氢能源行业研究报告：电氢替代迈入进行时

　　降本路径及降本空间

　　电氢降本路径：一方面通过增加风电光伏的装机量，在相同的年工作小时数下， 电能量价格下降，或相同的电能量价格下，年利用小时数上升。另一方面通过技术进 步，电解槽造价和单位能耗进一步下降。据 IRENA 预测，2025 年全球碱性电解槽系 统性成本将从 2017 年 750EUR/kW 下降至 480EUR/kW，单位能耗从 51kWh/kg 下降至 49kWh/kg，随技术演进，电氢成本仍存在下降空间。 以山西省经济利用小时数下的并网制氢成本的作为典型值，基准利用小时数 1915 小时，制氢成本 15.2 元/kg(未考虑氧气冲减)，进行降本潜力测算。 根据测算结果，电耗下降对降本贡献最大，每降低 1%的电耗，制氢成本下降 0.96%。 年利用小时数增加对降本有明显影响，每提升 1%的利用小时数，成本降低 0.55%。电 解槽造价下降对成本贡献一般，每降低 1%的电解槽造价使成本下降 0.36%。由于山西 经济利用小时数下的电能量价格已经较低，电能量价格下降对成本贡献最低，电能量 价格每下降 1%，成本仅下降 0.25%。

　　综上所述，山西省并网制氢成本可以低至 15.2 元/kg，如果考虑高纯度绿氧冲减 成本，则电氢成本仅 9.6 元/kg，已低于煤制氢成本 11.3 元/kg，并大幅低于天然气 制氢成本 21.8 元/kg。电费成本中输配电容量价格占比较高，未来或有更多电价优 惠扶持政策。考虑风光一体化离网制氢，目前各省成本约 13-17 元/kg(不含绿氧)， 也已具备替代潜力。未来随着电耗、造价、电价(或一体化电源造价)的下降和利用小 时数的上升，电解水制氢降本空间整体可达 20%以上，并网和离网制氢均已出现经济 性拐点。

　　2.3 西北电氢与下游地理分布不能匹配

　　氢产能及下游应用分布

　　当前国内氢能大部分应用于工业领域，包括合成氨、合成甲醇及石油化工。随着 长期碳中和目标的提出，氢气的能源属性将逐渐显现，应用领域将逐步拓展至电力、 交通、建筑等场景。以中国 2022 年氢产能下游应用为例，其中合成氨氢气需求 1107 万吨，占 31.1%。合成氨作为化肥和其他化工产品的重要原材料，60%用于农业化肥生 产，30%用于工业生产，而交通部门(船舶运输)和发电部门(掺氨燃烧)占比很低。 合成甲醇氢气需求 925 万吨，占 26.2%。合成甲醇大部分用于化工合成，主要合成 产品为烯烃、甲醛、醋酸、MTBE 以及二甲醛等。石油炼化氢气需求 823 万吨， 占 23.3%。 未来，氢气因其热值高，质量能量密度大的特点或将被广泛应用于交通领域，氢 燃料电池汽车比传统的纯电动车具备更长的续航能力。2022 年我国氢燃料电池车累 计销量 12682 辆，加氢站累计建成 274 座，依据中国国家发展和改革委员会发布《氢 能产业发展长期规划(2021-2035)》提出，到 2025 年燃料电池车辆保有量约为 5 万 辆。同时，因氢气单位质量的热值远大于天然气，能够更好地满足建筑供热需求而应 用于建筑发电等其他领域。

　　目前中国氢产能主要分布于东部和中部地区，以化石能源制氢和工业副产氢为主， 山东省氢产能位居全国第一，年产量超 500 万吨。我国合成氨产能主要集中在华东， 中南，华北等氮肥消费量较大的地区，甲醇市场中华东、西北和山东的需求量位居前 列，目前，氢产能与下游主要应用地域融合程度较高。 将来，电氢产能受限于风光资源，西北地区实现电氢量产，将出现氢产能与下游 应用出现地域错配，因此，电氢想要实现产业替代还须考虑运输成本或下游配套成本。

