氢能源设备行业深度报告：氢能产业周期开启，核心设备先行

1. 氢能：零碳终极能源，政策利好加速产业发展

1.1. 清洁零碳可持续理想能源，实现碳中和重要路线

氢能是 21 世纪终极能源，是实现双碳目标的重要路线。氢能是利用氢元素在物理或化学变化中释放出的能量的清洁能源，氢燃烧不产生一氧化碳、二氧化碳、碳氢化合物以及粉尘颗粒等危害环境的负外部性产品，也被称为 21 世纪的终极能源。氢能可以实现能源体系从骨干到终端应用的脱碳，为各行业碳中和提供重要支撑，是实现双碳目标的理想解决方案。氢能优势显著，应用前景广阔，同时氢能发展也面临挑战。氢是宇宙中最广泛的元素，可以从水、天然气、生物质等多种资源中提取，是可再生的二次能源；氢气热值高、燃烧性能好、且燃烧无污染物；氢燃料电池具有较高的发电效率，同时氢能也可以有效地平衡电网负荷和可再生能源供给，减少风光弃用率，在多个领域应用前景广阔。但同时发展氢能也面临着诸多挑战，包括氢气扩散系数大、安全风险高、价格高昂、储运难度大等。

氢气产量稳步提升，中国增速领跑世界。根据IEA统计，2021年全球氢气总产量达到 9423 万吨/+5.5%，全球氢能市场规模达到1250亿美元，预计 2030 年氢气产量将达到 17998 万吨，年复合增速约7.5%。根据中国煤炭工业协会，2022 年中国氢气产量3781 万吨/+13.1%，保持稳健增长，增速领先全球。

1.2. 全球氢能发展提速，多国已纳入战略规划

全球氢能产业加速发展，多因素共同促进产业提速。全球主要发达国家高度重视氢能产业发展，关键技术趋于成熟，基础设施建设加速，产业规模逐步提升，区域性供应网络逐渐形成。在能源安全、气候变化、技术进步三重因素共同作用下，世界各国纷纷加快推进氢能产业发展，将氢能作为应对气候变化和加快能源转型的重要举措。多国出台氢能战略规划，形成四类典型发展模式。全球超过26个国家已出台氢能规划，超过世界经济总量的60%，其中美国、日本、韩国和欧盟等发达经济体在氢能技术创新、市场推广和国际合作方面领先于其他国家。各国资源结构、能源规划、发展战略各有不同，大体形成以欧盟、日韩、澳加、美国为代表的四类典型氢能发展模式。

欧洲：氢能多元化发展，构建协作伙伴关系。2019 年第二代欧盟燃料电池和氢能联合组织发布了《欧洲氢能路线图》，为大规模部署氢能和燃料电池指明方向；2020 年欧盟发布《欧洲氢能战略》，规划2025-2030年安装不少于 40GW 可再生氢能电解槽，生产1000 万吨可再生氢能，并通过碳关税支持氢能发展；同年发布《气候中性的欧洲氢能战略》政策文件，并宣布建立欧盟氢能产业联盟，目前已有15 个欧盟国家将氢能纳入其经济复苏计划；2022 年欧盟委员会推出Repower EU计划，提升氢能产能目标，同时公布欧洲能源供应调整计划，目标到2030年在欧盟生产 1000 万吨可再生氢，并进口 1000 万吨可再生氢，可再生氢产能达到 2000 万吨。日本：打造氢能产业链，发展海上运输链。2017 年日本发布《基本氢能战略》，旨在构建全球“氢能社会”，成为全球首个制定国家层面氢能发展战略的国家。2018 年日本丰田汽车、日产汽车等11 家公司联合成立了 JHyM，目标在 2023 年度之前建设 80 个加氢站；2019 年日本政府发布《氢能利用进度表》，提出在氢能应用、氢能供应和全球化氢能社会的具体目标和措施。受限于自然资源与土地资源，日本制氢成本较高，搭建全球供应链主要依靠海上运氢，打造液化氢+甲基环己烷运输链。

