绿氢从0到1，核心设备市场超1700亿

发表于：2023-05-10 来源：能源趋势参考

近年来，绿氢被广泛视为未来能源发展的重要方向。国家发改委、国家能源局等多部门密集出台相关文件，为我国绿氢产业发展提速。

一年前的3月底，中国首个氢能产业中长期规划——《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》（下称《氢能规划》）出台，明确了氢能战略定位，强调发展氢能，必须坚持清洁低碳的原则，要重点发展绿氢。

今年4月，《氢能规划》已然进入第二年。在距离2025年的中期目标还有3年之时，国家能源局印发了《2023年能源工作指导意见》，提出加快攻关新型储能关键技术和绿氢制储运用技术，推动储能、氢能规模化应用。

“在发展初期，政策支持尤其重要。”中国可再生能源学会副理事长蒋利军表示，利好的政策会产生巨大的聚集效应，从而形成很好的氢能产业生态。

当绿氢一遍遍被政策提及，中国的绿氢产业发展得怎么样了？

全球布局，在绿氢赛道上开足马力

根据制备工艺的不同，氢能被分为灰氢（化石燃料制氢）、蓝氢（工业副产物制氢）和绿氢（电解水制氢）。

灰氢因技术成熟且成本较低，是当前主流的制氢方式，但其生产过程中伴随大量二氧化碳释放，无法实现零碳生产。蓝氢是在灰氢的基础上利用碳捕捉封存技术（CCUS）减少生产过程中的碳排放，实现低碳制氢，作为过渡性的技术手段。

绿氢则是通过光伏发电、风电及太阳能等可再生能源电解水制氢或生物质等其他环保方式制氢，制备过程中不会产生二氧化碳，是真正意义上的绿色环保“零碳氢气”。

数据来源：中国氢能联盟研究院，《中国氢能产业发展报告2020》，鑫椤氢能

当前，全球都在积极推进绿氢发展，中国、日本、德国、美国等42个国家和地区都已经推出了着重加速布局绿氢的氢能政策，36个国家和地区的氢能政策也正在筹备中。

其中，国内已经明确在非化工区制氢松绑，并发布电解制氢补贴。在《氢能规划》引领下，多地响应发布本地氢能规划，叠加风光大基地鼓励就地消纳，倒逼绿氢项目建设。截至目前，已有4个省级行政区、3个市级行政区发布关于新能源制氢制度松绑的相关政策，并通过直接生产补贴、电价优惠和配套奖励（风光指标）支持绿氢发展。

进入2023年，行业进入快速发展期，新年伊始便有多个招标密集落地。中船风电、阿拉善能源、大庆油田、深圳新能源研究院、华润电力、风氢扬科技、国富氢能、康明斯恩泽、中科富海、考克利尔竞立等企业纷纷传来围绕绿氢相关项目签约的喜讯。从签约内容来看，风光制氢制氨、绿氢液化、制氢装备升级等成为他们下一步的发力重点。

同时，2022年备案的大型项目进入开工阶段，国内首例集滩涂光伏储能海水制氢一体化项目、中石化全球最大绿氢耦合煤化工项目、新疆光伏绿电制氢源网荷储一体化项目等先后密集“开跑”。

据媒体报道，今年第一季度，国内有14个绿氢项目签约或进入开工环节，其中涉及绿氢产能超15万吨/年，项目总投资近500亿元。中信证券表示，在需求空间释放、政策支持有效落地以及产业链协同降本的基础上，2023年绿氢产业化有望高速开启。

值得一提的是，日前，由英特利（GreenPower）与国外某知名企业联合研发的全球首套大功率纯离网绿电制氢系统测试成功，实现了首个真正的大功率绿电电解水制氢，对于加快绿电制氢的发展具有重要意义。

绿氢替代空间广阔，催生新兴增量空间

虽然“绿氢取代灰氢”已成为氢能发展共识，但从数据看，无论全球还是中国，绿氢替代都还有非常广阔的空间。

从产量结构来看，国际能源署数据显示，2021年全球9400万氢气产量主要来源于化石能源制氢，占比高达81%，其中煤制氢占全球产量的19%，天然气制氢全球占比高达62%；低碳排放制氢占比仅0.7%，其中电解水制氢产量仅3.5万吨，占比0.04%。

国内制氢结构中，由于我国天然气紧缺依赖进口，煤炭资源丰富，我国氢能生产来源主要以煤炭为主，2020年我国灰氢占比高达81%，其中煤制氢占比62%，天然气制氢占比19%，另外蓝氢占比18%，绿氢占比仅有1%。

究其缘由，主要是因为相比灰氢和蓝氢，绿氢工艺耗电量大，成本较高，这也是制约其普及的瓶颈因素。目前，电费约占绿氢成本的60%-80%，大工业用电均价为0.61元/千瓦时，绿氢的成本约3.69元/标准立方米。业内推算，电价要下降至0.15元/千瓦时，绿氢的成本才能与蓝氢16元/千克的成本持平。

