制氢环节主要包括煤制氢、天然气制氢等化石能源制氢，工业副产品制氢及电解水制氢 三种方式，未来绿氢占比有望快速提升并占据主导地位。根据制氢工艺以及碳排放量的 不同，氢能主要分为灰氢、蓝氢、绿氢三类。灰氢指通过化石燃料燃烧产生的氢气。蓝 氢指在灰氢基础上，结合碳捕获与存储（CCS）技术的制取的氢气。绿氢指利用可再生能 源等电能通过电解工序制得的氢气，其过程可实现零碳排。短期煤制氢成本更具优势， 长期电解水制氢零碳排潜力更大。

　　化石能源制氢：主要通过煤、石油或天然气与水蒸气反应得到 H2和 CO，再通过 CO 变化、H2 提纯等工艺制得高纯度氢气。该方法成本低，产量较大，但碳排放高。

　　工业副产品制氢：采用变压吸附法（PSA 法）将富含氢气的工业尾气回收提纯制氢。 工业副产氢的资本投入和原料投入少于化石能源制氢，具备成本和环保优势。

　　可再生能源制氢（电解水）：利用可再生能源所产电能使电解槽阴极产生还原反应从 而制得氢气。电解水制氢工艺简单，且无温室气体排放，是最为清洁的制氢方法。

　　2021 年起氢能行业快速发展，2023 年电解槽累计招标超 2.3GW，同比大幅增长，预 计 2024 年国内电解槽需求高增。2022 年，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规 划（2021-2035 年）》，明确氢能为战略性新兴产业的重点方向。随着新能源发电规模扩 大&发电成本降低，电解水制氢成本较往年大幅下降，大量绿氢项目落地，电解槽需求高 增。据索比氢能，23Q1~Q3 累计公布 19 个电解槽中标项目，总中标量达 2341.025 MW。 2023 年 12 月 12 日，中国能建 2023 年制氢设备集中采购项目发布中标候选人公告，累 计采购 125 套电解槽。新增中国能建项目中标公示后，2023 年电解槽累计招标规模达更 高（其中 800~1200MW 为 SOEC 类招标），预计 2024 年国内电解槽需求高增。

　　短期电解水制氢经济性低于其他制氢方式。长期，我们判断随着电解槽单槽产量提升， 叠加可再生能源发电占比提升带动电价下行，电解水制氢性价比有望提升。 煤制氢：在煤价 200~1000 元/吨时制氢成本为 6.77~12.14 元/kg，因此更加适合中 央工厂集中制氢的规模化生产方式。 天然气制氢：随天然气价格变化，制氢成本可以从 7.5 元/kg 增加到 24.3 元/kg，其 中天然气原料成本占 70~90%。此外，由于我国天然气资源有限且含硫量较高，处理工艺复杂，国内天然气制氢经济型远低于国外。

　　工业副产氢：除焦炉煤气副产品制氢成本较低外（约 0.83~1.33 元/Nm3，折合约 9.3~14.9 元/kg），其他各类工业副产品制氢成本大多在 1.2~2 元/Nm3，按 1 公斤 等于 11.2 标方折算，工业副产品制氢成本区间在 13.44 元~22.40 元/kg 不等。

　　电解水制氢：以碱性设备为例，为简化测算，假设中不包含土建和设备维修成本 1）假设整套电解槽设备 950 万元，折旧年限 15 年； 2）单标方氢气耗电量 5kwh，单公斤氢气耗水量 10 公斤，需 4 人启停&维护设备； 3）产能 1000 标方/h 电解槽工作时间为 8h/天，合计 300 天/年。 测算得，若电价低至 0.15 元/kwh，电解水制氢成本为 13.1 元/kg，略高于煤制 氢成本上限。按广东省五市（广州、珠海、佛山、中山、东莞）最新大工业谷电电 价 0.21 元/kwh 来看（2021 年 10 月起执行），电解水制氢成本约 16.6 元/kg。未来 随着可再生能源发电占比提升，电价有望进一步降低，增强电解水制氢经济性。

