林德大化气体有限公司(林德化工)

在全球碳中和目标的大背景下，绿氢需求正快速起量，我们测算2028年中国绿氢产量有望超400万吨，渗透率9%，带来电解槽超500亿元的新增市场空间，同时国内企业具备海外出口潜力，市场空间进一步拓宽。

Abstract

摘要

氢能为能源体系的重要组成部分，应用场景广泛，全球政策推动绿氢发展。我们认为锂电池及光伏/风电驱动能源形式向电力转变并逐步实现电力碳中和，而氢能将实现非电力领域碳中和。目前我国90%以上的氢气需求用于合成氨、甲醇等化工领域。未来氢气增量需求将主要来自于交通、工业及储能领域，据麦肯锡预测全球氢能需求将从19年的0.84亿吨增长至2035年的1.77亿吨。

目前全球各国均推出政策驱动绿氢需求：欧洲规划至2030年本土绿氢产量目标达1000万吨，同时目标进口1000万吨绿氢；美国规划至2030年绿氢年产量达到1000万吨，同时给予绿氢最高3美元/kg H2的生产税收抵免；中国/中东/日韩等亦针对绿氢提出明确规划与政策支持，政策驱动下全球绿氢行业有望迎来快速发展。

新能源度电成本与折旧成本降低驱动绿氢降本，2030年前有望实现平价。目前煤制氢生产成本约10元/kg、天然气制氢生产成本约17元/kg，而以0.3元/kWh电价电解，绿氢生产成本约20元/kg，其中电力与折旧成本占比分别约70%/20%，电解槽规模化生产、电解技术进步、新能源电价降低将共同驱动绿氢成本下降，我们测算当电价为0.25元/Kwh时，绿氢可与天然气制氢实现平价，当电价为0.1元/Kwh时，绿氢与煤制氢实现平价，若考虑100元/吨的碳价，则电价为0.15元/Kwh时，绿氢即可与煤制氢平价。我们认为短期国内风光制氢一体化示范项目落地驱动绿氢需求，中期绿氢降本叠加碳价提升，绿氢将逐步走向平价，渗透率持续快速提升。

绿氢放量驱动电解槽需求，技术与下游渠道为企业核心竞争力。我们预计2028年国内绿氢产量有望超400万吨，新增电解槽需求40GW，当年电解槽市场规模超500亿元。目前碱性电解槽因技术成熟价格低廉为国内主流技术路线，具有技术、产品迭代能力及下游渠道（包括出口）的企业将获得更强的竞争力；PEM电解槽具备响应速度快、质量/体积小等优点，可与碱性电解槽配合共同用于大型风光制氢项目或小型分布式发电等领域，国产替代与技术进步下成本有望实现快速下降。绿氢行业从0-1快速起量，利好具备技术实力与渠道资源的电解槽厂商。

风险

全球氢能政策推进不及预期，绿氢需求不及预期，竞争加剧利润率下滑。

Text

正文

全球碳中和推动氢能行业发展，市场空间广阔

应对气候变化、遵循碳中和及可持续发展的原则，是一次改变改变生产和生活中能源使用方式的技术革命，锂电池及光伏/风电驱动能源形式向电力转变并逐步实现电力碳中和，而我们预计氢能有望实现非电力领域碳中和，应用于工业、交通、储能等领域，成为我国乃至全球范围内能源体系的重要组成部分，最终实现能源碳中和。

“碳中和”目标是氢能发展的核心驱动力

为应对气候变化与强调可持续发展，碳中和已成为全球各国共识与目标。目前已有超过100个国家提出“碳中和”目标，大多国家制定2030年的中期减碳目标，并计划2050/2060年实现“碳中和”，我国亦在2020年9月联合国大会上宣布中国力争于2030年前实现“碳达峰”，2060年前实现“碳中和”。

氢能有望实现非电力领域碳中和。目前中国正在工业、交通、建筑等各领域推进以电代煤、以电代油，通过电气化降低碳排，但在能源使用中，部分使用形式需要更高的能量密度、长期的储存、以及燃烧释放热能的形式，因此即使到2060年我们预计也将有30%的能源无法被电力取代。对于非电能源领域，我们认为主要通过碳捕捉和氢能两种形式来完成，相比碳捕捉，我们认为氢能对于产业提升和技术进步带来的机会更高，因此我们认为氢能将会是最终完成能源碳中和的主要方向之一。

