氢能源行业专题报告：政策需求共振，氢能电解槽快速增长

1、 海内外携手政策驱动，绿氢助力双碳目标

1.1、 氢能具有能源和原料双重属性，目前成本较高

纵观人类能源发展史，从最初的炭(C)到石油(—CH2—)和天然气(CH4)，能源形 式中含氢量剧增，实现低碳及无碳能源消费是必然趋势。 炭、石油和天然气都是典型的化石燃料，燃烧产物主要有二氧化碳(CO2)、硫 的氧化物(SOx)、氮的氧化物(NOx)、挥发性有机碳化物(VOC)、一氧化碳 (CO)和微小的颗粒物。其中，CO2 是一种温室气体，被认为是导致全球气 候变暖的主要原因。SOx 和 NOx 会造成区域性酸沉积。空气中 NOx、CO 和 VOC 反应会形成臭氧，其高氧化性会引起呼吸道疾病，造成农作物减 产甚至破坏植被。微小的颗粒物引起的问题更大，会引起呼吸道和心血管 疾病，甚至癌症。近年来每到入冬季节人们都深受雾霾困扰，颗粒物 PM2.5 是罪魁祸首。有研究表明，黑色的炭颗粒也会增强全球变暖趋势。 化石燃料属于一次能源，用完后不可再生，因此面临着枯竭的危险。 因争夺化石能源造成的地区不安定，包括战争的频频出现，也促进了各种替 代能源的高速发展。

零排放的氢将成为未来能源的载体。氢是一种真正的清洁能源，其燃烧产物是 水，尤为重要的是不会产生任何污染物。氢有以下优点： （1） 能量密度极高：达到 39.4kWh/kg，约为汽油的 3 倍，焦炭的 4.5 倍， 用高储能密度的氢储存能量具有得天独厚的优势。 （2） 资源丰富：宇宙中大于 90%(原子分数)或者 75%(质量分数)是由氢构成 的； （3） 可由水制取：水是地球上最为丰富的资源，全球约有 70%的面积覆盖着 水。

相对于电能而言，氢气具有能源和原料的双重属性。在能源领域，氢气可以通 过燃料电池、氢内燃机等技术进行能量转换。其中，燃料电池是氢气能源应用 的主要方向。在燃料电池中，氢气作为反应物与氧气反应，产生电能作为输 出。燃料电池主要应用于交通和储能领域。 与电动车和内燃机汽车相比，燃料电池汽车的综合效率约为 30%，居于中间位 置。这主要是因为在整个电-氢-电的能量转换过程中，涉及到电解水、氢气的 运输和储存，以及燃料电池的应用，这些环节会导致能量损失，从而降低效率。相较于电动车而言，燃料电池汽车的效率较低。然而，与燃油车相比，燃 料电池汽车不受卡诺循环的限制，整体效率更高。

氢车与电车从整车能耗对比来看：丰田 mirai2 百公里耗氢 0.415kg，对应耗电 约 23.2kWh，而比亚迪汉纯电版本百公里耗电 13.5kWh，远低于燃料电池乘用 车。所以就综合能耗而言，在乘用车领域，燃料电池汽车相较锂电车型并不具 有竞争力。 燃料电池车的优势在于补能速度快。燃料电池车 3-5min 即可充满，而锂电车 即使快充也需要 20min 以上才能充满。同时由于燃料电池系统重量较轻，氢气 及其金属化合物的能量密度也远高于锂电池，所以在能耗较大，补能速度要求 较高的场景，燃料电池比锂电池更具有优势，如商用车、冷链物流车等应用领 域。我国基于电网基建发达的国情，前期集中发展纯电动乘用车，同时于 2022 年提出了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，在商用车领域着重 发展燃料电池系统的应用。

在原料领域，氢气主要应用在化工、冶金等场景。氢气在化工领域中的应用主 要是在氢化反应、氧化反应、加氢反应等方面。例如，在精细化学品（香料、 药品、农药等）的生产中，氢气通常用于加氢反应；在石油化工行业中，氢气 常常用于加氢裂化、氢气重整等反应，用于生产乙烯、苯乙烯、煤油等化工产 品。此外，氢气还可以用于制备氨气、甲醇、氢氧化钠等化工产品。

1.2、 我国氢气主要来源于煤制氢与天然气制氢，绿氢 渗透率约 2%

按照生产来源，世界能源理事会将氢气分为灰氢、蓝氢和绿氢三类。 灰氢指由 天然气、煤等化石燃料生产的氢气，制取过程成本最低，但碳排放量高，在化 工行业应用普遍；蓝氢是灰氢的“升级版”，在氢气生产环节配合碳捕捉和封 存技术，能够减少大量碳排放，成本相应更高；绿氢则是利用风能、太阳能等 可再生能源发电，再电解水生产氢气，成本最高。 绿氢应用需要考虑“制备：电价足够低”、“消纳：化工配套较好”、“平 替：替代煤制氢、天然气制氢”： （1）由于绿氢的成本构成中 70%以上来自于电费，而不同地区的电价受到供 电来源的限制，差距较大，所以电价洼地有较强的优势。 （2）由于氢气制备之后储运也涉及到成本增加，所以当地有对应的化工园区进 行配套将有助于氢气就地消纳，大大减少储运成本。 （3）碳中和背景下需要绿氢替代化石能源制氢。目前我国氢气主要来源是煤制 氢（64%）和天然气制氢（14%），电解水制氢比例约 2%。

中国氢能联盟统计预测，2030 年我国氢气的需求量约为 3715 万吨，其中绿氢 需求量约 771 万吨，2060 年我国氢气的需求量为 1.3 亿吨，氢气需求充足。 2030 年不同行业氢气消费量如下： 化工行业：可再生氢需求约为 376 万吨，是中国最大的可再生氢需求 市场。 钢铁行业：总氢气需求约为 174 万吨，其中可再生氢需求约 94 万吨， 其余为工业副产氢。 氢燃料电池：总耗氢量每年 434 万吨，其中可再生氢需求约 301 万 吨，燃料电池车保有量将达到 62 万台。 在 2060 年的中国用氢需求预测中，工业领域用氢需求为 7794 万吨，约占氢气 总需求量的 60%，交通运输领域的用氢需求约为 4051 万吨，约占氢气总需求 量的 31%，电力和建筑领域用氢约占氢气需求总量的 9%。

