国联证券：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_First|Table_Summary 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 企业靠拢，重点推荐： 1）背靠华电集团 ，能源工程的多面手 的 华电重工 ； 2）硅料设备龙头，电氢持续加码的 双良节能 。建议关注 昇辉科技，亿利洁 能， 隆基绿能、阳光电源、天合光能、明阳智能 等 。 风险提示 ： 电解槽需求不及预期、新能源装机不及预期、竞争格局恶化 等。 简称 EPS PE CAGR-3 评级 2023E 2024E 2025E 2023E 2024E 2025E 华电重工 0.43 0.55 0.74 16.3 12.7 9.4 40.5% 买入 双良节能 1.37 1.73 1.98 10.1 8.0 7.0 56.9% 买入 数据来源：公司公告， iFinD，国联证券研究所预测，股价取 2023年 5月 10 日收盘价 证券研究报告 Table_First|Table_Repor tDate 2023年 05月 10 日 Table_First|Table_Rating 投资建议： 强于大市 (维持评级 ) 上次建议： 强于大市 Table_First|Table_Chart 相对大盘走势 Table_First|Table_Author 分析师：贺朝晖 执业证书编号： S0590521100002 邮箱： hezh@glsc.com.cn Table_First|Table_Contacter 联系人 袁澎 邮箱： yuanp@glsc.com.cn Table_First|Table_RelateReport 相关报告 1、《 氢能深度系列五 -膜电极篇：核心材料国产化， 助推氢能车商业化 》 2022.11.03 2、《 氢能深度系列四 -储运篇：氢经济发展之纽带， 具备千亿市场潜力 》 2022.04.01 3、《 氢能顶层规划落地，行业发展步入快 车道 》 2022.03.23 请务必阅读 报告 末页的 重要 声明 -100% 0% 100% 200% 300% 2020-01 2021-01 2022-01 2023-01 电力设备及新能源指数 沪深 300 本报告仅供 ybjieshou@eastmoney.com 邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 2 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 投资聚焦 研究背景 经过新能源多年的快速发展， 2022 年我国新能源发电量占全社会用电量的比例 已经达到 13.8%， 2023 年该目标已提升至 15.3%，系统现有的灵活性可能出现不足， 新能源消纳难度将加大。 我国新能源行业发展的逻辑将从装机驱动转向消纳驱动。 电解水制氢作为优质的灵活性负荷资源，将充分利用低价 谷 电或新能源 直接 发 电制氢， 不仅可以补充系统灵活性资源的需求，而且可以在下游部分高排放的化工行 业形成绿色原料替代。本篇报告，我们分析了目前电解水制氢的成本，并对电解水制 氢应用方式、供需格局、发展空间、设备公司做出分析。 创新之处 本报告详细拆分了山西、甘肃、山东、蒙西、广东等五省目前在电力现货市场条 件下制氢项目的优化运行成本，在不同省份的电力市场中，由于电价分布差异较大， 制氢经济利用小时数和相应成本可能有显著差别，提示 大规模 并网制氢项目应努力 运行于经济利用区间，降低电费成本 。 同时， 基于成本优势， 绿氢 -绿氧 -绿氨一体化 模式或将率先在工业领域内加速绿色替代，发挥出 重 大的社会效益。 核心结论 1） 新能源规模化是电氢产业的前提条件，电力现货市场还原分时价格是电氢产 业 的发展基础。电氢作为优质灵活负荷资源将改善电力系统运行，帮助新能源消纳。 2）当并网制氢项目运行于经济小时数时，成本明显下降，考虑高纯度氧气出售 时，不论并网还是离网制氢，其成本已经接近于煤制氢成本，在电耗改善、小时数提 升、政策帮扶之下，未来电氢成本有望显著下降。 3）相对于西北制氢外运，氢氨一体化实现绿氨替代更具备经济效益， 目前大型 央企纷纷筹划项目，设备公司努力提升电解槽性能，产业迈入从 0-1的发展阶段，预 计至 2030年，电氢渗透率有望从目前的 1%提升至 15%，电解槽相关公司或率先受益。 4）建议关注：华电重工、双良节能、昇辉科技、亿利洁能，隆基绿能、阳光电 源、天合光能、明阳智能等 。 本报告仅供 ybjieshou@eastmoney.com 邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 3 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 正文目录 1 新能源规模化孕育电氢新机遇 6 1.1 新能源装机与发电量持续增加 6 1.2 市场化令新 能源大省山东电价分时特征浮现 7 1.3 分时低价特征或向全国各省快速扩散 . 8 2 电氢经济性初步显现，氢氨一体化优势突出 . 13 2.1 电氢系统产出高价值绿氧 . 13 2.2 经济利用下西北电氢成本优势初步显现 . 15 2.3 西 北电氢与下游地理分布不能匹配 . 26 2.4 电氢运输成本居高不下 . 28 2.5 西北氢氨一体化生产具备可行性 31 3 电氢替代加速，行业放量空间较大 . 31 3.1 产业政策扶持电氢项目开发提速 32 3.2 电氢替代供需两侧潜力均大 33 3.3 从 0-1，相关电解槽公司争相布局 35 4 投资建议 . 