1 新能源规模化孕育电氢新机遇
1.1 新能源装机与发电量持续增加
自 2010 年以来，我国新能源规模化发展程度加速深化，新能源装机规模及其相 对于总装机规模的占比稳步扩张，新能源发电量及其相对于总发电量的占比持续提 升。2010-2022 年，全国装机量自 966.41GW 扩张至 2564.05GW，其中，新能源装机规 模自 29.84GW 扩张至 758.05GW，CAGR 达 28.25%，新能源装机规模占比全国装机规模 由 3.09%提升至 29.56%；新能源发电量自 495.21 亿 kWh 增长至 11899.4 亿 kWh，CAGR 达 27.71%，新能源发电量占全社会用电量比例已经达到 13.8%。
根据国家能源局发布的《2023 年能源工作指导意见》，2023 年，我国将继续推进 新能源建设，加速深入结构转型，大力发展风电、光伏，力争使得发电量占全社会用 电量的比重达到 15.3%、全年风光装机增加 160GW。
1.2 市场化令新能源大省山东电价分时特征浮现
在新能源占比较高的地区，相应时段电价较低。由于新能源发电边际成本低的特 质，在新能源高发期间，如果用电需求较低，则相应时段市场电价较低。以山东省电 力现货市场为例： 2018-2022 年，山东省风电、光伏装机容量及发电量持续增长，风电、光伏装机 容量自 1146/1361 万千瓦增长至 2302/4270 万千瓦，CAGR 达 14.97%/25.69%，风电、 光伏装机占总装机量比例自 6.05%/9.93%扩张至 12.14%/23.13%；风电、光伏发电量 占总发电量比例自 2.32%/0.55%扩张至 5.28%/11.25%。
山东省高速发展的新能源使电价时段特征明显。根据 2022.04.01-2023.04.01 年 山东电力现货实时市场用电侧小时级电价统计，在过去一年的 8760 小时中： 0.3 元/kWh（山东燃煤基准价*80%=0.3159 元/kWh）及以下的低电价时段共计达 2534 小时，占比总时长的 28.9%； 0.1 元及以下电价区间的小时数达 1317 小时，占比总时长的 15.03%，该区间的 平均电价为-0.007 元/kWh； 零点价及负电价的电价区间小时数达 693 小时，占比总时长的 7.91%，该区间的 平均电价为-0.634 元/kWh。
可见，以 1317 小时计算，即平均每天有 3.6 小时的电价处于 0.1 元/kWh 以下， 并且，随着光伏装机进一步加大，日均低电价市场有进一步扩大的可能。
1.3 分时低价特征或向全国各省快速扩散
截至 2022 年末，全国各省风电、光伏装机量占各省总装机量比例前五名的为青 海、西藏、河北、宁夏、安徽（按光伏装机排序）；全国各省风电、光伏发电量占各 省总发电量比例前五名的为青海、西藏、宁夏、甘肃、山东。 考虑到新能源渗透率与分时电价特征高度相关，因此全国多个省份均可出现类似 山东省的电价分时特征，如青海、宁夏、甘肃等。
现货省份的电价分布特征各有差异。目前山东、甘肃、山西、广东、蒙西等五个 省份已开启电力现货连续试运行，电价分布特征各异，新能源发电量占比较高的甘肃、 山西、山东等省份低电价时长明显较长，而广东新能源发电量占比低，低电价小时数 明显较少。这一现象在一定程度上佐证了新能源占比高将促使低电价时长扩大，电价 的降低在一定程度上将推动电解水制氢经济性好转。
加快建设电力现货市场，畅通实时电价发现渠道。类似青海、宁夏等省份虽然具 备高比例新能源占比，却暂无电力现货市场运行，价格发现能力有限。但是，目前越 来越多的省份正在加速建设电力现货市场。其中： 山西、广东、浙江、四川、福建、甘肃、山东、蒙西八省第一批电力现货市场建 设已连续结算试运行； 上海、湖北、辽宁、江苏、安徽、河南六省第二批电力现货市场建设已完成模拟 试运行； 其余省份，如黑龙江、陕西、青海、江西、宁夏、重庆、广西、海南、贵州、云 南、河北（南网）、湖南等均已展开电力现货市场建设相关工作。
