2023国联证券：氢能深度系列六-电氢替代迈入进行时.pdf

1 Table_Fi rst Table_First|Table_ReportType 行 业 报 告│ 行 业 深 度 研 究 Table_Fi rst|Ta ble_Su mmary 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