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1、a 有氫能：綠氫降本路線清晰，電解槽市場空間廣闊行業深度報告武浩 電新行業首席分析師黃楷 電新行業分析師S1500520090001S1500522080001010-請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露2證券研究報告行業研究Table_ReportType行業深度報告Table_StockAndRank電力設備與新能源電力設備與新能源投資評級投資評級看好看好上次評級上次評級看好看好武浩電新行業首席分析師執業編號：S1500520090001聯系電話：010-83326711郵箱：黃楷電新行業分析師執業編號：S1500522080001郵箱：信達證券股份有限公司CINDASECURITIESCO.

2、,LTD北京市西城區鬧市口大街9號院1號樓郵編：100031氫能：綠氫降本路線清晰，電解槽市場空間氫能：綠氫降本路線清晰，電解槽市場空間廣闊廣闊2024 年 02 月 08 日本期內容提要本期內容提要:發展氫能是實現國家發展氫能是實現國家 雙碳雙碳 目標、構建新型能源體系的重要措施目標、構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、應用場景廣泛、儲運方式多樣等優點，被稱為是二十一世紀的“終極能源”。2016 年中國加入了巴黎氣候協定，2020 年宣布了在 2030 年前碳達峰、2060 年碳中和的“雙碳”目標。作為全球碳排放的主要貢獻者，中國各行業都面臨著碳減

3、排壓力，而利用清潔能源代替化石能源發電和制氫，是實現國家“雙碳”目標的重要舉措。2022 年，氫能產業發展中長期規劃（20212035 年），明確了氫能是未來國家能源體系的重要組成部分，發展氫能是構建新型能源體系的重要舉措；2023 年氫能產業標準體系建設指南，在國家層面上系統構建了氫能制、儲、輸、用全產業鏈標準體系，明確了氫能下一步的發展規劃，進一步推動了氫能產業的全面發展。氫能產業鏈覆蓋制、儲運加及應用，綠氫制取環節有望最先受益。氫能產業鏈覆蓋制、儲運加及應用，綠氫制取環節有望最先受益。1）制?。簹淠苤饕譃榛覛?、藍氫和綠氫，其中綠氫的生產過程中不會有碳排放產生。我們預計隨著“雙碳”政策的

4、推進以及綠氫制取技術的不斷突破，綠氫能有望成為未來主要發展方向。綠氫的主要生產方式是電解水制氫，其中堿性電解水制氫技術發展最為成熟，PEM 電解水制氫技術處于商業化初期，發展前景廣闊。2）儲運加：氣態、低壓氫能儲運技術為當前國內發展主流，未來將按照“低壓到高壓”、“氣態到多相態”的技術方向發展。我國加氫站發展已初具規模，然而由于技術不夠成熟、下游市場未形成規模等，目前不具備經濟性。3）應用：氫能應用目前以傳統石油化工生產為主，我們預計未來綠氫將在交通、儲能、工業、建筑等多領域得到廣泛應用。綠氫平價在即，有望逐步具備市場競爭力綠氫平價在即，有望逐步具備市場競爭力 1）當前單位制氫成本：煤制氫天然

5、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）隨著技術改進及規模擴張，電解槽設備成本將不斷下降，我們預計1000Nm/h 堿性電解槽設備成本將由當前的 800 萬元/臺下降至 2030 年的500 萬元/臺，200Nm/hPEM 電解槽設備成本將由當前的 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行時間影響較大，我們預計隨著用電價格的下降和電解槽運行時長的增加，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 年左右和藍氫平價，在 2030 年左右和灰氫平價，若考慮碳稅、政府綠氫補貼的影響，

6、則綠氫平價時間點有望前移，綠氫將逐步具備市場競爭力。綠氫產量有望超過規劃目標，電解槽未來市場空間廣闊。綠氫產量有望超過規劃目標，電解槽未來市場空間廣闊。2022 年我國氫氣產量為 4004 萬噸，同比增長 21%，2022 年全國電解槽出貨量近800MW，較 2021 年實現翻倍增長。2023 年上半年電解設備共計招標已超600MW，其中 PEM 電解設備占比較 22 年提升 8 個百分點，2023 年電解槽全年需求量有望持續實現翻倍。綠氫產量和需求量快速增長，我們預期到2025 年我國綠氫的需求量達到 130 萬噸，遠超國家氫能規劃中可再生能源制氫年產量 10-20 萬噸的目標，到 2030

7、 年綠氫產量將達到 770 萬噸。根據我們的測算，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 電解槽在國內市場的占比逐漸提升，至 2030 年 PEM 電解水制氫產量增長至綠氫總產量的 40%，則 2025 年、2030 年電解槽市場空間分別約為RU3U1XBZSV4WSU8OaO8OoMqQpNmQlOrRnPeRrQxPaQqRnNuOpPrQwMnMnN請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露3100 億元、300 億元。投資建議：投資建議：氫能行業尚處于發展初期，綠氫制氫端降本空間較大，未來市

8、場前景廣闊，我們預計電解槽市場有望迎來快速增長，我們建議從制氫設備端入手，關注隆基綠能、華光環能、華電重工、昇輝科技等公司。風險因素：氫能下游應用進展不及預期風險、氫能相關技術進度不及預期風險因素：氫能下游應用進展不及預期風險、氫能相關技術進度不及預期風險、政策波動風險、市場競爭加劇風險。風險、政策波動風險、市場競爭加劇風險。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露4目錄投資邏輯投資邏輯.6一、發展氫能是實現一、發展氫能是實現雙碳雙碳目標、構建新型能源體系的重要措施目標、構建新型能源體系的重要措施.71.1 發展氫能是國家實現發展氫能是國家實現“雙碳雙碳”目標的最佳選擇目標的最佳選擇.71.2 發展氫

9、能是構建新型能源體系的重要舉措發展氫能是構建新型能源體系的重要舉措.7二、氫能產業鏈較長，綠氫制取有望率先受益二、氫能產業鏈較長，綠氫制取有望率先受益.82.1 制氫：綠氫是未來的主流方向，堿性電解水制氫技術成熟度最高制氫：綠氫是未來的主流方向，堿性電解水制氫技術成熟度最高.82.2 儲存、運輸、加氫：氣態低壓儲運為主流，未來需向多相態高壓方向發展儲存、運輸、加氫：氣態低壓儲運為主流，未來需向多相態高壓方向發展.142.3 下游應用：覆蓋工交建儲各領域，未來應用向多領域共同發展下游應用：覆蓋工交建儲各領域，未來應用向多領域共同發展.17三、綠氫平價在即，有望逐步具備市場競爭力三、綠氫平價在即，

10、有望逐步具備市場競爭力.193.1 綠氫成本下降空間較大，短期內堿性電解水技術更具優勢綠氫成本下降空間較大，短期內堿性電解水技術更具優勢.193.2 灰氫受原料價格影響較大，灰氫受原料價格影響較大，CCUS 和碳稅將大幅增加制氫成本和碳稅將大幅增加制氫成本.253.3 綠氫和藍氫有望在綠氫和藍氫有望在 25 年左右平價，和灰氫有望在年左右平價，和灰氫有望在 30 年左右平價年左右平價.27四、綠氫產量遠超規劃目標，電解槽未來市場空間廣闊四、綠氫產量遠超規劃目標，電解槽未來市場空間廣闊.294.1 氫能產量加速增長，電解槽出貨量有望翻倍氫能產量加速增長，電解槽出貨量有望翻倍.294.2 市場空間

11、測算：電解槽未來市場空間廣闊市場空間測算：電解槽未來市場空間廣闊.31五、投資建議五、投資建議.33表目錄表 1：不同電解水制氫技術特性.9表 2：氫能主要儲存方式對比.14表 3：制氫成本分析假設指標及數值.19表 4：分別使用陸上風電、光伏發電時堿性電解槽制氫成本.21表 5：2022-2023 年各省市綠氫補貼政策發布情況.24表 6：不同原材料價格下化石燃料制氫成本.25表 7：不同碳價水平下煤制氫和天然氣制氫成本.26表 8：2022-2030 年綠氫、灰氫、藍氫制氫成本對比.27表 9：2020-2023 年部分堿性/PEM 電解槽產品及產氫量.30表 10：部分海外公司電解槽產品

12、及規格.31表 11：2022-2030 年電解槽市場空間測算.32圖目錄圖 1：全球碳排放的控制目標及技術路徑.7圖 2：氫能政策發展歷程.8圖 3：制氫、儲運加與利用全產業技術鏈.8圖 4：氫氣制取方法分類.9圖 5：2020 年中國氫氣來源統計.9圖 6：堿性電解水系統流程圖.10圖 7：堿性電解水制氫結構原理圖.10圖 8：PEM 電解水系統流程圖.11圖 9：PEM 電解水制氫結構原理圖.11圖 10：SOEC 電解水系統結構示意圖.11圖 11：質子傳導型 SOEC 工作原理.11圖 12：氧離子傳導型 SOEC 工作原理.11圖 13：AEM 電解水制氫結構原理圖.12圖 14：

13、煤氣化制氫工藝流程示意圖.13圖 15：天然氣蒸汽重整制氫工藝流程示意圖.13圖 16：CCUS 流程示意圖.13圖 17：氫能運輸結構圖.15圖 18：氫氣運輸方式的成本對比.15圖 19：加氫站分類.16圖 20：高壓氫氣加氫站工藝流程.16圖 21：2016-2022 年中國已建成加氫站的數量.17圖 22：氫能主要應用場景.17圖 23：2060 年中國應用領域統計.17圖 24：天然氣摻氫產業鏈.18圖 25：2017-2022 年中國氫燃料電池汽車銷售量及保有量.18圖 26：堿性電解槽制氫能力與成本的關系.20圖 27：2022-2030 年電解槽設備價格變化（萬元）.20請閱讀

14、最后一頁免責聲明及信息披露5圖 28：2010-2022 年全球風電、光伏發電度電成本變化（美元/kWh）.21圖 29：2022-2030 年光伏地面電站不同等效利用小時數 LCOE 估算（元/kWh）.21圖 30：不同年運行小時下風電、光伏發電的制氫成本（元/kg）.22圖 31：2022 年全國固定式光伏發電首年利用小時數分布.22圖 32：2014-2022 年 6000 千瓦及以上風電設備和太陽能發電設備利用小時數.22圖 33：山東省 5 月 1 日實時電價情況（元/MWh）.22圖 34：2023 年堿性電解槽制氫成本及構成（元/kg）.23圖 35：2023 年 PEM 電解

15、槽制氫成本及構成（元/kg）.23圖 36：2022-2030 年堿性和 PEM 電解槽單位制氫成本對比（元/kg）.23圖 37：2023 年煤氣化制氫成本構成（元/kg）.25圖 38：2023 年天然氣水蒸氣重整制氫成本構成（元/kg）.25圖 39：碳排放權交易和碳稅的價格和覆蓋范圍（美元/噸）.26圖 40：2023 年綠氫、灰氫、藍氫單位制氫成本對比.27圖 41：新疆庫車綠氫示范項目地理位置圖.28圖 42：2016-2022 年我國氫氣產量情況.29圖 43：2018-2023H1 年我國電解槽出貨量情況.29圖 44：2021-2023H1 電解槽出貨量占比.29圖 45：2

