近日，重磅利好！新能源規(guī)模化給氫電帶來了經濟性，也將極大促進氫能產業(yè)的持續(xù)發(fā)育和壯大。

【資料圖】

通過測算，報告發(fā)現(xiàn)，山西省并網制氫成本可以低至15.2元/kg，如果考慮高純度綠氧沖減成本，則電氫成本僅9.6元/kg，已低于煤制氫成本11.3元/kg，并大幅低于天然氣制氫成本21.8元/kg。電費成本中輸配電容量價格占比較高，未來或有更多電價優(yōu)惠扶持政策?？紤]風光一體化離網制氫，目前各省成本約13-17元/kg（不含綠氧），也已具備替代潛力。未來隨著電耗、造價、電價(或一體化電源造價)的下降和利用小時數(shù)的上升，電解水制氫降本空間整體可達20%以上，并網和離網制氫均已出現(xiàn)經濟性拐點。

加上儲氫和輸運氫，按固定投資均攤至耗氫量，單位氫氣附加成本約2.5元/kg?？紤]配套建設合成氨裝置時，整體成本約為12.5元/kg，已經非常接近煤制氫成本，考慮到煤制氫也有一定的運輸半徑，且電氫成本仍有較大下降空間，因此綠氫+綠氨模式或已具備產業(yè)替代經濟性，形成綠氫、綠氧、綠氨一體化產能。

在交通運輸產業(yè)中，加能站的重要性不言而喻。比如，加油站，保障汽車的正常運行，為燃油車的普及與發(fā)展做出了重大貢獻。

產業(yè)發(fā)展，基建先行。

當下，新能源車正以席卷之勢替代燃油車，與之配套的充電站迎來井噴式增長。

2022年我國充電基礎設施數(shù)量達到521萬臺，同比增長99.1%，并且，未來仍將繼續(xù)保持高速增長態(tài)勢。

巔峰氫儲預測，至2050年，中國充電樁市場累計投資規(guī)模將達10萬億元。

新能源賽道坡長雪厚，替代燃油車的技術路徑不止一條。

氫能由于具備清潔、高效、豐富的優(yōu)勢，各國將其列為能源安全和能源轉型的重要保障，紛紛出臺氫能戰(zhàn)略和路線圖，大力發(fā)展氫燃料電池車。

在政策和市場的雙輪驅動下，各項技術逐步落地，氫燃料車市場化進程有望加速，加氫站迎來快速發(fā)展時機。

加氫站未來將快速增長

加氫站之于燃料電池車，等同于加油站之于燃油車，充電站之于新能源車。

加氫站為燃料電池汽車補充燃料提供專門場所，是燃料電池車發(fā)展應用的基石，也是氫能發(fā)展利用的關鍵環(huán)節(jié)。

受益于國家“雙碳”目標及氫燃料電池汽車示范城市群政策，自2016年以來我國加氫站建設速度明顯加快。

根據氫能數(shù)據庫數(shù)據，截至2022年，我國已建成加氫站共310座。

其中，廣東省數(shù)量第一（54座），山東、江蘇、浙江均超20座，寧夏、海南、湖北、貴州等地實現(xiàn)加氫站零的突破。

根據北京、廣東、上海等15省/市規(guī)劃數(shù)據，到2025年加氫站數(shù)量將達到約1021座，廣東省最多，規(guī)劃建成200座；各企業(yè)也紛紛提出建設加氫站的目標。這意味著到2025年全國加氫站數(shù)量預計將遠超1000座。

全球來看，美國計劃到2025年，建設580座加氫站，到2030年，在全美范圍內有5600個加氫站。韓國計劃到2022年建成310座加氫站，2040年建成1200座加氫站。歐洲，2030年應至少建設1000座，日本2030年約900座。

預測到2025年，我國加氫站數(shù)量達到950-1050座，2030年達到3800-5000座，2023-2025年復合增速45.5%-54.1%、2026-2030年26.0%-31.3%。

“十四五”期間加氫站的累計投資空間109-121億元，“十五五”達到291-402億元。

加氫站未來市場空間廣闊。

加氫站的分類及核心環(huán)節(jié)

（1）氣/液加氫站及核心設備

加氫站產業(yè)鏈上游是氫儲運環(huán)節(jié)。氫以氣態(tài)、液態(tài)、固態(tài)等形式通過長管拖車、管道、運槽車運送至加氫站。

下游是應用領域，通過加氫站，將氫加注到商用車/乘用車/船舶等。

根據加氫站內氫氣儲存的形態(tài)不同，可分為氣氫（態(tài)）加氫站和液氫（態(tài)）加氫站。

目前，我國加氫站以氣氫加氫站為主。通過外部供氫或站內制氫獲得氫氣后，經過調壓干燥系統(tǒng)處理后轉化為壓力穩(wěn)定的干燥氣體，隨后在氫氣壓縮機的輸送下進入高壓儲氫罐儲存，最后通過氫氣加注機為燃料電池汽車加氫。

加氫站建設投入成本較大，建設一座35MPa加氫站成本在1200萬元左右。可能部分投資者對這個量級有些陌生，P=F/S（壓強=壓力/受力面積），35MPa相當于體重350公斤的大漢倒立，而僅用一只大拇指作支撐。

