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氢能应用场景广阔，绿氢发展潜力巨大
一、行业：氢能应用场景广阔，绿氢发展潜力巨大
发展氢能是达到全球“双碳”目标的重要途径。氢能是一种来源丰富、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，加快推进工业、建筑、交通等领域的低碳化。目前全球氢能发展如火如荼，中国国家 发改委、国家能源局联合印发了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》确定了氢 能是未来国家能源体系的重要组成部分，海外对绿氢的重视程度也越来越高，2020 年欧 盟发布了《欧盟氢能战略》，旨在推动氢能在工业、交通、发电等全领域应用；同年美国发 布《氢能计划发展规划》，指定多项关键技术经济指标，期望成为氢能产业链中的市场领导 者。我们认为氢能的开发和利用有望引发深刻的能源革命，必须重视氢能行业的发展和投 资机会。
1.1 氢能介绍：清洁能源零碳排放，符合双碳战略大有可为
氢能清洁低碳、热值高、来源多样、储运灵活，有望成为 21 世纪的“终极能源”。氢能是 指以氢及其同位素为主体的反应中或氢状态变化过程中所释放的能量。与其他燃料不同， 氢能可以利用化石燃料生产，也可以利用可再生能源来进行生产，其燃烧仅生成水，不会 产生污染环境的物质，而且燃烧产生的热值较高，能通过能源载体和循环碳经济可以实现 可持续的氢利用。
根据氢能生产来源和生产过程中的碳排放情况，可将氢分为灰氢、蓝氢、绿氢。灰氢是指 通过化石燃料燃烧产生的氢气。蓝氢是指在制氢过程中增加 CCUS（Carbon Capture， Utilization and Storage）碳捕捉、利用与储存技术产生的氢气。绿氢是利用风电、水电、 太阳能、核电等可再生能源制备出的氢气，制氢过程完全没有碳排放。
目前氢能主要以灰氢方式制取，绿氢占比有望快速提升。目前的氢气主要是灰氢，约占全球氢气产量的 95%，灰氢在制备过程中会排放较多的二氧化碳。绿氢在制备过程中完全零 排放且可以与可再生能源耦合，未来占比有望不断提高，逐步取代灰氢。
氢能制备方式多种多样，绿氢主要通过电解水制氢。目前全球制氢主要技术方式有煤制氢、 天然气制氢、工业富产氢等。从全球来看，天然气制氢占据主要位置，2021 年份额达 62%， 煤制氢占 19%，工业副产氢占比 18%，而电解水制氢仅占 0.04%。从国内看，煤制氢是 我国主要的制氢来源，2021 年份额占制氢总量的 64%，工业副产氢占比 21%，天然气制 氢占比 14%，而电解水制氢仅占 1.52%。煤制氢技术较为成熟、产量大且分布广、排碳量 大，吨煤制氢 0.11~0.13 吨。天然气制氢耗水量小，氢气产率高，蒸汽重整制氢较为成熟， 排碳量大，吨天然气制氢 0.23 吨。工业副产氢是指在生产化工产品的同时得到氢气，主 要有焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用、合成氨醇等副产工艺。由于其显著的减排效果和较 高的经济性优势，吨焦炭制氢 0.017 吨。电解水制氢主要工艺路线为碱性电解、PEM 电 解和 SOEC 电解。其中碱性电解槽技术最为成熟，生产成本较低；PEM 电解水流程简单、 能耗较高，启停速度快能较好配合风光的波动性，已经实现初步商用。
制氢成本是制约氢能源发展的主要因素。化石能源制氢技术成熟，成本较低，煤制氢成本 普遍在 10.1-13.4 元/kg，天然气制氢成本为 13.4-16.8 元/kg，甲醇制氢成本约为 16.8-22.4 元/kg。工业副产氢具有经济优势和减少碳排放优势，但是排放过程中含有腐蚀性气体会造 成一定环境污染，制氢成本约为 11.2-16.8 元/kg。电解水制氢成本目前普遍在 16.8-33.6 元/kg 左右，相比化石能源制氢和副产氢成本较高，主要系消耗电量较大，但整个工艺过 程简单无污染。生物制氢原材料成本低，但是氢含量较低，目前应用较少。
现阶段电解水制氢成本较高主要是由于电解槽设备成本较高以及电费较高。未来随着技术 进步，电解槽成本有望进一步下降，同时伴随风能，太阳能发电技术的不断提升，未来电 费有望进一步下降。综合来看，电解水制氢是未来制氢的主流路线。
1.2 政策梳理：产业支持政策不断出台，全球绿氢项目激增
全球多地出台政策助力氢能产业的发展，绿氢市场认可度逐步提高。世界各国为了更好应 对气候变化以及实现能源结构转型，愈加重视氢能产业的发展，不断出台各项政策引领产 业发展，加大政府扶持力度，降低制氢成本。根据国际能源署数据显示，自 2021 年 2 月 以来，全球启动了超 131 个大型氢能开发项目，并预计 2030 年全球氢能领域投资总额将 达 5000 亿美元。尽管各国都在加快部署氢能产业，但布局方式略有不同。中国、欧洲、 美国等地已经将绿氢纳入国家氢能发展战略中，未来发展前景可期。
1.2.1 中国：政策扶持力度大，产业发展环境较好
国家政策持续发力，大力推动氢能全产业链发展。从 2020 年氢能被列入能源范畴以来， 氢能在低碳发展的战略地位愈加凸显。国家能源局等部门出台氢能相关政策，引领氢能产 业快速发展，各地方政府也陆续出台政策大力发展氢能。陕西、吉林、江苏等地引发的推 动氢能发展的政策，涉及氢能基础设施的建设、燃料电池汽车的推广、氢能产业生态体系 的构建等多个领域。以《南京市加快发展储能与氢能产业行动计划(2023-2025 年）》和《郑 州市主城区燃料电池汽车加氢站布局专项规划（2022-2025 年）》等为代表的地方氢能产 业发展文件，均提出未来 2025 年发展目标，引导各地方氢能产业有序健康的发展。
1.2.2 美国：发展路线明确，绿氢补贴丰厚
美国设定氢能长远发展目标，加强氢能全产业链技术储备，多项政策为其保驾护航。美国 从 1990 年开始制定各项政策为氢能发展提供方向，并通过拨款研发费用、提供税收抵免 等方式大力发展氢能产业。2022 年 11 月美国能源部发布《国家清洁氢能战略和路线图 （草案）》提出到 2050 年清洁氢能将贡献约 10%的碳减排量，到 2030、2040 和 2050 年 美国清洁氢需求将分别达到 1000、2000 和 5000 万吨/年。同时美国还通过了《通胀削减 法案》（IRA）和《两党基础设施法》（BIL）。IRA 为每公斤绿氢提供 3 美元的补贴，降低 制氢成本；BIL 提供给 100 亿美元构建和完善氢能产业链各环节。
1.2.3 日本：政策导向明确，政企、科研合力推动氢能产业化
在保证本国能源安全的前提下，构建全球氢能产业链。日本最早从 1973 年开始氢能的相 关研究，并于 2013 年将氢能发展上升为国策，2014 年提出“氢能社会”的概念。2017 年，日本发布的《氢能源基本战略》成为世界上首个国家层面的氢能发展政策，设立了在 2030 年左右建造商业规模的氢能产业链的目标。根据 2019 年修订的《氢能和燃料电池发 展战略路线图》，计划未来 10 年投入 3700 亿日元扶植氢能产业；到 2030 年实现氢能年 供应量 300 万吨，2050 年实现氢能年供应量达到 2000 万吨。而日本逐渐意识到，氢能 产业链的构建仅靠本国有限的资源难以实现。因此 2021 年《第六次能源基本计划》提出， 建立国际氢能供应链，在全球范围内不断创造氢能需求。随着氢能战略的不断修改完善， 发展方向愈加明晰，引导政府部门、企业和研究机构大力推进氢能发展利用。
