1、綠氫星辰大海，趁勢而來

1.1. 綠氫產業景氣度持續提升

2023 年以來綠氫產業的景氣度明顯提升，主要表現在三大方面：

（1）電解槽出貨量迅速增長。自 2020 年以來國內央企深入氫能布局，我 國制氫電解槽出貨量迅速提升，2018-2022 年的 CAGR 達 88.8%，其中 2020- 2022 年出貨量發別為 185/350/800MW。

據能景研究統計，我國可再生能源制氫 已公布的央企規劃項目近 300 項，已披露的建設項目規劃投資超過 4000 億元， 總規模超 50GW；2023Q1 國內有 13 個綠氫項目簽約或進入開工環節，涉及綠 氫產能超 15 萬噸/年，電解槽容量達 835MW，已超 2022 年全年。

展望未來， 根據勢銀的統計，我國已有超過 100 個已建、在建和規劃中的可再生能源電解水 制氫項目，2025 年綠氫的需求量預計將達到 120 萬噸，2023-2025 年的電解水 制氫設備累計出貨量預計將達到 15GW。

（2）儲運環節實現突破，有望打開綠氫應用市場空間。氫能儲運是當前影 響產業鏈成本“最難啃的骨頭”，氫是質量能量密度最高的化學燃料，在常溫下 為氣態，密度僅為空氣的 7.14%，因此氫氣的儲運需要考慮壓縮密度以提高運輸 效率。從終端氫氣價格組成來看，氫氣儲運成本占總成本的 30%左右，安全、 高效、經濟的氫能儲運技術已成為當前制約氫能大規模應用的主要瓶頸之一。

根 據 TrendBank，受制于儲運技術的發展，中國雖年產氫量超 3300 萬噸（2021 年），但絕大部分自產自用，以商品形式（工業氫、高純氫、燃料電池氫）銷售 的氫氣量不足 50 萬噸；其中自產自用客戶基本以短距離管道運輸為主，商品氫 氣主要通過氫氣長管拖車及氫氣集裝格運輸。隨著我國綠氫占比逐步增多，將三 北地區低成本綠電以氫氣形式運往東部地區消納依賴儲運技術的進一步發展。

長距離管道輸氫實現突破，有望緩解綠氫供需錯配。4 月 10 日，中國石化 宣布“西氫東送”輸氫管道示范工程已被納入《石油天然氣“全國一張網”建設 實施方案》，“西氫東送”起于內蒙古自治區烏蘭察布市，終點位于北京市的燕山 石化，管道全長 400 多公里，是我國首條跨省份、大規模、長距離的純氫輸送管 道。

管道建成后，將用于替代京津冀地區現有的化石能源制氫及交通用氫，緩解 我國綠氫供需錯配問題；管道一期運力 10 萬噸/年，預留 50 萬噸/年的遠期提升 潛力。同時，將在沿線多地預留端口，便于接入潛在氫源。

此外，3 月 9 日，國 內首條摻氫高壓輸氣管道工程正式動工，建設工程起點為包頭市九原區，途經巴 彥淖爾市烏拉特前旗、五原縣，最終到達臨河區，全長 258 公里，最大輸氣能力可達 12 億立方米/年，預計今年底完工投用；參考科技日報，截止到 2022 年底 我國油氣管道的總里程達到 18.5 萬公里，以目前我國天然氣消費量計算，當摻 氫比達到 20%時，可運輸 1000 多萬噸氫氣。我們認為，“西氫東送”的建設一 方面將加速氫能產業規模化發展，豐富氫氣下游應用領域；另一方面也說明了我 國綠氫產業發展已步入新階段，逐步擴大的綠氫產能為“西氫東送”奠定了建設 基礎。

（3）國際合作日益深化，項目出海值得期待。2023 年以來，國家高層之間 的會晤也逐漸傳出氫能聲音。納米比亞時間 3 月 31 日，納米比亞總統根哥布會 見了國家能源局局長章建華，納方表示積極推動經濟社會轉型發展，將綠氫戰略 作為經濟增長的新引擎，歡迎中方企業積極發揮自身優勢，參與納能源發展和項 目合作。

4 月 14 日，中巴聯合申明指出雙方重申愿共同努力在 可再生能源、能源轉型和能效領域，特別是生物能源、氫能源、可持續航空燃料 等方面開展合作。根據國際能源署，未來五年全球可再生能源制氫規模將增加 100 倍；預計 2022-2027 年共有 50GW 的可再生能源產能用于制氫，中國將引 領氫能擴張。中國氫能產業也逐步走向海外，國內多家企業斬獲海外訂單且部分 企業已順利發貨，其中中國能建已分別于埃及、摩洛哥簽署了年產綠氫 14 萬噸、 32 萬噸的大型可再生能源制氫項目。

1.2. 綠氫產業發展的核心驅動因素

氫能是綠色低碳、應用廣泛的二次能源，能幫助可再生能源大規模消納，實 現電網大規模調峰和跨季節、跨地域儲能，加速推進工業、建筑、交通等領域的 低碳化，是構建國家未來能源體系、支撐用能終端綠色低碳轉型的重要載體，對 主導國際能源市場、保障國家能源安全、助力經濟高質量發展至關重要。我們將 我國綠氫產業迅速發展的原因歸為四點：（1）氫能是能源發展的必然結果；（2） 氫能是深度脫碳的必然選擇；（3）氫能可保障我國能源安全；（4）激烈的國際競 爭促使當下大力發展氫能。

（1）氫能是能源發展的必然結果，綠氫是氫能發展的初衷。隨著工業化進 程的加速，能源需求日益增長，由化石燃料為主體的能源結構帶來 CO2 排放總 量的快速上升。全球各國面臨資源枯竭，環境污染等問題，“清潔、低碳、安全、 高效”的能源變革是大勢所趨。BP 認為全球能源的未來主要由四大趨勢主導：化石燃料占比下降；可再生能源快速擴張；電氣化增加；低碳氫使用占比提升。氫是無碳的能源載體，發展氫能就是為了能源的“去碳化”，只有通過無碳能源 生產綠氫，才能夠在全生命周期中實現能源脫碳。

