2024 STRATEGY 编者按：丁仲礼院士预测未来光伏风电可以解决70%左右的能源需求，但仍有如钢铁水泥、航空运输、远洋货轮等领域依赖化石能源。氢能除了可解决可再生能源消纳问题外，在绿电覆盖不到的领域中，绿氢大概率是终极脱碳方案。但目前绿氢实际运行成本较高，如何实现降本，哪些环节值得布局？ 陆上风电仍是目前最便宜的发电技术之一，其次为光伏和海上风电，成本均低于新建的煤电。随着各地海风项目的用海、核准、开工等审批陆续放开，海风需求回暖，哪些环节即将受益？以下是朱雀基金先进制造一组在本年度策略会上的分享，整理成文，与投资者共飨。 我们认为氢能未来发展的驱动力，是来自实现碳中和目标的过程中，绿电加绿氢很可能解决能源的安全性、经济性以及绿色可持续性的问题。氢能可以解决钢铁水泥、航空船运领域的深度脱碳，和风电光伏也是互相补充、互相促进的作用。 已公布氢能投资资金情况 数据来源：BNEF，朱雀基金整理。统计时间短，不代表未来发展趋势，观点具有时效性，仅供分析参考，不构成对产品业绩的保证，也不构成任何投资建议或承诺。 从国内来看，2023年国内绿氢项目的表现非常突出。新疆库车是我国首个万吨级的绿氢项目，已经完成了全面建成投产，标志着我国绿氢规模化的应用实现零的突破，另外今年吉林大安项目也是全球最大的绿氨项目之一。 从行业看，电解水制氢发展迅猛。根据行业统计，今年我国电解槽项目招标规模累计超过2GW，接近2022年电解槽全年出货量的3倍，其中碱性电解槽路线的占比超过90%。 数据来源：国际氢能网，索比氢能、朱雀基金整理.统计时间短，不代表未来发展趋势，观点具有时效性，仅供分析参考，不构成对产品业绩的保证，也不构成任何投资建议或承诺。 绿氢面临的四大挑战 从行业阶段看，尽管目前已经有部分示范项目已经启动运行，但是整个行业仍处在起步阶段。无论是电解槽，系统的优化配置以及下游应用端的匹配，目前有较大的提升空间。另外当前绿氢的成本比较高，而下游的应用场景、未来的消纳终端还有政策等因素，大概率还不足以支撑当前绿氢大规模的商业化应用。 目前面临的一些问题： 第一，制氢的成本相对比较高。前期库车项目的制氢成本在28元/公斤，是目前煤制氢成本的两倍。其中电力成本占比超过70%，未来随着可再生能源利用效率的提升，包括电解槽的性能提升，未来制氢成本继续降低有很大的空间。 第二，氢作为危化品管理面临一定的约束。长期以来，氢是一直作为危化品来管理，涉及到氢的制备、使用，需要在化工园区内进行。此外，公路运输氢气也是受到不同辖区、不同规则的管制，跨区域的运输也受到较大的限制，一定程度上限制了氢能产业的发展和使用场景的拓展。 河北、广东、吉林等地陆续放开氢在化工园区生产的限制 数据来源：政府官网，朱雀基金整理。统计时间短，不代表未来发展趋势，观点具有时效性，仅供分析参考，不构成对产品业绩的保证，也不构成任何投资建议或承诺。 绿氢未来的降本路径 氢能布局落地的思考 落实到氢能未来布局的思考，有几个环节需要去把握。 第三个，下游的应用端有两个新的亮点，随着技术的进步，最新某氢能燃料电池系统龙头公司公布数据显示，系统成本已降至2500元/kW，相比于2017年的18000元/kW，成本大幅下降，预计2025年降低到1000元/kW，随着成本快速下降，氢能在商用车的应用或将逐步增多，这也迎来了长期的布局空间。 DNV预测甲醇船数量持续提升
从各个国家的规划和布局来看，截止到今年已经有超过50多个国家发布了各自的氢能战略。从规划的电解槽装机和相关投资资金看，整个氢能存在超过万亿的投资体量。
但是我们也看到，在国家明确氢的能源属性以后，各地也是对氢能的管理政策做了积极的调整，像广东、河北、吉林等也是明确出台了对制氢环节的政策优化和松绑，已经允许化工园区外建设电解水制绿氢项目，有助于降低未来绿氢的制储运成本。
