会议要点

1. 氢电解槽解决风光消纳危机

绿电制氢具备强大发展潜力，因应未来新能源装机增长导致电力过剩问题，需通过被动（降低设备利用率）或主动（转换电能形式）措施解决。

绿电制氢是解决消纳问题的有效手段，具有成本优势，特别是在弃风弃光压力大的情况下，绿电制氢成本可大幅下降。

当前氢能行业正处于政策驱动向盈利驱动转变的关键节点，关注电解槽需求、竞争格局、成本敏感性分析及项目收益率。

2. 氢电解槽发展与挑战分析

氢电解槽市场增长迅速，2023年出货量增长近100%，展望2024年，预计新增需求大约3.2GWh，加上超预期需求可达约6.5GWh。

技术路线主流为碱性电解槽，当前市场主要以成熟技术的碱性电解系统为主，占比达到92%。

价格短期内有望稳定，但长期降价空间主要来自产业链降本和规模化生产，当前价格维持在一定范围内，竞争壁垒将随运营问题解决而提升。

3. 电解槽发展趋势与市场竞争

电解槽发展趋势：一是要求提升精细度和标准，如电解小室、电极、隔膜等精密组件；二是采用IGBT电源提升整流效率，降低谐波含量；三是电解槽由1000标方向2000或4000标方大型化，有效降低成本。

市场竞争格局：前三家企业市场份额集中度高，占比74%；二线厂商综合竞争力提升，有望贡献明年业绩。

成本竞争力分析：长期看，核心储运环节降本及加氢站规模提升是关键；成本敏感性分析显示，低价时段制氢成本可接近蓝氢，电价降低将是未来降价空间的主要来源。

4. 变革与成本论析

电解槽经济性分析：电价位于两毛钱及以下时，绿氢制造成本有明显的降低，具备替代煤制氢和蓝氢的潜力。

电解槽能耗计算：以电耗3.6-4.4千瓦时/标准立方米为基础进行测算，实际电解槽能耗估算在4.3-4.4之间。

滤清成本与煤制氢比较：电价在1毛4到2毛之间时，滤清价格可替代煤制氢，后者成本约为8-12元/标准立方米。

5. 综合收益增长点

光伏+氢能整合提升收益：通过整合光伏电站和氢电解槽，利用光伏弃光电量生产氢气，可提高电站综合投资税后收益，提升了0.13个百分点。

储运环节成本高，为突破点：目前氢能储运成本高，尤其是运输和加注。压缩储运环节成本对于氢能商业化至关重要，综合成本接近35-40元/kg，超出经济性价格。

氢能产业加速：全国氢加氢站建设快速增长，25年预计达1167座。推荐关注压缩机等环节相关公司，如厚普股份、开山股份等。电解槽技术需适应电力波动性，预计用IGBT技术迎来提升。

会议实录

1. 氢电解槽解决风光消纳危机

我们认为绿电制氢的细分领域在未来具有非常强的发展潜力，主要原因是风光能源消纳目前面临着巨大的挑战。通过定量测算，我们预测了各种发电方式的电量供需情况，考虑到未来装机容量和利用率。我们将社会全年用电量结合预测的GDP年均增速进行了对比。我们的结论是，随着新能源装机量的快速增长，未来电网会面临严重的电力过剩问题。这种趋势会越来越明显，因此，未来对于整个电网而言，需要采取的措施便是如何有效消纳这些多余的电力。

我们认为目前消纳措施主要分为被动和主动两种。被动措施主要是直接减少多余的电量，这在发电侧表现为风电、光伏甚至火电机组的利用率下降，不会增加资本开支，但会降低项目收益率。例如，一个项目原本的收益率或许为9%、10%或更高，但就算增加了10%的气垫，收益率可能减少1~2个百分点，仍能维持在7%、8%以上，看似仍有投资价值。但是气垫不是无限的，存在一定的红线。比如2016到2020年间，由于大规模抢装，造成风电无法并网，风电行业的利用率大幅下降。为应对这一情况，能源局颁布了风电预警监测机制，要求各省必须确保风电至少在最低保障利用率以上运行，且弃风量不得高于设定的红线。当时由于弃风率的上升，对项目投资造成了显著影响。

