1.1 中东能源转型需求迫切，规划发展可再生能源
内部看，中东国家能源转型与经济多元化需求迫切。中东国家盛产传统化石能源,经济结 构相对单一。长期以来,石油收入占据海湾各国财政总收入的 50%~80%,占其总出口额的 20%~90%。2020 年全球石油产量每天减少 660 万桶,天然气消费量减少 810 亿立方米，全 球油气投资也同比减少了 32%,创史上最大降幅。虽然 2021-2023 年有所回升，但随着未 来石油市场供需结构变化,据国际货币基金组织等权威机构预测,如不进行能源重组和经 济结构改革,相关国家的石油财富到 2034 年将可能耗尽。单纯以化石能源出口为支柱的经 济发展模式难以持久，融入世界绿色发展大潮已成必然趋势。利用本国的能源资源优势推 动国家产业结构多元化发展和清洁能源转型，将成为中东国家未来发展的重点。
外部看，中东国家通过推动清洁能源转型将提升战略自主性与国际竞争力。全球能源转型 的主要驱动力来自欧美发达国家。美国页岩油气革命帮助其摆脱了石油进口依赖,美国从 沙特进口的轻质原油数量从 2012 年时最高的 7,941.8 万桶骤降至 2021 年的 363.7 万桶， 对中东地区能源依赖的下降将导致美国在该地区主要战略目标发生结构性变化。欧洲各国 受到国际能源供应链受阻、地缘安全冲突加剧等冲击,也开始加快能源转型与自主化，而 欧洲国家加速推进清洁能源革命将会抬升中东国家传统能源和制造业产品成本,造成其对 欧经济竞争力下降。因此,中东地区国家顺应国际能源转型是必然趋势,以绿色产业增强对 美国的战略自主性和提升对欧洲的经济竞争力，并维护自身世界能源枢纽的地位。
政府转型意愿强烈，可再生能源规划量大。内外能源转型压力下，中东地区可再生能源装 机规划高增。根据 Global Energy Monitor 统计，2023 年中东和北非阿拉伯国家的可再 生能源装机容量增加了 57%，达到 19GW，并且预计到 2024 年将再增加一半。目前，光伏 和风电的规划项目增加了 292GW，其中 6%（23GW）的项目正处于建设阶段，47%（171GW） 处于前期建设阶段，这些项目已经获得融资、政府许可、土地权或正式的购电或承购协议， 剩余的 46%项目则刚刚公布。整体看，中东地区的可再生能源规划高增，建设尚处于前期 起步发展阶段。
1.2 可再生能源转型加速，中东多国发布氢能规划
多国提出氢能发展目标，中东氢能市场潜力巨大。中东地区拥有丰富的日照和风能资源， 以及大量无人居住的土地，在利用可再生能源生产绿氢方面具有巨大优势。作为世界上最 大的氢生产国之一, 沙特计划到2030年生产290万吨清洁氢，成为全球清洁氢能供应商； 阿联酋制定“国家氢能战略”，计划到 2031 年低碳氢生产能力超过 140 万吨/年；埃及计 划打造北非地区绿氢枢纽，到 2030 年生产 150 万吨绿氢，并且发布“绿色补贴法案”给 予绿氢项目激励措施；阿曼提出“绿色氢战略”，到 2030 年生产至少 100 万吨可再生氢。
各国积极投入项目建设，项目产能累计达到 1940 万吨。截至 2022 年 10 月，该地区共有 37 个项目，总产能为 420 万吨/年，目前沙特、阿联酋、埃及、阿曼等国家的多个氢能大 项目均处于建设之中，项目建设总量达到 71 个，产能达到 1941 万吨，开工率达到 9.4%。
