氢能行业2023年展望：关键之年，期待突破

　　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。

　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。（来源：新鼎资本）