产业趋势逐渐明朗，氢能设备迎来机遇

储能与氢能 2024-04-20 13:00 北京
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，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/T 3634.1-2006），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 CO210.59 kg，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。
储运和加注环节主要设备包括高压储氢瓶、压缩机及加氢站集成设备。根据高工氢电 数据，2025、2030 年车载高压储氢瓶市场规模将达到 34 亿元、722 亿元，我们据此测算 可知其中阀门市场分别为 2.8 亿元、58.5 亿元（详见 3.1 节）。此外，加氢站设备约占建 设投资总额的 70%，我们根据地方政策目标及当前已建成加氢站数量之间的差额，测算可 知在政策目标全部完成的情况下，2024-2025 年加氢站集成设备增量将达到 69.18 亿元（含 站用储氢瓶组），其中压缩机为 29.23 亿元。
目前氢气储运主要有四种路径，适用于不同的运氢场景。四种路径分别为：高压气氢、 低温液氢、有机液氢和金属固氢。后两种属于化学储氢技术，目前仍处于起步阶段；而前 两种属于物理储氢技术，已被大规模商业化应用，发展较为成熟，其中高压气氢储运又可 分为长管拖车和管道输运两种方式。
长管拖车与低温液氢运输相继发展，管道输氢远期存在优势。我们参考高工氢电的部 分假设，以全长 25km，年输氢量 10.04 万吨的济源-洛阳氢气管道为例对管道输氢成本进 行测算，假设管道寿命 20 年，运输损耗率为 8%，每年维护费用为当年折旧额 15%，当运 力达到 100%时，管道输氢可以将运输环节成本降至每百公里 0.5 元/kg 以内，可见管道输 氢是远期实现大规模、远距离输氢的重要渠道。然而，由于管道建设初始投资大（该管道 每公里投资达到 584 万元）、建设周期长，且在当前氢源生产端与氢的终端应用尚未形成 稳定、规模的供给与需求的情况下，其发展与应用不会在短时间内占据主流。长管拖车在 小规模、短距离的储运情况下经济性优势显著，也是其目前作为主流储运方式的原因之一。而在输氢管道尚未形成规模前，200km 以上运输距离的场景中，液氢槽车将发挥较大作用。根据《2023 势银氢能与燃料电池年度蓝皮书》预测，至 2030 年，液氢运输占氢气运输规 模的比例将接近 20%，管道输氢比重约占 20%。
3.1 气态储运：高压储氢瓶为主流，管道建设明显提速
高压储氢瓶贯穿全产业链环节，具备广阔市场空间。高压气氢涉及的装备包括制氢厂 储氢罐、长管拖车、站用储氢瓶组及车载储氢瓶等，分别对应“制、运、加、用”环节， 市场空间广阔。根据高工氢电数据，2021 年国内车载储氢瓶价格在 1~4 万元/支（包含 35MPa 及 70MPa 各种容积储氢瓶，常用为 140L、165L、210L）。由于车载储氢系统往 往配备 2-8 组储氢瓶（例如 49 吨重卡多配 6~8 支 210L 瓶组），高工氢电预计 2025、2030 年车载储氢瓶需求量将分别达到 23 万支、224 万支，市场规模分别达到 34 亿元、722 亿 元；此外，预计 2025 年中国站用储氢容器规模将达到 5.6 亿元。
四类储氢瓶区适用不同场景，I 型瓶是当前氢气运输的主流方式。在储运方面，据 GGII 调研，配套 I 型瓶的氢气长管拖车市场占比在 90%左右，目前国内常以 20MPa 长管拖车 运氢，结合集装格小范围补充，单车运氢约 300kg；而国外则采用 45MPa 纤维全缠绕高 压氢瓶长管拖车运氢，单车运氢可提至 700kg。在车载储氢瓶方面，国内以 III 型瓶为主， IV 型瓶处于起步阶段；而欧洲市场已将 III 型瓶和 IV 型瓶的市场格局突破到储运领域。随 着应用端的应用需求不断提高，高压储氢瓶朝着轻质高压的方向发展。