氢能产业发展资金充足，项目投资额达百亿级别。项目投资方面，预计到 2030 年底，全 球共 5700 亿美元资金需投入以完成相应氢能规划。传统化石能源发展所积累的金融储备， 例如主权基金（沙特公共投资基金、阿布扎比投资局等），是推动中东氢能发展的重要资 本。截至 2023 年 10 月，中东地区清洁氢能项目投资规模 540 亿美元，同比增长约 80%， 在全球排名第五。另外，区域内资本较为雄厚的海湾合作委员会国家已制定氢能发展目标， 将在 2030 年之前投资 50 亿~250 亿美元，实现年产绿氢 1500 万~3000 万吨，并将推动远 期平准化绿氢成本（LCOH）降低至 2 美元/kg 以下，其中投资金额的 50%~60%将用于可再 生能源发电设施建设，20%~40%用于电解槽技术研发落地，10%~20%用于储运环节的布局。
定位绿氢出口中心，以氢基能源形式运输。中东具有成为未来绿氢出口中心的独特优势， 一方面受益于丰富的可再生资源可以大规模生产绿氢，另一方面具备向西欧和东北亚主要 需求中心出口氢的优越地理条件。从规划看，总体上中东地区的国家也是以出口低碳氢为 目的。目前，中东部分国家已经实现出口，2020 年沙特阿美石油公司(Aramco)向日本出口 了世界首批蓝氨;2021 年,阿联酋向日本出口了第一批用于化肥生产的蓝氨；截至目前,沙 特与阿联酋已向日本、韩国出口了四批试运氨。
1.3 布局以港口为主，绿氢和蓝氢项目储备丰富
中东地区低碳氢项目规划高增，依托风光资源和港口优势发展。中东地区目前已有 83 个 低碳氢能相关项目在建或规划中，总产能将达到年产 900 万吨。项目涵盖了绿氢与蓝氢， 采用电解水、天然气重整等多样化的制氢技术路径，将充分利用当地的可再生能源和化石 能源等资源优势。项目生产的氢气主要应用于合成氨、甲醇等化学品，以及在钢铁、水泥、 交通运输等领域替代化石燃料，推动中东国家实现工业脱碳和能源结构多元化。
沙特 NEOM 新城项目采用风光互补产氢，有望引领区域绿氢发展。Neom 零碳新城项目是全 球最大的无碳绿色氢能工厂，预计日产绿氢 600 吨并于 2026 年投产，由 NEOM、ACWA Power 和 Air Products 三方合资成立的 NEOM Green Hydrogen Company 负责实施。基于沙特的 太阳能和风力双重资源丰富，项目计划以光伏风电互补的发电模式保障制氢用电的经济性 和稳定性，制取的绿氢将以绿氨的形式生产和出口，用于燃料电池汽车和工业部门等领域 的脱碳应用。项目拥有充足的融资资金——总投资额 84 亿美元，23 家机构已经提供了 61 亿美元的无追索权融资，以及锁定的能源买方——与 Air Products 达成了为期 30 年的独 家承购协议，为项目的落地投产实施提供保障。NEOM 项目的顺利实施也将显著提升沙特 在全球绿氢产业链中的地位，为大规模使用绿氢铺路。
埃及政企联手打造绿氢产业集群，苏伊士运河区将成为产业集聚地。在政府政策引导与企 业带动下，多个大型项目相继落地埃及苏伊士运河区。例如，Masdar 和 Hassan Allam Utilities 计划到 2030 年在埃及建设电解槽装机总量达 4GW 的绿氢工厂，每年生产约 48 万吨绿氢，主要用于生产甲醇和绿氨，其中还将考虑将绿氨进行出口。ACWA Power 也在 苏伊士运河区规划了大型绿氢项目，年产能可达 200 万吨，主要用于合成绿氨。这些项目 均利用埃及丰富的太阳能和风能资源电解水制氢，确保持续稳定的可再生电力供应，生产 过程不产生碳排放。在政府政策支持下，随着更多项目的落地，绿氢产业链有望在苏伊士 运河区形成集聚，拉动当地经济增长。
