氢能：绿氢降本路线清晰，电解槽市场空间广阔

a有 氢能：绿氢降本路线清晰，电解槽市场空间广阔 —行业深度报告 武浩电新行业首席分析师黄楷电新行业分析师S1500520090001S1500522080001 010-8332671118301759216 wuhao@cindasc.comhuangkai@cindasc.com 证券研究报告行业研究 行业深度报告电力设备与新能源投资评级看好上次评级看好武浩电新行业首席分析师执业编号：S1500520090001联系电话：010-83326711邮箱：wuhao@cindasc.com黄楷电新行业分析师执业编号：S1500522080001邮箱：huangkai@cindasc.com 信达证券股份有限公司CINDASECURITIESCO.,LTD北京市西城区闹市口大街9号院1号楼邮编：100031 氢能：绿氢降本路线清晰，电解槽市场空间广阔 2024年02月08日 本期内容提要: ⯁发展氢能是实现国家"双碳"目标、构建新型能源体系的重要措施。氢能来源广泛，具有能量密度高、清洁无污染、灵活高效、应用场景广泛、储运方式多样等优点，被称为是二十一世纪的“终极能源”。2016年中国加入了 《巴黎气候协定》，2020年宣布了在2030年前碳达峰、2060年碳中和的“双碳”目标。作为全球碳排放的主要贡献者，中国各行业都面临着碳减排压力，而利用清洁能源代替化石能源发电和制氢，是实现国家“双碳”目标的重要举措。2022年，《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，明确了氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，发展氢能是构建新型能源体系的重要举措；2023年《氢能产业标准体系建设指南》，在国家层面上系统构建了氢能制、储、输、用全产业链标准体系，明确了氢能下一步的发展规划，进一步推动了氢能产业的全面发展。 ⯁氢能产业链覆盖制、储运加及应用，绿氢制取环节有望最先受益。1）制取：氢能主要分为灰氢、蓝氢和绿氢，其中绿氢的生产过程中不会有碳排放产生。我们预计随着“双碳”政策的推进以及绿氢制取技术的不断突破，绿氢能有望成为未来主要发展方向。绿氢的主要生产方式是电解水制氢，其中碱性电解水制氢技术发展最为成熟，PEM电解水制氢技术处于商业化初期，发展前景广阔。2）储运加：气态、低压氢能储运技术为当前国内发展主流，未来将按照“低压到高压”、“气态到多相态”的技术方向发展。我国加氢站发展已初具规模，然而由于技术不够成熟、下游市场未形成规模等，目前不具备经济性。3）应用：氢能应用目前以传统石油化工生产为主，我们预计未来绿氢将在交通、储能、工业、建筑等多领域得到广泛应用。 ⯁绿氢平价在即，有望逐步具备市场竞争力1）当前单位制氢成本：煤制氢 <天然气制氢<天然气+CCUS<煤制氢+CCUS<碱性电解水制氢<PEM电解水制氢。2）随着技术改进及规模扩张，电解槽设备成本将不断下降，我们预计1000Nm³/h碱性电解槽设备成本将由当前的800万元/台下降至2030年的 500万元/台，200Nm³/hPEM电解槽设备成本将由当前的580万元/台下降至 2030年的219万元/台。3）电解水制氢成本受用电成本和运行时间影响较大，我们预计随着用电价格的下降和电解槽运行时长的增加，电解水制氢成本将大幅下降。4）我们判断碱性电解水制氢单位成本有望在2025年左右和 蓝氢平价，在2030年左右和灰氢平价，若考虑碳税、政府绿氢补贴的影响，则绿氢平价时间点有望前移，绿氢将逐步具备市场竞争力。 ⯁绿氢产量有望超过规划目标，电解槽未来市场空间广阔。2022年我国氢气产量为4004万吨，同比增长21%，2022年全国电解槽出货量近800MW，较2021年实现翻倍增长。2023年上半年电解设备共计招标已超 600MW，其中PEM电解设备占比较22年提升8个百分点，2023年电解槽全年需求量有望持续实现翻倍。