世界范围内，国际能源署（IEA）《全球氢能回顾 2022》数据显示，2021 年， 全球氢能需求达到 9400 万吨，氢能需求的大部分增长来自炼油和传统工业。 与中国不同，目前全球范围内主要依靠天然气和工业副产制氢，美国 95%的制 氢通过大型中央工厂的天然气重整实现，主要原因在于它是目前最经济实惠的 做法；欧洲氢气产量占全球 21%，也主要依赖于天然气重整。

1.3、 电解槽技术多样化，碱性电解槽（ALK）与质子 交换膜电解槽（PEM）为主流

根据电解槽的不同，目前共有四种电解水制氢技术。碱性电解水技术(ALK)、质 子交换膜电解水技术(PEM)、高温固体氧化物电解水技术(SOEC)和固体聚合物 阴离子交换膜电解水技术(AEM)。 （1）ALK 技术最为成熟，已经完全商业化，成本最低，目前在中国发布的最 大电解槽制氢规模已达到 2000Nm³/h，直流能耗最低达到 4.0kWh/Nm³（极 限约 3.6kWh/Nm³）。 （2）PEM 技术也较为成熟，但成本较高，2020 年美国能源部划分的技术成熟 度与 ALK 一致，目前中国已具备生产制氢规模 200Nm³/h 的电解槽，工业级 PEM 制氢能耗约 5kWh/Nm³，目前存在产业链国产化不足问题，质子交换膜与 催化剂依赖进口，正处于商业化初期。（3）SOEC 与 AEM 在中国处于研发与示范阶段，未进行商业化。2023 年 4 月，由翌晶氢能制造的国内首条 SOEC 量产线在上海嘉定下线，年产能达 100MW。

国内碱性电解水制氢设备出货量远高于质子交换膜电解水制氢设备。据势银统 计，2021 年中国碱性电解水制氢设备的出货量约 350MW，质子交换膜电解水 制氢设备的出货量约 5MW，碱性电解水制氢设备出货量占比达 99%。 在现有的可再生能源制氢项目中，约有 80%的项目采用碱性电解水技术，主要 集中在炼化、化工和交通领域，因为碱性电解水制氢成本低、单槽制氢规模 大；约有 20%的项目采用质子交换膜电解水技术，主要集中在储能和制氢加氢 一体站项目，中石化风光制氢示范项目和三峡集团“源网荷储一体化”示范项 目是目前中国规模最大的 PEM 制氢项目。

碱性电解水制氢系统主要包括碱性电解槽主体和 BOP 辅助系统。 （1）碱性电解槽主体包括正负双极板、阳极电极、隔膜、密封垫圈、阴极电极 等 6 个组成部分。 （2）BOP 辅助系统包括电源供应系统、控制系统、气液分离系统、纯化系 统、碱液系统、补水系统、冷却干燥系统及附属系统等 8 大系统。 PEM 电解制氢技术使用质子交换膜作为固体电解质替代了 ALK 电解槽使用的 隔膜和液态电解质，避免了碱液污染和腐蚀问题。PEM 电解槽具有电流密度 大、氢气纯度高、响应速度快等优点。

产业链上各环节布局逐渐完善。如碱性电解槽隔膜的代表性企业有东丽（中 国）投资有限公司、Agfa-Gevaert Group 及碳能科技（北京）有限公司；电解 槽镍网的代表性企业有安平县辉瑞丝网制造厂等；喷涂的代表性企业有保时 来、北京盈锐优创氢能科技有限公司等。

受益于国家双碳目标，电解槽市场快速增长。我们预计 2025 年 ALK 电解槽市 场规模有望达到 176 亿，2022-2025 年 CAGR 为 150%。2025 年 PEM 电解槽 市场规模有望达到 19.4 亿，2022-2025 年 CAGR 为 142%。 关键假设： （1） 2022 年 ALK 电解槽价格约 1500 元/kW，考虑 ALK 电解槽技术较为成 熟，每年系统价格下降 2%。隔膜/ Ni 电极/双极板/端板及集流板/其他 组件及密封分别占 ALK 电解槽成本的 27%/30%/20%/12%/11%。 （2） 2022 年 PEM 电解槽价格约 8400 元/kW，考虑 PEM 电解槽技术通过优 化贵金属催化剂使用，仍有较大降本空间，每年系统价格下降 10%。 膜电极/双极板/端板及集流板/其他组件及密封分别占 PEM 电解槽成本 的 38%/53%/5%/4%。 （3） 考虑 ALK 成本较低，作为 22-25 年主要商用化应用技术，数量占比较 大，根据示范项目规划氢气量估计，2023-2025 年 ALK 电解槽出货数 量 500/1000/1800 台。电解槽整体朝大型化发展，假设 2022 年单台 功率 4400kW，2023-2025 年单台功率按照 9%/20%/20%增长。 （4） 考虑 PEM 成本逐渐降低，以及体积小，灵活性强的优势，整体增速较 快，2023-2025 年 PEM 电解槽出货数量 30/75/180 台。目前单台功率 较 ALK 更小，整体朝大型化发展速度有望更快，假设 2022 年单台功 率 900kW，2023-2025 年单台功率按照 25%/25%/25%增长。

我们统计了 2030 年海外以及国内的绿氢需求，每年总计约 3993 万吨，根据中 国氢能联盟预测，2030 年国内绿氢需求有望达到 771 万吨；根据欧盟、中 东、北非的规划，2030 年绿氢需求有望达到 2222 万吨；根据美国能源部规 划，2030 年绿氢需求有望达到 1000 万公吨（以上数据见后文 1.4 节）。基于 以上数据，按照 1000 标方电解槽，5000 利用小时数计算，1 万吨绿氢约需要 20 台电解槽，每台功率约 5MW，我们推测全球主要氢气生产国电解槽 2030 年 合计需求有望达到 79860 台。 碱性电解槽竞争较为激烈，23 年订单快速增加。2022 年，中国电解槽总出货 量约为 800MW，其中碱性电解水制氢设备出货量约为 776MW。头部企业出货 量占有率高，中船派瑞氢能、考克利尔竞立、隆基氢能占据总出货量的 80%。 2023 年一季度，10 家企业分享 413.5MW 电解槽订单，阳光电源、中船派瑞、 隆基氢能分别以 105MW、100MW 和 75MW 位居前三。

