氢能-未来产业投资地图系列之“氢能”

未来产业投资地图系列之“氢能”本报告由中信建投证券股份有限公司在中华人民共和国（仅为本报告目的，不包括香港、澳门、台湾）提供。在遵守适用的法律法规情况下，本报告亦可能由中信建投（国际）证券有限公司在香港提供。请务必阅读正文之后的免责条款和声明。摘要：氢能是能源转型重要方向，政策托底与应用扩容推动产业链逐步放量当前阶段，绿氢成本仍高于传统煤制氢，产业发展尚未完全进入市场化自氨、绿醇有望成为氢能规模化应用的重要突破口。产业链投资机会将从单一设备放量，逐步转氢能产业进入政策与应用共振阶段，短期仍展的特征。当前绿氢制备成本平均仍高于煤制氢平价线，市场化推广难以完全依赖终端自发需求，因此政策补贴、碳交易机制、电价补偿和新能源非电消费比例约束，是短期推动项目落地的关键抓手。随着氢能综合应用试点启动，单个城市群奖励上限有望达到16亿元，预计将对燃料电池车、绿色氨醇、化工、掺烧和钢铁等场景形成阶段性拉动。距离煤制氢8—12元/kg的平价区间仍存在一定差距。未来绿氢成本下降主要来自三方面：一是低成本风光资源带来的电价下降，二是电解槽设备价格持续下探，三是系统能耗和运行效率优化。由于各地资源禀赋、项目规模和消纳条件差异较大，氢能项目经济性更适合进行一对一测算，不能简单套用统一成本假设。甲醇、石油炼化等行业均具备较高碳减排压力，其中石油炼化需求弹性较大。煤电低碳化改造有望从2025年后释放绿氢需求，2030年前有望形成百万吨级别增量空间。海外方面，欧盟船运脱碳政策持续推进，绿色甲醇需求有望伴随甲醇双燃料船订单交付逐步释放，绿醇出口和绿色燃料供应链或成》》》》01.氢能行业简介：能源转型与深度脱碳背景下的战略性新兴02.氢能产业链：上中下游协同，推动低碳化发展03.上游环节分析：ALK电解槽保持主流，PEM/A04.中游环节分析：高压储氢短期主导，管道输氢是长距离规模化关键》》05.下游应用分析：交通示范先行，工业替代和绿色燃06.风险提示能源转型与深度脱碳背景下的战略性新兴产业能源转型与深度脱碳背景下的战略性新兴产业Part1.1氢能产业定义及产业范畴脱碳。氢能的商业模式闭环必须依赖政策，短期是补贴，长期会回到碳交易，最易达成平价的是绿氨。55Part1.2政策端：顶层设计与地方红利的双重共振今年3月16日工信部牵头三部门联合下发《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》，给予单个城市群的奖励上限16亿元，预计共启动5个城市n我们测算各场景补贴每年平均退坡0.4元/kg，各场景能够拿到1）燃料电池车：考虑可再生能源制氢、高速加氢站两项额外补贴后，首年最大补贴可达到6.4元/kg，基础2）绿色氨醇：可再生能源制氢首年补贴3.2-4.0元/kg3）化工、掺烧：可再生能源制氢首年补贴2.4-3.2元/4）钢铁：可再生能源制氢首年补贴2.4-3.2元/kg，若使用非可再生能源制备的低碳氢（如副产氢等）首年补贴金额为1.2-2.0元/kg7n一般来讲，城市群申报需要地方配套政策，各地最终补贴也取决于地方配套金额，十四五期间中央：地方大约为1：1。补贴后我们认为可实现平价，但本次政策对氢能规模化拉动有限，仍需期待后续政策导入力度。n对于10万吨可再生能源制氢项目，每年能够拿到的补贴金额分别为3.38、2.98、2.58、2.18亿元，4年运行期可拿到总补贴额度约为11.12亿元。5个城市群可获得的补贴总额80亿元，假设总金额50%用于绿氢生产，我们测算4年可享受补贴的绿氢产能约为40-50万吨（单体项目规模越大补贴金额越少），以当前氢气需求（2025年3750万吨）测算绿氢渗透率1-2%，对应十四五期间25万吨产能建设仅增长了一倍。若将以上绿氢分别全部折算成绿氨/绿醇预计250/400-800万吨。1）CCER（国家核证自愿减排量为绿色燃料赋予绿色溢价，其影响范围更广、持续性更强，预计2027-2028年是成熟关键节点。2）固定资产投资补贴：可能还有针对项目投资的补贴政策，与本次应用端补贴不冲突，侧重点不同。资料来源：政府官网、中信建投n绿氢生产较典型的条件为0.24元/kwh电价、4.5kwh/Nm3、600万/5MW电解槽价格，绿氢制备成本平均水平位于16元/kg，距离煤制氢平价线（8-12元/kg）距离在4元/kg附近。但是各地、各项目的风光资源禀赋差异较大，成本建议n因此，市场化行为并非当前绿氢产业链运行的核心逻辑，产业化的底层逻辑是依赖如下两种方式（或其一）形成政策托底，方可推动氢能进入自循环的商业模式。1）通过政策补贴、碳交易、电价补偿等形式给予绿氢绿色溢价方可2）通过设定新能源非电消费比例等强制手段提供绿氢产能建设的底线。电耗（电耗（kwh/Nm3）4.2012.3312.8013.2613.7314.2014.6615.1315.6016.0716.5317.0017.4717.934.3012.1212.6013.0813.5514.0314.5114.9915.4715.9416.4216.9017.3817.8618.344.4012.3812.8713.3513.8414.3314.8215.3115.8016.2916.7817.2717.7618.2518.744.5012.1312.6313.1313.6314.1414.6415.1415.6416.1416.6417.1417.6418.1418.6419.144.6012.3812.8913.4013.9114.4314.9415.4515.9616.4716.9817.5018.0118.5219.0319.544.7012.1012.6313.1513.6714.1914.7215.2415.7616.2916.8117.3317.8518.3818.9019.4219.944.809.6712.3412.8713.4113.9414.4715.0115.5416.0816