氢能源行业研究报告：电氢替代迈入进行时

　　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。

　　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。

　　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“绿氢+煤”制烯烃。

　　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%。

　　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。

　　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 50%的氧气经提纯后对外销售，价格 2 元/标方，分别测算两种模式下电解 水制氢的成本。

　　电网电解水制氢：针对有电力现货市场价格数据的山西省、山东省、广东省、甘 肃省和蒙西分别计算用电综合电价，包括输配电价(两部制)、容量补偿电价(山东)、 政府性基金及附加、基本电能量价格等。对上述五省电网电解水制氢成本进行测算。

　　山西省经济利用小时数为 1915 小时，并网制氢单位成本最低：截止 2022Q3，山 西省风电光伏装机量占比位列全国第 14，但由于负荷较少，山西省低电价小时数在 五个省份中较为显著， 0~0.05 元/kWh 共计 1341 小时，0.3~0.35 元/kWh 共计 1219 小时，低电价优势明显。经过我们的测算，当利用小时数为 1915 小时，综合电价 0. 1868 元/kWh，山西制氢成本最低为 15.2 元/kg，考虑氧气售后冲减费用，制氢成本 下降至 9.6 元/kg。山西省并网制氢成本结构中，因现货市场低电价优势显著，电费 占比相对较低，仅 60.59%，电费之中，电能量价格占 42%，输配容量价格占 36%。

　　山东省经济利用小时数为 2644 小时，成本较高主要系输配电费用较高：山东省 低电价小时数相对较多，-0.1~-0.05 元/kWh 共计 747 小时，剩余小时数多集中在 0.35~0.45 元/kWh，共计 2695 小时。当利用小时数为 2644 小时，综合电价 0.394 元 /kWh，山东制氢成本最低为 23.75 元/kg，考虑氧气售后冲减费用，制氢成本下降至 18.15 元/kg。山东省并网制氢成本结构中，电费占比超过 81%。电费中，输配容量价 格占 32%，输配电度价格占 30%，即输配电费用占制氢总成本超 50%，是山东省并网 制氢成本的主要部分。

　　广东省经济利用小时数为 3837 小时，成本较高主要系电能量价格较高：广东省 用电需求旺盛，但是本地发电资源相对匮乏，风光发电量渗透率较低，低电价持续时 间很短，0.45~0.5 元/kWh 共计 1620 小时，0.5~0.55 元/kWh 共计 1642 小时，因此， 广东地区在五个省份中并网制氢的成本最高。当利用小时数为 3837 小时，综合电价 0.453 元/kWh，广东并网制氢成本最低为 25.33 元/kg，考虑氧气售后冲减费用，制 氢成本下降至 19.73 元/kg。广东省并网制氢成本结构中，电费占比相较于其他省份 最高，占比超过 88%。电费之中，电能量价格占比高达 86%。

　　甘肃省经济利用小时数为 2875 小时，高利用小时数摊薄成本：截止 2022Q3，甘 肃省风电光伏装机量位列全国第 10，2022 年外送电量达到 560.7 亿 kWh(其中新能 源占 43%)，同比增长 8.3%，占全年发电量 1816.6 亿 kWh 的 31%，属于高比例新能源 大规模外送型电网。同时，其现货市场中低电价小时数仍较为显著，0~0.05 元/kWh 共计 1467 小时，并制氢成本与山西类似。当利用小时数为 2875 小时，综合电价 0.234 元/kWh，甘肃河西并网制氢成本最低为 15.55 元/kg，考虑氧气售后冲减费用，制氢 成本下降至 9.95 元/kg。甘肃省并网制氢成本结构中，电费占比相对其他省份较低， 为 74.19%。电费之中，输配容量价格占 34%，电能量价格占 30%。

　　蒙西经济利用小时数为 2516 小时，成本有较大下降空间：蒙西低电价小时数相 对分散，-0.05~0 元/kWh 共计 408 小时，0.25~0.3 元/kWh 共计 561 小时，整体上并 网制氢成本劣于山西和甘肃省，但优于山东和广东省。当利用小时数为 2516 小时， 综合电价 0.308 元/kWh，蒙西并网制氢成本最低为 19.75 元/kg，考虑氧气售后冲减 费用，制氢成本下降至 14.15 元/kg。蒙西并网制氢成本结构中，电费占比 76.84%。 电费之中，电能量价格占 71%，输配容量价格占 14%。考虑到蒙西有丰富的风光发电 资源，未来风光发电渗透率提升空间较大，电价分布或将进一步左偏，降低并网制氢 成本。

　　并网制氢模式下，电费为主要影响因素，成本占比介于 60%~88%之间，五省中山 西省并网制氢成本最低 9.60 元/kWh(考虑氧气冲减)，广东省并网制氢成本最高 19.73 元/kWh(考虑氧气冲减)，并网制氢成本与风光发电渗透率相关，也与该省输配电价 格水平有关，随着风光发电渗透率的提升将使得低电价时长增加。同时，电价的预测 能力成为影响电解水制氢成本的关键因素，在实际制氢的过程中，即使实际用电情况 与理想情况存在偏差，电解水制氢的成本仍处于成本曲线的低谷段，仅浮动 0.5~1 元 /kg。 目前全国最大的并网制氢项目——内蒙古鄂尔多斯市乌审旗风光融合绿氢化工 示范项目已经正式启动，利用鄂尔多斯地区丰富的太阳能和风能资源发电制氢，预计 项目投产后，制取绿氢能力达 3 万吨/年。

　　值得注意的是，随着电源结构和负荷的变化，电价分布未来或将发生变化，上述 成本仅根据 2022 年的电价情况进行测算。 风光一体化离网制氢：离网制氢中的电费成为电源建设费用，假设各省电源建设 中风电和光伏装机各占一半，根据各省的风光发电利用小时数，山西/山东/广东/甘 肃/蒙西呼包东/蒙西呼包西离网制氢成本分别为 15.67/16.52/16.79/15.32/13.91/ 13.75 元/kg,考虑氧气冲减后成为为 10.07/10.92/11.19/9.72/8.31/8.15 元/kg。西 部地区制氢成本相较东部地区的经济优势更突出，我国西部地区总体上太阳能和风 能资源优于东部，全年利用小时数更多。 风光一体化离网制氢受地理条件限制，主要分布在土地资源和风光资源均丰富的 西北地区。内蒙古开展了全国首个省级风光制氢一体化项目实施方案，离网制氢项目 中鄂尔多斯市“中广核杭锦旗伊泰化工 20 万千瓦风光制氢一体化项目”于 2023 年 4 月开工，12 月项目正式投产，年制氢能力达 2789.14 吨/年。