国外电解槽企业多布局于 PEM 和 SOEC 等新技术。欧美主要 PEM 电解水系统 整 体 解 决 方 案 供 应 商 为 Cummins 、 Elogen 、 ITM Power 、 NEL 、 Plug Power、Siemens Energy。近年有多次融资、并购和整合案例出现。如英国 ITM Power 在 2019 年获得 5880 万英镑融资、在 2020 年获得 1.72 亿英镑融 资；GTT 集团在 2020 年以约 800 万欧元价格收购了 Elogen；美国 Plug Power 在 2021 年以 9800 万美元收购了 Frames Group、在 2020 年以 6500 万美元收购 Unites Hydrogen。 欧美在 SOEC 方面的代表公司包括 FuelCell Energy、康明斯、Sunfire 等。近 年来也获得国家和社会等方面的资金支持。美国 FuelCell Energy 曾于 2016- 2020 年负责美国能源部 300 万美元的 SOEC 研发项目；康明斯于 2021 年获得 美国能源部 500 万美元拨款，用于 SOEC 电堆自动化组装、生产的研发；德国 Sunfire 在 2021 年获得 1.09 亿欧元 D 轮融资，计划在 2023 年建成 200MW 的 SOEC 电解槽产能。

1.4、 海内外纷纷出台政策推动绿氢产业发展

1.4.1、国内碳中和碳达峰驱动制氢端产能释放

政策持续加码，明确产业规划与发展方向。2016 年，中国标准化研究院资源与 环境分院和中国电器工业协会燃料电池分会发布《中国氢能产业基础设施发展 蓝皮书（2016 年）》，首次提出了我国氢能产业发展路线图。自 2019 年氢能 被首次列入政府工作报告，国家密集出台了一系列政策支持氢能产业发展。 2020 年 6 月，《2020 年能源工作指导意见》提出推动氢能技术进步与产业发 展。2021 年 3 月，氢能被视为“十四五”规划中须前瞻规划的未来产业之一； 11 月，《“十四五”工业绿色发展规划》提出加快氢能技术创新和基础设施建 设，鼓励氢能的多元化应用。2022 年，国家政策持续加码，进一步明确氢能产 业发展方向和战略布局，其中 3 月出台的《氢能产业发展中长期规划（2021- 2035 年）》强调指出，统筹推进氢能基础设施建设，稳步推进氢能在交通领域 的示范应用，拓展在储能、分布式发电、工业等领域的应用。

1.4.2、风光氢储示范级项目推动电解槽需求快速增加

国家自 2022 年规划了大量风光氢储一体化项目。2022 年起，国家针对双碳目 标，规划了大量风光氢储一体化项目，其下游应用主要是工业端制绿色甲醇、 绿氨等化工行业。由于化工厂具有集群效应，绿氢项目分布也以风光资源较好、电价较低的内蒙、宁夏、东北等地为主。在各地 2022-2025 年规划的 55 个制氢项目中，有 29 个项目为绿氨及绿色甲醇应用项目，对应的绿氢产能为 73.7 万吨/年；燃料电池汽车相关领域项目 6 个，对应的绿氢产能为 2.1 万吨/ 年，部分产能用于外销等。同时为响应“一带一路”倡议，我国与摩洛哥、埃 及签订新能源建设项目战略协议，共计绿氢产能 46 万吨/年。所有项目绿氢产 能共计约 158 万吨/年，按照每万吨约 20 台 1000 标方电解槽计算(5000 利用 小时数)，对应电解槽需求量 3000~3200 台。 电解槽招标价格趋于稳定。2023 年大安以及宁东项目与 2022 年中石化库车一 期项目价格相近，都位于 1400 元/KW 左右。

1.4.3、欧洲提出氢能发展目标

2020 年 7 月欧盟发布《欧盟氢能战略》，提出了欧洲发展氢能的战略蓝图，并 给出了氢能发展目标： 2020 年至 2024 年，欧盟将安装至少 6GW 的可再生氢能电解槽，并生 产多达 100 万吨的可再生氢能。 2025 年至 2030 年，欧盟安装至少 40GW 的可再生氢能电解槽，并生产 多达 1000 万吨的可再生氢能。 2030 年至 2050 年，可再生氢能技术应成熟并大规模部署，可以覆盖所 有难以脱碳的领域。 2022 年 5 月的 Repower EU 规划提出，欧盟将在 2030 年在本土部署 1000 万 吨/年的可再生氢能产能，以及从可靠供应国进口 1000 万吨/年的氢能。 2023 年 4 月 18 日，欧洲议会的环境、公众健康和食品安全委员会（ENVI）正 式通过了欧洲碳边界调整机制（CBAM）协议，行业范围扩大至涵盖氢，由于 灰氢和蓝氢的生产均有二氧化碳的排放，仅绿氢免收碳关税，欧洲期望使用大 规模的绿氢以推动能源转型。

除战略规划之外，欧洲氢能产业政策还提供财政融资支持： 2020 年 12 月，22 个欧盟国家和挪威发起了欧洲价值链共同利益重点工程支持 计划（IPCEIs），用于支持绿氢全产业链的各类项目，形成跨国绿氢网络。联 合项目包括整个氢价值链——从可再生和低碳制氢到氢的储存、运输和分配， 特别是在工业部门的氢应用。 2023 年 3 月 16 日欧盟委员会成立“欧洲氢能银行”，将投资 30 亿欧元（大 约 29.7 亿美元），以助力当地氢能市场及工业部门发展。 德国还将试点碳差价合约（CCfD），即由政府补足合约约定的碳价格与碳市场 交易价格的差额，此举能够显著降低碳市场价格波动的风险，继而保障绿氢企 业的投资回报。

