氢能产业链设备梳理：产业趋势逐渐明朗，氢能设备迎来机遇

报告出品方：申万宏源

以下为报告原文节选

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1. 氢能产业发展提速，设备端有望优先受益

本文从氢能产业链出发，重点梳理各环节涉及的设备及制造公司。氢能产业链长，涉及装备众多（相关公司详见对应章节），可从制氢、储运、加注，用氢四个环节拆分来看：

1）制氢：根据工艺和二氧化碳排放量的不同可分为灰氢、蓝氢和绿氢三种：①灰氢：包括化石能源制氢和工业副产氢，相关设备有制取过程的反应设备（气化炉、转化炉）以及提纯设备（PSA 设备、空分设备）；②蓝氢：在化石能源制氢的基础上配备 CCUS 设备，核心设备是压缩机；③绿氢：当前主要为水电解制绿氢，反应场所为电解槽。

2）储运：是链接氢气生产与需求的关键桥梁，长管拖车运输适合 200km 以内的短途小规模运输，相关设备为高压气态储氢瓶；液氢槽车适合 200km 以上的大规模长距离运输，相关设备为氢气液化设备；输氢管道需要高昂的管道铺设投资为基础，相关设备为管材；

3）加注：氢气零售依靠加氢站建设，主要涉及压缩机、站用储氢罐、加氢机，部分厂商提供上述集成设备。根据香橙会研究院统计，截止 2023 年底国内累计建成加氢站 407座；

4）用氢：氢气下游应用广泛，可用于交通、电力、工业、储能等领域，在燃料电池汽车、风光消纳等场景下具备广阔前景，相关装备包括燃料电池电堆及 BOP 系统、检测设备、氢燃气轮机等。

设备将成为氢能发展的优先受益方。目前，我国已初步掌握氢能制备、储运、加注等主要技术和生产工艺，但产业发展仍处于初期阶段，其核心制约因素在于氢气作为能源使用，相对于替代方案（如锂电、燃油）没有实现成本优势，而设备在氢能生产、应用各环节中成本构成中占比较高。梳理产业链可以发现：1）上游：以大安风光制绿氢项目为例，电解槽成本约占项目总投资额的 24%；2）中游：根据李妍等《外供氢与现场制氢加氢站的氢气成本分析》，加氢站设备占设备投资总额 71%左右，其中压缩机占比 30%左右；3）下游：根据能景研究，捷氢科技招股书，当前燃料电池系统占整车成本的 52%。因此，通过政策推动（包括加氢站、燃料电池汽车补贴）及规模效应（电解槽、燃料电池电堆规模化生产）实现设备降本，从而降低氢价与氢能车辆的成本，是实现氢能产业爆发的关键。

国家发改委提出，以关键核心技术和装备攻关为抓手，点面结合、以点带面，构建氢能产业高质量发展格局。

1.1 政策端：央地出台多项政策鼓励氢能发展

国家规划和支持政策相继出台，顶层设计体系初步搭建完毕。近年来，中国政府高度重视氢能产业发展，在政府工作报告、双碳工作以及汽车、储能等领域均对氢能进行安排，不断予以指导和支持。从政策的规划演进角度看，“十四五”前的规划内容多以燃料电池汽车及配套产业建设为核心，“十四五”以来明确统筹推进氢能“制储输用”全链条发展。

2022 年 3 月，国家发展改革委、国家能源局印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，首次明确了氢能作为国家能源的战略地位，并提出一系列产业发展目标。2023 年8 月，国家层面首个氢能全产业链标准指南发布，系统构建了氢能“制储输用”全产业链标准体系，为氢能行业规范化、规模化发展奠定基础。2024 年 3 月 5 日，氢能作为前沿新兴产业首次进入《政府工作报告》。