16、022-2060 年綠氫產量及預測情況.32請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露6投資邏輯投資邏輯發展氫能是國家實現“雙碳”目標、構建新型能源體系的重要手段，近年來海內外政策頻出刺激綠氫產業快速發展。2022 年氫能產業發展中長期規劃（20212035 年），明確了氫能是未來國家能源體系的重要組成部分。2023 年氫能產業標準體系建設指南（2023 版），在國家層面上系統構建了氫能制、儲、輸、用全產業鏈標準體系，為氫能產業的全面發展做引領和支持。隨著國家政策的不斷加碼和綠氫制取技術的不斷進步，綠氫制取環節投資有望率先啟動。我們判斷 2025、2030 年左右綠氫的制取成本有望分別和藍氫、灰氫平價。

17、綠氫的制備成本主要取決于用電成本、運行市場、制氫設備費用和政策變化。在用電成本方面，隨著風光發電技術的進步和發電時長的增加，2030 年光伏發電成本將下降至 0.15 元/kWh，陸上風電成本下降至 0.2 元/kWh。隨著棄風、棄光和低谷電的應用，我們預計到 2030 年綠氫制氫的用電成本將下降至 0.15-0.2 元/kWh。在運行時長方面，耦合可再生能源發電的電解水制氫設備運行時間受風光發電時長影響較大，我們預計隨著風光發電時長的增加、風光配儲的應用、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將提升至 3000h，2030 將提升至 4000h。在設備費用方面

18、，我們預計隨著技術進步和規模擴張，到 2030 年 1000Nm3/h 的堿性電解槽費用將降至 500 萬元/臺，200Nm3/h 的 PEM 電解槽費用將下降至 219 萬元/臺，電解槽設備端有著較大的降本空間。在政策及補貼方面，若考慮政府制氫補貼、碳稅等因素的影響，綠氫和藍氫、灰氫的平價時間有望進一步提前。從市場空間來看，氫能產量近年來快速增長，遠期綠氫需求空間廣闊。我們預計到 2025年、2030 年綠氫產量分別有望達到 130 萬噸、770 萬噸，能夠分別為電解槽帶來新增市場規模 60-100 億元、200-300 億元。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露7一、發展氫能是實現一、發展氫能

19、是實現雙碳雙碳目標、構建新型能源體系的目標、構建新型能源體系的重要重要措施措施1.1 發展氫能是國家實現發展氫能是國家實現“雙碳雙碳”目標的最佳選擇目標的最佳選擇氫能是二十一世紀的氫能是二十一世紀的“終極能源終極能源”。氫能來源廣泛，具有能量密度高、清潔安全、靈活高效、應用場景廣泛、儲運方式多樣等優點，是推動傳統化石能源清潔高效利用和支撐可再生能源大規模發展的理想能源載體，被譽為二十一世紀的“終極能源”，受到各國的廣泛關注。發展氫能是實現國家發展氫能是實現國家“雙碳雙碳”目標的最佳選擇。目標的最佳選擇。近年來，隨著溫室氣體排放的不斷加劇，全球氣溫持續上升，氣候問題日益嚴重。為應對這一挑戰，全球

20、主要國家于 2016 年簽訂了巴黎氣候協定，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險和影響。巴黎協定的長期目標是將全球平均氣溫較前工業化時期上升幅度控制在 2C 以內，并努力將上升幅度限制在 1.5C 以內。中國于 2016 年加入了巴黎協定，并于 2020 年宣布了在 2030 年前實現碳達峰，2060 年實現碳中和的雙碳目標。根據中科院地理科學與資源研究所于貴瑞團隊的預測，要實現 1.5C 控溫目標，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。中國是全球碳排放主要貢獻者，碳排放量將近占全球碳排總量的 30%。我國的工業、交通

21、、發電、建筑等行業都面臨著巨大的碳減排壓力，而利用太陽能、風能等非碳基能源替代化石能源發電和制氫，構建以清潔能源為主的“新型能源供應系統”，實現能源供應與消費端的清潔化轉型，是中國實現“雙碳”目標的最佳選擇。圖圖 1：全球碳排放的控制目標及技術路徑全球碳排放的控制目標及技術路徑資料來源：于貴瑞等中國碳達峰、碳中和行動方略之探討，信達證券研發中心1.2 發展氫能是構建新型能源體系的重要舉措發展氫能是構建新型能源體系的重要舉措發展氫能是構建國家能源體系的重要組成部分。發展氫能是構建國家能源體系的重要組成部分。無論是實現“雙碳”目標還是保障能源安全，構建新型能源體系都是必不可少的?！笆奈濉币巹澓?

22、2035 年遠景目標綱要都提出要加快推進構建以綠色低碳為目標的新型能源體系。2022 年 3 月，國家發改委、國家能源局聯合印發了氫能產業發展中長期規劃（20212035 年），明確指出氫能是未來國家能源體系的重要組成部分，是用能終端實現綠色低碳轉型的重要載體。2023 年 8 月，國家標準委、國家發改委、國家能源局等六部門聯合印發了氫能產業標準體系建設指南（2023請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露8版），明確了氫能下一步的發展規劃，并在國家層面上系統構建了氫能制、儲、輸、用全產業鏈標準體系，這將有助于充分發揮氫能在現代能源體系建設和用能終端綠色低碳轉型中的載體作用，為氫能產業的全面發展提供支

23、持。圖圖 2：氫能政策發展歷程氫能政策發展歷程資料來源：國務院辦公廳、國家能源局、國家發改委、新華社、人民日報、中國政府網、國務院、工業和信息化部、科學技術部，信達證券研發中心整理二、氫能產業鏈二、氫能產業鏈較長較長，綠氫制取有望率先受益，綠氫制取有望率先受益氫能產業鏈涵蓋氫氣的制取、儲存、運輸、加氫以及下游應用等環節。隨著國家政策的不斷加碼和綠氫制取技術的不斷進步，綠氫制取環節的投資有望最先啟動。圖圖 3：制氫、儲運加與利用全產業技術鏈制氫、儲運加與利用全產業技術鏈資料來源：中國氫能聯盟，國富氫能招股說明書（申報稿），信達證券研發中心2.1 制氫：綠氫是未來的主流方向，堿性電解水制氫技術成熟

24、度最高制氫：綠氫是未來的主流方向，堿性電解水制氫技術成熟度最高根據制取方式和碳排放量的不同，氫氣主要分為灰氫、藍氫和綠氫：根據制取方式和碳排放量的不同，氫氣主要分為灰氫、藍氫和綠氫：1 1）“灰氫灰氫”指指通過通過化化石燃料（如煤炭、天然氣等）或工業副產制取的氫氣，石燃料（如煤炭、天然氣等）或工業副產制取的氫氣，制取技術相對成熟、成本較低，但碳排放量強度較高。2 2）“藍氫藍氫”指指在灰氫在灰氫的的制取過程中采用碳捕集利用與封存（制取過程中采用碳捕集利用與封存（CCUSCCUS）技）技術術制取制取的氫氣，的氫氣，可以有效降低碳排放。然而由于 CCUS 技術成本較高，藍氫的制取成本通常較高。3)

25、3)“綠氫綠氫”指指通過可再生能源（如太陽能、風能等）制取的氫氣，在生產過程中不通過可再生能源（如太陽能、風能等）制取的氫氣，在生產過程中不產生二氧化碳排放。產生二氧化碳排放。由于綠氫制取技術不夠成熟、綠氫制取的成本較高。電解水制氫是綠氫的主要生產方式。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露9目前我國主要以灰氫為主，綠氫是未來的主要發展方向。目前我國主要以灰氫為主，綠氫是未來的主要發展方向。根據中國煤炭工業協會的數據，2020 年中國氫氣產量超過 2500 萬噸，其中煤制氫占 62%、天然氣制氫占 19%、工業副產制氫占 18%，而電解水制氫僅占 1%左右。盡管傳統化石原料制取的灰氫在中短期內仍將占

26、據市場主流地位，綠氫作為理想的零碳排放可持續能源，隨著政策的推進和技術的不斷突破，有望逐漸取得更大的市場份額，成為未來低碳經濟的主流發展方向。圖圖 4：氫氣制取方法分類氫氣制取方法分類圖圖 5：2020 年中國氫氣來源統計年中國氫氣來源統計資料來源：王明華新能源電解水制氫技術經濟性分析，信達證券研發中心資料來源：中國煤炭工業協會，前瞻產業經濟研究院，環聯網，信達證券研發中心電解水制氫是理想的綠氫制取技術，其中堿性電解水制氫技術發展最為成熟。電解水制氫是理想的綠氫制取技術，其中堿性電解水制氫技術發展最為成熟。相較于其他制氫方式，電解水制氫具有綠色環保、生產靈活、產氫純度高等特點，是一種理想的綠氫

27、制取技術。電解水制氫的主要技術有：電解水制氫的主要技術有：堿性電解水制氫（堿性電解水制氫（ALK）技術）技術、質子交換膜電解水質子交換膜電解水制氫（制氫（PEM）技術）技術、陰離子交換膜電解水制氫（陰離子交換膜電解水制氫（AEM）技術）技術和和固體氧化物電解水制氫固體氧化物電解水制氫（SOEC）技術。）技術。堿性電解水制氫技術是國內最早實現工業化的電解水制氫技術，發展最為成熟，目前占據市場主導地位；PEM 電解水制氫技術處于商業化初期，近年來產業化發展迅速；SOEC 技術和 AEM 技術仍在研發示范階段，發展勢頭迅猛。表表 1：不同電解水制氫技術特性：不同電解水制氫技術特性項目項目堿水電解堿水

28、電解(Al(AlK K)質子交換膜純水電解質子交換膜純水電解(PEM)(PEM)陰離子交換膜水電解陰離子交換膜水電解(AEM)(AEM)固體氧化物水電解固體氧化物水電解(SOEC)(SOEC)電解質隔膜30%KOH石棉布質子交換膜陰離子交換膜固體氧化物電流密度1A/cm21-4A/cm21-2A/cm20.2-0.4A/cm2電解效率60%-75%70%-90%-85%-100%電耗 kWh/NmH24.5-5.54.0-5.0-工作溫度90攝氏度806080產氫純度99.8%99.99%99.99%-設備體積1約 1/3-操作特征需控制壓差快速啟?？焖賳⑼⑼２槐惝a氣需脫堿僅水蒸氣僅水蒸氣僅

29、水蒸氣可維護性強堿腐蝕性強無腐蝕性介質-環保性石棉膜有危害無污染-產業化程度充分產業化特殊應用/商業化初期實驗室階段實驗室階段單機規模1000Nm3H2/h200Nm3H2/h-資料來源：遲軍電解水制氫技術進展，張軒等電解水制氫成本分析，信達證券研發中心整理請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h0堿性電解水技術（堿性電解水技術（ALK）：發展最為成熟，應用最為廣泛。：發展最為成熟，應用最為廣泛。堿性電解水制氫系統通常由電解槽、氣液分離器、冷群洗滌器、脫氧系統、干燥系統以及壓縮儲存系統等組成。在直流電的作用下，電解槽中的水被分解生成氫氣和氧氣，然后經分離、洗滌、脫氧和干燥等步驟處理后，其中的氫氣被

