2023年以来绿氢产业的景气度明显提升，主要表现在三大方面：
（1）电解槽出货量迅速增长。自2020年以来国内央企深入氢能布局，我国制氢电解槽出货量迅速提升，2018-2022年的CAGR达88.8%，其中2020-2022年出货量发别为185/350/800MW。
据能景研究统计，我国可再生能源制氢已公布的央企规划项目近300项，已披露的建设项目规划投资超过4000亿元，总规模超50GW；2023Q1国内有13个绿氢项目签约或进入开工环节，涉及绿氢产能超15万吨/年，电解槽容量达835MW，已超2022年全年。
展望未来，根据势银的统计，我国已有超过100个已建、在建和规划中的可再生能源电解水制氢项目，2025年绿氢的需求量预计将达到120万吨，2023-2025年的电解水制氢设备累计出货量预计将达到15GW。
（2）储运环节实现突破，有望打开绿氢应用市场空间。氢能储运是当前影响产业链成本“最难啃的骨头”，氢是质量能量密度最高的化学燃料，在常温下为气态，密度仅为空气的7.14%，因此氢气的储运需要考虑压缩密度以提高运输效率。从终端氢气价格组成来看，氢气储运成本占总成本的30%左右，安全、高效、经济的氢能储运技术已成为当前制约氢能大规模应用的主要瓶颈之一。
根据TrendBank，受制于储运技术的发展，中国虽年产氢量超3300万吨（2021年），但绝大部分自产自用，以商品形式（工业氢、高纯氢、燃料电池氢）销售的氢气量不足50万吨；其中自产自用客户基本以短距离管道运输为主，商品氢气主要通过氢气长管拖车及氢气集装格运输。随着我国绿氢占比逐步增多，将三北地区低成本绿电以氢气形式运往东部地区消纳依赖储运技术的进一步发展。
管道建成后，将用于替代京津冀地区现有的化石能源制氢及交通用氢，缓解我国绿氢供需错配问题；管道一期运力10万吨/年，预留50万吨/年的远期提升潜力。同时，将在沿线多地预留端口，便于接入潜在氢源。
此外，3月9日，国内首条掺氢高压输气管道工程正式动工，建设工程起点为包头市九原区，途经巴彦淖尔市乌拉特前旗、五原县，最终到达临河区，全长258公里，最大输气能力可达12亿立方米/年，预计今年底完工投用；参考科技日报，截止到2022年底我国油气管道的总里程达到18.5万公里，以目前我国天然气消费量计算，当掺氢比达到20%时，可运输1000多万吨氢气。我们认为，“西氢东送”的建设一方面将加速氢能产业规模化发展，丰富氢气下游应用领域；另一方面也说明了我国绿氢产业发展已步入新阶段，逐步扩大的绿氢产能为“西氢东送”奠定了建设基础。
1.2.绿氢产业发展的核心驱动因素
氢能是绿色低碳、应用广泛的二次能源，能帮助可再生能源大规模消纳，实现电网大规模调峰和跨季节、跨地域储能，加速推进工业、建筑、交通等领域的低碳化，是构建国家未来能源体系、支撑用能终端绿色低碳转型的重要载体，对主导国际能源市场、保障国家能源安全、助力经济高质量发展至关重要。我们将我国绿氢产业迅速发展的原因归为四点：（1）氢能是能源发展的必然结果；（2）氢能是深度脱碳的必然选择；（3）氢能可保障我国能源安全；（4）激烈的国际竞争促使当下大力发展氢能。
（1）氢能是能源发展的必然结果，绿氢是氢能发展的初衷。随着工业化进程的加速，能源需求日益增长，由化石燃料为主体的能源结构带来CO2排放总量的快速上升。全球各国面临资源枯竭，环境污染等问题，“清洁、低碳、安全、高效”的能源变革是大势所趋。BP认为全球能源的未来主要由四大趋势主导：化石燃料占比下降；可再生能源快速扩张；电气化增加；低碳氢使用占比提升。氢是无碳的能源载体，发展氢能就是为了能源的“去碳化”，只有通过无碳能源生产绿氢，才能够在全生命周期中实现能源脱碳。
