氢能行业专题研究：上下游并进，“氢”装上阵

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，电力成本降低。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，1）电解槽技术成熟，有望快速实现项目的落地，推荐隆基绿能、阳光电源，受益标的华电重工；2）拥有成熟燃料电池产品的公司，受益标的亿华通、大洋电机等。 氢气潜在市场空间广阔。根据IEA的数据统计，2021年全球氢气产量达到9,400万吨，预计2050年，全球的氢气需求量将达到2.54亿吨，增长空间巨大。而中国是世界主要的氢气需求国以及氢气生产国，根据中国煤炭工业协会数据，2017-2022年中国氢气产量逐年增长，在2022年氢气产量达到了4004万吨，预计2060年需求量达到1.3亿吨，占全球需求量的51.2%。 绿氢降本空间大，竞争力明显提升。为满足低碳需求，灰氢在考虑碳封存及碳税后，煤制氢和天然气制氢的成本分别从10.8/14.7元/kg上涨至15.6/17.0元/kg(以煤炭价格800元/吨，天然气价格3元 /Nm3 为基准)。而绿氢随电价降低竞争力明显提升，当电价低于0.25元/kWh时，制氢成本低于蓝氢。当电价进一步低至0.15元/kWh时，制氢成本较灰氢具备成本优势。 运氢加氢基础设施逐渐完善，助力氢能应用加速拓展。工业化工是目前最主要的用氢领域，以燃料电池车为代表的交通领域将打开氢能应用的天花板。相对于燃油车，氢燃料电池车更加环保，且氢燃料电池车不受限于内燃机的奥托循环，热效率更高。而相对于纯电汽车，氢燃料电池车具有能量密度高，电池寿命长、低温环境适应性好、燃料加注时间短、续航里程较高等优点。未来氢燃料电池汽车有望成为车辆体系的重要组成部分。为刺激氢能产业发展，国家和地方政策不断加码，运氢加氢基础设施正加紧建设。管道输氢成本低于1元/kg H2 ，较长管拖车可降本80-90%，目前已规划首条“西氢东送”管道，全长400多公里。此外，全国已建成350座加氢站，位居全球第一，且仍在大力规划建设，配合5大城市示范群氢能应用加速拓展。 风险提示：政策落地不及预期，制氢降本不及预期，氢气储运发展不及预期等。 1.多能互补，“氢”装上阵 1.1.能源危机叠加碳排压力促进“氢”洁能源发展 化石能源主导的能源结构给可持续发展带来了严峻的挑战。化石能源如煤炭、石油、天然气，在全球能源消耗中占比高达80%以上。然而根据美国能源信息署（EIA）的报道，全球煤炭、原油以及天然气的探明储量增长逐渐放缓，不可再生能源加速枯竭。2020年，世界的煤炭储量估计值为10,440亿吨，同比增长0.43%；原油储量估计值为16,619亿桶，同比增长0.16%，天然气储量估计值为2,054,000亿立方米，同比增长1.12%。 随着不可再生能源的消耗，未来全球对可再生能源的依赖度将逐渐上升。 图1：世界能源结构仍以化石能源为主 图2：化石能源的消耗量整体呈上升趋势 化石能源是温室气体排放的主要来源。根据IEA统计，2022年与能源相关的二氧化碳排放量达到了368亿吨，同比增长0.9%。其中煤、石油的碳排放分别达到了155亿吨，112亿吨，同比增长1.6%与2.5%。拉长时间维度来看，全球温室气体排放量自1970年以来增长了90%，其中70%是由于化石能源的使用导致的。减少不可再生能源的使用对于控制温室气体排放有着至关重要的作用。 请务必阅读正文之后的免责条款部分 图3：世界原油、煤、天然气探明储量增长放缓 图4：2022年能源相关的二氧化碳排放量同比增长了0.9% 1.2.氢能相对于化石能源更加清洁和高效 氢能相对于化石能源储量更大，热值更高，更加清洁。氢气的单位质量热值约为120-140MJ/kg，为原油、汽油的3倍左右，煤的4倍左右，是比化石能源更加高效的燃料。此外清洁也是氢能的优势之一，氢气燃烧只生成水，不会对环境造成负面的影响。