新能源行业氢能与燃料电池产业前沿系列二：弃风弃光化电为氢-20190606-光大证券-22页 (2).pdf

敬请参阅最后一页特别声明-1-证券研究报告 2019 年 6 月 6 日 公用事业、煤炭、环保 弃风弃光，化电为氢 氢能与燃料电池产业前沿系列二 行业深度 电电解水制氢最重要的成本在于电费，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。虽然虽然低成本电力通常较难获得，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但有望在弃风弃光电力消纳过程实现。优先选择优先选择弃弃电电水平水平相对高相对高并以区域型方式并以区域型方式规划制氢方案规划制氢方案。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，每年结果显示，每年潜在潜在可产氢可产氢 59.3 万吨，万吨，燃料电池车可供给量为燃料电池车可供给量为 414.5 万辆万辆。下游下游氢市场需求氢市场需求应优先建立应优先建立，就地消纳更为合理就地消纳更为合理。氢能利用产业链中运输环节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：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：建议关注：节能风电节能风电、吉电股份吉电股份。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：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。分析师 殷中枢(执业证书编号：S0930518040004)010-58452063 王威(执业证书编号：S0930517030001)021-52523818 联系人 郝骞 021-52523827 行业与上证指数对比图 资料来源：Wind 相关研报 氢能时代，点煤成金氢能与燃料电池产业前沿系列一 2019-06-05-30%-20%-10%0%10%05-1808-1811-1802-19公用事业沪深3002 1 0 4 0 9 4 3/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 6 0 9 1 1:4 92019-06-06 公用事业、煤炭、环保 敬请参阅最后一页特别声明-2-证券研究报告 投资聚焦投资聚焦研究背景 研究背景 2019 年我国将氢能源首次写入政府工作报告，政府工作任务中明确“将推动充电、加氢等设施建设”。我国开始推动氢能利用是一种迈向久远的做法，很多的工作是战略性的且长期性的，很可能在 2025 和 2030 才能有成效。因此，我们当前对氢能利用的政策解读、产业阶段、技术问题需要具有一个清醒的认识，才能对未来的行业发展提出更宝贵的建议。本篇我们主要从制氢环节，尤其是对可再生能源电力及电解水制氢方法的可行性进行讨论和分析。我们的创新点我们的创新点（1）详细拆分了电解水制氢的各项成本，并拟合了氢气价格与电价的函数关系；（2）根据 2018 年弃风、弃光量测算潜在理论产氢量及可供给燃料电池车数量；（3）对弃电制氢的负荷波动、规模效应、下游需求等因素进行了讨论与分析。投资观点投资观点 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，整体产业的发展起来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多也以主题性为主。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。投资方面建议关注：节能风电投资方面建议关注：节能风电、吉电股份。吉电股份。