1.2.4 欧洲：氢能将高速增长，战略目标宏伟
大规模部署绿氢，能源结构改革，实现脱碳经济。2020 年欧盟发布的《欧洲氢能战略》， 提出了未来 30 年渐进式的氢能发展路径，并将战略分成三个阶段，旨在 2030 年实现绿 氢年产量超 1000 万吨，2050 年前实现氢能的大规模部署以及应用，并让各行业实现脱 碳。而俄乌冲突的发生使欧洲能源价格激增，加快了欧洲各国在氢能产业上的进程。欧盟 于 2022 年发布的“Repower EU”计划，再次强调了在 2030 年氢能产量要实现每年 1000 万吨国内可再生氢能的生产和 1000 万吨绿氢进口的目标，并于 2023 年通过可再生能源 指令要求的两项授权法案，推动氢能产业的发展。与此同时，为了解决制氢成本高等问题， 欧盟专门成立了欧洲氢能银行，并投资 30 亿欧元助力欧洲氢能的发展。
欧盟各国相继颁发国家氢能战略，德法等五国集体解锁绿氢产能。在《欧洲氢能战略》颁 布后几个月内，德国、法国、意大利等国相继发布《国家氢能战略》，对未来氢能产业、燃 料电池产业等设立政策框架和目标。德国通过《国家氢能战略》，不仅计划在 2030 年达到 5GW 的电解槽容量，即 14TWh 的绿氢生产，还积极寻找海外氢能供给，并与多国签订氢 能项目合作协议。法国于 2020 年 9 月发布《国家氢计划》，预计在未来 10 年投入 72 亿 欧元助力氢能产业研发生产，致力成为全球绿氢产业引领者。法国、德国、荷兰、葡萄牙 和西班牙在内的五个欧盟成员国的整体目标是，到 2030 年在低生产情景下达到 20.5GW 的绿氢产能，在高生产情景下达到 22GW 的绿氢产能，共同助力欧洲氢能战略的完成。
二、产业链：制氢环节是核心，储运及应用环节快速发展
氢能产业链分为上游制氢环节，中游储运氢环节以及下游应用环节。对于上游制氢环节而 言，电解槽是核心装置，电解槽厂商也是行业内主要玩家，本报告对上游目前主要制氢路 径以及成本进行了详细梳理和拆分，电解水制氢目前成本仍然偏高，但是考虑未来碳税的 征收以及绿氢成本持续降低，绿氢与灰氢成本差距有望逐步收敛。随着氢能产业链的发展， 氢能储运如储氢瓶、氢能压缩机、氢能阀门，下游氢燃料电池企业、氢能自行车等领域均 迎来较大的发展机遇，值得长期关注。
2.1 上游：制氢环节
灰氢成本优势明显，绿氢零碳排放具备发展潜力。目前氢气的制备主要技术工艺有热化学 制氢和水电解制氢，其中热化学制氢技术主要有化石能源制氢及化工原料制氢。化石能源 制氢包括水煤气制氢、天然气重整制氢等，目前已经进行工业生产，技术相对成熟，但用 此法制氢发电，能量转换效率低，经济性差，CO2 排放量大。根据中国氢能联盟研究院研 究显示，2019 年我国氢气生产中有超过 60%的氢气是煤制氢。在未来一段时期内，由于 资源禀赋和新制氢技术尚未成熟，煤制氢仍是我国氢气的主要来源。
2.1.1 煤制氢
以煤为原料制氢气的方法主要有两种：一是煤气化制氢。煤气化是指在高温常压或高温高压条件下，煤与水蒸气或氧气（空气） 反应转化为以氢气和 CO 为主的合成气，再将 CO 经水气变换反应得到氢气和 CO₂的过 程。煤气化制氢工艺成熟，目前已实现大规模工业化。传统煤制氢采用固定床、流化床、 气流床等工艺，碳排放较高。二是煤超临界水气化制氢，是新型煤制气工艺。超临界水气化过程是在水的临界点以上（温 度大于 647K，压力大于 22MPa）进行煤的气化，主要包括造气、水气变换、甲烷化三个 变换过程。可以有效、清洁地将煤转换为 H2 和纯二氧化碳。2022 年 8 月南控集团下属 景隆公司与新锦盛源公司签约开展煤炭超临界水气化制氢项目合作。
煤制氢成本优势明显，但其碳排放量高，环保压力大。2021 年我国煤制氢产量约 2100 万吨。产出的氢气主要应用于汽油加氢、粗柴油加氢、燃料加氢脱硫以及合成氨等。在不 考虑碳价的情况下，当前煤气化制氢的成本最低，在无 CCS(碳捕捉和储存) 技术的情况 下每公斤氢气制取成本为 11 元，在结合 CCS 技术的情形下每公斤氢气制取成本为 20 元。但是煤气化制氢每生产一公斤 H2 的碳排放水平为 19.94kgCO2~29.01kgCO2，相当 于天然气重整制氢碳排放水平的两倍。在全球碳中和的目标导向下，煤气化制氢成本优势 恐难持续，据 IEA 预计，在考虑碳价的情况下，煤制氢的成本优势将逐渐消失。
2.1.2 天然气制氢
天然气制氢是以天然气为原料,用水蒸气作为氧化剂,来制取富氢混合气。制氢包含两个过 程：天然气脱硫过程和甲烷蒸汽转化过程。与煤制氢相比，天然气制氢温室气体排放量相 对较少。天然气制氢的本质是以甲烷中的碳取代水中的氢，碳起到化学试剂作用并为置换 反应提供热量，产生的氢大部分来自水，小部分来自天然气本身。根据《考虑碳排放的化 石能源和电解水制氢成本》研究，天然气制氢的 CO₂的排放量约为 0.43 kg/(Nm³ H₂)。天然气制氢缺乏原料保障和政策支持，且不具备经济性。天然气制氢是目前全球氢气的主 要来源，已成为欧美、中东等天然气资源丰富地区的主流制氢工艺。然而，我国天然气资 源较贫瘠，国内目前天然气约 40%依赖进口，在国际局势复杂多变的背景下，天然气制氛 缺乏原料保障和政策支持。再有，根据天然气价格的变化，天然气制氢成本在 7.5 元/kg ~ 24.3 元/kg 之间，不具备经济优势。近几年部分天然气制氢项目的投资强度在 0.6 万元 /Nm3.H -1.4 万元/Nm3.H，如需要达到高纯氢 4N 级标准且具备加氢能力，参照中石化 茂名氢燃料电池项目投资强度，预计投资强度达到 2.9 万元/ Nm3.H 左右。
2.1.3 工业副产氢
我国工业副产氢规模有一定的提升潜力。工业副产氢是指在生产化工产品的同时得到的氢 气，主要有焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、合成氨合成甲醇等工 业的副产氢，工艺路线和制氢综合成本具体如下。1、氯碱副产制氢：氯碱工业生产以食盐水为原料，利用隔膜法或离子交换膜法等生产工 艺，生产烧碱、聚氯乙烯 (PVC)、氯气和氢气等产品。2、焦炉煤气制氢：焦炉煤气是炼焦的副产品，焦炉煤气制氢工序主要有：压缩和预净化、 预处理、变压吸附和氢气精制。3、合成氨和合成甲醇副产气：根据《中国氢能产业发展报告 2020》，目前中国氢气消耗 结构中用于合成氨、合成甲醇的氢气消耗量占比达 50%以上。合成氨、合成甲醇在生产过 程中会有含氢气的合成放空气（降低惰性气体含量的气体）和驰放气（随液氨夹带的不凝 性气体）排出，氢气含量在 18%-55%之间。4、轻烃裂解制氢：主要有丙烷脱氢 (PDH) 和乙烷裂解等 2 种路径。轻烃裂解的氢气杂 质含量低于焦炉气制氢，纯度较高。5、合成氨和合成甲醇副产气：合成氨、合成甲醇企业可回收利用合成放空气和驰放气实 现氢气外供。当前工业副产氢基本为各企业自产自用，较难统计。根据中国电动汽车百人会统计，从工 业副产氢的放空现状看，当前供应潜力可达到 450 万吨/年，能够支持超过 97 万辆公交 车的全年运营。
