氢能专题报告：氢能行业星辰大海，电解水制氢如日方升
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报告出品/作者：华鑫证券、黎江涛、潘子扬
以下为报告原文节选
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1、 战略意义突出，氢能将成重要终端能源
现阶段，全球气候变化、环境污染、资源紧缺等问题日益凸显，碳中和成为全球范围重要议题。氢能作为清洁能源，正逐步替代石油、煤炭等化石燃料，成为全球能源重要载体。
氢能具多点特性，在碳中和背景下，战略意义突出。1）来源多样：作为一种二次能源，氢能可以通过化石能源重整、生物质热裂解、微生物发酵、工业副产气、电解水等方式制取；2）清洁低碳：氢能转化为电与热时产物为水，且不排放温室气体或细粉尘，生产的水还可继续制氢，循环使用，真正实现低碳甚至零碳排放；3）灵活高效：氢热值高，是同质量焦炭、汽油等化石燃料的 3-4 倍；4）应用场景丰富：可作为燃料电池发电，用于汽车、航空等交通领域，亦
氢能占全球能源比重将大幅提升。目前，由于制取及储运成本高等因素，氢能在全球能源占比仅 0.1%。随全球能源转型进程加速，氢能将在全球能源结构中占据重要地位，多家国际能源研究机构对 2050 年氢能需求占全球能源比重做出预测，预测结果均在 12%以上，氢能委员会、彭博新能源财经预测结果高达 22%，相较目前 0.1%的水平大幅提升。
由于氢能在碳中和议题下具重大战略意义，全球主要经济体均针对氢能制定了国家层面的发展战略。日本规划 2030 年制氢成本降至 30 日元/Nm³，氢气供应量达 300 万吨/年，2050 年成本进一步降至 20 日元/Nm³，氢气供应量提升至 2000 万吨/年；美国则规划在2026-2029 年将电解水制氢成本降低至 2 美元/kg，基本实现与灰氢平价，至 2030 年成本进一步降至 1 美元/kg，清洁氢产能达到 1000 万吨/年，此外，美国通过 IRA 对制氢税收进行抵免；欧洲规划 2025-2030 年安装至少 40GW 可再生氢能电解槽，生产 1000 万吨可再生氢能，并通过碳关税支持氢能发展。
中国亦积极推进氢能战略。2019 年氢能首次被写进政府工作报告，随后，各部委密集出台各项氢能支持政策，内容涉及氢能制储输用加全链条关键技术攻关、氢能示范应用、基础设施建设等。2022 年 3 月，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021）》，明确了氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是战略性新兴产业的重点方向，将氢能产业上升至国家能源战略高度。
2、 氢能崛起，制氢先行
制氢处于氢能产业链上游，主流制氢方式包括化石燃料制氢、工业副产氢、电解水制氢等。根据氢能制备过程中碳排放程度，可将制氢划分为灰氢、蓝氢、绿氢，化石燃料制氢及工业副产氢碳排放较高，均为灰氢；在灰氢基础上应用碳捕捉、碳封存等技术防止碳排放至大气，可大幅降低碳排放，通过此方式制得氢气为蓝氢；通过可再生能源电解水制氢过程无碳排放，产生“零碳氢气”，即绿氢。
氢气制备完成后，将通过高压或液态等方式存储、运输，并进一步通过加氢站等方式传递至下游，氢储运处于产业链中游。最终，氢气可用于交通、工业、发电、建筑等下游领域，实现对传统能源的替代。在氢能大规模应用前夕，制氢设备将逐步放量，率先受益。
化石燃料制氢主要包括煤制氢与天然气制氢两种方式，此方式技术成熟，成本较低，为目前全球主流制氢手段，但煤与天然气储量有限，且制氢过程碳排放较高，未来应用比例将逐步降低；工业副产主要通过焦炉气或氯碱制氢，由于使用工业副产物，此种方式成本亦较低，但制氢场所需与化工厂配套建设，建设地点相对受限，且制氢过程存在污染；电解水制氢将水分解为氧气及氢气，全过程没有温室气体排放，且制成氢气纯度高，是未来主要发展方向，但现阶段成本较高，为限制其发展主要因素。
