绿氢项目涌现，经济逐渐可行
绿氢是真正实现零排放的制氢方式
世界能源理事会将氢气分为三类：通过化石能源制备的“灰氢”、通过化石原料制备同时使用碳捕集碳封存技术制备的“蓝氢”、使用可再生能源制备的“绿氢”。其中灰氢的制备伴随着二氧化碳的排放；蓝氢的制备虽引入低碳技术，但无法彻底避免二氧化碳的排放；只有绿氢才是真正实现零排放的制氢方式。
2023年我国绿氢产业蓬勃发展
在政策支持和技术进步的双重推动下，我国绿氢产业呈现蓬勃发展态势。中国产业发展促进会氢能分会根据公开资料统计，2023年1月至11月，我国签约、获批及公示的绿氢项目数量累计64个，项目规划总投资突破4100亿元，全部投产后新增绿氢产能将达234.7万吨/年（绿氨和绿色甲醇项目按氢当量折算）。 从项目分布区域来看，绿氢项目集中在内蒙古、吉林省和黑龙江省等风光资源禀赋优越、消纳前景广阔、政策端支持力度大的地区。绿氨绿醇是绿氢项目主要消纳途径。2023年1月至11月，我国新增绿氢合成氨项目数量27个，规划投资1885.8亿元，项目全部投产后可新增绿氨产能约485万吨/年；新增绿氢制甲醇项目数量20个，规划投资1754.2亿元，项目全部投产后可新增绿色甲醇产能约865万吨/年。根据百川盈孚，截至2022年底，我国甲醇产能10045万吨/年，合成氨产能7475万吨/年，甲醇和合成氨新增项目占原有产能的比例分别为8.6%、6.5%。
电解槽价格、电耗是影响LCOE的主要因素
据我们测算，目前风电、光伏度电成本分别为0.222元/千瓦时、0.175元/千瓦时，根据风光耦合制氢项目环评，并考虑到风光资源的波动性，出于谨慎性原则，我们计算出综合电价为0.221元/千瓦时。
PEM电解槽：较碱性电解槽制氢成本更高
PEM电解槽制氢成本主要由电力成本、设备折旧等构成。根据我们测算，截至2024年1月，当光伏及风电耦合电价在0.22元/kWh、200Nm3/h的PEM电解槽设备价格在750万元，年度运行时间3833h时，PEM电解槽制氢成本为18.64元/kg，电耗占制氢成本比重约66%。
煤制氢气：煤炭占制氢成本比重约70%
煤制氢成本主要由燃煤成本、设备折旧等构成，其中，燃煤成本是主要来源。根据我们测算，截至2024年1月，当5500大卡煤价在845元/吨时，煤制氢成本为9.09元/kg，煤炭成本6.34元/kg，占制氢成本比重约70%。
光伏电站的平准发电成本为0.175元/kWh
截至2024年1月，根据光伏电站投资成本等数据，假设光伏电站运行周期为25年，年发电小时数为1500小时，按照5%的折现率，计算得出光伏电站的平准发电成本为0.175元/kWh。
组件价格仍处于下降通道
据索比光伏网公众号，2023年，P型组件最低报价为0.83元/W、N型组件最低报价为0.862元/W（ 均不含运费）。根据2024年1月9日，中国电建集团（股份）公司2024年度光伏组件框架入围集中采购招标开标结果来看，P型组件最低报价为0.806元/W，N型组件最低报价为0.87元/W（含运费价格），据隆基股份，组件国内运费平均稳定在3分钱/W，因此当前价格刷新2023年以来最低价格记录，组件价格持续下行。
风光发电在总电量中的占比提升
目前我国绿氢制取，尚难做到完全离网制氢，需要部分网电参与。调整制氢负荷与风光出力同频波动，利用谷电资源降低综合电价。目前，大型风光耦合制氢项目经过计算优化将制氢负荷与风光出力保持同频波动。当风光出力不足时，通过购电保持制氢负荷在较低负荷运行，由于网电低谷时段电价较低，生产氢气更有利于增加项目收益，同时也更有利于系统的稳定操作。
政策端释放信号，区域发展因地制宜
国家层面，2023年8月8日，国家标准委、国家发改委等6部门联合发布《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，这是国家层面首个氢能全产业链标准体系建设指南。《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出了绿氢发展的3个阶段性目标，其中，明确提出到2025年实现可再生能源制氢量每年达到10~20万吨。