（3）氢能可保障我国能源安全。我国整体的资源禀赋为“富煤贫油少气”，根据《中国海洋能源发展报告2022》预测，2022年我国原油、天然气的对外依存度分别为70.9%、42.5%。氢能是替代石油等石化燃料的理想清洁能源；同时可以通过天然气掺氢的方式改变天然气燃烧特性，增加燃烧值并减少对天然气的需求；燃料电池汽车和氢储能可以分别作为电动汽车、电化学储能的关键补充；通过水电解生成的氢可以帮助我国摆脱资源束缚，减少能源的对外依存度。
（4）激烈的国际竞争倒逼我国发展氢能。参考生态中国网，从全球范围看日本、德国、美国、中国等在内的42个国家和地区都已经推出氢能政策，36个国家和地区的氢能政策也正在筹备中，各国氢能政策中均着重提出要加速布局可再生能源电解制绿氢。根据万燕鸣等发表的《全球主要国家氢能发展战略分析》对主要国家氢能政策的梳理：日本于2021年发布《第六次能源基本计划》，将氢作为实现能源安全、应对气候变化和2050碳中和目标的主要动力，计划将氢能打造为具有国际竞争力的新兴产业；德国发展氢能的最初目的是深度脱碳，受俄乌冲突影响，将加快氢能战略部署；美国颁布《基础设施投资和就业法案》等一系列政策，美国政府将投入95亿美元用于加快区域氢能中心建设以及氢能全产业链示范及研发，持续推动氢能技术进步。根据LBST预计，至2025年制定氢能战略的国家所代表的GDP之和将超过全球总量的80%。
2从当前绿氢项目看未来发展趋势
2.1.绿氢项目梳理：内蒙遥遥领先，央国企主导建设
从政策端看，三北省份多数规划绿氢目标产量，多区域出台绿氢补贴及优惠政策。内蒙古、甘肃、新疆、宁夏、吉林、四川、青海和江西都在相应的政策中明确了2025年可再生能源制氢产量，合计年产量为101.1万吨。此外，吉林省、濮阳市等地区对绿氢直接给予最高15元/kg的生产补贴，湖北省按照1000Nm3/h制氢能力、奖励50MW风电或光伏开发资源并视同配置储能，四川省等地发布针对绿氢的电价优惠政策，广东省、深圳市针对加氢站内制氢也出台了相应电价优惠政策。
风光制氢密集开建，2023或成绿氢爆发元年。我们梳理了我国主要在建拟建大规模绿氢项目共39项，总投资规模达2283.7亿元，年绿氢产能达88.79万吨。2023年以来确定已开标或开建的大规模绿氢项目新增1066MW电解槽需求，对应1000Nm3/h碱性电解槽的需求量超过200套。
（3）内蒙古氢能应用场景丰富，可就地消纳。在交通领域：内蒙重型柴油机车、矿用重型卡车、矿山机械保有数量位居全国前列，各类采运矿车、物流车辆接近50万辆，均可考虑采用氢燃料电池车替代。在工业领域：内蒙黑色冶炼行业规模较大，铁合金产量全国第一，可采用氢能替代煤炭作为还原剂，帮助冶金行业实现脱碳。在化工领域：内蒙古煤炭资源丰富，煤制烯烃、煤制气、煤制油、煤制乙二醇产能位居全国前列，为氢气消纳提供了良好的条件。根据新华社，内蒙正拟建我国压力最高、长度最长的氢气干线管道，建成后将联通蒙东、蒙西整体的氢能产业，有效支撑“氢－电”耦合发展，降低风电、光伏项目的投资强度，促进可再生能源开发。
2.2.项目类型：短期并网制氢主导，长期看好离网制氢发展潜力
离网制氢包括风场/光伏电厂离网、场内交流制氢和风电场/光伏电厂离网、场内交流电网制氢两种形式：
（1）风场/光伏电厂离网、场内交流制氢：该情景下，发电与制氢设备直接相连，场内电网与外电网隔离，完全用可再生能源制氢。由于发电设备都是电流型逆变器，因此场内需要设置额外的电压源，相当于一个大容量不间断电源。
（2）风电场/光伏电厂离网、场内直流制氢：发电与制氢设备直接相连，完全用可再生能源制氢。与场内交流制氢的区别是，发电设备与制氢站用直流母线直接联通，同时增加母线储能设备。该设计减少了多次直流-交流变换以及场内变压器等设施，提高了电能转化效率，大规模使用更具经济性，但对控制系统和制氢设备的要求更高。
缺点：（1）并网制氢的电力一部分来自于非清洁能源，这让绿氢生产的清洁性受到质疑；（2）系统内电能需要经过逆变、升压、整流多次变换，导致损耗较大，最终电能利用效率偏低；（3）并网制氢仅限于能够获得可靠电网电力的地区，在偏远或离网的地方不可行。