.6117.1417.6818.2118.7519.2819.8120.354.909.8512.0312.5713.1213.6614.2114.7515.3015.8416.3916.9317.4818.0218.5719.1119.6620.2020.755.0012.2512.8113.3613.9214.4815.0315.5916.1516.7017.2617.8118.3718.9319.4820.0420.6021.153.908.058.498.929.359.7912.3912.8213.2613.6914.1314.5614.9915.4315.8616.2916.734.008.238.689.129.5712.2412.6813.1313.5714.0214.4614.9115.3515.8016.2416.6917.134.108.418.879.329.7812.0612.5212.9713.4313.8814.3414.8015.2515.7116.1616.6217.0817.533.807.878.298.729.149.569.9912.1012.5212.9413.3713.7914.2114.6415.0615.4815.9016.33160.10.110.120.130.140.150.160.170.180.190.20.210.220.230.240.250.260.270.280.290.3电价(元/kwh)电解槽价格（万元/5MW)16.083206400.00420.00440.00460.00480.00500.00520.00540.00560.00580.00600.00620.00640.00电价(元/kwh)0.18.628.678.728.778.828.878.928.979.029.079.229.279.329.379.429.479.529.579.629.679.720.129.629.679.729.779.829.879.929.9710.0210.0710.1210.1710.220.1310.1210.1710.2210.2710.3210.3710.4210.4710.5210.5710.6210.6710.720.1410.6210.6710.7210.7710.8210.8710.9210.9711.0211.0711.1211.1711.220.1511.1211.1711.2211.2711.3211.3711.4211.4711.5211.5711.6211.6711.720.1611.6211.6711.7211.7711.8211.8711.9211.9712.0212.0712.1212.1712.220.1712.1212.1712.2212.2712.3212.3712.4212.4712.5212.5712.6212.6712.720.1812.6212.6712.7212.7712.8212.8712.9212.9713.0213.0713.1213.1713.220.1913.1213.1713.2213.2713.3213.3713.4213.4713.5213.5713.6213.6713.720.213.6213.6713.7213.7713.8213.8713.9213.9714.0214.0714.1214.1714.220.2114.1214.1714.2214.2714.3214.3714.4214.4714.5214.5714.6214.6714.720.2214.6214.6714.7214.7714.8214.8714.9214.9715.0215.0715.1215.1715.220.2315.1215.1715.2215.2715.3215.3715.4215.4715.5215.5715.6215.6715.720.2415.6215.6715.7215.7715.8215.8715.9215.9716.0216.0716.1216.1716.220.2516.1216.1716.2216.2816.3316.3816.4316.4816.5316.5816.6316.6816.730.2616.6316.6816.7316.7816.8316.8816.9316.9817.0317.0817.1317.1817.230.2717.1317.1817.2317.2817.3317.3817.4317.4817.5317.5817.6317.6817.730.2817.6317.6817.7317.7817.8317.8817.9317.9818.0318.0818.1318.1818.230.2918.1318.1818.2318.2818.3318.3818.4318.4818.5318.5818.6318.6818.730.318.6318.6818.7318.7818.8318.8818.9318.9819.0319.0819.1319.1819.239Part1.2国内需求端1：传统化工行业每年预计新增绿氢需求17-20万吨n2023年我国氢气需求总量3686.2万吨，同比+4.5%，石油精炼、甲醇、合成氨增长占比分别为29.6%、28.9%、27.1%为绿氢消费的前三大领域，以%%Part1.2国内需求端2：燃煤锅炉低碳化25年开始释放绿氢需求，30年有望达百万吨项目单位20202021202220232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2035E2040E2045E2050E火电装机亿kW12.4512.9713.3213.9114.6015.2815.9516.6217.2917.9618.6321.6924.4126.8729.18yoy%4.14%2.75%4.40%4.96%4.65%4.41%4.20