近日，重磅利好！新能源规模化给氢电带来了经济性，也将极大促进氢能产业的持续发育和壮大。
【资料图】
通过测算，报告发现，山西省并网制氢成本可以低至15.2元/kg，如果考虑高纯度绿氧冲减成本，则电氢成本仅9.6元/kg，已低于煤制氢成本11.3元/kg，并大幅低于天然气制氢成本21.8元/kg。电费成本中输配电容量价格占比较高，未来或有更多电价优惠扶持政策。考虑风光一体化离网制氢，目前各省成本约13-17元/kg（不含绿氧），也已具备替代潜力。未来随着电耗、造价、电价(或一体化电源造价)的下降和利用小时数的上升，电解水制氢降本空间整体可达20%以上，并网和离网制氢均已出现经济性拐点。
加上储氢和输运氢，按固定投资均摊至耗氢量，单位氢气附加成本约2.5元/kg。考虑配套建设合成氨装置时，整体成本约为12.5元/kg，已经非常接近煤制氢成本，考虑到煤制氢也有一定的运输半径，且电氢成本仍有较大下降空间，因此绿氢+绿氨模式或已具备产业替代经济性，形成绿氢、绿氧、绿氨一体化产能。
在交通运输产业中，加能站的重要性不言而喻。比如，加油站，保障汽车的正常运行，为燃油车的普及与发展做出了重大贡献。
产业发展，基建先行。
当下，新能源车正以席卷之势替代燃油车，与之配套的充电站迎来井喷式增长。
2022年我国充电基础设施数量达到521万台，同比增长99.1%，并且，未来仍将继续保持高速增长态势。
巅峰氢储预测，至2050年，中国充电桩市场累计投资规模将达10万亿元。
新能源赛道坡长雪厚，替代燃油车的技术路径不止一条。
氢能由于具备清洁、高效、丰富的优势，各国将其列为能源安全和能源转型的重要保障，纷纷出台氢能战略和路线图，大力发展氢燃料电池车。
在政策和市场的双轮驱动下，各项技术逐步落地，氢燃料车市场化进程有望加速，加氢站迎来快速发展时机。
加氢站未来将快速增长
加氢站之于燃料电池车，等同于加油站之于燃油车，充电站之于新能源车。
加氢站为燃料电池汽车补充燃料提供专门场所，是燃料电池车发展应用的基石，也是氢能发展利用的关键环节。
受益于国家“双碳”目标及氢燃料电池汽车示范城市群政策，自2016年以来我国加氢站建设速度明显加快。
根据氢能数据库数据，截至2022年，我国已建成加氢站共310座。
其中，广东省数量第一（54座），山东、江苏、浙江均超20座，宁夏、海南、湖北、贵州等地实现加氢站零的突破。
根据北京、广东、上海等15省/市规划数据，到2025年加氢站数量将达到约1021座，广东省最多，规划建成200座；各企业也纷纷提出建设加氢站的目标。这意味着到2025年全国加氢站数量预计将远超1000座。
全球来看，美国计划到2025年，建设580座加氢站，到2030年，在全美范围内有5600个加氢站。韩国计划到2022年建成310座加氢站，2040年建成1200座加氢站。欧洲，2030年应至少建设1000座，日本2030年约900座。
预测到2025年，我国加氢站数量达到950-1050座，2030年达到3800-5000座，2023-2025年复合增速45.5%-54.1%、2026-2030年26.0%-31.3%。
“十四五”期间加氢站的累计投资空间109-121亿元，“十五五”达到291-402亿元。
加氢站未来市场空间广阔。
加氢站的分类及核心环节
（1）气/液加氢站及核心设备
加氢站产业链上游是氢储运环节。氢以气态、液态、固态等形式通过长管拖车、管道、运槽车运送至加氢站。
下游是应用领域，通过加氢站，将氢加注到商用车/乘用车/船舶等。
根据加氢站内氢气储存的形态不同，可分为气氢（态）加氢站和液氢（态）加氢站。
目前，我国加氢站以气氢加氢站为主。通过外部供氢或站内制氢获得氢气后，经过调压干燥系统处理后转化为压力稳定的干燥气体，随后在氢气压缩机的输送下进入高压储氢罐储存，最后通过氢气加注机为燃料电池汽车加氢。
加氢站建设投入成本较大，建设一座35MPa加氢站成本在1200万元左右。可能部分投资者对这个量级有些陌生，P=F/S（压强=压力/受力面积），35MPa相当于体重350公斤的大汉倒立，而仅用一只大拇指作支撑。
