【产业研究】绿氢放量在即，电解槽有望率先受益——氢能行业专题报告

分析师：胡鸿宇（执业证书编号：S0890521090003）

报告发布日期：2023年4月27日

投资要点：

双碳背景下氢能发展具有战略意义，世界各国高度重视。氢能具备来源多样、清洁低碳、灵活高效、应用场景丰富等优势，被誉为“21世纪的终极能源”，碳中和背景下氢能将成为全球能源转型发展的重要载体，为此世界各国高度重视氢能发展。我国积极推进氢能发展战略，在国家和地方政策的大力支持下，绿氢发展加速，2023年一季度电解槽公开招标825MW，已经超过2022年全年出货量。欧美发达国家高度重视氢能发展，纷纷通过补贴、税收地面等政策，氢能现已进入实质发展阶段。

绿氢产业化发展进程加速，未来市场空间广阔。氢能发展，制氢先行，我国氢能短期仍以化石能源制氢为主，电解水制氢在碳排放、制氢纯度、储能等方面更具优势，替代化石能源制氢是必然趋势。绿氢市场空间广阔，国内市场23年招标项目密集落地，成为绿氢量产元年；海外市场需求高速增长，关键设备电解槽出货量快速提升。未来，随绿氢生产成本、储运氢成本逐渐降低，氢能性价比将提升，未来将被用于燃料电池、储能等更多应用场景，我们预测到2030年全球绿氢需求有望从2021年的3.76万吨增长到3282.38万吨，GAGR有望达到112.16%。

绿氢降本带动电解槽设备放量，出口空间广阔。碱性电解槽凭借成本优势仍是主流技术路线，长期来看PEM电解槽优点众多，电费成本和设备折旧成本是电解水制氢的主要成本构成，未来随着可再生能源占比的提升带动电价下降，可以显著降低制氢成本，根据我们预测，若到2035年光伏发电成本下降到0.2元/kWh，电解槽工作时间提升至5000h/年，碱性电解水制氢和PEM电解水制氢的成本将会分别下降到9.05元/kg和11.85元/kg，成本将大幅降低，形成对煤气化制氢和天然气制氢的替代，未来市场空间广阔。预计到2030年全球绿氢需求有望从2021年的3.76万吨增长到3282.38万吨，GAGR有望达到112.16%。目前海外绿氢发展已进入实质阶段，在海外需求加速的大背景下，我们认为中国企业凭借高性价比的产品出海具备优势，有望未来在国际市场快速崛起。

国内厂商加速布局，卡位绿氢蓄势待发。碱性电解槽进入批量应用阶段，国内厂商加速布局，国内既有中船 718、天津大陆、苏州竞力等老牌公司；也有隆基、阳光这样的新能源设备巨头；也有华电重工、华光环能、昇辉科技等新兴势力。国内企业加速产能布局，后续有望在电解槽需求释放下迅速获得市场份额。建议优先关注具备成本优势、技术积累、高性价比的电解槽生产企业。

风险提示：氢能发展不及预期；电解槽设备降本不及预期；电费下降不及预期；政策不及预期导致招标项目落地情况不及预期；竞争加剧导致价格战影响行业盈利能力等。

1. 双碳背景下发展氢能具有战略意义，世界各国高度重视

1.1. 氢能是全球能源转型发展的重要载体

碳中和已成为全球共识，氢能是全球能源转型发展的重要载体。按为积极应对全球气候和环境变化挑战，满足《巴黎协定》温控目标要求，国际各主要经济体加快了能源绿色低碳转型进程，全球碳中和已达成共识，欧洲、北美、日韩均规划2050年前实现碳中和。我国规划 2030 年前达到峰碳值，2060年实现碳中和。从目前的能源结构来看，仍是以煤炭为主，能源系统本质上为碳氢系统，氢比例越高，能源越干净、热值越高，因此从高碳燃料向低碳燃料转变，最终答案指向完全不含碳的氢能，而氢气来源广泛、热值高、清洁无碳，被誉为“21 世纪终极能源”。

氢能具备来源多样、清洁低碳、灵活高效、应用场景丰富等优势，被誉为“21世纪的终极能源”。氢能具多点特性，在碳中和背景下，战略意义突出。1）来源多样：作为一种二次能源，氢能可以通过化石能源重整、生物质热裂解、微生物发酵、工业副产气、电解水等方式制取；2）清洁低碳：氢能转化为电与热时产物为水，且不排放温室气体或细粉尘，生产的水还可继续制氢，循环使用，真正实现低碳甚至零碳排放；3）灵活高效：氢热值高，是同质量焦炭、汽油等化石燃料的3-4倍；4）应用场景丰富：可作为燃料电池发电，用于汽车、航空等交通领域，亦可作为燃料气体或化工原料投入生产，此外，可以作为储能介质平抑可再生能源波动。