30、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。堿性電解水技術工作原理為，在陰極側，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陽極，失去電子生成水和氧氣。堿性電解水技術發展最為成熟，具有電解槽結構簡單、安全可靠、運行壽命長、投運成本低等優點，是市場上應用最為廣泛的綠氫制取技術。然而堿性電解水技術仍面臨一些技術挑戰，比如能耗較高、電流密度較低以及響應速度慢難以與風光供電緊密配合等問題。圖圖

31、 6：堿性電解水系統流程圖堿性電解水系統流程圖圖圖 7：堿性電解水制氫結構原理圖堿性電解水制氫結構原理圖資料來源：瞿麗莉等質子交換膜電解水制氫技術在電廠的應用，信達證券研發中心資料來源：汽車學會，信達證券研發中心質子交換膜質子交換膜電解水技術電解水技術（PEM）：未來發展前景廣闊，降本是關鍵。）：未來發展前景廣闊，降本是關鍵。PEM 電解槽主要由膜電極（包括質子交換膜、陰陽極催化層和陰陽極氣體擴散層）、陰陽極端板和電解液組成。陰陽極端板起到引導電的傳遞與水、氣分配的作用；氣體擴散層起到集流和促進氣液傳遞的作用；催化層是由催化劑、電子傳導介質和質子傳導介質組成的三相界面，是電化學反應發生的核心區

32、域；質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子，在陰陽極兩側隔絕氣體產生的作用。根據瞿麗莉等質子交換膜電解水制氫技術在電廠的應用，與堿性電解水系統相比，PEM 電解水系統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，其系統結構大大簡化。PEM 電解水技術工作原理為，在陽極側，水分子失去電子，被分解成氧氣和質子，質子在電場的作用下通過質子交換膜，在陰極側得到電子生成氫氣。PEM 電解水制氫技術已基本成熟，具有諸多優點，如系統結構簡單、產氫純度高、電流密度大、制氫效率高、安全環保、響應速度快與風光發電的匹配性較好等，應用前景廣闊。然而 PEM 電解槽

33、需要在強酸性和高氧化性的環境下運行，對于銥、鉑、鈦等貴金屬催化劑材料的依賴較高，且關鍵部件的國產化替代仍面臨挑戰，導致目前 PEM 電解槽成本遠高于堿性電解槽，國內可再生能源電解水制氫項目仍以堿性水電解為主導。未來進一步降低成本、提升產氫能力將是推動 PEM 電解槽擴大商業化進程的關鍵。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h1圖圖 8：PEM 電解水系統流程圖電解水系統流程圖圖圖 9：PEM 電解水制氫結構原理圖電解水制氫結構原理圖資料來源：瞿麗莉等質子交換膜電解水制氫技術在電廠的應用，信達證券研發中心資料來源：中國節能協會氫能專業委員會，當代石油石化，信達證券研發中心固體氧化物電解水技術（固體

34、氧化物電解水技術（SOECSOEC）：能夠有效減少電能需求，電極材料限制商業化進程。）：能夠有效減少電能需求，電極材料限制商業化進程。SOEC 電解系統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、氣體輸送系統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。SOEC 電解池由電解質、陰極和陽極組成。陰極通常選用鎳、鉆、鉑等金屬陶瓷復合材料；陽極常用鈣鐵氧化物；電解質選用釔穩定的氧化鋯（YSZ）和鈧穩定的氧化鋯（ScSZ）等導電陶瓷材料。SOEC 技術分為質子傳導型和氧離子傳導型兩種，目前氧離子傳導型 SOEC發展更成熟。質子傳導型 SOEC 中

35、，水蒸氣在陽極失去電子，生成氧氣和質子，質子通過電解質傳導至陰極，得到電子生成氫氣。氧離子傳導型 SOEC 中，水蒸氣在陰極得到電子，生成氫氣和氧離子，氧離子通過電解質傳導至陽極，失去電子生成氧氣。SOEC 電解水技術可以將電能和熱能轉為化學能，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。SOEC 反應具有可逆性，可以切換至燃料電池（SOFC）模式，適用于高效產氫或電化學儲能。然而 SOEC 技術仍面臨材料成本高、投入大、啟停慢、循環壽命低等挑戰，限制了其商業化應用的發展。圖圖 10：SOEC 電解水系統結構示意圖電解水系統結構示意圖資料來源：勢銀（Trend

36、Bank），信達證券研發中心圖圖 11：質子傳導型質子傳導型 SOEC 工作原理工作原理圖圖 12：氧離子傳導型氧離子傳導型 SOEC 工作原理工作原理請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h2資料來源：萬旗氫能，陶瓷學報，信達證券研發中心資料來源：萬旗氫能，中國工程科學，信達證券研發中心陰離子交換膜電解水陰離子交換膜電解水技術（技術（AEM）：能夠生產低成本、高效的氫氣，需突破關鍵材料技術）：能夠生產低成本、高效的氫氣，需突破關鍵材料技術限制。限制。電解槽結構類似于 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。陰離子交換膜

37、可以傳導氫氧根離子，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生氧氣，氧氣隨后通過氣體擴散層與電解液一起流出。AEM 電解水技術使用廉價的非貴金屬催化劑和碳氫膜，具有成本低、電流密度較大、環保高效等優點，并且可以有效地與可再生能源耦合。目前 AEM 技術還處于研發階段，發展程度將取決于高效催化劑、聚合物膜、膜電極等關鍵材料技術的突破情況。圖圖 13：AEM 電解水制氫結構原理圖電解水制氫結構原理圖資料來源：中國節能協會

38、氫能專業委員會，當代石油石化，信達證券研發中心化石燃料制氫（煤制氫、天然氣制氫）：工藝成熟、成本穩定，廣泛應用于工業生產?；剂现茪洌褐茪?、天然氣制氫）：工藝成熟、成本穩定，廣泛應用于工業生產?；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，其工作原理請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h3為，煤炭通過氣化反應，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，煤制氫技術是我國最廣泛采用的工業制氫方法。根據苗軍等氫能的生產工藝及經濟型分析，天然氣制氫主要采用水蒸氣重整工藝（SMR），其工作原理為，天然氣蒸汽經催化轉化

39、，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行反應，生成氫氣和二氧化碳的變換氣，最后提純得到氫氣。SMR 技術裝置簡單，能夠實現連續大規模的生產。圖圖 14：煤氣化制氫工藝流程示意圖煤氣化制氫工藝流程示意圖圖圖 15：天然氣蒸汽重整制氫工藝流程示意圖天然氣蒸汽重整制氫工藝流程示意圖資料來源：煤化工信息網，信達證券研發中心資料來源：煤化工信息網，信達證券研發中心工業副產制氫：制氫成本較低，生產過程受主產物產能和建設地點的約束。工業副產制氫：制氫成本較低，生產過程受主產物產能和建設地點的約束。根據苗軍等氫能的生產工藝及經濟型分析，工業副產氫的主要來源包括氯堿副產氫、焦爐煤氣制氫和輕烴裂解

40、制氫等，其中焦爐煤氣制氫是工業副產制氫的主要途徑之一。焦爐煤氣是煉焦過程的副產品，每生產 1t 焦炭可產生約 350-450m3的焦爐煤氣，其中氫氣含量約占 50%-60%。通過對焦爐煤氣進行分離和提純，可以獲得純凈的氫氣。工業副產氫的制備技術較為成熟，制氫成本較低，但因受地點、規模、運輸半徑以及主產物產能等因素的限制，氫氣產能存在上限，不適合作為大規模集中化氫能供應鏈，能夠為氫能產業的發展初期提供低成本、分布式氫源。為控制氫氣制取環節的碳排放，化石能源制氫需結合碳捕集利用與封存（為控制氫氣制取環節的碳排放，化石能源制氫需結合碳捕集利用與封存（CCUSCCUS）技術。）技術。CCUS 技術是一

41、種用于從化石燃料氣體和其他工業活動中去除 CO2 的技術，涵蓋了 CO2 捕集、運輸、利用和封存四個環節。1 1）捕集階段，）捕集階段，主要包括燃燒后捕集、燃燒前捕集和富氧燃燒。燃燒后捕集主要應用于燃煤鍋爐及燃氣輪機發電設施，燃燒前捕集主要應用于新建發電廠，富氧燃燒主要應用于燃煤電廠和工業燃燒過程。2 2）運輸階段，）運輸階段，可采用管道、船舶、鐵路和公路等多種運輸方式，目前國內主要采用罐車運輸方式。3 3）利用階段，）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混凝土、甲醇、乙醇、碳酸鹽、塑料等產品。4 4）封存階段，）封存階段，主要包括地質封存、海洋封存

42、、化學封存等，其中地質封存的強化采油技術（CO2-EOR）發展成熟，在儲存 CO2的同時可以提高油氣采收率，已達商業化應用規模。圖圖 16：CCUS 流程示意圖流程示意圖請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h4資料來源：騰訊研究院，信達證券研發中心2.2 儲存、運輸、加氫：氣態低壓儲運為主流，未來需向多相態高壓方向發展儲存、運輸、加氫：氣態低壓儲運為主流，未來需向多相態高壓方向發展高壓氣態儲氫技術發展最為成熟，應用最為廣泛。高壓氣態儲氫技術發展最為成熟，應用最為廣泛。我國目前氫氣的儲存方式主要有高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫和固態儲氫，其中高壓儲氫技術發展最為成熟，應用也最為廣泛，具有存儲能耗低、成

43、本低、可通過減壓閥調控氫氣釋放等優點。低溫液態儲氫主要應用在航天等領域，有機液態儲氫和固態儲氫尚處于技術攻關階段。表表 2：氫能主要儲存方式對比：氫能主要儲存方式對比高壓氣態儲氫高壓氣態儲氫低溫液態儲氫低溫液態儲氫有機液體儲氫有機液體儲氫固態儲氫固態儲氫儲氫原理在一定溫度和體積下，提高壓力，體系的氣體含量增加，將氫氣壓縮在高壓儲氫罐中常壓下，溫度降至-253C,氫氣由氣態變為液態，然后將其儲存在絕熱容器中利用有機物的碳原子加氫和脫氫反應實現吸放氫利用金屬氫化物等儲氫材料能夠可逆吸放氫的特性進行儲氫重量儲氫密度（%）1.05.25.75.07.21.04.5體積儲氫密度（g/L）253570.8

44、40453580優點技術成熟、操作方便、充放氫速度快、成本低體積儲氫密度高、液態氫純度高儲氫密度高、儲存、運輸、維護保養安全方便、可多次循環使用體積儲氫密度高、不需要高壓容器、可得到高純度氫、安全性好、靈活性強缺點體積儲氫密度低、壓縮耗能大、高壓安全隱患大液化過程耗能大、易揮發、成本高、對隔熱裝置要求苛刻成本高、操作條件苛刻、有發生副反應的可能、純度低質量儲氫密度低、成本高、吸放氫有溫度要求、有的材料循環穩定性差技術突破提高體積儲氫密度降低能耗、成本、揮發降低成本、操作條件提高質量儲氫密度、降低成本和吸放氫溫度應用目前車用儲氫主要采用的方法主要用于航空航天領域，民用很少可以利用傳統石油基礎設施