2.1.4 电解水制氢
电解水制氢是指水分子在直流电作用下被解离生成氧气和氢气，分别从电解槽阳极和阴极 析出。根据工作原理和电解质的不同，电解水制氢技术通常分为四种，分别是碱性电解水 技术（ALK）、质子交换膜电解水技术（PEM）、高温固体氧化物电解水技术（SOEC）和 固体聚合物阴离子交换膜电解水技术（AEM）。电解水制氢技术以碱性电解为主，PEM 电解次之。“双碳”目标提出后，国内电解水制氢 项目规划和推进逐步加快，2022 年国内碱性电解槽企业已披露产能接近 11GW，碱性电 解水制氢技术已完成商业化进程，产业链发展成熟，且具备成本优势，已实现大规模应用；PEM 电解水技术则处于商业化初期，产业链国产化程度不足，电解槽双极板、膜材料以及 铂、铱等贵金属催化剂材料成本更高且极度依赖进口；高温固体氧化物电解水技术和固体 聚合物阴离子交换膜电解水技术还处于研发示范阶段，未实现商业化应用。
水电解制氢四种技术基本原理相同，但在电解槽材料和电解反应条件上存在差异。四者都 在氧化还原反应过程中，阻止电子的自由交换，将电荷转移过程分解为外电路的电子传递 和内电路的离子传递，从而实现氢气的产生和利用，技术成熟度、运行温度、电流密度等 材料及反应条件各异。
1）碱性电解水制氢
碱性电解水制氢是指在碱性电解液环境下进行电解水制氢的过程，电解液一般为 KOH 或 NaOH 水溶液。将电解质溶液置于电解槽内，通过隔膜将槽体分为阴、阳两室，各电极置 于其中，电流在一定电压下通过电极将水分解，在阳极产生氧气，在阴极产生氢气，以此 达到制氢目的。
碱性电解水制氢系统主要包括碱性电解槽主体和 BOP 辅助系统。碱性电解槽由电极、电 解液、隔膜及极板、垫片等零部件组成，其中隔膜通常为石棉或者为高分子复合材料，电 极一般采用镍基金属材料，极板通常采用铸铁金属板、镍板或不锈钢金属板。碱性电解槽 工作温度一般为 70-90℃，产生的氢气纯度在 99%以上，经分离后的氢气需要脱除其中的 水分和碱液。一般电解槽需要降低电压增大电流以提高转化效率，成本与其制氢能力有关， 制氢能力越大，成本越高。碱性电解水制氢装置 BOP 辅助系统包括八大系统：电源供应 系统、控制系统、气液分离系统、纯化系统、碱液系统、补水系统、冷却干燥系统及附属 系统。碱性电解水制氢是目前发展最为成熟的制氢技术，具备槽体结构简单、安全可靠、运行寿 命长、操作简便、售价低廉等优点，是市场上主要的电解制氢方式，广泛应用于冶金、医 药、储能、食品等行业。
2）质子交换膜电解水制氢（PEM）
质子交换膜电解水制氢技术简称 PEM（Proton exchange membrane）,和碱性电解水制 氢的区别是，PEM 电解制氢使用质子交换膜作为固体电解质替代碱性电解槽使用的隔膜 和碱性电解液，避免了潜在的碱液污染和腐蚀问题，安全性更高。质子交换膜电解水制氢同样是是纯水发生电化学反应分解产生氧气和氢气的过程。电解水 的能源则利用太阳能、风能和水力发电等零碳能源，制氢过程无污染排放，是最清洁环保 的“绿氢”。
PEM 电解水制氢系统由 PEM 电解槽和辅助系统（BOP）组成。PEM 电解槽结构与燃料 电池类似，主要部件由内到外依次是质子交换膜、阴阳极催化层、阴阳极气体扩散层、双 极板等。其中扩散层、催化层与质子交换膜组成膜电极，是整个水电解槽物料传输以及电 化学反应的主场所，膜电极特性与结构直接影响电解槽的性能和寿命。PEM 电解水制氢 装置辅助系统包括四大系统：电源供应系统、氢气干燥纯化系统、去离子水系统和冷却系 统。
投资和运行成本高仍然是 PEM 电解水制氢亟待解决的主要问题。过去 5 年，PEM 电解槽 成本已下降了 40%，但由于商业化时间不够长，PEM 电解槽制造成本仍远高于碱性电解 槽，为相同规模碱性电解槽的 3-5 倍。由于 PEM 电解槽需要在强酸性和高氧化性的工作 环境下运行，因此设备极度依赖价格昂贵的铱、铂、钛等贵金属；质子交换膜作为 PEM 电 解槽的核心零部件之一，性能好坏直接影响电解槽的运行效率和寿命，其生产技术长期被 欧美和日本垄断，十分依赖进口，这些都是可能制约国内 PEM 电解水制氢产业链发展的 问题。PEM 电解槽成本存在下降空间。随着氢能行业的发展，氢气需求的增加，以及技术的进 步，叠加可再生能源电力成本的下降和产氢数量的增加，PEM 电解槽成本或将逐步下降。如果考虑用地面积，即土地成本，PEM 电解槽更加紧凑，同等规模下 PEM 占地面积几乎 为碱性装置的一半，在土地昂贵的地区 PEM 电解槽优势更加明显，结合其效率高、能耗 少、响应快、负载高等优势，PEM 电解槽将是未来电解制氢的主流方向。
3）高温固态氧化物电解水制氢（SOEC）
高温使得制氢过程电化学性能提升，效率更高。高温固态氧化物电解水制氢简称为 SOEC （Solid Oxide Electrolysis Cell），采用固体氧化物为电解质材料，工作温度 800-1000℃， 制氢过程电化学性能显著提升，效率更高。在高温下，SOEC 电解设备会减少对电能的需 求，转而提升对废热的利用率，因此热能资源丰富的地区或废热较多的额工业区是 SOEC 示范项目的理想场地，未来当可再生能源或先进核能供应充足时，SOEC 可能成为大规模 制氢的路线之一。
固态氧化物电解具有高效、环境友好、可与可再生能源结合等优点，但也面临着制备工艺、 材料稳定性等挑战。SOEC 电解槽电极采用非贵金属催化剂，阴极材料选用多孔金属陶瓷 Ni/YSZ，阳极材料选用钙钛矿氧化物，电解质采用 YSZ 氧离子导体，全陶瓷材料结构避 免了材料腐蚀问题。高温高湿的工作环境使电解槽选择稳定性高、持久性好、耐衰减的材 料受到限制，也制约 SOEC 制氢技术应用场景的选择与大规模推广。
4）固体聚合物阴离子交换膜电解水制氢（AEM）
AEM（Anion Exchange Membrane）是固体聚合物阴离子交换膜水电解的简称。AEM 电解水设备运行时，水从阴极参与还原反应生成氢气和氢氧根离子，氢氧根离子通过聚合 物阴离子交换膜到达阳极参与氧化反应生成氧气和水。AEM 综合了碱性电解水技术和 PEM 电解水技术的优势，较碱性电解水技术响应速度更快、电流密度更高，较 PEM 电解 水技术制造成本更低。
AEM 电解水技术研发示范项目较少。AEM 电解水技术是目前较为前沿的电解水技术之一， 在世界范围内仅有少数公司在尝试将其商业化，相关应用及示范项目也极少。Enapter 公 司是少数生产出商业化 AEM 制氢设备的企业，2021 年推出 AEM 电解水制氢系统，系统 由 420 个制氢模块组成，制氢规模达到 0.5 Nm3/h，同年开始 AEM 产线建设，每月可产 1 万台 AEM 水电解标准化模块。2023 年初，国内卧龙集团与 Enapter 公司在意大利签署 合作备忘录，将在中国同步开展氢电解槽及相关业务。国内在 AEM 制氢领域布局的公司 相对较少，北京未来氢能科技和稳石氢能是其中比较有代表性的企业。
2.1.5 不同技术制氢技术路线成本对比
1）煤制氢的成本测算——单位成本约 11 元/kg,考虑碳捕集 20 元/kg
