氢能源行业专题研究:上下游并进,“氢”装上阵

2023-08-14 未来智库

(报告出品方/作者:国泰君安证券,石岩、庞钧文、马铭宏)

1. 多能互补,“氢”装上阵

1.1. 能源危机叠加碳排压力促进“氢”洁能源发展

化石能源主导的能源结构给可持续发展带来了严峻的挑战。化石能源如 煤炭、石油、天然气,在全球能源消耗中占比高达 80%以上。然而根据 美国能源信息署(EIA)的报道,全球煤炭、原油以及天然气的探明储量 增长逐渐放缓,不可再生能源加速枯竭。2020 年,世界的煤炭储量估计 值为 10,440 亿吨,同比增长 0.43%;原油储量估计值为 16,619 亿桶,同 比增长 0.16%,天然气储量估计值为2,054,000亿立方米,同比增长1.12%。 随着不可再生能源的消耗,未来全球对可再生能源的依赖度将逐渐上升。

化石能源是温室气体排放的主要来源。根据IEA统计,2022年与能源相 关的二氧化碳排放量达到了 368 亿吨,同比增长 0.9%。其中煤、石油的 碳排放分别达到了 155 亿吨,112 亿吨,同比增长 1.6%与 2.5%。拉长时 间维度来看,全球温室气体排放量自 1970 年以来增长了 90%,其中 70% 是由于化石能源的使用导致的。减少不可再生能源的使用对于控制温室 气体排放有着至关重要的作用。

1.2. 氢能相对于化石能源更加清洁和高效

氢能相对于化石能源储量更大,热值更高,更加清洁。氢气的单位质量 热值约为 120-140MJ/kg,为原油、汽油的 3 倍左右,煤的 4 倍左右,是 比化石能源更加高效的燃料。此外清洁也是氢能的优势之一,氢气燃烧 只生成水,不会对环境造成负面的影响。而传统的固体燃料如煤、焦炭 等,即使在完全燃烧的条件下,除了排放大量二氧化碳外,还会产生如 NOx,SO2 等有毒气体。来源丰富、绿色低碳、更加高效的氢能对构建清 洁高效的能源体系、实现碳达峰碳中和目标,具有重要意义。

1.3. 需求激增,氢能行业发展迅速

产量、需求齐升,氢能行业加速发展。氢能的发展已成为全球关注的焦 点之一,氢能的需求也不断增长。根据 IEA 的数据统计,2021 年全球氢 气产量达到 9,400 万吨,预计 2050 年,全球的氢气需求量将达到 2.54 亿 吨,增长空间巨大。而我国是世界主要的氢气需求国以及氢气生产国, 根据我国煤炭工业协会数据,2017-2022 年我国氢气产量逐年增长,在 2022 年氢气产量达到了 4004 万吨,预计 2060 年需求量达到 1.3 亿吨, 占全球需求量的 51.2%。


2. 氢能产业链:上游制氢、中游储运、下游用氢

完整的氢能产业链包含了上游氢气的制备、中游氢气的储运以及下游氢 气的使用。根据制备的源头不同,制氢环节可分为“灰氢”、“蓝氢”、“绿 氢”。中游氢气的储存根据氢存在的相态可以分为高压气态储氢、液氢、 固体材料储氢;根据储氢方式的不同可将运氢分为长管拖车运氢、管网 运氢等。在下游,氢气可用于交通(氢燃料电池车)、工业、建筑等不同 领域。

2.1. 制氢:灰氢占据主导,绿氢成本优势显现

氢气按照制取过程的碳排放可分为“灰氢”、“蓝氢”、“绿氢”。灰氢”是 指以化石能源为原料制备的氢气,例如煤气化、天然气重整过程得到的 氢气。“蓝氢”指的是在灰氢的基础上,应用碳捕集碳封存技术(CCS、 CCUS)制备的氢气。“绿氢”是利用可再生能源生产制备的氢气。制氢 环节的成本一定程度上决定了下游用氢产业的经济性。

