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绿氢化工项目将如何落地证券研究报告皮秀投资咨询资格编号 S1060517070004 电力设备及新能源强于大市（维持）证券分析师研究助理请务必阅读正文后免责条款 2024年 3月 5日张之尧一般从业资格编号 S1060122070042 2 投资要点 2023年，国内进展中的绿氢项目规划产能超 200万吨，规划投资额超过 4500亿元，下游产品包括绿氨、绿醇、绿色航煤（ SAF）等。绿氢化工项目端热度高涨的同时，业内关心以下问题 1.大规模绿氢项目如何平稳高效运行 2.绿氢距离平价还有多远 3.绿氢下游将如何消纳本报告围绕以上问题开展了讨论，力求提供思路与启发。一、从电到氢绿氢项目如何落地绿氢项目的两大挑战电能供应和物料供应。大规模（万吨级）绿氢项目生产的绿氢绝大部分用于化工生产，项目落地时面临的难题包括两方面；一是风光发电的波动性难以匹配电解槽高效连续运行的需求；二是绿氢生产的间歇性难以匹配下游化工项目连续生产的要求。降本之路考虑“不可能三角”约束，探索电网友好型制氢方式。绿氢降本路径可归纳为三类降低用电成本、控制初始投资、提高运行时长和效率。三者在现实限制下难以兼得，绿氢项目设计和运行中需要进行权衡。我们结合文献，将绿氢项目划分为电网调峰型、电网友好型、工艺离网型三类，分别估算其单位制氢成本。从国内大型示范项目来看，绿氢项目构成和运行模式尚未定型，需结合具体情况进行选择。我们认为，以 “配备储能 /储氢系统、不连续运行”为特征的“电网友好型” 项目将成为未来一段时间的主流，估算其绿氢成本在 16.0-16.3元 /kg。二、从氢到 X终端产品前景几何绿氨应用范围极广，但暂无明显优势场景，推动渗透需解决成本问题。合成氨用途广泛，绿氨替代空间庞大，但成本劣势下替代动力有限；短期政策补贴、长期绿氢降本和工业脱碳要求下渗透率有望提升。新兴场景包括氢储运、燃料等，场景和技术有待成熟，市场空间尚未打开。绿醇航运燃料新兴需求强势，产能布局需关注标准。绿醇需求无虞，国内传统应用有产能缺口，海外航运燃料需求高景气。欧盟绿醇标准严苛，工艺成本高，目前符合标准的产能很少，一定时间内将供不应求；以出口为目的的绿醇生产方需要密切关注标准，并加强成本控制能力。绿色航煤海外市场先行，技术阶段较早。欧美推动航空脱碳， SAF需求高增。目前 SAF生产以脂类合成为主，绿氢制 SAF技术尚未规模应用。投资建议图其至远，行则将至。绿氢化工前行之路虽有挑战，前景可期。绿电成本下降、电解槽降本升级、以及项目方积极探索下，我国绿氢化工项目运行模式有望逐步跑通、实现经济性，并进一步打开下游市场。设备环节，电解槽的能耗、负荷调节范围、稳定性等因素与绿氢降本息息相关，产品仍有升级空间，优质产品未来有望形成区分度；项目投资环节，大型绿氢项目对项目方的运营能力、产业链资源协调能力等形成考验，有一定进入门槛；先行者有望率先卡位积累经验和资源，为后续项目获取打下基础。建议关注阳光电源质地优良、资金实力雄厚、电解槽兼具碱性和 PEM双路线；吉电股份具备发电集团背景地域优势，新能源发电项目运营经验充足，先行布局绿电制氢赛道。风险提示。 1）绿氢项目落地进展不及预期的风险。 2）电解设备供给端竞争加剧的风险。 3）绿氢化工产品消纳不及预期的风险。 4）国际市场环境发生变化的风险。目录 C O N T E N T S 二、从氢到 X终端产品前景几何一、从电到氢绿氢项目如何落地三、投资建议及风险提示 3 4 1.1 全国绿氢项目部署如火如荼，规划投资总额超 4500亿元 2023年国内绿氢项目进展汇总（投资额）资料来源氢云链、北极星氢能网、势银氢链，平安证券研究所整理国内绿氢项目投资规划火热， 2023年进展中项目涉及绿氢产能规划超过 200万吨，预计投资额超过 4500亿元。规划产能我们根据公开信息统计， 2023年国内已有 104个绿氢项目更新动态（含规划 /签约、在建、招投标、投运，同一项目不重复统计），涉及绿氢产能 218万吨；其中 4万吨产能已投产，处于规划 /签约阶段的绿氢产能接近 170万吨。