1、电气设备电气设备 请务必参阅正文后面的信息披露和法律声明 1 / 41 电气设备电气设备 2022 年 04 月 25 日 投资评级：投资评级：看好看好（维持维持） 行业走势图行业走势图 数据来源：聚源 行业周报-需求持续边际修复，产业链利润向下游走-2022.4.24 行业点评报告-国常会核准三个核电项目，核电规模化发展提速-2022.4.22 行业深度报告-短期冲击带来布局机会，需求长期向好趋势不改-2022.4.19 需求需求政策政策双重驱动双重驱动制氢市场，制氢市场，PEM 制氢制氢有望打开新增长点有望打开新增长点 行业深度报告行业深度报告 刘强（分析师）刘强（分析师） 证书编号：S0

2、790520010001 灰氢是中国目前氢气主要来源，可再生能源制氢将成为灰氢是中国目前氢气主要来源，可再生能源制氢将成为未来未来核心制氢方式核心制氢方式 中国“富煤缺油少气”的能源禀赋致使煤制氢路线产氢量在国内占比最高， 2019 年达到 63.54%，在“3060 双碳”的政策导向下，中国氢能联盟预测到 2030 年，约 15%左右的氢由可再生能源制取，23%由工业副产氢制取，60%由化石能源制取，2%由生物制氢等其他技术供给。化石能源制氢产量高，成本低，技术成熟但储量有限， 且存在碳排放； 工业副产提纯制氢成本低但无法作为大规模集中化氢能供应源； 可再生能源制氢可再生能源制氢可以可以实现

3、低碳排放或零碳排放实现低碳排放或零碳排放， 提高可再生能源消纳提高可再生能源消纳比例，实现电网调峰储能比例，实现电网调峰储能，虽然目前成本较高，但随着光电、风电发电成本的下，虽然目前成本较高，但随着光电、风电发电成本的下降和降和电解设备电解设备技术的进步，技术的进步，绿氢绿氢成本也会随之下降，成本也会随之下降，国际氢能委员会、国际氢能委员会、能源转型能源转型委员会委员会等机构等机构预计预计 2030 年年绿氢相比灰氢可具有竞争力绿氢相比灰氢可具有竞争力。 碱性电解水制氢大规模应用技术成熟，质子交换膜电解水制氢碱性电解水制氢大规模应用技术成熟，质子交换膜电解水制氢具有具有发展潜力发展潜力 碱性电

4、解水制氢技术规模大、成本低，装机投资低、规模灵活碱性电解水制氢技术规模大、成本低，装机投资低、规模灵活，成本下降驱动力主要在于规模化生产以及可再生电力成本降低， 国内单台碱性电解槽制氢能力从几十到 1500Nm3/h， 其中 1000Nm3/h 的制氢能力的单台碱性电解槽价格在 700 万至 1000 万元之间；质子交换膜电解采用的电解池结构紧凑、体积小质子交换膜电解采用的电解池结构紧凑、体积小、利于快速利于快速变载，电解槽效率高、得到的气体纯度高变载，电解槽效率高、得到的气体纯度高，且目前只有 PEM 电解水技术可达到欧盟规定的电解槽制氢响应时间小于 5s 的要求，但成本较高，为相同规模碱性

5、电解槽的 1.2 至 3 倍。国内国内厂商积极布局厂商积极布局 PEM 电解水设备电解水设备业务，业务，但但国产整机国产整机PEM 电解槽型号不大，目前生产速率上限为电解槽型号不大，目前生产速率上限为 200 Nm3/h，400 Nm3/h 以试验为以试验为主，仍有较大的提升空间。随着主，仍有较大的提升空间。随着电催化剂、质子交换膜、膜电极、电催化剂、质子交换膜、膜电极、双极板等核心双极板等核心组件组件的成本下降，的成本下降，PEM 电解水设备电解水设备成本成本也会也会随之随之下降下降。 积极布局积极布局绿氢绿氢的能源、化工龙头有望在政策和市场的双重加持下受益的能源、化工龙头有望在政策和市场的

6、双重加持下受益 氢能产业发展中长期规划明确在风光水电资源丰富地区，开展可再生能源制氢氢能产业发展中长期规划明确在风光水电资源丰富地区，开展可再生能源制氢示范。阳光电源示范。阳光电源先后在山西榆社县、吉林榆树市、吉林白城市等地推动可再生能源制氢项目建设，同步推进制氢设备技术研发，其中 SHT1000A ALK 制氢装置额定产氢能力 1000 Nm3/h，直流电耗 4.3 kWh/m3；隆基股份隆基股份成立西安隆基氢能科技有限公司， 展开制氢设备研发， 隆基股份 Lhy-A 系列碱性水电解槽单台产气量最高可达 1500 Nm/h；宝丰能源宝丰能源已形成全球最大的 3 亿标方绿氢/年、1.5 亿标方