全国多地政府出台氢能相关产业支持政策，抢先布局氢能产业，促进能源结构转型。

根据我们统计，截至 2024 年 2 月底，除黑龙江、云南、西藏及港澳台外，全国其他 28 个省、自治区和直辖市均出台了省级氢能产业发展规划。多地将交通应用作为氢能行业突破口，支持氢燃料电池汽车推广与加氢站建设。根据各地区提出的目标，到 2025 年，我国将建设加氢站超 1000 座（根据香橙会研究院，截止 2023 年底为 407 座），燃料电池汽车应用规模超过 11 万辆（截止2022年底为12,682辆），氢能总产值近万亿元。

1.2 产业端：应用场景广阔，需求稳定扩张

我国制氢产能主要集中在西北、华东和华北地区，以煤制氢技术为主。根据中国氢能联盟研究院统计，2022 年我国氢气产量约为 3533 万吨，以化石能源制氢为主：其中煤制氢产量达到 1985 万吨，占比 56%；其次为天然气制氢，占比 21%（见图 4）。从地区上看，西北、华东、华北位居国内氢气产量的前三名，合计占比达到 74%，我们认为主要是由于西北、华北地区矿产资源丰富，而华东地区化工园区聚集，均在制氢方面存在优势。

当前氢气整体消费领域集中在化工和炼化行业。根据中国氢能联盟研究院数据，全球氢气需求约为 10,500 万吨，其中工业、炼化占据较大比例，分别约为 6500 万吨、4000万吨。2022 年中国氢气消费量在化工及炼化领域达到 2,851 万吨，其中合成甲醇、合成氨的氢气消费量占细分领域前两位，分别为 988 万吨和 973 万吨，占比 28.0%和 27.5%；交通领域占比小于 0.1%。

未来交通出行有望成为氢能的重要消费场景。根据国际氢能委员会 2021 年发布的《氢能实现净零排放》（Hydrogen-for-Net-Zero），至 2050 年，交通出行领域将消费氢气达 2.85 亿吨，占预计当年国际氢气总产量的 43.18%。由于氢气能量质量密度大，能大幅提高运输设备的载货能力，因此重卡为氢气重要消费场景，消耗氢气达 1.1 亿吨。

碳中和愿景下，氢气产量存在较大缺口。根据国际氢能委员会《氢能实现净零排放》，预计在 2050 年之前，通过更大规模的普及，氢能源将大约占总能源消耗量的 22%，可使当年的 CO2排放量较现在减少约 70 亿吨，相当于维持当前全球变暖趋势所对应 CO2 排放量的 20%。根据中国氢能联盟及相关机构数据，到 2050 年，若要实现净零排放，全球对氢气的需求量将达到 6.6 亿吨，其中中国约为 1.95 亿吨，占比近 30%。从增速看，2020-2050 年间每 10 年中国氢气产量平均复合增速为 4.8%、10.6%、5.9%。

2. 上游：绿氢制取潜力较大，电解槽为核心设备

根据制取及碳排放量不同，制氢可分为灰氢、蓝氢、绿氢三种。1）灰氢：化石能源制氢设备拓展空间有限，主要受益方为提纯设备商，包括 PSA（昊华科技）、深冷分离（杭氧股份、中泰股份）；2）蓝氢：碳捕集过程中，压缩机为核心动力设备，根据中国 CCUS年度报告（2023）至 2025 年需增设年捕集量为 2000 万吨的 CCUS 设备，厂商主要包括冰轮环境、冰山冷热；3）绿氢：当前主要通过水电解制取，势银（TrendBank）在《2023势银氢能与燃料电池年度蓝皮书》中预计2024-2025 年电解槽新增装机量分别为 4.8GW、8.2GW，按当前均价计算分别达到 66 亿元、112 亿元。

低碳零碳的蓝氢和绿氢将成为重点发展的制氢方式。

1）国内方面，在 2022 年 3 月发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》中，已经明确提出：到 2025 年，“初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系，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，“可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升”。

