近日，匯豐前海發(fā)布了《China Green Hydrogen Ready for prime time》（以下簡稱《報告》）。外企對于中國的專項研究還相對較少，更多是在對全球氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的分析中作為一個區(qū)域進行研究。該報告從外資研究機構(gòu)的角度，單獨對中國綠氫市場進行了重點分析，預(yù)測了中國綠氫市場的發(fā)展拐點、市場規(guī)模、成本下降趨勢和應(yīng)用場景，并提出了評判因綠氫發(fā)展而重新估值的企業(yè)的兩個規(guī)則。

報告的核心觀點包括：

（1）2022-2025年中國的綠氫LCOH成本將下降38%；

（2）未來5年中國的電解槽裝機量將達(dá)到120GW，市場總規(guī)模達(dá)到3960億元，并在2024-2025年間出現(xiàn)市場向上的拐點；

（3）化工與鋼鐵是綠氫未來5年的主要商業(yè)化場景，電力儲能和調(diào)峰是未來綠氫最重要的應(yīng)用場景；

（4）綠氫產(chǎn)業(yè)鏈上企業(yè)未來2年相關(guān)業(yè)務(wù)營收有限，但大部分都將迎來估值重構(gòu)的機遇。

從《報告》預(yù)測結(jié)論看，氫云鏈認(rèn)為，匯豐的對中國的綠氫及電解槽市場的預(yù)測相對樂觀，同時部分結(jié)論，或者是關(guān)注點與國內(nèi)常見觀點有所出入。與國內(nèi)報告相互驗證，定有裨益。氫云鏈對《報告》7個要點的梳理分析如下。

《報告》認(rèn)為，目前已經(jīng)來到綠氫規(guī)?；瘧?yīng)用的起點，原因包括：

（1）化工企業(yè)對電解槽投資增加導(dǎo)致市場需求上升。寶豐、中石化等化工企業(yè)在減碳任務(wù)的推動下，正在加大對電解槽和綠氫環(huán)節(jié)的投資。

（2）政策驅(qū)動中國綠氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展。一系列的政策，尤其是國家《氫能產(chǎn)業(yè)中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》的發(fā)布，以及2萬億元人民幣刺激計劃對綠色項目的潛在支持，都將進一步推動綠氫的發(fā)展。

（3）成本下降使電解槽市場拐點臨近。一是下一批大規(guī)模綠色氫項目將在2024年投建，電解槽制造商產(chǎn)能也將擴大到10GW以上，電解槽成本顯著下降；二是下一代太陽能電池技術(shù)的投用，如異質(zhì)結(jié)（HJT），到2024年也可能進一步降低光伏發(fā)電成本。

通過綠氫規(guī)模的預(yù)測，《報告》得出了2027年電解槽總裝機量達(dá)到120GW的結(jié)論。由此，《報告》認(rèn)為2027年電解槽市場總規(guī)模達(dá)到3960億元，即2022-2027年年均市場規(guī)模達(dá)到790億元人民幣（見圖表1）。

1、2027年綠氫需求達(dá)255萬噸，占?xì)錃饪傂枨?%

《報告》預(yù)測，到2027年，中國綠氫年產(chǎn)量達(dá)到255萬噸，占到中國氫氣供應(yīng)總量的7%（見圖表2）。255萬噸綠氫需求分別來自鋼鐵行業(yè)和化工行業(yè)，同時不考慮汽車用途：

（1）中國有5%的鋼鐵（2020年為1.053億噸）是用氫氣生產(chǎn)的，平均每噸鋼需要25公斤氫氣，對氫能的總需求約為130萬噸（折合62GW電解槽裝機量）；

（2）2020年2500萬噸化工制氫需求中的5%將被綠氫替代（中國煤炭加工利用協(xié)會數(shù)據(jù)），共125萬噸（折合58GW電解槽裝機量）；

（3）綠氫生產(chǎn)區(qū)域與汽車應(yīng)用區(qū)域存在錯配，由于氫儲運成本遠(yuǎn)高于制氫成本，不太可能在交通領(lǐng)域快速形成綠氫的規(guī)?；瘧?yīng)用。

2、2022-2027年間平均裝機量達(dá)到20GW，年均市場規(guī)模達(dá)到790億元

255萬噸的綠色氫氣每年需要142800GWh的電力（氫氣轉(zhuǎn)換率為56千瓦時/千克）。若電解槽電能全部來自光伏，光伏年有效運行時間為1200小時，則電解槽總裝機量需求達(dá)到約120GW。

假設(shè)電解槽系統(tǒng)成本為3.33元/瓦，市場總規(guī)模將達(dá)到3960億元，2022-2027年年均規(guī)模達(dá)到790億元人民幣！

