CINDASECURITIES氫能：綠氫降本路線清晰氫能：綠氫降本路線清晰，電解槽市場空間廣闊—行業(yè)深度報告氫能：綠氫降本路線清晰，電解槽市場空間廣闊氫能：綠氫降本路線清晰，電解槽市場空間廣闊發(fā)展氫能是實(shí)現(xiàn)國家"雙碳"目標(biāo)、構(gòu)建新型能源體系的重要措施。氫能來源廣泛，具有能量密度高、清潔無污染、靈活高效、應(yīng)用場景廣泛、儲運(yùn)方式多樣等優(yōu)點(diǎn)，被稱為是二十一世紀(jì)的“終極能源”。2016年中國加入了《巴黎氣候協(xié)定》，2020年宣布了在2030年前碳達(dá)峰、2060年碳中和的“雙碳”目標(biāo)。作為全球碳排放的主要貢獻(xiàn)者，中國各行業(yè)都面臨著碳減排壓力，而利用清潔能源代替化石能源發(fā)電和制氫，是實(shí)現(xiàn)國家“雙碳”目標(biāo)的重要舉措。2022年，《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021—2035年）》，明確了氫能是未來國家能源體系的重要組成部分，發(fā)展氫能是構(gòu)建新型能源體系的重要舉措；2023年《氫能產(chǎn)業(yè)標(biāo)準(zhǔn)體系建設(shè)指南》，在國家層面上系統(tǒng)構(gòu)建了氫能制、儲、輸、用全產(chǎn)業(yè)鏈標(biāo)準(zhǔn)體系，明確了氫能下一步的發(fā)展規(guī)劃，進(jìn)一步推動了氫能產(chǎn)業(yè)的全面發(fā)展。氫能產(chǎn)業(yè)鏈覆蓋制、儲運(yùn)加及應(yīng)用，綠氫制取環(huán)節(jié)有望最先受益。1）制取：氫能主要分為灰氫、藍(lán)氫和綠氫，其中綠氫的生產(chǎn)過程中不會有碳排放產(chǎn)生。我們預(yù)計隨著“雙碳”政策的推進(jìn)以及綠氫制取技術(shù)的不斷突破，綠氫能有望成為未來主要發(fā)展方向。綠氫的主要生產(chǎn)方式是電解水制氫，其中堿性電解水制氫技術(shù)發(fā)展最為成熟，PEM電解水制氫技術(shù)處于商業(yè)化初期，發(fā)展前景廣闊。2）儲運(yùn)加：氣態(tài)、低壓氫能儲運(yùn)技術(shù)為當(dāng)前國內(nèi)發(fā)展主流，未來將按照“低壓到高壓”、“氣態(tài)到多相態(tài)”的技術(shù)方向發(fā)展。我國加氫站發(fā)展已初具規(guī)模，然而由于技術(shù)不夠成熟、下游市場未形成規(guī)模等，目前不具備經(jīng)濟(jì)性。3）應(yīng)用：氫能應(yīng)用目前以傳統(tǒng)石油化工生產(chǎn)為主，我們預(yù)計未來綠氫將在交通、儲能、工業(yè)、建筑等多領(lǐng)域得到廣泛應(yīng)用。綠氫平價在即，有望逐步具備市場競爭力1）當(dāng)前單位制氫成本：煤制氫<天然氣制氫<天然氣+CCUS<煤制氫+CCUS<堿性電解水制氫<PEM電解水制氫。2）隨著技術(shù)改進(jìn)及規(guī)模擴(kuò)張，電解槽設(shè)備成本將不斷下降，我們預(yù)計1000Nm3/h堿性電解槽設(shè)備成本將由當(dāng)前的800萬元/臺下降至2030年的500萬元/臺，200Nm3/hPEM電解槽設(shè)備成本將由當(dāng)前的580萬元/臺下降至2030年的219萬元/臺。3）電解水制氫成本受用電成本和運(yùn)行時間影響較大，我們預(yù)計隨著用電價格的下降和電解槽運(yùn)行時長的增加，電解水制氫成本將大幅下降。4）我們判斷堿性電解水制氫單位成本有望在2025年左右和藍(lán)氫平價，在2030年左右和灰氫平價，若考慮碳稅、政府綠氫補(bǔ)貼的影響，則綠氫平價時間點(diǎn)有望前移，綠氫將逐步具備市場競爭力。投資評級看好上次評級看好樓綠氫產(chǎn)量有望超過規(guī)劃目標(biāo)，電解槽未來市場空間廣闊。2022年我國氫800MW，較2021年實(shí)現(xiàn)翻倍增長。2023年上半年電解設(shè)備共計招標(biāo)已超600MW，其中PEM電解設(shè)備占比較22年提升8個百分點(diǎn)，2023年電解槽全年需求量有望持續(xù)實(shí)現(xiàn)翻倍。綠氫產(chǎn)量和需求量快速增長，我們預(yù)期到2025年我國綠氫的需求量達(dá)到130萬噸，遠(yuǎn)超國家氫能規(guī)劃中可再生能源制氫年產(chǎn)量10-20萬噸的目標(biāo)，到2030年綠氫產(chǎn)量將達(dá)到770萬噸。根據(jù)我們的測算，若考慮市場中僅有堿性電解槽的情況，則2025年、2030年電解槽新增市場空間分別約為60億元、200億元；參考海外情況，若考慮PEM電解槽在國內(nèi)市場的占比逐漸提升，至2030年P(guān)EM電解水制氫產(chǎn)量增長至綠氫總產(chǎn)量的40%，則2025年、2030年電解槽市場空間分別約為請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.cinda100億元、300億元。投資建議：氫能行業(yè)尚處于發(fā)展初期，綠氫制氫端降本空間較大，未來市場前景廣闊，我們預(yù)計電解槽市場有望迎來快速增長，我們建議從制氫設(shè)備端入手，關(guān)注隆基綠能、華光環(huán)能、華電重工、昇輝科技等公司。風(fēng)險因素：氫能下游應(yīng)用進(jìn)展不及預(yù)期風(fēng)險、氫能相關(guān)技術(shù)進(jìn)度不及預(yù)期風(fēng)險、政策波動風(fēng)險、市場競爭加劇風(fēng)險。請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.cinda 6 7 7 7 8 8 25 27 29 31 33 9 表4：分別使用陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電時堿性電 27 7 8 8 9 9 20 請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.cinda 21 21 22 22 23 23 26 27 28 29 32請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.cinda發(fā)展氫能是國家實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)、構(gòu)建新型能源體系的重要手段，近年來海內(nèi)外政策頻出刺激綠氫產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展。2022年《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021—2035年）》，明確了氫能是未來國家能源體系的重要組成部分。2023年《氫能產(chǎn)業(yè)標(biāo)準(zhǔn)體系建設(shè)指南（2023版）》，在國家層面上系統(tǒng)構(gòu)建了氫能制、儲、輸、用全產(chǎn)業(yè)鏈標(biāo)準(zhǔn)體系，為氫能產(chǎn)業(yè)的全面發(fā)展做引領(lǐng)和支持。隨著國家政策的不斷加碼和綠氫制取技術(shù)的不斷進(jìn)步，綠氫制取環(huán)節(jié)投資有望率先啟動。我們判斷2025、2030年左右綠氫的制取成本有望分別和藍(lán)氫、灰氫平價。綠氫的制備成本主要取決于用電成本、運(yùn)行市場、制氫設(shè)備費(fèi)用和政策變化。在用電成本方面，隨著風(fēng)光發(fā)電技術(shù)的進(jìn)步和發(fā)電時長的增加，2030年光伏發(fā)電成本將下降至0.15元/kWh，陸上風(fēng)電成本下降至0.2元/kWh。隨著棄風(fēng)、棄光和低谷電的應(yīng)用，我們預(yù)計到2030年綠氫制氫的用電成本將下降至0.15-0.2元/kWh。在運(yùn)行時長方面，耦合可再生能源發(fā)電的電解水制氫設(shè)備運(yùn)行時間受風(fēng)光發(fā)電時長影響較大，我們預(yù)計隨著風(fēng)光發(fā)電時長的增加、風(fēng)光配儲的應(yīng)用、下游消納能力的提升和綠電交易的普及，到2025年電解槽年利用小時數(shù)將提升至3000h，2030將提升至4000h。在設(shè)備費(fèi)用方面，我們預(yù)計隨著技術(shù)進(jìn)步和規(guī)模擴(kuò)張，到2030年1000Nm3/h的堿性電解槽費(fèi)用將降至500萬元/臺，200Nm3/h的PEM電解槽費(fèi)用將下降至219萬元/臺，電解槽設(shè)備端有著較大的降本空間。在政策及補(bǔ)貼方面，若考慮政府制氫補(bǔ)貼、碳稅等因素的影響，綠氫和藍(lán)氫、灰氫的平價時間有望進(jìn)一步提前。從市場空間來看，氫能產(chǎn)量近年來快速增長，遠(yuǎn)期綠氫需求空間廣闊。我們預(yù)計到2025年、2030年綠氫產(chǎn)量分別有望達(dá)到130萬噸、770萬噸，能夠分別為電解槽帶來新增市場規(guī)模60-100億元、200-300億元。請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.cinda一、發(fā)展氫能是實(shí)現(xiàn)"雙碳"目標(biāo)、構(gòu)建新型能源體系的重要措施氫能是二十一世紀(jì)的“終極能源”。氫能來源廣泛，具有能量密度高、清潔安全、靈活高效、應(yīng)用場景廣泛、儲運(yùn)方式多樣等優(yōu)點(diǎn)，是推動傳統(tǒng)化石能源清潔高效利用和支撐可再生能源大規(guī)模發(fā)展的理想能源載體，被譽(yù)為二十一世紀(jì)的“終極能源”，受到各國的廣泛關(guān)注。