韩国：构建“清洁氢”为主的生态圈。2018 年韩国发布《创新发展战略投资计划》，将氢能产业列为三大战略投资方向之一；2019 年韩国发布《氢经济发展路线图》，提出到 2030 年实现清洁氢能产量提高到100万吨，将氢燃料电池汽车增加到 62 万辆等目标；2021 年发布《氢能经济实施方案》，从生产、流通、应用、管理四个方面制定了推进细则，提出构建“清洁氢”为主的生态圈；2022 年韩国政府公布氢经济发展战略，计划到 2030 年普及 3 万辆氢能商用车。澳大利亚：打造全球氢能供应大国，发展国际氢能伙伴关系。2019年澳大利亚发布《澳大利亚氢能战略》，计划创建氢能枢纽与大规模氢气需求的集群并生产全球 1/3 的清洁氢气，氢能项目规模到2025年/2030年分别达到 300 MW/1000 MW。同时，澳大利亚政府积极与新加坡、德国、日本、韩国及英国发展国际氢能伙伴关系。

美国：提升氢能水平，加快绿氢发展与降本。1990 年起，美国采取了从政策评估到方案制定、从技术研发到示范推广的一体化思路，推动氢能的生产、流通、应用和创新。2020 年发布了《氢能计划发展规划》，提出未来十年及更长时期氢能研究、开发和示范的总体战略框架；2022年8 月美国参议院通过《降低通货膨胀法案》，将在10 年内对低碳氢提供最多 3 美元/公斤的税收抵免；2023 年6 月美国发布《国家清洁氢战略与路线图》，规划到 2030/2040/2050 年分别生产1000/2000/5000万吨清洁氢能源，并提出了短期、中期、长期氢能发展目标，计划到2026年电解水制氢成本降至 2 美元/kg，2031 年降至1 美元/kg。

1.3. 国内利好政策频出，加速氢能产业发展

国家政策持续加大氢能产业发展力度。2011 年中国相关政策就已涉及制氢、储氢等配套设施的发展；2014 年提出对新建加氢站给予奖励；2019年首次在政府工作报告中提出“推动充电、加氢等设施建设”。根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，我国计划到2025 年部署建设一批加氢站，可再生能源制氢量达到 10-20 万吨/年；到2030年形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系；到2035年形成氢能多元应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比例明显提升。

各地方政府出台发布氢能发展规划目标。在国家政策推动下，各地陆续出台规划支持氢能产业发展。2018 年以来地方政府针对氢能源基础设施建设的扶持政策接踵而至，2019-2023 年将氢能写入政府工作报告的省市及自治区数量由 9 个提高到了 19 个，氢能发展步入快车道。

五大示范城市群推广应用，氢燃料电池汽车探索进行时。截至2022年，我国已经批准包括京津翼城市群、上海城市群、广东城市群、河南城市群和河北城市群在内的五大示范城市群，这些地区具有氢燃料电池产业链发展基础，通过政策支持，有望带动氢燃料电池汽车快速商业化。

多省份氢能项目加速布局落地。据氢云链统计，2023 年9 省份氢能产业项目涉及 35 个项目，总投资超 650 亿元，覆盖整个产业链，尤其以制氢、产业园和燃料电池相关产业为主。各地区立足于自身区位优势，因地制宜发展氢能，加快推动氢能的商业化发展。

2. 氢能产业链初具规模，下游应用前景广阔

2.1. 氢能覆盖制储运加用，产业链发展初具规模

氢能产业链涵盖制氢、储运、加氢和用氢等多个环节，各环节均有不同的技术路径和发展方向。（1）源头：制氢环节。可以利用化石能源、工业副产气或电解水等原料进行制氢，电解水制氢作为清洁低碳的制氢方式，是未来的重点发展方向，具有广阔的发展前景。（2）关键：储运环节。氢气运输可以采用道路车辆、铁路、船舶或管道等不同的运输工具和方式，我国已经掌握了压缩气体、液化气体和固态材料等多种运输技术，正向着规模化和高密度的方向发展，高压气态储氢和低温液态储氢已经步入商业化应用阶段。（3）桥梁：加氢环节。加氢站是连接供需两端的重要基础设施，需要考虑安全性、效率和成本等因素，我国加氢站技术已经较为成熟，加氢站数量居全球首位，但运营成本仍有待降低。（4）终端：用氢环节。氢能在交通、工业、电力、建筑等多个领域有着广泛的应用潜力，有助于实现能源结构优化、清洁低碳转型和碳中和目标的达成。

