摘要
政策口径看，根据国家能源局发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，到2025年，建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。在新能源行业投资机会中，除已进入高速发展期的风光储车等行业外，我们近期亦关注到中国氢能产业的发展机会。
我们认为，中国氢能行业的快速发展，具备供给端&需求端的可行性，且往未来看经济性拐点可期。我们将首先从绿色制氢环节出发，在本篇报告中：1）论证中国绿氢制备的可行性；2）对经济性拐点、市场空间进行测算。
一、为什么我们看好中国绿氢制备行业——从供给&需求端看，中国的绿氢制备行业发展均具可行性。
根据制取方式和碳排放量的不同，氢能主要分为灰氢、蓝氢、绿氢三种，其中绿氢为通过可再生能源电解水制氢，在生产过程中基本不产生温室气体，但目前技术并未完全成熟、生产成本较高，因而当前全球范围内氢能生产均以灰氢为主流。
供给端看，国家能源局已发布相关氢能产业中长期发展规划，其中提及到2025年需建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。我们认为，发展绿氢制氢为解决风光大基地带来的新增发电量消纳问题的解决手段之一，将与锂电、光热、液流等多种储能手段&特高压向东部输电共同发展。
需求端看，中国是全球氢气需求量&生产量第一大国，年需求量及生产量均占全球30%左右，且未来中国氢能需求量仍将持续增长，因而带来了绿氢制氢环节的发展契机。
根据中国氢能联盟的预计，到2030年我国氢能需求量将达到3500万吨，到2060年需求量将增至1.3亿吨左右。从生产量看，根据中国煤炭工业协会数据显示，2012-2021年，中国氢气产量从1600万吨增长至3300万吨。
二、绿氢制备的经济性拐点何时到来——我们测算，绿氢与蓝氢有望在25年平价，与灰氢有望在25-27年平价。
我们认为，往未来看绿氢占比提升的决定因素来自经济性。考虑当前绿氢成本与灰氢仍存在较大差距，且绿氢中PEM电解槽较碱性电解槽成本更高，本篇报告我们重点分析碱性电解槽制备绿氢的经济性。基于制备技术、规模效应、碳税制度、碳价变化对灰氢的成本影响等，并以及电解水制绿氢的单位成本构成包括电费、设备折旧费、期间费用（我们预计23年分别占总成本的74.8%/10.7%/14.2%），我们对绿氢的生产成本变动&对比蓝氢、灰氢的经济性拐点进行了如下测算。核心假设包括：
电费：影响因素包括单位电耗、单位电价。1）单位电耗：我们预计22年行业平均的单位电耗为5.3kwh/m³，未来随碱性电解槽零部件的升级，假设到2030年单位电耗可降低至3.9kwh/m3；2）单位电价：假设工商业电价0.5元/kwh，结合未来风光等新能源发电就地消纳带来的电价成本下降，预计至2025、2030年电费下降至0.2、0.15元/kwh；
设备折旧费用：主要与电解槽设备价格有关，碱性电解槽设备价格目前约900万元/台，其中电极已基本实现国产化，我们预计未来存在规模降本空间；隔膜目前主要采用日本东丽的传统PPS膜，未来具备国产替代及规模效应降本空间，我们预计，2022年-2030年碱性电解槽设备价格年均下降10%；
单位期间费用：主要与项目规模有关，取决于设备规格和年利用小时数两个因素，目前碱性电解槽设备规格一般为1000-2000m³/h，预计未来有望逐步提升；年利用小时数考虑风光有效利用小时数、配建储能比例上升、新能源发电成本持续下降等，预计未来有望达到5000h。
测算结果：我们预计至2025年，绿氢制备单位成本有望下降至14.46元/kg，较2022年下降65%；至2030年，绿氢制备单位成本有望进一步下降至8.88元/kg，分维度对比绿氢与蓝氢、灰氢的经济性看，绿氢与蓝氢有望在25年平价，与灰氢有望在25-27年平价。
若静态对比当前蓝氢、灰氢的单位成本（不考虑煤炭价格+碳税变化），预计绿氢与蓝氢、灰氢分别在25年、27年平价；
若考虑碳税上涨带来的蓝氢、灰氢成本上升，预计绿氢与蓝氢、灰氢均在25年实现平价；
若在碳税基础上，叠加考虑煤炭价格波动性，当前煤炭价格约700元/t，假设2022-2030年煤炭价格从1000元/t下降到500元/t（灰氢生产成本下降），预计绿氢与蓝氢、灰氢分别在25年、26年平价。
三、碱性电解槽市场空间怎么看——我们预计2025年碱性电解槽市场规模有望达到153亿元，22-25年CAGR+103%。
若不考虑国内氢气年产量增长，保守假设国内每年氢气总产量为3300万吨、绿氢渗透率由21年的1%提升至25年的15%、30年的50%、绿氢产销率由2022年较低水平提升至2025年的70%、年利用小时数和单机设备产能持续上升，我们预计，2022-2025年碱性电解槽市场规模有望达到18/38/65/153亿元，CAGR+103%；2030年碱性电解槽市场空间有望达到192亿元，市场规模为2022年的11倍。

