中央五年规划建议首提氢能绿氢产业迎来加速发展-广发证券

识别风险，发现价值请务必阅读末工业脱碳系列之一国际贸易合作业务加快推进，我国首次将氢能写入中央关于制定五年规划的建议中，预示即将加快前瞻性布局。十五五期间，拓展新能源非电应用、加大氢能对新能源消纳有望成为氢能发展重心，风光氢氨醇基地建设加速有望打破氢能供需关键堵点，推动产业链全面发展。计这是氢能投资的增量弹性方向。l绿氢制储运用环环相扣，制取环节相对成熟。绿氢产业链可以大致分为制备、储运和利用三大环节。氢气制取环节，目前化石能源制氢占据主导，我国电解水制氢规划项目多。其中，我国化石能源制氢占据比27%和26%；氢储运环节整体仍处于发展初期，市场规模有限，大多数技术尚处于示范验证至商业化早期阶段；氢能利用环节，国内加建议优先关注具备成本优势的电解槽与绿醇生产企业，电解槽推荐隆l风险提示。氢能政策变化风险；电解槽价格竞争超50%36%22%8%-6%11/2402/2504/2506/2509/2511/25-20%电力设备沪深300请注意，陈昕,李天帅,陈子坤并非香港证券及期货事务监察委员会的注册持牌人，不可在香港从事受监管活动。AI能源系列之三:AI加速驱动识别风险，发现价值请务必阅读末金风科技识别风险，发现价值请务必阅读末 5 （一）氢气制取：化石能源制氢占据主导，我国电解水制氢规划项目多 （二）氢气储运：仍处于发展初期，市场规模有限 （三）氢能利用：国内加氢站建设速度平稳 三、电解槽：绿氢产业链核心设备，需求有 （一）碱性电解槽：结构简单，技术成熟、成本较低 （二）质子交换膜电解水制氢（PEM效率虽高但成本较高 20（三）固态氧化物电解水制氢（SOEC新兴技术，目前仍未产业化 21（四）电解槽供需与竞争格局：需求保持较快增长，格局逐步分散化 23（六）国内电解水制氢技术：碱性技术领先，PEM仍处于追赶阶段，国产替代成为 （七）氢能供应链：我国供应链完整，上市公司较多 33 识别风险，发现价值请务必阅读末 8 8 8 20 20 21 21 22 22 23 27 28 29 29 31 5 6 24 32 33识别风险，发现价值请务必阅读末一、全球氢能发展提速，我国加快前瞻布局各国制定完善氢能政策体系，氢基衍生品定位进一步略。2024年，埃及、越南等9国制定发布国家氢能战略。埃及提出到2030年实现年产150万吨清洁氢，其中140万吨用于出口。德国、澳氢及氢基衍生品国际贸易提出相关发展目标和路径。德国《氢及氢基衍生品进口战略》作为前期制定和修订的《国家氢能战略》的补充政策，为氢及氢基衍生品的进口提供政策框架；澳大利亚修订《国家氢能战略》，计划到2030年每年至少出口可应用于氢、氨以及航空和航运燃料等出口。续出台差价补贴、税收优惠、专项资金等支持措施。日本议会通过《氢能社会促进低碳氢提供补贴；韩国审议通过《税收特例限制法》修订方案，针对氢能等国家战略技术的综合投资制定了15%-25%的税额抵免抵免适用范围；欧盟委员会通过创新基金发起了总金额46亿欧元的资助项目征集，用以推动可再生氢等净零技术发展，依托该基金欧洲氢能银行启动了第二轮绿色氢）：首轮拍卖，7个项目获得7.2亿欧元支持。）：税收抵免（45V条款）补贴标准：根据全生命周期入80亿美元建设区域性氢能中心，首批70亿美元资助7个定氢能生产商的销售价格，补偿低碳氢与化石燃识别风险，发现价值请务必阅读末成功获得支持。目前第二轮评估正在进行中，预数据来源：RMI《绿氢产业各环节技术发展和投融技术及核心装备向大规模、高效率方向持续突破，支撑氢能示范应用进一步深化和葡萄牙国家天然气运输网络（RNTG）完成10%-20%掺氢天然气运输、分配和储存车对船”燃料加注作业，为未来氨燃料船舶商业化奠定基础。