2024年电力设备新能源行业春季策略报告：氢能渐起-重视新兴产业链布局

2024年电力设备新能源行业春季策略报告：氢能渐起_重视新兴产业链布局当前时间点绿氢模式是否跑通吉林省在补贴下绿氢制备实现经济性，补贴后绿氢成本在15元/kg。假设电解槽750万元，电价0.4元/kwh。绿氢补贴式政策多地已经发布，其中吉林省对年产100吨的项目补贴15元/Kg，绿氢制备成本基本在15元/kg左右，达到灰氢成本上限，蓝氢成本中线。吉林绿氢补贴方案，首年补贴15元/g，则绿氢成本为15元/kg，基本达到灰氢成本上限和工业副产氢成本下限;叠加储运及加注成本，绿氢枪口价达到车用经济范畴，低于35元/kg。放开路权下山东省具备氢车运输经济性。假设:重卡生命周期运行里程为100万公里，由于多为沿高速短倒形式运输，高速公路运输里程占比70%;以山东为例，氢价在30元/kg，在放开路权的情况下，燃料电池重卡经济性TCO为330万元，低于燃油重卡。绿氢制备中电耗成本占比76%，电价低于0.25元/kWh时绿氢具备成本优势。而随着电价降低，绿氢制备的成本下降趋势明显，分别与灰氢、蓝氢相比，当电价分别低于0.15元/kWh和0.25元/Wh时，绿氢具备成本优势，制氢成本分别达到9.89元/kgH2和15.27元/kgH2。碱性电解槽中标价有下探趋势，预计24年降价趋势增强。近期的碱槽招标价格来看，从2022年的1000万元5MW，降至2023H2的682万元/5M。我们认为伴随规模化招标，企重视24年市场格局，将出现价格再度下探的可能。从大安风光制氢、中石化库车、中能建打包招标等项目看，目前较为活跃的槽企包括阳光氢能、隆基氢能、派瑞氢能以及华光环能、华电重工、昇辉科技等，其中，阳光氢能的中标价更具有竞争力。全国用氢端价格较高。全国氢价平均水平在53元/kg，其中示范城市群的氢气平均价格在51元/Kg，非城市群的平均价格在70元Kg.距离交通端用氢经济性相距15元/g。相较于化工、冶金等行业，交通端用氢价格接受度最高。燃料电池汽车的经济性用氢价格在35元/kg，与现行的市场价格之间存在较大差距。与其他补能方式相比，加氢站数量较少。相较于加油站、加气站，全国范围内加氢站数量较少，限制了氢燃料汽车的普及推广;国内加油站总量达12万座，公共充电桩超12万台，而加气站90004座，而加站仅有407座。输氨管道投运任重道远，目前仅有示范应用。输氢管道的建设规划较远，实际投运只有示范应用，目前长管拖车输氢模式限制了氢气运输半径，运输费用较高，随着运输距离的增加运输成本陡增。氢能产业链后续推演2022年全球氢气产量达到近9500万吨，比2021年增长了3%，其中天然气制氢占比62%，煤制氢占比21%，工业副产氢占比16%，电解水制氢仅占约0.1%。在炼油厂和石化行业的石脑油重整过程中产生的副产品氢气，通常用于其他炼油和转化过程(如加氢裂化、脱流)。氙气的使用集中在传统应用领域，如工业和炼油，未来在交通、氣基燃料或电力产生和储存等新兴场景中氣气会快速起量，预计在2030年新兴场景中用氢占比近40%。“灰氢”是国内外最主要的氢气来源。根据中国氢能联盟数据统计，煤制氢是最主要的制氢途径，2020年煤制氢产量占总量的63%，而工业副产氢、天然气制氢分别占比22%，13%，仅有2%的气来源于电解水。预计我国2030年可再生能源制氢占比15%，到2050年可再生能源制氢占比将达到70%，届时氢气需求将达到1.3亿吨。预计25年电解槽市场规模将达到219亿元，30年达到770亿元。假设2025年和2030年绿氢渗透率分别为1.5%和5%，碱性电解槽占比94%和90%，则电解槽需求量合计分别为16.88和66.74GW，对应市场规模分别为219和770亿元25-30年市场规模CAGR28.5%。