海通國(guó)際：長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能需求增加 電解水制氫成本優(yōu)勢(shì)和環(huán)境效益日益顯著

智通財(cái)經(jīng)APP獲悉，海通國(guó)際發(fā)布研究報(bào)告稱(chēng)，電解水制氫可以滿(mǎn)足儲(chǔ)能對(duì)于長(zhǎng)周期、大規(guī)模、高能量的要求，是未來(lái)儲(chǔ)能的一種重要解決方案。電解水制氫技術(shù)路線(xiàn)多元，發(fā)展迅速，有望得到大規(guī)模應(yīng)用。此外，近年來(lái)，煤和天然氣價(jià)格處于高位，灰氫和藍(lán)氫生產(chǎn)成本較高，隨風(fēng)光發(fā)電度電成本及電解槽成本下降，AWE和PEM電解水制氫生產(chǎn)成本有望進(jìn)一步壓縮。2023年，中國(guó)風(fēng)光裝機(jī)量有望達(dá)到80GW和140GW，電解水制氫儲(chǔ)能需求上漲;疊加風(fēng)光發(fā)電度電成本下降，電解水制氫成本有望進(jìn)一步降低。

建議關(guān)注：擁有光伏下游組件資源并布局電解槽設(shè)備的供應(yīng)商隆基綠能(601012.SH);全球最大的太陽(yáng)能制綠氫企業(yè)寶豐能源(600989.SH);建有5MW電解水制氫系統(tǒng)測(cè)試平臺(tái)的企業(yè)陽(yáng)光電源(300274.SZ)。

海通國(guó)際主要觀點(diǎn)如下：

電解水制氫可以滿(mǎn)足儲(chǔ)能對(duì)于長(zhǎng)周期、大規(guī)模、高能量的要求，是未來(lái)儲(chǔ)能的一種重要解決方案。

隨著我國(guó)大力提升綠電占比以實(shí)現(xiàn)能源綠色低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展，電力系統(tǒng)對(duì)靈活性的要求使得大規(guī)模與長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能的需求增加。儲(chǔ)能技術(shù)分為熱儲(chǔ)能、電儲(chǔ)能和氫儲(chǔ)能，其中，抽水蓄能和電化學(xué)儲(chǔ)能是最常用的兩種方式，但兩者目前仍存在諸多問(wèn)題。電化學(xué)儲(chǔ)能存在安全性較差、資源緊缺、實(shí)際有效的儲(chǔ)能效率較低、配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)短等問(wèn)題。抽水蓄能存在水資源地理分配不均、投資回收期長(zhǎng)等缺點(diǎn)。對(duì)比來(lái)看，氫儲(chǔ)能最大的優(yōu)勢(shì)在于可以實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能。在新能源消納方面，氫儲(chǔ)能在放電時(shí)間(小時(shí)至季度)和容量規(guī)模(百吉瓦級(jí)別)上的優(yōu)勢(shì)比其他儲(chǔ)能明顯。采用化學(xué)鏈儲(chǔ)氫，轉(zhuǎn)化效率可達(dá)到約70%，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)可以年計(jì);采用固態(tài)儲(chǔ)氫、有機(jī)液態(tài)儲(chǔ)氫，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)可按月計(jì)。

此外，氫儲(chǔ)能具有突破地理限制、經(jīng)濟(jì)性強(qiáng)、儲(chǔ)運(yùn)方式靈活、液態(tài)氫能量密度大等特點(diǎn)。根據(jù)長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能委員會(huì)lDES與麥肯錫于2021年11月合作發(fā)布報(bào)告《Net-zero power: Long duration energy storage for a renewable grid》，2040年，長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)將達(dá)1.5-2.5TW，代表著85–140TWh的儲(chǔ)能量，存儲(chǔ)10%的發(fā)電量，累計(jì)帶動(dòng)投資1.5-3萬(wàn)億美元。根據(jù)HydrogenCouncil，當(dāng)可再生能源份額達(dá)到60%~70%以上時(shí)，對(duì)氫儲(chǔ)能的需求會(huì)呈現(xiàn)出指數(shù)增長(zhǎng)勢(shì)態(tài)。該行認(rèn)為，氫儲(chǔ)能在能量維度、時(shí)間維度和空間維度上具有突出優(yōu)勢(shì)，可在新型電力系統(tǒng)建設(shè)中發(fā)揮重要作用。

