制氢行业专题报告：碱性槽和PEM并行，电解水制氢日渐成熟

投资建议：我们认为随着绿氢制取技术成熟，以及风光等可再生能源装机占比提升，绿氢成长空间将进一步打开，制氢和燃料电池企业有望充分受益，建议关注：1）电解槽技术成熟，有望快速实现项目落地的公司，推荐标的：隆基绿能、阳光电源、明阳智能，受益标的：科威尔；2）拥有成熟燃料电池产品的公司，受益标的：亿华通等。 “灰氢”是目前最主要的氢气来源。根据中国氢能联盟数据统计，2022年我国氢气的产量达到4004万吨，煤制氢是最主要的制氢途径，2021年煤制氢占比62%。全球来看，根据IEA数据统计，2021年全球氢气总产量为9400万吨，其中，天然气制氢占比55%，煤制氢占比17%，工业副产氢占比16%。 工业副产氢产地覆盖范围广，资源负荷中心都具备一定产能，潜在产能超1000万吨。与可再生能源丰富的西北地区相比，工业副产氢可覆盖京津冀、长三角和广东地区，与氢能应用先发地区相匹配。目前我国的焦炉煤气、氯碱化工、合成氨及合成甲醇、丙烷脱氢等工业每年能够提供百万吨级的副产氢气供应，工业副产氢可在氢能产业发展初期提供低成本、分布式氢源，有利于氢能的快速发展。 绿氢制备降本空间大，远期绿氢成本与灰氢持平。远期来看，碱性电解槽制氢成本和PEM电解槽制氢成本的降幅分别达到63.1%和73.8%。碱性电解槽制氢成本的降低主要受益于电耗及电价的降低带来的运营成本下降，以及寿命的延长带来的固定资产均摊成本下降，两者的降幅分别达到78.0%和79.5%。PEM电解槽制氢成本的降低主要受益于电价的下降，以及国产化替代带来的设备成本下降叠加寿命延长带来的均摊成本下降，两者的降幅分别达到94.2%和57.8%。截至2023年上半年，中国电解槽名义总产能超过14GW，其中碱性电解槽占比约94%，PEM电解槽约6%。目前行业较为分散，大部分厂商碱性电解槽产能在0.5-1.5GW之间。为实现绿氢加速放量，降本增效是当前技术迭代的重心，电解槽向着高单体制氢量、低能耗的方向快速发展。 风险提示：制氢降本不及预期，氢气储运发展不及预期等。 1.政策先行，氢能起势 “十三五、十四五”期间，政策频频出台，推动氢能加速发展。2019年两会期间，氢能被首次写入政府工作报告。2020年4月，氢能被写入《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》。2022年发改委、能源局颁布了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确了氢能在我国能源绿色低碳转型中的战略定位、总体要求和发展目标。2023年发改委发布《产业结构调整指导目录（2023年本，征求意见稿）》，涉及氢能应用领域包括电力、新能源等11个方面。2023年8月，我国首个氢能产业链标准体系建设指南发布，涵盖基础与安全、氢制备、氢储存和输运、氢加注、氢能应用五个子体系。随着国家政策的持续加码，氢能将在我国得到长远的发展。 根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，至2025年，交通、工业、储能、发电等领域试点示范将稳步开展，可再生能源制氢量将达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分。至2030年，中国将逐步建成较为完备的清洁能源制氢及供应体系，对实现碳达峰战略目标形成支撑。 根据《开启绿色氢能新时代之匙:中国2030年“可再生氢100”发展路线图》预测，到2030年，可再生氢供给量将达到770万吨”。考虑到区域经济、产业适用特点，可再生氢将率先在化工、交通、钢铁等技术成熟度较高和应用可行性较好的部门规模化应用。 图1：我国氢能政策频频出台 表1：我国已制定多项涉及到氢能的政策 2.灰氢是目前最主要的氢气来源 主要的制氢方式包括化石燃料制氢、工业副产制氢和水电解制氢等三类。 化石燃料制氢技术成熟度高，成本低，以煤和天然气制氢为主，制氢过程中会排出二氧化碳等温室气体。