国内储氢瓶领域玩家正加紧推进 IV 型瓶产品的生产验证和产能建设。2023 年 5 月 23 日，国家标准《车用压缩氢气塑料内胆碳纤维全缠绕气瓶》正式发布，意味着 IV 型瓶即将 正式有标可依，统一的行业标准无疑将推动未来 IV 型瓶的市场应用。目前，我国已基本建 成配套齐全的碳纤维产业链体系，碳纤维（占 IV 型瓶成本比例高达 70%-80%，根据中科 院宁波材料所），主流储氢瓶企业如中材科技（苏州）、中集氢能、天海工业等正加紧推 进 IV 型瓶产品的生产验证和产能建设。
除碳纤维材料外，瓶口阀也是高压储氢瓶中的重要部件。瓶口阀也可称氢气瓶口阀组， 一般由多个阀门串联或并联而成，用于保证高压储氢瓶安全和正常充/供气。2023 年 5 月 23 日，适用 70MPa 储氢瓶的《车用高压储氢气瓶组合阀门》国标发布，对储氢瓶阀门提 出规范化标准。1）从市场规模来看，根据中科院宁波材料所特种纤维事业部，阀门约占 70MPa 储氢 IV 型瓶成本总额的 8.1%，按上文高工氢电预测规模，储氢瓶阀门的市场规模 将在 2025、2030 年分别达到 2.8 亿元、58.5 亿元。2）从市场格局来看，根据势银 （TrendBank）联合中材科技、国富氢能在 2022 年发布的《2022 车载供氢系统产业发展 蓝皮书》，2022 年国内瓶口阀市场主要由外资品牌占据，市占率在 75%以上，而近一两 年涌入氢能阀门的国内企业增多。
输氢管道项目建设明显提速。管道输氢运输量大、边际成本低，是远期实现大规模国 外管道输氢技术发展较早，全球范围内的输氢管道总里程已超过 6,000km，而国内在管道 输氢方面的研究起步较晚，技术发展仍处于初级阶段，当前输氢管道规模较小，总里程约 400km，在用管道仅有百公里左右。目前，国内在管道输氢领域已有所突破，多条管道项 目被提上日程。在天然气掺氢管道输送方面，国内也已开展多项天然气管道掺氢输送项目 的研究与实施。
传统油气设备公司积极布局输氢管道，解决“氢脆”难题。目前纯氢管道主要采用的 是钢材质，而碳钢在高压氢环境中服役时，氢分子能够分解成氢原子渗透进金属材料内部， 造成材料性能劣化（即氢脆），导致管道开裂泄漏。为应对该问题，天然气掺氢运输与管 材研发为主要攻克方向。现阶段，输氢管道加工技术布局企业主要为国家管网、石化机械、 渤海装备等国央企油气设备企业；此外，东宏股份与浙大氢能研究院及东海实验室合作， 积极拓展高性能非金属管道在输氢方面的应用。
3.2 液态储运：液化核心设备实现国产化突破
低温液氢具有较高的质量储能密度，单次运输规模大。低温液态储氢是在 20K（-253℃） 左右温度下，利用压缩机将氢气液化并储存在低温绝热的真空容器中。从储存能力看，在 标准大气压下，低温液态储氢瓶中的液氢密度为 70.75kg/m³，是 35MPa 高压气态储氢瓶 中氢气密度（约 20kg/m³）的 3 倍多，70MPa 高压气态储氢瓶中氢气密度（约 38kg/m³） 的 1.8 倍左右，并且液化过程使液氢纯度更高，据势银能链了解，目前液氢储罐单体容积 可达 4730m³，储氢量达 282 吨。从运输能力看，高工氢能数据显示目前常用的液氢槽罐 车溶剂大约 65m³，一次可运输液氢 4000kg，储重比(储氢量与储氢系统质量之比）一般 可超过 10%，运输能力是 20MPa 长管拖车的 10 倍以上。
液化能耗及核心设备受限是液氢储运技术的关键制约因素。根据高工氢电，目前液化 1kg 氢气需要耗电 12~17kwh，远高于高压气氢的压缩能耗。若电力成本按 0.6 元/kWh， 每 kg 综合耗能 12kWh 计算，不考虑设备折旧，液化成本也高达 7.2 元/kg。同时，吨级液化装置与国外先进水平还存在一定的差距。目前我国具备液氢生产能力的文昌基地、西 昌基地和航天 101 所均服务于航天发射领域，未来随着透平压缩机、透平膨胀机等核心设 备技术进步，有望将氢液化能耗降低至 6kW·h/kg。
