下游企業(yè)布局綠氫內(nèi)驅(qū)力充足

目前市場(chǎng)認(rèn)為很多企業(yè)布局綠氫項(xiàng)目?jī)?nèi)驅(qū)力不足，很難具有盈利能力，但我們認(rèn)為不同企業(yè)根據(jù)企業(yè)情況及政策要求內(nèi)驅(qū)力充足。

目前行業(yè)還未發(fā)布實(shí)質(zhì)性綠氫補(bǔ)貼政策，能源及化工企業(yè)布局綠氫的內(nèi)驅(qū)力主要來(lái)源于：碳排放趨嚴(yán)驅(qū)動(dòng)，提前戰(zhàn)略性布局發(fā)揮卡位優(yōu)勢(shì)。未來(lái)隨著雙碳政策趨嚴(yán)使得碳排價(jià)格逐漸升高，沒(méi)有優(yōu)勢(shì)的企業(yè)將通過(guò)購(gòu)買(mǎi)碳權(quán)指標(biāo)維持生產(chǎn)并且政策嚴(yán)格限制新建產(chǎn)能，目前綠氫下游應(yīng)用領(lǐng)域都是碳排放較高的大型企業(yè)，未來(lái)綠氫可通過(guò)替代灰氫貢獻(xiàn)收入。

綠氫盈利能力初見(jiàn)改善：目前綠氫在煤炭行業(yè)的盈利能力已逐步修復(fù)，寶豐能源公告資料顯示，公司“國(guó)家級(jí)太陽(yáng)能電解水制氫綜合示范項(xiàng)目”綜合制氫成本可以控制在1.54 元/m3（17 元/kg)，低于2021年9月遼寧、上海、江西、川渝等地天然氣氫價(jià)2-2.5 元/m3（22-28元/kg) 。同時(shí)對(duì)于終端產(chǎn)品來(lái)講，煤制甲醇項(xiàng)目使用綠氫代替灰氫后，甲醇產(chǎn)量提高到原來(lái)的約1.9倍，進(jìn)一步降低終端產(chǎn)品成本。

可再生能源電廠布局綠氫的內(nèi)驅(qū)力主要來(lái)源于：棄風(fēng)棄光率逐步提升，綠氫保障新能源消納。隨著新能源裝機(jī)快速增長(zhǎng)，各省缺乏內(nèi)部消納條件的問(wèn)題愈加嚴(yán)重，部分地區(qū)棄風(fēng)棄光率逐步提升，2022年9月，西藏/青海/寧夏棄光率分別達(dá)到30.8%/7.2%/6.1%。

氫能沒(méi)有剛性的儲(chǔ)存容量限制，并且在空間上的轉(zhuǎn)移也更為靈活，有望應(yīng)用于長(zhǎng)時(shí)間、跨區(qū)域的儲(chǔ)能場(chǎng)景，未來(lái)運(yùn)用新能源發(fā)電離網(wǎng)制氫后就地消納或通過(guò)其他方式運(yùn)輸可有效實(shí)現(xiàn)對(duì)當(dāng)?shù)仫L(fēng)光資源的充分利用。

據(jù)勢(shì)銀(TrendBank)統(tǒng)計(jì)，目前內(nèi)蒙古自治區(qū)、甘肅省、寧夏回族自治區(qū)和四川省成都市都在相應(yīng)的政策中明確了 2025年可再生能源制氫產(chǎn)量，合計(jì)年產(chǎn)量約 80萬(wàn)噸，遠(yuǎn)超國(guó)家發(fā)改委在國(guó)家氫能規(guī)劃中提及的 2025 年可再生能源制氫年產(chǎn)量目標(biāo)。

由于電解水制氫項(xiàng)目的設(shè)備成本和運(yùn)營(yíng)成本較高，政策主要包含設(shè)備的購(gòu)置成本補(bǔ)貼和項(xiàng)目運(yùn)營(yíng)的電費(fèi)補(bǔ)貼，目前僅四川省成都市、廣東省深圳市和河南濮陽(yáng)市等地區(qū)發(fā)布了相關(guān)補(bǔ)貼政策，未來(lái)隨著綠氫的關(guān)注度及重要性逐漸提升，我國(guó)有望發(fā)布更多的綠氫補(bǔ)貼政策從而推動(dòng)行業(yè)快速發(fā)展。