应用方面，多领域创新示范持续开展。交通领域，全球在营加氢站总数超1200座，同比增长超料电池超级游艇完成海试，可采用液氢和甲醇转化两种形式存储燃料。工业领域，瑞典完成超5000吨氢还原铁试点。能源领域，美国建成投运以氢燃料电池为主要电德国完成为期五年的500立方米地下盐穴储氢测试，对地下储氢技美国建成投运以氢燃料电池为主要电源的兆瓦级离网模块化数据中心其衍生品的进出口贸易日益关注，多国陆续开展相关产品贸易体制机制探索和基础设施建设。依托特定贸易航线的“绿色走廊”建设加速推进，根据《中国氢能发展约41%，已基本覆盖全球主要地区和航运领域。澳大利亚—东亚、新加坡—鹿特丹年，在欧盟船舶燃料碳排放强度约束下，国际船东对绿色燃料需求持续增长，丹麦和德国等航运业主导企业相继与包括中国在内的多国企业签订绿色甲醇长期承购合识别风险，发现价值请务必阅读末次招标，由阿联酋企业依托在埃及项目竞得，出厂价为811欧元/吨，到港价为1000增长提速，其他清洁低碳氢产能增长相对放缓。目前，全球合成氨、合成甲醇、炼1300万吨，氢能仍主要作为原料用于工业过程。地区电解水制氢（质子交换膜）全年均价约5.2美元/千克，较上年同比下降约5%，整体运行趋势较为平稳；欧洲地区电解水制氢全年均价约6.1欧元/千克，同比下降24%，整体先降后升，年底价格突破8欧元/千氢能价格分别降至30元/千克以下和52元/千克以下；2024年12月，全国氢能生产侧价格降至28.0元/千克，相较上年同期下降幅度约15.6%，消费侧价格降至全球可再生能源制氢项目加速投运。全球各类可再生能源电解水制氢项目试点逐步2024年新增产能超7万吨/年，同比增长约42%；新建成项目单体规模加快提升，千吨级以上项目占比超过80%；中国、欧洲新建成可再生能源电解水制氢项目产能占全球的63%和24%，累计建成相关项目产能占比约51%和30%，逐步成为全球可再识别风险，发现价值请务必阅读末24.0%心心全国绿氢产能装机已达约15万吨/年。项目方面，我国已披露713个绿氢项目，并持续推动大规模项目规划与实施。投资方面，中国在全球已承诺阶段的项目投资表现尤为突出，截至2024年，中国拥有310亿美元已承诺阶段项目投资，和北美地区总计超过全球该阶段投资的60%，这标志着中国逐步在绿氢领域中形成主导优势，迎来蓬勃发展时期。成本经济性方面，中国具有全球最优的显著优势，当前每千克绿更具竞争力，有望成为绿氢出口国。在产业应用方面，当前中国绿氢产能约七成被数据来源：RMI《绿氢产业各环节技术发展和投融2025年10月，党的二十届四中全会审议通过《中共中展第十五个五年规划的建议》，文件将“建设现代化产业体系，巩固壮大实体经济根基”作为首要任务，强调“前瞻布局未来产业，探索多元技术路线、典型应用场识别风险，发现价值请务必阅读末面说明氢能交通应用场景正在走向多元化。氢能交通工具的通行范围，始终受限于加氢站的覆盖边界，目前加氢站的建设数量虽稳步增长，但总数仍然偏少，且面临建设成本高、运营效率低、氢气储运技术有待突破等问题。随着氢能场景多元化普未来氢能重点发展方向包括：在更好发挥电网作用、持续提升电力系统调节能力和新能源消纳水平的同时，积极拓展新能源非电利用，重点推动风光制氢氨醇、风光供热供暖等多元转化和就地利用。加快建设风光氢氨醇一体化基地，鼓励工业领域风光绿电替代化石能源供热供汽。根据国家能源局数据，到2035年，我国风电光伏总装机预计达36亿千瓦，从当前计算，还有19亿千瓦的新增空间，绿色氢氨醇也将成为消纳光伏风电的重要路径。专家表示，“十五五”期间是绿色氢氨醇从小规模示范迈向规模化商业化应用关键过渡期。