2）国际方面，国际氢能委员会在 2023 年 12 月发布的《氢能洞察 2023》（Hydrogen Insights 2023）中指出，到 2030 年清洁氢气产量将达到 4,500 万吨/年，占预计当年氢气产量的 32.14%，其中可再生能源制氢占 70%，低碳制氢占 30%；《净零氢报告》（Hydrogen for Net Zero）中指出，到 2050 年，灰氢将被完全替代，可再生能源制氢将占氢气总产量的 60-80%。

2.1 灰氢：制备工艺成熟，提纯环节存在潜力

化石能源制氢技术成熟，成本相对较低，是目前大规模制氢的主要手段。我国煤炭资源丰富，煤制氢技术成熟，因此是我国最主要的制氢技术之一，而由于资源禀赋的差异，当前国外以天然气制氢为主。1）煤制氢的方式包括煤气化、煤液化以及煤干馏，以煤气化为主，设备投资气化炉、变换器、吸附装置等。根据《氢能与燃料电池产业概论》，当原料煤价格在 600 元/吨时，煤气化制氢成本为 6.09 元/kg；2）天然气制氢以天然气蒸汽重整法为主，设备投资包括原料加氢反应器、氧化锌脱硫反应器、中温变换反应器、提氢吸附塔、PSA 吸附塔、转化炉，冷换设备和压缩机充装装置等。根据《氢能与燃料电池产业概论》，当天然气价格为 2.5 元/m³时，天然气制氢成本为17.9元/kg。

化石能源制氢环节拓展空间有限。根据上文（图 7&9）中的预测数据，2030 年中国氢气需求量为 4000 万吨，化石能源制氢占比为60%，即约 2400 万吨，而 2022 年煤制氢及天然气制氢总产量已超过2700万吨，不排除产能更新带来的增量投资，但预计拓展空间较为有限。

工业副产氢额外投入少，成本较低，能够成为氢气供应的有效补充。工业副产氢可分为焦炉煤气副产氢、氯碱工业副产氢、丙烷脱氢副产氢以及合成氨副产氢。根据中国氢能联盟研究院统计，2022 年我国工业副产氢产量约为 712 万吨，占氢气总产量的 20%，其中焦炉煤气副产氢约为 490 万吨，占副产氢比例为 68.82%。设备投资方面，以焦炉煤气副产氢为例，主要涉及压缩机、TSA 变温吸附工艺设备、PSA 变压吸附设备等。

工业副产氢产量受相关产业规模限制，远期来看难以成为主流。一方面，结合《氢能与燃料电池产业概论》中对工业副产供氢效率的描述，测算可知 2023 年四种主流副产氢技术的潜在氢气供应能力合计约为 1,231 万吨；另一方面，在化工行业去产能的背景下，工业副产氢产量难有增长潜力，无法单独满足我国的氢气需求。具体来看：1）焦炉煤气副产氢：根据《氢能与燃料电池产业概论》，煤焦化过程中每 1 吨焦炭可产生约 400Nm³的焦炉煤气，其中氢气含量约 44%；我国是全球最大的焦炭生产国，根据 Wind 数据，2023年我国炼焦煤总供给量为 5.94 亿吨，理论可副产氢气约 939 万吨。2）氯碱工业副产氢：每生产 1 吨烧碱大约可获得副产氢气 280m³；根据国家统计局数据，2023 年我国烧碱产量 4,101 万吨，理论可副产氢气约 103 万吨。3）丙烷脱氢副产氢：仅 PDH 法（直接脱氢法）的丙烷脱氢工艺可产生副产氢，根据 PDH 反应方程式计算可知，每生产 1kg 丙烯，理论可同时产出 0.05kg 氢气；根据隆众资讯数据，2023 年 PDH 总产能为 1,732 万吨，潜在氢气供应量为 82 万吨。4）合成氨副产氢：理论上每合成 1 吨氨，耗氢量为 176.47kg，但实际根据工厂的物料平衡，在不做任何尾气处理时，每吨耗氢量将包含合成反应消耗、合成放空气和驰放气三个部分，实际消耗量约为 193.53kg。据金联创化肥统计，2023 年全国累计生产合成氨约 6200 万吨，若将合成放空气和驰放气中的氢气回收，理论可副产氢气约 106 万吨。

