行业观点
　　交通、工业与储能领域氢气需求激增背景下，电解制氢设备率先受益。2025年交通、工业、储能领域电解制氢需求量共超50万吨，电解槽装机累计需求超15GW，累计市场规模超310亿元。电力的跨季度、日度调峰储能领域以及对碳排放限制严格的工业和交通领域未来将是电解制氢的主要需求方,我们测算各领域在2021-2025年的累计情况如下:
　　交通:燃料电池车超10万台，绿氢渗透率12%,绿氢需求21万吨,对应电解槽6.4GW,累计市场规模139亿元。
　　工业:钢铁产量共超20亿吨，绿氬渗透率1%，绿氢需求10万吨，对应电解槽3GW,累计市场规模达到64亿元。
　　储能:跨季度和日度储能所需储能超4000亿kWh，绿氢渗透率1%，绿氢需求20万吨，对应电解槽6GW，累计市场规模达到119亿元。
　　碱式与质子交换膜电解槽商业化先行,当前两者混合搭配为成本最优解。主流电解槽技术分为碱式电解槽(ALK)、质子交换膜电解槽(PEM)和固态氧化物电解槽(SOEC),前两种已实现商用化，最后一种仍处实验室向产业化过度状态。在当前示范项目推广下，购置成本为首要因素，碱式电解槽优势显著，预计2025年前占比超九成;随着后续项目逐步向运营过度，全生命周期成本为首要因素，当PEM电解槽设备成本为碱式设备成本3-4倍时，两者可实现制氢成本基本持平。假设在0.3元/kwh的电费时，成本:混合方案(80%ALK+20%PEM) <碱式电解槽<PEM电解槽。
　　高效化、低成本、规模化,是电解水制氢的未来趋势。电解制氢成本来自电费及设备,未来的发展趋势分别对应: 1)高效化:提升能源转化效率，降低电耗; 2)低成本:配合“三弃”以低电价有效利用波动能源; 3)规模化:技术更新及设备规模化生产降本。
　　投资建议
　　绿氢需求端将带动电解水制氢设备市场高增,布局电解水设备企业将率先受益,推荐异辉科技、隆基绿能、阳光电源。
　　风险提示
　　技术研发进度不及预期，下游氢能需求不佳，政策落地不及预期。
　　

研究报告全文：2022年12月17日买入维持评级燃料电池行业研究行业深度研究证券研究报告氢能组分析师姚遥执业S1130512080001yaoygjzqcomcn燃料电池行业产业链系列报告之十三绿氢催生新兴市场启动电解水设备技术路线与成本之争交通工业与储能领域氢气需求激增背景下电解制氢设备率先受益2025年交通工业储能领域电解制氢需求量共超50万吨电解槽装机累计需求超15GW累计市场规模超310亿元电力的跨季度日度调峰储能领域以及对碳排放限制严格的工业和交通领域未来将是电解制氢的主要需求方我们测算各领域在2021-2025年的累计情况如下交通燃料电池车超10万台绿氢渗透率12绿氢需求21万吨对应电解槽64GW累计市场规模139亿元工业钢铁产量共超20亿吨绿氢渗透率1绿氢需求10万吨对应电解槽3GW累计市场规模达到64亿元储能跨季度和日度储能所需储能超4000亿kWh绿氢渗透率1绿氢需求20万吨对应电解槽6GW累计市场规模达到119亿元碱式与质子交换膜电解槽商业化先行当前两者混合搭配为成本最优解主流电解槽技术分为碱式电解槽ALK质子交换膜电解槽PEM和固态氧化物电解槽SOEC前两种已实现商用化最后一种仍处实验室向产业化过度状态在当前示范项目推广下购置成本为首要因素碱式电解槽优势显著预计2025年前占比超九成随着后续项目逐步向运营过度全生命周期成本为首要因素当PEM电解槽设备成本为碱式设备成本3-4倍时两者可实现制氢成本基本持平假设在03元kwh的电费时成本混合方案80ALK20PEM碱式电解槽PEM电解槽高效化低成本规模化是电解水制氢的未来趋势电解制氢成本来自电费及设备未来的发展趋势分别对应1高效化提升能源转化效率降低电耗2低成本配合三弃以低电价有效利用波动能源3规模化技术更新及设备规模化生产降本绿氢需求端将带动电解水制氢设备市场高增布局电解水设备企业将率先受益推荐昇辉科技隆基绿能阳光电源市值EPS元PE代码公司相关业务亿元2021A2022E2023E2024E2021A2022E2023E2024E300423昇辉科技4985042---3462---碱式电解水设备601012隆基绿能34481682122853585135232217311377碱式电解水设备300274阳光电源145510720440854613682651432512429碱式和PEM电解水设备601615明阳智能55871591932332531647140811701076碱式电解水设备600860京城股份6613-005----41038---储氢瓶HK3899中集安瑞科1615043052063