省级层面，各省市出台相关政策对2025年绿氢产能做出规划。内蒙古、河北、吉林、宁夏、甘肃等省份发布的氢能专项规划数据显示，2025年末国内可再生能源制氢量至少可达98万吨/年，对于绿氢产业整体发展呈现利好态势。根据GGII统计，目前已建成和开建绿氢项目产能已超过74万吨，规划产能超过200万吨。
国内绿氢项目最新趋势有哪些？
通过梳理目前规划及在建的绿氢项目，我们发现如下趋势： 1）大化工领域是绿氢主要应用场景，终端能源消费渗透率逐步提升。据中国石化《中国能源展望2060》，2023年，我国氢气消费量约3549万吨，在终端能源消费总量中的占比不足4%。几乎全部氢气用于工业部门，建筑、交通等部门用氢合计不足3%。预计未来氢能将扮演燃料、原料、储能介质等多重角色，广泛深度参与工业、交通、建筑、风电等部门的碳中和进程。2023年11月，继河北、广东之后，吉林成为第三个明确制氢加氢站不需进入化工园区的省份，氢能危化品属性正在逐步弱化，能源属性持续加强。 2）风光氢储一体化产业热度高，氢储能成为新业态。风光氢储一体化项目投资规模大，绿氢“制储输用”全产业链发展有助于解决风光资源的消纳，同时有利于发展地区氢能产业建设。 3） 电解槽方面，ALK是当前主流，“碱性（ALK）+PEM”协同制氢未来可期。ALK技术成熟，成本较低，落地项目较多，但对电力波动的适应性较差；PEM技术响应速度更快，可调节范围更广，可适应波动电源输入，可价格较高的差异化特点，两者搭配可以创造更多的可能，在加强风光耦合、提高制氢销量之外，比如可以实现离网场景下电网配置和控制难度的降低。
中国、中东绿氢规划规模领先
根据美国氢能协会，截至2023年1月，全球达成最终投资决定（FID）的制氢项目规模约为300万吨，其中美国占比70%。而在可再生能源制氢方面，中国占比35%，位居全球首位，其次是中东地区和北美。 中国、中东地区绿氢规划规模领先。截至2023年10月，中东和非洲地区低碳制氢项目共有90个，其中蓝氢项目为7个，剩余项目均为绿氢项目。2023年10月较2022年同期新增31个项目，新增项目全部为绿氢项目。从项目进展来看，目前大部分还在可研阶段，其中埃及、阿曼增长11、8个项目，领先地区其他国家。
航运业碳税扩大绿色燃料需求
航运业脱碳压力陡增。2023年，继IMO（国际海事组织）将净零排放目标提前50年，欧盟也明确新规则，即从2024年将航运业纳入排放交易计划，航运业脱碳迫在眉睫。据中远海科测算，以目前的运营水平，不进行任何技术管理改造，至2026年，我国船舶的碳税支出就可能达到38.17亿元，到2030年，因不符合碳减排要求，不合格的大型船舶运力会大幅提升，大型船舶运力会因此下降73%。
多家航运巨头拟使用绿色甲醇燃料替代传统重油和低硫油。当前船舶航运不仅要关注燃料使用时的二氧化碳排放量，还要关注燃料生产运输全生命周期产生的碳排放，包括马士基集团在内的几家航运公司计划使用甲醇动力船。据人民网，目前全球已有的200多艘甲醇燃料船订单规模估算，若其交付后全部使用绿色甲醇燃料，预计每年消耗300万吨-500万吨。
电解槽的机会
碱性电解水制氢较成熟，PEM具有独特优势
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（ALK）、质子交换膜电解水（PEM）、高温固体氧化物电解水（SOEC）和固体聚合物阴离子交换膜电解水（AEM）。目前碱性电解水技术最为成熟，已完全实现商业化，PEM电解水技术处于商业化初期，SOEC、AEM技术还处于研发和示范阶段，在国内尚未进行商业化应用。 对比来看，虽然PEM电解水技术尚处于完善中，但其动态响应速度快、电流密度大、氢气纯度高，相较碱性电解水技术更加适配风电光伏等波动性电源。展望未来，随着PEM电解水技术的完善，其有望逐步成为电解水制氢的主流路线。
