綠氫項(xiàng)目布局、類型及經(jīng)濟(jì)性測算

內(nèi)蒙遙遙領(lǐng)先，央國企主導(dǎo)建設(shè)。

從政策端看，三北省份多數(shù)規(guī)劃綠氫目標(biāo)產(chǎn)量，多區(qū)域出臺綠氫補(bǔ)貼及優(yōu)惠 政策。內(nèi)蒙古、甘肅、新疆、寧夏、吉林、四川、青海和江西都在相應(yīng)的政策中 明確了 2025 年可再生能源制氫產(chǎn)量，合計(jì)年產(chǎn)量為 101.1 萬噸。此外，吉林省、 濮陽市等地區(qū)對綠氫直接給予最高 15 元/kg 的生產(chǎn)補(bǔ)貼，湖北省按照 1000Nm3 /h 制氫能力、獎(jiǎng)勵(lì) 50MW 風(fēng)電或光伏開發(fā)資源并視同配置儲能，四川 省等地發(fā)布針對綠氫的電價(jià)優(yōu)惠政策，廣東省、深圳市針對加氫站內(nèi)制氫也出臺 了相應(yīng)電價(jià)優(yōu)惠政策。

風(fēng)光制氫密集開建，2023 或成綠氫爆發(fā)元年。我們梳理了我國主要在建擬 建大規(guī)模綠氫項(xiàng)目共 39 項(xiàng)，總投資規(guī)模達(dá) 2283.7 億元，年綠氫產(chǎn)能達(dá) 88.79 萬 噸。2023 年以來確定已開標(biāo)或開建的大規(guī)模綠氫項(xiàng)目新增 1066MW 電解槽需求， 對應(yīng) 1000 Nm3/h 堿性電解槽的需求量超過 200 套。其中，鄂爾多斯市風(fēng)光融 合綠氫示范項(xiàng)目電解槽需求量達(dá) 390MW，對應(yīng) 78 套 1000Nm³/h 的堿性電解槽； 大安風(fēng)光制綠氫合成氨一體化示范項(xiàng)目電解槽需求量達(dá) 195MW，對應(yīng) 39 套 1000Nm³/h 的堿性電解槽以及 50 套 PEM 電解槽（總制氫能力 7000Nm3/h）； 中能建松原氫能產(chǎn)業(yè)園（綠色氫氨一體化）項(xiàng)目電解槽需求量達(dá) 325MW，對應(yīng) 65 套 1000Nm³/h 的堿性電解槽。根據(jù) BloombergNEF 預(yù)計(jì)， 2023 年中國電解 槽出貨量將為 1.4-2.1GW，占全球出貨量的 60%以上，相比 2022 年增長 75%- 163%，保持迅猛發(fā)展的勢頭。

從區(qū)域上看，內(nèi)蒙古布局領(lǐng)先。根據(jù)內(nèi)蒙古日報(bào)，內(nèi)蒙已批準(zhǔn) 31 個(gè)風(fēng)光制 氫項(xiàng)目，綠氫年產(chǎn)能達(dá) 52 萬噸，2023 年將全面開工并形成 2 萬噸左右的綠氫產(chǎn) 能；內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局已披露的風(fēng)光制氫一體化項(xiàng)目清單中，超過 20 個(gè)項(xiàng)目 的計(jì)劃開工時(shí)間為 2023 年，其中大部分的計(jì)劃投產(chǎn)時(shí)間在 2024 年。我們認(rèn)為 內(nèi)蒙在綠氫布局上的領(lǐng)先主要有三大原因：

（1）內(nèi)蒙古風(fēng)光資源全國第一，發(fā)展綠氫產(chǎn)業(yè)具有得天獨(dú)厚的優(yōu)勢。據(jù)央 廣網(wǎng)不完全統(tǒng)計(jì)，內(nèi)蒙古太陽能輻射總量 4800-6400 兆（焦耳/平方米），僅次于西藏，居全國第二；風(fēng)能儲量為 10.1 億千瓦，占全國風(fēng)能總儲量的 1/5，居全國 第一。根據(jù)內(nèi)蒙古自治區(qū)“十四五”新能源倍增計(jì)劃，到 2025 年，內(nèi)蒙古新能源 發(fā)電裝機(jī)規(guī)模將超過 1 億千瓦，新能源裝機(jī)規(guī)模全國第一，具備發(fā)展新能源大規(guī) 模制氫的良好條件，現(xiàn)有潛在新能源制氫產(chǎn)能超過 330 萬噸。