077212713451103898储氢瓶NelASANEL1611-080-031------PEM电解水设备ITMLITMPower4865-051-060------PEM电解水设备PLUGPlug5636-57-650------PEM电解水设备来源WindBloomberg国金证券研究所数据截至12月16日注隆基绿能阳光电源明阳智能预测值来自国金预测其余标的预测值来自Bloomberg预期技术研发进度不及预期下游氢能需求不佳政策落地不及预期敬请参阅最后一页特别声明1行业深度研究内容目录综述2025年全行业氢气需求量超50万吨电解槽装机量需求超15GW5一储能工业交通将成为电解制氢最大应用场景711储能氢能适合长周期和大规模储能预计2025年氢气需求量近50万吨712工业氢炼钢减排空间大2025年氢气需求量超10万吨1013交通补贴开启燃料电池车平价元年2025年氢气需求量超20万吨1214预计2025年电解槽累计装机超15GW潜在市场规模超300亿元13二碱式电解槽购置成本低PEM电解槽运营成本具备优势1421电解水制氢的三种技术路线碱式PEM和固体氧化物电解槽1422PEM设备成本为碱式设备成本3-4倍时两者制氢成本基本持平1623短期内碱式设备更适用西部大规模电站长期看PEM设备有望开启替代进程17三高效化低成本规模化是电解水制氢的未来趋势1931高效化提升电解制氢能量转换效率1932低成本可再生能源波峰制氢降低电费成本1933规模化加速能源氢气需求扩张带动电解制氢产业规模化发展20四电解水制氢国内外核心企业近况更新22派瑞氢能23考克利尔竞立23天津大陆制氢24隆基绿能24阳光电源25国富氢能25卡沃罗26昇辉科技26NEL27ITMPower28康明斯29蒂森克虏伯29西门子30Enapter30风险提示32敬请参阅最后一页特别声明2行业深度研究图表目录图表12021-2025年电力工业交通领域氢气需求量预测万吨5图表22021-2025年电解槽累计需求装机量GW6图表3电解水制氢在电力工业交通领域的应用7图表42021-2025年发电结构亿kWh8图表52019-2021年平均每月发用电量占全年比例8图表6四种储能方式的对比8图表7跨季度储能需求量测算原理9图表82021-2025年跨季度储能氢气用量预测万吨9图表9日度储能需求量测算原理10图表102021-2025年日度储能氢气用量预测万吨10图表11国内碳排放结构11图表122021-2025年炼钢业氢气用量预测万吨11图表13燃料电池汽车降本三阶段12图表142021-2025年交通领域氢气用量及绿氢用量预测万吨12图表152021-2025年电解槽累计装机需求量GW13图表162021-2025年电解槽潜在市场规模亿元13图表17碱式电解槽结构图14图表18PEM电解槽结构图15图表19固体氧化物电解槽结构图15图表20三种电解水技术对比16图表21碱式电解槽降本趋势单位元m317图表22PEM电解槽降本趋势单位元m317图表23三种电解槽搭配方案的TCO成本单位元m318图表24电解制氢未来趋势及潜在空间19图表25E-TAC高效解构电解制氢示意19图表26氢能产业发展中长期规划2021-2035详细内容20图表272021-2025年电解制氢降本预测元kg以03元kWh电费测算21图表28国内外主流企业电解槽参数对比22图表29派瑞氢能电解槽产品23图表30考克利尔竞立2-1000m3h中压水电解制氢装置23图表31天津大陆的电解槽产品24图表32隆基绿能碱性电解槽产品图24图表33隆基绿能碱性电解槽性能参数25敬请参阅最后一页特别声明3行业深度研究图表34阳光电源氢能产品图25图表35国富氢能水电解制氢系统26图表36卡沃罗PEM纯水电解制氢设备26图表37昇辉科技电解槽设备27图表38NEL的典型产品27图表39截至2022Q2NEL在手订单变化单位百万克朗28图表40NEL在手主要订单28图表41ITMPower产品类型28图表42ITMPower历年电解槽订单情况MW29图表43蒂森克虏伯伍德氯氢能业务部门电解槽产品30图表44Power-to-X工厂方案30敬请参阅最后一页特别声明4行业深度研究综述2025年全行业氢气需求量超50万吨电解槽装机量需求超15GW2025年电力工业交通领域合计氢气需求量超50万吨电力根据国家统计局数据2021年可再生能源发电占我国社会总用电量的298在可再生能源装机高增的背景下预计到2025年可再生能源发电占我国总社会用电量的34分季节和日度储能来看储能需求增长叠加氢作为储能手段的渗透率的提升根据我们的测算2025年跨季度