（2）氫具備能源和原料的雙重屬性，是實現深度脫碳的必然選擇。氫具備 能源和原料的雙重屬性，因此電解水制氫既可以平抑風光等可再生能源的波動， 解決一部分“棄風棄光”問題，還可替代化石燃料為化工、工業、交通等領域提 供綠色燃料。與其他的儲能方式相比，氫儲能具有跨季節、跨區域和大規模存儲 的優勢，其放電時間（小時至季度）和容量規模（百 GW 級別）均優于主要的儲 能技術；從能量轉換上看，氫能不僅可轉換為電能，還可以轉換為熱能、化學能 多種形式的能源，應用場景更加廣闊，氫能既可以用作燃料電池發電，應用于汽 車、火車、船舶和航空等領域，也可以單獨作為燃料氣體或化工原料，同時還可 以在天然氣管道中摻氫燃燒，應用于建筑供暖等。

（3）氫能可保障我國能源安全。我國整體的資源稟賦為“富煤貧油少氣”， 根據《中國海洋能源發展報告 2022》預測，2022 年我國原油、天然氣的對外依 存度分別為 70.9%、42.5%。氫能是替代石油等石化燃料的理想清潔能源；同時 可以通過天然氣摻氫的方式改變天然氣燃燒特性，增加燃燒值并減少對天然氣的 需求；燃料電池汽車和氫儲能可以分別作為電動汽車、電化學儲能的關鍵補充；通過水電解生成的氫可以幫助我國擺脫資源束縛，減少能源的對外依存度。

（4）激烈的國際競爭倒逼我國發展氫能。參考生態中國網，從全球范圍看 日本、德國、美國、中國等在內的 42 個國家和地區都已經推出氫能政策，36 個 國家和地區的氫能政策也正在籌備中，各國氫能政策中均著重提出要加速布局可 再生能源電解制綠氫。根據萬燕鳴等發表的《全球主要國家氫能發展戰略分析》 對主要國家氫能政策的梳理：日本于 2021 年發布《第六次能源基本計劃》，將氫 作為實現能源安全、應對氣候變化和 2050 碳中和目標的主要動力，計劃將氫能 打造為具有國際競爭力的新興產業；德國發展氫能的最初目的是深度脫碳，受俄 烏沖突影響，將加快氫能戰略部署；美國頒布《基礎設施投資和就業法案》等一 系列政策，美國政府將投入 95 億美元用于加快區域氫能中心建設以及氫能全產 業鏈示范及研發，持續推動氫能技術進步。根據 LBST 預計，至 2025 年制定氫 能戰略的國家所代表的 GDP 之和將超過全球總量的 80%。

2、從當前綠氫項目看未來發展趨勢

2.1. 綠氫項目梳理：內蒙遙遙領先，央國企主導建設

從政策端看，三北省份多數規劃綠氫目標產量，多區域出臺綠氫補貼及優惠 政策。內蒙古、甘肅、新疆、寧夏、吉林、四川、青海和江西都在相應的政策中 明確了 2025 年可再生能源制氫產量，合計年產量為 101.1 萬噸。此外，吉林省、 濮陽市等地區對綠氫直接給予最高 15 元/kg 的生產補貼，湖北省按照 1000Nm3 /h 制氫能力、獎勵 50MW 風電或光伏開發資源并視同配置儲能，四川 省等地發布針對綠氫的電價優惠政策，廣東省、深圳市針對加氫站內制氫也出臺 了相應電價優惠政策。

風光制氫密集開建，2023 或成綠氫爆發元年。我們梳理了我國主要在建擬 建大規模綠氫項目共 39 項，總投資規模達 2283.7 億元，年綠氫產能達 88.79 萬 噸。2023 年以來確定已開標或開建的大規模綠氫項目新增 1066MW 電解槽需求， 對應 1000 Nm3/h 堿性電解槽的需求量超過 200 套。

其中，鄂爾多斯市風光融 合綠氫示范項目電解槽需求量達 390MW，對應 78 套 1000Nm³/h 的堿性電解槽；大安風光制綠氫合成氨一體化示范項目電解槽需求量達 195MW，對應 39 套 1000Nm³/h 的堿性電解槽以及 50 套 PEM 電解槽（總制氫能力 7000Nm3/h）；中能建松原氫能產業園（綠色氫氨一體化）項目電解槽需求量達 325MW，對應 65 套 1000Nm³/h 的堿性電解槽。根據 BloombergNEF 預計， 2023 年中國電解 槽出貨量將為 1.4-2.1GW，占全球出貨量的 60%以上，相比 2022 年增長 75%- 163%，保持迅猛發展的勢頭。

從區域上看，內蒙古布局領先。根據內蒙古日報，內蒙已批準 31 個風光制 氫項目，綠氫年產能達 52 萬噸，2023 年將全面開工并形成 2 萬噸左右的綠氫產 能；內蒙古自治區能源局已披露的風光制氫一體化項目清單中，超過 20 個項目 的計劃開工時間為 2023 年，其中大部分的計劃投產時間在 2024 年。我們認為 內蒙在綠氫布局上的領先主要有三大原因：

（1）內蒙古風光資源全國第一，發展綠氫產業具有得天獨厚的優勢。據央 廣網不完全統計，內蒙古太陽能輻射總量 4800-6400 兆（焦耳/平方米），僅次于西藏，居全國第二；風能儲量為 10.1 億千瓦，占全國風能總儲量的 1/5，居全國 第一。根據內蒙古自治區“十四五”新能源倍增計劃，到 2025 年，內蒙古新能源 發電裝機規模將超過 1 億千瓦，新能源裝機規模全國第一，具備發展新能源大規 模制氫的良好條件，現有潛在新能源制氫產能超過 330 萬噸。

（2）緊鄰京津冀地區和東北老工業基地，氫能外送便捷。相比于青海、新 疆等地區，內蒙古更加接近我國的“工業腹地”，未來可將內蒙生產的綠氫通過 長距離輸氫管道運往各地消納。4 月 10 日，中國石化宣布“西氫東送”輸氫管 道示范工程已被納入《石油天然氣“全國一張網”建設實施方案》，該項目起于 內蒙烏蘭察布市，終點位于北京市的燕山石化，管道全長 400 多公里，是我國首 條跨省區、大規模、長距離的純氫輸送管道。規劃經過內蒙古、河北、北京等 3 省（市）9 個縣區。管道一期運力 10 萬噸/年，預留 50 萬噸/年的遠期提升潛力， 同時，將在沿線多地預留端口，便于接入潛在氫源。