煤制氢的主要影响因素为煤炭的价格，当褐煤价格为 600 元/吨时，煤制氢的成本约为 11 元/kg，此时煤炭成本约占总成本 41%。煤制氢成本测算的关键假设如下：1. 制氢规模：假设制氢装置规模为 90000m³/h。2. 总投资：建设投资共 13.5 亿元，折旧年限 10 年，折现率 0%，年修理费 3%，采用线 性折旧。3. 煤炭成本：煤炭不含税价格为 600 元/吨，假设每立方米氢气所需煤炭为 0.67kg。4. 其他原料成本：假设氧气外购价格 0.6239 元/m³，电价 0.5 元/度；假设每立方米氢气 所需氧气 0.42m³，电 0.048 度。5. 人工费用：10 人，每人每年工资费用 12 万元。
经测算：在煤炭价格为 600 元/吨的情况下，煤制氢成本约为 10.94 元/kg，此时煤炭成本 约占总成本 41%。煤炭价格区间 450-700 元/吨时，煤制氢成本变化区间 9.81-11.69 元 /kg。CCUS 碳捕集成本为 375 元/吨，制备 1kg 氢气对应约 24kg 二氧化碳排放，增加成 本 9 元/kg。考虑 CCUS 碳捕集成本后，成本变化区间为 18.81-20.69 元/kg。
2）天然气制氢成本测算——单位成本约 15 元/kg，考虑碳捕集 19 元/kg
天然气制氢的主要影响因素为天然气的价格。当天然气价格为 2.5 元/ m³时，天然气制氢 的成本约为 15 元/kg，此时天然气成本约占总成本的 74%。天然气制氢成本测算的关键假 设如下：1. 制氢规模：假设制氢装置规模为 3000m³/h。2. 总投资：建设总投资共 2400 万元，折旧年限 20 年，残值率 5%，年修理费 3%，采用 线性折旧。3. 天然气成本：假设天然气不含税价格 2.5 元/m³，假设每立方米氢气所需天然气为 0.4m³， 对应每千克氢气生产需要天然气成本 11.2 元。4. 其他原料成本：假设去离子水价格 0.04 元/kg，电价 0.5 元/度，冷却水价格为 0.003 元 /kg；假设每立方米氢气所需去离子水 1.3kg，电 0.35 度。5. 人工费用：10 人，每人每年工资费用 12 万元。
经测算：在天然气价格为 2.5 元/m³的情况下，天然气制氢成本约为 15.21 元/kg，此时天 然气成本约占总成本 74%。天然气价格区间为 1.5-4 元/m³时，天然气制氢成本变化区间 10.73-21.93 元/m³。CCUS 碳捕集成本为 375 元/吨，制备 1kg 氢气对应约 11.675kg 二氧 化碳排放，增加成本 4.38 元/kg；考虑 CCUS 碳捕集成本后，成本变化区间为 14.13-25.33 元/kg。
3）甲醇制氢成本测算——单位成本约 23 元/kg，考虑碳捕集 28 元/kg
甲醇制氢的主要影响因素为甲醇的价格。当甲醇价格为 2.5 元/ kg 时，甲醇制氢的成本约 为 23 元/kg，此时甲醇成本约占总成本的 69%。甲醇制氢成本测算的关键假设如下：1. 制氢规模：假设制氢装置规模为 2600m³/h。2. 总投资：建设总投资共 4680 万元，折旧年限 20 年，残值率 5%，年修理费 3%，采用 线性折旧。3. 甲醇成本：假设甲醇不含税价格 2.5 元/kg，假设每立方米氢气所需甲醇为 0.58kg，对 应每千克氢气生产需要甲醇成本 16.24 元。4. 其他原料成本：假设除盐水价格 0.04 元/kg，电价 0.5 元/度，冷却水价格为 0.003 元 /kg；假设每立方米氢气所需除盐水 0.375kg，电 0.7 度。5. 人工费用：10 人，每人每年工资费用 12 万元。
经测算：在甲醇价格为 2.5 元/kg 的情况下，甲醇制氢成本约为 23.48 元/kg，此时甲醇成 本约占总成本 69%。甲醇价格区间为 1.5-4 元/kg 时，甲醇制氢成本变化区间 16.99-33.23 元/kg。CCUS 碳捕集成本为 375 元/吨，制备 1kg 氢气对应约 11.675kg 二氧化碳排放， 增加成本 4.38 元/kg；考虑 CCUS 碳捕集成本后，成本变化区间为 21.37-37.61 元/kg。
4）工业副产氢成本测算——单位成本约 9-22 元/kg
工业副产氢成本主要包括生产成本和提纯成本，各类副产氢综合成本介于 9-22 元/kg 之 间。焦炉煤气制氢在工业副产氢中具备成本优势，单位制氢成本约 9-15 元/kg，由于其显 著的减排效果和较高的经济性优势，在电解水绿氢成本达到或接近平价以前，副产氢是过 渡阶段的较优途径。
5）电解水制氢——成本约 21 元/千克，电价降至 0.15 元/度时与灰氢平价
电解水制氢的主要影响因素为电价成本，年运行小时数及电耗。目前主流的电解水制氢路 径是碱性电解水（ALK）以及质子交换膜纯水电解制氢（PEM）两种技术路径。我们对比 ALK 与 PEM 两种技术路径下的制氢成本：①ALK：在假设年运行小时数为 5000h，电价为 0.3 元/度，电耗为 5Kwh/Nm³ 时，电解 水制氢成本为 21.07 元/kg，其中电费成本为 16.80 元/kg，占比达 80%。②PEM：在假设年运行小时数为 8000h，电价为 0.3 元/度，电耗为 4.8Kwh/Nm³时，电解 水制氢成本为 21.34 元/kg，其中电费成本为 16.13 元/kg，占比达 76%。
2.2 中游：氢能储运
主流高压气态储氢安全隐患大，固态储氢或成为未来技术热点。从技术路线上看，氢能储 运主要有四种形式：高压气态储氢、低温液态储氢、固态储氢和有机液体储氢。目前最常 用的是高压气态储氢，即利用高压将氢气压缩到高压容器中，其技术成熟度最高，氢气压 缩能耗低，另外氢气储存多采用钢瓶，结构简单、充放气速度快，但存在较大的安全隐患；低温液态储供模式下，液氢体积能量密度大，因此储运简单安全、运输成本低，但把氢气 液化耗能较大，液化 1kg 的氢气需要耗电 4-10 千瓦时，且液氢的存储容器需要具有抗冻、 抗压以及严格绝热的特性，因此综合成本较高，目前主要用于航天航空领域。固态储氢是 利用储氢材料与氢气反应生成稳定化合物，相比于高压气态和低温液态两种储氢方式，具 有操作容易、运输方便、成本低、安全性高等明显优势，长期来看发展潜力最大。有机液 体储氢是通过不饱和液体有机物的可逆加氢和脱氢反应来实现储氢，目前仍有较多的技术 难题尚未攻克，导致费用较高、氢气纯度不够，但是有机液体储氢能够在常温下运输，安 全性较高，并且可以利用现有加油站设施进行加注，在未来极具应用前景。
2.3 下游需求：化工需求为主，工业及交通领域需求潜力巨大
全球能源结构转型加快，氢能成为重点关注对象。受全球气候变暖、保障能源安全、保护 生态环境等方面因素的影响，全球能源结构持续向低碳化转型。随着《巴黎气候协定》的 签署，二氧化碳减排计划的实施更为紧迫。氢能以其清洁无污染、来源广、可再生、可储 存等优势，成为化石能源的重要替代品，是许多国家能源转型的战略选择，全球已有超过 20 个国家或联盟发布或制定了《国家氢能战略》。据国际氢能委员会预测, 2050 年全球能 源消费结构中，氢能占比有望达 18%，同时还将创造 3000 万个工作岗位，减少 60 亿吨 二氧化碳排放量，产值达 2.5 亿美元。