因此，在消纳问题加剧的背景下，被动措施虽然被广泛采用，但由于存在限制，我们认为最终会从被动策略转向主动策略。主动策略本质上是增加资本开支，将过剩的电量转换为其他形式进行消纳。在目前的经济性、终端适用场景和技术成熟度考量下，我们认为绿电制氢是非常重要且具有竞争力的主动消纳方式。虽然绿电制氢的成本目前高于灰氢和蓝氢，但在消纳压力增大的未来，边际绿电成本会呈显著下降趋势。如果弃风弃光压力加大，被弃电的成本可近乎为零，从而大幅降低绿电制氢的成本，增强其经济竞争力，并在原料或燃料用途上得到推广。

目前，随着新能源快速装机，越来越多的央企和大型项目开始推进与风光能源相关的新型项目，绿电制氢也会成为一个重要的消纳方式，得到政策、项目和投资等方面的大力支持和快速发展。今天，我们将结合PPT深度分析绿电制氢的现状以及未来氢电解槽需求的展望和格局演变。特别请来负责绿能研究的研究员张天昊为大家详细讲解。

张天昊，请你开始报告。

各位领导好，我是国联证券电新组研究员袁天昊。今天我将向大家汇报氢能行业的最新观点。报告分为三部分：第一部分是电解槽招投标趋势、明年电解槽的需求和价格预测；第二部分是电解槽市场竞争格局和行业壁垒；第三部分是目前电解槽受政策驱动的现状，及其即将转向盈利驱动的关键时刻。我们对电耗和电价变动的敏感性测算及其对制氢成本的影响进行了分析，并预测了评价的时间节点和光电一体化项目的收益。

今年到明年，甚至更长远，我们如何评估电解槽的需求？我们对今年初至今的项目进行了梳理，总结了对电解槽需求的理解。我们包括了已完成的设备中标、进行中的电解槽招标项目，并考察了近期中能建设的框架招标情况。2023年1月至12月初，电解槽的招标量约为1.6吉瓦，与去年的情况进行了对比分析。

2. 氢电解槽发展与挑战分析

去年，根据高空性能数据显示，电解槽的出货量大约为800兆瓦，相比2021年增长了97%，接近翻倍。观察今年项目招标的特点，主要以大型项目为主导，碱性电解槽成为主要的招标路线。通过统计招标和中标项目的数据，我们发现2月份招标量较多，主要由于一些大型风光项目的执行。去年12月，一次能建制氢设备的框架招标采购中，招标量大约为565兆瓦，较多的招标量主要得益于当月的大型项目。

在不同类型的招标情况统计中，碱性电解槽的招标量约为1.5亿兆瓦，占比92%；PEM电解槽约为66兆瓦，占比4%；而固体电解槽招标量约为63兆瓦，占比3.8%。目前技术路线仍以成熟度较高的碱性电解槽为主。这主要是为了适应风光能源波动性强的问题，有些项目在招标电解槽的同时，也会招标PEM电解槽。对2024年的实际需求情况做出预测，我们认为增长仍将持续。根据当前进行的EPC项目招标、风光电站的前期开工项目，以及已进行环评公示的项目，预计这三类项目将开启电解槽设备的招标，贡献明年电解槽设备的新增量。虽然部分项目未明确电解槽的实际招标量，但按照今年的执行规划折算，我们估计明年电解槽的新增需求大约为3.2兆瓦。同时，统计了正在招标的科研项目、备案项目、立项项目和批复的项目。随着氢能相关政策的支持力度加强，下游需求显著提振，预计这些项目审批将加速，签约立项项目也有望迅速推进初期工作。

我们预测2024年电解槽新增需求的最大值，将包括潜在需求和超预期需求。这两部分合计大约为6.5兆瓦。远期展望方面，我们计算出2023年至2030年的复合增速约为35%。基于滤清渗透率的假设，预测了电解槽潜在需求量，假设从2023年到2025年滤清渗透率分别为1.8%，4%和6%。考虑到电解槽技术优化，预计到2025年电耗降至4.1。假设电解槽主要利用经济的电价低时段工作，每年大约有3500个小时。如果只用低成本电源，潜在需求量分别为8.9、19.4和29.4兆瓦，新装机需求分别为3.6、40.52和9.95兆瓦。按照2030年滤清渗透率达到15%计算，电解槽的累计需求量可能达到73兆瓦。从2023年到2030年，复合增长率估计约为35%。