%4.02%3.86%3.72%3.09%2.39%1.93%1.66%-煤电装机亿kW10.8011.0911.1711.6512.0012.3212.6112.8913.1613.4113.6414.4614.9815.2515.37yoy%2.69%0.73%4.27%3.02%2.64%2.42%2.22%2.05%1.89%1.75%1.17%0.70%0.36%0.15%火电新增装机亿kW0.560.520.360.660.690.680.670.670.670.670.670.610.540.490.46yoy%-7.67%-31.00%85.62%4.40%-1.60%-0.77%-0.54%-0.30%-0.08%0.15%-1.74%-2.33%-2.05%-1.19%-煤电新增装机亿kW0.400.290.080.480.350.320.300.280.260.100.050.02yoy%-26.42%-72.22%490.97%-26.37%-10.00%掺氨机组需求测算-5.85%-5.85%-5.85%-5.85%-5.85%-6.85%-8.85%-11.85%-15.85%存量机组累计掺氨改造量亿kw0.010.040.090.160.340.683.625.996.867.68yoy%207%139%82%104%103%39.59%10.63%2.76%2.28%存量机组掺氨改造累计渗透率%0.1%0.3%0.7%1.3%2.5%5.0%25.0%40.0%45.0%50.0%-对应600MW大型机组数量个2615275611460399911441281存量机组新增掺氨改造量亿kw/年0.010.030.050.070.170.350.590.480.170.16yoy%107%105%42%130%103%11%-4%-18%-1%-对应600MW大型机组数量个/年24912285898792927新增机组设计掺氨比例%(热值）10%10%10%15%15%15%35%40%45%50%掺氨机组利用小时数h4206419041754160414541304035392337943652掺氨机组NH3耗量万吨/年24.2174.21152.29318.77712.511500.4120367.0921295.1010447.038394.73yoy%207%105%109%124%111%68.48%0.90%-13.28%-4.28%-掺氨机组每年新增NH3需求万吨/年2410221649610043873348513931400yoy%107%105%112%129%102%30.98%-2.09%-16.76%0.11%掺氨机组绿氢耗量万吨/年41327561262653594375818441481yoy%207%105%109%124%111%68%1%-13%-4%-掺氨机组每年新增绿氢需求万吨/年493888177683615246247yoy%107%105%112%129%102%31%-2%-17%0%掺氨机组配套电解槽需求GW1.113.406.9914.6332.6968.84934.49977.07479.33385.17yoy%207%105%109%124%111%68%1%-13%-4%-掺氨机组每年新增电解槽需求GW1.112.294.699.9322.7646.08177.68159.8863.8964.26yoy%107%105%112%129%102%31%-2%-17%0%掺生物质机组需求测算存量机组累计掺生物质改造量亿kw0.010.040.060.130.270.682.173.003.814.61yoy%207%70%104%104%154%26.04%6.67%4.94%3.87%存量机组掺生物质改造累计渗透率%0.1%0.3%0.5%1.0%2.0%5.0%15.0%20.0%25.0%30.0%-对应600MW大型机组数量个26112245114362499636768存量机组新增掺生物质改造量亿kw/年0.010.030.030.070.140.410.306yoy%107%4%152%103%203%-6%-11%0%0%-对应600MW大型机组数量个/年24411236950282727新增机组设计掺生物质比例%(热值）10%10%10%15%15%15%35%40%45%50%掺生物质机组利用小时数h4206419041754160414541304035392337943652掺烧机组生物质耗量万吨/年237096233557150010354754272727623yoy%207%37%143%139%169%47.17%-6.14%-0.73%0.95%-掺烧组每年新增生物质需求万吨/年23474918437311271846113912271279yoy%107%4%277%103%202%10.38%-9.20%1.49%0.84%Part1.3国内需求主线3：海外绿醇需求推动本土产能释放2027年会有IMO基于市场机制的中期措施出台。），Part1.3国内需求端3：欧盟绿醇需求可达8016万吨n欧盟地区：我们基于2030年甲醇渗透率5.5%测算，届时碳排可满足FUELEUn全球：考虑全球船运油耗约2.3亿吨/年（欧盟约0.4亿吨/年，占全球约17%IMO规则发布船运脱碳将进一步拓展至全球范围，全球若达到2030年5.5%的甲醇渗透率目标，绿醇需求将扩大至3150万吨,对应设备/运营规模较欧盟地区项目单位2024E2025E2030E2035E2040E2045E2050E欧盟绿色燃料需求（以投产节奏测算新增需求，实际设备投资端需前置2-3年）①绿醇需求量475451458328457538016每年投产产能（以每五年平均计算）42365494452‘-生物质甲醇1929515945%20%20%’-电制甲醇43882153