45、進行運輸和加注，很有前景使用的領域寬，未來重要發展方向資料來源：李星國氫氣制備和儲運的狀況與發展，信達證券研發中心請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h5我國儲氫技術水平與國外相比仍有一定差距，未來將向高壓化方向發展。我國儲氫技術水平與國外相比仍有一定差距，未來將向高壓化方向發展。按材質分，高壓儲氫瓶可分為型純鋼制金屬瓶、型鋼制內膽纖維纏繞瓶、型鋁制內膽纖維纏繞瓶和型塑料內膽纖維纏繞瓶。按應用領域分，固定式儲氫方面，多采用型、型鋼制氫瓶；車用儲氫瓶方面，我國主要采用 35MPa 的型瓶，少量應用 70MPa 的型瓶，國外已采用70MPa 的型瓶；運輸用儲氫瓶方面，我國主要使用 20MPa 的型瓶

46、，剛開始應用 30MPa的型瓶，國外已基本采用 50MPa 甚至更高。與國外相比我國在儲運氫技術方面仍存在一定差距。未來我國高壓氣態儲氫技術仍需向輕量化、高壓化、低成本和質量穩定的方向發展，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濟性。氫氣的運輸根據儲氫狀態和運輸量的不同，主要分為氣態輸送、液態輸送和固態輸送。氫氣的運輸根據儲氫狀態和運輸量的不同，主要分為氣態輸送、液態輸送和固態輸送。具體的輸送形式包括氣態氫長管拖車、液氫槽罐車、以及管道運輸（純氫管道、天然氣管道混輸等），不同的儲運方式具有不同的特點和適應性。圖圖 17：氫能運輸結構圖氫能運輸結構圖資料來源：李建林等

47、氫能儲運技術現狀及其在電力系統中的典型應用，信達證券研發中心氫氣的儲運方式可以根據規模和距離的不同進行選擇。氫氣的儲運方式可以根據規模和距離的不同進行選擇。氫氣管道適合小規模、短距離的運輸，而低溫液態儲運則適用于大規模、遠距離的儲運。一般來說，當運輸距離在 50km 以內時，氫氣管道運輸成本相對較低；而當運輸距離超過 300km 時，低溫液態儲運有更大的優勢。當前我國的氫能產業處于發展初期，市場規模相對較小，且氫能示范應用主要集中在產氫地附近，因此在實際應用中更多采用氣氫長管拖車運輸方式。根據中國氫能聯盟的報告，我國的氫能儲運發展將按照低壓到高壓、氣態到多相態的技術方向推進，逐步提升氫氣的儲存

48、和運輸能力。圖圖 18：氫氣運輸方式的成本對比氫氣運輸方式的成本對比請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h6資料來源：李建林等氫能儲運技術現狀及其在電力系統中的典型應用，信達證券研發中心加氫站是為燃料電池汽車提供氫燃料的場所，對推動氫能應用起到關鍵作用。加氫站是為燃料電池汽車提供氫燃料的場所，對推動氫能應用起到關鍵作用。加氫站按照不同的分類標準，可以分為多種類型，根據氫氣的儲存狀態，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，其核心設備為壓縮機、儲氫罐和加氫機，泄氣柱用于將氫氣從存儲容器導出，并通過壓縮機將氫氣壓縮至所需的加氫壓力。儲氫灌

49、將壓縮的氫氣存儲在特定容器中，以確保供氫穩定和持續。加氫機將壓縮存儲的氫氣注入燃料電池汽車的氫氣儲存系統中供車輛使用。加氫站的建設和運用對于推動燃料電池汽車的普及、氫能產業的快速發展具有重要意義。圖圖 19：加氫站分類加氫站分類圖圖 20：高壓氫氣加氫站工藝流程高壓氫氣加氫站工藝流程資料來源：華經產業研究院，信達證券研發中心資料來源：氫能俱樂部，信達證券研發中心國內加氫站發展已初具規模，經濟性仍有待提高。國內加氫站發展已初具規模，經濟性仍有待提高。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，國內加氫站的數量顯著增加。根據中國氫能聯盟研究院的數據，截至 2022 年底，

50、我國的加氫站數量已達到 358 座，位居世界第一。然而國內已建成的加氫站中，加注壓力仍以 35MPa 為主，只有少數具備 70MPa 的加注能力。前期建成的加氫站多為示范站，規模較小。且由于目前國內缺乏成熟量產的加氫站設備廠商，關鍵設備依賴進口，設備費用占比較高，經濟性較差。由于早期建設的加氫站多為示范項目，燃料電池汽車的普及率相對較低，并且國內目前還缺乏成熟的設備廠商，加氫站請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h7的經濟性仍有待提高。圖圖 21：2016-2022 年中國已建成加氫站的數量年中國已建成加氫站的數量資料來源：中國能源報，北極星氫能網，畢馬威一文讀懂氫能產業，信達證券研發中心2.3

51、 下游應用：覆蓋工交建儲各領域，未來應用向多領域共同發展下游應用：覆蓋工交建儲各領域，未來應用向多領域共同發展氫能應用目前以化工生產為主，未來有望在工交建儲等各領域廣泛應用。氫能應用目前以化工生產為主，未來有望在工交建儲等各領域廣泛應用。目前我國 95%的氫氣用于傳統石油化工生產，僅有 5%用于可再生能源儲能發電和以氫燃料電池為核心的能源網絡。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、氫冶金等技術的推進，綠氫有望在交通、能源、工業和建筑等領域呈現多方面的應用。根據中國氫能聯盟的預測，到 2060 年，我國對氫能的需求將達到 1.3 億噸，其中工業領域和交通領域將占比 60%和

52、 31%，電力領域和建筑領域分別占比 5%和 4%。圖圖 22：氫能主要應用場景氫能主要應用場景圖圖 23：2060 年中國年中國應用領域應用領域統計統計資料來源：氫電邦，信達證券研發中心資料來源：中國氫能聯盟，畢馬威，信達證券研發中心在化工領域，氫能煉鋼、綠氫化工和天然氣摻氫將成為未來主要應用場景。在化工領域，氫能煉鋼、綠氫化工和天然氣摻氫將成為未來主要應用場景。1）氫能煉鋼：）氫能煉鋼：2022 年，中國鋼鐵行業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，用氫氣作為還原劑代替一氧化碳，可以將原工藝過程中產生的二氧化碳全部轉化為水，從而大大降低鋼鐵生產中的碳排放。2）綠氫化

53、工：）綠氫化工：氫氣是合成氮、合成甲醇、石油精煉、煤化工等行業的重要原料。目前，化工行業主要使用的是灰氫，綠氫化工即采用綠氫替代灰氫，是實現化工行業深度脫碳的重要途徑之一。3）天然氣摻氫：）天然氣摻氫：根據中國能源報的報請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h8道，向現有天然氣發電設施中摻入氫燃料，不僅可以有效節約天然氣的使用量，保證冬季供暖的安全和穩定供應，還能顯著減少碳排放。氫能的其他工業應用還包括煉油加氫、水泥煅燒、陶瓷產業脫碳，食品加工，金屬加工，原子氫焊接，平板玻璃生產，電子制造等，都展示了氫能在工業領域的廣闊前景。圖圖 24：天然氣摻氫產業鏈天然氣摻氫產業鏈資料來源：氫電邦，信達證券研

54、發中心在交通領域，氫燃料電池汽車被認為是未來的主要應用場景。在交通領域，氫燃料電池汽車被認為是未來的主要應用場景。近年來，隨著燃料電池技術的成熟和成本的下降，我國燃料電池汽車（FCV）行業經歷了快速發展。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。按照節能與新能源汽車技術路線圖規劃，到 2025 年，中國計劃將燃料電池汽車規模擴大到 5 萬輛，到 2035 年，燃料電池汽車的保有量將達到 100 萬輛，到 2050 年，燃料電池汽車的保有量將達到 1000 萬輛。然而目前我國 FCV 和加氫站對政府補貼依賴

55、程度較高，主要是燃料電池車的造價尚未達到與同等規格的汽油車和電動車相當的水平，并且氫燃料的使用成本仍遠高于汽柴油和電力。此外，我國也正在積極探索重型工程機械、軌道交通、船舶、航空航天等非道路的交通領域的氫能應用，未來有望逐步擴大氫能在交通運輸領域的應用范圍。圖圖 25：2017-2022 年中國氫燃料電池汽車年中國氫燃料電池汽車銷售量及保有量銷售量及保有量資料來源：中汽協，中商產業研究院，信達證券研發中心請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h9在建筑領域，氫能的應用主要包括氫能熱電聯供和管道摻氫。在建筑領域，氫能的應用主要包括氫能熱電聯供和管道摻氫。1）氫能熱電聯供：）氫能熱電聯供：相較于傳統的

56、集中式生產、運輸、終端消費的用能模式，分布式能源供給系統直接向用戶提供不同的能源品類，能夠最大程度地減少運輸消耗，并有效利用發電過程產生的余熱，從而提高能源利用效率。2）管道摻氫：）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，平衡季節性用能需求。隨著氫能發展速度的加快，天然氣網絡摻氫研究和示范項目也不斷增加。在儲能領域，風光氫儲為能源消納提供了有效的解決方案。在儲能領域，風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展對電網穩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，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，并且具備實現不

57、連續生產和大規模、長周期儲能的能力，更具經濟競爭力。風光氫儲能夠將風光發電轉化為氫氣進行儲存，需要時再將氫氣轉化為電力，從而實現能源的儲存和利用。氫能儲能在能量維度、時間維度和空間維度上優勢突出。三三、綠氫平價在即，有望逐步具備市場競爭力、綠氫平價在即，有望逐步具備市場競爭力3.1 綠氫成本下降空間較大，短期內堿性電解水技術更具優勢綠氫成本下降空間較大，短期內堿性電解水技術更具優勢我們采取建立平準化制氫成本（我們采取建立平準化制氫成本（LCOH）模型的方法來分析不同制氫方式的單位制氫成本。）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

58、設備及土建折舊、運營維護費用、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+可變成本年產氫量已知標準狀態下氫氣密度為 0.0899kg/m，熱值為 33kWh/kg。參考 2023 年 6 月內蒙古工商業用電 110 千伏電價，網電電價約為 0.4 元/kWh 且保持穩定。假設水價為 4 元/m，氧氣價格為 0.5 元/m3，蒸汽價格為 100 元/噸。假設制氫設備壽命統一為 10 年，折舊到期后殘值為 5%，土建及安裝折舊期統一為 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現商業化，因此我們主要對堿性電解槽和 PEM 電解槽的制氫成本進行量化分析。假設電解