电力现货市场建设的逐步完善有利于各省份畅通实时电价发现渠道，进而能够更 直接、明朗地观测到电价分时分布特征，从而有助于当地政府实施配套政策促进相关 产业的发展。其中，电氢产业基于其低碳环保的核心理念、逐渐凸显的经济性，在目 前我国力争实现能源绿色转型以及“双碳”目标的大背景下方兴未艾、规模可期。
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。
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。
2.5 西北氢氨一体化生产具备可行性
进一步考虑就地消纳电氢，以在西北项目地新建合成氨工厂为例，测得电氢加上 新建合成氨配套装置后附加成本约为 2.5 元/kg，合计质量成本约为 12.5 元/kg，具 备可行性。 我们选取“大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目”作为测算基准，根据大安风 光制绿氢项目招标文件，制氢合成氨部分总投资 254977.93 万元，规划安装 PEM 制氢 设备 50 套（单套 1000Nm3 /h），碱液制氢设备 36 套（单套 200 Nm3 /h），制氢能力 46000Nm3 /h，储氢装置 60000Nm3氢气，1 套 18 万吨合成氨装置，按照制氢设备合计费 用 6.6 亿，储氢装置合计费用 3 亿，估算得合成氨装置投资额约为 15.9 亿，按固定 投资均摊至耗氢量，单位氢气附加成本约 2.5 元/kg。 考虑配套建设合成氨装置时，整体成本约为 12.5 元/kg，已经非常接近煤制氢成 本，考虑到煤制氢也有一定的运输半径，且电氢成本仍有较大下降空间，因此绿氢+ 绿氨模式或已具备产业替代经济性，形成绿氢、绿氧、绿氨一体化产能。
3 电氢替代加速，行业放量空间较大
3.1 产业政策扶持电氢项目开发提速
多地政策从生产直接补贴、电价补贴、电力交易政策、资源配套等方面对电氢项 目给予扶持，以改善电氢系统经济性。 1）直接补贴，现有地方政策规定首年按照 15 元/kg 给予补贴，补贴额度按比例 逐年退坡，如吉林省、濮阳市； 2）电价优惠，或给予一定电力交易政策支持，如深圳市、攀枝花市，以深圳市 “电解制氢设施谷期用电量超过 50%的免收基本电费”政策为例，如果按照谷用电进 行控制，并以前文广东省电费占比进行测算，则该政策可减少约 75%电解水制氢成本； 3）资源配套，主要是风电光伏开发资源，如湖北省、濮阳市。
电氢项目落地加速，项目业主来源广泛，下游企业投资意愿较强。据高工氢电统 计，2023 年第一季度共有 11 个绿氢项目签约或开工，共涉及到绿氢产能超 100 万吨 /年，项目总投资近 500 亿。以中国石化、中国化学、宝丰能源为代表的化工企业， 以华电集团、国家电投、中能建等为代表的电力企业加速推进电氢应用项目落地。
3.2 电氢替代供需两侧潜力均大
电氢需求侧主要看国内氢气需求，电氢供给主要看新能源发电供给。
2023-2025 年电氢需求渗透率预计仅为 1.4%/2%/3.5%
从需求端来看，我们对十四五时期氢气在化工、交通等领域的应用进行了测算， 在不考虑燃料用途大幅增长的情况下，预计到 2025 年氢能总体需求变化不大，保守 预计 2025 年氢气年需求合计约 3700 万吨，氢气整体需求 3 年 CAGR 为 1.7%。其中， 化工领域用氢占比仍然最大，合成氨、合成甲醇、石油炼化合计需求约 3008 万吨， 占氢总需求量 81%; 交通运输领域用氢 39 万吨，占比不足 2%。