1.2. 各国政策持续加码，氢能产业化发展进程加速

1.2.1. 国内：积极推进氢能战略，一季度招标高增

我国积极推进氢能战略，国家及省级层面均发布相关政策支持。国家层面，我国从顶层设计统筹谋划，不断完善氢能发展规划，2019年氢能首次被写进政府工作报告；2022年3月23日，国家发改委及能源局发布《氢能产业发展中长期规划（2021年-2035年）》，明确了氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是战略性新兴产业的重点方向，将氢能产业上升至国家能源战略高度；2023年国家能源局印发《2023年能源工作指导意见》，重点提及公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。多地响应国家氢能发展战略发布本地氢能规划，叠加风光大基地鼓励就地消纳，倒逼绿氢项目建设，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，国内绿氢招标密集落地，23年行业进入快速发展期。

2023年一季度电解槽公开招标825MW，已经超过2022年全年出货量。伴随着22年大量新能源制氢完成光伏风电等前期工程的建设，2023年部分绿氢项目开始逐步进入电解槽招标环节，根据氢能汇统计，2023年一季度有13个绿氢项目合计招标835MW碱性电解槽，已经超出2022年全国电解槽出货量722MW（含出口）。从一季度的招标情况来看，加上国家与地方政策助力绿氢发展，预计2023年全年电解槽招标量同比高增。

1.2.2. 海外：欧美日高度重视氢能发展，氢能进入实质发展阶段

从国际看，全球主要发达国家高度重视氢能产业发展，氢能已成为加快能源转型升级、培育经济新增长点的重要战略选择。全球氢能全产业链关键核心技术趋于成熟，燃料电池出货量快速增长、成本持续下降，氢能基础设施建设明显提速，区域性氢能供应网络正在形成。

欧洲：绿氢政策逐步落地，绿氢进入实质发展阶段。欧盟规划2025-2030年安装至少40GW可再生氢能电解槽（至2024年达到6GW），生产1000万吨可再生氢能，并通过碳关税支持氢能发展。22年12月，西班牙、葡萄牙和法国启动H2Med能源互联项目，氢气管道预计每年运输200万吨绿氢，并将于2030年投入使用，绿氢进入实质发展阶段。此外，2023年3月，欧盟正式启动氢能银行计划，目的之一是在缺乏需求的情况下，尽量弥补并降低绿氢成本，初步预算8亿欧元项目招标，最高达4欧元/kg（4.36美元）补贴，将4欧元/lg（4.36美元）作为投标的最高限价，此补贴高于美国3美元/kg的绿氢补贴，且对投标人做出高于5kW电解槽安装容量的要求，并期望所有中标项目在拍卖后的3.5年内产能达100%。高补贴、大容量装机以及完成时间的预期，体现了欧盟发展绿氢的积极与迫切性，且此仅为欧洲氢能银行2024年启动耗资30亿欧元前的试点项目，欧盟大力推进绿氢发展无可置疑。

美国：IRA提供最高3美元/kg的税收抵免，大幅推动绿氢商业化进程。22 年公布《国家清洁氢战略与路线图》，规划 2030/2040/2050 年生产 1000/2000/5000 万吨清洁氢能源，计划到 2030 年成本降至 2 美元/kg，2035 年降至 1 美元/kg。同时，IRA 法案大幅推动绿氢商业化进程，为其提供最高 3 美元/kg 的税收抵免，预计为美国多地绿氢生产成本减半。此外《两党基础设施法》计划提供 80 亿美元建设区域清洁氢中心，10 亿美元开发水电解制氢技术，5 亿美元支持制氢和再循环计划。

日本：氢能政策、资金、技术完善，大力发展海上运输链。日本通过完善的法律法规、政府的资金扶持及广泛的国际合作，将在2030年前后建立商业规模的供应链，制氢成本降低到 30日元/Nm3，并达到300万吨/年，到2050年实现2000万吨/年。但受限于自然资源稀缺、土地面积受限，日本可再生能源制氢成本高，因此需要高度依赖海外进口，主要依靠海上运氢，构建液化氢+甲基环己烷（MCH）运输链，日本与澳大利亚、文莱、挪威和沙特阿拉伯就氢燃料采购问题进行合作。