　　电解槽为电解水制氢核心设备，电力成本和设备成本构成电解水制氢主要成本。电解槽 是电解水制氢设备中重要一环，其工作原理为，水分子通电后发生电化学反应，分离出 组成水分子的氢和氧。相较于其他制氢方法，电解水制氢具有氢气纯度高、零碳排放等 优势。据 Oxfordenergy 数据，电解水制氢成本主要由电力成本和设备成本构成，其中电 费占电解水制氢总成本的 70%以上，设备成本占比约为 14%。据北极星氢能网，碱性、 PEM 电解水制氢耗电量为 1 标方氢气 5 度电左右，则单槽产量 1000 标方电解槽设备 1 小时耗电量为 5000 度电，电价成本为电解水制氢成本关键。据珠海市氢能发展规划文 件，我们判断现阶段电解槽全套设备价格约 800-1000 万元。

　　电解水制氢设备主要由电气设备、电解槽、气液分离&干燥纯化系统构成，电解槽占比 设备成本 50%以上。全套的电解水制氢设备主要由电气设备（供电系统）、电解槽、气 液分离&干燥纯化系统及其他辅助系统（补水、电控、热处理等）构成。其中，电气设备 为电解槽主体提供电源，同时控制/调节装置压力；电解槽为电解水制氢设备主体，通过加入电解液，分离出氢气和氧气；气液分离&干燥纯化系统将电解液中的氢气进行分离， 同时进行干燥&提纯处理，产出高纯度氢气成品；其他设备包括补水装置等，电解过程需 消耗大量的水。目前主流电解水制氢方案（碱性电解槽、PEM）来看，电解槽仍为设备 成本中占比最大的部分。据 Oxfordenergy 数据，电解槽成本占比整体设备约 50%，电 力设备、气液分离&干燥纯化设备成本占比约 15%/15%。

　　产业链来看，电极和隔膜为电解槽设备核心壁垒。1）电极：电极主要为纯镍的电极材料， 以镍网为基底，喷涂以雷尼镍催化剂，是水电解反应的发生场所，影响电解槽制氢效率。 原材料镍基电极通常采用外购，喷涂技术为一大壁垒。2）隔膜：一方面，隔膜隔离阴极 产生的氢气与阳极产生的氧气，保证出口气体的纯度；另一方面，隔膜与电解液相容， 减少电解槽内阻及能耗。性能好的隔膜需同时具备高气密性（实现氢氧分离）和低内阻 性（实现更低电耗）。

　　迭代方向看，我们判断电解槽主要朝大产量、高效率和智能化方向发展。单槽设备大型化：目前市场主流设备容量以 1000 标方为主（即单台设备 1 小时生 产 1000 标方氢气，1 公斤=11.2 标方，1000 标方约合 90 公斤），各厂商均致力于 提升单槽产氢量从而扩产增收。提升单槽产能可主要通过 1）增加电解小室数量从 而增大电解槽体积，但易造成电解槽中部下沉、影响设备气密性等问题；2）提升设 备电流密度从而提高产氢量，但对设备工艺提出更高要求，例如需采用内阻更小的 隔膜，使得设备电流密度提升同时维持能耗，减少投资成本。高效率：提升设备转化效率意味着同样能耗水平产出更多氢气。现阶段碱性电解槽 转化效率较低，SOEC 高温下转化率理论值可达 100%，但材料劣化率高，平衡设备 生命周期和转化效率后，性价比低于碱性电解槽。我们认为，提升转化效率核心在 于减少设备直流电耗，头部企业在提效方面相对更优。 智能化：现阶段，电器设备及其他辅助设备主要调节电解槽主体的电源、电压以及 控制电解液浓度。未来随着可再生能源快速扩张，叠加储能规模高速增长，我们判 断设备智能化为一大发展方向，即由仅控制设备主体升级为控制设备主体、可再生 能源及储能系统等。

　　国内空间：行业自 2021 年起快速增长，预计至 2030 年电解槽规模有望超 80GW。据 GGII 调研统计，2021 年中国电解水制氢设备市场规模超 9 亿元，出货量超 350MW。据 华夏能源网，2022 年中国碱性电解槽总出货量约 800MW，同比翻番。目前各厂商积极 入局电解槽领域，全国绿氢项目落地加速，我们判断今年行业需求仍能翻倍。按 2030 年 中国氢气产量 3715 万吨，电解水制氢 500 万吨测算，我们预计 2030 年电解槽规模有望 超 80GW，对应市场规模约 1160 亿元，较 2022 年水平成长空间广阔。