和日度储能所需储能超4000亿kWh绿氢渗透率1电力领域用于季节日度调峰储能的氢气将超20万吨年复合增长率71工业根据国家统计局数据2021年钢铁产量为19万吨在基础建设带动钢铁耗材的需求下预计到2025年钢铁总产量将达到208亿吨氢作为还原剂参与钢铁的冶炼随着工业减碳要求的提升以及电解水设备的成熟根据我们的测算2025年钢铁产量预计共超20亿吨绿氢渗透率达1工业领域氢气用作还原剂的需求量将超10万吨年复合增长率96交通根据中汽协统计数据2021年燃料电池汽车保有量近1万辆在国家与各地方政府政策规划指引下随着加氢站等基础设施的完善燃料电池技术的迭代升级与成本的快速下降预计到2025年燃料电池汽车保有量将超10万辆氢是燃料电池汽车的能源绿氢以更便捷的扩产以及更清洁的制备方式由于当前副产氢存在地域与资源上的限制绿氢渗透率将逐年提升根据我们的测算2025年交通领域绿氢用作动力源绿氢渗透率达12需求量21万吨年复合增长率216图表12021-2025年电力工业交通领域氢气需求量预测万吨605040302010020212022E2023E2024E2025E电力领域绿氢工业领域绿氢交通领域绿氢来源国家统计局工信部中国2060年前碳中和研究报告国金证券研究所2025年电解槽累计需求装机量超15GW基于对2021年到2025年电力工业交通领域氢气需求量的预测电解槽耦合风电和光伏制氢假设电解槽产氢量为200标方MW一天工作45-6小时一年工作365天根据我们的测算预计到2025年电解槽的累计需求装机量将达15GW由于2021-2025年主要以示范项目为主购置成本成为了电解槽选择考虑的首先要素当前碱式电解槽的购置成本远低于PEM电解槽因而期间内碱式电解槽市占率将高于PEM电解槽随着PEM电解槽成本的快速下降以及其更适配于风光制氢的特性预计2025年PEM电解槽市场占比将上升至10敬请参阅最后一页特别声明5行业深度研究图表22021-2025年电解槽累计需求装机量GW18161412108642020212022E2023E2024E2025E碱式电解槽装机PEM电解槽装机来源国家统计局工信部国金证券研究所敬请参阅最后一页特别声明6行业深度研究一储能工业交通将成为电解制氢最大应用场景2025年电力工业交通领域合计氢气需求量超50万吨基于对到2025年可再生能源发电占我国社会总用电量35的预测电力领域用于季节日度调峰储能的氢气将超50万吨年复合增长率71基于对2025年钢铁总产量208亿吨的预测工业领域氢气用作还原剂的需求量将超10万吨年复合增长率约96基于对2025年燃料电池汽车保有量超10万辆的预测交通领域绿氢用作动力源的需求量将超22万吨年复合增长率约216图表3电解水制氢在电力工业交通领域的应用来源NREL国金证券研究所11储能氢能适合长周期和大规模储能预计2025年氢气需求量近50万吨2025年可再生能源发电占比35储能手段将不可或缺能源结构转向可再生能源为主将带来发电侧与用电侧的电力时空分配不均问题观察2019-2021年平均每月发电量情况可以发现用电侧高峰期出现在7812月1-5月偏低光伏发电高峰期为1-5月以及8月份12月偏低风力发电高峰期为3-5月以及12月份7-9月偏低水力发电只有夏季偏多其余季度很少为解决可再生能源季度发电不均衡现象储能成为必要的手段根据国家统计局数据2021年我国水风光可再生能源发电量合计23万亿kWh占社会总用电量的28根据我们的测算到2025年水光风装机量可达到15亿千瓦发电量占全社会用电的比例将达到35年度发电量将达到33万亿kWh测算逻辑与假设如下基于2021年火力水力光伏风电核能发电量和社会总用电量分别为577万亿度134万亿度033万亿度065万亿度041万亿度和821万亿度电以及各类能源对应的2019年-2021年的平均每月发电占比结合中国2060年前碳中和研究报告各类可再生能源的规划装机量以及双碳背景下的火电新增装机量下降的趋势预计2022-2025年火力水力光伏风电核能发电量和社会总用电量的增速将分别为火力-070-160-230-307水力170170170170光伏1490149014901490风电11111111核电82828282社会总用电量50383636敬请参阅最后一页特别声明7行业深度研究图表42021-2025年发电结构亿kWh图表52019-2021年平均每月发用电量占全年比例13030120251102010090158010706055004020212022E2023E2024E2025E123456789101112月份火力发电光伏风电核能水力发电风电水电光电总用电来源国家能源局中国