那么是谁用这么大的力气将氢气灌到氢气瓶里。
答案就是压缩机。
加氢站成本中，设备占据了70%，而压缩机占据设备成本的50%，折合占据总成本比例高达35%，约420万左右。
由于存在较强的技术壁垒，长期依赖进口。
随着氢能产业的发展，核心关键设备国产化进程加速，国产品牌技术迭代及产品性价比快速提升。
过去，加氢站中进口压缩机占比约为70%以上，目前，国产品牌占有率接近50%。
国产化后成本大幅下降，进口压缩机在300-500万左右，国产压缩机售价仅为100-200万元,这对于加氢站的市场化推广有着重大意义。
液氢加氢站是通过液氢槽车将液氢运输至加氢站，与加氢站连接后进入站内的液氢储罐。液氢储罐中的氢通过气化器进行气化，气化后的氢气进入缓冲罐。随后进入压缩机内被压缩，并先后输送至高压、中压、低压储氢罐中分级储存。
液氢泵是液氢加氢站的核心设备，液氢泵相较于气氢加氢站中的压缩机，能耗降低80%～90%。
不过，目前仍为卡脖子难题，依赖进口，国内布局基本空白。
国外液氢加氢站的应用已较为成熟，已有约1/3的加氢站为液氢加氢站，而国内液氢加氢站刚刚起步，在浙江嘉兴，已经有首座液氢油电综合供能服务站投运。
从未来的发展前景来看，相较于高压储氢加氢站，液氢加氢站具有占地面积小、液氢储存量大、单位成本小的优点。能够满足大规模的加氢需求，有望成为未来主流加氢方式。
（2）外供加氢站与站内制氢加氢站
加氢站按照氢气来源可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两类。
顾名思义，外供氢加氢站，主要依赖于外部供给氢气，加氢站内无制氢装置，需要通过高压长管拖车、管道、液氢槽罐车等方式将氢气输送至加氢站，承担较高的氢气输送成本。
站内制氢加氢站配备有电解水制氢、工业副产等制氢装置，将生产的氢气储存，可以节省运输成本，但配置制氢装置提高了设备成本，以及站点设计和建造的复杂程度。
现阶段，我国以外供加氢站为主，制氢加氢站占据少数。随着技术发展，行业标准法规的健全，会有更多的制氢加氢站投运。
（3）加氢单站与加氢合建站
根据建站方式的不同，加氢站可以分为加氢单站和加氢合建站。
加氢单站，站内只具备加氢功能，新选址审批难度大、时间长，投入成本高。
加氢合建站，在原有的加油站、加气站、充电站基础上新增加氢工程设施，使其具有加油/加气/充电+加氢的多种功能，该模式无需重新选址，不占用新的土地资源，审批时间缩短。
加氢站的发展离不开综合能源站
在当前氢能燃料电池车尚未大规模普及的情况下，合建站可以实现“以油养氢”或“以气养氢”等，过渡市场培育阶段。
2021年全年新建成的101座加氢站中，合建站占比上升至近50%，2022年比重约六成。
这种可以提供加油、充电、加气的综合一体化服务的合建站不单单是加氢站未来发展的趋势，同样也是加油站、充电站发展的重要路径。
伴随着新能源车渗透率大幅提升，一方面，用户对充电桩需求十分强烈，另一方面，传统加油站面临着油品需求下滑的境地，转型极为迫切。
打造一个能够提供综合能源服务，集合加油、充电、加氢、餐饮、购物、精洗、换油等功能于一体，帮助油站业主摆脱单一能源供应的局限性，满足当下车主的多元化消费需求。实现跨越原有业务边界的多元经营，以及商业模式的升级，一跃成为综合性能源服务港是当下所需。
与此同时，政策端也在积极鼓励建设以可再生能源为主的综合能源站。
近日，国家能源局发布《2023年能源工作指导意见》。其中提出，稳步推进有条件的工业园区、城市小区、大型公共服务区，建设以可再生能源为主的综合能源站和终端储能。积极推动氢能应用试点示范，探索氢能产业发展的多种路径和可推广的经验。
在市场与政策共同驱动下，加氢站以及综合能源站的发展有望加快步伐。
新能源规模化孕育电氢新机遇
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，新能源发电量占全社会用电量比例已经达到13.8%。