發(fā)展氫能是實(shí)現(xiàn)國家“雙碳”目標(biāo)的最佳選擇。近年來，隨著溫室氣體排放的不斷加劇，全球氣溫持續(xù)上升，氣候問題日益嚴(yán)重。為應(yīng)對這一挑戰(zhàn)，全球主要國家于2016年簽訂了《巴黎氣候協(xié)定》，并紛紛制定了二氧化碳減排計劃，以減少氣候變化帶來的風(fēng)險和影響。《巴黎協(xié)定》的長期目標(biāo)是將全球平均氣溫較前工業(yè)化時期上升幅度控制在2°C以內(nèi)，并努力將上升幅度限制在1.5°C以內(nèi)。中國于2016年加入了《巴黎協(xié)定》，并于2020年宣布了在2030年前實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰，2060年實(shí)現(xiàn)碳中和的"雙碳"目標(biāo)。根據(jù)中科院地理科學(xué)與資源研究所于貴瑞團(tuán)隊(duì)的預(yù)測，要實(shí)現(xiàn)1.5°C控溫目標(biāo)，2030年和2050年的全球二氧化碳年凈排放量需分別控制在203億噸和-5億噸以內(nèi)。中國是全球碳排放主要貢獻(xiàn)者，碳排放量將近占全球碳排總量的30%。我國的工業(yè)、交通、發(fā)電、建筑等行業(yè)都面臨著巨大的碳減排壓力，而利用太陽能、風(fēng)能等非碳基能源替代化石能源發(fā)電和制氫，構(gòu)建以清潔能源為主的“新型能源供應(yīng)系統(tǒng)”，實(shí)現(xiàn)能源供應(yīng)與消費(fèi)端的清潔化轉(zhuǎn)型，是中國實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的最佳選擇。資料來源：于貴瑞等《中國碳達(dá)峰、碳中和行動方略之探討》，信達(dá)證券研發(fā)中心發(fā)展氫能是構(gòu)建國家能源體系的重要組成部分。無論是實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)還是保障能源安全，構(gòu)建新型能源體系都是必不可少的?！笆奈濉币?guī)劃和2035年遠(yuǎn)景目標(biāo)綱要都提出要加快推進(jìn)構(gòu)建以綠色低碳為目標(biāo)的新型能源體系。2022年3月，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)了《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021—2035年）》，明確指出氫能是未來國家能源體系的重要組成部分，是用能終端實(shí)現(xiàn)綠色低碳轉(zhuǎn)型的重要載體。2023年8月，國家標(biāo)準(zhǔn)委、國家發(fā)改委、國家能源局等六部門聯(lián)合印發(fā)了《氫能產(chǎn)業(yè)標(biāo)準(zhǔn)體系建設(shè)指南（2023請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.cinda版）》，明確了氫能下一步的發(fā)展規(guī)劃，并在國家層面上系統(tǒng)構(gòu)建了氫能制、儲、輸、用全產(chǎn)業(yè)鏈標(biāo)準(zhǔn)體系，這將有助于充分發(fā)揮氫能在現(xiàn)代能源體系建設(shè)和用能終端綠色低碳轉(zhuǎn)型中的載體作用，為氫能產(chǎn)業(yè)的全面發(fā)展提供支持。資料來源：國務(wù)院辦公廳、國家能源局、國家發(fā)改委、新華社、人民日報、中國政府網(wǎng)、國務(wù)院、工業(yè)和信息化部、科學(xué)技術(shù)部，信達(dá)證券研發(fā)中心整理二、氫能產(chǎn)業(yè)鏈較長，綠氫制取有望率先受益氫能產(chǎn)業(yè)鏈涵蓋氫氣的制取、儲存、運(yùn)輸、加氫以及下游應(yīng)用等環(huán)節(jié)。隨著國家政策的不斷加碼和綠氫制取技術(shù)的不斷進(jìn)步，綠氫制取環(huán)節(jié)的投資有望最先啟動。資料來源：中國氫能聯(lián)盟，《國富氫能招股說明書（申報稿）》，信達(dá)證券研發(fā)中心根據(jù)制取方式和碳排放量的不同，氫氣主要分為灰氫、藍(lán)氫和綠氫：1）“灰氫”指通過化石燃料（如煤炭、天然氣等）或工業(yè)副產(chǎn)制取的氫氣，制取技術(shù)相對成熟、成本較低，但碳排放量強(qiáng)度較高。2）“藍(lán)氫”指在灰氫的制取過程中采用碳捕集利用與封存（CCUS）技術(shù)制取的氫氣，可以有效降低碳排放。然而由于CCUS技術(shù)成本較高，藍(lán)氫的制取成本通常較高。3)“綠氫”指通過可再生能源（如太陽能、風(fēng)能等）制取的氫氣，在生產(chǎn)過程中不產(chǎn)生二氧化碳排放。由于綠氫制取技術(shù)不夠成熟、綠氫制取的成本較高。電解水制氫是綠氫的主要生產(chǎn)方式。請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.cinda目前我國主要以灰氫為主，綠氫是未來的主要發(fā)展方向。根據(jù)中國煤炭工業(yè)協(xié)會的數(shù)據(jù)，2020年中國氫氣產(chǎn)量超過2500萬噸，其中煤制氫占62%、天然氣制氫占19%、工業(yè)副產(chǎn)制氫占18%，而電解水制氫僅占1%左右。盡管傳統(tǒng)化石原料制取的灰氫在中短期內(nèi)仍將占據(jù)市場主流地位，綠氫作為理想的零碳排放可持續(xù)能源，隨著政策的推進(jìn)和技術(shù)的不斷突破，有望逐漸取得更大的市場份額，成為未來低碳經(jīng)濟(jì)的主流發(fā)展方向。資料來源：王明華《新能源電解水制氫技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析》，信達(dá)證券研發(fā)中心資料來源：中國煤炭工業(yè)協(xié)會，前瞻產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟(jì)研究院，環(huán)聯(lián)網(wǎng)，信達(dá)證券研發(fā)中心電解水制氫是理想的綠氫制取技術(shù)，其中堿性電解水制氫技術(shù)發(fā)展最為成熟。相較于其他制氫方式，電解水制氫具有綠色環(huán)保、生產(chǎn)靈活、產(chǎn)氫純度高等特點(diǎn)，是一種理想的綠氫制取技術(shù)。電解水制氫的主要技術(shù)有：堿性電解水制氫（ALK）技術(shù)、質(zhì)子交換膜電解水制氫（PEM）技術(shù)、陰離子交換膜電解水制氫（AEM）技術(shù)和固體氧化物電解水制氫（SOEC）技術(shù)。堿性電解水制氫技術(shù)是國內(nèi)最早實(shí)現(xiàn)工業(yè)化的電解水制氫技術(shù)，發(fā)展最為成熟，目前占據(jù)市場主導(dǎo)地位；PEM電解水制氫技術(shù)處于商業(yè)化初期，近年來產(chǎn)業(yè)化發(fā)展迅速；SOEC技術(shù)和AEM技術(shù)仍在研發(fā)示范階段，發(fā)展勢頭迅猛。- -1 --期 資料來源：遲軍《電解水制氫技術(shù)進(jìn)展》，張軒等《電解水制氫成本分析》，信達(dá)證券研發(fā)中心整理請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.cinda堿性電解水技術(shù)（ALK）：發(fā)展最為成熟，應(yīng)用最為廣泛。堿性電解水制氫系統(tǒng)通常由電解槽、氣液分離器、冷群洗滌器、脫氧系統(tǒng)、干燥系統(tǒng)以及壓縮儲存系統(tǒng)等組成。在直流電的作用下，電解槽中的水被分解生成氫氣和氧氣，然后經(jīng)分離、洗滌、脫氧和干燥等步驟處理后，其中的氫氣被壓縮儲存于緩沖罐中。堿性電解槽主要由電源、電解槽箱體、電解液、陰陽極和橫隔膜等組件構(gòu)成，電解液通常采用KOH或NaOH水溶液，橫隔膜由石棉材料制成，起分離液體的作用，電極則多采用金屬合金。堿性電解水技術(shù)工作原理為，在陰極側(cè)，水分子被分解成氫離子和氫氧根離子，其中氫離子得到電子生成氫氣，氫氧根離子則在電場力的作用下穿過橫膈膜到達(dá)陽極，失去電子生成水和氧氣。堿性電解水技術(shù)發(fā)展最為成熟，具有電解槽結(jié)構(gòu)簡單、安全可靠、運(yùn)行壽命長、投運(yùn)成本低等優(yōu)點(diǎn)，是市場上應(yīng)用最為廣泛的綠氫制取技術(shù)。然而堿性電解水技術(shù)仍面臨一些技術(shù)挑戰(zhàn)，比如能耗較高、電流密度較低以及響應(yīng)速度慢難以與風(fēng)光供電緊密配合等問題。資料來源：瞿麗莉等《質(zhì)子交換膜電解水制氫技術(shù)在電廠的應(yīng)用》，信達(dá)證券研發(fā)中心資料來源：汽車學(xué)會，信達(dá)證券研發(fā)中心質(zhì)子交換膜電解水技術(shù)（PEM）：未來發(fā)展前景廣闊，降本是關(guān)鍵。PEM電解槽主要由膜電極（包括質(zhì)子交換膜、陰陽極催化層和陰陽極氣體擴(kuò)散層）、陰陽極端板和電解液組成。陰陽極端板起到引導(dǎo)電的傳遞與水、氣分配的作用；氣體擴(kuò)散層起到集流和促進(jìn)氣液傳遞的作用；催化層是由催化劑、電子傳導(dǎo)介質(zhì)和質(zhì)子傳導(dǎo)介質(zhì)組成的三相界面，是電化學(xué)反應(yīng)發(fā)生的核心區(qū)域；質(zhì)子交換膜一般使用全氟磺酸膜，其作用是阻止電子傳遞的同時傳遞質(zhì)子，在陰陽極兩側(cè)隔絕氣體產(chǎn)生的作用。