59、水制氫每生產 1m3氫氣耗水 0.0112m3，電解槽的維護費用統一按照設備費的3%計算，人員費用統一按生產每 m3氫氣 0.012 元計算。若不考慮征地費用，假設土建及安裝費用與制氫規模成正比，單套 1000Nm3/h 的堿性電解槽設備的土建及安裝費用為 200 萬元，單套 200Nm3/h 的 PEM 電解槽設備的土建及安裝費用為 40 萬元，考慮規模效應以及產線優化節省占地面積，土建及安裝費用按每年 3%下降。表表 3：制氫成本分析假設指標及數值制氫成本分析假設指標及數值假設指標假設指標數值數值氫氣密度（kg/m）0.0899（101.325kpa，0C）氫氣熱值（kWh/kg）33氧氣

60、價格（元/m）0.5蒸汽價格（元/噸）100水價（元/m）4.0工商業電價（元/kWh）0.5資料來源：內蒙古電力公司，張彩麗煤制氫與天然氣制氫成本分析及發展建議，信達證券研發中心整理請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h0未來電解槽設備制氫效率有望逐漸提升，費用水平有望逐漸下降。未來電解槽設備制氫效率有望逐漸提升，費用水平有望逐漸下降。1）堿性電解槽：假設當前我國堿性電解槽制氫效率普遍為 60%，能耗為到 5.5kWh/Nm；我們預計到 2030 年堿性電解槽制氫效率可以普遍達到 75%，能耗達到 4.5kWh/Nm。根據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關系，

61、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 2023 年上半年的中標情況，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%。假設當前單套 1000Nm3/h 堿性電解槽的設備費用為 800 萬元/臺（包括電解槽、氣液分離系統、氣體純化系統、注水注堿設施等），隨著技術改進和規模擴張，根據王明華新能源電解水制氫技術經濟性分析，到 2030 年單套 1000Nm3/h 電解槽成本有望降至 500 萬元。2）PEM 電解槽：假設當前我國 PEM 電解槽制氫效率普遍為 70%，能耗為 5kWh

62、/Nm；我們預計到 2030 年 PEM 電解槽制氫效率可以普遍達到 90%，能耗達4.5kWh/Nm。根據 2023 年上半年的中標情況，200Nm/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 電解槽設備費用有較大的下降空間，根據張軒等電解水制氫成本分析，PEM 電解槽的平均效率為 13%。假設當前單套 200Nm3/h 的 PEM 電解槽的設備費用為 800 萬元，未來隨著 PEM 電解水技術的進步和 PEM 電解槽應用范圍的擴張，到 2030 年單套 1000Nm3/h 電解槽成本有望降至219 萬元。圖圖 26：堿

63、性電解槽制氫能力與成本的關系堿性電解槽制氫能力與成本的關系圖圖 27：2022-2030 年年電解槽設備價格變化（萬元）電解槽設備價格變化（萬元）資料來源：張軒等電解水制氫成本分析，信達證券研發中心資料來源：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經濟性分析，能景氫研，信達證券研發中心綠氫制備需要耦合風光發電，未來風光裝機規模的增長有望帶動綠電成本下降。綠氫制備需要耦合風光發電，未來風光裝機規模的增長有望帶動綠電成本下降。根據蔣珊綠氫制取成本預測及與灰氫、藍氫對比，電解水制氫的電力來源涵蓋了網電、核電、水電、風電和光伏發電，我國目前電網電力以火電為主，如果采用網電則電解水制氫并非真

64、正的零碳排放，而是將碳排放前移到了發電側，其單位質量氫氣碳排放約是天然氣制氫的 3 倍以上，不符合“雙碳”政策導向。因此在可再生能源發電（綠電）占網電比例大幅提高前，只有電解水制氫與光伏、風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，根據國際可再生能源署（IRENA）報告，2022 年全球陸上風電度電成本為 0.033 美元/kWh（約合人民幣 0.23 元/kWh），海上風電度電成本為 0.081 美元/kWh（約合人民幣 0.56 元/kWh），規模光伏發電度電成本為0.049 美元/kWh（約合人民幣 0.35 元/kWh）。根據中電聯數據，20

65、22 年中國太陽能發電設備平均利用小時數為 1337h，結合中國光伏行業協會（CPIA）不同等效利用小時數LCOE 估算，光伏發電平均度電成本約為 0.26 元/kWh。未來十年中國風電、光伏每年新增裝機規模預計分別在 5000 萬 kW 和 7000 萬 kW 左右，有望帶動可再生能源發電成本的請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h1進一步下降。我們預計到 2030 年，光伏發電成本將下降至 0.15 元/kWh，陸上風電成本將下降至 0.2 元/kWh，海上風電成本有望低于 0.4 元/kWh。圖圖 28：2010-2022 年全球風電、光伏發電度電成本變化（美年全球風電、光伏發電度電成本變

66、化（美元元/kWh）圖圖 29：2022-2030 年光伏地面電站不同等效利用小時數年光伏地面電站不同等效利用小時數 LCOE估算估算（元元/kWh）資料來源：IRENA，國際太陽能光伏，信達證券研發中心資料來源：CPIA，信達證券研發中心電解水制氫成本受風光發電時間影響較大。電解水制氫成本受風光發電時間影響較大。根據中電聯，2022 年 6000 千瓦級以上太陽能發電設備年利用小時數為 1337h，風電設備年利用小時數為 2221h。在不考慮使用網電或者配置儲能的情況下，若完全使用可再生能源發電，電解槽的運行時間將受制于風光發電的時間，電解水制氫裝置的年利用小時數與工業規?；剂现茪涞哪昀?/p>

67、用小時數（8000h）相比會有較大差異。根據我們的測算，在光伏發電年利用小時數為 1337h，度電成本為 0.26 元/kWh 的情況下，耦合光伏發電的單位堿性電解水制氫成本為 25.69 元/kgH2；在陸上風電年利用小時數為 2221h，度電成本為 0.23 元/kWh 的情況下，耦合陸上風電的單位堿性電解水制氫成本為 20.21 元/kgH2。由于風光發電年運行小時數較低，邊際生產成本較低，一旦風光發電年運行時長增加，制氫成本將快速下降。根據 CPIA 數據，當光伏發電利用小時數為 1800h 時，光伏發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

68、元/kgH2。表表 4：分別使用陸上風電、光伏發電時堿性電解槽制氫成本分別使用陸上風電、光伏發電時堿性電解槽制氫成本光伏發電光伏發電陸上風電陸上風電用電成本（元用電成本（元/m)1.1.43431.271.27電價（元/kWh）0.260.23電耗（kWh/m）5.55.5用水成本（元用水成本（元/m）0.0450.0450.0450.045設備年均折舊（元）設備年均折舊（元）760000760000760000760000單套制氫設備費用（元）80000008000000其他費用（元）其他費用（元）355600355600366400366400維護費用（元）240000240000人工成本

69、（元）1560026400土建年均折舊（元）100000100000土建及安裝費用（元）20000002000000年產氫量（m）13000002200000年運行時間（h）13372223單位制氫成本（元單位制氫成本（元/m m）2.312.311.821.82單位制氫成本（元單位制氫成本（元/kg/kg）25.6925.6920.2120.21資料來源：CPIA，中電聯，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經濟性分析，徐進電解水制氫廠站經濟性分析，信達證券研發中心測算請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h2圖圖 30：2022 年全國固定式光伏發電首年利用小時數分

70、布年全國固定式光伏發電首年利用小時數分布圖圖 31：不同年運行小時下風電、光伏發電的制氫成本不同年運行小時下風電、光伏發電的制氫成本資料來源：中國氣象局2022年中國風能太陽能資源年景公報，365光伏，信達證券研發中心資料來源：CPIA，中電聯，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經濟性分析，徐進電解水制氫廠站經濟性分析，信達證券研發中心測算電解槽用電成本有望持續下降，運行時長有望不斷增長。電解槽用電成本有望持續下降，運行時長有望不斷增長。1）電解槽用電成本下降：）電解槽用電成本下降：風光發電產生了大量不穩定的電力，2022 年全國的風電、光伏利用率分別為 96.8

71、%、98.3%，其中蒙東地區棄風率達到 10%，西藏棄光率達到 20%。另外，根據山東電力交易中心數據，由于電力供過于求，山東省五一假期間累計出現長達 22 個小時的負電價。隨著可再生能源發電占比的提升和電力系統季節性調峰壓力不斷加大，棄風棄光、電網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。我們我們預計到預計到 2030 年電解槽用電成本將降年電解槽用電成本將降至至 0.2 元元/kWh 以下，部分地區可降至以下，部分地區可降至 0.15 元元/kWh。2）電解槽運行時間電解槽運行時間增長：增長：根據中電聯數據，2016 年至今風光發電設備年利用水平持續提升。隨著風光發電小時數

72、的增加、風光配儲的應用、綠電交易的普及以及后網電中可再生能源占比的提升，我們預計到我們預計到 2025年年電解槽的年利用小時數將電解槽的年利用小時數將提升至提升至 3000h，到到 2030 年電解槽的年利用小時數將年電解槽的年利用小時數將提升提升至至4000h。圖圖 32：2014-2022 年年 6000 千瓦及以上風電設備千瓦及以上風電設備和和太陽能發電太陽能發電設備利用小時數設備利用小時數圖圖 33：山東省山東省 5 月月 1 日實時電價情況（元日實時電價情況（元/MWh）資料來源：中能傳媒研究院、中電聯，信達證券研發中心資料來源：山東省電力市場交易平臺，信達證券研發中心PEMPEM

73、電解槽單位制氫成本遠高于堿性電解槽，靜待成本下降。電解槽單位制氫成本遠高于堿性電解槽，靜待成本下降?？紤]耦合陸上風電時電解槽制氫的情況，根據我們的測算，在不考慮政府補貼的情況下，目前堿性電解槽單位制氫成請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h3本為 20.21 元/kg，其中用電成本、設備及維護費用占比分別為 70%、25%，用電成本占據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，遠高于堿性電解槽單位制氫成本，其中用電成本、設備及維護費用占比分別為 40%、57%，設備費用占據了電解水制氫成本的絕大部分。我們預計到 2030 年，PEM 電解槽單位制氫成本會

74、有較大幅度的下降，但短時間內 PEM 電解槽的單位制氫成本仍遠高于堿性電解槽，不具備價格優勢。圖圖 34：2023 年堿性電解槽制氫成本及構成（元年堿性電解槽制氫成本及構成（元/kg）圖圖 35：2023 年年 PEM 電解槽制氫成本及構成（元電解槽制氫成本及構成（元/kg）資料來源：CPIA，中電聯，氫云鏈，徐進等電解水制氫廠站經濟性分析，丁貴軍應用核電進行堿性電解水制氫經濟性分析，張彩麗煤制氫與天然氣制氫成本分析及發展建議，信達證券研發中心測算資料來源：CPIA，中電聯，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經濟性分析，徐進等電解水制氫廠站經濟性分析，信達證券研發中心