“灰氢”是国内外最主要的氢气来源。根据 IEA 数据统计,2021 年全球 氢气总产量为 9,400 万吨,其中,天然气制氢占比 55%,煤制氢占比 17%, 工业副产氢占比 16%。而国内,根据我国氢能联盟数据统计,煤制氢是 最主要的制氢途径,2020 年煤制氢产量占总量的 63%,而工业副产氢、 天然气制氢分别占比 22%,13,仅有 2%的氢气来源于电解水。

煤制氢和天然气制氢的原材料成本占 75%以上。原材料的**波动对制 氢成本影响较大。“蓝氢”是“灰氢”向“绿氢”过渡的产物,以煤炭*** 800 元/吨,天然气** 3 元/Nm3 为基准计算,在考虑碳封存及碳税 的影响,煤制氢和天然气制氢的成本分别从 10.8/14.7 元/kg 上涨至 15.6/17.0 元/kg。

电解水制氢是目前最成熟的绿色制氢技术。制备“绿氢”的技术主要有 电解水制氢、太阳能制氢以及生物质制氢。

碱性电解水技术最先规模化应用。电解水制氢主要有四种方法,其中碱 性电解槽(ALK)制氢技术最为成熟,具备规模化生产的条件;其次是 质子交换膜电解槽(PEM)制氢 PEM,目前成本较高;固体氧化物电解 槽(SOEC)制氢技术目前尚处于示范初期,阴离子膜电解槽(AEM)制 氢处于实验室研究阶段。根据 IEA 数据统计,2021 年碱性电解制氢的装 机容量占比例接近 70%,其次是质子交换膜电解制氢,占比 25%,SOEC 以及 AEM 在目前装机容量中比例很小。同时 IEA 预计碱性电解制氢的 占比会在 2022-2027 年内保持在约 60%,到 2030 年时碱性电解氢气和 PEM 电解制氢的总装机容量可能会平分秋色。


随电价降低,绿氢竞争力提升。碱性电解槽和 PEM 技术的电耗成本分 别为 73.3%和 50.6%,是制约规模化应用的最重要因素之一。随着电价 降低,绿氢制备的成本下降趋势明显,当电价低于 0.25 元/kWh 时,制 氢成本降至 16.11 元/kgH2,低于蓝氢成本。当电价进一步低至 0.15 元 /kWh 时,制氢成本为 10.73 元/kgH2 和较灰氢具备成本优势。随着可再 生能源的规模化,电价成本有望达到竞争平衡点。

预计 2030 年底全球电解水制氢装机达到 134GW。根据 IEA数据统计, 电解水的装机容量正在迅速上升,2021 年底已达到 510MW,同比上升 70%。到 2030 年底,全球电解水制氢的装机容量有望达到 134GW。电 解水制氢有望成为未来主流制氢方式之一。

2.2. 储运:多路径并驾齐驱

长、短距离输氢相结合,助力氢能终端消费。作为氢能产业链的中游, 氢气的储运联通了上游供应端的制氢以及下游需求端的用氢。与风光等 可再生资源类似,我国的氢能资源也呈现了逆向分布,即氢资源呈现“西 富东贫,北多南少”的局面。根据我国氢能联盟数据统计,我国的西北 地区的氢气产能位居全国之首,占总产能的 26.3%。然而需求大多集中 在我国的东部地区。目前氢气主要的储运方式包括长管拖车、槽罐拖车 以及管道输运等方式。其中,长管拖车和槽罐拖车的储运成本高、运输 半径一般低于 300km,而管道输氢具有规模大、成本低的特点,是未来 长距离输氢的主要方式。

高压气态储存技术最为成熟。氢气的储存技术主要分为高压气态储氢、 低温液态储氢以及固态储氢。高压气态储氢具有成本较低、能耗低、易 脱氢和工作条件较宽等特点,是发展最成熟、最常用的储氢技术。高压 气态储氢通过高压压缩方式储存气态氢,主要采用 4 种储氢瓶:纯钢制 金属瓶(I 型)、钢制内胆纤维缠绕瓶(II 型)、铝内胆纤维缠绕瓶(III 型) 及塑料内胆纤维缠绕瓶(IV 型)。早期的 I 型和 II 型瓶的储氢压力低, 难以满足车载储氢的需求。为了提高运氢量,如今储氢瓶工作压力进一 步提高到了 30~45 MPa,甚至 70MPa。目前,在国内应用较多的是 III 型 储氢瓶,III 型瓶采用了金属衬里,并且对瓶身进行了全瓶身的纤维与树 脂复合材料的包裹。而 IV 型瓶则在轻量化上做出了较大的改进,衬里 为高分子材料制成,瓶身由纤维树脂复合材料全包裹,瓶壁更薄。Ⅳ型 瓶相对于 III 型瓶安全性更好,且重量更轻,制造成本只有 III 型瓶的 63.5%。未来Ⅳ型瓶将会成为氢燃料电池车的首选储氢瓶。

