电解水制氢推动电解槽需求提升2025年市场规模将达5280亿元

  日前，华安证券发布研报指出，氢能是可持续发展最具潜力的二次清洁能源，绿氢是氢能未来的主要发展趋势。自16世纪氢气首次被发现以来，因其来源丰富、单位体积内的包含的能量高、绿色低碳、储存方式等诸多优点被视为未来重要的清洁能源。近年来，随着《巴黎协定》的签订，氢能受到全世界的高度重视。

  按照制氢工艺所产生的碳排放程度可分为灰氢、蓝氢、绿氢。灰氢为由化石原料及工业副产制得，会大量二氧化碳、氮氧化物等气体，对环境能够造成严重污染，不利于达成碳中和目标。蓝氢主要将灰氢产生的二氧化碳通过碳捕获、利用和存储技术实现低排放生产。绿氢利用再次生产的能源电解水制取的氢气，工艺简单、无温室气体和有害化学气体排放，且制成氢气纯度高，是最为清洁的制氢方法，是氢能未来的主要发展方向。

  目前灰氢制氢成本较低，但是环境污染问题严重。蓝氢环境污染情况较小，但成本相较于灰氢提升10%-40%，并且蓝氢并不是绿氢的替代品，其最大的目的为实现从灰氢到绿氢的过渡，加速灰氢向绿氢的转变。绿氢制得的氢气纯度较高，并没任何温室气体及污染其他排放，但成本比较高，随着电解槽技术的逐渐成熟推动制氢成本下降，绿氢未来有望代替灰氢。

  随着欧洲、美国、中国以及众多国家与地区氢能中长期发展的策略规划的不断推进，全球氢能市场规模迅速扩大。根据IEA数据，2021年全球氢气总产量达到9423万吨，同比增加5.5%，全球氢能市场规模达到1250亿美元，2030年产量有望达到17998万吨，CAGR达到7.5%。

  中国作为全球最大的制氢国，氢能产量占比超过全球产量的1/3，自2020年“双碳”目标提出后，氢气产量迅速提升，发展进入快车道，根据中国煤炭工业协会数据，2021年中国氢能产量达到3300万吨，同比增加32%，增速远超于全球增速。

  随着政策及下游市场的不断驱动，未来氢能需求量将持续增加。目前市场对氢能行业需求较为乐观，根据不同机构的预测，2030年全球氢能需求量将达到1.15-2亿吨，占终端能源比重达到5%左右，认为氢能行业处于发展初期，未来政策及降本路线年氢能需求量将超过5亿吨，占比达到12%。

  根据中国氢能联盟预测，到2030年我国氢气的年需求量将达到3715万吨左右，在终端能源消费中占比约5%；到2060年，我国氢气的年需求将增至1.2亿吨左右,在终端能源消费中占比逐步提升至20%。

  从产量结构来看，目前化石能源制备的灰氢占比较高，2021年全球灰氢占比达到99%，蓝氢及绿氢占比均未达到1%，绿氢全球占比仅为0.04%。我国制氢结构与全球类似，绿氢占比仅为1%。

  未来随着碳排放进一步趋严以及电价逐步下降，绿氢成本有望与灰氢成本持平，从而带动绿氢需求逐步提升。根据IEA预测，2030年绿氢占比有望达到38%，绿氢需求量预计超过4000万吨，2050年绿氢占比将达到61%，需求量预计超过3亿吨。

  根据高工锂电数据，2022年全球电解槽市场出货量达到1GW ，其中中国电解槽总出货量超过800MW，同比增长129%以上，全球占比超过80%。碱性电解槽设备凭借运行稳定、售价低廉等优点，2021年出货量达到776MW，为目前市场主流选择。

  根据 BloombergNEF 数据， 2023 年中国电解槽出货量将持续保持高增，出货量有望达到1.4-2.1GW，占当年全球出货量的 60%以上，同比增加75%-163%。

  目前我国制备的氢气主要使用在于石油炼制及化工产品合成等工业领域，2020年合成氨用氢及甲醇用氢占比分别为37%/19%，同时氢气可作为燃料电池用于电动车驱动，占比达到15%，未来随着氢能技术逐步成熟，制氢成本逐渐下降，有望在更多领域实现氢能的应用。

  电解槽下游应用领域与氢能应用领域高度重合，主要因为制氢企业大多为能源集团及大型化工企业。对于能源集团来讲，通过从下游氢能的使用到上游制氢的一体化布局能够更好的降低能源成本，同时公司掌握氢能原材料，通过制氢可以赚取额外利润；对于化工企业来讲，向上游布局制氢能够大大减少氢能的支出，同时化工副产物制氢能轻松实现氢气的循环，更好的满足“双碳”目标。

  随着全国氢能产业的逐步发展，氢能成为更多省份的重点产业。据氢云链统计，2023年已有9个省份公布35个氢能产业项目，总投资额超650亿，其中绿氢项目达到7项，主要分布在宁夏、河北和江苏等风光资源优势地区，进一步推进绿氢商业化发展。

  目前市场认为很多企业布局绿氢项目内驱力不足，很难具有盈利能力，但我们大家都认为不同企业根据公司情况及政策要求内驱力充足。

  目前行业还未发布实质性绿氢补贴政策，能源及化工企业布局绿氢的内驱力主要来自于：碳排放趋严驱动，提前战略性布局发挥卡位优势。未来随着双碳政策趋严使得碳排价格逐渐升高，没有优势的企业将通过购买碳权指标维持生产并且政策严格限制新建产能，目前绿氢下游应用领域都是碳排放较高的大规模的公司，未来绿氢可通过替代灰氢贡献收入。

