绿氢项目布局、类型及经济性测算

内蒙遥遥领先，央国企主导建设。

从政策端看，三北省份多数规划绿氢目标产量，多区域出台绿氢补贴及优惠 政策。内蒙古、甘肃、新疆、宁夏、吉林、四川、青海和江西都在相应的政策中 明确了 2025 年可再生能源制氢产量，合计年产量为 101.1 万吨。此外，吉林省、 濮阳市等地区对绿氢直接给予最高 15 元/kg 的生产补贴，湖北省按照 1000Nm3 /h 制氢能力、奖励 50MW 风电或光伏开发资源并视同配置储能，四川 省等地发布针对绿氢的电价优惠政策，广东省、深圳市针对加氢站内制氢也出台 了相应电价优惠政策。

风光制氢密集开建，2023 或成绿氢爆发元年。我们梳理了我国主要在建拟 建大规模绿氢项目共 39 项，总投资规模达 2283.7 亿元，年绿氢产能达 88.79 万 吨。2023 年以来确定已开标或开建的大规模绿氢项目新增 1066MW 电解槽需求， 对应 1000 Nm3/h 碱性电解槽的需求量超过 200 套。其中，鄂尔多斯市风光融 合绿氢示范项目电解槽需求量达 390MW，对应 78 套 1000Nm³/h 的碱性电解槽； 大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目电解槽需求量达 195MW，对应 39 套 1000Nm³/h 的碱性电解槽以及 50 套 PEM 电解槽（总制氢能力 7000Nm3/h）； 中能建松原氢能产业园（绿色氢氨一体化）项目电解槽需求量达 325MW，对应 65 套 1000Nm³/h 的碱性电解槽。根据 BloombergNEF 预计， 2023 年中国电解 槽出货量将为 1.4-2.1GW，占全球出货量的 60%以上，相比 2022 年增长 75%- 163%，保持迅猛发展的势头。

从区域上看，内蒙古布局领先。根据内蒙古日报，内蒙已批准 31 个风光制 氢项目，绿氢年产能达 52 万吨，2023 年将全面开工并形成 2 万吨左右的绿氢产 能；内蒙古自治区能源局已披露的风光制氢一体化项目清单中，超过 20 个项目 的计划开工时间为 2023 年，其中大部分的计划投产时间在 2024 年。我们认为 内蒙在绿氢布局上的领先主要有三大原因：

（1）内蒙古风光资源全国第一，发展绿氢产业具有得天独厚的优势。据央 广网不完全统计，内蒙古太阳能辐射总量 4800-6400 兆（焦耳/平方米），仅次于西藏，居全国第二；风能储量为 10.1 亿千瓦，占全国风能总储量的 1/5，居全国 第一。根据内蒙古自治区“十四五”新能源倍增计划，到 2025 年，内蒙古新能源 发电装机规模将超过 1 亿千瓦，新能源装机规模全国第一，具备发展新能源大规 模制氢的良好条件，现有潜在新能源制氢产能超过 330 万吨。

（2）紧邻京津冀地区和东北老工业基地，氢能外送便捷。相比于青海、新 疆等地区，内蒙古更加接近我国的“工业腹地”，未来可将内蒙生产的绿氢通过 长距离输氢管道运往各地消纳。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》，该项目起于 内蒙乌兰察布市，终点位于北京市的燕山石化，管道全长 400 多公里，是我国首 条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道。规划经过内蒙古、河北、北京等 3 省（市）9 个县区。管道一期运力 10 万吨/年，预留 50 万吨/年的远期提升潜力， 同时，将在沿线多地预留端口，便于接入潜在氢源。

（3）内蒙古氢能应用场景丰富，可就地消纳。在交通领域：内蒙重型柴油 机车、矿用重型卡车、矿山机械保有数量位居全国前列，各类采运矿车、物流车 辆接近 50 万辆，均可考虑采用氢燃料电池车替代。在工业领域：内蒙黑色冶炼 行业规模较大，铁合金产量全国第一，可采用氢能替代煤炭作为还原剂，帮助冶 金行业实现脱碳。在化工领域：内蒙古煤炭资源丰富，煤制烯烃、煤制气、煤制 油、煤制乙二醇产能位居全国前列，为氢气消纳提供了良好的条件。 根据新华社，内蒙正拟建我国压力最高、长度最长的氢气干线管道，建成后 将联通蒙东、蒙西整体的氢能产业，有效支撑“氢－电”耦合发展，降低风电、 光伏项目的投资强度，促进可再生能源开发。

从建设主体上看，能源央国企是风光制氢一体化基地的绝对主力。根据能景 研究，在绿氢项目建设与规划中，央企占比达到 80%以上，其中国家能源集团、 中国能源建设集团、中石化等公布的规划投资总额排名最靠前。中石油、中核、 中煤在内蒙规划的绿氢项目年制氢能力也均达到 2 万吨以上，华能、华电、大唐、 国电投、三峡、中广核、中电建有具体项目已开工或将要开工。此外，京能、深 圳能源、申能等地方能源国企，也有较大的布局。

