1. 氫能是未來重要的產(chǎn)業(yè)方向
1.1. 核心驅(qū)動因素
氫能是一種來源豐富、綠色低碳、應(yīng)用廣泛的二次能源，能幫助可再生能源大規(guī)模 消納，實現(xiàn)電網(wǎng)大規(guī)模調(diào)峰和跨季節(jié)、跨地域儲能，加速推進(jìn)工業(yè)、建筑、交通等領(lǐng)域 的低碳化。氫能的核心驅(qū)動因素可總結(jié)為三點：1）能源發(fā)展的規(guī)律結(jié)果；2）“碳達(dá)峰、 碳中和”的必然選擇；3）緩解能源危機(jī)，擺脫地域資源約束。 全球能源向著減碳加氫的方向發(fā)展，而氫能是能源變革的規(guī)律結(jié)果。從能源革命的 層面看，能源結(jié)構(gòu)由以煤碳為主，轉(zhuǎn)向以可再生能源為主的多元能源結(jié)構(gòu)，每一次能源 變革都向著能量密度提高、環(huán)保經(jīng)再生型轉(zhuǎn)變。能源系統(tǒng)本質(zhì)上為碳?xì)湎到y(tǒng)，氫比例越 高，能源越干凈、熱值越高，因此從高碳燃料向低碳燃料轉(zhuǎn)變，最終答案指向完全不含 碳的氫能，而氫氣來源廣泛、熱值高、清潔無碳，被譽(yù)為“21 世紀(jì)終極能源”。
全球碳中和已達(dá)成共識，而氫能為深度脫碳的必然選擇。為積極應(yīng)對全球氣候和環(huán) 境變化挑戰(zhàn)，滿足《巴黎協(xié)定》溫控目標(biāo)要求，國際各主要經(jīng)濟(jì)體加快了能源綠色低碳 轉(zhuǎn)型進(jìn)程，全球碳中和已達(dá)成共識，歐洲、北美、日韓均規(guī)劃 2050 年前實現(xiàn)碳中和。我 國規(guī)劃 2030 年前達(dá)到峰碳值，2060 年實現(xiàn)碳中和。而支持雙碳目標(biāo)增量的將是不含碳 的太陽能等可再生能源，但其具有間歇性和波動性，必須大規(guī)模發(fā)展儲能，并從源頭上 解決能源的無碳化，有電化學(xué)儲能、氫儲能等方式，電化學(xué)儲能中，電池是一個短周期、 高頻率、分布式的儲能裝置，但若需要大規(guī)模、集中式、長周期的儲能，只能選擇氫能。 因此氫能尤其是綠氫，是深度脫碳的必然選擇。
擺脫傳統(tǒng)資源的地域束縛，掌控能源領(lǐng)域的自主性。由于不可再生能源的過度開發(fā)， 全球面臨著嚴(yán)重能源危機(jī)，同時全球能源資源分布不均勻。石油方面，全球石油資源主 要分布在中東地區(qū)、中南美洲以及北美洲，而中國的石油資源占比僅為 1.5%。鋰資源方 面，全球 58%的鋰資源集中在南美玻利維亞、阿根廷和智利，而中國的鋰資源量占比為 5.9%。因此擺脫資源依賴，強(qiáng)化自主可控是我們發(fā)展的必經(jīng)之路。而氫是自然界最普遍 存在的元素，氫氣可取自水、天然氣、化工廢氣、丙烷、甲醇等，原料來源極廣，可以真正做到擺脫資源束縛，是國內(nèi)自主可控的關(guān)鍵。
1.2. 優(yōu)勢：環(huán)保、熱值高、來源多樣、儲運(yùn)靈活、損耗少
氫能具備清潔低碳、熱值高、來源多樣、儲運(yùn)靈活、損耗少等優(yōu)勢，被譽(yù)為 21 世 紀(jì)的“終極能源”。1）環(huán)保：與傳統(tǒng)的化石燃料不同，氫氣和氧氣可以通過燃燒產(chǎn)生熱 能，也可以通過燃料電池轉(zhuǎn)化成電能；而在氫轉(zhuǎn)化成電和熱的過程中，只產(chǎn)生水，并不 產(chǎn)生溫室氣體或細(xì)粉塵；2）熱值高：其熱值可達(dá)到 143MJ/kg，約為汽油的 3 倍，酒精 的 3.9 倍，焦炭的 4.5 倍；3）來源多樣：可以使用水電解制備，也可以通過化石燃料、 生物化學(xué)法、副產(chǎn)氣體回收等多種方式制?。?）儲運(yùn)靈活：氫可以氣態(tài)、液態(tài)或固態(tài)的 金屬氫化物等形態(tài)出現(xiàn)，能適應(yīng)不同場景的要求；5）損耗少：可以取消遠(yuǎn)距離高壓輸 電，以遠(yuǎn)近距離均可的管道輸氫為取代，安全性相對提高，能源無效損耗減少。 氫氣作為能源載體和儲能方式，可以配合可再生能源形成低碳能源體系，是工業(yè)深 度脫碳與新能源深度脫網(wǎng)的結(jié)合。氫氣可由可再生能源制備，可再生能源發(fā)電，再電解 水制氫，從源頭上杜絕了碳排放。此外通過轉(zhuǎn)化為氫儲能，可以將可再生能源規(guī)?；?/span> 入能源體系，同時解決了可再生能源消納問題，避免棄風(fēng)、棄光、棄水現(xiàn)象，最終構(gòu)筑 以可再生能源為主體的新型電力系統(tǒng)。
1.3. 各國政策持續(xù)加碼，海外綠氫加速發(fā)展
各國氫能政策不斷加碼，海外綠氫加速發(fā)展。全球積極推進(jìn)氫能發(fā)展，其中近年來 在碳中和+能源安全雙輪驅(qū)動下，大力發(fā)展可再生能源制氫。 中國：非化工區(qū)制氫松綁+發(fā)布電解制氫補(bǔ)貼，23 年綠氫進(jìn)入快速發(fā)展期。近年中 央頂層設(shè)計逐步完善，發(fā)布《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021-2035 年）》。多地響應(yīng)國 家氫能發(fā)展戰(zhàn)略發(fā)布本地氫能規(guī)劃，疊加風(fēng)光大基地鼓勵就地消納，倒逼綠氫項目建設(shè)， 已有 4 個省級行政區(qū)、3 個市級行政區(qū)發(fā)布關(guān)于新能源制氫制度松綁的相關(guān)政策，并通 過直接生產(chǎn)補(bǔ)貼、電價優(yōu)惠和配套獎勵（風(fēng)光指標(biāo)）支持綠氫發(fā)展，國內(nèi)綠氫招標(biāo)密集 落地，23 年行業(yè)進(jìn)入快速發(fā)展期。
歐洲：通過 CBAM 碳關(guān)稅，綠氫進(jìn)入實質(zhì)發(fā)展階段。將在 2030 年達(dá)到 1000 萬噸 綠氫產(chǎn)能，本土至少安裝 40 GW 的電解槽產(chǎn)能（至 2024 年達(dá)到 6 GW），CBAM 碳關(guān)稅 范圍擴(kuò)展至氫氣，灰氫和藍(lán)氫將收取關(guān)稅，其中綠氫更具經(jīng)濟(jì)性，為發(fā)展打下堅實基礎(chǔ)。 22 年 12 月，西班牙、葡萄牙和法國啟動 H2Med 能源互聯(lián)項目，氫氣管道預(yù)計每年運(yùn)輸 200 萬噸綠氫，并將于 2030 年投入使用，綠氫進(jìn)入實質(zhì)發(fā)展階段。 美國：IRA 提供最高 3 美元/kg 的稅收抵免，大幅推動綠氫商業(yè)化進(jìn)程。22 年公布 《國家清潔氫戰(zhàn)略與路線圖》，規(guī)劃 2030/2040/2050 年生產(chǎn) 1000/2000/5000 萬噸清潔氫 能源，計劃到 2030 年成本降至 2 美元/kg，2035 年降至 1 美元/kg。同時，IRA 法案大幅 推動綠氫商業(yè)化進(jìn)程，為其提供最高 3 美元/kg 的稅收抵免，預(yù)計為美國多地綠氫生產(chǎn) 成本減半。此外《兩黨基礎(chǔ)設(shè)施法》計劃提供 80 億美元建設(shè)區(qū)域清潔氫中心，10 億美 元開發(fā)水電解制氫技術(shù)，5 億美元支持制氫和再循環(huán)計劃。
日本：氫能政策、資金、技術(shù)完善，大力發(fā)展海上運(yùn)輸鏈。日本通過完善的法律法 規(guī)、政府的資金扶持及廣泛的國際合作，將在 2030 年前后建立商業(yè)規(guī)模的供應(yīng)鏈，制 氫成本降低到 30 日元/Nm3，并達(dá)到 300 萬噸/年，到 2050 年實現(xiàn) 2000 萬噸/年。但受限 于自然資源稀缺、土地面積受限，日本可再生能源制氫成本高，因此需要高度依賴海外 進(jìn)口，主要依靠海上運(yùn)氫，構(gòu)建液化氫+甲基環(huán)己烷（MCH）運(yùn)輸鏈，日本與澳大利亞、 文萊、挪威和沙特阿拉伯就氫燃料采購問題進(jìn)行合作。 韓國：多項激勵措施推動氫經(jīng)濟(jì)發(fā)展，2030 年構(gòu)建 100 兆瓦級綠氫量產(chǎn)體系。2020 年 2 月，韓國頒布全世界首部《促進(jìn)氫經(jīng)濟(jì)和氫安全管理法》，圍繞氫定價機(jī)制、氫能 基礎(chǔ)設(shè)施以及氫全產(chǎn)業(yè)鏈的安全管理提出了系統(tǒng)的法律框架。政府計劃 2030 年構(gòu)建 100 兆瓦級綠氫量產(chǎn)體系，2040 年建立海外制氫基地，通過進(jìn)口滿足綠氫需求，成本下降到 3000 韓元/kg，2050 年氫進(jìn)口代替原油進(jìn)口、氫能覆蓋大型工業(yè)用能的發(fā)展目標(biāo)。
2. 市場空間：綠氫替代空間廣闊，碳排放趨嚴(yán)催生新應(yīng)用場景