（3）內蒙古氫能應用場景豐富，可就地消納。在交通領域：內蒙重型柴油 機車、礦用重型卡車、礦山機械保有數量位居全國前列，各類采運礦車、物流車 輛接近 50 萬輛，均可考慮采用氫燃料電池車替代。在工業領域：內蒙黑色冶煉 行業規模較大，鐵合金產量全國第一，可采用氫能替代煤炭作為還原劑，幫助冶 金行業實現脫碳。在化工領域：內蒙古煤炭資源豐富，煤制烯烴、煤制氣、煤制 油、煤制乙二醇產能位居全國前列，為氫氣消納提供了良好的條件。根據新華社，內蒙正擬建我國壓力最高、長度最長的氫氣干線管道，建成后 將聯通蒙東、蒙西整體的氫能產業，有效支撐“氫－電”耦合發展，降低風電、 光伏項目的投資強度，促進可再生能源開發。

從建設主體上看，能源央國企是風光制氫一體化基地的絕對主力。根據能景研究，在綠氫項目建設與規劃中，央企占比達到 80%以上，其中國家能源集團、 中國能源建設集團、中石化等公布的規劃投資總額排名最靠前。中石油、中核、 中煤在內蒙規劃的綠氫項目年制氫能力也均達到 2 萬噸以上，華能、華電、大唐、 國電投、三峽、中廣核、中電建有具體項目已開工或將要開工。此外，京能、深圳能源、申能等地方能源國企，也有較大的布局。

2.2. 項目類型：短期并網制氫主導，長期看好離網制氫發展潛力

根據電能來源的不同，可將可再生能源制氫技術分為并網型制氫、離網型制 氫兩種。并網制氫是將風光機組產生的電能并入電網，再從電網取電的制氫方式， 主要應用于大規模棄光棄風消納和儲能；離網制氫是指將風光機組產生的電能直 接提供給電解水制氫設備制氫，主要應用于分布式制氫。并網制氫包括分散式新能源制氫和風場/光伏電廠聯網本地制氫兩種形式：（1）分散式新能源制氫：分散式的風電場以及光伏電廠作為發電資源，發 出的電能在 110kv 電網內進行消納，制氫站作為用電設備，消納分散式綠色電能， 即發電設備電能直接上網，制氫設備從電網取電。（2）風場/光伏電廠聯網本地制氫：風電場/光伏電廠發電直接用于場內制氫， 其中當發電功率大于設備額定功率時，制氫設備可滿負荷運行，多余電能輸送給 電網；當發電功率小于設備額定功率時，制氫設備同時向發電設備以及電網取電， 保證設備順利運行。

離網制氫包括風場/光伏電廠離網、場內交流制氫和風電場/光伏電廠離網、 場內交流電網制氫兩種形式：

（1）風場/光伏電廠離網、場內交流制氫：該情景下，發電與制氫設備直接 相連，場內電網與外電網隔離，完全用可再生能源制氫。由于發電設備都是電流 型逆變器，因此場內需要設置額外的電壓源，相當于一個大容量不間斷電源。

（2）風電場/光伏電廠離網、場內直流制氫：發電與制氫設備直接相連，完 全用可再生能源制氫。與場內交流制氫的區別是，發電設備與制氫站用直流母線 直接聯通，同時增加母線儲能設備。該設計減少了多次直流-交流變換以及場內 變壓器等設施，提高了電能轉化效率，大規模使用更具經濟性，但對控制系統和 制氫設備的要求更高。

總結而言，并網制氫的優點包括：（1）依賴電網可以獲得穩定的電力來源， 確保了氫氣的穩定生產；（2）并網制氫可以受益于現有的基礎設施，如電網和發 電設施，可以減少與建設新基礎設施相關的資本開支。

缺點：（1）并網制氫的電 力一部分來自于非清潔能源，這讓綠氫生產的清潔性受到質疑；（2）系統內電能 需要經過逆變、升壓、整流多次變換，導致損耗較大，最終電能利用效率偏低；（3）并網制氫僅限于能夠獲得可靠電網電力的地區，在偏遠或離網的地方不可行。

離網制氫的優點包括：（1）所有的電能均為可再生能源，保證了綠氫的清潔 屬性；（2）可以獲得較低的電力價格；（3）無需經過光伏入網審批，可大幅縮短建設周期，規模和容量的設置也更為靈活；（4）離網式制氫系統可以應用在大電 網未覆蓋的地區，如海上能源平臺、偏遠地區公路加油站、遠海島嶼等。

缺點：（1）電解制氫設備需要根據可再生能源的波動性快速啟停，目前堿性電解槽的 工作負荷還不能完全適應；（2）需要安裝儲能等設施，增加了項目的投入。

當前項目中，并網模式占據主導地位。據內蒙古太陽能行業協會統計，截至 2023 年初，內蒙古自治區累計批復 4 批風光制氫項目 31 個，其中并網型 27 個， 離網型 4 個，并網項目數量占比達 87.1%。但離網制氫不乏一些大型項目：興安 盟京能煤化工可再生能源綠氫替代示范項目計劃投資 36.8 億元，年產氫氣 2.68 萬噸；三一重能烏拉特中旗風光氫儲氫一體化示范項目計劃投資 42.7 億元，年 產氫氣 3.60 萬噸；中能建巴彥淖爾烏拉持中旗綠電制氫制氨綜合示范項目計劃 投資 23.2 億元，年產氫氣 1 萬噸。

我們認為未來越來越多的綠氫項目會以離網制氫的模式建設：

（1）底層邏輯：發展綠氫的本質是脫碳，“不清潔”的氫能并不能達到這一 目標；

（2）政策端：離網制氫已經逐漸成為第三批風光基地的重點，山西省在第 三批大基地項目申報文件中提出，將大規模離網式可再生能源制氫作為大基地項 目的發展重點，寧夏回族自治區發布的能源發展“十四五”規劃中明確提出，發展 離網型可再生能源電解水制氫；

（3）經濟性：離網制氫不從電網取電，電力成本更低，未來或將更加具備 經濟性。電力價格決定了電解水制氫的經濟性，根據我們發布的氫能產業系列報 告（三），當電價為 0.3 元/kWh 時，堿性和 PEM 電解項目的平準制氫成本分別 為 17.71 元/kg 和 23.3 元/kg，電價分別占據制氫成本的 80%和 60%。

