氢能为什么突然站上赛道风口？
在清洁能源领域，水电起步最早，风电、光电近年直追，且已在2021年实现平价上网。不过，受自然条件约束，三者的供电量并不均衡，地域分布也不均衡。
这导致，发电高峰时难以消纳已发电量，中国每年可再生能源发电的弃电量约达1000亿千瓦时，造成浪费。同时，国内光电、风电多产自资源丰富的中西部，需要以特高压的方式输送到缺电的长三角、珠三角等地，抬升了成本。
电力结构性供需失衡，已成为经济高质量发展中的难题，西电东输、东数西算都是电力再平衡的过渡策略。
提供新能源电力使用效能，则需储能，当新能源在电力大盘中的份额达到60%-70%时，其对储能的需求会指数级增长。
而氢能被认为是长周期、大规模储能的主流方式。光伏和风能基地可以利用“弃电”电解水制氢，保存冗余电力，需要时再把氢气转化为电能。
其中，电解水制氢的过程是，在充满电解液的电解槽中通入直流电，水分子会在电极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气。而氢气转化为电能，则是电解水制氢的逆反应，即氢气与氧气（或空气）在燃料电池系统中发生非燃烧的电化学反应，生成水并释放出电能。所以，电氢转换的核心技术，在于燃料电池、电解槽两大部件，这也是当前中国氢能产业“卡脖子”所在。
虽然氢能并非直接取自自然界，属于二次能源，但由于其生产不受地域、季节限制，可以在风、光、水等资源短缺地区布局，可推动分布式能源发展。同时，氢储能可以发挥与锂电的差异化优势，助力电网“调峰调谷”，增强能源体系的灵活性和稳定性。
目前，中国储能领域，电储能占比超过96%，其中90%为锂电储能、6%为铅蓄电池储能。但是，电储能更适合短周期、近距离使用，作为化学储能方式的氢储能，能量密度大、充放电周期短、可运载距离长，便于长周期、大规模存储。据高工氢能统计，2021 年中国的氢储能装机量约为1.5MW，渗透率不足0.1%，预计2030 年装机量将达到1518MW，增长空间巨大。因此，业界普遍认为，“风光水电+氢储能”一体化，并与智能电网协同发展，可以助推能源变革。
除了储能和电力，氢能在交通、工业领域的应用场景也相当广阔。
在工业领域，氢气可以代替焦炭和天然气作为还原剂，消除炼铁、炼钢过程中的碳排放，也可作为化工原料，用于合成氨、甲醇、炼化、煤制油气等，生成绿色甲醇和绿氨，减少碳排放，中石化、中能建、宝丰能源等上市企业都在布局绿氢耦合化工项目。
在交运领域，氢燃料电池汽车成为最快商业落地的场景。氢能汽车没有电动汽车的续航短、补能慢、使用温域窄（高寒低温环境需要辅助加热）、上游锂材价格高昂等短板，有望在长距离、重量级运输领域发挥优势。随着燃料电池系统国产化率由2017年的30%提升至2022年的60%，预计在2025年达到100%，氢燃料电池汽车也将快速发展，2030年销量将达到10万辆/年，增长空间巨大。
应用场景的拓展之下，氢能已成能源转型的重要抓手。截至2022年末，全球已启动680多个大型氢能项目，氢能领域的直接投资额近2500亿美元。截至2023年2月末，全球已有42个国家和地区发布了氢能政策，36个国家和地区正在筹备。国际氢能委员会预计，2050年，全球氢能源需求将较2022年增长10倍，承担全球约18%的能源需求。
近年，中国也密集出台相关政策，自上而下驱动氢能产业的发展。
截至2023年3月，全国已落地或正在建设的氢能产业园已超过70个，一批重点项目也逐次落地。
A股实质性切入氢能核心业务的上市公司有72家。多家产业链头部企业正在申请上市，2022年6月末，捷氢科技、国富氢能、治臻股份等氢能企业接连提交科创板上市招股书，2022年11月国鸿氢能申请港股上市。