1、为什么我们看好中国绿氢制备行业？

供给端看：风光大基地进入开工建设阶段，绿氢成为促进消纳的有效手段；
需求端看：中国为全球最大氢气生产国，高需求+碳税+消纳需要，共同支撑绿氢发展空间。

1.1.行业背景：风光大基地建设加速，就地制氢成为消纳问题解决手段之一

根据我国风光大基地规划，目前第一、二批项目进入建设阶段、第三批已启动申报。我国第一批风光大基地于21年11月下发清单，共97GW，22年9月全部开工，并计划于 22/23年全部投产。我国第二批风光大基地于21年12月启动项目报送，第二批大基地项目总规模为455GW，其中十四五建成200GW，外送150GW，外送比例75%，十五五建成255GW，外送165GW，外送比例约65%。根据部分省份下达的文件，第三批风光大基地于22年10月启动申报。
为解决风光大基地带来的新增发电量消纳问题，就地制氢成为解决手段之一。同时，锂电储能、光热储能、液流储能等储能手段以及特高压向东部输电亦同步规划发展中。

表1：风光大基地规划最新进展

图1：风光大基地最新进展

资料来源：国际能源网，发改委，光明网，国家能源局，《十四五规划及 2035 年远景目标纲要》等，天风证券研究所

1.2.需求端：中国为全球最大氢气生产&需求国，未来氢能产量及需求量仍将持续增长

从需求端看，2021年全球氢气需求量超9400万吨，yoy+5%，增量主要来自传统化工工业领域。其他应用（重工业、交通运输、建筑、发电等）仅占总需求的0.04%。
其中，中国是全球氢气需求量第一大国，21年的需求量约2800万吨，占全球29.8%。根据中国氢能联盟的预计，到2030年，我国氢能需求量将达到3500万吨，在终端能源体系中占比5%；到2060年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源体系中占比20%，其中工业领域用氢7794万吨，占总需求量的59.8%，交通运输领域用氢4051万吨，占比31.1%，建筑领域用氢585万吨，电力领域用氢600万吨。
同时，中国亦是全球氢气生产量第一大国，2021年中国氢气产量3300万吨，占全球35.1%。从2018年开始，中国氢气年产量已超过2000万吨规模。根据中国煤炭工业协会数据显示，2012-2021年，中国氢气产量从1600万吨增长至3300万吨，整体呈稳步增长趋势；自2020年“双碳”目标提出后，我国氢能产业热度攀升，发展进入快车道，2021年中国氢气产量同比增长达32%。
考虑我国对氢能的大量需求+风光大基地带来的消纳需求，中国氢能相关政策发布，重点提及可再生能源制氢就近利用。根据国家能源局发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，到2025年，建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系，可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。

图2：2022年我国氢能下游应用结构

图3：2060年我国氢能下游应用结构

资料来源：中国电动汽车百人会《中国氢能产业发展报告2020》，IEA 《Global Hydrogen Review 2022》，国家能源局《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，赛瑞研究《2022年中国氢能及燃料电池产业发展趋势报告》，氢启未来网，天风证券研究所

1.3.从制氢方式看，目前灰氢制取仍为主流，但未来绿氢规模占比有望逐步提高

根据制取方式和碳排放量的不同，氢能主要分为灰氢、蓝氢、绿氢三种：1）灰氢：以化石燃料（包括煤炭、天然气等）为原料制氢以及工业副产制氢，为目前成本最低、技术最成熟的技术路线，但制取过程中会产生碳排放；2）蓝氢：灰氢制取的过程中使用CCUS（碳捕集、利用与封存）技术进行脱碳制氢，可使碳排放量减少90%以上，但制氢成本较高，属过渡清洁能源；3）绿氢：通过可再生能源电解水制氢，在生产过程中基本不产生温室气体，但目前技术不如灰氢制取成熟，且成本较高。
目前全球范围内均以灰氢为主流，2021年绿氢占比0.04%；中国维度看，2021年绿氢占比仅为0.9%。此外工业副产物和天然气制氢融合CCUS技术应用场景亦有望占比上升。
我们认为，绿氢占比提升的决定因素来自经济性，后文我们将重点测算考虑碳税、绿氢规模降本等假设下，绿氢何时有望平价。其中碳税方面，全球氢气贸易正处于快速发展期，根据IRENA预测到2050年将有30%以上的氢气进行跨境交易；欧盟碳边境调节税将于2026年正式开始征收，其适用范围扩大至氢能。我们预计，在全球应对气候变化的大背景下，碳定价的覆盖行业和范围不断扩大或将成为趋势。

