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中国绿色氢能行业 整装再出发

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汇丰前海证券研究部A股工业及电力新能源行业分析师王敦认为,尽管2024年上半年中国绿氢项目的执行和电解槽招标量的增长放缓,但技术问题并未阻碍其发展趋势。

绿氢项目仍受经济性和技术制约。2024年上半年,国内碱性电解槽总中标量达516MW,同比基本持平(资料来源:索比光伏网)。我们认为招标量增长步伐的放缓主要源于绿氢经济性尚且不足。尽管国内多个绿氢项目启动,但部分大型项目(年产量超过1万吨的项目)的实际产能未达初始规划水平(资料来源:公司资料)。绿氢项目投资方、电解槽原始设备制造商和下游化工生产商正携手合作,协调数百台碱性电解槽的稳定性,以应对较为波动的可再生能源发电和不稳定的氢能产出。

除经济性因素和下游消纳不足的问题外,制约我国绿氢项目落地的其他关键问题和瓶颈包括:

  1. 对电网不友好。许多绿氢项目无法直接接入可再生能源,仍依赖电网供电来确保电解槽的稳定运行。随着绿氢项目规模的大幅扩大,电网调峰的难度上升,从而加重电网负担。
  2. 缺乏实质性激励。我们注意到国企更倾向于投资氢能项目,目的可能是获取地方政府的风光装机量配额,而非经济回报。目前这一情况并未改变,这也是2023年绿氢项目投产较为强劲的主要原因。然而,2024年1-7月许多风光项目并网后,其推迟了电解槽设备招标或仅小规模运行(资料来源:公司资料)。
  3. 安全及认证问题。尽管自上而下的政策支持力度较大,但项目的实际落地需要地方多部门协调配合。我们发现对于一些项目,仅申请化工园区认证就需要一年时间,另外还需要半年时间获得设备安装批复。

绿氨价格疲弱,但前景持续改善。全球氨价格在经历2023年底前的小高峰后持续疲弱(资料来源:万得)。目前对绿氢项目投资方而言,氨价格在财务回报方面仍不具吸引力,且仍有较多技术问题有待解决。但一方面,2024年7月15日,国家发改委印发《煤电低碳化改造建设行动方案(2024-2027年)》,目标是到2027年将煤电度电碳排放量较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右。该行动方案鼓励大型风光基地配套煤电项目率先实施绿氨掺烧示范。另一方面,欧洲已表现出为绿氨支付高额溢价的意愿。2024年7月16日,据氨能源协会称,全球性组织H2Global宣布其首个可再生氨试点竞标结果,其中绿氨出厂价为811欧元/吨,合并运输和物流成本后,吨价将增至1000欧元,这一价格是目前全球氨价格的两倍左右。

中国发电碳排放对比(克/千瓦时)

支持性政策汇总。(1)2023年下半年以来,新疆、河北、吉林和内蒙古等省市已明确绿氢项目无需进入化工园区,也无需获得有害化学品安全生产许可证。过去,氢气被归类为危化品,其投资、土地、审批及其他环节的门槛较高。随着生产限制的放宽,氢能行业的发展速度得到提升。(2)2024年7月15日,国家发改委发布煤电相关通知,鼓励实施燃煤机组掺烧绿氨发电。(3)2024年7月24日,内蒙古自治区能源局印发落实绿氢项目管理有关事宜的通知。根据通知,风光制氢一体化项目批复后,应在1年内完成计划投资的45%以上。若项目施工延期,由盟市能源主管部门决定终止(撤销)项目,自治区能源局收回相应的风光装机配额。

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