阿联酋绿氢和蓝氢同步发展，多维度布局氢能产业。在绿氢领域，Siemens Energy 的绿 色氢能项目利用丰富的太阳能资源，采用电解槽技术，预计每小时生产 20.5 公斤绿氢， 主要用于长期储能。此外，Masardar 与 Emirates Steel Arkan 的绿氢项目致力于用绿氢 替代天然气生产绿钢，助力工业脱碳。在蓝氢方面，ADNOC 的蓝氨项目依托天然气重整制 氢，主要生产蓝氨用于出口和本地工业应用。凭借资源优势和技术进步，阿联酋正加速氢 能规模化发展和清洁化应用，打造多元化的氢能供应体系。
阿曼多个大型项目蓄势待发，计划以绿氨形式出口绿氢。阿曼在生产大量可再生氢和氢基 燃料方面处于有利地位，受益于高质量的可再生资源，包括太阳能光伏和陆上风能以及便 利的地理位置，便于进入欧洲和日本等主要进口市场。同时，拥有大量土地可供大型项目 开发，现有的化石燃料基础设施可以直接使用或改造为低排放燃料，并且在处理和出口液 化天然气和氨方面拥有经验，可直接迁移至可再生氢和氢基燃料。目前阿曼已批准多个大 型风光绿氢项目。例如：HyPort Duqm 项目计划，预计每年可生产多达 6 万吨绿氢，主要 用于生产绿氨并出口到国际市场；Worley 的项目计划配套 25GW 的太阳能和风能设施，预 计每年生产 180 万吨绿氢，主要用于生产绿氨，并在钢铁和水泥等重工业中替代传统能源。这些项目均充分利用阿曼丰富的太阳能和风能资源，通过电解水技术制氢。在政府引 导和资本投入的推动下，阿曼氢能产业有望实现快速发展。根据 IEA 报告，到 2030 年阿 曼生产可再生氢的成本有望低至 1.6 美元/千克 H₂，使其成为全球最具竞争力的可再生氢 生产国之一。
卡塔尔氢能项目聚焦蓝氢和蓝氨产业链，天然气资源优势突出。Ammonia-7 蓝氨工厂项目 由卡塔尔能源公司投资建设，计划总投资约 10 亿美元，依托卡塔尔丰富的天然气资源和 完善的天然气基础设施，采用成熟的天然气重整技术与碳捕集技术，通过捕获并封存生产 过程中产生的二氧化碳，每年可减排约 150 万吨。该项目预计将成为全球最大的蓝氨工 厂，也是卡塔尔能源转型计划的重要一部分，预计在 2026 年第一季度投产，主要用于生 产化肥和燃料，届时年产能将达到 120 万吨蓝氨。随着项目的落地，卡塔尔有望进一步推 动国内氢能及其衍生产品的生产和出口。
2.1 天然气及风光资源丰富，带来低制氢成本
丰富的油气资源储备和优越的清洁能源资源是中东国家能源转型发展得天独厚的优势。未 来降低自身碳排放、推动清洁能源发展以及促进开发利用氢能将成为实现能源转型的重要 抓手。蓝氢是将普通化石燃料制氢方式，即灰氢与碳捕捉技术结合的制氢方案，可大幅度 减少制氢过程中的碳排放，其发展潜力与化石资源条件相关。2023 年底中东地区已探明 天然气储量达到 82.46 万亿标准立方米，位居全球第一，占世界天然气储量的 40%，中东 国家中短期内利用天然气资源发展蓝氢技术潜力巨大。