2.1. 氫氣來源：綠氫替代灰氫已成趨勢
全球純氫產(chǎn)量達(dá) 7000 萬噸，中國為第一大制氫國。根據(jù)國際能源署，2021 年全球 氫氣總產(chǎn)量（含合成氣）約 9400 萬噸，同比增長 5.5%，占全球終端能源比重約 2.5%， 其中每年純氫制備產(chǎn)量約為 7000 萬噸。伴隨世界各國減排承諾方案的推進(jìn)，預(yù)計 2030 年全球氫氣產(chǎn)量有望突破 1.5 億噸。自 2020 年“雙碳”目標(biāo)提出以來，我國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā) 展加速，氫能產(chǎn)量由 2017 年的 1915 萬噸增長至 2021 年的 3300 萬噸，5 年 CAGR 達(dá) 14.6%，2021 年 32%的同比增速更是創(chuàng)下新高。
灰氫為當(dāng)前主流制氫方式，無碳排放的綠氫將逐步取代灰氫。氫制取來源包括化石 能源制氫、工業(yè)副產(chǎn)氣制氫、電解水制氫、其他可再生能源制氫等方式，根據(jù)制氫工藝 和二氧化碳排放量的不同，可劃分為灰氫、藍(lán)氫和灰氫三種路徑，其中灰氫指通過化石 燃料燃燒/工業(yè)副產(chǎn)轉(zhuǎn)化而來的氫能，生產(chǎn)過程中釋放大量的二氧化碳，無法實現(xiàn)零碳生 產(chǎn)，因技術(shù)成熟且成本較低，成為當(dāng)前主流制氫方式，占當(dāng)前全球氫氣產(chǎn)量的 95%；藍(lán) 氫是在灰氫的基礎(chǔ)上利用碳捕捉封存技術(shù)（CCUS）減少生產(chǎn)過程中的碳排放，實現(xiàn)低 碳制氫，作為過渡性的技術(shù)手段；綠氫則是通過光伏發(fā)電、風(fēng)電及太陽能等可再生能源 電解水制氫或生物質(zhì)等其他環(huán)保方式制氫，在制備過程中不會產(chǎn)生二氧化碳，為真正意 義上的綠色環(huán)?！傲闾?xì)錃狻?，目前受制于技術(shù)門檻和較高成本，尚未實現(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用。
目前化石能源是全球氫氣生產(chǎn)的主要來源，電解水制氫占比僅 0.04%。從產(chǎn)量結(jié)構(gòu) 來看，2021 年全球 9400 萬氫氣產(chǎn)量主要來源于化石能源制氫，占比高達(dá) 81%，其中煤 制氫占全球產(chǎn)量的 19%；天然氣制氫全球占比高達(dá) 62%，低碳排放制氫占比僅 0.7%， 其中電解水制氫產(chǎn)量僅 3.5 萬噸，占比 0.04%。從我國制氫結(jié)構(gòu)來看，由于我國天然氣 緊缺依賴進(jìn)口，煤炭資源豐富，我國氫能生產(chǎn)來源主要以煤炭為主，2020 年我國煤制氫 占比高達(dá) 62%，天然氣制氫占比 19%，工業(yè)副產(chǎn)氫占比 18%，電解水制氫占比達(dá) 1%。
相較灰氫，綠氫在碳排放、儲能、制氫純度和生態(tài)循環(huán)方面具有顯著優(yōu)勢。 1）綠氫具備“零碳排”的制備優(yōu)勢，減碳空間極大。煤制氫路線下每生產(chǎn) 1 噸氫 氣平均需要消耗煤炭約 6-8 噸，排放 15-20 噸左右的二氧化碳，此外還會產(chǎn)生大量高鹽 廢水及工業(yè)廢渣。天然氣制氫路線下每噸氫氣的生成將排放 9-11 噸二氧化碳。根據(jù) IEA， 2021 年全球 9400 萬噸氫氣產(chǎn)量的二氧化碳排放量超 9000 萬噸，低碳排制氫產(chǎn)量不足 100 萬噸?；覛錅p碳空間極大，而綠氫在制備過程中幾乎不排放溫室氣體，每生產(chǎn) 1 噸 氫氣碳排量僅 0.03 噸，在雙碳目標(biāo)要求下灰氫勢必被更清潔的綠氫所取代。
2）綠氫儲能具有規(guī)模大、時間長、儲存與轉(zhuǎn)化形式多樣等優(yōu)勢，可解決新能源消 納問題。近年來新能源的迅速發(fā)展使得電力輸送和綜合消納等困難凸顯，而可再生能源 發(fā)電的隨機(jī)性、季節(jié)性、反調(diào)峰特性及不可預(yù)測性導(dǎo)致部分電能品質(zhì)較差，疊加儲能技 術(shù)有限，“棄風(fēng)棄光”問題快速增長。而用新能源發(fā)電制氫，有利于提高可再生能源利用 效率，助力消納新能源“棄風(fēng)棄光”問題。綠氫作為儲能的方式，或?qū)⒕G氫轉(zhuǎn)為綠氨、 綠醇，具備以下優(yōu)勢：①儲能規(guī)模大且時間長：電化學(xué)儲能的容量是兆瓦級（MW），儲 能時間是 1 天以內(nèi)；抽水蓄能容量是吉瓦級（GW），儲能時間是 1 周-1 個月；而氫能儲 能的容量是太瓦級（TW），時間可以達(dá)到 1 年以上；②可跨長距離儲能：氫儲能可以做 到跨區(qū)域長距離儲能；③能量轉(zhuǎn)化形式多樣化：從能量轉(zhuǎn)換上看，氫能不僅可轉(zhuǎn)換為電 能，還可以轉(zhuǎn)換為熱能、化學(xué)能多種形式的能源。
3）綠氫制氫純度高。不同制氫方式所得的氫氣純度不同，采用電解水綠氫方式制 氫，氫氣純度最高，其中 PEM 水電解制氫初產(chǎn)物氫含量便高達(dá) 99%，提純后純度進(jìn)一 步提升至 99.999%，具有明顯優(yōu)異性，適用于對氫氣純度、雜質(zhì)含量要求苛刻的冶金、 陶瓷、電子、航天航空等行業(yè)。
綠氫逐步取代灰氫成為必然。根據(jù)主要國際能源組織的預(yù)測，到 2050 年全球的綠 氫產(chǎn)量將遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于藍(lán)氫。IEA 預(yù)測 2030 年電解水制氫及生物質(zhì)制氫等綠氫產(chǎn)量占比將 達(dá) 34%，2050 年全球綠氫產(chǎn)量將達(dá) 3.23 億噸，較藍(lán)氫產(chǎn)量高 58%。至 2060 年，幾乎 全部的氫氣需求都將由低排放技術(shù)滿足，其中近 80%是電解水制氫，屆時電解水制氫將 成為具有成本競爭力的制氫工藝，耦合 CCUS 的化石能源制氫產(chǎn)量則將滿足 16%的氫 氣需求。而彭博新能源財經(jīng)則預(yù)測 2050 年全球氫能產(chǎn)量將達(dá)到 8 億噸，且全為綠氫。
2.2. 氫氣應(yīng)用：助力工業(yè)領(lǐng)域脫碳，綠氫催生新增需求
氫能的應(yīng)用場景集中在交通、工業(yè)、發(fā)電及建筑四大領(lǐng)域。其中，交通、工業(yè)為主 要應(yīng)用領(lǐng)域，建筑、發(fā)電和供熱等仍然處于探索階段。根據(jù) IEA，2021 年全球氫能需求 超 9400 萬噸，同比增長 5%，其中大部分新增需求來自于工業(yè)領(lǐng)域中的化學(xué)工業(yè)（300 萬噸）和煉油工業(yè)（近 200 萬噸）；在交通、建筑、發(fā)電等領(lǐng)域的新應(yīng)用需求增長至 4 萬 噸，大部分由公路領(lǐng)域氫燃料貢獻(xiàn)，其同比增速高達(dá) 60%，反應(yīng)氫燃料電池電動車需求 的加速釋放，尤其是國內(nèi)重卡領(lǐng)域。整體來看，2021 年全球氫能主要應(yīng)用在工業(yè)領(lǐng)域， 煉油/合成氨/甲醇/鋼鐵用氫占比分別為 42.2%、35.8%、15.5%和 5.5%，其他領(lǐng)域用氫占 比僅為 1%。2020 年我國應(yīng)用在合成氨、甲醇、煉油及其他工業(yè)領(lǐng)域的氫能占比分別為 37%、19%、10%和 19%。
綠氫空間：短期用于合成氨、甲醇制備，長期增量空間來自交通領(lǐng)域、天然氣加氫、 煉鋼用氫。當(dāng)氫作為原料時，1）短期工業(yè)領(lǐng)域的氫脫碳可通過提升綠氫滲透率減少生 產(chǎn)過程中的碳排放，即以更低碳或零碳的途徑獲取現(xiàn)有用于原料的氫，將煤、天然氣制 灰氫升級為電解水制綠氫生成綠色甲醇和綠氨，該領(lǐng)域一年需求超 5000 萬噸，未來超 50%可被替代，且進(jìn)程最快；2）長期氫有望直接取代部分化石原料，如在煉鐵/煉鋼過 程中以綠氫取代焦炭作為還原劑實現(xiàn)鋼鐵工業(yè)的“零排放”、在交通領(lǐng)域替代石油、在天 然中摻氫減少天然氣用量，長期這些領(lǐng)域空間較大，以煉鋼為例，若完全替代焦炭，綠 氫需求超 1 億噸。
1）合成氨：預(yù)期未來平穩(wěn)增長，綠氫可滲透空間超 3000 萬噸：2021 年全球合成氨 產(chǎn)量 1.5 億噸，其中國內(nèi) 0.52 億噸，按照一噸合成氨需 0.18 噸氫氣，分別對應(yīng)氫氣需求 2700 萬噸及 1000 萬噸。合成氨 70-80%用于化肥領(lǐng)域；10-20%應(yīng)用于工業(yè)領(lǐng)域，用于生 產(chǎn)硝酸和尿素；約 1%用于民用炸藥，我們預(yù)計預(yù)期合成氨未來每年增長 1%-3%。目前， 國內(nèi)合成氨行業(yè)的能耗構(gòu)成中，煤占比 76%（無煙塊煤 65%），天然氣占比 22%，其他 2%。目前綠氫在合成氨領(lǐng)域已應(yīng)用率先放量，在該領(lǐng)域，未來綠氫可替代空間 3000 萬 噸以上。
