一、从电到氢：绿氢项目如何落地？
全国绿氢项目部署如火如荼，规划投资总额超4500亿元
国内绿氢项目投资规划火热，2023年进展中项目涉及绿氢产能规划超过200万吨，预计投资额超过4500亿元。 规划产能：我们根据公开信息统计，2023年国内已有104个绿氢项目更新动态（含规划/签约、在建、招投标、投运，同一项目 不重复统计），涉及绿氢产能218万吨；其中4万吨产能已投产，处于规划/签约阶段的绿氢产能接近170万吨。 投资金额：从规划投资额来看，全年更新动态的绿氢项目涉及投资额达4562亿元。 绿氢化工是下游应用的主要场景。我们统计，2023年更新动态的项目中，近80%的规划绿氢产能将用于化工生产。其中，合成氨、合 成甲醇、合成航空燃料是前三大应用场景，规划绿氢产量分别为105/37/17万吨。
“现实”与“理想”之间仍有距离
绿氢前景广阔，但大型项目在投运初期显现出一些难题。对于绿氢项目而言，现实与平稳满产的“理想状态” 仍有一定差距。 库车项目投运初期，运行效率不及预期。中石化新疆库车绿氢示范项目于2023年6月30日投运，是当时全球规模最大的绿氢项 目，预计满产后年产能2万吨。项目投运的最初半年，绿氢产量1997吨，仅为前期计划产能1万吨/年的39.9%. 绿电制氢设备和项目运行模式均需探索优化。结合BNEF和中石化相关分析，电解槽运行负荷波动范围不足是一个难题；电解槽 设备本身，以及对应的系统运行模式，均需要持续优化。 大规模可再生能源制绿氢项目尚属新生事物，在实现平稳高效运行和绿氢平价之前，或许仍将经历一些曲折的探索。保持信心的同 时，我们也应当了解细节，保持耐心。
绿氢项目实际运行的难点何在？
用于化工的绿氢项目，实际运行中存在两大挑战。现阶段国内规划的大规模（如万吨级）绿氢项目，下游产能主要用于化工合成，包 括合成氨、合成甲醇等。绿氢生产上游衔接可再生能源供电环节，通常为配套绿氢项目建设的风光发电设施；下游衔接化工生产，可 对接已有的化工生产设施。我们认为，绿氢化工要实现平稳、高效运行，需面临两大挑战：1. 上游电能供应环节：风光发电的波动性，与电解槽运行功率范围要求之间存在矛盾； 2.下游物料供应环节：电解制氢的波动性，与化工合成连续平稳供应物料的要求之间存在矛盾。
绿氢成本的“不可能三角”
我们认为，绿氢降本存在“低用电成本、低初始投资、长时运行”的“不可能三角”。 降低绿氢成本的途径可归纳为三类：降低用电成本、控制初始投资、提高运行时长和效率。考虑到前面分析的现实限制因素，我们认为三者不可兼得，存在“低用电成本、低初始投资、长时运行”的“不可能三角”。 实际项目投资决策中，网电比例、配储规模、运行节奏等具体安排，均需要根据项目情况进行权衡。
考虑实际约束：绿氢项目的三种类型
根据系统对电网依赖程度的不同，绿氢项目可分为三类：电网调峰型、电网友好型、工艺离网型。清华大学林今副教授团队在其研究 中展望了绿氢项目落地的主要形式，将其划分为三类：电网调峰型、电网友好型、工艺离网型。早期项目多属于电网调峰型，此类项 目会对电网造成压力，且减碳效果不足，长期发展空间有限；电网友好型项目对电网的依赖性较小，且绿色属性更优，或将成为未来 绿氢项目采用的主要形式；工艺离网型则适用于电网基础薄弱的地区，以及远期电网调峰压力更大时的情况。
绿氢成本：考虑储能/储氢的“电网友好型”绿氢成本在16.0-16.3元/kg
三类项目选取的关键假设及测算结果如下。假设说明和完整计算过程见附录页。 1.电网友好型项目对应的绿氢成本在16.0-16.3元/kg，经济性优于电网调峰或工艺离网型。使用网电连续 运行时，无法避免使用峰段电，导致平均用电成本较高；纯离网时平均用电成本低，但运行时数少，带 来的储氢成本、平均折旧成本和运维成本都更高。 2.电网友好型项目中，“仅储氢”项目的经济性略优于“储氢+储能”。“仅储氢”项目的绿氢成本为 16.05元/kg左右，较“储氢+储能”的情况低约0.2元/kg。这是因为考虑储能充放损耗和折旧成本（1充1放） 时，使用储能平滑绿电波动的成本高于直接使用网电。电化学储能可以部分增加绿电利用时数，从而减 少网电的使用，但1充1放下增加绿电使用的比例不大。未来绿氢项目可能需要考虑价格更低廉的长时储 能方式，与储氢（氢储能）相配合。
二、从氢到X：终端产品前景几何？
国内绿氢规划产能将主要用于绿氨、绿醇和绿色航煤生产