中东国家发展蓝氢具备经济可行性，中短期内可作为灰氢替代品。丰厚的天然气资源以及 相对封闭的市场，带来了低廉且稳定的天然气成本。中东国家大多是炼油和化工行业氢气 的消费大户，主要生产碳排放量高的“灰色”氢气，灰氢是当前最便宜的生产氢气方式， 成本约为 0.9~2.5 美元/kg。例如，沙特阿拉伯既不出口也不进口天然气，其价格保持在 相对低位。但蓝氢和绿氢的成本也将随着技术的发展，实现大幅下降。以 1.25 美元/Mmbtu 天然气价格计算，SMR（天然气制氢中的甲烷水蒸气重整）加装 CCUS 的蓝氢生产成本为 1.34 美元/kg，相较 SMR 制氢每公斤增加了约 0.44 美元，是目前第二大最具成本效益的 制氢方法。未来随着 CCUS 规模的扩大，其成本将持续降低，到 2030 年生产蓝氢的成本有 望从目前的 1.34 美元/kg 降至 1.13 美元/kg。 图表24：沙特天然气制氢及蓝氢成本相比其他国家
以沙特的蓝氢经济性进行分析：天然气制氢成本（LCOH）主要包括 3 部分——天然气 成本(LCOG)、资本支出(CAPEX)和运营支出(OPEX)。其中 LCOG 占比最高，为制氢总成 本的 45%~75%，CAPEX 第二，占制氢总成本 12%~20%，OPEX 则反映了蒸汽重整工厂建成后每年设施维护、人工、税务等费用支出。
根据测算，沙特的蓝氢制取成本在 1.4~2.35 美元/kg 之间，与全球范围内其他主要 国家对比仍具有较大优势，因此中短期内发展蓝氢方案对于沙特等天然气丰富的中 东国家的能源转型具备经济可行性。SMR 制氢加装 CCUS 使天然气成本投入增加了约 10%，氢气生产的总成本提高了 35~50%，对应约 0.5 美元/kg。
中东地区地广人稀，风光资源丰富。中东地区常年炎热干燥，以亚热带沙漠气候为主，干 旱少雨，因此中东的大部分地区将太阳能作为未来的可持续发展路径。为实现“低碳”目 标，同时保证经济的多元化与可持续性，中东国家基于自身拥有强烈日照和丰富风能，以 及大量无人居住的土地方便利用等优势，正在大力推进可再生能源的发展。从历史数据看， 太阳能的容量系数可达到 20-30%，风电 35-45%，风能和太阳能相辅相成的总容量系数则 可达到 70%，良好的风光互补系数将提升可再生能源制氢效率。
阿联酋：光照资源丰富，拥有三个世界上最大的太阳能发电厂。阿联酋年平均太阳辐 射为 2285 千瓦时/平方米，太阳能装机容量预计到 2025 年底将达到 9.20 万千瓦， 目标是到 2031 年增加到 14.21 万千瓦。低成本的天然气资源和碳捕捉的经验将使其 具备低碳氢的价格竞争力。 沙特：日照和风力资源丰富。平均每天 8.9 小时的日照；平均水平太阳辐射为 5600 瓦时/平方米；年均风速 6-8m/s。 阿曼:拥有优良的风光互补可再生资源。阿曼拥有高水平的太阳辐射量，加上大量可 用土地，为大规模太阳能开发提供机会。同时，阿曼某些近海区域具有显著的风能潜 力，在 100 米高度时的平均风速接近每秒 10 米。埃及：可再生能源总装机容量达到 3.7 千兆瓦（GW），其中包括 2.8 千兆瓦的水力发 电以及约 0.9 千兆瓦的太阳能和风力发电。
光照资源禀赋优势带来低光伏发电成本。中东地区光伏 LCOE 降幅最高，由于竞争激烈的 项目陆续上线，成本同比下降 62%，2022 年中东的光伏加权平均总安装成本为 578 美元/ 千瓦，比印度低 10%。从资源禀赋来看，中东地区具有强大的太阳能和风能资源潜力，以 及比欧盟高得多的太阳能容量系数，带来能更低的电力价格。
