3月29日盤中，A股氫燃料電池概念股異動拉升。

消息面上，據媒體3月28日報道，科技部問斌在北京氫能產業(yè)大會上表示，我國已初步打通氫能的“制-儲-輸-用”全產業(yè)鏈，下一步將重點強化氫能基礎與應用基礎研究。

前幾日央視報道稱，我國首次實現固態(tài)氫能發(fā)電并網，國家重點研發(fā)項目固態(tài)氫能發(fā)電并網率先在廣州和昆明同時實現，這也是我國首次將光伏發(fā)電制成固態(tài)氫能應用于電力系統。

(資料圖片僅供參考)

此外，值得注意的是，據國盛證券研報，中東地區(qū)大多數國家都擁有豐富的太陽能，具備綠氫生產的地理優(yōu)勢，其中沙特的氫能布局推進較快。2021年10月，沙特提出計劃至2030年生產和出口400萬噸左右的氫氣。

申萬宏源指出，近期中東局勢趨好，擁有豐富風光資源稟賦的中東將發(fā)展可再生能源成為自己發(fā)展愿景，而我國正好利用自身夯實的制氫設備制造+基礎設施建設實力來填補中東的這一需求，使得更多氫能項目能夠出海，并近一步拉動國內氫能產業(yè)鏈的需求。

能源裝備有望加速出海

據申萬宏源研報，中東是全球油氣資源最豐富的地區(qū)，因此其發(fā)電結構也非常依賴化石能源。從中東地區(qū)2000—2021年發(fā)電量結構來看，天然氣發(fā)電是該地區(qū)最主要的發(fā)電量來源，占比一路提升，至2021年占比超過71%。其次為石油發(fā)電，占比2000年一度超過40%，但隨后一路下滑，到2021年占比23%，仍位居第二。其余發(fā)電類型如燃煤、核電、水電等占比極低。可再生能源占比同樣很低，從2013年開始占比開始上升，但截止2021年仍然只有1.4%。

另一方面，中東地區(qū)可再生資源尤其是太陽能資源質量極，豐富的光照資源使得中東國家提出了雄心勃勃的可再生能源發(fā)展計劃。例如沙特2016年便提出了National Renewable Energy Program(NREP)，目標在2030年讓沙特發(fā)電量50%來自于可再生能源，其余則全部為天然氣。預計到2030年沙特將實現可再生能源裝機近60GW，其中40GW為光伏發(fā)電。

申萬宏源表示，高比例新能源隨之會給中東地區(qū)電力系統帶來沖擊，電力系統也需要相應匹配升級。廉價的電力可以幫助沙特發(fā)展光伏制氫產業(yè)，此外中東地區(qū)干旱缺水，難以發(fā)展抽水蓄能，因此新型儲能也有望迎來快速發(fā)展。中東地區(qū)為完成可再生能源計劃，后續(xù)石油發(fā)電的比重有望進一步降低，天然氣發(fā)電比例有望繼續(xù)提高，我國燃機設備有望加速出海。

而氫作為重要儲能中介方式，我國夯實的制氫設備制造+基礎設施建設實力正好填補中東發(fā)展可再生能源愿景的需求，推動著我國氫能項目的出海。

項目方面，中東多國積極推動綠氫建設：

2022年5月，埃及承諾投資400億美元用于綠氫，并且已宣布至少14個項目，合計裝機可達11GW，對應100萬噸+的綠氫產能。

12月，沙特阿拉伯和中國簽署了關于氫能和鼓勵兩國直接投資的諒解備忘錄，指出加強氫能、儲能、風電光伏、智能電網等清潔低碳能源技術合作和新能源設備本地化生產合作。

今年3月，埃及內閣聲明中國能源建設集團公司將于明年5月開始在埃及建設價值51億美元的氫能項目。

綠氫產業(yè)迎來爆發(fā)

目前行業(yè)中主要有三種氫氣制取途徑，通過制作過程中碳排放量可以劃分為：

灰氫：以化石能源煤炭、天然氣重整制氫或者焦爐煤氣、氯堿尾氣、丙烷脫氫等工業(yè)副產氣制氫方式

藍氫：在制作灰氫的過程中結合碳捕捉、利用及封存技術（CCUS）減少二氧化碳排放

綠氫：通過可再生能源電解水制取的氫氣，在制取的過程中幾乎沒有碳排放。

總體來看，綠氫利用光伏、風電等可再生能源發(fā)電通過電解水技術制氫，具有清潔環(huán)保、靈活高效以及應用場景豐富等優(yōu)點。

中金認為，目前綠氫生產成本相比于灰氫仍然較高，短期國內風光制氫一體化示范項目落地驅動綠氫需求；中期來看，綠氫成本中電力及折舊成本分別占比約70%/20%，電解槽規(guī)模化生產、電解技術進步、新能源電價降低將共同驅動綠氫成本下降，疊加碳價提升，綠氫將逐步走向平價，滲透率持續(xù)快速提升。

中信證券也表示，在雙碳轉型的長期驅動和歐美碳關稅的中短期驅動下，我國各行業(yè)包括工業(yè)、交通、建筑、電力脫碳勢在必行，而綠氫具備“零碳排”的優(yōu)勢，可作為工業(yè)原料和燃料應用于各場景，需求空間極大，其預計2025/2030年全球氫氣需求量1.1/1.8億噸，全球綠氫需求空間為245/6120萬噸，2021-2025年全球綠氫需求量和滲透率年均復合增速分別為89.5%/77.8%。

此外，技術迭代解決痛點，電解制綠氫經濟性正在提升。

中信證券指出，綠氫制備成本下降路徑清晰，核心降本方向應在電解槽電堆和系統級別，電堆包括電堆設計、規(guī)模尺寸等降本策略，系統包括擴大規(guī)模、自動化等方式降本。此外伴隨著行業(yè)痛點包括設備成本高、核心材料國產化不足、儲運技術難在技術迭代過程中逐步克服，電解制氫的經濟性有望進一步提升，疊加可再生能源電力成本下降、

綜合能效提升的因素，其測算2030年AWE和PEM電解水制氫技術將具備高經濟性。

核心設備未來市場空間超500億

綠氫產業(yè)鏈涉及上游綠氫生產制造，包括電解槽設備、輔助系統生產環(huán)節(jié)；中游綠氫的儲運、加氫站建設以及下游在交通領域、工業(yè)領域和建筑領域等的應用。

綠氫的制取技術路線主要為電解水，而電解槽是電解水制氫設備中重要一環(huán)。據行業(yè)數據，電解槽成本占比整體設備約50%，電力設備、氣液分離&干燥純化設備成本占比約15%/15%。

長江證券指出，按照各省市氫能中長期發(fā)展規(guī)劃來看，到2025年全國內蒙古、甘肅等9省規(guī)劃可再生能源制氫產能達94萬噸/年，其中內蒙古產能目標達50萬噸/年，項目開工集中在2023年初，一般項目開工半年左右會啟動電解槽招標，預計電解槽需求今年下半年開始將快速放量。

中金測算2023年電解槽需求量可達2GW+，對應約400余臺堿性電解槽，對應2023年新增電解槽市場規(guī)模38億元。預計2028年綠氫產量有望超400萬噸，新增電解槽需求40GW，當年電解槽市場規(guī)模超500億元。從全球范圍內看，海外電解槽價格約為國內價格3-4倍，測算至2028年全球電解槽市場空間有望達5000億元。

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