会议要点
1. 制氢成本与市场前景解析
中国是全球最大产氢国，氢能主要来源是煤制氢，占全球35%以上；全球主要依赖天然气制氢。
煤制氢、天然气制氢和工业副产氢成本受原材料和碳排放成本影响，综合考虑碳排放成本后煤制氢成本将达20元以上，天然气制氢成本约27元。工业副产氢成本相对较低，不考虑碳排放成本时约15元。
电解水制氢经济性取决于电价，电价在每千瓦时0.3元以下时具有优势，受惠于低成本可再生电力支持，且产生较少温室气体排放。
2. 氢能行业展望与经济性分析
制氢技术路径方面，碱槽制氢虽成本相对低，但响应时间长，匹配风光不稳定电源能力较弱。
电解水制氢出现经济性优势，特别是当电价低于0.3元时，且纯度高，适合半导体、玻璃和燃料电池领域。
氢能行业受政策支持，非化工区制氢松绑，电价优惠等政策促进行业发展，氢能对弃风弃光电的利用为发展提供机遇。
3. 绿氢未来发展与经济性分析
吉林和青海拟定2035年中长期规划，制氢行业复合增速超30%，为长期快速发展赛道
目前中国氢气主要用于合成氨、甲醇和炼化，各占约30%。合成氨领域氢替代可达900万吨消纳空间，但绿氢成本比传统方式高约23%
考虑长期发展和降碳政策，绿氢成本下降与碳价上升将推进经济性评价，实现碳排放减少和绿氢消纳增加
4. 氢能行业发展经济性分析
炼化行业：炼化领域产氢量约700万吨，用氢量约800万吨，存在缺口，但由于工业副产氢来源于化工，紧迫性不强。
氢冶金行业潜在消纳：通过还原性替代碳，可实现经济性。2030年氢消纳空间约200万吨，2050年约1000万吨。
燃料电池车市场：2023年同比增50%，货车比例提升，市场接受度提高。成本快速下降，有较大技术降本和规模降本空间。
5. 绿氢替代与航运经济性分析
考虑船舶燃料替代对生物柴油、绿色氢氨和绿色甲醇的经济性影响，生物柴油相较传统燃料成本增加较小，可能先行被采用完成降碳目标。
绿色氢氨和绿色甲醇需产业进一步发展才能替代，且氢氨和绿色甲醇的运输成本因形态和距离差异而异。
考虑全球氢能价格目标与国家政策，预计中国在氢氨和绿色甲醇经济性上将优于日本韩国，有望更早实现全生命周期的经济性。
6. 氢能未来展望与市场动态
用氢方向带来增量空间大，值得关注
跟踪电解槽产业情况，关注项目推进和招投标进度
关注市场领先公司及其业务占比，以及其他公司氢能布局和潜在业绩弹性
会议实录
1. 制氢成本与市场前景解析
第二个话题是，各位领导晚上好，欢迎参加长江环保和长江电芯的电话会议，我们非常感谢各位领导在周六晚上挤出时间来聆听我们的分享。今晚我们主要了解在氢能领域，特别是制氢方面的经济性，以及绿氢的消纳空间和经济性分析，这也是近期大众较为关注的一些问题。首先，整个氢能产业链包括制氢、储运、以及加氢使用，我们会陆续向各位领导分享各个环节的相关观点。今晚我们主要集中在制氢和绿氢的应用方面。
让我们首先来看，中国作为全球最大的氢气生产国，目前年产量约3300万吨，占全球氢气总量的35%以上。全球年消耗量约为9400万吨。中国制氢主要依赖煤炭，而全球其他地区则主要依赖天然气，这与各地资源禀赋直接相关。
现在，我们探讨不同制氢路径的经济性差异。目前主要的制氢路径有煤制氢、天然气制氢、工业副产氢以及电解水制氢。首先，煤制氢的技术工艺是煤炭与水反应，生成一氧化碳，之后与水进一步反应生成二氧化碳和氢气。这个过程的副产品是二氧化碳，而主产品则是氢气。在这一反应过程中，以煤炭为原料，其成本占比超过50%，基础成本在10元以上。