7、绿氧/年产能； 美锦能源美锦能源实行氢能转型战略， 布局氢能全产业链， 规划将于十四五期间建设 300 座加氢站，同时参股国鸿氢能、鸿基创能、飞驰科技等公司；鸿基创能鸿基创能（未上市）（未上市）催化剂涂层质子膜（CCM）日产能已达到 15000 片，年产能超过 300000 平方米，并将针对 PEM 电解水制氢膜电极进行产业化开发。 风险提示：风险提示：加氢基础设施建设不及预期、需求低于预期、新能源市场竞争加剧 -45%-22%0%22%45%67%89%-082021-12电气设备沪深300相关研究报告相关研究报告 开源证券开源证券 证券研究报告证券研究报告 行业深度报

8、告行业深度报告 行业研究行业研究 行业深度报告行业深度报告 请务必参阅正文后面的信息披露和法律声明 2 / 41 目目 录录 1、 实现全球零碳经济愿景，利用氢能是必然之举 . 5 1.1、 氢气的特质决定了其广泛的利用价值 . 5 1.2、 氢能产业链在未来将发生重大变革 . 6 2、 灰氢在未来将被逐渐替代，蓝氢成为过渡解决方案. 8 2.1、 灰氢是中国目前氢气产能的最主要来源 . 9 2.1.1、 化石能源制氢是灰氢的中坚力量 . 9 2.1.2、 工业副产氢，最具潜力的灰氢 . 10 2.1.3、 甲醇裂解制氢规模灵活，但仍存缺陷. 12 2.2、 依托 CCUS 技术的蓝氢是灰氢向

9、绿氢的过渡环节 . 12 3、 “3060 双碳”背景下，可再生能源电解水制氢将成为未来核心制氢方式 . 14 3.1、 风电、光电、风光耦合发电制氢系统为主流可再生能源制氢方式 . 15 3.2、 可再生能源制氢的核心技术为电解水工艺 . 17 3.3、 目前 ALK 制氢成本低于 PEM，未来 PEM 成本有望低于 ALK 制氢成本 . 18 3.3.1、 碱性电解水制氢降本空间有限 . 18 3.3.2、 质子交换膜电解水制氢未来成本下降空间较大 . 20 3.4、 质子交换膜电解槽技术壁垒高 . 24 3.5、 国内厂商积极布局电解水设备业务，但 PEM 电解设备技术相较国外同行仍存差

10、距 . 24 3.6、 国外电解水制氢项目推进较快，国内电解水制氢项目仍有较大发展空间 . 27 3.6.1、 国外积极推进 PEM 电解水制氢项目 . 27 3.6.2、 需求驱动国内电解水制氢市场空间持续增长 . 28 4、 投资机会：国内化工、能源等行业龙头积极布局可再生能源制氢产业 . 31 4.1、 阳光电源：可再生能源制氢系统解决方案及服务供应商 . 31 4.2、 隆基股份：定位于提供电解水制氢装备、技术和方案 . 34 4.3、 宝丰能源：化工龙头大规模布局绿氢，已形成全球最大绿氢、绿氧产能 . 36 4.4、 美锦能源：实行氢能转型战略，布局氢能全产业链 . 37 4.5、

11、鸿基创能（未上市） ：致力于氢燃料电池膜电极产业化，进军 PEM 电解水制氢膜电极产业 . 38 5、 风险提示 . 39 图表目录图表目录 图 1： 当前全球能源体系中化石能源占比达 78% . 5 图 2： 2050 年零碳设想下氢气为全球第二大能源部门. 5 图 3： 氢气的能量密度是汽油的 3 倍以上，是锂离子电池的 100 倍以上 . 6 图 4： 完整的氢能产业链始于制氢、止于对氢气的广泛运用 . 6 图 5： 2018 年全球氢气需求量仅为 1.15 亿吨 . 7 图 6： 2050 年零碳经济下全球氢气需求将达到 8.13 亿吨 . 7 图 7： 2020 年我国氢能上游投融资

12、中制氢占比最高 . 7 图 8： 2020 年我国燃料电池及汽车投融资规模达 515.2 亿元 . 7 图 9： 按制取原理，目前主要有四大类制氢方式 . 8 图 10： 未来中国氢气供给的主力军将由化石能源制氢逐渐转变为可再生能源电解水制氢 . 9 图 11： 煤制氢工艺早已完成商业化运用 . 9 图 12： SMR 为当前普遍应用的天然气制氢工艺路线 . 10 图 13： 变压吸附法（PSA）是焦炉煤气副产制氢的主要工艺之一 . 10 NAbWjZgZkZjZhXoZnV6M9R7NtRmMpNoMfQmMqMiNsQtNaQoOwPNZnPnPxNsOmN行业深度报告行业深度报告 请务必

13、参阅正文后面的信息披露和法律声明 3 / 41 图 14： 氯碱副产制氢工艺能耗低、投资少 . 11 图 15： Oleflex 法是目前采用率最高的 PDH 工艺路线. 11 图 16： 乙烷裂解副产工艺可回收少量氢气 . 12 图 17： 甲醇裂解制氢原料成本较高 . 12 图 18： 吸收分离法碳捕集技术减少碳排放水平 . 13 图 19： 叠加 CCS 后，化石能源制氢碳排放降低约一半 . 13 图 20： 化石能源制氢的碳排放量远超工业副产氢 . 13 图 21： 目前绿氢仍不具备经济性 . 14 图 22： 2030 年绿氢有望实现与蓝氢平价 . 14 图 23： 随着技术进步及规