那么是誰用這么大的力氣將氫氣灌到氫氣瓶里。

答案就是壓縮機。

加氫站成本中，設備占據了70%，而壓縮機占據設備成本的50%，折合占據總成本比例高達35%，約420萬左右。

由于存在較強的技術壁壘，長期依賴進口。

隨著氫能產業(yè)的發(fā)展，核心關鍵設備國產化進程加速，國產品牌技術迭代及產品性價比快速提升。

過去，加氫站中進口壓縮機占比約為70%以上，目前，國產品牌占有率接近50%。

國產化后成本大幅下降，進口壓縮機在300-500萬左右，國產壓縮機售價僅為100-200萬元,這對于加氫站的市場化推廣有著重大意義。

液氫加氫站是通過液氫槽車將液氫運輸至加氫站，與加氫站連接后進入站內的液氫儲罐。液氫儲罐中的氫通過氣化器進行氣化，氣化后的氫氣進入緩沖罐。隨后進入壓縮機內被壓縮，并先后輸送至高壓、中壓、低壓儲氫罐中分級儲存。

液氫泵是液氫加氫站的核心設備，液氫泵相較于氣氫加氫站中的壓縮機，能耗降低80%～90%。

不過，目前仍為卡脖子難題，依賴進口，國內布局基本空白。

國外液氫加氫站的應用已較為成熟，已有約1/3的加氫站為液氫加氫站，而國內液氫加氫站剛剛起步，在浙江嘉興，已經有首座液氫油電綜合供能服務站投運。

從未來的發(fā)展前景來看，相較于高壓儲氫加氫站，液氫加氫站具有占地面積小、液氫儲存量大、單位成本小的優(yōu)點。能夠滿足大規(guī)模的加氫需求，有望成為未來主流加氫方式。

（2）外供加氫站與站內制氫加氫站

加氫站按照氫氣來源可分為外供氫加氫站和站內制氫加氫站兩類。

顧名思義，外供氫加氫站，主要依賴于外部供給氫氣，加氫站內無制氫裝置，需要通過高壓長管拖車、管道、液氫槽罐車等方式將氫氣輸送至加氫站，承擔較高的氫氣輸送成本。

站內制氫加氫站配備有電解水制氫、工業(yè)副產等制氫裝置，將生產的氫氣儲存，可以節(jié)省運輸成本，但配置制氫裝置提高了設備成本，以及站點設計和建造的復雜程度。

現(xiàn)階段，我國以外供加氫站為主，制氫加氫站占據少數(shù)。隨著技術發(fā)展，行業(yè)標準法規(guī)的健全，會有更多的制氫加氫站投運。

（3）加氫單站與加氫合建站

根據建站方式的不同，加氫站可以分為加氫單站和加氫合建站。

加氫單站，站內只具備加氫功能，新選址審批難度大、時間長，投入成本高。

加氫合建站，在原有的加油站、加氣站、充電站基礎上新增加氫工程設施，使其具有加油/加氣/充電+加氫的多種功能，該模式無需重新選址，不占用新的土地資源，審批時間縮短。

加氫站的發(fā)展離不開綜合能源站

在當前氫能燃料電池車尚未大規(guī)模普及的情況下，合建站可以實現(xiàn)“以油養(yǎng)氫”或“以氣養(yǎng)氫”等，過渡市場培育階段。

2021年全年新建成的101座加氫站中，合建站占比上升至近50%，2022年比重約六成。

這種可以提供加油、充電、加氣的綜合一體化服務的合建站不單單是加氫站未來發(fā)展的趨勢，同樣也是加油站、充電站發(fā)展的重要路徑。

伴隨著新能源車滲透率大幅提升，一方面，用戶對充電樁需求十分強烈，另一方面，傳統(tǒng)加油站面臨著油品需求下滑的境地，轉型極為迫切。

打造一個能夠提供綜合能源服務，集合加油、充電、加氫、餐飲、購物、精洗、換油等功能于一體，幫助油站業(yè)主擺脫單一能源供應的局限性，滿足當下車主的多元化消費需求。實現(xiàn)跨越原有業(yè)務邊界的多元經營，以及商業(yè)模式的升級，一躍成為綜合性能源服務港是當下所需。

與此同時，政策端也在積極鼓勵建設以可再生能源為主的綜合能源站。

近日，國家能源局發(fā)布《2023年能源工作指導意見》。其中提出，穩(wěn)步推進有條件的工業(yè)園區(qū)、城市小區(qū)、大型公共服務區(qū)，建設以可再生能源為主的綜合能源站和終端儲能。積極推動氫能應用試點示范，探索氫能產業(yè)發(fā)展的多種路徑和可推廣的經驗。

在市場與政策共同驅動下，加氫站以及綜合能源站的發(fā)展有望加快步伐。

新能源規(guī)模化孕育電氫新機遇

自2010年以來，我國新能源規(guī)?；l(fā)展程度加速深化，新能源裝機規(guī)模及其相對于總裝機規(guī)模的占比穩(wěn)步擴張，新能源發(fā)電量占全社會用電量比例已經達到13.8%。

根據國家能源局發(fā)布的《2023年能源工作指導意見》，2023年，我國將繼續(xù)推進新能源建設，加速深入結構轉型，大力發(fā)展風電、光伏，力爭使得發(fā)電量占全社會用電量的比重達到15.3%、全年風光裝機增加160GW。

1.2市場化令新能源大省山東電價分時特征浮現(xiàn)

