氢能源行业分析研究.docx

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1、氢能源行业分析研究1新能源规模化孕育电氢新机遇1.1新能源装机与发电量持续增加自2010年以来，我国新能源规模化发展程度加速深化，新能源装机规模及其相对于总装机规模的占比稳步扩张，新能源发电量及其相对于总发电量的占比持续提升。2010-2023年，全国装机量自966.41GW扩张至2564.05GW,其中，新能源装机规模自29.84GW扩张至758.05GW,CAGR达28.25%,新能源装机规模占比全国装机规模由3.09%提升至29.56%；新能源发电量自495.21亿kWh增长至11899.4亿kWh,CAGR达27.71%,新能源发电量占全社会用电量比例已经达到13.8%。根据国家能源局

2、发布的2023年能源工作指导意见，2023年，我国将继续推进新能源建设,加速深入结构转型，大力发展风电、光伏，力争使得发电量占全社会用电量的比重达到15.3%、全年风光装机增力口160GW。1.2 市场化令新能源大省山东电价分时特征浮现在新能源占比较高的地区，相应时段电价较低。由于新能源发电边际成本低的特质，在新能源高发期间，如果用电需求较低，则相应时段市场电价较低。以山东省电力现货市场为例：2018-2023年，山东省风电、光伏装机容量及发电量持续增长，风电、光伏装机容量自1146/1361万千瓦增长至2302/4270万千瓦，CAGR达14.97%25.69%,风电、光伏装机占总装机量比例

3、自6.05%9.93%扩张至12.14%23.13%;风电、光伏发电量占总发电量比例自2.32%0.55%扩张至5.28%11.25%o图表3:2018-2023年山东盾风电、光伏装机占比(%)40%风电装机占比光伏装机占比山东省高速发展的新能源使电价时段特征明显。根据2023.04.01-2023.04.01年山东电力现货实时市场用电侧小时级电价统计，在过去一年的8760小时中：0.3元/kWh(山东燃煤基准价*80%=0.3159kWh)及以下的低电价时段共计达2534小时，占比总时长的28.9%；0.1元及以下电价区间的小时数达1317小时，占比总时长的15.03%,该区间的平均电价为-

4、0.007元/kWh；零点价及负电价的电价区间小时数达693小时，占比总时长的7.91%,该区间的平均电价为0634元/kWh。可见，以1317小时计算，即平均每天有3.6小时的电价处于0.1元/kWh以下，并且，随着光伏装机进一步加大，日均低电价市场有进一步扩大的可能。1.3 分时低价特征或向全国各省快速扩散截至2023年末，全国各省风电、光伏装机量占各省总装机量比例前五名的为青海、西藏、河北、宁夏、安徽（按光伏装机排序）；全国各省风电、光伏发电量占各省总发电量比例前五名的为青海、西藏、宁夏、甘肃、山东。考虑到新能源渗透率与分时电价特征高度相关,因此全国多个省份均可出现类似山东省的电价分时特

5、征，如青海、宁夏、甘肃等。图表7:截至2023年末全国各省份风电、光伏装机情况70.OOS60.OOS50.OOS40.00%30.00%I111111111iiiii离而依塞H电XWW收电至检电飞零H土禁勉卡炉妆区耍a电送电三20.00%10.00%0.00%帐隹光伏装机占比风电装机占比现货省份的电价分布特征各有差异。目前山东、甘肃、山西、广东、蒙西等五个省份已开启电力现货连续试运行，电价分布特征各异，新能源发电量占比较高的甘肃、山西、山东等省份低电价时长明显较长,而广东新能源发电量占比低，低电价小时数明显较少。这一现象在一定程度上佐证了新能源占比高将促使低电价时长扩大，电价的降低在一定程度