投资金额从规划投资额来看，全年更新动态的绿氢项目涉及投资额达 4562亿元。绿氢化工是下游应用的主要场景。我们统计， 2023年更新动态的项目中，近 80的规划绿氢产能将用于化工生产。其中，合成氨、合成甲醇、合成航空燃料是前三大应用场景，规划绿氢产量分别为 105/37/17万吨。 169.0 34.1 11.1 4.0 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 规划氢气年产能 /万吨 3168 863 498 33 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 规划投资金额 /亿元合成氨 , 105.4, 48 合成甲醇 , 37.3, 17 航空燃料 , 16.8, 8 炼化与煤化工 , 12.1, 6 燃料电池车 , 7.2, 3 未知 , 39.3, 18 绿氢年产能口径，万吨 /年 2023年国内绿氢项目进展汇总（产能） 2023年国内绿氢项目下游应用分布注对于未公布氢气年产能（“万吨”口径）、只公布“标方 /h”装机口径的项目，暂按全年满产 3000小时估计年产能。 5 1.1 “现实”与“理想”之间仍有距离库车项目运行初期显现的问题资料来源氢云链，中国石化新闻办， BNEF，平安证券研究所绿氢前景广阔，但大型项目在投运初期显现出一些难题。对于绿氢项目而言，现实与平稳满产的“理想状态” 仍有一定差距。库车项目投运初期，运行效率不及预期。中石化新疆库车绿氢示范项目于 2023年 6月 30日投运，是当时全球规模最大的绿氢项目，预计满产后年产能 2万吨。项目投运的最初半年，绿氢产量 1997吨，仅为前期计划产能 1万吨 /年的 39.9. 绿电制氢设备和项目运行模式均需探索优化。结合 BNEF和中石化相关分析，电解槽运行负荷波动范围不足是一个难题；电解槽设备本身，以及对应的系统运行模式，均需要持续优化。大规模可再生能源制绿氢项目尚属新生事物，在实现平稳高效运行和绿氢平价之前，或许仍将经历一些曲折的探索。保持信心的同时，我们也应当了解细节，保持耐心。规划产能其它问题运行现状部署 52台 1000Nm3/h电解槽，折合装机约 260MW；理论最大产氢速率 52000Nm3/h。运行初期计划年产能 1万吨，满产后年产能 2 万吨。根据中石化新闻办， 2023年 6月 30日至 12月 21日，项目已平稳运行 4200小时，累计向用户端塔河炼化输送绿氢 2236万方。计算得半年绿氢产量 1997吨，是初期计划产能 1万吨 /年的 39.9. 平均产氢速率 5324Nm3/h，是设计最大制氢速率的 10.2。 BNEF发文称项目所用的电解槽负荷调节范围为 30-100，但 30低负荷下无法保证安全运行，需保持 50以上。项目方采用集群控制、轮流启停的方法，以确保实际运行负荷处于安全范围。轮流启停下，项目实际产能低于设计产能。 6 1.2 绿氢项目实际运行的难点何在绿氢化工系统构成及运行的主要挑战资料来源 CNKI，平安证券研究所用于化工的绿氢项目，实际运行中存在两大挑战。现阶段国内规划的大规模（如万吨级）绿氢项目，下游产能主要用于化工合成，包括合成氨、合成甲醇等。绿氢生产上游衔接可再生能源供电环节，通常为配套绿氢项目建设的风光发电设施；下游衔接化工生产，可对接已有的化工生产设施。我们认为，绿氢化工要实现平稳、高效运行，需面临两大挑战 1.上游电能供应环节风光发电的波动性，与电解槽运行功率范围要求之间存在矛盾； 2.下游物料供应环节电解制氢的波动性，与化工合成连续平稳供应物料的要求之间存在矛盾。可再生能源发电储能电网 1.电解水制氢工段 2.储存缓冲工段 3.化工合成工段电力侧绿氢化工系统挑战 1电能供应风光发电的波动性 Vs 电解槽运行功率范围的要求电能 H2 挑战 2物料供应电解制氢的波动性 Vs 化工合成连续平稳供应的要求并 /离网切换 7 1.2 挑战 1-电能供应风光发电的波动性 Vs电解槽运行功率范围的要求绿电为制氢项目供电的潜在问题资料来源电网技术， CNKI，平安证券研究所绿电存在波动性，直接为电解槽供电制氢时面临效率和安全问题。