75、測算圖圖 36：2022-2030 年堿性和年堿性和 PEM 電解槽單位制氫成本對比（元電解槽單位制氫成本對比（元/kg）資料來源：CPIA，中電聯，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經濟性分析，徐進等電解水制氫廠站經濟性分析，信達證券研發中心測算多省市出臺綠氫補貼政策以解決氫能項目實際應用中所遇到的問題。多省市出臺綠氫補貼政策以解決氫能項目實際應用中所遇到的問題。在實際應用中，為了解決氫能項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政策，以降低電解水制氫成本。據我們不完全統計，2022 年至今已有 3 省 5市發布了綠氫補貼政策

76、，主要分為生產補貼、銷售補貼、電價優惠和配套獎勵。1 1）生產補）生產補貼：貼：吉林省、濮陽市針對綠氫采取 15 元/kg，20%逐年退坡的生產補貼。2 2）銷售補貼：）銷售補貼：鄂爾多斯市 2022-2025 年按照實際銷售量采取 4000 元/噸，1000 元/噸逐年退坡的銷售補貼。3 3）電價優惠：）電價優惠：廣東地區采取蓄冷電價政策，同時谷電用電量超 50%的免收基本電費；四川請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h4地區采用地區低價電并給予一定的電費支持。4 4）配套獎勵：）配套獎勵：湖北 1000Nm3/h 綠氫制氫產能獎勵 50MW 風光指標。除此以外，部分地區針對制氫廠的建設也給予

77、了一定的建設補貼。未來隨著綠氫的關注度及重要性逐漸提升，我國有望發布更多的綠氫補貼規劃推動行業快速發展。表表 5：2 2022-2023022-2023 年各省市綠氫補貼政策發布情況年各省市綠氫補貼政策發布情況省級省級地區地區政策文件政策文件政策內容政策內容吉林支持氫能產業發展若干政策措施(試行)對年產綠氫 100 噸以上(含 100 噸）的項目，以首年每公斤 15 元的標準為基數，采取逐年退坡的方式，連續 3 年給予補貼支持，每年最高補貼 500 萬元湖北關于支持氫能產業發展的若干措施對在可再生能源富集地區發展風光水規模電解水制氫，按照 1000Nm3/h 制氫能力、獎勵 50MW 風電或光

78、伏開發資源并視同配置儲能。支持電解制氫企業用電參與市場化交易廣東廣東省加快建設燃料電池汽車示范城市群行動計劃（2022-2025）落實燃料電池汽車專用制氫站用電價格執行蓄冷電價政策市級市級地區地區政策文件政策文件政策內容政策內容廣東深圳深圳市氫能產業創新發展行動計劃（2022-2025年）（征求意見稿）站內電解水制氫用電價格執行蓄冷電價政策，電解制氫設施谷期用電量超過 50%的免收基本電費。河南濮陽濮陽市促進氫能產業發展扶持辦法的通知對綠氫出廠價格不高于同純度工業副產氫平均出廠價格，且用于本市加氫站加注的，按照年度累計供氫量，2022 給予每千克 15 元補貼，2023 給予每千克 12 元補

79、貼，最高不超過 500 萬元。四川成都成都制造“1+7”政策體系（征求意見稿），成都市優化能源結構促進城市綠色低碳發展行動方案支持符合條件的新型電池、電解水制氫、光伏等綠色高載能企業和重點優勢企業納入全水電交易；統籌推進制儲輸用全鏈條發展，加快建設綠氫之都，對綠電制氫項目市、區(市)縣兩級聯動給予0.15-0.2 元/kWh 的電費支持。四川攀枝花關于支持氫能產業高質量發展的若干政策措施（征求意見稿）支持制氫產業發展，其增量用電量執行單一制輸配電價 0.105 元/kWh（含線損），電解氫項目建成后次年納入全水電交易范圍。內蒙古鄂爾多斯關于印發支持氫能產業發展若干措施的通知對綠氫項目，按綠氫實

80、際銷售量（對于一體化綠氫制化學品項目，由第三方公司對綠氫產量進行核定）給予退坡補貼,2022-2023 年補貼 4000 元/噸，2024 年補貼 3000 元/噸，2025 年補貼 2000 元/噸。資料來源：氫云鏈，風電頭條，中國電力網，信達證券研發中心整理未來未來 SOEC、AEM 等新型電解水技術有望進一步降低綠氫制取成本。等新型電解水技術有望進一步降低綠氫制取成本。1）SOEC 電解槽：電解槽：2023 年 4 月，翌晶能源國內首條 SOEC 電堆自動化產線下線，單臺 SOEC 電堆額定功率為 2.5kW，直流電耗 3.16kWh/Nm。SOEC 系統單位能耗 3.6kWh/Nm，電

81、解效率超過84%，若與工業余熱回收結合則電耗可以進一步降低 10%。根據翌晶氫能總經理劉青，2023 年 SOEC 電解槽制氫成本為 10000 元/kW，預計到 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 90%。2）AEM 電解槽：電解槽：2023 年 2月，穩石氫能推出國內首款 AEM 電解槽產品，單臺電解槽額定功率為 2.5kW，直流電耗為 4.3kWh/Nm，單臺電解器最大產氫量 600L/h。根據穩石氫能技術總監曹炬，AEM 電解設備預計在三年內可實現規?；a，當用電成本為 0.15 元/kWh，電解設備的年運行時間為

82、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聲明及信息披露 h53.2 灰氫受原料價格影響較大，灰氫受原料價格影響較大，CCUS 和碳稅和碳稅將大幅增加制氫成本將大幅增加制氫成本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。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。根據苗軍等氫能的生產工藝及經濟性分析，煤氣化制氫技術能量轉化效率在 55%-60%，天然氣水蒸氣重整制氫技術能量轉化率可達 70%以上。根據張彩麗煤制氫與天然氣制氫成本分析及發展建議，以工業制氫所需獨立制氫裝置規模最小 90000m3/h 為基礎，年運行時間為

83、8000h，則煤制氫建設投資為 12.4 億元，天然氣制氫建設投資為 6 億元。根據中國煤炭工業協會2022 煤炭行業發展年度報告，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 2022-2030 年期間 5500 大卡煤炭價格穩定在 700 元/噸，熱值為22990KJ/kg。各地工業天然氣市場價格大約在 1.5-3.5 元/m3之間，假設 2022-2030 年期間工商業用氣天然氣價格穩定在 2.5 元/m3，熱值為 35948KJ/m3。在不考慮碳稅的情況下，當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

84、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。當煤價為 550 元/噸時，單位煤制氫成本為 10.34 元/kg；當煤價為 800 元/噸時，單位煤制氫成本增至 12.44 元/kg。當天然氣價格為 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。圖圖 37：2023 年煤氣化制氫成本構成年煤氣化制氫成本構成（元（元/kg）圖圖 38：2023 年天然氣水蒸氣重整

85、制氫成本構成年天然氣水蒸氣重整制氫成本構成（元（元/kg）資料來源：中國煤炭工業協會，張彩麗煤制氫與天然氣制氫成本分析及發展建議，信達證券研發中心資料來源：張彩麗煤制氫與天然氣制氫成本分析及發展建議，信達證券研發中心表表 6：不同原材料價格下化石燃料制氫成本不同原材料價格下化石燃料制氫成本煤價（元煤價（元/噸）噸）450450500500550550600600650650700700750750800800850850煤制氫成本煤制氫成本（元（元/m/m3 3）0.850.890.930.971.001.041.081.121.16煤制氫成本煤制氫成本（元（元/kg/kg）9.509.921

86、0.3410.7611.1811.6012.0212.4412.86天然氣價格天然氣價格（元（元/Nm/Nm3 3）1.51.52.02.02.52.53.03.03.53.54.04.04.54.55.05.05.55.5天然氣制氫成本天然氣制氫成本（元（元/m/m3 3）0.800.961.131.301.471.641.801.972.14天然氣制氫成本天然氣制氫成本（元（元/kg/kg）8.8710.7312.5914.4616.3218.1920.0521.9223.78資料來源：中國煤炭工業協會2022煤炭行業發展年度報告，張彩麗煤制氫與天然氣制氫成本分析及發展建議，蔣珊綠氫制取成

87、本預測及與灰氫、藍氫對比，中國碳捕集利用與封存技術發展路線圖（2019版），苗軍氫能的生產工藝及經濟性分析，信達證券研發中心測算請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h6CCUSCCUS 技術將大幅增加化石燃料制氫成本。技術將大幅增加化石燃料制氫成本。根據中國碳捕集利用與封存技術發展路線圖(2019 版)規劃，當前國內 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。根據蔣珊綠氫制取成本預測及與灰氫、藍氫對比，單位煤制氫約產生 11-25kg CO2，單位天然氣制氫約產生 8-16kgCO2，取其中

88、位數假設單位煤制氫產生 18kgCO2，單位天然氣制氫產生 12kgCO2，則當前結合 CCUS 的單位煤制氫成本將增加至 18.80 元/kg，結合 CCUS 的單位天然氣制氫成本將增加至 17.37 元/kg。未來或將對碳排放征收高額碳稅，化石燃料制氫成本進一步增加。未來或將對碳排放征收高額碳稅，化石燃料制氫成本進一步增加?；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，碳排放權交易是指企業二氧化碳排放額度的分類和交易。中國于2013 年開始陸續啟動北京、天津、上海、重慶、湖北、廣東、深圳、福建等八個碳市場試點，202

89、1 年正式啟動全國碳市場。根據碳定價高級別委員會（High-Level CommissionCarbon Prices）估計，若以高成本效益的方式實現巴黎協定的目標實現減排，到2020 年碳價格至少為 40-80 美元/噸（約合人民幣 280-560 元），到 2030 年前至少達到50100 美元/噸（約合人民幣 350-700 元）。根據上海環境能源交易所數據，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期碳價相比仍有較大差距。參考亞洲市場的碳定價情況，新

90、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。圖圖 39：碳排放權交易和碳稅的價格和覆蓋范圍（美元碳排放權交易和碳稅的價格和覆蓋范圍（美元/噸）噸）資料來源：World Bank:Sta

91、te and Trends of Carbon Pricing 2023，信達證券研發中心表表 7：不同碳價水平下煤制氫和天然氣制氫成本不同碳價水平下煤制氫和天然氣制氫成本年份年份202220222023202320242024202520252026202620272027202820282029202920302030請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h7碳價（元碳價（元/噸）噸）25252525125125125125225225225225225225225225250250400400煤制氫成本（元煤制氫成本（元/kg/kg）12.0512.0513.8013.7615.5215.4

92、815.4415.4015.8118.51天然氣制氫成本（元天然氣制氫成本（元/kg/kg）12.8712.8514.0314.0115.1915.1715.1615.1415.4217.22碳價（元碳價（元/噸）噸）294294301301308308315315322322329329336336343343350350煤制氫成本（元煤制氫成本（元/kg/kg）16.8917.0217.1017.1817.2617.3517.4317.5217.61天然氣制氫成本（元天然氣制氫成本（元/kg/kg）16.1016.1616.2316.2916.3616.4216.4916.5516.62碳

