发展氢能是实现国家双碳目标、构建新型能源体系的重要措施。氢能来源广泛，具有单位体积内的包含的能量高、清洁无污染、灵活高效、应用场景广泛、储运方式多样等优点，被称为是二十一世纪的“终极能源”。2016年中国加入了《巴黎气候协定》，2020年宣布了在2030年前碳达峰、2060年碳中和的“双碳”目标。作为全世界碳排放的主要贡献者，中国各行业都面临着碳减排压力，而利用清洁能源代替化石能源发电和制氢，是实现国家“双碳”目标的重要举措。2022年，《氢能产业高质量发展中长期规划（2021—2035年）》，明确了氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，发展氢能是构建新型能源体系的重要举措；2023年《氢能产业标准体系建设指南》，在国家层面上系统构建了氢能制、储、输、用全产业链标准体系，明确了氢能下一步的发展规划，逐步推动了氢能产业的全面发展。
氢能产业链覆盖制、储运加及应用，绿氢制取环节有望最先受益。1）制取：氢能大致上可以分为灰氢、蓝氢和绿氢，其中绿氢的生产的全部过程中不会有碳排放产生。我们预计随“双碳”政策的推进以及绿氢制取技术的不断突破，绿氢能有望成为未来主要发展趋势。绿氢的主要生产方式是电解水制氢，其中碱性电解水制氢技术发展最为成熟，PEM电解水制氢技术处于商业化初期，发展前途广阔。2）储运加：气态、低压氢能储运技术为当前国内发展主流，未来将按照“低压到高压”、“气态到多相态”的技术方向发展。我国加氢站发展已初具规模，然而由于技术不够成熟、下游市场未形成规模等，目前不具备经济性。3）应用：氢能应用目前以传统石油化学工业生产为主，我们预计未来绿氢将在交通、储能、工业、建筑等多领域得到普遍应用。
绿氢平价在即，有望逐步具备市场竞争力1）当前单位制氢成本：煤制氢天然气制氢天然气+CCUS煤制氢+CCUS碱性电解水制氢PEM电解水制氢。2）随技术改进及规模扩张，电解槽设备成本将不断下降，我们预计1000Nm3/h碱性电解槽设备成本将由当前的800万元/台下降至2030年的500万元/台，200Nm3/hPEM电解槽设备成本将由当前的580万元/台下降至2030年的219万元/台。3）电解水制氢成本受用电成本和运行时间影响较大，我们预计随用电价格的下降和电解槽运行时长的增加，电解水制氢成本将一下子就下降。4）我们判断碱性电解水制氢单位成本有望在2025年左右和蓝氢平价，在2030年左右和灰氢平价，若考虑碳税、政府绿氢补贴的影响，则绿氢平价时间点有望前移，绿氢将逐步具备市场竞争力。
绿氢产量有望超过规划目标，电解槽未来市场空间广阔。2022年我国氢气产量为4004万吨，同比增长21%，2022年全国电解槽出货量近800MW，较2021年实现翻倍增长。2023年上半年电解设备共计招标已超600MW，其中PEM电解设备占比较22年提升8个百分点，2023年电解槽全年需求量有望持续实现翻倍。绿氢产量和需求量迅速增加，我们预期到2025年我国绿氢的需求量达到130万吨，远超国家氢能规划中可再次生产的能源制氢年产量10-20万吨的目标，到2030年绿氢产量将达到770万吨。依照我们的测算，若考虑市场中仅有碱性电解槽的情况，则2025年、2030年电解槽新增市场空间分别约为60亿元、200亿元；参考海外情况，若考虑PEM电解槽在国内市场的占比逐渐提升，至2030年PEM电解水制氢产量增长至绿氢总产量的40%，则2025年、2030年电解槽市场空间分别约为100亿元、300亿元。
投资建议：氢能行业尚处于发展初期，绿氢制氢端降本空间较大，未来未来市场发展的潜力广阔，我们预计电解槽市场有望迎来迅速增加，我们提议从制氢设备端入手，关注隆基绿能、华光环能、华电重工、昇辉科技等公司。
风险因素：氢能下游应用进展没有到达预期风险、氢能相关技术进度没有到达预期风险、政策波动风险、市场之间的竞争加剧风险。
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