考虑到碳排放问题，以中国目前典型的4C项目为例，对每吨二氧化碳的碳交易成本约为40-50元。计算碳捕集和封存（CCS）之后，煤制氢的直接成本将增加约10元，因此总成本将达到20元以上。当前，煤化工领域尚未考虑碳排放成本，但未来必然需要从全成本角度进行评估，虽然这是中长期情况，但短期内也会有所体现，不是立即取代现有工艺，但未来肯定需要考虑。
天然气制氢通过甲烷和水反应，得到二氧化碳和氢气。该途径的直接成本约为22元，天然气占总成本的70%以上。同样，天然气制氢也存在二氧化碳排放问题，但由于甲烷分子含有4个氢原子，碳氢比较低，所以二氧化碳捕集成本会更低。
根据计算，CCS大概需要5元左右，使得总成本约为27元，我们进行了敏感性分析。
工业副产氢是通过富氢工业尾气变压吸附和提纯来获得氢气。在这个过程中有两种情况：第一种，氢气是由自身的富氢尾气提纯制得，这种情况下的成本在1-4元；第二种，购买富氢尾气进行提纯，成本大约为10-12元，加上变压吸附的成本，总成本为15元左右。
综合分析表明，工业副产氢的成本在13-20元范围内，由于它是副产品，不承担碳排放责任，如果来源于产生碳排放的行业，它们属于蓝氢方向。考虑到没有碳捕集和封存的额外成本，全成本大概在15元左右。
电解水制氢的关键影响因素是电价。当电价低于0.3元时，电解水制氢的全成本具有经济性优势。目前，内蒙古有0.25元的工业可再生能源电价，四川有劲于0.1元的水电，光伏报价也有0.2元的情况，这些低成本的绿电为电解水制氢提供了有利支撑。
在成本的左侧测算表中，我们可以看到，除了电价，技术进步和规模效应也会导致成本下降。在折旧或者未来维修管理方面也有进一步下降的空间，因此，整体来看，制氢成本有下降的潜力。
另外，无论是风能还是光伏，温室气体排放都微乎其微，因此它们基本可以视作绿色能源，无需考虑二氧化碳排放。
关于水电解制氢，目前有三种主要技术路径：碱性电解法、质子交换膜电解法和固体氧化物电解法。其中，碱性电解制氢技术目前商业化较为成熟，质子交换膜电解法处于商业化应用初期，市占率较低，但正处在上升趋势。
2. 氢能行业展望与经济性分析
固体氧化物制氢目前仍处于实验室研究及初期示范阶段。目前常用的三种技术路径及其参数进行了对比。碱槽制氢的主要优势在于成本相对较低，这得益于其较成熟的技术。但其缺点在于响应时间较长，从而造成其与风能和太阳能等不稳定电源的匹配性相对较弱。对于为何发展氢能源的问题，关键在于在追求降碳和碳中和目标时，必须对能源结构进行调整。清洁能源转换是根本途径，而依靠碳捕集和封存（CCS）技术不能作为主要路径，只能作为补充。在有序状态下产生无序状态的二氧化碳，其再次封存往有序状态转化必然需要额外能量投入。
而这种能量转换，若伴随碳排放，则与总体实现碳中和的目标矛盾。因此能源结构的调整变得至关重要。随着风能和太阳能新能源应用的扩大，它们的不稳定性要求有广义储能行业的出现，而氢能既是广义储能，也能作为终端能源使用，因而氢能行业是应势而生。电解槽技术如质子交换膜（PEM）电解特点在响应时间短，在与风光能源匹配方面表现更好，是未来发展的趋势。但其当前的制造成本相对较高，需要通过技术进步和规模化降低成本，以开拓后续市场。
在此情境下，并非要完全取代传统电解槽技术，因为维护电网稳定也是碱性电解制氢不可或缺的应用领域。将各主要制氢路径汇总分析，当电价低于0.30元/千瓦时，水电解制氢开始在成本上展现相对于化石能源制氢的优势。特别是在电解水制氢路径领域，其生成的高纯度氢气适用于半导体、玻璃、燃料电池等行业。与此同时，随着风能和太阳能行业的发展以及电力成本持续下降，氢能行业面临广阔的发展前景。风光发电中的弃风弃光现象也在增多，据2021年的数据显示，通过风力和太阳能可产生约100万吨的氢气，而随着这些能源的持续增长，氢能在提升电能利用率上将具有巨大潜力。