氢气提纯是传统工业制氢流程中的重要环节，变压吸附和深冷分离设备商是主要参与者。

现阶段氢气的应用领域主要为工业领域 ， 氢气纯度要求在99%以上（GB/T3634.1-2006），而质子交换膜燃料电池（PEMFC）汽车对燃料氢气的纯度要求在 99.97%以上（GB/T 37244-2018），且其对杂质含量的要求远比工业用高纯氢、超纯氢更为严格，因此提纯环节至关重要。目前工业上大多采用物理法中的变压吸附法（PSA）提纯氢气，也是目前最成熟的氢气提纯技术，可以得到纯度为 99.999%的氢气；而当前工业生产中最成熟的气体分离工艺为深冷分离，适用于大规模生产。此外常用的还有膜分离法，三种技术各有优劣，应用中一般需要综合采用两种或多种分离技术。

1）变压吸附：以多孔性固体物质（吸附剂）内部表面对气体分子的物理吸附为基础，其基本原理是基于在不同压力下，吸附剂对不同气体的选择性吸附能力不同，利用压力的周期性变化进行吸附和解吸，从而实现气体的分离和提纯。吸附剂是 PSA 工艺的基础和核心，当前世界三大变压吸附技术供应商包括美国 UOP、德国林德和我国西南化工研究设计院（上市主体为昊华科技）。

2）深冷分离：利用原料气中不同组分的相对挥发度的差异来实现氢气的分离和提纯，投资成本高且能耗高，仅适用于大规模生产，而其优势在于得到产物氢气的同时能够得到富含乙烷、C4+等烃类副产物。深冷设备采用大型成套设备，由冷箱、换热器、精馏塔等组成，设备企业掌握深冷工艺及设备制造能力，可提供整体解决方案，国内主要参与者包括中泰股份、杭氧股份等。

3）膜分离法：通过膜选择性渗透和扩散特定气体组分的特性达到分离和纯化气体的目的，具有操作灵活、能源效率高、结构紧凑、占地面积小、环境友好、运行成本低与现有工业化简单集成等优点。

2.2 蓝氢：应对碳减排需求，CCUS 设备不可或缺

化石燃料制氢碳排放量过高，未来生产中将逐渐结合 CCS（碳捕集与封存）以及 CCUS（碳捕集、利用与封存）等技术，降低碳排放。根据北理工能源与环境政策研究中心发布的《碳中和背景下煤炭制氢的低碳发展》，未结合 CCS 的煤制氢技术，每制备 1kg 氢气，CO2的排放量为 22.65 kg；而根据《氢能与燃料电池产业概论》，天然气蒸汽转化制氢每生产 1kg 氢气，CO2 的排放量为 11.90kg。假设按2022年中国煤制氢和天然气制氢的产量计算，将分别排放二氧化碳 4.5、0.9 亿吨，约占全国当年总排放量（121 亿吨，IEA（国际能源署）数据）的4.45%。碳捕集是指将 CO2从工业或相关能源的排放源中捕集分离出来并加以利用或输送到一个封存地点长期与大气隔绝，流程包括捕获分离、净化和压缩等操作工艺，本质上是一种气体分离过程。CCUS 技术可以实现化石能源大规模可持续低碳利用，帮助构建低碳工业体系，同时与生物质或空气源结合可具有负排放效应，是中国碳中和技术体系不可或缺的重要组成部分。根据《碳中和背景下煤炭制氢的低碳发展》，结合 CCS 技术后，煤炭制氢的生命周期碳足迹显著下降，每生产 1kg 氢气伴随排放 CO210.59kg，降幅 53.3%，有利于煤炭制氢低碳发展。