6、上将推动电解水制氢经济性好转。加快建设电力现货市场，畅通实时电价发现渠道。类似青海、宁夏等省份虽然具备高比例新能源占比，却暂无电力现货市场运行，价格发现能力有限。但是，目前越来越多的省份正在加速建设电力现货市场。其中：山西、广东、浙江、四川、福建、甘肃、山东、蒙西八省第一批电力现货市场建设已连续结算试运行；上海、湖北、辽宁、江苏、安徽、河南六省第二批电力现货市场建设已完成模拟试运行；其余省份，如黑龙江、陕西、青海、江西、宁夏、重庆、广西、海南、贵州、云南、河北(南网)、湖南等均已展开电力现货市场建设相关工作。电力现货市场建设的逐步完善有利于各省份畅通实时电价发现渠道,进而能够更直接、明朗地观测

7、到电价分时分布特征，从而有助于当地政府实施配套政策促进相关产业的发展。其中，电氢产业基于其低碳环保的核心理念、逐渐凸显的经济性，在目前我国力争实现能源绿色转型以及“双碳目标的大背景下方兴未艾、规模可期。2电氢经济性初步显现，氢氨一体化优势突出2.1 电氢系统产出高价值绿氧碱性电解槽工作原理按照工作原理和电解质的不同，电解水制氢技术可分为4种。碱性电解水技术(A1K)、质子交换膜电解水技术(PEM)、高温固体氧化物电解水技术(SOEC)和固体聚合物阴离子交换膜电解水技术(AEM)。其中，碱性电解槽的成本较低，经济性较好，2023年国内碱性电解槽出货占97%,但相较于PEM的灵活性较差，PEM受限

8、于质子膜高成本，总体设备成本是碱性电解槽3-4倍。碱性电解槽的电解液一般为30%质量浓度的KOH溶液或者26%质量浓度的NaOH溶液。在直流电的作用下，阴极发生还原反应，生成氢气和氢氧根离子，阳极发生氧化反应，生成氧气和水。经过气水分离器将气体和溶液分离，电解液回流至电解槽，氢气和氧气分别进入纯化装置提纯后进行收集。图表16:碱性电解槽的工作原理E1ectro1yteSo1ution(KOH)Anode:4OH2H2OO24eCathode:4H2O4eI2H24OH副产品高纯绿氧的价值较高电解水制氢的同时会带来高价值副产品一高纯度绿氧，一般企业采取直接排放进空气中的处理方式，当副产氧气量较大

9、时，则用液化的方式储存销售。目前高纯氧的制取主要有两种工艺方法，一是利用空分设备中产生的工业氧再经低温精储工艺。二是以电解水为原料，经催化除水脱氢后进行冷却，可制取纯度为99.995%以上的高纯氧，工业氧一般要求纯度在99%以上，因此副产氧可被应用于工业，医疗，化工等多个领域，具有一定的商业价值。结合市场上气体公司的氧气报价均值，高纯氧价格约35元/立方，经济性突出。以宝丰能源300万吨/年烯燃项目为例，其中40万吨烯燃通过绿氢耦合制备，利用风电光伏能源电解水制取绿氢和绿氧，绿氢替代原料煤进入甲醇合成装置，绿氧替代燃料煤用于煤气化工艺，减少了空分设备制氧能耗，该项目是全国单厂规模最大的“绿氢+

10、煤”制烯燃。此外，高纯度氧在冶金领域，有助于去除硫、磷、硅、等杂质，缩短冶炼时间；在电子领域,在与四氟化碳混合后，可以用于等离子刻蚀，同时在医疗、航空航天等多个领域均有较高的商业价值。2.2 经济利用下西北电氢成本优势初步显现化石能源制氢成本煤制氢和天然气制氢均属化石能源制氢，目前技术路线相对成熟、应用较为广泛，对煤气化、天然气进行成本测算后发现，若不考虑碳排放价格，两者制氢成本分别为11.3元/kg、21.8元/1,两者成本均易受到原材料价格波动影响。煤气化制氢：采用水煤浆技术工艺，假设建设投资12.4亿元，设备产能9万方h,年工作时间8000小时,煤炭单价900元/吨，煤制氢在所有制氢路线