39 4.1 华电重工：背靠华电集团，能源工程多面手 39 4.2 双良节能：硅料设备龙头，电氢业务持续加码 40 4.3 昇辉科技：商誉减值落地，积极布局氢能多个领域 . 42 4.4 亿利洁能： “ 光氢化 ” 一体化，直达下游应用 . 43 5 风险提示 . 44 图表目录 图表 1： 2010-2022 年全国装机规模及其构成图 6 图表 2： 2010-2022 年全国发电量及其构成图 6 图表 3： 2018-2022 年山东省风电、光伏装机占比（ %） . 7 图表 4：山东省 2018-2022年风电、光伏发电量占比（ %） . 7 图表 5： 山东省各个电价区间对应的小时数 (2022.4.1-2023.4.1) . 8 图表 6：山东省各个电价区间对应的平均电价 (2022.4.1-2023.4.1) 8 图表 7： 截至 2022 年末全国各省份风电、光伏装机情况 . 9 图表 8：截至 2022年末全国各省份风电、光伏发电量情况 . 9 图表 9： 山东省 2022 年现货价格时长分布 10 图表 10： 山西省 2022 年现货价格时长分布 . 10 图表 11：广东省 2022年现货价格时长分布 . 10 图表 12： 甘肃省河西 2022 年现货价格时长分布 . 11 图表 13： 蒙西呼包东 2022 年现货价格时长分布 . 11 图表 14： 蒙西呼包西 2022 年现货价格时长分布 . 12 图表 15：各省 电力现货市场建设进度 . 13 本报告仅供 ybjieshou@eastmoney.com 邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 4 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 图表 16： 碱性电解槽的工作原理 14 图表 17： 碱性电解槽制氢系统 14 图表 18： 不同纯度氧气市场报价示例 . 14 图表 19： 宝丰能源绿电绿氢绿氧一体化项目 . 15 图表 20： 煤制氢、天然气制氢成本测算 16 图表 21： 同煤炭价及碳价下煤制氢成本（元 /kg） 17 图表 22： 不同天然气价及碳价下煤制氢成本（元 /kg） 17 图表 23：电解槽参数设置 17 图表 24：电网电解水制氢电费组成参数设置 . 18 图表 25：山西省不同利用小时数下的并网制氢成本 18 图表 26：山西省并网制氢最低成本静态结构 . 19 图表 27：山西省并网制氢综合电价结构 19 图表 28： 山东省 不同利用小时数下的并网制氢成本 19 图表 29： 山东省 并网制氢最低成本静态结构 . 20 图表 30： 山东省 并网制氢综合电价结构 20 图表 31： 广东省 不同利用小时数下的并网制氢成本 20 图表 32： 广东省 并网制氢最低成本静态结构 . 21 图表 33： 广东省 并网制氢综合电价结构 21 图表 34： 甘肃省 不同利用小时数下的并网制氢成本 21 图表 35：甘肃省并网制氢最低成本静态结构 . 22 图表 36：甘肃省并网制氢综合电价结构 22 图表 37：蒙西呼包东不同利用小时数下的并网制氢成本 22 图表 38：蒙西呼包东并网制氢最低成本静态结构 . 23 图表 39： 蒙西呼包东 并网制氢综合电价结构 . 23 图表 40：电网电解水制氢成本 . 23 图表 41：风光一体化电解水制氢成本 24 图表 42：电解水制氢的降本空间 . 25 图表 43： 2022年氢流图 . 27 图表 44：氢气产能及下游应用 . 27 图表 45：气氢拖车运输成本 28 图表 46：气氢拖车运输参数假设 . 28 图表 47：液氢罐车运输成本 29 图表 48：液氢运输参数假设 29 图表 49：管道运输参数假设 30 图表 50：不同氢气运输方式成本对比 30 图表 51：就地消纳增量成本估算（以建合成氨厂为例） 31 图表 52：部分绿氢生产补贴政策 . 32 图表 53： 2022-2023 年部分已签约或开工的绿氢项目 . 33 图表 54：氢气需求预测 33 图表 55：电解水制氢总需求及电解槽装机预测 . 34 图表 56：电解水制氢装机占可再生能源装机比例 . 35 图表 57： 2022年中国电解槽出货市占率 . 36 图表 58： 2022年中国电解槽企业产能 . 36 图表 59：电解槽设备厂商产品参数对比（截至 2023年 4月 2日） 36 图表 60：（拟）上市公司布局氢能产品协同点 . 37 图表 61：（拟）上市公司弹性分析 . 38 图表 62： 2017-2022 华电重工营业收入 . 39 本报告仅供 ybjieshou@eastmoney.com 邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 5 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 图表 63： 2017-2022 华电重工归母净利润 . 39 图表 64： 2017-2022 华电重工毛利率、净利率 39 图表 65： 2017-2022 华电重工各项费用率 . 39 图表 66：华电重工盈利预测 40 图表 77： 2017-2022 双良节能营业收入 . 40 图表 78： 2017-2022 双良节能归母净利润 . 40 图表 79： 2017-2022 双良节能毛利率、净利率 41 图表 80： 2017-2022 双良节能各项费用率 . 41 图表 81：双良节能盈利预测 42 图表 67： 2017-2022 昇辉科技营业收入 . 42 图表 68： 2017-2022 昇辉科技归母净利润 . 