离网制氢的优点包括：（1）所有的电能均为可再生能源，保证了绿氢的清洁属性；（2）可以获得较低的电力价格；（3）无需经过光伏入网审批，可大幅缩短建设周期，规模和容量的设置也更为灵活；（4）离网式制氢系统可以应用在大电网未覆盖的地区，如海上能源平台、偏远地区公路加油站、远海岛屿等。
缺点：（1）电解制氢设备需要根据可再生能源的波动性快速启停，目前碱性电解槽的工作负荷还不能完全适应；（2）需要安装储能等设施，增加了项目的投入。
我们认为未来越来越多的绿氢项目会以离网制氢的模式建设：
（1）底层逻辑：发展绿氢的本质是脱碳，“不清洁”的氢能并不能达到这一目标；
（2）政策端：离网制氢已经逐渐成为第三批风光基地的重点，山西省在第三批大基地项目申报文件中提出，将大规模离网式可再生能源制氢作为大基地项目的发展重点，宁夏回族自治区发布的能源发展“十四五”规划中明确提出，发展离网型可再生能源电解水制氢；
（3）经济性：离网制氢不从电网取电，电力成本更低，未来或将更加具备经济性。电力价格决定了电解水制氢的经济性，根据我们发布的氢能产业系列报告（三），当电价为0.3元/kWh时，碱性和PEM电解项目的平准制氢成本分别为17.71元/kg和23.3元/kg，电价分别占据制氢成本的80%和60%。
（4）应用场景：离网制氢可以满足深远海风消纳的需求，这是并网制氢难以做到的。我们认为深远海风电制氢未来将成为深远海风的主要消纳方式，制取氢气可以通过天然气管道或船舶输送，将弃电变为有价值的氢气，加速海上风电综合成本降低。
2.3.经济性测算：电力成本占绝对大头，示范项目已初具经济性
项目将新建装机容量300MW、年均发电量6.18亿千瓦时的光伏电站，配套52台碱性电解槽，年氢气产能2万吨；制氢所得氢气送至罐区储存再经氢气外输压缩机升至3.2Mpa，通过管道输送至中国石化塔河炼化使用，替代现有天然气化石能源制氢，项目预计2023年6月建成投产。
制氢成本测算：根据新疆库车绿氢示范项目环境影响报告书，在考虑碳交易的情况下该项目制氢成本为12.95元/kg。我们依据电价、电耗、设备费用等假设测算该项目的制氢成本为14.02元/kg（将碳收益视为成本项），其中单位质量电耗成本达14.06元/kg，具体假设如下：
1.电价：参考项目环评报告，在光伏发电时段，电解槽及其他用电设备采用光伏所发电电源，光伏不发电时段，外购部分绿电供部分电解槽连续运行。因此电价由LCOE（平准发电成本）和电网电价综合决定。
（1）LCOE：参考国家能源局，2021年新疆Ⅰ类、Ⅱ类区域的光伏年利用小时数分别为1597h、1455h；结合《中国光伏产业发展路线图（2022-2023年）》，我们预计库车项目光伏电站的LCOE为0.22元/KWh。
（2）电网电价：根据新疆发改委，大工业目录110千伏及以上谷价、平价、峰价分别为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，预计库车项目综合电网电价为0.31元/KWh。
（3）综合电价：假设项目分别从光伏电站和电网取电60%、40%，预计综合电价为0.258元/KWh。
2.设备电耗：库车项目52台套电解槽由考克利尔竞立、隆基氢能、中船718所三家企业提供，根据三家企业提供的电耗参数，我们预计库车项目电解槽电耗在4.3KWh/Nm3，制氢系统综合电耗为4.9KWh/Nm3。
3.设备费用：参考氢云链，新疆库车绿氢示范项目采招52台单槽制氢能力1000Nm3/h的碱性电解槽，配套建设13组电解水气液分离设施和7组氢气纯化设施，根据考克利尔竞立、隆基氢能、中船718所的投标报价，我们认为总体的设备购置价格在3.6亿元左右。