14、模化，预计绿氢成本稳步下降 . 15 图 24： 风电并网制氢系统灵活运用风电 . 15 图 25： 光电并网制氢系统灵活运用光电 . 16 图 26： 风光互补耦合发电制氢系统实现风力、光伏发电优势互补 . 16 图 27： 碱性电解水槽主要包括电极、隔膜和电解液 . 18 图 28： 碱性电解槽制氢能力与成本近似呈线性关系 . 19 图 29： 1MW 碱性电解槽的成本组成主要包括电解电堆组件及辅机 . 19 图 30： 碱性电解槽在不同电价下的制氢成本比例以及氢气成本的变化 . 20 图 31： 制氢成本随电解槽工作时间增加而减少 . 20 图 32： 质子交换膜电解槽结构类似燃料电池

15、. 20 图 33： 质子交换膜电解槽截面结构主要包括五部分 . 20 图 34： 1MW 质子交换膜电解槽的成本组成主要包括电解电堆组件及辅机 . 21 图 35： 国外质子交换膜电解水项目数量持续增加 . 23 图 36： 国外新建电解水项目平均功率升高 . 23 图 37： 全球电解制氢项目规模快速上升，且质子交换膜技术占比较高 . 28 图 38： 2019 年中国氢能主要用在（1）合成氨、 （2）制备甲醇、 （3）炼化与化工 . 28 图 39： 预计国内氢气年需求快速上升 . 29 图 40： 预计 2030 年可再生能源电解制氢市场利润规模超 200 亿元 . 29 图 41：

16、预计未来中国制氢电解槽年出货量快速上升 . 30 图 42： 阳光电源 SHT1000A ALK 制氢装置、SHT200P PEM 制氢装置适应可再生能源快速波动特性 . 32 图 43： 阳光电源 SHR5700 制氢整流电源、SHD2016 制氢直流变换电源匹配可再生能源快速波动特性 . 32 图 44： 阳光电源交流并网制氢系统结构主要包括八部分 . 33 图 45： 阳光电源直流离网制氢系统结构主要包括五部分 . 33 图 46： 隆基股份 Lhy-A 系列碱性水电解槽有效降低制氢单位系统成本 . 35 图 47： 宝丰能源国家级太阳能电解水制氢综合示范项目发电成本控制在 0.068

17、元/度 . 37 图 48： 鸿基创能补丁涂布催化剂涂层质子膜技术领先. 39 图 49： 鸿基创能膜电极产品年产能高达 300000 平方米 . 39 表 1： 氢气相较于汽油、天然气，其热值与相对安全性更高 . 6 表 2： 化石能源制氢是目前主流制氢方法 . 8 表 3： 主要电解水制氢的技术特性差异显著 . 17 表 4： 质子交换膜电解制氢更具发展潜力 . 18 表 5： 碱性电解水制氢成本降低主要有三个驱动因素 . 19 表 6： 碱性电解槽和质子交换膜电解槽的各个部件成本差异显著 . 21 表 7： 质子交换膜电解水制氢成本降低主要有三个驱动因素 . 22 表 8： 技术进步推动

18、质子交换膜电解槽成本降低 . 22 行业深度报告行业深度报告 请务必参阅正文后面的信息披露和法律声明 4 / 41 表 9： 现行电价和设备价格下典型工况的碱性电解槽的单位制氢成本比 PEM 电解槽低 25%左右. 23 表 10： 预计 2030 年后质子交换膜制氢成本逐渐低于碱性电解槽制氢成本 . 23 表 11： 国内电解槽设备厂商以碱性电解水和质子交换膜为主要技术路线 . 25 表 12： 多家国内上市公司生产 PEM 电解槽相关部件 . 26 表 13： PEM 电解水制氢部件国产化率较低 . 26 表 14： 国外 PEM 电解槽最大制氢速率较国内更高 . 26 表 15： 外国电

19、解水设备厂商集中在欧美日 . 27 表 16： 预计可再生能源电解制氢总量及大型电解槽需求量持续上升 . 29 表 17： 产氢速率为 200Nm3/h 的单个 PEM 电解槽产氢的内部收益率为 13.41%，静态回收期为 5 年 . 30 表 18： 国内积极布局可再生能源制氢项目 . 31 表 19： 阳光电源发布的 SEP50 PEM 电解槽优势显著 . 32 表 20： 阳光电源落实可再生能源制氢项目，同步推进制氢设备技术研发 . 34 表 21： 阳光电源专注提升制氢技术水平 . 34 表 22： 隆基股份积极布局电解水制氢装备产业 . 35 表 23： 隆基股份 Lhy-A 系列碱

