燃料电池行业专题：千亿氢储能市场一触即发
（报告出品方：国金证券）
一、双碳政策下可再生能源装机高增，新型能源结构转型催生储能需求
1.1 全国碳排放权交易市场正式启动，电力行业成碳交易市场先行试验田
火力发电是我国碳排放的主要来源。中国是全球碳排放主要贡献者，碳排放量常年占 比全球碳排总量的 30%，2021 年碳排放超 199 亿吨。从排放结构角度看，电力行业为 我国碳排放的主要来源，占比超过 42%，几乎所有碳排放均来自于燃煤发电，占比高 达 99%。制造行业碳排放量其次，占比超 38%，其中 5 大高耗能产业（石油化工及炼 焦、黑色金属冶炼、非金属矿物冶炼、化工、有色金属冶炼）是重点排放对象，贡献 国内制造行业 90%的碳排放。交通行业考虑生产过程的碳排放以及行驶过程中的碳排 放，总碳排放量占比则超 5%。
火力发电碳排放量仍呈现逐年上涨态势。近五年火力发电量占比逐年下降，从 2017 年的 72%下降到 2021 年的 71%，但是因为社会总用电量不断上升，火力发电的绝对数 值仍然持续增加，从 2017 年的 4.8 万亿 kWh 增加到 2021 年的 5.8 万亿 kWh，进而带 来的碳排放量的增长，减碳形势不容乐观。
电力行业成碳交易市场先行试验田。全国碳排放权交易市场于 2021 年 7 月 16 日正式 启动交易，成为全球覆盖碳排放规模最大的碳市场。目前中国碳市场覆盖发电行业控 排企业 2162 家，控排企业的年排放量超过 40 亿吨二氧化碳，占全国碳排放比例超 40%，从规模方面讲已超过欧盟碳市场覆盖的排放量（2019 年约为 19 亿吨二氧化碳）， 成为全球“覆盖碳排放量”大的碳市场。
1.2 双碳政策下能源结构转型，可再生能源装机迎来高增
《“十四五”可再生能源发展规划》，到 2025 年可再生能源年发电量达到 3.3 万 亿千瓦时左右。“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中 的占比超过 50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。即相较 2020 年，推算 2025 年 可再生能源发电量占比将至少达到 18%左右。
2023 年政策层面端再加码，国家能源局出台《新型电力系统发展蓝皮书（征求意 见稿）》，规划到 2030 年新能源装机占比超过 40%，发电量占比超过 20%。文件制 定了新型电力系统“三步走”发展路径，包括加速转型期（当前~2030 年）、总体 形成期（2030~2045 年）、巩固完善期（2045~2060 年），并明确指出打造“新能 源+”模式，加快提升新能源可靠替代能力，推动新能源成为电量增量主体。
预计到 2030 年可再生能源发电占比超 4 成。根据国家统计局数据，2021 年我国水、 光、风可再生能源发电量合计 2.3 万亿千瓦时，约占总发电量的 28%。根据《中国 2060 年前碳中和研究报告》结合国家政策规划，预计到 2025/2030 年，可再生能源装机量 可依次达到 15/22 亿千瓦，可再生能源发电量占全社会用电的比例将达到 35%/44%， 到 2030 年可再生能源年度发电量将超 5 万亿千瓦时。
测算逻辑：根据国家发改委下设全球能源互联网发展合作组织 2021 年 3 月发布 的《中国 2060 年前碳中和研究报告》数据，预计到 2030 年全社会总用电量将达 到 11 万亿千瓦时，光伏、风电、水电总装机将分别达到 10/8/4.4 亿 kW，假设 光伏、风电、水电的年利用小时数分别为 1400/2000/3800 小时，预计光伏、风 电、水电、火电在发电结构中占比将分别达到 27%/22%/12%/36%。
