信用风险决策参考 2025-01-12
信用风险决策参考 2025-01-12
分析结论：
在过去十年中，中国在全球太阳能光伏和储能电池供应链中占据了主导地位。规模经济效益、低廉的国内生产成本和持续的技术进步使中国厂商在全球竞争中脱颖而出。现在，中国电解槽厂商希望复刻这一成功。然而，随着西方对于本土制造业的保护逐渐升级，中国电解槽厂商在海外面临的政策限制可能将远大于光伏和储能行业玩家所经历的。(LEQ)
分析过程：
随着一系列绿氢支持政策的推出，中国电解槽产能在过去两年间显著增长。截至2024年，中国电解槽名义产能已达到39 GW/年，而根据目前已宣布的扩产项目，到2026年这一数字可能将超过50 GW/年。
中国电解槽制造厂商可以分为三大类。第一类是拥有数十年经验的传统制造厂商，包括派瑞氢能等公司。第二类是大型能源公司或国有企业的附属公司，如华电重工。第三类则是从事太阳能、风能等领域的大型清洁能源公司，如隆基绿能和阳光电源。目前，中国已有超过十家厂商的电解槽年产能超过1 GW，同时，许多公司仍在积极扩张产能。
与雄心勃勃的产能扩张相反，中国的电解槽需求并未激增。2023年，对应了具体的氢能项目并已公示结果的电解槽招标量为733 MW，而2024年前十个月为693 MW。尽管最初政府政策激发了行业对绿氢项目的热情，但随着大规模绿氢项目的建设与投运，挑战接踵而至。首先，当前的电解槽技术难以应对清洁能源电力的波动性输入，这可能会导致设备频繁关停，进而影响设备性能。为了解决这一问题，许多大型绿氢项目正在增配电池储能系统或接入电网，以保证制氢设备的稳定运行。
另一个重要障碍是消纳不足。绿氢项目通常位于太阳能或风能资源丰富但较为偏远的地区，这些地区往往缺乏相应产业来消纳绿氢。高昂的运输成本以及绿氢与灰氢之间的价差进一步削弱了绿氢的竞争力。提升绿氢的竞争力可能需要更严格的碳定价与天然气管道网络。
这些挑战使得2024年中国绿氢项目的审批和招标经历了延迟。行业需要时间来解决技术缺陷，并在项目爆发期之后探索合适的应用场景。目前，需求的疲软和供给的过剩导致许多生产线闲置，只有少数龙头厂商保持着较高的产能利用率。
产能过剩导致招标价格持续下降。与海外项目业主通常整包采购设备的方式不同，中国业主往往对项目开发、设备规格有更严格的控制，会将制氢设备的招标拆分成多个部分进行，这也导致价差区间的增大。1000标准立方米每小时(Nm3/h)碱性电解槽系统的单价从2023年的700万-800万元降至2024年初的650万-700万元(185-200美元/kW)。该价格趋近电解槽厂商2024年生产成本，意味着厂商很难实现盈利。
价格压力和激烈竞争促使厂商进一步降低制造成本，但随着降本空间逐渐缩窄，国内电解槽价格的下跌也预计放缓。此外，由于该行业主要以订单驱动，大规模库存积压而造成价格下跌的情况并不可能出现。同时，业主对于技术性能的关注逐渐替代单一的价格驱动，这将抑制低质低价设备在项目中的应用。
国内市场的激烈竞争和微薄利润促使中国电解槽厂商在海外市场寻求机会。对于这些中国厂商而言，国际订单的生产成本比国内项目高约50%；但同时，厂商在海外市场销售定价远高于国内市场，这部分溢价能够完全抵消成本的增长，提升利润率。
目前，从中国出口海外的电解槽主要来自于国际公司位于中国的工厂，而中国本土厂商如派瑞氢能则主要为海外小规模项目供应设备。具有可再生能源背景的厂商努力利用其在海外积累的品牌口碑和关系网络扩大绿氢业务版图。
对于中国电解槽厂商来说，海外市场针对中国制造的电解槽的进口政策也至关重要。2024年9月，欧洲氢能银行(EHB)在其第二次可再生氢拍卖中引入了一项新标准，要求获得EHB补贴的绿氢项目所使用的设备中，从中国采购的电解槽的比例不超过25%。由于海外项目的业主往往选择从单一厂家采购所有电解槽以减少对供应商管理的成本和难度，EHB这一标准实际上是将中国电解槽完全排除在了EHB补贴项目之外。虽然EHB补贴力度相对较小，该标准的引入在现阶段对于中国电解槽进军欧洲并无重大影响，但这一变化反映了欧洲保护本地制造业的决心，也预示着后续出现类似政策的可能性。同样，新一届美国政府是否会对中国电解槽征收关税也是一个未知数。为了应对潜在的贸易壁垒，多家中国厂商已宣布在中国以外投资产能，其中一些选择与当地合作伙伴合资办厂。也有部分厂商选择通过出口电解槽技术来扩大国际影响力和规避贸易风险。