《中国车用氢能产业发展报告（2022）》中也详细对比了绿氢成本以及规模推广的条件：我国煤炭价格为600-1000元/吨时，煤制氢成本为10.5-13元/千克，而绿电价格降低到0.2-0.25元/度时，绿氢成本仍然高达13.5-17元/千克，未来煤炭价格继续上涨或者碳排放交易权价格达到160-210元/吨时，绿氢才具备规模推广的条件。

因此，想要绿氢实现规模化应用，就需要产业链各环节推动降本。不过平安证券表示，根据2022年招标规模最大的绿氢项目——中石化新疆库车光伏制氢项目测算，制氢成本理论上可降至12.93元/千克，与工业副产氢相比已具有经济性，接近煤制氢成本，已具备推广的经济性。未来随着风电、光伏等可再生能源LCOE持续下降，绿氢制取成本有望明显下降。

另外，东吴证券预测，在零碳加持下，预估绿氢在2025-2027年基本可实现平价。

随着制氢成本下降，国际能源署预测，到2030年，全球氢气产量将达到1.8亿吨，较2021年的0.94亿吨翻倍增长。其中，电解水制氢产量将从2021年的不到4万吨大幅增长至6170万吨，清洁制氢方案将成为主流。

届时，绿氢有望逐步展现其价值，迎来除了化工领域之外的更多应用场景和长期增量空间。根据《中国车用氢能产业发展报告（2022）》，近年来，我国在绿氢应用上已有了一些探索，主要应用在化工、分布式发电和加氢站等场景。

未来绿氢是我国绿色低碳社会实现的重要载体，预计小规模工业用氢储运、绿氢制化学品、氢冶金、交通用氢能、氢储能和发电、天然气掺氢领域将成为氢气新的增长点。

前期核心设备市场正在受益

伴随绿氢产业如日方升，市场对于电解水制氢设备的需求大幅增长。据中国氢能联盟研究院统计，2022年国内新增绿氢项目产能3.3万吨/年，同比增长65%。据高工锂电统计，2022年国内电解水制氢设备出货量722MW，同比提升106%。

在此背景下，机构普遍认为，布局相关高价值量及关键核心装备的企业将率先受益。其中，电解槽、尤其是碱性电解槽作为电解水制氢系统的核心设备，在全套系统总成本中的占比为50%-60%，未来高增趋势明确。

中金公司指出，在全球碳中和目标的大背景下，绿氢需求正快速起量，2028年中国绿氢产量有望超400万吨，渗透率9%，带来电解槽超500亿元的新增市场空间，同时国内企业具备海外出口潜力，市场空间进一步拓宽。绿氢行业从0-1快速起量，利好具备技术实力与渠道资源的电解槽厂商。

此外，根据机构对各大电解槽设备招标项目的跟踪，预估今年国内电解槽招标量可达2GW，对应400台1000标准立方米碱性电解槽。东吴证券在报告中指出，若2030年全球绿氢占比有望达到30%，则高峰时期电解槽设备求需求2.5万台左右1000标准立方米，按照单线价格700万，对应市场空间1750亿，其中国内占三分之一，市场空间近600亿。

目前，A股中布局电解水制氢的多只概念股中，与制造设备业务相关的主要有基隆绿能、阳光电源等光伏龙头。

前面提到，绿氢降价主要依赖于电价下降，因此走绿电路径的光伏制氢被认为是最值得期待的技术路线之一。2020年，光伏发电的平均上网电价已低至0.35元/千瓦时，与煤电相近。截至2023年2月，国内已运营的绿氢项目共27个，其中光伏发电制氢项目13个，占比近半。

此外，风电目前均价0.36元/千瓦时，且未来仍有下降空间。因此，基隆、阳光等在业务上拥有高度协同优势的光伏巨头才纷纷切入。

基隆绿能研发的核心航道是降低制氢的单位电耗，2月推出世界领先的制氢装基备系列产品隆基ALKHi1，直流电耗满载状况低至4.3千瓦时每立方米。另外，Hi1plus产品低至4.1千瓦时每立方米，可以降低10%以上的直流电耗，大幅降低LCOH，驱动绿氢经济性提升。2021年，隆基氢能实现500MW产能，2022年实现1.5GW产能，预计2025年达到5-10GW。

阳光电源能独立生产1000标方碱性制氢系统的电解槽，在此基础上，阳光电源还将布局延伸到了质子交换膜电解（PEM）技术上，这是除主流的碱性电解（ALK）技术以外正在迅速成长的绿氢生产线路之一。其2022年半年报显示，公司已覆盖ALK和PEM纯水电解制氢系统两大技术路线；同年，公司为内蒙古综合能源站项目提供碱性水电解制氢装置，为宁夏等地项目提供200标准立方米PEM制氢装置。