2 1 0 4 0 9 4 3/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 6 0 9 1 1:4 92019-06-06 公用事业、煤炭、环保 敬请参阅最后一页特别声明-3-证券研究报告 目目 录录 1、电解水制氢核心在于“电”.4 1.1、电价是电解水制氢的决定因素.5 1.2、可再生能源电力更低碳、高效.8 1.3、电解水制氢技术科技发展前沿.10 2、弃风弃光可提供低成本电力.11 2.1、我国弃风弃光率与消纳情况分析.11 2.2、弃风弃光电力分布体现因地制宜.14 2.3、拓展区域需求及就地消纳是前提.16 3、弃风弃光电解水制氢产业链.18 3.1、电解水设备类尚未形成规模.18 3.2、发电公司制氢配合区域发展.19 4、风险分析.21 2 1 0 4 0 9 4 3/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 6 0 9 1 1:4 92019-06-06 公用事业、煤炭、环保 敬请参阅最后一页特别声明-4-证券研究报告 1、电解水制氢电解水制氢核心在于“电”核心在于“电”氢能是绿色、高效的二次能源，虽然各个国家发展氢能的动机较多，但氢能产业在世界范围已备受关注：（1）应对应对全球气候全球气候变化变化 2015 年 12 月 12 日，巴黎气候变化大会通过了巴黎协定，其主要目标是：将本世纪全球平均气温上升幅度控制在 2以内，并将全球气温上升控制在前工业化时期水平之上 1.5以内；而氢能作为低碳或零碳能源正逐步脱颖而出。（2）清洁清洁、高效及无污染、高效及无污染 氢能作为清洁能源，它具有来源广泛、燃烧热值高、无污染及利用形式多等特点，有望成为能源领域的未来之星，更是被业界部分专家称为“终极能源”。（3）从从能源安全能源安全的考的考量量 日本氢能利用具有先发优势，其中有一点很重要的考量就是能源安全问题，日本的能源严重依赖于海外供给，未来日本能源发展方向是压缩核电发展，降低化石能源依赖度，举政府之力加快发展可再生能源。图图 1：全球氢气供给与需求情况：全球氢气供给与需求情况 资料来源：Hydrogen From Renewable Power；2017 年数据 数十年来，氢能作为工业生产的原料，市场已经较好的建立起来，根据氢能理事会报告，2015 年全球氢需求为 8EJ，氢能原料市场规模约为 1150 亿美元，到 2022 年市场规模将到达 2550 亿美元。但需要指出的是，目前氢能并未广泛作为机动车燃料用途，“氢能氢能燃料电池燃料电池汽车汽车”作为技术可行的能源使用方案，下游应用市场的逐渐放开有利于全产业链的均衡发展。当前，该领域正进入导入期，关键环节的技术和经济性问题正进一步突破。2019 年我国将氢能源首次写入政府工作报告，政府工作任务中明确“将推动充电、加氢等设施建设”。我国开始推动氢能利用是一种迈向久远的做法，很多的工作是战略性的且长期性的，很可能在 2025 和 2030 才能有成48%30%18%4%天然气石油煤炭电解65%25%10%化工（合成氨及聚合物）精炼（加氢裂解、重整）钢铁及其他工业供给：制氢供给：制氢需求：用途需求：用途2 1 0 4 0 9 4 3/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 6 0 9 1 1:4 92019-06-06 公用事业、煤炭、环保 敬请参阅最后一页特别声明-5-证券研究报告 效。因此，我们当前对氢能利用的政策解读、产业阶段、技术问题需要具有一个清醒的认识，才能对未来行业发展提出更宝贵的建议。本篇我们主要从制氢环节，尤其是可再生能源电力电解水制氢方法的可行性进行讨论和分析。1.1、电价是电解水制氢的决定因素电价是电解水制氢的决定因素 常见的制氢技术有包括煤制氢、天然气与石油制氢、工业副产氢等，电解水制氢技术成熟度也较高，且有一些案例已经进入实用阶段。表表 1：主要制氢技术：主要制氢技术特点比较特点比较 制造方法制造方法 原料原料 投入能源投入能源 特征特征 技术阶段技术阶段 化石燃料化石燃料制氢制氢 煤、石油、煤、石油、天然气等天然气等 热热 廉价、排放廉价、排放 CO2 实用阶段实用阶段 工业副产氢工业副产氢 氯碱、焦炉氯碱、焦炉煤气等煤气等 热热/电电 廉价廉价 实用阶段实用阶段 水电解水电解 碱性水电解碱性水电解 水 电力（部分热）电力来自可电力来自可再生能源再生能源，无无 CO2排放排放 已有技术已有技术 实用阶段实用阶段 质子交换膜水电解 可提高电流密度 验证阶段 高温水蒸气电解 高温下水蒸气分解，谋求水电解必要电能部分用热补充 开发阶段 生物能源发酵 生物能源 热、电力 利用生物质能、碳中性 部分实用 阶段 热化学法 水 热 利用碘与硫化物的化学反应，可提高能量的变换效率 开发阶段 光催化 水 光 投入必要能量近太阳光，能量转化效率小 研究阶段 资料来源：罗承先世界可再生能源电力制氢现状，光大证券研究所整理 若以正常工商业销售电价计算并拆分电解水制氢的成本，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。