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6.4GW，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。 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。 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。 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15GW 2025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29.8%，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20.8亿吨。 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1：2021-2025年电力、工业、交通领域氢气需求量预测（万吨） 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4.5-6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%。 图表2：2021-2025年电解槽累计需求装机量（GW） 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20.8亿吨的预测，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 1.1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7、8、12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2.3 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3.3万亿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5.77万亿度、1.34万亿度、0.33万亿度、0.65万亿度、0.41万亿度和8.21万亿度电，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：-0.70%/-1.60%/-2.30%/-3.07%；水力：1.70%/1.70%/1.70%/1.70%； 光伏：14.90%/14.90%/14.90%/14.90%；风电：11%/11%/11%/11%；核电：8.2%/8.2%/8.2%/8.2%；社会总用电量：5.0%/3.8%/3.6%/3.6%。 图表4：2021-2025年发电结构（亿kWh） 图表5：2019-2021年平均每月发/用电量占全年比例 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 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18.3万吨，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0.04%上升至2025年的1%、设备1100-1400h的年工作时长以及4.5-5.5kWh/L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。 图表7：跨季度储能需求量测算原理 图表8：2021-2025年跨季度储能氢气用量预测（万吨） 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2.1万吨，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0.6%的渗透率，测算得出2025年日度氢储能需求量将为2.1万吨。 图表9：日度储能需求量测算原理 图表10：2021-2025年日度储能氢气用量预测（万吨） 1.2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。 图表11：国内碳排放结构 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%-0.02%和0.01%-0.1%，预计2025年氢气需求量将超10万吨。 图表12：2021-2025年炼钢业氢气用量预测（万吨） 1.3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