2. 绿氢产业化发展进程加速，未来市场空间广阔

2.1. 目前灰氢占据主要地位，但绿氢替代灰氢是必然趋势

根据氢能制取方式和碳排放量，分为灰氢、蓝氢和绿氢三种。氢能的制取方式主要有三种：1）以化石燃料（煤炭、天然气等）为原料制氢、工业副产制氢（通过焦炉气或氯碱制氢），这类制氢路线技术最为成熟，但碳排放量较高，制氢过程中存在污染，因此被称为“灰氢”；2）在“灰氢”基础上应用碳捕捉、碳封存等技术防止碳排放至大气，可大幅降低碳排放，通过此方式制得氢气为“蓝氢”；3）而“绿氢”是指通过光伏发电、风电、太阳能等可再生资源电解水制备氢气，这种制氢方式不会产生任何碳排放，且氢气纯度高，是未来主要发展方向，但目前技术尚未成熟，成本相比灰氢、蓝氢更高，这也是限制其发展的主要因素。

化石燃料为制氢主要方式，电解水制氢占比极低。经过多年的工业积累，我国已是世界上最大的制氢国，2021年我国氢气产量约3300万吨。从供给结构来看，由于我国天然气紧缺依赖进口，煤炭资源丰富，目前我国氢气供给仍然以煤制氢为主；根据中国氢能联盟统计，目前煤制氢占比63%，天然气制氢占比13%，工业副产气制氢占比21%，电解水制氢3%。

相比灰氢，绿氢在碳排放、制氢纯度、储能等方面更具优势，绿氢替代灰氢是必然趋势。绿氢具备零碳排放的优势，每生产1吨氢气碳排量仅0.03吨；而煤制氢每生产1吨氢气平均需要消耗煤炭约6-8吨，排放15-20吨左右的二氧化碳，此外还会产生大量高盐废水及工业废渣；天然气制氢路线下每吨氢气的生成将排放9-11吨二氧化碳，在双碳目标要求下灰氢势必被更清洁的绿氢所取代。同时，绿氢制氢纯度高，具有明显优异性，适用于对氢气纯度、杂质含量要求苛刻的冶金、陶瓷、电子、航天航空等行业。此外，绿氢储能具有规模大、时间长、储存与转化形式多样等优势，可解决新能源消纳问题。在我国可再生能源发电装机结构占比不断提升的背景下，风光等清洁能源发电成本持续下行为绿氢构建了资源基础，未来绿氢占比有望不断提升。

2.2. 绿氢市场空间广阔

2.2.1. 从市场需求来看，国内外绿氢发展动力十足

随着全国氢能产业的进一步发展，氢能成为更多省份的重点产业。据氢云链统计，2023年已有9个省份公布35个氢能产业项目，总投资额超650亿，其中绿氢项目达到7项，主要分布在宁夏、河北和江苏等风光资源优势地区，进一步推进绿氢商业化发展。

国内市场23年招标项目密集落地，成为绿氢量产元年。为了获取新能源建设指标，五大四小等能源集团，纷纷布局风光氢一体化项目。截止23年2月，大规模绿氢项目中，已开标和在建项目合计近2GW，对应电解槽500台；规划的待开标项目近15GW，对应电解槽需求 3000台左右，按照项目进度将于今年年中开始陆续招标。从区域上看，项目多集中于内蒙古，其次为新疆、吉林等地。从国内招标情况来看，我们预计今年招标量有望突破500-600台，实际出货量有望达到300-400台，实现翻番增长。

海外市场需求高速增长，关键设备电解槽出货量快速提升。根据高工锂电数据，2022年全球电解槽市场出货量达到1GW ，其中中国电解槽总出货量超过800MW，同比增长129%以上，全球占比超过80%。碱性电解槽设备凭借运行稳定、售价低廉等优点，2021年出货量达到776MW，为目前市场主流选择。根据 BloombergNEF 数据， 2023 年中国电解槽出货量将持续保持高增，出货量有望达到1.4-2.1GW，占当年全球出货量的 60%以上，同比增加75%-163%。

2.2.2. 从应用场景来看，绿氢市场空间广阔

氢能的应用场景逐渐从交通领域向工业领域、发电领域和建筑领域拓展。目前氢能的成本较高，使用范围较窄，氢能应用处于起步阶段。氢能源主要应用在工业领域和交通领域中，在建筑、发电和发热等领域仍然处于探索阶段。根据IEA数据，2021年全球氢气需求量超9400 万吨，同比增长5%，其中增量中约67%是来自化工领域。2021年全球氢气需求来源中，炼油、合成氨、甲醇、钢材的氢气需求比例分别为 42.6%、36.2%、16.0%和5.3%。根据中国氢能联盟预测，到2060年工业领域和交通领域氢气使用量分别占比60%和31%，电力领域和建筑领域占比分别为5%和4%。

