制氢:如何从风光过剩、利用小时和度电成本看电解槽未来机会.pdf

我们认为,制氢端(电解槽)机会来自于三条路,步步进阶:
1)“0电成本”型:弃风弃光率或放开,风光进一步过剩,“无成本”电带来氢能产品消纳机会。假设2030年弃风率20%,弃光率10%,则对应理论电解槽数403GW。
2)“0设备成本”型:部分省份出台政策,如新疆等,将氢能等同于储能设备,在配储要求高的省份,如新疆25%,4小时,电解槽利用小时数在2000h时,氢能设备成本与储能设备成本相近,经济性主要看卖绿氢产品和卖储能的电哪个收入高(此时氢能设备折旧相当于不用考虑,因为本身配储也要相同成本,相当于“0设备成本”型)。
3)经济性或走通型:风光成本进一步下降,离网制氢也有经济性。23年年末-24年初,风光出现低价标(2023年11月,宁夏光伏项目EPC中标价有低至为2067元/kW。2024年3月,内蒙古风电EPC有低至2152元/kW),据我们测算,当电解槽利用小时3000h,度电成本
0.12元及以下(陆风造价约2600元/W),离网制氢经济性或走通,当电解槽利用小时达4000h,度电成本0.15元及以下,海风离网制氢经济性或走通。据我们测算在2030年前后,
海风度电成本降至0.15元/度电左右,陆风+光的度电成本降至0.12元/度电以下,离网制氢经济性或走通。但在部分风光竞争激励地区,如三北(陆风造价2600元/kW,年利用小时2325h,光伏造价2000元/kW,光伏利用小时数1600h),此步伐会更快,或2025年走通。投资建议:建议关注华电重工、华光环能、昇辉科技和双良节能。

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