低温液态储氢适用长距离大容量储运。常规的物理法低温液态储氢是将 氢气液化,然后储存在低温绝热容器中。液氢储存具有较高的体积能量 密度:液氢密度达到了70.78kg/m3,是标况下气态氢气密度(0.08342kg/m3) 的近 850 倍。氢气液化过程耗能极大,将氢气从室温下**至液氢所需 最小理论能耗为 3.2kW·h/kg,而实际总能耗为 15.2kWh/kg,已接近 1kg 氢气的理论燃烧放热量的 50%。同时由于液氢储存对于储氢材料的绝热 性要求较高,其储存成本以及安全成本也相对较高。所以仅当有长距离、 大容量的氢气储运需求,低温液态储氢才可体现出优势。


氢能走廊初见雏形,长距离管道运输可降本 80-90%。目前长管拖车是 氢气运输的最主要手段,但存在效率较低的问题,国内单车运氢质量约 为 300kg。槽罐拖车是液氢的主要运输途径,每车约能运输 4 吨左右的 液氢,运输效率是长管拖车的 10 倍,运输费用是高压气态运输长管拖车 的 1/8~1/10,每百公里液氢运输费用约为 0.8-1 元/kg,运输半径可以扩 展到 1,000 公里。管道输氢的成本最低,运输成本不超过 1 元/kgH2,或 将成为长距离、大容量运输的首选。2023 年我国首条“西氢东送”项目 规划管道全长 400 多公里,管道一期运力 10 万吨/年,预留 50 万吨/年 的远期提升潜力,较长管拖车成本可降低 80-90%。

2.3. 用氢:工业化工需求饱满,燃料电池车潜力无限

工业化工是全球氢气最主要的下游应用领域。根据IEA数据统计,2021年全球氢气的需求量为 9,400 万吨,同比增加了 5%,其中炼油领域的氢 气用量达到了 3,800 万吨,占比 40.4%,同比增长 5.2%,合成氨、合成 甲醇、冶铁的氢气用量分别为 3,380 万吨、1,466 万吨、520 万吨,同比 增长 2.5%、10%、20%。IEA 预计 2030 年全球工业化工领域(合成氨、 合成甲醇、冶铁等)的氢需求量将达到 6,590 万吨。

以燃料电车为代表的交通领域将打开氢能应用的天花板。相对于燃油车, 氢燃料电池车更加环保,且氢燃料电池车不受限于内燃机的奥托循环, 热效率更高。而相对于纯电汽车,氢燃料电池车具有能量密度高,电池 寿命长、低温环境适应性好、燃料加注时间短、续航里程较高等优点, 更加适合用于长途、大型、商用车领域。未来氢燃料电池汽车有望成为 车辆体系的重要组成部分。

氢能走廊连点成线带动 5大示范城市群,助力氢燃料电车通畅行驶。2021 年 8 月,五部委联合发布了《关于启动燃料电池汽车示范应用工作的通 知》,批准上海、广东、北京报送的以城市群为单位开展燃料电池汽车示 范应用的规划。2022 年 1 月,河南和河北燃料电池汽车示范城市群正式 获批,自此全国形成了 5 大燃料电池汽车政策支持示范城市群。 其中 1)京津冀城市群计划推广车辆不少于 5,300 辆,新建加氢站不低于 49 座;2)上海城市群计划推广燃料电池汽车 10,000 辆,建设加氢站 100 座,产出规模达 1,000 亿元;3)广东城市群将推广超过 10,000 辆燃料电 池汽车,建成 46 万吨的供氢体系,建成 200 座以上加氢站,氢气售价降 至 35 元/公斤以下;4)河南城市群规划到 2025 年推广氢燃料电池汽车 超 5,000 辆,建成加氢站 80 个以上,氢燃料电池汽车产值规模突破 1,000 亿元;5)河北城市群规划到 2025 年,累计建成加氢站 100 座,燃料电 池汽车规模 10,000 辆。5 个城市群将对全国燃料电池汽车行业起到积极 的推动作用,拓宽氢能应用。

