氢能源行业研究报告：电氢替代迈入进行时

　1 新能源规模化孕育电氢新机遇

　　1.1 新能源装机与发电量持续增加

　　自 2010 年以来，我国新能源规模化发展程度加速深化，新能源装机规模及其相 对于总装机规模的占比稳步扩张，新能源发电量及其相对于总发电量的占比持续提 升。2010-2022 年，全国装机量自 966.41GW 扩张至 2564.05GW，其中，新能源装机规 模自 29.84GW 扩张至 758.05GW，CAGR 达 28.25%，新能源装机规模占比全国装机规模 由 3.09%提升至 29.56%;新能源发电量自 495.21 亿 kWh 增长至 11899.4 亿 kWh，CAGR 达 27.71%，新能源发电量占全社会用电量比例已经达到 13.8%。

　　根据国家能源局发布的《2023 年能源工作指导意见》，2023 年，我国将继续推进 新能源建设，加速深入结构转型，大力发展风电、光伏，力争使得发电量占全社会用 电量的比重达到 15.3%、全年风光装机增加 160GW。

　　1.2 市场化令新能源大省山东电价分时特征浮现

　　在新能源占比较高的地区，相应时段电价较低。由于新能源发电边际成本低的特 质，在新能源高发期间，如果用电需求较低，则相应时段市场电价较低。以山东省电 力现货市场为例： 2018-2022 年，山东省风电、光伏装机容量及发电量持续增长，风电、光伏装机 容量自 1146/1361 万千瓦增长至 2302/4270 万千瓦，CAGR 达 14.97%/25.69%，风电、 光伏装机占总装机量比例自 6.05%/9.93%扩张至 12.14%/23.13%;风电、光伏发电量 占总发电量比例自 2.32%/0.55%扩张至 5.28%/11.25%。

　　山东省高速发展的新能源使电价时段特征明显。根据 2022.04.01-2023.04.01 年 山东电力现货实时市场用电侧小时级电价统计，在过去一年的 8760 小时中： 0.3 元/kWh(山东燃煤基准价*80%=0.3159 元/kWh)及以下的低电价时段共计达 2534 小时，占比总时长的 28.9%; 0.1 元及以下电价区间的小时数达 1317 小时，占比总时长的 15.03%，该区间的 平均电价为-0.007 元/kWh; 零点价及负电价的电价区间小时数达 693 小时，占比总时长的 7.91%，该区间的 平均电价为-0.634 元/kWh。

　　可见，以 1317 小时计算，即平均每天有 3.6 小时的电价处于 0.1 元/kWh 以下， 并且，随着光伏装机进一步加大，日均低电价市场有进一步扩大的可能。

　　1.3 分时低价特征或向全国各省快速扩散

　　截至 2022 年末，全国各省风电、光伏装机量占各省总装机量比例前五名的为青 海、西藏、河北、宁夏、安徽(按光伏装机排序);全国各省风电、光伏发电量占各 省总发电量比例前五名的为青海、西藏、宁夏、甘肃、山东。 考虑到新能源渗透率与分时电价特征高度相关，因此全国多个省份均可出现类似 山东省的电价分时特征，如青海、宁夏、甘肃等。

　　现货省份的电价分布特征各有差异。目前山东、甘肃、山西、广东、蒙西等五个 省份已开启电力现货连续试运行，电价分布特征各异，新能源发电量占比较高的甘肃、 山西、山东等省份低电价时长明显较长，而广东新能源发电量占比低，低电价小时数 明显较少。这一现象在一定程度上佐证了新能源占比高将促使低电价时长扩大，电价 的降低在一定程度上将推动电解水制氢经济性好转。

　　加快建设电力现货市场，畅通实时电价发现渠道。类似青海、宁夏等省份虽然具 备高比例新能源占比，却暂无电力现货市场运行，价格发现能力有限。但是，目前越 来越多的省份正在加速建设电力现货市场。其中： 山西、广东、浙江、四川、福建、甘肃、山东、蒙西八省第一批电力现货市场建 设已连续结算试运行; 上海、湖北、辽宁、江苏、安徽、河南六省第二批电力现货市场建设已完成模拟 试运行; 其余省份，如黑龙江、陕西、青海、江西、宁夏、重庆、广西、海南、贵州、云 南、河北(南网)、湖南等均已展开电力现货市场建设相关工作。

　　电力现货市场建设的逐步完善有利于各省份畅通实时电价发现渠道，进而能够更 直接、明朗地观测到电价分时分布特征，从而有助于当地政府实施配套政策促进相关 产业的发展。其中，电氢产业基于其低碳环保的核心理念、逐渐凸显的经济性，在目 前我国力争实现能源绿色转型以及“双碳”目标的大背景下方兴未艾、规模可期。