2060年前碳中和研究报告国金证证券研究所来源国家统计局国金证券研究所氢能适用于长周期和大规模的储能氢储能主要指将太阳能风能等间歇性可再生能源余电或无法并网的弃电通过电解水制氢的方式储存需要时经燃料电池进行发电或管道长管车运输等方式供应于下游应用终端相较于抽水储能压缩空气储能蓄电池储能锂电具有无自衰减扩容成本低能量密度大能源发电转移便捷等优点凭借其无自衰减的特性尤其适用于跨周和季度的储能以及基于扩容成本低的特点即仅需增加氢瓶即可扩充储能容量适用于大规模的储能但氢储能由于需电-氢-电的两次能量转换将会损失部分能量短周期内储能效率较低氢储能和锂电储能对比电力系统的储能分为季节性调峰储能日度调峰储能和调频储能氢能更适合于季节性调峰储能且针对大规模储能氢储能只需增加储氢设备边际成本低锂电储能适用于日度调峰以及调频因为效率更高图表6四种储能方式的对比储能方式原理优点缺点适用场景地形要求高无法大抽水储能将多余电能转换为水的势能技术成熟地形优势地区日度调峰规模使用压缩空气储将多余电能转换为空气的势能和内安全容量大效率低有污染与其他热机共用能能驱动燃气轮机发电响应时间快无地理位蓄电池储能将多余电能储存到蓄电池自衰减边际成本高日度调峰调频置限制将多余电能通过电解水转化为氢气无自衰减能量密度氢储能效率低季度调峰的化学能高边际成本低来源中国低碳技术创新需求评估报告CNESA国金证券研究所2025年储能领域氢气需求预计超50万吨季度调峰氢气需求量测算可再生能源发电呈现上半年多于下半年的趋势因此需要采用跨季度储能手段进行调控氢能是适合长周期储能的重要方式并且依据氢能中长期规划中对可再生能源制氢的规划预计氢能渗透率将逐年上升根据我们的测算2025年季度调峰氢气需求量为183万吨年复合增长率80测算逻辑与假设如下根据上文对2022-2025年发电结构和总社会用电量的预测得出所需储存的电量结合氢储能渗透率从2021年的004上升至2025年的1设备1100-1400h的年工作时长以及45-55kWhL的制氢电耗测算2025年为氢能中长期规划的第一个结算点在前期基础设施设备技术以及成本已初步具备商业化可行性时预计2025年将迎来爆发敬请参阅最后一页特别声明8行业深度研究图表7跨季度储能需求量测算原理来源国家统计局国金证券研究所图表82021-2025年跨季度储能氢气用量预测万吨2015105020212022E2023E2024E2025E年份20212022E2023E2024E2025E氢储能渗透率004008026050100来源Pveducation国金证券研究所日度调峰氢气需求量测算光伏具有明显的昼夜分布不均现象在未来可再生能源发电占主导的背景下为实现24h供电全部使用光伏必须采用储能手段日内光照富余时段的发电量通过电解制氢进行储存夜间将氢气通过燃料电池转化为电能最终实现24h不间断稳定供电根据我们的测算2025年日度调峰氢气需求量为21万吨年复合增长率为51测算逻辑与假设如下假设全国光伏平均利用小时1200小时光伏发电效率14电解槽工作10小时天一年工作365天耗电量为5度电制取1标方氢气理论上日度调峰储能不适合使用氢能因为存在电-氢-电转化效率低40的问题但氢储能具有大规模使用后的成本优势因此预计2025年日度调峰氢储能06的渗透率测算得出2025年日度氢储能需求量将为21万吨敬请参阅最后一页特别声明9行业深度研究图表9日度储能需求量测算原理来源GlobalSolarAtlas国金证券研究所图表102021-2025年日度储能氢气用量预测万吨25201510050020212022E2023E2024E2025E年份20212022E2023E2024E2025E氢储能渗透率0203040506来源国家统计局Pveducation国金证券研究所12工业氢炼钢减排空间大2025年氢气需求量超10万吨从排放结构角度看除电力行业外占比全国碳排放量的50工业领域碳排放占比最大约为30其中5大高耗能产业石油化工炼焦及核燃料加工黑色金属冶炼化工包含石油加工有色金属及非金属建材制是重点排放对象贡献国内工业领域90碳排放其中黑色金属冶炼领域有望成为氢能应用的又一大领域氢在冶炼过程中作为还原剂原料敬请参阅最后一页特别声明10行业深度研究图表11国内碳排放结构来源国家统计局国金证券研究所竖炉替代高炉后2025年氢气需求超10万吨目前国内炼钢技术多以BF-BOF高炉-转炉法技术为主而国外多以DR-EAF直接还原-电弧炉冶炼为主BF-BOF技术依赖化石燃料作为能源将产生较大碳排放DR-EAF由于以电力作为冶炼能源以废钢作为冶炼原料因此碳排放相对较小前者可以通过向高炉内喷洒氢煤气或氢气减少碳排