电氢渗透率有望加速提升。随着电氢经济性提升及国家政策鼓励，电氢占比有望 持续提升，进而推动电解水制氢系统需求高增。根据我们测算，假设 2023-2025 年电 解水制氢渗透率分别为 1.4%/2%/3.5%，并假设单套制氢系统产氢量为 1500 方/h，则 新增电解槽分别达 379/875/2265 台，对应装机需求约为 2.4/5.5/14.3GW。
预计 2023-2025 年新增电氢仅占新增风光装机的 1.49%/2.76%/7.13%
从供给端来看，电解水制氢占比有限，并不能完全解决新能源消纳问题。我们假 设 2023-2025 年新能源装机为 160/200/200GW，则 2023-2025 年电解槽总装机占新能 源总整体比例仅为 0.75%/1.11%/2.03%，新增电解槽占新增新能源装机的比例仅为 1.49%/2.76%/7.13%。可见，新能源消纳仍需火电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能、 需求侧响应等多管齐下，共同解决。 根据中国氢能联盟预测，至 2030 年，电氢下游需求替代渗透率可达 15%，届时， 占可再生能源供给比例仅达 6.46%，供给和需求侧均无明显的产业发展瓶颈，经济性 成为驱动产业放量的首要因素。
3.3 从 0-1，相关电解槽公司争相布局
电氢赛道风起云涌，电解槽系统率先放量，2022 年国内电解槽设备出货量同比 2021 年翻倍。2021 年之前，聚焦电解水制氢设备制造的厂商主要包括派瑞氢能、考 克利尔竞立、天津大陆等深耕多年的头部企业，2021 年起，风电、光伏、氢能产业链 企业先后布局电解槽业务，行业出货量大增。据 GGII 统计，2021/2022 年中国电解 水制氢设备出货量分别约 350MW/722MW。 电解槽行业仍处于高速增长阶段，竞争格局尚不稳定。2021 年，考克利尔竞立 （出货量 160MW）、派瑞氢能、山东赛克赛斯氢能位居电解槽出货量前三；2022 年考 克利尔竞立（出货量 230MW，占比 31.9%）、派瑞氢能、隆基氢能（首次切入前三）位 居出货量前三，行业 CR3 达 73%，同比 2021 年下降约 10 个百分点。 从产能来看，据势银 (Trend Bank)统计，2022 年中国碱性电解槽企业已披露产 能接近 11GW，质子交换膜制氢设备的产能已超过百兆瓦级。碱性电解水制氢路线相 对成熟，投资成本低，当前占据主导地位。
从产品性能来看，ALK 制氢电解槽普遍向高产氢量、低能耗、快速响应发展。据 GGII 统计，截至 2022 年 12 月，国内推出 1000 标方及以上大标电解水制氢设备的厂 商超过 25 家，明阳智能和派瑞氢能均已下线 2000 Nm³/h 电解槽，为目前全球最大的 单体碱性水电解制氢装备；单位电耗方面，主流企业的电解槽直流电耗集中在 4.3~4.6kW·h/Nm3 H2区间，差异总体较小，隆基、中电丰业、明阳智能最新产品直流 电耗最低已少于 4.0kWh/Nm3 H2，处于领先水平。在行业尚处早期阶段，技术研发能力 强、产品更新迭代快的企业有望在激烈的竞争中获得相对优势；电流密度方面，目前 的行业领先水平可达到 6000A/m2；快速响应方面，考虑到未来需要适应风光发电灵活 波动，电解槽负载调节速度和范围对成本有较大影响，目前行业负载范围领先水平已 可达 20%-200%。 PEM 制氢方面，截止到现在，国内可量产 PEM 制氢均在兆瓦级，单槽产氢量最高 可达 200Nm³/h ，较 2021 年最大功率单 PEM 电解槽 50Nm³/h, 取得了较大突破。