氢能亦可助力经济增长，保障国家能源安全。氢能技术发展可促进能源行业转型和升级、带动相关产业链发展；同时，对于部分缺煤缺气的国家来说，发展氢能可降低对传统化石燃料的以来，保障国家能源供应安全。从全球范围看，日本、韩国、德国、美国等超过20个国家和地区都已制定国家氢能发展战略，中国也于22年3月发布《氢能产业发展中长期规划》，正式将氢能纳入我国能源体系。

图表：全球主要国家氢能政策布局情况

资料来源：BRIC，中金公司研究部

全球各国政策推动绿氢行业加速发展

欧盟制定绿氢需求目标、碳关税、补贴等政策，推动本土绿氢行业发展。

► RepowerEU：规划至2030年，本土绿氢产量目标达1000万吨，同时目标进口可再生氢气1000万吨。

► 碳关税：欧盟引入碳边界调整机制（Carbon Border Adjustment Mechanism），对进口商品在制造过程中产生的碳排征收碳关税，产品覆盖钢铁、水泥、铝、化肥和电力及氢气，该政策将从2023年10月起进入三年过渡期，2026年正式执行。

► 净零工业法案/氢能银行计划：规划至2030年，电解槽装机容量至少达到100GW，同时为绿氢提供“固定溢价”补贴。美国清洁氢能发展战略确立，IRA税收抵免带来强补贴。► 绿氢产量规划明确。美国能源署22年9月发布《清洁氢能战略与路线》，规划至2030/40/50年绿氢年产量分别达到1000/2000/5000万吨，2050年绿氢能将带来10%的碳减排。

► IRA对绿氢补贴力度大，经济性可超灰氢。IRA法案针对绿氢生产给予投资税收抵免ITC或生产税收抵免PTC，若氢气全生命周期碳排0.45kg CO2/kg H2，则绿氢最高可获得30%ITC税收抵免或3美元/kg H2的生产税收抵免，制备成本显著降低。据波士顿咨询测算，22年/25年PTC下的绿氢制备成本分别为0.9-1.2、0.3美元/kg H2，将具备较高的经济性。

► 基础建设法案同样推动清洁氢能发展。法案分别投资80亿/10亿/5亿美元用于清洁氢的电解/制造、回收、开发/区域中心建立。

图表：IRA氢能补贴力度同样较大，多重政策驱动下绿氢制备经济性强

资料来源：美国能源署，波士顿咨询，美国白宫，中金公司研究部

中东风光资源丰富，埃及、阿拉伯半岛积极推动绿氢建设

► 埃及投资力度及绿氢项目规划庞大。2022年5月，埃及承诺投资400亿美元用于绿氢，并且已宣布至少14个项目，合计装机可达11GW，对应100万吨+的绿氢产能。

► 阿拉伯半岛地区已有多个大型绿氢规划项目。其中沙特Neom绿氢项目计划投入50亿美元，配套建设风电、光伏总装机约4GW，建成后将供应650吨绿色氢气，用于全球出口，项目计划于2025年投产。除欧美及中东外，全球其他国家也积极推进可再生能源制氢，绿氢加速发展。

► 中国：从国家层面看，2022年3月，国家发改委发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，明确了氢能在我国能源绿色低碳转型中的战略定位、发展目标、重点任务等，提出目标到2025年，可再生能源制氢量达到10-20万吨/年。从地方层面看，部分省份推出补贴政策，主要分为三类，1）生产补贴15元/kg（吉林、濮阳）；2）电价优惠（广东、四川）；3）配套奖励风光指标等（湖北）。

► 日韩：韩国计划5年投资946亿美元加速低碳转型，30年构建100兆瓦级绿氢量产体系，40年建立海外绿氢基地，50年氢代替原油进口；日本计划5亿日元/年支持绿氢生产。

图表：全球各国绿氢政策及战略目标

资料来源：张真等《全球绿氢产业财政金融激励政策与启示》(2022)，海洋新能源研究，中金公司研究部

氢能源应用场景丰富，未来需求增量大

中国占全球氢能产量35%，下游应用主要作为化工原材料。根据IEA数据，21年全球氢气总产量（含合成气）9423万吨，其中中国产量3300万吨，约占全球总量35%。下游应用场景来看，90%以上的氢气需求用于化工领域合成的原材料，如合成氨、甲醇等。