　　欧洲：预计 2030 年欧洲累计电解槽装机规模达 100GW。 预计 2030 年欧洲累计电解槽装机规模达 100GW。据 Hydrogen Europe，2025 年欧洲 电解槽制造商预计年产能扩大至 25GW，2030 年累计装机规模达到 100GW（考虑设备 效率 58%-64%，生产 1000 吨氢气需要 90-100GW 电解槽规模）。短期碱性电解槽设备 相较于 PEM 更具成本优势，以 5MW 每台设备为基准测算，2020 年海外碱性、PEM 电 解槽成本中值分别为 360 万美元/530 万美元。据 ITM 财报，预计至 2029 年 PEM 设备 降本空间约 50%（降价后 PEM 电解槽约 1800 万元/台），届时电解水制氢经济性有望进 一步提升，形成对目前主流灰氢的持续替代，成长空间广阔。

　　中东：具备绿氢生产地理优势，理想状态 2030 年电解槽累计装机约 46.3GW。 中东具备绿氢生产地理优势（太阳能丰富）。中东地区大多数国家都拥有丰富的太阳能， 具备绿氢生产的地理优势，其中，沙特的氢能布局推进较快。2021 年 10 月，沙特提出 计划至 2030 年生产和出口 400 万吨左右的氢气。假设 2030 年生产和出口均为绿氢，以 单台 1000 标方设备、日运行时长 16 小时折算电解槽装机规模，则至 2030 年沙特电解 槽累计应装机 9259 台（以 5MW 功率/台测算，累计装机规模约 46.3GW）。Air Products 于 2020 年 7 月宣布大规模绿色制氢项目用以氨生产，投资总额约 50 亿美元，该项目将 与 ACWA Power 合作，在未来的沙特城市 NEOM，由 4GW 的可再生能源提供动力。此 外，AirProducts 公司还计划投资 20 亿美元建设配送基础设施，包括将氨转化为氢的仓 库，供公共汽车、卡车和轿车使用。该项目预计将于 2025 年开始运营。

　　印度：预计 2030 年电解槽累计装机约 57.9GW。 据 PV Magzine，印度每年氢气消耗量约 600 万吨，主要用于氨和甲醇生产及炼油厂。 2021 年 4 月，印度氢气联盟（IH2A）成立，提出至 2070 年实现 100%碳中和目标。2021 年 8 月，印度从国家层面确立绿氢规划，至 2030 年生产 500 万吨绿色氢。以单台 1000 标方设备、日运行时长 16 小时折算电解槽装机规模，则至 2030 年印度电解槽累计应装 机 1.16 万台（以 5MW 功率/台测算，累计装机规模约 57.9GW）。

　　现阶段中国绿氢呈一定程度供需错配，氢储运为解决该产业发展瓶颈的重要方式。现阶 段，国内绿氢项目多落地在风光资源丰富的内蒙古地区，主要替代灰氢用于工业合成氨、 合成甲醇等项目，方式以就地消纳为主。但中国化工园区主要分布在华东及环渤海地区， 与现阶段绿氢落地区域呈一定程度供需错配。因此，氢储运为氢能大规模、多元化场景 应用的重要基础。目前气态氢储运为主流储运方式，其中长管拖车适用于 200km 以内的 短距离及运量较少的场景。近期管道运氢步入发展新阶段，氢储运有望迎来快速发展。

　　氢气在常温常压下具有密度小、易燃易爆等特性，因此氢储运难度较大。据百科资料， 氢气易燃易爆，当空气中氢气浓度在 4.1%至 74.8%时，遇明火即可引起爆炸；氢气密 度低，约 0.089g/L，仅为空气的 1/14，是世界上已知的密度最小的气体。氢气的储存和 运输需将氢气加压缩小体积，以提高储运能力。此外金属材料在含氢介质中长期使用时， 材料由于吸氢或氢渗而造成机械性能严重退化，易发生“氢脆”现象，因此还需注意储 氢材料及运氢环境，以保证氢气在运输过程中的安全性。

　　氢气存储主要包括气态储氢、液态储氢、固态储氢等方式，目前气态储氢由于现阶段技 术最为成。