欧洲氢能需求量大，寻求与北非合作。RePower EU 欧盟计划(欧盟委员会)估 计，到 2030 年将进口可再生氢的需求为 1000 万吨。为了促进进口，欧盟委员 会将支持三条经地中海、北海和乌克兰的主要氢进口走廊的建设。 欧盟委员会于 2022 年 5 月发布《欧盟外部能源战略》，称欧盟正在与地中海 南部国家之间开展地中海绿色氢伙伴关系。该伙伴关系将从欧盟-埃及氢能伙伴 关系和欧盟-摩洛哥绿色伙伴关系开始。我国近期也有埃及 32 万吨，摩洛哥 14 万吨绿氢项目合作。

1.4.4、海湾地区多国提出氢能发展目标

沙特阿拉伯提出“绿色沙特倡议”。沙特计划到 2030 年实现每年减少 2.78 亿 吨碳排放，到 2060 年实现温室气体“净零排放”，并致力于推动氢能生产链 本地化，成为全球清洁氢能供应商。沙特能源大臣表示沙特计划到 2030 年生 产和出口约 400 万吨氢气能源，有望成为全球最大的氢能供应来源。 阿联酋发布了“2050 能源战略”。提出要致力于生产全球最低价的“蓝氢”， 并通过发展氢能降低本国 1/4 的碳排放量，同时加速氢气生产和出口。2021 年 11 月，阿联酋通过“氢领军路线图” ，提出了到 2030 年在全球低碳氢市场中 占据 25%份额的目标。 阿曼希望成为一个主要的氢气生产国和出口国。其目标是清洁氢气(绿氢和蓝氢) 发电量到 2025 年达到 1GW、到 2030 年达到 10GW、到 2040 年达到 30GW, 成为全球主要的氢生产国和出口国。阿曼能源开发公司首席执行官表示到 2030 年要实现 100 万吨氢气生产，并致力于成为全球氢气生产中心。

建立国家氢能联盟。2021 年 1 月，阿布扎比国家石油公司（ADNOC）与阿联 酋两大主权财富基金穆巴达拉投资公司(Mubadala)和阿布扎比发展控股公司 (以下简称 ADQ)宣布成立阿联酋国家氢能联盟，旨在利用各自的行业优势，建 立实质性的氢能经济，将阿联酋打造成可信赖的氢气出口国。

推动氢能出口及商业应用。 2020 年沙特阿美石油公司(Aramco)向日本出口了世界首批蓝氨，宣告沙特氢 (氨)经济商业化迈出重要一步。 2021 年 1 月，ADNOC 与日本经济产业省签署了关于开展燃料氨利用的合作备 忘录， 8 月阿联酋向日本出口了一批用于化肥生产的蓝氨，为阿联酋的氢能对 外贸易奠定了基础。 2022 年 6 月，阿美发布首份可持续发展报告，提出到 2030 年每年生产 1100 万吨蓝氨，以满足亚洲等全球重要市场日益增长的氢能需求。

1.4.5、北非各国氢能发展目标

埃及：目标到 2030 年，实现可再生能源占据能源结构 40%以上。埃及于 2021 年制定了三大发展方向——将天然气作为过渡燃料、制定国家氢战略以及扩大 可再生能源。2022 年联合国气候变化大会上埃及宣布将在未来几个月发布总投 资价值约 400 亿美元的国家氢能规划。埃及发展氢能的核心区域为苏伊士运河 地区，其拥有埃及最好的可再生资源且是连接欧洲、亚洲和非洲的重要枢纽。 摩洛哥：目标到 2030 年，可以满足全球 4%的绿色氢需求。摩洛哥在 2019 年 成立国家氢委员会后，于 2021 年 8 月发布了国家绿色氢战略。

1.4.6、日韩提出全方位氢能发展目标

日本：锂资源约束下的优先选择方向。日本于 2020 年 12 月提出《2050 年碳 中和绿色增长战略》（以下简称《战略》）作为日本碳中和发展的纲领性文 件，其中基于资源约束和发展核心竞争力两方面因素对氢能发展提出了长期规 划并作为优先选择方向。《战略》对于日本氢能行业在扩大规模、降低成本、 国际推广等多方面提出了明确的发展目标和推进方向。 扩大规模：根据《战略》预计，2050 年全球氢能涡轮机发电装机容量 3 亿千 瓦，氢能卡车累计 1500 万辆，零排放钢铁 5 亿吨/年。对应的，清洁氢供 应量在 2030 年达到 300 万吨，2050 年达到 2000 万吨。 降低成本：根据《战略》数据，2020 年，氢获取成本 170 日元/Nm3（约 110 元/kg），纯氢发电成本 97.3 日元/kWh（约 5.76 元/度），10%的氢 和 90%再气化 LNG 混合发电成本为 20.9 日元/kWh；2030 年获取成本降 至 30 日元/Nm3（约 20 元/kg），2050 年获取成本降至 20 日元/Nm3 （约 13 元/kg）。 国际推广：日本政府同样重视氢能发展过程中的技术与设备优势。根据 Hemade 咨询，日本的氢能潜力较低，但应用潜力高，未来很可能经由澳 大利亚、拉丁美洲和中东进口氢能。因此，《战略》强调了日本在涡轮 机、液化输氢船、大型电解装机方面的优势，致力于向可再生能源丰富的 世界地区出口设备。

韩国：2019 年 1 月，韩国政府发布《氢经济发展路线图》。2021 年 11 月， 韩国贸易、工业和能源部再次发布国家氢能目标，提出到 2050 年氢进口代替 原油进口、氢能覆盖大型工业用能的发展目标。根据路线图规划，到 2040 年，韩国氢需求量可达 526 万 t/a，建立海外制氢基地，通过进口满足绿氢需 求，国内制氢成本下降到 3000 韩元/kg（约合人民币 16 元/kg）以下。