1.3 新型能源结构催生储能需求，长时储能需满足大规模应用和时间边际成本低的特性
可再生能源发电具备波动性，需配储调节。储能可分为电源侧储能、电网侧储能和用 户侧储能，核心均为实现电能的跨时间应用，但具体到每一侧，储能的作用又有细微 不同。
电源侧：1）平滑、调峰作用：由于光伏、风电、水电的随机性、波动性特征， 电源侧需要储能以实现电力从秒级到季度的供需平衡；2）黑启动：借助储能电 量带动无自启动能力发电机组。
电网侧：调频：可再生能源上网电量的波动可能会造成火力发电量的波动，进而 影响火力发电机组转子的转速，改变交流电的频率，因此储能还起到调节电网交流电频率的作用。
用户侧：1）削峰填谷：允许用户调整用电时间，降低用电成本；2）分布式发电：推动户用可再生能源发电装置的发展；3）备用电源。
电源侧日度级别和季度级别储能需满足容量高、储能时间长、大规模应用成本低的特 性。电源侧的可再生能源发电因其具有随机性、波动性的特点，表现为时间维度上的 出力不均。
秒-分钟变化：可再生能源波动性需储能平滑。光伏发电的输出与光照强度直接 相关，因此其输出特性受天气影响明显。晴天光伏出力均匀且类似正态分布，多 云和阴雨天因光照强度波动较大，光伏出力也会发生分钟级的变化。分钟级波动 会造成发电机组转子的转速波动，进而影响到发出的交流电频率，造成系统失稳， 因此需要储能装置频繁的充放电平滑分钟级的波动，因此该种储能适合动态响应 快、效率较高的储能形式，如锂电池储能。
小时-天变化：光伏昼夜不均需储能调峰。光伏发电出力时间集中在 6：00-18：00 之间，10：00-14：00 为出力高峰期，夜晚出力几乎为零，一天的输出功率变 化区间为 0-100%，昼夜差别巨大，同理风力发电在有风天气和无风天气功率输出差别也很大，需要储能进行昼夜甚至跨日间的调峰，此种储能要求储能容量大， 因此适合能量密度高、大规模应用成本低的储能方式，如氢储能、压缩空气储能、 抽水储能。
季度变化：可再生能源季节性差异需储能调峰。观察 2019-2022 年平均每月发电 量情况可以发现，用电侧高峰期出现在夏、冬季，光伏发电高峰期出现在春、秋 季，风力发电高峰期出现在春季以及 12 月，水力发电则只有夏季偏多，其余季 度很少。为了解决可再生能源的季度发电不均衡现象，储能则为必要的手段。此 种储能要求储能时间长、储能容量巨大，因此适合无自衰减、大规模应用成本低 的储能方式，如氢储能、抽水储能。
季节性储能可实现长时及广域空间的能量转移，多为跨能源形式的长期储能与利用。当前电力系统中应用的如电化学储能等储能方式主要提供面向电力系统的日内调峰、 调频、爬坡等，用于平抑短时（秒、分钟、小时）尺度的电力波动，难以应对长时间 （周、月、年）尺度下可再生能源出力与负荷需求的电量不平衡问题。为实现长时间 尺度的能量平移，平抑数日、数周乃至季节性的电量波动，参与月、季乃至年调节过 程，需要采用长时间、大容量的储能技术，即季节性储能。其在电力系统电能富余时 将电能转化为其他可长期存储的能量形式进行储存，实现跨能源形式的长期储能与优 化利用。
二、氢能是大规模、长周期储能最优选，是非电能源消费领域碳中和的关键
2.1 氢能适用于大规模和长周期储能，大规模应用和时间边际成本低
广义储能改善用电负荷季节性，终端运用方式多样化。
广义储能：利用电力系统中的富余电能，将其转化为其他能源或产品，在利用环 节不转换回电能而直接利用所存储能量形式的储能方式，用于进行大规模存储、 转移并直接利用。广义储能仅完成电能-其他形式能量的能量转换过程，终端负 荷需求为多重能量形式，实现了跨能源品种的季节性储能与优化利用，主要包括 电化学储能、热储能和氢储能三类。