電解水制氫技術(shù)路線(xiàn)多元，發(fā)展迅速，有望得到大規(guī)模應(yīng)用。

利用化石能源(天然氣、煤炭、石油等)產(chǎn)生的氫氣稱(chēng)為灰氫?；覛潆m然生產(chǎn)成本低，但是碳排放高，目前制1kg的灰氫需要排放20kg的二氧化碳。藍(lán)氫指工業(yè)副產(chǎn)氫，目前主要的生產(chǎn)方式是焦?fàn)t煤氣制氫、氯堿化工制氫、烷烴脫氫等方式。綠氫通過(guò)電解水制氫產(chǎn)生，其生產(chǎn)的過(guò)程幾乎不涉及碳排放。電解水制氫主要有堿性水電解(AWE)、質(zhì)子交換膜水電解(PEM)、陰離子交換膜水電解(AEM)以及固體氧化物水電解(SOEC)四種技術(shù)路線(xiàn)。其中，AWE和PEM的市場(chǎng)化程度較高，AEM和SOEC距離大規(guī)模生產(chǎn)還有較長(zhǎng)的距離。AWE的優(yōu)勢(shì)在于設(shè)備成本低，技術(shù)成熟，已經(jīng)實(shí)現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用，同時(shí)國(guó)內(nèi)技術(shù)水平在全球處于第一梯隊(duì)。PEM相對(duì)于其他兩種技術(shù)的優(yōu)勢(shì)在于：設(shè)備穩(wěn)定性和壽命好，反應(yīng)效率高、能源轉(zhuǎn)化效率高，與波動(dòng)性、隨機(jī)性大的風(fēng)光具有良好適配性，可以做到毫秒級(jí)的響應(yīng)(AWE為分鐘級(jí)響應(yīng))。PEM的劣勢(shì)在于其設(shè)備成本遠(yuǎn)高于AWE，國(guó)內(nèi)技術(shù)水平較國(guó)外落后。

政策端，2022年3月，發(fā)改委發(fā)布《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長(zhǎng)期規(guī)劃(2021-2035年)》，規(guī)劃提出，到2025年，可再生能源制氫量達(dá)到10-20萬(wàn)噸/年，成為新增氫能消費(fèi)的重要組成部分，實(shí)現(xiàn)二氧化碳減排100-200萬(wàn)噸/年;到2030年，形成較為完備的氫能產(chǎn)業(yè)技術(shù)創(chuàng)新體系、清潔能源制氫及供應(yīng)體系;到2035年，形成氫能產(chǎn)業(yè)體系，構(gòu)建涵蓋交通、儲(chǔ)能、工業(yè)等領(lǐng)域的多元?dú)淠軕?yīng)用生態(tài)。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，今年前三季度，我國(guó)各地上馬綠氫項(xiàng)目達(dá)40多個(gè)，主要分布在內(nèi)蒙古、河北、寧夏、甘肅、新疆等風(fēng)光資源豐富的地區(qū)。技術(shù)加速迭代疊加政策有力支持，未來(lái)綠氫的規(guī)模有望進(jìn)一步擴(kuò)大。

近年來(lái)，煤和天然氣價(jià)格處于高位，灰氫和藍(lán)氫生產(chǎn)成本較高，隨風(fēng)光發(fā)電度電成本及電解槽成本下降，AWE和PEM電解水制氫生產(chǎn)成本有望進(jìn)一步壓縮。

經(jīng)該行測(cè)算，在天然氣價(jià)格4.0元/立方米(不含稅，下同)時(shí)，天然氣制氫成本為1.64元/立方米;煤炭?jī)r(jià)格為450元/噸時(shí)，煤制氫成本為0.87元/立方米。根據(jù)工業(yè)用電價(jià)格約為0.56元/kWh，光伏發(fā)電度電成本為0.3元/kWh，海風(fēng)發(fā)電度電成本為0.4元/kWh，陸風(fēng)發(fā)電度電成本為0.1元/kWh，對(duì)應(yīng)電耗成本分別為2.8元、1.5元、2元、0.5元，假設(shè)1000Nm3/h的堿性電解槽和PEM電解槽成本分別為850萬(wàn)元和3000萬(wàn)元，對(duì)應(yīng)堿性電解槽制氫氣成本分別為3.47、2.17、2.67、1.17元/Nm3，PEM制氫成本為4.28、3.11、3.56、2.21元/Nm3。其中，對(duì)于堿性電解水制氫，其電解槽價(jià)格穩(wěn)定，技術(shù)成熟，電耗成本占比較高，超過(guò)80%。堿性電解槽在年工作時(shí)長(zhǎng)2000小時(shí)，并使用陸上風(fēng)電發(fā)電時(shí)，其制氫成本已經(jīng)低于天然氣制氫成本;對(duì)于PEM電解水制氫，其電解槽成本較高，隨技術(shù)進(jìn)一步成熟，電解槽成本下降，其成本有望低于當(dāng)前主流堿性電解槽制氫成本。該行認(rèn)為，隨度電成本和電解槽成本降低及電解槽工作時(shí)間延長(zhǎng)，電解水制氫將凸顯價(jià)格優(yōu)勢(shì)。