风电、光伏发电的日内出力并不均匀，存在波动性。碱性电解槽可以适应一定的供电功率波动（例如，库车项目的电解槽负荷调节范围为 30-100），但低负荷或波动负荷下的运行效率明显低于满负荷状态。此外，当负荷过低或变动过大时，为了避免安全问题，系统可能需要轮流启停电解槽或弃用部分电量，进一步降低制氢效率，增加成本。理论上，解决电源波动性的措施包括使用网电；增配储能；耦合 PEM电解槽等。上述方式有助于提高制氢效率和连续性，但会增加用电成本或初始设备投资成本，并为系统的调度控制带来更多挑战。电源波动性解决措施和新的挑战描述新的挑战网电全部或部分使用网电，平滑风光出力波动。网电成本高于绿电；会对电网造成负担。网电 ≠绿电，可能无法满足部分国家对绿氢的规定，影响产品出口。储能配套安装储能系统，平滑风光出力波动。增加储能设备初始投资和运维成本。 PEM ALKPEM电解槽耦合，提高对波动电源的适应性。 PEM电解槽原材料国产化程度低，成本较高。仅耦合 PEM无法实现 24h连续运行。变负载运行低载运行效率问题。电解槽运行时，小池间存在旁路电流；低载运行时旁路电流占比大，系统效率低。效率问题。温度对制氢效率有影响，高温效率更优；变负载运行下温度波动大，影响效率。安全问题。低载时，部分氢气会对流或扩散，穿过隔膜与氧气混合，一定浓度会有燃爆风险。安全问题。变负载运行下温度波动大，可能会超过隔膜的耐受限度，对设备造成损害。 8 1.2 挑战 2-物料供应电解制氢的波动性 Vs化工合成连续平稳供应的要求合成氨工艺流程示意图（ Haber-Bosch法）资料来源 CNKI，氢云链，平安证券研究所化工合成难以轻易调节负载或启停，需要稳定连续的原料供应。现代化工生产通常具有连续性特征。化工合成的各个工艺环节分别需要保持特定的温度、压强、气体环境等条件，调节负载或启停较为困难。以合成氨为例，受合成塔热惯性等工艺过程约束，其负载调节时间在数小时以上，停产后重新开车则需数天。因此，无论合成氨、合成甲醇，还是炼化等，均需要稳定连续的氢原料供应，满足下游连续生产的要求。绿电制氢存在波动性，需配合储氢系统作为缓冲。绿电消纳和下游减碳需求下，绿氢项目全部或部分使用绿电进行电解。绿电的波动性会导致产氢量波动，无法直接提供连续、稳定的氢流。因此，为了满足下游化工物料供应要求，绿氢化工需配置储氢系统作为缓冲，平滑绿氢供应波动。中石化库车绿氢项目配套储氢罐（下游用于炼化） 9 1.3 绿氢成本的“不可能三角” 绿氢成本的“不可能三角” 资料来源 CNKI，平安证券研究所我们认为，绿氢降本存在 “低用电成本、低初始投资、长时运行”的“不可能三角” 。降低绿氢成本的途径可归纳为三类降低用电成本、控制初始投资、提高运行时长和效率。考虑到前面分析的现实限制因素，我们认为三者不可兼得，存在“低用电成本、低初始投资、长时运行”的“不可能三角”。实际项目投资决策中，网电比例、配储规模、运行节奏等具体安排，均需要根据项目情况进行权衡。低用电成本低初始投资长时运行尽可能使用高比例绿电低载 /变载影响效率，变相影响（折算为满负荷的）运行时长。长时运行需要稳定、连续供电。 2.低用电成本长时运行使用高比例绿电，同时尽可能提高有效利用时长需要较高的初始投资，如配储和 /或 PEM。配储提高供电稳定性；耦合 PEM则提高电解系统对波动电源的适应性。 3.低初始投资长时运行使用网电平滑波动，单位用电成本较高。网电制氢风光全部上网“净结算”，或风光制氢部分使用网电平滑出力余电上网。网电单价高于风光发电单位成本，且需缴纳电网系统备用费、容量电费等。可连续运行，不考虑配储或储氢。考虑到“网电不绿”的质疑，以及给电网带来的调节压力，使用网电比例过高的项目后续可能难以获批。减少或忽略储能 / 储氢 /PEM等成本 1.低初始投资低用电成本不配置或少配置储能的情况下，绿电的波动性和间歇性不仅影响项目运行的绝对时长，也影响电解系统效率（低负荷时单槽效率下降，或机组轮流启停），导致折算为满负荷的运行时长较低。