高达63.5%。 煤气化制氢技术的工艺过程包括煤气化、煤气净化、CO变换及氢气提纯等主要生产环节。具体来看，煤和氧气在高温气 化炉内发生反应生成合成气后，首先经过水煤气变换，一氧化碳与水蒸气发生反应生成更多氢气，再经煤气净化除去硫化 氢等杂质气体，最终经过变压吸附后得到高纯氢气。

煤制氢成本主要由燃煤成本、设备折旧等构成，其中，燃煤成本是主要 来源。根据我们测算，当5500大卡煤价在700元/吨时，煤制氢成本为 10.1元/kg，煤炭成本6元/kg，占制氢成本比重约60%。 煤价是影响煤制氢成本的主要因素，根据我们测算，5500大卡煤价每降 100元/吨，将降低制氢成本0.9元/kg。

碳排放是制约煤制氢未来大规模应用的约束条件之一，而与CCS/CCUS技术结合对煤制氢的碳减排效果显著。碳捕集与 封存技术（CCS）可以将二氧化碳捕集分离，通过罐车等输送到适宜的场地封存，最终实现二氧化碳永久减排。而碳捕集 、利用和封存技术（CCUS）则是在CCS技术的基础上，将生产过程中产生的二氧化碳提纯后进行资源化再利用。 根据《中国煤炭制氢成本及碳足迹研究》、 《中国煤制氢CCUS技术改造的碳足迹评估》 ，结合CCS技术可降低煤制氢 碳排放约50% ，结合CCUS技术则可降低约80%。

我国已具备大规模捕集利用与封存二氧化碳的工程能力。据《中国二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)年度报告（2021）》 ，中国CCUS技术项目遍布19个省份，已投运或建设中的CCUS示范项目约为40个，捕集能力300万吨/年。国家能源集团 鄂尔多斯CCS示范项目已成功开展了10万吨/年规模的CCS全流程示范。

从应用CCUS技术的经济性来看，根据我们测算，当5500大卡煤价在700元/吨时，煤制氢成本将增加7.3元/kg至17.4元 /kg，但相较天然气制氢（天然气价格＞2.5元/方）和电解水制氢仍有优势。根据《中国二氧化碳捕集利用与封存(CCUS) 年度报告(2021)》预测，第二代捕集技术突破后，其能耗和成本将比第一代技术降低30%，按此测算，则CCUS技术成本 将下降30%至5.6元/kg，煤制氢成本将下降至15.8元/kg。

天然气制氢：经济性尚可，受制于资源禀赋难以长期大规模应用

天然气制氢是目前全球最主要的制氢方式，据绿色能源统计，在全球每年约7000万吨的氢气产量中约48%来自于天然气 制氢。与煤制氢相比，天然气制氢初始设备投资低、二氧化碳排放量小、氢气产率高，是化石原料制氢路线中理想的制 氢方式。 天然气制氢主要分为蒸汽转化制氢、部分氧化制氢、催化裂解制氢、自热重整制氢四种类型。其中，天然气蒸汽转化制 氢技术最为成熟，是当前天然气制氢的主流技术路线。

以应用最为广泛的天然气蒸汽转化制氢为例，天然气制氢的工艺路线为：天然气经脱硫装置净化后，在高温转化炉中与 水蒸气发生反应生成由氢气、一氧化碳等气体组成的合成气。合成气中的一氧化碳经过水气变换转化为二氧化碳并产生更 多的氢气，最终合成气经变压吸附后可得到高纯的产品氢气。

工业副产氢：我国中期过渡性低成本、分布式氢源

工业副产氢是指一些化工过程中的副产物或者驰放气中含有的未重新进入化工过程的氢气，通过分离提纯后可得到高纯 氢。 工业副产氢按照工业过程不同可分为四种类型：焦炉煤气、氯碱化工、合成氨与甲醇、轻烃利用。在我国，焦炉煤气副 产氢供应潜力最大。

焦炉煤气副产氢成本主要由燃煤成本、设备折旧等构成，其中 ，燃煤成本是主要来源。根据我们测算，当5500大卡煤价在700 元/吨时，焦炉煤气副产氢成本为18.6元/kg，煤炭成本14.1元 /kg，占制氢成本比重约76%。 煤价是影响焦炉煤气副产氢成本的核心因素，根据我们测算， 5500大卡煤价每降100元/吨，将降低制氢成本2元/kg。

