氢能专题：深度参与“双碳”电解制氢产业将保持高速发展,
氢能电力股,中电投 氢能,氢能储电球 ?2022年3月，能源局、发改委发布《氢能产业发展中长期规划2021-2035》，2023年1月能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书(征求意见稿)》，再次强调氢能在未来能源体系中重要能源媒介作用。未来氢能不仅在工业领域，也将在能源市场深度参与“双碳”进程。作为衔接电力、绿氢的关键设备，电解槽过去几年规模快速增长，成本也大幅降低；随着电解槽及其上游核心材料的技术进步、国产替代及上量后的规模效应体现，未来制氢成本有望继续显著降低，进而加速绿氢的规模应用。
电解制氢潜在空间大，可能在工业领域、燃料广泛应用，还有望成为未来主要的长时储能方案之一。电解水制氢（绿氢）是在直流电的作用下，将水分子解离为氢气与氧气，分别在阴、阳两极析出，完成高纯氢气制备。相较传统化工原料制氢（灰氢）、工业副产氢（蓝氢），绿氢碳排放更低、直接纯度更高。绿氢需求主要来自几个方面：其一是作为燃料掺混进入天然气体系应用，欧洲比较重视；其二是工业领域，在兼顾碳排及成本的前提下逐步实现对高排放灰氢、碳等化工材料的替代；其三是燃料电池发电，再转化为电力应用。同时，氢能还有望成为未来主要的长时间储能方式之一，因为电解制氢对输入功率波动有更好的宽容度，先天契合波动性强的光伏风力发电。目前全球氢用量在8k-9k万吨，其中主要用在石油、化工等领域，且90%以上由天然气制氢、煤制氢等高碳排模式供应。考虑能源需求及存量工业用氢清洁化替代，绿氢需求有望快速释放。参考IEA数据，净零排假设下2030年全球氢气用量有望增至2亿吨，其中电解制氢等清洁氢占比超过70%。而仅考虑国内绿氢需求，对应电解槽总功率可能接近百GW。
电解制氢产业快速发展，ALK、PEM已开始应用。2021年国内出台积极的产业扶持政策，2022年欧洲也启动氢能产业扶持政策与补贴方案，参考三方统计，2022年全球电解槽出货大幅增长到接近1.5GW，其中国内增长到700MW，预计未来还将保持高速增长。依据反应原理差异，电解制氢可分为碱水电解ALK、质子交换膜纯水电解PEM、固体氧化物水电解SOEC等方案，其中ALK设备投资更低，为当前的主流方案。PEM启停控制等灵活性更优，更好的兼容电源波动性，配套清洁能源发展的潜在空间大。而SOEC、AEM还处在研发阶段。
成本大幅下降，未来仍需要进一步降低成本。电解制氢成本由设备投资、运营电耗等构成，此前主要应用在高纯场景。受积极的政策引导，过去几年电解槽及其上游材料环节的产业投入激增，新进入者大量涌现，这也促使电解槽成本加速下降，1000Nm3/h造价大幅下降到千万元以下，但要实现大规模应用，还需通过技术进步、材料国产化、规模效益进一步降低成本。
投资建议：推荐与关注隆基绿能阳光电源华光环能永安行（交运）、林洋能源双良节能明阳智能亿利洁能（化工）、昇辉科技中小盘）等。
风险提示：电解制氢技术进展不及预期、氢能需求释放不及预期、政策调整风险。
过去十几年间新能源快速增长，2022年国内风电、光伏、水电电量贡献合计超过25%。区别火电、核电等可控电源，水电、风电、光伏存在不同周期的波动性。风电、光伏等存在分钟级、小时级的短周期波动，同时受水、风、光等自然资源的月度调整，存在季节性的长周期变化。解决间歇波动能源的消纳越加迫切，可再生能源+电解制氢的消纳模式重要性也在凸显。
电解制氢对新能源更友好宽容。氢可由水经电解制得，且电解制氢对输入电能的质量要求远低于电力系统，ALK、PEM等电解方案允许电源在较快的时限内启停、功率波动等。
电解制氢对新能源更好的兼容度，配合实现新能源消纳，并将深度参与能源、工业体系的脱碳进程：
氢作为能源介质：由电解实现风光电力能源转化为氢，配合氢储运，在用能高峰时段（时间维度）、用能密集区域（空间维度）再由氢发电，实现氢储能。相较其他储能方案，氢储能特征为时间跨度更长，容量更大。氢作为工业原材料：除在电力系统应用以外，氢本身也是重要的化工材料，在石化、冶炼、电子等领域有广泛的应用。假设绿氢的制备、储运成本能进一步降低，将有希望替代原本的灰氢、蓝氢的空间，其应用场景将进一步扩大。氢作为燃料应用：将氢气掺混进入天然气体系作为燃料供应，利用天然气管网运输，改变燃烧特性，降低碳排放，目前在欧洲已有多个项目运行。
