氢能源行业市场分析研究

氢能源行业市场分析双重驱动：绿氢渗透行业脱碳，风光消纳助推需求绿氢：氢能是零碳重要之举，绿氢为氢能必然选择全球能源结构中化石能源占比依然较高，氢能是能源转型重要途径。从全球能源结构来看，目前终端能源中化石能源消费仍占据了较大比例，2021年，石油、天然气和煤炭的占比分别为32%、25%和28%，化石能源占比超80%，长期以来是全球碳排放的主要来源。为实现国际能源署（IEA）2050年“零碳经济”愿景，全球能源结构低碳绿色转型势在必行。氢能具有来源丰富多样、清洁低碳、灵活高效以及应用场景丰富等优点，据能源过渡委员会（ETC）预测，在2050零碳场景下，直接电力和氢气将成为全球能源结构中最为重要的组成部分。氢能生产应用广泛，绿氢具备减碳优势，或是未来主流。目前行业中有三种主要氢气制取途径，通过制作过程中碳排放量可以划分为：灰氢：以化石能源煤炭、天然气重整制氢或者焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢等工业副产气制氢方式，在生产的过程中排放大量的二氧化碳（约22.6kgCO2/kgH2）；蓝氢：在制作灰氢的过程中结合碳捕捉、利用及封存技术（CCUS）减少二氧化碳排放（约10.5kgCO2/kgH2）；绿氢：通过可再生能源电解水制取的氢气，在制取的过程中几乎没有碳排放（约1.5-5.0kgCO2/kgH2）。需求：行业脱碳打开增量空间，新能源消纳助力绿氢发展背景梳理：双碳转型长期驱动，CBAM中短期催化长期动力：双碳转型加速能源消费结构清洁化。从全球碳排放量来看，2021年中国碳排放量为105.23亿吨，占全球总量的31.1%，是全球最大的碳排放国。中短期催化：欧美“碳关税”和G7气候俱乐部贸易保护政策。欧盟碳边境调节机制（CBAM）将于2023年10月起运行，2026年1月正式开征。2022年12月12日，七国集团发布“气候俱乐部”的目标及职权文件，计划建立以“国际目标碳价”为核心的气候同盟，并对非参与国的进口商品征收统一碳关税。欧美碳关税及G7气候俱乐部借助自身低碳先发优势，以碳关税为代表的贸易保护形式限制新兴经济体的发展，中短期对我国钢铁、塑料、化工等行业出口造成显著压力。发达国家“气候俱乐部”的潜在影响，将迫使我国扩大碳市场行业覆盖范围，加快上述高碳排放行业改良产业流程，积极寻求生产端的减碳方式，实现低碳转型。传统行业减碳为绿氢发展提供广阔需求氢能的应用场景主要集中在交通、工业、发电及建筑四大领域。从2020年二氧化碳排放量占比来看，我国电力、工业、建筑和交通四大领域，分别占比40.5%、36.5%、11.3%和11.6%。2020年我国应用在合成氨、甲醇、炼油、直接燃烧及其他工业领域的氢能占比分别为37%、19%、10%、15%和19%。其中，工业、交通是氢能的主要应用领域，建筑、发电等仍然处于探索阶段。在双碳转型的长期驱动和欧美碳关税的中短期驱动下，我国各行业脱碳势在必行，而绿氢具备“零碳排”的制备优势，在各行业应用场景中减碳空间极大。新能源消纳需求保障绿氢制备，长时储能拓宽应用场景：可再生能源装机加速，预计2050年将成为电力主体。根据国家能源局统计，2021年全国发电装机容量约23.8亿千瓦，同比+7.9%。其中，风电装机容量约3.3亿千瓦，同比+16.6%；光伏装机容量约3.1亿千瓦，同比+20.9%。全国可再生能源发电量达2.48万亿kWh，占全社会用电量的29.8%。其中，风电6526亿kWh，同比增长40.5%；光伏发电3259亿kWh，同比增长25.1%。随着“十四五”电力规划的实施，我们预计到2025年，我国风电、太阳能发电总装机及发电量将达10.87亿kW、1.87万亿kWh，到2030年，我国风电、太阳能发电总装机容量将达12亿kW以上。