如果下游用于化工项目，必须配置储氢系统。 10 1.3 考虑实际约束绿氢项目的三种类型绿氢项目的三种类型资料来源电工技术学报， CNKI，平安证券研究所根据系统对电网依赖程度的不同，绿氢项目可分为三类电网调峰型、电网友好型、工艺离网型。清华大学林今副教授团队在其研究中展望了绿氢项目落地的主要形式，将其划分为三类电网调峰型、电网友好型、工艺离网型。早期项目多属于电网调峰型，此类项目会对电网造成压力，且减碳效果不足，长期发展空间有限；电网友好型项目对电网的依赖性较小，且绿色属性更优，或将成为未来绿氢项目采用的主要形式；工艺离网型则适用于电网基础薄弱的地区，以及远期电网调峰压力更大时的情况。描述适用场景电网调峰型电网友好型工艺离网型不配储，采用风光耦合电网调峰，制氢负荷恒定风光高发时余电上网，出力不足时使用网电成本三角高用电成本低初始投资长时运行减少与电网的电量交换配储平滑出力可变制氢负荷。根据实际成本和效益权衡储能规模、储氢规模和制氢时长成本三角较低用电成本适中初始投资适中运行时长不与电网进行电量交换更高的配储比例制氢负荷变动更大。由于储能成本较高，制氢系统需承担一定的负荷波动成本三角低用电成本较高初始投资较短运行时长 2022年集中开工的一系列项目为此类行业发展初期可用，但由于调峰压力较大减碳效果不足，长期空间受限适用性强，在电网消纳能力有限的区域也可以开发大型项目如果下游衔接制氨，更适合新建制氨产能，采用灵活性更高的工艺电网基础薄弱且绿电资源丰富的地区，如中东、北非等远期，国内可再生能源接入比例高的阶段，纯离网项目会有发展空间负荷和电网交换特征 11 1.3 国内进展中的大型项目分析样本介绍资料来源政府官网，北极星氢能网，平安证券研究所整理我们选取一些信息披露较全的大型示范项目，分析其具体构成和运行方式。目前国内已投运的万吨级绿氢项目数量较少，规划项目繁多。我们选取已投运的两大万吨级示范项目（三峡纳日松、中石化库车），以及信息披露较为充分的内蒙古 2023年风光制氢一体化示范项目（剔除已废止项目和下游非绿氢化工项目），对其供电方式、调峰方式和并离网等进行了分析，详见下表。上述项目作为示范项目，信息披露相对充分，运行模式具有参考价值。统计的典型项目中，从绿电来源看， 10个为风光耦合， 3个为纯风电， 2个为纯光伏；辅助调峰方式来看， 5个采用储能储氢， 3 个仅储氢， 6个仅储能， 1个采用电网调峰；并离网来看，除了 3个离网项目，其余均为并网项目。国内进展中的大型绿氢项目 -样本具体情况项目状态名称省份项目归属投资金额 /亿元风电装机 /MW 光伏装机 /MW 储能规模 /MW 储能规模 /MWh 储氢规模 /吨并离网最大产氢速率 /标方 /h 氢气产能 /万吨 /年用氢场景投运三峡集团内蒙古鄂尔多斯市纳日松光伏制氢产业示范项目内蒙古三峡集团 400 并网 15000 1 炼化投运中石化新疆库车绿氢示范项目新疆中国石化 30 300 18.75 并网 52000 2.00 炼化招投标大唐新能源多伦 15万千瓦风光制氢一体化示范项目内蒙古大唐集团 10.94 120 30 22.5 45 3.75 并网 14000 0.54 合成甲醇招投标中电建赤峰风光制氢一体化示范项目内蒙古中国电建 35.22 290 200 73.5 73.5 并网 29000 1.86 合成氨招投标国能阿拉善高新区百万千瓦风光氢氨一体化低碳园区示范项目内蒙古龙源电力 50.82 400 200 60 120 17.86 并网 2.23 合成氨在建包头市达茂旗国际氢能冶金示范区新能源制氢示范项目内蒙古华电集团、明阳集团 32.48 500 75 150 2.70 并网 58000 2.8 合成氨、氢冶金规划 /签约中核科右前旗风储制氢制氨一体化示范项目内蒙古中核汇能 45 500 50 100 24.56 并网 70000 2.16 合成氨规划 /签约 10万吨 /年液态阳光二氧化碳加绿氢制甲醇技术示范项目内蒙古中煤集团 49 225 400 2.5 5 19.65 并网 46200 2.10 合成甲醇规划 /签约鄂尔多斯库布其 40万千瓦风光制氢一体化示范项目内蒙古亿利洁能、国家电投 29.45 250 150 40 40 21.43 并网 1.55 合成氨规划 /签约腾格里 60万千瓦风光制氢一体化示范项目内蒙古阿拉善能源 40.77 400 200 21.43 并网 2.08 合成氨规划 /签约乌兰察布兴和县风光发电制氢合成氨一体化项目内蒙古中国石油 41.39 350 150 50 200 并网 2.57 合成氨规划 /签约远景科技赤峰市能源物联网零碳氢氨一体化示范项目内蒙古远景集团 43.62 450 50 75 300 并网 2.68 合成氨规划 /签约兴安盟京能煤化工可再生能源绿氢替代示范项目内蒙古京能集团 36.76 500 100 400 8.93 离网 60000 2.50 合成氨规划 /签约中能建巴彦淖尔乌拉特中旗绿电制氢制氨综合示范项目内蒙古中国能建 23.15 210 50 39 39 离网 1.00 合成氨规划 /签约三一重能乌拉特中旗甘其毛都口岸加工园区风光氢储氨一体化示范项目内蒙古三一重能 42.7 400 100 40 80 离网 3.60 合成氨 12 1.3 国内进展中的大型项目分析储能储氢的“电网友好”趋势初显资料来源政府官网，北极星氢能网，平安证券研究所整理从项目具体构成和运行方式来看，绿氢项目构成模式尚未定型，需结合具体情况进行选择；但可以看出“电网友好”的发展趋势。早期立项的 2个已投运项目不配储，采用“电网调峰” 长时运行，或绿电为主、间歇运行储氢。三峡纳日松项目、中石化库车项目均为 2021年获批，当时储能成本较高且尚未获政策支持，故未涉及配储。从运行时长推测运行模式，前者连续满负荷运行，无需储氢，类似“电网调峰型”；后者外购绿电比例低于前者，通过轮流启停较大规模储氢，控制用电和制氢成本。 2023年内蒙示范项目构成各异，但初现电网依赖性下降、向“电网友好”转变的趋势。 2023年的 13个项目构成各异 11个项目配置了实质规模的储能，配储比例 8-20； 7个项目储氢规模达日产能的 25以上，最高达 50。项目运行时长主要在 4000-5000小时，即日均满负荷运行 11-14h。虽然具体配置各异，但储能储氢 “非满负荷连续运行”的特征，意味着绿氢示范项目呈现“电网友好”趋势。国内进展中的大型绿氢项目构成模式比较注“储氢规模占日均产能之比”假设年工作天数 360天； “年运行时长”系根据电解槽装机（最大产氢速率）和年产能折算得来具体特征分析风光互补项目配储规模低于纯风电。纯风电项目配储比例 15-20， 2-4h；风电光伏一体项目配储比例在 8- 15， 1-2h。风光互补有助于平滑出力波动，降低配储压力。储能规模和年运行时长之间尚无明显的正向关系。储能在制氢项目中平滑供电的实践较少，调度运行层面仍需探索；目前制氢项目允许兼用网电调峰，项目方有自行调整选择的空间。不储氢或储氢更少的项目，及离网项目，配储时长和比例相对更高。 13 1.3 绿氢成本测算三种情形下的假设绿氢成本测算的关键变量说明资料来源 CNKI，平安证券研究所由于绿氢项目的设备构成和运行模式各异，我们选取假设，设定电网调峰、电网友好、工艺离网三类项目的典型情形，测算其绿氢的理论成本。为了简化思路、便于横向比较，我们使用平均用电成本、制氢设备单价、年运行小时数这 3个关键变量来体现三类项目的区别，其它假设保持一致。每种情形下，我们分别测算纯光伏 /纯风电供电的绿氢成本。风光耦合项目中，风电装机占比越大，绿电平均利用时数越高（降低绿氢成本），但可使用谷电的时间越少，使网电成本增加（升高绿氢成本）。因此，具体落地的项目可根据实际情况选择最优的风光比例。此处暂不对风光耦合情况进行讨论，其理论成本可参考纯风电 /光伏成本小幅上下浮动。电网调峰工艺离网电网友好运行时长连续运行，假设全年满负荷运行 7000h。用电特征风光发电时，使用网电平滑负荷；风光不发电时使用网电制氢制氢设备无储氢 /储能，制氢设备单价仅考虑电解槽和后处理设备考虑“仅储氢” 和 “储氢储能”两种情形。