國泰君安證券近期發(fā)布的報告對2023年綠氫領(lǐng)域進行了全面回顧：

電解槽方面，截至 2023 年底全國可再生氫項目規(guī)劃 387 個，在建 80 個，建成運營 58 個， 2023 年新增 20 個投運項目。2023 年電解槽需求超過 3GW。目前堿性電解槽成本在 1500 元/kW，未來系統(tǒng)成本有望降至 800 元/kW。

氫燃料汽車方面，2023 全年氫燃料電池汽車產(chǎn)銷量分別為5232、5534輛，同比增長分別為 44.2%、64.4%。預(yù)計 2023-2030 年，中國燃料電池系統(tǒng)市場規(guī)模由 1589.6MW 增至 83367.2MW。

中國氫燃料電池電堆平均價格從2017年的10500元/千瓦下降至2022年的2000元/千瓦，燃料電池電堆 2030 年有望下降至 660 元/千瓦。燃料電池電堆價格的下 降帶動了燃料電池系統(tǒng)價格的下降，從 2017 年的 16400 元/千瓦下降至 2022 年 4800 元/千瓦，CAGR-21.8%。在技術(shù)突破和生產(chǎn)規(guī)?；苿酉拢A(yù)計 2026 年平均價格下降至 2100 元/千瓦，2030 年下降至 1400 元/千瓦。

加氫站方面，中國加氫站數(shù)量全球第一。截至 2023 年，中國加氫站累計建成 407 座， 新建 62 座。其中以綜合能源站為主，占比58%。

原文如下：

國內(nèi)外綠氫項目飽滿，電解槽放量可期

國內(nèi)大批綠氫項目進入開工準備階段

2023 年電解槽需求超過 3GW，經(jīng)過從 0 到 1 運營驗證后將開啟從 1 到 10 的放量階段。2023 年國內(nèi)共計發(fā)布 32 個電解槽公開招標需求，累計 電解槽招標量已超過 1695MW，達到 2022 年電解槽全年出貨量的 2 倍 有余。疊加中電建采購思偉特 800-1200MW SOEC 項目和中能建打包采 購約 525MW 電解槽，2023 年電解槽的需求已超過 3GW。

綠氫儲備項目較多，制氫行業(yè)進入快速落地期。根據(jù)氫界數(shù)據(jù)庫，截至 2023 年底全國可再生氫項目規(guī)劃 387 個，在建 80 個，建成運營 58 個， 2023 年新增 20 個投運項目；規(guī)劃綠氫產(chǎn)能 643 萬噸/年，建成運營產(chǎn)能 7.8 萬噸/年。其中 2023 年投產(chǎn)綠氫項目有 40%應(yīng)用于石油煉化、25%用 于合成甲醇、21%用于交通。這標志著我國制氫行業(yè)的產(chǎn)業(yè)化進程正在 加速，項目的建設(shè)將進一步提升我國氫能產(chǎn)業(yè)的整體競爭力，促進我國 能源結(jié)構(gòu)的優(yōu)化和轉(zhuǎn)型。

23 年 PEM+ALK 電解槽招標超過 3GW

堿性電解槽是裝機主力，2023 年中標量 CR3 達到 50%。2023 年已落地投運的項目合計裝機量 654MW，其中堿性電解槽裝機 624MW，占比 95%，PEM 電解槽裝機 30MW，占比 5%。從中標情況來看，2023 全年 累計中標規(guī)模達到 1055.5MW，堿性電解槽占比 92.8%，PEM 電解槽占比 7.2%。從中標企業(yè)活躍度來看，中標量前三的企業(yè)分別是派瑞氫能、 陽光氫能、隆基氫能，中標量分別為 211.5、163、157MW，CR3 達到 50%。

