自2022年2月以来，全球范围内启动了131个大型氢能开发项目。预计到2030年，全球氢能领域投资总额将达到5000亿美元。世界能源理事会预计，到2050年氢能在全球终端能源消费量中的占比可高达25%。目前，全国20多个省份已发布氢能规划和指导意见共计200余份。全产业链规模以上工业企业超过300家，集中分布在长三角、粤港澳大湾区、环渤海三大区域，氢能产业呈现集群化发展态势。

从近期一系列氢能行业大事件可以看到，氢能产业链中以绿氢制取装备为核心的制氢环节迈入新的发展阶段。

｜政策方面“春风”频频

国家发改委2022年3月23日发布《氢能产业发展中长期规划(2021-2035)》(简称“行业中长期规划”)，体现出政策对未来氢能产业的发展定位，也明确了政策鼓励的应用场景和领域，勾勒出氢能中长期蓝图，有助于强化投资者对氢能产业发展信心，提振产业参与者的长期预期。行业中长期规划对投资而言主要有三大核心要点，包括氢能定位、未来发展目标以及应用方向。

在产业定位中，氢能被正式确定能源，且是能源体系的重要组成部分，此外氢能产业链相关环节也被纳入国家战略新兴产业的范畴。相关的量化发展目标主要对应2025年的目标，一大目标是氢能车保有量达到5万辆，另一目标是可再生能源制氢量在10～20万吨。对于未来的应用方向，政策规划了包括交通、储能、分布式能源以及工业领域的减碳四大领域。

在交通领域中，政策提到燃料电池车在商用车型上的优势，也提出氢能车是对锂电车的互补；储能领域中，氢能储能的优势主要在长周期、大规模场景中；分布式能源的应用可以看作是储能领域的拓展，主要是利用氢能在不同能源间灵活转换的特性。氢能在工业领域中的减碳主要是替代传统的化石能源作为燃料或者化工原料，预计在“碳中和”的阶段会得到普遍的推广。

｜国内企业有望依靠成本优势出海

全球氢能发展相对领先的地区有美国、欧洲、日韩，而沙特阿拉伯、阿联酋等中东国家也瞄准了氢能，沙特阿拉伯虽未发表书面文件，但是已经提出了氢能战略目标。全球氢能发展的主要逻辑有：第一，从环保的角度出发实现清洁能源转型，典型如欧洲，欧盟在碳市场(EU ETS)的框架之下，各国都肩负着脱碳的任务；第二，能源安全角度，本国化石能源禀赋较差，希望通过氢能革命摆脱对化石能源的的严重依赖，典型如日韩，俄乌冲突使得欧盟也将发展氢能作为能源安全的重要方向；第三，出于经济原因想要保持产业领先地位或者希望通过氢气出口赚取经济收益，典型如美国、澳大利亚以及沙特阿拉伯等中东国家。

我国的碱性电解槽制造成本在300美元/千瓦以下，有显著的成本优势。同时我国强势的光伏产业有望带动电解槽的出货，光伏企业本就与氢能行业关系紧密，隆基、天合、协鑫等皆跨界氢能，海外市场的打开，或使得光伏企业与电解槽企业合作更加紧密，携手出海。基于以上两点优势，我国电解槽具备抢占国际市场的能力，光伏电解槽一体、电解槽企业有望率先受益。总结而言，2022年氢能政策东风强劲，国内政策框架逐步完善，官方推动的国际合作也开始展开。

展望2023年，市场预期关注的焦点会从政策催化本身切换到各地方政策实际落地效果以及数量目标的实现进度，若各地方政策落实有效，各层面产业政策叠加共振，产业扩张速度有可能超预期。

｜可再生能源制氢项目增多，商业模式渐趋完善

电解槽技术路线分析：碱性电解槽是目前主流，PEM电解槽降本是关键。

国家发改委发布的《氢能中长期发展规划》提出至2025年可再生能源制氢量达到10～20万吨/年的目标，将“绿氢”作为新增氢能消费的重要组成部分，实现CO2减排100～200万吨/年。因为之前市场普遍认为绿氢成本实现平价是在2030年前后，进入“碳中和”阶段“绿氢”才会大规模上量。

