1.氢能介绍：产业链与燃料电池分类
燃料电池分类：
燃料电池与成熟的内燃机相比，不受卡诺循环限制，可将燃料的 化学能直接转化为电能，具有高效率和超低的温室气体排放。 碱性电解槽（ALK）：商业化程度高，适合工业大规模产氢。 质子交换膜电解池（PEM）：工作温度低、能量密度大、启动和功 率匹配迅速、无电解质泄露等优点，被公认为最有希望成为交通、 航天、军事、电动汽车的首选电池。 固体氧化物电解槽（SOEC）：特定高温环境（电热联动、核电）。
2.全球绿氢政策：地缘政治加速欧洲能源转型
欧洲:碳排放交易体系（EU-ETS）与碳税机制完善推动能源转型
(资料图片)
2021年7月欧盟提出“Fit for 55”的一揽子气候计划，提出了包括能源、工业、交通等12 项措施，承诺在2030年将温室气体排放量较1990年减少55%。从2035年逐步淘汰汽油和燃油 汽车，到对建筑供暖征收气体税，最具争议的就是碳边境调整机制（CBAM）。 增加传统能源成本：欧洲碳税趋严，豁免逐渐减少，碳税价格整体呈现上升趋势。国家通 过提高碳税来推动减排和低碳转型。 激励可再生能源发展；一方面，欧洲各国建立以上网电价为主的补贴政策机制；另一方面， 在上网电价政策的框架下，不断调整具体电价政策，以实现可再生能源的合理有序开发。
欧盟碳边境调节机制CBAM：贸易加速各国碳价逐步趋同
该计划是对进口商品征收碳关税，纳入征收范围的有钢铁、水泥、化肥、铝、电 力五大产业，新的协议扩大加入氢气、若干化学前驱体、钢铁下游，以及特定条 件下的间接排放。从2023年10开始试运行，仅要求进口商提交产品的相关数据， 迫使企业算清产品的碳足迹；2026年-2034年，付费期开始开始逐步降低免费配 额，覆盖行业可能进一步扩大。 欧盟碳边境调节机制CAPM目的：1）避免与欧盟碳排放标准不一致导致“碳泄 露”；2）避免碳交易而导致欧盟企业面临不公平价格竞争；3）加速非欧盟国家 尽早实现碳中和。
欧洲绿色协议→“Fit for 55” → REPowerEU：地缘政治因素加速欧洲能源转型
2022年5月欧盟委员会提出了REPowerEU，在“Fit for 55”的基础上将2030年可再生能源的总量目标从40%提高到45%。 太阳能方面，到2025年，光伏累积装机量达到320GW，到2030年，光伏累积装机量达到600GW。太阳能屋顶倡议，从2025年起对商业、公共 建筑实施安装太阳能屋顶义务；从2029年起，对新住宅建筑实施安装太阳能屋顶义务。 风能方面，2030年拥有480GW的风能产能。 氢能方面，到2030年，欧盟将实现可再生氢气生产1000万吨（估算电解槽保有量达到140GW），进口1000万吨，以取代难以减碳的工业、 运输部门的化石能源消耗。
绿氢是欧洲降低天然气依赖的有效手段
地缘政治影响下，欧盟决定加速摆脱对俄能源依赖，加大可再生能源的投资。短期天然气价格下跌，主要的原因是天然气储存的基础设施容量 不足，还有就是暖冬导致整体需求不及预期。但能源进口依赖问题依然存在，天然气储备可以在1-2个月内消耗掉。 氢能源减少天然气依赖的有效手段：1）欧盟风光电、核能资源充足，发展绿氢是有有效替代天然气的手段。海外碱性电解槽和PEM电解槽的成 本相当，PEM启停速度快，更加适合风光的波动性；2 ）欧洲有较为完善的天然气管道，天然气掺氢是最直接减少天然气用量的手段。 3月16日，欧盟提出净零工业法（NZIA）和关键原材料法（CRMA）。欧盟计划到2030年，欧盟本土（具有战屡意义的）零碳技术生产能力须达到 40%。净零工业法案还通过一项建立欧洲氢银行的计划。欧洲氢银行将为开拓本土市场和氢气进口方面提供更多融资渠道，并弥补并降低早期项 目可再生氢和化石燃料之间的成本差距。
3.全球氢能供需格局：绿氢渗透率提升逐步形成趋势
澳洲天然气管道掺绿氢：3个项目已经落地，11个项目在开发
Clean Energy Innovation Hub项目运营路线：通过1003块太阳能板保证中心的 运行，另外有300kw屋顶太阳能光伏给500kWh的在站电池充电，用来保证非光照 时段间使用。当电池充满电的时候，多余的能量就会供给260kW的PEM电解槽去生 产氢气和氧气。之后把氢气储存在3MPa的储氢罐。 生产出来的氢气有三个去处：1）作为混合能源住宅系统（HES）测试器具直接燃 烧；2）作为1.2kW氢燃料电池的燃料，当太阳能和电池能量耗尽后作为后备电源； 3）作为天然气混合燃料用于200kw的燃气发电机。公司最高掺氢率达到10%。 PEM电解槽的型号是NEL的Proton C30。日产氢65kg，耗电量为64.5KWh/kg （5.75KwH/Nm3）。
市场空间：绿氢替代灰氢已成为趋势