4.原料成本：每1m3氢气消耗原料水1kg，冷却水1kg，水费3.5元/t。5.辅助材料成本：每1m3氢气消耗0.0004kgKOH，KOH每公斤10元。6.人工运维成本：参考项目环评报告，库车项目新增劳动定员36人，按照每人每年8万元计算，共计288万元。7.减碳效益：参考中石化官网，库车项目预计每年减少二氧化碳排放48.5万吨，碳价按照56元/吨计算。
示范项目制氢成本已初具经济性。煤气化制氢成本在6.77至12.14元/kg之间，天然气制氢成本在7.5元/kg至24.3元/kg之间，工业副产氢的综合成本在9.3元/kg-22.4元/kg之间。在考虑碳价因素后，新疆库车绿氢示范项目的制氢成本与天然气制氢和工业副产氢相比，已逐步具备优势。
3电解槽放量在即，千亿蓝海市场初现
3.1.路线之争：预计中短期内碱性制氢依旧占据主导地位
碱性制氢与PEM制氢技术成熟度较高。当前主要的四种电解水技术分别是碱性电解水（ALK）、质子交换膜电解水（PEM）、固体氧化物电解水（SOEC）和阴离子交换膜电解水（AEM）。从技术成熟度（TRL）来看，碱性电解水和PEM电解水处于TRL8-9，达到成熟可规模化的阶段；固体氧化物电解水TRL达到5-6，处于生产测试到系统验证阶段，尚未进入规模化阶段；AEM仍处于技术开发阶段，TRL为2-3，距离规模化还有较长距离，预计电解水制氢仍然将以碱性电解水和PEM电解水技术为主。
当前格局：碱性技术路线占据主导，PEM占比逐步提升。根据氢智会统计，2023年一季度13个电解槽招标项目中，碱性项目10个、PEM项目2个、AEM项目1个。碱性电解槽技术路线占比由2021年的99%逐年降低到2023Q1的76.9%；PEM技术路线由2021年1%占比逐年升高到2023Q1的15.4%；西湖大学发布了小规模的AEM电解槽招标，AEM技术路线在2023年一季度实现了0的突破。
PEM电解槽技术指标更加优秀，但成本远高于碱性电解槽。根据IRENA发布的《绿氢降本路径：扩大电解槽规模实现1.5C气候目标》，相比碱性电解槽，PEM电解槽在技术指标上存在较多优势：
（1）PEM更加适配可再生能源发电的波动性：碱性电解槽难以快速启停，制氢的速度也难以快速调节，必须时刻保持电解池的阳极和阴极两侧上的压力均衡，难以与具有快速波动特性的可再生能源配合；而PEM技术可以快速启停，匹配可再生能源发电的波动性。
（2）PEM电解槽电流密度更大，工作效率更高：PEM电解槽的电流密度通常在10000A/m2以上，远高于传统碱性电解槽3000-4000A/m2的电流密度；
（3）PEM电解槽产氢纯度更高：PEM电解槽的产氢纯度通常在99.99%左右，且PEM气体渗透率低，有助于避免氢气和氧气的气体交叉渗透现象，设备运行的安全性更高；
（4）PEM响应速度更快：碱性电解槽中的碱性电解质（如KOH）会与空气中的CO2反应，形成在碱性条件下不溶于水的碳酸盐，如K2CO3，阻碍产物和反应物的传递，降低电解槽的性能。
但在成本方面，当前PEM电解槽的成本远高于碱性电解槽，以大安风光氢氨一体化示范项目为例，1000Nm3/h的碱性制氢系统中标价格在698-770.15万元，而共10000Nm3/hPEM制氢系统中标价格为2.9亿元，单价为碱性制氢系统的3.77-4.15倍。
技术壁垒：碱性电解槽基本实现全产业链国产化，PEM电解槽关键零部件依赖进口。我国碱性电解槽已基本实现国产化，在国际上具备较强的竞争力。根据香橙会研究院，我国碱性电解槽具有较大的购置成本优势以及制氢规模优势，对比国内外电解槽系统公司价格，挪威Nel公司的碱性电解槽价格在2600元／kW，我国仅1400元／KW不到。PEM电解槽的核心部件主要包括BP（双极板）、GDL（气体扩散层）、PEM（质子交换膜）、阴极和阳极电催化剂等，其中多个核心部件环节存在“卡脖子”难题：