2）甲醇：甲醇航運(yùn)燃料催生綠氫新需求。2022 年我國甲醇產(chǎn)量約 7900 萬噸+，同 比微增 2%，預(yù)估全球需求 1.4 億噸。甲醇生產(chǎn)端看，約 65%的甲醇生產(chǎn)來源于天然氣 重整，35%來源于煤氣化，若按照一噸甲醇需 0.13 噸氫氣，對應(yīng)氫氣需求分別為 1020 萬噸和 1850 萬噸。甲醇下游需求為烯烴、甲醛、甲醇汽油、醋酸、二甲醚、MTBE 等， 其中烯烴占 55%，甲醛與甲醇汽油次之，均約占 10%左右，生產(chǎn)醋酸、二甲醚、MTBE 均約占 6%左右。
我們預(yù)計甲醇傳統(tǒng)應(yīng)用領(lǐng)域平穩(wěn)增長，而甲醇航運(yùn)燃料將為新增市場。22 年歐盟 正式將航運(yùn)業(yè)納入碳市場，24 年開始考核，對于 5000GT 以上船只，按照 2024 年排放 量的 40%、2025 年排放量的 70%、2026 年后排放量的 100%逐步納入配額管理，且除了 二氧化碳，26 年也將正式考核甲烷、一氧化二氮（影響液化天然氣船只）。因此自 22 年 開始，全球甲醇雙燃料船訂單明顯增加，且將應(yīng)用由綠氫制成的綠色甲醇。22 年前三季 度，甲醇船舶占新增訂單比重預(yù)期為 3%，占替代燃料船舶比重為 6%，預(yù)計隨著歐洲船 舶碳考核時間節(jié)點趨近，后續(xù)訂單將明顯增長。按照 1 艘 5 萬噸載重量雙燃料船舶每年 耗甲醇 5 萬噸測算，預(yù)計到 2030 年新增甲醇船舶滲透率 9%，當(dāng)年對應(yīng)耗費(fèi)氫量超 500 萬噸。
3）氫燃料汽車：重卡領(lǐng)域有望實現(xiàn)突破。2022 年全球氫燃料電池乘用車銷 1.5 萬 輛，同比持平，其中韓國銷售 1 萬量，主要為現(xiàn)代 nexo。國內(nèi)氫燃料車型主要為商用車， 22 年銷售為 4782 輛，同比增長 155%，其中重卡為 2465 輛。氫燃料電池的特性決定其 適用于固定路線、中長途干線和高載重的場景，有望在重卡領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)突破，且隨著試點項目推廣，有望明顯增長。按照氫燃料乘用車年 5%增長，到 2030 年銷量 3 萬輛；氫燃 料商用車快速增長，到 2030 年氫燃料商用車銷量 28 萬輛，滲透率 1%，累計銷量超 60 萬輛，按照每輛商用車百公里耗氫量 10kg，年行程 10 萬公里，則對應(yīng) 2030 年氫氣需求 超 700 萬噸。
4）鋼鐵行業(yè)：遠(yuǎn)期綠氫滲透空間較大，但過程緩慢。全球年產(chǎn)鋼鐵 18 億噸，碳排 放占全球碳排放 8%，碳排放密集程度最高、最難脫碳的行業(yè)之一。傳統(tǒng)煉鋼工藝使用 焦炭作為還原劑，冶煉工藝分為長流程和短流程兩種，長流程鋼材生產(chǎn)大體可以分為兩 個環(huán)節(jié)：煉鐵環(huán)節(jié)（高溫下焦炭與 O2 反應(yīng)生成 CO，CO 將鐵礦石還原成鐵水）和煉鋼 環(huán)節(jié)（高溫下鐵水中部分碳被氧化）。短流程通過電爐將廢鋼冶成粗鋼。用綠氫替代焦炭 作為還原劑，最具前景的鋼鐵行業(yè)脫碳解決方案之一?？紤]到長流程高爐煉鐵是我國主 流生產(chǎn)路線，我國的氫能煉鋼技術(shù)發(fā)展會首先使用部分氫氣代替化石燃料，通過高爐噴 氫氣代替部分化石能源的方法來實現(xiàn)初步富氫減排效果，該方法設(shè)備改造難度小，但減 排不徹底。未來若綠氫制備成本降低，且工藝成熟，可實現(xiàn)純氫煉鋼，氫氣完全替代焦 炭。
假設(shè)按照綠氫 15 元/kg 的較低水平測算，高爐噴氫成本較傳統(tǒng)焦炭還原法高 5%； 而純氫法較傳統(tǒng)焦炭法能源成本雖僅略高，但設(shè)備需完全改造、工藝難度大且不成熟， 因此量產(chǎn)應(yīng)用仍需長時間，目前廠商替換意愿較弱。但瑞典鋼鐵集團(tuán)也提出 2045 年實 現(xiàn)無化石煉鋼，我們測算若 2030 年鋼鐵領(lǐng)域綠氫還原滲透率近 1%，則對應(yīng)綠氫需求 100 萬噸，2050 年滲透率提升至 20%+，對應(yīng)綠氫需求 3000 萬噸以上。
5）建筑領(lǐng)域：天然氣摻氫想象空間廣闊，多國已開始推進(jìn)。摻氫是天然氣領(lǐng)域降 碳的一種有效方式，全球天然氣需求 4 萬億立方，摻氫理論比例可為 10-20%，若按照 10%的比例，對應(yīng)氫氣需求 3600 萬噸。但目前主要面臨技術(shù)端及成本端難點，技術(shù)方面 并非所有天然氣管道均適用于摻氫運(yùn)輸，不同國家的管道對摻氫比例要求不同，其次在 終端應(yīng)用的安全性、設(shè)備適配性等標(biāo)準(zhǔn)需完善；成本端看，氫氣的熱值為天然氣的 1/3， 而當(dāng)前綠氫按照 15 元/kg 成本的 3 倍測算（1.3 元/立方*3），遠(yuǎn)高于天然氣的 2-3 元/立 方成本，因此目前該技術(shù)尚不成熟。但歐洲多國已啟動摻氫項目，若均落地則年摻氫量 將超 200 萬噸。我們預(yù)測 2030 年天然氣摻氫或?qū)咏?100 萬噸綠氫需求。
2.3. 綠氫空間：成本為限制瓶頸，零碳加持加速替代灰氫
電費(fèi)為水電解制氫降本核心：電價及電耗，遠(yuǎn)期有望低至 8 元/kg。目前國內(nèi)最成 熟的電解水制氫技術(shù)為堿性電解，整個制氫成本主要在于電費(fèi)和設(shè)備折舊，其中電費(fèi)占 比 70%-90%，折舊占比 10%-30%。按照年生產(chǎn)時間 2000 小時，電耗 5 kwh/標(biāo)方，電價 0.3 元/kwh，1000 標(biāo)方的電解槽制氫成本為 25 元/kg；理想情況下，按照電耗 4 kwh/標(biāo) 方，電價 0.15 元/kwh，對應(yīng)成本為 15 元/kg，則基本可與天然氣制氫平價；若綠氫與風(fēng) 光、風(fēng)電耦合，年利用小時提高至 4000 小時以上，則成本有望進(jìn)一步下降至 11 元/kg 以內(nèi)，則基本可以實現(xiàn)與煤制氫平價。遠(yuǎn)期看，若電價達(dá)到 0.1 元/kwh，電耗下降至 3.5 kwh/標(biāo)方，則綠氫成本可降至 8 元/kg，低于煤制氫。
相較于傳統(tǒng)制氫方式，水電解制氫平價尚需時日。傳統(tǒng)的煤炭制氫，主要有三種方 式，一是煤氣化制氫、二是煤焦化制氫、三是煤轉(zhuǎn)為甲醇再制氫。國內(nèi)主要以成本低的 煤氣化制氫技術(shù)路線為主。煤的氣化制氫工藝包括氣化劑反應(yīng)、煤氣凈化、CO 轉(zhuǎn)換、 變壓吸附提純。一般大型煉化廠有配套煤制氫設(shè)備，自產(chǎn)自用，避免氫氣運(yùn)輸。我們按 照 9 萬標(biāo)方/h 的裝置，投資 17 億，年工作時間近 8000 小時，1 噸氫氣耗 3.8 噸無煙煤， 無煙煤價格按照近 1800 元/噸，測算煤制氫成本 9.6 元/kg，若無煙煤價格下降至 1500 元 /噸，則成本將降至 8.6 元/kg。天然氣制氫是以天然氣為原料，用水蒸氣作為氧化劑，來 制取富氫混合氣，我們按照 3000 萬標(biāo)方/h 的裝置，投資 0.4 億，年工作時間近 8000 小 時，1 標(biāo)方氫氣耗 0.45 標(biāo)方天然氣，天然氣價格按照近 2.5 元/標(biāo)方，測算天然氣制氫成 本 15 元/kg。
綠氫實現(xiàn)零排放，考慮碳價加持，有望加速平價。煤制氨，單噸合成氨需排放近 6 噸二氧化碳；天然氣制氨，單噸合成氨需排放 3 噸二氧化碳，按照當(dāng)前 50 元/噸的碳價， 分別增加約 300 元/噸和 155 元/噸成本；若碳價達(dá)到 200 元/噸，則成本分別增加約 1200 元/噸和 600 元/噸，該情境下，綠氫價格只要降至 16 元/kg，即可與煤制氨實現(xiàn)平價；綠 氫價格只要跌至 18 元/噸，即可與天然氣制氨實現(xiàn)平價。煤制甲醇，單噸甲醇需排放近 4 噸二氧化碳；天然氣制甲醇，單噸甲醇需排放 1.6 噸二氧化碳，按照當(dāng)前 50 元/噸的碳 價，分別增加約 200 元/噸和 80 元/噸成本；若碳價達(dá)到 200 元/噸，則成本分別增加約 800 元/噸和 300+元/噸，該情景下，綠氫價格只要降至 18 元/kg 以內(nèi)，即可與天然氣制 甲醇實現(xiàn)平價；而與煤制甲醇實現(xiàn)平價，而綠氫價格只要跌至 16 元/kg 以內(nèi)。因此在當(dāng) 前碳價 50 元/噸時，綠氫零碳排放優(yōu)勢體現(xiàn)不明顯，若未來碳價漲至 200 元/噸，則綠氫 成本降至 16-18 元/kg，即可實現(xiàn)制合成氨和甲醇平價。
