灰氢是中国目前氢气主要来源，可再生能源制氢将成为未来核心制氢方式中国“富煤缺油少气”的能源禀赋致使煤制氢路线产氢量在国内占比最高，2019 年达到63.54%，在“3060 双碳”的政策导向下，中国氢能联盟预测到 2030 年，约15%左右的氢由可再生能源制取，23%由工业副产氢制取，60%由化石能源制取，2%由生物制氢等其他技术供给。化石能源制氢产量高，成本低，技术成熟但储量有限，且存在碳排放；工业副产提纯制氢成本低但无法作为大规模集中化氢能供应源；可再生能源制氢可以实现低碳排放或零碳排放，提高可再生能源消纳比例，实现电网调峰储能，虽然目前成本较高，但随着光电、风电发电成本的下降和电解设备技术的进步，绿氢成本也会随之下降，国际氢能委员会、能源转型委员会等机构预计2030 年绿氢相比灰氢可具有竞争力。

碱性电解水制氢大规模应用技术成熟，质子交换膜电解水制氢具有发展潜力碱性电解水制氢技术规模大、成本低，装机投资低、规模灵活，成本下降驱动力主要在于规模化生产以及可再生电力成本降低，国内单台碱性电解槽制氢能力从几十到1500Nm3/h，其中1000Nm3/h 的制氢能力的单台碱性电解槽价格在700 万至1000 万元之间；质子交换膜电解采用的电解池结构紧凑、体积小、利于快速变载，电解槽效率高、得到的气体纯度高，且目前只有PEM 电解水技术可达到欧盟规定的电解槽制氢响应时间小于5s 的要求，但成本较高，为相同规模碱性电解槽的1.2 至3 倍。国内厂商积极布局PEM 电解水设备业务，但国产整机PEM 电解槽型号不大，目前生产速率上限为200 Nm3/h，400 Nm3/h 以试验为主，仍有较大的提升空间。随着电催化剂、质子交换膜、膜电极、双极板等核心组件的成本下降，PEM 电解水设备成本也会随之下降。

积极布局绿氢的能源、化工龙头有望在政策和市场的双重加持下受益氢能产业发展中长期规划明确在风光水电资源丰富地区，开展可再生能源制氢示范。阳光电源先后在山西榆社县、吉林榆树市、吉林白城市等地推动可再生能源制氢项目建设，同步推进制氢设备技术研发，其中SHT1000A ALK 制氢装置额定产氢能力1000 Nm3/h，直流电耗 ≤ 4.3 kWh/m3；隆基股份成立西安隆基氢能科技有限公司，展开制氢设备研发，隆基股份Lhy-A 系列碱性水电解槽单台产气量最高可达1500 Nm3/h；宝丰能源已形成全球最大的3 亿标方绿氢/年、1.5 亿标方绿氧/年产能；美锦能源实行氢能转型战略，布局氢能全产业链，规划将于十四五期间建设300 座加氢站，同时参股国鸿氢能、鸿基创能、飞驰科技等公司；鸿基创能（未上市）催化剂涂层质子膜（CCM）日产能已达到15000 片，年产能超过300000 平方米，并将针对PEM 电解水制氢膜电极进行产业化开发。

风险提示：加氢基础设施建设不及预期、需求低于预期、新能源市场竞争加剧