氢能源产业链市场分析

氢能源产业链市场分析1.政策持续发力，补贴逐渐到位1.1.国内氢能政策力度日渐增强作为全球第一产氢大国，我国已正式将氢能纳入国家能源战略体系。在国家改革委和国家能源局联合发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》中，对我国氢能发展现状进行了分析，并明确指出了氢能的战略定位，强调了氢能在国家能源战略中的重要地位。在国家各类政策的指引下，多个省市也响应中央号召，制定了因地制宜的氢能发展目标、战略规划和空间布局，争相切入氢能赛道。氢能产业标准的出台，规范全产业链发展，看齐国际标准，融入全球竞争；产业结构调整，重视氢能发展、绿色发展，为业界注入强心剂；船舶业绿色发展纲要明确绿色甲醇应用，助力氢能消纳，绿色产品溢价呼之欲出。1.2.氢能政策自上而下逐级颁布，褪去危化标签，迎来补贴新政在国家政策的引领下，各地方政府也出台了相应的氢能政策，形成了促进氢能产业发展的政策环境。国家推出了一系列促进氢能发展的政策，规划了氢能发展的顶层设计，确定了氢能的战略地位，明确了氢能在国家能源体系中发挥的重要作用。而各地对氢能产业发展的规划和补贴标准都作了相应规定，共同构成了产业覆盖面广泛、细分领域目标明确、逐步推进统筹协调的氢能发展路线图，为氢能产业的发展提供了有力的政策支持。未来，随着氢能支持政策的进一步完善和低碳政策在交通运输、工业等领域要求的进一步落实，氢能经济市场会更为广阔。国家政策扶持、规范力度不断增强。在国家层面，自2022年企业端开始碳排放摸底后，国家不断出台行业层面的减排行动规划，如绿色船舶、绿色建材高质量发展规划，要求到2025年我国的LNG船和绿色甲醇在全球新能源船市场中要占到50%以上的份额，到2026年，绿色建材年营业收入超过3000亿元，2024-2026年年均增长10%以上。通过《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》和《产业结构调整指导目录（2024年本）》，明确氢能国际标准工作重点任务，鼓励氢能全产业链技术及装备应用。地方积极响应国家政策，通过生产许可、补贴、减排等形式促进绿电绿氢消纳。在地方层面，广东省和河北省先后允许在非化工园区建设制氢加氢一体站，绿氢生产不需取得危险化学品安全生产许可，将氢气的“危险化学品”帽子摘掉，在技术的管控下，氢气应用也将逐渐走向市场。在氢能产业规划中，我们看到从国家级到省市，乃至区级的规划方案相继出台，产业规划逐级下移，预示着产业将逐渐落地。在补贴方面，宁东地区按5.6元/kg标准给予用氢补贴，内蒙古变相补贴，鼓励引导新建高耗能项目高比例使用绿电绿氢，以电力为主的用能结构中绿电使用比例达到50%以上的新建“两高”项目，不需全额落实能耗量指标。2.国内外绿氢项目饱满，电解槽放量可期2.1.国内大批绿氢项目进入开工准备阶段2023年电解槽需求超过3GW，经过从0到1运营验证后将开启从1到10的放量阶段。2023年国内共计发布32个电解槽公开招标需求，累计电解槽招标量已超过1695MW，达到2022年电解槽全年出货量的2倍有余。叠加中电建采购思伟特800-1200MWSOEC项目和中能建打包采购约525MW电解槽，2023年电解槽的需求已超过3GW。绿氢储备项目较多，制氢行业进入快速落地期。根据氢界数据库，截至2023年底全国可再生氢项目规划387个，在建80个，建成运营58个，2023年新增20个投运项目；规划绿氢产能643万吨/年，建成运营产能7.8万吨/年。其中2023年投产绿氢项目有40%应用于石油炼化、25%用于合成甲醇、21%用于交通。这标志着我国制氢行业的产业化进程正在加速，项目的建设将进一步提升我国氢能产业的整体竞争力，促进我国能源结构的优化和转型。2.2.23年PEM+ALK电解槽招标超过3GW碱性电解槽是装机主力，2023年中标量CR3达到50%。2023年已落地投运的项目合计装机量654MW，其中碱性电解槽装机624MW，占比95%，PEM电解槽装机30MW，占比5%。