氢能源行业研究报告：电氢替代迈入进行时

　　进一步考虑就地消纳电氢，以在西北项目地新建合成氨工厂为例，测得电氢加上 新建合成氨配套装置后附加成本约为 2.5 元/kg，合计质量成本约为 12.5 元/kg，具 备可行性。 我们选取“大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目”作为测算基准，根据大安风 光制绿氢项目招标文件，制氢合成氨部分总投资 254977.93 万元，规划安装 PEM 制氢 设备 50 套(单套 1000Nm3 /h)，碱液制氢设备 36 套(单套 200 Nm3 /h)，制氢能力 46000Nm3 /h，储氢装置 60000Nm3氢气，1 套 18 万吨合成氨装置，按照制氢设备合计费 用 6.6 亿，储氢装置合计费用 3 亿，估算得合成氨装置投资额约为 15.9 亿，按固定 投资均摊至耗氢量，单位氢气附加成本约 2.5 元/kg。 考虑配套建设合成氨装置时，整体成本约为 12.5 元/kg，已经非常接近煤制氢成 本，考虑到煤制氢也有一定的运输半径，且电氢成本仍有较大下降空间，因此绿氢+ 绿氨模式或已具备产业替代经济性，形成绿氢、绿氧、绿氨一体化产能。

　　3 电氢替代加速，行业放量空间较大

　　3.1 产业政策扶持电氢项目开发提速

　　多地政策从生产直接补贴、电价补贴、电力交易政策、资源配套等方面对电氢项 目给予扶持，以改善电氢系统经济性。 1)直接补贴，现有地方政策规定首年按照 15 元/kg 给予补贴，补贴额度按比例 逐年退坡，如吉林省、濮阳市; 2)电价优惠，或给予一定电力交易政策支持，如深圳市、攀枝花市，以深圳市 “电解制氢设施谷期用电量超过 50%的免收基本电费”政策为例，如果按照谷用电进 行控制，并以前文广东省电费占比进行测算，则该政策可减少约 75%电解水制氢成本; 3)资源配套，主要是风电光伏开发资源，如湖北省、濮阳市。

　　电氢项目落地加速，项目业主来源广泛，下游企业投资意愿较强。据高工氢电统 计，2023 年第一季度共有 11 个绿氢项目签约或开工，共涉及到绿氢产能超 100 万吨 /年，项目总投资近 500 亿。以中国石化、中国化学、宝丰能源为代表的化工企业， 以华电集团、国家电投、中能建等为代表的电力企业加速推进电氢应用项目落地。

　　3.2 电氢替代供需两侧潜力均大

　　电氢需求侧主要看国内氢气需求，电氢供给主要看新能源发电供给。

　　2023-2025 年电氢需求渗透率预计仅为 1.4%/2%/3.5%

　　从需求端来看，我们对十四五时期氢气在化工、交通等领域的应用进行了测算， 在不考虑燃料用途大幅增长的情况下，预计到 2025 年氢能总体需求变化不大，保守 预计 2025 年氢气年需求合计约 3700 万吨，氢气整体需求 3 年 CAGR 为 1.7%。其中， 化工领域用氢占比仍然最大，合成氨、合成甲醇、石油炼化合计需求约 3008 万吨， 占氢总需求量 81%; 交通运输领域用氢 39 万吨，占比不足 2%。

　　电氢渗透率有望加速提升。随着电氢经济性提升及国家政策鼓励，电氢占比有望 持续提升，进而推动电解水制氢系统需求高增。根据我们测算，假设 2023-2025 年电 解水制氢渗透率分别为 1.4%/2%/3.5%，并假设单套制氢系统产氢量为 1500 方/h，则 新增电解槽分别达 379/875/2265 台，对应装机需求约为 2.4/5.5/14.3GW。

　　预计 2023-2025 年新增电氢仅占新增风光装机的 1.49%/2.76%/7.13%

　　从供给端来看，电解水制氢占比有限，并不能完全解决新能源消纳问题。我们假 设 2023-2025 年新能源装机为 160/200/200GW，则 2023-2025 年电解槽总装机占新能 源总整体比例仅为 0.75%/1.11%/2.03%，新增电解槽占新增新能源装机的比例仅为 1.49%/2.76%/7.13%。可见，新能源消纳仍需火电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能、 需求侧响应等多管齐下，共同解决。 根据中国氢能联盟预测，至 2030 年，电氢下游需求替代渗透率可达 15%，届时， 占可再生能源供给比例仅达 6.46%，供给和需求侧均无明显的产业发展瓶颈，经济性 成为驱动产业放量的首要因素。