运行时长全年满负荷运行时长 4000h 用电特征绿电不发或低发时使用网电补充，尽可能选择低价时段。配储可提高绿电的利用小时数，成本在绿电成本中体现。配储情形下，假设配储比例 15*2h，效率 85。制氢设备需配备储氢系统，制氢设备单价中包含储氢和压缩机等设施成本运行时长由绿电可利用小时数决定，储能可部分增加利用时数。用电特征仅使用绿电供电，配置 20*4h 储能，效率 85，一充一放。用电成本由绿电成本和储能成本共同决定。制氢设备单价中包含更高的储氢设施成本，因为每日有效工作时长更短，需要配置更大比例的储氢设施。项目说明平均用电成本绿电成本和网电成本的加权平均值，权重由利用时长决定。绿电利用时长由电源自身特性决定；其余时间采用网电。根据使用网电的时长和时段不同，网电平均成本有所不同。配储可以增加绿电 /谷时网电利用时长，同时产生储能成本。制氢设备单价无储氢系统的项目中，此项仅包括电解槽后处理设备成本。非满负荷运行的项目需要配备储氢系统。储氢系统成本放在此项进行考虑，主要包括储氢罐和压缩机等年运行小时数电解水制氢系统全年运行时长。此处系折算为满负荷运行的时长，而非实际运行时长。这一指标可看作实际运行时长和平均制氢效率的综合体现。（若使用“单位电耗”这一变量表示效率，敏感度过高且难以找到合理依据）三类项目的假设说明注本页参考了文献可再生能源电制氢合成氨系统的并 /离网运行方式与经济性分析相关内容 14 1.3 绿氢成本考虑储能 /储氢的“电网友好型”绿氢成本在 16.0-16.3元 /kg 三类绿氢项目单位制氢成本测算假设及结果资料来源 CNKI，国家能源局，储能与电力市场，平安证券研究所测算三类项目选取的关键假设及测算结果如下。假设说明和完整计算过程见附录页。 1.电网友好型项目对应的绿氢成本在 16.0-16.3元 /kg，经济性优于电网调峰或工艺离网型。使用网电连续运行时，无法避免使用峰段电，导致平均用电成本较高；纯离网时平均用电成本低，但运行时数少，带来的储氢成本、平均折旧成本和运维成本都更高。 2.电网友好型项目中，“ 仅储氢 ” 项目的经济性略优于 “储氢储能 ”。 “ 仅储氢 ” 项目的绿氢成本为 16.05元 /kg左右，较“ 储氢储能 ”的情况低约 0.2元 /kg。这是因为考虑储能充放损耗和折旧成本（ 1充 1放）时，使用储能平滑绿电波动的成本高于直接使用网电。电化学储能可以部分增加绿电利用时数，从而减少网电的使用，但 1充 1放下增加绿电使用的比例不大。未来绿氢项目可能需要考虑价格更低廉的长时储能方式，与储氢（氢储能）相配合。电网调峰型电网友好型工艺离网型纯光伏纯风电纯光伏仅储氢纯风电仅储氢纯光伏储氢储能纯风电储氢储能纯光伏纯风电绿电单位成本（元 /kWh） 0.2 0.2 0.2 0.2 0.23 0.22 0.26 0.24 绿电利用时数 1280 2000 1280 2000 1370 2090 1525 2245 网电单位成本（元 /kWh） 0.50 0.45 0.28 0.31 0.27 0.30 平均用电成本（元 /kWh） 0.44 0.38 0.25 0.25 0.26 0.26 0.26 0.24 设备单价（元 /kW） 1800 1800 2600 2600 2600 2600 3200 3200 年运行小时数 7000 7000 4000 4000 4000 4000 1525 2245 单位质量电耗成本（元 /kg） 23.88 20.21 13.63 13.62 13.83 13.83 13.95 12.92 单位质量折旧成本（元 /kg） 0.69 0.69 1.75 1.75 1.75 1.75 5.64 3.83 单位质量用水成本（元 /kg） 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 单位质量运维成本（元 /kg） 0.32 0.32 0.56 0.56 0.56 0.56 1.47 1.00 单位质量制氢成本（元 /kg） 25.00 21.33 16.05 16.04 16.25 16.25 21.17 17.86 项目假设单位电耗（ kWh/Nm3） 4.8 设备折旧年限（年） 20 单槽制氢量（ Nm3/h） 1000 单位质量用水成本（元 /kg） 0.11 单槽平均年运维成本（万元） 20 测算使用的固定假设 15 1.3 ALKPEM提高绿电适应性的潜在方案，目前阶段相对较早 3类电解水制氢技术路线比较资料来源 Wind，平安证券研究所 ALKPEM组合制氢路线也有潜在发展空间。