碳中和背景下，各國(guó)計(jì)劃推出碳稅和碳交易體系，電解水制氫環(huán)境效益凸顯。

從20世紀(jì)90年代以來(lái)，芬蘭、瑞典等歐洲國(guó)家首先開(kāi)始實(shí)施碳稅政策，目前全球已經(jīng)有27個(gè)國(guó)家推出碳稅計(jì)劃。當(dāng)前歐盟和美國(guó)等紛紛著手制定談便捷調(diào)整計(jì)劃。歐盟議會(huì)和理事會(huì)已于2022年12月表決通過(guò)碳邊境調(diào)節(jié)機(jī)制(CBAM)，將于2023年10月開(kāi)始實(shí)施，對(duì)進(jìn)口產(chǎn)品引入碳價(jià)格。根據(jù)碳交易網(wǎng),美國(guó)《清潔競(jìng)爭(zhēng)法案》(CCA)采用政府定價(jià)機(jī)制，碳稅起始價(jià)格為55美元/噸，預(yù)計(jì)最早于2023年完成立法。中國(guó)于2013年以來(lái)，相繼在深圳等八個(gè)試點(diǎn)省市啟動(dòng)碳排放交易市場(chǎng)，并于2021年啟動(dòng)全國(guó)碳市場(chǎng)，不斷完善碳定價(jià)政策。隨著各國(guó)碳稅政策和碳交易體系的不斷完善，傳統(tǒng)化石能源制氫相關(guān)行業(yè)被納入碳交易體系，將有助于引導(dǎo)高碳排放制氫工藝向綠色制氫工藝轉(zhuǎn)變，電解水制氫的環(huán)境效益將逐漸凸顯。

2023年，中國(guó)風(fēng)光裝機(jī)量有望達(dá)到80GW和140GW，電解水制氫儲(chǔ)能需求上漲;疊加風(fēng)光發(fā)電度電成本下降，電解水制氫成本有望進(jìn)一步降低。

風(fēng)電光伏裝機(jī)量攀升：2023年，風(fēng)機(jī)原材料成本回落，交付價(jià)格下降，疊加海上風(fēng)電需求放量，2023年中國(guó)風(fēng)電裝機(jī)量有望達(dá)到80GW;光伏上游硅料、硅片價(jià)格熔斷式下跌，全產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)格下降，將刺激光伏裝機(jī)需求釋放，2023年全球光伏新增裝機(jī)量有望達(dá)到350GW，中國(guó)光伏新增裝機(jī)量有望達(dá)到140GW。綠電裝機(jī)速度超過(guò)電網(wǎng)消納能力增速，加大儲(chǔ)能比例成為趨勢(shì)。電化學(xué)制氫適合長(zhǎng)周期和大規(guī)模儲(chǔ)能，隨著風(fēng)電光伏電站對(duì)于靈活性資源的需求快速上漲，電化學(xué)制氫儲(chǔ)能需求提升。風(fēng)電光伏的度電成本逐漸降低：2021年陸上風(fēng)電度電成本最低已達(dá)到0.1元/度，海上風(fēng)電度電成本約為0.4元/度，光伏發(fā)電度電成本已下降至0.3元/度。隨著技術(shù)的不斷推進(jìn)，風(fēng)光發(fā)電度電成本有望進(jìn)一步下降，電解水制氫的成本有望進(jìn)一步降低。