但《報告》同時強調(diào)，預(yù)計2022年的電解槽裝機量約為1-1.5GW，占全球電解槽裝機量的69%！根據(jù)氫云鏈數(shù)據(jù)庫，這個數(shù)據(jù)同比2021年已經(jīng)實現(xiàn)了100%-200%的增長，但對比20GW的年均裝機數(shù)量差距甚大，將導(dǎo)致后續(xù)的裝機壓力劇增。

《報告》還進行了有趣的假設(shè)：若電解槽對外采購了50%電力而非100%使用光伏電力，由于電解槽時間使用時間的延長一倍（從1200-1500小時延長至3000小時），對電解槽裝機量需求也減小為60GW，同時由于電解槽使用時間的提升，其LCOH降低20%。

圖表1 中國電解器設(shè)備系統(tǒng)年度支出

《報告》認(rèn)為，到2025年，綠氫的LCOH將下降38%（見圖表3）。下降幅度的54%來自光伏電力LCOH的下降（約39%），38%來自電解槽系統(tǒng)成本的下降（約30%）。

（1）光伏成本下降主要來自新技術(shù)應(yīng)用。如2022年的Topcon技術(shù)和2023年的HJT技術(shù)，以及2023年的多晶硅產(chǎn)能的提高。 

（2）電解槽系統(tǒng)成本下降來自規(guī)模經(jīng)濟和技術(shù)升級。根據(jù)IRENA，若電解槽年產(chǎn)量從10MW /年增加到1000MW /年，PEM電解槽成本將可能下降45%（見圖表4）。技術(shù)升級也有利于成本下降，如應(yīng)用成本更低的質(zhì)子交換膜和催化劑等。

值得注意的是，《報告》的預(yù)測并不包括氫氣儲運和加注成本，這些成本總和達(dá)到了制氫成本的兩倍以上。因此《報告》認(rèn)為綠氫將首先在可再生能源豐富、同時靠近鋼鐵、化工產(chǎn)業(yè)集群的地區(qū)率先應(yīng)用，從而避免產(chǎn)生運輸成本。

圖表3 到2025年，中國綠色氫LCOE將下降38%

資料來源：中國光伏產(chǎn)業(yè)協(xié)會、中國氫氣聯(lián)盟、匯豐銀行前海證券估算

如第三部分所述，《報告》認(rèn)為未來5年最具商業(yè)性的綠氫應(yīng)用是化工與鋼鐵，未來綠氫在交通、供熱等方面同樣具有應(yīng)用前景，但最重要的應(yīng)用場景應(yīng)當(dāng)是電力儲能和調(diào)峰。

《報告》認(rèn)為，基礎(chǔ)設(shè)施的缺乏和高昂的建設(shè)成本將閑置氫氣在油氣、化工和鋼鐵以外領(lǐng)域的應(yīng)用，但廣泛的應(yīng)用有助于提高氫氣的經(jīng)濟性。

（1）化工和鋼鐵是近期最有前景的應(yīng)用場景

考慮碳價，氫能煉鋼將具備經(jīng)濟性。以鋼鐵為例，根據(jù)中國鋼鐵工業(yè)協(xié)會的數(shù)據(jù)，根據(jù)摻氫比例，在鋼鐵生產(chǎn)中可降低10-80%的碳排放，同時鋼鐵成本增加50-750元/噸（氫氣價格為24元/公斤）。但若碳成本高于300元/噸，使用氫氣可以減少45-450元/噸鋼的碳成本（1噸鋼約產(chǎn)生1.5噸碳排放）。而且考慮到2025年氫氣價格的下降，在一定的條件下，氫能煉鋼可能具備經(jīng)濟性。

因此雖然短期內(nèi)成本高昂，但我們認(rèn)為化工和鋼鐵企業(yè)有投資綠氫的意愿。地方政府承擔(dān)了減排目標(biāo)，將傾向與支持排放碳更少的企業(yè)。

（2）儲能和調(diào)峰是更重要的應(yīng)用場景

大規(guī)模的可再生能源利用將增加電網(wǎng)的不穩(wěn)定性，提高消納的難度。《報告》認(rèn)為，可再生能源制氫是消納過量可再生能源的方案之一，并能夠顯著降低制氫成本。

《報告》認(rèn)為，到2027年，由于可再生能源裝機量的提升，中國將產(chǎn)生865GW的調(diào)峰需求（平準(zhǔn)電網(wǎng)用電高峰），上述的120GW電解槽設(shè)施，將占據(jù)調(diào)峰能力的14%。

對比電化學(xué)儲能，《報告》認(rèn)為電解槽的靈活性更高，而且儲能成本比電化學(xué)儲能低5-15倍（見圖表5）。未來，可再生能源工業(yè)過剩-電網(wǎng)難以消納-加速綠氫及存儲設(shè)備應(yīng)用將成為一個推動氫儲能發(fā)展的基本邏輯。