中能建是行業(yè)內(nèi)主要的綠氫 EPC 項目業(yè)主方，其招標項目具有一定代表性。從 2023年12月中能建打包招標情況來看，進入中能建短名單的企業(yè)中，ALK 電解槽標段共 11 家企業(yè)入圍，PEM 電解槽標段有 5 家企業(yè)入圍。堿性電解槽最低中標價為 125.5 萬元/MW，PEM 電解槽最低中標價為 580.0 萬元/MW；堿性電解槽平均中標價 136.5 萬元/MW，PEM 電解槽平均中標價為 755.8 萬元/MW，約為堿性電解槽的 5.5 倍。從中標候選人來看，電解槽供應(yīng)商主要是傳統(tǒng)老牌供應(yīng)商、可再生能源龍頭公司以及新進入該領(lǐng)域的新秀，電解槽供應(yīng)商的百家爭鳴局面有利于促進行業(yè)充分競爭，為綠氫制備提供更具性價比的解決方案。(1)老牌供應(yīng)商：天津大陸、中船派瑞氫能、考克利爾競立、康明斯；(2)可再生能源龍頭公司：陽光氫能、隆基氫能、華光環(huán)能、天合元氫；(3)新秀：廣東盛氫（昇輝新能源）、雙良節(jié)能、氫器時代、京電設(shè)備、長春綠動、氫輝能源。

預(yù)計 2024-2025 年電解槽出貨翻倍增長。國內(nèi)氫能產(chǎn)業(yè)尤其是綠氫的發(fā)展空間得到了進一步拓展，經(jīng)過前期的招標以及小規(guī)模的建設(shè)運營，EPC 項目業(yè)主積累了經(jīng)驗，在 2024 年電解槽制造企業(yè)將面臨更大的市場需求和商業(yè)機會。預(yù)計 24年需求 3GW，25年電解槽需求 6GW，均為同 比翻倍增長，電解槽出貨進入快速落地期。

電解槽出貨加快，規(guī)?；a(chǎn)成本將較快下降

2023 年全球綠氫產(chǎn)業(yè)爆發(fā)，電解水制氫設(shè)備需求猛增。2022 年全球主要廠商電解槽名義總產(chǎn)能超過 20GW，2023 年大幅增長至 58GW，同比增長超 150%。海外地區(qū)電解槽產(chǎn)能增長集中在歐美廠商。2022 年 海外主要廠商產(chǎn)能多在 1GW 以內(nèi)，2023年超 70%廠商擴產(chǎn)至超過 1GW。7 家公布 2024 年及以后產(chǎn)能規(guī)劃的企業(yè)產(chǎn)能合計 26.8GW，同比 2023 年的 9.2GW 增長 191%。

2023 年國內(nèi)電解槽名義產(chǎn)能擴張至 38GW，頭部廠商積極擴產(chǎn)競爭市場份額。國內(nèi)電解水制氫設(shè)備廠商名義產(chǎn)能（含規(guī)劃 2023 年底建成產(chǎn)能）達到 38GW，同比 2022 年新增 23GW 以上。從技術(shù)路線來看，堿性制氫是國內(nèi)絕對主流，產(chǎn)能占比超過 93%。根據(jù)主流廠商規(guī)劃，到 2025 年 國內(nèi)電解水制氫設(shè)備總產(chǎn)能有望超過 65GW。1 月，陽光氫能智能制造工廠開工，預(yù)計建成后產(chǎn)能達到 3GW；6 月天津大陸廠房奠基，建成后產(chǎn)能可達 320 臺套（約 1.6GW）。部分廠商產(chǎn)能已公開規(guī)劃至 2025 年， 如隆基氫能提出 2025 年總產(chǎn)能規(guī)劃為 5-10GW，派瑞氫能 2025 年總產(chǎn)能規(guī)劃為 6GW。