图表：2012-2021年中国及全球氢气产量

资料来源：IEA，中国煤炭工业协会，中国氢能联盟，中金公司研究部

图表：2021年我国氢气下游消费结构

资料来源：杨铮, 田桂丽《我国氢气市场分析及发展前景研判》(2022)，中金公司研究部

从需求增量看，未来氢气增量空间将主要来自于交通、钢铁及储能领域，此外亦可用于工业/建筑物供热等领域。据麦肯锡预测，全球氢能需求将从19年的0.84亿吨增长至35年/50年的1.77/5.36亿吨。

► 交通：1）道路交通领域，相比于锂电池汽车，我们认为燃料电池汽车具备边际续航成本低、燃料能量密度高、补能速度快的特性，天然更适用于中长途、重载交通运输领域，且在部分极寒区域，氢燃料电池汽车续航里程不受影响，可代替锂电池发挥较好作用，我们认为燃料电池汽车在道路交通领域有望成为锂电池的重要补充。2）船舶航运领域，24年欧盟航运业将开始碳排放考核，绿色甲醇（氢气制成）航运燃料将成为氢气新增量市场。此外，由于飞机飞行对能量供给要求高，且中途无法充电，现阶段电池无法解决该难题，而氢燃料热值高、加氢速度快、质量功率密度高，我们预计氢能有望在未来成为航天领域脱碳方案。

► 钢铁：第一大碳排放工业行业，减碳目标明确。我们认为发展氢冶金技术是实现碳中和的重要一环，主要系：1）钢铁冶炼中大量的CO2排放来自于高炉冶炼环节用CO作为还原剂还原铁矿石。而氢可一定程度上代替CO起到还原作用，根据不同的氢冶金工艺（富氢高炉、气基竖炉等）最多可减排80%；2）废钢资源紧缺，制约电炉发展；3）电炉冶炼目前仍主要用火电，间接产生大规模碳排放，目前我国多家钢企已开始研发氢能冶金。

► 电力：氢能满足储能基本要求，且在季度调峰上具备一定比较优势。目前来看在日度调峰调频领域，由于电-氢-电中的能量转化和损失，经济性上氢储能难以比肩抽蓄及电化学储能。但氢能具备自衰减率低、能量密度高、成本具备规模效应的特征。我们认为随着成本的下降，以及火电机组（当前提供了类似季节性储能的电网调节功能）的退役，氢能有望在季度调峰场景发挥比较优势。

图表：氢能终端应用一览

资料来源：IRENA，中金公司研究部

图表：2019-2050年全球氢气需求变化情况（分应用）

资料来源：麦肯锡，中金公司研究部

绿氢持续降本，有望加速替代灰氢

目前绿氢生产成本相比于灰氢仍然较高，短期国内风光制氢一体化示范项目落地驱动绿氢需求；中期来看，绿氢成本中电力及折旧成本分别占比约70%/20%，电解槽规模化生产、电解技术进步、新能源电价降低将共同驱动绿氢成本下降，叠加碳价提升，绿氢将逐步走向平价，渗透率持续快速提升。

目前绿氢成本高昂，灰氢占主要地位

从制备方式看，氢制取来源包括化石能源、工业副产及电解水。根据制备方式及碳排，氢气分为灰/蓝/绿氢。灰氢通过化石燃料/工业副产制备，排放大量二氧化碳；蓝氢在灰氢基础上通过碳捕捉封存（CCUS）减少碳排放；绿氢通过可再生能源电解水制得，可实现零碳排放。

绿氢生产成本高昂，灰氢为主要来源。若使用电网电力，目前绿氢生产超30元/kg，而灰氢生产成本仅约10元/kg，灰氢技术成熟且成本更低，目前占据全球氢气产量的95%以上。据IEA预测，随绿氢成本的下降，2050年电解水制氢有望占比全球氢气总供应的35%。

图表：2021年及2050年（预测）全球制氢结构

注：内外圈分别为2021年/2050年制氢结构资料来源：IEA，中金公司研究部

绿氢成本有望实现快速下降

成本目前是制约绿氢市场空间的最主要因素。我们对煤气化、天然气及碱性电解槽制氢进行成本测算后发现，三者制备成本分别为10.02元/kg、17.32元/kg及20.53元/kg。

