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日前，彭博新能源财经（Table_Summary]BNEF）发布《可再生能源制氢经济性》报告。目前可再生能源制氢成本维持在2.5-6.8美元/千克，预计未来十年将有明显下降，到2030年，可再生能源制氢成本有望降低至1.4美元/千克。到2050年，可再生能源制氢成本则可能进一步降至80美分/千克，相当于6美元/百万英热单位的天然气价格。国信化工观点：1）氢能需求潜力大，政策、技术和市场加速产业发展。我们认为氢能及燃料电池行业将正式起航。燃料电池行业可比2012年锂电行业，处于产业导入期，国家自上而下推动，技术迭代市场爆发会超预期。2）可再生能源制氢成本有望快速下降。随着可再生能源电力和电解槽成本迅速下降，氢能经济进一步走向现实。零成本电力（弃电）为电解槽供电的经济性非常有吸引力。

建议关注：拥有富余氢资源，具备加氢站、燃料电池开发应用技术和资金实力的公司。中国石化（300万吨副产氢，5610公里天然气管线、25公里氢气管线）、中国石油（具备炼化项目配套氢产能，拥有51751公里天然气管线、216公里氢气管线）、中国神华（煤直接液化制氢产能20万吨，总产能421万吨）、恒力股份（炼化项目配套氢产能）、滨化股份（1.6万吨副产氢）、万华化学（3.4万吨副产氢）、东华能源（6万吨副产氢）、美锦能源（5.9万吨副产氢，控股云浮锦鸿60%股权，控股佛山飞驰51.2%股权，参股鸿基创能）、鸿达兴业（具备加氢站资源）、嘉化能源（具备副产氢能力、已布局并购基金、拟建设氢液化示范工厂）、东岳集团（具备离子交换膜先进制造能力）、京城股份（具备自主知识产权碳纤维储氢气瓶生产能力）、中材科技（具备氢气瓶生产能力）、富瑞特装（具备液氢容器、氢气增压装置等装备生产能力）等。

评论：

氢能需求潜力大，政策、技术和市场加速产业发展

需求空间大。据《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》，2020/2030年氢能源产业链目标市场空间将分别达3000/10000亿元，氢能利用规模将分别达到720/1000亿立方米/年。氢气作为燃料电池的核心原料，在交通运输领域的需求将有十倍以上的增长空间。上游制氢、中游加氢站、下游氢燃料电池汽车等领域都将迎来巨大的发展机遇。政策支持。氢能产业正在取得政策自上而下的大力支持，加氢基础设施建设的审批条件有望放宽，配套政策和资金有利于解决加氢站前期资金投入大、氢站安监审批难等问题。技术革新。制氢领域，制氢成本高的问题有望通过多元化制氢方式（工业副产氢+CCS煤制氢+可再生能源电解水）解决。同时，可再生能源制氢是绿色环保的制氢方式，弃电利用率以及电解转化效率提升有利于制氢成本下降。未来，随着生产规模不断扩大，电解槽的成本很可能进一步下降。应用方面，电堆贵金属使用量大、催化剂易中毒等技术难题也已经有解决途径。

市场普及。陆续建成的综合加氢站将形成氢能终端供氢网络。同时，社会各界正加快布局氢能产业，政府和企业产业基金陆续起步运作，市场投融资热度持续上升，进一步加速氢能普及应用。

可再生能源制氢成本有望快速下降

随着可再生能源电力和电解槽成本迅速下降，氢能经济进一步走向现实。发展氢能经济离不开低成本、排放量低的大规模制氢方法。BNEF预计，利用可再生能源大规模制氢的成本将从2019年的2.5-6.8美元/千克，降到2030年的1.4-2.9美元/千克；到2050年，成本进一步降至0.8-1.0美元/千克，甚至低于目前化石燃料制取氢（不含碳捕获）1-1.8美元/千克的成本。

中国碱性电解槽成本较低，PEM电解槽有望获技术突破。虽然水电解制氢因其成本高、规模小，目前不是主流制氢方式，但碱性电解槽制氢是现阶段经济性最佳的可再生能源制氢方法。2018年全年电解槽出货规模仅135MW。根据技术和地理位置的不同，制氢平准化成本在2.5-6.8美元/千克之间。中国制造商生产的碱性电解槽成本比欧美国家低得多，后者常常收不抵支。未来，随着生产规模不断扩大，碱性电解槽的成本很可能进一步下降。PEM纯水电解水制氢技术也有望实现技术突破。业内通常认为，PEM电解槽的灵活性能更好地适应可再生能源发电的波动性。PEM电解槽占地面积小，对于面积有限的项目更适用。BNEF估计，碱性电解装置的成本可能从目前欧洲的1200美元/千瓦、中国的200美元/千瓦降至2030年的115-135美元/千瓦。长期看来，到2050年，成本可降至80-98美元/千瓦。兆瓦级的PEM系统前期投入可能从现在的1400美元/千瓦降至到2030年的440-1008美元/千瓦，到2050年进一步降至95-217美元/千瓦。

可再生能源制氢成本降低的前提是可再生能源电力成本低廉、供应充足。可再生能源制氢很可能会是成本最低的制氢方法，甚至低于目前成本为1-1.8美元/千克的化石燃料制氢成本（不含碳捕获）。据BNEF预计，电力系统设计经过充分优化之后，光伏和/或风电机组可直接为大型电解槽供电，2030年的成本仅为24-28美元/兆瓦时，2050年降至15-17美元/兆瓦时。BNEF的成本估值显著低于其他机构根据电网供电得出的估值。电解槽利用率可以实现稳步提升，但成本最优对应的利用率方案如下：通过风光一体化自备电站供电53%；自备风电电站供电48%；或自备光伏电站供电32%；随着电解槽生产规模扩大、新能源大规模并网不断优化，BNEF预测，在风光资源充足的地区，2030年可再生能源制氢成本可降至1.4-2.9美元/千克，到2050年仅为0.8-1.0美元/千克。即使在像日本可再生资源成本较高的地区，2050年制氢成本仅约1.3美元/千克。用零成本电力（弃电）为电解槽供电的经济性非常有吸引力。据BNEF预计，到2030年，电解槽的前期投入会降至一定水平，电解槽的利用率只需达到6-7%，零成本电力制氢成本就能与大型制氢企业的成本媲美。如果使用零成本电力且电解槽利用率达到15%，那么2030年碱性电解槽制氢成本仅为0.6美元/千克，2050年仅0.4美元/千克。

投资建议：关注拥有富余氢资源，具备加氢站、燃料电池开发应用技术和资金实力的公司

建议重点关注拥有富余氢资源，具备加氢站、燃料电池开发应用技术和资金实力的公司。中国石化（300万吨副产氢，5610公里天然气管线、25公里氢气管线）、中国石油（具备炼化项目配套氢产能，拥有51751公里天然气管线、216公里氢气管线）、中国神华（煤直接液化制氢产能20万吨，总产能421万吨）、恒力股份（炼化项目配套氢产能）、滨化股份（1.6万吨副产氢）、万华化学（3.4万吨副产氢）、东华能源（6万吨副产氢）、美锦能源（5.9万吨副产氢，控股云浮锦鸿60%股权，控股佛山飞驰51.2%股权，参股鸿基创能）、鸿达兴业（具备加氢站资源）、嘉化能源（具备副产氢能力、已布局并购基金、拟建设氢液化示范工厂）、东岳集团（具备离子交换膜先进制造能力）、京城股份（具备自主知识产权碳纤维储氢气瓶生产能力）、中材科技（具备氢气瓶生产能力）、富瑞特装（具备液氢容器、氢气增压装置等装备生产能力）等。