根據(jù)瞿麗莉等《質(zhì)子交換膜電解水制氫技術(shù)在電廠的應(yīng)用》，與堿性電解水系統(tǒng)相比，PEM電解水系統(tǒng)由于采用純水而非堿液作電解液，并且能夠直接將氫氣和氧氣阻隔在陰陽極兩側(cè)，其系統(tǒng)結(jié)構(gòu)大大簡化。PEM電解水技術(shù)工作原理為，在陽極側(cè)，水分子失去電子，被分解成氧氣和質(zhì)子，質(zhì)子在電場的作用下通過質(zhì)子交換膜，在陰極側(cè)得到電子生成氫氣。PEM電解水制氫技術(shù)已基本成熟，具有諸多優(yōu)點(diǎn)，如系統(tǒng)結(jié)構(gòu)簡單、產(chǎn)氫純度高、電流密度大、制氫效率高、安全環(huán)保、響應(yīng)速度快與風(fēng)光發(fā)電的匹配性較好等，應(yīng)用前景廣闊。然而PEM電解槽需要在強(qiáng)酸性和高氧化性的環(huán)境下運(yùn)行，對于銥、鉑、鈦等貴金屬催化劑材料的依賴較高，且關(guān)鍵部件的國產(chǎn)化替代仍面臨挑戰(zhàn)，導(dǎo)致目前PEM電解槽成本遠(yuǎn)高于堿性電解槽，國內(nèi)可再生能源電解水制氫項(xiàng)目仍以堿性水電解為主導(dǎo)。未來進(jìn)一步降低成本、提升產(chǎn)氫能力將是推動PEM電解槽擴(kuò)大商業(yè)化進(jìn)程的關(guān)鍵。請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c資料來源：瞿麗莉等《質(zhì)子交換膜電解水制氫技術(shù)在電廠的應(yīng)用》，信達(dá)證券研發(fā)中心資料來源：中國節(jié)能協(xié)會氫能專業(yè)委員會，《當(dāng)代石油石化》，信達(dá)證券研發(fā)中心固體氧化物電解水技術(shù)（SOEC）：能夠有效減少電能需求，電極材料限制商業(yè)化進(jìn)程。SOEC電解系統(tǒng)最基本的組成單元是電解池，多個電解池可以組合成電堆，多個電堆和氣體處理系統(tǒng)、氣體輸送系統(tǒng)可以組合成電解模塊，多個電解模塊可以組合成一個完整的SOEC系統(tǒng)。SOEC電解池由電解質(zhì)、陰極和陽極組成。陰極通常選用鎳、鉆、鉑等金屬陶瓷復(fù)合材料；陽極常用鈣鐵氧化物；電解質(zhì)選用釔穩(wěn)定的氧化鋯（YSZ）和鈧穩(wěn)定的氧化鋯（ScSZ）等導(dǎo)電陶瓷材料。SOEC技術(shù)分為質(zhì)子傳導(dǎo)型和氧離子傳導(dǎo)型兩種，目前氧離子傳導(dǎo)型SOEC發(fā)展更成熟。質(zhì)子傳導(dǎo)型SOEC中，水蒸氣在陽極失去電子，生成氧氣和質(zhì)子，質(zhì)子通過電解質(zhì)傳導(dǎo)至陰極，得到電子生成氫氣。氧離子傳導(dǎo)型SOEC中，水蒸氣在陰極得到電子，生成氫氣和氧離子，氧離子通過電解質(zhì)傳導(dǎo)至陽極，失去電子生成氧氣。SOEC電解水技術(shù)可以將電能和熱能轉(zhuǎn)為化學(xué)能，通過利用廢熱能夠有效降低電耗，適用于鋼鐵、化工和核能工廠等熱能資源豐富的地區(qū)。SOEC反應(yīng)具有可逆性，可以切換至燃料電池（SOFC）模式，適用于高效產(chǎn)氫或電化學(xué)儲能。然而SOEC技術(shù)仍面臨材料成本高、投入大、啟停慢、循環(huán)壽命低等挑戰(zhàn)，限制了其商業(yè)化應(yīng)用的發(fā)展。資料來源：勢銀（TrendBank信達(dá)證券研發(fā)中心請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c資料來源：萬旗氫能，《陶瓷學(xué)報》，信達(dá)證券研發(fā)中心資料來源：萬旗氫能，《中國工程科學(xué)》，信達(dá)證券研發(fā)中心陰離子交換膜電解水技術(shù)（AEM）：能夠生產(chǎn)低成本、高效的氫氣，需突破關(guān)鍵材料技術(shù)限制。電解槽結(jié)構(gòu)類似于PEM電解槽，主要由陰離子交換膜、過渡金屬催化電極極板、氣體擴(kuò)散層和墊片等組成，常使用純水或低濃度堿溶液作為電解質(zhì)。陰離子交換膜可以傳導(dǎo)氫氧根離子，并阻隔氣體和電子直接在電極間傳遞。AEM電解水技術(shù)工作原理為，水從陽極穿過陰離子交換膜到陰極，接受電子產(chǎn)生氫氣和氫氧根離子，氫氧根離子穿過陰離子交換膜到陽極，釋放電子生成氧氣。氫氧根穿過陰離子交換膜回到陽極并放出電子產(chǎn)生氧氣，氧氣隨后通過氣體擴(kuò)散層與電解液一起流出。AEM電解水技術(shù)使用廉價的非貴金屬催化劑和碳?xì)淠?，具有成本低、電流密度較大、環(huán)保高效等優(yōu)點(diǎn)，并且可以有效地與可再生能源耦合。目前AEM技術(shù)還處于研發(fā)階段，發(fā)展程度將取決于高效催化劑、聚合物膜、膜電極等關(guān)鍵材料技術(shù)的突破情況。資料來源：中國節(jié)能協(xié)會氫能專業(yè)委員會，《當(dāng)代石油石化》，信達(dá)證券研發(fā)中心化石燃料制氫（煤制氫、天然氣制氫工藝成熟、成本穩(wěn)定，廣泛應(yīng)用于工業(yè)生產(chǎn)?；剂现茪渲饕褐茪浜吞烊粴庵茪?。煤制氫主要采用煤氣化制氫技術(shù)，其工作原理為，煤炭通過氣化反應(yīng)，生成一氧化碳和氫氣的合成氣，后通過水煤氣變換和分離處理獲取氫氣。由于我國“富煤、缺油、少氣”的能源稟賦，煤制氫技術(shù)是我國最廣泛采用的工業(yè)制氫方法。根據(jù)苗軍等《氫能的生產(chǎn)工藝及經(jīng)濟(jì)型分析》，天然氣制氫主要采用水蒸氣重整工藝（SMR），其工作原理為，天然氣蒸汽經(jīng)催化轉(zhuǎn)化，生成一氧化碳和氫氣的混合氣，然后將一氧化碳與水蒸氣進(jìn)行反應(yīng)，生成氫氣和二氧化碳的變換氣，最后提純得到氫氣。SMR技術(shù)裝置簡單，能夠?qū)崿F(xiàn)連續(xù)大規(guī)模的生產(chǎn)。資料來源：煤化工信息網(wǎng)，信達(dá)證券研發(fā)中心資料來源：煤化工信息網(wǎng)，信達(dá)證券研發(fā)中心工業(yè)副產(chǎn)制氫：制氫成本較低，生產(chǎn)過程受主產(chǎn)物產(chǎn)能和建設(shè)地點(diǎn)的約束。根據(jù)苗軍等《氫能的生產(chǎn)工藝及經(jīng)濟(jì)型分析》，工業(yè)副產(chǎn)氫的主要來源包括氯堿副產(chǎn)氫、焦?fàn)t煤氣制氫和輕烴裂解制氫等，其中焦?fàn)t煤氣制氫是工業(yè)副產(chǎn)制氫的主要途徑之一。焦?fàn)t煤氣是煉焦過程的副產(chǎn)品，每生產(chǎn)1t焦炭可產(chǎn)生約350-450m3的焦?fàn)t煤氣，其中氫氣含量約占50%-60%。通過對焦?fàn)t煤氣進(jìn)行分離和提純，可以獲得純凈的氫氣。工業(yè)副產(chǎn)氫的制備技術(shù)較為成熟，制氫成本較低，但因受地點(diǎn)、規(guī)模、運(yùn)輸半徑以及主產(chǎn)物產(chǎn)能等因素的限制，氫氣產(chǎn)能存在上限，不適合作為大規(guī)模集中化氫能供應(yīng)鏈，能夠?yàn)闅淠墚a(chǎn)業(yè)的發(fā)展初期提供低成本、分布式氫源。為控制氫氣制取環(huán)節(jié)的碳排放，化石能源制氫需結(jié)合碳捕集利用與封存（CCUS）技術(shù)。CCUS技術(shù)是一種用于從化石燃料氣體和其他工業(yè)活動中去除CO2的技術(shù)，涵蓋了CO2捕集、運(yùn)輸、利用和封存四個環(huán)節(jié)。1）捕集階段，主要包括燃燒后捕集、燃燒前捕集和富氧燃燒。燃燒后捕集主要應(yīng)用于燃煤鍋爐及燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電設(shè)施，燃燒前捕集主要應(yīng)用于新建發(fā)電廠，富氧燃燒主要應(yīng)用于燃煤電廠和工業(yè)燃燒過程。2）運(yùn)輸階段，可采用管道、船舶、鐵路和公路等多種運(yùn)輸方式，目前國內(nèi)主要采用罐車運(yùn)輸方式。3）利用階段，包括化工利用、生物利用、物理利用等，捕集到的CO2可作為原料用于生產(chǎn)混凝土、甲醇、乙醇、碳酸鹽、塑料等產(chǎn)品。4）封存階段，主要包括地質(zhì)封存、海洋封存、化學(xué)封存等，其中地質(zhì)封存的強(qiáng)化采油技術(shù)（CO2-EOR）發(fā)展成熟，在儲存CO2的同時可以提高油氣采收率，已達(dá)商業(yè)化應(yīng)用規(guī)模。請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c資料來源：騰訊研究院，信達(dá)證券研發(fā)中心高壓氣態(tài)儲氫技術(shù)發(fā)展最為成熟，應(yīng)用最為廣泛。我國目前氫氣的儲存方式主要有高壓氣態(tài)儲氫、低溫液態(tài)儲氫和固態(tài)儲氫，其中高壓儲氫技術(shù)發(fā)展最為成熟，應(yīng)用也最為廣泛，具有存儲能耗低、成本低、可通過減壓閥調(diào)控氫氣釋放等優(yōu)點(diǎn)。低溫液態(tài)儲氫主要應(yīng)用在航天等領(lǐng)域，有機(jī)液態(tài)儲氫和固態(tài)儲氫尚處于技術(shù)攻關(guān)階段。~5.7用發(fā)度資料來源：李星國《氫氣制備和儲運(yùn)的狀況與發(fā)展》，信達(dá)證券研發(fā)中心請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c我國儲氫技術(shù)水平與國外相比仍有一定差距，未來將向高壓化方向發(fā)展。