42 图表 69： 2017-2022 昇辉科技毛利率、净利率 42 图表 70： 2017-2022 昇辉科技各项费用率 . 42 图表 82： 2017-2022 亿利洁能营业收入 . 44 图表 83： 2017-2022 亿利洁能归母净利润 . 44 图表 84： 2017-2022 亿利洁能毛利率、净利率 44 图表 85： 2017-2022 亿利洁能各项费用率 . 44 本报告仅供 ybjieshou@eastmoney.com 邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 6 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 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%。 图表 1： 2010-2022年全国装机规模及其构成图 来源： iFinD、中电联、 国联证券研究所 图表 2： 2010-2022年全国发电量及其构成图 来源： iFinD、中电联、国联证券研究所 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 2010年 2011年 2012年 2013年 2014年 2015年 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年 火电 水电 太阳能 风电 核电 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 2010年 2011年 2012年 2013年 2014年 2015年 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年 火电 水电 太阳能 风电 核电 本报告仅供 ybjieshou@eastmoney.com 邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 7 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 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%。 图表 3： 2018-2022 年山东省风电、光伏装机占比（ %） 图表 4： 山东省 2018-2022年风电、光伏发电量占比 （ %） 来源： 中电联、 国联证券研究所 来源： 中电联、 国联证券研究所 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。 6.05% 7.14% 9.47% 10.25% 12.14% 9.93% 13.95% 7.48% 17.64% 23.13% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年 风电装机占比 光伏装机占比 2.32% 2.45% 2.77% 4.16% 5.28%0.55% 0.61% 0.59% 6.06% 11.25% 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14% 16% 18% 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年 风电发电量占比 太阳能发电量占比 本报告仅供 ybjieshou@eastmoney.com 邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 8 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 图表 5： 山东省各个电价区间对应的小时数 (2022.4.1-2023.4.1) 来源：山东电力交易中心、国联证券研究所 图表 6：山东省各个电价区间对应的平均电价 (2022.4.1-2023.4.1) 来源：山东电力交易中心、国联证券研究所 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。 693 249 375 307 274 258 378 645 1300 1651 1012 1618 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 小时数 电价区间 (元 /kWh) -0.063 -0.039 -0.007 0.018 0.041 0.063 0.095 0.142 0.210 0.268 0.297 -0.100 -0.050 0.000 0.050 0.100 0.150 0.200 0.250 0.300 0.350 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5某电价以下时段的平均电价 (元 /kW h) 电价区间 (元 /kWh) 本报告仅供 ybjieshou@eastmoney.com 邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 9 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 图表 7： 截至 2022 年末全国各省份风电、光伏装机情况 来源： Wind，中电联，国联证券研究所 图表 8：截至 2022年末全国各省份风电、光伏发电量情况 来源： Wind，中电联，国国联证券研究所 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 。 