碳中和目标下，氢能大规模推广应用刻不容缓。目前，炼化领域是氢气重要的使用场景，氢气主要用于加氢硫化以去除原油中的硫含量，以及加氢裂化将重渣油升级为更高价值的产品，全球对空气质量的持续关注的背景下，最终精炼产品中的硫含量持续降低，加氢裂化越发重要，我们预测到2030年全球炼化领域对氢气需求量有望达到4530万吨。合成氨为第二大应用场景，主要用作制造尿素和硝酸铵等化肥的原料，通过绿氢生产合成氨有望有效降低合成氨领域碳排放强度，我们预测到2030年全球炼化领域对氢气需求量有望达到4530万吨。甲醇用氢量排第三，主要用于生产化学甲醛及塑料、涂料等，与合成氨类似，绿氢是甲醇脱碳的重要手段，我们预测到 2030 年全球甲醇用氢需求有望达到1755 万吨，绿氢替代空间广阔。此外，“双碳”目标下，钢铁行业面临巨大的碳减排压力，目前，化石燃料以焦炭形式在炼钢过程中用作还原剂，并用于炼钢及炼铁过程中各热密集阶段，这些未来将被低碳氢逐步取代，我们预测到2030年全球炼钢领域对氢气需求量有望超过500万吨。

未来，随绿氢生产成本、储运氢成本逐渐降低，氢能性价比将提升，未来将被用于燃料电池、储能等更多应用场景。氢燃料电池汽车适用于中长途、高载重、固定路线货运场景，我国氢燃料电池产销量快速增长，根据中汽协数据，2022 年国内氢燃料电池汽车产销量分别为 3626 辆和3367 辆，同比分别增长104.1%和112.3%。现阶段氢燃料电池汽车处于起步阶段，以氢燃料电池商用汽车为主。随着 5 大示范城市群相继落地，“十四五”期间我国燃料电池车及加氢站有望迎来大面积推广。此外，氢储能有望成为绿氢需求的重要组成部分，随着光伏风电装机快速增长，弃风弃光问题逐渐凸显，以氢作为储能载体，具备长周期、季节性优势，有助于解决可再生能源消纳问题。

我们预测到2030年全球绿氢需求有望从2021年的3.76万吨增长到3282.38万吨，GAGR有望达到112.16%。

3. 电解槽：绿氢降本带动设备放量，出口空间广阔

3.1. 多因素驱动绿氢降本，带动电解槽设备放量

3.1.1. 电费成本和设备折旧成本是绿氢的主要成本构成

碱性电解槽凭借成本优势仍是主流技术路线，长期来看PEM电解槽优点众多。当前电解水制氢工艺主要有碱性电解、质子交换膜（PEM）电解、固体氧化物（SOEC）电解技术。其中碱性电解水制氢与质子交换膜电解制氢技术相对较为成熟，SOEC电解技术的电耗低于碱性和PEM电解技术，但尚未广泛商业化，国内仅在实验室规模上完成验证示范。由于SOEC电解水制氢需要高温环境，其较为适合产生高温、高压蒸汽的光热发电等系统。相较于碱性技术，PEM 电解槽虽初始投资较高，但也具备多重优势，1）体积及重量更小；2）维护成本更低；3）启停响应速度更快；4）效率衰减更低。目前，碱性电解槽凭借其成本优势仍是主流技术路线，主要将应用于大规模集中式制氢项目（例如风光氢氨一体化项目），PEM 电解槽将凭借其响应速度快、电流密度高的优势与碱性电解槽配合共同用于大型风光制氢项目，由 PEM 电解槽承担灵活性调节，碱性电解槽提供基础电解负荷。同时，PEM 电解槽因其体积、质量小、响应速度快的优势，亦较为适用于小型分布式发电领域。

成本是目前制约绿氢市场空间的最主要因素。我们对煤气化、天然气、碱性电解槽制氢及PEM电解槽制氢进行成本测算后发现，四者制备成本分别为9.61元/kg、16.52元/kg、25.01元/kg及31.04元/kg，目前电解水制氢的成本远高于煤气化和天然气制氢，正因此其优势难以得到体现。

1） 煤气化制氢：假设投资强度3.3万元/标方，装置产能9万标方/h，年工作时间7200 小时。

2） 天然气制氢：假设投资强度2.8万元/标方，装置产能3千标方/h，年工作时间7200 小时。

3） 碱性电解水制氢：我们假设装置产能1000Nm³/h，对应800万设备投资及150万土建安装，年工作时长2100小时。我们测算当用电价格/度电成本为0.6元/kWh时，电费成本占比总制氢成本约86%。