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%。
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。
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。
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。
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。
电氢经济性已经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
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。
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。
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。
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/kg，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1kg氢气产生约26kg二氧化碳、天然气制氢路线1kg氢气产生约10kg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，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。
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2010元/kW。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2022Q3，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，0~0.05元/kWh共计1341小时，0.3~0.35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%。
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~-0.05元/kWh共计747小时，剩余小时数多集中在0.35~0.45元/kWh，共计2695小时。当利用小时数为2644小时，综合电价0.394元/kWh，山东制氢成本最低为23.75元/kg，考虑氧气售后冲减费用，制氢成本下降至18.15元/kg。山东省并网制氢成本结构中，电费占比超过81%。电费中，输配容量价格占32%，输配电度价格占30%，即输配电费用占制氢总成本超50%，是山东省并网制氢成本的主要部分。
广东省经济利用小时数为3837小时，成本较高主要系电能量价格较高：广东省用电需求旺盛，但是本地发电资源相对匮乏，风光发电量渗透率较低，低电价持续时间很短，0.45~0.5元/kWh共计1620小时，0.5~0.55元/kWh共计1642小时，因此，广东地区在五个省份中并网制氢的成本最高。当利用小时数为3837小时，综合电价0.453元/kWh，广东并网制氢成本最低为25.33元/kg，考虑氧气售后冲减费用，制氢成本下降至19.73元/kg。广东省并网制氢成本结构中，电费占比相较于其他省份最高，占比超过88%。电费之中，电能量价格占比高达86%。
甘肃省经济利用小时数为2875小时，高利用小时数摊薄成本：截止2022Q3，甘肃省风电光伏装机量位列全国第10，2022年外送电量达到560.7亿kWh（其中新能源占43%），同比增长8.3%，占全年发电量1816.6亿kWh的31%，属于高比例新能源大规模外送型电网。同时，其现货市场中低电价小时数仍较为显著，0~0.05元/kWh共计1467小时，并制氢成本与山西类似。当利用小时数为2875小时，综合电价0.234元/kWh，甘肃河西并网制氢成本最低为15.55元/kg，考虑氧气售后冲减费用，制氢成本下降至9.95元/kg。甘肃省并网制氢成本结构中，电费占比相对其他省份较低，为74.19%。电费之中，输配容量价格占34%，电能量价格占30%。