按照产业链分布来看，其中25家公司专注于制氢、储氢、运氢等上游功能环节——这也是最快实现盈利的环节，18家公司重点布局燃料电池系统业务，23家公司是燃料电池的上游零部件和设备供应商，4家公司是制造氢能汽车的整车厂，2家公司布局相关检测检验业务。
制氢：占比高的灰氢和蓝氢终将淘汰，绿氢是未来主要氢源
根据制备方法的不同，氢气分为灰氢、蓝氢和绿氢。
灰氢是通过煤、天然气等化石燃料重整生产的氢气，是当下占比最高的氢源。我国“富煤、缺油、少气”的能源禀赋，决定了煤制氢是主要技术路线。2019年，煤制氢产量达到国产氢气总产量的63.54%。第二大氢气来源的天然气制氢，2020年在氢气总产量中的占比达到18%。
煤制氢、天然气制氢的优势是技术成熟、成本低，劣势是生产伴随大量碳排放。按照东吴证券研究所的估算，煤炭价格450元/吨的情况下，煤制氢碳捕集后的成本约为16元/公斤；天然气成本2.5元/立方米的情况下，天然气制氢成本约18元/公斤。
蓝氢是利用焦炉煤气、化肥生产、氯碱制造等过程中的工业副产品制取氢气，优势是生产过程使用碳捕集和碳封存技术，减少了碳排放，缺点是副产品需要提纯和去除杂质才能出产高纯度氢，这个环节增加了成本、限制了产量。因此，蓝氢不能成为大规模的氢能来源。据东吴证券研究所数据，焦炉煤气副产氢成本在9-15元/公斤，氯碱化工、丙烷脱氢、乙烷裂解、合成氨和甲醇等副产氢的综合成本在13-22元/公斤。
目前，利用工业副产品制氢的代表性上市公司有12家，包括两类。
一类是以凯美特气、金宏气体、和远气体为代表，利用上游尾气提纯制氢的特种气体生产商（表2）。
其中，金宏气体全面布局氢气的制、储、运、加环节，共规划了5个氢能工厂，总产能1.2亿标方/年，并与中石油、中石化等合作，为全国13个加氢站点供应氢气。凯美特气是有能力实现高端特气国产替代的国家首批“专精特新”小巨人企业，4个子公司氢气产能达到2万吨/年。
一类是利用工业化副产品制氢的大型焦化、氯碱、丙烷脱氢化工企业（表3）。其中，金发科技、卫星化学、恒光股份、金能科技业务集中于制氢，另外5家企业则向储运和加氢站运营等下游业务延伸，打造“制-储-运-用”的供给侧全产业链模式，以实现氢气就近消纳，降低氢气供应成本。
一个重要的趋势是，多家制氢企业开始与下游企业联合延伸业务，以更为完整的业务链条提升竞争力。
例如，嘉化能源已联合氢燃料电池电堆和系统供应商国富氢能、上海重塑，成立了江苏嘉化氢能科技有限公司，培育全产业链，除销售高纯氢外，还运营港城和常熟加氢站，并拟投建氢能分布式发电项目。滨化股份则投资了制氢电解槽制造龙头——天津市大陆制氢设备有限公司，向更上游的设备制造业务延伸。阳煤化工与蓄电池制造头部企业雄韬股份合资成立阳雄氢能公司、氢雄双阳公司，向氢燃料电池和相关零部件业务延伸，但产品尚未进入市场。东华能源在张家港运营一座氢气充装站、一座加氢站和40多辆氢能源公交车，并与霍尼韦尔合作利用氢气加地沟油，生产生物航煤。
制氢企业延伸业务链条的另一个原因，是在“双碳”目标下，灰氢和蓝氢在产业中的占比将越来越低，生产过程完全脱碳的绿氢，将是未来氢气的主要来源。
绿氢：8家公司覆盖两大技术路线，光伏龙头占据优势
绿氢是利用风电、水电、光伏等清洁能源，电解水生产的氢气，生产过程没有碳排放，是绿色无污染的制氢方式。2030年全球绿氢产量将达3.6万吨，2050年达到3.2亿吨。
据统计，2022年国内新增绿氢项目产能3.3万吨/年，同比增长65%，国内电解水制氢设备出货量722MW，同比增长106%。截至2023年2月，国内已运营的绿氢项目共27个，其中光伏发电制氢项目13个，占比近半。其预计，到2030年，国内电解水制氢装机量将增至100GW以上，碱性电解槽的成本将从2020年的2000元/KW降至2030年的1500元/KW。
