2024年電力設備新能源行業春季策略報告：氫能漸起_重視新興產業鏈布局當前時間點綠氫模式是否跑通吉林省在補貼下綠氫制備實現經濟性，補貼后綠氫成本在15元/kg。假設電解槽750萬元，電價0.4元/kwh。綠氫補貼式政策多地已經發布，其中吉林省對年產100噸的項目補貼15元/Kg，綠氫制備成本基本在15元/kg左右，達到灰氫成本上限，藍氫成本中線。吉林綠氫補貼方案，首年補貼15元/g，則綠氫成本為15元/kg，基本達到灰氫成本上限和工業副產氫成本下限;疊加儲運及加注成本，綠氫槍口價達到車用經濟范疇，低于35元/kg。放開路權下山東省具備氫車運輸經濟性。假設:重卡生命周期運行里程為100萬公里，由于多為沿高速短倒形式運輸，高速公路運輸里程占比70%;以山東為例，氫價在30元/kg，在放開路權的情況下，燃料電池重卡經濟性TCO為330萬元，低于燃油重卡。綠氫制備中電耗成本占比76%，電價低于0.25元/kWh時綠氫具備成本優勢。而隨著電價降低，綠氫制備的成本下降趨勢明顯，分別與灰氫、藍氫相比，當電價分別低于0.15元/kWh和0.25元/Wh時，綠氫具備成本優勢，制氫成本分別達到9.89元/kgH2和15.27元/kgH2。堿性電解槽中標價有下探趨勢，預計24年降價趨勢增強。近期的堿槽招標價格來看，從2022年的1000萬元5MW，降至2023H2的682萬元/5M。我們認為伴隨規?；袠?，企重視24年市場格局，將出現價格再度下探的可能。從大安風光制氫、中石化庫車、中能建打包招標等項目看，目前較為活躍的槽企包括陽光氫能、隆基氫能、派瑞氫能以及華光環能、華電重工、昇輝科技等，其中，陽光氫能的中標價更具有競爭力。全國用氫端價格較高。全國氫價平均水平在53元/kg，其中示范城市群的氫氣平均價格在51元/Kg，非城市群的平均價格在70元Kg.距離交通端用氫經濟性相距15元/g。相較于化工、冶金等行業，交通端用氫價格接受度最高。燃料電池汽車的經濟性用氫價格在35元/kg，與現行的市場價格之間存在較大差距。與其他補能方式相比，加氫站數量較少。相較于加油站、加氣站，全國范圍內加氫站數量較少，限制了氫燃料汽車的普及推廣;國內加油站總量達12萬座，公共充電樁超12萬臺，而加氣站90004座，而加站僅有407座。輸氨管道投運任重道遠，目前僅有示范應用。輸氫管道的建設規劃較遠，實際投運只有示范應用，目前長管拖車輸氫模式限制了氫氣運輸半徑，運輸費用較高，隨著運輸距離的增加運輸成本陡增。氫能產業鏈后續推演2022年全球氫氣產量達到近9500萬噸，比2021年增長了3%，其中天然氣制氫占比62%，煤制氫占比21%，工業副產氫占比16%，電解水制氫僅占約0.1%。在煉油廠和石化行業的石腦油重整過程中產生的副產品氫氣，通常用于其他煉油和轉化過程(如加氫裂化、脫流)。氙氣的使用集中在傳統應用領域，如工業和煉油，未來在交通、氣基燃料或電力產生和儲存等新興場景中氣氣會快速起量，預計在2030年新興場景中用氫占比近40%?！盎覛洹笔菄鴥韧庾钪饕臍錃鈦碓?。根據中國氫能聯盟數據統計，煤制氫是最主要的制氫途徑，2020年煤制氫產量占總量的63%，而工業副產氫、天然氣制氫分別占比22%，13%，僅有2%的氣來源于電解水。預計我國2030年可再生能源制氫占比15%，到2050年可再生能源制氫占比將達到70%，屆時氫氣需求將達到1.3億噸。預計25年電解槽市場規模將達到219億元，30年達到770億元。假設2025年和2030年綠氫滲透率分別為1.5%和5%，堿性電解槽占比94%和90%，則電解槽需求量合計分別為16.88和66.74GW，對應市場規模分別為219和770億元25-30年市場規模CAGR28.5%?？稍偕茉窗l電波動性與堿性電解槽對于電源穩定性需求的矛盾，導致堿性電解槽難以延長工作時長，年運行小時數上限難以突破3000h，導致電解槽停擺造成固定資產折舊增加;雖然增加儲能裝置能夠平滑綠電波動性，但增加制氫固定資本投資，從而增加制成本;雖然PEM電解槽能夠適應可再生能源發電的波動性，但成本高，技術成熟度低，離網制氫在技術和成本上均需突破。