近日，海通国际发布研究报告称，电解水制氢可以满足储能对于长周期、大规模、高能量的要求，是未来储能的一种重要解决方案。电解水制氢技术路线多元，发展迅速，有望得到大规模应用。此外，近年来，煤和天然气价格处于高位，灰氢和蓝氢生产成本较高，随风光发电度电成本及电解槽成本下降，AWE和PEM电解水制氢生产成本有望进一步压缩。2023年，中国风光装机量有望达到80GW和140GW，电解水制氢储能需求上涨;叠加风光发电度电成本下降，电解水制氢成本有望进一步降低。

海通国际主要观点如下：

电解水制氢可以满足储能对于长周期、大规模、高能量的要求，是未来储能的一种重要解决方案。

随着我国大力提升绿电占比以实现能源绿色低碳转型发展，电力系统对灵活性的要求使得大规模与长时储能的需求增加。储能技术分为热储能、电储能和氢储能，其中，抽水蓄能和电化学储能是最常用的两种方式，但两者目前仍存在诸多问题。电化学储能存在安全性较差、资源紧缺、实际有效的储能效率较低、配储时长短等问题。抽水蓄能存在水资源地理分配不均、投资回收期长等缺点。对比来看，氢储能最大的优势在于可以实现长时储能。在新能源消纳方面，氢储能在放电时间(小时至季度)和容量规模(百吉瓦级别)上的优势比其他储能明显。采用化学链储氢，转化效率可达到约70%，储能时长可以年计;采用固态储氢、有机液态储氢，储能时长可按月计。

此外，氢储能具有突破地理限制、经济性强、储运方式灵活、液态氢能量密度大等特点。根据长时储能委员会lDES与麦肯锡于2021年11月合作发布报告《Net-zero power: Long duration energy storage for a renewable grid》，2040年，长时储能累计装机将达1.5-2.5TW，代表着85–140TWh的储能量，存储10%的发电量，累计带动投资1.5-3万亿美元。根据HydrogenCouncil，当可再生能源份额达到60%~70%以上时，对氢储能的需求会呈现出指数增长势态。该行认为，氢储能在能量维度、时间维度和空间维度上具有突出优势，可在新型电力系统建设中发挥重要作用。

电解水制氢技术路线多元，发展迅速，有望得到大规模应用。

利用化石能源(天然气、煤炭、石油等)产生的氢气称为灰氢。灰氢虽然生产成本低，但是碳排放高，目前制1kg的灰氢需要排放20kg的二氧化碳。蓝氢指工业副产氢，目前主要的生产方式是焦炉煤气制氢、氯碱化工制氢、烷烃脱氢等方式。绿氢通过电解水制氢产生，其生产的过程几乎不涉及碳排放。电解水制氢主要有碱性水电解(AWE)、质子交换膜水电解(PEM)、阴离子交换膜水电解(AEM)以及固体氧化物水电解(SOEC)四种技术路线。其中，AWE和PEM的市场化程度较高，AEM和SOEC距离大规模生产还有较长的距离。AWE的优势在于设备成本低，技术成熟，已经实现产业化应用，同时国内技术水平在全球处于第一梯队。PEM相对于其他两种技术的优势在于：设备稳定性和寿命好，反应效率高、能源转化效率高，与波动性、随机性大的风光具有良好适配性，可以做到毫秒级的响应(AWE为分钟级响应)。PEM的劣势在于其设备成本远高于AWE，国内技术水平较国外落后。

政策端，2022年3月，发改委发布《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》，规划提出，到2025年，可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳减排100-200万吨/年;到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系;到2035年，形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。据不完全统计，今年前三季度，我国各地上马绿氢项目达40多个，主要分布在内蒙古、河北、宁夏、甘肃、新疆等风光资源丰富的地区。技术加速迭代叠加政策有力支持，未来绿氢的规模有望进一步扩大。

近年来，煤和天然气价格处于高位，灰氢和蓝氢生产成本较高，随风光发电度电成本及电解槽成本下降，AWE和PEM电解水制氢生产成本有望进一步压缩。

经该行测算，在天然气价格4.0元/立方米(不含税，下同)时，天然气制氢成本为1.64元/立方米;煤炭价格为450元/吨时，煤制氢成本为0.87元/立方米。根据工业用电价格约为0.56元/kWh，光伏发电度电成本为0.3元/kWh，海风发电度电成本为0.4元/kWh，陆风发电度电成本为0.1元/kWh，对应电耗成本分别为2.8元、1.5元、2元、0.5元，假设1000Nm3/h的碱性电解槽和PEM电解槽成本分别为850万元和3000万元，对应碱性电解槽制氢气成本分别为3.47、2.17、2.67、1.17元/Nm3，PEM制氢成本为4.28、3.11、3.56、2.21元/Nm3。其中，对于碱性电解水制氢，其电解槽价格稳定，技术成熟，电耗成本占比较高，超过80%。碱性电解槽在年工作时长2000小时，并使用陆上风电发电时，其制氢成本已经低于天然气制氢成本;对于PEM电解水制氢，其电解槽成本较高，随技术进一步成熟，电解槽成本下降，其成本有望低于当前主流碱性电解槽制氢成本。该行认为，随度电成本和电解槽成本降低及电解槽工作时间延长，电解水制氢将凸显价格优势。