2.2. 氢能助力工业、交通、电力等多领域深度脱碳

目前氢能应用主要集中于工业和交通领域，未来有望助力建筑、发电和供热等多领域深度脱碳。据中国氢能联盟预测，到2060 年，中国氢气的年需求量将增至 1.3 亿吨左右，在终端能源消费中的占比约为20%。其中工业和交通领域将分别消耗 60%和31%的氢气，电力和建筑领域消耗 5%和 4%的氢气。多领域、多场景的推广应用将为氢能产业链的规模化、商业化发展提供持续动力。

（1）交通领域：氢燃料电池是需求主力

氢能在交通领域应用包括汽车、航空和海运等，氢燃料电池汽车是现阶段主要需求来源。“十四五”期间，中国氢能应用的需求增量主要来自于交通运输领域，氢燃料电池汽车的推广是关键驱动力。燃料电池汽车是一种以车载燃料电池装置产生电力作为动力的汽车，目前处于产业发展初期。燃料电池车能量转换效率可达 60%，是燃油或压缩天然气车效率的 2~3 倍。相较于纯电动汽车和传统燃油车，燃料电池汽车具有温室气体排放低、续航里程长、加注时间短、续航里程高等优势，发展潜力巨大。

国内氢燃料电池汽车高增速，市场空间广阔。根据中汽协数据，2022年全国氢燃料电车产销量量达到 3626 辆、3367 辆，再创新高，同比分别增长 104.1%、112.3%。根据《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》预测，到 2025 年我国氢燃料电池车辆的保有量将达到5 万辆左右，2030年保有量达到 10 万辆，据此测算 2023-2025 年期间氢燃料电池车辆保有量将达到 56%的年复合增长率。

乘用车占比较低，商业化之路机遇挑战并存。燃料电池汽车对低温性能有较高的要求，动力系统成本较高。受技术、成本、基础设施完备程度以及下游应用限制，燃料电池汽车的企业数量和市场规模较小，发展依赖政府补贴和政策扶持，尚未实现大规模推广。目前国家对燃料电池汽车产业的政策倾向于支持商用车的发展，国内市场的氢燃料电池车集中在客车和重卡等领域，乘用车占比不足1%。乘用车市场空间广阔，对燃料汽车而言机遇与挑战并存。

氢燃料电池在船舶、有轨电车等交通领域亦有广阔应用前景。船舶方面，2022 年 5 月，中国首个内河氢燃料电池动力工作船“三峡氢舟1号”开工建设，为中国首个获中国船级社(CCS)分类的氢燃料电池动力工作船；2022 年 8 月，辽宁省发布了《辽宁省氢能产业发展规划(2021-2025年)》，规划到 2025 年氢燃料电池船舶的保有量达到50 艘以上，到2035年保有量达到 1,500 艘以上，为氢动力船舶发展带来良好示范作用。有轨电车方面，2017 年广东省佛山市高明区推出中国首列氢燃料电池有轨电车；2022 年 10 月全球首辆氢动力胶轮数字轨道电车在上海下线，是中国首条氢动力中等运量的有轨电车线路，有效推动绿色公共交通网及绿色城市建设。

（2）工业领域：工业脱碳带来氢能需求增量

工业是碳排放的主要来源，双碳目标下对氢气需求将大幅增加。化石能源作为工业燃料，燃烧本身会释放二氧化碳，同时作为工业原料参与生产过程也会形成碳排放，因此工业也成为当前脱碳难度最大的领域之一。氢能作为清洁能源，其应用将助力工业脱碳。据中国氢能联盟预测，在氢冶金、合成燃料、工业燃料等需求推动下，预计2060 年工业部门对氢气年需求量将达到 7794 万吨。氢在钢铁领域可应用于氢治金、燃料等多个方面，其中氢治金规模最大。传统高炉炼铁是以煤炭为基础的冶炼方式，煤炭燃烧碳排放占比高达70%，而氢治金通过使用氢气代替碳在治金过程中的还原作用，实现源头降碳。根据《中国氢能产业发展报告 2022》，预计到2030 年氢冶金产量可达 0.21-0.29 亿吨，约占全国钢铁总产量2.3-3.1%；到2050年氢冶金产量约 0.96-1.12 亿吨，对应氢气需求约852-980 万吨，其中83%将来自绿氢，以实现钢铁行业深度脱碳。