工业副产制氢是指以包含氢气的工业尾气为原料，通过变压吸附法（PSA法）回收提纯制氢；由于原料属于工业副产品，无需额外的原料投入，因此具有成本低廉的特点。电解水制氢是指通过直流电将水分子分解为氢气和氧气，所产生的氢气纯度高（>99%），是未来最主要的绿氢生产方式。 表2：电解水制氢是最环保的技术手段 当前绝大部分氢气为“灰氢”。根据中国氢能联盟数据统计，2022年我国氢气的产量达到4004万吨。根据中国煤炭工业协会统计，我国2021年煤制氢是最主要的制氢途径，占总量的62%，工业副产氢、天然气制氢分别占比19%、18%，仅有1%的氢气来源于电解水。全球来看，根据IEA数据统计，2021年全球氢气总产量为9400万吨，其中，天然气制氢占比55%，煤制氢占比17%，工业副产氢占比16%，灰氢同样占主导地位。 图2：2022年中国氢气产量超4000万吨 图3：中国氢气产量的62%来源于煤制氢 图4：天然气制氢为全球最主要的制氢途径 灰氢生产以掌握煤炭、石油、天然气资源的国有企业为主，包括中国神华、美锦能源、东华能源、中石油、中石化等。中国石化在我国氢能源行业和国内氢气制取市场的产能/产量上处于领先地位，凭借石油化工的强大实力，氢气产能达到350万吨/年；中国石油氢气产能超过260万吨/年。煤炭制氢主要集中于山西、宁夏、陕西等煤炭产区，天然气、炼油重整制氢则多分布在青岛、宁波等地的大型石化炼化基地。 表3：灰氢主要生产区位于山西焦煤产区 图6：天然气制氢原料成本占比76% 图5： 表3：化石燃料制氢成本在10.8-14.7元/kg之间，叠加碳排成本上升至15.6-17.0元/kg 我国副产氢潜在产能超1000万吨。1）我国是全球最大的焦炭生产国，国内焦炭产量约4.4亿吨，占全球产量的60%，每生产1t焦炭可产生焦炉煤气350-450 m，焦炉煤气中氢气占50%-60%，因此焦化副产氢潜在产能达1000亿 m3 。2）我国氯碱产业烧碱产量约为3000-3500万吨，每生产1吨烧碱可生产副产氢 208m3 ，每年副产氢气可达75-87万吨。3）丙烷脱氢产物中氢气占比60%～95%，目前国内共有10余个项目投产，预计到2023年，丙烷脱氢的副产氢气产能可达到37万t/a。4）乙烷脱氢至乙烯产物中氢气占比在95%以上，每产生一吨乙烯副产氢约107kg，2021年我国乙烯产量在2825万吨，潜在副产氢产量在303万吨。 表4：工业副产氢技术包括焦化副产氢、氯碱副产氢、丙烷脱氢、乙烷脱氢 4.电解水制氢：碱性和PEM电解槽齐头并进 电解水制氢的技术主要包括碱性水电解、质子膜纯水电解、固态氧化物电解三种技术路线。1）碱性电解槽投资成本低，寿命长，规模大，但动载性能差、电流面密度低。2）PEM在各性能指标上表现均衡且指标突出，适合于各种场景下制氢，包括工业制氢、便携制氢和用作电网调幅的动态负载，但成本偏高。3）SOEC效率高，热机状态动载性能好，可快速双向工作，但需要高温热源，且设备投资大、寿命短，适用于核电制氢及大规模热电联供等。 图5：电解水制氢主要包括三种技术路线 碱性水电解：水分子在直流电作用下，在电解池两级发生氧化和还原反应，水分子在阴极被还原，生成氢气和氢氧根离子，氢氧根离子穿过物理隔膜到达阳极，在阳极析出氧气，生成氧气和水。 质子膜纯水电解：纯水通过进水通道进入催化层，在直流电源和催化剂的共同作用下，阳极产生氧气和氢离子，氢离子穿过质子交换膜与阴极的电子结合产生氢气。PEM电解水制氢纯度较高，仅存在少量水蒸气，经过干燥后可直接用于燃料电池。 固态氧化物电解：按照电解质载流子的不同，可分为氧离子传导型SOEC和质子传导型SOEC，目前研究较多和发展更为成熟的是氧离子传导型SOEC。固体氧化物电解池核心组成包括：电解质、阳极和阴极。中间是致密的电解质层，两边为多孔的氢电极和氧电极。以氧离子传导型SOEC为例，较高温度下（700-900℃）,在SOEC两侧电极上施加一定的直流电压， H2O 在阴极被还原分解产生 H2 和 O2 ， O2 穿过致密的固体氧化物电解质层到达阳极，失去电子生成 O2 。 