蒙西经济利用小时数为2516小时，成本有较大下降空间：蒙西低电价小时数相对分散，-0.05~0元/kWh共计408小时，0.25~0.3元/kWh共计561小时，整体上并网制氢成本劣于山西和甘肃省，但优于山东和广东省。当利用小时数为2516小时，综合电价0.308元/kWh，蒙西并网制氢成本最低为19.75元/kg，考虑氧气售后冲减费用，制氢成本下降至14.15元/kg。蒙西并网制氢成本结构中，电费占比76.84%。电费之中，电能量价格占71%，输配容量价格占14%。考虑到蒙西有丰富的风光发电资源，未来风光发电渗透率提升空间较大，电价分布或将进一步左偏，降低并网制氢成本。
并网制氢模式下，电费为主要影响因素，成本占比介于60%~88%之间，五省中山西省并网制氢成本最低9.60元/kWh（考虑氧气冲减），广东省并网制氢成本最高19.73元/kWh（考虑氧气冲减），并网制氢成本与风光发电渗透率相关，也与该省输配电价格水平有关，随着风光发电渗透率的提升将使得低电价时长增加。同时，电价的预测能力成为影响电解水制氢成本的关键因素，在实际制氢的过程中，即使实际用电情况与理想情况存在偏差，电解水制氢的成本仍处于成本曲线的低谷段，仅浮动0.5~1元/kg。目前全国最大的并网制氢项目——内蒙古鄂尔多斯市乌审旗风光融合绿氢化工示范项目已经正式启动，利用鄂尔多斯地区丰富的太阳能和风能资源发电制氢，预计项目投产后，制取绿氢能力达3万吨/年。
值得注意的是，随着电源结构和负荷的变化，电价分布未来或将发生变化，上述成本仅根据2022年的电价情况进行测算。风光一体化离网制氢：离网制氢中的电费成为电源建设费用，假设各省电源建设中风电和光伏装机各占一半，根据各省的风光发电利用小时数，山西/山东/广东/甘肃/蒙西呼包东/蒙西呼包西离网制氢成本分别为15.67/16.52/16.79/15.32/13.91/13.75元/kg,考虑氧气冲减后成为为10.07/10.92/11.19/9.72/8.31/8.15元/kg。西部地区制氢成本相较东部地区的经济优势更突出，我国西部地区总体上太阳能和风能资源优于东部，全年利用小时数更多。风光一体化离网制氢受地理条件限制，主要分布在土地资源和风光资源均丰富的西北地区。内蒙古开展了全国首个省级风光制氢一体化项目实施方案，离网制氢项目中鄂尔多斯市“中广核杭锦旗伊泰化工20万千瓦风光制氢一体化项目”于2023年4月开工，12月项目正式投产，年制氢能力达2789.14吨/年。
降本路径及降本空间
电氢降本路径：一方面通过增加风电光伏的装机量，在相同的年工作小时数下，电能量价格下降，或相同的电能量价格下，年利用小时数上升。另一方面通过技术进步，电解槽造价和单位能耗进一步下降。据IRENA预测，2025年全球碱性电解槽系统性成本将从2017年750EUR/kW下降至480EUR/kW，单位能耗从51kWh/kg下降至49kWh/kg，随技术演进，电氢成本仍存在下降空间。以山西省经济利用小时数下的并网制氢成本的作为典型值，基准利用小时数1915小时，制氢成本15.2元/kg（未考虑氧气冲减），进行降本潜力测算。根据测算结果，电耗下降对降本贡献最大，每降低1%的电耗，制氢成本下降0.96%。年利用小时数增加对降本有明显影响，每提升1%的利用小时数，成本降低0.55%。电解槽造价下降对成本贡献一般，每降低1%的电解槽造价使成本下降0.36%。由于山西经济利用小时数下的电能量价格已经较低，电能量价格下降对成本贡献最低，电能量价格每下降1%，成本仅下降0.25%。