按材質(zhì)分，高壓儲氫瓶可分為Ⅰ型純鋼制金屬瓶、Ⅱ型鋼制內(nèi)膽纖維纏繞瓶、Ⅲ型鋁制內(nèi)膽纖維纏繞瓶和Ⅳ型塑料內(nèi)膽纖維纏繞瓶。按應(yīng)用領(lǐng)域分，固定式儲氫方面，多采用Ⅰ型、Ⅱ型鋼制氫瓶；車用儲氫瓶方面，我國主要采用35MPa的Ⅲ型瓶，少量應(yīng)用70MPa的Ⅲ型瓶，國外已采用70MPa的Ⅳ型瓶；運(yùn)輸用儲氫瓶方面，我國主要使用20MPa的Ⅰ型瓶，剛開始應(yīng)用30MPa的Ⅰ型瓶，國外已基本采用50MPa甚至更高。與國外相比我國在儲運(yùn)氫技術(shù)方面仍存在一定差距。未來我國高壓氣態(tài)儲氫技術(shù)仍需向輕量化、高壓化、低成本和質(zhì)量穩(wěn)定的方向發(fā)展，探索新型儲氫罐材料以滿足更高壓力下的儲氫需求，提高儲氫的安全性和經(jīng)濟(jì)性。氫氣的運(yùn)輸根據(jù)儲氫狀態(tài)和運(yùn)輸量的不同，主要分為氣態(tài)輸送、液態(tài)輸送和固態(tài)輸送。具體的輸送形式包括氣態(tài)氫長管拖車、液氫槽罐車、以及管道運(yùn)輸（純氫管道、天然氣管道混輸?shù)龋?，不同的儲運(yùn)方式具有不同的特點(diǎn)和適應(yīng)性。資料來源：李建林等《氫能儲運(yùn)技術(shù)現(xiàn)狀及其在電力系統(tǒng)中的典型應(yīng)用》，信達(dá)證券研發(fā)中心氫氣的儲運(yùn)方式可以根據(jù)規(guī)模和距離的不同進(jìn)行選擇。氫氣管道適合小規(guī)模、短距離的運(yùn)輸，而低溫液態(tài)儲運(yùn)則適用于大規(guī)模、遠(yuǎn)距離的儲運(yùn)。一般來說，當(dāng)運(yùn)輸距離在50km以內(nèi)時，氫氣管道運(yùn)輸成本相對較低；而當(dāng)運(yùn)輸距離超過300km時，低溫液態(tài)儲運(yùn)有更大的優(yōu)勢。當(dāng)前我國的氫能產(chǎn)業(yè)處于發(fā)展初期，市場規(guī)模相對較小，且氫能示范應(yīng)用主要集中在產(chǎn)氫地附近，因此在實(shí)際應(yīng)用中更多采用氣氫長管拖車運(yùn)輸方式。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟的報告，我國的氫能儲運(yùn)發(fā)展將按照"低壓到高壓"、"氣態(tài)到多相態(tài)"的技術(shù)方向推進(jìn)，逐步提升氫氣的儲存和運(yùn)輸能力。請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c資料來源：李建林等《氫能儲運(yùn)技術(shù)現(xiàn)狀及其在電力系統(tǒng)中的典型應(yīng)用》，信達(dá)證券研發(fā)中心加氫站是為燃料電池汽車提供氫燃料的場所，對推動氫能應(yīng)用起到關(guān)鍵作用。加氫站按照不同的分類標(biāo)準(zhǔn)，可以分為多種類型，根據(jù)氫氣的儲存狀態(tài)，加氫站可分為液氫加氫站和高壓壓縮氫氣加氫站。由于儲存技術(shù)的限制，目前我國的加氫站主要是高壓氫氣加氫站，其核心設(shè)備為壓縮機(jī)、儲氫罐和加氫機(jī)，泄氣柱用于將氫氣從存儲容器導(dǎo)出，并通過壓縮機(jī)將氫氣壓縮至所需的加氫壓力。儲氫灌將壓縮的氫氣存儲在特定容器中，以確保供氫穩(wěn)定和持續(xù)。加氫機(jī)將壓縮存儲的氫氣注入燃料電池汽車的氫氣儲存系統(tǒng)中供車輛使用。加氫站的建設(shè)和運(yùn)用對于推動燃料電池汽車的普及、氫能產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展具有重要意義。資料來源：華經(jīng)產(chǎn)業(yè)研究院，信達(dá)證券研發(fā)中心資料來源：氫能俱樂部，信達(dá)證券研發(fā)中心國內(nèi)加氫站發(fā)展已初具規(guī)模，經(jīng)濟(jì)性仍有待提高。近年來，隨著燃料電池汽車保有量的增加和中石化、中石油等能源央企的加入，國內(nèi)加氫站的數(shù)量顯著增加。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟研究院的數(shù)據(jù)，截至2022年底，我國的加氫站數(shù)量已達(dá)到358座，位居世界第一。然而國內(nèi)已建成的加氫站中，加注壓力仍以35MPa為主，只有少數(shù)具備70MPa的加注能力。前期建成的加氫站多為示范站，規(guī)模較小。且由于目前國內(nèi)缺乏成熟量產(chǎn)的加氫站設(shè)備廠商，關(guān)鍵設(shè)備依賴進(jìn)口，設(shè)備費(fèi)用占比較高，經(jīng)濟(jì)性較差。由于早期建設(shè)的加氫站多為示范項(xiàng)目，燃料電池汽車的普及率相對較低，并且國內(nèi)目前還缺乏成熟的設(shè)備廠商，加氫站請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c的經(jīng)濟(jì)性仍有待提高。資料來源：中國能源報，北極星氫能網(wǎng)，畢馬威《一文讀懂氫能產(chǎn)業(yè)》，信達(dá)證券研發(fā)中心氫能應(yīng)用目前以化工生產(chǎn)為主，未來有望在工交建儲等各領(lǐng)域廣泛應(yīng)用。目前我國95%的氫氣用于傳統(tǒng)石油化工生產(chǎn)，僅有5%用于可再生能源儲能發(fā)電和以氫燃料電池為核心的能源網(wǎng)絡(luò)。未來隨著綠氫制取成本的下降、碳排放成本的上升以及氫燃料電池、氫冶金等技術(shù)的推進(jìn)，綠氫有望在交通、能源、工業(yè)和建筑等領(lǐng)域呈現(xiàn)多方面的應(yīng)用。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟的預(yù)測，到2060年，我國對氫能的需求將達(dá)到1.3億噸，其中工業(yè)領(lǐng)域和交通領(lǐng)域?qū)⒄急?0%和31%，電力領(lǐng)域和建筑領(lǐng)域分別占比5%和4%。資料來源：氫電邦，信達(dá)證券研發(fā)中心資料來源：中國氫能聯(lián)盟，畢馬威，信達(dá)證券研發(fā)中心在化工領(lǐng)域，氫能煉鋼、綠氫化工和天然氣摻氫將成為未來主要應(yīng)用場景。1）氫能煉鋼：2022年，中國鋼鐵行業(yè)碳排放量占全國總排放量的15%以上，采用氫能直接還原鐵技術(shù)，用氫氣作為還原劑代替一氧化碳，可以將原工藝過程中產(chǎn)生的二氧化碳全部轉(zhuǎn)化為水，從而大大降低鋼鐵生產(chǎn)中的碳排放。2）綠氫化工：氫氣是合成氮、合成甲醇、石油精煉、煤化工等行業(yè)的重要原料。目前，化工行業(yè)主要使用的是灰氫，綠氫化工即采用綠氫替代灰氫，是實(shí)現(xiàn)化工行業(yè)深度脫碳的重要途徑之一。3）天然氣摻氫：根據(jù)《中國能源報》的報請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c道，向現(xiàn)有天然氣發(fā)電設(shè)施中摻入氫燃料，不僅可以有效節(jié)約天然氣的使用量，保證冬季供暖的安全和穩(wěn)定供應(yīng)，還能顯著減少碳排放。氫能的其他工業(yè)應(yīng)用還包括煉油加氫、水泥煅燒、陶瓷產(chǎn)業(yè)脫碳，食品加工，金屬加工，原子氫焊接，平板玻璃生產(chǎn)，電子制造等，都展示了氫能在工業(yè)領(lǐng)域的廣闊前景。資料來源：氫電邦，信達(dá)證券研發(fā)中心在交通領(lǐng)域，氫燃料電池汽車被認(rèn)為是未來的主要應(yīng)用場景。近年來，隨著燃料電池技術(shù)的成熟和成本的下降，我國燃料電池汽車（FCV）行業(yè)經(jīng)歷了快速發(fā)展。截至2022年底，中國的FCV銷售量約為3367輛，近5年的CAGR為21.5%，保有量超過12000輛。按照《節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖》規(guī)劃，到2025年，中國計劃將燃料電池汽車規(guī)模擴(kuò)大到5萬輛，到2035年，燃料電池汽車的保有量將達(dá)到100萬輛，到2050年，燃料電池汽車的保有量將達(dá)到1000萬輛。然而目前我國FCV和加氫站對政府補(bǔ)貼依賴程度較高，主要是燃料電池車的造價尚未達(dá)到與同等規(guī)格的汽油車和電動車相當(dāng)?shù)乃?，并且氫燃料的使用成本仍遠(yuǎn)高于汽柴油和電力。此外，我國也正在積極探索重型工程機(jī)械、軌道交通、船舶、航空航天等非道路的交通領(lǐng)域的氫能應(yīng)用，未來有望逐步擴(kuò)大氫能在交通運(yùn)輸領(lǐng)域的應(yīng)用范圍。資料來源：中汽協(xié)，中商產(chǎn)業(yè)研究院，信達(dá)證券研發(fā)中心請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c在建筑領(lǐng)域，氫能的應(yīng)用主要包括氫能熱電聯(lián)供和管道摻氫。1）氫能熱電聯(lián)供：相較于傳統(tǒng)的集中式生產(chǎn)、運(yùn)輸、終端消費(fèi)的用能模式，分布式能源供給系統(tǒng)直接向用戶提供不同的能源品類，能夠最大程度地減少運(yùn)輸消耗，并有效利用發(fā)電過程產(chǎn)生的余熱，從而提高能源利用效率。