低光伏发电成本带来低制氢成本。电解水制氢成本主要受电解槽成本和为电解槽供电的电 力成本决定。由于规模经济和技术迭代，电解槽的资本成本将在短期内显著降低；而在过 去十年中，可再生电力的成本已经实现了大幅下降，2010 年至 2020 年间光伏组件的成本 降低了 80%。低光伏发电成本将带来更低的制氢成本，以阿曼为例，在 CAPEX 为 320 美元 /kWe时，当电力成本从 35 美元/兆瓦时降至 25 美元/兆瓦时，对应氢气的平准化成本将从 2.4 美元/kg 降至 1.9 美元/kg，降幅达 30%。此外，对于风光资源均丰富的地区，例如沙 特阿拉伯西北部和阿曼东南部，电解水制氢将实现更低的生产成本。
中东将成为世界上绿氢制取成本最低的地区之一。以沙特为例，18.3 美元/兆瓦时的电价 （沙特阿拉伯新太阳能项目拍卖价格的平均值），对应绿氢的制取成本为 2.16 美元/kg， 然而随着电解技术和可再生电力成本的下降，绿氢制取成本将在未来迎来达幅下降。当可 再生能源成本降至 13 美元/兆瓦时，绿氢制取成本将会降至 1.48 美元/kg；若最终要达到 绿氢制取 1 美元/kg 的成本目标，即低于 1.25/Mmbtu 天然气价格下的 SMR 制氢成本时， 电解槽成本需降至 400 美元/千瓦，可再生能源成本降至 10 美元/兆瓦时以下，而这两种 条件在当前是可以实现的，因而绿氢也将在中东实现快速发展。
2.2 地理位置便于出口欧洲，氢储运成本低
中东具有成为未来低碳氢出口中心的独特地理优势。中东是一湾两洋三洲五海之地，其处 在联系亚欧非三大洲，沟通大西洋和印度洋的枢纽地位，中东国家可依托自身优越的地理 位置向西欧和东北亚的主要需求中心出口氢。欧洲“Repower EU”计划进口 1000 万吨绿 氢，从中东进口到欧洲和东北亚国家的低碳氢的总体价格（包括运输价格）将低于当地生 产的低碳氢。
中东地区拥有发达的港口和管道基础设施，便于氢气及氢基产品出口运输。基础设施方面， 由于在石油和天然气出口市场上的强大地位，中东国家拥有发达的港口和管道基础设施， 并且当前正在推进相关的基础设施发展，以成为氢能产业的主要国际参与者。例如，阿联 酋的富查伊拉港(Fujairah)是世界第二大海上燃料补给港,未来有望成为氢或氨等衍生燃 料的补给港口，阿曼的苏哈尔港(Sohar)和杜库姆港(Duqm)等也都在与欧洲港口运营商合 作推进绿氢计划。据氢气委员会估计，2023 年中东占全球氢气基础设施承诺投资的 45%， 总额约为 65 亿美元。未来，氢能国际贸易将参考全球天然气贸易方式，将运输分为管道 运输和液态海运两种模式，其中海运又分为液氢、液态有机氢载体和液氨 3 种运输模式。
管道中长距离运输成本较低但需时间建设，以氨作为载体运输相对容易。从运输成本看, 长距离运输氢产品的成本较高。从当前运输方式看：地区间运输压缩气态氢(CGH)的管道 尚处于规划建设中，液化氢(LH)的运输成本较高，相比之下液态有机氢载体(LOHC)的重量 密度低，因而整体看中东国家可以相对低的成本向欧洲出口氢气(氨)。基于中东地区太阳 能发电的低成本，绿氨生产具备成本竞争力，2017 年就已经实现了氨的出口，当年海湾合 作委员会国家生产的 3000 万吨氨和尿素，其中 90%进行了出口。
根据荷兰的电力制氨研究测算，若采用高成本效益的可再生能源，使用电解槽和空气 分离装置生产氨的成本将达到 270-370 欧元/吨，相较于传统的 SMR 工艺生产氨的成 本 300-350 欧元/吨更低。以当前的技术和基础设施看，采用氨运输的模式也相对容 易，即氨在-33℃或 862kPa(约 8.5 个大气压)的中等压力下将变成液体，并且可采用 标准的冷冻气体运输船运输，相较液氢(-253℃或 25MPa/250 个大气压)或液化天然 气(-160℃)的要求要低得多。然而，如果最终使用的产品是氢而不是氨，则氨需要在 高温下分解成氢，将显著增加整体的使用成本。