0.00% 10.00% 20.00% 30.00% 40.00% 50.00% 60.00% 70.00% 青海 西藏 山东 安徽 浙江 江西 宁夏 河南 海南 甘肃 陕西 贵州 江苏 山西 湖北 新疆 黑龙江 湖南 吉林 天津 内蒙古 辽宁 广东 北京 上海 福建 云南 重庆 广西 四川 光伏装机占比 风电装机占比 0.00% 10.00% 20.00% 30.00% 40.00% 50.00% 60.00% 青海 西藏 宁夏 甘肃 山东 江西 黑龙江 安徽 陕西 河南 吉林 山西 贵州 海南 浙江 江苏 湖北 新疆 内蒙古 辽宁 天津 湖南 北京 广东 上海 广西 云南 福建 四川 重庆 光伏发电量占比 风电发电量占比 本报告仅供 ybjieshou@eastmoney.com 邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 10 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 图表 9： 山东省 2022 年现货价格时长分布 来源： 兰木达电力现货、山东电力交易中心、 国联证券研究所 图表 10： 山西省 2022 年现货价格时长分布 来源： 兰木达电力现货、 国联证券研究所 图表 11：广东省 2022年现货价格时长分布 747 5 219 385 295 278 310 405 744 1256 1439 907 537 306 212 168 113 87 67 42 33 27 24 17 15 16 18 24 65 2 1 0 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1341 26 47 78 423 787 1219 1896 889 338 226 307 132 95 123 108 85 71 61 32 73 22 21 46 29 33 52 29 34 35 107 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 本报告仅供 ybjieshou@eastmoney.com 邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 11 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 来源： 兰木达电力现货、 国联证券研究所 图表 12： 甘肃省河西 2022 年现货价格时长分布 来源： 兰木达电力现货、 国联证券研究所 图表 13： 蒙西呼包东 2022 年现货价格时长分布 116 93 88 86 124 149 254 351 956 16201642 879 533 332 244 161 145 136 138 119 152 109 99 91 70 41 18 9 4 1 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 1467 389 401 220 167 231 365 325 1135 817 458 381 394 141 325 1290 8 3 3 242 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 本报告仅供 ybjieshou@eastmoney.com 邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 12 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 来源： 兰木达电力现货、 国联证券研究所 图表 14： 蒙西呼包西 2022 年现货价格时长分布 来源： 兰木达电力现货、 国联证券研究所 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 。 5 408 122150 204 283 561 783760 488 288 133 79 42 50 57 33 20 24 24 25 33 25 27 24 38 32 25 39 18 72 234 20 5 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 292 153136192 290 551 815 698 509 297 159110 84 79 61 44 37 34 32 23 36 40 20 21 25 32 20 29 19 37 183 61 12 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 本报告仅供 ybjieshou@eastmoney.com 邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 13 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 图表 15：各省 电力现货市场建设进度 省份 进度 省份 进度 山西 (第一批 ) 已连续结算试运行 广东 (第一批 ) 已连续结算试运行 浙江 (第一批 ) 已多次结算试运行， 2023年 1月 再次发布《浙江电力现货市场基 本规则 (征求意见稿 )》 四川 (第一批 ) 已连续结算试运行 福建 (第一批 ) 已连续结算试运行 甘肃 (第一批 ) 已连续结算试运行 山东 (第一批 ) 已连续结算试运行 蒙西 (第一批 ) 已连续结算试运行 上海 (第二批 ) 2022年 7月上海电力现货市场首次模拟试运行 湖北 (第二批 ) 2022年 12月 23 日至 29日，湖北省顺利开展电力现货市场首次结算试运行 辽宁 (第二批 ) 2023年 1月 5日至 7日 ,辽宁电 力现货市场完成第一次结算试运 行工作 江苏 (第二批 ) 2022年 11月江苏电力现货市场第三次电力现货市场结算试运行。 