绿氢产量和需求量快速增长，我们预期到2025年我国绿氢的需求量达到130万吨，远超国家氢能规划中可再生能源 制氢年产量10-20万吨的目标，到2030年绿氢产量将达到770万吨。根据我们的测算，若考虑市场中仅有碱性电解槽的情况，则2025年、2030年电解槽新增市场空间分别约为60亿元、200亿元；参考海外情况，若考虑PEM电解槽在国内市场的占比逐渐提升，至2030年PEM电解水制氢产量增长至绿氢总产量的40%，则2025年、2030年电解槽市场空间分别约为 100亿元、300亿元。 ⯁投资建议：氢能行业尚处于发展初期，绿氢制氢端降本空间较大，未来市场前景广阔，我们预计电解槽市场有望迎来快速增长，我们建议从制氢设备端入手，关注隆基绿能、华光环能、华电重工、昇辉科技等公司。 ⯁风险因素：氢能下游应用进展不及预期风险、氢能相关技术进度不及预期风险、政策波动风险、市场竞争加剧风险。 目录 投资逻辑6 一、发展氢能是实现"双碳"目标、构建新型能源体系的重要措施7 1.1发展氢能是国家实现“双碳”目标的最佳选择7 1.2发展氢能是构建新型能源体系的重要举措7 二、氢能产业链较长，绿氢制取有望率先受益8 2.1制氢：绿氢是未来的主流方向，碱性电解水制氢技术成熟度最高8 2.2储存、运输、加氢：气态低压储运为主流，未来需向多相态高压方向发展14 2.3下游应用：覆盖工交建储各领域，未来应用向多领域共同发展17 三、绿氢平价在即，有望逐步具备市场竞争力19 3.1绿氢成本下降空间较大，短期内碱性电解水技术更具优势19 3.2灰氢受原料价格影响较大，CCUS和碳税将大幅增加制氢成本25 3.3绿氢和蓝氢有望在25年左右平价，和灰氢有望在30年左右平价27 四、绿氢产量远超规划目标，电解槽未来市场空间广阔29 4.1氢能产量加速增长，电解槽出货量有望翻倍29 4.2市场空间测算：电解槽未来市场空间广阔31 五、投资建议33 表目录 表1：不同电解水制氢技术特性9 表2：氢能主要储存方式对比14 表3：制氢成本分析假设指标及数值19 表4：分别使用陆上风电、光伏发电时碱性电解槽制氢成本21 表5：2022-2023年各省市绿氢补贴政策发布情况24 表6：不同原材料价格下化石燃料制氢成本25 表7：不同碳价水平下煤制氢和天然气制氢成本26 表8：2022-2030年绿氢、灰氢、蓝氢制氢成本对比27 表9：2020-2023年部分碱性/PEM电解槽产品及产氢量30 表10：部分海外公司电解槽产品及规格31 表11：2022-2030年电解槽市场空间测算32 图目录 图1：全球碳排放的控制目标及技术路径7 图2：氢能政策发展历程8 图3：制氢、储运加与利用全产业技术链8 图4：氢气制取方法分类9 图5：2020年中国氢气来源统计9 图6：碱性电解水系统流程图10 图7：碱性电解水制氢结构原理图10 图8：PEM电解水系统流程图11 图9：PEM电解水制氢结构原理图11 图10：SOEC电解水系统结构示意图11 图11：质子传导型SOEC工作原理11 图12：氧离子传导型SOEC工作原理11 图13：AEM电解水制氢结构原理图12 图14：煤气化制氢工艺流程示意图13 图15：天然气蒸汽重整制氢工艺流程示意图13 图16：CCUS流程示意图13 图17：氢能运输结构图15 图18：氢气运输方式的成本对比15 图19：加氢站分类16 图20：高压氢气加氢站工艺流程16 图21：2016-2022年中国已建成加氢站的数量17 图22：氢能主要应用场景17 图23：2060年中国应用领域统计17 图24：天然气掺氢产业链18 图25：2017-2022年中国氢燃料电池汽车销售量及保有量18 图26：碱性电解槽制氢能力与成本的关系20 图27：2022-2030年电解槽设备价格变化（万元）20 图28：2010-2022年全球风电、光伏发电度电成本变化（美元/kWh）21 图29：2022-2030年光伏地面电站不同等效利用小时数LCOE估算（元/kWh）21 