在新能源占比較高的地區(qū)，相應時段電價較低。由于新能源發(fā)電邊際成本低的特質，在新能源高發(fā)期間，如果用電需求較低，則相應時段市場電價較低。以山東省電力現(xiàn)貨市場為例：2018-2022年，山東省風電、光伏裝機容量及發(fā)電量持續(xù)增長，風電、光伏裝機容量自1146/1361萬千瓦增長至2302/4270萬千瓦，CAGR達14.97%/25.69%，風電、光伏裝機占總裝機量比例自6.05%/9.93%擴張至12.14%/23.13%；風電、光伏發(fā)電量占總發(fā)電量比例自2.32%/0.55%擴張至5.28%/11.25%。

山東省高速發(fā)展的新能源使電價時段特征明顯。根據2022.04.01-2023.04.01年山東電力現(xiàn)貨實時市場用電側小時級電價統(tǒng)計，在過去一年的8760小時中：0.3元/kWh（山東燃煤基準價*80%=0.3159元/kWh）及以下的低電價時段共計達2534小時，占比總時長的28.9%；0.1元及以下電價區(qū)間的小時數(shù)達1317小時，占比總時長的15.03%，該區(qū)間的平均電價為-0.007元/kWh；零點價及負電價的電價區(qū)間小時數(shù)達693小時，占比總時長的7.91%，該區(qū)間的平均電價為-0.634元/kWh。

可見，以1317小時計算，即平均每天有3.6小時的電價處于0.1元/kWh以下，并且，隨著光伏裝機進一步加大，日均低電價市場有進一步擴大的可能。

1.3分時低價特征或向全國各省快速擴散

截至2022年末，全國各省風電、光伏裝機量占各省總裝機量比例前五名的為青海、西藏、河北、寧夏、安徽（按光伏裝機排序）；全國各省風電、光伏發(fā)電量占各省總發(fā)電量比例前五名的為青海、西藏、寧夏、甘肅、山東?？紤]到新能源滲透率與分時電價特征高度相關，因此全國多個省份均可出現(xiàn)類似山東省的電價分時特征，如青海、寧夏、甘肅等。

現(xiàn)貨省份的電價分布特征各有差異。目前山東、甘肅、山西、廣東、蒙西等五個省份已開啟電力現(xiàn)貨連續(xù)試運行，電價分布特征各異，新能源發(fā)電量占比較高的甘肅、山西、山東等省份低電價時長明顯較長，而廣東新能源發(fā)電量占比低，低電價小時數(shù)明顯較少。這一現(xiàn)象在一定程度上佐證了新能源占比高將促使低電價時長擴大，電價的降低在一定程度上將推動電解水制氫經濟性好轉。

加快建設電力現(xiàn)貨市場，暢通實時電價發(fā)現(xiàn)渠道。類似青海、寧夏等省份雖然具備高比例新能源占比，卻暫無電力現(xiàn)貨市場運行，價格發(fā)現(xiàn)能力有限。但是，目前越來越多的省份正在加速建設電力現(xiàn)貨市場。其中：山西、廣東、浙江、四川、福建、甘肅、山東、蒙西八省第一批電力現(xiàn)貨市場建設已連續(xù)結算試運行；上海、湖北、遼寧、江蘇、安徽、河南六省第二批電力現(xiàn)貨市場建設已完成模擬試運行；其余省份，如黑龍江、陜西、青海、江西、寧夏、重慶、廣西、海南、貴州、云南、河北（南網）、湖南等均已展開電力現(xiàn)貨市場建設相關工作。

電力現(xiàn)貨市場建設的逐步完善有利于各省份暢通實時電價發(fā)現(xiàn)渠道，進而能夠更直接、明朗地觀測到電價分時分布特征，從而有助于當?shù)卣畬嵤┡涮渍叽龠M相關產業(yè)的發(fā)展。其中，電氫產業(yè)基于其低碳環(huán)保的核心理念、逐漸凸顯的經濟性，在目前我國力爭實現(xiàn)能源綠色轉型以及“雙碳”目標的大背景下方興未艾、規(guī)?？善凇?/p>

電氫經濟性已經初步顯現(xiàn)氫氨一體化優(yōu)勢突出

2.1電氫系統(tǒng)產出高價值綠氧

按照工作原理和電解質的不同，電解水制氫技術可分為4種。堿性電解水技術(ALK)、質子交換膜電解水技術(PEM)、高溫固體氧化物電解水技術(SOEC)和固體聚合物陰離子交換膜電解水技術(AEM)。其中，堿性電解槽的成本較低，經濟性較好，2022年國內堿性電解槽出貨占97%，但相較于PEM的靈活性較差，PEM受限于質子膜高成本，總體設備成本是堿性電解槽3-4倍。堿性電解槽的電解液一般為30%質量濃度的KOH溶液或者26%質量濃度的NaOH溶液。在直流電的作用下，陰極發(fā)生還原反應，生成氫氣和氫氧根離子，陽極發(fā)生氧化反應，生成氧氣和水。經過氣水分離器將氣體和溶液分離，電解液回流至電解槽，氫氣和氧氣分別進入純化裝置提純后進行收集。

電解水制氫的同時會帶來高價值副產品—高純度綠氧，一般企業(yè)采取直接排放進空氣中的處理方式，當副產氧氣量較大時，則用液化的方式儲存銷售。目前高純氧的制取主要有兩種工藝方法，一是利用空分設備中產生的工業(yè)氧再經低溫精餾工藝。二是以電解水為原料，經催化除水脫氫后進行冷卻，可制取純度為99.995%以上的高純氧，工業(yè)氧一般要求純度在99%以上，因此副產氧可被應用于工業(yè)，醫(yī)療，化工等多個領域，具有一定的商業(yè)價值。結合市場上氣體公司的氧氣報價均值，高純氧價格約35元/立方，經濟性突出。