安徽 (第二批 ) 2023年 3月 27日， 2023年首次结算试运行工作方案发布 河南 (第二批 ) 2022年 11月完成第一次短周期调电结算试运行 黑龙江 2022年 12月开展模拟试运行和调电试运行。 广西 2022年 7月，广西纳入南方区域电力现货市场试运行 陕西 2022年 11月 22 日至 12月 2 日，陕西省内电力现货市场首次 模拟试运行 海南 2022年 7月，海南纳入南方区域电力现货市场试运行 青海 2023年 1月 11日，首次模拟试运行工作正式启动 贵州 2022年 7月，贵州纳入南方区域电力现货市场试运行 江西 2023年 3月 22日至 24日 ,江西 电力现货市场圆满完成首次调电 试运行 云南 2022年 7月，云南纳入南方区域电力现货市场试运行 宁夏 2022年 12月 27 日 -29日开展第一次模拟试运行 河北（南网） 2023年 3月，开展第二次电力现货市场模拟试运行 重庆 2023年 3月开展第二次现货市场模拟试运行 湖南 2023年 4月 7～ 8日，开展首次调电试运行 来源： 各省市电力交易中心、兰木达电力现货、 国联证券研究所 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 本报告仅供 ybjieshou@eastmoney.com 邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 14 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 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。 图表 16： 碱性电解槽的工作原理 图表 17： 碱性电解槽 制氢系统 来源： IRENA、 国联证券研究所 来源： 派瑞氢能， 国联证券研究所 ➢ 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。 图表 18： 不同纯度氧气 市场报价示例 类型 纯度 价格（元 /立方） 工业氧气 99% 7.3 医用氧气 99.5% 6.5 高纯氧 99.999% 35 超纯氧 99.9999% 242 来源： 宏锦化工，永冠兴气体，国联证券研究所 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 本报告仅供 ybjieshou@eastmoney.com 邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 15 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 “绿氢 +煤”制烯烃。 图表 19： 宝丰能源绿电绿氢绿氧一体化项目 来源： 流程工业， 国联证券研究所 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%。 本报告仅供 ybjieshou@eastmoney.com 邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。 16 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 图表 20： 煤制氢、天然气制氢成本测算 煤制氢 天然气制氢 产能 制氢规模（ m3／ h） 90000 90000 年运行时间（ h) 8000 8000 年产能 (万 m3) 72000 72000 固定资产 初始投资（万） 124000 60000 折旧年限（年） 20 20 折旧（元 /m3） 0.09 0.042 维修费用（元 /m3） 0.03 0.017 折旧维修合计（元 /m3） 0.12 0.059 原材料 煤炭单价 (元 /吨 ) 900 耗煤成本（ kg/m3） 0.63 煤成本（元 /m3） 0.57 氧气 /天然气单价（元 /m3） 0.5 3.5 氧气 /天然气单耗（ m3/m3 H2） 0.42 0.48 氧气 /天然气成本（元 /m3） 0.21 1.68 辅助材料成本（元 /m3） 0.04 0.01 原材料费用合计（元 /m3） 0.82 1.69 动力能耗 电价（元 /kWh） 0.56 0.56 耗电量（ kWh/m3） 0.04 0.05 电费（元 /m3） 0.02 0.03 水费及其他（元 /m3） 0.05 0.16 动力能耗合计（元 /m3） 0.07 0.19 人工费用 人员（人） 10 8 工资（万元 /人） 12 12.00 人工费（元 /m3） 0.002 0.001 制氢成本（未考虑碳 排放） 体积成本（标准状态下） 1.01 1.94 质量成本（元 /kg） 11.28 21.75 来源：《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》张彩丽等 ,《氢能的生产工艺及经济性分析》苗军等，《制氢工艺与技术》刘晓丽等， IEA，国联证券研 究所 IEA，国联证券研究所 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