综上所述，山西省并网制氢成本可以低至15.2元/kg，如果考虑高纯度绿氧冲减成本，则电氢成本仅9.6元/kg，已低于煤制氢成本11.3元/kg，并大幅低于天然气制氢成本21.8元/kg。电费成本中输配电容量价格占比较高，未来或有更多电价优惠扶持政策。考虑风光一体化离网制氢，目前各省成本约13-17元/kg（不含绿氧），也已具备替代潜力。未来随着电耗、造价、电价(或一体化电源造价)的下降和利用小时数的上升，电解水制氢降本空间整体可达20%以上，并网和离网制氢均已出现经济性拐点。
2.3西北电氢与下游地理分布不能匹配
氢产能及下游应用分布
当前国内氢能大部分应用于工业领域，包括合成氨、合成甲醇及石油化工。随着长期碳中和目标的提出，氢气的能源属性将逐渐显现，应用领域将逐步拓展至电力、交通、建筑等场景。以中国2022年氢产能下游应用为例，其中合成氨氢气需求1107万吨，占31.1%。合成氨作为化肥和其他化工产品的重要原材料，60%用于农业化肥生产，30%用于工业生产，而交通部门（船舶运输）和发电部门（掺氨燃烧）占比很低。合成甲醇氢气需求925万吨，占26.2%。合成甲醇大部分用于化工合成，主要合成产品为烯烃、甲醛、醋酸、MTBE以及二甲醛等。石油炼化氢气需求823万吨，占23.3%。未来，氢气因其热值高，质量能量密度大的特点或将被广泛应用于交通领域，氢燃料电池汽车比传统的纯电动车具备更长的续航能力。2022年我国氢燃料电池车累计销量12682辆，加氢站累计建成274座，依据中国国家发展和改革委员会发布《氢能产业发展长期规划（2021-2035）》提出，到2025年燃料电池车辆保有量约为5万辆。同时，因氢气单位质量的热值远大于天然气，能够更好地满足建筑供热需求而应用于建筑发电等其他领域。
目前中国氢产能主要分布于东部和中部地区，以化石能源制氢和工业副产氢为主，山东省氢产能位居全国第一，年产量超500万吨。我国合成氨产能主要集中在华东，中南，华北等氮肥消费量较大的地区，甲醇市场中华东、西北和山东的需求量位居前列，目前，氢产能与下游主要应用地域融合程度较高。将来，电氢产能受限于风光资源，西北地区实现电氢量产，将出现氢产能与下游应用出现地域错配，因此，电氢想要实现产业替代还须考虑运输成本或下游配套成本。
2.4电氢运输成本居高不下
气氢拖车短距运输优势显著，但无法适应西北制氢外运
气氢拖车是目前国内最成熟的氢气运输形式，我国氢气管束式集装箱和氢气长管拖车大多采用钢制大容积无缝高压气瓶和钢制内胆碳纤维环向缠绕气瓶，工作压力通常为20Mpa，单次运输氢气质量小，运输效率低，适用于200公里以内的短距离运输。综合市场上管束式氢气集装箱的平均输氢量，假设20/30/45MPa管束式集装箱最大可运输氢气质量340/650/950千克，管束式集装箱费用60/70/80万，单位压缩电耗2/4.5/6kWh/kg，则运距500公里的运输成本高达7元/kg以上。
液氢运输目前尚不经济，我国液氢产能较小
液氢运输目前尚不经济，将来有望实现远距离、大规模运输。中国民用液氢领域尚处于空白，低温液氢广泛应用于航天和军事领域。国内氢气液化技术尚不成熟，技术壁垒高，核心设备受制于国外，导致设备成本高昂，液氢运输优势需要在长距离运输中才能够体现。同时，国内暂时缺乏液氢相关的技术标准和政策规范，液氢布局的企业较少，但相较于气氢拖车运输，液罐车单次运输氢气质量为气氢拖车的10倍（3000-4000kg），氢气密度和运输效率明显提高。假设5TPD/15TPD液氢装置单位成本分别是7.3/4.87元/kg，单位能耗10.0/8.0kWh/kg，液氢罐车单次输氢量4000kg，液化单位能耗15kWh/kg，则运距500公里的氢气运输成本在9元/kg以上。产能上看，全球液氢产能达到485TPD，其中，美国总产能326TPD，中国总产能仅6TPD，液氢工厂有海南文昌基地，西昌基地和北京101所，均服务于航空航天领域，产能最大的文昌基地也只有2.5TPD，实现液氢远距离运输仍然任重道远。
管道输氢适用大规模集中输氢，具备一定发展潜力