狭义储能：完成了电能-其他形式能量-电能的能量转变，具有与电力系统强耦合 的特点，即最终途径为上网，在 2 次能量转化过程增加了储能的能量损耗，包括 电转气、抽水蓄能与压缩空气储能等。
氢储能属于广义储能，即利用电力系统如光伏和风电中的富余电能，通过电解水制氢 设备将其转化为氢，并在终端应用环节直接使用氢气而非必须转换回电能上网的储能 方式，间接改善了用电负荷的季节性特征，实现能量季节性转移 （3-9 月氢气净储 存，10-2 月氢气净消耗)，同时也实现单位电力碳排放强度的下降（由 950g/kWh 降 低为 569g/kWh）。
氢能适用于大规模和长周期的储能，具备无自衰减、扩容成本低等特性。氢储能主要 指将太阳能、风能等间歇性可再生能源余电或无法并网的弃电，通过电解水制氢的方 式储存，可就地消纳、时经燃料电池进行发电或管道、长管车运输等方式供应于下游 应用终端。相较于抽水储能、压缩空气储能、蓄电池储能（锂电）具有无自衰减、扩 容成本低、能量密度大、能源发电转移便捷等优点，凭借其无自衰减的特性，尤其适 用于跨周和季度的储能。基于扩容成本低的特点，即仅需增加氢瓶即可扩充储能容量， 适用于大规模的储能，在短周期内储能效率较低。
储能技术呈现多样化，其中电池和氢能两者互补，共同构成主流储能方式。
锂电储能：锂电储能适用于日度调峰以及调频，因为效率更高且动态响应更快。相反氢储能不适用于调频场景，因为调频场景需要的响应速度更快，并且所需储 能容量小无法体现大规模氢储能的成本优势。然而针对大规模、长周期的储能场 景，氢储能的优势更明显，因为氢储能无自衰减，且针对大规模储能氢储能只需 增加储氢设备，边际成本低。
液流电池：将正负极电解液分开后各自循环的一种高性能蓄电池。电池容量取决 于储存罐的大小，容量可达 MW 级。液流电池有多个体系，如铁铬体系，锌溴体 系、多硫化钠溴体系以及全钒体系，其中全钒液流电池应用最广。目前全钒液流 电池技术成熟，但离子交换膜和电解液材料成本较高。
钠离子电池：钠离子电池具有与锂离子电池相似的工作原理和储能机理。钠离子 电池虽然原材料成本低，但功率密度低，相较锂电池更适合储能场景而不是动力 电池，当前产业链需进一步发展。
大规模氢储能成本优势明显，1MWh 储能下初始建设的度电成本只需 1300 元。
测算逻辑：蓄电池储能综合了充电、储电、放电三个功能于一体，然而对于氢储 能系统来说则分别需要电解槽、储氢罐、燃料电池来实现以上三个功能。我们以 1MWh 的储能需求为测算基准，考虑氢储能系统综合效率 36%，一天工作 10 小时， 将 0.28MW 的碱性电解槽、8 个 20MPa 的储氢瓶以及 0.17MW 的燃料电池系统看成 一个日均存储电能 1MWh 的整体，最终测算氢储能系统初始投资的度电成本为 1300 元，低于磷酸铁锂电池和液流电池。
氢能长时储能边际成本低，无自衰减更适配长周期。从各类型储能技术看，蓄电池类 的磷酸铁锂电池、钠离子电池和液流电池，边际扩容成本较高，需要配套扩充相应的 锂电池、钠电池和钒电解液，并从资源矿中提取，价格还将随上游原材料供需波动。对比氢储能的扩容，仅需同比例增加储氢罐的数量，规模效应下，储氢罐成本下降， 边际扩容简易且可移动场景储存，如盐穴储氢等，不占用发电设备所在地面积。此外， 氢气作为储能在氢罐内月度损耗不到万分之一，而电池类储能电池拥有个位数自衰减 率，相对氢损耗较高，例如锂离子电池自放电率每月为 2%-5%。