放但减排空间有限后者通过竖炉全氢技术可以将还原气全部替换为氢气实现更大程度的减碳根据我们的测算预计到2025年炼钢业氢气需求量将超10万吨年复合增长率约93测算逻辑与假设如下短期内由于国内高炉设备剩余寿命普遍在20年以上大规模竖炉替换难度较大氢气在炼钢业使较少长期看竖炉渗透率将逐步提升氢气作为还原剂的用量也将提升根据国家统计局数据2021年钢铁产量约为11亿吨和8亿吨当前使用采用竖炉和高炉炼制并且对应10万吨钢分别需使用55吨和39吨氢气假设2022-2025年钢铁产量以1-3的速度增长氢炼钢对竖炉和高炉的渗透率分别为0-002和001-01预计2025年氢气需求量将超10万吨图表122021-2025年炼钢业氢气用量预测万吨12108642020212022E2023E2024E2025E竖炉高炉来源国家统计局国金证券研究所敬请参阅最后一页特别声明11行业深度研究13交通补贴开启燃料电池车平价元年2025年氢气需求量超20万吨燃料电池进入平价时代低成本支撑氢能交运领域大规模渗透随着产销量将迅速扩张产业降本驱动力由国产化为主向国产化规模化双重驱动转变燃料电池核心部件氢气成本将快速下降预计2025年前后在国内氢气资源优势地区燃料电池整车有望实现全生命周期成本持平甚至低于燃油车届时成本成为产业发展的主要推动氢燃料电池产业将更加趋于市场化加速在重卡等商用车领域的替代进程并向乘用车拓展2025年交通领域绿氢需求量将超20万吨测算逻辑与假设如下根据中汽协统计数据基于燃料电池汽车2021年约1万辆的保有量分为公交物流重卡和乘用车分别测算按照当前75-100的年符合增速下并结合燃料电池降本增效及使用场景商业化的背景下预计2025年氢气需求量将超170万吨绿氢渗透率达到12需求量将近21万吨图表13燃料电池汽车降本三阶段来源国金证券研究所图表142021-2025年交通领域氢气用量及绿氢用量预测万吨200140180120160140100120801006080604040202000020212022E2023E2024E2025E氢气需求量绿氢需求量绿氢渗透率右轴来源中汽协国金证券研究所敬请参阅最后一页特别声明12行业深度研究14预计2025年电解槽累计装机超15GW潜在市场规模超300亿元电力的储能工业的炼钢以及交通将是电解水制氢最大的应用场景氢气的来源广泛主要包括氯碱工业副产氢电解水制氢化工原料制氢和化石资源制氢氢气在储能领域的应用是减少可再生能源的波动性因此储能领域的氢气必然是电解水制得工业和交通领域是未来减碳的重点领域氯碱工业化工原料制氢和石化资源制氢必然会带来碳排放因此从远期看工业和交通领域的氢气也必然是可再生能源电解制氢2025年电解槽累计装机超15GW潜在市场规模超300亿元测算逻辑与假设如下基于上文对电力储能工业炼钢以及交通领域的绿氢需求量测算假设电解槽耦合风电和光伏制氢2022-2025年电解槽产氢量为200标方MW一天工作45-6小时一年工作365天根据我们的测算预计到2025年电解槽的累计需求装机量将达15GW根据新疆库车电解水项目及ITM披露的相关碱式和PEM的设备成本2022-2025年预计碱式和PEM电解水设备价格为2-15元W和15-75元W期间电解水项目大多处于示范阶段碱式电解槽以更成熟的技术和更低的初装设备成本占据更大的市场份额随着行业发展逐步进入商业化阶段全生命周期成本将成为重点同时叠加PEM设备成本的快速下降预计2021-2025年PEM电解槽市场占比将从1增长至10通过分别测算碱式和PEM电解槽的市场空间预计2025年电解槽累计装机将超15GW市场规模将超300亿元图表152021-2025年电解槽累计装机需求量GW图表162021-2025年电解槽潜在市场规模亿元200161501412100105086020212022E2023E2024E2025E碱式市场规模亿元PEM市场规模亿元42年份20212022E2023E2024E2025E0碱式电解999995939020212022E2023E2024E2025E槽占比PEM电解槽115710占比来源势银国金证券研究所来源势银国金证券研究所敬请参阅最后一页特别声明13行业深度研究二碱式电解槽购置成本低PEM电解槽运营成本具备优势21电解水制氢的三种技术路线碱式PEM和固体氧化物电解槽从原理上看电解水制氢是在直流电的作用下通过电化学过程将水分子解离为氢气与氧气分别在阴阳两极析出商品化的水电解制氢装置的操作压力为08-3MPa操作温度通常落在80-90根据反应原理差异可分为碱水电解ALK质子交换膜纯水电解PEM固体氧化物水电解SOEC三大主流方案其中碱水电解ALK