1.4.7、美国致力于清洁能源替代

2022 年 9 月，美国能源部发布《国家清洁氢战略与路线图》（草案）。该路线 图全面概述美国氢气生产、储运和应用的潜力，阐述清洁氢将如何助力美国脱 碳和经济发展目标。 美国能源部的目标是将清洁氢的生产增加到 2030 年的 1000 万公吨/年，2040 年 2000 万公吨/年，2050 年 3000 万公吨/年。这些目标是基于氢气在工业应 用、重型运输和长期储能等特定领域的使用具有成本竞争力的情景下设置，具 备较强的可实现性。通过到 2050 年实现氢气生产和利用量的 5 倍增长，美国 能源部预计，在所有氢气都是清洁生产的情况下，美国的温室气体排放总量可 以比 2005 年减少约 10%。

1.4.8、海外重点板块需求总结

在重点板块中，欧盟由于提前的布局和自身对氢气更大的需求量，2030 年前已 规划制氢项目的产能占比最高，总产能为 1575.7 万吨/年。其中荷兰、德国和 西班牙产能排名前三，分别为 678.4、415.9 和 248.7 万吨/年。 中东地区：近年以沙特、阿曼和阿联酋为首的海湾阿拉伯国家，正在通过国际 合作的形式大力推动氢能产业发展，以此加速本国经济向绿色、低碳、多样 化、可持续发展转型。其中阿曼，阿联酋和沙特阿拉伯为主要参与国家，2030 年前的产能规划为 326.4、103.2、37.3 万吨/年。 北非地区成为了欧洲极佳的氢能供应地，以埃及为首，摩洛哥、突尼斯和阿尔 及利亚为辅的国家均对氢能发展有所布局。埃及和摩洛哥 2030 年前的产能规 划为 174.3、4.9 万吨/年。 美国规划 2030 年清洁氢的生产增加到 1000 万公吨/年。

2、 因地制宜，多来源氢气匹配不同应用场 景

2.1、 价格是各个场景氢气替代的关键

由于不同场景对于氢气成本的容忍度不一样，氢气应用速度也将不一样。氢能 在 2C 和 2B 端应用如同锂电池在电动车和储能领域的应用。2C 整车端当电池 价格下降到一定水平，购置成本可以与同价格带燃油车打平，产品力有优势， 新能源车得以普及。2C 储能领域，当风光+锂电的度电成本与当地上网电价接 近时候，储能领域也将迎来快速增长。而氢气下游同样由于应用场景不同，每 个场景对于成本的要求也不同： 合成氨，甲醇等领域：工业上过去使用灰氢/蓝氢，成本较低，对绿氢替代成 本要求更加苛刻。 商用车领域：成本对标柴油车 TCO（全生命周期成本），对氢气价格容忍度 较高。 炼钢领域：由于我国富煤贫油少气的特性，过去主要采取焦煤炼钢，而海外 多采用天然气炼钢，故氢气冶钢不仅对氢气的成本要求很高，在对于现有 炼钢技术替代上，额外投资成本也需要考量在内。 储能领域：氢气主要应用于长时储能调节，但是电-氢-电的模式转换效率较 电-电池-电更低，所以需要根据具体的应用场景进行调整，如采用 SOFC 热电联供可提高能量利用效率至 90%+。

制氢加氢供需空间错配，影响不同应用场景氢气源。考虑到下游应用场景的不 同，其对于氢气价格的容忍度不同，不同场景氢气来源也具有一定的差异性。 合成氨、合成甲醇、冶金、储能等领域：下游应用较为集中，现阶段适合采 用电解槽制氢，适配风光资源较好，发电成本较低的三北地区。 交通领域：下游车端应用较为分散，在低电价的西北地区，以及高电价的沿 海城市都有运营。现阶段燃料电池车保有量较少，当地不同来源氢气皆可 满足需求，电价较低地区采用电解槽制氢；而电价较高地区，多使用工业 副产氢提纯。同时在部分钢铁、化工园区，由于环保要求对开工率的限制，采用燃料电池车开工率更高，即使现在燃料电池车较贵，不依赖补贴 亦可打通商业模式。

2.2、 原料属性：化工与冶金领域氢能应用主要替代灰 氢与蓝氢

2.2.1、全球氢能在化工与冶金领域应用情况

工业领域氢气的主要应用场景为制甲醇、合成氨、冶金等方向。作为碳排放占 比较大的行业，化工和钢铁企业面临着节能减排的巨大压力。由于绿氢在这两 个领域中是作为灰氢和蓝氢的替代，而电费又占绿氢成本最大部分，同时能源 成本在这两个行业里面占比较高。故长期而言，化工和钢铁行业分布将向风光 资源禀赋较好，电力成本较低的区域进行富集。 甲醇：国内市场方面，目前中国甲醇的产能位列世界第一，根据广东化工交 易中心数据显示，2021 年国内甲醇产能过剩 19.8%。国外市场方面， 2020 年中国、南美、北美、中东的甲醇产能占全球比重达 97%。其中中 国占比最高约 65.8%，其次为中东 15.3%，北美 8.4%，南美 7.5%。 合成氨：国内市场方面，从 2012 年到 2022 年合成氨产量在 5313 万吨上下 波动。国外市场方面，2019 年中国合成氨的产能在全球位于前列，欧洲 整体加起来比中国多 565 万吨，东南亚整体产量为 700 万吨。 冶金：各洲粗钢产量方面，根据世界钢铁协会数据显示 2022 年亚洲 13.28 亿吨，欧洲 1.72 亿吨，美洲 0.74 亿吨，非洲 0.21 亿吨，大洋洲 0.06 亿 吨。2022 年中国粗钢产量为 10.18 亿吨位居全球第一。

2.2.2、国内化工领域不同氢气来源成本对比

化工行业是电解槽制氢的重要下游。国家发展和改革委员会、工业和信息化 部、生态环境部、国家能源局等四部门曾发布《高耗能行业重点领域节能降碳 改造升级实施指南（2022 版）》，对炼油、煤化工、合成氨等化工行业出台绿 色化转型和降碳的实施指南，为以可再生氢为基础的清洁化工产业发展奠定了 基础。

由中国氢能联盟研究院测算，2030 年，化工行业氢气需求总可再生氢消费量约 为 376 万吨，是中国最大的可再生氢需求市场。而电解水制氢是制造可再生氢 气的主要方式。 分地区来看，西北地区由于具备化工产业及可再生电力资源优势，将成为最大 的化工可再生氢消费地，其次分别是华东、东北和西南地区。