此外，綠氫純度更高，在特定領(lǐng)域可更好應(yīng)用。煤和天然氣制得氫氣中普遍含有硫、 磷等雜質(zhì)，對提純有較高的要求，在特定領(lǐng)域難以應(yīng)用，如電子工業(yè)領(lǐng)域。而電解水制 氫純度等級則更高，更適用對于純度要求高的行業(yè)。
因此，我們測算綠氫替代灰氫大勢所趨，23 年國內(nèi)開始爆發(fā)，25-27 年平價后有望 加速。綠氫目前占比極低，國內(nèi)近兩年風(fēng)光氫一體化示范項目密集開建，預(yù)計 2025 年 后隨著碳排放考核進(jìn)一步趨嚴(yán)及電價下降，綠氫有望與天然氣制氫實現(xiàn)平價，2030 年左 右有望接近煤制氫，綠氫份額有望達(dá)到 30%+。因此我們預(yù)期氫氣未來十年產(chǎn)量復(fù)合增 長 4-5%，2030 年氫氣需求超 1 億噸，預(yù)計 2025 年綠氫滲透率 2%，產(chǎn)量超 150 萬噸， 2030 年綠氫滲透率超 30%，對應(yīng)產(chǎn)量 3000 萬噸。
3. 國內(nèi)外氫能產(chǎn)業(yè)化進(jìn)程加速，產(chǎn)業(yè)大勢所驅(qū)
3.1. 國內(nèi)：23 年將成為綠氫爆發(fā)元年，招標(biāo)項目密集落地
政策端：風(fēng)光大基地鼓勵就地消納，倒逼配套建設(shè)綠氫項目，內(nèi)蒙布局領(lǐng)先。內(nèi)蒙 及西北地區(qū)新能源開發(fā)模式較為單一，應(yīng)用場景不足，主要依靠發(fā)電賣電，一方面造成 電網(wǎng)消納和調(diào)度運(yùn)行承受較大壓力，另一方面難以拉動當(dāng)?shù)禺a(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化升級。2022 年 3 月，國家發(fā)改委與國家能源局聯(lián)合發(fā)布《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021-2035 年）》， 明確了氫能產(chǎn)業(yè)的戰(zhàn)略定位和綠色低碳的發(fā)展方向。截至 2022 年底，22 個省市紛紛制 定并發(fā)布本地氫能產(chǎn)規(guī)劃，響應(yīng)國家氫能發(fā)展戰(zhàn)略。以內(nèi)蒙古自治區(qū)為例，具備發(fā)展可 再生能源大規(guī)模制氫的良好條件，潛在制氫產(chǎn)能超過 330 萬噸，22 年 4 月發(fā)布《關(guān)于促 進(jìn)氫能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的意見》，明確 2025 年前開展“風(fēng)光儲+氫”、“源網(wǎng)荷儲+氫”等 綠氫制備示范項目 15 個以上，綠氫制備能力超過 50 萬噸/年。22 年 9 月，內(nèi)蒙古能源局發(fā)布《2022 年度風(fēng)光制氫一體化示范項目的通知》，優(yōu)選示范項目 7 個，建設(shè)新能源 1.68 GW，電解水制氫 6.3 萬噸/年。
內(nèi)蒙及西北綠氫一體化項目密集開建，23 年集中招標(biāo)。為了獲取新能源建設(shè)指標(biāo)， 五大四小等能源集團(tuán)，紛紛布局風(fēng)光氫一體化項目。22 年開建的中石化庫存項目是國內(nèi) 首個規(guī)?；霉夥l(fā)電直接制氫的項目，規(guī)模為 52 臺 1000 標(biāo)方電解槽，對應(yīng) 260MW。 我們統(tǒng)計截止 23 年 2 月，大規(guī)模綠氫項目中，已開標(biāo)和在建項目合計近 2GW，對應(yīng)電 解槽 500 臺；規(guī)劃的待開標(biāo)項目近 15GW，對應(yīng)電解槽需求 3000 臺左右，按照項目進(jìn) 度將于今年年中開始陸續(xù)招標(biāo)。從區(qū)域上看，項目多集中于內(nèi)蒙古，其次為新疆、吉林 等地。根據(jù)氫云鏈統(tǒng)計，23 年 1-2 月已明確開標(biāo)的大規(guī)模綠氫項目新增 730MW 電解槽 需求，對應(yīng) 146 臺 1000 標(biāo)方堿性電解槽需求，包括中石化鄂爾多斯項目預(yù)期制氫 3 萬 噸/年，預(yù)期電解槽需求 390MW，對應(yīng) 78 臺電解槽；大安風(fēng)光制氫合成氨一體化項目對 應(yīng) 195MW、39 臺電解槽需求。年內(nèi)可期待的確定性較高的開標(biāo)項目，包括烏蘭察布 10萬噸項目的一期 180 臺、 烏蘭察布中石油項目 50-60 臺電解槽、國能阿拉善項目 50-60 臺、鄂爾多斯幾大項目合計 100-120 臺。因此我們預(yù)計今年招標(biāo)量有望突破 500-600 臺， 實際出貨量有望達(dá)到 300-400 臺，實現(xiàn)翻番增長。
第一階段：一體化化工園就地消納綠氫，具備基本經(jīng)濟(jì)性，核心難點為消納空間有 限。我們以 800 MW 風(fēng)電和 300 MW 的光伏項目，配套 100 臺電解槽和 15 萬噸綠氨項 目為例，總投資 70 億，按照自有資金 20%做了測算。按照風(fēng)電年發(fā)電時間 2400h、光伏 1200h、電解槽 3000h 測算，年產(chǎn)氫氣 2.7 萬噸及 14.9 萬噸綠氨，就地消納 70%左右新 能源發(fā)電，剩余 30%并網(wǎng)，按照當(dāng)前合成氨售價 4000 元/噸測算，則 irr 為 8%左右（若 電解槽工作時間 2000h，則 irr 為 6%），相較于風(fēng)電 15%+、光伏 10%的 irr，irr 有所降 低，但仍為合理回報水平。
第二階段：綠氫轉(zhuǎn)為綠氨或綠醇應(yīng)用于碳排放考核嚴(yán)格領(lǐng)域，以獲得高附加值。由 于合成氨和甲醇等終端需求為東部地區(qū)，因此在內(nèi)蒙、西北等地就地消納空間有限，而 綠氫儲運(yùn)尚不成熟，目前各大能源集團(tuán)也在探討綠氫轉(zhuǎn)為液氨后運(yùn)輸至東部地區(qū)。而這 種模式需后續(xù)制綠氫成本進(jìn)一步下降，且需要政策大力支持，一方面制定并嚴(yán)格執(zhí)行碳 排放考核政策，另一方面對于綠氨、綠醇等給予更高溢價。如上文所示，未來在綠氫普 遍成本降至 16 元/kg 時候，或給予碳價 200 元/噸，或給予綠氨綠醇 20-40%的銷售溢價， 則綠氫可完全實現(xiàn)平價，可廣泛替代灰氫。
3.2. 歐洲氫能將高速增長，以滿足既定目標(biāo)
2020 年 7 月，歐盟委員會發(fā)布《歐洲氫能戰(zhàn)略》，戰(zhàn)略將分成三個階段：1）在 2024 年前，全歐的綠氫制備總功率將達(dá)到 6 GW，綠氫年產(chǎn)量超過 100 萬噸（預(yù)估 22 年歐 洲綠氫產(chǎn)量不足 10 萬噸）；2）到 2030 年，安裝至少 40GW 的可再生氫電解槽，歐盟的 綠氫年產(chǎn)能將超過 1000 萬噸，氫能市場規(guī)模將從如今的 20 億歐元上升至 1400 億歐元， 增長 70 倍；3）2030-2050 年期間，重點是氫能在能源密集產(chǎn)業(yè)的大規(guī)模應(yīng)用，覆蓋所 有難以脫碳的行業(yè)。典型代表是鋼鐵行業(yè)和物流行業(yè)。2022 年 5 月，歐盟發(fā)布 “REpowerEU”計劃，再次明確到 2030 年 1000 萬噸國內(nèi)可再生氫生產(chǎn)和 1000 萬噸進(jìn) 口的目標(biāo)，并創(chuàng)立了“氫能銀行”，加大對氫能市場的投資力度。歐洲目前氫氣產(chǎn)量 800- 1000 萬噸/年，即便考慮鋼鐵、交運(yùn)等領(lǐng)域新增需求，到 2030 年歐洲的綠氫占比也將超 50%。2023 年 2 月，歐盟通過可再生能源指令要求的兩項授權(quán)法案，并提出了詳細(xì)的規(guī) 則來定義歐盟可再生氫的構(gòu)成，為氫生產(chǎn)商提供監(jiān)管的確定性。