第三，国内的碳交易价格目前仍比较低，这没有完全反映绿氢的价值，除了技术因素，也存在土地、资金成本、税收等非技术成本问题。后续国家对绿氢的相关政策，对促进行业的发展也起到关键的作用。
最后，随着新的绿氢标准体系建设指南的出台，未来全产业链的标准逐步开始确立，能够为各环节的规范性打下基础。另外，70MPa的IV型储氢瓶和阀门的标准公布也进一步提升了燃料电池汽车的产品力，后期有望进一步实现降本。
从今年绿氢行业看，不同的下游客户针对不同项目提出了不同的电解槽的需求，比如常规产品是500标方和1000标方，今年提出了1500标方/h，2000标方/h的需求，部分钢铁企业甚至根据自身情况提出了3000标方/h的电解槽需求，装备大型化是未来趋势，背后源泉是技术创新。
其次，除了电解槽的大型化，降本的路线还有规模化、标准化。
第一个，制氢端。电解槽是确定性较大而且价值量较高的环节。过去整个市场的空间比较小，很多环节没有得到足够的重视，也没有足够的技术投入去进一步升级。未来随着产业空间扩大，大型电解槽的标准化、产业化趋势，材料、加工、设备等环节或将迎来发展空间，同时涉及电力、化工、钢铁等多场景贯通，相关仪表部件的重新设计迎来新空间。
第二个，储运端。储运作为连接上游制氢端和下游应用端的重要基础设施，大概率也是率先启动的环节，同时也是终端用氢价格下降的瓶颈所在。在储运方面，中短距离的气态储氢很可能将率先大规模投入使用，长距离的管道运氢项目将逐步启动建设，国产液氢、固态储氢、绿色甲醇、绿氨等技术路线也会逐渐成熟。
另外从今年以来，在欧盟的减排政策下，船运的绿色甲醇、绿氨需求大幅提升。从近期马士基和国内企业签署的50万吨的绿色甲醇项目看，未来需求空间的确定性较大。同时根据船级社统计，今年前七个月欧洲甲醇燃料船订单总量122艘，去年为35艘，带来未来巨大的绿色甲醇需求，相应的绿氢需求或许也会有较大的提升。
数据来源：DNV、朱雀基金整理。统计时间短，不代表未来发展趋势，观点具有时效性，仅供分析参考，不构成对产品业绩的保证，也不构成任何投资建议或承诺。
海风是全球风电发展的亮点 根据BNEF统计，经过十多年技术进步，陆上风电和海上风电度电成本已下降了70%，目前陆上风电仍是较便宜的发电技术，其次为光伏和海上风电，海上风电度电成本虽然比陆上风电高76%，但仍比新建的煤电成本低。 相关数据显示，到2050年实现全球净零排放，将全球温升控制在2℃以内，届时电力行业将由可再生能源主导，预计风电占比将达到36%，会超过光伏。 2000-2050 不同发电技术占全球发电量份额 数据来源：BNEF、朱雀基金整理。统计时间短，不代表未来发展趋势，观点具有时效性，仅供分析参考，不构成对产品业绩的保证，也不构成任何投资建议或承诺。 从全球的风电来看，GWEC预计2023-2027年全球风电新增装机680GW，复合增速是15%，中国是主要贡献者。 其中全球陆风新增装机550GW，复合增速12%，海风应该是较大的亮点，据相关数据统计，全球海风新增装机130GW，复合增速32%，2022-2027年海风新增占比将由11%提高至23%。从全球来看，预计2023年全球风电新增装机将超过100GW，而2024-2030年全球风电在7年内又将完成1TW新增装机。 陆风平稳增长，海风需求回暖 回顾2023年，国内的海风和风电，尤其是海风是受到了一定制约因素的影响。但是随着下半年“单30””政策的推出以及航道等其他因素的推进，这些制约因素已经逐步得到解决，明年海风的建设或有望提速。 结合各省市的风电招标数据统计，包括2023年风电招标和装机之间的差额预测，2024年陆风装机会在60-70GW左右。海风得益于江苏、广东等限制因素的解除，在明年会达到10GW以上，相比今年有50%以上的增长。 数据来源：GWEC、朱雀基金整理。统计时间短，不代表未来发展趋势，观点具有时效性，仅供分析参考，不构成对产品业绩的保证，也不构成任何投资建议或承诺。 