此外，我们来审视近期的政策如何为制氢技术的发展带来利好。各地推动在非化工区制氢的政策松绑是第一利好；这使得氢气制造从化工园区走向更广阔的生产场景成为可能。如国安能源在佛山利用液化天然气（LNG）优势构建氢气生产体系。另外，制氢行业补贴也呈现出多样化，大致可分为购置成本补贴、生产补贴、电价优惠及配套奖励措施。各地补贴细则各有差别，具体项目需根据当地政策细节进行评估。在制氢市场空间预测方面，根据全国至少11个省市的产能规划，预计到2025年总规划产能将超过114万吨，对应的“十四五”期电解槽市场空间将约在500亿元规模。
3. 绿氢未来发展与经济性分析
其中我们看到吉林和青海提出了2035年的中长期规划目标，这两个省的绿氢产业复合增速都在30%以上，指明绿氢产业是一个长期且快速发展的方向。随着技术和规模降本的持续推进，这将有利于行业的后续发展加速。
现在我们进入另一个关键点的讨论，即对绿氢的应用方向、消纳空间和经济性进行探讨。
首先，我们从存量应用的角度分析。目前中国的氢气利用主要集中在合成氨、合成甲醇和炼化领域，每个方向的占比大约都在30%左右。合成氨方面，传统工艺中氢气主要通过煤制氢和天然气制氢获得，这两种方式都伴随着二氧化碳排放问题。因此，它们可能会被绿氢取代。从降碳效应的角度来看，绿氢替代传统氢源的潜在绿氢消纳空间约900多万吨。在经济性方面，我们通过考察合成氨传统路径的原材料、电力和热力成本，再比对使用绿氢和绿电的新方案。我们发现，综合成本的提升幅度在23%左右。如果考虑二氧化碳排放的有偿使用，成本会增加30%以上。但从长期发展角度考虑，我们更倾向于忽略碳排放成本的问题。
然后，我们以传统的煤制氢合成氨路径为基准，全面转换为使用绿电和绿氢后，焦点是氢成本和碳价成本的变动。在这种情况下，若碳价定在58元，绿氢定在18元，我们预计碳价会持续上涨，而绿氢价格会随着技术进步而下降。测算结果显示，若碳价达到100元，绿氢价格跌至15元，就能实现经济性平衡。如果碳价保持在58元，则绿氢价格需降至13.7元。
考虑到2023年底碳市场进入第二个周期且清缴阶段，目前碳价已达75-80元的水平，预计随着降碳力度的持续推进，短期内碳价有望达到100元左右。而当前最轻松的成本基本接近15.1元，部分地区合成氨方向上有补贴，有助于实现初期经济性。因此，我们认为当前企业已能实现盈利，在合成氨方向上有多个项目正在推进。
第二个存量应用方向是合成甲醇。传统工艺下，煤制甲醇是通过碳与水反应来获得氢气和一氧化碳。一部分一氧化碳用作合成甲醇原料，但氢气不足还需额外生成，这个过程涉及二氧化碳排放。如果甲醇中的碳来自煤炭，则无法算作绿色甲醇。而在新能源动力方向，我们看到氢可以通过电解水完全替代，但如果碳源仍然是煤，则无法得到绿色合成甲醛。
在碳源问题上，我们需要从大气或生物质中获得碳以生产绿色合成甲醇。在天然气路径中的传统工艺，由于天然气反应会产生副产氢，因此这条路径中并不需要绿氢。当前中国甲醇生产结构中，76%来自煤炭，17%来自天然气。在初期降碳压力不大时，我们并未考虑向绿色甲醇转变，而只是在新工艺路径中部分降低碳排放。