圖表5 儲能技術(shù)比較：氫氣儲能比化學(xué)基鋰電池便宜5-15倍

注：計算的儲氫成本不包括使用氫源發(fā)電的成本

 《報告》認(rèn)為，藍(lán)氫前景不如綠色氫氣，原因包括主要藍(lán)氫成本彈性較小，同時缺乏成熟的永久封存解決方案。到2025年，可再生能源豐富的地區(qū)綠氫成本低于藍(lán)氫。同時，《報告》沒有否認(rèn)藍(lán)氫，認(rèn)為綠氫和CCUS可以一起提供碳減排解決方案，而不是兩種相互排斥的替代品。 

（1）碳價提高化石制氫成本?！秷蟾妗氛J(rèn)為，中國的碳價將從57元/噸（2021年底）上漲到超過100元/噸（2025年）。這將使灰氫（煤制氫+碳價）或藍(lán)氫（煤制氫+CCUS）的成本從13 / kg（2021年）增加至cRMB15 / kg（煤制氫平均產(chǎn)生22.5kg碳/ kg氫氣）。這有利于提高綠氫的經(jīng)濟性（見圖表7）。

圖表7 2025年，綠色氫LCOE比煤氫便宜

資料來源：中國光伏產(chǎn)業(yè)協(xié)會、中國氫氣聯(lián)盟、匯豐銀行前海證券估算

（2）CCUS成本下降幅度有限。碳捕集設(shè)備通常涉及電力液化或氣體壓縮機，其中壓縮機已經(jīng)相對成熟，降本和提效空間有限。根據(jù)中國環(huán)境規(guī)劃院的中國CCUS報告（2021年），2025年CCUS的平準(zhǔn)化總成本至少為400元/噸（假設(shè)運輸距離為250公里），到2030年只能下降23%，約為310元人民幣/噸。

（3）缺乏成熟的永久封存解決方案。二氧化碳捕獲后需要通過管道或液化形式運輸并進行永久儲存，但地理災(zāi)難可能會危及儲存并構(gòu)成環(huán)境風(fēng)險。將捕獲的二氧化碳轉(zhuǎn)化為其他化學(xué)品的市場潛力有限。因此，目前對于捕獲的碳的永久儲存還沒有一個成熟的解決方案。

《報告》討論了PEM與堿性電解槽的市場前景，并認(rèn)為未來數(shù)年內(nèi)兩種技術(shù)將在市場共存。

《報告》認(rèn)為，兩種技術(shù)各有優(yōu)缺點，具體如下 ：

（1）堿性電解槽更成熟，成本比PEM低20-40%。

（2） PEM更適宜匹配可再生能源發(fā)電

（3）催化劑材料的稀缺將推高PEM電解槽的成本，使其難以擴大規(guī)模。根據(jù)IRENA數(shù)據(jù)，目前銥和鉑的產(chǎn)能僅能支持3 GW-7.5 GW的PEM電解槽年生產(chǎn)能力。

（4）由于原理的相似性。燃料電池的發(fā)展有利于加快PEM電解槽技術(shù)的更新。

（5）雖然可能很難得出哪種技術(shù)將贏得未來，但通用的組件和工藝有利于獲得更大的市場，如多孔傳輸層（PTL），雙極板（BP）以及堆疊組裝板和端板等。

《報告》認(rèn)為，盡管未來兩年綠氫相關(guān)收入規(guī)模仍相對較小，但企業(yè)將迎來重新估值的機遇。

《報告》認(rèn)為，在2023-2027年綠氫大規(guī)模應(yīng)用之時，綠氫供應(yīng)鏈上的大多數(shù)企業(yè)都將得到重新評級的機會，具備將傳統(tǒng)業(yè)務(wù)的能力和資源延伸到綠氫業(yè)務(wù)的企業(yè)將更具優(yōu)勢，其中有兩類企業(yè)注意：

（1）擁有電解槽或其組件技術(shù)的生產(chǎn)商

（2）供應(yīng)鏈上關(guān)鍵環(huán)節(jié)企業(yè)

《報告》對中化集團、中石化、中集安瑞科、隆基等進行了詳細(xì)的分析，具體情況獨資可自行查閱。

有意思的是，匯豐對于公司的選擇并不與國內(nèi)相同，甚至不少企業(yè)平常并不在國內(nèi)討論的名單中。匯豐傾向在制氫端和用氫段選擇企業(yè)，因此中化集團、隆基、中國冶金、石化機械（000852），分別代表了綠氫裝備與CCUS技術(shù)、電解槽供應(yīng)商、氫能煉鋼方案商、BOP設(shè)備商。