（4）應用場景：離網制氫可以滿足深遠海風消納的需求，這是并網制氫難 以做到的。我們認為深遠海風電制氫未來將成為深遠海風的主要消納方式，制取 氫氣可以通過天然氣管道或船舶輸送，將棄電變為有價值的氫氣，加速海上風電 綜合成本降低。

2.3. 經濟性測算：電力成本占絕對大頭，示范項目已初具經濟性

我們以中國石化新疆庫車綠氫示范項目為例，測算該項目的制氫成本并討論 經濟性。項目概況：新疆庫車綠氫示范項目是國內首次規模化利用光伏發電直接制氫 的項目，項目總投資為 29.62 億元（其中建設項目投資 26.6 億元），包括光伏發 電、輸變電、電解水制氫、儲氫、輸氫五大部分。

項目將新建裝機容量 300MW、 年均發電量 6.18 億千瓦時的光伏電站，配套 52 臺堿性電解槽，年氫氣產能 2 萬 噸；制氫所得氫氣送至罐區儲存再經氫氣外輸壓縮機升至 3.2Mpa，通過管道輸 送至中國石化塔河煉化使用，替代現有天然氣化石能源制氫，項目預計 2023 年 6 月建成投產。

制氫成本測算：根據新疆庫車綠氫示范項目環境影響報告書，在考慮碳交易 的情況下該項目制氫成本為 12.95 元/kg。我們依據電價、電耗、設備費用等假 設測算該項目的制氫成本為 14.02 元/kg（將碳收益視為成本項），其中單位質量 電耗成本達 14.06 元/kg，具體假設如下：

1.電價：參考項目環評報告，在光伏發電時段，電解槽及其他用電設備采用 光伏所發電電源，光伏不發電時段，外購部分綠電供部分電解槽連續運行。因此 電價由 LCOE（平準發電成本）和電網電價綜合決定。

（1）LCOE：參考國家能源局， 2021 年新疆Ⅰ類、Ⅱ類區域的光伏年利用 小時數分別為 1597h、1455h；結合《中國光伏產業發展路線圖（2022-2023 年）》，我們預計庫車項目光伏電站的 LCOE 為 0.22 元/KWh。

（2）電網電價：根據新疆發改委，大工業目錄 110 千伏及以上谷價、平價、 峰價分別為 0.1215 元/KWh、0.3360 元/KWh、0.5505 元/KWh，按照谷平峰比3：5：2 的比例分配，預計庫車項目綜合電網電價為 0.31 元/KWh。

（3）綜合電價：假設項目分別從光伏電站和電網取電 60%、40%，預計綜 合電價為 0.258 元/KWh。

2.設備電耗：庫車項目 52 臺套電解槽由考克利爾競立、隆基氫能、中船 718 所三家企業提供，根據三家企業提供的電耗參數，我們預計庫車項目電解槽 電耗在 4.3KWh/Nm3，制氫系統綜合電耗為 4.9 KWh/Nm3。

3.設備費用：參考氫云鏈，新疆庫車綠氫示范項目采招 52 臺單槽制氫能力 1000Nm3/h 的堿性電解槽，配套建設 13 組電解水氣液分離設施和 7 組氫氣純化 設施，根據考克利爾競立、隆基氫能、中船 718 所的投標報價，我們認為總體的 設備購置價格在 3.6 億元左右。

4.原料成本：每 1m3氫氣消耗原料水 1kg，冷卻水 1kg，水費 3.5 元/t。5. 輔助材料成本：每 1m3氫氣消耗 0.0004kg KOH，KOH 每公斤 10 元。6. 人工運維成本：參考項目環評報告，庫車項目新增勞動定員 36 人，按照 每人每年 8 萬元計算，共計 288 萬元。7.減碳效益：參考中石化官網，庫車項目預計每年減少二氧化碳排放 48.5 萬噸，碳價按照 56 元/噸計算。

 

 

示范項目制氫成本已初具經濟性。煤氣化制氫成本在 6.77 至 12.14 元/kg 之間，天然氣制氫成本在 7.5 元/kg 至 24.3 元/kg 之間，工業副產氫的綜合成本在 9.3 元/kg-22.4 元/kg 之間。在考慮碳 價因素后，新疆庫車綠氫示范項目的制氫成本與天然氣制氫和工業副產氫相比， 已逐步具備優勢。

收益率：根據新疆庫車綠氫示范項目環境影響報告書，按照氫氣售價 18.14 元/kg（不含增值稅）計算，項目的 IRR 可以達到 6%，年凈利潤 1.00 億元。此 外，其余示范項目的經濟性也較好，根據吉電股份公告，大安風光制綠氫合成氨 一體化示范項目資本金內部收益率可達 4.57%（參考 2018-2022 年近五年間東 北區域合成氨平均價格），若按照 2022 年 1-10 月東北地區合成氨的平均售價計 算，項目的資本金收益率可以達到 12.93%。

3、電解槽放量在即，千億藍海市場初現

3.1. 路線之爭：預計中短期內堿性制氫依舊占據主導地位

堿性制氫與 PEM 制氫技術成熟度較高。當前主要的四種電解水技術分別是 堿性電解水（ALK）、質子交換膜電解水（PEM）、固體氧化物電解水（SOEC） 和陰離子交換膜電解水（AEM）。從技術成熟度（TRL）來看，堿性電解水和 PEM 電解水處于 TRL8-9，達到成熟可規模化的階段；固體氧化物電解水 TRL 達到 5-6，處于生產測試到系統驗證階段，尚未進入規模化階段；AEM 仍處于技 術開發階段，TRL 為 2-3，距離規模化還有較長距離，預計電解水制氫仍然將以 堿性電解水和 PEM 電解水技術為主。

當前格局：堿性技術路線占據主導，PEM 占比逐步提升。根據氫智會統計， 2023 年一季度 13 個電解槽招標項目中，堿性項目 10 個、PEM 項目 2 個、AEM 項目 1 個。堿性電解槽技術路線占比由 2021 年的 99%逐年降低到 2023Q1 的 76.9%；PEM 技術路線由 2021 年 1%占比逐年升高到 2023Q1 的 15.4%；西湖 大學發布了小規模的 AEM 電解槽招標， AEM 技術路線在 2023 年一季度實現了 0 的突破。