314435407%80%80%82%84%86%88%90%设备投资规模（以投产节点测算，实际投资前置2-5年）3053116气化炉投资1.1210.2022.8039.8776.0097.9285.48%77%75%77%76%75%75%74%绿氢需求量0.252.475.329.9420.2427.8525.97电解槽需求0.030.320.691.292.633.623.38电解槽投资0.343.346.9712.6324.9633.3230.14%23%25%23%24%25%25%26%运营市场规模22220554118219692614‘生物质甲醇运营规模亿元0.363.8435.9685.95170.24263.17328.44‘生物质甲醇需求量万吨0.9310.36100.00246.12501.77798.041024.273297.74‘电制甲醇运营规模亿元1.7118.09183.95468.111012.051705.492285.43‘电制甲醇需求量万吨3.7341.46449.791216.912787.364959.986996.074581.634581.634363.464363.464089.604089.603438.503438.50Part1.3国内需求主线3：欧盟长期需求空间分别1183/197万吨2024E2025E2030E2035E2040E2045E2050E②绿氨需求量万吨00011141610191183每年投产产能（以每五年平均计算）万吨000226112133电解槽投资规模（以投产节点测算，实际投资前置2-5年）亿元00绿氢需求量万吨0.000.000.0026.0597.78239.80278.42电解槽需求GW0.000.000.003.3912.7131.1736.19电解槽单价亿元/GW10.5010.4010.089.789.499.20运营市场规模亿元000531713563510.000.000.00110.72415.591019.161183.277102.804829.904105.42③绿氢需求量691701972023852032290.000.000.0018.4569.26169.86197.21求0.000.000.002.409.0022.0825.6410.5010.4010.089.789.499.208.93 运营市场规模亿元0002381189208‘绿氢需求量万吨0.000.000.0018.4569.26169.86197.21Part1.3国内需求主线3：主流船公司绿醇船舶订单陆续进入交付周期n从目前已披露的船公司订单来看，26年交付的甲醇船舶进入运营阶段，可在2025-2030年形成至少400万吨绿醇需求Part1.3国内需求主线3：目前马士基与金风科技已形成550€/吨-50万吨采购合同马士基意向采购清单2030年公司目前有两个项目正在进行中：一个位于西班牙，另一个在埃100万吨产能的潜力，但距离产出首批燃料还有数年时间。该公司的目标是到22030年公司目前有两个项目正在进行中：一个位于西班牙，另一个在埃100万吨产能的潜力，但距离产出首批燃料还有数年时间。该公司的目标是到22）垃圾气化合成气制甲醇;DCARB甲醇合成催化剂，用于丹麦卡索的甲醇工厂，该工程计划于2023年末投供应时间11醇2醇23456789州氢能产业链:上中下游协同,推动低碳化发展Part2.1产业链总体结构代Part2.2产业链总体结构n氢能产业是一个横跨能源、化工、交通、装备制造等多行业的战略性、综合性产业体系。其范畴不仅限于氢气本身的生产与使用，更涵盖了与之相关的技术研发、装备制造、基础设施建设、标准制定、金融服务等整个价值链，是培育新质生产力、构建新型能源体系的关键一环产业链价值制氢环节价值量最高，其中电解槽是绿），加注储运成本占终端氢价比重高，例如气氢运输200公里成本约10-12元/公斤。加燃料电池系统：交通领域是当前主要突破口，氢能重卡在规模化后全生命周期成本（TCO）正接近柴油车。工业应用（如冶金）市场Part2.3不同细分赛道的价值密度差异20核心分析2.液氢储运装备-盈利：毛利率普遍高于30%。-增长：直接受益于绿氢项目爆发和燃料电池汽车放量，需求增速领先全产业链。2.高压储氢瓶(Ⅲ/Ⅳ型）3.加氢站压缩机与集成4.燃料电池系统集成），化和成本控制仍有门槛。-增长：与基础设施建设节奏紧密绑定，受益于明确的政策规划和网络效应，增长确定性强。低价值密度2.长管拖车运输服务3.加氢站常规运营-壁垒：技术成熟，模式标准化，竞争激烈。-盈利：毛利率较低，受氢气价格和运营效率影响-增长：作为产业过渡期的必要环节，增长空间受氢能上游环节分析:ALK电解槽保持主流,EC提供中长期技术弹性22Part3.1上游：碱性电解槽是现阶段相对成熟的技术路线n根据电解质的不同，电解水制氢技术可分为四类，分别是碱性（ALK）电解水制氢、质子交换膜（PEM）电解水制氢、固体聚合物阴离子交换膜（AEM）电解水制氢、固体氧化物（SOEC）电解水制氢。表、制氢技术路线对比<0.81~44.5-5.5--60-80-1-40-120-------Part3.2上游：ALK电解槽原理，目前装机主流的技术路线23n碱性电解水技术(AWE/ALK)，以30%(质量比)KOH(目前主流)或26%NaOH的水溶液为电解质，用隔膜(PPS膜或复合膜)将阴阳两极分离开，对两个金属(合金)电极通直流电、水分子分解生成氢气和氧气。在直流电作用下，1）阴极氢析出反应(HER)：4H2O+4e−=2H2↑+4OH−：水分子被分解为氢离子H+和氢氧根离子OH-，其中H+得到电子生成氢原子、并进一步生成2)阳极氧析出反应(OER)：4OH−=2H2O+4e-+O2↑：OH-则在电场作用下穿过多孔隔膜到达阳极、进而失去电子生成水分子H2O和氧分子O2。