我们预计十五五期间，拓展新能源非电应用、加大氢能对新能源消纳有望成为氢能发展重心，风光氢氨醇基地建设加速有望打破氢能供需关键堵点，推动产业链全面发展。基于此，我们认为十五五应战略性重视绿氢的制备-储运-利用链条，预计这是氢能识别风险，发现价值请务必阅读末二、绿氢制储运用环环相扣，制取环节相对成熟绿氢产业链可以大致分为制备、储运和利用三大环节。绿氢制备环节是将可再氢储运环节用于调节制氢和用氢环节间的时空错配，这一过程需要将生产出的氢进行压缩、液化或者通过多种化学物理反应转化为易于储运的形态，再将不同形态的氢气用不同容器和介质进行跨周期储存，在储氢的基础上按需利用交通工具或者管道设施将所储氢气进行跨地域输送。绿氢利用环节中，氢燃料电池是氢作为燃料用途利用的重要技术手段之一。从用氢场景（如交通、钢铁、化工等）看，绿氢的使用在许多传统行业也产生了新技术和新工艺，如交通领域的加氢站技术、钢铁领域的氢还原技术和绿氢化工的新工艺等。数据来源：RMI《绿氢产业各环节技术发展和投融煤焦化副产的焦炉气也可用于制氢，但煤气化制氢目前在国内氢气生产中占据主导纯等主要生产环节。煤制氢经过多年的发展，技术成熟，被广泛应用于煤化工、石识别风险，发现价值请务必阅读末化、钢铁等领域。特别是化工和化肥行业一直在使用这项技术生产氨。根据KPMG数据，煤制氢工艺的二氧化碳排放量约是天然气制氢的4倍，需结合碳捕集与封存(CCUS)技术才能实现减排，增加了制氢成本。根据IEA数据，在煤制氢生产中加入CCUS预计将使资本支出和燃料成本分别增加5%和130%。广泛使用。与煤制氢装置相比，用天然气制氢产量高，排放的温室气体少，是化石原料制氢路线中较为理想的制氢方式。工业上由天然气制氢的技术主要有蒸汽转化法、部分氧化法以及天然气催化裂解制氢。然而，我国国内目前天然气约40%依赖进口，国内主流的工业制氢方式仍然是煤制氢。变压吸附法（PSA法），回收提纯制氢。目前炉煤气、轻烃裂解副产气。与其他制氢方式相比，工业副产品制氢的最大优势在于特别是利用可再生能源进行电解水制氢是目前众多氢气来源方案中碳排放最低的工氢化裂解低、技术成熟氢碱性电解质子交换膜电解解技术较成熟、成本较低链局限大实验室阶段催化水分解质氢技术不成熟、氢气纯度低域前两位。截至2024年底，全国氢气产能超5000万吨/年，同比增长约1.位，煤制氢产能约2800万吨/年，同比增长约0.7%；产量约2070万吨，同比增长约识别风险，发现价值请务必阅读末6.7%，新增产量主要应用于煤制油气；天然气制氢产能约1080万吨/年，与上年基东、内蒙古、陕西、宁夏、山西等传统重工业所在地区，合成甲醇、合成氨氢气消化和煤化工氢气消费量分别约600万吨、405万吨，占全国氢气消费量16%和11%。21.0%分别约占全国已建成可再生能源电解水制氢产能445.0%45.0%44.0%44.0%得突破。氢能制取方面，单堆兆瓦级质子交换膜电解水制氢装置实现在光储氢项目商业运行；兆瓦级阴离子交换膜电解槽下线，千瓦级产品实现在冶金领域应用；规模化风电离网制氢示范项目实现商业运行；“海洋氢能制储输用全链条关键技术研识别风险，发现价值请务必阅读末究及示范验证”项目开工，一站式海上绿色氢醇氨生产作业系统获中国船级社原则性认可；兆瓦级电解海水制氢装置试运行；尚义—张北一带氢能源勘查开发项目圈输工具三个部分。转化方式板块主要关注如何以最低的能耗和成本，将氢气转化为更易于储存的形态；储存容器板块聚焦于设计和优化能够安全高效地存储氢气或其转化产物的容器；运输工具板块则关注开发能够高效、便捷地运输氢或储氢容器的运输工具。根据氢气转化过程及转化产物的特点，不同的技术路线在关键技术环节上有所不同，且各环节处于不同的技术成熟度阶段。