随着人们对于环境保护意识的提升，现阶段全世界更加倾向于低碳低污染的能源，各国也陆续提出了能源替代计划，绿氢作为未来极具发展潜力的对象，正逐渐迈向低碳能源的前列。
一、绿氢是可再生能源深度脱网与工业深度脱碳的完美结合，10年高速增长产业周期开启：绿氢是通过光伏、风电以及太阳能等可再生能源发电实现电解水制氢，一方面生产过程实现零碳排放，另一方面以其大规模、长周期、长距离等储能优势有效解决可再生能源消纳问题。绿氢下游短期空间来自在化工领域对灰氢替代，长期增量空间来自交通领域、天然气加氢、炼钢用氢，助力工业、交通领域减碳，是全球第四次能源革命的重要载体。
1.氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，能帮助可再生能源大规模消纳，实现电网大规模调峰和跨季节、跨地域储能，加速推进工业、建筑、交通等领域的低碳化。氢能的核心驱动因素可总结为三点：1）能源发展的规律结果；2）“碳达峰、碳中和”的必然选择；3）缓解能源危机，摆脱地域资源约束。
2.全球能源向着减碳加氢的方向发展，而氢能是能源变革的规律结果。从能源革命的层面看，能源结构由以煤碳为主，转向以可再生能源为主的多元能源结构，每一次能源变革都向着能量密度提高、环保经再生型转变。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”。
3.全球碳中和已达成共识，而氢能为深度脱碳的必然选择。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。而支持双碳目标增量的将是不含碳的太阳能等可再生能源，但其具有间歇性和波动性，必须大规模发展储能，并从源头上解决能源的无碳化，有电化学储能、氢储能等方式，电化学储能中，电池是一个短周期、高频率、分布式的储能装置，但若需要大规模、集中式、长周期的储能，只能选择氢能。因此氢能尤其是绿氢，是深度脱碳的必然选择。
4.氢能具备清洁低碳、热值高、来源多样、储运灵活、损耗少等优势。1）环保：与传统的化石燃料不同，氢气和氧气可以通过燃烧产生热能，也可以通过燃料电池转化成电能；而在氢转化成电和热的过程中，只产生水，并不产生温室气体或细粉尘；2）热值高：其热值可达到143MJ/kg，约为汽油的3倍，酒精的3.9倍，焦炭的4.5倍；3）来源多样：可以使用水电解制备，也可以通过化石燃料、生物化学法、副产气体回收等多种方式制取；4）储运灵活：氢可以气态、液态或固态的金属氢化物等形态出现，能适应不同场景的要求；5）损耗少：可以取消远距离高压输电，以远近距离均可的管道输氢为取代，安全性相对提高，能源无效损耗减少。
5.氢气作为能源载体和储能方式，可以配合可再生能源形成低碳能源体系，是工业深度脱碳与新能源深度脱网的结合。氢气可由可再生能源制备，可再生能源发电，再电解水制氢，从源头上杜绝了碳排放。此外通过转化为氢储能，可以将可再生能源规模化引入能源体系，同时解决了可再生能源消纳问题，避免弃风、弃光、弃水现象，最终构筑以可再生能源为主体的新型电力系统。
二、碳中和的愿景与阳谋，新能源的拼图与闭环，23-25年全球绿氢项目密集开建：国内方面，风光大基地鼓励就地消纳，倒逼配套建设绿氢项目，预计23年全年开标项目同比翻番。国外方面，欧盟、美国、韩国、日本等国家都在积极开展相关项目，最具影响的是欧盟22年明确至2030年欧盟内自产1000万吨绿氢和进口1000万吨绿氢的目标。
1.各国氢能政策不断加码，海外绿氢加速发展。1）中国：非化工区制氢松绑+发布电解制氢补贴，23年绿氢进入快速发展期。2）欧洲：通过CBAM碳关税，绿氢进入实质发展阶段。3）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。4）日本：氢能政策、资金、技术完善，大力发展海上运输链。5）韩国：多项激励措施推动氢经济发展，2030年构建100兆瓦级绿氢量产体系。
2。2022年5月，欧盟发布“REpowerEU”计划，再次明确到2030年1000万吨国内可再生氢生产和1000万吨进口的目标，并创立了“氢能银行”，加大对氢能市场的投资力度。欧洲目前氢气产量800-1000万吨/年，即便考虑钢铁、交运等领域新增需求，到2030年欧洲的绿氢占比也将超50%。2023年2月，欧盟通过可再生能源指令要求的两项授权法案，并提出了详细的规则来定义欧盟可再生氢的构成，为氢生产商提供监管的确定性。欧洲各大能源公司已入局绿氢，除了布局本土项目，也在新能源发电资源丰富的澳大利亚、哈萨克斯坦等有所布局，项目目标大，以满足2030年本土产绿氢1000万吨及进口1000万吨目标。
3.IRA法案持续10年的大额补贴，大幅提升绿氢经济性。2022年8月，IRA方案为绿氢提供开创性税收减免和可直接用于付款的条款。根据法案，制氢工厂对应每千克氢气产出的二氧化碳排放小于4kg，可获得税收抵免。抵免适用金额为0.6美元乘以相应适用比例，比例取决于生产过程中二氧化碳排放量。根据碳排放量不同，税收抵免额度将为0.12-0.6美元/kg氢气，且对于2033年以前开始建设的制氢项目，项目运营的前10年将获得5倍的税收抵免额度，即0.6-3美元/kg氢气，绿氢可享受3美元/kg补贴，且10年后将继续受益0.12-0.6美元/kg的标准税收抵免额度。抵免将通过直接补贴的形式发放，且税收抵免额度可以转让，这使得无税收的公司亦可获得直接收益。
4.相较欧洲能源公司的激进策略，目前美国绿氢项目规划相对稳健。
三、绿氢成本下降路径清晰，零碳加持预估25-27年基本可实现平价：绿氢性价比提升来自于电费成本下降和碳排放考核趋严。