通过计算，我们发现绿氢在这一路径中的消纳量大约在700万吨。如果工艺完全转为绿氢和绿电，考虑到碳成本，整体成本将增加40%以上。因此，从经济性评估角度来看，合成甲醇的时间点明显远于合成氨。
请注意，在这里我们讨论的是绿氢制造合成氨和甲醇的经济性评估，并不代表其他用途的经济性。因为我们稍后可能在讨论其在船舶应用时，会涉及这些情况。
4. 氢能行业发展经济性分析
第三个问题在于炼化领域。炼化产业主要分为5个富产氢的方向，其产气量大约为700万吨。就用氢方面而言，炼化领域的用氢需求量大约为800多万吨，因此可见存在一定的需求缺口。尽管可能存在绿氢消纳空间，但目前炼化并非绿氢的主要消纳途径，主要因其紧迫性不强。这是由于工业副产氢主要来源于化工行业，在园区内产生，因此在工业复产期可以满足需求。换言之，蓝氢可作为主要消纳来源，所以对绿氢增量的需求并不迫切。
在讨论存量方面之后，我们再来看增量的一些方向。首先是氢冶金领域，主要服务于钢铁行业，通过利用氢的还原性来替代碳。经过测算，在碳价为每吨100元，日清价格为每吨10.5元时，氢冶金能实现经济性。因此，可以预见其经济性实现的时间点将早于合成氨产业，但早于合成甲醇。从消纳空间角度来看，参照中国钢铁工业协会的降碳目标，预测2030年和2035年的钢产量来计算氢气需求。结果表明，2030年氢气消纳空间约为200万吨，而到2050年将达到约1000万吨。
交通领域是另一个消纳增量的方向，此领域中大家关注的焦点是道路运输，尤其是燃料电池汽车。根据2023年的数据，燃料电池汽车的累计上险同比增长为50%，装机量也有约50%的增长。结构性数据显示一些积极迹象：过去几年，货车占比持续提升，意味着经济性逐步被市场接受。同时，单车的装机功率提升，表明产品性能得到持续改进。因此，未来该行业的放量空间将很大。以物化通为例，其燃料电池系统价格在2021年前三季度相比采购国产电堆前后下降显著，由约1万下降到4500左右，预计到2023年将降至4000元以下。
从经济性角度看，尽管目前采购成本较高，配合政府补贴，使用成本已具竞争力。例如，乘用车百公里油耗大约为6~10升，而氢气终端售价大约在每公斤60元左右，即使以每百公里0.8千克的氢耗计算，仍表现出了一定的经济优势。因此，该行业存在巨大的技术降本和规模降本空间。只需度过前期快速降本阶段，此行业未来拥有广阔发展前景。
接下来，我们估计消纳空间。短期内，按照20个省市的规划目标，到2025年国内燃料电池汽车保有量应为11.8万辆，而全国保有量目标为5万辆。假设商务车每年行驶10万公里，每百公里氢耗为10千克，则需求量预计为118万吨。但由于氢气供应短缺等原因，短期内可能难以实现这一目标。从中长期角度看，如果中型车的渗透率为30%，重型车为20%，则消纳量可达2700万吨左右。对于航运方向，由于其已纳入欧盟碳排放管控体系，它将需要考虑碳排放问题。
5. 绿氢替代与航运经济性分析
在船舶燃料替代领域，我们评估了转向生物柴油、绿色氢和绿色甲醇后的经济性水平。经过测算，我们寻找了在何时、何种价格条件下，这些替代燃料能够实现经济性，这有助于我们判断行业的动态。一旦它们达到经济性标准，很可能会引发市场需求的增长，这是我们分析的核心框架。
在推广方面，我们考察了氢氨动力和绿色甲醇动力等几个方向。首先，从建造成本角度，氢氨动力和绿色甲醇动力的建造成本大概是标准动力的1.75倍和1.15倍。生物柴油动力与传统重油动力在建造成本上基本持平。
其次是燃料成本。我们的估算主要基于重油的消耗量和质量密度，以此换算出其他燃料的成本。未来，我们还需考虑不同能量介质的能量转化率，燃料电池的转化率明显更高。当前的估算相对保守。