20、性水电解槽主要有五种型号 . 36 表 24： 宝丰能源国家级太阳能电解水制氢综合示范项目建设历程 . 36 表 25： 美锦能源已建成加氢站为未来新建加氢站积攒先发优势和宝贵经验 . 37 表 26： 美锦能源积极参股氢能产业链中游相关公司 . 38 表 27： 美锦能源积极参股氢能产业链下游相关公司 . 38 表 28： 鸿基创能专注膜电极业务研发与技术攻关 . 38 表 29： 鸿基创能专注提升膜电极性能和质量 . 39 表 30： 电解水制氢产业受益公司具备配置价值（股价截止至 2022/4/25 收盘） . 39 行业深度报告行业深度报告 请务必参阅正文后面的信息披露和法律声明 5

21、/ 41 1、 实现全球零碳经济愿景，利用氢能是必然之举实现全球零碳经济愿景，利用氢能是必然之举 从全球能源结构看，终端能源中化石能源消费仍占从全球能源结构看，终端能源中化石能源消费仍占据据了较大比例。了较大比例。2019 年全球终端能源消费达 415EJ，其中石油、天然气、煤炭占比分别为 42%、15%、11%，化石能源总占比为 78%，是长久以来全球碳排放的主要来源。而若想达成 2050 年全球零碳经济的愿景，未来全球能源结构必将出现翻天覆地的变化。根根据据 ETC 的的预测预测，在，在2050 年零碳场景下，直接电力和氢气（及其衍生品）将是年零碳场景下，直接电力和氢气（及其衍生品）将是未

22、来未来全球能源结构中最为全球能源结构中最为重要的两个组成部分重要的两个组成部分，在 2050 年全球能源结构中的占比分别达到 68%和 18%，氢气（及其衍生品）将作为直接电力最为重要的补充，在钢铁、长途航运、储能、化肥生产等领域发挥不可替代的作用。 图图1：当前全球能源体系中化石能源占比达当前全球能源体系中化石能源占比达 78% 图图2：2050 年零碳设想下氢气为全球第二大能源部门年零碳设想下氢气为全球第二大能源部门 数据来源：BNEF、开源证券研究所 数据来源：ETC、开源证券研究所 1.1、 氢气的特质决定了其氢气的特质决定了其广泛广泛的利用价值的利用价值 氢是地球上分布最广的元素之一

23、， 以化合态存在于各种化合物中， 如水、 煤、 天然气、石油及生物质中，被誉为 21 世纪的终极能源。但氢气易造成钢设备的氢致开裂及氢腐蚀，叠加其每立方米释放热量较低的性质，在氢气压缩和氢气储运技术尚未成熟前，影响了人们对氢气的认知。 实际上，氢能是高效环保的二次能源，能量密度与相对安全性高于其他燃料。实际上，氢能是高效环保的二次能源，能量密度与相对安全性高于其他燃料。其能量密度高，是汽油的 3 倍有余；其使用装置的使用效率高，燃料电池的能量转换效率是传统内燃机的 2 倍；其反应产物是水，排放产物绝对干净，没有污染物及温室气体排放；安全性相对可控，引爆条件比汽油更为严苛；其物质储备丰富，未来氢

24、能的制取存在更多的可能性。 煤炭, 11%天然气, 15%石油, 42%生物能, 10%电力, 19%其他, 3%煤炭天然气石油生物能电力其他直接电力, 68%氢气, 13%氢基氨和合成燃料, 5%其他, 14%直接电力氢气氢基氨和合成燃料其他行业深度报告行业深度报告 请务必参阅正文后面的信息披露和法律声明 6 / 41 图图3：氢气的能量密度是汽油的氢气的能量密度是汽油的 3 倍以上，是锂离子电池的倍以上，是锂离子电池的 100 倍以上倍以上 数据来源：ETC、开源证券研究所 表表1：氢气相较于汽油、天然气，其热值与相对安全性更高氢气相较于汽油、天然气，其热值与相对安全性更高 氢气氢气 汽油

25、汽油 天然气天然气 常温下的物理状态 气体 液体 气体 热值（MJ/kg） 120 41.84 46.03 燃烧点能量（MJ） 0.02 0.2 0.29 扩散系数（M2/s） 6.1110-5 0.5510-5（蒸汽） 1.610-5 起爆体积浓度 4.1%75% 1.4%7.6%（蒸汽） 5.3%15% 数据来源：中国氢能联盟、开源证券研究所 1.2、 氢能产业链在氢能产业链在未来未来将发生重大变革将发生重大变革 完善的氢能产业链包含：上游氢气制取、储运、加注；中游燃料电池及其核心零部件的制造；下游为燃料电池及氢气应用，涉及交通、工业能源、建筑等多领域。 图图4：完整的氢能产业链始于制氢、

26、止于对氢气的广泛运用完整的氢能产业链始于制氢、止于对氢气的广泛运用 资料来源：车百智库、开源证券研究所 预计到预计到 2050 年，氢能产业链上下游均有重大变革。年，氢能产业链上下游均有重大变革。目前氢能产业链上游普遍通过化石燃料制氢+高压气氢拖车形式进行氢气制取与储运， 未来将向可再生能源电解水制氢+液氢管运的形式转变；下游氢能目前主要应用在工业领域，包含炼化、合成氨、050100150200氢气氨锂离子电池天然气汽油质量能量密度（MJ/kg）行业深度报告行业深度报告 请务必参阅正文后面的信息披露和法律声明 7 / 41 甲醇生产等，未来将在工业、交通、建筑、储能等多领域进行全方位的应用，特