（3）电力与储能领域：氢能大有可为，降本空间较大

电力系统领域，氢能可以用于直接发电和燃料电池。氢能可以通过燃气轮机或燃料电池技术进行发电。燃气轮机利用氢气或氢气与天然气的混合气作为燃料，驱动电机发电。氢能发电机可以与制氢装置相结合，在用电低谷时段利用可再生能源电力电解水制氢，用电高峰时段再将储存的氢气转化为电能，实现电能的优化利用；燃料电池技术则是通过氢气与氧气(或空气)在电极间发生电化学反应，同时生成水和电能。燃料电池可应用于固定或移动式电站、备用峰值电站、备用电源、热电联供系统等发电设备。当前氢能发电成本仍然较高，未来降本空间较大。当前燃料电池发电成本在 2.5-3 元/度，远高于其他常见发电形式，主要原因是质子交换膜、电解槽等核心设备依赖进口，叠加原材料铂价格较高，导致投资成本居高不下。未来伴随国产设备替代程度提升，技术迭代，成本存在较大的下降空间。

3. 绿氢发展动力充足，上游制氢设备先行

3.1. 三种制氢工艺并存，电解水为制氢终极路线

根据制取过程的碳排放强度，氢气可以分为灰氢、蓝氢和绿氢。（1）灰氢：灰氢是指通过化石燃料燃烧产生的氢气，在其生产过程中会有大量二氧化碳排放；（2）蓝氢：蓝氢主要为天然气重整得到，并使用CCUS 技术固碳以降低碳排放，但当前因固碳成本较高，普及程度较低；（3）绿氢：绿氢主要通过可再生能源制造，以电解水制氢为代表，制氢过程无碳排放，未来有望替代灰氢成为主要氢气来源。

主流制氢工艺包括化石燃料制氢、工业副产制氢和电解水制氢三类。（1）化石燃料制氢：化石燃料制氢是目前制氢环节的主流方式，原理是利用化石燃料中的碳氢化合物（如天然气、煤等）作为原料，通过化学反应制备氢气；主要优点是技术成熟、成本较低、工艺可靠，但同时存在环境问题和可持续性问题，如碳排放高、存在污染物排放等。（2）工业副产制氢：工业副产制氢是从工业过程中产生的副产物中获取氢气的一种技术，例如炼钢、氯碱生产等工艺中产生的炉底气、尾气等含氢气体；主要优点是资源利用高效、成本低廉，但是获取的氢气量通常有限，难以大规模应用。（3）电解水制氢：电解水制氢是指通过电解水的方式将水分解成氢气和氧气。电解过程中，通常在电解池中将两个电极分别放入水中，通过加电使水分子分解成离子，进而产生氢气和氧气。电解水制氢技术相对于其它制氢技术，具有环保、简单易行、高效、易于控制等诸多优点，成为制氢的重要手段之一。同时，电解制氢也可以与可再生能源（如风能、太阳能）结合使用，以实现绿氢的生产。

现阶段电解水制氢成本较高、渗透率较低，未来有望成为主流路线。化石能源制氢技术由于工艺成熟，成本低廉，短期内仍是主力，未来随着煤、天然气市场价格上涨，碳税增加，灰氢成本将逐步提升；现阶段电解水制氢成本较高、在我国渗透率仅占1%。电解水制氢的平均成本约30.1 元/kg，其中电费占 60-70%，未来伴随制氢技术成熟、规模化生产，叠加可再生发电成本下降，电解水制氢优势有望逐步显现。

可再生能源电价下降和规模化制氢是绿氢重要的降本路线。电价大于0.2 元/kWh 时，用电成本占制氢成本的比重超过50%，以0.2 元/kWh为基准，当电价下浮 50%时，制氢成本可下降24.4%；制氢规模是降低单位投资造价的关键，在一定范围内提高制氢装备数会降低单位投资成本，从而带来制氢成本的下降。此外增加电解槽工作时长、技术改进也会带来制氢成本的下降。