图4：全球2021年制氢来源结构

图5：中国2021年及2050E制氢来源结构（中国煤炭工业协会数据）

资料来源：《新能源电解水制氢技术经济性分析》王明华，中国石油新闻中心，中国电力网，IEA《Global Hydrogen Review 2022》，氢启未来网，中国能源报，中国-中东欧国家海关信息中心，天风证券研究所

2、绿氢经济性测算

我们预计，随着产业规模上升&技术持续突破，绿氢与蓝氢有望在25年平价，与灰氢有望在25-27年平价

2.1.核心假设1——设备价格：我们预计，规模效应有望推动碱性电解槽价格下降

电解槽设备折旧费用在总成本中占比约10.7%：假设条件取相对中性，设备规格按1300m3/h，年利用小时数按4000小时，单位电耗5kwh/m3，电价0.35元/kwh，单位水耗0.02t/kg，水费4元/t，碱性电解槽设备价格按900万元/台，折旧年限按7年来计算，预计2023年使用碱性电解槽来制氢，电费、水费、设备折旧、其他成本在总成本中的占比分别为74.8%、0.3%、10.7%、14.2%。
电费主要看电价，期间费用主要看规模，设备价格趋势相对重要。

图6：2023年碱性电解槽制氢的成本结构

资料来源：《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》（张彩丽），《新能源电解水制氢技术经济性分析》（王明华），考克利尔竞立官网，微能网公众号，彭网生活，氢能汇公众号，工业界公众号，高工氢电公众号，天风证券研究所

针对不同电解槽设备的价格趋势，我们分析如下：

碱性电解槽：碱性电解槽设备价格目前约1000万元/台，各个零部件成本中电极和隔膜占比较高。零部件环节看，1）电极：电极成本占比约30%，国内企业如莒纳科技、德清恒川、保时来、英凯模等均可生产提供；2）隔膜：目前主要采用日本东丽的传统PPS膜，目前价格每平米400元左右；结合核心零部件的国产替代降本空间、规模起量后的降本，我们预计，2022年-2030年碱性电解槽设备价格年均下降10%。
PEM电解槽：PEM电解槽设备价格目前约3000-4000万元/台，各个零部件成本中，1）膜电极：短期内还是采购杜邦的为主，国内东岳未来氢能已经开始在下游测试验证，价格上2022年预计每千瓦售价600元，到2025年鸿基创能目标是实现每千瓦售价300元；2）贵金属催化剂：可进行部分替代以降低用量。考虑当前绿氢成本与灰氢仍存在较大差距，且绿氢中PEM电解槽较碱性电解槽成本更高，本篇报告我们重点分析碱性电解槽制备绿氢的经济性；后续PEM电解槽经济性需进一步跟踪膜电极和催化剂的国产化进度，以判断PEM电解槽的规模上量时间点。

2.2.核心假设2——电价、电耗、年利用小时数、设备规格等核心参数

除设备价格外，影响绿氢经济性测算的核心指标还包括：电价、单位电耗、年利用小时数、设备规格，具体假设如下：

电价：根据新疆电网代理购电电价，假设工商业电价0.5元/kwh，结合未来风光等新能源发电就地消纳带来的电价成本下降，我们预计至2025年电费下降至0.2元/kwh，2030年左右电费下降至0.15元/kwh；
单位电耗：根据考克利尔竞立公司官网，碱性电解槽单位电耗≤4.9kwh/m3，考虑到考克利尔竞立技术相对领先，22年行业平均的单位电耗假设按5.3kwh/ m3，23年按5kwh/m3，随着碱性电解槽零部件的升级，我们假设到2030年单位电耗可降低至3.9kwh/m3；
年利用小时数：假设风光制氢一体化项目每年利用小时数约4000h，考虑风光大基地新建发电机组较多且有相当比例配建储能、新能源发电成本持续下降等，我们预计至2025年，年利用小时数可以到5000h；
设备规格：目前碱性电解槽平均为1000m3/h，已有产品规格达到2000m3/h；我们预计，随着产品技术持续升级，平均设备规格有望在2026年达到2000m3/h，结合年利用小时数上升，2026年前，年生产氢气总量有望持续上升。