氢能走廊是中东氢气未来实现大规模和低成本出口的关键。中东地区拥有丰富的可再生能 源和天然气储量，有望成为全球领先的绿色、蓝氢、氨和其他合成产品的生产地。利用现 有管道高比例的掺氢运输(>70%)将使氢气具有成本效益，最终使得用户受益。成本方面， 新建纯氢管道在载量为 75-100%运输时，每公斤氢气仅增加约 0.4-0.5 美元运输成本，若 采用现有管道改造，成本将会进一步降低。
一方面，欧洲建造南部氢能走廊 SoutH2 Corridor，作为欧洲氢能骨干 European Hydrogen Backbone 的一部分，起始于北非，经过意大利、奥地利、德国，计划将地 中海南部地区生产的绿氢输往欧洲。该输氢管道项目预计长 3300 公里，每年可确保 至少 400 万吨氢气运抵欧洲，满足欧盟 2030 年氢气进口目标的 40%，最早将在 2030 年前投运。项目由 TSO（荷兰输电系统运营商）牵头，Snam（意大利天然气运营商）, TAG、GCA 和 Bayernets（德国天然气基础设施运营商）共同参与，核心是利用现有的 中游基础设施来运输氢气，在必要时利用新的专用基础设施。
另一方面，AFRY 和 RINA 联合研究海湾至欧洲的氢气管道——连接卡塔尔、沙特阿拉 伯、埃及并穿越地中海到达欧洲的氢气管道概念，初步评估表明其具备可行性。合适 的管道配置每年可输送 100TWh、约 250 万吨氢气，并且可以通过建造更多相同性质 的管道提升运输能力。根据测算，通过该管道的输氢成本约为 1.2 欧元/kg。未来， 海湾国家可以约 2.7 欧元/kg 的氢气交付价格向欧洲经济中心供应绿氢和蓝氢，长远 来看氢气交付价格有望降至约 2.3 欧元/kg。
2.3 优越的地理位置和制氢成本优势，中东将成为全球氢能出口中心
低成本和高需求双重驱动，中东将依托地理位置和绿氢成本优势成为氢能出口中心。 中东地区制氢成本相较欧洲更便宜，竞争优势更明显。因此中东也将成为欧洲市场进口氢 气的主要地区。全球氢气的平准化生产成本范围可从低于 1.5 欧元/公斤至 4 欧元/公斤 不等，而中东北非地区的制氢平准化成本在全球范围来看具有明显优势。
氢气从沙特 NEOM 项目至运输意大利米兰，中短期看氢气综合成本为 2.24～2.7 美元 /kg，其中蓝氢成本 1.4 美元/kg、海运价格 0.84～1.30 美元/kg；远期看，氢气综合 成本为 1.84～2.30 美元/kg，其中绿氢成本 1 美元/kg，较欧洲本土绿氢成本 2.27～ 2.83 美元/kg 具有较强竞争力。
欧洲发展氢能基调已定，氢气进口需求量高。2022 年欧盟对可再生氢的目标再加码，将到 2030 年 1000 万吨的可在生氢产量目标提高至到 2030 年实现国内 1000 万吨和进口 1000 万吨的目标，推广氢能发展基调已定，氢气需求量高增，将带动周边地区的氢能产业发展。
根据 CEBC 研究，中东和北非国家总体上以出口为目的的低碳氢倡议数量最多，预计 将成为最大的绿色氢供应商。考虑到中东的地理位置、高太阳辐射、碳氢化合物生产、 碳捕获潜力和极低的可再生能源成本，预计大多国家能够出口大部分绿氢和蓝氢的 同时，仍有充足的低成本氢气供国内自身使用。