从中标情况来看，2023全年累计中标规模达到1055.5MW，碱性电解槽占比92.8%，PEM电解槽占比7.2%。从中标企业活跃度来看，中标量前三的企业分别是派瑞氢能、阳光氢能、隆基氢能，中标量分别为211.5、163、157MW，CR3达到50%。中能建是行业内主要的绿氢EPC项目业主方，其招标项目具有一定代表性。从2023年12月中能建打包招标情况来看，进入中能建短名单的企业中，ALK电解槽标段共11家企业入围，PEM电解槽标段有5家企业入围。碱性电解槽最低中标价为125.5万元/MW，PEM电解槽最低中标价为580.0万元/MW；碱性电解槽平均中标价136.5万元/MW，PEM电解槽平均中标价为755.8万元/MW，约为碱性电解槽的5.5倍。从中标候选人来看，电解槽供应商主要是传统老牌供应商、可再生能源龙头公司以及新进入该领域的新秀，电解槽供应商的百家争鸣局面有利于促进行业充分竞争，为绿氢制备提供更具性价比的解决方案。(1)老牌供应商：天津大陆、中船派瑞氢能、考克利尔竞立、康明斯；(2)可再生能源龙头公司：阳光氢能、隆基氢能、华光环能、天合元氢；(3)新秀：广东盛氢（昇辉新能源）、双良节能、氢器时代、京电设备、长春绿动、氢辉能源。预计2024-2025年电解槽出货翻倍增长。国内氢能产业尤其是绿氢的发展空间得到了进一步拓展，经过前期的招标以及小规模的建设运营，EPC项目业主积累了经验，在2024年电解槽制造企业将面临更大的市场需求和商业机会。预计24年需求3GW，25年电解槽需求6GW，均为同比翻倍增长，电解槽出货进入快速落地期。2.3.电解槽出货加快，规模化生产成本将较快下降2023年全球绿氢产业爆发，电解水制氢设备需求猛增。2022年全球主要厂商电解槽名义总产能超过20GW，2023年大幅增长至58GW，同比增长超150%。海外地区电解槽产能增长集中在欧美厂商。2022年海外主要厂商产能多在1GW以内，2023年超70%厂商扩产至超过1GW。7家公布2024年及以后产能规划的企业产能合计26.8GW，同比2023年的9.2GW增长191%。2023年国内电解槽名义产能扩张至38GW，头部厂商积极扩产竞争市场份额。国内电解水制氢设备厂商名义产能（含规划2023年底建成产能）达到38GW，同比2022年新增23GW以上。从技术路线来看，碱性制氢是国内绝对主流，产能占比超过93%。根据主流厂商规划，到2025年国内电解水制氢设备总产能有望超过65GW。1月，阳光氢能智能制造工厂开工，预计建成后产能达到3GW；6月天津大陆厂房奠基，建成后产能可达320台套（约1.6GW）。部分厂商产能已公开规划至2025年，如隆基氢能提出2025年总产能规划为5-10GW，派瑞氢能2025年总产能规划为6GW。2.4.碱性电解槽仍有降本增效空间系统性能及产氢量的提升将有助于均摊产氢成本。目前碱性电解槽成本在1500元/kW，未来系统成本有望降至800元/kW，在系统电解效率、产氢纯度、与可再生能源适配等方面，碱性电解槽仍有较大提升空间，当前重点研究方向集中在电极、催化剂、隔膜等环节上。碱性电解槽制氢成本仍有63.5%的降本空间。1000Nm3/h电解槽和土建设备分别按照800万元和150万元建设，折旧期分别为10年和20年，当电价为0.4元/kWh，年工作时长为2000h时，单位制氢成本为2.62元/Nm3。而当电价在0.2元/kWh，年工作时长为6000h时，单位制氢成本为0.96元/Nm3。电耗成本和固定成本均摊分别将下降78.0%和79.5%，单位制氢成本下降63.5%。2.5.绿氢制备成本随电价波动较大煤制氢和天然气制氢的原材料成本均占75%以上。原材料的价格波动对制氢成本影响较大。以煤炭价格800元/吨，天然气价格3元/Nm3为基准计算，在考虑碳封存及碳税的影响时，煤制氢和天然气制氢的成本分别从10.8/14.7元/kg上涨至15.6/17.0元/kg。当电价低于0.25元/kWh时绿氢具备成本优势。