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。
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。