堿性電解槽仍有降本增效空間

系統(tǒng)性能及產(chǎn)氫量的提升將有助于均攤產(chǎn)氫成本。目前堿性電解槽成本 在 1500 元/kW，未來系統(tǒng)成本有望降至 800 元/kW，在系統(tǒng)電解效率、 產(chǎn)氫純度、與可再生能源適配等方面，堿性電解槽仍有較大提升空間， 當前重點研究方向集中在電極、催化劑、隔膜等環(huán)節(jié)上。

堿性電解槽制氫成本仍有 63.5%的降本空間。1000Nm3/h 電解槽和土建設(shè)備分別按照 800 萬元和 150 萬元建設(shè)，折舊期分別為 10 年和 20 年， 當電價為 0.4 元/kWh，年工作時長為 2000h 時，單位制氫成本為 2.62 元 /Nm3。而當電價在 0.2 元/kWh，年工作時長為 6000h 時，單位制氫成本為 0.96 元/Nm3。電耗成本和固定成本均攤分別將下降 78.0%和 79.5%， 單位制氫成本下降 63.5%。

綠氫制備成本隨電價波動較大

煤制氫和天然氣制氫的原材料成本均占 75%以上。原材料的價格波動對制氫成本影響較大。以煤炭價格 800 元/噸，天然氣價格 3 元/Nm3 為基 準計算，在考慮碳封存及碳稅的影響時，煤制氫和天然氣制氫的成本分別從 10.8/14.7 元/kg 上漲至 15.6/17.0 元/kg。

當電價低于 0.25 元/kWh 時綠氫具備成本優(yōu)勢。隨著電價降低，綠氫制備成本的下降趨勢明顯，分別與灰氫、藍氫相比，當電價分別低于 0.15 元/kWh 和 0.25 元/kWh 時，綠氫具備成本優(yōu)勢，制氫成本分別為 9.89 元 /kgH2 和 15.27 元/kgH2。

綠氫制備降本空間大。遠期來看，堿性電解槽制氫成本和 PEM 電解槽制氫成本的降幅分別達到 63.1%和 73.8%。堿性電解槽制氫成本的降低主要受益于電耗及電價的降低帶來的運營成本下降，以及壽命的延長帶來的固定資產(chǎn)均攤成本下降，兩者的降幅分別達到 78.0%和 79.5%。PEM 電解槽制氫成本的降低主要受益于電價的下降，以及國產(chǎn)化替代帶來的設(shè)備成本下降疊加壽命延長帶來的均攤成本下降，兩者的降幅分別達到 94.2%和 57.8%。化石燃料制氫原材料對制氫成本影響較大，工業(yè)副產(chǎn)氫原料差異對制氫成本影響較大?；剂现茪涞某杀窘Y(jié)構(gòu)中原料成本占據(jù)約 75%，原材料價格波動對制氫成本影響較大。當煤價為 200 和 1000 元/噸時，對應(yīng)的煤制氫成本分別為 6.77 和 12.14 元/kg；當天然氣價格為 1 和 5 元/Nm3 時，對應(yīng)的天然氣制氫成本分別為 7.2 和 22.1 元/kg。工業(yè)副產(chǎn)氫中因工業(yè)副產(chǎn)物的不同而有較大差異，其中焦爐氣副產(chǎn)氫的成本較低，約為 14 元/kg，而合成氨合成甲醇副產(chǎn)氫的成本較高，約為 22 元/kg。

全球在建綠氫項目 14.1GW，重視中東市場

全球儲備綠氫項目規(guī)模迅速擴大,以 ALK和 PEM電解槽搭配建設(shè)為主。根據(jù) IEA，截至 2023 年 10 月底，全球已投產(chǎn)綠氫項目電解槽裝機 1106MW，其中 ALK 項目占比 71%，PEM 電解槽項目占比 20%，其他 （以 ALK+PEM 為主）項目占比 9%；在建項目共 14.1GW，其中 ALK 項目占比35%，PEM占比17%，其他類項目占比48%；可研項目共275GW， 其中 ALK 占比 3%，PEM 占比 5%，其他占比 92%。全球范圍內(nèi)，規(guī)劃 項目中主要以 ALK 和 PEM 電解槽搭配建設(shè)使用為主。