中國(guó)本土電解水制氫設(shè)備供應(yīng)商充分受益，堿性電解槽產(chǎn)品占主流，PEM電解槽國(guó)產(chǎn)化率較低。

堿性電解槽國(guó)產(chǎn)化程度高，市場(chǎng)占比超過(guò)97%：堿性電解水技術(shù)和設(shè)備制造方面，國(guó)內(nèi)技術(shù)水平與國(guó)外相近，擁有完全自主知識(shí)的設(shè)備制造和工藝集成能力，市場(chǎng)占比較高，2022年中國(guó)電解水制氫電解槽出貨量約800MW，堿性電解槽出貨量為776MW，占比超過(guò)97%。本土供應(yīng)商紛紛布局堿性電解槽設(shè)備，其中隆基氫能、中船派瑞氫能和考克利爾競(jìng)立為全國(guó)前三，CR3市占率超過(guò)80%。國(guó)內(nèi)廠(chǎng)商紛紛較快研發(fā)及發(fā)布1000Nm3/h及以上的堿性水電解制氫設(shè)備，并紛紛擴(kuò)充產(chǎn)能。如隆基氫能2022年底已具備1.5GW電解水制氫設(shè)備產(chǎn)能，公司預(yù)計(jì)2025年產(chǎn)能將達(dá)到5GW。

本土供應(yīng)商加速布局PEM電解槽，技術(shù)儲(chǔ)備仍落后于海外頂尖供應(yīng)商，關(guān)鍵零部件國(guó)產(chǎn)化程度低：以上海電氣、中國(guó)石化為代表的央企國(guó)企和以康明斯、陽(yáng)光電源為代表的頭部供應(yīng)商紛紛布局PEM電解槽和PEM制氫項(xiàng)目。當(dāng)前，中國(guó)PEM技術(shù)儲(chǔ)備仍落后于海外頂尖供應(yīng)商，美國(guó)的ProtonOnsite及Giner等公司PEM電解槽已經(jīng)實(shí)現(xiàn)400Nm3/h產(chǎn)氫量，而中國(guó)PEM電解槽最大制氫速率為200Nm3/h，400Nm3/h的設(shè)備仍在試驗(yàn)階段。此外，PEM的兩大關(guān)鍵部件——催化劑和質(zhì)子交換膜，國(guó)產(chǎn)化程度較低，主要依賴(lài)進(jìn)口。電催化劑主要使用鉑和銥，主要從南非、南美等地進(jìn)口，且本土供應(yīng)商制作工藝劣于TKK等外國(guó)供應(yīng)商。質(zhì)子交換膜制備工藝復(fù)雜，長(zhǎng)期被科慕、陶氏、旭硝子、戈?duì)柕热彰拦緣艛?，?guó)內(nèi)供應(yīng)商如科潤(rùn)新材料、東岳集團(tuán)及泛亞微透正逐步進(jìn)入相關(guān)領(lǐng)域，但產(chǎn)品仍存在一定差距。

國(guó)內(nèi)堿性電解槽產(chǎn)能逐步擴(kuò)張，堿性電解槽設(shè)備成本已普遍降至1500～2000元/kw，該行預(yù)計(jì)2023年堿性電解槽設(shè)備出海競(jìng)爭(zhēng)力有望進(jìn)一步提升。

歐洲方面，根據(jù)歐洲REPowerEU計(jì)劃，2030年歐洲綠氫需求2000萬(wàn)噸，中國(guó)堿性電解槽系統(tǒng)成本優(yōu)勢(shì)明顯，龍頭企業(yè)已經(jīng)實(shí)現(xiàn)出口。中東方面，兩國(guó)領(lǐng)導(dǎo)人共同出席了共建“一帶一路”、司法、教育、氫能、投資、住房等領(lǐng)域合作文件文本交換儀式。南亞地區(qū)，中國(guó)船舶集團(tuán)第七一八研究所下屬中船派瑞氫能公司近期同巴基斯坦客戶(hù)簽訂柜式PEM制氫設(shè)備供貨合同。該行認(rèn)為，隨全球范圍對(duì)綠氫的需求量加大，制氫設(shè)備的需求量持續(xù)增加，中國(guó)堿性電解槽設(shè)備具有成本優(yōu)勢(shì)，2023年相關(guān)企業(yè)有望加速出海。

風(fēng)險(xiǎn)提示：風(fēng)光裝機(jī)不及預(yù)期;電解水制氫技術(shù)發(fā)展不及預(yù)期;出現(xiàn)其他可替代電解水制氫的儲(chǔ)能方案。