除了现存项目中普遍采用的“储能储氢”路线外，“ ALKPEM组合制氢” 也是一个提高制氢系统对绿电适应性的潜在方案。 PEM电解槽负载调节范围宽、响应快，对波动性电源适应性更强；但价格较高、寿命较短，可以按一定比例与更经济的 ALK电解槽组合运行，在合理成本范围内提高系统对绿电的适应性，提升制氢效率。目前 ALKPEM组合制氢路线尚在探索中，发展阶段较早，配比尚未确定。国内 PEM电解槽起步较晚，技术成熟度较国外低，推广阶段相对较早。国内已有部分绿氢项目在探索 ALKPEM路线，不同项目的 ALK PEM规模配比差异较大（ 3.6-31.4），均处于前期探索阶段，技术路线尚未定型。本报告暂不定量讨论此路线的成本。技术路线工作温度 /° C 工作压强（ 105Pa）系统效率 / 负载下限 / 单机规模技术成熟度 kW装机成本 /元寿命 /年其他技术特性碱性电解（ ALK） 60-100 16000 13 高温环境工作，温控系统复杂；存在热退化问题项目名称 ALK配置 PEM配置 ALK PEM规模配比华电达茂旗 20万千瓦新能源制氢工程示范项目 1000Nm3/h（ 11台套） 200Nm3/h（ 5台套） 11.0 吉电大安风光制绿氢合成氨一体化项目 1000Nm3/h（ 36台套） 200Nm3/h （ 50台套） 3.6 中能建松原氢能产业园绿色氢氨醇一体化项目 1200Nm3/h（ 24台套） 1000Nm3/h（ 34台套） 200Nm3/h （ 4台套） 31.4 吉电梨树风光制绿氢生物质耦合绿色甲醇项目 1000Nm3/h（ 36台套） 200Nm3/h（ 45台套） 4.1 国内规划的 ALKPEM项目电解槽配置目录 C O N T E N T S 二、从氢到 X终端产品前景几何一、从电到氢绿氢项目如何落地三、投资建议及风险提示 16 合成氨 , 105.4, 48 合成甲醇 , 37.3, 17 航空燃料 , 16.8, 8 炼化与煤化工 , 12.1, 6 燃料电池车 , 7.2, 3 未知 , 39.3, 18 17 2.1 国内绿氢规划产能将主要用于绿氨、绿醇和绿色航煤生产 2023年国内绿氢项目下游应用分布资料来源氢云链、北极星氢能网、势银氢链，中国化工信息周刊，平安证券研究所国内绿氢规划产能将主要用于绿氨、绿醇和绿色航煤生产。我们统计， 2023年更新动态的绿氢项目中，近 80的绿氢产能将用于化工生产。其中，合成氨、合成甲醇、合成航空燃料是前三大应用场景，规划绿氢产量分别为 105/37/17万吨。由于统计口径影响，绿醇生产对应的绿氢需求量高于下图统计值。除风光制绿氢一体化项目外，国内有若干绿色甲醇项目并未明确新建风光制绿氢产能，因此未纳入下图项目统计。根据中国化工信息周刊统计，截至 2023年 11月底，国内绿色甲醇新建拟建项目规划绿醇产能共计 621万吨 /年，则折算绿氢需求总量可达 78万吨。绿氢年产能口径，万吨 /年项目名称公司年产能 /万吨项目状态绿氢制 50万吨绿氢甲醇项目金风绿能化工兴安盟 50 在建 10万吨 /年液态阳光 --二氧化碳加绿氢制甲醇技术示范项目中煤鄂尔多斯能源化工有限公司 10 拟建巴彦淖尔新能源制氢、生物制绿氢甲醇及绿氢设备装配制造项目扬州吉道能源 100 拟建鄂托克旗产 33.75万吨 /年绿色合成甲醇项目扬州吉道能源 33.75 拟建绿氢甲醇 50万吨 /年项目明阳新能源投资控股集团 50 拟建 “绿氢煤”制烯烃项目（有规划绿醇产能）宝丰能源 122.89 在建 200万千瓦风电制氢制 50万吨甲醇项目淖尔天润巴彦淖尔市 50 拟建二氧化碳加氢制甲醇装置吉利控股集团、河南顺成集团 10 投产绿色氢氨醇一体化中能建 60 拟建南京江北新区产 38万吨 /年绿氢甲醇项目绿色技术银行等 38 拟建 CO,加氢制绿色低碳甲醇联产 LNG项目吉利科技集团有限公司等 11 投产江苏斯尔邦石化有限公司 C0,制绿氢甲醇项目斯尔邦石化 10 拟建国内部分绿色甲醇新建拟建项目 18 2.1 绿氢化工三大主要产品概述资料来源香橙会研究院，势银氢链，德勤中国，平安证券研究所绿氢化工三大主要产品概述应用领域绿氨氨是重要的基础化工产品，用途广泛。