图图 2：电解水制氢成本分布瀑布图电解水制氢成本分布瀑布图 资料来源：Hydrogen From Renewable Power；LC 为平准化成本；单位：元人民币/Nm3 2 1 0 4 0 9 4 3/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 6 0 9 1 1:4 92019-06-06 公用事业、煤炭、环保 敬请参阅最后一页特别声明-6-证券研究报告 因此，我们可以得出结论：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，电解水制氢工艺需要尽可能的压低电费成本。其他如折旧、运营费用，则需要通过技术进步、提升管理水平来降低，整体占比较小且是一个长期过程。图图 3：主要制氢技术经济性比较主要制氢技术经济性比较（单位：元（单位：元/Nm3）资料来源：光大证券研究所石化团队测算，光大证券公用环保团队测算 一般来讲，每生产 1Nm3H2约消耗电力 3.5-5kWh，如果采用当前市场销售电价作为制氢成本，电解水技术路线是没有竞争力的。但如果能够使用到成本较低的电力用于制氢，即当电解水制氢的综合成本降低到约 1 元/Nm3的时候，该方法在经济性上就具有一定竞争力；此外，考虑碳减排的因素，电解水制氢较化石燃料法制氢法相比更具有一定的社会效益。图图 4：2017 年全国分省平均销售电价情况年全国分省平均销售电价情况 图图 5：2017 年重点年重点 OECD 国家销售电价水平国家销售电价水平 资料来源：Wind，单位：元/kWh 资料来源：Wind，单位：美元/kWh 因此，一方面我们需要进一步了解的是在一定收益情况下，电价和氢气售价的函数关系；另一方面我们需要找到廉价的电力作为电解水制氢的能量来源。00.511.522.533.544.5天然气重整煤制氢焦炉气副产氯碱副产甲醇催化重整电解水1.04-1.480.83-1.131.191.31.79-2.78成本中约成本中约7070-80%80%是是用电费用用电费用扣除用扣除用电费用电费用00.10.20.30.40.50.60.70.8北京上海海南浙江天津江苏江西广东湖南山东湖北安徽重庆吉林福建河北南网辽宁河南河北北网广西黑龙江四川陕西内蒙古东部贵州山西甘肃内蒙古西部新疆宁夏云南青海0.07 0.12 0.06 0.12 0.09 0.10 0.16 0.14 0.11 0.14 0.08 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12 0.14 0.16 0.18 美国英国瑞典西班牙荷兰韩国日本德国法国智利加拿大2 1 0 4 0 9 4 3/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 6 0 9 1 1:4 92019-06-06 公用事业、煤炭、环保 敬请参阅最后一页特别声明-7-证券研究报告 我们以产氢能力 600Nm3/h，年产氢量 120 万 Nm3为假设基础对电解水制氢项目进行静态测算，可得：年耗电量 600 万 kWh，如果假设电价为 0.5 元/kWh，氢气以 4 元/Nm3售卖，年度的毛利率约为年度的毛利率约为 28%。表表 2：电解水制氢收入及成本电解水制氢收入及成本静态静态测算测算 项目项目 单位单位 数值数值 测算假设测算假设 产氢能力 Nm3/h 600 产能和运行能力假设 利用小时数 小时 2000 产氢量产氢量 万万 Nm3/年年 120 总投资 万元 600 电耗量电耗量 万万 kWh/年年 600 每生产 1Nm3H2耗费 5kWh 总电力 产氧量 万 Nm3/年 60 氢气：氧气=2:1（体积）成本成本 材料成本 万元/年 3 水年用量 1500m3 也包括其他药剂 折旧成本 万元/年 40 15 年折旧期 大修成本 万元/年 6 按总投资 15%计算，分摊到 15 年 人工成本 万元/年 24 4 人，6 万/年人 电耗成本电耗成本 万元万元/年年 300 按电价按电价0.5元元/kWh 总成本总成本 万元万元/年年 373 收入收入 氧气收入 万元/年 36 氧气售卖 0.6 元/Nm3 氢气收入氢气收入 万元万元/年年 480 假设以假设以4元元/Nm3售卖售卖 总收入总收入 万元万元/年年 516 毛利率毛利率 毛利率毛利率 28%资料来源：光大证券研究所测算 进一步，当我们分别锁定不同毛利率为 30%、40%、50%时，也可测算出氢气价格与电价的函数关系：在相同毛利率下，电费和氢气价格呈正相关；如果电费降低到为 0 元/kWh，则三种毛利率下的氢气价格分别为 0.57、0.71、0.92 元/Nm3。