2）管道摻氫：將氫氣混合到天然氣管道中相比于使用純氫，可以有效降低成本，平衡季節(jié)性用能需求。隨著氫能發(fā)展速度的加快，天然氣網(wǎng)絡(luò)摻氫研究和示范項(xiàng)目也不斷增加。在儲能領(lǐng)域，風(fēng)光氫儲為能源消納提供了有效的解決方案。隨著可再生能源的發(fā)展對電網(wǎng)穩(wěn)定性的需求逐漸增大，儲能市場逐漸崛起。相比于其他儲能技術(shù)，氫能作為二次能源，能夠更容易地耦合電能、熱能、燃料等多種能源，并且具備實(shí)現(xiàn)不連續(xù)生產(chǎn)和大規(guī)模、長周期儲能的能力，更具經(jīng)濟(jì)競爭力。風(fēng)光氫儲能夠?qū)L(fēng)光發(fā)電轉(zhuǎn)化為氫氣進(jìn)行儲存，需要時再將氫氣轉(zhuǎn)化為電力，從而實(shí)現(xiàn)能源的儲存和利用。氫能儲能在能量維度、時間維度和空間維度上優(yōu)勢突出。三、綠氫平價在即，有望逐步具備市場競爭力我們采取建立平準(zhǔn)化制氫成本（LCOH）模型的方法來分析不同制氫方式的單位制氫成本。制氫成本主要分為固定成本和可變成本，其中固定成本主要包括制氫設(shè)備及土建折舊、運(yùn)營維護(hù)費(fèi)用、人工成本等，可變成本主要包括電耗、水耗、原料成本等。固定成本+可變成本LCOH=年產(chǎn)氫量已知標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下氫氣密度為0.0899kg/m3,熱值為33kWh/kg。參考2023年6月內(nèi)蒙古工商業(yè)用電110千伏電價，網(wǎng)電電價約為0.4元/kWh且保持穩(wěn)定。假設(shè)水價為4元/m3,氧氣價格為0.5元/m3，蒸汽價格為100元/噸。假設(shè)制氫設(shè)備壽命統(tǒng)一為10年，折舊到期后殘值為5%，土建及安裝折舊期統(tǒng)一為20年。目前固體氧化物電解槽和陰離子交換膜電解槽尚未完全實(shí)現(xiàn)商業(yè)化，因此我們主要對堿性電解槽和PEM電解槽的制氫成本進(jìn)行量化分析。假設(shè)電解水制氫每生產(chǎn)1m3氫氣耗水0.0112m3，電解槽的維護(hù)費(fèi)用統(tǒng)一按照設(shè)備費(fèi)的3%計算，人員費(fèi)用統(tǒng)一按生產(chǎn)每m3氫氣0.012元計算。若不考慮征地費(fèi)用，假設(shè)土建及安裝費(fèi)用與制氫規(guī)模成正比，單套1000Nm3/h的堿性電解槽設(shè)備的土建及安裝費(fèi)用為200萬元，單套200Nm3/h的PEM電解槽設(shè)備的土建及安裝費(fèi)用為40萬元，考慮規(guī)模效應(yīng)以及產(chǎn)線優(yōu)化節(jié)省占地面積，土建及安裝費(fèi)用按每年3%下降。4.0資料來源：內(nèi)蒙古電力公司，張彩麗《煤制氫與天然氣制氫成本分析及發(fā)展建議》，信達(dá)證券研發(fā)中心整理請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c未來電解槽設(shè)備制氫效率有望逐漸提升，費(fèi)用水平有望逐漸下降。1）堿性電解槽：假設(shè)當(dāng)前我國堿性電解槽制氫效率普遍為60%，能耗為到5.5kWh/Nm3;我們預(yù)計到2030年堿性電解槽制氫效率可以普遍達(dá)到75%，能耗達(dá)到4.5kWh/Nm3。根據(jù)張軒等《電解水制氫成本分析》，電解槽的制氫能力與其成本基本呈線性正相關(guān)關(guān)系，制氫能力越大，成本越高，因此我們僅考慮1000Nm3/h電解槽制氫成本情況。根據(jù)2023年上半年的中標(biāo)情況，1000Nm3/h堿性電解槽的平均價格為150萬元/MW（約800萬元/臺），較2022年下降16.7%。假設(shè)當(dāng)前單套1000Nm3/h堿性電解槽的設(shè)備費(fèi)用為800萬元/臺（包括電解槽、氣液分離系統(tǒng)、氣體純化系統(tǒng)、注水注堿設(shè)施等），隨著技術(shù)改進(jìn)和規(guī)模擴(kuò)張，根據(jù)王明華《新能源電解水制氫技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析》，到2030年單套1000Nm3/h電解槽成本有望降至500萬元。2）PEM電解槽：假設(shè)當(dāng)前我國PEM電解槽制氫效率普遍為70%，能耗為5kWh/Nm3;我們預(yù)計到2030年P(guān)EM電解槽制氫效率可以普遍達(dá)到90%，能耗達(dá)4.5kWh/Nm3。根據(jù)2023年上半年的中標(biāo)情況，200Nm3/hPEM電解槽的平均價格為580萬元/MW（約580萬元/臺），較2022年下降約27.5%。PEM電解槽設(shè)備費(fèi)用有較大的下降空間，根據(jù)張軒等《電解水制氫成本分析》，PEM電解槽的平均效率為13%。假設(shè)當(dāng)前單套200Nm3/h的PEM電解槽的設(shè)備費(fèi)用為800萬元，未來隨著PEM電解水技術(shù)的進(jìn)步和PEM電解槽應(yīng)用范圍的擴(kuò)張，到2030年單套1000Nm3/h電解槽成本有望降至219萬元。資料來源：張軒等《電解水制氫成本分析》，信達(dá)證券研發(fā)中心資料來源：張軒等《電解水制氫成本分析》，王明華《新能源電解水制氫技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析》，能景氫研，信達(dá)證券研發(fā)中心綠氫制備需要耦合風(fēng)光發(fā)電，未來風(fēng)光裝機(jī)規(guī)模的增長有望帶動綠電成本下降。根據(jù)蔣珊《綠氫制取成本預(yù)測及與灰氫、藍(lán)氫對比》，電解水制氫的電力來源涵蓋了網(wǎng)電、核電、水電、風(fēng)電和光伏發(fā)電，我國目前電網(wǎng)電力以火電為主，如果采用網(wǎng)電則電解水制氫并非真正的零碳排放，而是將碳排放前移到了發(fā)電側(cè)，其單位質(zhì)量氫氣碳排放約是天然氣制氫的3倍以上，不符合“雙碳”政策導(dǎo)向。因此在可再生能源發(fā)電（綠電）占網(wǎng)電比例大幅提高前，只有電解水制氫與光伏、風(fēng)電等可再生電力耦合，才能夠制取真正的“綠氫”?？稍偕茉措妰r是綠氫成本的主要組成部分，根據(jù)國際可再生能源署（IRENA）報告，2022年全球陸上風(fēng)電度電成本為0.033美元/kWh（約合人民幣0.23元/kWh），海上風(fēng)電度電成本為0.081美元/kWh（約合人民幣0.56元/kWh），規(guī)模光伏發(fā)電度電成本為0.049美元/kWh（約合人民幣0.35元/kWh）。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2022年中國太陽能發(fā)電設(shè)備平均利用小時數(shù)為1337h，結(jié)合中國光伏行業(yè)協(xié)會（CPIA）不同等效利用小時數(shù)LCOE估算，光伏發(fā)電平均度電成本約為0.26元/kWh。未來十年中國風(fēng)電、光伏每年新增裝機(jī)規(guī)模預(yù)計分別在5000萬kW和7000萬kW左右，有望帶動可再生能源發(fā)電成本的請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c進(jìn)一步下降。我們預(yù)計到2030年，光伏發(fā)電成本將下降至0.15元/kWh，陸上風(fēng)電成本將下降至0.2元/kWh，海上風(fēng)電成本有望低于0.4元/kWh。資料來源：IRENA，國際太陽能光伏，信達(dá)證券研發(fā)中心資料來源：CPIA，信達(dá)證券研發(fā)中心電解水制氫成本受風(fēng)光發(fā)電時間影響較大。根據(jù)中電聯(lián)，2022年6000千瓦級以上太陽能發(fā)電設(shè)備年利用小時數(shù)為1337h，風(fēng)電設(shè)備年利用小時數(shù)為2221h。在不考慮使用網(wǎng)電或者配置儲能的情況下，若完全使用可再生能源發(fā)電，電解槽的運(yùn)行時間將受制于風(fēng)光發(fā)電的時間，電解水制氫裝置的年利用小時數(shù)與工業(yè)規(guī)?；剂现茪涞哪昀眯r數(shù)（8000h）相比會有較大差異。根據(jù)我們的測算，在光伏發(fā)電年利用小時數(shù)為1337h，度電成本為0.26元/kWh的情況下，耦合光伏發(fā)電的單位堿性電解水制氫成本為25.69元/kgH2；在陸上風(fēng)電年利用小時數(shù)為2221h，度電成本為0.23元/kWh的情況下，耦合陸上風(fēng)電的單位堿性電解水制氫成本為20.21元/kgH2。由于風(fēng)光發(fā)電年運(yùn)行小時數(shù)較低，邊際生產(chǎn)成 本較低，一旦風(fēng)光發(fā)電年運(yùn)行時長增加，制氫成本將快速下降。根據(jù)CPIA數(shù)據(jù)，當(dāng)光伏發(fā)電利用小時數(shù)為1800h時，光伏發(fā)電平均度電成本約為0.18元/kWh，此時單位堿性電解水制氫成本為18.41元/kgH2。資料來源：CPIA，中電聯(lián)，IRENA，張軒等徐進(jìn)《電解水制氫廠站經(jīng)濟(jì)性分析》，信達(dá)證券研發(fā)中心測算請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c365光伏，信達(dá)證券研發(fā)中心資料來源：CPIA，中電聯(lián)，IRENA，張軒等《電解水制氫成本分析》，王明華《新能源電解水制氫技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析》，徐進(jìn)《電解水制氫廠站經(jīng)濟(jì)性分析》，信達(dá)證券研發(fā)中心測算電解槽用電成本有望持續(xù)下降，運(yùn)行時長有望不斷增長。