以寶豐能源300萬噸/年烯烴項目為例，其中40萬噸烯烴通過綠氫耦合制備，利用風電光伏能源電解水制取綠氫和綠氧，綠氫替代原料煤進入甲醇合成裝置，綠氧替代燃料煤用于煤氣化工藝，減少了空分設備制氧能耗，該項目是全國單廠規(guī)模最大的“綠氫+煤”制烯烴。

此外，高純度氧在冶金領域，有助于去除硫、磷、硅、等雜質，縮短冶煉時間；在電子領域，在與四氟化碳混合后，可以用于等離子刻蝕，同時在醫(yī)療、航空航天等多個領域均有較高的商業(yè)價值。

2.2經濟利用下西北電氫成本優(yōu)勢初步顯現(xiàn)

化石能源制氫成本

煤制氫和天然氣制氫均屬化石能源制氫，目前技術路線相對成熟、應用較為廣泛，對煤氣化、天然氣進行成本測算后發(fā)現(xiàn)，若不考慮碳排放價格，兩者制氫成本分別為11.3元/kg、21.8元/kg，兩者成本均易受到原材料價格波動影響。煤氣化制氫：采用水煤漿技術工藝，假設建設投資12.4億元，設備產能9萬方/h，年工作時間8000小時，煤炭單價900元/噸，煤制氫在所有制氫路線中成本最低，其成本結構中占比最大的是煤炭，占比59%；其次是氧氣，一般煤制氫氣采用部分氧化工藝，氧氣成本占比20%。天然氣制氫：假設建設投資6億元，設備產能9萬方/h，年工作時間8000小時，天然氣單價3.5元/m3。天然氣制氫成本主要由天然氣、燃料氣和制造成本構成，其中天然氣成本是制氫成本的主要部分，占比近86%。

若考慮碳排放價格，化石能源制氫經濟性進一步下降。根據IEA，煤制氫路線1kg氫氣產生約26kg二氧化碳、天然氣制氫路線1kg氫氣產生約10kg二氧化碳，按照當前中國碳排放價格為55元/噸計算，考慮碳價后煤制氫、天然氣制氫成本將分別達到12.7元/kg、22.3元/kg，在碳減排壓力下，碳配額發(fā)放或將收緊，推動碳價上行，當碳價上漲至200元/噸時，煤制氫、天然氣制氫成本將分別達到16.5元/kg、23.8元/kg，電解水制氫相對化石能源制氫或將更具經濟優(yōu)勢。

電解水制氫成本

電氫分為電網電解水制氫（并網制氫）和風光一體化電解水制氫（離網制氫）。并網制氫是將系統(tǒng)接入電網取電，主要應用于大規(guī)模制氫消納新能源發(fā)電，制氫成本主要為電費。離網制氫則是將風光發(fā)電機組產生的電能，不經過電網直接提供給電解水制氫設備，制氫成本主要為電源建設成本。目前國內電氫系統(tǒng)以并網制氫為主，電網作為穩(wěn)定能源支撐制氫系統(tǒng)負荷波動較小，同時相關設備更成熟。但在并網制氫的情況下，由于系統(tǒng)內電能需要經過升價、降壓、整流多次變換，導致?lián)p耗較大，同時承擔電網輸配電及政府基金及附加等成本。

離網制氫因為只有整流環(huán)節(jié)，系統(tǒng)效率更高，也無需繳納輸配電費用，電力輸送環(huán)節(jié)成本減少。但離網制氫系統(tǒng)缺少了電網的穩(wěn)定支撐，電解槽面臨由風光發(fā)電帶來的波動沖擊，同時離網制氫受制于土地無法大規(guī)模制取。目前，國內堿性電解槽的工作負荷暫不能完全適應新能源發(fā)電系統(tǒng)輸出功率的波動強度。綜合市場上電解槽性能參數(shù)，我們假設單套電解槽系統(tǒng)產氫量為1500標方/h，系統(tǒng)單位能耗為4.4kWh/標方，價格為2010元/kW。電解水制氫的原材料用水價格4.1元/噸，30%濃度KOH電解液價格8元/kg。由于電解水制氫會帶來高價值的副產品綠氧，假設50%的氧氣經提純后對外銷售，價格2元/標方，分別測算兩種模式下電解水制氫的成本。

電網電解水制氫：針對有電力現(xiàn)貨市場價格數(shù)據的山西省、山東省、廣東省、甘肅省和蒙西分別計算用電綜合電價，包括輸配電價（兩部制）、容量補償電價（山東）、政府性基金及附加、基本電能量價格等。對上述五省電網電解水制氫成本進行測算。

山西省經濟利用小時數(shù)為1915小時，并網制氫單位成本最低：截止2022Q3，山西省風電光伏裝機量占比位列全國第14，但由于負荷較少，山西省低電價小時數(shù)在五個省份中較為顯著，0~0.05元/kWh共計1341小時，0.3~0.35元/kWh共計1219小時，低電價優(yōu)勢明顯。經過我們的測算，當利用小時數(shù)為1915小時，綜合電價0.1868元/kWh，山西制氫成本最低為15.2元/kg，考慮氧氣售后沖減費用，制氫成本下降至9.6元/kg。山西省并網制氫成本結構中，因現(xiàn)貨市場低電價優(yōu)勢顯著，電費占比相對較低，僅60.59%，電費之中，電能量價格占42%，輸配容量價格占36%。