上述计算说明，在特定收益率条件下，电费成本越低，氢气价格越低，项目则更有竞争力。这种低成本的电力这种低成本的电力通常情况下较难获得，但通常情况下较难获得，但有有望在弃风弃光电力消纳过程实现望在弃风弃光电力消纳过程实现，这也是电解水制氢工艺路线的核心。，这也是电解水制氢工艺路线的核心。2 1 0 4 0 9 4 3/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 6 0 9 1 1:4 92019-06-06 公用事业、煤炭、环保 敬请参阅最后一页特别声明-8-证券研究报告 图图 6：特定收益下，氢气价格与特定收益下，氢气价格与电价电价函数关系函数关系 资料来源：光大证券研究所测算；x 轴为电价，单位：元/kWh；y 轴为氢气销售价格，单位：元/Nm3 1.2、可再生能源电力可再生能源电力更更低碳低碳、高效、高效 当前，加氢站数量不足、下游应用市场未有效建立导致氢能利用发展滞后；氢气运输瓶颈尚未完全突破、成本较高，资源地产氢且就近消纳是可行方案：制氢环节上未来沿海主要以化工副产制氢模式，内陆则是煤制氢与可再生能源制氢并存。利用可再生能源制氢是新能源领域的一个新发展趋势，前文已经讨论，要广泛利用来自可再生能源的氢，必须要获得廉价的电力，并继续致力于降低设备建设和关联设备的成本，当前通过使用弃风、弃光电力可以打通制氢环节通过使用弃风、弃光电力可以打通制氢环节路线。路线。总总体体而言而言，可再生能源制氢的优势在于：，可再生能源制氢的优势在于：（1）可有效消纳弃风、弃光电力，同时降低制氢成本；（2）从电力到氢的能量转换效率比较高(60%80%)；（3）可再生能源电力电解水制氢是一个低碳过程。y=7.14x+0.57y=8.33x+0.71y=10 x+0.9202468101200.10.20.30.40.50.60.70.80.91毛利率30%毛利率40%毛利率50%2 1 0 4 0 9 4 3/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 6 0 9 1 1:4 92019-06-06 公用事业、煤炭、环保 敬请参阅最后一页特别声明-9-证券研究报告 图图 7：可可再生能源电力再生能源电力电解水电解水制氢产业链（光伏制氢产业链（光伏+风电等）风电等）资料来源：Hydrogen From Renewable Power 根据能源信息网 2017 年 2 月 17 日的报道，西门子及其合作伙伴已合作正式建设世界最大的电解氢设施，该设施的核心部件美因茨能源场，是一种高压PEM 电解槽。电解槽可在几秒钟内达到高达 6MW 的最大容量，适用于可再生能源发电系统的快速变化的输出。根据北极星电力网 2016 年 9 月 26 日和 2019 年 3 月 11 日的报道，河北省沽源县建设的世界最大的风电制氢综合利用示范项目已于 2016 年 9 月全部并网发电，随后于 2019 年 3 月完成制氢设备的安装。项目包括 200MW 风力发电、10MW 电解水制氢系统、氢气综合利用系统 3 个部分。制氢站于 2016 年 9 月中旬开工建设，该项目总投资 20.3 亿元，采用从麦克菲公司引进 4MW 风电制氢装置的技术设计方案和整套生产设备。表表 3：国内及国际商用水电解装置情况：国内及国际商用水电解装置情况 国别国别 开发企业开发企业 装置种类装置种类 类型类型 制氢产能制氢产能（Nm3/h H2）电耗电耗（kwh/Nm3H2）电解电解 效率效率 国际国际 Hydrogenics HySTAT type V ALK 10-60 5.2-5.4 65-68%NEL Hydrogen NEL-A ALK 50-485 4.40.1 801%IHT Type S ALK 3.04-27 4.3-4.6 77-82%HT Hydrotechnik EV ALK 24.6-250 5.28 67%TELDYNE ENERGY SYSTEMS Titan EC PEM 28-42 5.6-6.4 