电解水系列之三：氢能产业链梳理：制氢、运氢、用氢

前两篇氢能报告中，我们聚焦制氢环节的电解槽设备，挖掘国内电解槽厂商内销与出口机会。本篇报告，我们对氢能产业链的制氢-储运-用氢环节进行全面梳理，分析各环节价值量分布情况及相关投资机会。 制氢端：电解槽为电解水制氢环节核心设备，海外空间大于国内。电解槽占比电解水制氢设备成本50%以上，其中电极和隔膜为碱性电解槽核心壁垒。 短期电解水制氢成本约16.6元/kg（电价0.21元/kwh），略高于煤制氢成本上限，未来电价下行叠加设备能耗降低，其经济性有望提升。市场空间看，海外需求大于国内。我们测算2030年国内电解槽规模有望超80GW，对应市场规模约1160亿元；测算2030年欧洲、中东、印度地区累计装机规模约100GW/46GW/58GW，合计超200GW。 氢储运：承上启下，是氢能大规模、多元化场景应用的重要基础。现阶段中国绿氢项目多落在风光资源丰富的内蒙古，但化工园区多聚集在东部地区，国内绿氢呈一定程度供需错配，氢储运为解决该产业发展瓶颈的重要方式。 氢气在常温常压下具有密度小、易燃易爆等特性，氢储运难度较大。 氢储存：目前气态储氢为主流方式，III型、IV型碳纤维符合材料气态储氢瓶应用较广，但核心部件依赖进口致成本较高。 氢运输：1）长管拖车适用于中短距离运输，<50km及500km运输距离对应成本约5元、20元/kg；2）管道初始投资成本较高，适用于大规模长距离运氢，100km运输距离对应成本约1.2元/kg，为长管拖车成本的1/5。近期管道运氢步入发展新阶段，氢储运有望迎来快速发展。 加氢站：制氢至用氢端的重要枢纽，制加一体站有望成为未来主流方向。单座35MPa、日储氢量250kg的加氢站建设成本约1400万元。成本拆解看，压缩机、储氢、加氢设备合计占比约44%，压缩机国产替代空间较大。预计电解槽放量&加氢站建设加速将带动氢能压缩机需求提升，氢气压缩机流量值中位数约450 Nm³/h，我们预计制氢端1000 Nm³/h电解槽与450 Nm³/h氢能压缩机配比约1:2。发展趋势看，制加一体站回本周期较快（约3年），有望成为未来方向。 用氢端：电堆成本占比较高，政策催化下燃料电池车有望迎来快速发展。燃料电池车现阶段受限于燃料电池和加氢站建设高成本，发展较慢。成本拆解看，电堆占比燃料电池成本约30%，其中催化剂由于贵金属铂含量较高，推高燃料电池整体成本（占比电堆成本36%）。潜在空间看，氢能规划提出至2025年国内氢燃料电池车保有量达5万辆，2022年保有量约1.2万辆，对应CAGR22-25年约60%。 投资建议： 制氢环节（电解槽）：推荐具备品牌和渠道优势的龙头隆基绿能、阳光电源 等；优质设备供应商双良节能、华电重工、华光环能、亿利洁能、昇辉科技等，绿氢制备厂商石化机械，以及关注绿氢生产商吉电股份等； 氢储运：建议关注储氢瓶标的中材科技、京城股份等，氢管道运输标的石化机械等。 加氢站：建议关注全国加氢站设备头部企业美锦能源、中泰股份等；压缩机龙头开山股份、冰轮环境等； 燃料电池：建议关注燃料电池系统及发动机等零部件头部供应商亿华通、潍柴动力、雪人股份等。 风险提示：政策支持力度不及预期、制氢、储运和用氢环节经济性提升幅度不及预期、假设和测算存在误差。 重点标的 股票代码 氢能政策文件陆续发布，预计2024年氢能产业发展加速。1）政策角度看，2023年8月，国家标准委与国家发展改革委、工业和信息化部、生态环境部、应急管理部、国家能源局等部门联合印发《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，该文件为国家层面首个氢能全产业链标准体系建设指南。2023年12月29日，国家发改委印发了《产业结构调整指导目录（2024年本）》，包括鼓励、限制和淘汰三类目录，其中氢能产业相关内容均为鼓励类。预计后续有望出台更多氢能相关政策以鼓励氢能产业发展。2）产业角度看，2023Q1~Q3国内电解槽中标量约2.3GW，预计2024年电解槽需求高增。近期国内两大输氢管道项目陆续获批，总长度1868.5公里。预计2024年氢能产业发展加速。 前两篇氢能系列报告《从电解槽设备看电解水制氢投资机会》、《电解槽全球市场与出口机会怎么看–电解水系列之二》中，我们聚焦制氢环节的电解槽设备，重点研究其国内需求与海外空间，挖掘国内电解槽厂商内销与出口机会。本篇报告，我们对氢能产业链的制氢-储运-用氢环节进行全面梳理，分析各环节价值量分布情况及相关投资机会。 图表1：氢能产业链一览，主要环节为制氢-储运-用氢三个环节 1.制氢端：电解槽为制氢环节核心设备，海外空间大于国内 制氢环节主要包括煤制氢、天然气制氢等化石能源制氢，工业副产品制氢及电解水制氢三种方式，未来绿氢占比有望快速提升并占据主导地位。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。短期煤制氢成本更具优势，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2：2019年国内产氢方式仍以化石能源制氢为主（%） 2021年起氢能行业快速发展，2023年电解槽累计招标超2.3GW，同比大幅增长，预计2024年国内电解槽需求高增。2020年，习近平总书记在第75届联合国大会提出我国将力争于2030年前实现碳达峰、努力争取2060年前实现碳中和的重大目标，此后氢能行业快速发展。2022年，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）》，明确氢能为战略性新兴产业的重点方向。随着新能源发电规模扩大&发电成本降低，电解水制氢成本较往年大幅下降，大量绿氢项目落地，电解槽需求高增。据索比氢能，23Q1~Q3累计公布19个电解槽中标项目，总中标量达2341.025 MW。 2023年12月12日，中国能建2023年制氢设备集中采购项目发布中标候选人公告，累计采购125套电解槽。新增中国能建项目中标公示后，2023年电解槽累计招标规模达更高（其中800~1200MW为SOEC类招标），预计2024年国内电解槽需求高增。 图表3：2023年电解槽招标情况一览（MW） 1.1电解水制氢成本约16.6元/kg，未来经济性有望进一步提升 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：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4：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5：天然气制氢成本变化趋势（纵轴：天然气制氢成本，单位为元/kg； 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。 图表6：工业副产品制氢成本（纵轴：工业副产品制氢成本，单位为元 图表7：中国电解水制氢成本敏感性分析（纵轴：电解水制氢成本，单位为元 1.2电解槽占比制氢设备价值量50%以上，电费为电解水制氢主要成本 电解槽为电解水制氢核心设备，电力成本和设备成本构成电解水制氢主要成本。电解槽是电解水制氢设备中重要一环，其工作原理为，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。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。 图表8：电解槽设备主体一览 图表9：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，电解槽占比设备成本50%以上。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。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。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10：碱性电解槽整体设备构成一览 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）。 图表11：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，