（1）质子交换膜：其性能的好坏直接决定PEM电解槽的性能和使用寿命，目前PEM电解制氢所用质子交换膜多为全氟磺酸膜，制备工艺复杂，长期被美国和日本企业垄断。GGII数据显示，2021年国产质子交换膜的市场占有率仅为11.61%。国产质子交换膜与进口品牌的差距体现在性能以及批量生产的一致性层面，戈尔已经实现8微米的质子交换膜批量商用，而国内主要的质子交换膜企业小批量商用的产品主要停留在15微米和12微米层面；此外批量导入国产质子交换膜需重新调整催化剂和气体扩散层等材料，需要下游客户提供订单和运营测试的场景。
（2）GDL：GDL是质子交换膜和双极板之间的多孔介质，是水/气转换和电子传输的主要场所。GDL具有较高的技术壁垒，国内企业受制于市场需求量低、技术不够成熟等多方面原因，能够量产的企业寥寥无几，当前市场主要由日本东丽主导。从技术指标看，国外先进水平GDL电流密度达到2.5-3.0A/cm3，国内能做到1.5A/cm3，寿命仅国外的三分之一。
（3）催化剂：国内PEM电解水制氢的催化剂多为进口材料，价格昂贵、成本较高；且以Pt、Pd等铂族贵金属及其合金为主，而中国铂族金属储量极少，根据《中国矿产资源报告2022》，中国的已查明铂族金属总储量为87.69吨，仅占全球铂族金属储量的0.13%，2021年我国净进口铂族金属194.1吨，占总供给量的84.6％。
未来格局：预计未来将以碱性结合PEM设备制氢为主。可再生能源发电制氢寻求功率稳定和波动较小的技术路径。PEM制氢设备在技术指标上优于碱性制氢设备，但考虑到PEM电解水设备高昂的单位造价和暂未被攻克的技术问题，我们认为中短期依旧会以碱性电解制氢为主。中长期来看，我们认为离网制氢将逐步成为主流，而PEM较碱性更加适合在不稳定电源供电情况下制氢，适配离网制氢模式。
未来在制氢设备的选择上，PEM与碱性混合制氢有望成为多数选择，PEM与碱性电解水制氢的优化组合将发挥碱性电解水制氢的经济优势和PEM电解水制氢的快速响应能力，参考大安风光氢氨一体化示范项目PEM：碱性的配比在2：8左右，伴随PEM电解槽成本的快速下降比例有望逐步提高。
3.2.短期市场空间：绿氢项目起量，未来三年国内电解槽市场空间超300亿
国内：短期绿氢项目驱动电解槽需求，2023-2025市场空间达320.3亿元。据TrendBank预计，2025年我国绿色可再生氢气的需求量将达到130万吨，2023-2025年的电解水制氢设备累计出货量预计达到17GW以上。我们假设碱性电解槽占比85%，PEM电解槽占比15%，预计2023-2025年电解槽累计市场空间达320.3亿元，其中碱性电解槽市场空间达216.8亿元，PEM电解槽市场空间达103.5亿元。
全球：预计2030年累计市场空间近2000亿。根据IEA预测，2022年全球电解槽装机容量已达1.4GW，其中中国占比约40%，欧洲占比三分之一左右；预计2030全球电解槽装机容量将达到134GW，其中碱性电解槽占比64%、PEM电解槽占比22%，SOEC占比4%。经测算，我们预计2030年全球电解槽市场空间达1937.6亿元，其中碱性电解槽市场空间达1029.1亿元、PEM电解槽市场空间达854.9亿元，SOEC市场空间达53.6亿元。
3.3.远期市场空间：需求催动千亿蓝海市场
绿氢的需求主要来自化工、钢铁和交通领域。根据中国氢能联盟预测，未来我国氢能的需求量将大幅度提高，由2020年的3342万吨增长至2060年的1.3亿吨，其中绿氢将占到1亿吨。从应用领域来看，2020年我国应用在合成氨、甲醇、炼油及其他工业领域的氢能占比分别为37%、19%、10%和19%；预计2060年化工、钢铁等工业领域用氢依旧占全国氢能源应用领域的主导地位，约为7794万吨，占氢总需求量60％；交通运输领域用氢约为4051万吨，占总需求的31％；电力领域和建筑领域用氢相对较少，占比分别为5%、4%。