目前主要使用碱性电解槽和PEM电解槽
碱性电解水制氢电解槽的主要组件包括阳极、阴极、隔膜等，工作原理是指在碱性电解质环境下进行电解水制氢的过程，电解质一般为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，水分子在阴极一侧得到电子发生析氢还原反应，生成氢气和氢氧根离子，氢氧根离子在电场和氢氧侧浓度差的作用下穿过物理隔膜到达阳极，并且在阳极一侧失去电子发生析氧氧化反应，生成氧气和水。 PEM水电解槽主要内部组件由内到外依次是质子交换膜、阴阳极催化层、阴阳极气体扩散层、阴阳极端板等。其中质子交换膜、催化层与扩散层组成膜电极，是整个水电解槽物料传输以及电化学反应的主场所。作为水电解槽膜电极的核心组件，质子交换膜不仅传导质子，隔离氢气和氧气，而且还为催化剂提供支撑，其性能的好坏直接决定水电解槽的性能和使用寿命，因此在整个设备中至关重要。 从技术角度看，PEM电解水技术具有独特优势，许多新建项目开始转向选择PEM电解技术，近年开始获得较多的市场份额。
预计2030年我国电解槽合计市场空间超3000亿元
碱性电解槽是绿氢电解槽装机量的主体。据TrendBank统计，2022 年中国电解槽总出货量约800MW ，在 2021年基础上实现翻番，其中，碱性电解水制氢设备的出货量约 776MW，PEM电解水制氢设备的出货量约24MW。
据GGII预计，2025年国内电解水制氢设备市场需求量将超过2GW。据《中国2030年“可再生氢100”发展路线图》显示，国内可再生能源制绿氢的项目正在快速增加当中，将拉动上游电解水制氢设备的出货规模，预计2030年我国可再生氢累计装机将达到100GW；若碳中和情境下氢能在整体能源体系中的比例约15%-20%，可再生氢占比超过70%，则2060年绿氢装机至少需要达到500-750GW。
绿醇绿氨扩能的机遇
绿氨有望实现规模化应用
传统氨合成工艺以煤或天然气等化石能源为原料，属于高能耗、高排放项目。绿氨指通过新能源发电后电解水制氢再合成氨，使原料轻质化，此路线可以实现氨生产过程的低碳或无碳化。随着“碳达峰碳中和”战略的实施，各国都在布局建设绿氨示范性项目，将促进氮肥原料的低碳化，同时合理利用新能源电力助力绿氨发展，并耦合氨发动机、氨燃料电池等技术的进步，绿氨在能源市场将迎来新的发展机遇。
据我们统计，国内目前已经规划的绿氨项目产能累计达到了430万吨/年，其中共有9项绿氨项目计划将在2024年建成，对应披露产能达到约104万吨/年；6项绿氨项目计划将在2025年建成，对应披露产能达到约51万吨/年；远期仍有275万吨/年绿氨产能规划。
制氢、空分、合成氨等设备投资迎来新增
采用电解水制绿氢及哈伯-博世法工艺合成氨的技术路径最为成熟，被认为是最有可能率先实现绿氨产业化的技术路线。绿氢制备系统可选择“新能源电+储电系统”或者“新能源电+网点”作为电源系统，采用碱性水电解制氢工艺。碱性水电解制氢工艺，工艺系统主要包括：电解槽系统、碱液循环系统等单元；氨合成系统是以氨合成塔为中心，包括空分系统、压缩系统、合成系统、冷冻系统、液氨储存系统等。
据卓创资讯与百川盈孚数据，截至2023年底我国合成氨产能7100万吨，2023年产量5489.36万吨。按照每吨氨折合176kgH2、每标方氢质量为89g测算，假设2023年合成氨产量全部替换为绿氨，需要绿氢产能966.13万吨（1085.54亿Nm3），空分装置350.71亿Nm3/h。参考大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目，预计拉动总投资额7776亿元；有望拉动绿氢装置投资额4186.21亿元、空分装置投资额192.08亿元。
报告节选：
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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