氢能源行业专题报告：绿氢经济性可期，高碳场景替代加速.pdf

氢能源行业专题报告：绿氢经济性可期，高碳场景替代加速。本篇报告写在光储大幅降价的背景下，市场主要关注点集中在光储平价端，鲜少关注到其降价带来的延伸应用 影响，我们本篇报告引领性地分析了光储降价带来的对氢能行业经济性的重要影响：一是光储降价后，绿氢制取的 经济性开始显现；二是绿氢成本下降后，其在化工、交通、储能和冶金领域的经济性逐步开启，应用场景得到打开。

光储降价叠加政策溢价，绿氢成本提前进入经济性区间。绿氢经济性分为上游制取和下游应用，针对上游端， 分为网电和自发电用，区别在于折算电费进绿氢制取成本的比例，前者 100%，后者电费为中间量，影响源头是新能 源设备价格，按新能源发电供给制氢端的电量比例扣除弃电比例折算。考虑到长远发展及经济性效益，光储氢等一 体化模式，新能源发电部分上网、部分制氢的项目，有望成为绿氢发展的主要模式，集中在风光资源丰富的三北地 区，在以光伏电站 3.1 元/W、储能系统 1.06 元/W 价格测算下，绿氢制取的经济性开始显现；对于纯外接网电制氢， 当电价≤0.2 元/kWh，绿氢将有望具备经济性，大多应用将发生在低电价以及给予优惠电价的地区。那么当上游绿氢 制取成本下降后，以就地消纳为前提，综合考虑成熟度、经济性和规模，化工和交通领域将率先规模化应用，储能 及冶金领域将从示范逐步向规模化应用推进。同时，碳税将抬高原有能源使用成本、推动绿氢的平价进程加速，以 欧盟 100 欧元/吨的碳价测算，灰氢成本将上涨 19.3 元/kg，碳税落地下对比使得绿氢的经济性更加显著。 绿醇、绿氨经济性可期，碳税打开新需求。绿色甲醇应用受到欧盟碳税倒逼驱动，据我们测算，电价低于 0.15 元/kWh 时，绿色甲醇将初步具备竞争力，此时与煤价为 800 元/吨时的煤制甲醇生产成本齐平，而在碳税下绿色甲醇 经济性显现，650 元/吨碳税下绿色甲醇与煤制甲醇价差每吨将达到 1000 元，相较传统化工行业的甲醇替代，凭借着 绿色溢价，其在绿色航运及海外出口等对碳排放控制要求高或是碳价高的行业及地区中体现更为明显。绿氨方面， 据我们测算，0.15 元/kWh 电价时，绿氨可实现与煤制氨（煤价 650 元/吨）、天然气制氨（气价 0.8 元/m3）成本持 平，此外在欧盟碳税 100 欧元/吨下，煤制氨生产成本上升 137%，此时绿氨成本优势显著。

交通领域氢价接受度最高，运营成本可实现平价。交通领域氢价接受度最高，据我们测算氢气售价 37.5 元/kg 时，百公里能耗费用基本与柴油车齐平，当加氢站氢气售价 30 元/kg 时，外供加氢站、制加氢一体化站分别在 0.3、 0.35 元/kWh 电价时可实现平价，在 0.18 元/kWh 谷电的蓄冷电价优惠下，氢气售价将低至约 20 元/kg，经济性凸显。 氢储能具备大规模、长周期、跨区域特性，氢储能作为风光电消纳经济性渐起。大规模电消纳压力下，配储时 长与规模要求逐步提高。氢适用大规模、长周期储能，边际扩容成本经济性更优。据我们测算，氢储能系统初始投 资度电成本为 1300 元，低于磷酸铁锂和液流电池，对于度电储能扩容成本，氢储能最低，约为 120 元/kWh。 氢冶金示范项目起步，绿氢降本下应用渗透开启。绿氢示范应用已开启，绿氢降本下，氢冶金正迈向平价区间。 以焦炭价格 2500 元/吨测算，平价时对应氢气的价格为 9.55 元/kg，当碳税为 200 元/吨，氢气成本抬高至需低于 12.36 元/kg 时，氢冶金才更具成本优势，当前光储降本下，氢冶金开启了可实现经济性的预期。此外，弃光制氢+ 氢储能+火电 20%掺氢燃烧的示范工程在大部分场景下可实现更优的经济性。