测算逻辑：后续扩容对于蓄电池类的磷酸铁锂电池、钠离子电池和液流电池，需 要配套扩充相应的锂电池、钠电池和钒电解液，以扩建成本占总投资成本的 50% 测算度电扩容成本，氢储能由于扩容仅需扩充氢罐，因此度电扩容成本测算以对 应扩充的氢罐价值测算。最终测算度电储能边际成本氢最低，约为 120 元/kwh， 和蓄电池类度电扩容对比最低，且随着储能容量的增大，价差将逐步拉大，100 度电的储能扩容需求时，最大成本差可达 11 万。
2.2 上游耦合风光制氢、下游多领域零碳应用，氢能终章将推动可再生能源二次装机
能源使用形式可分为电力和非电能源，非电能源应用占比过半且脱碳难度高。能源使 用形式可分为电力及非电能源，在使用过程中的某些领域由于特定需求，能源需要拥 有更高能量密度、更长期的储存周期或以燃料形式存在用来燃烧，即使用电需求不断 高增，但在某些领域的需求电是无法替代非电能源的，例如金属冶炼、焦炉炼钢、合 成氨等。根据国家统计局能源消费和燃煤发电数据推算，当前非电能源的消费应用占 比过半，并且非电能源行业大多为碳排放量占比高却又难以脱碳的领域，例如工业、 化工等。假设到 2060 年中国电气化率高达 70%，对应仍然存在 20-30 亿吨标准煤的 能源需完成脱碳，因此需其他能源形式以实现碳中和。
氢能是与电同等重要的二次能源，非电能源消费领域的脱碳关键在氢能。如果说电气 化是能源碳中和的主力军，那么氢能则是能源碳中和的最后关键一环。在清洁性、能 量密度、安全性以及商业化进度等方面具备可行性。
上游侧耦合风光设备电解水制氢，可解决可再生能源电消纳及上网问题。电消纳及上 网问题随光伏和风电装机规模高增逐步凸显，风光耦合电解水制氢可实现风光装机无 地域限制。近十年来，我国光伏和风电成本快速下降，为装机规模快速提升奠定了基 础，但风光发电波动性的特点制约了其进一步扩大规模，因而配储以平抑波动性。现 阶段大部分可再生能源发电终局为上网，储能大多仅作为可再生能源电力上网前电源 侧波动性的暂时储存电力的方案，在光伏和风电大规模装机至一定规模后，上网及电 消纳将成为可预见性需要解决的问题。因此，将风光设备耦合电解槽制取氢气储能， 氢气再作为能源使用，将解决储存能量的大规模时空转移特性，实现交通网与能源网 的深度耦合。
氢储能示范项目：光伏+氢储能+火电灵活性运行示范工程可行性分析 (掺烧 20%)， 在大部分场景下，弃光制氢+氢储能+火电 20%掺氢燃烧的方案可实现更优经济性。
测算逻辑：1 吨煤发电量为 3333kWh，对应排放 2.62 吨二氧化碳，以不同情况下 的煤炭价格测算其基础电力成本，在后续碳税价格叠加下，测算其发电的电力成 本，对比弃光制氢（零发电成本）+氢储能+火电 20%掺氢燃烧，大部分场景下后 者更具备经济性。
配储需求从供给侧推动氢能放量，风光氢储一体化项目逐步落地。风光配储成为刚需， 各地政府陆续发布强制配储需求，配储比例最高可达 30%，为实现碳中和目标，若在 风光装机量达到 50 亿千瓦、年发电量 10 万亿度的时候，按 10%-30%的配储比例，储能容量将在 1 万亿-3 万亿度，意味着储能必须满足低成本、规模化、无地域限制、 长寿命等要求。当前氢能与传统的电池等技术同被认定为储能，纳入了强制配储需求 可计算的比例内，可再生能源装机叠加强制配储需求，上游供给侧放量将推动氢储能 发展，风光一体化项目也处于不断规划与落地的状态。
下游多样化应用打开需求侧市场，反推动氢能甚至二次推动可再生能源装机。氢气只 需储存在氢瓶里即可，意味着氢可即刻就地使用或随时向需求端运输转移，除直接储 能外，可在交通、工业、化工等领域逐步渗透应用，多样化应用领域将逐步打开需求 侧市场，反推动氢储能需求，甚至在未来氢对工业、化工等领域实现了高渗透率的情 况下，大概率还将成为可再生能源装机量增长继度电成本平价后的后继驱动力。
