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　　基于制取工艺的碳排放差异，氢能可划分为三类：采用工业副产或化石燃料制取的灰氢；在灰氢基础上叠加碳捕集利用与封存（CCUS）技术实现减碳的蓝氢；以及完全依赖可再生能源（如风电、光伏）电解水生产的绿氢。当前我国氢源结构仍以高碳路线为主导：据中国氢能联盟2023年统计，全国氢气产量逾3500万吨，其中煤化工制氢占比达62%，工业副产氢占19%，天然气制氢占18.1%，而真正零碳的电解水绿氢产量仅占0.7%。从全生命周期碳足迹看，灰氢排放强度最高，绿氢趋近于零，其能效优势显著。随着电解槽技术迭代与可再生能源成本持续下降，绿氢正加速从示范阶段迈向产业化，将成为重塑氢能供给格局的核心路径。

　　随着氢能技术迭代与应用场景拓宽，市场需求持续攀升。据行业研究显示，现阶段我国氢气年消费量约3342万吨，供需处于紧平衡状态。但在碳中和目标驱动下，需求结构将发生根本性变革，预测到2030年，氢气年需求量将攀升至3715万吨，占终端能源消费总量的5%；至2060年将进一步跃升至1.3亿吨，占比达20%。当前3400万吨级的供给能力与未来二十年的指数级增长需求形成鲜明对比，2060年预期需求量已达现阶段的3.8倍，凸显出氢能产业巨大的成长空间与发展动能。这一增长轨迹表明，氢能正从辅助能源加速转向主力清洁能源载体，产业链扩张与技术创新将迎来长期机遇期。

　　2020-2025年中国氢能产业规模呈现强劲增长态势。行业从2020年1870亿元起步，以年均超13%的复合增长率持续扩张，至2024年达3720亿元。且呈现逐步提速的态势，2022、2023年增速上升至20.3%以上，氢能产业化逐步完善叠加政策驱动，产业发展加速。随着技术降本与政策支持持续深化，2025年有望维持持续增长，市场规模跃升至4500亿元，同比增速21%。未来在绿氢制备、储运设施及燃料电池应用等领域高需求推动下有望带动行业持续高增。

　　成本演进趋势：现阶段绿氢在低电价区已接近蓝氢水平，但与灰氢仍有差距；伴随碱性电解槽设备单价中期降至1500元/kW、远期降至1000元/kW，且电价分别下探至0.20元/度、0.15元/度时，绿氢成本将大幅降至12元/kg（中期）与7.89元/kg（远期），实现与工业副产氢及煤制氢的平价。经济性突破叠加零碳属性，将驱动电解水制氢成为主流。IEA预测2030年其占比将跃升至34%，仅次于化石燃料制氢（66%），未来氢能供给体系将以电解水制氢为主导。

　　当前主流储氢技术分为物理法与化学法两类，其中物理储氢因产业化成熟度优势占据主导地位，高压气氢应用超百年历史（尤其医疗领域），技术成熟度最高，是目前商业化储运主力；低温液氢：虽具高密度（70g/L以上）和低压优势，但液化能耗高（13kWh/kg），规模化应用仍受限；固态储氢：依托金属氢化物实现安全储运，单位质量储氢密度优异，但材料成本与释氢动力学瓶颈尚待突破，处于工程验证阶段。短期内高压气态储运仍是支撑氢能网络建设的现实路径，而液氢与固态储氢需通过技术降本突破经济性阈值。

　　技术结构层面，国内现役加氢站中35MPa压力等级占比近90%，高压气态储氢技术路线占据绝对主导。对比国际主流市场（欧美70MPa气氢站与液氢站占比超60%），我国在加注压力等级与储氢形态上存在显著代差。随着燃料电池汽车续航里程需求升级，车载储氢系统正从35MPa向70MPa迭代，这一趋势将驱动加氢站技术形态同步革新，70MPa高压气氢站及液氢加注站建设提速，为加氢设备制造商创造系统升级与部件替代的双重机遇。

　　阳光电源是国内光伏、储能设备龙头企业，主营产品为光伏和储能逆变器，逆变器市占率国内第一。阳光电源是国内最早布局氢能领域的新能源企业，设立子公司阳光氢能，阳光氢能主要产品有碱性电解槽和PEM电解槽，拥有PWM制氢电源、ALK和PEM电解槽、电解槽数字化管理系统、气液分离与纯化设备、智慧氢能管理系统等一体化系统设备的研发制造和交付能力，并开发了离网、并网、微网多模式下制氢系统解决方案。2023年开始已成为氢能制氢设备行业龙头，出货量行业第一，2023年净利润已实现1.13亿，发展较为迅速。

　　阳光氢能的柔性制氢系统适用于能源电力、工业、交通多种应用场景，已在吉林、宁夏、内蒙古、甘肃、湖北等多地风光水可再生能源制氢项目中得到广泛应用。公司发布2000+Nm3/h系列大型碱性水电解槽，创新开发SMS1000电解槽数字化管理系统，引领电解槽产业进入数智化新时代；发布300Nm3/hPEM电解槽，性能、产氢量，寿命均大幅提升；持续升级智慧氢能管理系统，开展新能源交流/直流耦合制氢系统实证，夯实柔性制氢技术。其中，1000Nm3/hALK电解槽、250Nm3/hPEM电解槽获得“CE”国际认证。