氢能深度系列六：电氢替代迈入进行时

新能源发电量占比持续提升，电氢经济性不断改善，经济利用下电氢成本已经接近灰氢并低于蓝氢，电氢在化工领域替代应用有较大发展潜力。 新能源规模化孕育电氢新机遇 《2023年能源工作指导意见》提出新能源发电量占全社会用电量的比重达到15.3%，电力现货市场发现电力价格分时特征，部分新能源占比高的现货省份的电能量价格低于0.05元/kWh的年度时长已达1000小时以上，电力现货在全国快速推广为电解水制氢产业提供了重大的发展机遇。 电氢经济性初步显现 考虑电网电解水制氢（并网制氢）和风光一体化电解水制氢（离网制氢）两种方式：并网制氢模式下存在经济利用小时数，以制氢成本最优为目标时，2022年山西、甘肃两省制氢成本最低约为15元/kg，经济利用小时数分别为1915h和2875h，当考虑出售高纯度氧气时，冲减后的制氢成本最低约为10元/kg；离网制氢模式下现货五省成本约为13-17元/kg，考虑氧气冲减后的成本约为8-11元/kg；均已经接近煤制氢约7-11元/kg成本，低于天然气制氢约15-20元/kg成本。随着电耗水平下降、利用小时数的提升，电氢成本仍有较大下降的空间。 氢氨一体化优势突出 西北制氢与目前下游应用地理距离较远，若引入氢气运输环节，则会额外带来6-8元/kg的成本增量，无法在经济性上彻底替代煤制氢；若采取就地新建如合成氨装置等下游配套产能，则成本增量仅2.5元/kg。绿氢、绿氧、绿氨一体化生产模式经济性较好，综合利用成本已经接近于煤制氢。 电氢替代加速，行业放量空间较大 目前多地出台电解氢产业扶持政策，部分政策对经济性改善明显，大型央企纷纷布局电氢项目抢占绿色能源先机。根据我们的测算，2023-2025年，预计新增电解槽装机约为2.39/5.51/14.27GW，仅占新增新能源装机的1.49%/2.76%/7.13%；年制氢总量仅占氢气需求的1.4%/2%/3.5%，预计到2030年，电氢占氢气总产能比例可达15%以上。目前新能源电力供应与下游氢气替代并无明显瓶颈，经济性驱动发展，行业空间较大。 投资建议：关注兼具技术与央企客户基础的公司 电耗、产氢压力及纯度、电解槽系统调节能力等技术性能对经济性有很大影响，优质电解槽系统可以带来明显的成本优势，未来份额或向技术领先的企业靠拢，重点推荐：1）背靠华电集团，能源工程的多面手的华电重工； 2）硅料设备龙头，电氢持续加码的双良节能。建议关注昇辉科技，亿利洁能，隆基绿能、阳光电源、天合光能、明阳智能等。 风险提示：电解槽需求不及预期、新能源装机不及预期、竞争格局恶化等。 投资聚焦 研究背景 经过新能源多年的快速发展，2022年我国新能源发电量占全社会用电量的比例已经达到13.8%，2023年该目标已提升至15.3%，系统现有的灵活性可能出现不足，新能源消纳难度将加大。我国新能源行业发展的逻辑将从装机驱动转向消纳驱动。 电解水制氢作为优质的灵活性负荷资源，将充分利用低价谷电或新能源直接发电制氢，不仅可以补充系统灵活性资源的需求，而且可以在下游部分高排放的化工行业形成绿色原料替代。本篇报告，我们分析了目前电解水制氢的成本，并对电解水制氢应用方式、供需格局、发展空间、设备公司做出分析。 创新之处 本报告详细拆分了山西、甘肃、山东、蒙西、广东等五省目前在电力现货市场条件下制氢项目的优化运行成本，在不同省份的电力市场中，由于电价分布差异较大，制氢经济利用小时数和相应成本可能有显著差别，提示大规模并网制氢项目应努力运行于经济利用区间，降低电费成本。同时，基于成本优势，绿氢-绿氧-绿氨一体化模式或将率先在工业领域内加速绿色替代，发挥出重大的社会效益。 核心结论 1）新能源规模化是电氢产业的前提条件，电力现货市场还原分时价格是电氢产业的发展基础。电氢作为优质灵活负荷资源将改善电力系统运行，帮助新能源消纳。 2）当并网制氢项目运行于经济小时数时，成本明显下降，考虑高纯度氧气出售时，不论并网还是离网制氢，其成本已经接近于煤制氢成本，在电耗改善、小时数提升、政策帮扶之下，未来电氢成本有望显著下降。 3）相对于西北制氢外运，氢氨一体化实现绿氨替代更具备经济效益，目前大型央企纷纷筹划项目，设备公司努力提升电解槽性能，产业迈入从0-1的发展阶段，预计至2030年，电氢渗透率有望从目前的1%提升至15%，电解槽相关公司或率先受益。 4）建议关注：华电重工、双良节能、昇辉科技、亿利洁能，隆基绿能、阳光电源、天合光能、明阳智能等。 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。2010-2022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%。 图表1：2010-2022年全国装机规模及其构成图 图表2：2010-2022年全国发电量及其构成图 根据国家能源局发布的《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%、全年风光装机增加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： 2018-2022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%。 图表4：山东省2018-2022年风电、光伏发电量占比（%） 图表3：2018-2022年山东省风电、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2022.04.01-2023.04.01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%=0.3159元/kWh）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-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-0.634元/kWh。 图表5：山东省各个电价区间对应的小时数(2022.4.1-2023.4.1) 图表6：山东省各个电价区间对应的平均电价(2022.4.1-2023.4.1) 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2022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征，如青海、宁夏、甘肃等。 图表7：截至2022年末全国各省份风电、光伏装机情况 图表8：截至2022年末全国各省份风电、光伏发电量情况 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上将推动电解水制氢经济性好转。 图表9：山东省2022年现货价格时长分布 图表10：山西省2022年现货价格时长分布 图表11：广东省2022年现货价格时长分布 图表12：甘肃省河西2022年现货价格时长分布 图表13：蒙西呼包东2022年现货价格时长分布 图表14：蒙西呼包西2022年现货价格时长分布 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。 图表15：各省电力现货市场建设进度 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(ALK)、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，2022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 图表17：碱性电解槽制氢系统 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—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馏工艺。 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。 图表18：不同纯度氧气市场报价示例 以宝丰能源300万吨/年烯烃项目为例，其中40万吨烯烃通过绿氢耦合制备，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+煤”制烯烃。 图表19：宝丰能源绿电绿氢绿氧一体化项目 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