全球氢能市场前景可观，规模有望持续增长。全球氢能需求自 2000 年以来强劲增长，2020 年全球氢气需求大约为 9000 万吨。根据预测，到 2030 年，全球氢气产量将从 2021 年的 9400 万吨增长至 1.43 亿吨，并于 2050 年突破 6.6 亿吨。其中我国氢气产量预计在 2030 年达到 4361 万吨，占世界总产量的 30%。
氢能需求主要集中于精炼环节和工业用途。2020 年精炼环节消耗 3,840 万吨的氢气作 为原料，并且氢气也满足一部分燃料需求。在工业合成领域，2020 年氢气消耗量超 3000 万吨，大部分作为原料使用。据 IEA 的预测，2050 年燃料电池、能源发电和合成燃料的 需求将成为未来氢能应用的重要领域，氢能消耗将分别占到全球氢能总需求的 23.2%， 19.2%和 14.2%，精炼环节和工业合成领域，在 2050 年将下滑至 5.9%、21.9%，氢能其 它领域的应用仍有较大发展潜力。
传统合成氨、甲醇等化工产品利用煤气化产生的氢气合成，而煤气制氢过程碳排放约 14kg.CO2/kg.H2,通过利用风力、太阳能等可再生能源电解水，能够实现零碳排放制氢， 推动化工行业脱碳生产。《关于“十四五”推动石化化工行业高质量发展的指导意见》明 确提出，要发展“以气代煤”燃料格局，增加富氢原料比重，合理开发利用缘氢，推进炼 化、煤化工与“绿电”、“绿氢“等产业耦合示范。
到 2050 年含钢铁、化工的工业领域氢能消费总量将超过 1.6 亿吨标准煤。工业领域氢能 消费增量主要源自钢铁行业。根据中国氢能联盟预测，到 2030 年钢铁领域氢能消费量将 超过 5000 万吨标准煤，到 2050 年进一步增加到 7600 万吨标准煤，将占钢铁领域能源消 费总量的 34%。
氢建筑应用仍处于导入阶段，未来存在较大市场空间。氢能建筑，是近年发展起来的一种绿色建筑新理念。它以氢能完全或部分替代市政电网、天然气等传统能源，满足建筑对冷、 热、电、生活热水等各种能源的需求，在提高建筑用电可靠性的同时，还有助于优化国内 的能源结构、降低电网整体投资和减少问题气体排放。目前全球建筑供热和电力需求约占全球能源需求的 1/3。全球多个国家积极探索氢能在建 筑领域应用，利用氢气通过发电、直接燃烧、热电联产（CHP）等形式为居民住宅或商业 区提供电热水冷多联供。如氢可与天然气混合（氢气掺混比例为 0~20%），通过基于燃气 轮机或燃料电池的 CHP 技术，利用现有建筑和能源网络基础设施提供灵活性和连续性的 热能、电力供应，从而取代化石燃料 CHP。此外，100% 的纯氢可通过氢锅炉用于建筑 供热，但氢气价格需低至 1.5~3.0 美元/kg 时，才能与天然气锅炉和电动热泵竞争。而对 于分布式供暖，氢能是少数几种可以与天然气竞争的低碳替代品，随着制氢成本和氢锅炉、 燃料电池成本的下降，以及氢气利用现有天然气管道输送能力的提升，预计到 2030 年， CHP 中氢锅炉与氢燃料电池的成本为 900~2000 美元/（户·年），建筑热电联供的氢能 需求量为 3 万~ 9 万 t/年。
三、发展逻辑：政策催化叠加产业链降本，绿氢发展加速
绿氢行业发展主要受政策、新能源电力消纳需求推动。我们梳理目前绿氢行业主要项目发 现大型绿氢示范项目放量对于行业发展起到了非常大的助力作用，2022 年中石化库车项 目占全年国内装机量的 1/3 左右，这些大型的绿氢示范项目助力电解水制氢行业走向成熟。此外新能源特别是光伏、风电的发展产生了大量不稳定的电力，这些电力目前需要配套大 量的储能解决调峰调频的问题，绿氢可以解决新能源电力就地消纳问题且利于长时储能。我们认为随着光伏风电等新能源发展导致电力不稳定性日益突出，利用绿电制绿氢有望成 为行业发展的必然选择。此外，交通领域氢燃料车的放量、海外市场需求的高速增长都为 国内的氢能产业链带来了巨大的发展机遇。
3.1 政策催化：大型绿氢示范项目放量，电解水制氢走向成熟
政策是推动绿氢产业发展的重要因素。双碳目标的建立对电解水制氢项目在工业领域的应 用起到了极大的推动作用，据统计，大多数绿氢项目都启动于 2020 年之后，比如中国石 化新疆库车绿氢示范项目、中国石化“绿电制绿氢”项目、由清华四川能源互联网研究院 牵头的“十万吨可再生能源电解水制氢合成氨示范工程，还有宁夏宁东基地的国家级太阳 能电解水制氢综合示范项目等。这些项目涵盖了能源、交通、化工等多个领域，通过这些 示范项目的运营与实践，绿氢产业的生产、应用和推广将得到进一步发展。
3.1.1 重点项目介绍——中国石化新疆库车绿氢示范项目
中国石化新疆库车绿氢示范项目是政策催化下的典型示范项目。中国石化新疆库车绿氢示范项目是中国在建项目中，制氢规模最大的可再生能源制氢项目。项目位于库车经济技术开发区，占地面积约 500 亩，总投资近 30 亿元。将新建装机容量 300 兆瓦、年均发电量 6.18 亿千瓦时的光伏电站，年产能 2 万吨的电解水制氢厂（包含 52 台 1000Nm3/h 的碱性电解槽），储氢规模约 21 万标立方米的储氢球罐，输氢能力每小 时 2.8 万标立方米的输氢管线及配套输变电等设施。项目第一期预计 2023 年六月能够建 成投产，是中国石化第一个贯通风光发电、绿电输送、绿电制氢、氢气储存、氢气输运、 绿氢炼化等绿氢生产利用全流程的典型示范项目。
3.1.2 其他大型绿氢示范项目
政策催化下越来越多的大型绿氢示范项目得到了落地。这些示范项目规模大、涵盖领域广、 与地区政府合作紧密，对地区及整个绿氢行业的发展起到了很大的推动作用。据统计，接 近 75%的绿氢项目坐落于三北地区，尤其在宁夏、新疆、内蒙古等地，多个大型绿氢示范 项目今年将持续发力，推动绿氢行业进一步发展。绿氢作为一种非常环保、可再生的能源， 被视为未来能源体系的重要组成部分，具有广阔的应用前景和市场潜力。
3.2 可再生能源配套需求：绿氢项目助力解决储能及消纳问题
新能源消纳问题突出，光伏制氢助力储能需求。风电、光伏发电受制于天气、气候等因素， 具有间歇性和波动性的问题，容易对电网安全稳定性造成冲击。储能是解决光伏、风电等 新能源间歇性及波动性，促进消纳、减少弃风、弃光的重要手段。在此背景下，多个省份 相继出台相关文件要求光伏、风电等新能源电站加装储能系统，要求配储比例不少于 10%/2h，且呈不断上升的趋势。强制配储带来了成本负担，据中国光伏行业协会数据，假 设 100MW 项目配置 10%/2h 储能系统，会使电站成本增加 0.3 元/瓦及以上，若继续提高 配储比例，储能比例每增加 10%，电站成本将增加约 0.3 元/瓦。
与其他储能方式相比，氢能更能满足大规模、长时间消纳需求。与抽水储能、锂电池储能 等方式相比，其具有边际成本低、能量密度大、无自衰减等优势，能够实现跨周、跨季储 能。但其实际应用需要经过光伏发电到制氢再由储氢发电的两次转换，短期内储能效率较 低。锂电储能的效率更高，适用于日度调峰；氢能更针对于大规模储能和季度调峰，扩容 只需要增加储氢设备，边际成本更低。
3.3 交通需求：氢燃料车销量高增，制氢加氢一体站模式提升绿氢需求