堿性電解槽降本節奏較快，極板優化將帶動電解槽成本降低35%以上。當前電極材料的優化空間極大，且可行性高。國內電解槽大多使用相對廉價的簡單鎳基材料，析氫過電位極高(200mV@100A/m2左右)，而鉑基材料的過電位可低至30mV，制氫能耗預計可降低10%以上。國內堿性電解槽陽極多采用鎳基合金，制氧的過電位在300mV以上，造成的能量損失甚至超過陰極析氫，但其優化的空間及可行性都很高。堿性電解槽向著“ALK成本+PEM性能”目標，且滿足高功率一快響應一低成本”場景要求，彌補ALK不能綠電耦合和PEM價格過高的技術缺陷。核心零部件質子交換膜、催化劑依然依賴進口，導致PEM電解槽價格高企。到2024年，供應鏈加快完善或將推動PEM電解槽價格繼續降低，均價達到約850萬元/MW水平。受技術具有較高相似性的燃料電池零部件供應鏈帶動，國內PEM電解槽零部件供應鏈將加快完善。2024年海外均價或降低到750萬元/MW，國內均價或降低到850萬元/MW。海外單槽最大500Nmh，國內多為200Nm3/h。質子交換膜基本依賴進口，國內廠商產品應用較少。絕大部分工業級PEM電解槽使用的質子交換膜都是全氟磺酸質子膜，基本依賴進口，如美國杜邦(科慕)的NafionTM系列膜(Nafion115和Nafion117系列等)。近年來國產質子交換膜廠商的技術逐漸提升，有了可替代進口膜的能力，國內廠商有東岳未來氫能、科潤新材料，其產品目前在民用領域有少量的應用。貴金屬催化劑被卡脖子，降低催化劑用量成為主要趨勢。貴金屬催化劑主要依賴國外企業，如優美科、賀利氏等，降低催化劑中貴金屬的含量已經成為目前催化劑技術開發的主要方向。高運行里程下氫氣價格低于30元/g時燃料重卡具有經濟性優勢。在高運行里程下，不考慮補貼的情況下，燃料電池汽車難以與其他類型汽車競爭。在考慮補貼下，燃料電池乘用車、客車和18t洗掃車的全生命周期成本與其他兩種技術路線相比，全生命周期成本較高，差額較大。而在三重補貼下，燃料電池輕卡和重卡與最為經濟性的技術路線相比相差不大。且當氫氣價格下降至30元/kg時，燃料電池重卡經濟性優于燃油重卡，當氯氣價格下降至25元/kg時，燃料電池重卡經濟性優于純電重卡，屬于經濟性最佳選擇。2023年開始全球電解槽新增裝機總規模開始由百MW級向GW級過渡，預計25-30年全球新增裝機超150GW。到2024年與2025年，隨著全球各國電解水制氫產能建設加速，全球電解槽新增裝機或將繼續保持成番增長，分別達到約2.9GW與6GW。2025年至2030年綜合考慮離網制氫、電解槽技術進步等因素，全球(含中國)電解槽新增裝機或可累計超過150GW。多家槽企獲得出海訂單，24年將堿槽走出去將成為趨勢。2023-2024年雙良節能中標阿曼20MW制氫項目，隆基中標烏茲別克斯坦、印度、澳大利亞訂單，明陽氫能中標泰國25MW綠氫項目，派瑞氫能中標中東和北非綠氫項目，陽光電源完成產品TUV認證，有望突破歐洲市場。2024年重要行業催化近期重大利好政策密集出臺，建議關注綠氫項目集中三北地區政策變化。近期，山東省放開路權，內蒙古松綁氫氣“危化品標簽，一系列重大利好對氫能行業有明顯促進作用，建議關注內蒙、吉林等綠、化工聚集區的政策變化。地區性補貼和鼓勵式消納方式落地，關注頂層設計和強制性消納事件性催化。預計電解槽出貨翻倍增長。據高工氫能統計，預計24年出貨3GW，電解槽出貨進入了快速落地期。電解槽競爭格局尚未確定，重點關注中能建后續招標情況。2023年中能建打包招標125套電解槽，進入短名單的槽企有14家，包含老牌供應商、可再生能源龍頭以及新秀，如中船718、陽光、隆基、華光環能、異輝科技、雙良節能。2024年中能建吉林松原和甘肅蘭州項目進入招標期，值得重點關注。純氫管道再延