管道输氢依赖于利用率，低利用率下成本较高，但未来在调配区域间氢能分布最具优势。管输压力相对较低，一般为1.0~4.0MPa，具有过程连续输氢量大、能耗小等特点。虽然管道后期建设成本较低，但前期建造的一次性投资大，不适合作为氢能发展初期的运输方式，中国可再生能源丰富的西北地区有望成为未来电解水制氢的主要生产地，而能源消耗主要分布在东部沿海地区，目前国内暂时无法通过管道运输实现大规模的区域间氢能调配。以中国某地区管道运输数据为参考，氢气资源主要来源于7个制氢厂，下游市场辐射8各市，假设管道成本524万/Km，管材造价31100元/吨，折旧15年，管道运维费用为管道固定资产投入的5%，氢气压缩单位能耗1kWh/kg，站场配套工程28.79万/Km，则对应西北电氢利用小时数下500km时的运输成本高达近15元/kg。
4月10日，中国石化宣布“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，国内首个纯氢长输管道项目正式启动，全长共计400公里，起始于内蒙古自治区乌兰察布市，终点位于北京市的燕山化石，一期运力为10万吨/年，标志着我国氢气长距离输送管道进入新发展阶段。
目前国内气氢拖车运输的经济性明显，且广泛用于商品氢气运输。而国外大多采用液氢运输，运输方式已较为成熟，同时，国内管道建设与西方国家仍存在较大差距，美国氢气管道规模最大，总里程达到2720km，欧洲输氢总里程也已突破1500km，我国氢能产业起步较晚，自主建设的典型纯输氢管道共有3条，总里程数不足100km。因此，适用于远距的管道运输和液氢运输受限于技术壁垒和基础设施建设，运输成本暂时高于气氢拖车。按考虑氧气冲减的电氢成本10元/kg计算，计及运输成本后，电氢利用成本达到16-18元/kg，目前比煤制氢成本相对较高，电氢经济性大幅减弱，尽管仍低于天然气制氢，但氢气实际所需运距较长，运往现存下游产能依然受限。
2.5西北氢氨一体化生产具备可行性
进一步考虑就地消纳电氢，以在西北项目地新建合成氨工厂为例，测得电氢加上新建合成氨配套装置后附加成本约为2.5元/kg，合计质量成本约为12.5元/kg，具备可行性。我们选取“大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目”作为测算基准，根据大安风光制绿氢项目招标文件，制氢合成氨部分总投资254977.93万元，规划安装PEM制氢设备50套（单套1000Nm3/h），碱液制氢设备36套（单套200Nm3/h），制氢能力46000Nm3/h，储氢装置60000Nm3氢气，1套18万吨合成氨装置，按照制氢设备合计费用6.6亿，储氢装置合计费用3亿，估算得合成氨装置投资额约为15.9亿，按固定投资均摊至耗氢量，单位氢气附加成本约2.5元/kg。考虑配套建设合成氨装置时，整体成本约为12.5元/kg，已经非常接近煤制氢成本，考虑到煤制氢也有一定的运输半径，且电氢成本仍有较大下降空间，因此绿氢+绿氨模式或已具备产业替代经济性，形成绿氢、绿氧、绿氨一体化产能。
电氢替代加速，行业放量空间较大
3.1产业政策扶持电氢项目开发提速
多地政策从生产直接补贴、电价补贴、电力交易政策、资源配套等方面对电氢项目给予扶持，以改善电氢系统经济性。1）直接补贴，现有地方政策规定首年按照15元/kg给予补贴，补贴额度按比例逐年退坡，如吉林省、濮阳市；2）电价优惠，或给予一定电力交易政策支持，如深圳市、攀枝花市，以深圳市“电解制氢设施谷期用电量超过50%的免收基本电费”政策为例，如果按照谷用电进行控制，并以前文广东省电费占比进行测算，则该政策可减少约75%电解水制氢成本；3）资源配套，主要是风电光伏开发资源，如湖北省、濮阳市。
电氢项目落地加速，项目业主来源广泛，下游企业投资意愿较强。据高工氢电统计，2023年第一季度共有11个绿氢项目签约或开工，共涉及到绿氢产能超100万吨/年，项目总投资近500亿。以中国石化、中国化学、宝丰能源为代表的化工企业，以华电集团、国家电投、中能建等为代表的电力企业加速推进电氢应用项目落地。
3.2电氢替代供需两侧潜力均大
电氢需求侧主要看国内氢气需求，电氢供给主要看新能源发电供给。
