公用事业、煤炭、环保行业氢能与燃料电池产业前沿系列二:弃风弃光,化电为氢

电解水制氢最重要的成本在于电费,用电的成本决定了氢气的成本。若以正常工商业销售电价计算并拆分电解水的制氢成本,具体应包括:资产折旧、运营费用(一般维护、电池组更换)、电费(用电、过网费),其中电费成本会达到70-80%,占比较高。因此,电解水制氢工艺需要尽可能的压低电费成本。我们进一步测算了氢气价格与电价的函数关系:当静态毛利率为30%、40%、50%时,若电价降低到为0元/kWh,氢气价格将分别为0.57、0.71、0.92元/Nm3。虽然低成本电力通常较难获得,但有望在弃风弃光电力消纳过程实现。

优先选择弃电水平相对高并以区域型方式规划制氢方案。我国的弃风、弃光体现了显著的区域性:弃风、弃光均较多的省份是新疆、甘肃,弃风显著的是内蒙古、河北、吉林等地,均有进一步通过制氢方式消纳低成本弃电的条件。我们以2018年弃风、弃光电量为基础进行产氢量和燃料电池车可供给量的理论测算。结果显示,每年潜在可产氢59.3万吨,燃料电池车可供给量为414.5万辆。

下游氢市场需求应优先建立,就地消纳更为合理。氢能利用产业链中运输环节依然是掣肘,因此,就近建立下游氢市场是氢能利用良性发展的核心。当地就近拥有氢气需求时,风/光电场附近可建设制氢设备,该方案最具有经济效益;若与需求市场有一定距离,则应在需求端制氢,采用风/光电直供方式,氢气直接用于下游应用,这样更具经济性。

投资建议:目前,弃风、弃光电解水制氢虽然在技术上可行,但经济性将更取决于下游需求和电价水平。当前,该细分领域仅为发展初期,政策、配套设施依然不健全;因此,整体产业的发展仍然是一个长期过程,短期推进应以试点方式,二级市场的投资机会也多以主题性为主。 我们认为,应选择弃电水平相对高,可获得弃风、弃光电价水平较低且就近具有氢市场需求的地区作为电解水制氢产业导入方案。建议关注:节能风电、吉电股份。关于储氢、运氢、以及煤制氢技术等方面的研究,请参见我们前期外发的报告《氢能时代,点煤成金--氢能与燃料电池产业前沿系列一》。

风险分析:无法提供低成本弃风、弃光电力用于电解制氢;电解水设备电极成本较高,新材料替代进展缓慢;下游氢能需求不佳,导致短距离范围内氢气难以消纳;储氢、运氢成本依然难以下降,导致长距离运氢经济性不佳。