国内民用液氢领域不断取得突破。长期以来，国内氢液化设备主要由美国空气产品、 普莱克斯、德国林德等厂商提供，近年来液氢国产装备的自主化取得了一定进步：2021 年 9 月，我国自主研制的首套吨级氢液化装置在航天 101 所调试成功，产能达到 1.7t/d，实 现 90%以上的国产化；2023 年 9 月，5 吨/天大型氢液化装置成功研制，标志着中科富海 已完全掌握自主知识产权的大型氢液化装备设计、制造、集成技术，核心部件及设备已实 现国产化。

3.3 加注环节：加氢站集中建设，设备投资占 70%
加氢站是氢燃料电池汽车等用氢技术推广的必备基础设施。对于氢燃料电池汽车大规 模商业化应用而言，加氢站的网络化分布是基本保障。我国也重点布局加氢站建设，根据 香橙会研究院数据，2023 年全国新建成加氢站 62 座，累计建成 407 座；按各地区提出的 氢能发展目标，到 2025 年，我国将建设加氢站超 1000 座，按此推算未来两 年年将进入加速建设期。
加氢站设备主要包括压缩机、加氢机及固定储氢设施，这三大设备的性能参数决定了 加氢站的整体加注能力和储氢能力。1）压缩机：作为加氢站内的核心设备，承担了氢气增 压的重要作用。国内加氢站常用的氢气压缩机主要有隔膜式压缩机、液驱式压缩机、离子 液压缩机。2）加氢机：为氢燃料电池汽车的车载储氢瓶进行加注，基本部件包括箱体、用 户显示面板、加氢口、流量计、阀门、安全系统等；由于加氢机加注时存在“焦耳-汤姆森 效应”，会导致氢气温度上升，因此加注过程中防止氢气温度不断升高时加氢机的关键性 能之一。3）固定储氢设施：目前国内建成或在建的加氢站主要采用高压储氢瓶组和高压储 氢罐，储存系统的工作压力越高或该工作压力与氢燃料电池汽车充氢压力差越大，氢燃料 电池汽车充氢时间越短；从压力范围看，目前国内加氢站的加注工作压力通常分为 35MPa 和 70MPa 两个等级，其中 35MPa 加氢站通常采用最高储氢压力位 50MPa 的储氢罐， 70MPa 加氢站通常还要增设最高储氢压力位 103MPa 的储氢罐。
加氢站投资成本较高，其中设备占比约 71%。加氢站根据氢气来源不同，可分为外供 氢加氢站和现场制氢加氢站，根据李妍等《外供氢与现场制氢加氢站的氢气成本分析》， 一座供氢能力为 500kg/天的外供氢加氢站的投资成本约为 1450 万元，其中压缩机占比 30%，储氢瓶及加氢系统占比 28%，设备合计占比达到 71%。按 2024-2025 年需建设 672 座加氢站计算（地方政策目标加总 1079 座，减去 2023 年已建成 407 座），未来两年内 加氢站设备增量市场空间为 69.18 亿元，其中压缩机为 29.23 亿元。
国内加氢站设备集成商市场集中度较高。根据高工氢电，截止 2021 年底，国内已建成 的加氢站中 CR5 设备集成商市占率合计近 90%，2022 年有所下降，但仍超过 70%。其中， 截止 2022 年累计建成加氢站中，TOP10 设备集成商分别为国富氢能（2021 年市占率 28.4%）、海德利森、舜华新能源、厚普股份、氢枫能源、正星氢电、康普锐斯/航天雷特 机电、中集氢能、伯肯节能/派瑞华氢/豫氢装备、优捷特。2023 年新建成加氢站设备集成 商整体分布较为分散，主要集成商除上述名单外新增中集安瑞科。
4．下游：氢燃料电池空间巨大
氢能下游有交通、电力、化工、冶金四大应用场景，主要设备包括氢燃料电池和氢燃 气轮机。在交通领域，氢燃料电池可与锂电池协同推动实现全面电动化；在电力领域，通 过燃料电池或氢燃气轮机实现热电联产，将有助于降低建筑的碳排放；也可与大规模的可 再生能源耦合，解决调峰消纳难题，主力构建绿色低碳的新型电力系统；在化工、冶金等 工业领域，氢能作为原料或燃料代替品有助于使这些领域实现深度脱碳。
