一周解一惑：制氢电解槽先行，氢能产业发展有望提速

本周关注：铁建重工、中铁工业、东华测试、瑞纳智能本周核心观点：继续关注央国企“中特估”与数字经济 氢能的燃料属性需要重视，2022年开始国家政策明确推进氢能发展。氢能不完全类似于锂电/光伏，除绿色能源属性外，其本身可直接作为燃料，而不仅局限于电能的形态应用，是新能源结构中重要的一个补充。2022年3月，国家发改委发布的《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》提到氢能正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一，是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体。规划明确提到2025年可再生能源制氢量达到10-20万吨/年。 目前国内绿色制氢运营/建成/在建/规划产能均在稳步推进中，渗透率提升空间仍大。根据中国氢能研究院统计数据，截至2023年初，全国范围内在运营/建成/在建/规划的绿氢产能为3.27/2.31/18.09/368.54万吨年产能。而2022年中国的氢气产能约4000万吨、产量约3300万吨，绿氢渗透率仍处于较低水平，存在较大的提升空间。 宏观角度光伏、石化企业均有动力推进氢能发展，同时现有的特高压技术不能完全替代氢能。1）光伏：根据国家能源局数据，2022年光资源较为充足的西藏、青海弃光率仍有20%/10%，光伏发电的消纳问题仍需解决，而氢能可直接作为燃料的属性尤为重要，可直接用于储能、工业、化工、运输等场景，提供了就地消纳的新解决方案，也可通过不同的储运方式异地消纳，同时电解水制氢中电费占比最高，绿电企业发电成本更低，布局氢能也有协同效应；2）石化：按极限情况估算假设未来全部新能源车使用氢气，2022年全国新能源车里程数约为1724亿公里，按100km消耗1kg氢气估算，也仅需要消耗氢气172万吨。因此除去交运，工业、化工场景对氢气的需求更大。氢气是石化行业的重要原料，石化企业可将氢能与原产业耦合发展。3）电网特高压：根据我们统计2021年17条直流绿电占比59%，其中风/光直流的绿电占比仅为29%。同时，电网系统自身的电压、频率耐受性能有局限，无法应对光风电的大范围波动，目前一般需要一定比例的火电打捆外送。因此储运氢及当地消纳氢在特高压现有布局下仍有一定需求空间 行业提速时点与空间测算。绿氢产业发展需要全产业链各环节配合前行，作为最上游的制备环节，电解水制氢设备有望首先放量。假设长期看规划产能全部落地绿氢产能达到368万吨，按每年开机4000h计算，需要 1000Nm 3/h 电解槽1.03万个（ H2 1kg=1 1.2Nm3 ），按当前售价692万元/个估算，总市场规模可达712亿元；而若按2025规划达到20万吨产能，则对应市场规模39亿元。同时根据我们的测算，在光伏电价0.28元/kwh的情形下，电解水制氢的成本仅为天然气制氢的95%，初步具备经济性，行业有望提速。 投资建议：综合考虑新业务制氢电解槽带来的业绩增量以及与原先主业的协同效应，建议关注该环节内有所布局、并与主业有协同效应的新锐玩家：华电重工、华光环能、亿利洁能、昇辉科技 风险提示：1）绿氢产业全产业链发展不及预期；2）制氢电解槽及相关设备降本不及预期；3）绿电电价降低不及预期 1什么是碱性电解槽 1.1氢能产业链现状 绿色氢气是构筑低碳社会的重要载体。绿氢是以可再生能源为电力输入，电解水产生的氢气，可以助力交通、化工、钢铁、石化等多领域深度脱碳。2022年3月，国家发改委发布的《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》提到氢能正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一，是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。