已进入到广泛应用的阶段，但受限于储氢密度和安全性能，通常需要大型储氢设施来满足需求。压缩气态储氢大多需要采用长管拖车运输，运输效率仍需要持续完善和提升。低温液态储氢在国外应用较多，国内的应用基本仅限于航空领域，民用领LOHC储氢等技术目前国内仍在产业化初期。与传统石油燃料易运输、可规模存储的特点不同，国内氢的储运技术尚未实现能效与安全的最优解。目前普遍采用的高压气氢储运方式存在储氢密度低、压缩能耗高的缺点，而且由储氢罐安全设计冗余带来的材料成本较高。存储容器严重金属内胆纤维环严重金属内胆纤维全度高罐模大识别风险，发现价值请务必阅读岩洞规模化示范大有效性仍需探索，稳定性仍需数据规模化示范低建库地址受限，密撑枯竭油气田储氢量极大/大/规模化示范耗相对较低/规模化示范提升存储容器储氢量大质量大/储氢量大质量大合成氨哈伯-博世工艺合碳来源和末端回识别风险，发现价值请务必阅读末化二苄基甲苯规模化示范储氢技术路线中相对成熟提高氢气纯度储氢密度更高度钛/铁/锰/钒基等度和压力范围对杂质气体比较数镁/铝/硼基等储氢重量较高，充放氢需要高温辅数提升储氢性能缺乏大规模制备数据来源：RMI《绿氢产业各环节技术发展和投融证至商业化早期阶段。面向未来，随着我国氢能使用规模的扩大和应用场景的不断丰富，供需两端的时空错配将进一步加剧，呈现出错配量更大、形式更复杂、不确定性更强等特征。相应地，氢储运需求也将由小规模向大规模扩展，由当前的单一场景向多样场景演化，由短时、少量的临时调运向长时、大量的稳定调配过渡。特别是考虑到我国西北地区可再生能源资源丰富、而东南沿海地区则聚集大量工业用高效率、低成本的储运能力提出更高要求。在此背景下，氢储运不仅是支撑氢能供需匹配的物理通道，更将在保障系统安全、提升资源配置效率、引导产业合理布局输氢管道的建设具有较强的路径依赖性，一旦建成，其位置和走向将难以调整，因此在规划阶段就需要科学决策，综合考虑未来的产业发展趋势、市场需求以及区域能源结构的演变，确保管网长期可用。同时，合理的输氢网络布局可以有效降低建设成本，避免重复投资和资源浪费，使氢能运输更加高效和经济。此外，氢能管道的建设还需要与其他产业布局、用地规划等因素统筹协调，以最大程度降低对周边脆”问题，因此管道的建设和运行需要严格的安全管理，制定高标准的安全规范，并建立健全的应急预案，以应对可能的泄漏或事故。识别风险，发现价值请务必阅读末我国在管道输氢方面的研究起步相对较晚，已有输氢管道规模较小，总里程约400于印发〈内蒙古自治区绿氢管道建设发展规划〉的通知》，具体规划了全省氢能管网干线布局，提出“一干双环”的主网架构，其中包括构建环鄂尔多斯市的西部环网，环赤峰市、通辽市的东部环网，以及贯通鄂尔多斯市、呼和浩特市、乌兰察布市、锡林郭勒盟、赤峰市的中部干线。这是国内首个省级绿氢管道专项规划，标志着我国氢能管网建设进入实质性推进阶段。政策发布后，内蒙古及周省份的输氢管道建设大幅提速。根据统计，我国目前规划及在建的输氢管道总长度接近700醇工康（保）曹（妃甸）氢气长输管道项目该项目属于内蒙古自治区“一干双环四出口”绿氢输送管备案数据来源：RMI《绿氢产业各环节技术发展和投融根据《中国氢能发展报告2025》数据，70兆帕大容积轨车辆安装；5吨/天氢膨胀氢液化系统成功产出液氢；车载液氢系统通过低温性能城镇燃气30%掺氢燃烧和分离试验成功实施；深地大规模盐穴储氢库CQ-1井开钻。加氢站是氢燃料电池产业化、商业化的重要基础设施。加氢站主要通过将不同来源的氢通过压缩机增压储存在站内的高压罐中，再通过加气机为氢燃料电池汽车加注氢气的燃气站。