欧盟提出可再生氢（绿氢）定义规则，三大条定义核心全部与可再生能源发电挂钩， 制取氢气电力中的 90%是可再生能源发电，这样制取的氢才能称为绿氢。因此，基于 光伏年发电小时数的限制，电解槽一年的运行时间与光伏设备运营时间高度相关。以 电解槽匹配光伏制氢为例测算，分乐观情况下，电解槽年运行 1400 小时和中性情况 下，年运行2500小时，分别对应90万吨绿氢规划总量下，可装电解槽37.8GW和21.2GW， 反推动光伏装机量 47.3GW 和 26.5GW。预计在未来技术迭代和成本逐步下降的情况下， 2025 年后电解水设备及绿氢市场将持续加速，反推动可再生能源量也将高增。
三、氢储能对应电解槽市场千亿规模，碱性率先起量、PEM 后起更适配风光
3.1 长时储能需求带动电解槽放量，风光配储下千亿市场空间
2030 年储能领域氢气需求预计约 230 万吨，对应电解槽装机约 57GW，千亿市场规模。氢储能可分为日度和季度储能。
季度调峰氢气需求量测算：可再生能源发电呈现上半年多于下半年的趋势，因此 需要采用跨季度储能手段进行调控，氢能是适合长周期储能的重要方式，并且依 据氢能中长期规划中对可再生能源制氢的规划，预计氢能渗透率将逐年上升，根 据我们的测算，2030 年季度调峰氢气需求量为 162 万吨，年复合增长率 70%。
测算逻辑与假设：根据上文对 2023-2030 年发电结构和总社会用电量的预测，得 出所需储存的电量，结合氢储能渗透率从 2021 年的 0.04%上升至 2030 年的 10%、 设备 1200h-1800h 的年工作时长以及 4.5-5.5kWh/L 的制氢电耗测算。2025 年为 氢能中长期规划的第一个结算点，在前期基础设施、设备技术以及成本已初步具 备商业化可行性时，2025 年将迎来爆发。
日度调峰氢气需求量测算：光伏具有明显的昼夜分布不均现象，在未来可再生能源发电占主导的背景下，为实现 24h 供电全部使用光伏，必须采用储能手段。日内光照富 余时段的发电量通过电解制氢进行储存，夜间将氢气通过燃料电池转化为电能，最终 实现 24h 不间断稳定供电。根据我们的测算，2030 年日度调峰氢气需求量为 66 万吨， 年复合增长率为 67%。
测算逻辑与假设：假设全国光伏平均利用小时 1200 小时、光伏发电效率 14%、 电解槽工作 10 小时/天、一年工作 365 天、耗电量为 5 度电制取 1 标方氢气，理 论上日度调峰储能不适合使用氢能，因为存在电-氢-电转化效率低（40%）的问 题，但氢储能具有大规模使用后的成本优势，在可再生能源装机量高增叠加电解 槽成本逐步具备商业化可行性的背景下，2025 年后氢储能渗透率将呈现较快速 攀升态势。
综上，2030 年电解槽市场将达到 1000 亿市场规模。测算逻辑与假设：分碱性和 PEM 电解槽测算，假设电解槽产氢量为 200 标方/MW， 一天工作 4.5-6 小时，一年工作 365 天，由于 2021-2025 年主要以示范项目为主， 购置成本成为了电解槽选择考虑的首先要素，当前碱性电解槽的购置成本远低于 PEM 电解槽，碱性电解槽以更成熟的技术和更低的初装设备成本，占据了更大的 市场份额。随着行业发展逐步进入商业化阶段，全生命周期成本将成为重点，同时叠加 PEM 设备成本的快速下降，预计 2021-2025 年 PEM 电解槽市场占比将从 1%增长至 10%，2025 年-2030 年从 10%增长至 40%。通过分别测算碱性和 PEM 电 解槽的市场空间，预计 2030 年电解槽累计市场规模超千亿元。