PEM 電解槽技術指標更加優秀，但成本遠高于堿性電解槽。根據 IRENA 發 布的《綠氫降本路徑：擴大電解槽規模實現 1.5°C 氣候目標》，相比堿性電解槽， PEM 電解槽在技術指標上存在較多優勢：

（1）PEM 更加適配可再生能源發電的波動性：堿性電解槽難以快速啟停， 制氫的速度也難以快速調節，必須時刻保持電解池的陽極和陰極兩側上的壓力均 衡，難以與具有快速波動特性的可再生能源配合；而 PEM 技術可以快速啟停， 匹配可再生能源發電的波動性。

（2）PEM 電解槽電流密度更大，工作效率更高：PEM 電解槽的電流密度 通常在 10000A/m2以上，遠高于傳統堿性電解槽 3000-4000 A/m2的電流密度；

（3）PEM 電解槽產氫純度更高：PEM 電解槽的產氫純度通常在 99.99%左 右，且 PEM 氣體滲透率低，有助于避免氫氣和氧氣的氣體交叉滲透現象，設備 運行的安全性更高；

（4）PEM 響應速度更快：堿性電解槽中的堿性電解質（如 KOH）會與空 氣中的 CO2 反應，形成在堿性條件下不溶于水的碳酸鹽，如 K2CO3，阻礙產物 和反應物的傳遞，降低電解槽的性能。

但在成本方面，當前 PEM 電解槽的成本遠高于堿性電解槽，以大安風光氫 氨一體化示范項目為例，1000Nm3 /h 的堿性制氫系統中標價格在 698-770.15 萬 元，而共 10000Nm3 /h PEM 制氫系統中標價格為 2.9 億元，單價為堿性制氫系 統的 3.77-4.15 倍。

技術壁壘：堿性電解槽基本實現全產業鏈國產化，PEM 電解槽關鍵零部件 依賴進口。我國堿性電解槽已基本實現國產化，在國際上具備較強的競爭力。根 據香橙會研究院，我國堿性電解槽具有較大的購置成本優勢以及制氫規模優勢， 對比國內外電解槽系統公司價格，挪威 Nel 公司的堿性電解槽價格在 2600 元／ kW，我國僅 1400 元／KW 不到。PEM 電解槽的核心部件主要包括 BP（雙極板）、GDL（氣體擴散層）、PEM （質子交換膜）、陰極和陽極電催化劑等，其中多個核心部件環節存在“卡脖子” 難題：

（1） 質子交換膜：其性能的好壞直接決定 PEM 電解槽的性能和使用壽命， 目前 PEM 電解制氫所用質子交換膜多為全氟磺酸膜，制備工藝復雜， 長期被美國和日本企業壟斷。GGII 數據顯示，2021 年國產質子交換 膜的市場占有率僅為 11.61%。國產質子交換膜與進口品牌的差距體 現在性能以及批量生產的一致性層面，戈爾已經實現 8 微米的質子 交換膜批量商用，而國內主要的質子交換膜企業小批量商用的產品 主要停留在 15 微米和 12 微米層面；此外批量導入國產質子交換膜 需重新調整催化劑和氣體擴散層等材料，需要下游客戶提供訂單和運營測試的場景。

（2） GDL：GDL 是質子交換膜和雙極板之間的多孔介質，是水/氣轉換 和電子傳輸的主要場所。GDL 具有較高的技術壁壘，國內企業受制 于市場需求量低、技術不夠成熟等多方面原因，能夠量產的企業寥 寥無幾，當前市場主要由日本東麗主導。從技術指標看，國外先進 水平 GDL 電流密度達到 2.5-3.0A/cm³，國內能做到 1.5A/cm³，壽命 僅國外的三分之一。

（3） 催化劑：國內 PEM 電解水制氫的催化劑多為進口材料，價格昂貴、 成本較高；且以 Pt、Pd 等鉑族貴金屬及其合金為主，而中國鉑族金 屬儲量極少，根據《中國礦產資源報告 2022》，中國的已查明鉑族 金屬總儲量為 87.69 噸，僅占全球鉑族金屬儲量的 0.13%，2021 年 我國凈進口鉑族金屬 194.1 噸，占總供給量的 84.6％。

未來格局：預計未來將以堿性結合 PEM 設備制氫為主。可再生能源發電制 氫尋求功率穩定和波動較小的技術路徑。PEM 制氫設備在技術指標上優于堿性 制氫設備，但考慮到 PEM 電解水設備高昂的單位造價和暫未被攻克的技術問題， 我們認為中短期依舊會以堿性電解制氫為主。中長期來看，我們認為離網制氫將 逐步成為主流，而 PEM 較堿性更加適合在不穩定電源供電情況下制氫，適配離 網制氫模式。

未來在制氫設備的選擇上，PEM 與堿性混合制氫有望成為多數選 擇，PEM 與堿性電解水制氫的優化組合將發揮堿性電解水制氫的經濟優勢和 PEM 電解水制氫的快速響應能力，參考大安風光氫氨一體化示范項目 PEM：堿 性的配比在 2：8 左右，伴隨 PEM 電解槽成本的快速下降比例有望逐步提高。

3.2. 短期市場空間：綠氫項目起量，未來三年國內電解槽市場空間超 300 億

國內：短期綠氫項目驅動電解槽需求，2023-2025 市場空間達 320.3 億元。據 TrendBank 預計，2025 年我國綠色可再生氫氣的需求量將達到 130 萬噸， 2023-2025 年的電解水制氫設備累計出貨量預計達到 17GW 以上。我們假設堿 性電解槽占比 85%，PEM 電解槽占比 15%，預計 2023-2025 年電解槽累計市場空間達 320.3 億元，其中堿性電解槽市場空間達 216.8 億元，PEM 電解槽市場 空間達 103.5 億元。

全球：預計 2030 年累計市場空間近 2000 億。根據 IEA 預測，2022 年全球 電解槽裝機容量已達 1.4GW，其中中國占比約 40%，歐洲占比三分之一左右；預計 2030 全球電解槽裝機容量將達到 134GW，其中堿性電解槽占比 64%、 PEM 電解槽占比 22%，SOEC 占比 4%。經測算，我們預計 2030 年全球電解槽 市場空間達 1937.6 億元，其中堿性電解槽市場空間達 1029.1 億元、PEM 電解 槽市場空間達 854.9 億元，SOEC 市場空間達 53.6 億元。