55-64%Proton Onsite FuelGen C PEM 10-30 5.8-6.2 57-61%神钢环境 HHOC PEM 1-60 6.5 54%Ceram Hyd CH PEM 30-200 5 71%Siemens Silyzer100 PEM 22.4 4.46 80%电力电力再生能源电力再生能源电力电网电网电解槽电解槽存储存储甲烷化甲烷化天然气管网天然气管网工业工业运输运输建筑建筑电力电力航空航空重卡重卡乘用车乘用车铁路铁路航运航运高阶供热高阶供热650650工业原料工业原料再电气化再电气化副产品副产品进口氢进口氢生物质生物质制氢制氢混合混合2 1 0 4 0 9 4 3/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 6 0 9 1 1:4 92019-06-06 公用事业、煤炭、环保 敬请参阅最后一页特别声明-10-证券研究报告 国内国内 苏州竞立-ALK 2-1000 5-苏州国能圣源-ALK 5-500 4.4-扬州中点-ALK 20-1000 4.5-中船 718 所-ALK 1-600 4.6-天津大陆制氢-ALK 0.1-1000 4.4-淳华氢能-PEM 10-50 4.8-5.0-资料来源：国际数据来自罗承先世界可再生能源电力制氢现状；国内数据来自各公司官网 1.3、电解水制氢电解水制氢技术技术科技科技发展发展前沿前沿 根据电解质的不同，电解水制氢可分为碱性电催化制氢和质子交换膜条件电催化制氢，电解水包括两个半反应阴极上的析氢反应和阳极上的析氧反应。阴极：阴极：4H+4e-H2(g)阳极：阳极：2H2O(e)O2(g)+4H+4e-（1）目前业内对碱性电解水研究已经较为透彻，工业上也有一定的应用。碱性条件下，一般采用 20%-30%的 KOH 或 NaOH 水溶液，商用电解层工作温度为 60-80，电解电压为 1.8-2.1V，析氢阴极必须在高温、高碱浓度、高电流密度等条件下长期并间歇性工作，工业生产更多出于稳定性方面的考虑，仍以 Ni 合金为阴极，单位氢气的能耗约为 4.5-5.5kWh/m3，阳极主要为 Ni/Co/Fe 氧化物，石棉为隔层。电解系统除电解槽外，还包括电源设备、纯水设备、电解质溶液调整设备、气液分离器、生成气中碱雾和水分等的去除设备、运输设备等。图图 8：ALK（碱性（碱性条件条件）电解水装置电解水装置 图图 9：PEM（质子交换膜质子交换膜条件条件）电解水装置电解水装置 资料来源：光大证券研究所 资料来源：光大证券研究所 高电位侧（+）氧高电位侧（-）氢导电性聚合物阴极（还原反应）4H+4e-H2(g)阳极（氧化反应）2H20(e)O2(g)+4H+4e-催化剂载体三维多孔结构碳（结构可能含有水）金属集电体2 1 0 4 0 9 4 3/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 6 0 9 1 1:4 92019-06-06 公用事业、煤炭、环保 敬请参阅最后一页特别声明-11-证券研究报告 （2）质子交换膜条件是以 PEM 作为隔膜，目的在于提高电解效率、提高电解电流密度，从电解质膜的导电性和耐久性出发，通常采用 DuPont 的Nafion 膜等；阴极采用 Pt/C 为基本配置，阳极采用 IrO2（氧化铱）或 RuO2（氧化钌）。目前，氧析出常用的商用催化剂是 IrO2，铱金属市价为 240-250元/克，价格较高，而 RuO2虽然价格较便宜，但性能一般，掣肘设备的商业应用。自然 催化2019 年四月刊封面，中国科学技术大学吴宇恩教授课题组成功制备的钌单原子合金催化剂，该钌单原子合金催化剂相对于商业钌基催化剂的过电位降低了大约30%，稳定性提高了近10倍，钌金属市价为19.5-20.5元/克，具有廉价、高效的特点，该成果被业内给予较高评价，对未来电极催化剂新材料的研发和应用，以及大规模电解水制氢的商用提供了较强的科研基础。总体而言，当前质子交换膜条件电解水方法由于有贵金属应用于电极中，使固定资产投资较高，通过新材料技术降低成本是未来重要的方向。