2021年在“双碳”目标提出之后，国内电解水制氢项目规划和推进逐步加快。目前国内的电解水制氢路线以碱性电解槽为主，主要是碱性电解槽技术路线成熟，成本具有显著优势。PEM电解槽由于成本高，商业推广依然需要时间，而且从目前的国内商业模式下，PEM槽的技术优势并不明显。

　　从国内项目规划而言，绿氢的下游应用主要包括化工、燃料电池车、热电联供等储能领域。从经济性和现有市场规模看，化工原料是绿氢最主要的利用途径，这是因为：首先，绿氢制取在大部分还是在化工园区进行。安全监管层面，氢气历史上长期作为危险化工品被管理，因此在大部分省份氢气的生产只能在化工园区进行，将制取的氢气直接提供给园区化工企业使用，减少了运输成本，经济性可以最大化。其次，化工用氢需求大，商业模式稳定。传统上部分化工生产路线生产需要加氢，之前都是化石能源制取的氢气作为氢源，替换成绿氢既可以帮助化工生产过程减碳，又不需要额外的转换工艺，因此有稳定的市场需求。而绿氢其它领域的应用，目前的经济性和商业模式还在探索过程中。

　　由于新能源发电的波动性以及电解槽响应时间的缺陷，且电网目前很难为化工园区的制氢项目接入专线，所以目前国内碱性电解槽较为理想的应用模式还是直接利用网电作为电解槽用电来源，同时利用配套新能源电站的电量对冲网电成本，类似模拟结算的方式确认用电成本。这样一方面可以保证电解槽运行的持续性，另一方面通过自身低成本的新能源发电来降低电解综合用电成本，有助于降低绿氢的制取成本。在这种模式下，我们测算目前碱性槽平均的电解电价约0.35元/kwh，对应制氢成本在24.07元/kg。如果制氢项目配套的新能源电站发电小时数较高，比如风光互补的新能源电站，向电网贡献的电量更多，电解综合用电成本也会更低，预计较低的电价成本可以达到0.25元/kwh，对应的成本大约可降到20元/kg以内，大约对应17.07元/kg，基本与化石能源制氢中的高成本路线持平，但目前仅有少部分企业可以达到这一水平。我们判断至2030年，行业平均的用电成本可以降至0.25元/kwh，实现与化石能源制氢成本的平价。

　　但上述模式(化工园区制氢+新能源电站与制氢项目位置分离)对PEM电解槽制氢并不友好，因为直接采用网电制氢无法发挥PEM电解槽响应快的优点。不过长期看，随着现场制氢的逐步松绑、特殊场景下制氢项目(如海上风电或者边远地区氢储一体等)的增加以及未来制氢项目配套电网专线等场景的推广，预计 PEM电解槽的效率和利用小时的优势都将得到有效发挥。我们预计至2030年 PEM电解制氢成本也有望回到20元/kg内。总结而言，碱性电解槽降本的主要方式是增加电流密度、降低膈膜厚度、提升催化剂的比表面积以及改进使用传输层(PTLs)，综合延长设备使用时间，降低电价等;PEM电解槽降本的主要方式是降低贵金属催化剂载量以及寻找其他高比表面积的催化剂、改进膜技术、扩大生产规模等。我们预计两类绿氢制取路线的制氢成本在2030年前后都可以实现与化石能源制氢成本的平价。

　　目前国内主流电解槽企业规划产能接近9.5GW。我们将交通、工业等主要耗氢领域的氢能需求进行分拆测算(交通领域的预测主要以前文氢能车、船舶、飞机数量为基础，按照目前单位交通设备耗氢量加总预测;工业领域耗氢主要假设 2025/2045年化工领域对氢能需求保持不变，2045年氢能对传统工业用化石能源替代率达到20%)，预计2025/2045年氢气需求分别为0.27/1亿吨，假设绿氢占比分别在3%/50%，对应的电解槽需求量分别为11/900GW，假设两个阶段电解槽单价分别为2500/1500元/kw(碱性电解槽和PEM电解槽价格加权)，对应电解槽的市场规模分别为281/13505亿元，预计电解槽市场规模在 2025年可接近300亿元，2040～2045年可破万亿元。因此电解槽赛道也成为2022年以来一级股权投资的新热点领域。

　　12、氢能储能经济性尚未显现，但大规模、长周期场景下具备可行性

　　氢能是一种理想的能量储存介质，主要的优势在于可以为多种能源之间的能量与物质转换提供解决方案。通过PTG(Power to Gas)技术，可在一定程度上解决可再生能源消纳及并网稳定性问题。在风力条件好或者光照时间长的季节，如夏季，将多余的电量电解水制氢，在电力供应不足的季节，则使用储存的氢通过燃料电池发电，提供电能。此外，氢气也可直接作为燃料，混入天然气中进行混烧或在纯氢燃气轮机中直燃。

　　作为储能的中间载体，氢能储存再释放能量的过程可以用多种形式：燃料电池发电、氢燃气机组发电或者氢气直接燃烧释放能量。但各种转化方式对应的效率不同，也造成了储能经济性的差别。我们认为，未来在大型新能源电站等大规模的储能场景下，通过固体氧化物燃料电池(SOFC)发电或是储能转化的理想途径。SOFC与其他技术相比具有四大优势：

　　原材料成本低：SOFC电池材料无需使用铂、铱等贵金属催化剂，对氢气的纯度 要求也不高，综合原材料成本相较于质子交换膜电池低;发电效率高，SOFC的能量转换效率高，目前国内研发的电池产品，效率可达到60%以上，高于质子交换膜;余热可利用，SOFC发电产生大量余热，可用于热电联供，整体效率可达到80%以上;安全可靠，SOFC使用全固态组件，不存在漏液、腐蚀等问题，因此电池的工作表现更加稳定可靠。