4）PEM电解水制氢：我们假设装置产能1000Nm³/h，对应3000万设备投资及200万土建安装，年工作时长2100小时。我们测算当用电价格/度电成本为0.35元/kWh时，电费成本占比总制氢成本约69%。

电费成本和设备折旧成本是绿氢的主要成本构成。碱性电解水的电费成本占绝大多数，占比86%，其次是折旧维修占比10.34%，人工和直接材料各占3.27%和0.2%。PEM电解水制氢的电费和折旧维修成本占比69.21%和27.69%，人工和直接材料各占2.92%和0.18%。因此，从成本构成来看，电解水制氢未来的降本主要来自于电费成本和折旧维修成本这两大方面。

电解槽的成本是电解水制氢系统的核心部件，也是设备成本的主要构成。电解水制氢系统由电解槽及辅助系统组成，其中电解槽是电解反应发生的主要场所，辅助系统则包括电力转换、水循环、气体分离、气体提纯等模块。从成本构成来看，电解槽在制氢系统总成本中的占比约为50%，而且设备在单位时间内的产氢量越大，电解槽所占整个设备制造成本的比例就越高，所以电解槽的成本会直接影响制氢系统的产品价格。电解槽的成本是电解水制氢系统生产成本的核心。

3.1.2. 电价下降和技术进步共同带动电解水制氢成本的下降

通过对制氢成本的拆解可知，电解水制氢成本主要来自电耗成本和折旧成本。从这两方面来看，随着电价的降低，电解制氢成本业随之降低，同时电力成本的占比也同步降低，此外，随着电解槽每年工作时间的延长，由于单位氢气固定成本的降低，也将带动制氢成本的下降。一方面，在光伏电站投资下降、技术进步带动系统效率提升和光衰降低等驱动下，光伏发电成本也快速下降。根据国家发改委的《中国2050年光伏发展展望（2019）》的预测，到2025年光伏发电成本预计将下降至0.3元/kWh，到2035年和2050年光伏发电成本相比当前预计下降50%和70%，达到0.2元/kWh和0.13元/kWh。另一方面，随着技术进步，电解槽工作时长也会有所提升至5000小时以上。电价下降和技术进步均会带动电解水制氢成本的下降，基于此，下面我们将分别对碱性电解水制氢和PEM电解水制氢进行降本测算。

碱性电解水制氢降本测算：

上一章中在电价为0.35元/kWh的假设下，测算得出碱性电解水制氢总成本为25.01元/kg，远高于煤气化制氢和燃气化制氢的9.61元/kg和16.52元/kg，不具备经济性。其中折旧维修占比10.34%，直接材料占比0.20%，电费占比86.19%，人工占比3.27%。通过敏感性分析，我们得出随着电力成本的下降和电解槽工作时间的延长，制氢成本也随之下降。假设到2035年和2050年光伏发电成本相比当前预计下降50%和70%，达到0.2元/kWh和0.13元/kWh，同时随着技术进步，碱性电解槽工作时间分别提升至4000h/年、5000h/年，其他因素保持不变，那么届时对应碱性电解水制氢成本将会下降至15.00元/kg、9.05元/kg，成本将比煤气化制氢更低，从经济性上来看，碱性电解槽有望在2035年实现对天然气制氢的全面替代，在2050年对煤气化制氢实现全面替代。

PEM电解水制氢降本测算：

我们在上一章中在电价为0.6元/kWh的假设下，测算得出PEM电解水制氢总成本为31.04元/kg。其中折旧维修占比9.24%，直接材料占比0.18%，电费占比87.66%，人工占比2.93%。仅电价下降的PEM电解制氢仍不具备经济性，在其他条件不变的前提下，即使电价达到0.1元/kWh，PEM电解制氢的成本仍接近18.44元，依然是最不具备经济性的制氢方式。PEM大规模推广的前提是降低PEM设备的生产成本。假设到2035年和2050年可再生能源发展带动电价下降至0.2元/kWh和0.13元/kWh，假设随着技术进步，碱性电解槽工作时间分别提升至4000h/年、6000h/年，其他因素保持不变，那么届时对应碱性电解水制氢成本将会下降至18.08元/kg、11.05元/kg，从经济性上来看，PEM电解槽有望在2050年对天然气制氢实现全面替代。