  绿氢盈利能力初见改善：目前绿氢在煤炭行业的盈利能力已逐步修复，宝丰能源公告资料显示，公司“国家级太阳能电解水制氢综合示范项目”综合制氢成本能控制在1.54 元/m3（17 元/kg)，低于2021年9月辽宁、上海、江西、川渝等地天然气氢价2-2.5 元/m3（22-28元/kg) 。同时对于终端产品来讲，煤制甲醇项目使用绿氢代替灰氢后，甲醇产量提高到原来的约1.9倍，逐步降低终端产品成本。

  可再生能源电厂布局绿氢的内驱力主要来自于：弃风弃光率逐步提升，绿氢保障新能源消纳。随着新能源装机迅速增加，各省缺乏内部消纳条件的问题愈加严重，部分地区弃风弃光率逐步提升，2022年9月，西藏/青海/宁夏弃光率分别达到30.8%/7.2%/6.1%。

  氢能没有刚性的储存容量限制，并且在空间上的转移也更为灵活，有望应用于长时间、跨区域的储能场景，未来运用新能源发电离网制氢后就地消纳或通过其他方式运输可有效实现对当地风光资源的充分利用。

  据势银(TrendBank)统计，目前内蒙古自治区、甘肃省、宁夏回族自治区和四川省成都市都在相应的政策中明确了 2025年可再次生产的能源制氢产量，合计年产量约 80万吨，远超国家发改委在国家氢能规划中提及的 2025 年可再次生产的能源制氢年产量目标。

  由于电解水制氢项目的设备成本和经营成本较高，政策主要包含设备的购置成本补贴和项目运营的电费补贴，目前仅四川省成都市、广东省深圳市和河南濮阳市等地区发布了相关补贴政策，未来随着绿氢的关注度及重要性逐渐提升，我国有望发布更多的绿氢补贴政策从而推动行业快速发展。

  目前化石燃料制氢成本普遍低于电解水制氢，灰氢成本主要来自于原材料，煤炭、天然气制氢原材料占比分别为36.9%/73.4%，所以原材料价格变革对制氢成本有很大的影响。当煤炭价格为450元/吨时，煤炭制氢成本为9.9元/kg；天然气价格为2.5元/m3时，天然气制氢成本为14.4元/kg；焦炉煤气价格为0.3元/m3时，制氢成本为10.6元/kg 。

  解水制氢的成本主要来自于电耗，单标方氢气耗电量大约为5kwh，当电价为0.3元/kwh时，电耗成本占比达到69%，随着电价的下降，电解水制氢成本迅速下降，当电价为0.15元/kwh时，制氢成本达到15.9元/kg ，接近灰氢的制氢成本。

  目前由于我国电力以火电为主，如果采用电网电力则电解水制氢的碳排放强度高于煤制氢和天然气制氢，不符合目前的“双碳”政策导向。当电解水与光伏、风电等可再生电力耦合，一方面能够减少碳排放实现真正意义的绿氢。

  同时，光伏上网电价从2013年1.09元/kWh下降至2021年0.29元/kWh，降幅达到210%。2021年我国光伏及风电正式实现平价上网，未来随着光伏及风电成本下降，依照国家发改委能源所预测，2035年和2050年我国光伏发电成本将达到0.2元/kWh和0.13元/kWh，光伏及风电上网电价有望进一步下探，从而带动电解制氢的成本持续下降，进一步缩小电解制氢与化石能源制氢成本的差距。

  电解槽技术不断迭代，性价比提升有望降氢成本。电解槽上班时间不断延长：通过延长电解槽上班时间可生产更多“绿氢” 从而摊薄其固定成本，依照我们的测算，当电解槽工作时长从 2000小时提升至 4000小时后氢气成本有望降低 4.6％。

  目前行业主流的碱性电解槽能量转换效率较低仅为60%-75%，成为阻碍电解水行业发展的一大难题，质子交换膜电解槽和固体氧化物电解槽可将能量转换效率提升至75%-85%，有望进一步降氢成本。目前行业主流的碱性电解槽能量转换效率较低仅为60%-75%，成为阻碍电解水行业发展的一大难题，质子交换膜电解槽和固体氧化物电解槽可将能量转换效率提升至75%-85%，有望进一步降氢成本。

  随着政策及市场的双轮驱动，氢能需求快速提升，依照我们的假设，2030年全球氢气需求量将达到1.2亿吨，占终端能源比重达到3.3%，根据中国氢能联盟预测，我国2030年氢气需求量将达到3715万吨，占终端能源比重达到5%。目前全球绿氢在氢能中的占比较小不足1%，未来具有较大得提升空间，预计2025/2030年全球绿氢占比能够达到15%/38%。

  目前行业主流碱性电解槽功率为1000Nm/h，全年工作时长预计为2400h，单台设备年产量将达到0.02万吨，未来随着电解槽产品一直在升级，单台设备投资额有望持续下降。预计2023/2024/2025/2030年全球碱性电解槽市场规模能够达到1872/3651/5280/9425亿元，2022-2025年CAGR达到140.62%。