2024氢能&燃料电池行业产业链系列报告

氢能&燃料电池行业研究 2024年02月05日 买入（维持评级） 行业深度研究 证券研究报告 氢能组 分析师：姚遥（执业S1130512080001）yaoy＠gjzq.com.cn 联系人：唐雪琪 tangxueqi＠gjzq.com.cn 氢能&燃料电池行业产业链系列报告之十七 ——绿氢经济性可期，高碳场景替代加速 本篇报告写在光储大幅降价的背景下，市场主要关注点集中在光储平价端，鲜少关注到其降价带来的延伸应用影响，我们本篇报告引领性地分析了光储降价带来的对氢能行业经济性的重要影响：一是光储降价后，绿氢制取的经济性开始显现；二是绿氢成本下降后，其在化工、交通、储能和冶金领域的经济性逐步开启，应用场景得到打开。 光储降价叠加政策溢价，绿氢成本提前进入经济性区间。绿氢经济性分为上游制取和下游应用，针对上游端，分为网电和自发电用，区别在于折算电费进绿氢制取成本的比例，前者100%，后者电费为中间量，影响源头是新能源设备价格，按新能源发电供给制氢端的电量比例扣除弃电比例折算。考虑到长远发展及经济性效益，光储氢等一体化模式，新能源发电部分上网、部分制氢的项目，有望成为绿氢发展的主要模式，集中在风光资源丰富的三北地区，在以光伏电站3.1元/W、储能系统1.06元/W价格测算下，绿氢制取的经济性开始显现；对于纯外接网电制氢，当电价≤0.2元/kWh，绿氢将有望具备经济性，大多应用将发生在低电价以及给予优惠电价的地区。那么当上游绿氢制取成本下降后，以就地消纳为前提，综合考虑成熟度、经济性和规模，化工和交通领域将率先规模化应用，储能及冶金领域将从示范逐步向规模化应用推进。同时，碳税将抬高原有能源使用成本、推动绿氢的平价进程加速，以欧盟100欧元/吨的碳价测算，灰氢成本将上涨19.3元/kg，碳税落地下对比使得绿氢的经济性更加显著。 绿醇、绿氨经济性可期，碳税打开新需求。绿色甲醇应用受到欧盟碳税倒逼驱动，据我们测算，电价低于0.15元/kWh时，绿色甲醇将初步具备竞争力，此时与煤价为800元/吨时的煤制甲醇生产成本齐平，而在碳税下绿色甲醇经济性显现，650元/吨碳税下绿色甲醇与煤制甲醇价差每吨将达到1000元，相较传统化工行业的甲醇替代，凭借着绿色溢价，其在绿色航运及海外出口等对碳排放控制要求高或是碳价高的行业及地区中体现更为明显。绿氨方面，据我们测算，0.15元/kWh电价时，绿氨可实现与煤制氨（煤价650元/吨）、天然气制氨（气价0.8元/m3）成本持平，此外在欧盟碳税100欧元/吨下，煤制氨生产成本上升137%，此时绿氨成本优势显著。 交通领域氢价接受度最高，运营成本可实现平价。交通领域氢价接受度最高，据我们测算氢气售价37.5元/kg时，百公里能耗费用基本与柴油车齐平，当加氢站氢气售价30元/kg时，外供加氢站、制加氢一体化站分别在0.3、 0.35元/kWh电价时可实现平价，在0.18元/kWh谷电的蓄冷电价优惠下，氢气售价将低至约20元/kg，经济性凸显。氢储能具备大规模、长周期、跨区域特性，氢储能作为风光电消纳经济性渐起。大规模电消纳压力下，配储时 长与规模要求逐步提高。氢适用大规模、长周期储能，边际扩容成本经济性更优。据我们测算，氢储能系统初始投资度电成本为1300元，低于磷酸铁锂和液流电池，对于度电储能扩容成本，氢储能最低，约为120元/kWh。 氢冶金示范项目起步，绿氢降本下应用渗透开启。绿氢示范应用已开启，绿氢降本下，氢冶金正迈向平价区间。以焦炭价格2500元/吨测算，平价时对应氢气的价格为9.55元/kg，当碳税为200元/吨，氢气成本抬高至需低于 12.36元/kg时，氢冶金才更具成本优势，当前光储降本下，氢冶金开启了可实现经济性的预期。此外，弃光制氢+氢储能+火电20%掺氢燃烧的示范工程在大部分场景下可实现更优的经济性。 新能源设备的大幅降价及绿色能源的政策性溢价成为行业发展的重要驱动力，上游制氢端及下游应用领域开始陆续具备经济性，重点看好制氢端设备机会。