　　2.4 电氢运输成本居高不下

　　气氢拖车短距运输优势显著，但无法适应西北制氢外运

　　气氢拖车是目前国内最成熟的氢气运输形式，我国氢气管束式集装箱和氢气长管 拖车大多采用钢制大容积无缝高压气瓶和钢制内胆碳纤维环向缠绕气瓶，工作压力通 常为 20Mpa，单次运输氢气质量小，运输效率低，适用于 200 公里以内的短距离运输。 综合市场上管束式氢气集装箱的平均输氢量，假设 20/30/45MPa 管束式集装箱最大可 运输氢气质量 340/650/950 千克，管束式集装箱费用 60/70/80 万，单位压缩电耗 2/4.5/6kWh/kg，则运距 500 公里的运输成本高达 7 元/kg 以上。

　　液氢运输目前尚不经济，我国液氢产能较小

　　液氢运输目前尚不经济，将来有望实现远距离、大规模运输。中国民用液氢领域 尚处于空白，低温液氢广泛应用于航天和军事领域。国内氢气液化技术尚不成熟，技 术壁垒高，核心设备受制于国外，导致设备成本高昂，液氢运输优势需要在长距离运 输中才能够体现。同时，国内暂时缺乏液氢相关的技术标准和政策规范，液氢布局的 企业较少，但相较于气氢拖车运输，液罐车单次运输氢气质量为气氢拖车的 10 倍 (3000-4000kg)，氢气密度和运输效率明显提高。假设 5TPD/15TPD 液氢装置单位成 本分别是 7.3/4.87 元/kg，单位能耗 10.0/8.0kWh/kg，液氢罐车单次输氢量 4000kg， 液化单位能耗 15kWh/kg，则运距 500 公里的氢气运输成本在 9 元/kg 以上。 产能上看，全球液氢产能达到 485TPD，其中，美国总产能 326TPD，中国总产能 仅 6TPD，液氢工厂有海南文昌基地，西昌基地和北京 101 所，均服务于航空航天领 域，产能最大的文昌基地也只有 2.5TPD，实现液氢远距离运输仍然任重道远。

　　管道输氢适用大规模集中输氢，具备一定发展潜力

　　管道输氢依赖于利用率，低利用率下成本较高，但未来在调配区域间氢能分布最 具优势。管道运输压力相对较低，一般为 1.0~4.0MPa，具有过程连续输氢量大、能耗 小等特点。虽然管道后期建设成本较低，但前期建造的一次性投资大，不适合作为氢 能发展初期的运输方式，中国可再生能源丰富的西北地区有望成为未来电解水制氢的 主要生产地，而能源消耗主要分布在东部沿海地区，目前国内暂时无法通过管道运输 实现大规模的区域间氢能调配。以中国某地区管道运输数据为参考，氢气资源主要来 源于 7 个制氢厂，下游市场辐射 8 各市，假设管道成本 524 万/Km，管材造价 31100 元/吨，折旧 15 年，管道运维费用为管道固定资产投入的 5%，氢气压缩单位能耗 1kWh/kg，站场配套工程 28.79 万/Km，则对应西北电氢利用小时数下 500km 时的运输 成本高达近 15 元/kg。

　　4 月 10 日，中国石化宣布“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气 “全国一张网”建设实施方案》，国内首个纯氢长输管道项目正式启动，全长共计 400 公里，起始于内蒙古自治区乌兰察布市，终点位于北京市的燕山化石，一期运力为 10 万吨/年，标志着我国氢气长距离输送管道进入新发展阶段。

　　目前国内气氢拖车运输的经济性明显，且广泛用于商品氢气运输。而国外大多采 用液氢运输，运输方式已较为成熟，同时，国内管道建设与西方国家仍存在较大差距， 美国氢气管道规模最大，总里程达到 2720km，欧洲输氢总里程也已突破 1500km，我 国氢能产业起步较晚，自主建设的典型纯输氢管道共有 3 条，总里程数不足 100km。 因此，适用于远距的管道运输和液氢运输受限于技术壁垒和基础设施建设，运输成本 暂时高于气氢拖车。按考虑氧气冲减的电氢成本 10 元/kg 计算，计及运输成本后， 电氢利用成本达到 16-18 元/kg，目前比煤制氢成本相对较高，电氢经济性大幅减弱， 尽管仍低于天然气制氢，但氢气实际所需运距较长，运往现存下游产能依然受限。