3.3. 遠期市場空間：需求催動千億藍海市場

綠氫的需求主要來自化工、鋼鐵和交通領域。根據中國氫能聯盟預測，未來 我國氫能的需求量將大幅度提高，由 2020 年的 3342 萬噸增長至 2060 年的 1.3億噸，其中綠氫將占到 1 億噸。從應用領域來看，2020 年我國應用在合成氨、 甲醇、煉油及其他工業領域的氫能占比分別為 37%、19%、10%和 19%；預計 2060 年化工、鋼鐵等工業領域用氫依舊占全國氫能源應用領域的主導地位，約 為 7794 萬噸，占氫總需求量 60％；交通運輸領域用氫約為 4051 萬噸，占總需 求的 31％；電力領域和建筑領域用氫相對較少，占比分別為 5%、4%。

我們認為中短期內綠氫的主要消納場景為綠氨、綠色甲醇，遠期來看交通領 域、天然氣摻氫和鋼鐵行業將釋放巨大需求。綠氨：當前潛在可消納綠氫空間達 934 萬噸。我國是全世界最大的合成氨 生產國，產量占世界總產量的 1/3，合成氨行業是能源消耗大戶，傳統的 HaberBosch 法合成氨技術以化石燃料為氫源和熱源，造成大量的二氧化碳排放。根據 Wind 數據，2021 年我國合成氨產量為 5189 萬噸，碳排放量每年約 2 億噸。

在 “雙碳”目標下，基于化石燃料的傳統合成氨工業很難持續，通過綠氫制綠氨被 視為減碳的重要路線，按照每噸綠氨合成需要 0.18 噸綠氫計算，當前我國合成 氨潛在綠氫消納空間在 934 萬噸。從應用領域看，我國合成氨主要用于農業領域， 尿素占比為 68%，其他化肥占比 18%，化工行業占比 14%；同時，氨也是優良 的氫載體，可以降低氫儲運成本，通過電化學方法合成氨可以實現可再生能源的 大規模儲存，氨經過液化可以通過天然氣管道或遠洋船舶實現可再生能源的全球運輸。

綠色甲醇：甲醇產量穩步增長，當前潛在綠氫可消納空間達 995 萬噸。根 據中國石化新聞網，2017-2021 年我國甲醇產量復合增長率達 12.98%，其中 2021 年中國甲醇產量達 7899 萬噸，預期隨著寧夏寶豐三期 240 萬噸/年等新建 甲醇裝置的投產，我國甲醇產量將穩步增長，按生產每噸甲醇消耗 0.126 噸氫氣 計算，當前甲醇生產綠氫潛在消納量為 995 萬噸。

從應用領域看，甲醇也可作為 綠氫的載體，起到降低氫儲運成本的效果；綠色甲醇最大的下游市場是用于化工 生產，2020 年我國將近 78%的甲醇用于化工合成，主要合成產品為烯烴、甲醛、 醋酸、MTBE 以及二甲醛等，18%的甲醇用于燃料燃燒。其中甲醇燃料已受到越 來越高的重視：

（1）汽車領域，山西、上海、陜西、貴州、甘肅等省市先后開展 了甲醇汽車試點運行工作，吉利已開發甲醇燃料車型 20 余款，累計行駛里程近 100 億公里；

（2）船舶領域：馬士基、中遠海運、達飛輪船等在內的多家全球航 運巨頭均選擇綠色甲醇作為替代燃料；根據國際船舶網，截至 2023 年 3 月全球 共有 25 艘甲醇動力船正在運營，2022 年甲醇動力船新船訂單激增至 43 艘，目 前訂單總計約為 100 艘。

交通領域：商用車耗氫量大，帶動綠氫消納。根據中汽協公布的數據， 2022 年全國氫燃料電池汽車產銷數據分別為 3992 輛和 3789 輛，同比增加 121.11%和 138.90%。2017-2022 年全國氫燃料電池汽車產銷量復合增長率分別 為 25.71%和 24.34%

此外，根據最新車輛上險數據顯示，2022 年我國燃料電 池汽車總銷量 5009 輛，同比 2021 年增長 164.47%。從結構上來看，我國燃料 電池市場以專用車、客車和重卡等商用車為主，2022 年燃料電池汽車中的專用 車、重卡、客車、物流車、乘用車占比分別為 39%、28%、25%、7%、1%，按 照商用車每百公里 7kg 氫耗，年行駛距離 7.5 萬公里計算，預計單臺商用車年耗 氫量達 5.25 噸。根據《中國氫能源與燃料電池產業白皮書》預測，預計 2050 年 交通領域的氫能消費量將達 2458 萬噸/年。

天然氣摻氫：帶動千萬噸級氫氣消納。天然氣摻氫能夠增加天然氣的燃燒值， 還可以利用天然氣管道等基礎設施，對現階段氫氣運輸、氫能的廣泛及規模運用 開拓更多的可能性，大大降低二氧化碳的排放。根據中國石油學會石油儲運專業 委員會，截止到 2022 年底，我國油氣管道的總里程達到 18.5 萬公里，為天然氣 摻氫的開展提供的良好的基礎。

當前我國正著力于在天然氣摻氫領域取得突破， 2023 年 4 月中石油宣布用現有天然氣管道長距離輸送氫氣的技術獲得了突破， 天然氣管道中的氫氣比例已達到 24%；2021 年我國天然氣消費量達 3787 億立 方米，當摻氫比例達到 20%時，可以輸送 946.7 億立方米的氫氣，約為 851.1 萬 噸；隨著我國天然氣消費量逐步提升，預計未來潛在消納綠氫達千萬噸級。

氫煉鋼：技術尚不成熟，遠期氫氣消納空間極大。2022 年我國的粗鋼達 10.13 億噸，占全球產量的 55.3%；參考 IEA 預計 2050 年我國粗鋼產量將下降 至 7.3 億噸。傳統煉鋼工藝采用焦炭為還原劑，煉鋼成本為 350~390 美元/噸， 碳排放強度高達 1.6 噸 CO2/噸，使用純氫氣或氫氣混合天然氣替代焦炭有利于 推進煉鋼行業的節能減排。