表2：不同设备规格和年利用小时数下的年生产氢气量

资料来源：《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》（张彩丽），《新能源电解水制氢技术经济性分析》（王明华），《国网新疆电力有限公司关于 2023 年 5 月代理工商业用户购电价格的公告》，考克利尔竞立官网，隆基氢能公众号，天风证券研究所

2.3.测算结果：我们预计，至2025年，绿氢制备单位成本有望下降至14.46元/kg

计算过程：单位电费=单kg氢气耗电量*单kwh电价；单位水费=单kg氢气耗水量*单kwh水价；单位设备折旧费用=设备价格/7年；单位期间费用=总期间费用/年生产氢气量。
结合上文假设，由结果看，我们预计：1）至2025年，绿氢制备单位成本有望下降至14.46元/kg，较2022年下降65%；2）至2030年，绿氢制备单位成本有望下降至8.88元/kg，较2022年下降79%。

表3：2022-2030年制绿氢的单位成本测算

资料来源：《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》（张彩丽），《新能源电解水制氢技术经济性分析》（王明华），天风证券研究所

2.4.横向看，我们预计绿氢与蓝氢有望在25年平价，与灰氢有望在25-27年平价

若静态对比蓝氢、灰氢的单位成本（不考虑煤炭价格+碳税变化）：据《新能源电解水制氢技术分析》（王明华，2023），700元/吨煤炭价格下，蓝氢、灰氢成本分别为16.26、11.86元/kg；与我们测算的2022-2030年绿氢成本比较，预计绿氢与蓝氢、灰氢将分别在25年、27年平价；
若考虑碳税上涨带来的蓝氢、灰氢成本上升：据《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》（张彩丽，2018），我们假设碳税100-200元/t；碳税每变化25元/t，天然气制氢成本变化0.01元/m3、煤制氢变化0.05元/m3；与我们测算的2022-2030年绿氢成本比较，预计绿氢与蓝氢、灰氢均有望在25年实现平价；
若在碳税基础上，叠加考虑煤炭价格波动性：当前煤炭价格约700元/t，基于保守性分析，我们假设2022-2030年煤炭价格从1000元/t下降至500元/t；煤炭在灰氢成本中占比约40%，分别计算煤炭成本和其他成本之后加总，可计算得灰氢的单位成本。与我们测算的2022-2030年绿氢成本比较，我们预计绿氢与蓝氢、灰氢分别在25年、26年平价。

表4：‍‍‍‍基于煤炭价格变化、碳税的绿氢经济性测算

资料来源：《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》（张彩丽），《新能源电解水制氢技术经济性分析》（王明华），天风证券研究所

3、绿氢市场空间测算

结合风光大基地消纳需求&经济性拐点，我们预计25年碱性电解槽市场规模有望达到153亿元，22-25年CAGR+103%。

3.1. 市场空间：预计2025年碱性电解槽市场规模153亿元，22-25年CAGR+103%

核心假设指标：1）产量：保守预计，假设国内每年氢气总产量按3300万吨不变；2）绿氢渗透率：伴随产业政策支持+经济性提升，我们预计绿氢渗透率由21年的1%提升至25年的15%、30年的50%；3）氢气产销量：由于目前行业需求尚未真正起量，2021-2022年产销率还偏低，我们预计，未来产销率伴随市场需求放量有望逐步提升，假设2025年行业产销率提升至70%；4）结合前文我们预计，年利用小时数、单机设备产能预计将持续上升。
电解槽市场空间：我们预计，2022-2025年碱性电解槽市场规模有望达到18/38/65/153亿元，CAGR+103%；我们预计，至2030年，随着绿氢真正实现平价。2030年碱性电解槽市场空间有望达到192亿元，市场规模为2022年的11倍。

表5：2021-2030年国内碱性电解槽市场空间预测

资料来源：中国煤炭工业协会，氢启未来网公众号，时代氢能公众号，天风证券研究所

本文作者：孙潇雅，来源：天风证券，原文标题：《氢能行业报告1——制氢：绿氢平价可期，关注下一个从0-1行业的投资机会》

孙潇雅 SAC执业证书编号：S1110520080009

天风证券：绿氢平价可期，下一个从0-1行业的投资机会