质子交换膜PEM电解制氢均已开启商业化推广固体氧化物电解处在实验室开发阶段碱式电解槽ALK碱式电解槽是以KOH等碱性水溶液为电解质采用无纺布含氟或氟氯聚合物等作为隔膜在直流电的作用下将水电解生成氢气和氧气气体产量正比于电流而单位气体产量电耗则与电解电压反应温度相关水的理论分解电压为123V理论电耗为295kWhm3碱水电解实际电耗约55kWhm3电解槽转换效率在60左右优势技术成熟购置成本低ALK电解制氢已有近百年的商业化历史技术发展相对成熟电解槽设备寿命达到15-20年且成本仅为同规格PEM电解槽的五分之一目前NEL最大碱性电解槽产气量近4kNm3h约8td足以满足当前主流加氢站用氢需求劣势体积大效率低动态响应慢1因为碱式电解槽采用非贵金属催化剂导致反应速率慢电流密度小因此相同制氢规模的碱式电解槽体积要比PEM电解槽大很多2碱液对设备维护大因此要经常维护3ALK电解槽冷启动时长在1-2小时因为需要消耗功率对电解液进行加热4碱式电解槽的动态相应慢无法很好的跟踪具有波动性的可再生能源发电此外为了保证氢气的生成纯度碱式电解槽功率要维持在额定功率的20以上当可再生能源发电突然减少时会造成一定的浪费这也制约了ALK电解槽配合可再生能源制氢的应用前景图表17碱式电解槽结构图来源国际能源网国金证券研究所质子交换膜PEM电解槽PEM电解水制氢与质子交换膜燃料电池工作流程互为逆过程典型的PEM电解槽主要部件包括膜电极质子交换膜催化层扩散层双极板环氧树脂板和端板其中端板起固定电解池组件引导电的传递与水气分配等作用扩散层起集流促进气液的传递等作用催化层的核心是由催化剂电子传导介质质子传导介质构成的三相界面是电化学反应发生的核心场所质子交换膜作为固体电解质一般使用全氟磺酸膜起到隔绝阴阳极生成气阻止电子的传递以及传递质子的作用优势效率高无碱液体积小安全可靠动态响应好等优点PEM电解技术相应的电耗约为50kWhm3效率约为70与ALK相比PEM水电解系统无需脱碱同时PEM电解槽更为紧凑精简且动态响应更好很适合与波动的可再生能源串联使用劣势必须使用贵金属成本高目前催化剂只能选用贵金属如铱和钌为此降低催化剂与电解槽的材料成本特别是阴阳极电催化剂的贵金属载量提高电解槽的效率和寿命是PEM水电解制氢技术发展的研究重点敬请参阅最后一页特别声明14行业深度研究图表18PEM电解槽结构图来源EI国金证券研究所固体氧化物电解槽SOEC工作温度800C左右相较于工作于80C左右的碱性电解技术和PEM电解技术电解效率有极大提升是3种技术中极具前景的一种电解水技术但尚处于实验室研发阶段高温SOEC阴极材料一般采用NiYSZ掺钇氧化锆多孔金属陶瓷阳极材料主要是钙钛矿氧化物材料未来还可能采用LSCF镧锶钴铁等材料中间的电解质采用YSZ氧离子导体混有少量氢气的水蒸气从阴极进入混氢的目的是保证阴极的还原气氛防止阴极材料Ni被氧化在阴极发生电解反应分解成H2和O2-O2-通过电解质层到达阳极在阳极失去电子生成O2SOEC也是SOEF的逆运行优势效率高材料无贵金属1不同于碱性水电解和PEM水电解高温固体氧化物水电解制氢采用固体氧化物为电解质材料工作温度800-1000制氢过程电化学性能显著提升能量利用效率更高达到902电解槽可以使用非贵金属催化剂且为全陶瓷材料减少设备腐蚀问题劣势耐久性差高温高湿的工作环境使电解槽选择稳定性高持久性好耐衰减的材料受到限制制约SOEC制氢技术应用场景的选择与大规模推广图表19固体氧化物电解槽结构图来源中科院国金证券研究所敬请参阅最后一页特别声明15行业深度研究图表20三种电解水技术对比碱水电解池ALK纯水电解池PEM固体氧化物电解池SOEC电解质20-30KOHPEMNafion等Y2O3ZrO2工作温度70-9070-80700-1000电流密度Acm20251左右110能耗kWhNm345-5538-5030-36操作特征启停较快启停快启停不便动态响应能力较强强电能质量需求有腐蚀性液体后期运维复杂无腐蚀性液体运维简单成本目前以技术研究为主尚无运维系统运维成本高低需求电堆寿命可达到120000h已达到100000h技术成熟度商业化国外商业化实验室研发有无污染碱液污染清洁无污染无污染来源IRENA国金证券研究所22PEM设备成本为碱式设备成本3-4倍时两者制氢成本基本持平碱式电解槽购置成本较低碱水电解技术成熟度较高同时没有贵金属作为设备生产原料因此单价相对较低但由于需要保证电解槽两侧氢氧平衡碱式电解槽需在额定功率的20以上才可以工作且效率不如PEM因此在相同条件下制氢量不及PEMPEM成本较高国内尚未实现大功率规模化应用目前国内可再生能源制氢示范应用项目及主流企业核心产品基本以