到2050年，可再生能源成为电源装机的增量主体，80%以上的电量将由水电、太阳能发电、风电、核电等清洁能源共同承担。绿氢助力风光消纳，实现能源高效利用。随着新能源装机的迅速发展，风电、光伏发电在发电量结构中的占比也不断提高，对于边际成本为零的新能源电力的弃电消纳问题凸显。用新能源风光互补耦合发电制氢，有利于提高可再生能源的利用效率，同时解决“弃风弃光”的消纳问题。此外，新能源发电的不稳定性产生直接储电需求，储氢是长时储能的最优选择。相比于电化学储能兆瓦级（MW）容量，以日计储能时间；抽水蓄能容量的吉瓦级（GW）容量，以月计储能时间；氢能储能的容量是太瓦级（TW），时间可以达到1年以上；加之跨区域长距离储能和能量转化形式多样化的优点，储氢是长时储能的最优选择。空间测算：新旧产业双轮驱动，绿氢市场增量巨大基本假设：1.建筑、发电领域氢能应用仍然处于探索阶段，且用量相对较小，主要贡献来自于工业和交通领域用氢需求，根据IEA预测，2030年全球氢能需求达到1.8亿吨；2.在全球能源结构向清洁低碳转型背景下，绿氢发展进程有望加快，根据IEA预测，2030年全球绿氢份额达到34%左右；3.随着近两年风光氢一体化示范项目密集开建，以及2025年后碳排放考核进一步趋严，叠加电价下降的因素，绿氢有望与天然气制氢实现平价。我们预计全球绿氢渗透率2025年为1.5%，2030年达到34%；我们预计2025/2030年全球氢气需求量1.1/1.8亿吨，全球绿氢需求空间为245/6120万吨，2021-2025年全球绿氢需求量和渗透率年均复合增速（CAGR）分别为89.5%/77.8%，2021-2030年全球绿氢需求量和渗透率年均复合增速分别为90.0%/76.9%。发展现状：国内外绿氢倍道而进，技术迭代路线明晰项目进展：海内外绿氢布局加快，试点项目多点推进多重因素驱动，欧美诸国相继出台支持政策。首先，从环保的角度，欧洲和欧盟在碳市场（EUETS）的框架之下，各国都肩负着脱碳的任务；其次，从能源安全角度，化石能源禀赋较差的国家，希望通过氢能革命摆脱对化石能源的严重依赖，典型如日韩，此外俄乌冲突使得欧盟也将发展氢能作为能源安全的重要方向；此外，出于经济原因想要保持产业领先地位或希望通过氢气出口赚取经济收益，典型如美国、澳大利亚。目前，全球氢能发展相对领先的地区有美国、欧洲、日韩已出台相应氢能战略目标，支持本国绿氢产业发展。欧洲能源企业大举布局，规划项目制氢产量700万吨。欧洲各大能源公司已入局绿氢，除了布局本土项目，也在新能源发电资源丰富的澳大利亚、哈萨克斯坦等有所布局，项目目标大，以满足2022年5月“REpowerEU”计划提出的2030年本土产绿氢1000万吨及进口1000万吨目标。其中，英国BP完成收购澳大利亚绿色氢开发项目“亚洲可再生能源中心”40.5%的份额，该项目拟建26GW新能源发电，并配套160万吨绿氢或900万吨氨/年。此外，包括德国SvevindEnergyGroup、壳牌、法国Lhyfe、西班牙能源公司Cepsa、法国道达尔在内的欧洲能源公司加速在各地布局绿氢项目，规划项目年制备绿氢规模达700万吨。美国IRA法案提升绿氢经济性，项目规划稳步推进。2022年8月，美国IRA方案为绿氢提供开创性税收减免和可直接用于付款的条款，制氢工厂在生产每kg氢气产出二氧化碳小于4kg的条件下，根据二氧化碳排放量的不同，可享受0.12-0.6美元/kg氢气的税收抵免额度。对于2033年以前开始建设的制氢项目，项目运营的前10年将获得5倍的税收抵免额度，即0.6-3美元/kg氢气，绿氢可享受3美元/kg补贴，且10年后将继续受益0.12-0.6美元/kg的标准税收抵免额度。在此政策支持下，美国能源公司集中在加州及德州规划布局绿氢项目，预计2023-2024年开始建设，按计划将于2024-2026年逐步投产。