93、價（元碳價（元/噸）噸）574574581581588588595595602602609609616616623623700700煤制氫成本（元煤制氫成本（元/kg/kg）21.9322.0622.1422.2222.3022.3922.4722.5623.91天然氣制氫成本（元天然氣制氫成本（元/kg/kg）19.4619.5219.5919.6519.7219.7819.8519.9120.82資料來源：World Bank，白彥鋒碳稅國際實踐及其對我國 2030 年前實現“碳達峰”目標的啟示，中國煤炭工業協會2022煤炭行業發展年度報告，張彩麗煤制氫與天然氣制氫成本分析及發展建議，蔣珊

94、綠氫制取成本預測及與灰氫、藍氫對比，信達證券研發中心測算3.3 綠氫和藍氫有望在綠氫和藍氫有望在 25 年左右平價，和灰氫有望在年左右平價，和灰氫有望在 30 年左右平價年左右平價通過對比當前綠氫、藍氫及灰氫的制備方法即可發現，當前單位制氫成本：煤制氫通過對比當前綠氫、藍氫及灰氫的制備方法即可發現，當前單位制氫成本：煤制氫 天然氣天然氣制氫制氫 天然氣天然氣+CCUS+CCUS煤制氫煤制氫+CCUS+CCUS堿性電解水制氫堿性電解水制氫 PEMPEM 電解水制氫。電解水制氫。煤制氫及天然氣制氫單位成本遠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。圖圖 40：2023 年綠氫、

95、灰氫、藍氫單位制氫成本對比年綠氫、灰氫、藍氫單位制氫成本對比資料來源：信達證券研發中心測算假設 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補貼及電費補貼，則綠氫有望在 2025 年左右和藍氫平價，在 2030 年左右和灰氫平價。如果僅考慮實施電解水制氫的生產補貼、消費補貼或電費補貼政策，則當前電解水制氫成本已低于或等于藍氫、灰氫制備成本。由于我們僅考慮 1000Nm3/h 電解水制氫裝置，經濟規模偏小，我們預計隨著氫能行業的發展，電解水制氫裝置規模將不斷增大，電解槽工作時間也將繼續延長，綠氫成本有望進一步降低。表表 8：2022-2030 年綠氫、灰氫、藍氫制氫

96、成本對比年綠氫、灰氫、藍氫制氫成本對比請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h8單位制氫成本（元單位制氫成本（元/kg/kg）202220222023E2023E2024E2024E2025E2025E2026E2026E2027E2027E2028E2028E2029E2029E2030E2030E（電（電價價0.20.2 元元/kWh/kWh）2030E2030E（電（電價價0.150.15 元元/kWh/kWh）堿性電解水制氫堿性電解水制氫21.2120.2118.7717.5016.3515.3014.3413.4412.6110.10PEMPEM 電解水制氫電解水制氫39.2132.08

97、27.4423.8120.9118.5616.6014.9613.5611.33煤炭制氫煤炭制氫11.6011.6011.5511.5111.4711.4311.3911.3511.3111.31天然氣制氫天然氣制氫12.5912.5712.5512.5312.5112.4912.4712.4612.4412.44煤炭制氫（結合煤炭制氫（結合 CCUSCCUS）18.8018.8018.2617.7317.2016.6716.1415.6215.0915.09天然氣（結合天然氣（結合 CCUSCCUS）17.3917.3717.0716.7616.4616.1515.8515.5515.241

98、5.24堿性電解水制氫（生產補貼）堿性電解水制氫（生產補貼）6.218.219.7711.5013.3515.3014.3413.4412.6110.10堿性電解水制氫（銷售補貼）堿性電解水制氫（銷售補貼）17.2117.2116.7716.5016.3515.3014.3413.4412.6110.10堿性電解水制氫（電費補貼）堿性電解水制氫（電費補貼）8.989.519.8310.2510.7111.1911.6812.1512.6110.10煤炭制氫（征收碳稅）煤炭制氫（征收碳稅）12.0512.0513.8013.7615.5215.4815.4415.4015.8118.51天然氣制

99、氫（征收碳稅）天然氣制氫（征收碳稅）12.8712.8514.0314.0115.1915.1715.1615.1415.4217.22資料來源：信達證券研發中心測算新疆庫車綠氫項目采取部分外購綠電，當前制氫成本已達到天然氣制氫成本。新疆庫車綠氫項目采取部分外購綠電，當前制氫成本已達到天然氣制氫成本。然而當前實際工業生產中，電解水制氫項目并未完全應用風光發電制氫，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目中國石化新疆庫車綠氫示范項目投產。根據新疆庫車綠氫示范項目環境影響報告書，該項目為水電解制氫項目和太陽能光伏發電項目合建項目，光伏發電建設容量

100、為 300MWp，制氫裝置共配置 52臺堿性電解槽。產出氫氣純度達 99.9%，電解水制氫能力 2 萬噸/年（26420Nm3/h）。在光伏發電時段，項目電解槽及其他用電設備采用光伏所發電電源，而在光伏不發電時段，仍外購部分綠電供部分電解槽連續運行。在 52 臺電解槽方案下，項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，但仍高于煤制氫單位成本。圖圖 41：新疆庫車綠氫示范項目地理位置圖新疆庫車綠氫示范項目地理位置圖資料來源：新疆庫車綠氫示范項目環境影響報告書，信達證券研發中心測算請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h9四四、綠氫產量綠氫產量遠遠超規劃目標，電解槽未來市場空間廣闊

101、超規劃目標，電解槽未來市場空間廣闊4.1 氫能產量加速增長，電解槽出貨量有望翻倍氫能產量加速增長，電解槽出貨量有望翻倍氫能產量加速增長，已超過氫能產量加速增長，已超過 25 年氫能需求預期。年氫能需求預期。目前，我國已成為世界上最大的氫氣生產國，根據中國煤炭工業協會數據，2021、2022 年我國氫氣產量分別為 3342 萬噸、4004 萬噸，同比增長分別為 32%、21%。根據中商產業研究院預測，2023 年我國氫氣產量將達4575 萬噸。根據中國氫能源及燃料電池產業白皮書 2020預測，在 2030 年碳達峰情景下，我國氫氣的年需求量將達到 3715 萬噸，在終端能源消費中占比約為 5%；

102、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，在終端能源消費中占比約為20%。我國目前氫氣產量已超過中國氫能源及燃料電池產業白皮書 2020預期的 2030年氫能需求量。圖圖 42：2016-2022 年我國氫氣產量情況年我國氫氣產量情況資料來源：中國煤炭工業協會，中商產業研究院，信達證券研發中心23 年電解槽出貨量有望翻倍，年電解槽出貨量有望翻倍，PEM 電解技術占比逐漸擴大。電解技術占比逐漸擴大。根據勢銀（TrendBank），2021 年國內電解槽出貨量為 380MW，其中堿性電解水制氫設備出貨量占比達 99%，PEM出貨量占比 1%。2022 年國內電解槽出

103、貨量近 800MW，在 2021 年基礎上實現翻番，其中堿性電解槽占比 97%，PEM 出貨量占比 3%。根據氫云鏈，2023 年上半年全國電解設備共計招標超 600MW，已達 2022 年全年出貨量的 75%，2023 年全年需求量對比 2022 年有望持續實現翻倍，其中堿性設備占比為 91%，相比 2022 年下降 8 個百分點，我國 PEM 設備產業鏈發展迅速。圖圖 43：2018-2023H1 年我國年我國電解槽出貨量電解槽出貨量情況情況圖圖 44：2021-2023H1 電解槽出貨量占比電解槽出貨量占比請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h0資料來源：勢銀（TrendBank），氫云鏈

104、，信達證券研發中心資料來源：氫云鏈，信達證券研發中心綠氫制氫產業布局快速增長，電解槽賽道爆發在即。綠氫制氫產業布局快速增長，電解槽賽道爆發在即。我國布局電解水制氫的企業數量快速增加，根據勢銀統計，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，產業鏈相關企業超 200 家。據我們不完全統計，近年來已有超 40 家公司推出電解槽產品，其中堿性電解槽超 30 個，多家公司推出了單槽產氫量 1000Nm3/h 以上的堿性電解槽產品，最大單體產氫量可達 2000-2500Nm3/h；超 8 家公司推出 PEM 電解槽產品，多家公司推出了單槽產氫量 200Nm/h

105、以上的產品，其中派瑞氫能、陽光氫能已研發出單槽產氫量300Nm/h 產品，電解槽單槽制氫規模不斷擴大。參考海外公司主要產品情況，PEM 電解槽最大單槽產氫量可達 500Nm3/h，SOEC、AEM 電解槽技術已有相對成熟的應用，我國 PEM、SOEC、AEM 等新型電解槽技術和國外相比仍有一定差距，有較大的發展空間。表表 9：2020-2023 年部分堿性年部分堿性/PEM 電解槽產品及產氫量電解槽產品及產氫量公司公司最大單體產氫最大單體產氫量量(Nm(Nm3 3/h)/h)類型類型公司公司最大單體產氫最大單體產氫量量(Nm(Nm3 3/h)/h)類型類型穩石氫能600L/hAEM凱豪達100

106、0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堿性奧揚科技1200堿性雙良節能1000堿性寶武重工30堿性天合元氫1000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1400堿性翰氫源1100堿性揚州中電1

107、000堿性華電重工1200堿性陽光氫能1000堿性華光環能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2000堿性請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h1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，信達證券研發中心整理表表 10：部分海外公司電解槽產品及規格部分海外公司電解槽產品及規格公司公司產品產品最大單體產氫量最大單體產氫量類型類型圖片圖片EnapterEL4.0AEM 電解槽500NL/h4.8kWh/NmThyssenKrupp20MW 堿性電解

108、槽4000Nm3/h4.5kWh/NmNelM 系列集裝箱 PEM 電解槽246-492Nm/h4.5kWh/NmM 系列 PEM 電解槽1698-4920Nm/h4.5kWh/NmA 系列堿性電解槽150-3880Nm/h3.8-4.4kWh/NmSunfireSUNFIRE-HYLINKSOEC 電解槽750Nm/h3.6kWh/NmSUNFIRE-HYLINK 堿性電解槽2,230Nm/h4.7kWh/NmMcPhyMclezer 堿性電解槽0.4-3200Nm3/h4.65kWh/NmGreen HydrogenSystemsHyProvide X-Series 堿性電解槽1200Nm

109、3/h54.7kWh/kg資料來源：各公司官網，信達證券研發中心整理4.2 市場空間測算：電解槽未來市場空間廣闊市場空間測算：電解槽未來市場空間廣闊綠氫預期產量遠超規劃水平，綠氫需求有望迎來快速增長。綠氫預期產量遠超規劃水平，綠氫需求有望迎來快速增長。根據國家發改委氫能產業發展中長期規劃（2021-2035 年），到 2025 年可再生能源制氫量達到 10-20 萬噸/年，實現二氧化碳減排 100-200 萬噸/年。而根據勢銀統計，目前內蒙古自治區、甘肅省、寧夏回請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h2族自治區和四川省成都市都在相應的規劃中明確了 2025 年可再生能源制氫產量，合計年產量約 8