為滿足歐盟氫能戰(zhàn)略要求，政策及基礎(chǔ)設(shè)施先行。首先，制氫電力需求將大幅增長， 按照歐盟計劃 2030 年 1000 萬噸綠氫需求，對應(yīng)需要 500 twh 的可再生電力，相當(dāng)于歐 盟能源消耗總量的 14%，因此歐盟委員會也將 2030 年可再生能源目標(biāo)提高到 45%。其 次，23 年 2 月啟動歐盟委員公布綠色交易工業(yè)計劃，為綠氫生產(chǎn)廠商提供補(bǔ)貼，該計劃 將于今年秋季啟動第一批競爭性投標(biāo)，金額為 8 億歐元，中標(biāo)者未來 10 年可獲得每 kg 綠氫固定溢價，具體細(xì)則 6 月后明確。第三，多種配套政策，如將氫氣納入碳關(guān)稅考核、 執(zhí)行嚴(yán)格的碳排放標(biāo)準(zhǔn)等。第四，啟動配套基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，一是 22 年 12 月西班牙、法 國、葡萄牙在 2030 年前投資 25 億歐元建設(shè)一條從大型海底隧道 H2Med，將氫氣從西 班牙輸送至法國，再送至歐洲其他地區(qū)。該管道計劃每年向法國輸送 200 萬噸氫氣，占 歐盟需求的 10%。二是，22 年 10 月，西班牙石油公司 Cepsa 啟動與荷蘭鹿特丹港合作 建立的“南歐和北歐之間第一條綠色氫走廊”項目，預(yù)計 2027 年投入運(yùn)營，該走廊將 支持鹿特丹向西北歐供應(yīng) 460 萬噸綠色氫氣的目標(biāo)。南北氫走廊只是打響了第一槍，歐 洲另外 5 個綠色氫走廊也擺在了談判桌上。
歐洲能源公司已開始大舉布局氫能項目，目前規(guī)劃項目合計氫氣產(chǎn)量超 470 萬噸。 歐洲各大能源公司已入局綠氫，除了布局本土項目，也在新能源發(fā)電資源豐富的澳大利 亞、哈薩克斯坦等有所布局，項目目標(biāo)大，以滿足 2030 年本土產(chǎn)綠氫 1000 萬噸及進(jìn)口 1000 萬噸目標(biāo)。其中，英國 BP 22 年 7 月宣布以 360 億美元收購澳大利亞綠色氫開發(fā) 項目“亞洲可再生能源中心”40.5%的份額，該項目擬建 26 GW 新能源發(fā)電，并配套 160 萬噸綠氫或 900 萬噸氨/年；并分別于英國、德國布局 HyGreen Teesside 制氫項目（2030 年 500 MW 氫氣產(chǎn)能）和綠色能源港口威廉港擴(kuò)建新氫樞紐計劃（28 年起每年可從綠 氨中提供 13 萬噸綠氫）。蘇格蘭電力公司 22 年 8 月宣布計劃在英格蘭南部費(fèi)利克斯托 港建設(shè)大型綠氫設(shè)施，預(yù)計將生產(chǎn) 100 MW 能源，從 2026 年開始為約 1300 輛氫燃料卡 車提供動力。德國可再生能源開發(fā)商 Svevind Energy Group 22 年 10 月計劃向哈薩克斯 坦投資一個 20 GW 綠色氫能項目，總投資 500 億美元，滿負(fù)荷生產(chǎn) 200 萬噸/年的綠氫， 2030 年初投產(chǎn)，2032 年滿產(chǎn)。殼牌 22 年 10 月在荷蘭開工建設(shè)風(fēng)電綠氫廠，規(guī)模 200 MW 電解槽，對應(yīng)年產(chǎn)氫氣 2 萬噸，預(yù)計 2025 年正式投產(chǎn)；同時殼牌、荷蘭天然氣網(wǎng) 絡(luò)運(yùn)營商 Gasunie 和格羅寧根海港共同宣布，將合作在 2030 年前在荷蘭北部海岸建設(shè) 一個 3-4 GW 風(fēng)力發(fā)電廠，并計劃于 2040 年將發(fā)電量增加到 10 GW，并全部用于生產(chǎn) 綠氫，預(yù)計年產(chǎn)量可達(dá) 100 萬噸。法國 Lhyfe 計劃在荷蘭 Delfzijl 化工集群地利用海上 風(fēng)電，建造一個大型制氫設(shè)施，規(guī)模 200 MW 對應(yīng) 2 萬噸綠氫生產(chǎn)能力，最早于 2026 年投產(chǎn)，該公司目標(biāo)到 2030 年制氫產(chǎn)能達(dá)到 3 GW（對應(yīng) 30 萬噸綠氫）。西班牙能源公 司 Cepsa 聯(lián)合另外 33 家公司組成財團(tuán)，預(yù)計到 2025 年將實現(xiàn) 500 MW 綠色氫產(chǎn)能，到2030 年則達(dá)到 2 GW（對應(yīng) 10 萬噸綠氫），最終目標(biāo)為 4 GW。
美國 2021 年后氫能布局明顯加快，制定了清晰路徑。21 年 7 月，美國能源部宣布 啟動首個“氫能攻關(guān)計劃”，目標(biāo)是在未來 10 年使可再生能源制氫的成本降低 80%至 1 美元/千克，并將清潔氫的產(chǎn)量增加 5 倍。22 年 10 月美國能源部發(fā)布《國家清潔氫能戰(zhàn) 略和路線圖（草案）》，指出到 2050 年清潔氫能將貢獻(xiàn)約 10%的碳減排量，到 2030、2040 和 2050 年美國清潔氫需求將分別達(dá)到 1000、2000 和 5000 萬噸/年，并且計劃在 2030 年 前制氫成本降至 2 美元/kg，35 年前制氫成本降至 1 美元/kg。政策加碼，預(yù)計后續(xù)美國 綠氫發(fā)展將提速。
相較歐洲能源公司的激進(jìn)策略，目前美國綠氫項目規(guī)劃相對穩(wěn)健。美國規(guī)劃的綠氫 項目，多集中于加州及德州，目前多處于規(guī)劃中，按計劃將在 24-26 年逐步投產(chǎn)，預(yù)計 今年明年大部分項目將確定開建。GHI 將在德州建造全球最大的綠氫項目，計劃以 60 GW 的太陽能和風(fēng)電、鹽穴儲能系統(tǒng)制造氫氣，年產(chǎn)量超過 250 萬噸，占全球灰色氫氣 產(chǎn)量的 3.5%。美國元素資源公司擬在美國加州建設(shè)和一個可再生能源制氫項目，預(yù)計于 2025 年初開始商業(yè)運(yùn)營，年生產(chǎn) 2 萬噸綠氫。峰堡新能源公司計劃建造 120 MW 的綠 氫生產(chǎn)廠，將于 2024 年中期完工并投入使用，將為該地區(qū)的多個主要煉油廠提供服務(wù)。 美國南加州天然氣公司宣布，正在提交綠色氫基礎(chǔ)設(shè)施申請，以建設(shè)一個容量在 10 GW 至 20 GW 之間的電解工廠。Hy Stor Energy 計劃打造美國首個零碳綠色氫儲存中心， 第一階段計劃 2025 年投入商用，日產(chǎn)氫氣 350 噸（年產(chǎn) 12 萬噸）。
4. 制氫環(huán)節(jié)產(chǎn)業(yè)放量在即，核心設(shè)備及部件彈性大
4.1. 技術(shù)路線：堿性為主，PEM 未來可期
水電解制氫生產(chǎn)技術(shù)堿性為主流，PEM 提升空間大，AEM、SOEC 仍較早期。當(dāng) 前，綠氫生產(chǎn)技術(shù)主要有堿性電解（ALK）、質(zhì)子交換膜電解（PEM）、陰離子交換膜電 解（AEM）以及固體氧化物電解（SOEC）四種。其中堿性制氫技術(shù)成本最低，國內(nèi) 90% 項目采用該技術(shù)，海外此前以 PEM 為主，近兩年為降本也逐步轉(zhuǎn)至堿性路線，預(yù)計未 來的規(guī)?；惺诫娊馑茪湟詨A性為主。相較于堿性制氫，PEM 對可再生能源適應(yīng)性 好、響應(yīng)速度快，且不會環(huán)境有污染，但 PEM 的質(zhì)子交換膜依賴進(jìn)口（杜邦）、且需使 用鉑等貴金屬，成本極高，目前單線產(chǎn)能不超過 200 標(biāo)方/h，預(yù)計未來 PEM 可在小型 分布式領(lǐng)域作為補(bǔ)充。AEM 和 SOEC 技術(shù)均處于研發(fā)階段，試驗線單線產(chǎn)能均不超過 1 標(biāo)方/h，前者受限于原材料 AEM 膜的長度與寬幅，后者受限于原材料在高溫下的裂 化，預(yù)計需要很長實現(xiàn)量產(chǎn)。
堿性電解水制氫工作原理簡單。堿性電解槽主要由電源、電解槽箱體、電解液、陰 極、陽極和隔膜組成。電解液都是氫氧化鉀溶液(KOH)，濃度為 20％～30％；隔膜目前 采用 PPS 膜（聚苯硫醚），主要起分離氣體的作用，而兩個電極則主要由金屬合金組成。 在直流電的作用下，在陰極，水分子被分解為氫離子和氫氧根離子，氫離子得到電子生 成氫原子，并進(jìn)一步生成氫分子；氫氧根離子則在陰、陽極之間的電場力作用下穿過多 孔的橫膈膜，到達(dá)陽極，在陽極失去電子生成水分子和氧分子。生成的氫氣和氧氣與電 解液一起被送至氣液分離器內(nèi)部進(jìn)行分離，氫氣和氧氣分別經(jīng)過氫氣、氧氣冷卻器冷卻、 捕滴器捕滴除水，然后在控制系統(tǒng)的控制下外送；電解液在循環(huán)泵的作用下分別經(jīng)過氫、 氧堿液過濾器、氫、氧堿液冷卻器，然后返回電解槽繼續(xù)進(jìn)行電解。
堿性電解水制氫設(shè)備由四大部分構(gòu)成，其中電解槽為最核心設(shè)備。全套水電解制氫 裝置主要設(shè)備有：前端電器設(shè)備（變壓器、整流柜、PLC 程控柜、儀表柜、配電柜等）， 占成本比重 20%；核心設(shè)備電解槽，占成本比重 50%-60%；固液分離裝置，占成本比重 15%；后端干燥純化系統(tǒng)，占成本比重 10%；其他輔助系統(tǒng)如純水機(jī)、冷水塔、冷水機(jī)、 空氣壓縮機(jī)、堿液箱、原料水箱、補(bǔ)水泵等占成本比重 5%。以 1000 標(biāo)方/h 的裝置為例， 目前售價 1000 萬，其中電解槽售價 500 萬左右。