考虑碳减排目标，增加 CCS 后煤制氢成本约增加 4.82 元/kg，仍低于部分工业副产氢的成本。根据《中国 CCUS 年度报告（2023）》，当前国内制氢项目的捕集成本约为 400元/吨，按煤气化制氢工艺下每 kg 氢气实现二氧化碳减排量 12.06kg 计算，适用 CCS 后制氢成本约增加 4.82 元/kg，即达到 10.91 元/kg，仍低于部分副产氢提纯成本。《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图（2019）》中，预计 2030 年和 2050 年国内 CCS 成本分别控制在 210 元/吨、150 元/吨，未来将进一步加强成本优势。

目前我国 CCUS 仍处于发展早期，在减排潜力与需求方面，我国理论封存容量和行业减排需求极大。根据《中国 CCUS 年度报告（2023）》预测，在碳达峰碳中和目标下中国CCUS 减排需求较大，2025 年约为 2400 万吨/年（1400～3100 万吨/年），2030 年将增长到近 1 亿吨/年（0.58～1.47 亿吨/年），2040 年预计达到 10 亿吨/年左右（8.85～11.96亿吨/年），2050 年将超过 20 亿吨/年（18.7～22.45 亿吨/年），2060 年约为 23.5 亿吨/年（21.1～25.3 亿吨/年）。当前我国 CCUS 碳捕捉能力约为 400 万吨，至 2025 年需增设处理量达 2000 万吨/年 CCUS 设备。

未来 CCUS 相关设备存在放量空间。根据《二氧化碳捕集、封存与利用技术应用状况》数据，中国已建成投产、在建及拟建的碳捕集与封存设施数量占全球总量的 7.7%，占比远低于美国的 50.8%。赛迪顾问数据显示，2021 年我国捕集规模在 30 万吨/年以下的 CCUS项目数量占比达 88.9%，捕集规模超过 60 万吨/年的项目仅占 3.7%，而美国 CCUS 单项年均碳捕集规模约 241.4 万吨/年。

碳捕集过程涉及众多通用设备，核心动力设备为螺杆压缩机。在捕集过程中涉及的通用设备包括分离器、换热器等，而由于在该环节需要对二氧化碳加压、液化，因此需要用到压缩机组、液化机组。根据冰轮环境微信公众号，其生产的冰轮螺杆压缩机现已成功应用在油田伴生气、合成氨、沼气提纯、天然气处理、烟道气及干冰生产的二氧化碳尾气捕集回收中，生产出的二氧化碳产品（气体、液体、干冰）可达到国家关于工业级、食品级二氧化碳的相关标准；冰山冷热可提供 CCUS 核心 CO2 预冷、增压、液化机组及全链条工艺解决方案，已助力约 300 万吨 CO2 捕集利用。

2.3 绿氢：短期成本制约，长期趋势明确

2.3.1 四种技术路线各有优劣

通过可再生能源电力进行水电解制取绿氢，过程可实现零碳排放。水电解制氢是指当施加足够大的电压时，水分子将在阴极上发生还原反应产生氢气，在阳极上发生氧化反应产生氧气。根据电解质材料和工作原理的不同，当前主流的水电解技术路线可分为四类，包括：碱性水电解（ALK）、质子交换膜水电解（PEM）、固体氧化物水电解（SOE）和阴离子交换膜水电解（AEM）；其中，ALK 和 PEM 已进入商业化阶段，且 ALK 占据市场主流（根据势银（TrendBank）统计 ALK 约占 93%，PEM 约占 6%），而 SOE 和 AEM仍处于实验室阶段。