国内绿氢规划产能将主要用于绿氨、绿醇和绿色航煤生产。我们统计，2023年更新 动态的绿氢项目中，近80%的绿氢产能将用于化工生产。其中，合成氨、合成甲醇、 合成航空燃料是前三大应用场景，规划绿氢产量分别为105/37/17万吨。 由于统计口径影响，绿醇生产对应的绿氢需求量高于下图统计值。除风光制绿氢一 体化项目外，国内有若干绿色甲醇项目并未明确新建风光制绿氢产能，因此未纳入 下图项目统计。根据中国化工信息周刊统计，截至2023年11月底，国内绿色甲醇新 建拟建项目规划绿醇产能共计621万吨/年，则折算绿氢需求总量可达78万吨。
绿氨|供给端：生产工艺和成本探讨
绿氨生产方法与灰氨相似，主要区别在于氢源的使用。合成氨的主流生产工艺为哈伯-博世法，即通过哈伯合成氨反应器，将氮气与氢 气合成氨的方法。绿氨和灰氨合成工艺的区别主要在于：1.绿氨使用绿色氢源；2.空分、合成氨等环节使用电能代替化石燃料供能。 灰氨成本与价格主要由煤价决定，波动较大。根据相关文献*，煤制氨的单位煤耗量约1.5t/t，其它固定成本约700元/t，则煤制氨成本 可大致表示为1.5×煤价（元/t）+700（元/t）。2023年初以来，国内煤价波动较大，合成氨价格在2400-4300元/t范围上下浮动。绿氨、灰氨成本比较：可以使用绿氢、灰氢价差估计。原料成本占合成氨成本的大头，根据香橙会数据，绿氨成本结构中，原料成本 约占80%，折旧、合成成本约20%。合成氨反应没有含氢副产物，因此生产每吨氨需耗用176.5kg氢气（1000*3/17，相对分子质量 比）。若暂不考虑用能等成本差异，绿氨和灰氨的吨价差可以用“制氢单价差（元/kg）*176.5”大致估算。根据车百智库报告，煤价 200~1000 元/ 吨时，煤制氢成本约6.8~12.1 元/kg；本报告测算绿氢成本取16.3元/kg，则计算绿氨理论成本比灰氨高725-1673元/吨。
绿醇|供给端：国际绿色甲醇标准严格
国际已有绿氢制甲醇相关标准，对碳排放量、原料来源等提出了要求。根据能景氢研，2023年，欧盟与国际绿氢组织分别首次推出了 绿氢制甲醇相关标准，详见左下表。其中，欧盟标准属于强制性标准，中国若向欧盟出口低碳甲醇燃料，一般需满足其规定。欧盟 《可再生能源指令》（RED）对绿氢制甲醇燃料的规定如下： 全生命周期碳排放须低于28.2g CO2 /MJ；以甲醇约19.9 MJ/kg的低位热值换算，每千克甲醇碳排放需低于0.56 kg。 原料方面，绿氢所用绿电比例需符合要求；碳源允许使用生物质或化石燃料尾气，但碳排放标准可能会限制碳源的选择。 国际标准下可选技术路线有限，绿醇或需要新建产能。欧盟标准不允许重复计算工业碳捕集的减排量，“燃煤电厂捕获CO2+绿氢制甲 醇” 会产生正的碳排放，难以满足欧盟绿醇标准（如右下表）；“煤化工耦合绿氢”排放强度很可能较之更高，难以满足出口要 求，仅可用于国内工业减碳等。要满足出口标准，生产方需要使用生物质/直接空气捕获提供碳源的技术路线，可能难以直接使用已有 生产设备，需要新建产能。考虑到甲醇产能建设通常需要两年左右，且技术探索阶段建设用时可能更长，绿色甲醇燃料在未来几年或 将呈现供不应求的状态。
绿醇|需求端：传统场景需求基本稳定，国内存在产能缺口
我国甲醇主要用于制烯烃等化工场景。甲醇是重要的化工原料，可用于生产多种产品。2023年，我国甲醇表观消费量9862万吨， 2018-2023年复合增长率12.5%。甲醇制烯烃（MTO）是我国甲醇最主要的需求领域，2022年用量占比达53.4%。香橙会研究院认为，甲 醇制烯烃是近五年推动甲醇消费增长的主要动力，2017-2021年MTO年复合增长率接近15 %，但未来几年增速将有所放缓。
国内甲醇存在产能缺口，绿色甲醇有望替代进口、弥补产能缺口。我国是世界最大的甲醇生产国，但甲醇仍存在供应缺口。2023年， 我国甲醇进/出口量分别为1455万吨/15万吨，净进口量占当年表观消费量的15%，主要进口自中东地区。传统煤制甲醇碳排放量高， 产能扩张受限，国内绿氢制绿醇项目积极部署，或将部分弥补产能缺口。按照二氧化碳直接合成路线，每吨绿色甲醇耗用187.5kg氢气 估算，2023年我国甲醇净进口量（1440万吨）对应的氢气用量为270万吨；国内产量（8425万吨）对应的氢气用量为1580万吨，绿氢 制绿醇潜在替代空间庞大。
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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