中東六國規(guī)劃綠氫產(chǎn)量 706.7 萬噸，電解槽裝機超 150GW。目前中東綠氫項目規(guī)劃已達到 90 個，其中埃及和阿曼總量和增量較大，阿聯(lián)酋也有 一定的規(guī)劃項目。中東地區(qū)電解槽需求旺盛，我們認為隨著國內(nèi)電解槽廠商規(guī)?；a(chǎn)，在大型項目上不斷積累運營經(jīng)驗，電解槽出海將會成為企業(yè)端的又一增長極，應(yīng)重視電解槽出海落地節(jié)奏快的公司。

臨近規(guī)劃年限，燃料汽車有望提速

氫燃料汽車產(chǎn)銷顯著增長，市場潛力亟待爆發(fā)

氫燃料汽車產(chǎn)銷顯著增長，市場潛力亟待爆發(fā)。2023 年 12 月，燃料電池汽車產(chǎn)量 1298輛、銷量1512輛，分別同比+98.8%、+149.1%，環(huán)比 +100.6%、+109.7%，燃料電池汽車產(chǎn)銷呈現(xiàn)高增速。

2023 全年氫燃料電池汽車產(chǎn)銷量分別為5232、5534輛，同比增長分別為 44.2%、64.4%。隨著氫燃料電池汽車示范城市群政策持續(xù)實施及非城市群政策積極跟進，氫燃料電池汽車將實現(xiàn)穩(wěn)步增長。

2023 年燃料電池系統(tǒng)裝機量中億華通遙遙領(lǐng)先

億華通 12 月裝機第一。2023 年 12 月，億華通裝機量第一，超 55MW， 環(huán)比增長 86%，占比 26.2%；濰柴動力和國電投裝機量分別為第二、第 三，裝機占比為 20.6%和 7.7%。億華通 2023 年全年累計裝機第一。2023 年 1-12 月，億華通累計裝機 量第一，158MW，占比 22.2%；捷氫科技累計裝機量第二 73MW，占比 10.2%；重塑能源緊隨其后，裝機量 72MW，占比 10.1%。

2017-2022 年，中國燃料電池電堆市場規(guī)模按出貨量計由 49.6MW 增至 716.6MW，CAGR 達 70.6%。根據(jù)弗若斯沙利文預(yù)測，受燃料電池汽車 示范城市群的建立和持續(xù)性的技術(shù)突破等因素驅(qū)動，中國氫燃料電池產(chǎn) 業(yè)將迎來一個快速增長期，2023-2030 年，中國燃料電池電堆市場規(guī)模由 1966.3MW 增至 100229.8MW，CAGR 達 75.4%。2017-2022 年，中國燃料電池系統(tǒng)市場規(guī)模按出貨量計由 38.6MW 增至 602.8MW，CAGR 達 73.3%。根據(jù)弗若斯沙利文預(yù)測，受燃料電池汽車行業(yè)及其他新興應(yīng)用場景的快速發(fā)展所推動，預(yù)計 2023-2030 年，中國 燃料電池系統(tǒng)市場規(guī)模由 1589.6MW 增至 83367.2MW，CAGR 達 76.1%。

燃料電池電堆 2030 年有望下降至 660 元/千瓦。中國氫燃料電池電堆平 均價格從2017年的10500元/千瓦下降至2022年的2000元/千瓦，CAGR28.2%，下降較快。隨著政策支持和技術(shù)的進一步突破，預(yù)計 2026 年平 均價格下降至 980 元/千瓦，2030 年下降至 660 元/千瓦。燃料電池系統(tǒng) 2030 年有望下降至 1400 元/千瓦。燃料電池電堆價格的下 降帶動了燃料電池系統(tǒng)價格的下降，從 2017 年的 16400 元/千瓦下降至 2022 年 4800 元/千瓦，CAGR-21.8%。在技術(shù)突破和生產(chǎn)規(guī)?；苿酉?，預(yù)計 2026 年平均價格下降至 2100 元/千瓦，2030 年下降至 1400 元/千 瓦。