根据电解质种类的不同，可以将电解水制氢分为碱性水电解技术（ALK）、质子交换膜水电解技术（PEM）、固体聚合物阴离子交换膜水电解技术（AEM）和固体氧化物水电解技术（SOEC）。其中，碱性电解水技术最为成熟，已能够进行大规模制氢应用，目前国内已实现兆瓦级制氢应用；PEM 制氢在过去十年发展迅速，相比于碱性电解水工艺，其占地面积较小，与可再生能源的适配度更高，国内目前已实现规模较小的商业化运作；SOEC 制氢的主要特点是工作温度高、效率高、蒸汽替代液态水，已处于小规模示范阶段；而 AEM 起步较晚，目前尚处在研发测试阶段。

3.2. 电解槽招标高景气，设备厂商加速布局

电解槽是电解水制氢的核心设备。电解槽通常由电极、电解质、电解槽体、管道和液位控制系统等组成。在电解槽中，电解液在两个电极间流动，通常使用的是稀硫酸、氢氧化钾等具有良好导电性能和稳定性的电解质。经过电势差的作用，水分子在电极表面发生氧化还原反应，将水分解为氢气和氧气，通过气体分离系统将氢气和氧气筛选出来。

碱性电解槽路线成熟，PEM 成长迅速，SOEC 具备良好潜力。从当前全球电解槽的装机容量来看，碱性电解槽仍然是目前最成熟的技术路径，据 IEA 估算，2022 年全球碱性电解槽安装量大约为727MW，约占全球总装机规模的 52%；PEM 电解槽安装数量提升迅速，2022 年累计装机达 366MW，同比增长达 200%；SOEC 尚未开启商用，但具有优良的降本增效潜力，未来技术成熟后成本预计将大幅降低，有望实现产业化推广。

PEM 材料成本较高，核心部件有待国产化突破。由于PEM电解需要在强酸环境下进行，使用的金属催化剂属于稀有金属，成本较高；国内PEM产业规模较小，PEM 制备氢气核心原材料质子交换膜的生产技术被欧美、日本等巨头垄断，原材料主要依赖国外进口，给供应链和成本管理带来了较大压力。未来国内 PEM 产业的发展还需要国内企业在原材料上实现新的突破。

国内电解槽出货量快速增长，市场集中度较高。2022 年中国电解槽设备总出货量 800MW 左右，根据 BloombergNEF 预测，2023 年中国电解槽出货量有望达到 1.4-2.1GW，占全球出货量60%以上，同比增速约75%-163%。2022 年国内出货量中，考克利尔竞立、派瑞氢能和隆基氢能 CR3 合计占据 80%，市场集中度较高；而国际电解槽市场竞争格局相对分散，CR10 约占 50%。

电解槽招标高景气，23 年全年有望大幅放量。2023 年1-5 月15个电解槽项目公开招标累计规模超过 576MW，已达到2022 年全年出货量的72%，其中碱性电解槽项目占比 80%。15 个公开项目中有13个是绿氢项目，根据全国绿氢项目推进情况，我们认为2023H2 还会有大量电解槽项目进行招标。在工业化大规模应用的背景下，绿氢的使用成本有望进一步下降，从而加速氢能产业的发展。

光伏巨头、设备厂商加速布局电解槽领域，市场参与企业增多。国内CR3 中派瑞氢能同时具备 ALK、PEM 两种电解槽技术路径，考克利尔竞立和隆基股份主要专注于 ALK 技术方向。光伏巨头隆基股份、阳光电源以及华电重工等设备厂商也开始布局氢能电解槽领域，电解槽参与企业数量进一步增加，未来市场竞争或将加剧。

全球头部电解槽生产商扩产进行时。根据BloombergNEF 统计，2022年底年生产力全球前 20 家电解槽生产商产能共计14GW，其中有8家企业来自中国，合计 6.7GW 占比约 48%。按照电解槽类型划分，有12家碱性电解槽企业、5 家 PEM 电解槽企业和3 家碱性/PEM电解槽企业。预期 2023 年底年生产力全球前 20 家电解槽生产商产能合计约26.4GW，较 2022 年底提高 89%。