► 煤气化制氢：假设投资强度3.3万元/标方，装置产能9万标方/h，年工作时间7200小时。

► 天然气制氢：假设投资强度2.8万元/标方，装置产能3千标方/h，年工作时间7200小时。

► 电解水制氢：我们假设装置产能1000Nm³/h，对应800万设备投资及150万土建安装，年工作时长2100小时。我们测算当用电价格/度电成本为0.3元/kWh时，电费成本占比总制氢成本约72%，为绿氢最主要成本来源。

图表：煤气化、天然气、水电解（碱性）制氢成本测算及对比

资料来源：毛宗强等《制氢工艺与技术》(2018)，张轩等《电解水制氢成本分析》(2021)，煤炭深加工现代煤化工，中金公司研究部

电费成本与折旧成本分别占绿氢成本约70%/20%，电价、电耗、年运行时间、设备投资额是决定成本的关键。我们认为电解制氢设备规模化生产、电解技术进步、新能源电价降低将共同驱动电解水制氢成本下降。

► 规模化：目前电解槽装置规模已达1000标方，设备采购成本800-900万元。我们预计随着电解槽规模化生产，电解槽单位资本支出有望降低，实现规模化生产降本。

► 技术进步：1）降低电耗，目前国内各企业电耗多在直流能耗在47-56kwh/kg，而根据热值计算的理论最低电耗为33kwh/kg，仍有30%+的理论极限下降空间；2）提升系统寿命；3）提升电流密度，增加单位设备产氢量，降低设备投资成本。

► 发电成本降低：目前光伏风电仍处于技术快速进步阶段，度电成本持续快速下降。根据国家发改委的《中国2050年光伏发展展望》的预测，至2035年和2050年光伏发电成本相比当前预计约下降50%和70%，达到0.2元/kWh和0.13元/kWh。我们假设电解槽电耗下降至4.5Kwh/Nm³，1000Nm³/h电解槽投资成本下降至700万元，年利用小时数达2000小时（部分时间使用电网电力进行电解），则当电价为0.25元/Kwh时，电解水制氢成本约17.8元/kg，可与天然气制氢实现平价；当电价为0.1元/Kwh时，电解水制氢成本约10元/kg，可与煤制氢实现平价（考虑碳税情况下有望在0.1元/Kwh时迎来平价）。

图表：年利用小时数、电价的平价曲线测算

资料来源：国际可再生能源署（IRENA），中金公司研究部

碳价将提升灰氢成本，有助于绿氢更快实现平价。欧洲2022年碳交易平均价格约80欧元/吨CO2，2026年起亦将针对进口氢气制氢碳关税；美国提出法案计划从2024年起对本土及进口产品征收碳税，若碳排放含量超过基准线，则对超出部分增收55美元/吨CO2的碳税；中国目前仅有发电行业纳入全国碳市场，目前碳价约50元/kg CO2，我们预期未来碳市场范围有望进一步扩大、碳交易价格有望提升。煤制氢单位碳排放约20kg CO2/kg H2，天然气制氢单位碳排放约10 kg CO2/kg H2，若碳价达100元/吨，则对应煤制氢/天然气制氢成本分别增加2元/kg、1元/kg，全球范围内碳交易价格提升将进一步提升绿氢相对灰氢的经济性。

图表：碳税情况下灰氢成本将升高

资料来源：IRENA，中金公司研究部

国内绿氢应用以示范项目为主

风光氢储一体化示范项目

从政策端看，三北地区多数省份规划绿氢目标产量，且部分地区给予绿氢生产直接补贴。其他地区例如新疆、四川、陕西、海南等地均发布地方性氢能政策， 湖北则推出1000标方/时（5MW）的绿氢制氢产能奖励50MW风光指标政策。此外，如吉林省、濮阳市等地针对制氢厂采取绿氢的直接生产补贴，补贴幅度高达15元/kg。

从风光制氢一体化项目规划情况来看，项目集中于三北地区。我们统计国内风光制氢一体化项目，其中内蒙地区规划最为庞大，截至目前已批复四批次风光制氢项目，项目合计数量达31个，总制氢能力53万吨；此外，我们统计其他地区如吉林、甘肃、辽宁、新疆等地区风光制氢项目合计超20个，总制氢能力超36万吨。从建设主体看，主要以中石油、中能建、华电集团等大型央国企为主；从终端应用场景看，主要用于合成氨、合成甲醇等化工材料。