（2）緊鄰京津冀地區(qū)和東北老工業(yè)基地，氫能外送便捷。相比于青海、新 疆等地區(qū)，內(nèi)蒙古更加接近我國的“工業(yè)腹地”，未來可將內(nèi)蒙生產(chǎn)的綠氫通過 長距離輸氫管道運(yùn)往各地消納。4 月 10 日，中國石化宣布“西氫東送”輸氫管 道示范工程已被納入《石油天然氣“全國一張網(wǎng)”建設(shè)實(shí)施方案》，該項(xiàng)目起于 內(nèi)蒙烏蘭察布市，終點(diǎn)位于北京市的燕山石化，管道全長 400 多公里，是我國首 條跨省區(qū)、大規(guī)模、長距離的純氫輸送管道。規(guī)劃經(jīng)過內(nèi)蒙古、河北、北京等 3 ?。ㄊ校? 個(gè)縣區(qū)。管道一期運(yùn)力 10 萬噸/年，預(yù)留 50 萬噸/年的遠(yuǎn)期提升潛力， 同時(shí)，將在沿線多地預(yù)留端口，便于接入潛在氫源。

（3）內(nèi)蒙古氫能應(yīng)用場景豐富，可就地消納。在交通領(lǐng)域：內(nèi)蒙重型柴油 機(jī)車、礦用重型卡車、礦山機(jī)械保有數(shù)量位居全國前列，各類采運(yùn)礦車、物流車 輛接近 50 萬輛，均可考慮采用氫燃料電池車替代。在工業(yè)領(lǐng)域：內(nèi)蒙黑色冶煉 行業(yè)規(guī)模較大，鐵合金產(chǎn)量全國第一，可采用氫能替代煤炭作為還原劑，幫助冶 金行業(yè)實(shí)現(xiàn)脫碳。在化工領(lǐng)域：內(nèi)蒙古煤炭資源豐富，煤制烯烴、煤制氣、煤制 油、煤制乙二醇產(chǎn)能位居全國前列，為氫氣消納提供了良好的條件。 根據(jù)新華社，內(nèi)蒙正擬建我國壓力最高、長度最長的氫氣干線管道，建成后 將聯(lián)通蒙東、蒙西整體的氫能產(chǎn)業(yè)，有效支撐“氫－電”耦合發(fā)展，降低風(fēng)電、 光伏項(xiàng)目的投資強(qiáng)度，促進(jìn)可再生能源開發(fā)。

從建設(shè)主體上看，能源央國企是風(fēng)光制氫一體化基地的絕對主力。根據(jù)能景 研究，在綠氫項(xiàng)目建設(shè)與規(guī)劃中，央企占比達(dá)到 80%以上，其中國家能源集團(tuán)、 中國能源建設(shè)集團(tuán)、中石化等公布的規(guī)劃投資總額排名最靠前。中石油、中核、 中煤在內(nèi)蒙規(guī)劃的綠氫項(xiàng)目年制氫能力也均達(dá)到 2 萬噸以上，華能、華電、大唐、 國電投、三峽、中廣核、中電建有具體項(xiàng)目已開工或?qū)⒁_工。此外，京能、深 圳能源、申能等地方能源國企，也有較大的布局。

根據(jù)電能來源的不同，可將可再生能源制氫技術(shù)分為并網(wǎng)型制氫、離網(wǎng)型制 氫兩種。并網(wǎng)制氫是將風(fēng)光機(jī)組產(chǎn)生的電能并入電網(wǎng)，再從電網(wǎng)取電的制氫方式， 主要應(yīng)用于大規(guī)模棄光棄風(fēng)消納和儲能；離網(wǎng)制氫是指將風(fēng)光機(jī)組產(chǎn)生的電能直 接提供給電解水制氫設(shè)備制氫，主要應(yīng)用于分布式制氫。 并網(wǎng)制氫包括分散式新能源制氫和風(fēng)場/光伏電廠聯(lián)網(wǎng)本地制氫兩種形式： （1）分散式新能源制氫：分散式的風(fēng)電場以及光伏電廠作為發(fā)電資源，發(fā) 出的電能在 110kv 電網(wǎng)內(nèi)進(jìn)行消納，制氫站作為用電設(shè)備，消納分散式綠色電能， 即發(fā)電設(shè)備電能直接上網(wǎng)，制氫設(shè)備從電網(wǎng)取電。 （2）風(fēng)場/光伏電廠聯(lián)網(wǎng)本地制氫：風(fēng)電場/光伏電廠發(fā)電直接用于場內(nèi)制氫， 其中當(dāng)發(fā)電功率大于設(shè)備額定功率時(shí)，制氫設(shè)備可滿負(fù)荷運(yùn)行，多余電能輸送給 電網(wǎng)；當(dāng)發(fā)電功率小于設(shè)備額定功率時(shí)，制氫設(shè)備同時(shí)向發(fā)電設(shè)備以及電網(wǎng)取電， 保證設(shè)備順利運(yùn)行。