上市公司积极布局氢能，产业协同明显。当前制氢电解槽企业整体可分为四类： 1）传统电解水制氢设备头部企业及二线企业，这类企业具备先发优势和规模优势， 团队在产品研发和商业化运作方面更为成熟，品牌和客户积累雄厚；2）风电光伏产 业链企业，具备原本业务所积累的供应链优势、产能优势以及人才优势，如隆基绿能、 双良节能、华电重工；3）氢能产业链企业，实现氢气“制、储、输、用”环节全链 条发展，以下游业务协同布局拉动上游氢源业务，如昇辉科技；4）其他能源装备企 业，具备装备制造的丰富经验，或下游自有化工一体化项目可供绿氢消纳，如亿利洁 能等。
部分上市公司弹性较大。标的公司均于 2021-2022 年入局，我们选取 2021 年年 报数据作为原业务营收、利润的测算基准。按照现有入局企业平均 0.5GW 的电解槽产 能，1000 方对应 5MW 产能，单台售价 1000 万元计算电解槽业务营收约为 10 亿元， 假设电解槽平均毛利水平为 30%，测算得营业成本为 7 亿元。针对公司电解槽业务与 原业务的协调性高低，我们对新业务对应的费用率进行赋值并测算弹性。
4 投资分析
4.1 华电重工：背靠华电集团，能源工程多面手
公司是工程整体解决方案供应商，主要在物料输送系统工程、热能工程、高端钢 结构工程、海洋工程、工业噪声治理工程、氢能等方面提供工程系统整体解决方案。 近年来公司营收净利保持高增。2017-2022 年营收由 48.21 亿增至 82.06 亿元， 5 年 CAGR 达 11.22%，归母净利由 0.38 亿增至 3.10 亿元，5 年 CAGR 为 52.41%，2022 年公司实现主营收入 82.06 亿元，同比-21%；归母净利润 3.10 亿元，同比+2%，主因 抢装期后多数海上风电项目已完工，新签项目还未形成规模。
公司“火电+风电”工程业务发展提速。火电“新增投资+存量改造”加速推动公 司热能工程业务发展，截至 2022 年底，公司依托集团优势，已签订 5 笔灵活性改造 业务合同；海上风电发展迈入快车道，公司工程资质丰富，截至 2022 年底，公司参与建设海上风电项目 30 余个，项目装机容量 406 万千瓦，产能方面，2200T 深水自 升式风电安装船“博强 3060”预计于 2023 年交付。 公司积极发力氢能业务，在 ALK 和 PEM 方面均有布局。ALK 方面，2022 年 7 月， 中国华电首套 1200Nm³/h 碱性电解槽产品下线，2022 年 11 月，公司与氢能科技（华 电新能子公司）签署《内蒙古华电包头市达茂旗 20 万千瓦新能源制氢工程示范项目 PC 总承包合同制氢站部分》，合同金额 3.45 亿元，预计将在 2023 年内投产；PEM 方面，公司收购深圳通用氢能 51%股权，通用氢能主要从事质子交换膜燃料电池关键 材料的开发与生产。
4.2 双良节能：硅料设备龙头，电氢业务持续加码
公司目前主营业务为 1）节能节水系统，包括:澳化冷热机组、换热器、空冷器系 统等，业务占比 68%；2）新能源系统，包括多晶硅还原炉及其模块、大尺寸单晶硅锭 和硅片等，业务占比 32%。 公司 2022 全年业绩保持高增。2022年公司实现营收 144.76亿元，同比增长 278%; 实现归母净利 9.56 亿元，同比增长 208%。2023Q1 公司实现营业收入 54.63 亿元，同 比增长 215%，实现归母净利润 5.02 亿元，同比增长 315.1%，盈利能力持续提升。