根据电能来源的不同，可将可再生能源制氢技术分为并网型制氢、离网型制 氢两种。并网制氢是将风光机组产生的电能并入电网，再从电网取电的制氢方式， 主要应用于大规模弃光弃风消纳和储能；离网制氢是指将风光机组产生的电能直 接提供给电解水制氢设备制氢，主要应用于分布式制氢。 并网制氢包括分散式新能源制氢和风场/光伏电厂联网本地制氢两种形式： （1）分散式新能源制氢：分散式的风电场以及光伏电厂作为发电资源，发 出的电能在 110kv 电网内进行消纳，制氢站作为用电设备，消纳分散式绿色电能， 即发电设备电能直接上网，制氢设备从电网取电。 （2）风场/光伏电厂联网本地制氢：风电场/光伏电厂发电直接用于场内制氢， 其中当发电功率大于设备额定功率时，制氢设备可满负荷运行，多余电能输送给 电网；当发电功率小于设备额定功率时，制氢设备同时向发电设备以及电网取电， 保证设备顺利运行。

离网制氢包括风场/光伏电厂离网、场内交流制氢和风电场/光伏电厂离网、 场内交流电网制氢两种形式： （1）风场/光伏电厂离网、场内交流制氢：该情景下，发电与制氢设备直接 相连，场内电网与外电网隔离，完全用可再生能源制氢。由于发电设备都是电流 型逆变器，因此场内需要设置额外的电压源，相当于一个大容量不间断电源。 （2）风电场/光伏电厂离网、场内直流制氢：发电与制氢设备直接相连，完 全用可再生能源制氢。与场内交流制氢的区别是，发电设备与制氢站用直流母线 直接联通，同时增加母线储能设备。该设计减少了多次直流-交流变换以及场内 变压器等设施，提高了电能转化效率，大规模使用更具经济性，但对控制系统和 制氢设备的要求更高。

总结而言，并网制氢的优点包括：（1）依赖电网可以获得稳定的电力来源， 确保了氢气的稳定生产；（2）并网制氢可以受益于现有的基础设施，如电网和发 电设施，可以减少与建设新基础设施相关的资本开支。缺点：（1）并网制氢的电 力一部分来自于非清洁能源，这让绿氢生产的清洁性受到质疑；（2）系统内电能 需要经过逆变、升压、整流多次变换，导致损耗较大，最终电能利用效率偏低； （3）并网制氢仅限于能够获得可靠电网电力的地区，在偏远或离网的地方不可 行。 离网制氢的优点包括：（1）所有的电能均为可再生能源，保证了绿氢的清洁 属性；（2）可以获得较低的电力价格；（3）无需经过光伏入网审批，可大幅缩短建设周期，规模和容量的设置也更为灵活；（4）离网式制氢系统可以应用在大电 网未覆盖的地区，如海上能源平台、偏远地区公路加油站、远海岛屿等。缺点： （1）电解制氢设备需要根据可再生能源的波动性快速启停，目前碱性电解槽的 工作负荷还不能完全适应；（2）需要安装储能等设施，增加了项目的投入。

当前项目中，并网模式占据主导地位。据内蒙古太阳能行业协会统计，截至 2023 年初，内蒙古自治区累计批复 4 批风光制氢项目 31 个，其中并网型 27 个， 离网型 4 个，并网项目数量占比达 87.1%。但离网制氢不乏一些大型项目：兴安 盟京能煤化工可再生能源绿氢替代示范项目计划投资 36.8 亿元，年产氢气 2.68 万吨；三一重能乌拉特中旗风光氢储氢一体化示范项目计划投资 42.7 亿元，年 产氢气 3.60 万吨；中能建巴彦淖尔乌拉持中旗绿电制氢制氨综合示范项目计划 投资 23.2 亿元，年产氢气 1 万吨。

我们认为未来越来越多的绿氢项目会以离网制氢的模式建设： （1）底层逻辑：发展绿氢的本质是脱碳，“不清洁”的氢能并不能达到这一 目标； （2）政策端：离网制氢已经逐渐成为第三批风光基地的重点，山西省在第 三批大基地项目申报文件中提出，将大规模离网式可再生能源制氢作为大基地项 目的发展重点，宁夏回族自治区发布的能源发展“十四五”规划中明确提出，发展 离网型可再生能源电解水制氢； （3）经济性：离网制氢不从电网取电，电力成本更低，未来或将更加具备 经济性。电力价格决定了电解水制氢的经济性，根据我们发布的氢能产业系列报 告（三），当电价为 0.3 元/kWh 时，碱性和 PEM 电解项目的平准制氢成本分别 为 17.71 元/kg 和 23.3 元/kg，电价分别占据制氢成本的 80%和 60%。 （4）应用场景：离网制氢可以满足深远海风消纳的需求，这是并网制氢难 以做到的。我们认为深远海风电制氢未来将成为深远海风的主要消纳方式，制取 氢气可以通过天然气管道或船舶输送，将弃电变为有价值的氢气，加速海上风电 综合成本降低。

