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1 Table_Fi rst Table_First|Table_ReportType 行业报告│ 行业深度研究 Table_First|Table_Summary 电力设备与新能源电氢替代迈入进行时--氢能深度系列六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。简称 EPS PE CAGR-3 评级 2023E 2024E 2025E 2023E 2024E 2025E 华电重工 0.43 0.55 0.74 16.3 12.7 9.4 40.5 买入双良节能 1.37 1.73 1.98 10.1 8.0 7.0 56.9 买入数据来源公司公告，iFinD，国联证券研究所预测，股价取2023年5月10 日收盘价证券研究报告 Table_First|Table_Repor tDate 2023年05月10 日 Table_First|Table_Rating 投资建议强于大市维持评级上次建议强于大市 Table_First|Table_Chart 相对大盘走势 Table_First|Table_Author 分析师贺朝晖执业证书编号S0590521100002 邮箱hezhglsc.com.cn Table_First|Table_Contacter 联系人袁澎邮箱yuanpglsc.com.cn Table_First|Table_RelateReport 相关报告 1、氢能深度系列五-膜电极篇核心材料国产化，助推氢能车商业化2022.11.03 2、氢能深度系列四-储运篇氢经济发展之纽带，具备千亿市场潜力2022.04.01 3、氢能顶层规划落地，行业发展步入快车道2022.03.23 请务必阅读报告末页的重要声明 -100 0 100 200 300 2020-01 2021-01 2022-01 2023-01 电力设备及新能源指数沪深300 2 请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究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。 rQnOnQoOyQtOrQnRpQpPrMbRbP9PtRoOsQnOeRqQqNjMpOoN6MnMrNwMoNrPwMrRpR 3 请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究正文目录 1 新能源规模化孕育电氢新机遇 6 1.1 新能源装机与发电量持续增加 6 1.2 市场化令新能源大省山东电价分时特征浮现 7 1.3 分时低价特征或向全国各省快速扩散 . 8 2 电氢经济性初步显现，氢氨一体化优势突出 . 13 2.1 电氢系统产出高价值绿氧 . 13 2.2 经济利用下西北电氢成本优势初步显现 . 15 2.3 西北电氢与下游地理分布不能匹配 . 26 2.4 电氢运输成本居高不下 . 28 2.5 西北氢氨一体化生产具备可行性 31 3 电氢替代加速，行业放量空间较大 . 31 3.1 产业政策扶持电氢项目开发提速 32 3.2 电氢替代供需两侧潜力均大 33 3.3 从 0-1，相关电解槽公司争相布局 35 4 投资建议 . 39 4.1 华电重工背靠华电集团，能源工程多面手 39 4.2 双良节能硅料设备龙头，电氢业务持续加码 40 4.3 昇辉科技商誉减值落地，积极布局氢能多个领域 . 42 4.4 亿利洁能 “光氢化”一体化，直达下游应用 . 43 5 风险提示 . 44 图表目录图表 12010-2022 年全国装机规模及其构成图 6 图表 22010-2022 年全国发电量及其构成图 6 图表 32018-2022 年山东省风电、光伏装机占比（） . 7 图表 4山东省 2018-2022年风电、光伏发电量占比（） . 7 图表 5山东省各个电价区间对应的小时数2022.4.1-2023.4.1 . 8 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 8 图表 7截至 2022 年末全国各省份风电、光伏装机情况 . 9 图表 8截至 2022年末全国各省份风电、光伏发电量情况 . 9 图表 9山东省 2022 年现货价格时长分布 10 图表 10山西省 2022 年现货价格时长分布 . 10 图表 11广东省 2022年现货价格时长分布 . 10 图表 12甘肃省河西 2022 年现货价格时长分布 . 11 图表 13蒙西呼包东 2022 年现货价格时长分布 . 11 图表 14蒙西呼包西 2022 年现货价格时长分布 . 12 图表 15各省电力现货市场建设进度 . 13 4 请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表 16碱性电解槽的工作原理 14 图表 17碱性电解槽制氢系统 14 图表 18不同纯度氧气市场报价示例 . 14 图表 19宝丰能源绿电绿氢绿氧一体化项目 . 15 图表 20煤制氢、天然气制氢成本测算 16 图表 21同煤炭价及碳价下煤制氢成本（元/kg） 17 图表 22不同天然气价及碳价下煤制氢成本（元/kg） 17 图表 23电解槽参数设置 17 图表 24电网电解水制氢电费组成参数设置 . 18 图表 25山西省不同利用小时数下的并网制氢成本 18 图表 26山西省并网制氢最低成本静态结构 . 19 图表 27山西省并网制氢综合电价结构 19 图表 28山东省不同利用小时数下的并网制氢成本 19 图表 29山东省并网制氢最低成本静态结构 . 20 图表 30山东省并网制氢综合电价结构 20 图表 31广东省不同利用小时数下的并网制氢成本 20 图表 32广东省并网制氢最低成本静态结构 . 21 图表 33广东省并网制氢综合电价结构 21 图表 34甘肃省不同利用小时数下的并网制氢成本 21 图表 35甘肃省并网制氢最低成本静态结构 . 