规划明确提到2025年可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，2035年可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升对能源绿色转型发展起到重要支撑作用。 图2：截至2023年可再生氢项目数量及产能（万吨/年） 图1：截至2023年可再生氢产能分布图 图3：截至2023年不同来源可再生氢项目数量（个） 图4：截至2023年不同来源可再生氢产能（万吨/年） 2020年以来中国布局电解水制氢的企业数量在快速增加，电解槽装备企业数量从2020年约10家迅速上升到超百家，据势银统计，产业链相关企业超二百家。 表1：2021年以来部分新进入水电解制氢企业汇总 1.2电解槽技术 碱性电解水制氢是指在碱性电解质环境下进行电解水制氢的过程，电解质一般为30%质量浓度的KOH溶液或者26%质量浓度的NaOH溶液。反应过程中，在直流电的作用下，水分子在阴极一侧得到电子发生析氢还原反应，生成氢气和氢氧根离子，氢氧根离子在电场和氢氧侧浓度差的作用下穿过物理隔膜到达阳极，并且在阳极一侧失去电子发生析氧氧化反应，生成氧气和水。 由于隔膜的阻碍，氢气和氧气不会通过隔膜混合在一起，但是电解液却可通过隔膜进入另一侧。制氢系统运行时，氢气与碱液的混合液以及氧气与碱液的混合液，分别经过气水分离器，将气体和溶液分离，碱液回流至电解槽，氢气和氧气分别进入纯化装置提纯后进行收集。 图5：碱性电解水工作原理 图6：碱性电解槽结构 碱性电解水制氢系统主要包括碱性电解槽主体和BOP辅助系统。碱性电解槽主体是由端压板、密封垫、极板、电极、隔膜等零部件组装而成。电解槽包括数十甚至上百个电解小室，由螺杆和端板把这些电解小室压在一起形成圆柱状或正方形每个电解小室以相邻的2个极板为分界，包括正负双极板、阳极电极、隔膜、密封垫圈、阴极电极6个部分。BOP辅助系统主要包括：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、冷却干燥系统及附属系统。 生产绿氢的核心在于应用高效的电解水制氢技术。水在直流电的作用下，会发生电化学反应，并分别在电解槽的阴极和阳极产生氢气和氧气。按照工作原理和电解质的不同，电解水制氢技术可分为4种，分别是碱性电解水技术(ALK)、质子交换膜电解水技术(PEM)、高温固体氧化物电解水技术(SOEC)和固体聚合物阴离子交换膜电解水技术(AEM)。 根据《中国电解水制氢产业蓝皮书2022》数据统计，中国的出货量上看，2021年碱性电解槽设备出货量约350MW，占比超过95%，现阶段碱性电解槽占绝对优势。双方最核心区别是隔膜不同、电解质不同，与之带来相应的优劣势，这些可归总为成本、效率、是否适配新能源的权衡。 1)催化剂不同：非碱性环境反应效率慢，所以需要稀有金属催化剂比如铂，这会导致PEM成本高； 2)电流密度：碱性电解槽的隔膜厚，通过离子效率低，因此电流密度低。 同时碱性电解槽隔膜通过的是OH-，比H+体积大，为了阻止 H2 、 O2 相遇可承受的压强差范围小，因此导致了离子通过速度慢，电流密度低。 电流密度低一方面会影响效率，另一方面因为电流密度的范围小，其快速响应波动的能力会稍弱，新能源适配变弱； 3)工作温度：碱液需要先加热并维持更高的工作温度，这也会影响快速响应波动的能力； 4)单机规模、寿命：由于技术和商业化更加成熟，目前碱性电解槽的单槽产能、寿命都要大幅领先PEM。 图7：2021年中国碱性电解槽、质子交换膜（PEM）电解槽出货量占比 2微观层面跟踪氢能产业链 2.1电解槽成本拆解 碱性电解槽由电极、电解液、隔膜组成，电解槽内装填电解质溶液，通过隔膜将槽体分为阴、阳两室，各电极置于其中。在一定的电压下，电流从电极间通过，在阳极上产生氧气，在阴极上产生氢气，从而将水分解，制取氢气。电解槽工作温度一般为70~90℃，以KOH或NaOH水溶液为电解质。电解槽中的隔膜通常为石棉或者高分子复合材料，电极一般采用镍基金属材料，产生的氢气纯度在99%以上，经分离后的氢气需要脱除其中的水分和碱液。 