长城证券发布研究报告称，截止2021年底，中国用于制氢的电解槽装机量不到1GW，以试点示范项目居多，可再生氢综合成本较高，尚没有大规模的商业化项目落地。此外，目前全国电解槽制造总产能低于5GW。到2030年100GW可再生能源制氢电解槽的装机需求，为相关企业提供了良好的市场预期，相关上市公司的电解槽业务布局也有望迎来加速发展，建议关注已实现电解槽产品供货业绩的相关公司。
长城证券主要观点如下：
氢能是中国未来低碳能源体系中的重要组成要素。
作为一种用途广泛的二次能源，氢能可以在多个生产和消费环节作为替代能源进行使用，最主要的用途包括燃料用氢、原料用氢，以及储能用氢三类。到2060年，氢能需求量将达到约1-1.3亿吨/年，其中可再生氢占比约75%-80%，即0.75-1亿吨/年。在2020-2060年间通过应用氢能有望实现超过200亿吨的累计减排量，其中交通行业累计减排量最大，约为156亿吨，钢铁行业累计减排量约为47亿吨，化工行业累计减排量约为38亿吨，而可再生氢将在交通、钢铁、化工等领域成为主要的零碳原料。不仅如此，氢能产业链的建立也能充分带动经济增长和产业的发展，创造约1.6万亿的市场产值和超过1万亿的基础设施投资空间。
2030年可再生氢装机达到100GW的目标综合考虑了碳中和情景下我国能源结构转型以及国家氢能产业发展的需求。
从可再生能源供给的角度，2030年，我国非化石能源占一次能源消费的比重有望超过25%，风电、太阳能发电总装机容量将达到16-20亿千瓦，按照可再生能源电解水制氢5%-10%的比例配置，装机规模有望达到100GW。从氢能产业发展需求的角度，碳中和情景下氢能在整体能源体系中的比例约为15%-20%，在可再生氢占比超过70%的情况下，装机至少需要达到500-750GW。基于对可再生氢产业技术和成本经济性发展趋势，如2030-2060年的三十年期间，中国可再生氢以年装机约7%的增速扩大规模，即2030年可再生氢装机达到至少100GW，可满足2060年对可再生氢的市场需求，也基本符合行业和市场的发展规律。
100GW装机目标助力行业规模化发展和可再生氢成本下降。
未来十年，随着电解槽规模扩大至100GW，中国碱性电解槽投资成本将从2020年的每千瓦2000元，降低至2030年的每千瓦1500元。同时，得益于未来可再生电力成本的进一步降低，平均可再生电力制氢总成本有望下降至每公斤13元，在成本上充分具备与化石能源制氢竞争的能力。PEM制氢设备成本也有望降低40%。随着发电成本下降和技术逐步迭代，可再生能源制氢将逐步拓宽其市场应用范围，成为未来制氢体系中的主流技术路线。
2030年之前，氢能发展将呈现区域化为主、近距离点对点为辅的格局。
主要因为氢能的储运成本，将影响初期跨区域的规模联动。三北、西南等地区可再生资源丰富，可再生氢与传统制氢路径成本差异较小，多种应用场景具备经济性。东部和中部地区资源相对匮乏，同时电力需求旺盛导致绿电溢价，海上风电成本尚处于准平价阶段，使得可再生氢成本与传统制氢路径成本差距较大，影响区域需求释放。从单个新能源基地看，电制氢(制电)可做为就近组织平抑功率波动的可选措施;从全网来看，电制氢(制电)也可作为大范围、长时间尺度、高比例的供电负荷平衡手段。
风险提示：国内相关氢示范项目进度不及预期;可再生能源电力成本下降不及预期;技术进步和关键部件国产化不及预期;相关鼓励政策实施不达预期;系统性风险等