此外，电解槽的价格也是市场关注的焦点。我们认为，短期内今年和明年价格有望阶段性企稳。长期看，价格降幅主要源于规模化生产后的全产业链成本降低。今年，我们统计了一些大项目的中标价格，其中包括电解槽及分离纯化装置，但不包含电源。价格分析显示，碱性电解槽价格区间在628万至770万元之间，中位数约为691万元。单瓦价格在1.26元至1.54元之间，中位数约为1.38元。分析今年电解槽的中标情况，价格并未出现快速降价或恶性竞争，与之前价格持平。从最新的能建框架招标结果看，最高价为726万元，平均价为683万元。在库车项目、机电大安项目和国能宁东等三个项目中，平均价约为706万元，与平均价相比，降幅仅约3%。其中阳光电源中标价格最低，为628万元。这得益于阳光电源规模化生产和原材料价格下降，这将促使整体设备成本降低。目前，随着示范项目逐步投入运行，运行中的问题逐渐暴露。解决这些问题的过程中，我们认为竞争壁垒会不断提高。

例如，目前面临的核心问题之一是风光能源波动对电解槽稳定运行的影响。为应对这一挑战，电解槽需要具备在30%至120%额定功率区间内波动的跟随能力。电力波动会引起电解槽内的温度和压力等参数发生顺态变化。电解槽内的水和碱液反应滞后，可能会引起局部高温现象。我们分析了电流、电压以及电解槽温度的变化，发现电流大幅波动时温度有瞬时升高。随着电压增加，电流变化显著，这会对电极和隔膜材料产生严重影响，同时使电解槽偏离稳态工况，导致核心区域的电解槽温度上升，可能触发报警。

3. 电解槽发展趋势与市场竞争

在分析电解槽的发展趋势时，我们提出了几个核心观点。首先，电解槽的公共要求提升。多个电解单元叠加共同工作，如1000立方米的电解槽可能需要300多个电解单元。这就要求电极、主机板、隔膜、垫片等组件的精细度和标准提高，使用优质材料以及高标准的组装工艺来确保电极与隔膜间不存在空隙。

第二个趋势是电源技术的进步，使用IGBT电源替代传统的精打管或插管方案。传统方案的功率因素较低，斜坡级别率高，而响应速度较慢。IGBT电源，作为碱性电解槽的整流电源，能减少整流中产生的谐波含量，并快速响应电网及发电设施，提高转换效率。目前，像三峡二宗项目已经采用了IGBT电源。

第三，电解槽的大型化、低能耗和宽负载生产方向发展显著。各大厂商发布的新产品，如艾德曼推出的4000立方米产品，都是由1000立方米标准模块并联形成。与1000立方米的电解槽相比，2000立方米的电解槽节省了约30%的占地面积，重量减轻了20%，综合成本可降低20%。

关于市场竞争格局，今年1至10月份的中标分析显示，市场集中度较高，前三家企业占市场份额74%。预计2023年电解槽市场，这些企业中标量大约为131和95兆瓦，市占率分别为28%、27%和20%。二线厂商的竞争力提升将是明年的核心点。随着未来项目增多，预计将会采取框架招标形式，体现了二线厂商综合竞争力提升，并有望贡献明年的业绩。

目前电解槽处于招标放量期，主要业主方为大型央国企。随着终端需求的增加，当前制约氢能项目建设缓慢的主要原因是终端需求仍相对欠缺。虽然面临价格昂贵的问题，今年招标显示了大量的甲醇氨气一体化项目需求。我们认为项目盈利能力主要体现在到场滤清评价化。

从长期来看，随着核心储运环节的降本和加氢站规模的提升，氢能的商业化会提供整个行业的长远发展逻辑。市场上的电价政策，如现货市场和分时电价，推动了电价层级化。低电价时间段的制氢成本已接近蓝氢。

最后，我们分析了成本结构，看到电费占比最高，电解槽成本仅占15%，电费则高达约75%。未来的降价空间主要来自于降低电费。我们采用了电价和电耗、氢气价格的敏感性分析来做成本测算。