我们测算示范项目对应电解槽总需求量约8GW。我们假设并网项目24小时连续制氢，离网项目风/光利用小时数分别为3000/1200小时，测算得目前国内规划的示范项目合计电解槽需求量约8GW。

图表：内蒙古四批次风光制氢项目

资料来源：内蒙古能源局，中金公司研究部

图表：其他地区部分绿氢项目最新进展情况

资料来源：势银氢链，氢云链，中金公司研究部

我们预期2023年电解槽出货量有望超2GW。根据我们统计，2023年1-3月已有8个绿氢项目进入设备招标环节，合计电解槽需求达860MW。上文我们统计目前示范项目合计对应电解槽需求约8GW，大部分项目计划于2023/2024年落地投产，根据各项目招标投产节奏，我们预期2023年电解槽需求量有望超2GW，对应400台+电解槽需求。

图表：2023年绿氢项目电解槽招标量将迎来高增

注：招标项目均已进入制氢设备招标环节，部分较小规模项目未统计；表*为测算数据资料来源：氢云链，中金公司研究部

吉林大安风光制氢项目IRR可达9%。以并网上网型吉电股份的大安风光氢氨示范项目为例，项目一方面使用风光电力电解制氢后制成氨并外售，同时余电上网。我们假设大安项目风光年均利用小时数分别为1753/3342小时、合成氨价格为4000元/吨、上网电价为0.37元/kWh情况下可得IRR约为9%，具备一定经济性。

图表：大安风光制氢示范项目经济性测算

资料来源：吉电股份公告，项目环评，中金公司研究部

制氢加氢一体站

对非化工园区制氢的“松绑”政策将推动制氢加氢一体站的快速发展。

燃料电池汽车城市群步入第二个示范年，为解决加氢站氢气运输成本较高的问题，各地对制氢加氢一体站的管控逐渐放开，鼓励企业探索非化工园区建设制加一体站。23年初辽宁自由贸易试验区大连片区出台了《制氢加氢一体站技术规范》，为制氢加氢一体站在探索非化工园区建设起到了示范作用，大连也在这一技术规范的指导下建成首个分布式甲醇制氢加氢一体站。此后如广东、吉林等地也出台政策允许加氢站内制氢。

较高的氢气运输成本为在站制氢加氢带来成本优势。目前我国氢气储运主要采用高压气态的长管拖车，仅适用于300km以内的运输，且存在运送量小，运输成本高的问题（氢气单位运输成本可高达5-10元/kg），而在站制氢可直接节省储运成本。

我们对比在站电解水制氢与外购灰氢的加氢成本：在广东地区，政府针对加氢站电解水制氢有晚间谷价0.18元/kwh的优惠电价政策，则测算加氢成本仅23元/kg，可低于外采灰氢成本；若以普通低谷电价0.3元/kwh计算，则加氢成本约27元/kg，低于外采天然气成本。

图表：现场制氢加氢站与外供氢加氢站成本对比

资料来源：牟琳等《氨制氢加氢一体站商业示范应用的探索》(2022)，中金公司研究部

2028年中国绿氢产量有望达400万吨，新增电解槽市场规模超500亿元

在全球政策推动及绿氢快速降本下，氢气需求总量逐步增加、绿氢渗透率快速提升，绿氢需求推动电解槽需求高增。

► 短期：风光氢一体化示范项目为主要驱动力。相较于煤炭、天然气制氢，电解水制氢仍暂未实现平价。短期内主要为三北地区的风光制氢一体化示范项目驱动行业放量，我们测算其经济性尚可，风光氢氨项目IRR仍可达10%+，示范项目有望驱动短期绿氢渗透率提升。

► 中长期：可再生能源发电成本降低，绿氢替代灰氢同时拓宽应用场景。风电光伏等可再生能源的度电发电成本将持续下降，对于绿氢而言其生产成本也将持续下滑，绿氢替代灰氢逐步加速，同时绿氢成本下降后有望进一步拓展至轨交船舶、工业/建筑物供热、调峰等各新兴应用领域，潜在市场空间广阔。

我们预期2023年国内电解槽需求2GW+，市场空间38亿元，2028年国内电解槽需求超40GW，新增市场空间有望超500亿元。2021、2022年中国碱性电解水制氢设备的出货量分别约350、776MW。根据招标数据梳理，我们预期2023年电解槽需求量可达2GW+，对应约400余台碱性电解槽，对应2023年新增电解槽市场规模38亿元。我们预计2028年绿氢产量有望超400万吨，新增电解槽需求40GW，当年电解槽市场规模超500亿元。从全球范围内看，海外电解槽价格约为国内价格3-4倍，我们测算至2028年全球电解槽市场空间有望达5000亿元。