離網(wǎng)制氫包括風(fēng)場/光伏電廠離網(wǎng)、場內(nèi)交流制氫和風(fēng)電場/光伏電廠離網(wǎng)、 場內(nèi)交流電網(wǎng)制氫兩種形式： （1）風(fēng)場/光伏電廠離網(wǎng)、場內(nèi)交流制氫：該情景下，發(fā)電與制氫設(shè)備直接 相連，場內(nèi)電網(wǎng)與外電網(wǎng)隔離，完全用可再生能源制氫。由于發(fā)電設(shè)備都是電流 型逆變器，因此場內(nèi)需要設(shè)置額外的電壓源，相當(dāng)于一個(gè)大容量不間斷電源。 （2）風(fēng)電場/光伏電廠離網(wǎng)、場內(nèi)直流制氫：發(fā)電與制氫設(shè)備直接相連，完 全用可再生能源制氫。與場內(nèi)交流制氫的區(qū)別是，發(fā)電設(shè)備與制氫站用直流母線 直接聯(lián)通，同時(shí)增加母線儲能設(shè)備。該設(shè)計(jì)減少了多次直流-交流變換以及場內(nèi) 變壓器等設(shè)施，提高了電能轉(zhuǎn)化效率，大規(guī)模使用更具經(jīng)濟(jì)性，但對控制系統(tǒng)和 制氫設(shè)備的要求更高。

總結(jié)而言，并網(wǎng)制氫的優(yōu)點(diǎn)包括：（1）依賴電網(wǎng)可以獲得穩(wěn)定的電力來源， 確保了氫氣的穩(wěn)定生產(chǎn)；（2）并網(wǎng)制氫可以受益于現(xiàn)有的基礎(chǔ)設(shè)施，如電網(wǎng)和發(fā) 電設(shè)施，可以減少與建設(shè)新基礎(chǔ)設(shè)施相關(guān)的資本開支。缺點(diǎn)：（1）并網(wǎng)制氫的電 力一部分來自于非清潔能源，這讓綠氫生產(chǎn)的清潔性受到質(zhì)疑；（2）系統(tǒng)內(nèi)電能 需要經(jīng)過逆變、升壓、整流多次變換，導(dǎo)致?lián)p耗較大，最終電能利用效率偏低； （3）并網(wǎng)制氫僅限于能夠獲得可靠電網(wǎng)電力的地區(qū)，在偏遠(yuǎn)或離網(wǎng)的地方不可 行。 離網(wǎng)制氫的優(yōu)點(diǎn)包括：（1）所有的電能均為可再生能源，保證了綠氫的清潔 屬性；（2）可以獲得較低的電力價(jià)格；（3）無需經(jīng)過光伏入網(wǎng)審批，可大幅縮短建設(shè)周期，規(guī)模和容量的設(shè)置也更為靈活；（4）離網(wǎng)式制氫系統(tǒng)可以應(yīng)用在大電 網(wǎng)未覆蓋的地區(qū)，如海上能源平臺、偏遠(yuǎn)地區(qū)公路加油站、遠(yuǎn)海島嶼等。缺點(diǎn)： （1）電解制氫設(shè)備需要根據(jù)可再生能源的波動(dòng)性快速啟停，目前堿性電解槽的 工作負(fù)荷還不能完全適應(yīng)；（2）需要安裝儲能等設(shè)施，增加了項(xiàng)目的投入。