4. 变革与成本论析

我们可以看到，当电价在0.2元或以下时，绿色电力用于制氢的经济性明显提高。我们测算了电价从0.1元到0.3元的情况；0.3元大致是新疆、甘肃等地区较低价格时段的电价水平。电耗的计算采用了3.6到4.4千瓦时每立方米的范围，因为3.6千瓦时是碱性电解槽理论上的最低电耗值。而4.4千瓦时接近于我们目前4.1千瓦时的出厂能耗，计入实际综合能耗，通常也在4.3到4.4千瓦时左右。因此，我们的计算是基于这样的横纵坐标来进行的。

考虑到目前先进的高效电解槽电耗可能为4.0千瓦时，以电耗4.0千瓦时计算，我们发现当前电价水平在0.2元到0.3元时，绿色电力制氢的成本已可以替代液化天然气氢气。

当电价在0.14元到0.2元之间时，绿电制氢的价格可直接替代煤制氢。煤制氢的价格大约在8元到12元之间。

如果电价能降至0.1元以下，那么使用绿电制氢就具备了显著的经济优势。

5. 综合收益增长点

我们构建了一个包含光伏电站和电解槽的模型，具体模型细节可以联系我们团队索取。假设在新疆地区建立一座500兆瓦的光伏电站，弃光率为10%，年利用小时数为1500小时，光伏上网电价约为0.23元/度，组件单价定为1元/瓦，资金占比大约20%。对于碱性电解槽，我们认为一套1000立方米的电解槽系统，包括电解、分离纯化及部分人工成本，总投资约为900万元，电耗设为4.1kWh/立方米。我们的核心假设是，如果仅利用电量作为电解槽的输入来源，且假设年运行天数为360天，氢气的出厂售价为15元/立方米，那么这种仅利用弃光电量进行电解的情况下，需要配置12台电解槽。我们计算得出全投资后的税后IRR及度电成本，如果只是纯光伏电站，不与电解槽配套时，税后IRR为7.003%，度电成本约为0.23元。然而，如果企业执行气垫变现，即进行光伏与氢气一体化项目，全投资税后的IRR可以达到7.16%，提升了0.13个百分点，表明这种一体化项目能够提高综合项目收益率。

近期还有一个重要环节值得关注，即储运环节。我们认为氢能的长期逻辑在化工领域外的核心应用场景将下沉至燃料电池氢能车领域，这将是实现氢能商业化和长远逻辑的关键。如果，终端使用价格定在30元/千克，考虑到目前西北地区产出成本约为15元，那么储运和加注成本需控制在15元以内。现阶段，氢气的管道尚未完善，利用拖车运输仍较昂贵，仅运输成本就已接近10元，再加上加注费用，综合成本很快达到35至40元，超出了30元的经济性价格阈值。因此，储运环节也将是氢能实现商业化突破的重点。

本月初，在中国燃料电池汽车大会上，发布了共建中国青藏高速的行动倡议，涉及京津冀、上海、广东、郑州和河北古城等区域，以此为基础建设氢能高速网络，我们可以相当于氢能基础设施建设。按照我们的统计，截至2023年，全国加氢站数量大约为329座，结合到2025年的发展规划，需数量可能会达到1167个，表明还有约800多座加氢站的空间。考虑到加氢站快速扩张趋势，我们对中间压缩机环节进行了分析，以每日500千克充氢能力的加氢站为例，建设成本拆分表明压缩机、储气和分配系统是成本结构中的核心，占到建设成本的58%。

涉及到产业链，我们在制氢环节建议关注阳光电源、双良节能、华建重工和生物科技等公司；在储运环节，关注厚普股份、开山股份、京城股份、瑞德装备、冰轮环境等；对于燃料电池和电解槽检测环节，建议关注科威尔。接下来何老师将总结这些内容。

我们在此分享的内容涵盖了近期招投标情况、未来几年的需求展望，对氢电解槽技术和产业链发展状况进行了梳理。我们认为氢电解槽作为绿电制氢的核心设备，现已显著发展。越来越多央企正在布局，且百台以上项目储备正增加。我们预计，随着已启动项目的招标，2024年的需求将拥有高确定性。技术方面，电解槽需适应风光的波动性，未来可能以IGBT取代晶闸管以适应复杂的电力波动。产业链中的技术公司预期将从行业规模扩张中受益。综合来看，氢电解槽行业作为低基数高成长的细分领域，未来有多方面的增长潜力和催化点。