随着电价降低，绿氢制备成本的下降趋势明显，分别与灰氢、蓝氢相比，当电价分别低于0.15元/kWh和0.25元/kWh时，绿氢具备成本优势，制氢成本分别为9.89元/kgH2和15.27元/kgH2。绿氢制备降本空间大。远期来看，碱性电解槽制氢成本和PEM电解槽制氢成本的降幅分别达到63.1%和73.8%。碱性电解槽制氢成本的降低主要受益于电耗及电价的降低带来的运营成本下降，以及寿命的延长带来的固定资产均摊成本下降，两者的降幅分别达到78.0%和79.5%。PEM电解槽制氢成本的降低主要受益于电价的下降，以及国产化替代带来的设备成本下降叠加寿命延长带来的均摊成本下降，两者的降幅分别达到94.2%和57.8%。化石燃料制氢原材料对制氢成本影响较大，工业副产氢原料差异对制氢成本影响较大。化石燃料制氢的成本结构中原料成本占据约75%，原材料价格波动对制氢成本影响较大。当煤价为200和1000元/吨时，对应的煤制氢成本分别为6.77和12.14元/kg；当天然气价格为1和5元/Nm3时，对应的天然气制氢成本分别为7.2和22.1元/kg。工业副产氢中因工业副产物的不同而有较大差异，其中焦炉气副产氢的成本较低，约为14元/kg，而合成氨合成甲醇副产氢的成本较高，约为22元/kg。2.6.全球在建绿氢项目14.1GW，重视中东市场全球储备绿氢项目规模迅速扩大,以ALK和PEM电解槽搭配建设为主。根据IEA，截至2023年10月底，全球已投产绿氢项目电解槽装机1106MW，其中ALK项目占比71%，PEM电解槽项目占比20%，其他（以ALK+PEM为主）项目占比9%；在建项目共14.1GW，其中ALK项目占比35%，PEM占比17%，其他类项目占比48%；可研项目共275GW，其中ALK占比3%，PEM占比5%，其他占比92%。全球范围内，规划项目中主要以ALK和PEM电解槽搭配建设使用为主。中东六国规划绿氢产量706.7万吨，电解槽装机超150GW。目前中东绿氢项目规划已达到90个，其中埃及和阿曼总量和增量较大，阿联酋也有一定的规划项目。中东地区电解槽需求旺盛，我们认为随着国内电解槽厂商规模化生产，在大型项目上不断积累运营经验，电解槽出海将会成为企业端的又一增长极，应重视电解槽出海落地节奏快的公司。3.临近规划年限，燃料汽车有望提速3.1.氢燃料汽车产销显著增长，市场潜力亟待爆发氢燃料汽车产销显著增长，市场潜力亟待爆发。2023年12月，燃料电池汽车产量1298辆、销量1512辆，分别同比+98.8%、+149.1%，环比+100.6%、+109.7%，燃料电池汽车产销呈现高增速。2023全年氢燃料电池汽车产销量分别为5232、5534辆，同比增长分别为44.2%、64.4%。随着氢燃料电池汽车示范城市群政策持续实施及非城市群政策积极跟进，氢燃料电池汽车将实现稳步增长。3.2.2023年燃料电池系统装机量中亿华通遥遥领先亿华通12月装机第一。2023年12月，亿华通装机量第一，超55MW，环比增长86%，占比26.2%；潍柴动力和国电投装机量分别为第二、第三，装机占比为20.6%和7.7%。亿华通2023年全年累计装机第一。2023年1-12月，亿华通累计装机量第一，158MW，占比22.2%；捷氢科技累计装机量第二73MW，占比10.2%；重塑能源紧随其后，装机量72MW，占比10.1%。2017-2022年，中国燃料电池电堆市场规模按出货量计由49.6MW增至716.6MW，CAGR达70.6%。根据弗若斯沙利文预测，受燃料电池汽车示范城市群的建立和持续性的技术突破等因素驱动，中国氢燃料电池产业将迎来一个快速增长期，2023-2030年，中国燃料电池电堆市场规模由1966.3MW增至100229.8MW，CAGR达75.4%。2017-2022年，中国燃料电池系统市场规模按出货量计由38.6MW增至602.8MW，CAGR达73.3%。根据弗若斯沙利文预测，受燃料电池汽车行业及其他新兴应用场景的快速发展所推动，预计2023-2030年，中国燃料电池系统市场规模由1589.6MW增至83367.2MW，CAGR达76.1%。