电解水制氢：电价低于0.2元/kWh时，经济性可媲美蓝/灰氢

电解水制氢技术按照工作原理和电解质的不同，主要包括碱性电解水和PEM电解水两条主流技术路线，其中碱性电解 水技术较为成熟，PEM技术尚处于商业化初期。 碱性电解水制氢是指在碱性电解质环境下进行电解水制氢的过程，电解质一般为30%质量浓度的 KOH 溶液或者 26%质 量浓度的 NaOH 溶液。在直流电的作用下，水分子在阴极一侧得到电子发生析氢还原反应，生成氢气和氢氧根离子，氢 氧根离子在电场和氢氧侧浓度差的作用下穿过物理隔膜到达阳极，并且在阳极一侧失去电子发生析氧氧化反应，生成氧 气和水。

三、电解槽：方兴未艾，群雄逐鹿

碱性电解水路线是目前主流，PEM路线尚处于商业化初期

按照工作原理和电解质的不同，电解水制氢技术可分为4种：碱性电解水（ALK）、质子交换膜电解水（PEM）、高温固 体氧化物电解水（SOEC）和固体聚合物阴离子交换膜电解水（AEM）。目前碱性电解水技术最为成熟，已完全实现商 业化，PEM电解水技术处于商业化初期，SOEC、AEM技术还处于研发和示范阶段，在国内尚未进行商业化应用。 对比来看，虽然PEM电解水技术尚处于完善中，但其动态响应速度快、电流密度大、氢气纯度高，相较碱性电解水技术 更加适配风电光伏等波动性电源。展望未来，随着PEM电解水技术的完善，其将逐步成为电解水制氢的主流路线。

碱性电解槽：向大标方、低能耗迈进，2022年产能接近12GW

碱性电解槽技术相对成熟，但存在运行效率低等缺陷。当前低能耗、大标方已成为其主流研究方向。 I. 大标方：国内碱性电解水制氢设备正在快速向大标方迈进中。据高工氢电网报道，单体槽制氢设备的成本低于采购同等 产量多台套设备，在当前市场规划项目需求均在万吨/年以上的背景下，设备投资要求进一步提高，2022年碱性电解槽 1000 Nm³/h的产品已趋于成熟，2022年10月明阳智能已下线单体产氢量为1500-2500Nm3/h的碱性电解槽。 II. 低能耗：据高工氢电网报道，当前行业的普遍电耗水平在4.5-4.6 kWh/Nm³，降低电解槽的直流电耗是电解槽技术升级的 重要方向，同时也是碱性电解水制氢走向规模化的前提。隆基氢能的碱性电解水制氢设备ALK Hi1系列产品电耗最低可达 4.0kWh/Nm³。

PEM电解槽：技术进步+降本是目前主线

PEM制氢处于商业化初期，相较碱性电解水，制约当前PEM电解水制氢大规模商用的核心是技术成熟度不够。据高工 氢电网和《中国氢能与燃料电池产业年度蓝皮书2022》报道，碱性电解槽单槽产能最大已达2500Nm³/h，1000Nm³/h 产品已规模化应用，而我国PEM电解槽制氢规模最大不超过500Nm³/h。 反映到经济性上则是PEM 电解水制氢技术目前设备成本较高，单位成本是碱性电解槽的4-5倍。据高工氢电网，碱性 电解槽价格在1500-2500元/kW；而国内PEM电解槽整体的价格高达7000-12000元/kW。

预计2030年我国电解槽合计市场空间超3000亿元

碱性电解槽是绿氢电解槽装机量的主体。据TrendBank统计，2022 年中国电解槽总出货量约800MW ，在 2021年基础上 实现翻番，其中，碱性电解水制氢设备的出货量约 776MW，PEM电解水制氢设备的出货量约24MW。 据GGII预计，2025年国内电解水制氢设备市场需求量将超过2GW。据《中国2030年“可再生氢100”发展路线图》显示， 国内可再生能源制绿氢的项目正在快速增加当中，将拉动上游电解水制氢设备的出货规模，预计2030年我国可再生氢累 计装机将达到100GW；若碳中和情境下氢能在整体能源体系中的比例约15%-20%，可再生氢占比超过70%，则2060年 绿氢装机至少需要达到500-750GW。

报告节选：

（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。）

精选报告来源：【未来智库】。「链接」