3.2 碱性电解槽率先起量，长期看 PEM 电解槽有望开启替代进程
碱性电解槽当前技术更成熟、价格更低，PEM 效率更高、动态响应更快，SOEC 是未来 技术发展方向。当前电解水制氢技术有三种，碱性电解槽（ALK）、纯水电解槽（PEM） 和固体氧化物电解槽（SOEC），其中碱性电解槽技术更成熟，且价格更低，当前大规 模应用更具备经济性，但启停时间相对 PEM 较长，且能耗更高、体积更大；PEM 效率 更高、动态响应能力更强、更适合于与风光耦合、体积更小，但当前成本偏高，未来 随着技术进步与规模效应，成本将逐步下降；SOEC 效率高，最高可达 90%，目前尚处 实验室阶段。
短期内碱性设备以更低廉的价格，更适用西部大规模电站，长期看 PEM 设备有望在与 碱性制氢成本平价时开启替代进程。
（1）从应用场景来看，短期和长期逻辑有所区别：
短期：碱性适用于西部大规模制氢，PEM 适用于东部站内电解水制氢。由于碱性 电解槽的大占地面积和高制氢规模，其更适合在土地资源相对充足的西部大规模 建设，西部丰富的风光资源以及低廉的电价可支撑大规模制氢的需求；PEM 电解 槽的小体积使其更适用于东部的站内制氢，作为加氢站的重要氢源补充，当前政 策也鼓励站内电解水制氢，广东地区给予其蓄冷优惠电价。
长期：西部大规模制氢可使用碱性和 PEM 电解槽的结合方案，且在 PEM 制氢成本 与碱性持平的情况下可开启对碱性电解槽的替代进程。长期来看，随着技术的不 断迭代升级，PEM 电解槽内的铱等贵金属催化剂用量预计将大幅下降，带来 PEM 电解槽成本的快速下行。PEM 电解水设备更适用于风光氢储一体化，当 PEM 与碱 性的 TCO 趋向持平时，西部大规模制氢可使用碱性和 PEM 电解槽的结合方案，且 在 PEM 成本与碱性持平的情况下，预计 PEM 将开启对碱性电解槽的替代进程。
以运行 15 年进行测算，预计当电价相同时，PEM 的设备成本为碱性设备成本的 3-4 倍时，PEM 的单位制氢成本与碱性的单位制氢成本持平。
测算逻辑与假设：以 1MW 级的碱性电解槽与 1MW 级的 PEM 电解槽为例进行成本平 衡点的测算，碱性电解槽效率为 PEM 电解槽的 90%，功率范围窄造成的效率损失 约为 10%，两种电解槽均运行 15 年产氢约 900 万方。随着 PEM 电解槽成本持续 的下降，在电价相同的情况下，预计PEM的设备成本为碱性设备成本的3-4倍时， PEM 的单位制氢成本与碱性的单位制氢成本持平。
碱性和 PEM 电解槽的结合方案，80%碱性+20%PEM，电解槽的制氢成本为 2.12 元/m3， 为搭配最佳选择。对 1MW 级的电解槽进行成本测算，电解槽单价采用 2021 年的数据， 电费为 0.3 元/kWh，电解槽寿命为 15 年产氢约 900 万方，分为设备成本和运营成本 测算，其中碱性电解槽由于波动性匹配区间较窄，将会损耗 15%的的效率。三种方案 测算制氢的 TCO 成本如下：
方案一：100%碱性，电解槽的制氢成本为 2.22 元/m3。全采用碱性电解槽虽然可 以减低设备的购置成本，但因为碱性电解槽效率低，再加上最低启动功率限制造 成效率 10%的损失，运营成本会有所上升。
方案二：80%碱性+20%PEM，电解槽的制氢成本为 2.12 元/m3。此种电解槽配置方 案 TCO 成本最低，因为在可再生能源发电功率不及碱性最低启动功率时可以采用 小功率 PEM 电解槽制氢，避免了电量损失。此外 80%的碱性电解槽配比也保证了 较低的购置成本，因此 TCO 为三种方案最低
方案三：100%PEM，电解槽的制氢成本为 2.33 元/m3。此种电解槽配置方案 TCO 成本最高，因为目前 PEM 电解槽的购置成本最高，预计到 2030 年此种方案有望 成为成本最优方案。