27、别是在交通领域， 氢气高能量密度的特性使其在航空、 船运、 重卡等领域颇具应用潜力，交通领域的氢气需求有望从 2018 年的不及 1 万吨增长至 2050 年的 2.96 亿吨；而目前看， 氢燃料电池车是技术最成熟、 未来最具潜力的下游应用方向， 其也将带动中游燃料电池及相关零部件市场规模增幅快速提高。 图图5：2018 年全球氢气需求量仅为年全球氢气需求量仅为 1.15 亿吨亿吨 图图6：2050 年零碳经济下全球氢气需求将达到年零碳经济下全球氢气需求将达到 8.13 亿吨亿吨 数据来源：IEA、开源证券研究所 数据来源：ETC、开源证券研究所 从投融资角度看，2020 年氢能产业链上游投融

28、资规模为 712 亿元，其中制氢领域项目投资环节多，设备投资大、投资周期长，是上游投融资规模中占比最高的环节，达95%；中下游燃料电池及汽车领域 2020 年投融资规模为 515.2 亿元，较 2021 年同比增长 78.5%，燃料电池汽车、系统、电堆是目前投资重点环节，合计占比达 91%，未来短期内系统、电堆、膜电极、双极板、空压机将会是投融资重点环节，而质子交换膜、催化剂、碳纸等环节仍面临较大的资金缺口，短期内发展受阻。 图图7：2020 年年我我国氢能上游投融资中制氢占比最高国氢能上游投融资中制氢占比最高 图图8：2020 年年我我国燃料电池及汽车投融资规模达国燃料电池及汽车投融资规模达

29、 515.2亿元亿元 数据来源：GGII、开源证券研究所 数据来源：GGII、开源证券研究所 00500600700800900水泥钢铁化工高附加值化学品氨甲醇其他工业轻型运输重型运输船运航空铁路供暖储能工业运输建筑储能总计百万吨用于终端消费的氢气用于绿色氨生产的氢气用于合成燃料生产的氢气用于储能的氢气制氢, 95%储氢, 4%加氢, 1%制氢储氢加氢汽车, 42%系统, 38%电堆, 11%空压机, 4%双极板, 3%膜电极, 1%质子交换膜和催化剂, 1%汽车系统电堆空压机双极板膜电极质子交换膜和催化剂百万吨 行业深度报告行业深度报告 请务必参阅正文后面的信息披露和法

30、律声明 8 / 41 2、 灰氢在灰氢在未来未来将被逐渐替代，蓝氢成为过渡解决方案将被逐渐替代，蓝氢成为过渡解决方案 从制取原理看，制氢方式大体可分为四类，化石能源制氢、工业副产制氢、高温分解制氢、 电解水制氢， 以及光解水、 生物质等技术尚不成熟的其他制氢方式。 化石能源、工业副产及高温分解制氢由于在生产氢气的过程中排放大量 CO2，由其所制氢气也被定义为灰氢；在制灰氢过程中结合碳捕集、利用及封存技术（CCUS）减少碳排放后所得氢气被称为蓝氢；而通过可再生能源电解水所制氢气被称为绿氢，其制氢过程中几乎没有碳排放。 图图9：按制取原理，目前主要有四大类制氢方式按制取原理，目前主要有四大类制氢方

31、式 资料来源： 碳中和目标下制氢关键技术进展及发展前景综述 、 开源证券研究所 目前化石能源制氢仍是全球包括中国在内的主流制氢方式。目前化石能源制氢仍是全球包括中国在内的主流制氢方式。全球制氢量最高的工艺路线是天然气制氢，占全球制氢量的 48%；煤制氢产量占比约为 18%，主要来源于中国的煤制氢（ETC） 。中国“富煤缺油少气”的能源禀赋致使煤制氢路线产氢量在国内占比最高，2019 年达到 63.54%，其次是工业副产氢和天然气制氢，而电解水制氢仅有微量示范应用。 表表2：化石能源制氢是目前主流制氢方法化石能源制氢是目前主流制氢方法 制氢原料及方法制氢原料及方法 优点优点 缺点缺点 全球结构全

32、球结构 中国结构中国结构 化石能源制氢 煤制氢 产量高，成本低，技术成熟 储量有限、存在碳排放、须提纯除杂 18% 63.54% 天然气重整制氢 48% 13.76% 石油制氢 30% 工业副产提纯制氢 焦炉煤气、氯碱尾气等 成本低 须提纯除杂、无法作为大规模集中化氢能供应源 21.18% 电解水制氢 ALK、PEM 等 工艺简单、环保、产品纯度高 尚未实现规模化应用、成本高 4% 1.52% 其他方式制氢 生物质、光催化等 环保、原料丰富 技术不成熟 资料来源：中国电动汽车百人会、中国氢能联盟、开源证券研究所 未来未来电解水制氢将逐步对化石能源和工业副产制氢进行替代。电解水制氢将逐步对化石能