當(dāng)前項(xiàng)目中，并網(wǎng)模式占據(jù)主導(dǎo)地位。據(jù)內(nèi)蒙古太陽能行業(yè)協(xié)會統(tǒng)計(jì)，截至 2023 年初，內(nèi)蒙古自治區(qū)累計(jì)批復(fù) 4 批風(fēng)光制氫項(xiàng)目 31 個(gè)，其中并網(wǎng)型 27 個(gè)， 離網(wǎng)型 4 個(gè)，并網(wǎng)項(xiàng)目數(shù)量占比達(dá) 87.1%。但離網(wǎng)制氫不乏一些大型項(xiàng)目：興安 盟京能煤化工可再生能源綠氫替代示范項(xiàng)目計(jì)劃投資 36.8 億元，年產(chǎn)氫氣 2.68 萬噸；三一重能烏拉特中旗風(fēng)光氫儲氫一體化示范項(xiàng)目計(jì)劃投資 42.7 億元，年 產(chǎn)氫氣 3.60 萬噸；中能建巴彥淖爾烏拉持中旗綠電制氫制氨綜合示范項(xiàng)目計(jì)劃 投資 23.2 億元，年產(chǎn)氫氣 1 萬噸。

我們認(rèn)為未來越來越多的綠氫項(xiàng)目會以離網(wǎng)制氫的模式建設(shè)： （1）底層邏輯：發(fā)展綠氫的本質(zhì)是脫碳，“不清潔”的氫能并不能達(dá)到這一 目標(biāo)； （2）政策端：離網(wǎng)制氫已經(jīng)逐漸成為第三批風(fēng)光基地的重點(diǎn)，山西省在第 三批大基地項(xiàng)目申報(bào)文件中提出，將大規(guī)模離網(wǎng)式可再生能源制氫作為大基地項(xiàng) 目的發(fā)展重點(diǎn)，寧夏回族自治區(qū)發(fā)布的能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃中明確提出，發(fā)展 離網(wǎng)型可再生能源電解水制氫； （3）經(jīng)濟(jì)性：離網(wǎng)制氫不從電網(wǎng)取電，電力成本更低，未來或?qū)⒏泳邆?經(jīng)濟(jì)性。電力價(jià)格決定了電解水制氫的經(jīng)濟(jì)性，根據(jù)我們發(fā)布的氫能產(chǎn)業(yè)系列報(bào) 告（三），當(dāng)電價(jià)為 0.3 元/kWh 時(shí)，堿性和 PEM 電解項(xiàng)目的平準(zhǔn)制氫成本分別 為 17.71 元/kg 和 23.3 元/kg，電價(jià)分別占據(jù)制氫成本的 80%和 60%。 （4）應(yīng)用場景：離網(wǎng)制氫可以滿足深遠(yuǎn)海風(fēng)消納的需求，這是并網(wǎng)制氫難 以做到的。我們認(rèn)為深遠(yuǎn)海風(fēng)電制氫未來將成為深遠(yuǎn)海風(fēng)的主要消納方式，制取 氫氣可以通過天然氣管道或船舶輸送，將棄電變?yōu)橛袃r(jià)值的氫氣，加速海上風(fēng)電 綜合成本降低。

我們以中國石化新疆庫車綠氫示范項(xiàng)目為例，測算該項(xiàng)目的制氫成本并討論 經(jīng)濟(jì)性。 項(xiàng)目概況：新疆庫車綠氫示范項(xiàng)目是國內(nèi)首次規(guī)模化利用光伏發(fā)電直接制氫 的項(xiàng)目，項(xiàng)目總投資為 29.62 億元（其中建設(shè)項(xiàng)目投資 26.6 億元），包括光伏發(fā) 電、輸變電、電解水制氫、儲氫、輸氫五大部分。項(xiàng)目將新建裝機(jī)容量 300MW、 年均發(fā)電量 6.18 億千瓦時(shí)的光伏電站，配套 52 臺堿性電解槽，年氫氣產(chǎn)能 2 萬 噸；制氫所得氫氣送至罐區(qū)儲存再經(jīng)氫氣外輸壓縮機(jī)升至 3.2Mpa，通過管道輸 送至中國石化塔河煉化使用，替代現(xiàn)有天然氣化石能源制氫，項(xiàng)目預(yù)計(jì) 2023 年 6 月建成投產(chǎn)。

