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【报告导读】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。
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