碱式电解槽为主尚未形成大功率规模化应用技术成熟度落后于NELITM西门子等海外企业同时受制于生产原料中的贵金属PEM成本相较碱式较高但由于PEM效率更高且动态响应更快更适合与光伏风能设备串联使用运营阶段成本相对较低以运行15年进行测算预计当电价相同时PEM的设备成本为碱式设备成本的3-4倍时PEM的单位制氢成本与碱式的单位制氢成本持平测算逻辑与假设如下以1MW级的碱式电解槽与1MW级的PEM电解槽为例进行成本平衡点的测算碱式电解槽效率为PEM电解槽的90功率范围窄造成的效率损失约为10两种电解槽均运行15年产氢约900万方随着PEM电解槽成本持续的下降在电价相同的情况下预计PEM的设备成本为碱式设备成本的3-4倍时PEM的单位制氢成本与碱式的单位制氢成本持平敬请参阅最后一页特别声明16行业深度研究图表21碱式电解槽降本趋势单位元m3图表22PEM电解槽降本趋势单位元m321621043812012193184324328515246207110211151050020212022E2023E2024E2025E电价015元20212022E2023E2024E2025E电价015元设备成本用地成本电费水费设备成本用地成本人工成本维护成本电费水费碱式制氢成本元m3人工成本维护成本PEM制氢成本元m3电价电价年份20212022E2023E2024E2025E年份20212022E2023E2024E2025E015元015元碱式单价PEM单价218151312165554543元W元W电费元电费元03030290280270150303029028027015kWhkWh来源TheCleanHydrogenRevolution国金证券研究所来源TheCleanHydrogenRevolution国金证券研究所23短期内碱式设备更适用西部大规模电站长期看PEM设备有望开启替代进程从应用场景来看短期和长期逻辑有所区别短期碱式适用于西部大规模制氢PEM适用于东部站内电解水制氢由于碱式电解槽的大占地面积和高制氢规模其更适合在土地资源相对充足的西部大规模建设西部丰富的风光资源以及低廉的电价可支撑大规模制氢的需求PEM电解槽的小体积使其更适用于东部的站内制氢作为加氢站的重要氢源补充当前政策也鼓励站内电解水制氢广东地区给予其蓄冷优惠电价长期西部大规模制氢可使用碱式和PEM电解槽的结合方案且在PEM成本与碱式持平的情况下可开启对碱式电解槽的替代进程长期来看随着技术的不断迭代升级PEM电解槽内的铱等贵金属催化剂用量预计将大幅下降带来PEM电解槽成本的快速下行PEM电解水设备更适用于风光氢储一体化当PEM与碱式的TCO趋向持平时西部大规模制氢可使用碱式和PEM电解槽的结合方案且在PEM成本与碱式持平的情况下预计PEM将开启对碱式电解槽的替代进程从发展阶段来看示范阶段更注重初装成本商业化运营需考虑全生命周期成本当前电解水项目大多处于示范阶段碱式电解槽技术更成熟设备价格也相对更低示范阶段更倾向于碱式电解槽的应用未来进入商业化运营时全生命周期成本成为首要考虑因素即需加入运营成本进行考量碱式电解槽运营成本占其全生命周期成本的75-80PEM则是占30-40在PEM电解槽设备逐年降本以及其更适合与风光耦合的情况下PEM电解槽的应用将呈现逐年上升趋势对1MW级的电解槽进行成本测算电解槽单价采用2021年的数据电费为03元kWh电解槽寿命为15年产氢约900万方分为设备成本和运营成本测算其中碱式电解槽由于波动性匹配区间较窄将会损耗15的的效率三种方案测算制氢的TCO成本如下方案一100碱式电解槽的制氢成本为222元m3全采用碱式电解槽虽然可以减低设备的购置成本但因为碱式电解槽效率低再加上最低启动功率限制造成效率10的损失运营成本会有所上升方案二80碱式20PEM电解槽的制氢成本为212元m3此种电解槽配置方案TCO成本最低因为在可再生能源发电功率不及碱式最低启敬请参阅最后一页特别声明17行业深度研究动功率时可以采用小功率PEM电解槽制氢避免了电量损失此外80的碱式电解槽配比也保证了较低的购置成本因此TCO为三种方案最低方案三100PEM电解槽的制氢成本为233元m3此种电解槽配置方案TCO成本最高因为目前PEM电解槽的购置成本最高预计到2030年此种方案有望成为成本最优方案图表23三种电解槽搭配方案的TCO成本单位元m3252222332122151050方案一方案二方案三设备成本用地成本电费水费人工成本维护成本总成本条件电费元kwh030303PEM元w-10070碱式元w2020-碱式效率损失1500来源国金证券研究所敬请参阅最后一页特别声明18行业深度研究三高效化低成本规模化是