1.电费为水电解制氢降本核心：电价及电耗，远期有望低至8元/kg。理想情况下，按照电耗4kwh/标方，电价0.15元/kwh，对应成本为15元/kg，则基本可与天然气制氢平价；若绿氢与风光、风电耦合，年利用小时提高至4000小时以上，则成本有望进一步下降至11元/kg以内，则基本可以实现与煤制氢平价。远期看，若电价达到0.1元/kwh，电耗下降至3.5kwh/标方，则绿氢成本可降至8元/kg，低于煤制氢。
2.相较于传统制氢方式，水电解制氢平价尚需时日。由于水电解制氢的难度较高，以及较高的成本带来的不经济性，造成现阶段对于煤制氢及天然气制氢的成本优势并不显著，但随着电价下降、煤炭价格上升、技术迭代进步，有望使其经济型超过煤制氢及天然气制氢。
3.绿氢纯度更高，在特定领域可更好应用。煤和天然气制得氢气中普遍含有硫、磷等杂质，对提纯有较高的要求，在特定领域难以应用，如电子工业领域。而电解水制氢纯度等级则更高，更适用对于纯度要求高的行业。
四、相较灰氢，绿氢在碳排放、储能、制氢纯度和生态循环方面具有显著优势。1）绿氢具备“零碳排”的制备优势，减碳空间极大。2）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。3）绿氢纯度较高，不同制氢方式所得的氢气纯度不同，采用电解水绿氢方式制氢，氢气纯度最高。
1.近年来新能源的迅速发展使得电力输送和综合消纳等困难凸显，而可再生能源发电的随机性、季节性、反调峰特性及不可预测性导致部分电能品质较差，叠加储能技术有限，“弃风弃光”问题快速增长。而用新能源发电制氢，有利于提高可再生能源利用效率，助力消纳新能源“弃风弃光”问题。绿氢作为储能的方式，或将绿氢转为绿氨、绿醇，具备以下优势：
①储能规模大且时间长：电化学储能的容量是兆瓦级（MW），储能时间是1天以内；抽水蓄能容量是吉瓦级（GW），储能时间是1周-1个月；而氢能储能的容量是太瓦级（TW），时间可以达到1年以上；
②可跨长距离储能：氢储能可以做到跨区域长距离储能；
③能量转化形式多样化：从能量转换上看，氢能不仅可转换为电能，还可以转换为热能、化学能多种形式的能源。
五、制氢环节产业放量在即，核心设备及部件弹性大：水电解制氢技术以碱性为主流，更适合规模化集中式生产，PEM技术将在小型分布式领域作为补充。电解槽核心指标为单线产能、电耗等，由电极（镍丝网喷涂）、隔膜、流场设计等决定，各家指标差异不大，但实际长期运行稳定性差异大。
1.碱性电解水制氢设备由四大部分构成，其中电解槽为最核心设备。全套水电解制氢装置主要设备有：前端电器设备（变压器、整流柜、PLC程控柜、仪表柜、配电柜等），占成本比重20%；核电解心设备槽，占成本比重50%-60%；固液分离装置，占成本比重15%；后端干燥纯化系统，占成本比重10%；其他辅助系统如纯水机、冷水塔、冷水机、空气压缩机、碱液箱、原料水箱、补水泵等占成本比重5%。
2.电解槽性能追求更高的效率、更好的稳定性，单线的产能规模和单位电耗为电解槽的核心指标，但电解槽原材料端降本空间有限，更多依赖的是性能的提升从而降低电解成本。虽然电解槽设备进入门槛低，但设备长期稳定运行，龙头技术积淀深，优势明显。
标的推荐：
隆基氢能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ALKHi1，直流电耗满载状况低至4.3千瓦时每立方米，Hi1plus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；Hi1plus5000小时以上，比如绿电交易、多能互补等。隆基氢能21年实现500MW产能，22年实现1.5GW产能，预计25年达到5-10GW。
阳光电源从光伏制氢入局氢能，成立全资子公司阳光氢能。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。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。2022年12月底，长江电力绿电绿氢示范项目产氢成功，顺利产出99.999%高纯度氢气，该项目采用阳光氢能领先的PEM电解制氢技术，将为国内首个500kw氢燃料电池动力船艇提供制氢加氢服务。
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，目前氢能业务模式定义为3+3，指代投资的三个企业以及三块业务。三个企业：1）国鸿氢能燃料电池系统国内市占率前三；2）飞驰汽车做燃料电池整车，由燃料电池客车转型重卡；3）鸿基创能做燃料电池的核心零部件，技术壁垒在于把催化剂涂到制胶膜上。三块业务：1）制氢设备：电解槽与其他公司的区别在于，整个配电包括电源柜、控制柜和配电柜均由公司自己生产，以及后端的氢气纯化和分裂装置也由公司自制，所以有成套的生产能力；2）氢能汽车运营平台：2月底已有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以及ACB电器的设备。23年公司预计制氢设备收入1-1.5亿元，运营平台收入2.5-3亿元，电器收入0.5亿元，整体氢能板块4亿元营收。另外公司规划建设自用的制加氢一体站，使用自产电解槽叠加蓄冷电价，可以把氢能价格降至35元/kg以下。
提醒：虽然绿氢发展潜力巨大，但不可忽视的是它的成本端，以及技术难度，这方面需要时间的沉淀，所以不是一朝一夕就能看到显著成果的，但确定的是未来的能源必定是会朝着环保方向迈进的，至于领头的是谁，让我们拭目以待！