全球转型发展可再生能源，海外产能缺口下中国企业迎机遇。根据规划，未来欧洲对绿氢 的需求量高增，本土和进口需求均分别达到 1000 万吨，而欧洲本土 2022 年电解水制氢产 能仅约 3 万吨，需求缺口巨大。中东多个国家也发布了可再生能源规划，丰富的资源和优 越的地理区位将使其成为氢能出口中心，当前规划的低碳氢项目产能也达到了近 2000 万 吨。与此同时，中国也发布了氢能政策，大量企业进军氢能产业并且发布了氢能设备扩产 计划。从电解槽产能看，中国企业占比过半，并且扩产和发展迅速，而其余国家的设备产 能并不足以支撑其完成氢能发展目标。因此，在中国制氢设备产能供给高增，海外绿氢需 求量旺盛但设备产能供给不足的背景下，中国氢能设备将迎来大量出口需求。考虑到欧洲 本土具备氢能厂商，中东将成为率先开发的市场。
国内氢能企业积极开拓中东市场，依托不同模式实现突破。“一带一路”政策指引下国内 对中东国家的出口高增，对于中国企业来说，中东市场存在大量氢能设备出口机会，但进 军中东市场其实具备一定门槛，总结来看分为三类：1）综合新能源业务发展型；2）依托 EPC 合作发展型；3）独立开发海外市场型。 综合新能源业务发展型：通过整合多种清洁能源技术，可提供风光氢储一站式的解决 方案，从而满足市场对于综合能源服务的需求，具备成本优势，并且具备海外销售经 验。此类公司主营业务从事光伏或风电等新能源领域，后逐渐扩展至氢能设备的生产 和销售。相关企业包括隆基氢能、阳光氢能和双良节能等。 依托 EPC 合作发展型：通过与中国能源建设集团等大型央国企合作，依靠 EPC 厂商对 氢能设备的招标从而进入中东市场，借助强大的集团资源和已建立的渠道突破。相关 企业包括派瑞氢能等。 独立开发海外市场型：通过与海外相关企业及产业基金合作，独立开发海外项目，直 接与中东市场接轨。相关企业包括国富氢能、安思卓、瑞麟科技和英特利等。
（1）综合新能源业务发展型
隆基氢能是全球电解槽头部企业，主营大型碱性水电解制氢设备与绿电制绿氢解决方案， 致力于成为全球领先的大型绿氢装备与方案提供商。预计到 2025 年，隆基氢能电解槽产 能将达到 5-10GW。2024 年 1 月 18 日，隆基氢能成功中标乌兹别克斯坦塔什干绿氢项目电 解槽订单，该绿氢项目由中国电建承建，含新建一座产能为 4000Nm3 /h（20MW）的绿色制 氢厂和一座 52MW 的陆上风电场。建成后预计年产绿氢 3000 吨，用于制造 50 万吨氨肥。
双良节能同样作为光伏领域企业，深耕地热、氢能、绿电、储能等清洁能源技术研发及装 备生产。氢能方面制造碱水制氢电解槽、气液分离装置、氢气纯化装置等，并且持续拓展 电解槽产能，一期已建成 300 套电解槽智能智造车间，二期 700 套智造车间建设中。2024 年 1 月 17 日，双良节能公告成功中标 United Solar Polysilicon (FZC) SPC 的阿曼项 目，其中电解制氢装备中标规模 4000Nm3 /h（20MW），为双良中标的首个海外电解槽订单。 中标内容包括多对棒还原炉及尾气夹套管装置、绿电智能制氢装备和溴化锂机组装置，合 计中标总价值 5832 万美元（约合人民币 4.19 亿元）。
（2）依托 EPC 合作发展型
中国能建是一家全球领先的综合能源建设集团，作为央企在电力工程、设计与建设等多个 领域都具有领先的市场地位。集团通过整合设计、采购、建设（EPC）和投资运营等服务， 为客户提供一站式解决方案。入选中国能建的制氢设备供应商意味着企业拥有了与中国能 建合作的入场券，未来有望共同承担国际工程项目，是设备相关企业出海进入国际市场的 重要一步。