目前碱性电解水制氢发展最成熟，已完全商业化，质子交换膜电解水制氢在国内处于商业化初期，固体氧化物电解水制氢则仍处于研发和示范阶段。 表5：电解水的技术路径中ALK成熟度最高 电解槽是电解水制氢的核心设备，现阶段大多企业聚焦于碱性电解槽。 根据高工氢能，截至2023年上半年，中国电解槽名义总产能超过14GW，其中碱性电解槽占比约94%，PEM电解槽约6%。单家厂商碱性电解槽产能大部分在0.5-1.5GW之间，行业格局较为分散。 表6：电解槽行业格局较为分散，多聚焦于碱性电解槽 当前单槽制氢能力大多为1000- 2000Nm3 /h，大标方单槽成为趋势。2022年中船718所2000 N m3 /h的碱性电解槽下线，同年明阳智能下线全球最大单体碱性水电解制氢设备，产氢量达1500- 2500Nm3 /h。2023年9月隆基绿能刷新最大单体碱性电解水制氢产氢量，达到 3000Nm3 /h。 表7：电解槽向大容量方向发展 4.1.碱性电解槽 电解槽的核心构件包括极板、极框、隔膜、电极、BOP辅助系统。极框是电解槽的支撑组件，用于支撑电极和隔膜，主要是由铸铁金属板或不锈钢板制成。隔膜是防止氢气和氧气混合，但允许槽内离子自由移动的聚苯硫醚织物（PPS）。电极决定了电解槽制氢效率，是电化学反应的场所，主要是由镍网、泡沫镍等构成。BOP系统主要包括电源供应系统、控制系统、气液分离系统、纯化系统、碱液系统、补水系统、冷却干燥系统和其他附属系统。 图6：电解槽的核心构件包括极板、极框、隔膜、电极、BOP辅助系统 膜片/电极组件是电堆组件中成本占比最高的部分。电解槽系统中电堆组件成本占比为45%，其中膜片/电极组件成本占比达57%。 图7：膜片、电极是电堆组件中成本占比最大的两部分 系统性能及产氢量的提升将有助于均摊产氢成本。在IRENA的预测中，尽管碱性电解槽的系统降本空间不大，目前电解系统的成本在1500元/kW，未来在系统成本在1400元/kW，但在系统电解效率、产氢纯度、与可再生能源适配等方面，碱性电解槽仍具有较大提升空间，当前重点研究方向集中在电极、催化剂、隔膜等环节上。 表8：碱性电解槽仍有降本增效空间 4.2.PEM电解槽 PEM电解水制氢技术可以快速启停，能匹配可再生能源发电的波动性，提高电力系统灵活性，正逐渐成为制氢发展和应用的重要方向。 PEM电解槽主要包括阴阳极板、气体扩散层、催化剂层和质子交换膜。 PEM电解槽的构造如图所示，其中1号是PEM质子交换膜，主流的材质是全氟磺酸；2号是阴极铂催化剂，2’号是阳极铱催化剂；3号是气体扩散层，也是多孔传输层，有利于生成的 H2 、 O2 扩散，其中阴极侧是碳纸，由于阳极侧电压过高，碳容易腐蚀，因此通常为镀铂钛毡；4号是双极板，也是流场板、隔板，通过流道释放 H2 和 O2 ，主要由镍材料构成，5号端板将所有的材料密封成一个整体。 图8：PEM电解槽主要包括阴阳极板、气体扩散层、催化剂层和质子交换膜 PEM电解槽中双极板和膜电极是主要成本构成项。在PEM电解槽的成本构成中，辅机和电解电堆组件占比分别为55%、45%。辅机主要包括电源、去离子水循环系统、氢气处理系统、冷却系统，其中电源占比接近50%。电解电堆系统主要由多孔传输层、小组件、双极板、电堆组装和端板、膜电极构成，其中双极板和膜电极分别占比约53%、24%。 图9：PEM电解槽中双极板和膜电极是主要成本构成项 2021年至今PEM电解槽招标量已超过82.5MW。当前国内大功率PEM电解水制氢设备处于发展初级阶段，目前已配套交付或中标项目主要包括电解水绿氢项目、制氢加氢一体化项目、氢氨醇一体化项目等，主要公司包括阳光氢能、赛克赛斯、康明斯、上海氢盛、长春绿动等。从2021至今已知的PEM电解槽装机/招标量来看，国产PEM制氢设备由1MW跃升到50MW，逐步规模化工业应用，总量已超过82.5MW。 表10：2021年至今PEM电解槽招标量已超过82.5MW