1）電解槽用電成本下降：風(fēng)光發(fā)電產(chǎn)生了大量不穩(wěn)定的電力，2022年全國的風(fēng)電、光伏利用率分別為96.8%、98.3%，其中蒙東地區(qū)棄風(fēng)率達(dá)到10%，西藏棄光率達(dá)到20%。另外，根據(jù)山東電力交易中心數(shù)據(jù)，由于電力供過于求，山東省五一假期間累計出現(xiàn)長達(dá)22個小時的負(fù)電價。隨著可再生能源發(fā)電占比的提升和電力系統(tǒng)季節(jié)性調(diào)峰壓力不斷加大，棄風(fēng)棄光、電網(wǎng)用電低谷電等低成本電能將有望成為未來電解水制氫的重要電源。我們預(yù)計到2030年電解槽用電成本將降至0.2元/kWh以下，部分地區(qū)可降至0.15元/kWh。2）電解槽運(yùn)行時間增長：根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2016年至今風(fēng)光發(fā)電設(shè)備年利用水平持續(xù)提升。隨著風(fēng)光發(fā)電小時數(shù)的增加、風(fēng)光配儲的應(yīng)用、綠電交易的普及以及后網(wǎng)電中可再生能源占比的提升，我們預(yù)計到2025年電解槽的年利用小時數(shù)將提升至3000h，到2030年電解槽的年利用小時數(shù)將提升至4000h。資料來源：中能傳媒研究院、中電聯(lián)，信達(dá)證券研發(fā)中心資料來源：山東省電力市場交易平臺，信達(dá)證券研發(fā)中心PEM電解槽單位制氫成本遠(yuǎn)高于堿性電解槽，靜待成本下降?？紤]耦合陸上風(fēng)電時電解槽制氫的情況，根據(jù)我們的測算，在不考慮政府補(bǔ)貼的情況下，目前堿性電解槽單位制氫成請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c本為20.21元/kg，其中用電成本、設(shè)備及維護(hù)費(fèi)用占比分別為70%、25%，用電成本占據(jù)了堿性電解水制氫成本的絕大部分；PEM電解槽單位制氫成本為32.08元/kg，遠(yuǎn)高于堿性電解槽單位制氫成本，其中用電成本、設(shè)備及維護(hù)費(fèi)用占比分別為40%、57%，設(shè)備費(fèi)用占據(jù)了電解水制氫成本的絕大部分。我們預(yù)計到2030年，PEM電解槽單位制氫成本會有較大幅度的下降，但短時間內(nèi)PEM電解槽的單位制氫成本仍遠(yuǎn)高于堿性電解槽，不具備價格優(yōu)勢。資料來源：CPIA，中電聯(lián)，氫云鏈，徐進(jìn)等《電解水制氫廠站經(jīng)濟(jì)性分析》，丁貴軍《應(yīng)用核電進(jìn)行堿性電解水制氫經(jīng)濟(jì)性分析》，張彩麗《煤制氫與天然氣制氫成本分析及發(fā)展建議》，信達(dá)證券研發(fā)中心測算資料來源：CPIA，中電聯(lián)，氫云鏈，張軒等《電解水制氫成本分析》，王明華《新能源電解水制氫技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析》，徐進(jìn)等《電解水制氫廠站經(jīng)濟(jì)性分析》，信達(dá)證券研發(fā)中心測算資料來源：CPIA，中電聯(lián)，氫云鏈，張軒等《電解水制氫成本分析》，王明華《新能源電解水制氫技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析》，徐進(jìn)等《電解水制氫廠站經(jīng)濟(jì)性分析》，信達(dá)證券研發(fā)中心測算多省市出臺綠氫補(bǔ)貼政策以解決氫能項(xiàng)目實(shí)際應(yīng)用中所遇到的問題。在實(shí)際應(yīng)用中，為了解決氫能項(xiàng)目中遇到的氫氣供需錯配、制氫成本偏高、來源不清潔等問題，各地開始針對綠氫出臺相關(guān)政策，以降低電解水制氫成本。據(jù)我們不完全統(tǒng)計，2022年至今已有3省5市發(fā)布了綠氫補(bǔ)貼政策，主要分為生產(chǎn)補(bǔ)貼、銷售補(bǔ)貼、電價優(yōu)惠和配套獎勵。1）生產(chǎn)補(bǔ)貼：吉林省、濮陽市針對綠氫采取15元/kg，20%逐年退坡的生產(chǎn)補(bǔ)貼。2）銷售補(bǔ)貼：鄂爾多斯市2022-2025年按照實(shí)際銷售量采取4000元/噸，1000元/噸逐年退坡的銷售補(bǔ)貼。3）電價優(yōu)惠：廣東地區(qū)采取蓄冷電價政策，同時谷電用電量超50%的免收基本電費(fèi)；四川請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c地區(qū)采用地區(qū)低價電并給予一定的電費(fèi)支持。4）配套獎勵：湖北1000Nm3/h綠氫制氫產(chǎn)能獎勵50MW風(fēng)光指標(biāo)。除此以外，部分地區(qū)針對制氫廠的建設(shè)也給予了一定的建設(shè)補(bǔ)貼。未來隨著綠氫的關(guān)注度及重要性逐漸提升，我國有望發(fā)布更多的綠氫補(bǔ)貼規(guī)劃推動行業(yè)快速發(fā)展?！吨С謿淠墚a(chǎn)業(yè)發(fā)展若干政策措施(試行)》《關(guān)于支持氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的若干措施》伏開發(fā)資源并視同配置儲能。支持電解制氫企業(yè)用電參與市場化交易《廣東省加快建設(shè)燃料電池汽車示范城市群行動計劃（2022-2025）》《深圳市氫能產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新發(fā)展行動計劃（2022-2025年征求意見稿）》《濮陽市促進(jìn)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展扶持辦法的通知》《成都市優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)促進(jìn)城市綠色低碳發(fā)展行動《關(guān)于支持氫能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的若干政策措施），《關(guān)于印發(fā)支持氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施的通知》資料來源：氫云鏈，風(fēng)電頭條，中國電力網(wǎng)，信達(dá)證券研發(fā)中心整理未來SOEC、AEM等新型電解水技術(shù)有望進(jìn)一步降低綠氫制取成本。1）SOEC電解槽：2023年4月，翌晶能源國內(nèi)首條SOEC電堆自動化產(chǎn)線下線，單臺SOEC電堆額定功率為2.5kW，直流電耗3.16kWh/Nm3。SOEC系統(tǒng)單位能耗3.6kWh/Nm3,電解效率超過84%，若與工業(yè)余熱回收結(jié)合則電耗可以進(jìn)一步降低10%。根據(jù)翌晶氫能總經(jīng)理劉青，2023年SOEC電解槽制氫成本為10000元/kW，預(yù)計到2025年成本將快速下降到5000元/kW，至2030年則下降至1000元/kW，降幅高達(dá)90%。2）AEM電解槽：2023年2月，穩(wěn)石氫能推出國內(nèi)首款A(yù)EM電解槽產(chǎn)品，單臺電解槽額定功率為2.5kW，直流電耗為4.3kWh/Nm3,單臺電解器最大產(chǎn)氫量600L/h。根據(jù)穩(wěn)石氫能技術(shù)總監(jiān)曹炬，AEM電解設(shè)備預(yù)計在三年內(nèi)可實(shí)現(xiàn)規(guī)?；a(chǎn)，當(dāng)用電成本為0.15元/kWh，電解設(shè)備的年運(yùn)行時間為70000h時，AEM水電解制氫總成本為10.3元/kg。請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c煤制氫成本略低于天然氣制氫成本，制氫成本受原料價格影響較大。根據(jù)苗軍等《氫能的生產(chǎn)工藝及經(jīng)濟(jì)性分析》，煤氣化制氫技術(shù)能量轉(zhuǎn)化效率在55%-60%，天然氣水蒸氣重整制氫技術(shù)能量轉(zhuǎn)化率可達(dá)70%以上。根據(jù)張彩麗《煤制氫與天然氣制氫成本分析及發(fā)展建議》，以工業(yè)制氫所需獨(dú)立制氫裝置規(guī)模最小90000m3/h為基礎(chǔ)，年運(yùn)行時間為8000h，則煤制氫建設(shè)投資為12.4億元，天然氣制氫建設(shè)投資為6億元。根據(jù)中國煤炭工業(yè)協(xié)會《2022煤炭行業(yè)發(fā)展年度報告》，2022年動力煤中長期合同（5500大卡下水煤）全年均價為722元/噸，假設(shè)2022-2030年期間5500大卡煤炭價格穩(wěn)定在700元/噸，熱值為22990KJ/kg。各地工業(yè)天然氣市場價格大約在1.5-3.5元/m3之間，假設(shè)2022-2030年期間工商業(yè)用氣天然氣價格穩(wěn)定在2.5元/m3，熱值為35948KJ/m3。在不考慮碳稅的情況下，當(dāng)前煤炭單位制氫成本為11.60元/kg，其中煤炭成本占總成本50%以上；天然氣單位制氫成本為12.57元/kg，略高于煤制氫成本，其中天然氣成本占總成本70%以上。