我们以中国石化新疆库车绿氢示范项目为例，测算该项目的制氢成本并讨论 经济性。 项目概况：新疆库车绿氢示范项目是国内首次规模化利用光伏发电直接制氢 的项目，项目总投资为 29.62 亿元（其中建设项目投资 26.6 亿元），包括光伏发 电、输变电、电解水制氢、储氢、输氢五大部分。项目将新建装机容量 300MW、 年均发电量 6.18 亿千瓦时的光伏电站，配套 52 台碱性电解槽，年氢气产能 2 万 吨；制氢所得氢气送至罐区储存再经氢气外输压缩机升至 3.2Mpa，通过管道输 送至中国石化塔河炼化使用，替代现有天然气化石能源制氢，项目预计 2023 年 6 月建成投产。

制氢成本测算：根据新疆库车绿氢示范项目环境影响报告书，在考虑碳交易 的情况下该项目制氢成本为 12.95 元/kg。我们依据电价、电耗、设备费用等假 设测算该项目的制氢成本为 14.02 元/kg（将碳收益视为成本项），其中单位质量 电耗成本达 14.06 元/kg，具体假设如下： 1.电价：参考项目环评报告，在光伏发电时段，电解槽及其他用电设备采用 光伏所发电电源，光伏不发电时段，外购部分绿电供部分电解槽连续运行。因此 电价由 LCOE（平准发电成本）和电网电价综合决定。 （1）LCOE：参考国家能源局， 2021 年新疆Ⅰ类、Ⅱ类区域的光伏年利用 小时数分别为 1597h、1455h；结合《中国光伏产业发展路线图（2022-2023 年）》，我们预计库车项目光伏电站的 LCOE 为 0.22 元/KWh。 （2）电网电价：根据新疆发改委，大工业目录 110 千伏及以上谷价、平价、 峰价分别为 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，预计库车项目综合电网电价为 0.31 元/KWh。 （3）综合电价：假设项目分别从光伏电站和电网取电 60%、40%，预计综 合电价为 0.258 元/KWh。

2.设备电耗：库车项目 52 台套电解槽由考克利尔竞立、隆基氢能、中船 718 所三家企业提供，根据三家企业提供的电耗参数，我们预计库车项目电解槽 电耗在 4.3KWh/Nm3，制氢系统综合电耗为 4.9 KWh/Nm3。 3.设备费用：参考氢云链，新疆库车绿氢示范项目采招 52 台单槽制氢能力 1000Nm3/h 的碱性电解槽，配套建设 13 组电解水气液分离设施和 7 组氢气纯化 设施，根据考克利尔竞立、隆基氢能、中船 718 所的投标报价，我们认为总体的 设备购置价格在 3.6 亿元左右。4.原料成本：每 1m3氢气消耗原料水 1kg，冷却水 1kg，水费 3.5 元/t。 5. 辅助材料成本：每 1m3氢气消耗 0.0004kg KOH，KOH 每公斤 10 元。 6. 人工运维成本：参考项目环评报告，库车项目新增劳动定员 36 人，按照 每人每年 8 万元计算，共计 288 万元。 7.减碳效益：参考中石化官网，库车项目预计每年减少二氧化碳排放 48.5 万吨，碳价按照 56 元/吨计算。

示范项目制氢成本已初具经济性。参考我们发布的氢能产业系列报告（三）， 煤气化制氢成本在 6.77 至 12.14 元/kg 之间，天然气制氢成本在 7.5 元/kg 至 24.3 元/kg 之间，工业副产氢的综合成本在 9.3 元/kg-22.4 元/kg 之间。在考虑碳 价因素后，新疆库车绿氢示范项目的制氢成本与天然气制氢和工业副产氢相比， 已逐步具备优势。

收益率：根据新疆库车绿氢示范项目环境影响报告书，按照氢气售价 18.14 元/kg（不含增值税）计算，项目的 IRR 可以达到 6%，年净利润 1.00 亿元。此 外，其余示范项目的经济性也较好，根据吉电股份公告，大安风光制绿氢合成氨 一体化示范项目资本金内部收益率可达 4.57%（参考 2018-2022 年近五年间东 北区域合成氨平均价格），若按照 2022 年 1-10 月东北地区合成氨的平均售价计 算，项目的资本金收益率可以达到 12.93%。