（2）从发展阶段来看，示范阶段更注重初装成本，商业化运营需考虑全生命周期成 本。当前电解水项目大多处于示范阶段，碱性电解槽技术更成熟、设备价格也相对更 低，示范阶段更倾向于碱性电解槽的应用。未来进入商业化运营时，全生命周期成本 成为首要考虑因素，即需加入运营成本进行考量，碱性电解槽运营成本占其全生命周 期成本的 75%-80%，PEM 则是占 30-40%，在 PEM 电解槽设备逐年降本以及其更适合与 风光耦合的情况下，PEM 电解槽的应用将呈现逐年上升趋势。
碱性电解槽购置成本较低。碱水电解技术成熟度较高，同时没有贵金属作为设备 生产原料，因此单价相对较低。但由于需要保证电解槽两侧氢氧平衡，碱性电解 槽需在额定功率的 20%以上才可以工作，且效率不如 PEM，因此在相同条件下， 制氢量不及 PEM。
PEM 成本较高，国内尚未实现大功率规模化应用。目前国内可再生能源制氢示范 应用项目及主流企业核心产品基本以碱性电解槽为主，尚未形成大功率规模化应 用，技术成熟度落后于 NEL、ITM、西门子等海外企业，同时受制于生产原料中 的贵金属，PEM 成本相较碱性较高。但由于 PEM 效率更高且动态响应更快，更适 合与光伏、风能设备串联使用，运营阶段成本相对较低。
四、重点公司分析
昇辉科技
电解水制氢设备定位大湾区切入，为广东提供稳定且经济的氢源，深耕佛山重点发展 站内制氢和车辆运营。
制氢装备方面，昇辉科技参股广东盛氢设备有限公司，100 和 1000 标方/小时的碱性 电解水成套装备分别于 2022 年 8 月和 2023 年 1 月在佛山下线，其中，整流柜、控制 器、AC/DC 等电气设备由昇辉科技配套提供，在广东缺乏大量氢源及大力推广站内制 氢的背景下，公司的电解水制氢设备有望受益，并且将向西北地区搭配光伏储能以及 有望出口产品至中东等海外地区，进一步拓展市场空间。
华电重工
公司为工程整体解决方案供应商龙头，是华电集团科工产业的重要组成部分，目前业 务已拓展至电力、冶金、石油、化工等多个行业。自 2020 年，华电重工开始筹划发 展氢能业务，定位于可再生能源制氢、储氢、用氢等技术开发、装备制造、工程总包 及项目投资、运营为一体的能源服务商,在新能源领域多点开花。
2022 年 3 月成立中国华电氢能技术研究中心，主要生产碱性电解槽、气体扩散层等；同年 5 月，公司通过并购深圳通用氢能获得了气体扩散层及质子交换膜生产能力，7 月，碱性电解槽下线。目前国内氢能项目多为招标，公司依托华电集团具有获取订单 的优势，目前已承包内蒙古华电包头市达茂旗 20 万千瓦新能源制氢项目PC总承包合 同制氢站部分。
亿利洁能
公司致力于由传统的能源化工向以高效清洁热力生产为核心的清洁能源行业转型，打 造产融网一体化的清洁高效热能投资和运营商。借助控股股东亿利资源集团，建设并 开发依托大西北优质资源的循环经济园区，同时大力发展以热力、燃气、光伏业务为 主的清洁能源的多能互补。
打造新能源土地+电解槽+下游自有化工一体化链条，深耕全国最大新能源绿氢规划内 蒙古地区。大力推进风光氢储产业集群，当前内蒙古绿氢项目规划量已达 72 万吨， 对应约 15-20GW电解槽装机，占比达到全国总量的 42%；同时依托大西北优质资源， 集团拥有丰富的光伏装机土地资源，具备以光伏资源兑换电解槽订单的优势。
1000 标方碱式电解槽于去年 9 月下线，公司规划产能 2022/2024 年底前达到 50/500 台套。并与国电投合资成立库布其绿电氢能公司，其 400MW的库布其沙漠风光制氢示 范项目已于 1 月启动，且下游自有内蒙古化工厂应用，从上游到终端形成应用闭环。