但随着2025年政策目标的明确，预计可再生能源制氢的推进也将提速。目前全球成熟的电解水制氢技术，主要是碱性电解和PEM电解两种方式。两者的成本构成也有明显的区别，PEM电解水制氢的绝对成本高，主要是双极板、膜材料以及铂、铱等贵金属催化剂材料，成本明显高于碱性电解槽。

比较目前主流的电解水制氢技术以及有发展潜力的技术，我们按照技术路线演进的时间线进行展望：碱性电解水技术凭借成本低、技术成熟度高的优势，目前在国内是主流路线，预计将会长期占据电解水制氢技术的主导地位。PEM电解水技术目前已经初步形成产业化并在部分地区建设示范应用，随着技术的进步和成本的下降，预计最快将在2025～2030年形成规模化应用。固体氧化物水电解技术(SOEC)目前理论上能量转换效率最高，采用固体氧化物作为电解质材料，可在400~1000℃高温下工作，可以利用热量进行电氢转换，具有能量转化效率高且不需要使用贵金属催化剂等优点，也有望成为未来技术的发展方向，预计在2030年之后可逐步应用于规模化的可再生能源制氢。

｜“绿氢”生产降本路径明确

现行技术条件下电解水制氢成本较高，其中主要包括电费成本，设备折旧成本、人工费用等。随着技术的进步以及自动化生产，设备成本会逐渐下降;提升设备使用时长从而提升氢气产量的方式也可以摊薄设备的折旧成本和其他固定费用。此外，占比电解水成本较高的电价也会随着光伏、风电等可再生能源的发展持续下降。

2021年在“双碳”目标提出之后，国内电解水制氢项目规划和推进逐步加快。目前国内的电解水制氢路线以碱性电解槽为主，主要是碱性电解槽技术路线成熟，成本具有显著优势。PEM电解槽由于成本高，商业推广依然需要时间，而且从目前的国内商业模式下，PEM槽的技术优势并不明显。

从国内项目规划而言，绿氢的下游应用主要包括化工、燃料电池车、热电联供等储能领域。从经济性和现有市场规模看，化工原料是绿氢最主要的利用途径，这是因为：首先，绿氢制取在大部分还是在化工园区进行。安全监管层面，氢气历史上长期作为危险化工品被管理，因此在大部分省份氢气的生产只能在化工园区进行，将制取的氢气直接提供给园区化工企业使用，减少了运输成本，经济性可以最大化。其次，化工用氢需求大，商业模式稳定。传统上部分化工生产路线生产需要加氢，之前都是化石能源制取的氢气作为氢源，替换成绿氢既可以帮助化工生产过程减碳，又不需要额外的转换工艺，因此有稳定的市场需求。而绿氢其它领域的应用，目前的经济性和商业模式还在探索过程中。

预计2023年在政策的推动下，绿氢项目将从示范项目逐步向商用拓展。在“双碳”目标的减碳场景下，绿氢有丰富的应用场景。一方面可以与新能源电站配合，发挥氢能储能的作用。另一方面，在工业领域，氢能也可以作为减碳的工具。工信部发布的《“十四五”工业绿色发展规划》明确提到了推进“绿氢开发利用”等新型污染物治理技术装备基础研究，以及在炼化工业中推广“绿氢炼化等绿色低碳技术”。

预计随着绿氢成本的不断降低和供给的不断增加，2023年绿氢需求将有显著扩张，主要增量来自于化工企业和工业领域大型国企减碳的示范项目。绿氢项目的增加有望直接带动对电解槽的采购需求，我们预测2023年电解槽需求量有望达到3GW的规模，对应市场空间在50～60亿元，有望成为除FCEV之外的氢能第二大子行业。