電解槽核心性能的由電極（鎳絲網(wǎng)噴涂）、隔膜、流場設(shè)計等決定，因此技術(shù)進(jìn)步 方向為新材料、新結(jié)構(gòu)、新制造。極板、鎳絲網(wǎng)、隔膜、密封墊圈交錯層層相疊形成一 個電解槽小室，上百個小室相疊形成電解槽腔體。其中，影響電解槽核心指標(biāo)的是材料 電極（鎳絲網(wǎng)噴涂）和隔膜。電極是以鎳絲網(wǎng)為基體，采用雷尼鎳噴涂，再做表面處理。 電極需要具備超電位低及比表面積好的特點，易于電子脫嵌和加大反應(yīng)面積，從而提高 電解效率。噴涂材料一般采用鎳鋁合金，鋁在堿性溶液中溶解，留下微孔，從而使鎳網(wǎng) 表面形成立體多孔結(jié)構(gòu)，吸附面積增加，提升催化活性。表面處理一般電鍍上金屬涂層， 具備超電位低及耐腐蝕性，各家電鍍工藝及材料不同，為核心配方。隔膜材料從石棉布 已切換為 PPS（聚苯硫醚工程塑料），具備耐水解性、耐高溫（120°）、耐腐蝕、強(qiáng)度高， 目前多采用東麗進(jìn)口隔膜，國產(chǎn)技術(shù)已突破，但性能仍有差距。此外流場設(shè)計、極板設(shè) 計（由傳統(tǒng)乳突極板向平極板/不銹鋼網(wǎng)/焊接鎳網(wǎng)復(fù)合極板發(fā)展）、輔助系統(tǒng)擴(kuò)容（如 2 臺電解槽對應(yīng) 1 臺氣液分離系統(tǒng)）等的改進(jìn)亦有利于提升電解槽效率。
電解槽原材料端降本空間有限，更多依賴性能提升從而降低電解成本。我們測算了 1000 標(biāo)方/h 單體電解槽的 BOM 成本大約為 4000 萬，其中極板占比近 40%，主要材料 為碳鋼；鎳網(wǎng)占比 10%+，受近 2 年鎳價大幅上漲影響，成本提升明顯；鎳網(wǎng)噴涂（原 材料+工藝）及隔膜分別占比 15-20%，隔膜后續(xù)完全國產(chǎn)化后，成本有一定下降空間。 因此未來單體電解槽 BOM 成本下降主要來自于鎳價回落及隔膜完全國產(chǎn)化，空間看 10% 左右。目前 1000 標(biāo)方/h 行業(yè)毛利率基本為 20-30%，售價 550-600 萬。
4.2. 電解槽市場空間已打開，設(shè)備廠商率先受益
未來幾年電解槽設(shè)備招標(biāo)有望翻番增長，高峰期 10 倍空間。21 年根據(jù)高工氫能統(tǒng) 計國內(nèi)電解水制氫設(shè)備出貨 722 MW（含出口，不含研發(fā)樣機(jī)）。根據(jù)我們對各大項目跟 蹤，預(yù)估今年國內(nèi)電解槽招標(biāo)量可達(dá) 2 GW，對應(yīng) 400 臺 1000 標(biāo)方堿性電解槽。若 2030 年全球綠氫占比有望達(dá)到 30%，則高峰時期電解槽設(shè)備需求 2.5 萬臺+（1000 標(biāo)方）， 按照單線價格 700 萬，對應(yīng)市場空間 1750 億，其中國內(nèi)占三分之一，市場空間近 600 億。
電解槽設(shè)備進(jìn)入門檻低，但設(shè)備長期穩(wěn)定運(yùn)行，龍頭技術(shù)積淀深，優(yōu)勢明顯。此前 電解水制氫行業(yè)規(guī)模小，主要由 718 所、競立和天津大陸三家占據(jù)絕大部分份額。21 年 提出雙碳目標(biāo)后，隆基、陽光等光伏企業(yè)進(jìn)入電解水行業(yè)，22 年大批廠商涌入，1000 標(biāo) 方產(chǎn)線密集下線。目前行業(yè)內(nèi)可做及計劃做堿性電解槽廠商超 100 家，行業(yè)產(chǎn)能或超 10 GW。22 年 718、競立、隆基三家占據(jù)市場近 75%份額，三家訂單主要來自中石化庫車 52 臺項目，其中競立 22 年出貨 230 MW，市占率 32%，份額第一。趨勢上看，龍頭公 司技術(shù)積淀深，性能指標(biāo)領(lǐng)先且產(chǎn)品經(jīng)過實地長時間運(yùn)行檢驗過，優(yōu)勢明顯。根據(jù)我們 跟蹤的大項目招標(biāo)看，由于電解槽要求穩(wěn)定運(yùn)行 15 年以上，業(yè)主方更傾向于與第一梯 隊、第二梯隊廠商合作，但 23 起開始價格競爭有所加劇。我們認(rèn)為未來三類公司擁有 競爭力，一是老牌技術(shù)積淀深厚、產(chǎn)品性能穩(wěn)定、技術(shù)指標(biāo)領(lǐng)先企業(yè)，如 718；二是傳 統(tǒng)業(yè)務(wù)協(xié)同效應(yīng)明顯，可提供資源支持，技術(shù)研發(fā)激進(jìn)，如隆基；三是依托集團(tuán)內(nèi)部資 源（風(fēng)光電站、化工園區(qū)），獲得項目招標(biāo)，如能源集團(tuán)的裝備公司等。PEM 電解槽方 面，22 賽克賽斯實現(xiàn)了 7 臺出貨，單槽最大產(chǎn)能 200 標(biāo)方，合計 1200 標(biāo)方的發(fā)貨，同 時長春綠動、陽光氫能、中國石化石科院等企業(yè)均實現(xiàn)兆瓦級 PEM 制氫系統(tǒng)裝機(jī)應(yīng)用。
電解槽設(shè)備中隔膜增量空間大，國內(nèi)廠商技術(shù)加速追趕。電解槽的核心部件，極板、 密封墊、鎳絲網(wǎng)均可外包或外購，且產(chǎn)品差異小，附加價值低；鎳絲網(wǎng)噴涂和電鍍基本 由電解槽廠商完成，各家工藝有所不同；而 PPS 隔膜為電解槽的核心設(shè)備中尚未完全國 產(chǎn)替代的環(huán)節(jié)，占成本比重 15-20%，主要由日本的東麗供應(yīng)。國內(nèi)山東東岳等公司產(chǎn)品 逐步放量，性能差異縮小，我們預(yù)期未來份額有望明顯提升。
投重點公司分析
隆基綠能
傳統(tǒng)業(yè)務(wù)：公司作為全球光伏龍頭，實現(xiàn)組件一體化布局，出貨持續(xù)高增。公司 2022 年實現(xiàn)歸母凈利潤 145-155 億元，同增 60%-71%，扣非歸母凈利潤 140-151 億元，同增 59%-71%。我們預(yù)計公司 2022 年組件出貨 45-47GW，同增 17-22%，組件盈利保持堅挺。 氫能業(yè)務(wù)：隆基氫能當(dāng)前研發(fā)的核心航道是降低制氫的單位電耗，2 月推出世界領(lǐng) 先的制氫裝備系列產(chǎn)品隆基 ALK Hi1，直流電耗滿載狀況低至 4.3 千瓦時每立方米，Hi1 plus 產(chǎn)品低至 4.1 千瓦時每立方米，可以降低 10%以上的直流電耗，大幅降低 LCOH， 驅(qū)動綠氫經(jīng)濟(jì)性提升。產(chǎn)品適合的場景可以根據(jù)項目的具體情況和財務(wù)假設(shè)來確定。Hi1 適用于 1500-5000 小時，比如純風(fēng)電、純光伏、風(fēng)光互補(bǔ)等；Hi1 plus 5000 小時以上， 比如綠電交易、多能互補(bǔ)等。隆基氫能 21 年實現(xiàn) 500 MW 產(chǎn)能，22 年實現(xiàn) 1.5 GW 產(chǎn) 能，預(yù)計 25 年達(dá)到 5-10GW。
陽光電源
傳統(tǒng)業(yè)務(wù)：公司是全球逆變器龍頭，營收占比前三的業(yè)務(wù)為光伏逆變器、電站投資 開發(fā)以及儲能系統(tǒng)。公司 2022 年實現(xiàn)營收 390-420 億元，同增 62%-74%，實現(xiàn)歸母凈 利潤 32-38 億元，同增 102%-140%。2023 年逆變器放量疊加 IGBT 模塊緊缺漲價，預(yù)計 出貨盈利高增；2023 年大儲出貨同增 2 倍，戶儲同增 5-6 倍，繼續(xù)量利雙升。 氫能業(yè)務(wù)：陽光電源從光伏制氫入局氫能，成立全資子公司陽光氫能。陽光氫能已 建有國內(nèi)首個光伏離網(wǎng)制氫及氫儲能發(fā)電實證平臺、國內(nèi)最大的 5MW 電解水制氫系統(tǒng) 測試平臺、PEM 電解制氫技術(shù)聯(lián)合實驗室，及年產(chǎn)能 GW 級制氫設(shè)備工廠。陽光氫能 獨(dú)立生產(chǎn) 1000 標(biāo)方堿性制氫系統(tǒng)、兆瓦級 PEM 制氫系統(tǒng)對應(yīng)的電解槽，可以提供包括 制氫電源、電解槽、智慧氫能管理系統(tǒng)在內(nèi)的成套系統(tǒng)解決方案。2022 年，為內(nèi)蒙古綜 合能源站項目提供堿性水電解制氫裝置，為寧夏等地項目提供 200 標(biāo)方 PEM 制氫裝置。 2022 年 12 月底，長江電力綠電綠氫示范項目產(chǎn)氫成功，順利產(chǎn)出 99.999%高純度氫氣， 該項目采用陽光氫能領(lǐng)先的 PEM 電解制氫技術(shù)，將為國內(nèi)首個 500kw 氫燃料電池動 力船艇提供制氫加氫服務(wù)。