制氫成本測算：根據(jù)新疆庫車綠氫示范項(xiàng)目環(huán)境影響報(bào)告書，在考慮碳交易 的情況下該項(xiàng)目制氫成本為 12.95 元/kg。我們依據(jù)電價(jià)、電耗、設(shè)備費(fèi)用等假 設(shè)測算該項(xiàng)目的制氫成本為 14.02 元/kg（將碳收益視為成本項(xiàng)），其中單位質(zhì)量 電耗成本達(dá) 14.06 元/kg，具體假設(shè)如下： 1.電價(jià)：參考項(xiàng)目環(huán)評報(bào)告，在光伏發(fā)電時(shí)段，電解槽及其他用電設(shè)備采用 光伏所發(fā)電電源，光伏不發(fā)電時(shí)段，外購部分綠電供部分電解槽連續(xù)運(yùn)行。因此 電價(jià)由 LCOE（平準(zhǔn)發(fā)電成本）和電網(wǎng)電價(jià)綜合決定。 （1）LCOE：參考國家能源局， 2021 年新疆Ⅰ類、Ⅱ類區(qū)域的光伏年利用 小時(shí)數(shù)分別為 1597h、1455h；結(jié)合《中國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線圖（2022-2023 年）》，我們預(yù)計(jì)庫車項(xiàng)目光伏電站的 LCOE 為 0.22 元/KWh。 （2）電網(wǎng)電價(jià)：根據(jù)新疆發(fā)改委，大工業(yè)目錄 110 千伏及以上谷價(jià)、平價(jià)、 峰價(jià)分別為 0.1215 元/KWh、0.3360 元/KWh、0.5505 元/KWh，按照谷平峰比3：5：2 的比例分配，預(yù)計(jì)庫車項(xiàng)目綜合電網(wǎng)電價(jià)為 0.31 元/KWh。 （3）綜合電價(jià)：假設(shè)項(xiàng)目分別從光伏電站和電網(wǎng)取電 60%、40%，預(yù)計(jì)綜 合電價(jià)為 0.258 元/KWh。

2.設(shè)備電耗：庫車項(xiàng)目 52 臺套電解槽由考克利爾競立、隆基氫能、中船 718 所三家企業(yè)提供，根據(jù)三家企業(yè)提供的電耗參數(shù)，我們預(yù)計(jì)庫車項(xiàng)目電解槽 電耗在 4.3KWh/Nm3，制氫系統(tǒng)綜合電耗為 4.9 KWh/Nm3。 3.設(shè)備費(fèi)用：參考?xì)湓奇湥陆畮燔嚲G氫示范項(xiàng)目采招 52 臺單槽制氫能力 1000Nm3/h 的堿性電解槽，配套建設(shè) 13 組電解水氣液分離設(shè)施和 7 組氫氣純化 設(shè)施，根據(jù)考克利爾競立、隆基氫能、中船 718 所的投標(biāo)報(bào)價(jià)，我們認(rèn)為總體的 設(shè)備購置價(jià)格在 3.6 億元左右。4.原料成本：每 1m3氫氣消耗原料水 1kg，冷卻水 1kg，水費(fèi) 3.5 元/t。 5. 輔助材料成本：每 1m3氫氣消耗 0.0004kg KOH，KOH 每公斤 10 元。 6. 人工運(yùn)維成本：參考項(xiàng)目環(huán)評報(bào)告，庫車項(xiàng)目新增勞動(dòng)定員 36 人，按照 每人每年 8 萬元計(jì)算，共計(jì) 288 萬元。 7.減碳效益：參考中石化官網(wǎng)，庫車項(xiàng)目預(yù)計(jì)每年減少二氧化碳排放 48.5 萬噸，碳價(jià)按照 56 元/噸計(jì)算。

示范項(xiàng)目制氫成本已初具經(jīng)濟(jì)性。參考我們發(fā)布的氫能產(chǎn)業(yè)系列報(bào)告（三）， 煤氣化制氫成本在 6.77 至 12.14 元/kg 之間，天然氣制氫成本在 7.5 元/kg 至 24.3 元/kg 之間，工業(yè)副產(chǎn)氫的綜合成本在 9.3 元/kg-22.4 元/kg 之間。在考慮碳 價(jià)因素后，新疆庫車綠氫示范項(xiàng)目的制氫成本與天然氣制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫相比， 已逐步具備優(yōu)勢。

收益率：根據(jù)新疆庫車綠氫示范項(xiàng)目環(huán)境影響報(bào)告書，按照氫氣售價(jià) 18.14 元/kg（不含增值稅）計(jì)算，項(xiàng)目的 IRR 可以達(dá)到 6%，年凈利潤 1.00 億元。此 外，其余示范項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性也較好，根據(jù)吉電股份公告，大安風(fēng)光制綠氫合成氨 一體化示范項(xiàng)目資本金內(nèi)部收益率可達(dá) 4.57%（參考 2018-2022 年近五年間東 北區(qū)域合成氨平均價(jià)格），若按照 2022 年 1-10 月東北地區(qū)合成氨的平均售價(jià)計(jì) 算，項(xiàng)目的資本金收益率可以達(dá)到 12.93%。