110、0 萬噸，遠超國家氫能規劃中提及的 2025 年可再生能源制氫年產量目標。根據勢銀預測，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將達到 17GW 以上。根據中國 2030 年“可再生氫 100”發展路線圖預測，2030 年我國可再生能源制氫產量約 770 萬噸，2060 年我國可再生能源制氫產量約 0.75-1.0 億噸。圖圖 45：2 2022-2060022-2060 年綠氫產量及預測情況年綠氫產量及預測情況資料來源：勢銀（TrendBank），中國氫能聯盟研究院中國 2030 年“可再生氫 100”發展路線圖，信達證券研

111、發中心分別考慮市場上僅有堿性分別考慮市場上僅有堿性電解槽電解槽、堿性、堿性+PEM 電解槽電解槽的情況，的情況，2030 年年市場空間分別市場空間分別有望有望達達到到 1071 億元、億元、1579 億元億元。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 IEA 數據，2021 年全球范圍內堿性電解槽技術占比約 70%，PEM

112、電解槽技術占比約 25%，在后續五年內堿性電解槽技術將降至裝機容量的 60%左右，至 2030 年堿性電解槽與 PEM 電解槽的裝機容量將趨于一致。參考海外發展情況，若考慮 200Nm3/hPEM 電解槽在國內電解槽市場中占比逐漸擴大，占綠氫產量的比重由 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

113、市場空間約 1579 億元。表表 11：2022-2030 年電解槽市場空間測算年電解槽市場空間測算2022E2022E2023E2023E2024E2024E2025E2025E2026E2026E2027E2027E2028E2028E2029E2029E2030E2030E電解水制氫產量（萬噸）電解水制氫產量（萬噸）486793130186265378539770電解水制氫產量（電解水制氫產量（m m3 3）5.38E+097.48E+091.04E+101.45E+102.06E+102.95E+104.20E+106.00E+108.57E+10堿性電解槽堿性電解槽數量（臺）2444

114、33674201529869189099120411602021413累計市場空間（億元）累計市場空間（億元）23223226926931831837837846446457257270570587087010711071新增市場空間（億元）新增市場空間（億元）39393737494960608686107107133133164164201201堿性電解槽堿性電解槽+PEM+PEM 電解槽電解槽堿性電解槽制氫產量占比97%92%88%83%79%74%69%65%60%請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h3堿性電解槽數量（臺）237131103687440454316722833910353

115、12848堿性電解槽累計市場空間（億元）225249279315365423488562642PEM 電解槽制氫產量占比3%8%12%17%22%26%31%35%40%PEM 電解槽數量（臺）367128425734470743711885185132833642825PEM 電解槽累計市場空間（億元）2974130196284395535713937累計市場空間（億元）累計市場空間（億元）255255323323409409511511649649817817102410241275127515791579新增市場空間（億元）新增市場空間（億元）5353696986861021021381

116、38169169206206251251305305資料來源：勢銀（TrendBank），中國氫能聯盟研究院中國 2030 年“可再生氫 100”發展路線圖，國際能源署（IEA）：Global Hydrogen Review 2022，信達證券研發中心測算五、投資建議五、投資建議氫能行業尚處于發展初期，“綠氫”制氫端降本空間較大，未來市場前景廣闊。我們預計隨著氫能產業標準體系建設指南（2023 版）的印發，氫能產業鏈將加速發展，制氫端有望最先受益，電解槽市場有望迎來快速增長。投資機會方面，我們建議從制氫設備端入投資機會方面，我們建議從制氫設備端入手，關注隆基綠能、華光環能、華電重工、手，關注隆

117、基綠能、華光環能、華電重工、昇輝科技昇輝科技等公司。等公司。隆基綠能：隆基綠能：公司 2021 年成立隆基氫能，開始布局氫能業務。2021 年，公司首臺1000Nm/h 堿性水電解槽成功下線。截至 2021 年末，公司已初步具備了訂單獲取能力和 500MW 生產交付能力，市場拓展與品牌營銷工作正在穩步推進。2022 年公司成功中標了我國首個萬噸級光伏綠氫示范項目中國石化新星新疆庫車綠氫示范項目，現已正式投入運營。根據 BloombergNEF 數據，隆基氫能產能在 2022 年全球 Top20電解槽生產商中位列榜首。公司的堿水制氫系統已達到世界領先水平華光環能：華光環能：公司積極布局氫能領域，

118、與大連理工大學合作進行電解水制氫、碳捕捉技術等示范項目的開發。2023 年 4 月，公司正式下線 1500Nm3/h 堿性電解槽，標志著公司邁入了規?；娊馑茪涞男沦惖?，并具備隨時批量化生產交付能力。目前，公司已經形成了年產 1GW 電解水制氫設備制造能力，并具備 2000Nm3/h 以下多系列堿性電解水制氫系統制造技術。華電重工：華電重工：公司自 2020 年開始布局氫能業務并成立氫能事業部，穩步推進氫能業務的產品技術研發及市場拓展。2022 年公司自主開發的 1200Nm3/h 堿性電解水制氫裝置和氣體擴散層產品順利下線，并形成了 150kW 氫燃料電池分布式供能系統、質子交換膜材料等研

119、發成果。昇輝科技昇輝科技：公司自 2021 年開始布局氫能業務，公司分別通過設立控股子公司昇輝新能源，對外投資國鴻氫能和飛馳汽車，與美錦能源戰略合作等方式，布局氫能的制儲運加、氫能儲能、交通運輸等核心產業環節。2023 年 1 月，公司聯營企業盛氫制氫開發的 1000Nm3/h 制氫設備下線，制氫成套設備中的配電柜、控制柜、整流器和變壓器等電氣設備均由昇輝新能源子公司安能極科技生產制造。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h4七、風險因素氫能下游應用進展不及預期風險：氫能下游應用進展不及預期風險：假設未來綠氫下游氫燃料汽車等需求不及預期，可能會導致行業發展不及預期。氫能相關技術進度不及預期風險：

120、氫能相關技術進度不及預期風險：假設未來電解槽的技術進步不及預期，可能導致綠氫經濟性不及預期。政策波動風險：政策波動風險：綠氫的未來發展是依托于碳中和、碳達峰政策，假設政策有變動，綠氫產業發展可能不及預期。市場競爭加劇風險：市場競爭加劇風險：假設產業有大量競爭者涌入，產業鏈各環節公司可能會引發價格戰，或將導致行業公司毛利率下降。Table_Introduction請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h5研究團隊簡介研究團隊簡介武浩，新能源與電力設備行業首席分析師，中央財經大學金融碩士，曾任東興證券基金業務部研究員，2020年加入信達證券研發中心，負責電力設備新能源行業研究。黃楷，電力設備新能源行業

121、分析師，墨爾本大學工學碩士，3 年行業研究經驗，2022 年 7 月加入信達證券研發中心，負責光伏行業研究。曾一赟，新能源與電力設備行業研究助理，悉尼大學經濟分析碩士，中山大學金融學學士，2022 年加入信達證券研發中心，負責新型電力系統和電力設備行業研究。孫然，新能源與電力設備行業研究助理，山東大學金融碩士，2022 年加入信達證券研發中心，負責新能源車行業研究。王煊林，電力設備新能源研究助理，復旦大學金融碩士，1 年行業研究經驗，2023 年加入信達證券研究所，負責風電行業研究。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h6分析師聲明分析師聲明負責本報告全部或部分內容的每一位分析師在此申明，本人具

122、有證券投資咨詢執業資格，并在中國證券業協會注冊登記為證券分析師,以勤勉的職業態度,獨立、客觀地出具本報告；本報告所表述的所有觀點準確反映了分析師本人的研究觀點；本人薪酬的任何組成部分不曾與，不與，也將不會與本報告中的具體分析意見或觀點直接或間接相關。免責聲明免責聲明信達證券股份有限公司(以下簡稱“信達證券”)具有中國證監會批復的證券投資咨詢業務資格。本報告由信達證券制作并發布。本報告是針對與信達證券簽署服務協議的簽約客戶的專屬研究產品，為該類客戶進行投資決策時提供輔助和參考，雙方對權利與義務均有嚴格約定。本報告僅提供給上述特定客戶，并不面向公眾發布。信達證券不會因接收人收到本報告而視其為本公司

123、的當然客戶?？蛻魬斦J識到有關本報告的電話、短信、郵件提示僅為研究觀點的簡要溝通，對本報告的參考使用須以本報告的完整版本為準。本報告是基于信達證券認為可靠的已公開信息編制，但信達證券不保證所載信息的準確性和完整性。本報告所載的意見、評估及預測僅為本報告最初出具日的觀點和判斷，本報告所指的證券或投資標的的價格、價值及投資收入可能會出現不同程度的波動，涉及證券或投資標的的歷史表現不應作為日后表現的保證。在不同時期，或因使用不同假設和標準，采用不同觀點和分析方法，致使信達證券發出與本報告所載意見、評估及預測不一致的研究報告，對此信達證券可不發出特別通知。在任何情況下，本報告中的信息或所表述的意見并不

124、構成對任何人的投資建議，也沒有考慮到客戶特殊的投資目標、財務狀況或需求?？蛻魬紤]本報告中的任何意見或建議是否符合其特定狀況，若有必要應尋求專家意見。本報告所載的資料、工具、意見及推測僅供參考，并非作為或被視為出售或購買證券或其他投資標的的邀請或向人做出邀請。在法律允許的情況下，信達證券或其關聯機構可能會持有報告中涉及的公司所發行的證券并進行交易，并可能會為這些公司正在提供或爭取提供投資銀行業務服務。本報告版權僅為信達證券所有。未經信達證券書面同意，任何機構和個人不得以任何形式翻版、復制、發布、轉發或引用本報告的任何部分。若信達證券以外的機構向其客戶發放本報告，則由該機構獨自為此發送行為負責，

125、信達證券對此等行為不承擔任何責任。本報告同時不構成信達證券向發送本報告的機構之客戶提供的投資建議。如未經信達證券授權，私自轉載或者轉發本報告，所引起的一切后果及法律責任由私自轉載或轉發者承擔。信達證券將保留隨時追究其法律責任的權利。評級說明評級說明風險提示風險提示證券市場是一個風險無時不在的市場。投資者在進行證券交易時存在贏利的可能，也存在虧損的風險。建議投資者應當充分深入地了解證券市場蘊含的各項風險并謹慎行事。本報告中所述證券不一定能在所有的國家和地區向所有類型的投資者銷售，投資者應當對本報告中的信息和意見進行獨立評估，并應同時考量各自的投資目的、財務狀況和特定需求，必要時就法律、商業、財務、稅收等方面咨詢專業顧問的意見。在任何情況下，信達證券不對任何人因使用本報告中的任何內容所引致的任何損失負任何責任，投資者需自行承擔風險。投資建議的比較標準投資建議的比較標準股票投資評級股票投資評級行業投資評級行業投資評級本報告采用的基準指數：滬深 300 指數（以下簡稱基準）；時間段：報告發布之日起 6 個月內。買入：買入：股價相對強于基準 20以上；看好：看好：行業指數超越基準；增持：增持：股價相對強于基準 520；中性：中性：行業指數與基準基本持平；持有：持有：股價相對基準波動在5%之間；看淡：看淡：行業指數弱于基準。賣出：賣出：股價相對弱于基準 5以下。