供给端绿氢占比低。从我国产量结构上来看，由于我国资源结构富煤少气，氢能生产主要来源 于煤制氢。2020年我国煤制氢占比高达62%，天然气制氢占比19%，工业副产氢占比18%，电解水 制氢占比达1%。氢气下游需求主要集中在交通、工业为主要的应用领域。我国2020年应用在合 成氨、甲醇、炼化及其他工业领域的占比分别是37%、19%、10%、19%。 绿氢空间：短期用于合成氨、甲醇、炼化制备，长期增量来源于电力、交通、炼钢用氢。全球 对于氢气的需求超过9000万吨，绿氢替代灰氢的市场广阔。
澳洲绿氢绿氨项目：澳洲绿氢绿氨出口项目以及天然气掺绿氢项目
2022年6月15日，BP投以收购澳大利亚可再生能源中心（AREH）40.5%的股权，并成为AREH的运营商，该中心有可能成为世界上最大的可再生能 源和绿色氢气中心之一。AREH计划分多个阶段开发26GW的太阳能和风电发电能力，并配备160万吨绿氢或900万吨绿氨产能。该项目主要为当地 最大矿区的当地客户提供可再生能源，并为澳大利亚国内市场生产绿氢和绿氨，并出口到重要的国际用户（日、韩）。在2020年10月项目发起 人修改了开发AREH的方案，修改包括，增加利用海水和可再生能源的下游加工设施，生产绿色氢气和氨作为储备可再生能源，替代了原本向东 南亚直接输电的原始方案。最初建议的出口电缆被海水淡化厂和氨产品出口管道和装在设备所取代。
4.碱性电解槽制氢：经济性是成为赛道的关键
氢气在石油炼化上的应用
加氢处理和加氢裂化是炼油过程中主要的耗氢过程。加氢处理用于去除原油中的杂质，特别是脱硫。伴随着对空气质量的担忧，炼油厂不得不降 低最终产品的含硫量。到2020年，炼化后的石油产品中的含硫量比2005年减少40%。
加氢裂化是利用氢气将重质原油升级为价值更高的石油产品的过程。伴随轻质和中间馏分石油产品的需求量逐步增张，加氢裂化的使用将更加广 泛。炼油厂氢气需求主要来源于现场副产氢、现场专业生产或商业供应。一般来说，现场副产氢只能满足炼油厂1/3的氢气需求，在拥有发达氢 气管道设置的密集工业化地区（美国），通过商业渠道采购氢气（天然气制备）是具有经济性的选择。我国炼油厂通常是配备煤气化设施。
地缘政治影响下，全球石油炼化产能开始向亚洲和中东转移(2019-2023中国占了70%的全球新增炼化产能)。以及加氢处理和加氢裂化的要求不断 提高，炼油厂氢气需求将持续增长。伴随全球燃料含硫量水平进一步降低，包括中国在内的许多国家公路运输燃料含硫量已经降低至0.0015%一 下。国际海事组织颁布了新的船用燃料法规，从2020年起将海洋燃料的含硫量限制规定为0.5%，这将导致船用燃料对于氢气需求大幅提升。
石油炼化展望：绿氢替代灰氢、蓝氢
海外“绿电-绿氢-炼化”一体化示范项目推进。BP公司与海上风电开发商合作，在德国Lingen炼油厂大规模应用绿氢。2024年建成50MW电解水 制氢，利用风电生产率请，替代现有20%的天然气制氢项目，后期将规模扩大至500MW，完全替代该厂的化石能源制氢项目。壳牌公司现公布7个 碳中和绿氢项目，2021年7月，开始建设欧洲最大的质子交换膜电解槽，可年产1300吨绿氢，用于的国莱茵兰炼厂加氢装置。
管道运输建设降低下游用氢成本。2022年12月2日，中国石化宣布将投资200亿元用于在内蒙古乌兰察布建设绿色电力和氢能综合项目。该包括 包括陆上风电制氢一体化工程和输氢管道。这条输氢管道长达400公里，连接乌兰察布制氢厂和中石化在北京的燕山石化，管道年吞吐量为10万 吨氢气。12月23日，内蒙古科学技术研究院与中国石油天然气管道工程有限公司、中太（苏州）氢能源科技有限公司签署战略合作协议。三方 将合作共建乌海至呼和浩特输氢管道暨“内蒙古氢能走廊”项目，该项目拟建设我国压力最高、长度最长的氢气干线管道。项目以乌海蓝氢基 地为起点，途经黄河几字弯大型清洁能源基地，建成后将是联通蒙东、蒙西的重要氢能储运基础设施、建设内蒙古氢能经济走廊的核心储运设 施。
绿氢占比逐步提升、电解槽出货量提升的主要逻辑
长期驱动因素（5-10年）：可再生能源比例提升，降低碳排放是大趋势。海外发达国家在减排方面走在前面，使用天然气降低煤炭的消费。而我 国因为资源禀赋的原因，煤炭的能源消费占比较大。但从光伏技术发展开始，全球能源转型不仅限于资源禀赋，逐步偏向了技术主导。
中期驱动因素（3-5年）：绿氢经济性提升是成为新赛道的关键。政策端，海外碳税、补贴政策；制绿氢端，可再生能源发电成本降低，制氢成 本下行；设备投资端，模块化制氢系统，机械化生产流水线，降低设备成本。伴随着制氢技术（性能、成本、寿命）的发展，绿氢在能源消耗的 占比将持续提升。新的应用场景拓展氢气需求（炼钢、炼化、交通、天然气掺氢燃烧供电供热）。
短期驱动（1-2年）：国家层面氢能行业安全技术指标评级体系建立完成，国家层面购置碱性电解槽补贴政策以及制绿氢氢补贴的持续落地，推 动碱性电解槽出货量提升。
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