燃料電池重卡在全生命周期成本具備經(jīng)濟性

全生命周期視角下燃料電池汽車成本制約經(jīng)濟性。根據(jù)氫燃料電池汽車、 純電動汽車和傳統(tǒng)燃油汽車的購置成本、政府補貼、燃料成本等相關(guān)數(shù)據(jù)，測算三類車型在高運行里程下的全生命周期成本。關(guān)鍵假設(shè)包括：(1)在高運行里程下汽車報廢殘值回收按5%計算，車輛使用年限為6年。(2)氫氣價格按 35 元/kg 計算，商用車電價按 1.15 元/kWh，油價按 7.25 元/kg 計算。(3)燃料電池汽車補貼采用國補、市補和區(qū)補三重補貼形式計算，且補貼比例為 1:1:1。

高運行里程下氫氣價格低于 30 元/kg 時燃料重卡具有經(jīng)濟性優(yōu)勢。在高運行里程下，不考慮補貼時，燃料電池汽車難以與其他類型汽車競爭?？紤]補貼時，燃料電池乘用車、客車和 18t 洗掃車的全生命周期成本與其他兩種技術(shù)路線相比，其全生命周期成本較高，差額較大。而在三重補貼下，燃料電池輕卡和重卡與最為經(jīng)濟性的技術(shù)路線相比相差不大。且當氫氣價格下降至 30 元/kg 時，燃料電池重卡經(jīng)濟性優(yōu)于燃油重卡，當氫氣價格下降至 25 元/kg 時，燃料電池重卡經(jīng)濟性優(yōu)于純電重卡，屬于經(jīng)濟性最佳選擇。

氫價在全國生產(chǎn)側(cè)和消費側(cè)均呈現(xiàn)下降趨勢。2023 年中國氫價生產(chǎn)側(cè)指數(shù)有所下降，全國平均水平從 2023 年初的 34.4 元/公斤下降至 33.3 元/ 公斤，其中燃料電池城市群價格略有下降，非燃料電池汽車示范城市群價格保持不變，為 32.8 元/公斤。消費側(cè)指數(shù)有所下降，全國平均水平從 2023 年初的 58.3 元/公斤下降至 57.0 元/公斤，其中燃料電池城市群價格由的 52.0 元/公斤下降至 51.0 元/公斤，非燃料電池汽車示范城市群價格保持不變，為 70.3 元/公斤。

示范城市群生產(chǎn)側(cè)和消費側(cè)氫價均呈現(xiàn)下降趨勢，其中河北城市群價格最低。2023 年，示范城市群中國氫價生產(chǎn)側(cè)指數(shù)有所下降，平均水平從 2023 年初的 35.6 元/公斤下降至 34.0 元/公斤，其中河南城市群制氫成本最低為 22.2 元/公斤，河北城市群生產(chǎn)成本下降最多，從 23 年初的 35.6 元/kg 下降至 26.7 元/kg。示范城市群消費側(cè)指數(shù)變化幅度不大，其中河北城市群氫價最低為 31.1 元/kg，廣東城市群價格由 62.8/kg 下降至 61.1 元/kg。

加氫站超前布局，多種儲運路徑各有千秋

加氫站數(shù)量漸起，疊加摻氫管道投運利于培育終端用氫市場

基礎(chǔ)設(shè)施不斷完善，摻氫純氫管道不斷延伸。9 月 13 日全國首個城燃氫能制儲摻輸分用一體化示范項目在浙能集團所轄平湖市天然氣公司門站建成投運，設(shè)計天然氣摻氫比例 30%。純氫管道再度延伸，張家口市康保-曹妃甸氫氣長輸管道項目備案，中國石化烏蘭察布至北京管道延長，純氫管道總長度達到 1868 公里。