燃料电车降本空间较大,产销量稳步提升。根据中汽协数据统计,2022 年我国氢燃料电池车的产量为 3992 辆,同比增长 124.5%;销售量为 2789 辆,同比增长 139.9%,主要集中在商用车领域。我国氢能联盟预计到2027 年,燃料电池车的总成本将和纯电车持平,到 2028 年将和燃油车持平, 届时氢燃料电池车有望在乘用车领域实现渗透。未来随着上游制氢成本 的下降以及中游储氢技术的进步,氢燃料电池车的技术不断完善,燃料 电池汽车销量有望快速攀升。

加氢站是下游用氢环节的关键枢纽。加氢站作为氢能产业中连接上游制、 储、运环节与下游应用市场的枢纽,是保障氢能应用的关键。按照氢气 存储方式可分为高压气态加氢站和低温液态加氢站。此外,固态金属和 有机液态加氢站处于研发试验阶段。其中高压气态加氢站应用最为广泛, 核心设备主要包括氢气压缩机、储氢装置、氢气加注设备及站控**等。


我国已成为世界上加氢站数量最多的国家。根据H2stations 发布的加氢 站统计数据,截止 2022 年年底,全球共有 814 座加氢站投入运营,其中 欧洲、亚洲、北美是加氢站建设的主要地区。根据高工产研氢电研究所 (GGII)数据统计,截止 2022 年,我国已经建成 310 座加氢站,是全球 加氢站数量最多的国家。我国将加速布局加氢站,作为加氢站建设的“主 力军”,中石化在“十四五”期间规划建设 1,000 座加氢站或油氢合建站, 中石油也在积极扩建加氢站规模。

3. 国家与地方政策频频加码,助力氢能腾飞

3.1. 国家层面:从无到有,持续加码

氢能近年来在我国得到了前所未有的关注。我国的氢能与燃料电池研究 始于上世纪 50 年代。20 世纪 80 年代以来,我国相继启动了 863 计划和 973 计划,加速以研究为基础的技术商业化项目,氢能和燃料电池均被纳入其中。“十三五、十四五”期间,氢能与燃料电池发展加快。2019 年 **期间,氢能被首次写入政府工作报告。2020 年 4 月,氢能被写入《中 华人民共和国能源法(征求意见稿)》。2020 年 9 月 21 日,五部委联合 发布了《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》,采取“以奖代补”方 式,对入围示范的城市群按照其目标完成情况核定并拨付奖励资金,鼓 励并引导氢能及燃料电池技术研发。2022 年***、能源局引发了《氢 能产业发展中长期规划(2021-2035 年)》,明确了氢能在我国能源绿色低 碳转型中的战略定位、总体要求和发展目标。氢能在我国经历了从无到 有,逐渐走入聚光灯下的过程。随着国家政策的持续加码,氢能将在我 国得到长远的发展。

3.2. 地方层面:因地制宜,百花齐放

我国已初步形成长三角、珠三角、环渤海和川渝鄂四个氢能产业集聚区。各省在陆续发布的“十四五”规划中对各省的氢能发展进行了明确规划。 可再生能源制氢、氢能全产业链发展、氢燃料电池车等领域是各省关注 的重点。我国目前已经形成长三角、珠三角、环渤海和川渝鄂四个氢能 产业集聚区。长三角地区作为我国氢能产业发展第一梯队,已有多个示 范项目运行。珠三角地区目前形成了佛山、广州、深圳三大氢燃料电池 汽车创新核心区。环渤海区域以北京为中心。川渝鄂地区以武汉、成都、 重庆三个城市为代表。随着地方政策的推出,加之国家政策的持续加码, 氢能将加速发展,成为我国实现碳达峰、碳中和目标的有力途径。

(本文仅供参考,不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息,请参阅报告原文。)

精选报告来源:【未来智库】。「链接」


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