未来随着电价下降和技术进步有望带动电解制氢的成本持续下降，不断缩小与灰氢的成本差距。通过我们的测算，目前在0.35元/kWh电价下，若电解槽工作时长为2100h，对应碱性电解槽制氢和PEM制氢成本远高于灰氢成本。理想情况下，我们假设到2025年，随着光伏及风电占比的不断提升，电价有望进一步下探到0.3元/kWh，到2035年电价下降到0.2元/kWh，加上技术进步提升电解槽工作时长至4000h，届时碱性电解槽成本将低于天然气制氢成本，有望实现对天然气制氢的替代；到2050年电价下降到0.13元/kWh，电解槽工作时长至5000h，届时碱性电解槽成本将低于煤炭制氢成本，有望实现对煤炭制氢的全面替代，同时PEM电解槽成本也大幅降低至低于天然气制氢成本。

3.1.3. 绿氢产业化发展在即，带动电解槽需求放量

电解槽市场空间巨大未来几年有望翻倍增长，设备厂商率先受益。根据中氢博创数据，2022 年全球电解槽市场出货量达到1GW，中国碱性电解水制氢设备的出货量约 776MW，电解槽总出货量在 800MW 左右，在 2021 年基础上实现翻番。展望未来，氢能作为清洁能源，应用占比将逐步提升，预计2025年全球绿氢占比有望达到1%，绿氢需求量有望达到近百万吨，对应电解槽需求超过10GW；碱性电解槽占据目前主要市场，22年国内95%以上是碱性，国外碱性和PEM价差较小，PEM技术成熟，存在一定应用，预计到2025年碱性电解槽与PEM电解槽占比各半。2025年全球电解槽市场有望超过500亿以上的市场规模，2030年有望成为千亿以上市场，具有十分可观的增速。

3.2. 国内厂商具备性价比优势，出海具备可能性

海外市场需求高速增长，中国企业出海具备优势。海外氢能发展已进入实质阶段，目前以天然气制氢为主，据欧盟官网2022年欧洲天然气制氢占比96%，但在俄乌冲突影响下，天然气短缺价格高涨，2022 年均价到了 6700 元/吨，相比2021/2020 年增长 37%/106%，天然气价格保障催化更具性价比的绿氢需求。欧美发达国家均发布了相关政策大力支持绿氢发展，欧洲2020年发布的《欧洲氢能战略》中的第一阶段目标即在2024年前，全欧的绿氢制备总功率达到6GW，绿氢年产量超过100万吨，而预计2022年欧洲绿氢产量不足10万吨，还具有较大发展空间；美国也规划了绿氢项目，按计划将在2024-2026年逐步投产，预计今年明年大部分项目将确定开建。从成本角度来看，根据BNEF，海外电解槽设备价格较国内高出 2-3 倍，主要系海外人工成本高于国内，欧美电解槽企业研发费率、销售&管理费率水平均较高，通常大幅高于国内水平，带来成本增加。在海外需求加速的大背景下，我们认为中国企业凭借高性价比的产品出海具备优势，有望未来在国际市场快速崛起。

我们认为电解槽未来可以复制逆变器的发展路径，未来有望加速出海获得广阔的国际市场。从产品特点来看，国内厂商均具有充分的技术储备，电解槽和逆变器都不具备较高的技术门槛，中国企业有望发挥后发优势；从市场特点来看，目前电解槽也位于从0到1起步的过程，未来市场需求有望保持较高增速。因此以国内逆变器出海作为类比，下文我们对逆变器的出海历史进行了复盘以期对未来电解槽的出海发展做出展望。

1）内资涌入外资出局（2010-2012年）：受益于国内光伏市场快速发展和逆变器高利润的双重因素刺激（国内光伏需求从2009年至2012年增长20倍），内资企业利用成本优势和更高的产品性价比，快速抢占市场份额，完成了从零到一的起步。

2）内资价格战（2013-2018年）：受补贴驱动，以地面电站为主的光伏市场加速启动，但市场对逆变器价格开始更加敏感。同时，华为入局逆变器，也导致内资逆变器厂商竞争加剧，利润率出现快速的下滑。（阳光电源逆变器毛利率从11年45%，下滑至在13-16年的约33%；影响净利率12%）

3）全球化加速时期（2018.5.31-至今）：补贴退坡后，光伏组件价格快速下降，海外率先进入平价时代，需求快速攀升，国内逆变器厂商随之加速了全球化步伐。2019年，阳光电源海外出货量首次超过国内出货量。而锦浪科技、固德威等正式借此机会，通过布局海外市场的分布式场景，实现了市场份额的快速提升。