我们认为中短期内绿氢的主要消纳场景为绿氨、绿色甲醇，远期来看交通领域、天然气掺氢和钢铁行业将释放巨大需求。绿氨：当前潜在可消纳绿氢空间达934万吨。我国是全世界最大的合成氨生产国，产量占世界总产量的1/3，合成氨行业是能源消耗大户，传统的HaberBosch法合成氨技术以化石燃料为氢源和热源，造成大量的二氧化碳排放。根据Wind数据，2021年我国合成氨产量为5189万吨，碳排放量每年约2亿吨。
在“双碳”目标下，基于化石燃料的传统合成氨工业很难持续，通过绿氢制绿氨被视为减碳的重要路线，按照每吨绿氨合成需要0.18吨绿氢计算，当前我国合成氨潜在绿氢消纳空间在934万吨。从应用领域看，我国合成氨主要用于农业领域，尿素占比为68%，其他化肥占比18%，化工行业占比14%；同时，氨也是优良的氢载体，可以降低氢储运成本，通过电化学方法合成氨可以实现可再生能源的大规模储存，氨经过液化可以通过天然气管道或远洋船舶实现可再生能源的全球运输。
绿色甲醇：甲醇产量稳步增长，当前潜在绿氢可消纳空间达995万吨。根据中国石化新闻网，2017-2021年我国甲醇产量复合增长率达12.98%，其中2021年中国甲醇产量达7899万吨，预期随着宁夏宝丰三期240万吨/年等新建甲醇装置的投产，我国甲醇产量将稳步增长，按生产每吨甲醇消耗0.126吨氢气计算，当前甲醇生产绿氢潜在消纳量为995万吨。
从应用领域看，甲醇也可作为绿氢的载体，起到降低氢储运成本的效果；绿色甲醇最大的下游市场是用于化工生产，2020年我国将近78%的甲醇用于化工合成，主要合成产品为烯烃、甲醛、醋酸、MTBE以及二甲醛等，18%的甲醇用于燃料燃烧。其中甲醇燃料已受到越来越高的重视：
（1）汽车领域，山西、上海、陕西、贵州、甘肃等省市先后开展了甲醇汽车试点运行工作，吉利已开发甲醇燃料车型20余款，累计行驶里程近100亿公里；
（2）船舶领域：马士基、中远海运、达飞轮船等在内的多家全球航运巨头均选择绿色甲醇作为替代燃料；根据国际船舶网，截至2023年3月全球共有25艘甲醇动力船正在运营，2022年甲醇动力船新船订单激增至43艘，目前订单总计约为100艘。
交通领域：商用车耗氢量大，带动绿氢消纳。根据中汽协公布的数据，2022年全国氢燃料电池汽车产销数据分别为3992辆和3789辆，同比增加121.11%和138.90%。2017-2022年全国氢燃料电池汽车产销量复合增长率分别为25.71%和24.34%
此外，根据最新车辆上险数据显示，2022年我国燃料电池汽车总销量5009辆，同比2021年增长164.47%。从结构上来看，我国燃料电池市场以专用车、客车和重卡等商用车为主，2022年燃料电池汽车中的专用车、重卡、客车、物流车、乘用车占比分别为39%、28%、25%、7%、1%，按照商用车每百公里7kg氢耗，年行驶距离7.5万公里计算，预计单台商用车年耗氢量达5.25吨。根据《中国氢能源与燃料电池产业白皮书》预测，预计2050年交通领域的氢能消费量将达2458万吨/年。
当前我国正着力于在天然气掺氢领域取得突破，2023年4月中石油宣布用现有天然气管道长距离输送氢气的技术获得了突破，天然气管道中的氢气比例已达到24%；2021年我国天然气消费量达3787亿立方米，当掺氢比例达到20%时，可以输送946.7亿立方米的氢气，约为851.1万吨；随着我国天然气消费量逐步提升，预计未来潜在消纳绿氢达千万吨级。
氢炼钢：技术尚不成熟，远期氢气消纳空间极大。2022年我国的粗钢达10.13亿吨，占全球产量的55.3%；参考IEA预计2050年我国粗钢产量将下降至7.3亿吨。传统炼钢工艺采用焦炭为还原剂，炼钢成本为350~390美元/吨，碳排放强度高达1.6吨CO2/吨，使用纯氢气或氢气混合天然气替代焦炭有利于推进炼钢行业的节能减排。