国内主要以成本低的煤气化制氢技术路线为主。煤的气化制氢工艺包括气化剂 反应、煤气净化、CO 转换、变压吸附提纯。 按照 1 万标方/h 的装置计算，假设每标方设备的投资强度为 1.7 万元，年工 作时间近 7680 小时，每吨氢气耗 7.5 吨无烟煤，无烟煤价格按照近 730 元/吨， 测算煤制氢成本 12.4 元/kg。 按照当前 50 元/吨的碳价计算，每生产一标方氢气产生 26 千克的二氧化 碳，则加上碳排放成本后的制氢成本为 13.7 元/kg。 假设使用碳捕捉技术制造灰氢，按每捕捉一吨二氧化碳花费 160 元来计算， 煤制灰氢的成本为 16.6 元/kg，绿氢仍未达到平价水平。

天然气制氢是以天然气为原料，用水蒸气作为氧化剂，来制取富氢混合气。 按照 1 万标方/h 的装置计算，每标方设备投资强度为 1.2 万元，年工作时间 近 7680 小时，1 标方氢气耗 0.4 标方天然气，天然气价格按照近 2.5 元/ 标方， 测算天然气制氢成本 14.3 元/kg。 按照当前 50 元/吨的碳价计算，每生产一标方氢气产生 19 千克的二氧化 碳，则加上碳排放成本后的制氢成本为 15.3 元/kg。 假设使用碳捕捉技术制造蓝氢，按每捕捉一吨二氧化碳花费 160 元来计算， 天然气制蓝氢的成本为 17.4 元/kg。

目前国内绿氢制备主要采用碱性电解槽，PEM 电解槽使用较少。 碱性电解槽制绿氢成本测算基本假设： （1）碱性电解水制氢设备按 1000 标方/时， 720 万元/套计算。 （2）按照年生产时间 4000 小时，电耗 4.4 kWh/标方，电价 0.25 元/kWh。 1000 标方的碱性电解槽制氢成本为 18.58 元/kg，与化石燃料制氢相比暂时还 未实现平价。但从远期看，若风光发电电价进一步下降至 0.2 元/kWh，并且电 解效率提高，电耗下降至 4kWh/标方时，则绿氢成本有望得到平价。 PEM 电解槽制绿氢成本测算基本假设： （1）PEM 电解水制氢设备按 200 标方/时，600 万元/套计算。 （2）按照年生产时间 4000 小时，电耗 4.2 kWh/标方，电价 0.25 元/kWh。

1000 标方的 PEM 电解槽制氢成本为 32.9 元/kg，远未能达到平价。然而 PEM 电解槽对可再生能源适应性好，响应速度快，目前有项目采用 PEM：ALK=2:8 的配置比例进行使用。 若考虑把碱性电解槽的氢气制成氨或甲醇等化工产品，每吨的合成氨需要消耗 178kg 的氢气，再加上 400 元/吨的制备成本，绿氨成本为 3708 元/吨；而市 场上的化石燃料制得的合成氨加上碳税后的成本约为 3211 元/吨，两者成本仍 有所差距，考虑到目前合成氨价格处于历史低位，随着电价下行，两者有望平 价。 若用于合成甲醇，每吨甲醇需消耗 130kg 的氢气，加上 1100 元/吨的制备成 本，绿醇的合成成本大约为 3516 元。而工业甲醇加上碳税价格后也仅需 2199 元/吨。 因此现阶段的绿氨与绿醇还不具备经济性，但如果配合国家和地方的氢能项目 补贴，电力成本下降或将绿色化工产品销往海外碳税价格更高的国家则有望实 现平价。

2.2.3、氢气冶金发展较慢，技术仍需突破

氢冶金政策前置，确立四大技术路径。2022 年 1 月，国家发展和改革委员会、 工业和信息化部、生态环境部等三部门曾发布《关于促进钢铁工业高质量发展 的指导意见》，明确提出了地方和企业指定氢冶金行动方案，推动可再生氢冶 金。截至目前，钢铁行业针对氢冶金研究初步形成氢基竖炉直接还原炼铁技术、氢基流化床直接还原炼铁技术、高炉富氢冶炼技术和富氢熔融还原炼铁技 术等四大技术路径。 根据中国氢能联盟研究院测算，2030 年，钢铁行业总氢气需求约为 174 万 吨，其中可再生氢需求约为 94 万吨，其余为工业副产氢。 空间分布方面，西北地区可再生氢资源丰富、储运成本低，是氢能炼铁的重要 发展基地，氢气需求最多，其次分别是华北、华南和华东地区。

目前我国发展氢冶金面临以下困难： （1） 高品位铁矿资源匮乏：氢基直接还原要求铁精粉品位达到 68%以上，脉 石含量低于 4%，而我国铁矿石是以低品位磁铁矿为主，高品位铁矿资源匮 乏，难以支撑我国大规模开展直接还原铁生产。 （2） 氢能资源少、利用成本高：利用绿电—电解水制氢工艺，氢气成本是焦 炉煤气制氢和天然气制氢的 2 倍~3 倍，用氢成本较高，难以和高炉—转炉 长流程在成本上进行竞争。 （3） 技术研发难点多：全氢直接还原炼铁技术是对现有高炉—转炉工艺的革 新，在技术研发上具有较多关键问题需要解决。一是氢还原为强吸热反 应，将影响到反应器内温度场分布，而反应温度的变化将影响氢气利用效 率。二是依照现有气基竖炉工艺或流化床工艺，氢还原反应器内热量均依 靠高温还原气的物理热带入，解决热量不足问题将是未来研发重点。三是 通过提高还原气温度和增加还原气流量来补充热量，将影响到氢气在竖炉 中的流速，进一步影响氢气还原率及利用效率，同时对气体加热炉装备、 反应器的耐高温、耐高压、防泄漏、耐氢蚀性等带来巨大挑战。四是全氢 还原无渗碳条件，不含碳的直接还原铁熔点高、极易再氧化、自燃，难以 安全储存和运输。 （4） 可再生能源制绿氢与冶金流程耦合难度大：冶金工业是一种流程制造系 统，生产基地由多个不可拆分的化工、冶金反应器组成，反应器内部高 温、高压，伴有连续进行的多相物质相互转化的化学反应，对系统的可靠 性要求很高，必须长期连续稳定运行。