从逆变器出海来看，国内企业快速崛起的核心竞争力在于：1）依托国内工业体系所建立起来的性价比优势；2）技术持续迭代；3） 以及服务能力完善提升了企业的品牌价值。

1）依托国内工业体系所建立起来的性价比优势。国产逆变器成本低售价低，这是由于逆变器厂商80%的原材料均可实现国产化，加上国内工业体系带来的制造业优势，售价虽然较海外品牌更低，但成本低的更多，因此可以做到更高的毛利率。于此同时，经过多年发展，国产逆变器的质量达到甚至超越了海外老牌厂商的同类产品。对比从5KW到3000KW不同规格的逆变器性能，发现与SMA相比，阳光电源和锦浪科技的产品普遍拥有更高的转换效率和更宽的MPPT 电压范围，因此可以获得更高的发电效率。

2）技术更新迭代速度更快，每一次产品的迭代平均可以带来成本6%的下降。由于国内光伏产业链条完整，技术工艺全球领先，国内厂商与上下游的联系更紧密，更能及时捕捉到用户痛点，在新产品开发方面具有优势。近年来国内厂商加速产品迭代，丰富产品线，对输入电流、产品容量等性能指标进行升级，以更好地满足各类客户对于不同使用场景的需求，推出新产品的速度快于海外厂商。

3）国内厂商在海外品牌认可度逐渐提升。排名较高的品牌意味着更易帮助项目开发商获得银行融资，利于绑定长期客户群体；另一方面说明该品牌逆变器在产品质量、运行表现、售后服务支持和长期可靠性方面表现突出，利于海外布局的拓展。

通过上文的复盘，我们认为电解槽目前处于“逆变器发展的第一阶段（2010-2012年），中国企业有望凭借高性价比、快速技术迭代和品牌效应快速崛起，加速出海，抢占全球市场份额。目前国内企业正在加速布局亚洲和非洲市场，老牌企业如派瑞氢能、中电丰业、考克利尔竞立已在亚洲与非洲市场实现出口销售，2023 年以来，竞立与印度Greenko 合资建厂，国富氢能、瑞麟科技也在巴西、埃及等地与当地企业合资建厂，加速亚非市场渗透。展望未来，我们相信随着中国电解槽企业技术进一步提升、中国企业亦有望切入欧美市场，拓宽远期市场空间。

4. 国内厂商加速布局，卡位绿氢蓄势待发

4.1. 碱性电解槽进入批量应用阶段，国内厂商加速布局

碱性电解槽进入批量应用阶段，国内厂商加速布局。目前碱性电解槽已进入批量应用阶段，国内既有中船 718、天津大陆、苏州竞力等老牌公司，其技术沉淀深厚；也有隆基、阳光这样的新能源设备巨头，资金、技术实力雄厚，光伏业务与电解水制氢业务高度协同；也有华电重工、华光环能、昇辉科技等新兴势力，各自凭借技术优势、订单优势等切入电解水制氢设备市场，在行业发展前期抢占份额。国内企业加速产能布局，后续有望在电解槽需求释放下迅速获得市场份额。

4.2. 相关企业进展情况

4.2.1. 华电重工：依托华电集团，电解槽订单具有较高保障

公司是华电集团氢能业务牵头单位，背靠华电集团具备资源优势。目前业务涵盖物料输送系统工程、热能工程、高端钢结构工程、海洋工程、工业噪声治理工程，并于2020年布局氢能业务。

电解水制氢方面，公司1200Nm3/h 碱性电解水制氢装置与气体扩散层产品已成功下线，具有高电流密度、高电解效率、大容量、高响应速度等特点，运行平稳、性能先进、结构紧凑。目前已经成功实施泸定水电解制氢项目，并成功取得达茂旗 20 万千瓦新能源制氢工程示范项目，合同金额 3.45亿元，预计在 2023 年内投产。公司仍在对多个项目进行跟踪，业务涉及市政交通、化工、冶金、分布式供能等多个用氢场景。此外，公司持续加大PEM电解设备研发投入，双技术路线并行发展。华电集团为公司控股股东，依托华电集团，公司与内蒙古华电氢能签署《内蒙古华电包头市达茂旗20万千瓦新能源制氢工程示范项目PC总承包合同制氢站部分》，电解槽订单消化具高保障。

4.2.2. 华光环能：主营环保与能源装备制造，与电解槽深度协同

公司环保基因悠久，横向发展能源业务。环保领域主要为固废处置提供专业设计、环保设备制造、工程建设、处置运营的全产业链系统解决方案和综合服务，能源领域涉及锅炉设计制造、传统及新能源电力工程总包、热电运营、光伏电站运营的全产业链业务。收入、盈利情况持续向好：2018 年至今，公司收入、归母净利润总体保持上升趋势。2022H1公司地方能源供应行业收入约17亿元/yoy+52%,毛利率19%；工程综合服务行业收入约15亿元/yoy+25%，毛利率17%；装备制造业务收入约9亿元/yoy-3%，毛利率25%。