加氢站的主要设备包括储氢装置、压缩设备、加注设备、站控系统等，其中压缩机占总成本较高，目前设备制造方向主要是加速氢气压缩机的国进程，从而降低加氢站的建设成本，促进氢能产业链的发展。由于燃料电池汽车主要通过加氢站补能，因此充足的加氢站以及完善的氢制储运体系是燃料电池汽车规模化的前提。根据车百智库数据，根据匹配车型的不同，一座加氢站可匹配20-100辆氢燃料汽车加氢需求。根据中国石化数据，一座加注能力500kg/天的加氢站可满识别风险，发现价值请务必阅读末键设备。依据工作原理差异，主流氢气压缩机可分为往复隔膜式压缩机、活塞式压缩机。由于燃料电池汽车对氢气纯度要求较高(≥99.99%），隔膜式压缩机能够较站内储氢压力高于车载供氢系统。为降低卸气过程压缩机能耗，提升氢气加注过程选择配置45+22MPa储氢罐组合，70MPa加氢站则可配置90+65+40MPa四五”规划收官临近，各地加快推进加氢站建设，上半年建设速度呈现小幅提升态中，北京和河北位居前列，两地合计新增9座，占的新建数量达到两座。0765432102025H1新建加氢站数量数据来源：高工氢电、广发证券发展研究中心数据来源：高工氢电、广发证券发展研究中心48%，而2025年上半年新建成站中该比例已降至37%。这一变化与政策导向密切相关。各地积极推动在现有加油（气）站基础上改建加氢设施，以合建站模式优化布局、缩短建设周期并降低土地成本。同时，“以油养氢”的运营模式可缓解加氢站盈利压力，促使更多企业转向合建站投资。识别风险，发现价值请务必阅读合建站45.0%合建站48.0%合建站42.0%42.0%识别风险，发现价值请务必阅读末三、电解槽：绿氢产业链核心设备，需求有望快速增差别，电解水制氢的技术路线可以分为包括碱性电解水制氢（ALK）、质子交换膜氢（AEM）。各种技术路线的原理类似，都是在氧自由交换，而将电荷转移过程分解为外电路的电子传递和内电路的离子传递，从而实现氢气的制备和利用。其中，碱性电解槽技术可靠，成本低，操作方便，但设备占地面积较大。PEM技术集成简单，动态响应好，转换效率高，体积小，在各性能指标上表现均衡且指标突出，但成本略高。SOEC效率高，热机状态动载性能好，可快速双向工作，但需要高温热源，且设备投资大、寿命短，适用于核电制氢及大碱性电解槽发展最成熟，已完全商业化，质子交换膜电解水制氢在国内处于商业化初期，固体氧化物电解水制氢则仍处于研发和示范阶段。从发展潜力及市场占比来碱性ALK技术原理及特点使用碱性水溶液作为电解质，并通使用质子交换膜作为电解质使用阴离子交换膜作为电解质和隔膜，结合了ALK和规模产业化研发示范阶段研发示范阶段有丰富热能资源的工业场景单槽3000-5000Nm³/h直流能耗4.5kWh/Nm³可调负荷范围10-110%直流能耗4.2kWh/Nm³单槽500Nm³/h直流能耗4.3kWh/Nm³可调负荷范围5-130%接近国际指标直流能耗4.3kWh/Nm³可调负荷范围5-120%2000-3000元/kW6000-8000元/kW6000-8000元/kW10000-20000元/kW10000-20000元/kW3000-5000元/kW2000-4000元/kW料和余热回收技术数据来源：RMI《绿氢产业各环节技术发展和投融碱性电解槽结构简单。碱性电解槽通常使用摩尔质量20%-30%KOH溶液作为电解程中碱性电解液分别进入隔膜两侧的阳极区和阴极区，水分子可以渗透过隔膜达到识别风险，发现价值请务必阅读末在阳极区氢氧根离子失去电子生成氧气和水，由于隔膜的阻碍，电解产生的气体不能大量通过隔膜达到另一侧，产生的气体和电解液一起从小室流出最终生成氢气、氧气。