电解槽是水电解反应的核心设备。通常情况下，水电解制氢需要一套完整的水电解系统，由电解槽、整流系统（AC/DC）、纯化系统、控制系统、附属系统等多个部件组成。

其中，电解槽作为水电解反应的主要场所，是系统的核心部件；整流系统是将交流电转化为直流电的系统（水电解需要直流电，而电网提供交流电）；纯化系统是将水纯化的系统。

对比四种技术路线的优劣，ALK 成本更低，PEM 启停灵活，SOE 与 AEM 尚有技术难题。1）ALK：电解槽已实现国产化，电极材料为镍或镍合金，装置成本较低，寿命长达15 年，易于实现大规模制氢；而其缺点为能源转化效率低、碱液不环保、占地面积大，尤其是装置启停时间过长（往往长达数十分钟），不适用波动电源，故与可再生能源电力的适配性较差，因此大部分单一的碱性水电解制氢技术还是以稳定的电网电力制氢为主。2）PEM：工作电流密度更大，因此设备体积相对较小，启停速度快，但其需要用铂和铱等贵金属做催化剂，质子交换膜也主要依赖于进口，整体成本高昂。3）SOE：是目前制氢效率最高的技术，但工作温度高，寿命较短，且设备启停不便。4）AEM：是近两年为了解决ALK 和 PEM 存在的缺点而研发的新技术，电解质采用了比 ALK 浓度低的弱碱性溶液和固体电解质（聚合物）膜，电极采用了较 PEM 价格更低的镍基或钛材料，但目前阴离子交换膜的服役寿命和离子电导率尚需攻关。

同等制氢规模下，当前 PEM 电解槽价值约为 ALK 的 5 倍。2023 年 12 月，中国能建公布了 2023 年制氢设备集中采购的中标结果，预计采购 1000Nm³/h 碱性电解槽 110 套，200Nm³/h PEM 电解槽 15 套。其中 ALK 电解槽中标企业 11 家，均价为 683 万元/套，PEM 电解槽中标企业 5 家，均价 756 万元/套。若按 1000Nm³/h 对应 5MW 功率计算，单位中标均价分别为 1366 元/kW、7558 元/kW。

不同技术路线并非对立，合理配比可兼顾各自优势。相比于早期大型绿氢项目基本只采用ALK 电解水制氢技术方案，2023 年以来部分大型绿氢项目已经在积极探索“ALK+PEM”组合制氢方案，旨在通过 ALK 和 PEM 的合理配比，在兼顾成本的同时，提升对波动性可再生能源的适应性。根据势银能链统计，2023 年已公开制氢路线的项目中，有 12 个项目采取“ALK+PEM”路线，占比约 10%，不同项目ALK: PEM规模配比差异较大，均处于前期探索阶段。

2.3.2 成本制约因素：电价、设备价值及产能利用率

当前水电解制氢成本相对较高。一般制氢成本分为固定成本和可变成本，固定成本包括设备折旧、人工、运维成本等，可变成本包括制氢过程的电耗、水耗，假设不考虑土地土建及其他占比较低的辅料，由此得到水电解制氢成本的计算公式为：制氢成本=电价×单位电耗+水价×单位水耗+（每年折旧+每年运维）/每年制氢量。我们参考大安风光制绿氢示范项目的运营数据、新疆电网大工业销售电价数据（平价在 0.31-0.38 元间），对关键指标进行假设并测算，当电价为 0.3 元/kWh、年开工时间为 3000hr 时，碱性水电解制氢成本约为 19.58 元/kg，PEM 水电解制氢成本约为 29.46 元/kg。

从分子端看，水电解制氢的成本主要受电价、设备价值的制约。根据冯云等《分布式制氢技术进展及成本分析》，《大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目环境影响报告书》，新疆统计局，库车市人民政府，中国能建，拆分成本的构成项目可以看出，碱性水电解中电耗成本占比 85.2%，设备折旧占比 8.6%；而 PEM 水电解中由于设备价值量较高，电耗成本占比降至 56.6%，设备折旧占比 31.7%。两者均占据整体制氢成本的 90%左右。

从分母端看，提高产能利用率可增加制氢量，以摊薄制氢成本。根据我们的测算，假设设备年开工时长为 3000 小时，碱性水电解制氢和 PEM 水电解制氢成本分别为 19.58 元/kg、29.46 元/kg，而随着氢能需求大幅提高，且可再生能源储能取得突破时，可通过延长电解槽工作时间，制取更多绿氢以摊薄固定成本，当年开工时长达到 8000 小时，碱性水电解制氢和 PEM 水电解制氢成本将进一步下降至 21.54 元/kg 及 17.83 元/kg。