根據徐碩等人發表的《中國氫能技術發展現狀與未來 展望》，在目前的試點和示范項目中，使用 100% 氫氣直接還原煉鋼，煉鋼成本 超過 1000 美元/噸；使用 50% 氫氣還原煉鋼，則煉鋼成本降低至 490~860 美元 /噸。但目前氫冶金技術尚不成熟，成本較高，未能實現規模化、高效率的生產， 根據中國國際工程咨詢有限公司資源與環境業務部高級工程師張建紅預計， 2030 年左右可能會迎來高爐富氫碳循環技術改造的高峰期，未來在可用廢鋼增 加、電弧爐占比提升、綠氫成本下降的驅動下，氫基直接還原鐵技術將迎來較大 的發展空間。

參考寶武計劃 2035 年實現碳減排 30%， 2050 年實現“碳中和” 的目標，假設 2035 年、2050 年氫冶金的滲透率分別達到 30%、80%，我們預 計屆時氫氣需求量分別達到 2246 萬噸、4577 萬噸。

預計 2050 年國內電解槽累計市場空間超 7000 億。根據《中國氫能源及燃 料電池產業白皮書（2019 年版）》，預計 2050 年我國氫氣需求將達到 6000 萬噸， 其中電解水制氫將成為我國氫能供應的主體，在氫能供給結構占比達到 70%， 電解槽系統裝機量 2050 年將達到 500GW，市場規模突破 7000 億元。

3.4. 電解槽競爭格局：看好“國家隊”發展前景

3.4.1. 市場要什么樣的電解槽？

我們認為客戶對電解槽設備的期待關鍵在于五個方面：安全穩定運行、低電 耗、低成本、大功率、高動態響應。

（ 1） 安全穩定運行：氫氣屬于極易發生燃爆的氣體，爆炸極限為 4%~75.6%VOL，確保電解槽安全穩定運行是下游客戶最基本的需求。因此我們 認為運營方會優先選擇已有業績的行業頭部企業；

（2）低電耗：電耗顯著影響制氫成本，參考新疆庫車綠氫示范項目制氫成 本模型，系統電耗每減少 0.1 KWh/Nm3，制氫成本將降低 0.3 元/kg；

（3）低成本：隨著綠氫項目大量上馬有望帶動電解槽規模化量產從而降低 電解槽的成本，我們認為前期能拿到訂單的企業將逐步在成本端占據優勢；對 PEM 電解槽而言，降低成本對產品推廣將起到更加關鍵的作用。

（4）大功率：目前大部分綠氫項目規劃的年產氫量均在萬噸/年以上，提高 單槽產氫量將幫助項目運營方降低采購成本，因此下游對電解水制氫設備也提出 了“大標方”化的需求。目前多數堿性電解槽廠商已具備 1000 Nm³/h 制氫裝備 的生產能力， PEM 電解槽也實現突破，國內最大設備功率可達 1.44MW（對應 347.2 Nm³/h）。

（5）高動態響應：電解槽的電力來源從穩定的網電向高波動性的新能源轉 變，要求電解槽有分鐘級的啟動時間和更快的響應速度以適應可再生能源的波動。

3.4.2. 電解槽競爭格局

技術均來源于 718 所。國內的電解水設備廠商分為兩類，一類是傳統設備生 產廠商，深耕電解水領域多年，如中船 718 所、蘇州考克利爾競立、天津大陸制 氫、北京中電豐業、凱豪達等；另一類是隆基綠能、陽光電源等企業，自 2021 年開始跨界布局電解槽設備。

中國的堿性電解系統槽技術最早由 718 所在 50 年 代從蘇聯引進，至 90 年代 718 副總工程師許俊明帶領 18 個工程師于蘇州創立 了蘇州蘇氫設備公司（蘇州競立的前身），后一部分人跟隨許俊明在天津成立天 津大陸，我國電解槽行業前期主要由中船 718 所、蘇州競立、天津大陸三家企業 瓜分市場，業內俗稱“老三家”。目前我國堿性電解槽企業基本均有來自 718、 蘇州競立、天津大陸的員工。

新入局者眾多，頭部企業優勢明顯。據 TrendBank 統計，國內已有一百五 十多家企業布局或規劃堿性電解槽的研發或生產，包括在堿性電解水制氫行業深 耕多年的傳統企業、近幾年入局的新能源企業和裝備制造企業、以及科研院校背 景的氫能初創企業；2022 年共有 14 家企業發布堿性電解槽新品，2023Q1 發布 堿性電解槽新品企業已達 8 家，行業競爭激烈。

從市占率來看，頭部效益明顯， 2022 年中國電解槽市占率排名前三的企業分別為中船派瑞氫能、考克利爾競立 和隆基氫能，總市占率達 80%，其他企業（華電重工、天津大陸制氫、中電豐 業、凱豪達等）電解槽總市占率 20%。

頭部企業產能規劃占優，看好“國家隊”發展前景。2022 年電解水制氫設 備企業已披露產能接近 12GW，其中隆基氫能和中船派瑞氫能的產能最多，均達 到 1.5GW。我們認為未來市場將有三類企業主導，一是行業老牌企業，如 718所；二是“國家隊”，主要為“五大四小”或“三桶油”的裝備企業，依托集團 項目保證充足訂單，培育自身競爭力，如華電重工、長春綠動（PEM 領域，國 電投旗下）等；三是制造龍頭，與傳統業務可形成協同，依靠出色的技術研發提 高拿單能力并有望承接大量海外訂單，如隆基、陽光、三一等。

4、投資分析

4.1. 華電重工

（1）堿性設備領域：2020 年 7 月中國華電成立氫能技術研究中心，發力氫 能領域。2022 年 7 月，公司 1200Nm³/h 堿性電解槽下線，單機產氫量、電解效 率、電流密度等主要技術指標達到國際先進。相較傳統電解槽，公司研發的電解 槽運行電流密度提高約 30%，整體重量減少近 10%，直流能耗指標＜ 4.6KWh/Nm3。在華電集團資源傾斜下，公司先后中標了內蒙華電達茂旗 （12000 Nm3/h）、山東華電濰坊（5000 Nm3/h）等項目。