我们还必须考虑运输成本。生物柴油的制造成本相对较高，但运输成本较低，因为它是液态。相比之下，氢氨的运输成本高于生物柴油，尤其是考虑到运输距离，例如2000公里的运输成本。所以目前看来，生物柴油的应用成本主要受输运成本影响，虽然未来可能有所降低。
第三，考虑的是不同燃料的体积能量密度差异带来的成本。使用重油的体积能量密度为基准，换算其他燃料时，会发现它们的相对损失成本不一致。
在经济性评估方面，我们建立了一个标准模型，考虑了装卸货物、停泊、进出港及航行等不同工况。通过这些条件，我们可以计算出不同燃料方案所带来的成本变动。比较而言，生物柴油、氢动力和绿色甲醇的全生命周期成本，分别比重油高出10%、50%多和30%多。
欧盟出于降碳的紧迫性，可能首先考虑生物柴油作为替代路径。而氢氨动力和绿色甲醇需要产业发展到一定阶段后才能实现替代。生物柴油的需求有限，因为其需要避免与食用作物竞争，所以主要利用废弃油脂，这限制了它的供给量。因此，氢动力和绿色甲醇是远期的选择。
考虑到当前国际上许多国家对氢能的规划，如日本和韩国分别设定了2030年和2040年的氢气价格目标。如果按照韩国的价格目标，氢氨或绿色甲醇将在全生命周期内显示出经济性。
中国将新能源作为战略产业，整体成本可能低于日本和韩国，因为它们主要依赖进口氢。相比之下，中国将实现自给自足，这让我们更有可能率先实现经济性。在此基础上，我们还考虑了不同的政策情景，预计会对绿色氢和氨醇需求产生积极影响。
另一个增量市场是建筑用气。假设气体掺氢比例为1%至5%，如果达到5%，绿色氢对应的消纳空间将在800多万吨。掺氢比例不超过10%是可接受的，而超过20%则需要对现有管道系统进行调整。
以上是我们关于“制氢经济性、绿氢消纳空间及经济性分析”的交流观点总结。
6. 氢能未来展望与市场动态
综上所述，本图主要展示存量用氢方向的替代及经济性分析，以及对增量用氢方向的量和经济性的评估。基本上，可以看出整个用氢方向将带来较大的增量空间，因此，氢能发展方向非常值得关注。
我们来看第四部分：当前电解槽制氢行业的现状和竞争格局。我们如何跟踪行业发展？一方面，我们会统计不同省市的规划目标和示范项目。例如，内蒙古提出到2025年达到50万吨的目标，我们可以通过风光制氢一体化示范项目清单得知，总量约为53万吨。跟踪这些项目的推进情况及其规划的开工和投产时间对于了解电解槽投标和市场放量至关重要。
2023年的数据显示，中标前三的排位均由氢能企业占据，其中派瑞氢能居首，隆基氢能排名第二，阳光电源第三。目前中标前三的公司主要集中在合成氨制氢方向，选择碱槽制氢技术，碳化制氢尚处于个位数的市占率。尽管隆基和阳光当前市占率较高，市场可能担心其业务占比小，但不可否认他们是市场领先者。
市场容易追捧绿氢制氢方向，因为行业初期大家更愿意投资政策和预期。例如，华电重工因其依托华电集团的背景，被期待在氢能布局上接获大量订单，从而实现业绩弹性。华光科技和华能信息由于具备一定业绩基础，估值约为12倍，价格尚合理。
预计到2024年，电解槽将进入商业化阶段，市场对它在电解槽市场获得订单并形成新增长点抱有期待。生辉科技则因其转型意愿强烈，市场希望看到其出现边际改善或困境反转。
本次会议主要围绕绿氢制氢方面的经济性比较进行了分享。当前，绿氢的制氢经济性已有一定体现。此外，我们还探讨了绿氢应用于存量和增量方面的消纳空间和经济性，以及实现评价的可能时间点。