11、中成本最低，其成本结构中占比最大的是煤炭，占比59%；其次是氧气，一般煤制氢气采用部分氧化工艺，氧气成本占比20%。天然气制氢：假设建设投资6亿元，设备产能9万方h,年工作时间8000小时，天然气单价3.5元/m3。天然气制氢成本主要由天然气、燃料气和制造成本构成，其中天然气成本是制氢成本的主要部分，占比近86%。若考虑碳排放价格，化石能源制氢经济性进一步下降。根据IEA,煤制氢路线Ikg氢气产生约26kg二氧化碳、天然气制氢路线Ikg氢气产生约Iokg二氧化碳，按照当前中国碳排放价格为55元/吨计算，考虑碳价后煤制氢、天然气制氢成本将分别达到12.7元/kg、22.3元kg,在碳减排压力下，

12、碳配额发放或将收紧，推动碳价上行，当碳价上涨至200元/吨时，煤制氢、天然气制氢成本将分别达到16.5元/kg、23.8元kg,电解水制氢相对化石能源制氢或将更具经济优势。21:同煤炭价及碳价下煤制氢成本（元kg）或价（元/吨）5510015020025060010.5911.7613.0614.3615.6665010.9512.1213.4214.7216.02煤炭70011.312.4713.7715.0716.37（元75011.6512.8214.1215.4216.72/吨）8001213.1714.4715.7717.0785012.3613.5314.8316.1317.439

13、0012.7113.8815.1816.4817.7895013.0614.2315.5316.8318.13100013.4214.5915.8917.1918.49电解水制氢成本电氢分为电网电解水制氢（并网制氢）和风光一体化电解水制氢（离网制氢）。并网制氢是将系统接入电网取电，主要应用于大规模制氢消纳新能源发电，制氢成本主要为电费。离网制氢则是将风光发电机组产生的电能，不经过电网直接提供给电解水制氢设备，制氢成本主要为电源建设成本。目前国内电氢系统以并网制氢为主，电网作为稳定能源支撑制氢系统负荷波动较小，同时相关设备更成熟。但在并网制氢的情况下，由于系统内电能需要经过升价、降压、整流多次变

14、换，导致损耗较大，同时承担电网输配电及政府基金及附加等成本。离网制氢因为只有整流环节，系统效率更高，也无需缴纳输配电费用，电力输送环节成本减少。但离网制氢系统缺少了电网的稳定支撑，电解槽面临由风光发电带来的波动冲击，同时离网制氢受制于土地无法大规模制取。目前，国内碱性电解槽的工作负荷暂不能完全适应新能源发电系统输出功率的波动强度。综合市场上电解槽性能参数，我们假设单套电解槽系统产氢量为1500标方/h,系统单位能耗为4.4kWh标方,价格为2010EkWo电解水制氢的原材料用水价格4.1元/吨，30%浓度KOH电解液价格8元/kg。由于电解水制氢会带来高价值的副产品绿氧，假设50%的氧气经提纯

15、后对外销售，价格2元/标方，分别测算两种模式下电解水制氢的成本。电网电解水制氢：针对有电力现货市场价格数据的山西省、山东省、广东省、甘肃省和蒙西分别计算用电综合电价，包括输配电价（两部制）、容量补偿电价（山东）、政府性基金及附加、基本电能量价格等。对上述五省电网电解水制氢成本进行测算。山西省经济利用小时数为1915小时，并网制氢单位成本最低：截止2023Q3,山西省风电光伏装机量占比位列全国第14,但由于负荷较少，山西省低电价小时数在五个省份中较为显著，00.05元/kWh共计1341小时,030.35元/kWh共计1219小时，低电价优势明显。经过我们的测算，当利用小时数为1915小时，综合电价0.1868元/kWh,山西制氢成本最低为15.2元kg,考虑氧气售后冲减费用，制氢成本下降至9.6元/kg。山西省并网制氢成本结构中，因现货市场低电价优势显著，电费占比相对较低，仅60.59%,电费之中，电能量价格占42%,输配容量价格占36%。图表26:山西省并网制氢最低成本降态结构山东省经济利用小时数为2644小时，成本较高主要系输配电费用较高：山东省低电价小时数相对较多，-0.1-0.0