中国顶层设计明确氢能发展目标，地方出台配套支持政策。国家发改委2022年3月23日发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》（简称“行业中长期规划”），明确氢能产业的发展定位、量化目标和应用方向。产业定位方面，氢能被正式确定是能源体系的重要组成部分，且氢能产业链相关环节也被纳入国家战略新兴产业的范畴。2025年量化目标方面，行业中长期规划提出，一是氢能车保有量达到5万辆，二是可再生能源制氢量在10～20万吨。应用方向上，政策规划了包括交通、储能、分布式能源以及工业领域的减碳四大方面。截至2022年底，22个省市相继制定并出台了本地区氢能发展规划以及相关配套政策，积极响应国家氢能战略，支持绿氢产业发展。风光大基地就地消纳，配套绿氢项目密集开建。风光大基地建设地区存在新能源开发模式较为单一和应用场景不足的特点，因此电网消纳和调度运行压力较大。在地方相继出台绿氢产业支持政策后，为获取新能源建设指标，国内能源公司纷纷布局风光一体化绿氢耦合项目。截至2023年2月，我国规划年产绿氢超过2万吨的大规模绿氢示范项目近20个，从区域上看，由于内蒙古具备发展可再生能源大规模制氢的良好条件，潜在制氢产能超过330万吨，上述项目多集中于内蒙古，其次为新疆和吉林等地。技术演进：电解技术各有千秋，碱性电解正执牛耳绿氢上下游产业链包括：可再生能源供电、制氢系统、辅助系统、储运系统和下游应用。可再生能源制氢处于氢能产业链的上游，可再生能源转化的多余电能通过变流器调压后进入电解水制氢装置，在电解槽中进行水电解制氢，制备的氢气经过提纯进入氢气储存系统。一部分气体通过燃料电池发电系统实现电网侧调峰；另一部分气体通过长管拖车、液氢槽车或者管网运输等方式进入用能终端或加氢站，以满足交通运输、发电、化工生产及冶金等行业下游氢能消费需求。目前从技术层面划分，电解水制氢主要分为碱性电解水制氢（AWE）、质子交换膜电解水制氢（PEM）、阴离子交换膜电解水制氢、固体氧化物电解水制氢（SOEC）。由于阴离子交换膜电解水制氢技术处于研究起步阶段，而固体氧化物电解水制氢技术处于初步示范阶段，因此目前主流的电解水技术为碱性电解水制氢（AWE）和质子交换膜电解水制氢（PEM）。比较两种电解水制氢技术：碱性电解水技术凭借成本低、技术成熟度高的优势，目前在国内是主流路线。PEM电解水技术目前已经初步形成产业化并在部分地区建设示范应用，随着技术的进步和成本的下降，我们预计最快将在2025～2030年形成规模化应用。已投运及新招标的风光配氢项目多以碱性电解水制氢技术为主。2021年在“双碳”目标提出之后，国内电解水制氢项目规划和推进逐步加快。目前国内已投运的电解水制氢路线多以碱性电解槽为主，主要是碱性电解槽技术路线成熟，成本具有显著优势。我们统计发现，2023年1-2月以来已开标的大规模绿氢项目，技术路线也都以碱性为主。PEM电解槽由于成本高，商业推广依然需要时间，而且在目前的国内商业模式下，PEM槽的技术优势并不明显。PEM与新能源的耦合优势明显，未来有望发展为主流。由于可再生能源如风力、光伏发电存在较大的波动性，该波动性诸如风光的间断式供应、不稳定性以及季节性，使得风电机组的输出功率和风速有关，光伏发电和气温、有无遮挡太阳等基础因素有关。因此风光的随机性和间歇性对于电解水制氢设备的耦合匹配程度要求较高，尤其是对于负载范围、不同冷热情况下的启动时间都比较敏感。根据《可再生能源电解制氢成本分析》（郭秀盈，李先明，许壮等著）测算，相同条件下，碱性电解水和质子交换膜电解水技术的制氢平准化成本（LCOH）随可再生能源波动性敏感变化，PEM电解的经济性优于AWE电解技术。