2023-2025年电氢需求渗透率预计仅为1.4%/2%/3.5%
从需求端来看，我们对十四五时期氢气在化工、交通等领域的应用进行了测算，在不考虑燃料用途大幅增长的情况下，预计到2025年氢能总体需求变化不大，保守预计2025年氢气年需求合计约3700万吨，氢气整体需求3年CAGR为1.7%。其中，化工领域用氢占比仍然最大，合成氨、合成甲醇、石油炼化合计需求约3008万吨，占氢总需求量81%;交通运输领域用氢39万吨，占比不足2%。
电氢渗透率有望加速提升。随着电氢经济性提升及国家政策鼓励，电氢占比有望持续提升，进而推动电解水制氢系统需求高增。根据我们测算，假设2023-2025年电解水制氢渗透率分别为1.4%/2%/3.5%，并假设单套制氢系统产氢量为1500方/h，则新增电解槽分别达379/875/2265台，对应装机需求约为2.4/5.5/14.3GW。
预计2023-2025年新增电氢仅占新增风光装机的1.49%/2.76%/7.13%
从供给端来看，电解水制氢占比有限，并不能完全解决新能源消纳问题。我们假设2023-2025年新能源装机为160/200/200GW，则2023-2025年电解槽总装机占新能源总整体比例仅为0.75%/1.11%/2.03%，新增电解槽占新增新能源装机的比例仅为1.49%/2.76%/7.13%。可见，新能源消纳仍需火电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能、需求侧响应等多管齐下，共同解决。根据中国氢能联盟预测，至2030年，电氢下游需求替代渗透率可达15%，届时，占可再生能源供给比例仅达6.46%，供给和需求侧均无明显的产业发展瓶颈，经济性成为驱动产业放量的首要因素。
3.3从0-1，相关电解槽公司争相布局
电氢赛道风起云涌，电解槽系统率先放量，2022年国内电解槽设备出货量同比2021年翻倍。2021年之前，聚焦电解水制氢设备制造的厂商主要包括派瑞氢能、考克利尔竞立、天津大陆等深耕多年的头部企业，2021年起，风电、光伏、氢能产业链企业先后布局电解槽业务，行业出货量大增。
据GGII统计，2021/2022年中国电解水制氢设备出货量分别约350MW/722MW。电解槽行业仍处于高速增长阶段，竞争格局尚不稳定。2021年，考克利尔竞立（出货量160MW）、派瑞氢能、山东赛克赛斯氢能位居电解槽出货量前三；2022年考克利尔竞立（出货量230MW，占比31.9%）、派瑞氢能、隆基氢能（首次切入前三）位居出货量前三，行业CR3达73%，同比2021年下降约10个百分点。
从产能来看，据势银(TrendBank)统计，2022年中国碱性电解槽企业已披露产能接近11GW，质子交换膜制氢设备的产能已超过百兆瓦级。碱性电解水制氢路线相对成熟，投资成本低，当前占据主导地位。
从产品性能来看，ALK制氢电解槽普遍向高产氢量、低能耗、快速响应发展。据GGII统计，截至2022年12月，国内推出1000标方及以上大标电解水制氢设备的厂商超过25家，明阳智能和派瑞氢能均已下线2000Nm3/h电解槽，为目前全球最大的单体碱性水电解制氢装备；单位电耗方面，主流企业的电解槽直流电耗集中在4.3~4.6kW·h/Nm3H2区间，差异总体较小，隆基、中电丰业、明阳智能最新产品直流电耗最低已少于4.0kWh/Nm3H2，处于领先水平。在行业尚处早期阶段，技术研发能力强、产品更新迭代快的企业有望在激烈的竞争中获得相对优势；电流密度方面，目前的行业领先水平可达到6000A/m2；快速响应方面，考虑到未来需要适应风光发电灵活波动，电解槽负载调节速度和范围对成本有较大影响，目前行业负载范围领先水平已可达20%-200%。PEM制氢方面，截止到现在，国内可量产PEM制氢均在兆瓦级，单槽产氢量最高可达200Nm3/h，较2021年最大功率单PEM电解槽50Nm3/h,取得了较大突破。
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关键词:【储能】【氢能】