氢燃料电池可以缓解传统燃油发动机高碳排放问题，同时解决锂电池续航时间短的缺点。由于锂电池能量密度的限制，纯电动汽车续航与车重成正比，以一辆载重 30 吨、续航 200 公里的纯电动重卡为例，当锂电池容量是 400kWh，质量能量密度是 300Wh/kg 时，电池 的自重将会高达 1.3 吨，且仅能续航 200 公里，如果把续航提升到 800-1000 公里，那么 该锂电池的自重将高达 6 吨以上,而氢燃料电池车续航可以轻松达到 500km 以上，整车 重量也远低于纯电动重卡，而且加氢跟加油/气方式类似，一般加注时间在 10 分钟以内， 远低于纯电动卡车的充电时间，并且能够克服低温环境适应性差的问题。在充能时间、工 作环境、续航里程的角度，氢燃料重卡都具有明显优势。
全球燃料电池汽车销量稳步增长，中国销量位居世界第二。氢燃料电池作为全球能源可持 续发展和战略转型的重要路径，目前已成为交通领域改革创新的重要支撑，许多国家都在 大力推动氢燃料电池汽车绿色环保产业的发展。2022年全球燃料电池汽车销量达到20258 辆，同比增长 14.7%，近五年全球销量总体呈稳步攀升态势。按车辆类型来看，乘用车占 据主导地位，2022 年销量占比超过七成，其中丰田 Mirai 和现代 NEXO 占据市场绝对主 导地位，在 2022 年两者的销量分别达到了 11166 和 3684 辆，而客车和专用车的占比仅 为 7.07%、17.91%。按国别来看，在 2022 年，中国已经成为全球燃料电池汽车第二大销 售国。
中国燃料电池汽车销量增速明显，商用车占据主导地位。2016－2019 年我国燃料电池汽 车销量持续增长，2020 年受疫情和补贴政策退坡等因素的影响，燃料电池汽车销量出现 下降，而在 2021 年燃料电池汽车销量恢复增长，到 2022 年底，我国燃料电池汽车销量 达到 5006 辆，同比增长 164.17%。国内燃料电池汽车保有量持续增长，2022 年达到 12306 辆，同比增长 37.68%。根据《中国氢能产业发展报告 2022》，预计至 2025 年，中国燃料 电池汽车保有量将发展到 5-10 万辆，预计至 2030 年，燃料电池汽车将实现商业化运营。从车型类别来看，2022 年，我国燃料电池汽车销量中，商用车占据主导地位，乘用车占比 仅为 4.47%。根据国际能源署统计数据，在国内燃料电池客车和商用车政策推动下，我国 在全球燃料电池公交车和商用车领域中占据主导地位。
启动燃料电池汽车示范城市，氢车蓄势待发。2021 年 8 月和 12 月，我国分两批批复了氢 燃料电池汽车示范城市群名单，名单包含上海、京津冀、广东、河南、河北五大城市群， 有 41 座城市被纳入其中。这五大城市群分别由上海市、北京市、佛山市、张家口市以及 郑州市牵头，形成自上而下，以点带面的发展动能。2023 年 3 月 28 日，在北京氢能产业 大会暨京津冀氢能产业发展高峰论坛上，科学技术部高新技术司能源与交通处处长问斌表 示：“当前，全国五大燃料电池汽车示范城市群运行考核良好，氢能产业布局呈现遍地开花 局势。”我国氢能产业处于发展初期，但是在政策的驱动下，氢能产业快速发展，燃料电池 汽车产业链雏形初步形成，基本掌握部分关键技术，产业发展前景广阔。
国家及地方政府积极出台氢能产业发展支持政策。2022 年 3 月，国家发改委发布的《氢 能产业发展中长期规划 (2021-2035 年)》，要求统筹氢能产业布局，提高氢能在能源消费 结构中的比重，到 2025 年实现燃料电池车保有量约 5 万辆。为推动我国氢能产业发展， 北京、广东、上海等省份也纷纷发布氢能产业发展规划，从推广电动汽车到交通领域，到 推广燃料电池车到交通领域，从加氢站到燃料电池系统再到燃料电池车的推广形成了一条 龙的政策体系。从规划来看，燃料电池汽车和加氢站发展前景值得期待。
加氢站布局加快，逐渐形成网络。加氢站等基础设施是否完善是影响消费者购买氢燃料电 池汽车热情的主要因素。随着国内氢燃料电池汽车累计销量增加，中石化、中石油等能源 央企不断加大加氢基础设施的投资和建设力度，国内加氢站数量呈现快速增长趋势。截至 2022 年底，我国加氢站累计建成数量达到 274 座。根据 2020 年中国汽车工程学会发布 的《节能与新能源汽车技术路线图 2.0》相关规划，到 2035 年加氢站的建设目标为至少 5000 座，中国未来加氢基础设施的市场规模在 2030-2050 年将突破千亿。此外，我国加 氢站建设参与主体呈现多样化趋势，采取规模化建设或加油/加氢/加气站合建等方式来拓 展加氢基础设施网络，单位加注成本也有望下降。
3.4 出口需求：海外项目需求量大，国内氢能业务厂商前景广阔
全球氢能需求不断增长，国际合作有望开展。国际氢能委员会（The Hydrogen Council） 则认为，全球将从 2030 年开始大规模利用氢能，2040 年氢能将承担全球终端能源消费 量的 18%，而到 2050 年氢能利用可以贡献全球二氧化碳减排量的 20%。全球氢能发展 领先的地区如美国、欧洲、日韩以及沙特等中东地区也都提出了氢能发展目标。
中东国家积极寻求能源转型，期望成为可再生能源出口国。由于土地成本较低以及未来对 于氢能装备的需求巨大，中东各国政府考虑在本国建立完整的氢能产业链。在中东区域， 中国的 EPC 工程总包公司和部分印度工程总包公司有很大的优势，特别是中国电建在迪 拜建设有分公司，已经深入中东市场开拓业务。沙特天然气与太阳能资源充沛，积极发展氢能行业。沙特 2016 年发布“2030 愿景”，提 出大力推动能源转型，到 2030 年力争实现 400 万吨氢能的年产量和出口量的目标，期望 成为全球氢能经济的引领者。沙特天然气与太阳能资源充沛，其东部地区拥有石油天然气 生产、炼油化工的完备基础设施，具有发展蓝氢产业的良好基础；西部地区太阳能和风能 资源丰富，电力成本低廉，通过电解水制取“绿氢”的成本优势显著。随后，在 “绿色沙 特倡议”中计划，到 2030 年实现每年减少 2.78 亿吨碳排放，到 2060 年实现温室气体“净 零排放”，并致力于推动氢能生产链本地化，成为全球清洁氢能供应商。阿联酋发布了“2050 能源战略”，目标到 2050 年将清洁能源在总能源结构中占比提高到 50%，氢能领域占据 全球低碳氢市场份额 25%。
中阿氢能合作进一步加强，氢能业务厂商出海步伐加快。2022 年 12 月 7 日，沙特阿美和 山东能源集团签署战略合作协议，范围涉及氢能、可再生能源和碳捕集技术。12 月 8 日， 中国与沙方签署氢能和鼓励两国直接投资谅解备忘录，沙方表示欢迎中国企业积极参加沙 特重大基础设施建设和能源项目合作。随着中阿在氢能方面的合作不断促进，短期内将促 进氢能设备制造厂商出海，长期有助于氢能全产业链的出海。中国电解槽成本优势明显，中阿合作集中在绿氢制取环节。氢能能否大力推广的主要原因 是氢能的成本，而电解水设备是制取“绿氢”的主要成本。中国目前电解水设备价格显著 低于其他国家，据 BNEF、IEA 和香橙会数据，中国碱性电解槽设备成本仅为欧美供应商 的 25%-40%，目前国内碱性电解槽产能逐步扩张，碱性电解槽设备成本已普遍降至 1500～2000 元/kw，具备成本竞争力。全球大规模制造技术中至少 60%的制造能力来自 中国，电解槽制造能力也有 40%来自中国。另据彭博新能源财经统计，目前电解槽产能一 半在中国，另一半在世界其他地区。基于此，认为沙特氢能的发展会促进中阿氢能合作， 进一步加快氢能制造设备厂商出海，同时，氢能储运公司或将受益于跨国合作。