4.1 从应用场景看，氢能在交通及电力领域具备潜力
4.1.1 交通领域：燃料电池商用车已初具经济性
交通应用中，氢燃料电池商用车率先发展。目前，我国燃料电池汽车商业化运营主要 集中在公交和物流领域，于现阶段燃料电池汽车的中长途、中重载、固定路线运载定位相 符。一方面，在 400-800km 的中长途里程中燃料电池汽车的续航优势较纯电动汽车更为 明显；另一方面，燃料电池及储氢系统质量能量密度远高于纯电动汽车动力电池，大幅提 升了中重型货车载货能力。国内有限推广商用车辆发展，在固定路线运营带动加氢站等配 套设施的布局，从而进一步拉动乘用车领域市场需求。
当氢价达到 25 元/kg 时，氢燃料电池重卡 TCO 可与传统燃油车打平。根据嘉兴市长 三角氢能产业促进会数据，当前购置一台氢能重卡、锂电重卡与燃油重卡的费用分别约为 150 万元、100 万元与 30 万元，2023 年“以奖代补”政策给予燃料电池重卡补贴 37.80 万元，假设地方政府按照与国补 1:1 配套补贴（如上海市《关于支持本市燃料电池汽车产 业发展若干政策》），初始购车成本将低于纯电动重卡。此外，假设车辆日行里程 400km， 其中高速路段 300km，高速收费按 2 元/吨公里计算，当能源价格分别为 25 元/kg、1.3 元/kwh、7.5 元/L 时，分别计算可知氢能重卡、锂电重卡与燃油重卡的年运维成本分别为 52.50 万元、43.75 万元、60.90 万元，此时从全生命周期成本看，氢燃料电池重卡基本与 传统燃油车持平。2024 年 2 月，山东省三部门发布通知，自 2024 年 3 月 1 日起，对本省 高速公路安装 ETC 套装设备的氢能车辆免收高速公路通行费，试行两年，在此基础上氢能 重卡将每年节省 21 万元高速通行费，占当年运行成本的 31.5%。此时氢能重卡 TCO 将下 降至 228.18 万元，低于锂电重卡。
4.1.2 电力领域：氢能发电、储能与热电联产具备前景
氢发电解决火电低碳转型问题。火力发电是目前世界上主要的电力来源之一，但其煤 炭和天然气的使用导致大量二氧化碳排放。以氢为基础的绿氢、绿氨，是解决火电低碳转 型问题的有效途径之一，通过煤电掺氨燃烧至纯氨燃烧和气电掺氢燃烧至纯氢燃烧，实现 火电向低碳调节电厂的转变。根据中科院工程热物理研究所先进燃气轮机实验室张宏武主 任在第十届燃气轮机聚焦大会上的主题分享，预测 2030 年，我国总发电装机容量 38 亿千 瓦时，其中气电装机容量 1.8 亿千瓦时，假设全年平均发电时间 2400 小时，按全部气电掺 氢 30%计算，气电行业需消耗 320 万吨绿氢，实现 2300 万吨碳减排。
氢储能是解决风光发电消纳问题的重要途径。新能源发电具有随机性、波动性、季节 不均衡性等特性，这给电力系统的稳定运行带来了挑战，因此需要发展相应的储能技术以 实现不同时间尺度上功率与能量平衡。氢储能技术基于“氢-电”转化，通过储氢、储氨、 储醇等方式，实现能量的长时储存和调节，再借助燃料电池或燃气轮机等发电设备重新转 化为电。与其他储能技术如抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能、飞轮储能以及熔岩储 能相比，氢储能技术能够完全实现跨季节性的长时储能，为能源存储领域带来新的解决方案。当前，我国多省份积极推进光（风）储氢电一体化项目，并开展了相关示范项目。根 据水电水利规划设计总院，2022 年 10 月 26 日“氢动吉林”行动暨大安风光制绿氢合成 氨一体化示范项目启动，该项目将建设风电项目 700MW，光伏项目 100MW，并配有一 套 40MW/80MWh 储能装置。