随着欧盟电解槽制氢响应时间小于5s规定的出台，在技术迭代和成本下降的基础上，PEM电解技术或将逐步取代碱性电解技术。经济性分析：设备、电耗+能效，三重因素促降本设备因素：电解水制氢设备主要由电解槽和辅助系统构成，电解槽占设备成本50%左右。全套的电解水制氢设备主要由电气设备（供电系统）、电解槽、气液分离&干燥纯化系统及其他系统（补水、电控、热处理等）构成。目前主流电解水制氢方案（碱性电解槽、PEM）中，电解槽仍为设备成本中占比最大的部分约50%，电气设备占比15%，气液分离&干燥纯化系统占比15%，其他辅助设备占比10%左右。碱性电解槽已经基本实现国产化，PEM仍在国产化进程中。电解槽降本路径明晰，制氢成本持续下降。对于PEM电解系统，成本主要由电极、膜片等核心部件的成本驱动。长期来看，可通过电解槽关键技术更新如提升电催化剂活性、提高膜电极中催化剂的利用率、改善双极板表面处理工艺、优化电解槽结构等来给设备降本，提升电解水制氢的经济性。尽管各类电解槽技术成本和性能不尽相同，但每种技术都有自己的优劣势，由于规模、应用和交付距离不同，预计系统成本仍将处于很大范围内。核心的降本方向应在电解槽电堆和系统级别，电堆包括电堆设计、规模尺寸等降本策略，系统包括扩大规模、自动化等方式降本。随着两种技术路线的持续降本，以及行业平均用电成本的下降，我们判断电解水制氢技术在2030年的制氢成本将下降至20元/kg以内，实现与化石能源制氢成本平价。电耗因素：从电解水制氢成本构成看，目前碱性电解水制氢技术中的电力成本占制氢成本的70%以上，因此电力降本将是未来制氢技术发展的关键。1）短期而言，大量弃风、弃水、弃光导致的弃电是发展电解水制氢的有利条件，尤其是西北、东北及西南等可再生能源较为充足的区域，每年的潜力制氢能力可达百万吨。国家能源集团数据显示，利用当地废弃水电和富余电力进行水电解制氢,其制氢所需电力成本可低于11元/kg，具有很高的经济性优势。2）中长期看，随着光伏、风电等可再生能源发电规模上升和成本下降，电解水制氢经济价值将凸显。根据我们测算，2020年，光伏、风力发电度电成本分别为0.30、0.35元/kWh；到2030年将有望分别降至0.20、0.25元/kWh；到2050年，可再生能源在一次能源需求中的占比预计将达到61%，其中风电和光伏合计超70%。未来光伏和风电等可再生能源平价上网为电网电力制氢提供更多选择，可望大幅降低制氢的电力成本。在运营时间为2000小时条件下，其他因素保持相同，我们分别进行两种电解水制氢对于电价和设备成本的敏感性分析。预计到2030年，电价进入0.1-0.2元/kWh区间后，AWE系统电解水制氢成本有望降至10.0-18.2元/kWh，PEM系统电解水制氢成本有望降至12.9-21.0元/kWh，经济性逐步凸显。技术进步和规模提升将推动电解制氢系统能耗和运维成本降低。伴随着可再生能源电解水技术进步，整体能源转换效率将持续提升。根据车百智库预计，到2030年，PEM/AWE电解水的能源转换效率将分别达到63%/65%，2050年，整体能效将达到74%和78%。目前来看，碱性电解槽凭借成本低和经济性好，占电解水制氢主要的市场份额，而随着PEM技术的不断成熟，质子交换膜国产化加速突破，长期来看，预计PEM电解槽的成本和市场份额将逐渐提高，与碱性电解槽接近持平。此外，未来电解水应用的渗透率不断提升，将带来显著规模效应，原料成本、运行效率等将进一步优化，推动综合成本下降。因此，通过可再生能源电力成本、技术进步和规模化应用带动设备成本下降及效率提升，根据《中国氢能产业发展报告2020》（车百智库发布）数据，预计到2030年电解水制氢成本将降至20元/kg以内，海外降至1.9美元/kg，将实现与传统来源的氢能竞争。