氢能政策指引清晰，深度参与“双碳”。2022年3月，国家发改委、能源局发布《氢能产业发展中长期规划2021-2035》，形成国内氢能产业发展的纲领指导。未来氢能将深度参与“双碳”进程：
一方面是在储能、交运、发电领域扮演二次能源的角色，突破更多的应用场景，配合提升可再生能源应用比例；另一方面清洁氢在化工、冶金、工业领域也有巨大的发挥空间和减碳价值。
2023年1月，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书(征求意见稿)》，再次强调了在未来能源体系架构中，氢能在交通和工业领域以及能源设施中的重要能源媒介作用。
地方政府层面也在不断加码。参考中汽数据统计2022年底国内已有23个省市发布省级氢能相关政策专题50余项。地方政策体现地区的资源禀赋、产业基础差异，其相应氢能产业政策更体现差异化。
现阶段能源类需求尚未体现，供给以灰氢为主。需求侧，当前全球氢用量超过8000-9000万吨，且主要应用分布在石油及化工领域，能源场景的需求尚未体现。供给侧，目前存量市场大部分由煤炭、天然气等制得，高碳排灰氢占主要份额。
增量市场开拓+存量灰氢替代，绿氢将是未来的主要供给。参考IEA统计预测，2030年，在净零排假设下，全球氢气用量可能超过2亿吨，能源、冶炼口径贡献主要增量。其中低碳氢气用量比例将由目前不足10%大幅提升至70%，可再生能源+电解制氢将取代天然气、煤化工制氢，成为主要氢源。
2030年国内电解槽累计装机容量可能达到100GW。2022年全球电解槽出货预计在1GW上下，其中ALK为主。仅考虑国内市场，分中性、乐观场景假设2025、2030年国内电解制氢规模为20~50、450~600万吨，则对应电解槽累计出货规模在5~13、97~129GW上下。
近日隆基发布新一代碱性电解水制氢设备ALK Hi1，直流满载状况下电耗至4.1kWh/Nm3，在2500A/㎡电流密度下，低至4.0kWh/Nm3。2022年隆基氢能电解槽产能已经达到1.5GW。
实际除隆基以外，最近几年国内如阳光、林洋、双良、竞立、派瑞等都已相应推出电解制氢设备，覆盖ALK、PEM、AEM等各类方案，国产化进程的突破为绿氢降本助力，推动其大规模应用。
制氢技术分为工业副产氢、化石燃料制氢、电解水制氢等途径，区别在于原料的再生性、CO2 排放、制氢成本。其中，全球超过95%氢气来自于化石燃料，约 4%-5% 的氢气来源于电解水，而我国煤制氢占比约62%，电解水制氢仅占约1%。
长期而言，氢源供应要兼顾低排环保、纯度品质、成本水平等，虽然当前电解制氢成本仍偏高，但考虑光伏LCOE的持续下行，以及电解槽设备的成熟产业化，电解制氢是未来更优的氢源选择。
电解水制氢是在充满电解液的电解槽中通入直流电，水分子在电极上发生电化学反应，分别在阴极和阳极分解成氢气和氧气的制氢方法。
按照工作原理和电解质的不同，主要分为碱性（ALK）、质子交换膜（PEM）、固体氧化物（SOEC）和阴离子交换膜（AEM）四种电解水技术。其中ALK和PEM电解水制氢方法相对成熟并已有商业化案例，SOEC处在实验室开发阶段，AEM处于研发初期。
碱性电解水制氢（ALK）是在碱性电解质环境下电解水制氢的过程，水分子在阴极得电子还原，生成氢气，氢氧根在电场及浓度差的作用下穿过隔膜到达阳极，发生氧化反应生成氧气。制得氢气与碱液的混合液经过分离、提纯后收集。
ALK制氢电耗在4.0-5.5 kWh/Nm3，转换效率约60~70%，其使用寿命更长，当前成本低于PEM。2021年在全球水电解制氢容量占比约70%，应用领域广泛。
但碱性电解质会与空气中的CO2反应，产生的碳酸盐可能阻塞催化层，影响电解性能。此外由于必须保持阴阳极压力均衡、防止氢氧混合造成爆炸，ALK电解槽启停时间偏长，灵活性不及PEM。
PEM电解水制氢系统由PEM电解槽和辅助系统构成。PEM水电解槽采用固体电解质，以纯水作为原材料，水分子在阳极发生氧化反应，失去电子生成氧气和氢离子，在电场的作用下，氢离子通过质子交换膜至阴极，还原得到氢气。其BOP辅助系统包括电源供应系统、氢气干燥纯化系统、去离子水系统和冷却系统。
膜电极是发生电化学反应的主要场所，由扩散层、催化剂与质子交换膜组成。PEM水电解制氢的优势体现在：
安全性好，以质子交换膜为电解质，能有效阻止电子传递。纯度高，PEM制氢使用纯水作为原材料，产生的氢气中不含碱，且质子交换膜的渗透率低，可以防止氢气、氧气渗透。启停时间短、响应速度快，更好的适配波动性电源出力。