热电联产为建筑提供电能和热能，是一种极具潜力、低碳高效的联合生产方式。燃料 电池热电联产主要使用质子交换膜燃料电池（PEMFC）和固体氧化物燃料电池（SOFC） 作为发电系统，发电效率可达 40%，废热利用率达 40%，能源综合利用率超过 80%，与 传统的活力发电输电相比，总效率提升 2 倍左右。根据人民网数据，2021 年 11 月，全国 首座氢能进万家智慧能源示范社区项目在佛山市南海区丹灶镇正式投运，该项目专注燃料 电池分布式热电联产装备产业化，包括家用和商用燃料电池分布式热电联产装备。社区一 期项目将依托现有城市气网开展混氢天然气示范，家庭部分将安装 394 套家用燃料电池热 电联产设备，商业部分将安装 4 套（440kw/套）商用燃料电池热电联产设备，总装机容量 约 2MW，投资 19.1 亿元。
4.2 从相关设备看，燃料电池与氢燃气轮机空间广阔
4.2.1 燃料电池：运输+固定式，产业链玩家众多
氢燃料电池的应用主要包括运输应用和固定式应用。如上文所述，氢燃料电池既可用 于燃料电池汽车、有轨电车、船舶等交通运输领域，也可用于固定电站、储能项目等固定 式应用场景。目前，在氢燃料电池汽车推广的政策背景下，运输应用几乎占据氢燃料电池 市场的全部份额。据弗若斯特沙利文预测，至 2030 年，中国氢燃料电池系统的运输应用和 固定式应用按销售量计算的市场规模将分别达到 70.02GW 和 13.35GW，占整体市场规模 的 84%和 16%，对应总市场规模达到 1167 亿元。
氢燃料电池系统结构复杂，电堆为核心部件。相较于传统燃油车或纯电动汽车动力系 统，燃料电池系统结构较为复杂，主要由电堆及 BOP 辅助系统构成，其中电堆是发动机系 统的核心部件，主要部件包括膜电极和双极板。从成本结构来看，一辆 49 吨燃料电池重卡 中燃料电池系统约占整车成本的 52%，而电堆约占整个电池系统成本的 65-70%。
国内厂商积极布局燃料电池电堆，部分性能达到国际领先水平。燃料电池电堆的技术 水平决定了燃料电池系统性能、可靠性和寿命，是燃料电池企业技术先进性的体现。当前 主流厂商主要从材料体系、结构设计、电堆集成、量产工艺和质量控制等多维度进行优化 和迭代，以实现现功率密度、输出功率和使用寿命的提升。国内目前已基本掌握其开发、 生产及应用等技术，在单堆功率、体积功率密度及冷启动温度等方面突破较快，部分达到 国际（巴拉德、丰田）领先水平。
燃料电池市场火热，车用 CR5 达到 62%。根据势银（TrendBank）统计数据，2023 年上牌车辆电堆装机量为 931.2MW，同比增长 51.2%，装机平均单堆功率达到 121.7kW， 与 2022 年基本持平。其中，神力科技以 18%的市占率位列第一，TOP5 企业市场集中度 高达 62%。从电堆出货情况来看，2023 年出货 TOP10 企业出货量累计超过 7000 台套， 功率数突破 1000MW，市占率达到 56%。
燃料电池 BOP 是维持电堆持续稳定安全运行的关键。包括空气供应系统、氢气循环系 统、水热管理系统、控制系统等，核心产品分别为空压机、循环泵、增湿器和电子水泵等。
1）空压机方面：目前两级压缩离心式空压机优势明显，是空压机领域的应用主流，但 其大功率化带来的高功耗促使系统厂家及空压机供应商将目光放在了采用透平能量回收技 术路线的空压机产品，即膨胀机（带能量回收的）空压机上。金士顿、海德韦尔、华涧新 能源、毅合捷、蜂巢蔚领、东德实业等空压机企业正在大力推进采用透平能量回收技术路 线的空压机研发，其中部分已取得阶段性进展。空压机领域市场集中度高，从 2023H1 的 市占率来看，TOP5 企业占据超过 90%的市场份额。2）氢循环部件方面：主要有氢循环泵、引射器两类，在大功率发展趋势下，目前多数 研发大功率系统的厂家在氢循环系统方面选择的技术路线是氢气循环泵+引射器。2023H1 的 TOP5 企业已均为国产品牌，并占据超过九成的市场份额，其中东德实业市占率接近 60%。