根据IRENA数据，至2050年的更长期时间内，全球绿氢生产成本可降低80%以上。行业痛点：全周期成本亟须下降，关键技术期待突破痛点一：相比化石能源制氢，绿氢制备仍需降本对比所有制氢方式的成本看，目前化石能源制氢经济效益最好，工业副产氢短期供应潜力大，可再生能源电解水制氢成本主要取决于电价。1）不考虑碳排放的前提下，煤制氢成本是所有成本中最低的制氢技术，目前应用也较为广泛，天然气制氢成本取决于气价，波动较大。若考虑CCUS，经济性相较于工业副产氢明显不足；2）工业副产氢成本在9.3-22.5元/kg之间，成本相对适中，波动区间相对较大，未来产氢的潜力巨大，尤其是焦炉煤气副产氢、合成氨及合成甲醇副产氢，生产相对灵活，可根据经济性进行调节；3）电解水制氢成本目前经济性明显不足，成本大多取决于电价，碱性制氢较PEM有经济性，但接近零碳排放的特点，短期可选用“三弃”电力进行制氢，预计供应潜力接近百万吨级别，中长期受益于可再生能源平价上网规模提升。碱性电解和PEM电解技术的成本存在较明显差异，总体而言相比化石能源制氢经济性均不足。我们测算按照电价0.3元/kWh，二者的制氢成本分别为23.8、37.2元/kg，电费成本是制氢成本的主要部分。碱性电解技术商业化应用较广泛，电解槽单槽制氢规模1000m3/h，电解槽基本实现国产化，价格2000-3500元/Kw，国内已有MW级别制氢应用；PEM电解技术刚处于商业化起步阶段，虽然已经有MW级风电制氢应用项目，但是价格相对较高，在7000-12000元/Kw，降本进程需要加速。痛点二：质子交换膜壁垒高，进口依赖程度大PEM电解水技术的核心材料——全氟质子交换膜：用全氟磺酸树脂为原料制备全氟质子交换膜技术壁垒较高，需要企业在原料选择、合成工艺等方面有较好的技术与经验积累。目前全氟磺酸树脂的主要玩家有：美国杜邦、美国3M、美国戈尔、比利时索尔维、日本旭化成等。目前国内全氟磺酸树脂市场的主要生产厂家为科润等，有项目在研的厂家有：上海三爱富、巨化集团等少数企业，但产能较小，无法批量供应市场。截至2020年，科慕（原主体为美国杜邦）、索尔维、旭化成三家占据了全球90%以上的产能，国内对全氟磺酸树脂进口依赖度高达99%。目前国产质子交换膜主要通过主动压低价格来获得竞争优势，如果实现国产化替代，我们预计将降低质子交换膜的价格30%-40%。同时近年来随着技术突破和大规模生产，质子交换膜的成本有望随之下降。痛点三：氢气储运难度大，高端气瓶国外领先绿氢全生命周期核心环节：氢气储运。按照储存性质分可以分为物理储氢和化学储氢。全球范围内，高压气氢和低温液氢是两种已商业化的储氢路线，我国以高压气氢为主，低温液氢由于军用管制，在民用方面还未形成规模化应用；海外如美国、德国、日本等氢能强国已经建立起规模化的液氢工厂。在高压气氢储运过程中，核心环节在于高压气态储氢瓶。目前高压气态储氢瓶有四种类型，Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型和Ⅳ型。其中Ⅰ型、Ⅱ型价格相对便宜，但储氢密度低，重量重且容易发生氢脆问题，目前20MPa的Ⅰ型瓶在国内得到广泛的工业应用，并与45MPa钢制氢瓶、98MPa钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站中。而Ⅲ型、Ⅳ型车载应用已经非常广泛，国外多是70MPa的碳纤维缠绕Ⅳ型瓶，而国内由于高强度碳纤维工艺尚不成熟，Ⅳ型储氢瓶的大规模商用化尚待时日，目前主要是35MPa碳纤维缠绕Ⅲ瓶。产业聚焦：产业链日趋完善，新老玩家争先入局海外：全球产业链完善，龙头公司发展迅猛海外绿氢产业链逐步完善，电解槽企业龙头较多。绿氢产业链涉及上游绿氢生产制造，包括电解槽设备、辅助系统生产环节；中游绿氢的储运、加氢站建设以及下游在交通领域、工业领域和建筑领域等的应用。