燃料电池电堆2030年有望下降至660元/千瓦。中国氢燃料电池电堆平均价格从2017年的10500元/千瓦下降至2022年的2000元/千瓦，CAGR28.2%，下降较快。随着政策支持和技术的进一步突破，预计2026年平均价格下降至980元/千瓦，2030年下降至660元/千瓦。燃料电池系统2030年有望下降至1400元/千瓦。燃料电池电堆价格的下降带动了燃料电池系统价格的下降，从2017年的16400元/千瓦下降至2022年4800元/千瓦，CAGR-21.8%。在技术突破和生产规模化推动下，预计2026年平均价格下降至2100元/千瓦，2030年下降至1400元/千瓦。3.4.燃料电池重卡在全生命周期成本具备经济性全生命周期视角下燃料电池汽车成本制约经济性。根据氢燃料电池汽车、纯电动汽车和传统燃油汽车的购置成本、政府补贴、燃料成本等相关数据，测算三类车型在高运行里程下的全生命周期成本。关键假设包括：(1)在高运行里程下汽车报废残值回收按5%计算，车辆使用年限为6年。(2)氢气价格按35元/kg计算，商用车电价按1.15元/kWh，油价按7.25元/kg计算。(3)燃料电池汽车补贴采用国补、市补和区补三重补贴形式计算，且补贴比例为1:1:1。高运行里程下氢气价格低于30元/kg时燃料重卡具有经济性优势。在高运行里程下，不考虑补贴时，燃料电池汽车难以与其他类型汽车竞争。考虑补贴时，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，其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，当氢气价格下降至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。氢价在全国生产侧和消费侧均呈现下降趋势。2023年中国氢价生产侧指数有所下降，全国平均水平从2023年初的34.4元/公斤下降至33.3元/公斤，其中燃料电池城市群价格略有下降，非燃料电池汽车示范城市群价格保持不变，为32.8元/公斤。消费侧指数有所下降，全国平均水平从2023年初的58.3元/公斤下降至57.0元/公斤，其中燃料电池城市群价格由的52.0元/公斤下降至51.0元/公斤，非燃料电池汽车示范城市群价格保持不变，为70.3元/公斤。示范城市群生产侧和消费侧氢价均呈现下降趋势，其中河北城市群价格最低。2023年，示范城市群中国氢价生产侧指数有所下降，平均水平从2023年初的35.6元/公斤下降至34.0元/公斤，其中河南城市群制氢成本最低为22.2元/公斤，河北城市群生产成本下降最多，从23年初的35.6元/kg下降至26.7元/kg。示范城市群消费侧指数变化幅度不大，其中河北城市群氢价最低为31.1元/kg，广东城市群价格由62.8/kg下降至61.1元/kg。4.加氢站超前布局，多种储运路径各有千秋4.1.加氢站数量渐起，叠加掺氢管道投运利于培育终端用氢市场基础设施不断完善，掺氢纯氢管道不断延伸。9月13日全国首个城燃氢能制储掺输分用一体化示范项目在浙能集团所辖平湖市天然气公司门站建成投运，设计天然气掺氢比例30%。纯氢管道再度延伸，张家口市康保-曹妃甸氢气长输管道项目备案，中国石化乌兰察布至北京管道延长，纯氢管道总长度达到1868公里。中国加氢站数量全球第一。截至2023年，中国加氢站累计建成407座，新建62座。其中以综合能源站为主，占比58%。撬装/固定式加氢站双路线布局，满足不同场景用氢需求。撬装式加氢站更为灵活，具有模块化、集成化特点，适宜应用在加油站、环卫厂区、物流园区等场景。政策与经济考量下加氢站布局较为集中于五大示范区。加氢站布局主要位于五大城市示范区，其余地区加氢站分布较为均匀，主要分布于高速公路沿线。近年来加氢站多在上下游产业链有基础、地方产业扶持有力度、商用车示范易落地的区域，依托原加油/气站网络选址，降低建站成本。中石化、厚普、舜华等企业在氢能产业及加氢站建设方面也积极布局，成为我国加氢站的建设巨头。其中