山東省經濟利用小時數(shù)為2644小時，成本較高主要系輸配電費用較高：山東省低電價小時數(shù)相對較多，-0.1~-0.05元/kWh共計747小時，剩余小時數(shù)多集中在0.35~0.45元/kWh，共計2695小時。當利用小時數(shù)為2644小時，綜合電價0.394元/kWh，山東制氫成本最低為23.75元/kg，考慮氧氣售后沖減費用，制氫成本下降至18.15元/kg。山東省并網制氫成本結構中，電費占比超過81%。電費中，輸配容量價格占32%，輸配電度價格占30%，即輸配電費用占制氫總成本超50%，是山東省并網制氫成本的主要部分。

廣東省經濟利用小時數(shù)為3837小時，成本較高主要系電能量價格較高：廣東省用電需求旺盛，但是本地發(fā)電資源相對匱乏，風光發(fā)電量滲透率較低，低電價持續(xù)時間很短，0.45~0.5元/kWh共計1620小時，0.5~0.55元/kWh共計1642小時，因此，廣東地區(qū)在五個省份中并網制氫的成本最高。當利用小時數(shù)為3837小時，綜合電價0.453元/kWh，廣東并網制氫成本最低為25.33元/kg，考慮氧氣售后沖減費用，制氫成本下降至19.73元/kg。廣東省并網制氫成本結構中，電費占比相較于其他省份最高，占比超過88%。電費之中，電能量價格占比高達86%。

甘肅省經濟利用小時數(shù)為2875小時，高利用小時數(shù)攤薄成本：截止2022Q3，甘肅省風電光伏裝機量位列全國第10，2022年外送電量達到560.7億kWh（其中新能源占43%），同比增長8.3%，占全年發(fā)電量1816.6億kWh的31%，屬于高比例新能源大規(guī)模外送型電網。同時，其現(xiàn)貨市場中低電價小時數(shù)仍較為顯著，0~0.05元/kWh共計1467小時，并制氫成本與山西類似。當利用小時數(shù)為2875小時，綜合電價0.234元/kWh，甘肅河西并網制氫成本最低為15.55元/kg，考慮氧氣售后沖減費用，制氫成本下降至9.95元/kg。甘肅省并網制氫成本結構中，電費占比相對其他省份較低，為74.19%。電費之中，輸配容量價格占34%，電能量價格占30%。

蒙西經濟利用小時數(shù)為2516小時，成本有較大下降空間：蒙西低電價小時數(shù)相對分散，-0.05~0元/kWh共計408小時，0.25~0.3元/kWh共計561小時，整體上并網制氫成本劣于山西和甘肅省，但優(yōu)于山東和廣東省。當利用小時數(shù)為2516小時，綜合電價0.308元/kWh，蒙西并網制氫成本最低為19.75元/kg，考慮氧氣售后沖減費用，制氫成本下降至14.15元/kg。蒙西并網制氫成本結構中，電費占比76.84%。電費之中，電能量價格占71%，輸配容量價格占14%?？紤]到蒙西有豐富的風光發(fā)電資源，未來風光發(fā)電滲透率提升空間較大，電價分布或將進一步左偏，降低并網制氫成本。

并網制氫模式下，電費為主要影響因素，成本占比介于60%~88%之間，五省中山西省并網制氫成本最低9.60元/kWh（考慮氧氣沖減），廣東省并網制氫成本最高19.73元/kWh（考慮氧氣沖減），并網制氫成本與風光發(fā)電滲透率相關，也與該省輸配電價格水平有關，隨著風光發(fā)電滲透率的提升將使得低電價時長增加。同時，電價的預測能力成為影響電解水制氫成本的關鍵因素，在實際制氫的過程中，即使實際用電情況與理想情況存在偏差，電解水制氫的成本仍處于成本曲線的低谷段，僅浮動0.5~1元/kg。目前全國最大的并網制氫項目——內蒙古鄂爾多斯市烏審旗風光融合綠氫化工示范項目已經正式啟動，利用鄂爾多斯地區(qū)豐富的太陽能和風能資源發(fā)電制氫，預計項目投產后，制取綠氫能力達3萬噸/年。

值得注意的是，隨著電源結構和負荷的變化，電價分布未來或將發(fā)生變化，上述成本僅根據2022年的電價情況進行測算。風光一體化離網制氫：離網制氫中的電費成為電源建設費用，假設各省電源建設中風電和光伏裝機各占一半，根據各省的風光發(fā)電利用小時數(shù)，山西/山東/廣東/甘肅/蒙西呼包東/蒙西呼包西離網制氫成本分別為15.67/16.52/16.79/15.32/13.91/13.75元/kg,考慮氧氣沖減后成為為10.07/10.92/11.19/9.72/8.31/8.15元/kg。西部地區(qū)制氫成本相較東部地區(qū)的經濟優(yōu)勢更突出，我國西部地區(qū)總體上太陽能和風能資源優(yōu)于東部，全年利用小時數(shù)更多。風光一體化離網制氫受地理條件限制，主要分布在土地資源和風光資源均豐富的西北地區(qū)。內蒙古開展了全國首個省級風光制氫一體化項目實施方案，離網制氫項目中鄂爾多斯市“中廣核杭錦旗伊泰化工20萬千瓦風光制氫一體化項目”于2023年4月開工，12月項目正式投產，年制氫能力達2789.14噸/年。