表表 4：碱性条件和质子交换膜条件电解水性能比较：碱性条件和质子交换膜条件电解水性能比较 技术经济特性技术经济特性 ALK（碱性）（碱性）PEM（质子交换膜）（质子交换膜）单位单位 2017 2025 2017 2025 效率效率 每每 kgH2电量电量（kWh）51 49 58 52 效率（效率（LHV）%65 68 57 64 电堆生命周期电堆生命周期 运营小时运营小时 80000h 90000h 40000h 50000h CAPEX-总系总系统统 欧元欧元/kW 750 480 1200 700 OPEX%初始初始CAPEX/年年 2%2%2%2%CAPEX-电堆电堆更换更换 欧元欧元/kW 340 215 420 210 输出压力输出压力 Bar 大气压 15 30 60 系统生命周期系统生命周期 年年 20 20 资料来源：Hydrogen From Renewable Power，测算时间为 2018 年 2、弃风弃光弃风弃光可提供低成本电力可提供低成本电力 清洁能源发展不平衡清洁能源发展不平衡的矛盾的矛盾日益凸显，特别是清洁能源消纳问题突出，已严日益凸显，特别是清洁能源消纳问题突出，已严重制约电力行业健康可持续发展重制约电力行业健康可持续发展。弃电制氢逐渐成为可再生能源开发的重要支撑技术，对解决弃风、弃光问题将起到重要的作用。国家发展改革委与国家能源局联合印发 清洁能源消纳行动计划（2018-2020年），指出探索可再生能源富余电力转化为热能、冷能、氢能，实现可再生能源多途径就近高效利用。2.1、我国我国弃风弃光弃风弃光率与消纳情况率与消纳情况分析分析 近 5 年来，我国风电、光伏产业迎来了突飞猛进的发展。2018 年，我国新增并网风电装机 2059 万千瓦，累计并网装机容量达到 1.84 亿千瓦，占全部2 1 0 4 0 9 4 3/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 6 0 9 1 1:4 92019-06-06 公用事业、煤炭、环保 敬请参阅最后一页特别声明-12-证券研究报告 发电装机容量的 9.7%；全国光伏发电装机达到 1.74 亿千瓦，其中，集中式电站 12384 万千瓦，分布式光伏 5061 万千瓦，占比为 9.2%。图图 10：2018 我国我国风电装机风电装机情况情况 图图 11：2018 光伏并网装机光伏并网装机情况情况 资料来源：Wind；单位：万 kW 资料来源：Wind；单位：百万 kW 在发展初期，弃风弃光现象较为严重，国家对此较为重视，此前采取了一系列措施，取得了一定效果。另一方面，发达国家风电发展初期弃风率也较高，部分逾 10%，经过一段时间的发展，逐步也降到当前的 5%以下。表表 5：重点国家或地区弃风量重点国家或地区弃风量（率）（率）国家或地区国家或地区 弃风情况弃风情况 美国美国 德州德州 2009 年弃风率达 17%，2013 年降至 1.2%科罗拉多州科罗拉多州 2010 年弃风率 2.2%丹麦丹麦 市场竞价，弃风次数和弃风电量较少 西班牙西班牙 2009 年弃风量 5400 万 kWh，弃风率为 0.15%，预计 2020 年或升至 3%德国德国 20042006 年弃风率低于 1%丹麦丹麦 2010 年弃风率低于 1%资料来源：国内外风电弃风现状及经验分析（王乾坤），光大证券研究所整理 我国我国在在清洁能源消纳行动计划（清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）年）中提出：中提出：2018 年，确保全国平均风电弃风率低于 12%（力争控制在 10%以内）；光伏发电弃光率低于 5%；2019 年，确保全国平均风电弃风率低于 10%（力争控制在 8%左右）；光伏发电弃光率低于 5%；2020 年，确保全国平均风电弃风率控制在合理水平（力争控制在 5%左右）；光伏发电弃光率低于 5%。2018 年，我国弃风、弃光率有了一定的好转。2018 年风电发电量 3660 亿千瓦时，占全部发电量的 5.2%，风电平均利用小时数 2095 小时，全年弃风2 1 0 4 0 9 4 3/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 6 0 9 1 1:4 92019-06-06 公用事业、煤炭、环保 敬请参阅最后一页特别声明-13-证券研究报告 电量277亿千瓦时，平均弃风率7%。全国光伏发电弃光电量54.9亿千瓦时，弃光率 3%。图图 12：全国历年全国历年弃风量及弃风率弃风量及弃风率 图图 13：全国历年全国历年弃光量及弃光率弃光量及弃光率 资料来源：国家能源局 资料来源：国家能源局 2018 年，弃风率超过 8%的地区是新疆新疆（弃风率 23%、弃风电量 107 亿千瓦时），甘肃甘肃（弃风率 19%、弃风电量 54 亿千瓦时），内蒙古内蒙古（弃风率 10%、弃风电量 72 亿千瓦时）。