欧洲推进氢气管道建设项目，大力发展可再生能源。2022 年 12 月 9 日，法国、西班牙、 葡萄牙三方表示将协同推进“H2Med”清气管道建设，从欧洲西部发力，为欧洲各国提供 氢气；加之二二五冲突导致欧洲能源短缺问题日益突出，阿拉伯国家能够从欧洲东部和南 部发力。而中国与沙特签订的合作协议有助于中国的氢能源产业链从阿拉伯国家对欧洲的 能源供应中受益。2022 年 5 月欧盟委员会在官网公布“REPower EU”能源计划，到 2030 年欧盟将实现可再生氢气生产 1000 万吨、进口 1000 万吨；2022 年 9 月欧盟通过了《可 再生能源发展法案》，明确 2030/2035 年非生物基可再生能源制氢在终端用氢中的占比达 到 40%/70%，2030 年低碳氢（含绿氢）在氢能中的占比不低于 50%。
3.5 碳税：灰氢制备成本端承压，绿氢生产优势逐步显现
3.5.1 全球可持续发展理念深入人心，碳税征收应运而生
气候变化对全球构成极大威胁，低碳减排成为世界共识。世界气象组织发布《2022 年全 球气候状况》指出，全球变暖仍在继续，2013 年至 2022 年的 10 年平均气温估计比工业化前高出 1.14℃。其中，温室气体是导致全球气候变化的主要原因之一，碳排放则是最主 要的一种。目前，各国正携手应对全球气候变化挑战，包括我国在内的 197 个国家加入 《巴黎协定》，为了将全球升温控制在 1.5℃以内，各国在 2030 年前必须在 2010 年水平 上至少将排放量减少 45%，到 2050 年实现净零。
碳税政策已累计丰富实践经验，全球覆盖范围广泛。20 世纪 90 年代，欧洲国家便开始通 过征收碳税等环境税来降低劳动和资本的税负。近年来，南非、新加坡等亚非国家也相继 开始实施碳税。世界银行的统计表明，截至 2021 年 1 月，全球共有 35 个国家开征碳税， 其中涉及 27 个全国性征收方案，8 个地方性的征收方案。截至 2022 年 4 月，全球已投入 运行的碳税、碳排放交易体系碳定价工具共计 68 种，共覆盖了全球约 23%温室气体排放。
各国碳税税率走势逐步高升，强化引导企业绿色转型。碳税体系下，政府针对企业造成二 氧化碳排放的商品或服务，依照排放量来征收环境税，通过税收手段促使企业采取更加环 保的行为，如减少能源消耗、转向清洁能源，实行更高效的制造工艺等。碳税的推出，一 方面可以用来协助企业转型，以更有效率的方式使用能源；另一方面，能够有效降低温室 气体排放量，减缓全球气候变化的速度。现阶段，一些国家正在规划更为严苛的碳税政策， 加拿大碳税税率预计十年内增长超 100 美元，于 2030 年提升至 136 美元/吨二氧化碳。
3.5.2 我国碳税出台势在必行，绿氢优势有望逐步显现
我国碳交易市场扬帆起航，碳税政策箭在弦上。虽然我国暂未实施碳税政策，但已经初步 建立碳交易市场并制定实施了节能减排相关政策。未来，我国可以充分借鉴国外的碳税经 验，采取融入型碳税，将碳税作为成本的一部分直接融入到商品或服务价格中，由市场上 的生产者和消费者共同分担，以温和的方式在节约立法成本的同时实现减排目标。绿氢制备零碳排放占优，碳税出台将释放利好信号。传统灰氢制备通过石油、天然气、煤 炭等化石燃料燃烧制备，碳排放量高，是目前主要的制氢来源。绿氢则通过光伏发电、风 电以及太阳能等可再生能源电解水制氢，在制氢过程中基本上不会产生温室气体。虽然绿 氢制备仍存在转化率低、成本高的缺点，但碳税出台将进一步缩小其与灰氢的成本差距。
碳税助力绿氢灰氢成本加速收敛，2030 年有望持平。根据测算结果，将 2020 年水平作为 基准，假定灰氢初始制备成本为 0.9-1.4 美元/公斤，绿氢制备成本维持 4.0-4.5 美元/公斤。若我国推出碳税，且碳税税率达到 50 美元/吨二氧化碳及以上水平，绿氢与碳排放量较高、 制备灰氢的传统制氢企业的成本差距有望降至 2.0 美元以下。叠加可再生能源制氢成本下 降等因素，未来绿氢制备成本将以较快速度收敛于灰氢水平。
3.6 电解槽需求：预计26/30年新增装机30/127GW，市场规模761/2420亿元
电解槽系统成本有望规模化降本，PEM 占比有望逐步提升。我们预计 2023 年中国 ALK/PEM 电解槽系统均价分别为 1.80/6.84 元/W，同比-10%/-15%，海外 ALK/PEM 电解槽系统均价分 别为 3.78/5.76 元/W，同比-14%/-18%，预计随着电解槽系统装机规模大幅提升，成本有望呈 现逐步下降趋势。我们预计 2023 年中国 ALK/PEM 电解槽新增装机占比分别为 94%/6%，预 计到 2030 年占比分别为 85%/15%；预计海外 ALK/PEM 电解槽新增装机占比分别为 30%/70%， 预计到 2030 年占比分别为 26%/74%。绿电制绿氢成行业趋势，电解水制氢规模迎来高增。我们预计 2022 年全球电解水制氢规 模约 8.9 万吨，2023 年有望达 22.1 万吨，同比+147%，随着电解槽装机规模大幅提升， 我们预计 2026/2030 年电解水制氢规模分别达到 266/1949 万吨，22-30 年 CAGR=96%, 氢能有望逐步成为全球能源结构的重要组成部分。
四、投资分析
4.1 制氢环节：设备厂商最受益，看好具备制造技术优势电解槽厂商
电解槽出货量快速增长，碱性电解槽成市场主流。电解槽是电解水制氢系统中的核心设备， 碱性电解槽凭借商业成熟度高、成本低等优势，2021 年出货量达到 776MW，成为目前制 氢行业的首选，目前碱性电解槽可以初步实现绿色制氢大规模应用。2022 年全球前 20 家 电解槽企业产量合计达到 14GW，2023 年规划产能达到 26.4GW，根据彭博新能源预测， 2030 年全球电解槽装机规模将达到 242GW。根据 BloombergNEF 数据，2023 年中国电 解槽出货量将继续保持高增，出货量有望达到 1.4-2.1GW，占当年全球出货量的 60%以 上，同比增加 75%-163%。
4.1.1 隆基绿能
硅片制造企业向氢能新业务全面布局。隆基绿能从 2018 年开始开展在氢能领域的战略规 划，积极与国内外研究机构合作研发电解水制氢装备，并于 2021 年成立西安隆基氢能科 技有限公司，并致力于成为全球领先企业，为全球的减碳降碳提供绿氢解决方案。2021 年 第四季度，公司首台 1000Nm³/h 碱性水电解槽成功下线；2022 年 3 月完成了全球首台套 4000nm³/h 制氢系统的实证测试，氢能装备技术发展迅猛。公司于 2021 年初步具备 500MW 电解水制氢装备产能,2022 年规划产能达 1.5GW，未来五年内产能将达到 5-10GW，助力实 现“碳中和”目标，共同推动能源转型进程。
实施“绿电+绿氢”战略，氢能业务蓬勃发展。光伏发电已成为全球最具经济性的清洁能 源，“绿电+绿氢”将推动制氢成本 LCOH（单位制氢成本）的下降，同时有效克服可再生能 源间歇性、储存性问题。隆基氢能提供的“绿电+绿氢”解决方案能全面覆盖合成甲醇、合 成氨、钢铁冶炼、石油炼化等领域。隆基氢能作为领先企业，在 2022 年 5 月成功入围中 石化首个万吨级绿氢示范项目，为其提供分布式光伏和光伏地面电站的解决方案，并提供 绿氢生产装备以及制氢相关解决方案。万华化学与隆基绿能于 2023 年达成战略合作，实 现产业优势互补，助力“双碳”目标实现。据证券之星披露，隆基绿能拟与可再生和清洁 能源开发商 Invenergy 合作，在美国俄亥俄州建设一处 5GW 光伏组件工厂。