根据徐硕等人发表的《中国氢能技术发展现状与未来展望》，在目前的试点和示范项目中，使用100%氢气直接还原炼钢，炼钢成本超过1000美元/吨；使用50%氢气还原炼钢，则炼钢成本降低至490~860美元/吨。但目前氢冶金技术尚不成熟，成本较高，未能实现规模化、高效率的生产，根据中国国际工程咨询有限公司资源与环境业务部高级工程师张建红预计，2030年左右可能会迎来高炉富氢碳循环技术改造的高峰期，未来在可用废钢增加、电弧炉占比提升、绿氢成本下降的驱动下，氢基直接还原铁技术将迎来较大的发展空间。
参考宝武计划2035年实现碳减排30%，2050年实现“碳中和”的目标，假设2035年、2050年氢冶金的渗透率分别达到30%、80%，我们预计届时氢气需求量分别达到2246万吨、4577万吨。
预计2050年国内电解槽累计市场空间超7000亿。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019年版）》，预计2050年我国氢气需求将达到6000万吨，其中电解水制氢将成为我国氢能供应的主体，在氢能供给结构占比达到70%，电解槽系统装机量2050年将达到500GW，市场规模突破7000亿元。
3.4.电解槽竞争格局：看好“国家队”发展前景
3.4.1.市场要什么样的电解槽？
我们认为客户对电解槽设备的期待关键在于五个方面：安全稳定运行、低电耗、低成本、大功率、高动态响应。
（1）安全稳定运行：氢气属于极易发生燃爆的气体，爆炸极限为4%~75.6%VOL，确保电解槽安全稳定运行是下游客户最基本的需求。因此我们认为运营方会优先选择已有业绩的行业头部企业；
（2）低电耗：电耗显著影响制氢成本，参考新疆库车绿氢示范项目制氢成本模型，系统电耗每减少0.1KWh/Nm3，制氢成本将降低0.3元/kg；
（3）低成本：随着绿氢项目大量上马有望带动电解槽规模化量产从而降低电解槽的成本，我们认为前期能拿到订单的企业将逐步在成本端占据优势；对PEM电解槽而言，降低成本对产品推广将起到更加关键的作用。
（4）大功率：目前大部分绿氢项目规划的年产氢量均在万吨/年以上，提高单槽产氢量将帮助项目运营方降低采购成本，因此下游对电解水制氢设备也提出了“大标方”化的需求。目前多数碱性电解槽厂商已具备1000Nm3/h制氢装备的生产能力，PEM电解槽也实现突破，国内最大设备功率可达1.44MW（对应347.2Nm3/h）。
3.4.2.电解槽竞争格局
中国的碱性电解系统槽技术最早由718所在50年代从苏联引进，至90年代718副总工程师许俊明带领18个工程师于苏州创立了苏州苏氢设备公司（苏州竞立的前身），后一部分人跟随许俊明在天津成立天津大陆，我国电解槽行业前期主要由中船718所、苏州竞立、天津大陆三家企业瓜分市场，业内俗称“老三家”。目前我国碱性电解槽企业基本均有来自718、苏州竞立、天津大陆的员工。
新入局者众多，头部企业优势明显。据TrendBank统计，国内已有一百五十多家企业布局或规划碱性电解槽的研发或生产，包括在碱性电解水制氢行业深耕多年的传统企业、近几年入局的新能源企业和装备制造企业、以及科研院校背景的氢能初创企业；2022年共有14家企业发布碱性电解槽新品，2023Q1发布碱性电解槽新品企业已达8家，行业竞争激烈。
4投资分析
（2）PEM及燃料电池设备领域：已开工建设“华电德令哈3MW光伏制氢项目”，PEM制氢规模达600Nm3/h。此外公司通过并购深圳市通用氢能科技有限公司加速燃料电池核心材料及核心零部件的开发生产与应用，推进氢能与燃料电池的商业化进程，主打燃料电池碳纸（GDL）、质子交换膜、催化剂和膜电极产品，已与巴拉德签署战略合作协议。通用氢能已建成年产10万平米GDL产线、年产10万平米PEM产线并获得IATF16949质量管理体系认证，年产100万平米GDL产线正在建设中，GDL产品性能已达到国际水平，为多家国内外头部企业供货。