24 nPEM电解水技术是将水分子电离为OH−和H+、通过质子交换膜(PEM膜)传输H+，生成氢气、氧气和可循环使用的水，不需要添加液体电解质，可以避免ALK使用强碱性液体电解质，实现洁净排放。由于PEM槽的阳极处于强酸性和高电压环境、阴极处于强碱性环境，阳极的非贵金属容易被腐蚀、并容易与PEM膜中的磺酸根离子结合进而降低H+传导能力，因此更依赖难加工的钛合金和铂、钯、钌、铱等贵金属。1）阴极氢析出反应(HER)：4H++4e−=2H2↑2)阳极氧析出反应(OER)：2H2O=4H++4e−+O2↑资料来源：IRENA，中信建投25Part3.2AEM电解槽原理：有望成为最具发展潜力的可再生能源制氢技术nAEM电解水技术基于ALK和PEM制氢技术发展起来。AEM制氢使用纯水或低浓度碱液作为电解质，水由阳极穿过AEM膜渗透到阴极，在阴极发生析氢反应产生OH_和H2，OH_穿过AEM膜传导到阳极，并在阳极发生析氧反应。AEM电解槽与PEM电解槽结构相似，电解小室主要由阴离子交换膜、催化剂层、气体扩散层和双极板组成。AEM与PEM都可以实现高压制氢，以及实现动态响应，但AEM相较于PEM成本更低，主要体现在:1)在弱碱性条件下工作，AEM可以使用价格低廉的非贵金属催化剂。2）AEM、多孔传输层、双极板的成本均低于PEM中的同类部件1）阴极氢析出反应(HER)：4H2O+4e_=2H2↑+4OH_2)阳极氧析出反应(OER)：4OH_=2H2O+4e-+指标研发重点电压范围(V)电催化剂工作温度(C)膜、电催化剂电池压力(MPa)膜正常电流密度(A/cm2)膜、电催化剂电堆产氢功耗(KWh/Kg)电催化剂、膜系统产氢功耗(KWh/Kg)氢厂平衡负载范围膜电解效率电催化剂H,纯度膜电堆生命周期(h)膜、电极≧1MW电堆成本(USD/KW)未知膜电极≦10MW系统成本(USD/KW)未知整流器26nSOEC原理是在高温条件(600-1000°C)下电解水制氢，按传导电荷的不同，可以分为氧离子传导型和质子传导型。质子传导型SOEC在阳极侧供给高温水蒸气并发生氧化反应、水分子失去电子后生成氧气和质子，质子通过电解质传导到达阴极后发生还原反应、在阴极处生成氢气；氧离子传导型SOEC从阴极侧供给水蒸气、水分子在得到电子后生成氢气、并电离出氧离子，氧离子经过电解质传导至阳极后，经氧化形成氧气。本质区别在于：ALK和PEM完全依靠电能拆开氢氧键，SOEC依靠热能+电能拆开氢氧键。n质子传导型：1）阳极氧析出反应(OER)：2H2O（g)=4H++4e_+O2↑2)阴极氢析出反应(HER)：4H++4e_=2H2↑n氧离子传导型：1）阳极氧析出反应(OER)：2O2_=4e_+O2↑Part3.3上游：ALK系统成本拆分，电解槽是核心，双极板、电极、隔膜价值分配占优资料来源：IRENA，BNEF，中信建投项目项目单位2021202220232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2035E2040E2045E2050E2055E2060E电解槽成本拆分电解槽成本极板成本极板成本元/kw%极框成本元/kw电极成本元/kw%隔膜成本元/kw密封垫圈/螺栓等成本密封垫圈/螺栓等成本元/kw制造成本元/kw端压板成本元/kw电解槽附件系统成本拆分附件系统成本-电气设备元/kw%-气液分离框架元/kw-干燥纯化框架元/kw28Part3.32上游：PEM电解槽瓶颈之一为受制于催化剂供给n现阶段PEM电解槽Ir用量约为500kg/GW，预计2035年/2050年用量有望降低至225/35kg/GW，当前全球Ir金属产量约为7~7.5t/年，若不增加供应，24/35/50年的技术水平下可支持15/33/213GW电解槽需求，仅可支持2050年全球装机的20%。nPEM电解槽的关键金属由少数国家主导，南非供应全球70%以上的Pt以及超过全球85%的Ir，PEM电解槽的发展将与上游原材料的主要供______项目单位2020年(IRENA)A/cm2A/cm2//电压V电压V1.50mg/cm23.501.000.2-0.4// kg/GW1166.67mgmg/cm21.500.4-0.60.50// kg/GWkg/GW750.005mg/cm2mg/cm2全球装机GW全球装机GW//1.676Ir需求量t//Pt需求量Pt需求量t//0.819Pt系金属需求量t//1.636277.5吨7.5吨Ir支持全球装机 资料来源：IRENA，BNEF，中信建投项目项目单位2021202220232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2035E2040E2045E2050E2055E2060E电解槽成本拆分电解槽成本极板成本极板成本MEA成本PEM成本催化剂成本GDL成本密封垫圈/螺栓等成本端压板成本制造成本电解槽附件系统成本拆分附件系统售价-电气设备-气液分离框架-干燥纯化框架Part3.3上游：ALK电解槽优势在产业化过程中被进一步放大，继续保持30n装机结构：24年以来ALK占比继续提升，依然是电解槽装机的主流趋势，主要系：随着装机规模化演进，2）ALK的单体规模可达到2000-3000Nm3/h,PEM目前成熟产品规模一般位于200-500Nm3/h,ALK更适配规模化绿氢项目。2024ALKAEM2023ALKALKAEM3124年电解槽市场价格趋势判断：通过能建24年电解槽招标入围短名单供应商的报价计算，碱性电解槽报价范围位于627.6万元~726万元，均价为682.75万元，相较于23年绿氢项目电解槽招标均价738万元，同比下滑55万元。内蒙古圣元项目：从招标预算来看，制氢系统总预算1.25E，对应70MW（合5MW电解槽14套）电解槽需求，则单套制氢系统预算为893W。该价格高于能建短名单价格上限，预计主要为招标范围未形成标准化，项目之间存在差异性，该项目可能包含除核心装置外的其余设备。