2.3、 能源属性：交通运输领域替代燃油发动机，补充 锂电

交通领域，氢气发挥高能量密度优势。过往市场对氢气在交通领域的应用着眼 于车用市场，实际上因为氢能能量密度高，环境友好，能对燃油车形成替代。 由于氢气这个特点，其在（1）高耗能，（2）需要快速补能的场景，相较锂电 池有极大的优势。除车用以外，由于其能量密度高的属性，氢能在船用、轨道 以及航空领域也有很大的发展空间。

2.3.1、车用领域我国主要关注燃料电池商用车

销售量持续上升，2022 年全年燃料电池汽车销量达到 4782 辆。2018 年到 2022 年，我国燃料电池汽车销量由 841 辆增长至 4782 辆，2020 年由于 COVID-19 影响，燃料电池示范应用推广政策延迟落地，燃料电池汽车销量因 此下降至 1455 辆。示范城市群自 2021 年 8 月起出台并落实具体政策，燃料电 池汽车的销量大幅提升。 燃料电池汽车持续降本，加速车用发展。国内燃料电池系统厂家加大在研发方 面的投入，在燃料电池系统成本中占比 60%的燃料电池堆成本已下降，带动燃 料电池系统成本进一步下降。根据灼识咨询预计，到 2025 年我国燃料电池系 统成本将降至 2200 元/KW，相比 2020 年下降 63.3%。

我们综合比较在不同的应用场景下，燃料电池车、换电重卡和柴油车的 TCO 成 本，以 49 吨重卡为例，基于 25 元/kg 的氢气价格下，考虑地方与国家补贴 1:1 配置，柴油重卡和燃料电池汽车有望率先实现平价。但由于现在燃料电池 车规模效应尚未显现，购置成本较高，整体 TCO 依然承压。同时补贴下放较 慢，燃料电池车购买意愿仍处于较低水平。 相对于纯电重卡，燃料电池重卡在每公斤 25 元的氢气价格下表现出较高的全 生命周期成本（TCO）。这是因为纯电重卡具有更低的购置成本和电费成本。 然而，在实际运营中，重卡经常会超载，这导致纯电重卡需要频繁充电，充电 速度和实际能耗与理论值之间存在一定差距。此外，燃料电池重卡在续航里程 方面具有竞争优势。随着氢气价格的下降以及燃料电池重卡成本的降低，燃料 电池重卡有望在未来获得更广泛的应用。

2.3.2、氢动力船舶尚处于发展初期

船用领域碳排放较多，氢动力船舶尚处于发展初期。当前，航运业迅猛发展， 柴油机动力船舶伴生的能耗与环境问题日益显现，2020 年我国航运业的二氧化 碳排放量达到 1.2×108 t，约占交通运输领域排放量的 12.6%。 氢动力船舶通常用于湖泊、内河、近海等场景，以客船、渡船、内河货船、拖 轮等类型为主；海上工程船、海上滚装船、超级游艇等大型氢动力船舶研制是 当前的国际趋势，潜艇采用氢燃料电池动力系统同样具有良好前景。目前采用 甲醇、氨等合成气，作为燃料电池的原料来源也是发展方向之一。 2022 年 3 月，中国海事局印发了《氢燃料电池动力船舶技术与检验暂行 规则(2022)》，中国船级社发布了《氢燃料电池》、《氢气瓶》、《重整 装置》等 3 份涉及船用氢燃料电池系统的产品检验指南，2022 年 7 月， 中国船级社(CCS)《 船 舶 应 用 燃 料 电 池 发 电 装 置 指 南 》(2022)也正 式 生 效，这扫清了大量氢能船发展的技术标准障碍，有望大幅缩短产业化落地 及氢能船舶规模化示范应用的时间。

3、 电解槽领域重点公司分析

3.1、 中船 718 研究所（派瑞氢能）

入局较早，研发销售体系成熟，氢能业务覆盖全产业链，制氢装备技术领先。 中船 718 所是制氢行业最早的行业龙头。中船 718 所始建于 1966 年，主攻核 潜艇大气生命维持系统，1984 年开发出加压水电解制氢装置，于 2008 年成立 全资子公司派瑞氢能科技有限公司，主攻电解水设备。目前，派瑞氢能业务涵 盖制氢-储氢-运输-加氢站全产业供应链，以可再生能源电解水制氢为主线，兼 顾加氢站及关键设备、车载氢系统。2022 年，中船 718 所发布全球首台套单 体产氢量 2000Nm³/h 水电解制氢装备，实现制氢装置的单机产氢量世界领 先。目前，中船 718 所可年产碱性电解槽 350 台，PEM 电解槽 120 台，总产 能达到 1.5GW，制氢设备产品已成功出口 30 多个国家和地区，是国内外主要 制氢装备系统供应商。

3.2、 隆基绿能

制氢设备单位电耗低，电解槽产能快速扩张，是行业强劲新势力。隆基绿能自 2018 年开始对氢能产业链进行战略研究，于 2021 年 3 月成立控股子公司隆基 氢能，主攻电解水制氢设备和可再生能源制氢解决方案，2021 年 10 月产品下 线并实现 500MW 产能，2022 年隆基氢能实现电解槽产能 1.5GW，公司预计 2025 年电解槽产能将达到 5-10GW。目前，隆基氢能以降低制氢的单位电耗为 主要战略方向，于 2023 年 2 月发布制氢装备 ALK Hi1，在直流电满载状况下 电耗可低至 4.3kWh/N m³，用于适应更高利用小时数场景的 ALK Hi1 产品，直 流电满载状况下电耗则可低至 4.1kWh/N m³，该系列产品具有高效率、高收益 的特点，能降低 10%以上的直流电耗，大幅降低不同场景下的制氢 LCOH。隆 基氢能在 2022 年大型绿氢示范项目中装机市场占有率约为 30%，年氢能出货 量居全国前三。