可再生能源发电波动性与碱性电解槽对于电源稳定性需求的矛盾，导致碱性电解槽难以延长工作时长，年运行小时数上限难以突破3000h，导致电解槽停摆造成固定资产折旧增加;虽然增加储能装置能够平滑绿电波动性，但增加制氢固定资本投资，从而增加制成本;虽然PEM电解槽能够适应可再生能源发电的波动性，但成本高，技术成熟度低，离网制氢在技术和成本上均需突破。碱性电解槽降本节奏较快，极板优化将带动电解槽成本降低35%以上。当前电极材料的优化空间极大，且可行性高。国内电解槽大多使用相对廉价的简单镍基材料，析氢过电位极高(200mV@100A/m2左右)，而铂基材料的过电位可低至30mV，制氢能耗预计可降低10%以上。国内碱性电解槽阳极多采用镍基合金，制氧的过电位在300mV以上，造成的能量损失甚至超过阴极析氢，但其优化的空间及可行性都很高。碱性电解槽向着“ALK成本+PEM性能”目标，且满足高功率一快响应一低成本”场景要求，弥补ALK不能绿电耦合和PEM价格过高的技术缺陷。核心零部件质子交换膜、催化剂依然依赖进口，导致PEM电解槽价格高企。到2024年，供应链加快完善或将推动PEM电解槽价格继续降低，均价达到约850万元/MW水平。受技术具有较高相似性的燃料电池零部件供应链带动，国内PEM电解槽零部件供应链将加快完善。2024年海外均价或降低到750万元/MW，国内均价或降低到850万元/MW。海外单槽最大500Nmh，国内多为200Nm3/h。质子交换膜基本依赖进口，国内厂商产品应用较少。绝大部分工业级PEM电解槽使用的质子交换膜都是全氟磺酸质子膜，基本依赖进口，如美国杜邦(科慕)的NafionTM系列膜(Nafion115和Nafion117系列等)。近年来国产质子交换膜厂商的技术逐渐提升，有了可替代进口膜的能力，国内厂商有东岳未来氢能、科润新材料，其产品目前在民用领域有少量的应用。贵金属催化剂被卡脖子，降低催化剂用量成为主要趋势。贵金属催化剂主要依赖国外企业，如优美科、贺利氏等，降低催化剂中贵金属的含量已经成为目前催化剂技术开发的主要方向。高运行里程下氢气价格低于30元/g时燃料重卡具有经济性优势。在高运行里程下，不考虑补贴的情况下，燃料电池汽车难以与其他类型汽车竞争。在考虑补贴下，燃料电池乘用车、客车和18t洗扫车的全生命周期成本与其他两种技术路线相比，全生命周期成本较高，差额较大。而在三重补贴下，燃料电池轻卡和重卡与最为经济性的技术路线相比相差不大。且当氢气价格下降至30元/kg时，燃料电池重卡经济性优于燃油重卡，当氯气价格下降至25元/kg时，燃料电池重卡经济性优于纯电重卡，属于经济性最佳选择。2023年开始全球电解槽新增装机总规模开始由百MW级向GW级过渡，预计25-30年全球新增装机超150GW。到2024年与2025年，随着全球各国电解水制氢产能建设加速，全球电解槽新增装机或将继续保持成番增长，分别达到约2.9GW与6GW。2025年至2030年综合考虑离网制氢、电解槽技术进步等因素，全球(含中国)电解槽新增装机或可累计超过150GW。多家槽企获得出海订单，24年将碱槽走出去将成为趋势。2023-2024年双良节能中标阿曼20MW制氢项目，隆基中标乌兹别克斯坦、印度、澳大利亚订单，明阳氢能中标泰国25MW绿氢项目，派瑞氢能中标中东和北非绿氢项目，阳光电源完成产品TUV认证，有望突破欧洲市场。2024年重要行业催化近期重大利好政策密集出台，建议关注绿氢项目集中三北地区政策变化。近期，山东省放开路权，内蒙古松绑氢气“危化品标签，一系列重大利好对氢能行业有明显促进作用，建议关注内蒙、吉林等绿、化工聚集区的政策变化。地区性补贴和鼓励式消纳方式落地，关注顶层设计和强制性消纳事件性催化。预计电解槽出货翻倍增长。据高工氢能统计，预计24年出货3GW，电解槽出货进入了快速落地期。电解槽竞争格局尚未确定，重点关注中能建后续招标情况。2023年中能建打包招标125套电解槽，进入短名单的槽企有14家，包含老牌供应商、可再生能源龙头以及新秀，如中船718、阳光、隆基、华光环能、异辉科技、双良节能。2024年中能建吉林松原和甘肃兰州项目进入招标期，值得重点关注。纯氢管道再延