中国石化已向粤港澳大湾区供氢超900吨
动态2023-04-20
一、氢能：零碳可持续的理想能源，前景广阔
能源安全和节能减排两大因素驱动一、二次能源的革新
按能源的基本形态分类，能源可分为一次能源和二次能源。 一次能源，即天然能源，指在自然界现成存在的能源，如 煤、石油、天然气、水能等;二次能源指由一次能源加工 转换而成的能源产品，如电力、煤气、汽油、氢能等。由 于人类现阶段面临严峻的能源危机和环境问题，一次能源 和二次能源领域的革新势在必行。
可再生性是一次能源面临的重大问题。一次能源可分为可 再生能源(可不断得到补充或在较短周期内再生的能源)和非 再生能源(经过亿万年形成、短期无法恢复的能源)。现阶段， 我们应用的能源以非再生的化石能源为主，未来面临枯竭 的危机，因此开发风电、光伏等可再生能源尤为重要。
二次能源的革新是解决碳排放问题的关键。二次能源是联 系一次能源和能源用户的中间纽带，可分为过程性能源(能 量比较集中的物质运动过程，可直接应用，如电能)和含能 体能源(包含能量的物质，可储存运送，如柴油、汽油等)。 汽油等能源在燃烧过程中会产生二氧化碳和污染物质。解 决能源应用的碳排放问题，就需要开发优质的含能体能源， 如锂电和氢能。
应用现状：氢主要作为工业原料使用，中国占全球需求的30%
氢作为能源应用的普及程度不高，现阶段主要作为工业原料使用。2021年，全球氢气需求超过9400万吨。分地区来看，我国是全 球最大的氢气消费国，需求量约2800万吨，占全球的30%;美国、中东和欧洲分别占据全球14%/12%/9%的需求量。分应用来 看，氢气主要用于化工(合成氨/合成甲醇)和炼油，2021年全球交通运输氢气需求仅3万吨左右，占比较少。我国氢气应用领域 同样以化工为主，56%的氢气被用于化工合成，9%用于炼油，16%作为尾气直接燃烧，氢作为能源的应用程度不高。
工业用氢存在巨大的脱碳潜力。2021年，全球工业用氢和炼油用氢绝大部分源于化石燃料制氢，产生的直接二氧化碳净排放量分 别为6.3亿吨和2.0亿吨。工业合成氨、合成甲醇、炼油等均以氢为主要原料，工艺成熟，存在绿氢替代灰氢的减碳空间;此外， 全球各地正在探索氢气在钢铁工业领域的应用，绿氢未来有望逐步替代焦炭作为还原材料，推动钢铁工业的大规模脱碳(2019年 全球钢铁行业直接碳排放量26亿吨，约占全球碳排放总量的7-8%)。
我国政策驱动下，氢能产业开启新篇
政策驱动下，氢能产业链开启新 篇。我国国家层面日益重视和认 可氢能的战略重要性，加强对氢 能的布局。2022年3月，国家发 改委、能源局发布《氢能产业发 展中长期规划(2021-2035 年)》，明确了氢能的战略定 位，并提出了氢能产业一系列发 展目标。政策的重视和认可将推 动氢能产业开启新篇。
各地方政府纷纷出台氢能发 展规划目标。2019年以来， 国内至少有18个省级行政区 公布了氢能发展规划目标。 从已公布的规划目标来看， 到2025年，我国将累计至少 建成加氢站762座，燃料电 池车保有量8.8万辆，氢能 产业规模接近7000亿元。
二、制氢环节概述：三大路线并存，绿氢蓄势待发
制氢路线：三种制氢路线共存，可再生能源电解水制氢是“终极路线”
三种制氢路线：“成本”短期制约，“可持续”长期引领。氢气制备方式主要包括化石燃料制氢、工业副产氢和电解水制氢三 类。 化石燃料制氢是以煤或天然气为原料还原制氢的传统方案，技术成熟、成本最低，但碳排放量高，且化石燃料不可再生，产能扩 张空间有限，存量产能将逐步结合CCUS技术，以降低排放。 化工副产氢是氯碱，轻烃利用等化工工艺获得副产氢的方案，成本较低，但制备规模取决于主产品制备规模，扩张空间有限，可 作为补充性氢源。 电解水制氢是利用水的电解反应制备氢气的技术，可再生电力制氢称为“绿氢”，是零碳排、可持续的“终极路线”，但目前成 本仍是制约其普及的瓶颈因素，其规模化应用需要产业链各环节推动降本。
全球氢气产能以化石燃料制氢为主，清洁制氢存在替代空间