中國加氫站數(shù)量全球第一。截至 2023 年，中國加氫站累計建成 407 座， 新建 62 座。其中以綜合能源站為主，占比 58%。

撬裝/固定式加氫站雙路線布局，滿足不同場景用氫需求。撬裝式加氫站 更為靈活，具有模塊化、集成化特點，適宜應(yīng)用在加油站、環(huán)衛(wèi)廠區(qū)、物流園區(qū)等場景。

政策與經(jīng)濟考量下加氫站布局較為集中于五大示范區(qū)。加氫站布局主要位于五大城市示范區(qū)，其余地區(qū)加氫站分布較為均勻，主要分布于高速公路沿線。近年來加氫站多在上下游產(chǎn)業(yè)鏈有基礎(chǔ)、地方產(chǎn)業(yè)扶持有力度、商用車示范易落地的區(qū)域，依托原加油/氣站網(wǎng)絡(luò)選址，降低建站成本。

中石化、厚普、舜華等企業(yè)在氫能產(chǎn)業(yè)及加氫站建設(shè)方面也積極布局，成為我國加氫站的建設(shè)巨頭。其中中石化擁有加氫站數(shù)量居于全球首位， 致力于打造中國第一氫能公司。我國運營加氫站中 35Mpa壓力等級占比86%，加注能力在 500-1000kg/d 的加氫站占比過半。國外普遍采用 70Mpa 或 35/70Mpa 兼容壓力等級的加氫站,國內(nèi)受制于技術(shù)條件仍以 35Mpa 加氫站為主，不過在運營的加注能力在 500-1000kg/d 加氫站占比過半，大于 1000kg/d 的加氫站占比 38%。

六種氫儲運路徑競相落地，遠近長短各有千秋

六種氫儲運路徑有著各自的優(yōu)勢，分別適用于各種氫能儲運場景。高壓氣態(tài)儲運是目前應(yīng)用最廣泛的儲氫方式，能耗相對小、儲存成本低且初期泛用性強；但安全性較低、需要高壓密封容器且遠距離成本較高。低溫液態(tài)儲運多用于航空領(lǐng)域，能量密度高、運輸效率高，適用于中遠距離輸送；但需要極低溫度條件，儲存成本較高。有機液態(tài)輸運和固態(tài)儲運理想情況下安全高效；但對材料性能要求很高，是未來的發(fā)展方向， 現(xiàn)今成本較高。純氫管道輸氫管道成本低、能耗小，可實現(xiàn)氫能大規(guī)?？沙掷m(xù)的長距離輸送，是未來氫能大規(guī)模利用的必然發(fā)展趨勢；但由于管道鋪設(shè)難度大，一次性投資成本很高。而摻氫管道輸氫初期投資較少， 在初期是進行大規(guī)模、長距離氫氣輸送最為有效手段之一；但需要進一步完善其與天然氣管路的相容性、適應(yīng)性和安全性。

管道輸氫在短距離、長距離均具有儲運經(jīng)濟性。在低于 200km 的輸氫范圍內(nèi)，運輸氫氣的經(jīng)濟性從高到低分別為：純氫管道>高壓氣態(tài)>摻氫管 道>液態(tài)儲氫>固態(tài)鎂基；在 200-450km 范圍內(nèi)，運輸氫氣的經(jīng)濟性從高到低分別為：純氫管道>摻氫管道>液態(tài)儲氫>高壓氣態(tài)>固態(tài)鎂基；在大于 450km 的運輸范圍內(nèi)，運輸氫氣的經(jīng)濟性從高到低分別為：純氫管道> 摻氫管道>液態(tài)儲氫>固態(tài)鎂基>高壓氣態(tài)。

來源：國泰君安證券