華電重工
傳統(tǒng)業(yè)務(wù)：公司業(yè)務(wù)涵蓋物料輸送、海洋與環(huán)境工程、高端鋼結(jié)構(gòu)、熱門工程、噪 聲治理、氫能與集裝箱、岸橋等。物料輸送擺脫對煤電項目的依賴，每年貢獻(xiàn)穩(wěn)定收入 和業(yè)績；四大管道業(yè)務(wù)規(guī)模較小，在幾個億的水平；鋼結(jié)構(gòu)業(yè)務(wù)未來增量來自風(fēng)電建設(shè) 和光伏大基地建設(shè)；海上風(fēng)電業(yè)務(wù) 22 年中標(biāo) 4-5 億的射陽項目。 氫能業(yè)務(wù)：公司規(guī)劃從上游制氫端和下游應(yīng)用環(huán)節(jié)兩個角度切入氫能領(lǐng)域。目前上 游制氫端形成了 1200 標(biāo)方堿性電解槽產(chǎn)品，年產(chǎn)能 100 套左右。22Q4 公司和集團(tuán)企業(yè) 簽訂 3.4 億元達(dá)茂旗項目，計劃 23 年完工，需要交付堿性電解槽 1000 標(biāo)方 11 臺，PEM 電解槽 200 標(biāo)方 5 臺。公司與下游各大汽車廠商都在做樣品測試，與捷氫有合作，和布 拉德也形成戰(zhàn)略合作。子公司河南華電在研發(fā)儲氫氣瓶，未來計劃布局氫氣管道。公司 主要優(yōu)勢在于背靠華電集團(tuán)，是能源電力企業(yè)，能夠協(xié)調(diào)匹配發(fā)電端和制氫端，發(fā)展高 端核心裝備能夠更好地支撐氫能解決方案業(yè)務(wù)的開拓，同時解決方案業(yè)務(wù)可以開拓氫能 裝備市場。
昇輝科技
傳統(tǒng)業(yè)務(wù)：公司傳統(tǒng)業(yè)務(wù)涵蓋電氣成套設(shè)備、LED 照明和亮化、智慧城市三大板 塊。照明和亮化包括設(shè)計、產(chǎn)品、施工、交付等，毛利較高；智慧城市包括智慧社區(qū)、 智慧安防等項目。 氫能業(yè)務(wù)：公司 2020 年進(jìn)入氫能產(chǎn)業(yè)，中長期戰(zhàn)略規(guī)劃定義為智能加氫站，目前 氫能業(yè)務(wù)模式定義為 3+3，指代投資的三個企業(yè)以及三塊業(yè)務(wù)。三個企業(yè)：1）國鴻氫能 燃料電池系統(tǒng)國內(nèi)市占率前三；2）飛馳汽車做燃料電池整車，由燃料電池客車轉(zhuǎn)型重 卡；3）鴻基創(chuàng)能做燃料電池的核心零部件，技術(shù)壁壘在于把催化劑涂到制膠膜上。三塊 業(yè)務(wù)：1）制氫設(shè)備：電解槽與其他公司的區(qū)別在于，整個配電包括電源柜、控制柜和 配電柜均由公司自己生產(chǎn)，以及后端的氫氣純化和分裂裝置也由公司自制，所以有成套 的生產(chǎn)能力；2）氫能汽車運(yùn)營平臺：2 月底已有 120 輛氫能輕卡，冷鏈車政策支持蓄冷 電價 1.8 毛/度；3）氫能設(shè)備零部件：包括 DCDC 以及 ACB 電器的設(shè)備。23 年公司預(yù) 計制氫設(shè)備收入 1-1.5 億元，運(yùn)營平臺收入 2.5-3 億元，電器收入 0.5 億元，整體氫能板 塊4億元營收。另外公司規(guī)劃建設(shè)自用的制加氫一體站，使用自產(chǎn)電解槽疊加蓄冷電價， 可以把氫能價格降至 35 元/kg 以下。
科威爾
傳統(tǒng)業(yè)務(wù)：公司是國內(nèi)領(lǐng)先的綜合性測試設(shè)備供應(yīng)商，主要涵蓋測試電源、燃料電 池測試裝備、功率半導(dǎo)體測試及智能制造裝備三大產(chǎn)品線。測試電源定位于光伏以及電 動車市場，22 年電池包業(yè)務(wù)有 8000 萬左右訂單，傳統(tǒng)以實驗室為主的產(chǎn)品預(yù)計有 30%-50%增長，小功率產(chǎn)品即將放量。功率半導(dǎo)體方面 22 年完成多家頭部客戶認(rèn)證，訂單情 況取決于認(rèn)證進(jìn)度。22 年公司收入 3.8 億元，同比增長 52%，歸母凈利 0.62 億元，同比 增長 8.7%，扣非歸母凈利 0.44 億元，同比增長 43%。22 年公司總體訂單共 5.5 億元左 右，前三季度完成 2.5 億元收入。 氫能業(yè)務(wù)：氫能業(yè)務(wù)中制氫端主要定位 PEM 槽檢測設(shè)備，用氫端定位發(fā)動機(jī)和電 堆檢測設(shè)備，市場份額在 20%左右。公司用氫端業(yè)務(wù)占比 80%-90%，制氫端占比 10% 左右。22 年訂單不及預(yù)期，22 年初目標(biāo) 2 億元，實際完成 1.2 億元，主要受疫情影響， 預(yù)計 23 年訂單量有 50%左右的增長。公司優(yōu)勢在于業(yè)務(wù)覆蓋全產(chǎn)業(yè)鏈，有望憑借全棧 測試能力、較高性價比與下游頭部企業(yè)深度合作，實現(xiàn)國產(chǎn)替代。
億利潔能
傳統(tǒng)業(yè)務(wù)：煤化工、清潔熱力作為存量業(yè)務(wù)，未來增長點在于光伏發(fā)電加氫能?；?工業(yè)務(wù)每年貢獻(xiàn)利潤 7-8 億元。光伏電站預(yù)計 23 年年底建成共 3.3 GW，25 年實現(xiàn)風(fēng)光 電站的裝機(jī)容量達(dá)到 15GW。 氫能業(yè)務(wù)：在制氫和用氫端均有豐富的運(yùn)營經(jīng)驗，主要包括風(fēng)光制氫項目和參股投 資的堿性電解槽產(chǎn)品。公司計劃 23 年底前實現(xiàn) 200 臺的 1000 標(biāo)方堿性電解槽產(chǎn)能規(guī) 模，25 年前達(dá)到 500 臺；預(yù)計 23 年訂單量在 40 臺左右，未來 200 臺，市占率預(yù)期可以 達(dá)到 10%左右。23 年 1 月 40 萬千瓦的風(fēng)光制氫一體化項目在自治區(qū)層面獲批，公司依 托大股東 30 多年沙漠治理的核心優(yōu)勢，打造沙戈荒地區(qū)的風(fēng)光氫儲新材料，可一體化 消納，占據(jù)土地資源的優(yōu)勢，同時與央企達(dá)成非常緊密的戰(zhàn)略合作。
中集安瑞科
傳統(tǒng)業(yè)務(wù)：中集安瑞科在天然氣設(shè)備領(lǐng)域深耕多年，旗下業(yè)務(wù)包括了清潔能源、化 工環(huán)境、液態(tài)食品行業(yè)。 氫能業(yè)務(wù)：公司主要定位儲存裝備、運(yùn)輸裝備、加氫裝備，目標(biāo)是要在關(guān)鍵環(huán)節(jié)做 頭部企業(yè)。中集安瑞科已經(jīng)成為第三代氫儲瓶的主要供應(yīng)商之一，且與世界一流的四型 （“T4”）氫氣瓶及系統(tǒng)技術(shù)和設(shè)計供應(yīng)商 HEXAGON 共同成立合營公司，為高壓氫氣 儲運(yùn)提供三型和四型儲氫瓶的生產(chǎn)和儲運(yùn)解決方案，以及供氫系統(tǒng)的生產(chǎn)，22 年底獲得 首個 70Mpa 四型瓶車載供氫系統(tǒng)出口澳洲訂單，運(yùn)用在氫能重卡上。隨著我國加氫站建 設(shè)有望迎來高速發(fā)展期，中集安瑞科將把握加氫站新建需求機(jī)會，并探索發(fā)展撬裝式加 氫站、制氫加氫一體站等新模式。公司的優(yōu)勢在于具有天然氣儲運(yùn)設(shè)備領(lǐng)域積累下的優(yōu) 勢，天然氣性質(zhì)接近氫氣，使得其業(yè)務(wù)模式可以在氫氣上復(fù)制推廣。
蘭石重裝
傳統(tǒng)業(yè)務(wù)：公司是國內(nèi)能源化工裝備和工業(yè)智能裝備細(xì)分領(lǐng)域的核心企業(yè)之一，公 司正在加快推動由傳統(tǒng)能源化工裝備制造向新能源裝備制造領(lǐng)域拓展轉(zhuǎn)型。公司 2022 年實現(xiàn)歸母凈利潤 1.9-2.1 億元，同增 55%-71%，扣非歸母凈利潤 1.3-1.5 億元，同增 61%-86% 氫能業(yè)務(wù)：在氫能裝備領(lǐng)域，業(yè)務(wù)主要為制氫、儲氫和加氫站裝備。具體產(chǎn)品有低 壓儲氫容器、煤制氫裝備、加氫站用微通道換熱器（PCHE），正在研發(fā)渣油 POX 造氣 制氫裝置、大型高壓儲氫球形儲罐和臥式儲罐（45MPa/75MPa）和丙烷脫氫技術(shù)裝備。 蘭石重裝已完成盤錦浩業(yè) 20 萬 Nm3/h 煤制氫裝置、榆林華秦氫能產(chǎn)業(yè)園一期項目儲氫 球罐設(shè)計制造及安裝，完成加氫站微通道換熱器研制并交付客戶試用。22 年 8 月高壓儲 氫容器試制取得圓滿成功，正式進(jìn)入市場化推廣階段。22 年底與內(nèi)蒙古寶豐簽訂綠氫與 煤化工耦合碳減排創(chuàng)新示范項目供貨合同，金額達(dá) 6.12 億元。計劃在現(xiàn)有 50Nm3 /h 電 解水制氫裝置基礎(chǔ)上，快速完成 1000Nm3 /h 及以上規(guī)模電解水制氫裝置的開發(fā)。