22 图表 36甘肃省并网制氢综合电价结构 22 图表 37蒙西呼包东不同利用小时数下的并网制氢成本 22 图表 38蒙西呼包东并网制氢最低成本静态结构 . 23 图表 39蒙西呼包东并网制氢综合电价结构 . 23 图表 40电网电解水制氢成本 . 23 图表 41风光一体化电解水制氢成本 24 图表 42电解水制氢的降本空间 . 25 图表 432022年氢流图 . 27 图表 44氢气产能及下游应用 . 27 图表 45气氢拖车运输成本 28 图表 46气氢拖车运输参数假设 . 28 图表 47液氢罐车运输成本 29 图表 48液氢运输参数假设 29 图表 49管道运输参数假设 30 图表 50不同氢气运输方式成本对比 30 图表 51就地消纳增量成本估算（以建合成氨厂为例） 31 图表 52部分绿氢生产补贴政策 . 32 图表 532022-2023 年部分已签约或开工的绿氢项目 . 33 图表 54氢气需求预测 33 图表 55电解水制氢总需求及电解槽装机预测 . 34 图表 56电解水制氢装机占可再生能源装机比例 . 35 图表 572022年中国电解槽出货市占率 . 36 图表 582022年中国电解槽企业产能 . 36 图表 59电解槽设备厂商产品参数对比（截至 2023年4月2日） 36 图表 60（拟）上市公司布局氢能产品协同点 . 37 图表 61（拟）上市公司弹性分析 . 38 图表 622017-2022 华电重工营业收入 . 39 5 请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表 632017-2022 华电重工归母净利润 . 39 图表 642017-2022 华电重工毛利率、净利率 39 图表 652017-2022 华电重工各项费用率 . 39 图表 66华电重工盈利预测 40 图表 772017-2022 双良节能营业收入 . 40 图表 782017-2022 双良节能归母净利润 . 40 图表 792017-2022 双良节能毛利率、净利率 41 图表 802017-2022 双良节能各项费用率 . 41 图表 81双良节能盈利预测 42 图表 672017-2022 昇辉科技营业收入 . 42 图表 682017-2022 昇辉科技归母净利润 . 42 图表 692017-2022 昇辉科技毛利率、净利率 42 图表 702017-2022 昇辉科技各项费用率 . 42 图表 822017-2022 亿利洁能营业收入 . 44 图表 832017-2022 亿利洁能归母净利润 . 44 图表 842017-2022 亿利洁能毛利率、净利率 44 图表 852017-2022 亿利洁能各项费用率 . 44 6 请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究 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。2010-2022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 12010-2022年全国装机规模及其构成图来源iFinD、中电联、国联证券研究所图表 22010-2022年全国发电量及其构成图来源iFinD、中电联、国联证券研究所 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 2010年 2011年 2012年 2013年 2014年 2015年 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年火电水电太阳能风电核电 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 2010年 2011年 2012年 2013年 2014年 2015年 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年火电水电太阳能风电核电 7 请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究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 32018-2022 年山东省风电、光伏装机占比（）图表4山东省2018-2022年风电、光伏发电量占比（）来源中电联、国联证券研究所来源中电联、国联证券研究所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*800.3159 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。 6.05 7.14 9.47 10.25 12.14 9.93 13.95 7.48 17.64 23.13 0 5 10 15 20 25 30 35 40 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年风电装机占比光伏装机占比 2.32 2.45 2.77 4.16 5.280.55 0.61 0.59 6.06 11.25 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年风电发电量占比太阳能发电量占比 8 请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表 5山东省各个电价区间对应的小时数2022.4.1-2023.4.1 来源山东电力交易中心、国联证券研究所图表 6山东省各个电价区间对应的平均电价2022.4.1-2023.4.1 来源山东电力交易中心、国联证券研究所可见，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。 