3）增湿器方面：用于使质子交换膜含水率保持在最佳状态，国内外增湿器市场此前长 期被韩国科隆、德国科德宝旗下的恩福、美国博纯等几家国际公司占据，国产替代正呈现 加速趋势。据氢气未来网，2023 年国产增湿器产品市场占比已经接近一半，主要厂家包括 伊腾迪新能源、魔方氢能源、沃瑞氢能等。4）电子水泵方面：是燃料电池冷却系统的核心部件，通过改变冷却液流量以控制电堆 温度，技术难度相较其它部件难度较小，在适配大功率系统方面基本不存在问题，2023H1 合肥新沪与艾尔航空合计占据 85%的市场份额。
4.2.2 氢燃气轮机：国内外技术接连突破
燃气轮机掺氢为实现碳中和的重要技术路径。根据水电水利规划设计研究院，1）在发 电领域，火电掺氨主要有燃气轮机掺氨和锅炉掺氨两种形式，目前只有日本开发出了低 NOx 燃烧器，中国燃气轮机掺氨的技术路线仍然探索中。而气电掺氢与燃气轮机的发展具备强 耦合关系，当前重型燃气轮机的燃料掺混氢气比例可达 30％~50％，工业燃气轮机的燃料 掺混氢气比例可达 50％~70％，未来技术上可实现 100%燃氢的燃气轮机。从能源转换效 率来看，当前“电-氢（氨）-电”的综合效率为 20%左右，未来可进一步提升至 25%；而 当掺氢比例为 20%左右时，绿电-绿氢-燃机发电效率约 42%。2）在储能领域，氢燃气轮机可以克服可再生能源的间歇性，将储氢、储氨、储醇再次转化为电力，虽然与燃料电池 存在技术路线之争，但存在对氢气纯度要求不高、同时实现供热供电等优势。
国内外公司在燃气轮机掺氢领域持续取得突破。目前 GE 在全球已有超过 100 台采用 低热值含氢燃料机组在运行，累计运行小时数超过 800 万小时，其中部分机组的燃料含氢 量超过 50%，积累大量实践经验。GE 公司将零碳排放的燃气技术分为五步，目标在 2030 年前 GE HA 燃气机具备 100%的烧氢能力，最终实现零碳排放。国内开展氢燃气轮机相关 项目的公司包括上海电气、杭汽轮集团、国家电投等。
5．测试：保障氢能环节安全稳定的关键
随着电解水制氢市场的兴起和燃料电池技术的更新迭代，测试设备的需求显著提升。氢气具有易燃易爆的性质，因此安全是氢能产业生产过程中的首要任务，各环节必须严格 按照相关标准执行。2023 年 7 月，国家标准委、国家能源局等六部门联合印发了《氢能产 业标准体系建设指南（2023 版）》，随着国家标准逐渐落地，测试设备将迎来增长点。
1）制氢端：为确保制氢设备实际运行性能安全可靠，电解槽新品研发及下线前必须进 行严格测试。PEM 电解槽测试设备主要包括去离子水温度流量控制模块、直流电源控制模块、背压控制模块、气体干燥纯化模块、数据采集检测模块、安全连锁等模块，可以实现 PEM 电解槽的性能测试、敏感性测试、衰减及寿命评估等功能，更注重测试设备的稳定性 和安全性。2）用氢端：在氢能行业发展的早期，不同的燃料电池厂家基本都建立了一套适用于自 身产品的生产、测试标准，对外指标也是按照该标准条件下的测试结果，这增加了不同厂 家产品之间横向对比的难度，不利于行业之间的交流以及发展。在不同电压点、不同气压、 不同工作温度的情况下，得到的功率密度参数区别巨大。
大标方及大功率发展下，专业测试设备提供商将更具优势。1）在制氢端，目前从经济 性和系统适配性等因素考虑，国内很多碱性制氢设备厂商选择自行搭建测试台架；随着碱 性电解槽往 4000 标方以上突破，PEM 电解槽向 300 标方以上迈进，行业对测试设备的要 求也越来越高，这也给专业的测试设备提供商带来了机会。2）在用氢端，终端应用场景的 燃料电池功率越来越大，2022 年以来行业内主流燃料电池企业陆续开发出 200-300kW 单 堆，对应系统功率也提高至 200+kW，对测试设备提出了新的需求。在这样的背景下，优 先推出高效、符合客户需求的大功率测试设备，将在该赛道上占得先机。
来源：申万宏源研究