电力设备：从电解槽设备看电解水制氢投资机会

近期绿氢项目落地加速，催化以电解槽为主的产业链相关需求。本篇报告主要回答以下问题：1）电解槽是什么？未来发展空间？2）绿氢需求端现状及供给侧技术路径如何演变？3）如何看待电解水制氢环节相关投资机会？ 电解槽是什么？未来发展空间？ 1）从制氢产业链价值分布看电解槽重要性：碳减排政策催化全球能源系统转型需求，氢能发展前景广阔，其中电解水制氢（绿氢）工艺简单，且最为清洁，长期有望取代灰氢加速成长。电解槽是电解水制氢设备中重要一环，占比整体设备成本50%以上。产业链看，电极和隔膜为碱性电解槽核心壁垒。预计电解槽未来主要朝大产量、高效率和智能化方向迭代演变。 2）从终端用户经济性看电解槽发展潜力：短期电解水制氢经济性低于其他制氢方式。以广东省谷电电价0.21元/kwh测算，电解水制氢成本为16.6元/kg，略高于煤制氢成本上限。长期，我们判断随着单槽产量提升，叠加可再生能源电价降低，电解水制氢性价比有望提升。 3）远期空间：2021-22年中国电解水制氢设备出货量超350MW（超9亿元）、约800MW（+128%），我们判断今年行业仍能保持翻倍增长。远期空间看，我们测算2030年电解槽规模有望超80GW，对应市场规模约1160亿元。 绿氢需求端现状及供给侧技术路径如何演变？ 落地项目看，绿氢现阶段需求主要为替代灰氢用于工业、能源脱碳减排，少部分用于交通运输，供给加氢站。技术路径看，现阶段电解水制氢主要有四种主流技术：碱性电解槽（技术最为成熟）、质子交换膜电解槽（商业化比例较低）、阴离子交换膜电解槽（未完全商业化）、固体氧化物电解槽（未完全商业化）。我们认为短期碱性电解槽技术更具性价比，长期PEM降本空间更大，且与可再生能源耦合，市场份额有望提升。 如何看待电解水制氢环节相关投资机会？ 1）全球格局份额相对分散，国内格局呈非稳态头部化。全球：2022年碱性电解槽市场CR3为32%，前三公司为隆基、考克利尔竞立、ThyssenKrupp；国内：2021年电解槽CR3达70%，但格局呈现非稳态头部化。 2）产业链角度看，电解槽行业核心环节在于下游渠道。我们判断供应链逐步完善后厂商间难以凭借上游供应链拉开明显差距，下游为核心环节，具备品牌、客户和渠道优势的厂商有望领跑行业。投资建议：电解槽企业设备订单加速放量，推荐龙头企业隆基绿能、阳光电源；优质设备厂商双良节能、亿利洁能、华电重工、昇辉科技、华光环能。 风险提示：政策支持力度不及预期、假设和测算存在误差。 重点标的 股票代码 近期绿氢项目落地加速，催化以电解槽为主的氢能产业链相关需求。本篇报告主要回答以下问题：1）电解槽是什么？未来发展空间如何？2）绿氢需求端现状及供给侧技术路径如何演变？3）如何看待电解水制氢环节相关投资机会？ 1.电解槽是什么？未来发展空间？ 1.1碳减排催化全球能源系统转型需求，绿氢前景广阔 碳减排政策催化全球能源系统转型需求，氢能发展前景广阔。2018年11月，欧盟委员会首次提出2050年实现碳中和的欧洲愿景提案，并于2019年获欧洲议会与欧洲理事会通过。2019年2021年，国务院印发“十四五”节能减排综合方案，要求贯彻落实此前国家主席习近平提出的“双碳”目标（2030年实现碳达峰，2060年实现碳中和）。氢能凭借绿色低碳、储量丰富、应用广泛的属性，逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一。2022年3月，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》（下称《规划》），明确了氢能在国家能源体系的战略地位。 氢能源既是替代化石能源、降低温室气体与污染物排放的最佳目标，又有带动全产业链快速发展的潜力。氢气具有清洁低碳、灵活高效（热值达到140.4MJ/kg）、应用场景丰富等特点。能源安全角度看，氢作为来源广泛的二次能源是理想的替代能源。产业链角度看，氢能产业链长，涉及能源、交通、化工等多个行业，或将带动全产业链的发展。 