派瑞氢能是中国船舶第七一八研究所全资子公司，也是目前国内电解水制氢设备、氢能装 备产业链较为完备的科研生产企业。主要业务板块包括制储加一体化装备、加氢站用设备、 高压储供氢系统、涉氢高压关键零部部件等产品，以及绿电氢能转化利用解决方案、综合 能源站解决方案等。电解槽年产量可达 1.5 GW，具有年生产碱性制氢设备 350 台套、PEM 制氢设备 120 台套的生产能力。2023 年 12 月，派瑞氢能与澳大利亚某公司达成了 4 套集 装箱制氢加氢设备合作意向，该批设备将应用位于中东的阿布扎比，以及北非的摩洛哥、 突尼斯、利比亚绿氢交通示范项目，是七一八所电解水制氢设备首次应用于中东和北非的 绿氢交通项目，氢能产业国际市场开拓取得新突破。
（3）独立开发海外市场型
国富氢能是国内领先的氢能装备全产业链整体解决方案供应商，专业从事氢能“制储运加 用”装备的设计、制造与技术服务。公司主要提供四种设备产品：车载高压供氢系统及相 关产品、加氢站设备及相关产品、氢气液化及液氢储运设备、水电解制氢设备及相关产品。 其中电解槽主要包括 50-1000Nm³/h 碱性电解槽和 4-200Nm³/h PEM 电解槽。 2023 年初国富氢能分别和 Sacotel Znshine、TIJAN Petroleum Co. Ltd.签署了合作战略 协议。共计 10 亿美元的生产与销售订单，共同开发绿氢市场，实现双赢，为当地能源转 型和可持续发展做出贡献。2023 年 6 月 22 日，国富氢能与 Broaden Energy 合作中标阿 布扎比国家石油公司的制氢加氢一体站项目，并将为该一体站项目提供全套水电解制氢系统和加氢站设备的解决方案，在联合国气候变化大会期间提供设备运维服务。
安思卓承接了美国安思卓的全部技术成果和技术团队，专注于碱性水电解及其他新型水电 解制氢等，提供制氢加氢一体机、绿电制绿氢装备与系统解决方案。具备年产 50 台套 5MW 设备的生产能力，已完成 1200 标方集装箱式制氢设备和制氢加氢一体机的研发、生产及 交付。安思卓在摩洛哥签署了一份 MW 级绿氢电解槽项目的销售协议，该项目采用了安思 卓的 MW 级集装箱式电解槽，氢气纯度达 99.9995%，系统直接提供 1.6Mpa 压力的氢气。
瑞麟科技专注于绿色清洁能源领域的研究，生产制氢系统及提供各领域用氢解决方案。瑞 麟科技是国内首家电流密度超过 8000A/m2，可实现 10%-110%快速动态响应的设备，在全 球有超过 200 台设备已投入使用。公司与埃及地方政府及企业方面达成了合作协议，双方 将在埃及共同建设绿氨项目并成立合资公司，推动电解槽生产项目在埃及落地。合资企业 将由瑞麟科技控股，并将具备 500MW 以上的高功率电解槽生产能力。合资企业除了为埃及 提供能够适配全离网制氢的电解槽产品外，还将进军欧洲电解槽市场。
英特利提供电解水制氢整流器、晶闸管整流电源产品。自 2020 年起，沙特作为英特利最 重要的海外市场之一，英特利为其提供了 1000Nm³/h 以及目前的最大 4000Nm³/h 电解水制 氢整流系统撬装应用,助力沙特氢能发展。未来英特利也将持续服务中东北非地区并积极 扩大业务范围。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