核心推荐组合：华光环能、华电重工、科威尔、昇辉科技、石化机械。 降本速度不及预期、技术研发进度不及预期、下游氢能推广滞后、政策和项目落地不及预期。 内容目录 一、光储降价叠加政策溢价，绿氢成本提前进入经济性区间4 1.1绿氢制取成本下行，核心看电力和设备降本4 1.2光储系统降价超预期，绿氢经济性初现6 1.3政策陆续出台，保障产业前期发展8 1.4碳税抬高现有能源成本，绿氢经济性进一步凸显10 二、绿醇、绿氨经济性可期，碳税打开新需求11 2.1欧盟碳税倒逼绿色甲醇应用，打开航运及海外新需求11 2.2绿氨经济性可期，适用于替代传统高碳路线12 三、交通领域氢价接受度最高，运营成本可实现平价14 3.1交通领域氢价接受度最高，可实现运营成本平价14 3.2交通领域带动氢气新领域应用，燃料电池产业链受益15 四、大规模、长周期、跨区域，氢储能作为风光电消纳经济性渐起16 4.1风光大规模装机下，储能时长与规模标准抬高16 4.2氢适用大规模、长周期储能，边际扩容成本经济性更优17 五、氢冶金示范项目起步，绿氢降本下应用渗透开启17 5.1绿氢为工业脱碳关键原料，示范应用开启17 5.2渗透加速看成本经济性，绿氢降本下迈向平价区间18 六、投资建议20 七、风险提示21 图表目录 图表1：碱性电解槽制氢成本拆分（0.2元/kwh）4 图表2：PEM电解槽制氢成本拆分（0.2元/kwh）4 图表3：2023年制氢系统设备价格下降约25%4 图表4：电解水制氢发展趋势4 图表5：2023年2月-2023年12月各地电网代理购电价格一览表(元/kWh)5 图表6：2023年3月-12月光伏电力现货价格(元/kWh)5 图表7：2023年3月-12月风电电力现货价格(元/kWh)5 图表8：网电平均碳排放达到0.57t/MWh5 图表9：电价0.2元/kWh以下时绿氢和灰氢可达成平价6 图表10：光伏系统造价及LCOE持续下降（USD/kW，USD/kWh）6 图表11：储能系统加权平均中标价格持续下降（元/Wh）6 图表12：不同组件价格/制氢系统价格下的绿氢成本可实现平价7 图表13：不同组件价格/制氢系统价格下的IRR，设备降本下项目经济性逐步显现7 图表14：绿氢成本正在向全面平价点逼近8 图表15：氢气政策管理条例开始逐步松绑8 图表16：各地制氢端补贴陆续出台，给予3-12元/kg不等补贴9 图表17：补贴下绿氢实现与煤制氢直接平价9 图表18：碳税落地抬高灰氢成本，绿氢全面平价进程加速10 图表19：50欧元/吨碳价下，灰氢价格高于绿氢10 图表20：制氢电价0.15元/kWh以下时绿色甲醇与800元/吨煤制甲醇成本持平11 图表21：650元/吨碳税下绿色甲醇与煤制甲醇价差每吨达1000元11 图表22：绿色甲醇航运燃料溢价高将带动绿氢消纳12 图表23：全球氢气利用中合成氨占比第一（万吨，%）12 图表24：我国合成氨CO2排放量占比达20%（万吨，%）12 图表25：制氢电价0.15元/kWh时绿氨与650元/吨煤价和0.8元/m3天然气价的合成氨成本持平13 图表26：在煤价800元/吨及50元/吨碳价下，电价仅需到0.2元/kWh绿氨即可实现平价13 图表27：550元/吨碳税下绿氨与煤制氨价差每吨高达2200元14 图表28：37.5元/kg以下氢气价格即可在交通领域实现能源平价14 图表29：外供加氢站0.3元/kWh电价可实现氢气平价（元/kg）15 图表30：制加氢一体化加氢站0.35元/kWh电价可实现氢气平价（元/kg）15 图表31：示范城市群相关城市谷电给予优惠电价（元/kg）15 图表32：制加氢一体化加氢站0.18元/kWh电价氢气进一步凸显（元/kg）15 图表33：氢气使用端从交通领域切入打开应用市场（辆）16 图表34：近三年光伏利用率相对较低——省份逐月利用率情况16 图表35：电化学储能适用于日内短时，氢储能更适用于日间长时储能17 