图表 6：各类制氢方式对比
化石燃料为制氢主要方式，电解水制氢占比极低。目前，全球与中国主要制氢方式均为化石燃料制氢，在全球与中国占比分别为 79%、81%，其次为工业副产氢，全球与中国占比分别 21%、18%。电解水制氢目前应用较少，在中国占比仅 1%。
展望未来，风光等清洁能源发电成本将持续降低，占比持续提升，带动电价下行。此外，电解水设备技术快速迭代，带动成本下降、效率提升。在此背景下，电解水制氢成本有望持续降低，提升绿氢经济性，带动绿氢占比提升。绿氢有望受益于氢能占能源比重提升、绿氢占氢能比重提升双重逻辑，迎来高速增长。电解水设备受益于绿氢高增速，有望迎来需求爆发。下文中，我们将围绕电解水设备经济性、需求、供给等因素，探讨产业未来演进方向，并进一步做出投资判断。
2.1、 技术路径：碱性电解槽发展成熟，PEM 徐徐图之
电解水制氢主流技术包括碱性电解、质子交换膜（PEM）电解与固体氧化物（SOEC）电解，其中，碱性电解已大规模应用，PEM 电解则处于小规模应用阶段，SOEC 电解尚处实验室阶段，未商业化，因此在本章节中，我们将重点讨论碱性电解槽与 PEM 电解槽技术。
碱性电解技术成熟，单台装置规模可达 1000Nm³/h 以上，系统寿命长，成本较低，易于实现大规模应用，是目前主流电解技术。PEM 电解相较碱性电解，处于相对早期阶段，成本较高，但其电流密度高、系统转化效率高、能耗低、体积能量密度高、响应速度快、与不稳定电源适配性更强，综合性能更具优势，且未来降本空间更大，渗透率有望逐步提升。
碱性电解槽在 20 世纪中期便实现商业化，其工作原理为：在电流作用下，水通过电化学反应分解为氢气和氧气，并在电解池的阴极和阳极析出。水是弱电解质，需增强其导电能力，因此通常在水中加入 NaOH、KOH 等碱类物质形成碱性电解质。此外，隔膜为碱性电解槽重要组成，早期，碱性电解槽以石棉作为隔膜材料，但其在碱性电解液中具溶胀性，且石棉对人体有害，现以逐步被耐热性能优异、机械强度高、电性能优良的聚苯硫醚（PPS）替代。
PEM 电解槽与 PEM 燃料电池结构类似，主要结构为质子交换膜、阴极/阳极催化层、气体扩散层及双极板。PEM 电解过程中，水在阳极催化分解为氧气和 H+ ，H+穿过电解质隔膜到达阴极，并在阴极得电子生成氢气。
根据 IRENA，在碱性电解槽与 PEM 电解槽中，电解电堆组件成本占比均为 45%，电源、去离子水循环、氢气处理、冷却等辅机占比为 55%。在碱性电解槽中，膜片/电极组件为电堆组件核心成本，占比达 57%，其中又以制备成本为主，双极板成本占比较低。在 PEM 电解槽中，双极板与膜电极为电堆组件核心成本，双极板成本占比高达 53%，膜电极则为 24%，在膜电极中，全氟磺酸膜以及 Ir、Pt 等贵金属为核心成本来源。
碱性电解槽与 PEM 电解槽成本构成核心差异在于，PEM 电解槽双极板成本占比远高于碱性电解槽，这主要是由于碱性电解槽双极板设计及制造简单，材料便宜（镀镍钢）。此外，全氟磺酸膜及 Ir、Pt 等新材料/贵金属在 PEM 膜电极中成本占比高，碱性电解槽膜/电极核心成本为制备成本。
展望未来，电解水制氢设备仍有较大降本空间。碱性电解槽而言，目前所用 PPS 隔膜以进口为主，国产化可助力成本下降；PEM 电解槽而言，核心材料质子交换膜、气体扩散层等均依赖进口，国产产品尚存差距，国内企业正加速追赶，国产化将带来较高降价空间。
此外，PEM 膜电极使用较多 Pt、Ir 等贵金属，降低贵金属用量亦有助于成本下行。
除设备降本外，提升电解水设备转化效率、提升设备利用率、降低电费等均为提升电解水制氢经济性重要因素。下一章节中，我们将围绕电解水制氢经济性进行探讨。
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