多拖一（不含电气系统）注液系统单套均摊电气系统多拖一降本单台套预期价格（不含电气系统）实际中标价格多拖一（不含电气系统）注液系统单套均摊电气系统多拖一降本单台套预期价格（不含电气系统）实际中标价格40020009008007006005004003002000Part3.4上游：电解槽24年招标价格下毛利率位于15-20%，短期承压32n我们基于ALK电解槽系统组件自下而上成本拆分认为：1）在当前多拖1的集成方案下，附件系统成本得到有效均摊，项目单位2021202220232024E系统成本拆分电解槽系统成本万元/套590586580535-电解槽系统成本元/kw1179117111591070电解槽系统售价电解槽系统售价万元/套907837725645-电解槽系统成本元/kw1815167314491289%35%30%20%电解槽成本拆分电解槽成本万元432431430390%73%74%74%73%电解槽售价电解槽售价万元/套665616537469%35%30%20%电解槽附件系统成本拆分附件系统售价万元/套%27%26%26%27%-电气设备-电气设备万元/套98959188%-气液分离框架万元/套30302929%5%5%5%5%-干燥纯化框架-干燥纯化框架万元/套30302929%5%5%5%5%氢能中游环节分析:高压储氢短期主导,管道输氢是长距离规模化关键Part4.1储氢方式：高压气态是目前重点发展的储氢方式，在较长时间内将占主导地位34储氢方式储氢方式氢含有率/%wt沸点℃体积储氢密度/kg/m3质量储氢密度/%wt储氢原理储氢容器/材料瓶颈现状高压气态储氢技术的发展主要取决于压力容器的技术水平借助增压设备对常温常压气态氢加压提高氢分子的聚集密度和压力，减小氢气体积、增大单位体积储氢量的一高压气态储氢技术的发展主要取决于压力容器的技术水平借助增压设备对常温常压气态氢加压提高氢分子的聚集密度和压力，减小氢气体积、增大单位体积储氢量的一种储氢技术。1）制氢厂、加氢站内的固定式高压储氢容器主要有高缝氢气钢瓶、全多层高压储氢容器及纤维全缠绕高压储氢容器；2）移动式高压储氢容器分为长管拖车、车载储氢瓶压缩氢(20MPa)100.0%-252.9高压常温气态储氢是目前发展最成熟、最常用的储氢技术，也是现阶段中国重点发展的储氢方式，在较长时间内将占据氢能储存的主导地位压缩氢(35MPa)压缩氢(50MPa)压缩氢(70MPa))100.0%100.0%100.0%高压常温气态储氢是目前发展最成熟、最常用的储氢技术，也是现阶段中国重点发展的储氢方式，在较长时间内将占据氢能储存的主导地位压缩氢(35MPa)压缩氢(50MPa)压缩氢(70MPa))100.0%100.0%100.0%-252.9-252.9-252.945.062.94.50%5.00%7.80%在液氢储存容器结构方面，球形液氢储罐由于具有最小的在液氢储存容器结构方面，球形液氢储罐由于具有最小的前中国尚无球形液氢储罐的设计和建造标准。在液氢储存容器材料方面，目前中国标准对于奥氏体不锈钢的最低设计温度通常为-196℃无法满足低温液氢储罐的设计温度要低温液态储氢技术在航空航天领域应用较成熟，在民低温液态储氢技术主要应用于液氢储氢型加氢站及氢液化工厂，中国在液氢民用领域尚处于起步阶段，对于大规模、远距离氢能储运具有显著优势。氢气液化能耗较高且长期存放容易蒸发损失，因此需要绝热性能良好的储存容器。低温液态储氢是一种将氢气液化后储存在低温绝热容器中的技术。液氢具有高储氢密度的优势。液态氢100.0%5.00%-25370.0有机液体12.5%常温为液态60.05.60%有机液体储氢是借助不饱和有机液体可在常温常压下稳定储存，可利用罐车、管道等传统石油基础设施进行运输和加注。液态有机氢载体是有机液体储氢技术的核心，理论上含有不饱和键的有机物都可以作为储氢介质，但受储氢密度、催化剂、脱氢反应条件、可重复利用性、节能环保等因素氢密度较高且研究广泛，吩嗪的稳定性高且可由生物质提供，咔唑锂、苯酚钠等离子化合物相比于普通环状化合物脱氢反应焓较低。有机液体储氢技术距离大规模商业化应用存在以下难题：①有机液体多次循环使用后，尤其在高温脱氢过程中环链需进一步延长有机液体循环使用寿命。②有机液体氢化物脱氢时吸收大量热量、能耗高，脱氢装置技术要求高、价格昂贵。③脱氢反应效率较低，发生副反应导致氢气纯度不高，且催化剂容易在高温下结焦失活。提高液态有机储氢载体在低温下的加/脱氢效率，是该技术从试验阶段走向产业化应用的关键挑战。同时由于脱氢过程需消耗约30%的能量，并在全生命周期中产生碳排放，因此，有机液体储氢能否成为长距离运输的有待进一步验证12.5%64.880.011.25%二氧化碳氢化制甲醇技术普遍存在一些问题，包括转化率低、选择性差、生产成本高等；甲醇制氢主要有甲醇裂解制氢和重整制氢2种技术路线，均较为成熟，但从甲醇中提取氢气的做法仍受制于一些技术挑战，包括分解过程中重整制氢需要高温高压环境，对设备的耐久性提出了更高要求“甲醇—氢”能源体系仍处于小规模示范阶段，二氧化碳氢化制甲醇技术也处于试验阶段到达目的地后通过甲醇裂解等方式释放氢气。相较于液氢，甲醇的生产和运输成本更低，化学稳定性更高。通过甲醇槽罐车运输17.6%-33.487.115.88%液氨可在标准大气压和400℃的条件下虽然合成氨工业相对成熟，但其生产工艺能源消耗大。同时，传统的液氨分解制氢需要较高的反应温度，这是大规模“氨—氢”转化的制约因素之一。因此，为实现绿氨的低温高压合成与分解，降低能源消耗，研发高效的多相催化剂（钌基催化剂、镍基催化剂等）已成为当务之急。处于小规模示范阶段分解，重新释放出氢气。液氨分解的催化剂主要有钌、铁、钴和镍等，其优势是氨气的液化温度（–33℃)远低于氢气的液化温度通过液氨槽罐车运输7.7%常温为固态45.03.00%等优势储氢材料分为物理吸附储氢材料、金属（或合金）氢化物储氢材料及其他储氢材料。