图表36：1MWh储能下氢能初始投资建设的度电成本较低（元/kWh）17 图表37：1kWh储能扩容下氢能度电储能边际成本最低（元/kWh）17 图表38：氢能热值是其他传统化石能源的数倍18 图表39：近期已宣布的氢冶金试点项目产能达到1345万吨18 图表40：制氢电价0.11元/kWh以下时氢冶金与2500元/吨的焦炭冶金成本持平19 图表41：650元/吨碳税下氢冶金平价成本每千克可抬高0.13元19 图表42：煤炭发电电力成本随煤炭和碳税价格的波动(元/吨)20 图表43：煤炭发电（掺氢20%燃烧）电力成本随煤炭和碳税价格的波动(元/吨)20 图表44：氢能行业公司估值（亿元，倍）21 1.1绿氢制取成本下行，核心看电力和设备降本 经济性是绿氢大规模应用的前提，降本的核心在于制氢电价与电解槽设备的价格和效率。采用制氢装置电解槽，电解水制备出来的氢气通常被称为可再生氢/绿氢，经济性是绿氢规模化应用的前提，本质上看，绿氢是替代原有领域传统能源或者是替代煤/天然气制备氢气的新型能源和原料，绿氢平价意味着其使用成本要与特定领域原有能源或传统方式制氢的使用成本相同或者更低才能有望实现替代。从绿氢成本拆分来看，用电成本和设备成本占据制氢总成本的80%以上，针对绿氢降本，核心在于制氢电价和制氢设备成本。 图表1：碱性电解槽制氢成本拆分（0.2元/kwh）图表2：PEM电解槽制氢成本拆分（0.2元/kwh） 0.6%1.9%1.0% 8.2% 75.7% 0.6% 4.8% 3.6% 3.6% 电解槽成本用地成本电气设备水循环系统纯化系统用电成本用水成本人工成本 维护成本 0.4%1.4%0.5% 44.4% 44.4% 0.2% 电解槽成本用地成本电气设备水循环系统纯化设备用电成本用水成本人工成本维护成本 2.6% 2.6% 3.5% 来源：IEA、国金证券研究所来源：CHEC2023、国金证券研究所 制氢设备的成本核心是电解槽，降本取决于电解槽规模化与技术迭代升级，高效化、低成本与规模化是电解槽发展趋势。规模上看新增1.9GW电解槽招标，同比翻倍；成本上看，1月和12月的设备招标价格对比，同比下降25%；从效率上看，电解槽耗电量由5kWh/Nm3降至最低4.3kWh/Nm3。整体看，2023年设备发展迅速，全年降价25%。规模效应叠加技术迭代驱动了设备成本的快速下降，具体来看：1）高效化：提升能源转化效率，降低电耗；2）低成本：配合“三弃”实现低价值波动能源有效利用；3）规模化：从设备层面着手，包括技术更新及规模化降本。 图表3：2023年制氢系统设备价格下降约25%图表4：电解水制氢发展趋势 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 1-12月制氢系统平均价格走势（万元） 来源：中国招标与采购网、国金证券研究所来源：国金证券研究所测算 制氢电价分三步逐层递进：便宜、绿色、便宜且绿色。现阶段多省市给予电价优惠或绿氢制取补贴政策，后续随着碳税的落地及设备的降本增效，便宜且绿色的电将成主流。 便宜的电助力降本，是发展的第一步。制氢的电来源分为网电和新能源发电两大类，从测算结果看，0.2元/kWh及以下的电价才有望具备竞争优势。从电力来源看，电网购电价格偏高，仅个别地区电价在0.3元/kWh以下，新能源发电价格均价在0.2元/kWh，并且随着光伏组件和储能等新能源设备价格的下降，叠加电力市场政策的不断落地，有望获得更便宜的新能源发电电价。因此，当前从发展初期角度看，只要电价够便宜，可以不论电力来源，便宜的电才是首要重点，绿氢发展应当首要选择能够提供低电价的地区，例如西北地区便宜的新能源发电电价、东部部分地区给予的优惠电价政策。 图表5：2023年2月-2023年12月各地电网代理购电价格一览表(元/kWh) 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 来源：北极星售电网、国