由于在碱性电解质系统中，碱性电解槽的反应链式如下：阴极析氢：4e-+2H2O——H2+2OH-阳极析氧：4OH-——O2+2H2+4e-数据来源：艾邦氢能源技术网，广发证券发展数据来源：艾邦氢能源技术网，广发证券发展碱性电解槽由多个电解小室构成，电极、隔膜和密封通常呈圆柱形，可采用串联单极性或并联双极性压滤式结构，由螺栓和两块端压板将极板夹在一起，形成多个分隔的小室，每个小室由电极、隔膜、垫片、双极板组其性能对电流密度和电解效率有决定性影响，根据车百智库数据，其成本约占系统成本的28%；隔膜用于将两极隔离开，要求保障气密性的同时，降低电阻以减少电能损耗；密封垫片用于解决极片之间的绝缘问题，其绝缘性能对电解效率、安全、电解质，使用薄膜电极组件（膜电极）形成零极间距。膜电极的核心为质子交换膜（隔膜），阳极催化剂和阴极催化剂通过化学镀或者热压的方法附着在隔膜两侧。PEM电解过程简单，去离子水只需进入电解槽阳极侧，通电后，膜电极阳极侧产生氧气和氢离子，氢离子直接或者以水合状态到达阴极侧产生氢气。PEM电解槽反应阴极析氢：2e-+2H+——H2阳极析氧：2H2O——O2+4H++4e-识别风险，发现价值请务必阅读末数据来源：艾邦氢能源技术网，广发证券发展数据来源：艾邦氢能源技术网，广发证券发展槽使用质子交换膜作为固体电解质，替代了碱性电解槽使用的隔膜和液态电解质(KOH溶液)，内阻更小、内部结构更为紧凑，电解效率大幅提高，规模选择也更为PEM电解在强酸性环境下进行，需使用贵金属催化剂，导致成本较高，掣肘了其规模化推广。通过催化剂实现PEM电解槽降本增效是重要一环，根据车百智库数据，金属或者降低贵金属载量等方式降低成本尤为关键；双极板和气体扩散层约占据PEM电解槽总成本的60%，这两部分的国产化替代也是降本增效的重要途径。国内PEM电解槽产业的发展需要国产核心零部件的进一步突破。国产PEM电解槽已取得了长足进步，但在技术成熟度、装置规模、关键材料性能和据车百智库数据，国内布局PEM制氢主要企业超过30家(部分同时布局碱性制氢)，率先突围的关键在于技术实力。国内企业已推出产品以小功率为主，集中在司都推出了单槽产氢量达200Nm3/h以上的产品，正在向300Nm3/h跃进。未来随着PEM制氢核心部件的技术提升及国产化率提高、PEM制氢设备规模化应用的扩大，且传导氧离子或质子。因此一般要求电解质致密且具有高的离子电导率和可忽略的识别风险，发现价值请务必阅读末解槽基本使用氧离子导体，其中最常用的是YSZ，而高温下也可以使用ZrO2基电解质，中低温下可以使用CeO2基电解质。电解质的电导率一般较高，因此电解质薄膜化以降低电池的欧姆损耗是研究热点。在反应过程中，水蒸气从阴极进入，被直阴极析氢：H20+2e-+2H+——H2+O2-阳极析氧：2O2--2e-——O2分氢氧键，部分用于电解水的能量可以通过热能获得，当热能处于更高状态时，所需电能则更低，电耗将更少。（2）成本较低：SOEC电解槽的核心原材料是陶瓷，如YSZ，LSM，而PEM电解槽由于需要在强酸环境下进铱、钛等原材料。但此类贵金属资源有限，获取具有一定限制，而SOEC所需的陶瓷材料成本较低且容易获得。因此，当未来SOEC电解槽面临大批量生产时，完全SOEC可以在电解池和燃料电池(SOFC)两种模式之间灵活切换，具备可逆运氢气体、工业副产氢等气体释放电能。以高温为基础，所以需要多个组件以维持系统运行的温度及压力，其系统需要额外的热交换器、电加热器等设备维持系统热平衡，对于热集成能力要求较高。此外，快系统劣化和缩短使用寿命，若频繁在停机/启动之间切换，识别风险，发现价值请务必阅读末现阶段国内企业SOEC电解槽制氢功率以千瓦级为主。