三省（区）弃风电量合计 233 亿千瓦时，占全国弃风电量的 84%。图图 14：2018 年年全国全国风力发电量风力发电量分省情况分省情况 图图 15：2018 年年全国全国弃风量弃风量分省情况分省情况 资料来源：Wind，单位：亿千瓦时 资料来源：Wind，单位：亿千瓦时 弃光主要集中在新疆和甘肃。2018 年，国网新疆弃光电量 21.9 亿千瓦时，弃光率 16%；国网甘肃弃光电量 10.4 亿千瓦时，弃光率 10%。12320816212633949741927716.23%17.12%10.70%8.00%15.00%17.10%12.00%7.20%0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%010020030040050060020112012201320142015201620172018弃风量（亿kwh)弃风率46.570.427354.912%11%7%3%0%2%4%6%8%10%12%14%010203040506070802015201620172018弃光量（亿kwh)弃光率新疆106.9内蒙古72.4甘肃54河北15.5黑龙江5.8吉林7.7辽宁1.6山东3山西2.4宁夏4.42 1 0 4 0 9 4 3/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 6 0 9 1 1:4 92019-06-06 公用事业、煤炭、环保 敬请参阅最后一页特别声明-14-证券研究报告 图图 16：2018 年年全国全国弃光量弃光量分省情况分省情况 资料来源：国家能源局 2.2、弃风弃光弃风弃光电力电力分布体现因地制宜分布体现因地制宜 我国的弃风、弃光体现了显著的区域性：弃风、弃光均较为显著的是新疆、甘肃地区、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潜在产氢量和燃料电池车可供给量的理论测算。结果显示，每年可产氢 59.3 万吨，燃料电池车可供给量为414.5 万辆。表表 6：以以 2018 年弃风弃光量测算燃料电池车年弃风弃光量测算燃料电池车每年每年潜在潜在理论理论可供给量可供给量 地区地区 弃风量弃风量（亿（亿kWh）弃光量弃光量（亿（亿 kWh）总弃风弃光总弃风弃光量（亿量（亿 kWh）产氢量产氢量（亿（亿 Nm3）产氢量产氢量（万吨）（万吨）可供给燃料电池可供给燃料电池车数量（万辆）车数量（万辆）新疆新疆 106.9 21.9 128.8 25.8 23.0 160.9 内蒙古内蒙古 72.4 72.4 14.5 12.9 90.4 甘肃甘肃 54 10.4 64.4 12.9 11.5 80.4 河北河北 15.5 15.5 3.1 2.8 19.4 吉林吉林 7.7 7.7 1.5 1.4 9.6 青海青海 6.5 6.5 1.3 1.2 8.1 黑龙江黑龙江 5.8 5.8 1.2 1.0 7.2 宁夏宁夏 4.4 4.2 8.5 1.7 1.5 10.7 陕西陕西 4.2 4.2 0.8 0.7 5.2 山东山东 3 3 0.6 0.5 3.7 山西山西 2.4 2.4 0.5 0.4 3.0 辽宁辽宁 1.6 1.6 0.3 0.3 2.0 其他其他 3.3 7.8 11.1 2.2 2.0 13.8 总计总计 277 54.9 331.9 66.4 59.3 414.5 资料来源：Wind，光大证券研究所测算 假设依据：每生产 1Nm3H2耗费 5kWh 电力；乘用车年行驶里程取值 1 万公里/年，燃料电池乘用车百公里耗氢 1.43kg；根据标准气体状态方程：1N m3H2=0.0893kg 21.9210.44.166.514.157.7616%10%7%5%4%0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%0510152025国网新疆国网甘肃国网陕西国网青海国网宁夏其他弃光量（亿kwh)弃光率2 1 0 4 0 9 4 3/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 6 0 9 1 1:4 92019-06-06 公用事业、煤炭、环保 敬请参阅最后一页特别声明-15-证券研究报告 从区域分布来看，我国的北部内陆地区将是弃风、弃光电力制氢利用的潜在地区，同时也有助于契合国家要求，进一步提升多层次的可再生能源利用水平。