最大应用为农业合成肥料，约占氨总用量的 70；其它下游产品包括工业炸药等。未来可用作氢储运载体、低碳燃料。绿色甲醇甲醇是重要的基础化工产品，用途广泛。可制备多种化工产品，最大应用领域为甲醇制烯烃 MTO。甲醇作为燃料的使用（单独使用或与汽油掺烧）也已有较多探索。供需现状供应我国是化工生产大国，氨产能充足，基本自给自足，进 /出口比例很小。需求传统应用需求稳定，未来氢储运、绿色燃料等新兴场景或将拉动需求。供应我国是甲醇净进口国， 2023年净进口量占表观消费量的 15，国内有供需缺口；绿醇产能尚未释放，供应较小。需求化工类需求增长较缓；绿色航运燃料引领绿醇需求高速增长，供不应求。驱动因素氨是广泛使用的基础化工品，绿氨成本下降和工业脱碳需求有望推动绿氨替代灰氨。远期来看，氨具有作为氢储运载体或绿色燃料推广的潜力。欧盟 ReFuelEU Maritime驱动航运脱碳，绿色燃料需求空间广阔。绿醇应用技术较为成熟，成为航运企业首选。绿色甲醇或将成为独立于工业甲醇的产品，获得绿色溢价。主要挑战对于传统需求而言，国内氨供应较为充足，绿氨难以获得绿色溢价，成本略有劣势。氨燃料应用的技术仍待成熟，氨作为燃料或储氢载体的需求空间尚不确定。作为燃料的绿色甲醇，制备各环节需满足国际相应标准，如制氢绿电比例、绿色碳源等，相关标准和成本存在不确定性。绿色航煤（ SAF）绿色航煤，又称可持续航空燃料（ SAF），可使用生物质或绿氢制备。用于替代传统航空燃料，降低碳排放。目前市场主要在海外，欧、美等率先推广。国内以鼓励、试点为主，需求和供给规模都较小。航空业属于典型的难脱碳行业，欧美等通过政策激励或强制，推动 SAF渗透。欧盟 ReFuelEU Aviation对 SAF工业比例进行了强制要求；美国通货膨胀削减法案对 SAF生产和销售给予激励措施。目前，使用绿氢制备绿色航煤的技术（ Power to Liquid， PtL）发展阶段较早，技术有待成熟；国内市场空间尚未打开。 19 2.2 绿氨 |供给端生产工艺和成本探讨灰氨 /绿氨生产工艺示意图资料来源 CNKI， Wind，平安证券研究所绿氨生产方法与灰氨相似，主要区别在于氢源的使用。合成氨的主流生产工艺为哈伯 -博世法，即通过哈伯合成氨反应器，将氮气与氢气合成氨的方法。绿氨和灰氨合成工艺的区别主要在于 1.绿氨使用绿色氢源； 2.空分、合成氨等环节使用电能代替化石燃料供能。灰氨成本与价格主要由煤价决定，波动较大。根据相关文献 *，煤制氨的单位煤耗量约 1.5t/t，其它固定成本约 700元 /t，则煤制氨成本可大致表示为 1.5 煤价（元 /t） 700（元 /t）。 2023年初以来，国内煤价波动较大，合成氨价格在 2400-4300元 /t范围上下浮动。绿氨、灰氨成本比较可以使用绿氢、灰氢价差估计。原料成本占合成氨成本的大头，根据香橙会数据，绿氨成本结构中，原料成本约占 80，折旧、合成成本约 20。合成氨反应没有含氢副产物，因此生产每吨氨需耗用 176.5kg氢气（ 1000*3/17，相对分子质量比）。若暂不考虑用能等成本差异，绿氨和灰氨的吨价差可以用“制氢单价差（元 /kg） *176.5” 大致估算。根据车百智库报告，煤价 2001000 元 / 吨时，煤制氢成本约 6.812.1 元 /kg；本报告测算绿氢成本取 16.3元 /kg，则计算绿氨理论成本比灰氨高 725-1673元 /吨。 * 可再生能源合成绿氨研究进展及氢 -氨储运经济性分析 0 500 1,000 1,500 2,000 2,50