693 249 375 307 274 258 378 645 1300 1651 1012 1618 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 小时数电价区间元/kWh -0.063 -0.039 -0.007 0.018 0.041 0.063 0.095 0.142 0.210 0.268 0.297 -0.100 -0.050 0.000 0.050 0.100 0.150 0.200 0.250 0.300 0.350 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5某电价以下时段的平均电价元 /kW h 电价区间元/kWh 9 请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表 7截至 2022 年末全国各省份风电、光伏装机情况来源Wind，中电联，国联证券研究所图表 8截至2022年末全国各省份风电、光伏发电量情况来源Wind，中电联，国国联证券研究所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。 0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 青海西藏山东安徽浙江江西宁夏河南海南甘肃陕西贵州江苏山西湖北新疆黑龙江湖南吉林天津内蒙古辽宁广东北京上海福建云南重庆广西四川光伏装机占比风电装机占比 0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 青海西藏宁夏甘肃山东江西黑龙江安徽陕西河南吉林山西贵州海南浙江江苏湖北新疆内蒙古辽宁天津湖南北京广东上海广西云南福建四川重庆光伏发电量占比风电发电量占比 10 请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表 9山东省 2022 年现货价格时长分布来源兰木达电力现货、山东电力交易中心、国联证券研究所图表 10山西省 2022 年现货价格时长分布来源兰木达电力现货、国联证券研究所图表 11广东省2022年现货价格时长分布 747 5 219 385 295 278 310 405 744 1256 1439 907 537 306 212 168 113 87 67 42 33 27 24 17 15 16 18 24 65 2 1 0 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1341 26 47 78 423 787 1219 1896 889 338 226 307 132 95 123 108 85 71 61 32 73 22 21 46 29 33 52 29 34 35 107 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 11 请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究来源兰木达电力现货、国联证券研究所图表 12甘肃省河西 2022 年现货价格时长分布来源兰木达电力现货、国联证券研究所图表 13蒙西呼包东 2022 年现货价格时长分布 116 93 88 86 124 149 254 351 956 16201642 879 533 332 244 161 145 136 138 119 152 109 99 91 70 41 18 9 4 1 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 1467 389 401 220 167 231 365 325 1135 817 458 381 394 141 325 1290 8 3 3 242 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 12 请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究来源兰木达电力现货、国联证券研究所图表 14蒙西呼包西 2022 年现货价格时长分布来源兰木达电力现货、国联证券研究所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。 5 408 122150 204 283 561 783760 488 288 133 79 42 50 57 33 20 24 24 25 33 25 27 24 38 32 25 39 18 72 234 20 5 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 292 153136192 290 551 815 698 509 297 159110 84 79 61 44 37 34 32 23 36 40 20 21 25 32 20 29 19 37 183 61 12 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 13 请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表 15各省电力现货市场建设进度省份进度省份进度山西第一批已连续结算试运行广东第一批已连续结算试运行浙江第一批已多次结算试运行，2023年1月再次发布浙江电力现货市场基本规则征求意见稿四川第一批已连续结算试运行福建第一批已连续结算试运行甘肃第一批已连续结算试运行山东第一批已连续结算试运行蒙西第一批已连续结算试运行上海第二批 2022年7月上海电力现货市场首次模拟试运行湖北第二批 2022年12月23 日至 29日，湖北省顺利开展电力现货市场首次结算试运行辽宁第二批 2023年1月5日至7日,辽宁电力现货市场完成第一次结算试运行工作江苏第二批 2022年11月江苏电力现货市场第三次电力现货市场结算试运行。安徽第二批 2023年3月27日，2023年首次结算试运行工作方案发布河南第二批 2022年11月完成第一次短周期调电结算试运行黑龙江 2022年12月开展模拟试运行和调电试运行。