33、源和工业副产制氢进行替代。根据中国氢能联盟对未来中国氢气供给结构的预测， 中短期来看， 中国氢气来源仍以化石能源制氢为主，以工业副产氢作为补充， 可再生能源制氢的占比将逐年升高。 预计到 2050 年， 约 70%行业深度报告行业深度报告 请务必参阅正文后面的信息披露和法律声明 9 / 41 左右的氢气由可再生能源电解水制取， 其余 20%由化石能源制取， 10%由生物制氢等其他技术供给。 图图10：未来未来中国氢气供给的主力军将由化石能源制氢逐渐转变为可再生能源电解中国氢气供给的主力军将由化石能源制氢逐渐转变为可再生能源电解水制氢水制氢 数据来源：中国氢能联盟、开源证券研究所 2.1、 灰氢

34、是中国目前氢气产能的灰氢是中国目前氢气产能的最最主要来源主要来源 2.1.1、 化石能源制氢是灰氢的中坚力量化石能源制氢是灰氢的中坚力量 （1）煤制氢 煤制氢成本最低、技术最成熟、运用最广泛。其工艺技术一般有两种，即煤气化与煤焦化。 以煤气化为例， 其工艺流程是将煤炭经高温气化形成合成气， 并进行混合气体净化、CO 变换分离，之后再经 CO2分离、氢气提纯尾气处理等工序后得到高纯度氢气。 煤制氢优势在于工艺技术成熟、 原料成本低、 装置规模大， 但是其设备结构复杂、配套装置投资成本高、且气体分离成本高、产氢效率低、CO2排放高。 图图11：煤制氢工艺煤制氢工艺早已完成商业化运用早已完成商业化运

35、用 资料来源： 化石原料制氢技术发展现状与经济性分析 、开源证券研究所 （2）天然气制氢 天然气水蒸气重整制氢（SMR）目前为国内外普遍采用的天然气制氢工艺路线，主要工艺流程是将天然气与水蒸气在高温环境下发生反应制成主要由 O2、CO 组成的混合气体， 之后再通过水煤气转换反应将置于高温环境下的CO转换为CO2和氢气，最后经分离、提纯得到高纯度氢气，相比煤制氢而言，天然气制氢投资成本更低、氢0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20202030E2040E2050E化石能源制氢工业副产制氢可再生能源电解水制氢生物制氢等其他技术行业深度报告行业深度报告 请务必参阅正文

36、后面的信息披露和法律声明 10 / 41 气产率更高，且 CO2排放量更低。受制于我国“富煤缺油少气”的化石能源禀赋特征， 天然气气源供应难以保证， 叠加天然气高价带来的成本劣势， 目前天然气制氢发展受到约束。 但我国存在丰富的非常规天然气资源， 从长期看， 伴随着非常规天然气开采技术的不断进步，对这部分资源的利用将有助于我国天然气制氢进一步发展。 图图12：SMR 为当前普遍应用的天然气制氢工艺路线为当前普遍应用的天然气制氢工艺路线 资料来源： 化石原料制氢技术发展现状与经济性分析 、开源证券研究所 2.1.2、 工业副产氢，最具潜力的灰氢工业副产氢，最具潜力的灰氢 （1）焦炉煤气副产氢 从

37、中期来看，焦炉煤气（COG）是最可能实现大规模制氢的原料之一。焦炉煤气是焦化行业主要副产品， 富含 55%左右的氢气和 25%左右的甲烷， 可用来分离制取氢气。变压吸附（PSA）法为目前主流的一种焦炉煤气制氢工艺路线，通过对焦炉煤气压缩提升气压、预处理移除焦炉煤气中以焦油为主的高沸点成分、利用吸附剂将不同成分的气体分离和纯化，最后脱氧、干燥、降氧、提氢获取高纯度氢气。目前我国是最大的焦炭产国，2020 年焦炭产量 4.7 亿吨，可制取副产氢约 760 万吨。 图图13：变压吸附法（变压吸附法（PSA）是焦炉煤气副产制氢的主要工艺之一）是焦炉煤气副产制氢的主要工艺之一 资料来源： 焦炉煤气制氢的

38、研究现状与进展 、开源证券研究所 （2）氯碱副产氢 氯碱副产制氢工艺以食盐水为原材料， 利用离子膜/石棉隔膜电解槽生产烧碱和氯气，并同时得到副产物氢气，再通过 PSA 提氢技术将副产物氢气进一步提纯获取纯度达99%以上的高纯度氢气。氯碱副产制氢能耗低、投资少、自动化程度高、且提取氢气纯度高，无环境污染（制取过程不排放 CO2） 。2020 年我国烧碱产量 3643 万吨，可副产氢气约 90 万吨。 行业深度报告行业深度报告 请务必参阅正文后面的信息披露和法律声明 11 / 41 图图14：氯碱副产制氢工艺氯碱副产制氢工艺能耗低、投资少能耗低、投资少 资料来源：产业信息网、开源证券研究所 （3）