根据车百智库数据，国内SOEC电解槽集中在2-25kW，电流密度0.50-1.0A/cm2，系统效率在75%以上，部单电池片和SOFC单电池片的材料类型基本一致，但电解要求更高，目前国内只有少数几家企业制备出SOEC专用电池片及专用大功率电堆塔，整体技术水平有待进从中长期来看，电解槽技术路线仍存在不确定性。从中短期来看，ALK电解槽发展成熟度最高，价格领先优势较大，仍将保持作为最主流的电解制氢技术路线。虽然国内ALK电解槽厂家在技术指标和成本控制管理方面都处于国际前列，但电解槽性能仍有优化空间，主要的创新机会在于优化制氢效率和应对负荷波动。但随着未来制氢所用离网电力比例不断提高，出于安全和成本的双重考虑，采购方对于电解槽应对负荷波动的能力要求将更为严苛。与此同时，以PE制氢技术路线降本提效速度也在加快。因此，从中长期来看，这一市场格局的未来发展仍然存在不确定性。对于PEM和AEM等技术路线和PEM两种技术的优点。虽然该技术路径当前体量较小，但在绿氢大规模部署的下一阶段，其发展潜力也不容小觑。备公开招标需求规模超2369MW，相较于2023年1695.52MW的总需求规模增长约39.7%，而2023年同比增长约112%。2024年全年累计中标规模达到约1503MW，同比增长约42%。识别风险，发现价值请务必阅读末21.3%。超过50MW电解槽需求的大型风光项目订单有6个，累计电解槽需达到1035MW，占总需求规模的约70%。不足15%的项目数量却产生了超过80%的装备订单，规模化制氢项目驱动需求的效果明显。1ALK2AEM3豫氢动力ALK4体化项目(二期)(标段一)ALK5体化项目(二期)(标段二)ALK6体化项目(二期)(标段五)ALK78ALKALKALK9ALK1ALK/ALKALKALK2ALKALKALKALKALKALKALK1ALKALKALKALKALKALK体化扩建项目制氢设备招标ALK1AEM稳石氢能ALK5识别风险，发现价值请务必阅读末识别风险，发现价值请务必阅读末AEMAEMALK6ALK1ALKALKALK1石化机械1ALKALKALK1唐山古丰新能源科技有限公司氢能产业发展基地ALKALKALKALKALKALK52ALKAEM/识别风险，发现价值请务必阅读末ALK/ALK5ALK5/ALK/ALK51ALK/ALK/5/ALK/PEM从技术路线来看，碱性电解槽需求规模占比进一步提高，从2023年的95.5%已增长至2024年的98.6%，全年招标需求规模达到2239.4MW；而PEM电解槽招标需求规年订单规模76.02MW，占比约4.5%）。此外，2024年AEM电解槽的市场需求开始模达到1.3625MW。识别风险，发现价值请务必阅读末估报告》，2024年全球电解水制氢装机容量达到5.2GW，比上年增长271%，2021~2024年均增长65.8%。根据IEA《全球氢能报告2024》，截至2024年底，中国电解槽装机量约为2.5GW，占比超过全球5其中1503MW的中标规模中超过1255MW均由制氢新势力获得，电解槽新势力已经开始全面展开市场角逐。其中中标规模前十的企业中，也有中纯氢能、通辽国氢等新面孔出现。据香橙会研究院统计，2024年企业中标订单TOP5分别为阳光氢能、决路径。根据RMI数据，在考虑我国条件最优越地区的可再生电力成本和经济性最好的ALK电解槽制氢系统前提下，当前绿氢生产成本仍然比煤制氢（约1气）高出50%以上。根据2024年内蒙鄂尔多斯项目实测数据，当前生产1千克绿氢的成本约18元/千克。在2030年前后，随着装机规模扩大100GW以上，该成本有望的主要因素。根据RMI数据，当前我国制氢电解槽装机仅约2.5速上量的重要制约因素。