传统节能节水系统业务稳定增长，多晶硅还原炉订单充足，硅片、组件产能加快 释放。下游硅料厂商扩产支撑还原炉订单景气性，2022 年 6 月 30 日至 2023 年 4 月 13 日，公司签订还原炉相关订单达 19.85 亿元，相比 21 年公司还原炉相关收入 9.79 亿元，增幅高达 102.76%；截至 2022 年年底，公司硅片产能达 50GW，组件产能 5GW。 公司拟在包头投资 105 亿元新建 50GW 大尺寸单晶产能，总产能在 2024 年有望达到 100GW 以上。 电解槽业务有望成为新的盈利增长点。子公司双良新能源负责电解槽设备的研发 制造，2022 年 9 月，公司首套 1000Nm³/h 绿电智能制氢系统下线，11 月 1000Nm³/h 首 套绿电智能制氢系统顺利发货。目前公司在建制氢厂房面积超过 1 万平方米，预计形 成年化 1000m³/h~1500m³/h 电解槽 100 台套的产能，将于 2023 年 4 月底竣工。
4.3 昇辉科技：商誉减值落地，积极布局氢能多个领域
公司是电气成套设备、节能照明系统、智慧城市等领域的综合解决方案提供商。 公司 2022 年实现主营收入 21.47 亿元，同比-21%；归母净利润-9.81 亿元，主 因商誉减值约 10 亿元，公司商誉减值基本落地，未来轻装上阵。
受宏观环境及下游客户的影响，近年来公司传统主业规模有所收缩。一方面公司 主要下游客户资金相对紧张，业务扩张放缓；另一方面，公司在承接订单时设置了较 为严格的预付款条件，把回款放在更高的优先级。基于宏观因素及风险防控的考虑， 公司电气成套设备、LED 照明与亮化、智慧城市业务在 2022 年总体保持稳定。 公司自 2021 年起新增氢能业务板块，主要包括 1）氢能制造，主要是氢能产业 链上游制氢设备，参股设立电解水制氢装备公司广东盛氢制氢设备有限公司，生产碱 性电解水制氢设备，2023 年 1 月，公司联营企业广东盛氢制氢开发的 1000 标方 制氢设备下线；此外，公司依托自有的电气设备制造优势，拥有氢能相关领域配套电 气设备的生产制造能力，产品包括燃料电池 DC/DC，整流柜、控制器、AC/DC 等电气 设备。2）氢能运营，主要是下游氢能源车辆运营，成立氢能源汽车物流运营平台公 司，通过搭建运营平台推动应用规模的扩大。3）氢能投资，参股投资国鸿氢能（电 堆和系统）、飞驰汽车（整车）、鸿基创能（膜电极），形成从燃料电池核心零部件到 燃料电池系统，再到氢能源整车的产业链投资。
4.4 亿利洁能： “光氢化”一体化，直达下游应用
公司目前主营业务为 1）现代煤化工，包括生产 PVC、烧碱、乙二醇、甲醇、合 成氨、复混肥等产品及供应链业务；2）清洁热力，包括城市、工业污泥燃烧供热， 天然气、生物质、分布式能源供热；3）在沙漠、戈壁、荒漠地区发展立体生态光伏 治沙。 公司 2022 年实现主营收入 111.78 亿元，同比-10%；归母净利润 7.31 亿元，同 比-9%，主要系公司供应链物流业务调整优化及传统化工产品市场价格下跌带动收入、 利润下降。 现代煤化工、清洁热力业绩持续夯实。公司煤化工产品产能位居行业前列，2022 年公司达拉特园区实现电石生产 74.85 万吨，PVC 产量 51.33 万吨、烧碱产量 36.64 万吨，生产稳定运行，满产满销；库布其园区生产复混肥 66.69 万吨、乙二醇 27.99 万吨，经营业绩有效提升；热力业务方面，2022 年公司热力板块实现营业收入 19.08 亿元，同比增长 12.33%。
布局光伏制氢产业链，协同发展就近化工园区能源绿色低碳转型。公司旗下企业 亿利氢田时代于 2022 年 9 月在库布其亿利阳光谷低碳产业基地正式发布首台套 1000 标方碱性电解槽，产能 500 台套氢装备碱性电解槽加工生产线同步正式投产下线，预 计 2024 年可实现满产；2023 年 1 月，亿利洁能和国家电投合作获批“库布其 40 万 千瓦风光制氢一体化示范项目”，项目年制氢 15460 吨，电化学储能规模 4 万千瓦/4 万 kWh，预计 2023 年 6 月开工，2024 年 8 月投产。