碱性电解槽的成本与其制氢能力有关，制氢能力越大，成本越高。目前国内市场在售的碱性电解槽单台设备制氢能力从几十到1000Nm3/h，价格从100万～1000余万元不等。其中 1000Nm 3/h 的制氢能力是当前碱性电解槽单台设备制氢能力的上限，其价格大概在700万～1000万元之间。设备的制氢能力与其成本基本呈线性正相关关系。 图8：碱性电解槽成本与制氢能力关系 据国内中石化新疆绿氢示范项目招标统计，隆基、考克利尔、中国船舶718所的设备报价基本一致，13套1000Nm3/h的制氢设备约3.6亿元，项目采招13组每组4台(共计52台)单机产氢量1000Nm3/h的碱性电解槽，配套气液分离和氢气纯化等设备。按此估算单台1000Nm3/h碱性电解槽成本约为692万元。换算成单kW成本为692*10000/5000=1384元/kW。 表2：中石化新疆绿电制氢项目招标 表3：中石化新疆绿电制氢项目评标 据IRENA数据，在碱性电解水制氢系统中，碱性电解槽的成本约占45%，系统占其余配套设备占比55%。 其中，核心配套设备包括电源控制系统：整流柜和变压器，为电解水制氢提供直流电；气液分离装置；干燥纯化系统；冷冻水及循环系统；氢气缓冲与压缩设备。 在碱性电解槽的成本拆解中，膜电极占比最高达到57%。膜电极份额中，隔膜占比14%，镍电极14%，制造成本72%。 图9：碱性电解槽电解水制氢系统成本拆解 据IRENA数据统计，2005-2020年碱性电解槽成本平均下降了60%，PEM电解槽成本平均下降了67%。 图10：ALK电解槽降本趋势 图11：PEM电解槽降本趋势 图12：降本中规模经济出货量平衡点 2005-2020年专利系列数排名中，中国总数排名第一。2022年9月21日，由中国氢能联盟研究院发起起草的国内首个电解槽评价标准《碱性水电解制氢系统“领跑者”性能评价导则》正式发布。该标准的发布建立了我国在碱性电解水领域的评价体系，将有助于我国可再生能源制氢装备制造行业的稳步发展。《评价导则》制定过程中，中船集团第七一八研究所、考克利尔竞立、天津大陆、阳光氢能、隆基氢能、中电丰业等国内主要水电解制氢系统厂商和中检计量、必维、德凯等第三方认证机构积极参与，已顺利完成5家厂商碱性水电解制氢系统的先进性测试与认证工作。 图13：相关专利总数及分布（2005-2020） 图14：专利数前十国家（2005-2020） 2.2电解水制氢初步具备经济性 2.2.1制氢方式 当前主要有四种制氢方式，分别为煤气化制氢、天然气制氢、电解水制氢和天然气结合碳捕集制氢。根据以上生产方式的不同，氢气可以分为灰氢、蓝氢、绿氢和紫氢四种类型，类型的定义通常以天然气制氢为基准划分：碳排放高于天然气制备方式的为灰氢，是目前的主流氢气，主要是通过石化能源（如煤）燃烧产生氢气，生产时会伴有大量的二氧化碳排放。蓝氢是在灰氢的基础上，将二氧化碳副产品捕获、利用和封存（CCUS）而制取后的氢气。绿氢是利用可再生能源（如太阳能或风能等）发电后的再经电解工序制取的氢气，天然气+碳捕捉技术也可视为绿氢。绿氢被称为“零碳氢气”，是唯一具有全链路零碳排放的核心优势的氢气，是氢能发展的终极目标。 2.2.2制氢成本分析 天然气涨价，天然气制氢成本提升 从供给端来看，俄乌地区是全球天然气等工业原料的重要出口地，受俄乌影响，欧美制裁的一项是欧洲德国主动关停北溪2号、拒绝进口俄罗斯原油、天然气，此举加剧全球天然气短缺，导致能源价格居高不下。从需求端来看，目前各国致力于实现净零排放目标，政策对清洁能源的推动将持续提升天然气需求。各种因素作用下，21年以来天然气价格高涨，2022年均价到了6700元/吨，相比2021/2020年增长37%/106%，且未来我国LNG价格或将持续提升。 图15：液化天然气LNF价格（元/吨） 光伏LOCE下降，利好电解水制氢 根据中国光伏行业协会CPIA数据，按等效利用小时1000h计算，地面光伏电站度电成本（LCOE）从2018年的0.55元/kwh下降到2022年的0.34元/kwh，4年下降到61.8%。电解水制氢成本一半以上来自于消耗电成本，LCOE的下降有助于电解水制