陕西建工
公司主要业务为各类大型工程施工、设备制造及销售以及工程技术服务等。目前公司 成立了多家子公司，进驻建筑光伏一体化、太阳能电解水制氢、绿氢零碳智慧工厂等 新能源或生态环保领域，取得了一系列成就，其中子公司陕建安装积极探索新能源领 域，初步形成上游布局管桩、塔筒、支架及配套产品，下游拓展项目运营、能源管理 及资源配套业务的产业链条。
子公司陕西化建承建宝丰能源集团 15×1000Nm3/h 电解水制氢项目，子公司陕建安装 集团承建“鄂尔多斯市准格尔旗纳日松光伏制氢产业示范项目制氢部分 EPC 项目”。
时代电气
公司作为中国中车旗下的核心科技企业和能源“风光储网”系统解决方案提供商，在 制氢电源领域取得了一系列成就。今年 3 月，时代电气分别展示了风冷、水冷以及一 体机三个系列的制氢电源产品，其模块化的设计能够匹配不同规模应用场景的需求， 集成 IGBT 技术，基于智能控制平台，可实现快速精准控制，且高效、对电网友好， 可为电解槽提供最优的电源方案。
2022 年 8 月，时代电气中标国内首个批量应用大功率 IGBT 电源技术的绿电制氢项目 ——三峡纳日松项目，目前即将实现交付；全球四大铁矿石生产商之一的 FMG 集团， 计划投入 2000 亿美元在 2030 年生产 1500 万吨绿氢，时代电气已被列入第一批供应 商名录。
中国电研
公司作为国家首批转制科研院所，长期从事电器产品环境适应性基本规律与机理研究， 是国内最早从事同步电机励磁装备研发的厂家之一，也是国内规模最大的励磁装备专 业制造商之一，技术水平领先，励磁市场占有率居国内前列，产品广泛应用于水电、 火电、制氢、新能源发电等领域。
其全资子公司中国电研广州擎天实业有限公司已与无锡隆基氢能科技有限公司签订了供货协议，将为隆基氢能公司提供绿氢生产专用电源设备（利用光伏等再生能源电 解水制氢设备所需的专用工业电源装置）。
兰石重装
兰石重型是中国石化装备制造业的先行者，业务涵盖新能源装备（光伏多晶硅、核能、 氢能等领域）、工业智能装备（快速锻造液压机组等）以及节能环保装备。
氢能方面，兰石重装“制、储、运、加”一体化布局，1）制氢方面：生产煤气化制 氢相关装备、研发电解水制氢装备等；2）储氢方面：生产低压氢气球罐、高压储氢 装备等；3）运输方面：研发高压气固组合储氢容器等；4）加氢站方面：研发换热冷 却装置微通道换热器等。并与中石化合作的“超高强度、高压储氢用材料及装备研究” 项目已完成了中期评审。储能方面，围绕氢电耦合储能、压缩空气储能等领域，兰石 重装积极开展研发工作。
中集安瑞科
中集安瑞科立足能源、化工、食品装备行业，为客户提供运输、储存、加工的关键装 备、工程服务及系统解决方案。自 2006 年起开展氢能业务，产品涵盖了氢能储、运、 加等各细分领域。2020 年初，与挪威的 HEXAGON PURUS 成立合资公司，携手将欧洲 已成熟运用的 IV 型储氢瓶技术国产化，布局中国及东南亚快速增长的高压氢气储运 的市场。安瑞科是较早发力液氢储运领域的装备制造商之一，在 2013 年成功为海南 文昌交付 300m³液氢储罐。
中集安瑞科 ISO 液体罐箱产销量、高压运输车产销量居世界前列；低温运输车及低温 储罐市场占有率国内领先，LNG 接收站大型储罐、LNG 加气站模块化产品及 CNG 加气 站在国内市场占有率均排名前三。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议）
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