图30：不同年运行小时下风电、光伏发电的制氢成本（元/kg）22 图31：2022年全国固定式光伏发电首年利用小时数分布22 图32：2014-2022年6000千瓦及以上风电设备和太阳能发电设备利用小时数22 图33：山东省5月1日实时电价情况（元/MWh）22 图34：2023年碱性电解槽制氢成本及构成（元/kg）23 图35：2023年PEM电解槽制氢成本及构成（元/kg）23 图36：2022-2030年碱性和PEM电解槽单位制氢成本对比（元/kg）23 图37：2023年煤气化制氢成本构成（元/kg）25 图38：2023年天然气水蒸气重整制氢成本构成（元/kg）25 图39：碳排放权交易和碳税的价格和覆盖范围（美元/吨）26 图40：2023年绿氢、灰氢、蓝氢单位制氢成本对比27 图41：新疆库车绿氢示范项目地理位置图28 图42：2016-2022年我国氢气产量情况29 图43：2018-2023H1年我国电解槽出货量情况29 图44：2021-2023H1电解槽出货量占比29 图45：2022-2060年绿氢产量及预测情况32 投资逻辑 发展氢能是国家实现“双碳”目标、构建新型能源体系的重要手段，近年来海内外政策频出刺激绿氢产业快速发展。2022年《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，明确了氢能是未来国家能源体系的重要组成部分。2023年《氢能产业标准体系建设指南 （2023版）》，在国家层面上系统构建了氢能制、储、输、用全产业链标准体系，为氢能产业的全面发展做引领和支持。随着国家政策的不断加码和绿氢制取技术的不断进步，绿氢制取环节投资有望率先启动。 我们判断2025、2030年左右绿氢的制取成本有望分别和蓝氢、灰氢平价。绿氢的制备成本主要取决于用电成本、运行市场、制氢设备费用和政策变化。在用电成本方面，随着风光发电技术的进步和发电时长的增加，2030年光伏发电成本将下降至0.15元/kWh，陆上风电成本下降至0.2元/kWh。随着弃风、弃光和低谷电的应用，我们预计到2030年绿氢 制氢的用电成本将下降至0.15-0.2元/kWh。在运行时长方面，耦合可再生能源发电的电解水制氢设备运行时间受风光发电时长影响较大，我们预计随着风光发电时长的增加、风光配储的应用、下游消纳能力的提升和绿电交易的普及，到2025年电解槽年利用小时数将提升至3000h，2030将提升至4000h。在设备费用方面，我们预计随着技术进步和规模扩张，到2030年1000Nm3/h的碱性电解槽费用将降至500万元/台，200Nm3/h的PEM电解槽费用将下降至219万元/台，电解槽设备端有着较大的降本空间。在政策及补贴方面，若考虑政府制氢补贴、碳税等因素的影响，绿氢和蓝氢、灰氢的平价时间有望进一步提前。 从市场空间来看，氢能产量近年来快速增长，远期绿氢需求空间广阔。我们预计到2025年、2030年绿氢产量分别有望达到130万吨、770万吨，能够分别为电解槽带来新增市场规模60-100亿元、200-300亿元。 一、发展氢能是实现"双碳"目标、构建新型能源体系的重要措施 1.1发展氢能是国家实现“双碳”目标的最佳选择 氢能是二十一世纪的“终极能源”。氢能来源广泛，具有能量密度高、清洁安全、灵活高效、应用场景广泛、储运方式多样等优点，是推动传统化石能源清洁高效利用和支撑可再生能源大规模发展的理想能源载体，被誉为二十一世纪的“终极能源”，受到各国的广泛关注。 发展氢能是实现国家“双碳”目标的最佳选择。近年来，随着温室气体排放的不断加剧，全球气温持续上升，气候问题日益严重。为应对这一挑战，全球主要国家于2016年签订了 《巴黎气候协定》，并纷纷制定了二氧化碳减排计划，以减少气候变化带来的风险和影响。 《巴黎协定》的长期目标是将全球平均气温较前工业化时期上升幅度控制在2°C以内，并努力将上升幅度限制在1.5°C以内。中国于2016年加入了《巴黎协定》，并于2020年宣布了在2030年前实现