39、丙烷脱氢（PDH）副产氢 丙烷脱氢工艺是丙烷在一定范围的压力和温度条件下，通过合适的催化剂作用发生脱氧反应，从中获取丙烯和氢气。Oleflex 法是一种典型的 PDH 工艺路线，经工艺流程后副产氢的收率约为 3.6%。截至 2020 年国内 PDH 产能约为 2000 万吨，在 3.6%的氢气回收率下 PDH 副产氢气约为 72 万吨。 图图15：Oleflex 法是目前采用率最高的法是目前采用率最高的 PDH 工艺路线工艺路线 资料来源：昆仑咨询、开源证券研究所 （4）乙烷裂解副产氢 乙烷裂解是生产乙烯的重要工艺路线， 通过热解、 压缩、 冷却和分离得到乙烯和包含氢气在内的其他副产气，氢气回

40、收率在 8%左右。 行业深度报告行业深度报告 请务必参阅正文后面的信息披露和法律声明 12 / 41 图图16：乙烷裂解乙烷裂解副产副产工艺工艺可回收少量氢气可回收少量氢气 资料来源： 乙烷裂解制乙烯的工艺研究进展 2.1.3、 甲醇裂解制氢规模灵活，但仍存缺陷甲醇裂解制氢规模灵活，但仍存缺陷 甲醇裂解制氢工艺利用甲醇和水在一定温度、压力和催化剂的作用下裂解形成氢气、CO2和少量 CO 与甲烷的混合气，再经 PSA 法从混合气中提取纯度可达 99.9%以上的氢气。甲醇裂解制氢的优势在于： （1）工艺技术成本低、耗能少； （2）制氢原料甲醇在常压下为稳定的液体，储运便捷； （3）甲醇纯度高，参与

41、反应前无需净化处理。但原料成本制约了甲醇裂解制氢的大规模应用。 图图17：甲醇裂解制氢甲醇裂解制氢原料成本较高原料成本较高 资料来源： 碳中和目标下制氢关键技术进展及发展前景综述 、开源证券研究所 2.2、 依托依托 CCUS 技术的蓝氢是灰氢向绿氢的过渡环节技术的蓝氢是灰氢向绿氢的过渡环节 蓝氢是在灰氢的基础上结合 CCUS（碳捕集、利用与封存）技术获取的氢气。蓝氢的制取通过 CCUS 技术捕获化石能源制氢过程中排放的 CO2从而在理论上减少碳排放水平，是氢气制取由灰氢向绿氢发展过程中的折中过渡环节。 碳捕集技术在技术路线上划分为燃烧前捕集、燃烧后捕集和富氧捕集，目前燃烧后捕集最为常用和成熟

42、。以燃烧后捕集的吸收分离法为例，将气体混合物与液体吸收剂如一乙醇胺（MEA）进行接触，混合气中能够溶解的气体组分溶解进入液相中，其气体组分保留在气相中， 混合气因此得到分离。 当吸收剂达到饱和后， 通过加热给予分解物理或化学键的能量以此实现吸收剂与 CO2的分离。吸收分离法技术成熟、处理能力和处理效率高，但目前规模捕集 CO2成本仍相对过高。 行业深度报告行业深度报告 请务必参阅正文后面的信息披露和法律声明 13 / 41 图图18：吸收分离法碳捕集技术吸收分离法碳捕集技术减少碳排放水平减少碳排放水平 资料来源： 二氧化碳捕集技术应用现状及研究进展 通过加入碳捕集技术，化石能源制氢过程中的通过

43、加入碳捕集技术，化石能源制氢过程中的碳排放量降低一半。碳排放量降低一半。煤制氢工艺结合CCS 技术碳排放量由 22-35 KgCO2e/kgH2降低到 10-16 KgCO2e/kgH2； 天然气制氢工艺结合 CCS 技术碳排放量由 10-16 KgCO2e/kgH2下降到 5-10 KgCO2e/kgH2，降幅均在 50%以上，但由于结合 CCS 技术的制氢系统耗电形成大量间接温室气体排放，叠加 CCS 难以捕集全部制氢过程中直接碳排放的技术局限，使其与工业副产制氢和利用可再生能源的电解水制氢工艺极低的碳排放量相比仍有差距。 图图19：叠加叠加 CCS 后，化石能源制氢碳排放降低约一半后，化

44、石能源制氢碳排放降低约一半 图图20：化石能源制氢的碳排放量化石能源制氢的碳排放量远超远超工业副产氢工业副产氢 数据来源：中国氢能联盟、开源证券研究所 数据来源：石化行业不同制氢过程碳足迹核算 、 开源证券研究所 加入碳捕集技术后，化石能源制氢成本加入碳捕集技术后，化石能源制氢成本升高很多升高很多，但目前仍低于电解水制氢成本。，但目前仍低于电解水制氢成本。天然气蒸汽重整制氢成本在结合了碳捕集技术后由0.7-2.2$/kgH2升至1.3-2.9$/kgH2，升幅范围在 32%-86%之间。基于 ETC 的预测，结合 CCS 技术的天然气制氢成本未来降速要明显低于电解水制氢，2030 年后在智利等