其中，电解水制氢龙头公司多分布于欧洲，包括Nel、ITMPower、HydrogenPro、Enapter、Sunfire、Mcphy等公司，目前碱性、PEM等都有成熟应用，随着2021-2022年欧洲大力发展绿氢，2022年电解槽企业的收入和订单显著增长，预计2023年也将有大幅提升。电解槽龙头Nel业绩领先，竞争者发展迅速。Nel成立于1927年，已有超90年的碱性电解槽技术积累，并通过对外收购扩展PEM电解槽业务和加氢站业务，形成现在的氢电解槽（碱性电解槽、PEM电解槽）和加氢站两大业务板块，其中电解槽业务占比超70%，是欧洲最大的电解槽公司。2022年Nel营收0.94亿美元，其中碱性电解槽营收0.3亿美元，同比+506%，PEM电解槽营收0.4亿美元，同比-1%。法国Mcphy公司22年营收0.17亿美元，同比+22%，其中电解槽占比68%，加氢站业务占比32%；德国Enapter主要产品为阴离子交换膜电解槽，2022年营收0.16亿美元，同比+75%；英国ITMPower主营PEM电解槽，2022年营收680万美元，同比+30%，其中电解槽业务占比35.7%，同比+18%。绿氢建设需求旺盛，订单规模同比高增。随着全球绿氢建设节奏加速，电解槽需求持续高增。Nel公司2022年新增订单2.2亿美元，同比+135%，其中9成来自电解槽业务，2022年底，在手订单达2.5亿美元。法国Mcphy2022年订单量为0.3亿美元，同比+53%；此外，McPhy已签署的项目组合共计45MW和40个加氢站，还有148MW和56座加氢站意向订单，总计193MW和96座加氢站；德国Enapter2022订单约960万美元；英国ITMPower2022年订单920万美元，同比+80%。考虑到绿氢建设的不断渗透，订单高需求持续性料将不断增强。海外巨头加速产能布局，迎接绿氢建设放量。随着绿氢建设节奏加快，各电解槽巨头扩产节奏也保持跟进。Nel2022年产能为0.6GW，计划24年前将挪威Herøya碱性电解槽工厂产能提高一倍至1GW，25年将沃灵福德PEM电解槽工厂提高至500MW；Hydropro的产能目前为0.3GW，2022年底，HydrogenPro对中国天津的制造工厂进行了升级，目标达到300MW以交付采购订单，公司近期计划全球产能实现10GW。ITMPower目前22年底产能为1GW，计划23年底提高至2.5GW，24年年底计划再翻一倍提高至5GW。此外，蒂森克虏伯、Sunfire、GreenHydrogenSystems、Reliance等均纷纷宣布扩产计划。预计2023年海外电解槽产能可达8GW。中国：新老玩家争抢入场，稳定格局尚未显现绿氢赛道热度升温，新老玩家纷纷入局。在双碳目标和氢能产业规划的带动下，绿氢业已成为国内重点关注的新能源发展热点。风电、光伏、能源集团、汽车等行业公司均纷纷布局绿氢业务，涉及绿氢产业链的上游、中游和下游。其中有来自风电光伏领域的公司隆基绿能、阳光电源、三一重能、双良节能等，凭借雄厚的资金技术实力以及业务系统优势布局电解槽业务；新兴势力昇辉科技、华电重工等迅速切入电解槽设备领域，抢占份额；此外，在关键材料和零部件国产化有望突破的京城股份等以及燃料电池应用端的科威尔等均在氢能环节已有布局。目前行业玩家众多，稳定格局尚未显现。隆基绿能：在电解槽生产领域，隆基绿能技术、出货、产能均处领先地位，2023年2月，隆基氢能推出ALKHi1系列产品，在直流电耗满载状况下可低至4.3kwh/Nm³，同时推出ALKHi1plus产品，直流电耗满载状况下低至4.1kwh/Nm³，在2500A/㎡电流密度下，更可低至4.0kwh/Nm³。隆基氢能2022年电解水设备出货排名全国第三，产能达1.5GW，根据公司规