降本路徑及降本空間

電氫降本路徑：一方面通過增加風電光伏的裝機量，在相同的年工作小時數(shù)下，電能量價格下降，或相同的電能量價格下，年利用小時數(shù)上升。另一方面通過技術進步，電解槽造價和單位能耗進一步下降。據IRENA預測，2025年全球堿性電解槽系統(tǒng)性成本將從2017年750EUR/kW下降至480EUR/kW，單位能耗從51kWh/kg下降至49kWh/kg，隨技術演進，電氫成本仍存在下降空間。以山西省經濟利用小時數(shù)下的并網制氫成本的作為典型值，基準利用小時數(shù)1915小時，制氫成本15.2元/kg（未考慮氧氣沖減），進行降本潛力測算。根據測算結果，電耗下降對降本貢獻最大，每降低1%的電耗，制氫成本下降0.96%。年利用小時數(shù)增加對降本有明顯影響，每提升1%的利用小時數(shù)，成本降低0.55%。電解槽造價下降對成本貢獻一般，每降低1%的電解槽造價使成本下降0.36%。由于山西經濟利用小時數(shù)下的電能量價格已經較低，電能量價格下降對成本貢獻最低，電能量價格每下降1%，成本僅下降0.25%。

綜上所述，山西省并網制氫成本可以低至15.2元/kg，如果考慮高純度綠氧沖減成本，則電氫成本僅9.6元/kg，已低于煤制氫成本11.3元/kg，并大幅低于天然氣制氫成本21.8元/kg。電費成本中輸配電容量價格占比較高，未來或有更多電價優(yōu)惠扶持政策?？紤]風光一體化離網制氫，目前各省成本約13-17元/kg（不含綠氧），也已具備替代潛力。未來隨著電耗、造價、電價(或一體化電源造價)的下降和利用小時數(shù)的上升，電解水制氫降本空間整體可達20%以上，并網和離網制氫均已出現(xiàn)經濟性拐點。

2.3西北電氫與下游地理分布不能匹配

氫產能及下游應用分布

當前國內氫能大部分應用于工業(yè)領域，包括合成氨、合成甲醇及石油化工。隨著長期碳中和目標的提出，氫氣的能源屬性將逐漸顯現(xiàn)，應用領域將逐步拓展至電力、交通、建筑等場景。以中國2022年氫產能下游應用為例，其中合成氨氫氣需求1107萬噸，占31.1%。合成氨作為化肥和其他化工產品的重要原材料，60%用于農業(yè)化肥生產，30%用于工業(yè)生產，而交通部門（船舶運輸）和發(fā)電部門（摻氨燃燒）占比很低。合成甲醇氫氣需求925萬噸，占26.2%。合成甲醇大部分用于化工合成，主要合成產品為烯烴、甲醛、醋酸、MTBE以及二甲醛等。石油煉化氫氣需求823萬噸，占23.3%。未來，氫氣因其熱值高，質量能量密度大的特點或將被廣泛應用于交通領域，氫燃料電池汽車比傳統(tǒng)的純電動車具備更長的續(xù)航能力。2022年我國氫燃料電池車累計銷量12682輛，加氫站累計建成274座，依據中國國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布《氫能產業(yè)發(fā)展長期規(guī)劃（2021-2035）》提出，到2025年燃料電池車輛保有量約為5萬輛。同時，因氫氣單位質量的熱值遠大于天然氣，能夠更好地滿足建筑供熱需求而應用于建筑發(fā)電等其他領域。

目前中國氫產能主要分布于東部和中部地區(qū)，以化石能源制氫和工業(yè)副產氫為主，山東省氫產能位居全國第一，年產量超500萬噸。我國合成氨產能主要集中在華東，中南，華北等氮肥消費量較大的地區(qū)，甲醇市場中華東、西北和山東的需求量位居前列，目前，氫產能與下游主要應用地域融合程度較高。將來，電氫產能受限于風光資源，西北地區(qū)實現(xiàn)電氫量產，將出現(xiàn)氫產能與下游應用出現(xiàn)地域錯配，因此，電氫想要實現(xiàn)產業(yè)替代還須考慮運輸成本或下游配套成本。

2.4電氫運輸成本居高不下

氣氫拖車短距運輸優(yōu)勢顯著，但無法適應西北制氫外運

氣氫拖車是目前國內最成熟的氫氣運輸形式，我國氫氣管束式集裝箱和氫氣長管拖車大多采用鋼制大容積無縫高壓氣瓶和鋼制內膽碳纖維環(huán)向纏繞氣瓶，工作壓力通常為20Mpa，單次運輸氫氣質量小，運輸效率低，適用于200公里以內的短距離運輸。綜合市場上管束式氫氣集裝箱的平均輸氫量，假設20/30/45MPa管束式集裝箱最大可運輸氫氣質量340/650/950千克，管束式集裝箱費用60/70/80萬，單位壓縮電耗2/4.5/6kWh/kg，則運距500公里的運輸成本高達7元/kg以上。