3.3、 阳光氢能

阳光氢能科技有限公司是阳光电源子公司，专注于可再生能源柔性制氢技术研 究。阳光电源于 2016 年成立氢能研究小组；2019 年成立氢能事业部，专注于 可再生能源柔性制氢技术研究。同年，与大连物化所共同成立“PEM 电解制氢 技术联合实验室”，以大功率 PEM 电解制氢装备的研究开发为核心，攻关技术 制高点。2020 年，在阳光产业园建成可再生能源变功率制氢及氢储能发电实证 平台，实现纯离网变功率制氢及电——氢——电闭环。2021 年，注册成立阳光 氢能科技有限公司，发布 50Nm³/h PEM 电解槽，1000 Nm³/h 碱性水电解制 氢系统试车成功。2022 年，年产能 GW 级制氢设备工厂建成投产。目前，公司 主要产品有 IGBT 制氢电源、碱性水电解槽、PEM 电解槽、气液分离与纯化设 备、智慧氢能管理系统，产品已在吉林、宁夏、内蒙古、甘肃、湖北等多地风 光制氢示范项目中得到广泛应用。

3.4、 考克利尔竞立（苏州）

碱性电解水制氢设备的生产、研发经验丰富，目前出货量全球领先。考克利尔 竞立前身为苏州竞立，苏州竞立最初核心团队来自中船 718 研究所，在苏州竞 立时 期已 着 手研 发 制造 多个大 容量 电 解槽 设 备。2019 年 ，比 利时 John Cockerill 集团承接苏州竞立制氢设备有限公司全部人员和知识产权，增大研发 力量、更新设备、扩大产能，建立考克利尔竞立。2021 年公司生产了超 50 台 产氢量 1000Nm³/h 电解水制氢设备，参与了 1200Nm³/h 和 1300Nm³/h 电解 水制氢设备的研发和生产，出货量达 160MW，占全球碱性电解槽出货量的 50% ， 位 列 全 球 第 一 。 2022 年 ， 考 克 利 尔 竞 立 单 槽 最 大 产 能 达 到 1500Nm³/h，出货量超过 230MW，实际产能达到 1GW，预计 2023 年产能将 扩充至 1.5GW。

3.5、 亿利洁能

光伏、氢能、化工一体化融合发展，制氢用氢两端技术成熟、运营经验丰富。 亿利洁能于 2020 年 8 月投资设立宁波氢能创新中心有限公司，积极布局氢能 产业，2022 年 9 月发布单台 1000 Nm³/h 碱性电解槽，2022 年实现年产 50 台套，产能 250MW，计划于 2023 年底实现 200 台 1000 标方碱性电解槽，产 能规模达到 1GW，2025 年达到 500 台套，产能规模达 2.5GW，2030 年在我 国西部沙区达到年产 1000 台套。亿利洁能拥有达拉特、库布其两大工业园 区，风光制氢一体化项目 2023 年 1 月获批，未来可依托沙漠治理和土地资源 的优势，实现光伏、风电、氢能一体化消纳和一体化发展，以及寻求外部合 作，开展氢冶金业务。

3.6、 双良新能源

节能环保和高端制造底蕴深厚，与光伏、工业冷却水和化工等产业链深度整 合。双良集团成立于 1995 年，主要业务为节能节水系统业务及新能源系统业 务，2022 年 3 月，双良节能成立氢能研究中心，布局氢能产业链，子公司双良 新 能 源 负 责 设 备 的 研 发 和 制 造 。 2022 年 9 月 ， 双 良 新 能 源首 个 单 槽 1000Nm³/h 碱性电解槽成功下线，该设备采用高电流密度设计，通过气液分离 装置实现碱液沉降分离，氢气纯度可达 99.9999%，实现低成本、低能耗、高 性能。11 月，双良新能源首套绿电智能制氢系统顺利发货。

3.7、 华电重工

依托华电集团，电解槽出货量具有较高保障。华电重工于 2021 年 11 月试运行 水电解制氢装置成功，2022 年 5 月收购深圳通用氢能 51%股权，拥有通用氢 能质子交换膜电池的生产工艺和核心技术，2022 年 7 月下线独立研发生产的 1200Nm³/h 碱性电解槽，2022 年末，公司签约内蒙古包头市达茂旗 20 万千 瓦新能源制氢工程示范项目，预计 2023 年完成交货。“十四五”期间，公司 计划将氢能作为重点业务，并带动一体化项目 EPC 的发展。

3.8、 昇辉科技

氢能领域布局全面，“3+3”业务模式覆盖面广。公司 2020 年入局氢能产业， 目前已经初步形成“3+3”的氢能业务模式，即投资三家产业链头部企业：国 鸿氢能、鸿基创能、飞驰汽车，分别布局电堆、膜电极和整车制造；以及自主 经营三个氢能业务板块：制氢设备、氢能汽车运营平台、氢能设备零部件。制 氢设备方面，旗下公司广东盛氢已经于 2023 年 1 月 9 日下线 1000 标方电解水 制氢成套设备，目前已经具备年产 50 套大功率电解槽的生产能力以及快速交 付整体解决方案的能力。

3.9、 华光环能

公司主营业务与电解槽协同程度高，氢能市场空间巨大。公司 2022 年与大连 理工大学合作成立零碳工程技术研究中心，进行电解水制氢等示范项目的开 发。得益于大连理工的技术专利、骨干，借助公司装备制造中原材料、吊装设 备的已有资源和研发人员丰富的经验，2022 年仅耗时 70 天即完成 30 标方碱 性电解槽的研发生产。2023 年 4 月下线 1500Nm³/h 碱性电解槽，单位能耗 4.3kWh/Nm³ ， 目 前 已 经 具 备 500Nm³/h ， 500-1000Nm³/h ， 1000- 2000Nm³/h 多个系列碱性电解槽制造技术，形成年产 1GW 电解水制氢设备制 造能力。华光环能已与中能建签订战略合作协议，未来会积极开拓市场，进行 商业化应用，并积极探索现有业务与氢能等新能源的协同发力的可能性。