由于煤炭和天然氣成本占化石燃料制氫總成本比例較高，化石燃料制氫成本受原料價格變化影響較大。當(dāng)煤價為550元/噸時，單位煤制氫成本為10.34元/kg；當(dāng)煤價為800元/噸時，單位煤制氫成本增至12.44元/kg。當(dāng)天然氣價格為1.5元/Nm3時，單位天然氣制氫成本為8.87元/kg；當(dāng)天然氣成本為3.5元/Nm3時，單位天然氣制氫成本則增至16.32元/kg。資料來源：中國煤炭工業(yè)協(xié)會，張彩麗《煤制氫與天然氣制氫成本分析及發(fā)展建議》，信達(dá)證券研發(fā)中心資料來源：張彩麗《煤制氫與天然氣制氫成本分析及發(fā)展建議》，信達(dá)證券研發(fā)中心資料來源：中國煤炭工業(yè)協(xié)會《2022煤炭行業(yè)發(fā)展年度報告》，張彩麗《煤制氫與天然氣制氫成本分析及發(fā)展建議》，蔣珊《綠氫制取成本預(yù)測及與灰氫、藍(lán)氫對比》，《中國碳捕集利用與封存技術(shù)發(fā)展路線圖（2019版）》，苗軍《氫能的生產(chǎn)工藝及經(jīng)濟(jì)性分析》，信達(dá)證券研發(fā)中心測算請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.cCCUS技術(shù)將大幅增加化石燃料制氫成本。根據(jù)《中國碳捕集利用與封存技術(shù)發(fā)展路線圖(2019版)》規(guī)劃，當(dāng)前國內(nèi)CCUS成本在0.35-0.40元/kgCO2，2030年和2050年有望分別 控制在0.21元/kg和0.15元/kgCO2。根據(jù)蔣珊《綠氫制取成本預(yù)測及與灰氫、藍(lán)氫對比》，單位煤制氫約產(chǎn)生11-25kgCO2，單位天然氣制氫約產(chǎn)生8-16kgCO2，取其中位數(shù)假設(shè)單位 煤制氫產(chǎn)生18kgCO2，單位天然氣制氫產(chǎn)生12kgCO2，則當(dāng)前結(jié)合CCUS的單位煤制氫成本將 增加至18.80元/kg，結(jié)合CCUS的單位天然氣制氫成本將增加至17.37元/kg。未來或?qū)μ寂欧耪魇崭哳~碳稅，化石燃料制氫成本進(jìn)一步增加?；剂现茪溥€需要考慮碳定價的問題，碳定價主要包括碳稅和碳排放權(quán)交易兩種形式，其中碳稅是指對二氧化碳等溫室氣體排放征稅，碳排放權(quán)交易是指企業(yè)二氧化碳排放額度的分類和交易。中國于2013年開始陸續(xù)啟動北京、天津、上海、重慶、湖北、廣東、深圳、福建等八個碳市場試點(diǎn)，2021年正式啟動全國碳市場。根據(jù)碳定價高級別委員會（High-LevelCommissionCarbonPrices）估計，若以高成本效益的方式實(shí)現(xiàn)《巴黎協(xié)定》的目標(biāo)實(shí)現(xiàn)減排，到2020年碳價格至少為40-80美元/噸（約合人民幣280-560元），到2030年前至少達(dá)到50～100美元/噸（約合人民幣350-700元）。根據(jù)上海環(huán)境能源交易所數(shù)據(jù)，2022年全國碳市場碳排放配額（CEA)總成交量50,889,493噸，總成交額2,814,004,694.28元，平均碳價約為55.3元/噸，與碳定價高級別委員會預(yù)期碳價相比仍有較大差距。參考亞洲市場的碳定價情況，新加坡從2019年起開始征收5新元/噸碳稅（約合人民幣25元）碳排放稅，從2024年起，碳稅將提高至25新元/噸（約合人民幣125元），2026年提高至45新元/噸（約合人民幣225元2030年提高至50-80新元/噸（約合人民幣250-400元）。隨著我國碳排放政策的日益收緊，我們預(yù)計未來將針對二氧化碳排放征收高額碳稅，分別參考新加坡和碳定價高級別委員會預(yù)期的碳價水平，則我國的化石燃料制氫成本均會大幅度增加。資料來源：WorldBank:StateandTrendsofCarbonPricing2023，信達(dá)證券研發(fā)中心請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c03資料來源：WorldBank，白彥鋒《碳稅國際實(shí)踐及其對我國2030年前實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰”目標(biāo)的啟示》，中國煤炭工業(yè)協(xié)會《2022煤炭行業(yè)發(fā)展年度報告》，張彩麗《煤制氫與天然氣制氫成本分析及發(fā)展建議》，蔣珊《綠氫制取成本預(yù)測及與灰氫、藍(lán)氫對比》，信達(dá)證券研發(fā)中心測算通過對比當(dāng)前綠氫、藍(lán)氫及灰氫的制備方法即可發(fā)現(xiàn)，當(dāng)前單位制氫成本：煤制氫<天然氣制氫<天然氣+CCUS<煤制氫+CCUS<堿性電解水制氫<PEM電解水制氫。煤制氫及天然氣制氫單位成本遠(yuǎn)低于電解水制氫單位成本，約為堿性電解水制氫單位成本的1/2。資料來源：信達(dá)證券研發(fā)中心測算假設(shè)2022-2030年煤炭和天然氣價格保持不變，如果不考慮電解水制氫的生產(chǎn)補(bǔ)貼及電費(fèi)補(bǔ)貼，則綠氫有望在2025年左右和藍(lán)氫平價，在2030年左右和灰氫平價。如果僅考慮實(shí)施電解水制氫的生產(chǎn)補(bǔ)貼、消費(fèi)補(bǔ)貼或電費(fèi)補(bǔ)貼政策，則當(dāng)前電解水制氫成本已低于或等于藍(lán)氫、灰氫制備成本。由于我們僅考慮1000Nm3/h電解水制氫裝置，經(jīng)濟(jì)規(guī)模偏小，我們預(yù)計隨著氫能行業(yè)的發(fā)展，電解水制氫裝置規(guī)模將不斷增大，電解槽工作時間也將繼續(xù)延長，綠氫成本有望進(jìn)一步降低。請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c單位制氫成本（元/kg）20222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E（電價0.2元/kWh）2030E（電價0.15元/kWh）堿性電解水制氫21.2120.2118.7717.5016.3515.3014.3413.4412.6110.10PEM電解水制氫39.2132.0827.4423.8120.9118.5616.6014.9613.5611.33煤炭制氫11.6011.6011.5511.5111.4711.4311.3911.3511.3111.31天然氣制氫12.5912.5712.5512.5312.5112.4912.4712.4612.4412.44煤炭制氫（結(jié)合CCUS）18.8018.8018.2617.7317.2016.6716.1415.6215.0915.09天然氣（結(jié)合CCUS）17.3917.3717.0716.7616.4616.1515.8515.5515.2415.24堿性電解水制氫（生產(chǎn)補(bǔ)貼）711.5013.3515.3014.3413.4412.6110.10堿性電解水制氫（銷售補(bǔ)貼）17.2117.2116.7716.5016.3515.3014.3413.4412.6110.10堿性電解水制氫（電費(fèi)補(bǔ)貼）8.989.519.8310.2510.7111.1911.6812.1512.6110.10煤炭制氫（征收碳稅）12.0512.0513.8013.7615.5215.4815.4415.4015.8118.51天然氣制氫（征收碳稅）12.8712.8514.0314.0115.1915.1715.1615.1415.4217.22資料來源：信達(dá)證券研發(fā)中心測算新疆庫車綠氫項(xiàng)目采取部分外購綠電，當(dāng)前制氫成本已達(dá)到天然氣制氫成本。然而當(dāng)前實(shí)際工業(yè)生產(chǎn)中，電解水制氫項(xiàng)目并未完全應(yīng)用風(fēng)光發(fā)電制氫，因此電解水制氫成本會低于測算成本。2022年6月30日，我國首個萬噸級光伏制氫項(xiàng)目——中國石化新疆庫車綠氫示范項(xiàng)目投產(chǎn)。根據(jù)《新疆庫車綠氫示范項(xiàng)目環(huán)境影響報告書》，該項(xiàng)目為水電解制氫項(xiàng)目和太陽能光伏發(fā)電項(xiàng)目合建項(xiàng)目，光伏發(fā)電建設(shè)容量為300MWp，制氫裝置共配置52臺堿性電解槽。產(chǎn)出氫氣純度達(dá)99.9%，電解水制氫能力2萬噸/年（26420Nm3/h）。在光伏發(fā)電時段，項(xiàng)目電解槽及其他用電設(shè)備采用光伏所發(fā)電電源，而在光伏不發(fā)電時段，仍外購部分綠電供部分電解槽連續(xù)運(yùn)行。在52臺電解槽方案下，項(xiàng)目氫氣單位總成本為12.95元，已與天然氣制氫單位成本相當(dāng)，但仍高于煤制氫單位成本。資料來源：《新疆庫車綠氫示范項(xiàng)目環(huán)境影響報告書》，信達(dá)證券研發(fā)中心測算請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c四、綠氫產(chǎn)量遠(yuǎn)超規(guī)劃目標(biāo)，電解槽未來市場空間廣闊氫能產(chǎn)量加速增長，已超過25年氫能需求預(yù)期。目前，我國已成為世界上最大的氫氣生產(chǎn)國，根據(jù)中國煤炭工業(yè)協(xié)會數(shù)據(jù)，2021、2022年我國氫氣產(chǎn)量分別為3342萬噸、4004萬噸，同比增長分別為32%、21%。