液氫運輸目前尚不經濟，我國液氫產能較小

液氫運輸目前尚不經濟，將來有望實現(xiàn)遠距離、大規(guī)模運輸。中國民用液氫領域尚處于空白，低溫液氫廣泛應用于航天和軍事領域。國內氫氣液化技術尚不成熟，技術壁壘高，核心設備受制于國外，導致設備成本高昂，液氫運輸優(yōu)勢需要在長距離運輸中才能夠體現(xiàn)。同時，國內暫時缺乏液氫相關的技術標準和政策規(guī)范，液氫布局的企業(yè)較少，但相較于氣氫拖車運輸，液罐車單次運輸氫氣質量為氣氫拖車的10倍（3000-4000kg），氫氣密度和運輸效率明顯提高。假設5TPD/15TPD液氫裝置單位成本分別是7.3/4.87元/kg，單位能耗10.0/8.0kWh/kg，液氫罐車單次輸氫量4000kg，液化單位能耗15kWh/kg，則運距500公里的氫氣運輸成本在9元/kg以上。產能上看，全球液氫產能達到485TPD，其中，美國總產能326TPD，中國總產能僅6TPD，液氫工廠有海南文昌基地，西昌基地和北京101所，均服務于航空航天領域，產能最大的文昌基地也只有2.5TPD，實現(xiàn)液氫遠距離運輸仍然任重道遠。

管道輸氫適用大規(guī)模集中輸氫，具備一定發(fā)展?jié)摿?/p>

管道輸氫依賴于利用率，低利用率下成本較高，但未來在調配區(qū)域間氫能分布最具優(yōu)勢。管輸壓力相對較低，一般為1.0~4.0MPa，具有過程連續(xù)輸氫量大、能耗小等特點。雖然管道后期建設成本較低，但前期建造的一次性投資大，不適合作為氫能發(fā)展初期的運輸方式，中國可再生能源豐富的西北地區(qū)有望成為未來電解水制氫的主要生產地，而能源消耗主要分布在東部沿海地區(qū)，目前國內暫時無法通過管道運輸實現(xiàn)大規(guī)模的區(qū)域間氫能調配。以中國某地區(qū)管道運輸數(shù)據為參考，氫氣資源主要來源于7個制氫廠，下游市場輻射8各市，假設管道成本524萬/Km，管材造價31100元/噸，折舊15年，管道運維費用為管道固定資產投入的5%，氫氣壓縮單位能耗1kWh/kg，站場配套工程28.79萬/Km，則對應西北電氫利用小時數(shù)下500km時的運輸成本高達近15元/kg。

4月10日，中國石化宣布“西氫東送”輸氫管道示范工程已被納入《石油天然氣“全國一張網”建設實施方案》，國內首個純氫長輸管道項目正式啟動，全長共計400公里，起始于內蒙古自治區(qū)烏蘭察布市，終點位于北京市的燕山化石，一期運力為10萬噸/年，標志著我國氫氣長距離輸送管道進入新發(fā)展階段。

目前國內氣氫拖車運輸?shù)慕洕悦黠@，且廣泛用于商品氫氣運輸。而國外大多采用液氫運輸，運輸方式已較為成熟，同時，國內管道建設與西方國家仍存在較大差距，美國氫氣管道規(guī)模最大，總里程達到2720km，歐洲輸氫總里程也已突破1500km，我國氫能產業(yè)起步較晚，自主建設的典型純輸氫管道共有3條，總里程數(shù)不足100km。因此，適用于遠距的管道運輸和液氫運輸受限于技術壁壘和基礎設施建設，運輸成本暫時高于氣氫拖車。按考慮氧氣沖減的電氫成本10元/kg計算，計及運輸成本后，電氫利用成本達到16-18元/kg，目前比煤制氫成本相對較高，電氫經濟性大幅減弱，盡管仍低于天然氣制氫，但氫氣實際所需運距較長，運往現(xiàn)存下游產能依然受限。

2.5西北氫氨一體化生產具備可行性

進一步考慮就地消納電氫，以在西北項目地新建合成氨工廠為例，測得電氫加上新建合成氨配套裝置后附加成本約為2.5元/kg，合計質量成本約為12.5元/kg，具備可行性。我們選取“大安風光制綠氫合成氨一體化示范項目”作為測算基準，根據大安風光制綠氫項目招標文件，制氫合成氨部分總投資254977.93萬元，規(guī)劃安裝PEM制氫設備50套（單套1000Nm3/h），堿液制氫設備36套（單套200Nm3/h），制氫能力46000Nm3/h，儲氫裝置60000Nm3氫氣，1套18萬噸合成氨裝置，按照制氫設備合計費用6.6億，儲氫裝置合計費用3億，估算得合成氨裝置投資額約為15.9億，按固定投資均攤至耗氫量，單位氫氣附加成本約2.5元/kg。考慮配套建設合成氨裝置時，整體成本約為12.5元/kg，已經非常接近煤制氫成本，考慮到煤制氫也有一定的運輸半徑，且電氫成本仍有較大下降空間，因此綠氫+綠氨模式或已具備產業(yè)替代經濟性，形成綠氫、綠氧、綠氨一體化產能。

電氫替代加速，行業(yè)放量空間較大

3.1產業(yè)政策扶持電氫項目開發(fā)提速

多地政策從生產直接補貼、電價補貼、電力交易政策、資源配套等方面對電氫項目給予扶持，以改善電氫系統(tǒng)經濟性。1）直接補貼，現(xiàn)有地方政策規(guī)定首年按照15元/kg給予補貼，補貼額度按比例逐年退坡，如吉林省、濮陽市；2）電價優(yōu)惠，或給予一定電力交易政策支持，如深圳市、攀枝花市，以深圳市“電解制氫設施谷期用電量超過50%的免收基本電費”政策為例，如果按照谷用電進行控制，并以前文廣東省電費占比進行測算，則該政策可減少約75%電解水制氫成本；3）資源配套，主要是風電光伏開發(fā)資源，如湖北省、濮陽市。