（3）绿氢储运领域：早在2012年成立煤化工事业部，开展高压氢气管道输送业务；同时自主研发的固态储氢、液态储氢技术已成功应用于泸定水电解制氢项目中。
公司于2021年3月成立隆基氢能，致力于成为全球领先的氢能装备技术公司。公司技术实力领先，2023年2月，公司发布全新一代碱性电解水制氢设备ALKHi1系列产品，重新定义商业化电解水制氢能效新高度，在直流电耗满载状况下可低至4.3kwh/Nm3。为了适应更高利用小时的制氢场景，同时推出了ALKHi1plus产品，直流电耗满载状况下低至4.1kwh/Nm3，在2500A/电流密度下，低至4.0kwh/Nm3，远低于当前全球碱性电解水制氢技术及PEM制氢技术4.5-4.6kwh/Nm3的满负荷直流电耗水平。
订单方面：公司于2022年顺利完成全球首个万吨级绿色炼化示范项目——中石化绿氢项目出货，产品技术水平与交付能力初步得到市场检验。2023年初，公司中标全球最大的绿色合成氨项目（大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目），获得15套1000Nm3/h电解水制氢系统订单，市场份额达38.5%。
产能方面：2021年第四季度，公司形成500MW电解水制氢装备产能,2022年公司产能达1.5GW位列全球第一，预计2023年公司电解水制氢设备产能将达到2.5GW，2026年产能有望达到5-10GW。
公司基于65年来对电站特种设备的研发设计和制造运营经验，携手大连理工大学共同成立“零碳工程技术研究中心”，在碱性电解水制氢先进技术方面实施了系统的研发工作，于2023年4月下线国内首创最大单体电解水制氢设备——3.2MPa,1500-2000Nm3/h碱性电解水制氢系统。
技术优势：公司自研碱性电解槽核心设备，具有自主知识产权的双极板和电极催化剂。电解槽采用压力容器标准实施设计，实现产氢压力1.6-3.2MPa，填补国内千方级高压电解槽空白；预计在电流密度2500A/m2的情况下单位能耗≤4.0kwh/Nm3，电解槽氢气出口纯度>99.97%，电流密度最大可达6000A/m2。同时结合三维建模和应力分析，实现了产品的轻量化，可以极大地缩短制造周期、为用户节约成本。
产能布局：公司目前已具备500Nm3/h以下、500-1000Nm3/h，1000-2000Nm3/h多个系列碱性电解水制氢系统制造技术，已形成年产1GW电解水制氢设备制造能力，计划于2023年底建成业内一流的智能化、绿色化、数字化特种设备基地。
公司借助佛山市在氢能领域的政策先发优势与产业集聚优势，在氢能产业的核心环节多向协同发力。
（1）制氢：参股设立电解水制氢装备公司盛氢制氢，实现制氢设备从100标方到1000标方量级跨越，完成佛山首台套1000Nm3/h碱性电解水制氢设备成功下线；氢气纯度可达99.9995%，能耗低至4.6kwh/Nm3，具备20%—115%宽频调谐能力和快速启动能力，同时依托公司在电气成套设备的技术优势，可实现电解槽电子电气组件的自控、自产，包括配电柜、控制柜、整流器和变压器等。
(2）氢车运营：成立氢能源汽车物流运营平台子公司，通过搭建运营平台推动应用规模的扩大，带动产业链上游燃料电池零部件及整车的发展；
公司拥有近20年电解盐水离子膜电解槽生产线管理团队，对电解槽的组装、维修、维护保养有丰富的管理实践和经验，此外公司两大园区在原盐电解、煤气化重整、副产氢回收等制氢端和乙二醇、甲醇及合成氨等用氢端均拥有多年的生产管理经验。公司旗下子公司亿利氢田时代于2022年9月发布了首台套1000标方碱性电解槽，该电解槽采用了高电流密度技术，能耗4.3-4.6kWh/Nm3，工作压力0.8-1.6Mpa；计划于今年实现200台套产能规模，2024年年产500台套，2030年在我国西部沙区达到年产1000台套。