图图 17：弃风弃光电解水理论弃风弃光电解水理论产氢量产氢量分布分布 图图 18：弃风弃光电解水弃风弃光电解水可供给燃料电池车数量可供给燃料电池车数量 资料来源：Wind，光大证券研究所测算；单位：万吨，以 2018年数据为基础测算 资料来源：Wind，光大证券研究所测算；单位：万辆，以 2018年数据为基础测算 在弃风、弃光电力使用过程中，负荷波动、制氢容量配置对整体系统稳定性在弃风、弃光电力使用过程中，负荷波动、制氢容量配置对整体系统稳定性以及经济性的以及经济性的影响影响是需要重点考量问题。是需要重点考量问题。（1）再生资源）再生资源电力电力负荷负荷波动波动对制氢对制氢影响较小影响较小 如风电，不同季节和不同时段的出力特性不同，弃风现象也存在时间不确定因素。因此，制氢系统需要克服风电输出功率变动的影响。一般来说，风电电能分配系统风电电能分配系统由连接风力发电系统与制氢系统 AC/DC 变流器、连接风电系统与电网的 AC/AC 变流器与功率分配控制器组成。AC/DC 变流器是交流输入直流输出，通过电压变换起到滤波通过电压变换起到滤波、稳压的作用。稳压的作用。图图 19：风力发电机输出功率变化曲线风力发电机输出功率变化曲线 图图 20：制氢系统输入功率变化曲线制氢系统输入功率变化曲线 资料来源：易伟等利用风电制氢储能系统提高东北某区域电网弃风消纳能力，X 轴为时间，单位：秒；Y 轴为功率，单位：W 资料来源：易伟等利用风电制氢储能系统提高东北某区域电网弃风消纳能力，X 轴为时间，单位：秒；Y 轴为功率，单位：W 新疆23.0内蒙古12.9甘肃11.5河北2.8黑龙江1.0吉林1.4辽宁0.3山东0.5山西0.4宁夏1.5陕西0.4青海1.2新疆160.9内蒙古90.4甘肃80.4河北19.4黑龙江7.2吉林9.6辽宁2.0山东3.7山西3.0宁夏10.7陕西5.2青海8.18.899.29.49.69.81000.511.522.533.54风力发电机输出功率01234567891000.511.522.533.54制氢系统输入功率2 1 0 4 0 9 4 3/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 6 0 9 1 1:4 92019-06-06 公用事业、煤炭、环保 敬请参阅最后一页特别声明-16-证券研究报告 易伟等在 利用风电制氢储能系统提高东北某区域电网弃风消纳能力 指出，氢储能系统中的电解水制氢过程是一个可以自适应风电电能间歇和波动输入的过程，当制氢系统开始触发，通过风电电能分配系统，电解槽可在恒定功率下运行的。因此，因此，一般来说，一般来说，风电风电-制氢制氢系统可以自适应风电出力随机、间歇和波动特性，系统可以自适应风电出力随机、间歇和波动特性，并极大提升了风电消纳能力以及风力并极大提升了风电消纳能力以及风力发电制氢系统发电制氢系统的稳定运行的稳定运行。（2）制氢容量配置制氢容量配置若若体现规模效应体现规模效应经济性经济性更更佳佳 黄大为等在利用制氢系统消纳风电弃风的制氢容量配置方法中，研究了风电场中配置制氢系统容量规模问题。具体方法是综合考虑电解槽电耗量、H2价格以及弃风利用率和风电机组年利用小时数等因素，对单个风电场和风电场群制氢系统的容量配置进行了技术经济性的比较分析。图图 21：单个风电场电解水制氢系统示意图：单个风电场电解水制氢系统示意图 图图 22：多个风电场电解水制氢系统示意图：多个风电场电解水制氢系统示意图 资料来源：黄大为等利用制氢系统消纳风电弃风的制氢容量配置方法 资料来源：黄大为等利用制氢系统消纳风电弃风的制氢容量配置方法 通过对东北某 30 MW 风电场和 100 MW 风电场群为例进行对比分析，结果表明：1）风电场群装机规模比单个风电场更大且总弃风电量更多；2）风电场群弃风持续曲线更加平缓且持续小时数更多；3）风电场群制氢容量配比更小，单位制氢容量利用小时数更高。因此，因此，风电场群共建制氢系统的方案风电场群共建制氢系统的方案因其规模效应，较因其规模效应，较单个风电场单个风电场经济性更经济性更为显著。为显著。2.3、拓展拓展区域区域需求及需求及就地就地消纳消纳是前提是前提 运输运输和下游需求和下游需求依然是依然是弃电弃电制氢过程制氢过程重要的考量因素。重要的考量因素。（1）氢能利用氢能利用运输