而传统的固体燃料如煤、焦炭等，即使在完全燃烧的条件下，除了排放大量二氧化碳外，还会产生如NO，S O2 等有毒气体。来源丰富、绿色低碳、更加高效的氢能对构建清洁高效的能源体系、实现碳达峰碳中和目标，具有重要意义。 x 表1：氢气比质量热值相对传统的化石能源更高 表2：氢能作为清洁能源，燃烧产物仅有水 1.3.需求激增，氢能行业发展迅速 产量、需求齐升，氢能行业加速发展。氢能的发展已成为全球关注的焦点之一，氢能的需求也不断增长。根据IEA的数据统计，2021年全球氢气产量达到9,400万吨，预计2050年，全球的氢气需求量将达到2.54亿吨，增长空间巨大。而中国是世界主要的氢气需求国以及氢气生产国，根据中国煤炭工业协会数据，2017-2022年中国氢气产量逐年增长，在2022年氢气产量达到了4004万吨，预计2060年需求量达到1.3亿吨，占全球需求量的51.2%。 图5：2021年全球氢气产量约为9,400万吨 图6：世界氢气需求量增长迅速 图7：2022年中国氢气产量达到了4,004万吨 图8：2060年中国氢气需求量将达到1.3亿吨 2.氢能产业链：上游制氢、中游储运、下游用氢 完整的氢能产业链包含了上游氢气的制备、中游氢气的储运以及下游氢气的使用。根据制备的源头不同，制氢环节可分为“灰氢”、“蓝氢”、“绿氢”。中游氢气的储存根据氢存在的相态可以分为高压气态储氢、液氢、固体材料储氢；根据储氢方式的不同可将运氢分为长管拖车运氢、管网运氢等。在下游，氢气可用于交通（氢燃料电池车）、工业、建筑等不同领域。 图9：氢能产业链可分为上游制氢、中游储氢、下游用氢 2.1.制氢：灰氢占据主导，绿氢成本优势显现 氢气按照制取过程的碳排放可分为“灰氢”、“蓝氢”、“绿氢”。灰氢”是指以化石能源为原料制备的氢气，例如煤气化、天然气重整过程得到的氢气。“蓝氢”指的是在灰氢的基础上，应用碳捕集碳封存技术（CCS、CCUS）制备的氢气。“绿氢”是利用可再生能源生产制备的氢气。制氢环节的成本一定程度上决定了下游用氢产业的经济性。 图10：“绿氢”是真正的零碳能源 “灰氢”是国内外最主要的氢气来源。根据IEA数据统计，2021年全球氢气总产量为9,400万吨，其中，天然气制氢占比55%，煤制氢占比17%，工业副产氢占比16%。而国内，根据中国氢能联盟数据统计，煤制氢是最主要的制氢途径，2020年煤制氢产量占总量的63%，而工业副产氢、天然气制氢分别占比22%，13，仅有2%的氢气来源于电解水。 图11：2020年中国氢气产量的63%来源于煤制氢 图12：天然气制氢为2021年全球最主要的制氢途径 煤制氢和天然气制氢的原材料成本占75%以上。原材料的价格波动对制氢成本影响较大。“蓝氢”是“灰氢”向“绿氢”过渡的产物，以煤炭价格800元/吨，天然气价格3元 /Nm3 为基准计算，在考虑碳封存及碳税的影响，煤制氢和天然气制氢的成本分别从10.8/14.7元/kg上涨至15.6/17.0元/kg。 图14：天然气制氢原料成本占比76% 图13： 表3：煤制氢叠加CCUS及碳税的成本达到15.6元/kg H2 （煤价800元/吨） 表4：天然气制氢叠加CCUS及碳税的成本达到17.0元/kg H2 （天然气价格3元 /Nm3 ） 表5：工业副产氢技术包括焦化副产氢、氯碱副产氢、丙烷脱氢 电解水制氢是目前最成熟的绿色制氢技术。制备“绿氢”的技术主要有电解水制氢、太阳能制氢以及生物质制氢。 表6：绿氢技术主要包括电解水制氢、光催化制氢、生物质制氢 碱性电解水技术最先规模化应用。电解水制氢主要有四种方法，其中碱性电解槽（ALK）制氢技术最为成熟，具备规模化生产的条件；其次是质子交换膜电解槽（PEM）制氢PEM，目前成本较高；固体氧化物电解槽（SOEC）制氢技术目前尚处于示范初期，阴离子膜电解槽（AEM）制氢处于实验室研究阶段。根据IEA数据统计，2021年碱性电解制氢的装机容量占比例接近70%，其次是质子交换膜电解制氢，占比25%，SOEC以及AEM在目前装机容量中比例很小。