45、可再生能源丰富地区绿氢成本可以实现与蓝氢平价，在一般地区也具有较强的成本竞争力，从中长期看利用 CCS 技术制取蓝氢的成本优势将消失殆尽。 00708090制氢碳排放(KgCO2e/kgH2)051015202530不同制氢方式碳足迹(tCO2/t)行业深度报告行业深度报告 请务必参阅正文后面的信息披露和法律声明 14 / 41 图图21：目前绿氢仍不具备经济性目前绿氢仍不具备经济性 图图22：2030 年绿氢有望实现年绿氢有望实现与蓝氢与蓝氢平价平价 数据来源：ETC、开源证券研究所 资料来源：ETC 3、 “3060 双碳双碳”背景下，可再生能源电解水制氢将成为背景下

46、，可再生能源电解水制氢将成为未来未来核心制氢方式核心制氢方式 可再生能源制氢助力可再生能源制氢助力“碳达标碳达标” 、 “碳中和碳中和” 。实现低碳排放或零碳排放是氢能产业诞生和发展的核心驱动之一，在 2030 年实现碳达峰的政策导向下，基于可再生能源的绿氢相对灰氢和蓝氢在碳排放的优势日益凸显。 “十四五”期间风电、光伏等可再生能源将迎来快速增长，可再生能源将逐步替代传统化石能源占据能源领域主导地位。因此在 2020 年到 2030 年内及更久的未来内，使用太阳能、风能等新能源制取氢气将会成为主流，绿氢是未来能源产业的发展方向。 可再生能源制氢提高可再生能源消纳比例，实现电网调峰储能。可再生能

47、源制氢提高可再生能源消纳比例，实现电网调峰储能。可再生能源发电的随机性、季节性和反调峰特性和不可预测性为其并网带来一定困难，导致弃风、弃水、弃光严重。而氢能是一种理想的能量储存介质，采用氢储能技术可有效解决可再生能源消纳及并网稳定性问题，通过使用电解水制氢技术实现电能和氢能的转换，合理利用弃风、弃水、弃光电力。 新时代的中国能源发展白皮书提出要加速发展制氢技术装备， 推动储能系统规模化示范， 完善和落实可再生能源电力消纳机制。 绿氢成本相对灰、蓝氢成本稳步下降。绿氢成本相对灰、蓝氢成本稳步下降。2030 年，在可再生能源禀赋丰富地区，绿氢相比灰氢的竞争力将逐渐凸显；预计到 2050 年，绿氢在

48、成本方面占优。若考虑碳价若考虑碳价及碳捕集技术成本，及碳捕集技术成本，2030 年绿氢相对灰氢的成本优势即可凸显。年绿氢相对灰氢的成本优势即可凸显。一方面，在碳排放限制的政策背景下，加装碳捕集装置的化石燃料制氢才能满足日益严峻的碳排放要求，这会导致灰氢成本上升；另一方面，随着技术进步和规模化生产，绿氢成本有望进一步降低。两者都会加速绿氢相对成本的下降。 012345678灰氢蓝氢绿氢目前氢气生产成本$/kgH2行业深度报告行业深度报告 请务必参阅正文后面的信息披露和法律声明 15 / 41 图图23：随着技术进步及规模化，随着技术进步及规模化，预计预计绿氢成本稳步下降绿氢成本稳步下降 数据来源

49、： 中国氢能技术发展现状与未来展望 、开源证券研究所 3.1、 风电、光电、风光耦合发电制氢系统为主流可再生能源制氢方式风电、光电、风光耦合发电制氢系统为主流可再生能源制氢方式 中国电力以火电为主，采用火电电网供电电解制氢的碳排放强度高于化石燃料制氢中国电力以火电为主，采用火电电网供电电解制氢的碳排放强度高于化石燃料制氢方式，违背碳排放政策，因此电解水制氢应选取光伏、风电等可再生电力作为电力方式，违背碳排放政策，因此电解水制氢应选取光伏、风电等可再生电力作为电力供应来源。供应来源。 风力发电制氢系统根据制氢系统与电网连接情况可以分为并网型系统和离网型系统，目前我国离网系统制氢技术尚处起步阶段，

50、以并网型系统为主，整体系统结构如下图，包括风力发电机组、储能变流器能量转换及控制系统、电解槽制氢模块、氢气压缩机、 高压储氢罐等部分。 其中风力发电机组将风能转化为机械能， 再将机械能转化为电能， 风力发电机设备同时接入电网和电解槽， 电网电力不足时， 风力发电机组为电网供电，停止制氢；电网电力富余时，风力发电机组同时供电并制氢，最大程度避免能源浪费，显著提高风电制氢综合经济性。 图图24：风电并网制氢系统灵活运用风电风电并网制氢系统灵活运用风电 资料来源： “双碳目标”下可再生能源制氢技术综述及前景展望 行业深度报告行业深度报告 请务必参阅正文后面的信息披露和法律声明 16 / 41 光伏发