（2）PEM 及燃料電池設備領域：已開工建設“華電德令哈 3MW 光伏制氫 項目”，PEM 制氫規模達 600 Nm3 /h。此外公司通過并購深圳市通用氫能科技有 限公司加速燃料電池核心材料及核心零部件的開發生產與應用，推進氫能與燃料 電池的商業化進程，主打燃料電池碳紙（GDL）、質子交換膜、催化劑和膜電極 產品，已與巴拉德簽署戰略合作協議。通用氫能已建成年產 10 萬平米 GDL 產線、 年產 10 萬平米 PEM 產線并獲得 IATF16949 質量管理體系認證，年產 100 萬平 米 GDL 產線正在建設中， GDL 產品性能已達到國際水平，為多家國內外頭部企業供貨。

（3）綠氫儲運領域：早在 2012 年成立煤化工事業部，開展高壓氫氣管道 輸送業務；同時自主研發的固態儲氫、液態儲氫技術已成功應用于瀘定水電解制 氫項目中。

4.2. 隆基綠能

公司于 2021 年 3 月成立隆基氫能，致力于成為全球領先的氫能裝備技術公 司。公司技術實力領先，2023 年 2 月，公司發布全新一代堿性電解水制氫設備 ALK Hi1 系列產品，重新定義商業化電解水制氫能效新高度，在直流電耗滿載狀 況下可低至 4.3kwh/Nm³。為了適應更高利用小時的制氫場景，同時推出了 ALK Hi1 plus 產品，直流電耗滿載狀況下低至 4.1kwh/Nm³，在 2500A/㎡電流密度下， 低至 4.0kwh/Nm³，遠低于當前全球堿性電解水制氫技術及 PEM 制氫技術 4.5- 4.6kwh/Nm³的滿負荷直流電耗水平。

訂單方面：公司于 2022 年順利完成全球首個萬噸級綠色煉化示范項目—— 中石化綠氫項目出貨，產品技術水平與交付能力初步得到市場檢驗。2023 年初， 公司中標全球最大的綠色合成氨項目（大安風光制綠氫合成氨一體化示范項目）， 獲得 15 套 1000Nm³/h 電解水制氫系統訂單，市場份額達 38.5%。

產能方面：2021 年第四季度，公司形成 500MW 電解水制氫裝備產能,2022 年公司產能達 1.5GW 位列全球第一，預計 2023 年公司電解水制氫設備產能將 達到 2.5GW，2026 年產能有望達到 5-10GW。

4.3. 華光環能

公司基于 65 年來對電站特種設備的研發設計和制造運營經驗，攜手大連理 工大學共同成立“零碳工程技術研究中心”，在堿性電解水制氫先進技術方面實 施了系統的研發工作，于 2023 年 4 月下線國內首創最大單體電解水制氫設備— —3.2MPa,1500-2000Nm³/h 堿性電解水制氫系統。

技術優勢：公司自研堿性電解槽核心設備，具有自主知識產權的雙極板和電 極催化劑。電解槽采用壓力容器標準實施設計，實現產氫壓力 1.6-3.2 MPa，填 補國內千方級高壓電解槽空白；預計在電流密度 2500 A/m2的情況下單位能耗≤ 4.0 kwh/Nm3，電解槽氫氣出口純度> 99.97%，電流密度最大可達 6000 A/m2。同時結合三維建模和應力分析，實現了產品的輕量化，可以極大地縮短制造周期、 為用戶節約成本。

產能布局：公司目前已具備 500Nm3 /h 以下、500-1000Nm3 /h，1000-2000 Nm3 /h 多個系列堿性電解水制氫系統制造技術，已形成年產 1GW 電解水制氫設 備制造能力，計劃于 2023 年底建成業內一流的智能化、綠色化、數字化特種設 備基地。

4.4. 昇輝科技

公司借助佛山市在氫能領域的政策先發優勢與產業集聚優勢，在氫能產業 的核心環節多向協同發力。

（1）制氫：參股設立電解水制氫裝備公司盛氫制氫，實現制氫設備從 100 標方到 1000 標方量級跨越，完成佛山首臺套 1000Nm³/h 堿性電解水制氫設備 成功下線；氫氣純度可達 99.9995%，能耗低至 4.6 kwh/Nm3，具備 20%— 115%寬頻調諧能力和快速啟動能力，同時依托公司在電氣成套設備的技術優勢， 可實現電解槽電子電氣組件的自控、自產，包括配電柜、控制柜、整流器和變 壓器等。

(2）氫車運營：成立氫能源汽車物流運營平臺子公司，通過搭建運營平臺推 動應用規模的擴大，帶動產業鏈上游燃料電池零部件及整車的發展；

(3）零部件：成立子公司佛山市安能極科技有限公司，依托公司電氣主業， 實現氫能相關領域電氣設備的生產制造能力，產品包括整流柜、控制器、 AC/DC 等電氣設備。通過以上游制氫設備帶動下游運營需求，驅動氫能源汽車 物流運營平臺持續發展，共同打造商業閉環。

4.5. 億利潔能

公司擁有近 20 年電解鹽水離子膜電解槽生產線管理團隊，對電解槽的組裝、 維修、維護保養有豐富的管理實踐和經驗，此外公司兩大園區在原鹽電解、煤氣 化重整、副產氫回收等制氫端和乙二醇、甲醇及合成氨等用氫端均擁有多年的生 產管理經驗。公司旗下子公司億利氫田時代于 2022 年 9 月發布了首臺套 1000 標方堿性 電解槽，該電解槽采用了高電流密度技術，能耗 4.3-4.6kWh/Nm3，工作壓力 0.8-1.6Mpa；計劃于今年實現 200 臺套產能規模，2024 年年產 500 臺套， 2030 年在我國西部沙區達到年產 1000 臺套。

公司積極同產業上下游合作，已與國家電投集團內蒙古能源有限公司合資成 立庫布其綠電氫能公司，并計劃實施鄂爾多斯庫布其 40 萬千瓦風光制氫一體化 示范項目；同包鋼集團、西部天然氣公司在庫布其沙漠推動實施“光伏治沙、光 伏制氫、管道輸氫和綠氫冶煉”一體化項目，億利供應包鋼綠氫低碳冶金所需氫 氣，西部天然氣負責保障億利在庫布其光氫基地生產的氫氣安全穩定輸送到包鋼 用氫地點。