A股中生产绿氢的代表性上市公司有10家，其中，中国石化、吉电股份、鸿达兴业已初步建成“制-储-运-用”的供能全产业链，阳光电源、隆基绿能布局绿氢制造设备业务，宝丰能源则是化工龙头布局绿氢生产的代表，已形成全球最大的绿氢产能（表4）。
目前，根据电解槽的不同，电解水制氢商业化的技术路线主要有碱性电解水制氢（AWE）和质子交换膜电解水制氢（PEM）两种。
碱性电解水制氢是以强碱性、强腐蚀性的氢氧化钾（KOH）、氢氧化钠（NaOH）水溶液为电解质，采用石棉布等作为隔膜，在直流电的作用下，将水电解成氢气和氧气。该技术较成熟，已实现大规模商业化运用，且国内厂商具备成本优势。根据彭博数据，2021年，中国碱性电解槽系统成本约300美元/KW，而欧美同类产品成本为1200美元/KW。目前，首航高科、国富氢能、隆基氢能等企业均在上马这类项目。
但是，这一技术缺陷明显：一是电机与隔膜间隔较远，导致电解槽体积巨大；二是电解响应速度慢，与间断性可再生能源发电耦合困难，适配性较差；三是碱性电解液对电解槽装备要求严苛，导致成本下降空间有限。
于是，工业适用性更强的质子交换膜电解水制氢技术应运而生。其关键部件为膜电极，由气体扩散层、催化层、质子交换膜三部分构成，前两层在膜两侧形成“三明治”结构，可以在高电流密度下运作，因此具有启停速度快、能量利用效率高、氢气纯度高、能耗低、无碱液、体积小、安全可靠等优势。
但现实的情况是，电解水制氢的电解槽结构复杂，质子交换膜等核心部件尚未实现国产突破，因此，其成本远高于碱性电解水制氢设备。举例来说，同样是1000Nm3/h制氢能力的设备，单台碱性电解槽设备价格在700万-1000万元之间，单台质子交换膜电解槽成本则在3000万元左右。
美国Proton Onsite、Hydrogenics、Giner和德国的西门子等行业领军企业，过去20年间相继将电解槽规格规模提高到兆瓦级。其中，Proton Onsite在全球72个国家有约2000多套质子交换膜电解水制氢装置，占据了全球相关市场70%的份额。
无论是碱性电解水制氢，还是质子交换膜技术，高昂的耗电成本是制约其大规模普及的主因。目前，电费约占电解水制氢成本的60%-80%，大工业用电均价为0.61元/千瓦时，电解水制氢的成本约3.69元/标准立方米（Nm³）。业内推算，电价要下降至0.15元/千瓦时，绿氢的成本才能与蓝氢16元/公斤的成本持平，具备大规模应用的条件。
因此，绿氢降价主要依赖于新能源电价下降，光伏制氢则被认为是最值得期待的技术路线。
2020年，光伏发电的平均上网电价已低至0.35元/千瓦时，与煤电相近。此外，风电目前均价0.36元/千瓦时，且未来仍有下降空间。因此，隆基绿能、阳光股份、晶科能源等光伏巨头已切入制氢业务。
隆基绿能首台1000Nm³/小时碱性水电解槽已成功下线，具备了订单获取能力和500MW生产交付能力，并正在研究利用光伏绿电水解制氢的应用。
光伏逆变器龙头阳光电源同样在2021年布局氢能，与中科院大连化学物理研究所（简称“中科院大化所”）合作成立“PEM电解制氢技术联合实验室”，研制大功率PEM电解制氢装备。2022年半年报显示，其已覆盖ALK和PEM纯水电解制氢系统两大技术路线。
但是，目前PEM电解水制氢技术尚处于项目示范期。例如，国内首个兆瓦级氢储能电站安徽六安兆瓦级制氢综合利用示范工程，首台机组已于2021年12月并网发电，其燃料电池系统由中科院大化所和明天氢能联合提供。
需要看到的是，绿氢的大规模供应，还需要多轮技术迭代，甚至技术路线的新变革，当前至2030年，是灰氢、蓝氢、绿氢并行发展的多种氢源扩张时期。短期内，氢气制取成本很难快速下降，因此，大型制氢企业倾向于“制-储-运-用”一体化发展，降低供氢端的整体成本。
来源：网络
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