长期来看，水电解制氢成本下降空间较大，未来将更具备竞争性。1）电价方面，通过风光储氢电一体化建设能够有效降低用电成本，同时缓解弃风、弃光等现象。根据《中国2050 年光伏发展展望（2019）》，至 2035 年和 2050 年光伏发电成本预计下降至0.2元/kWh和0.13元/kWh。2）设备方面，根据《中国氢能产业发展报告》的预测，至 2035年、2050 年 ALK 电解槽价格将分别为1,125元/kW和800元/kW，PEM 电解槽设备价格分别为 4,125 元/kW 和 1,400 元/kW。根据以上预测，至2035、2050年，ALK制氢成本将分别为12.16元/kg、8.12元/kg；PEM 制氢成本将分别为 14.39 元/kg、9.23 元/kg。

对比煤制氢成本的 6.09 元/kg，当碳价超过 90 元/吨时，水电解制氢将更具经济性。

2.3.3 电解槽行业发展迅速，竞争格局未

定绿氢项目激增，电解槽装机需求火热。据势银（TrendBank）统计，截至 2023 年 12月 31 日，全国共有 337 个绿氢项目，其中 332 个项目处于规划、在建、建成状态，5 个项目处于废止状态。剔除废止项目，并对部分绿氢项目进行折算，测得当前已公开绿氢规模约为 489 万吨/年，对应电解槽需求近 86GW。根据《2023 势银氢能与燃料电池年度蓝皮书》对各应用场景的经济性测算和分析，乐观情况下 2025、2030 年电解槽累计装机量分别为 16GW 和 142GW。

国内企业加速布局电解槽。据势银（TrendBank）统计，国内已布局或规划碱性电解槽的企业近 200 家，而具备 PEM 电解槽生产能力的企业和机构有 30 家左右。经势银实地调研，2023 年国内电解槽企业产能为 11.5GW，且在 2025 年均有扩产计划，保守预计 2025年全国产能超 40GW。

行业竞争激烈，市场集中度进一步下降。从出货量来看，根据高工氢电，2023 年国内电解槽出货量达 1.2GW（含出口），CR5 为 54%，同比大幅下降 25%，且两年出货量 TOP10名单出现较大变化，说明当前竞争格局尚未稳定。从国内中标情况来看，2023 年全年已宣布中标规模为 1055.5MW，派瑞氢能、阳光氢能、隆基氢能跻身前三，CR3 为 50%，而腰部以下企业很难拿到新订单，竞争激烈。

2.3.4 内卷破局：大标方、高电密、低能耗

ALK 电解槽由多个电解小室构成，极板、电极为核心部件。根据《2023 势银氢能与燃料电池年度蓝皮书》数据，ALK 制氢系统主要由电解槽主体以及 BOP 辅助系统构成：电解槽主体通常呈圆柱形，包括数十至上百个电解小室，由螺杆和端板把这些电解小室压在一起，每个电解小室包括极板、电极、隔膜、密封垫片等核心部件，成本占整个系统的 57%左右。其中，极板是碱性电解槽的支撑组件，同时发挥导电作用；电极是电化学反应的场所，国内大多采用镍基电极，是决定制氢效率的关键。BOP 系统包含电源系统、分离纯化系统、碱液循环系统等，占比 43%左右。