广西 2022年7月，广西纳入南方区域电力现货市场试运行陕西 2022年11月22 日至 12月2 日，陕西省内电力现货市场首次模拟试运行海南 2022年7月，海南纳入南方区域电力现货市场试运行青海 2023年1月11日，首次模拟试运行工作正式启动贵州 2022年7月，贵州纳入南方区域电力现货市场试运行江西 2023年3月22日至24日,江西电力现货市场圆满完成首次调电试运行云南 2022年7月，云南纳入南方区域电力现货市场试运行宁夏 2022年12月27 日-29日开展第一次模拟试运行河北（南网） 2023年3月，开展第二次电力现货市场模拟试运行重庆 2023年3月开展第二次现货市场模拟试运行湖南 2023年4月7～8日，开展首次调电试运行来源各省市电力交易中心、兰木达电力现货、国联证券研究所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 14 请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究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来源IRENA、国联证券研究所来源派瑞氢能，国联证券研究所 ➢ 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类型纯度价格（元/立方）工业氧气 99 7.3 医用氧气 99.5 6.5 高纯氧 99.999 35 超纯氧 99.9999 242 来源宏锦化工，永冠兴气体，国联证券研究所以宝丰能源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 15 请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究 “绿氢煤”制烯烃。图表 19宝丰能源绿电绿氢绿氧一体化项目来源流程工业，国联证券研究所此外，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。 16 请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表 20煤制氢、天然气制氢成本测算煤制氢天然气制氢产能制氢规模（m3／h） 90000 90000 年运行时间（h 8000 8000 年产能万 m3 72000 72000 固定资产初始投资（万） 124000 60000 折旧年限（年） 20 20 折旧（元/m3） 0.09 0.042 维修费用（元/m3） 0.03 0.017 折旧维修合计（元/m3） 0.12 0.059 原材料煤炭单价元/吨 900 耗煤成本（kg/m3） 0.63 煤成本（元/m3） 0.57 氧气/天然气单价（元/m3） 0.5 3.5 氧气/天然气单耗（m3/m3 H2） 0.42 0.48 氧气/天然气成本（元/m3） 0.21 1.68 辅助材料成本（元/m3） 0.04 0.01 原材料费用合计（元/m3） 0.82 1.69 动力能耗电价（元/kWh） 0.56 0.56 耗电量（kWh/m3） 0.04 0.05 电费（元/m3） 0.02 0.03 水费及其他（元/m3） 0.05 0.16 动力能耗合计（元/m3） 0.07 0.19 人工费用人员（人） 10 8 工资（万元/人） 12 12.00 人工费（元/m3） 0.002 0.001 制氢成本（未考虑碳排放）体积成本（标准状态下） 1.01 1.94 质量成本（元/kg） 11.28 21.75 来源煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议张彩丽等,氢能的生产工艺及经济性分析苗军等，制氢工艺与技术刘晓丽等，IEA，国联证券研究所 IEA，国联证券研究所若考虑碳排放价格，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。 17 请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表 21同煤炭价及碳价下煤制氢成本（元/kg）图表22不同天然气价及碳价下煤制氢成本（元/kg）碳价（元/吨）煤炭（元 / 吨） 55 100 150 200 250 600 10.59 11.76 13.06 14.36 15.66 650 10.95 12.12 13.42 14.72 16.02 700 11.3 12.47 13.77 15.07 16.37 750 11.65 12.82 14.12 15.42 16.72 800 12 13.17 14.47 15.77 17.07 850 12.36 13.53 14.83 16.13 17.43 900 12.71 13.88 15.18 16.48 17.78 950 13.06 14.23 15.53 16.83 18.13 1000 13.42 14.59 15.89 17.19 18.49 碳价（元/吨）天然气（元 / 吨） 55 100 150 200 250 1.5 11.55 12 12.5 13 13.5 2 14.24 14.69 15.19 15.69 16.19 2.5 16.92 17.37 17.87 18.37 18.87 3 19.61 20.06 20.56 21.06 21.56 3.5 22.3 22.75 23.25 23.75 24.25 4 24.99 25.44 25.94 26.44 26.94 4.5 27.68 28.13 28.63 29.13 29.63 5 30.36 30.81 31.31 31.81 32.31 5.5 33.05 33.5 34 34.5 35 来源国联证券研究所来源国联证券研究所 ➢ 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