然而，制氢设备企业又亟需更大规模的订单来摊薄研发和识别风险，发现价值请务必阅读末数据来源：RMI《绿氢产业各环节技术发展和投融电解槽系统中电堆组件成本占比为45%，其中膜片/电极组件成本占比达57%。在IRENA的预测中，尽管碱性电解槽的系统降本空间不大，目前电解系统的成本在再生能源适配等方面，碱性电解槽仍具有较大提升空间，当前重点研究方向集中在电极、催化剂、隔膜等环节上。给定1000Nm3/h电解槽和土建设备分别按照800万时长为2000h时，单位制氢成本为2.62元/Nm3，而当电价在0.2元/kWh，年工作时长为6000h时，单位制氢成本在0.97元/Nm3。电耗成本下降、单台制氢产量增加和识别风险，发现价值请务必阅读末孔传输层、小组件、双极板、电堆组和端板、膜电极构成，其中双极板和膜电极分别占比约53%、24%。PEM电解槽需要在强酸性和高氧化性的工赖于价格昂贵的贵金属材料如铂、铱等，导致成本过高。近三年来，铂的价格大约挺。现有商业化析氢催化剂Pt载量为0.4-而降低催化剂用量，或寻求替代方案，提高电解槽的效率和寿命是PEM水电解制氢技术发展的研究重点，如贺利氏H2EL-IrO-S型号的阳极催化剂中铱含量仅为10%-50%，大幅降低铱用量。PEM电解槽降本空间较大。目前PEM的技术迭代路径主要包括增加电流密度、提高电极板面积、降低膜厚度、优化设计催化剂等。根据IRENA预测，技术进步叠加规模化量产PEM电解槽的最低投资成本有望由400美元/kW降至低于100美元/kW，降幅达到75%以上。目前1000Nm3/hPEM电解槽约3000万元，而随着关键零部件国产化及电解槽生产降本未来有望达到700万元。根据《电解水制氢成本分析》，土建及安装200万元，折旧20年，现阶电解槽设备寿命分别为2万和9万小时，单位能耗分别为4.5和3.8kWh/N中，固定资产均摊和电耗成本下降的幅度分别为94.2%和57.8%。电解槽制氢成本的降幅分别达到63.1%和73.8%。碱性电解槽制氢成本的降低主要受益于电耗及电价的降低带来的运营成本下降，以及寿命的延长带来的固定资产均要受益于电价的下降，以及国产化替代带来的设备成本下降叠加寿命延长带来的均摊成本下降，两者的降幅分别达到94.2%和57.8%。远期来看绿氢制备成本与灰氢相当。当电价为0.4元/kWh，运行寿命为2万小时时，碱性电解槽制氢成当电价为0.4元/kWh，运行寿命为5万小时，PEM电解槽制氢成本在40.0元/kg;而当最低中标价格已降至450万元附近；单槽1MW规模PEM电解槽最低中标价格也已降至530万元附近（价格详情见香橙会氢能数据库）。据香橙会研究院测算，2024年国内碱性电解槽招投标均价约为1500元/KW，PEM电解槽均价约为6300元/KW。ALK和PEM电解系统价格目前已经逼近甚至低于成本线，短期内继续降本空间已然识别风险，发现价值请务必阅读末020212022平已跻身世界一流。我国在上世纪60年代开始自主研发ALK电解槽技术，中船重工718所创新了加压电解槽，早期应用于军事领域，到80年代中期开始产业化，拓展至玻璃、电子、钢铁等民用工业需求领域，90年代开始我国ALK电解槽技术得以快速发展并走向国际市场。而我国PEM电解槽技术自主研发的开端可追溯到90年代，解槽才正式投入使用。SOEC电解槽的发展时间线和PEM电解槽相似，最早由中科院硅酸盐研究所牵头，后扩展至各大院校，在2018年左右开始往产业化方向发展，电解槽长期以来是作为补充性技术路线，因此发展进程相对较慢，所以在技术发展方面我国AEM电解槽企业与国际领先水平没有明显代差，甚至有后来居上的发展势仍处于追赶阶段。从全球产能分布来