电解槽领域，公司与大连理工大学合作成立零碳工程技术研究中心，进行电解水制氢示范项目开发。公司在环保与能源装备制造领域的成功经验，助力公司快速切入电解槽行业，2022年仅耗时70天完成30Nm³/h碱性电解水制氢设备研发与制造，通过技术、材料升级大幅提高了电流密度、减小设备体积，现已完成产品中试。目前公司产氢量 1500 Nm3 /h 碱性电解槽已成功下线，在电流密度、产氢压力方面具备优势。

4.2.3. 昇辉科技：新势力全面布局氢能领域，形成“3+3”业务模式

公司主营业务包含电气成套设备、LED 照明与亮化、智慧城市等相关产品，涵盖从居家到城市的全场景解决方案，为客户提供专业的一站式配套服务。公司发布2022年业绩预报，归母净利润预计亏损9.05-10亿元。亏损主要原因为并购昇辉控股有限公司而产生的商誉计提减值 9.8-10.8 亿元。展望未来，公司商誉减值基本完成，轻装上阵，随氢能业务逐渐放量，有望实现业绩反转。

公司2020年进入氢能产业，中长期战略规划定义为智能加氢站，目前已初步形成“3+3”业务模式，即参股投资 3 家氢能产业链头部企业，自主经营 3 大氢能业务板块。参股3家产业链企业包括：膜电极龙头鸿基创能、电堆龙头国鸿氢能、整车制造企业飞驰汽车。三大氢能业务板块包括：1）成立氢能源汽车物流运营平台子公司，通过搭建运营平台推动应用规模的扩大，带动产业链上游燃料电池零部件及整车的发展；2）成立子公司佛山安能极，依托昇辉科技现有电气主业，快速实现氢能相关领域电气设备的生产制造能力，产品包括燃料电池 DC/DC，整流柜、控制器、AC/DC 等电气设备；3）参股设立电解水制氢装备公司盛氢制氢，现1000Nm³/h碱性电解设备已下线，能耗低至4.3kWh/Nm³，领先行业平均水平。自主经营的3大氢能业务板块为：1）制氢设备，自制配电环节（电源柜、控制柜、配电柜）、后端的氢气纯化和分裂装置，具备成套生产能力；2）氢能汽车运营平台，2023年2月底公司已有 120 辆氢能轻卡，冷链车政策支持蓄冷电价 1.8 毛/度；3）氢能设备零部件，包括DCDC和ACB电器设备。

4.2.4. 隆基绿能：较早进军氢能产业，电解槽出货领先

公司作为全球光伏龙头企业，主业为组件一体化企业，光伏组件出货高增，组件盈利保持坚挺，技术储备丰富，处于行业领先地位。

隆基于2021年成立子公司正式进军氢能产业，将光伏与制氢深度融合当前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备系列产品隆基 ALK Hi1，直流电耗满载状况低至 4.3千瓦时每立方米，Hi1 plus 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。产品适合的场景可以根据项目的具体情况和财务假设来确定。Hi1适用于 1500-5000 小时，比如纯风电、纯光伏、风光互补等；Hi1 plus 5000小时以上，比如绿电交易、多能互补等。隆基氢能21年实现500 MW产能，22年实现1.5 GW产能，预计25年达到5-10GW。

4.2.5. 阳光电源：前瞻布局储能行业，有望光储融合发力

公司是全球逆变器龙头企业，业务包括光伏逆变器、电站投资开发以及储能系统。阳光电源从光伏制氢入局氢能，成立全资子公司阳光氢能，并与中国科学院大连化学物理研究所展开合作。阳光氢能已建有国内首个光伏离网制氢及氢储能发电实证平台、国内最大的 5MW 电解水制氢系统测试平台、PEM电解制氢技术联合实验室，及年产能 GW 级制氢设备工厂。阳光氢能独立生产 1000 标方碱性制氢系统、兆瓦级PEM 制氢系统对应的电解槽，可以提供包括制氢电源、电解槽、智慧氢能管理系统在内的成套系统解决方案。2019 年，阳光电源在山西晋中签订了一个300MW 光伏和 50MW 制氢综合示范项目；同年在山西举行 200MW 光伏发电项目（一期）开工暨二期 500MW 光伏制氢项目签约仪式。2022年，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 标方 PEM 制氢装置。

3. 风险提示

氢能发展不及预期；电解槽设备降本不及预期；电费下降不及预期；政策不及预期导致招标项目落地情况不及预期；竞争加剧导致价格战影响行业盈利能力等。

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