23年9月国家能源局下发《关于组织开展可再生能源发展试点示范的通知》，提出要支持±500kV及以上柔直技术、单机15MW及以上海上风机、新型漂浮式基础等技术应用，并且深远海海上风电示范项目单体规模不低于1GW。在海风向离岸30公里、水深30m以上水域发展背景下，国家出台政策对深远海海风技术、评价示范项目提供了确定性指引，有望带动国管海域项目积极推进。 海缆、管桩环节或将率先受益 落实到布局环节，我们认为海缆和管桩环节受益于海风需求的回暖及深远海的发展。 管桩用量随水深增加而增加 数据来源：世界银行、GWEC、朱雀基金整理。统计时间短，不代表未来发展趋势，观点具有时效性，仅供分析参考，不构成对产品业绩的保证，也不构成任何投资建议或承诺。 而管桩产能受适宜的码头和场地资源限制，管桩产能在未来2-3年内将保持供需平衡状态，其中导管架产能受制于设备、场地等因素影响，仅有个别新增产能，竞争格局更好，同时价值量还在不断提升，在海风需求回暖的背景下，管桩业务有望保持快速的发展。 而在风电发电后，需要用海缆把风电场的电能从海上传输到陆上的变电站。随着海风的深远海化和大容量化的发展，电缆价值量和技术水平的要求，也在明显提升。 最后一方面是供应链，考虑海外的风电成本压力，国内一些比较紧缺的供应链环节能够有较大的出海机遇，特别是风机。 从国内的风机产能来看，我国的风机产能占到了全球接近60%，但是相比光伏目前的全球化，国内的风机出口占海外市场的比例目前只有3%，考虑到这几年国内风机价格战的影响，国产风机价格远比海外风机7500-8900元/kW的价格便宜，所以这也加速了国内风机厂商向盈利能力更好的海外的开拓。 数据来源：Woodmac，朱雀基金整理。统计时间短，不代表未来发展趋势，观点具有时效性，仅供分析参考，不构成对产品业绩的保证，也不构成任何投资建议或承诺。 随着海外海风的快速发展，海缆和管桩的产能目前在很大程度上无法满足未来欧洲海风的发展需求，预计这两个环节有望加速。以上是我们对于氢能以及风电的布局思考，后续我们也会积极把握相关领域的布局机会，做好前瞻性的研究。 数据来源：BNEF、国际氢能网，索比氢能、《中国不同制氢方式的成本分析》、国家能源局、政府官网、国家标委会、氢云链、清华大学、上海氢枫、丰田、DNV、GWEC、自然资源部、世界银行、Woodmac 注：本文件非基金宣传推介材料，仅作为本公司旗下基金的客户服务事项之一。 本文件所提供之任何信息仅供阅读者参考，既不构成未来本公司管理之基金进行投资决策之必然依据，亦不构成对阅读者或投资者的任何实质性投资建议或承诺。本公司并不保证本文件所载文字及数据的准确性及完整性，也不对因此导致的任何第三方投资后果承担法律责任。基金有风险，投资需谨慎。 本文所载的意见仅为本文出具日的观点和判断，在不同时期，朱雀基金可能会发出与本文所载不一致的意见。本文未经朱雀基金书面许可任何机构和个人不得以任何形式转发、翻版、复制、刊登、发表或引用。 
展望2024年，陆风或实现平稳的增长。2023年的风电装机低于此前大家的预期，但随着海风的限制因素解决，2024年的风电需求会进一步回暖。
展望更远，国内的海风开发潜力非常大，到2023年底，国内海风累计装机只有30GW，占可供开发资源的比例仅为1%，未来向深远海开发还有非常大的潜力。
管桩是支撑风机的柱子，也是海风建设中最先交付的环节之一，直接受益海风需求的回暖。目前管桩单GW用量约20万吨左右，未来随着海风向深远海的发展，用量或将随水深的增加而增加。
而且海外某龙头今年也爆发了质量问题，同时由于高通胀等因素，海外风机的交付成本高，交付周期也更长，这也推动了海外开发商转而使用性价比更高、质量可靠的国内风电机组。未来有全球化布局能力，包括有技术研发和成本管控优势的整机厂商能够受益于海外需求的拉动。