同时IEA预计碱性电解制氢的占比会在2022-2027年内保持在约60%，到2030年时碱性电解氢气和PEM电解制氢的总装机容量可能会平分秋色。 表7：碱性电解槽电解水技术最成熟 图15：2021年碱性电解水技术占比达70% 图16：IEA预计2030年碱性和PEM技术平分秋色 随电价降低，绿氢竞争力提升。碱性电解槽和PEM技术的电耗成本分别为73.3%和50.6%，是制约规模化应用的最重要因素之一。随着电价降低，绿氢制备的成本下降趋势明显，当电价低于0.25元/kWh时，制氢成本降至16.11元/kg H2 ，低于蓝氢成本。当电价进一步低至0.15元/kWh时，制氢成本为10.73元/kg H2 和较灰氢具备成本优势。随着可再生能源的规模化，电价成本有望达到竞争平衡点。 图17：碱性电解槽电耗成本占73.3% 图18：PEM电耗成本占50.6% 表8：碱性电解槽设备及电价敏感性分析 预计2030年底全球电解水制氢装机达到134GW。根据IEA数据统计，电解水的装机容量正在迅速上升，2021年底已达到510MW，同比上升70%。到2030年底，全球电解水制氢的装机容量有望达到134GW。电解水制氢有望成为未来主流制氢方式之一。 图19：2021年全球电解水制氢装机功率已达到150MW 图20：预计2030年全球电解水制氢功率将达到134GW 2.2.储运：多路径并驾齐驱 长、短距离输氢相结合，助力氢能终端消费。作为氢能产业链的中游，氢气的储运联通了上游供应端的制氢以及下游需求端的用氢。与风光等可再生资源类似，我国的氢能资源也呈现了逆向分布，即氢资源呈现“西富东贫，北多南少”的局面。根据中国氢能联盟数据统计，我国的西北地区的氢气产能位居全国之首，占总产能的26.3%。然而需求大多集中在我国的东部地区。目前氢气主要的储运方式包括长管拖车、槽罐拖车以及管道输运等方式。其中，长管拖车和槽罐拖车的储运成本高、运输半径一般低于300km，而管道输氢具有规模大、成本低的特点，是未来长距离输氢的主要方式。 表9：管道输氢具有成本低、范围广、效率高等优势 图21：西北地区氢气产能最高 高压气态储存技术最为成熟。氢气的储存技术主要分为高压气态储氢、低温液态储氢以及固态储氢。高压气态储氢具有成本较低、能耗低、易脱氢和工作条件较宽等特点，是发展最成熟、最常用的储氢技术。高压气态储氢通过高压压缩方式储存气态氢，主要采用4种储氢瓶：纯钢制金属瓶（I型）、钢制内胆纤维缠绕瓶（II型）、铝内胆纤维缠绕瓶（III型）及塑料内胆纤维缠绕瓶（IV型）。早期的I型和II型瓶的储氢压力低，难以满足车载储氢的需求。为了提高运氢量，如今储氢瓶工作压力进一步提高到了30~45 MPa，甚至70MPa。目前，在国内应用较多的是III型储氢瓶，III型瓶采用了金属衬里，并且对瓶身进行了全瓶身的纤维与树脂复合材料的包裹。而IV型瓶则在轻量化上做出了较大的改进，衬里为高分子材料制成，瓶身由纤维树脂复合材料全包裹，瓶壁更薄。Ⅳ型瓶相对于III型瓶安全性更好，且重量更轻，制造成本只有III型瓶的63.5%。未来Ⅳ型瓶将会成为氢燃料电池车的首选储氢瓶。 表10：高压气态储氢技术发展最成熟 表11：储氢瓶的发展方向为高储氢压力、高储氢密度、低重量 图22：Ⅳ型储氢瓶采用高分子材料内衬，安全性更高，重量更轻 低温液态储氢适用长距离大容量储运。常规的物理法低温液态储氢是将氢气液化，然后储存在低温绝热容器中。液氢储存具有较高的体积能量密度：液氢密度达到了 70.78kg/m3 ，是标况下气态氢气密度（ 0.08342kg/m3 ）的近850倍。氢气液化过程耗能极大，将氢气从室温下冷却至液氢所需最小理论能耗为3.2kW·h/kg，而实际总能耗为15.2kWh/kg，已接近1kg氢气的理论燃烧放热量的50%。同时由于液氢储存对于储氢材料的绝热性要求较高，其储存成本以及安全成本也相对较高