图表：中国及全球电解槽市场空间测算

资料来源：中国氢能联盟，中国氢能与燃料电池产业年度蓝皮书（2022），势银TrendBank，World Energy，IEA，中金公司研究部

电解槽快速放量，短期碱性占比高

目前已量产电解水制氢技术路线主要为碱性及PEM。我国碱性电解槽技术成熟，已实现规模量产，而PEM电解槽由于核心材料依赖进口，且设备成本为碱性3-4倍，处于发展初期。对于碱性电解槽生产企业而言，具有技术、产品迭代能力及下游渠道（包括出口）的企业将获得更强的竞争力；PEM电解槽性能更优，规模化与国产替代下成本有望实现快速下降。

短期碱性电解槽为主流

从技术路线来看，电解水制氢可分为：碱性（ALK）、质子交换膜（PEM）及固体氧化物（SOEC）及阴离子交换膜（AEM）电解水制氢技术。

► ALK：目前成熟应用的主要水电解技术。由于堆叠组件技术成熟，避免了贵金属的使用，因此投资成本相对较少，但是较低的电流密度和功率密度增加了系统尺寸和制氢成本。

► PEM：基于固体聚合物电解质的电解水制氢技术。目前技术尚不成熟，用于小规模制氢，优点在于高功率密度和电流密度，能提供高压的纯氢，操作灵活，缺点是需要使用昂贵催化剂和氟化膜材料，导致投资成本较高。且PEM电解水系统结构复杂，较碱性使用寿命短。

► SOEC：开发中，尚未实现工业化，采用固体氧化物氧离子导电陶瓷作为电解质，可在高温下运行，优势在于能量转换效率较高，材料成本低，可同时燃料电池运行，可用于水和二氧化碳共电解生成合成气，该技术面临的挑战是高温对电池材料和组堆工艺的要求较高。

► AEM：能够将碱性的低成本与PEM的简单、高效结合起来。但当前AEM膜存在着化学、机械稳定性问题，影响寿命。且离子传导性较低，催化较慢，电极结构较差也会影响性能。

图表：不同电解水制氢技术的比较

资料来源：马晓锋等《PEM电解水制氢技术的研究现状与应用展望》(2022)，中金公司研究部

电解水制氢系统主要包括电解槽主体以及BOP辅助系统。BOP辅助系统由供电设备（电源、变压器、整流器）、气液分离设备、干燥纯化设备及其他设备构成。以1MW碱性电解水制氢系统为例，电解槽/供电设备/气体分离纯化设备/其他设备分别占比总成本50%/15%/15%/20%。而由于PEM电解槽单位成本更高，1MW PEM电解槽/供电设备/气体分离纯化设备/其他设备分别占比总成本60%/15%/10%/15%。

图表：电解水制氢系统组成部分（碱性为例）

资料来源：中国氢能与燃料电池产业年度蓝皮书（2022），IRENA，中金公司研究部

图表：1MW碱性电解水制氢系统成本构成 (2021年)

资料来源：Oxford Energy，IRENA，中金公司研究部

从出货量看，碱性电解槽占比远高于PEM电解槽。1000标方碱性电解槽设备售价约1000万元，与250标方PEM电解槽价格相近。由于碱性电解槽技术成熟、成本较低，22年国内95%以上的电解槽为碱性路线。海外由于PEM电解槽技术较为成熟且与碱性电解槽价差较小，PEM电解槽存在一定应用。

图表：从国内出货量看，碱性电解槽占比95%以上

资料来源：中国氢能与燃料电池产业年度蓝皮书（2022），中金公司研究部

图表：2022年全球范围内碱性电解槽占比约70%

资料来源：BNEF，中金公司研究部

碱性电解槽技术及竞争格局

从工作原理看，碱性电解槽的电解质是通常为KOH或NaOH溶液，在直流电的作用下，水分析在阴极发生析氢还原反应，生成氢气和氢氧根离子，氢氧根离子在电场和氢氧侧浓度差的作用下穿过隔膜到达阳极，在阳极失去电子发生析氧氧化反应，生成氧气和水。