电解水制氢的未来趋势高效化低成本规模化是电解水制氢的未来趋势效率成本和规模都是电解水制氢商业化的重要突破点具体来看1高效化提升能源转化效率降低电耗2低成本配合三弃实现低价值波动能源有效利用3规模化从设备层面着手包括技术更新及规模化降本图表24电解制氢未来趋势及潜在空间来源国金证券研究所31高效化提升电解制氢能量转换效率提升电解制氢能量利用率从而降低制氢电耗是最直接的降本措施根据热力学原理电解水制备1m3氢气和05m3氧气的最低电耗为295度电而目前全球领先的商业化制氢方案最低电耗为4kWhNm3假设电耗费在制氢成本占比70理论上仍有27的电能减省空间可带来制氢成本近20的下降空间PEMSOEC电解制氢在能效转换率上均有长足进步尤其SOEC理论电耗已降至36kWhNm3以下逐步趋向理想水准2019年9月以色列研究人员提出一种E-TAC解耦电解方案能效高达987并成立H2Pro实现该技术商业化未来也将有望大幅缩减制氢电耗图表25E-TAC高效解构电解制氢示意来源IEEE国金证券研究所32低成本可再生能源波峰制氢降低电费成本光伏制氢示范项目逐渐落地度电成本下降将降低电解水制氢电费中国是全球第一大可再生能源发电国2020年国内弃水电量近700亿千瓦时风光弃电量合计超300亿kWh弃电消纳是近年来电网规划调度的关键问题而若将全部弃电用于电解可供应230万吨氢气2025年国内能源用氢气需求约200万吨从电网侧面考虑电解制氢提供了全新的二次能源传输方式相较并网方式更加灵活也无需增加网侧规划调度任务从氢能角度敬请参阅最后一页特别声明19行业深度研究弃电提供了低成本电源按照03元kWh弃电电价测算提供降本空间达到30-40政策助力可再生能源制氢规划2025年达成可再生能源制氢10-20万吨年目标国家在政策层面支持力度不断加强明确表示氢能地位和发展目标在氢能产业发展中长期规划2021-2035年被定位为国家能源体系的战略地位和在双碳目标中的支撑作用并且对发展目标做出了明确规划十四五期间实现10-20万吨可再生能源制氢量将大力推动电解槽的发展国家发改委与国家能源局联合印发清洁能源消纳行动计划2018-2020年文件指出探索可再生能源富余电力转化为热能冷能氢能实现可再生能源多途径就近高效利用国家能源局也支持高效利用廉价且丰富的可再生能源制氢四川广东等地也纷纷给予电价支持政策电解水制氢最高电价限定为03元kwh和026元kwh图表26氢能产业发展中长期规划2021-2035详细内容2025年2030年2035年燃料电池车可再生能源二氧化碳减形成较为完备的提升可再生能形成涵盖交通加氢站发展目标保有量制氢排氢能产业技术创广泛应用可再源制氢在终端储能工业等10-20万吨100-200万新体系清洁能源生能源制氢能源消费中的领域的多元氢约5万辆部署建设年吨年制氢及供应体系比重能应用生态核心技术产业创新制氢设施交通领域工业领域储能领域质子交换膜燃料电高校科研院所重型车辆应用货风光发电氢储因地制宜的制氢技规划路线池新型燃料电池企业建设重点实验汽车市场与锂电还原剂替代化石能一体化应用新术路线清洁化核心零部件以及关室前沿交叉研究池纯电动汽车的互能源应用模式低碳化低成本键装备平台补发展模式交通储能发电工业在金融医院学校商业示范工程城市公交车物流配送车环可再生能源资源富集氢气需在合成氨甲醇炼化煤制工矿企业等领域引入氢燃料电卫车求量大的地区油气等行业替代化石能源池来源氢能产业发展中长期规划2021-2035国金证券研究所近期光制氢示范项目陆续落地热度持续高涨2022年11月青海省首个绿电制氢项目华电德令哈3MW光伏制氢项目正式开工建设同月由国核电力院EPC总承包的吉电股份中韩示范区可再生能源PEM电解制氢加氢一体化项目试运圆满完成具备对外加氢能力项目即将进入投运阶段10月氢动吉林行动暨大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目启动活动在吉林西部大安清洁能源化工产业园举行新建制氢储氢及18万吨合成氨装置33规模化加速能源氢气需求扩张带动电解制氢产业规模化发展氢燃料电池产业化发展将从装机规模及下游应用扩张两方面保障电解制氢成本下行装机规模扩张将带来设备成本的大幅下降但下游FCV燃料电池发电等应用场景的丰富完善也将保障每个制氢设备的高利用率摊薄单位氢气成本据FraunhoferISE报告测算100WMPEM电解制氢系统平均每kW资本支出仅为5MW系统的13同时随着设备生产规模的提高以及设备利用率的提升氢气成本将快速下降当利用率提高到04时电耗费用将成为主导因素碱式电解槽成本构成方面电耗费用也是其成本的主导因素敬请参阅最后一页特别声明20