但PEM电解槽反应使阳极呈现酸性，需要采用高稳定性材料，同时需要贵金属催化剂，导致PEM投资成本更高。
SOEC电解制氢在高温条件运行，具有更高的能源转化效率。适用于产生高温、高压蒸汽的光热发电系统以及热能资源丰富的地区，但高温高湿的工作环境导致系统衰减快，限制了电极材料的选择及应用场景，目前SOEC仍在研发阶段。
AEM电解槽结构与PEM电解槽类似，主要结构由阴离子交换膜和两个过渡金属催化电极组成，一般采用纯水或低浓度碱性溶液用作电解质。AEM综合碱性电解槽的低成本与PEM的高效率优势，阳极主要用镍，阴极主要为镍铁合金，无需使用贵金属催化剂和钛基材料。但AEM膜的电导率低、电极结构差，造成的化学和机械稳定性问题影响AEM系统寿命。
电力能耗费用：电力能耗费用是电解制氢成本构成，实际占比在7~8成。分拆看，电力能耗费用由电价及电耗共同决定：1）电价：随地区、时段、来源存异，风电光伏电价的持续下行将会带动电解制氢LCOH的下降；2）电耗：不同技术路线制氢能量转换效率存异，高转换效率方案制得等量氢气电耗更低，电力能耗费用占比更小。而目前全球领先电解制氢企业电耗已降至约4kWh/Nm3。设备投资、运维费用：当前ALK电解槽单W成本大致在2元上下，PEM超过5元。主流技术方案中，ALK发展相对成熟，设备投资运维费用等占比低于20%，PEM方案正处于商业化推广进程中，设备及运维费用占比约3成。SOEC技术方案仍处在研究成果转换期，粗测设备、运费等成本占比超过50%。
此前电解制氢主要应用在高纯场景，高成本是限制其大规模应用的主要因素。2021年以来，以隆基、阳光等为代表的国内企业推出国产化电解槽，加速设备成本的优化，同时考虑到风电、光伏成本的持续下行及市场化电价机制的推进，电解制氢的投资、运营成本都有望迎来持续优化，推动低成本绿氢在交运、化工、能源领域的铺开。
2022年3月，能源局、发改委发布《氢能产业发展中长期规划2021-2035》，2023年1月能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书(征求意见稿)》，再次强调氢能在未来能源体系中重要能源媒介作用。未来氢能不仅在工业领域，也将在能源市场深度参与“双碳”进程。
作为衔接电力、绿氢的关键设备，电解槽过去几年规模快速增长，成本也大幅降低；随着电解槽及其上游核心材料的技术进步、国产替代及上量后的规模效应体现，未来制氢成本有望继续显著降低，进而加速绿氢的规模应用。
推荐与关注隆基绿能阳光电源华光环能华电重工（建筑）、永安行（交运）、林洋能源双良节能明阳智能亿利洁能（化工）、昇辉科技中小盘）等，还有部分公司静默期不能出具投资建议。
隆基绿能：2021年公司设立隆基氢能，在制氢设备布局，路线主要为ALK，当前产能约1.5GW，制氢产品参与国内多个能源项目。近期公司发布ALK Hi1系列产品单位电耗降至4度，技术参数领先，已完成实证测试。
阳光电源：公司是国内最早进入电解制氢的企业之一，目前电解槽产品涵盖ALK、PEM两大技术路线，配套提供制氢电源、管理系统等。
华光环能：基于在压力容器领域优势，与大连理工合作开发氢能电解槽，去年30方碱式已经完成应用，近期1500Nm3/h量级ALK电解槽有望下线，同时储备PEM方案。
永安行：公司多年前开始发展氢能自行车（自制小功率电堆），2021年开始投放共享助力车市场，2023年开始向c端市场推广，并研发配套的家用电解水制氢氧一体机。
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?游家训：浙江大学硕士，曾就职于国家电网公司上海市电力公司、中银国际证券，2015 年加入招商证券，现为招商证券电气设备新能源行业首席分析师。
?刘巍：德国斯图加特大学车辆工程硕士，曾就职于保时捷汽车、沙利文咨询公司，2020年加入招商证券，覆盖新能源车汽车产业链、工控自动化。
?赵旭：中国农业大学硕士，曾就职于川财证券，2019年加入招商证券，覆盖风电、光伏产业。
?张伟鑫：天津大学电气工程硕士，曾就职于国金证券，2021年加入招商证券，覆盖新能源发电产业。
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