从结构看，碱性电解槽主要由极板、电极、隔膜、密封垫圈等构成。电解槽通常包括上百个电解小室，每个小室以相邻两个极板为分界，并由螺杆和端板将电解小室压在一起而成。

► 电极：是电解槽发生电化学反应的场所，是决定电解制氢效率的关键。电极为镍基如纯镍网/泡沫镍并喷涂高活性催化剂（如雷尼镍、硫化镍等镍基催化剂或铂、铱等技术催化剂），目前电极均已实现国产化。

► 隔膜：主要为了阻挡阴极的氢气和阳极的氧气，需具备耐碱液腐蚀、高机械强度、高孔隙率等性质。早期隔膜为石棉隔膜，但存在电解能耗高、具有毒性等缺陷，目前国内已普遍使用聚苯硫醚隔膜（PPS），但大多依赖进口厂商如日本东丽、比利时爱克发等，国产厂商天津工大、碳能科技亦逐步推出相关产品。此外行业也在向复合隔膜方向发展（在PPS基地上两面涂覆浆料，中科氢易中试产线已搭建）。

图表：碱性电解槽结构

资料来源：碳能科技，中金公司研究部

从行业技术发展的趋势来看，碱性电解槽技术的目标将趋向于更低的电耗、更大的产氢量（注意更大的产氢量的本质应该是电流密度的提升，而不是单纯size和产量的提升）、更宽负载的工作范围及高动态的响应能力从而为终端客户带来的性价比的提升。

我们认为长期来看具有技术及产品迭代能力的企业将获得更强的竞争力。国内碱性电解槽厂商技术源自中船718所。在90年代由中船718所的18个工程师南下使得电解水制氢技术开枝散叶，形成718所、苏州苏氢、天津大路碱性电解槽行业三足鼎立的格局，而后随碱性电解槽技术逐步成熟，技术进一步发散，目前已有数十家企业生产碱性电解槽。

目前单槽规模均达1000Nm³+/h，直流电耗集中于4.2-4.6 kWh/Nm³。据隆基氢能新品发布会，其ALK Hi1 plus产品直流电耗满载状况下为4.1kWh/Nm³，在2500A/㎡电流密度下可低至4.0kWh/Nm³，并连续运行72小时，处于行业领先水平。

图表：碱性电解槽技术传播

资料来源：氢新能源，国际能源网，中金公司研究部

图表：部分企业碱性电解槽新品参数对比

资料来源：各公司公告，氢云链，隆基氢能新品发布会，中金公司研究部

从产能看，22/23年全球电解槽企业TOP20合计产能可达14/27GW，大部分为碱性技术路线。

图表：2022及2023E全球电解槽企业TOP20产能格局

资料来源：BNEF，中金公司研究部

产品性能与客户渠道为电解槽企业核心竞争力。我们认为在电解槽产能充足的情况下，碱性电解槽企业将主要通过产品性能及下游渠道拉开差距。一方面，部分企业电解槽布局较早、具备优秀技术团队及技术积淀，有望引领产品的持续迭代，维持市场竞争优势；另一方面，目前国内电解槽市场更多为示范项目，在各企业技术差异较小的情况下，具备下游客户渠道优势的企业有望获得率先放量的机会。

碱性电解槽企业有望出海拓展市场空间

海外政策驱动绿氢行业发展，电解槽市场空间广阔。如我们上文测算，海外各国政策驱动绿氢需求起量，我们预期2028年海外电解槽需求量有望超110GW，海外电解槽市场空间广阔。

碱性电解槽技术成熟，中国企业成本优势显著。相比于PEM电解槽，国内碱性电解槽已有三十余年的发展历史，718所、苏州竞立等老牌企业深耕行业多年，整体技术相对成熟，截至目前国内已有数十家企业可生产碱性电解槽，海内外技术差异较小。成本方面，2022年中国碱性电解槽平均价格约为343美元/千瓦，而西方国家碱性电解槽价格高达1200美元/千瓦，中国售价仅约海外的1/3，具备较强的成本与价格竞争力。