碳中和背景下，各国计划推出碳税和碳交易体系，电解水制氢环境效益凸显。

从20世纪90年代以来，芬兰、瑞典等欧洲国家首先开始实施碳税政策，目前全球已经有27个国家推出碳税计划。当前欧盟和美国等纷纷着手制定谈便捷调整计划。欧盟议会和理事会已于2022年12月表决通过碳边境调节机制(CBAM)，将于2023年10月开始实施，对进口产品引入碳价格。根据碳交易网,美国《清洁竞争法案》(CCA)采用政府定价机制，碳税起始价格为55美元/吨，预计最早于2023年完成立法。中国于2013年以来，相继在深圳等八个试点省市启动碳排放交易市场，并于2021年启动全国碳市场，不断完善碳定价政策。随着各国碳税政策和碳交易体系的不断完善，传统化石能源制氢相关行业被纳入碳交易体系，将有助于引导高碳排放制氢工艺向绿色制氢工艺转变，电解水制氢的环境效益将逐渐凸显。

2023年，中国风光装机量有望达到80GW和140GW，电解水制氢储能需求上涨;叠加风光发电度电成本下降，电解水制氢成本有望进一步降低。

风电光伏装机量攀升：2023年，风机原材料成本回落，交付价格下降，叠加海上风电需求放量，2023年中国风电装机量有望达到80GW;光伏上游硅料、硅片价格熔断式下跌，全产业链价格下降，将刺激光伏装机需求释放，2023年全球光伏新增装机量有望达到350GW，中国光伏新增装机量有望达到140GW。绿电装机速度超过电网消纳能力增速，加大储能比例成为趋势。电化学制氢适合长周期和大规模储能，随着风电光伏电站对于灵活性资源的需求快速上涨，电化学制氢储能需求提升。风电光伏的度电成本逐渐降低：2021年陆上风电度电成本最低已达到0.1元/度，海上风电度电成本约为0.4元/度，光伏发电度电成本已下降至0.3元/度。随着技术的不断推进，风光发电度电成本有望进一步下降，电解水制氢的成本有望进一步降低。

中国本土电解水制氢设备供应商充分受益，碱性电解槽产品占主流，PEM电解槽国产化率较低。

碱性电解槽国产化程度高，市场占比超过97%：碱性电解水技术和设备制造方面，国内技术水平与国外相近，拥有完全自主知识的设备制造和工艺集成能力，市场占比较高，2022年中国电解水制氢电解槽出货量约800MW，碱性电解槽出货量为776MW，占比超过97%。本土供应商纷纷布局碱性电解槽设备，其中隆基氢能、中船派瑞氢能和考克利尔竞立为全国前三，CR3市占率超过80%。国内厂商纷纷较快研发及发布1000Nm3/h及以上的碱性水电解制氢设备，并纷纷扩充产能。如隆基氢能2022年底已具备1.5GW电解水制氢设备产能，公司预计2025年产能将达到5GW。

本土供应商加速布局PEM电解槽，技术储备仍落后于海外顶尖供应商，关键零部件国产化程度低：以上海电气、中国石化为代表的央企国企和以康明斯、阳光电源为代表的头部供应商纷纷布局PEM电解槽和PEM制氢项目。当前，中国PEM技术储备仍落后于海外顶尖供应商，美国的ProtonOnsite及Giner等公司PEM电解槽已经实现400Nm3/h产氢量，而中国PEM电解槽最大制氢速率为200Nm3/h，400Nm3/h的设备仍在试验阶段。此外，PEM的两大关键部件——催化剂和质子交换膜，国产化程度较低，主要依赖进口。电催化剂主要使用铂和铱，主要从南非、南美等地进口，且本土供应商制作工艺劣于TKK等外国供应商。质子交换膜制备工艺复杂，长期被科慕、陶氏、旭硝子、戈尔等日美公司垄断，国内供应商如科润新材料、东岳集团及泛亚微透正逐步进入相关领域，但产品仍存在一定差距。

国内碱性电解槽产能逐步扩张，碱性电解槽设备成本已普遍降至1500～2000元/kw，该行预计2023年碱性电解槽设备出海竞争力有望进一步提升。

欧洲方面，根据欧洲REPowerEU计划，2030年欧洲绿氢需求2000万吨，中国碱性电解槽系统成本优势明显，龙头企业已经实现出口。中东方面，两国领导人共同出席了共建“一带一路”、司法、教育、氢能、投资、住房等领域合作文件文本交换仪式。南亚地区，中国船舶集团第七一八研究所下属中船派瑞氢能公司近期同巴基斯坦客户签订柜式PEM制氢设备供货合同。该行认为，随全球范围对绿氢的需求量加大，制氢设备的需求量持续增加，中国碱性电解槽设备具有成本优势，2023年相关企业有望加速出海。