　　3.3 从 0-1，相关电解槽公司争相布局

　　电氢赛道风起云涌，电解槽系统率先放量，2022 年国内电解槽设备出货量同比 2021 年翻倍。2021 年之前，聚焦电解水制氢设备制造的厂商主要包括派瑞氢能、考 克利尔竞立、天津大陆等深耕多年的头部企业，2021 年起，风电、光伏、氢能产业链 企业先后布局电解槽业务，行业出货量大增。据 GGII 统计，2021/2022 年中国电解 水制氢设备出货量分别约 350MW/722MW。 电解槽行业仍处于高速增长阶段，竞争格局尚不稳定。2021 年，考克利尔竞立 (出货量 160MW)、派瑞氢能、山东赛克赛斯氢能位居电解槽出货量前三;2022 年考 克利尔竞立(出货量 230MW，占比 31.9%)、派瑞氢能、隆基氢能(首次切入前三)位 居出货量前三，行业 CR3 达 73%，同比 2021 年下降约 10 个百分点。 从产能来看，据势银 (Trend Bank)统计，2022 年中国碱性电解槽企业已披露产 能接近 11GW，质子交换膜制氢设备的产能已超过百兆瓦级。碱性电解水制氢路线相 对成熟，投资成本低，当前占据主导地位。

　　从产品性能来看，ALK 制氢电解槽普遍向高产氢量、低能耗、快速响应发展。据 GGII 统计，截至 2022 年 12 月，国内推出 1000 标方及以上大标电解水制氢设备的厂 商超过 25 家，明阳智能和派瑞氢能均已下线 2000 Nm³/h 电解槽，为目前全球最大的 单体碱性水电解制氢装备;单位电耗方面，主流企业的电解槽直流电耗集中在 4.3~4.6kW·h/Nm3 H2区间，差异总体较小，隆基、中电丰业、明阳智能最新产品直流 电耗最低已少于 4.0kWh/Nm3 H2，处于领先水平。在行业尚处早期阶段，技术研发能力 强、产品更新迭代快的企业有望在激烈的竞争中获得相对优势;电流密度方面，目前 的行业领先水平可达到 6000A/m2;快速响应方面，考虑到未来需要适应风光发电灵活 波动，电解槽负载调节速度和范围对成本有较大影响，目前行业负载范围领先水平已 可达 20%-200%。 PEM 制氢方面，截止到现在，国内可量产 PEM 制氢均在兆瓦级，单槽产氢量最高 可达 200Nm³/h ，较 2021 年最大功率单 PEM 电解槽 50Nm³/h, 取得了较大突破。

　　上市公司积极布局氢能，产业协同明显。当前制氢电解槽企业整体可分为四类： 1)传统电解水制氢设备头部企业及二线企业，这类企业具备先发优势和规模优势， 团队在产品研发和商业化运作方面更为成熟，品牌和客户积累雄厚;2)风电光伏产 业链企业，具备原本业务所积累的供应链优势、产能优势以及人才优势，如隆基绿能、 双良节能、华电重工;3)氢能产业链企业，实现氢气“制、储、输、用”环节全链 条发展，以下游业务协同布局拉动上游氢源业务，如昇辉科技;4)其他能源装备企 业，具备装备制造的丰富经验，或下游自有化工一体化项目可供绿氢消纳，如亿利洁 能等。

　　部分上市公司弹性较大。标的公司均于 2021-2022 年入局，我们选取 2021 年年 报数据作为原业务营收、利润的测算基准。按照现有入局企业平均 0.5GW 的电解槽产 能，1000 方对应 5MW 产能，单台售价 1000 万元计算电解槽业务营收约为 10 亿元， 假设电解槽平均毛利水平为 30%，测算得营业成本为 7 亿元。针对公司电解槽业务与 原业务的协调性高低，我们对新业务对应的费用率进行赋值并测算弹性。