4.1.2 阳光电源
前瞻性布局氢能。公司于 2019 年布局氢能业务，成立了专门的氢能事业部。公司在稳步 发展新能源装备业务时，也在氢能领域不断加大研发投入。2021 年 3 月，公司以推出的国 内首款可量产功率最大（250kW）和电流密度最高（1.5A/cm2）的 SEP50 PEM 制氢电解槽 为标志，正式踏入制氢设备领域。并于 2021 年 6 月，公司成立全资子公司——阳光氢能 科技公司。公司拥有碱水电解制氢系统技术（ALK）和质子交换膜（PEM）纯水电解制氢技 术两种技术路线，以及配套的 MW 级专用制氢整流电源、智慧氢能管理系统。
氢能与储能相互协同。公司联手中国科学院大连化学物理研究所成立 PEM 电解制氢技术联 合实验室，以大功率 PEM 电解制氢装备的研究开发为核心，加强可再生能源和电解制氢的 融合，改善优化制氢系统。利用光伏、风电等可再生能源供电的水电解生产的氢气（绿氢）， 再通过燃料电池等方式转换为电力，可实现氢储能的“电-氢-电”循环。公司在多地开展 了光伏制氢项目，业务扩张迅速。随着可再生能源渗透率提升和电解制氢成本降低，氢能 源有望迎来快速发展。未来若氢能实现大规模应用，氢能业务将助力于公司的长期发展。
4.1.3 华电重工
氢能产业布局稳步开展。2020 年华电重工正式成立氢能事业部，以可再生能源高效利用、 二氧化碳减排利用、工业尾气综合利用为方向，致力于为客户提供制售氢、装备制造、工 程总包等一体化服务。2020 年氢能业务承接甘电投氢能利用研究课题，签订 2 个气体扩 散层供货合同。公司承担华电集团“揭榜挂帅”项目和国家重点科技攻关项目，在泸定电解 水制氢装置试运行成功，氢气纯度大于 99.99%，推动包头达茂旗、青海德令哈两个项目 落地，同时对多个项目进行跟踪，业务涉及制氨、氢燃料电池汽车、玻璃等多个用氢场景， 为公司后续业务开展打下基础。
2022 年氢能业务突破巨大。2022 年 5 月公司并购深圳通用氢能 51%的股权，公司更加 看重通用氢能的专家团队，能够为公司在氢产业上的发展提供技术上的支持，目前已在气 体扩散层、质子交换膜方面取得重大突破；2022 年 7 月，公司 1200Nm3/h 碱性电解水制 氢装置与气体扩散层产品已成功下线；2022 年 11 月，与内蒙古华电氢能科技有限公司签 署了《内蒙古华电包头市达茂旗 20 万千瓦新能源制氢工程示范项目 PC 总承包合同制氢 站部分》，合同金额为 3.45 亿元人民币，计划 2023 年内投产。
4.1.4 华光环能
与大连理工紧密合作，制氢项目逐一落地。公司业务横跨环保、能源两大领域，涉及装备 制造、工程与服务以及项目运营等。背靠无锡国资，公司并入国联环保、市政设计院、国 联环科、无锡蓝天、中设国联等多项优质资产。公司作为无锡市氢能联盟理事长单位，与 政府相关部门沟通，积极布局无锡氢能产业。2022 年公司与大连理工大学合作成立零碳 工程技术研究中心，进行电解水制氢、碳捕捉技术等示范项目的开发。公司凭借装备制造 方面多年的经验，成功实现了碱性水电解槽制氢技术、装备及系统集成的成功落地历时 70 天完成了 30m³/h 制氢设备及系统的研发和生产，设备在程度中试顺利。公司研制的制氢设 备，对主副电极结构进行了改进，采用新型环保隔膜材料，大幅提高了电流密度，同等产 氢量下，设备体积大幅减小。在此基础上，公司近期计划试制线下大型可商业化应用水电 解槽制氢设备，从氢能设备制造到储运装备、投资运营，逐步向下游延伸布局。
4.1.5 昇辉科技
氢能布局实现强强联合，电解槽研发生产进展迅速。公司充分借助在佛山当地氢能领域的 政策先发优势与产业集聚优势，重点聚焦氢能产业，从氢能源车辆运营、制氢设备、氢能 核心电气零部件等产业环节进行投资与布局，先后投资氢能产业链企业国鸿氢能、飞驰汽 车、鸿基创能及盛氢制氢。昇辉新能源也与佛山市南海区政府、美锦能源达成战略合作， 通过高效整合行业及公司资源，强强联合，形成昇辉新能源氢能产业联盟。2022 年 8 月 22 日，公司旗下广东盛氢制氢设备有限公司推出了首台套 100 标方碱性电解水制氢设备 产品，仅仅 120 天后，盛氢制氢开发的 1000 标方制氢设备下线，该设备采用碱性电解水 的制氢技术路线，能够实现单槽制氢产量 1000 标方/小时的水平，氢气纯度达 99.9995%， 工作压力在 1.6Mpa。新产品配套系统具备宽频调谐能力和快速启动能力，有利于实现风 光可再生能源离网绿电制氢模式。目前盛氢制氢已经具备年产 50 台套大功率电解槽的生 产能力以及快速交付整体解决方案的能力。
4.1.6 双良节能
绿电智能制氢系统下线，制氢迈出一大步。2022 年 9 月，公司举行首套 1000Nm3/h 绿电 智能制氢系统下线仪式，目前双良绿电制氢装备制造车间正在建设中，建成后预计具备 1000-1500 m³/h 电解槽 100 台套的产能。同时，公司成立氢能研究中心，规划氢能产业 链技术研发，布局上游电解制氢技术、储氢技术、以及下游氢气高效利用技术。由双良自 主研发的“绿电智能制氢系统”，分为“高性能电解槽、气液分离装置、纯化装置和电源”四大 核心部分，具有制备量大、智能、安全、可靠等显著优势，采用高电流密度设计的电解槽 最大制备量可达 1000Nm3/h，通过气液分离装置将碱液沉降分离后，经过提纯的氢气纯 度可达到 99.9999%以上，真正实现无污染、零排放、低成本，实现了制氢系统的节能高 效与无人值守，可广泛应用于煤化工与石化、钢铁与冶金、合成氨等工业领域与民用领域， 减少碳排放，助力用能终端实现“双碳”目标。
4.1.7 吉电股份
背靠国电投积极发展新能源，氢能布局行业领先。吉电股份是国电投控股上市公司，主要 业务涉及新能源、综合智慧能源、氢能、储能及火电、供热、生物质能、电站服务等领域。公司从 2018 年开始谋划氢能产业，目前公司开发的白城分布式新能源发电+制氢加氢一 体化示范项目、长春中韩示范区“光伏+PEM 电解制氢+加氢”一体化示范项目均已投运， 大安市化工园区开发的风光制氢合成氨一体化项目正在推进相关工作。公司计划在吉林省 氢能规划的框架内，促进白城区域建设千万千瓦新能源制氢基地，在吉林中部长春中韩示 范区建设氢能装备研发制造应用基地，并在白城、长春间打通形成制氢、储运和化工产业 应用的氢能走廊，促进发展吉林省氢能全产发展。
公司在氢能交通领域示范运营，布局制氢加氢一体站前景广阔。2023 年 4 月，吉电股份 长春氢能交通示范线路试运成功，6 辆标有“中韩（长春）国际合作示范区”的氢能大巴 准时抵达中韩大厦。中韩示范区“可再生能源+PEM 制氢+加氢”一体化创新示范项目作 为“氢能走廊”起点应运而生——全面应用国家电投自主知识产权的 PEM 电解水制氢装 备，实现加氢站每天加氢 500 公斤，将在长春氢能交通示范应用中发挥高品质氢气网络母 站作用，被列为国家发改委赛马项目。该示范项目开通运营，将为制氢加氢一体化站提供 大量实证数据，并为后续吉电股份推广“一体站”发展模式打下坚实基础。
4.2 材料及零部件：看好具备核心技术和产