電氫項目落地加速，項目業(yè)主來源廣泛，下游企業(yè)投資意愿較強。據高工氫電統(tǒng)計，2023年第一季度共有11個綠氫項目簽約或開工，共涉及到綠氫產能超100萬噸/年，項目總投資近500億。以中國石化、中國化學、寶豐能源為代表的化工企業(yè)，以華電集團、國家電投、中能建等為代表的電力企業(yè)加速推進電氫應用項目落地。

3.2電氫替代供需兩側潛力均大

電氫需求側主要看國內氫氣需求，電氫供給主要看新能源發(fā)電供給。

2023-2025年電氫需求滲透率預計僅為1.4%/2%/3.5%

從需求端來看，我們對十四五時期氫氣在化工、交通等領域的應用進行了測算，在不考慮燃料用途大幅增長的情況下，預計到2025年氫能總體需求變化不大，保守預計2025年氫氣年需求合計約3700萬噸，氫氣整體需求3年CAGR為1.7%。其中，化工領域用氫占比仍然最大，合成氨、合成甲醇、石油煉化合計需求約3008萬噸，占氫總需求量81%;交通運輸領域用氫39萬噸，占比不足2%。

電氫滲透率有望加速提升。隨著電氫經濟性提升及國家政策鼓勵，電氫占比有望持續(xù)提升，進而推動電解水制氫系統(tǒng)需求高增。根據我們測算，假設2023-2025年電解水制氫滲透率分別為1.4%/2%/3.5%，并假設單套制氫系統(tǒng)產氫量為1500方/h，則新增電解槽分別達379/875/2265臺，對應裝機需求約為2.4/5.5/14.3GW。

預計2023-2025年新增電氫僅占新增風光裝機的1.49%/2.76%/7.13%

從供給端來看，電解水制氫占比有限，并不能完全解決新能源消納問題。我們假設2023-2025年新能源裝機為160/200/200GW，則2023-2025年電解槽總裝機占新能源總整體比例僅為0.75%/1.11%/2.03%，新增電解槽占新增新能源裝機的比例僅為1.49%/2.76%/7.13%。可見，新能源消納仍需火電靈活性改造、抽水蓄能、新型儲能、需求側響應等多管齊下，共同解決。根據中國氫能聯(lián)盟預測，至2030年，電氫下游需求替代滲透率可達15%，屆時，占可再生能源供給比例僅達6.46%，供給和需求側均無明顯的產業(yè)發(fā)展瓶頸，經濟性成為驅動產業(yè)放量的首要因素。

3.3從0-1，相關電解槽公司爭相布局

電氫賽道風起云涌，電解槽系統(tǒng)率先放量，2022年國內電解槽設備出貨量同比2021年翻倍。2021年之前，聚焦電解水制氫設備制造的廠商主要包括派瑞氫能、考克利爾競立、天津大陸等深耕多年的頭部企業(yè)，2021年起，風電、光伏、氫能產業(yè)鏈企業(yè)先后布局電解槽業(yè)務，行業(yè)出貨量大增。

據GGII統(tǒng)計，2021/2022年中國電解水制氫設備出貨量分別約350MW/722MW。電解槽行業(yè)仍處于高速增長階段，競爭格局尚不穩(wěn)定。2021年，考克利爾競立（出貨量160MW）、派瑞氫能、山東賽克賽斯氫能位居電解槽出貨量前三；2022年考克利爾競立（出貨量230MW，占比31.9%）、派瑞氫能、隆基氫能（首次切入前三）位居出貨量前三，行業(yè)CR3達73%，同比2021年下降約10個百分點。

從產能來看，據勢銀(TrendBank)統(tǒng)計，2022年中國堿性電解槽企業(yè)已披露產能接近11GW，質子交換膜制氫設備的產能已超過百兆瓦級。堿性電解水制氫路線相對成熟，投資成本低，當前占據主導地位。

從產品性能來看，ALK制氫電解槽普遍向高產氫量、低能耗、快速響應發(fā)展。據GGII統(tǒng)計，截至2022年12月，國內推出1000標方及以上大標電解水制氫設備的廠商超過25家，明陽智能和派瑞氫能均已下線2000Nm3/h電解槽，為目前全球最大的單體堿性水電解制氫裝備；單位電耗方面，主流企業(yè)的電解槽直流電耗集中在4.3~4.6kW·h/Nm3H2區(qū)間，差異總體較小，隆基、中電豐業(yè)、明陽智能最新產品直流電耗最低已少于4.0kWh/Nm3H2，處于領先水平。在行業(yè)尚處早期階段，技術研發(fā)能力強、產品更新迭代快的企業(yè)有望在激烈的競爭中獲得相對優(yōu)勢；電流密度方面，目前的行業(yè)領先水平可達到6000A/m2；快速響應方面，考慮到未來需要適應風光發(fā)電靈活波動，電解槽負載調節(jié)速度和范圍對成本有較大影響，目前行業(yè)負載范圍領先水平已可達20%-200%。PEM制氫方面，截止到現(xiàn)在，國內可量產PEM制氫均在兆瓦級，單槽產氫量最高可達200Nm3/h，較2021年最大功率單PEM電解槽50Nm3/h,取得了較大突破。

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