根據(jù)中商產(chǎn)業(yè)研究院預(yù)測，2023年我國氫氣產(chǎn)量將達(dá)4575萬噸。根據(jù)《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書2020》預(yù)測，在2030年碳達(dá)峰情景下，我國氫氣的年需求量將達(dá)到3715萬噸，在終端能源消費(fèi)中占比約為5%；在2060年碳中和情景下，我國氫氣的年需求量將增至1.3億噸左右，在終端能源消費(fèi)中占比約為20%。我國目前氫氣產(chǎn)量已超過《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書2020》預(yù)期的2030年氫能需求量。資料來源：中國煤炭工業(yè)協(xié)會，中商產(chǎn)業(yè)研究院，信達(dá)證券研發(fā)中心23年電解槽出貨量有望翻倍，PEM電解技術(shù)占比逐漸擴(kuò)大。根據(jù)勢銀（TrendBank2021年國內(nèi)電解槽出貨量為380MW，其中堿性電解水制氫設(shè)備出貨量占比達(dá)99%，PEM出貨量占比1%。2022年國內(nèi)電解槽出貨量近800MW，在2021年基礎(chǔ)上實(shí)現(xiàn)翻番，其中堿性電解槽占比97%，PEM出貨量占比3%。根據(jù)氫云鏈，2023年上半年全國電解設(shè)備共計招標(biāo)超600MW，已達(dá)2022年全年出貨量的75%，2023年全年需求量對比2022年有望持續(xù)實(shí)現(xiàn)翻倍，其中堿性設(shè)備占比為91%，相比2022年下降8個百分點(diǎn)，我國PEM設(shè)備產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展迅速。請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c資料來源：氫云鏈，信達(dá)證券研發(fā)中心資料來源：氫云鏈，信達(dá)證券研發(fā)中心資料來源：勢銀（資料來源：勢銀（TrendBank氫云鏈，信達(dá)證券研發(fā)中心綠氫制氫產(chǎn)業(yè)布局快速增長，電解槽賽道爆發(fā)在即。我國布局電解水制氫的企業(yè)數(shù)量快速增加，根據(jù)勢銀統(tǒng)計，我國布局電解槽的公司從2020年約10家迅速上升至2022年超100家，產(chǎn)業(yè)鏈相關(guān)企業(yè)超200家。據(jù)我們不完全統(tǒng)計，近年來已有超40家公司推出電解槽產(chǎn)品，其中堿性電解槽超30個，多家公司推出了單槽產(chǎn)氫量1000Nm3/h以上的堿性電解槽產(chǎn)品，最大單體產(chǎn)氫量可達(dá)2000-2500Nm3/h；超8家公司推出PEM電解槽產(chǎn)品，多家公司推出了單槽產(chǎn)氫量200Nm3/h以上的產(chǎn)品，其中派瑞氫能、陽光氫能已研發(fā)出單槽產(chǎn)氫量300Nm3/h產(chǎn)品，電解槽單槽制氫規(guī)模不斷擴(kuò)大。參考海外公司主要產(chǎn)品情況，PEM電解槽最大單槽產(chǎn)氫量可達(dá)500Nm3/h，SOEC、AEM電解槽技術(shù)已有相對成熟的應(yīng)用，我國PEM、SOEC、AEM等新型電解槽技術(shù)和國外相比仍有一定差距，有較大的發(fā)展空間。公司最大單體產(chǎn)氫量(Nm/h)類型公司最大單體產(chǎn)氫量(Nm/h)類型穩(wěn)石氫能600L/hAEM凱豪達(dá)1000堿性卡沃羅/國富氫能100PEM考克利爾競立1500堿性派瑞氫能300PEM隆基氫能1000堿性氫器時代50PEM明陽智能1500-2500堿性塞克塞斯200PEM派瑞氫能2000堿性上海治臻50PEM氫器時代1500堿性陽光氫能300PEM氫氫松松500堿性長春綠動200PEM清耀新能源500堿性中石化30PEM瑞麟科技500-1000堿性思偉特1SOEC塞克塞斯1200堿性奧菲特1000堿性盛氫制氫1000堿性奧揚(yáng)科技1200堿性雙良節(jié)能1000堿性寶武重工30堿性天合元?dú)?000堿性國富氫能1000堿性天津大陸1000堿性海德氫能500堿性希倍優(yōu)1400堿性翰氫源1100堿性揚(yáng)州中電1000堿性華電重工1200堿性陽光氫能1000堿性華光環(huán)能1500堿性億利氫田時代1000堿性華易氫元科技1350堿性盈德氣體500堿性吉道能源1350堿性中電豐業(yè)2000堿性請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c中集氫能1200堿性中國華電1200堿性資料來源：高工氫電，清潔能源博覽會，勢銀（TrendBank氫能前沿，索比氫能網(wǎng)，信達(dá)證券研發(fā)中心整理最大單體產(chǎn)氫量最大單體產(chǎn)氫量公司產(chǎn)品類型EnapterEL4.0AEM電解槽500NL/h4.8kWh/Nm3ThyssenKrupp20MW堿性電解槽4000Nm/h4.5kWh/Nm3NelM系列集裝箱PEM電解槽246-492Nm3/h4.5kWh/Nm31698-4920Nm3/h4.5kWh/Nm3A系列堿性電解槽150-3880Nm3/h3.8-4.4kWh/Nm3SunfireSUNFIRE-HYLINKSOEC電解槽750Nm3/h3.6kWh/Nm3SUNFIRE-HYLINK堿性電解槽2,230Nm3/h4.7kWh/Nm3McPhyMclezer堿性電解槽0.4-3200Nm/h4.65kWh/Nm3GreenHydrogenSystemsHyProvideX-Series堿性電解槽1200Nm/h54.7kWh/kg資料來源：各公司官網(wǎng)，信達(dá)證券研發(fā)中心整理綠氫預(yù)期產(chǎn)量遠(yuǎn)超規(guī)劃水平，綠氫需求有望迎來快速增長。根據(jù)國家發(fā)改委《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021-2035年）》，到2025年可再生能源制氫量達(dá)到10-20萬噸/年，實(shí)現(xiàn)二氧化碳減排100-200萬噸/年。而根據(jù)勢銀統(tǒng)計，目前內(nèi)蒙古自治區(qū)、甘肅省、寧夏回請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c族自治區(qū)和四川省成都市都在相應(yīng)的規(guī)劃中明確了2025年可再生能源制氫產(chǎn)量，合計年產(chǎn)量約80萬噸，遠(yuǎn)超國家氫能規(guī)劃中提及的2025年可再生能源制氫年產(chǎn)量目標(biāo)。根據(jù)勢銀預(yù)測，2025年我國綠色可再生氫氣的需求量將達(dá)到130萬噸，2023-2025年的電解水制氫設(shè)備累計出貨量將達(dá)到17GW以上。根據(jù)《中國2030年“可再生氫100”發(fā)展路線圖》預(yù)測，2030年我國可再生能源制氫產(chǎn)量約770萬噸，2060年我國可再生能源制氫產(chǎn)量約0.75-1.0億噸。資料來源：勢銀（TrendBank中國氫能聯(lián)盟研究院《中國2030年“可再生氫100”發(fā)展路線圖》，信達(dá)證券研發(fā)中心分別考慮市場上僅有堿性電解槽、堿性+PEM電解槽的情況，2030年市場空間分別有望達(dá)到1071億元、1579億元。1）若考慮市場中僅存在1000Nm3/h堿性電解槽的情況，則到2025年堿性電解槽需求量約為5298臺，堿性電解槽新增市場空間約60億元，累計市場空間約378億元；到2030年堿性電解槽需求量約為21413臺，堿性電解槽新增市場空間約201億元，累計市場空間約1071億元。2）根據(jù)IEA數(shù)據(jù)，2021年全球范圍內(nèi)堿性電解槽技術(shù)占比約70%，PEM電解槽技術(shù)占比約25%，在后續(xù)五年內(nèi)堿性電解槽技術(shù)將降至裝機(jī)容量的60%左右，至2030年堿性電解槽與PEM電解槽的裝機(jī)容量將趨于一致。參考海外發(fā)展情況，若考慮200Nm3/hPEM電解槽在國內(nèi)電解槽市場中占比逐漸擴(kuò)大，占綠氫產(chǎn)量的比重由2022年的3%增長至2030年的40%，到2025年需要堿性電解槽需求量約為4404臺、PEM電解槽需求量約為4470臺，合計電解槽新增市場空間約102億元，累計市場空間約511億元；到2030年需要堿性電解槽約12848臺、PEM電解槽約42825臺，合計電解槽新增市場空間約305億元，累計市場空間約1579億元。2022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E電解水制氫產(chǎn)量（萬噸）486793130186265378539770電解水制氫產(chǎn)量（m）5.38E+097.48E+091.04E+101.45E+102.06E+102.95E+104.20E+106.00E+108.57E+10堿性電解槽數(shù)量（臺）244433674201529869189099120411602021413累計市場空間（億元）2322693183784645727058701071新增市場空間（億元）3937496086107133164201堿性電解槽+PEM電解槽堿性電解槽制氫產(chǎn)量占比97%92%88%83%79%74%69%65%60%請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露http://WWW.c堿性電解槽數(shù)量（臺）