新型电力系统构建及传统行业绿色转型双轮驱动，绿氢市场增量巨大2060 年左右，氢气年均总需求约1.3 亿吨，可再生能源电解水制氢占比将超过70%，将成为有效供氢主体。以可再生能源为主体的电力系统长周期、大容量与调峰对可再生能源制氢产业的电力输出，叠加钢铁、化工、水泥、交通运输等行业通过与绿氢产业耦合释放大规模氢能消费需求潜力，将成为未来可再生能源制氢产业发展的两大主要驱动力。

　　可再生能源发电装机增加助推可再生能源制氢占据氢能供应主体地位结合我国未来可再生能源发电装机规模，2030 年，风电、太阳能发电总装机容量将达到12-20 亿千瓦；2060 年风电、发电总装机容量将达到66 亿千瓦，以5%-10%配置电解水制氢装置测算，2030 年、2060 年可提供约500 万吨、1 亿吨氢气，占碳中和氢能需求的77%，支撑我国清洁氢供给结构需求。

　　高弹性、大功率PEM 电解槽是可再生能源制氢的发展趋势国家规划重点布局可再生能源电解水制氢及PEM 电解槽技术攻关，提高转化效率及单台制氢规模是可再生能源制氢装置发展的主要趋势。离网制氢可有效提高电能利用效率、减少整流、并网等设备投资，适应可再生能源制氢大规模发展的需要，其对可再生能源功率波动的兼容性要求也将进一步推动PEM 电解水制氢成为“绿电+绿氢”生产模式的主流发展趋势。

　　2025-2035 年有望实现可再生能源制氢与化石能源制氢平价，PEM 成本略有优势现阶段AWE 制氢成本相比于PEM 具有27%的优势。可再生能源制氢成本主要受固定成本、电价、运营时间的影响：

　　(1)聚享游2025 年，当电价为0.3 元/kWh，在现有固定成本下可再生能源制氢成本约17~25元/kg H2，与煤制氢+CCS 存在一定差距；

　　(2)2025-2035 年，当电价下降到0.2 元/kWh，可再生能源制氢成本开始下降至15 元/kg H2，有望实现与煤制氢+CCS 平价；

　　(3)2035 年之后，当电价成本降至0.13 元/kWh 以下时，可再生能源制氢成本与煤制氢+CCS 相比具有一定竞争优势；

　　(4)2050 年，PEM 制氢系统固定成本存在至少75%的降本区间，在0.1 元/kWh 的电价预期下，PEM 制氢成本达到6-9 元/kg H2，与化石能源制氢(不含CCS)相当或具有一定成本优势，与AWE 制氢相比，略有优势。

　　投资分析意见：随着新型电力系统快速发展， PEM 电解电堆技术的迭代、系统运行时间的增加、电力成本的降低将推动可再生能源制氢产业大规模发展。看好前期布局的相关运营商及设备商，建议关注：隆聚享游基股份、阳光电源、宝丰能源、禾望电气、林洋能源、金风科技、富瑞特装、威孚高科。

　　(1)可再生能源发电成本下降及装机规模不及预期；(2)电解槽技术及产业发展不及预期；(3)政策规划不及预期