国内企业正加速布局亚洲与非洲市场，欧美市场亦有渗透潜力。目前电解槽老牌企业如派瑞氢能、中电丰业、考克利尔竞立已在亚洲与非洲市场实现出口销售，2023年以来，竞立与印度Greenko合资建厂，国富氢能、瑞麟科技也在巴西、埃及等地与当地企业合资建厂，加速亚非市场渗透。欧美地区因存在众多本土电解槽厂商、技术实力较为突出，且欧洲《净零法案》要求至2030年欧洲40%电解槽为本土生产，目前中国电解槽企业出口/布局较少。但我们认为随着中国电解槽企业技术进一步提升、中国企业亦有望通过合资等方式切入欧美市场，拓宽远期市场空间。

图表：近期中国电解槽出海案例梳理

资料来源：各公司公告，高工氢能，中金公司研究部

PEM电解槽发展趋势：优点众多，看好未来放量

从工作原理看，PEM电解制氢使用质子交换膜作为固体电解质代替碱性电解槽使用的隔膜和液态电解质，质子交换膜具有离子传导和隔离气体的双重作用。当外加电压时，水分子在阳极发生氧化反应失去电子、生产氧气和质子，电子通过外电路传导至阴极、质子在电场作用下通过质子交换膜传导至阴极，并在阴极侧发生还原反应，得到电子生成氢气。

从结构上看，PEM电解槽主要由质子交换膜、催化剂、气体扩散层和双极板组成。

图表：PEM电解槽结构

资料来源：OFweek，中金公司研究部

全球PEM电解制氢项目数量及规模不断上升，但国内发展相对缓慢，近期才出现MW级示范项目。从海外项目看，21年壳牌10 MW PEM项目在德国莱茵兰炼油厂投运，ITM Power提供设备；康明斯与液化空气合建的20 MW PEM项目在加拿大魁北克开始运营；ITM 与林德公司计划在德国建厂生产 24 MW的世界上最大的PEM电解槽。国内PEM项目部署略缓，目前技术研发及设备生产企业有中科院大化所、山东塞克塞斯、中船718所、淳华氢能、阳光电源、国电投等，但在技术、规模及材料性能等方面与国际领先水平存在较大差距。

我们认为相较于碱性技术，PEM电解槽虽初始投资较高，但也具备多重优势，如：体积及重量更小、维护成本更低、启停响应速度更快、效率衰减更低等。

图表：PEM电解槽小而轻，运输、安装及维护较便利

资料来源：苏州竞立官网，康明斯官网，中金公司研究部

图表：PEM电解槽响应速度更快，适合柔性生产

资料来源：美国国家可再生能源实验室（NREL），中金公司研究部

从降本潜力看，我们认为以下几方面将共同推动PEM电解槽降本：1）国产化：目前国内PEM电解槽电堆核心材料（膜、双极板等）大部分为海外进口，原材料国产替代将带来较高的降本幅度；2）规模化：PEM国内暂未实现大规模量产，辅机开模成本较高，需以量来摊薄；3）技术进步：降低贵金属催化剂的用量、提升功率密度等。

据NREL测算，1MW的PEM电解槽成本最低可达265美元/kW，Nature Energy的《Economics of converting renewable power to hydrogen》测算，至2030年，海外PEM有望与碱性电解槽实现平价。我们预计未来5-10年内碱性电解槽凭借其成本优势仍是主流技术路线，主要将应用于大规模集中式制氢项目（例如风光氢氨一体化项目），PEM电解槽将凭借其响应速度快、电流密度高的优势与碱性电解槽配合共同用于大型风光制氢项目，由PEM电解槽承担灵活性调节，碱性电解槽提供基础电解负荷。同时，PEM电解槽因其体积、质量小、响应速度快的优势，亦较为适用于小型分布式发电领域。

图表：PEM电解槽降本速度展望

资料来源：Glenk, Gunther & Reichelstein, Stefan. (2019). Economics of converting renewable power to hydrogen. Nature Energy.，中金公司研究部

风险提示

全球氢能政策推进不及预期。目前全球各国通过产量目标规划、直接补贴等政策手段推动绿氢行业发展，若未来各国政策落地或持续性不及预期，可能对绿氢行业发展速度产生一定影响，进而影响相关公司业绩表现。

绿氢需求不及预期。目前绿氢仍处于行业发展初期，需通过技术进步、规模化生产等方式降低绿氢成本，若未来绿氢降本速度不及预期或政策支持力度不及预期，将对未来绿氢需求产生一定影响。

竞争加剧利润率下滑。目前各电解槽企业正快速扩张产能，若未来产能过剩，行业竞争将会加剧，电解槽企业盈利能力可能受到影响。