金属氢化物储氢材料因其原料丰富易得、储氢密度较大、储存氢条件相对温和且调节范围宽等优点，目前商业化前景最好。稀土镍系（AB5型）、镁系（A2B钛系（AB型）、钒系（BCC结构）及锆系（是研究较多的金属氢化物储氢材料。固态储氢材料吸氢时放出热量、放氢时吸收热量，因此固态储氢容器的换热性罐式、蜂窝结构换热以及仿生结构换热等多种形式固态储氢技术要实现产业化还需在以下方面取得展：①研发储氢密度大、成本低、使用条件温和、循环寿命长的固态储氢材料。②单体大容量固态储氢设备设计制造技术。③快速吸放氢技术。吸放氢速率慢是阻碍固态储氢技术商业化发展的重要因素。技术工艺、配套设备仍处于起步阶段。Part4.2输氢方式：管道运输是解决长距离运输的有效途径输氢方式储氢压力/MPa运送规模运输半径/km运输设备现状长管拖车输送20500kg级别500km以内氢气长管拖车具有灵活机动、方便快捷、运输效氢气长管拖车是由大容积钢制无缝气瓶通过框架率高等优势，与走行装置或直接与走行装置固定在一起而组成是目前输送技术最成熟、使用最广泛的高压氢气的高压气氢运输设备。氢气长管拖车的储氢空间输送方式。2020年，中国科技部将“公路运输一般由6~10个压力15~35MPa、容积10~30m3的无缝高压气瓶组成，可充装氢气3500~4500m3。用高压、大容量管束集装箱氢气储存技术”重点专项，要求公称工作压力不小于50MPa，质量储氢密度不小于5.5%液氢常压10-100万吨级别100-1000km级别液氢输送主要分为陆运、海运、管道运输。液氢陆运最常用的工具为液氢槽车，常配有水平放置的圆筒形低温绝热储罐，目前商用液氢储罐容量一般为65m3，可容纳4000kg液氢；陆运除采用液氢槽车外，还可采用深冷铁路槽车，其适合长距离运输且输量大、经济性好，单罐液氢容量可达100m3，目前国内外仅有极少数的液氢铁路运输专线，中国的液氢铁路运输专线主要用于为卫星发射中心提供液氢燃料；长距离、大容量液氢可通过专用船舶进行海运。液氢还可通过管道进行输送，对管路的绝热性能要求高，只适合短距离输送，目前主要用于航天领域和液氢加氢站内部管道。管道输送-掺氢管道≤4MPa10-100万吨级别10-100万吨级别1000km级别1000km级别可依托现有天然气管道降低输配系统建设投入管道掺氢输送及随动掺氢技术已基本成熟，但仍需进一步明确下游用户的适应范围并开展安全性分析。大流量掺混系统的工程示范数据不足，大流量掺混工艺与装置有待进一步研发>4MPa干线管道核心设备如压缩机、管道材料与氢气的相容性尚未明确掺氢天然气除了直接燃烧利用，还可分离提纯后利用纯氢，需发展适用于掺氢天然气管道输送系干线管道核心设备如压缩机、管道材料与氢气的相容性尚未明确管道输送-纯氢管道≤4MPa氢气管道建设成本是天然气管道造价的2~3倍，成本高的主要原因是需要使用抗氢脆钢材、氢气专用压缩机、氢气专用计量仪表、密封性更好的阀门及管件等。中国氢气工业管道、专用管道总里程超过300km但氢气长输管道建设较滞后，在役管道总里程不足100km。预计到2030年，中国纯氢管道总里程将超过3000km，这对解决氢气运输难题、形成区域氢气骨干管网具有重要意义>4>4MPaPart4.3输氢经济性测算：管道运输是解决长距离运输的有效途径n长管拖车：受制于运输成本的限制，长管拖车的运输半径一般小于200km（成本约为10元/kg与当前制氢环节成本接近。n液氢：固定成本较高（液化但运输成本与距离的敏感性最低，适合远洋运输n管道：解决200km以上半径的大规模运输需求的最佳方式n掺氢：考虑下游若以纯氢方式使用则涉及到氢气的分离提纯成本（掺氢比例越高分离成本越低显著增加运输成本，因此当前下游以掺氢直接使用为主0长管拖车液氢槽车氢气管道掺氢管道（10%）掺氢管道（20%）Part4.4掺氢经济性测算：高天然气价地区掺氢具备经济性37以目前民用天然气2.5-3.5元/Nm3的价格计算，相同热值下掺氢天然气实现与天然气平价对应的氢气价格约为10-14元/kg，因此天然气价格较高的地区目前可实现初步平价当氢气价格达到10元/kg时，掺氢10-30%分别可实现降本1-4%掺氢平价的氢气价格/元/kg25.020.015.010.05.00.01.01.52.02.53.03.54.04.55.0天然气价格/元/Nm3降本幅度/%降本幅度/%13元/kgH212元/kgH211元/kgH210元/kgH20%5%10%15%20%25%30%35%40%掺氢比例%0%-1%-2%-3%-4%-5%-6%Part4.5国内纯氢管道建设进入启动期项目名称起点终点相关方类型投资额/亿年输氢量/万项目周期项目周期通辽中低压纯氢与掺氢燃气管道输送及其应用关键技术研发项目在建甘旗卡综合站创业路通辽市隆圣峰天然气有限公司纯氢/掺氢4.7达茂工业区输氢管道在建水库地区/中石油中国石油天然气管道工程有限公司混氢管道159.1159.110.0010.00乌海—呼和浩特输氢管道在建乌海蓝氢基地呼和浩特中石油中国石油天然气管道工程有限公司、内蒙古科学技术研究院、中太纯氢管道（苏州）氢能源科技有限公司500.0扎鲁特旗—乌兰浩特氢混天然气长输管道在建扎鲁特旗乌兰浩特昆仑氢能有限公司、兴安盟吉通天然气有限公司混氢管道230.0230.0甘旗卡综合站纯氢与掺氢燃气管道在建甘旗卡综合站创业路通辽市隆盛峰天然气有限公司掺氢4.74.94玉门油田水电厂氢气输送管道/玉门炼厂氢气加注站中石油中国石油天然气管道工程有限公司纯氢管道5.85.82022-08陕宁一线掺氢示范项目//中石油中国石油天然气管道工程有限公司混氢管道97.015.902021宁东天然气掺氢降碳示范化工程宁夏银川宁东天然气掺氢管道示范平台中石油中国石油天然气管道工程有限公司掺氢7.47.417.8017.802022-08朝阳天然气掺氢示范工程辽宁省朝阳市/国家电投混氢管道2019山东100km纯氢管网示范项目在建//中石油