图表1：氢能典型应用场景 各国政策驱动引领行业发展，预计至2025年氢能占比全球能源18%。目前全球和中国能源结构来看，煤炭、石油等化石燃料仍占据主导地位。随着碳减排政策发布，全球重视氢能发展并出台相关规划。1）全球：据国际氢能委员会预测，到2050年，氢能减少60亿吨二氧化碳，创造2.5万亿美元产值，在全球能源中占比预期达18%。2）中国：《规划》提出，2025年初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系，燃料电池车辆保有量达到5万辆，可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，实现碳减排100-200万吨/年。氢能建设投入成本较高，政策支持强化补贴激励、规模化和集约化释放更强产业化潜能。 图表2：全球现有能源结构一览：化石燃料占据主导地位（%） 图表3：中国现有能源结构一览：煤炭等化石燃料占据主导地位（%） 绿氢短期占比低但长期发展空间大，未来绿氢占比有望快速提升并且占据主导地位。根据制氢工艺以及碳排放量的不同，氢能主要分为灰氢、蓝氢、绿氢三类。灰氢指通过化石燃料燃烧产生的氢气。蓝氢指在灰氢基础上，结合碳捕获与存储（CCS）技术的制取的氢气。绿氢指利用可再生能源等电能通过电解工序制得的氢气，其过程可实现零碳排。 短期工业副产品制氢成本更具优势，长期电解水制氢零碳排潜力更大。 化石能源制氢：主要通过煤、石油或天然气与水蒸气反应得到 H2 和CO，再通过CO变化、 H2 提纯等工艺制得高纯度氢气。该方法成本低，产量较大，但碳排放高。 工业副产品制氢：采用变压吸附法（PSA法）将富含氢气的工业尾气回收提纯制氢。 工业副产氢的资本投入和原料投入少于化石能源制氢，具备成本和环保优势。 可再生能源制氢（电解水）：利用可再生能源所产电能使电解槽阴极产生还原反应从而制得氢气。电解水制氢工艺简单，且无温室气体排放，是最为清洁的制氢方法。 图表4：2019年国内产氢方式仍以化石能源制氢为主（%） 1.2从制氢产业链价值分布看电解槽重要性 电解槽是电解水制氢设备中重要一环。氢能产业链主要分为制氢、储运氢和用氢，其中制氢和储运氢为产业链重要一环，制氢为上游环节。电解槽是电解水制氢设备中重要一环。电解水制氢的工作原理为，水分子通电后发生电化学反应，分离出组成水分子的氢和氧。相较于其他制氢方法，电解水制氢具有氢气纯度高、零碳排放等优势。 电解水制氢成本主要由电力成本和设备成本构成。据Oxfordenergy数据，电解水制氢成本主要由电力成本和设备成本构成，其中电费占电解水制氢总成本的70%以上，设备成本占比约为14%。据北极星氢能网，碱性、PEM电解水制氢耗电量为1标方氢气5度电左右，则单槽产量1000标方电解槽设备1小时耗电量为5000度电，电价成本为电解水制氢成本关键。据珠海市氢能发展规划文件，我们判断现阶段电解槽全套设备价格约800-1000万元，通常大型设备使用时间需保证在10年以上。 图表5：电解槽设备主体一览 图表6：电解水制氢成本：电费、设备成本占比约73%/14% 电解水制氢设备主要由电气设备、电解槽、气液分离&干燥纯化系统构成。全套的电解水制氢设备主要由电气设备（供电系统）、电解槽、气液分离&干燥纯化系统及其他辅助系统（补水、电控、热处理等）构成。其中，电气设备为电解槽主体提供电源，同时控制/调节装置压力；电解槽为电解水制氢设备主体，通过加入电解液，分离出氢气和氧气； 气液分离&干燥纯化系统将电解液中的氢气进行分离，同时进行干燥&提纯处理，产出高纯度氢气成品；其他设备包括补水装置等，电解过程需消耗大量的水。 图表7：碱性电解槽整体设备构成一览 电解槽占比设备成本50%以上，且成本占比随着设备功率提升而增加。目前主流电解水制氢方案（碱性电解槽、PEM）来看，电解槽仍为设备成本中占比最大的部分，且成本占比随着设备功率提升而增加。考虑到各项电解槽技术仍在发展中、未来设备成本及运维尚有下降空间。