電解水制氫推動(dòng)電解槽需求提升

目前化石燃料制氫成本普遍低于電解水制氫，灰氫成本主要來(lái)源于原材料，煤炭、天然氣制氫原材料占比分別為36.9%/73.4%，所以原材料價(jià)格變動(dòng)對(duì)制氫成本有很大的影響。當(dāng)煤炭?jī)r(jià)格為450元/噸時(shí)，煤炭制氫成本為9.9元/kg；天然氣價(jià)格為2.5元/m3時(shí)，天然氣制氫成本為14.4元/kg；焦?fàn)t煤氣價(jià)格為0.3元/m3時(shí)，制氫成本為10.6元/kg 。

解水制氫的成本主要來(lái)源于電耗，單標(biāo)方氫氣耗電量大約為5kwh，當(dāng)電價(jià)為0.3元/kwh時(shí)，電耗成本占比達(dá)到69%，隨著電價(jià)的下降，電解水制氫成本迅速下降，當(dāng)電價(jià)為0.15元/kwh時(shí)，制氫成本達(dá)到15.9元/kg ，接近灰氫的制氫成本。

目前由于我國(guó)電力以火電為主，如果采用電網(wǎng)電力則電解水制氫的碳排放強(qiáng)度高于煤制氫和天然氣制氫，不符合目前的“雙碳”政策導(dǎo)向。當(dāng)電解水與光伏、風(fēng)電等可再生電力耦合，一方面可以減少碳排放實(shí)現(xiàn)真正意義的綠氫。

同時(shí)，光伏上網(wǎng)電價(jià)從2013年1.09元/kWh下降至2021年0.29元/kWh，降幅達(dá)到210%。2021年我國(guó)光伏及風(fēng)電正式實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)，未來(lái)隨著光伏及風(fēng)電成本下降，根據(jù)國(guó)家發(fā)改委能源所預(yù)測(cè)，2035年和2050年我國(guó)光伏發(fā)電成本將達(dá)到0.2元/kWh和0.13元/kWh，光伏及風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)有望進(jìn)一步下探，從而帶動(dòng)電解制氫的成本持續(xù)下降，進(jìn)一步縮小電解制氫與化石能源制氫成本的差距。

電解槽技術(shù)不斷迭代，性?xún)r(jià)比提升有望降低制氫成本。電解槽工作時(shí)間不斷延長(zhǎng)：通過(guò)延長(zhǎng)電解槽工作時(shí)間可生產(chǎn)更多“綠氫” 從而攤薄其固定成本，根據(jù)我們的測(cè)算，當(dāng)電解槽工作時(shí)長(zhǎng)從 2000小時(shí)提升至 4000小時(shí)后氫氣成本有望降低 4.6％。

目前行業(yè)主流的堿性電解槽能量轉(zhuǎn)換效率較低僅為60%-75%，成為阻礙電解水行業(yè)發(fā)展的一大難題，質(zhì)子交換膜電解槽和固體氧化物電解槽可將能量轉(zhuǎn)換效率提升至75%-85%，有望進(jìn)一步降低制氫成本。目前行業(yè)主流的堿性電解槽能量轉(zhuǎn)換效率較低僅為60%-75%，成為阻礙電解水行業(yè)發(fā)展的一大難題，質(zhì)子交換膜電解槽和固體氧化物電解槽可將能量轉(zhuǎn)換效率提升至75%-85%，有望進(jìn)一步降低制氫成本。

隨著政策及市場(chǎng)的雙輪驅(qū)動(dòng)，氫能需求快速提升，根據(jù)我們的假設(shè)，2030年全球氫氣需求量將達(dá)到1.2億噸，占終端能源比重達(dá)到3.3%，根據(jù)中國(guó)氫能聯(lián)盟預(yù)測(cè)，我國(guó)2030年氫氣需求量將達(dá)到3715萬(wàn)噸，占終端能源比重達(dá)到5%。目前全球綠氫在氫能中的占比較小不足1%，未來(lái)具有較大得提升空間，預(yù)計(jì)2025/2030年全球綠氫占比可以達(dá)到15%/38%。

目前行業(yè)主流堿性電解槽功率為1000Nm/h，全年工作時(shí)長(zhǎng)預(yù)計(jì)為2400h，單臺(tái)設(shè)備年產(chǎn)量將達(dá)到0.02萬(wàn)噸，未來(lái)隨著電解槽產(chǎn)品不斷升級(jí)，單臺(tái)設(shè)備投資額有望持續(xù)下降。預(yù)計(jì)2023/2024/2025/2030年全球堿性電解槽市場(chǎng)規(guī)�？梢赃_(dá)到1872/3651/5280/9425億元，2022-2025年CAGR達(dá)到140.62%。

       原文標(biāo)題 : 電解水制氫推動(dòng)電解槽需求提升，2025年市場(chǎng)規(guī)模將達(dá)5280億元