中国石油天然气管道工程有限公司纯氢管道100.0100.0济源—洛阳输氢管道济源工业园区氢气首站吉利区洛阳石化末站中石油中国石油天然气管道工程有限公司纯氢管道25.010.042015-08宝钢无取向硅钢产品结构优化标段三项目输氢管道热十一路纬四路五延路护厂河路上海宝冶冶金工程公司纯氢管道4.04.02022-11金陵—扬子氢气管道金陵扬子金陵石化纯氢管道32.04.002008巴陵石化纯氢管道42.042.04.424.42广东海底掺氢管道在建雷州分输站东海岛湛江钢铁末站中石油中国石油天然气管道工程有限公司混氢管道55.0湖北省大冶市绿电绿氢制储加用一体化氢能矿场综合建设项目在建//湖北光谷东国有资本投资运营集团有限公司50.050.02023-03道项目项目获批旭阳集团纯氢管道在建395.4823.21项目获批石家庄市鹿泉区石井石家庄市鹿泉区经开区中国电科十三所信息产乡鹿泉制氢基地（一期）和普兴电子二厂（二期）49.5施工中标//纯氢管道陕西氢能30GW新能源制绿氢输氢管道（一期）设计中标陕西氢能产业发展有限公司项目启动972.7972.761.07输氢管道）项目启动司，中石化新星（内蒙古）西氢东送新能源有限公司（中石化京蒙输氢管纯氢管道在建掺氢管道38西安-渭南-韩城城际氢能廊道示范项目设备招标西安韩城陕西煤业新型能源科技股份有限公司38氢能下游环节分析:交通示范先行,工业替代和绿色燃料贡献长期空间40Part5.1下游：燃料电池技术路线，PEMFC应用最为广泛n燃料电池是一种将燃料与氧化物原本通过燃烧反应的化学能直接转化成电能的装置，根据电解质的不同，可将其分为多种燃料电池类型。n燃料电池的技术路线可分为如下五种：）：）：）：）：）：41Part5.2应用场景：质子交换膜电池(PEMFC)，适用于汽车应用质子交换膜燃料电池又称聚合物电解质膜燃料电池，使用固体聚合物作为电解质，并使用含有铂或铂合金催化剂的多孔碳电极。与其他燃料电池相比，质子交换膜燃料电池具有功率密度高、重量轻、体积小等优点，同时电池的工作温度较低，一般在80°C左右；但由于使用铂金做催化，导致其成本较高，且对燃料纯净度要求较高。质子交换膜燃料电池只需要氢气、空气中的氧气和水即可工作，其正负极化学反应方程式为：正极：O2+4e+4H(+)=2H2O；负极：H2-2e=2H(+)。质子交换膜燃料电池主要用于运输应用，尤其适用于汽车应用，如轿车、公共汽车和重型卡车。资料来源：《EffectsofClampingForceontheOperati42Part5.2应用场景：固体氧化物燃料电池(SOFC)转化效率高，发电应用方向潜力大n固体氧化物燃料电池是一种在中高温下直接将储存在燃料和氧化剂中的被普遍认为是在未来会与质子交换膜燃料电池一样得到广泛普及应用的一种燃料电池。n固体氧化物燃料电池具备高效率、无污染、全固态且不需要使用贵金属催化剂，不存在对漏液、腐蚀的管理n固体氧化物燃料电池的缺点是升温慢，启动时间较长，需要60-200分钟才能启动，且因为使用稀土等贵重材料，因此成本较高。fuelcell》，中信建投资料来源：《ComprehensiveAnalysisofSolidOxideFuelMechanism,Prediction,andOptimizationStudies》，中信建投Part5.2应用场景：熔融碳酸盐燃料电池(MCFC)具备效率和成本优势43n熔融碳酸盐燃料电池是一种高温燃料电池，燃料由水和化石燃料产生的氢气和一氧化碳混合物组成，电解质为熔融碳酸锂钾。n熔融碳酸盐燃料电池能显著提高效率，降低成本，与涡轮机配合使用时效率可接近65%，且不需要外部重整器来将天然气和沼气等燃且电池高温电解液有腐蚀性，会让电池加速老化，因此电池寿命都相对较短。n熔融碳酸盐燃料电池反应方程式：阳极：2H2+2CO3(2-)=2CO2+2H2O+4e(-)；阴极：O2+2CO2+4e(-)=2CO3(2-)。表、MCFC工作原理FuelCell》，中信建投资料来源：JRCPublicationsRepositor44 磷酸燃料电池是一种将液态磷酸作为电解液的电池，它被包裹在碳化硅基体中，并由聚四氟乙烯键(PTFE)合而成。PAFC通常被称为“第一代”现代燃料电池，被认为是最成熟的电池类型之一。磷酸燃料电池的工作温度要比质子交换膜燃料电池和碱性燃料电池的工作温度略高，约在150℃-200℃左右，但仍需电极上的铂催化剂来加速反应。其阳极/阴极反应与质子交换膜燃料电池相同，不过由于其工作温度较高，所以阴极反应速度比质子交换膜燃料电池的阴极反应速度更快。磷酸燃料电池反应方程式：正极：O2+4e+4H(+)=2H2O；负极：H2-2e=2H(+)。表、PAFC工作原理图45Part5.2应用场景：碱性燃料电池(AFC)性能和寿命有待提升n碱性燃料电池的电解质是氢氧化钠或氢氧化钾水溶液，燃料是氢气，氧化剂是氧气），n碱性燃料电池的工作温度一般处于50°C—100°C之间，与传统PEM燃料电池类似，但使用碱性膜而非酸性膜。碱性燃料电池电化学反应速度快，所以性能优异，但容易受到空气中二氧化碳的毒害，会导致电池内部形成碳酸盐，这会极大影响电池的性能和寿命。表、AFC工作原理图Part5.3终端：燃料电池车上下游产业链一览n燃料电池汽车产业链长、参与方众多，燃料电池系统位于产业链的中游。中游燃料电池发动机主要包括电堆及其核心部件、辅助系统等，上游参与者主要为核心材料及关键部件生产商，行业下游燃料电池最主要的应用场景是燃料电池汽车，下游参与者主要为整车厂4646Part5.4PEMFC价值分配，电堆为核心，MEA、双极板价值量占比高47Part5.5平价：燃料电池重卡替代柴油重卡长期存在经济性优势n传统柴油车（ICV）、燃料电池车TCO的差异主要体现在购置成本、使用成本、维护成本、残值n现阶段，在补贴政策扶持下，31t燃料电池重卡与传统燃油车仍存在成本差异，但是部分氢气价格优势地区（25元/k