ALK 电解槽工艺已趋向成熟，商业化推广的关键在于性能提升带来的全生命周期成本下降。当前碱槽都以高产氢量作为主攻方向，摊薄设备成本与运维成本。根据高工氢电引用国内一家碱性电解槽企业技术负责人的表述，一台 2000 标方的碱性电解槽成本相当于 2台1000标方产品的 80%左右，但制氢能力几乎是其 2 倍，因此大标方更具优势。据《2023势银氢能与燃料电池产业年度蓝皮书》显示，2022 年碱性电解槽新品的平均单槽最大产氢量为 1006Nm³/h；而 2023 年碱槽新品的平均单槽规模已进一步增至 1589Nm³/h，派瑞氢能、隆基氢能和三一氢能均已发布 3000Nm³/h 电解槽，呈现明显的大标方趋势。

提升单槽产氢量的方法包括增加电解槽体积或提高电流密度。从法拉第定律可知，26.8A.h 电荷量能产生 0.5mol 的氢气，在标准状态下，0.5mol 氢气占有的体积是 11.2L，则 1A.h 电荷量在一个电解小室的产气量应为 0.000418m³的气体，如果考虑电流效率，那么每台电解槽实际产氢量为 0.000418×电解小室数×电流×电流效率×通电时间，其中电流=电流密度×电极面积，由此可以看出单位时间内产氢量与电解小室数，电极面积和电解槽的运行电流密度有关。增加电解小室数、电极面积都会增大槽的体积，在生产、运输以及安装使用方面带来新的难题，如占地面积大，运输困难，甚至出现安全事故等。因此，提高电流密度是业界关注的焦点，主要方式包括调整电极、隔膜材料优化和结构优化等。以材料优化为例，传统碱性电解槽（石棉布）电流密度只能达 2000A/㎡，改良型非石棉可以达到 4000A/㎡，极大改善了碱性电解槽的性能。然而，提高电流密度会带来电解小室电压上升，从而带来单耗提高，增大设备的运行成本，故最终仍需兼顾两者性价比。

PEM 设备材料依赖进口，成本较高。PEM 制氢系统主要由电解槽主体以及 BOP 辅助系统构成，电解槽主体成本占整个系统的 76%左右，主要由膜电极（质子交换膜+催化剂）、双极板及多孔传输层组成。绝大部分工业级 PEM 电解槽的质子交换膜采用全氟磺酸质子膜，依赖进口，主要来自美国杜邦、陶氏和日本旭硝子，这些进口膜的供应不稳定、交货周期长、价格高，限制了质子交换膜电解水制氢技术在国内的发展。此外，催化剂所需贵金属原料国内储量较少，也以进口为主。

国产关键材料的突破推动 PEM 电解槽降本路线。未来 PEM 制氢系统的降本，主要依赖膜电极性能、降低铱用量、降低双极板及多孔传输层的贵金属涂层厚度、使用性价比较高的本土原材料以及规模化生产后带来的生产和供应优势等。近年来国产质子交换膜厂商的技术逐渐提升，有了可替代进口膜的能力（如万润股份、泛亚微透等），催化剂企业正在拓展布局 PEM 制氢部材（如中科科创、济平新能源等）。2023 年 4 月，嘉庚创新实验室发布了PEM 制氢装备新品，在额定功率下电流密度 2.5A/cm2、直流电耗4.3kWh/Nm3，具有高安全性、低成本等特点，处于行业领先水平，并且设备材料国产化率超过 90%。

3．中游：基础设施建设加速，带动相关设备需求

储运和加注环节是连接氢能供需端的关键桥梁。1）从地域上看，我国氢能资源供应和需求呈逆向分布：西北地区煤、天然气资源丰富，工业副产氢优势大，同时由于地域广阔，风能、太阳能潜力巨大，适合绿氢生产；而东部地区风光等自然资源有限，但人口密度大，对能源需求旺盛。针对氢气资源与需求区域分布的不平衡问题，大规模、远距离的储运方案存在较大的发展空间。2）从价格上看，生产侧与消费侧氢气价差较大。根据中国氢能联盟研究院从产业一线统计得到的“中国氢价指数”显示，2024 年 2 月，燃料电池汽车高纯氢的生产侧全国均价为 33.6 元/kg，消费侧为 56.4 元/kg，体现了中游储运及加注环节的高额成本。

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