海外：歐洲電解槽廠商，訂單增長亮眼
國外水電解制氫龍頭公司多分布于歐洲，技術(shù)布局全面，且 22 年期收入及訂單大 幅增長。歐洲水電解制氫技術(shù)發(fā)展歷史較長，目前堿性、PEM、AEM 等都有成熟應(yīng)用， 此前大規(guī)模綠氫尚未發(fā)展，在歐洲 PEM 占比較高，但近兩年堿性份額大幅提升，以歐 洲最大的電解槽公司 Nel 為例，22 年堿性電解槽收入大增 5 倍，而 pem 基本持平。由 于 21-22 年歐洲開始大力發(fā)展綠氫，22 年電解槽廠商收入及訂單增長亮眼，其中 Nel 22 年新增訂單 2.2 億美金，增長 135%；ITM 至 22Q2 新增訂單增 80%；HydrogenPro 22 年 收入增長 183%，年末在手訂單 0.7 億美金（22 年收入 0.05 億美金）；McPhy 22 年新增 訂單增長 53%；Enapter 22 年收入增長 75%，公司預(yù)計 23 年將翻番增長。
挪威 Nel——全球電解槽龍頭，兼具 PEM 及堿性技術(shù)
Nel：全球電解槽龍頭，PEM+堿性電解槽并行。ASA (Nel)成立于 1927 年，已有超 90 年的堿性電解槽技術(shù)積累，并通過對外收購擴(kuò)展 PEM 電解槽業(yè)務(wù)和加氫站業(yè)務(wù)，形 成現(xiàn)在的氫電解槽（堿性電解槽、PEM 電解槽）和加氫站兩大業(yè)務(wù)板塊。產(chǎn)品技術(shù)優(yōu)勢： 1）堿性電解槽產(chǎn)品性能優(yōu)越，制氫功耗可低至 3.8 kwh/Nm3 水平，單堆容量最高可達(dá) 2.2 MW；2）PEM 電解槽產(chǎn)品規(guī)格豐富，涵蓋 1.05Nm3/h-5000Nm3 /h 各種規(guī)格型號 PEM 電 解槽。合作客戶包括 Nikola、韓國 HyNet、殼牌 Shell、Iwatani Corporation of America 等。 22 年堿性電解槽收入大增 5 倍，新增訂單超 2 億美元，增 135%。營收方面，22 年 Nel 營收 9.94 億挪威克朗，其中電解槽業(yè)務(wù)占比 75%。Nel 堿性電解槽營收達(dá) 3.3 億挪 威克朗，同增 506%，PEM 電解槽收入 4.2 億挪威克朗，同比微降 1%。訂單方面，2022 年新增訂單達(dá) 22.75 億挪威克朗，同增 135%，其中 9 成以上來自電解槽業(yè)務(wù)，2022 年 底在手訂單達(dá) 26.13 億挪威克朗。產(chǎn)能方面，Nel 計劃 24 年前將挪威 Her?ya 堿性電解 槽工廠產(chǎn)能提高一倍至 1GW，25 年將沃靈福德 PEM 電解槽工廠提高至 500 MW。
英國 ITM Power——全球 PEM 電解槽龍頭，與殼牌、林德等合作密切
ITM Power：全球 PEM 電解槽龍頭，提供模塊化解決方案。ITM Power 成立于 2001 年，總部位于英國，主要從事 PEM 電解槽設(shè)計制造以及加氫站運(yùn)營業(yè)務(wù)，是 PEM 電解 槽最大制造商之一。電解槽產(chǎn)品采用一站式方案，有即插即用的中型集裝箱 PEM 電解 槽系統(tǒng)以及針對大型項目的模塊化方案。目前合作伙伴有殼牌、林德、住友等大型企業(yè)。 22Q2 末訂單增 80%，為殼牌、林德等大廠供應(yīng)商。營收方面，22 年 ITM Power 營 收 560 萬英鎊，同增 30%，其中電解槽產(chǎn)品收入共計 200 萬英鎊，同增 18%，包含澳大 利亞交付電解槽產(chǎn)品和與殼牌合作的 REFHYNE I 項目；咨詢收入共計 290 萬英鎊，同 增 38%，燃料收入只有 22.9 萬英鎊。訂單方面，2022 年在手訂單 755 MW，同增 80%， 23 年 1 月與林德簽署了 200 MW 的電解槽訂單。產(chǎn)能方面，目前 22 年底產(chǎn)能為 1 GW， 計劃 23 年底提高至 2.5 GW，24 年年底預(yù)計再翻一倍提高至 5 GW。
挪威 HydrogenPro——主打高壓堿性電解槽
HydrogenPro：主打堿性高壓電解槽，重點布局大型制氫設(shè)備。HydrogenPro 成立 于 2013 年，主要從事堿性高壓電解槽的制造業(yè)務(wù)。相對于傳統(tǒng)堿性電解槽，公司產(chǎn)品 采用 30bar 高壓裝置以節(jié)省壓縮成本。公司通過收購丹麥公司 ApS 加碼電鍍新技術(shù)，將 每個單元的效率提高 14%，預(yù)計實現(xiàn)生產(chǎn)氫氣價格 1.20 美元/kg。目前 HydrogenPro 可 以提供世界上最大供氫系統(tǒng)，并針對不同客戶需求進(jìn)行定制服務(wù)，其制造的全球最大的 堿性高壓電解槽可以 1100 Nm3 /h 速度生產(chǎn)氫氣。目前合作伙伴有三菱重工、DG 燃料等。 22 年收入大增 183%，制定全球 10GW 龐大產(chǎn)能目標(biāo)。營收方面，22 年 HydrogenPro 營收 5650 萬挪威克朗，同增 183%。訂單方面，2022 年末在手訂單 7.47 億挪威克朗， 其中與合作伙伴 DG 燃料的項目獲得約 1.7 GW 的訂單。2022 年底，HydrogenPro 對中 國天津的制造工廠進(jìn)行了升級，目標(biāo)達(dá)到 300 MW 以交付采購訂單。公司近期計劃全球 產(chǎn)能實現(xiàn) 10 GW。
德國 Enapter——主打 AEM 技術(shù)，產(chǎn)品多應(yīng)用小型領(lǐng)域
Enapter：主打 AEM 電解槽，具備模塊化優(yōu)勢。Enapter 成立于 2017 年，主要生產(chǎn) 陰離子交換膜（AEM）核心電堆及電解槽，通過合作商實現(xiàn)系統(tǒng)集成，并向客戶提供氫 氣。電解槽產(chǎn)品采用模塊化、可堆疊方案，其中 Enapter 的 AEM 技術(shù)將堿性電解槽使用 低成本原料（鋼替代鈦）的優(yōu)勢與 PEM 電解槽的靈活緊湊的優(yōu)勢結(jié)合，22 年 3 月推出 第四代產(chǎn)品 EL 4.0，生產(chǎn)速度可達(dá) 500 NL/h。公司開發(fā) AEM 多核兆瓦級電解槽可進(jìn)行 210 Nm3 /h 的生產(chǎn)。目前 Enapter 與來自 21 個國家共計 41 個公司達(dá)成合作伙伴關(guān)系，客 戶遍布全球 48 個國家。 22 年收入增長 75%，預(yù)計 23 年收入翻番。營收方面，22 年 Enapter 營收 1470 萬 歐元，同增 75%，公司預(yù)計 23 年的收入將同比翻倍，達(dá) 3000 萬歐元。22 年上半年 EL4.0 訂單達(dá) 1500 臺，約 440 萬歐元，下半年訂單約 900 萬歐元。22 年 Q4 EL4.0 出貨超 1200 臺。產(chǎn)能方面，公司計劃每月生產(chǎn) AEM 電解槽 1 萬臺，其中德國工廠預(yù)計 22 年 Q4 投產(chǎn)，23 年正式量產(chǎn)交付。
法國 McPhy——主打堿性電解槽，一體化自營加氫站
McPhy：主打高壓堿性電解槽+加氫站設(shè)備，在手訂單可管。McPhy 08 年法國成立， 起家于固態(tài)儲氫技術(shù)，14 年開始開發(fā)堿性電解槽，15 年開始進(jìn)入加氫站設(shè)備等產(chǎn)業(yè)環(huán) 節(jié)。電解槽主打高壓堿性電解槽，包括 Piel, McLyzer 和 Augmented McLyzer 三款產(chǎn)品， 產(chǎn)氫量范圍 0.4-800 Nm3 /h。McPhy 在歐洲（法國、意大利、德國）擁有三個開發(fā)、工程 和生產(chǎn)部門，并率先在中國張家口落地風(fēng)電制氫示范項目，近年來業(yè)績成長性突出。 22 年新增訂單增長 53%。營收方面，22 年收入 1600 萬歐元，同增 22%，其中電 解槽占比 68%，加氫站業(yè)務(wù)占比 32%。訂單方面，22 年達(dá) 2940 萬歐元，同增 53%，積 壓量達(dá)到 3130 萬歐元，同增 56%。McPhy 已簽署的項目組合共計 45MW 和 40 個加氫 站，此外具有 148MW 和 56 座加氫站意向訂單，總計 193MW 和 96 座加氫站。在產(chǎn)能 方面，McPhy 的電解槽超級工廠計劃于 24 年上半年投產(chǎn)，年產(chǎn)能預(yù)計 1GW，此外圣米 尼亞托工廠將提高產(chǎn)能至 300MW 以滿足市場需求。
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