据Oxfordenergy数据，电解槽成本占比整体设备约50%，电力设备、气液分离&干燥纯化设备成本占比约15%/15%。 图表8：碱性和PEM路径中，电解槽成本占比设备成本均超过50% 图表9：电解槽成本占比随设备功率提升而增加 产业链来看，电极和隔膜为电解槽设备核心壁垒。1）电极：电极主要为纯镍的电极材料，以镍网为基底，喷涂以雷尼镍催化剂，是水电解反应的发生场所，影响电解槽制氢效率。原材料镍基电极通常采用外购，喷涂技术为一大壁垒。2）隔膜：一方面，隔膜隔离阴极产生的氢气与阳极产生的氧气，保证出口气体的纯度；另一方面，隔膜与电解液相容，减少电解槽内阻及能耗。性能好的隔膜需同时具备高气密性（实现氢氧分离）和低内阻性（实现更低电耗），目前仅日本企业东丽公司和国内天津工业大学做的较好。 图表10：碱性电解槽工作原理一览：电极和隔膜为核心部件 迭代方向看，我们判断电解槽主要朝大产量、高效率和智能化方向发展。 单槽设备大型化：目前市场主流设备容量以1000标方为主（即单台设备1小时生产1000标方氢气，1公斤=11.2标方，1000标方约合90公斤），各厂商均致力于提升单槽产氢量从而扩产增收。提升单槽产能可主要通过1）增加电解小室数量从而增大电解槽体积，但易造成电解槽中部下沉、影响设备气密性等问题；2）提升设备电流密度从而提高产氢量，但对设备工艺提出更高要求，例如需采用内阻更小的隔膜，使得设备电流密度提升同时维持能耗，减少投资成本。 高效率：提升设备转化效率意味着同样能耗水平产出更多氢气。现阶段碱性电解槽转化效率较低，SOEC高温下转化率理论值可达100%，但材料劣化率高，平衡设备生命周期和转化效率后，性价比低于碱性电解槽。我们认为，提升转化效率核心在于减少设备直流电耗，行业普遍直流电耗水平约4.7-5.0，头部企业相对更优； 智能化：现阶段，电器设备及其他辅助设备主要调节电解槽主体的电源、电压以及控制电解液浓度。未来随着可再生能源快速扩张，叠加储能规模高速增长，我们判断设备智能化为一大发展方向，即由仅控制设备主体升级为控制设备主体、可再生能源及储能系统等。 1.3从终端用户经济性看电解槽发展空间 短期电解水制氢经济性低于其他制氢方式。长期，我们判断随着电解槽单槽产量提升，叠加可再生能源发电占比提升带动电价下行，电解水制氢性价比有望提升。 煤制氢：需要的大型气化设备一次装置单位投资成本在1~1.7万元/(Nm/h)之间，在煤价200~1000元/吨时制氢成本为6.77~12.14元/kg，因此更加适合中央工厂集中制氢的规模化生产方式。 天然气制氢：随天然气价格变化，制氢成本可以从7.5元/kg增加到24.3元/kg，其中天然气原料成本占70~90%。此外，由于我国天然气资源有限且含硫量较高，处理工艺复杂，国内天然气制氢经济型远低于国外。 图表11：煤制氢成本随煤炭价格的变化趋势（纵轴：煤制氢成本，单位 图表12：天然气制氢成本变化趋势（纵轴：天然气制氢成本，单位为元 工业副产氢：除焦炉煤气副产品制氢成本较低外（约0.83~1.33元 /Nm3 ，折合约9.3~14.9元/kg），其他各类工业副产品制氢成本大多在1.2~2元 /Nm3 ，按1公斤等于11.2标方折算，工业副产品制氢成本区间在13.44元~22.40元/kg不等。 电解水制氢：以碱性设备为例，为简化测算，假设中不包含土建和设备维修成本 1）假设整套电解槽设备950万元，折旧年限15年。 2）单标方氢气耗电量5kwh，单公斤氢气耗水量10公斤，需4人启停&维护设备。 3）产能1000标方/h电解槽工作时间为8h/天，合计300天/年。 测算得，若电价低至0.15元/kwh，电解水制氢成本为13.1元/kg，略高于煤制氢成本上限。按广东省五市（广州、珠海、佛山、中山、东莞）最新大工业谷电电价0.21元/kwh来看（2021年10月起执行），电解水制氢成本约16.6元/kg。未来随着可再生能源发电占比提升，电价有望进一步降低，增强电解水制氢经济性。 图