目前全球氢气生产以化石燃料制氢为主， 清洁制氢存在替代空间。 2021年全球氢气总产量为9400万吨，其中 化石燃料制氢占80%以上，清洁制氢(电解 水/化石燃料+CCUS)占比不到1%。 现阶段，我国氢气产能约4100万吨/年，产 量约3300万吨，产能规模全球领先，但同 样以化石燃料制氢为主(近80%)，清洁制 氢存在广阔的替代空间。 未来清洁制氢方案将成为主要增量。IEA预 测，到2030年，全球氢气产量将达到1.8亿 吨，较2021年的0.94亿吨翻倍增长。其中， 主要的增量产量将由电解水制氢满足，电 解水制氢产量将从2021年的不到4万吨大幅 增长至6170万吨;耦合CCUS的化石燃料制 氢产量将从2021年的60万吨增长至3300万 吨，清洁制氢方案将成为主流。
绿氢成本测算：电耗和折旧构成绿氢的主要成本
我们估算，基准情形下碱性和PEM电解水制氢单位成 本分别为21.85和25.29元/kg，电耗成本分别占总成本 的86%和70%。假设说明如下： 电价：假设用电价格为0.35元/kWh。单位电耗：假设碱性电解为4.8kWh/Nm3;PEM效率较 高，假设为4.5kWh/Nm3。 设备(含电解槽及配套设备)单价：参考相关文献， 分别取2000元和9000元/kW。 运行时长：若每天运行9小时、每年运行330天，则运 行总时长约3000小时。
案例分析：从中石化库车项目来看，国内绿电制绿氢项目已初具经济性
项目概况。中石化新疆库车光伏制氢项目是2022年招标规模最大的绿氢项目，属于示范项目，商业模式具有参考价值。项目建设 光伏电场300MW，配置52台1000标方碱性电解槽。光伏发电时段，电解槽及其它用电设备采用光伏供电;光伏不发电时段，外购 绿电供部分电解槽连续运行。制得的氢气通过管道输送至塔河炼化使用。 成本测算：中石化库车项目制氢成本理论上可降至12.93元/kg，已具备推广的经济性。我们根据项目环评报告、招投标等信息，测 算其单位制氢成本为12.93元/kg，过程及假设见下页。这一单位成本与工业副产氢相比已具有经济性，接近煤制氢成本。
三、传统制氢路线：碳捕捉、提纯等环节存在机遇
化石燃料制氢：应用广泛的传统方案，提纯和CCUS环节存在设备投资潜力
煤气化制氢和天然气蒸汽重整(SMR)制氢是化石燃料制氢的两种主流方案。煤气化制氢是煤在气化炉中与水蒸气发生分步反应 制备的氢气。其原理为：煤(C)在气化炉中与水蒸气反应生成CO和H2，CO进一步与水反应生成H2和CO2。天然气制氢主要为天然气 中的甲烷与水蒸气发生分步反应生成的H2 ，反应前通常需对天然气进行脱硫处理，防止催化剂中毒。
我国化石燃料制氢以煤制氢为主。一方面，我国的化石能源储量呈现“富煤少气” 特点，煤储量更为丰富;另一方面，我国天然 气含硫量高，预处理工艺复杂，导致在我国天然气制氢经济性低于煤制氢。
煤制氢路线中，制备环节设备投资增量可能有限。煤制氢的核心设备是煤气化炉，为大型设备，固定成本高，适用于大规模集中 化生产。现阶段存量煤气化炉的制氢潜力较充足，在氢能应用的过渡阶段可提供补充氢源，但不排除产生增量设备投资的可能。
提纯、碳捕集环节带来广阔的潜在设备需求。化石燃料制氢需经过提纯工序，方可在燃料电池中使用;制氢反应产生大量二氧化 碳，需要结合CCUS(碳捕集、封存和利用)技术，以降低碳排放。提纯和碳捕集环节存在较为广阔的设备投资空间。
工业副产氢：经济效益优良的过渡路线
工业副产氢指生产化工产品时同时得到的副产物氢气，成本 介于化石燃料制氢和电解水制氢之间。焦炉煤气、氯碱化 工、轻烃利用(丙烷脱氢、乙烷裂解)、合成氨合成甲醇等 工业均会产生副产物氢气。目前，国内工业副产氢部分作为 化工原材料或锅炉燃料使用，也存在部分放空，整体使用效 率不高。工业副产氢经济效益优良，制取成本在9.3元-22.4 元/kg之间，低于电解水制氢，可作为制氢的过渡路线。工业副产氢扩产取决于主产品需求，部分路线存在增长空 间。目前我国工业副产氢供应潜力超过450万吨，每年可供 应公交车近100万辆，主要产能来自于焦炉煤气副产氢。目 前，焦炭和氯碱工业处于成熟期，产能规模稳步下降，但体 量较大，弃氢存在提纯利用空间;轻烃利用产业处于成长 期，产能不断爬升，且副产氢纯度高，存在增量投资需求; 合成氨合成甲醇工业较为成熟，但随着氢能的推广，氨和甲 醇有望作为燃料或储氢介质加以应用，未来存在增长空间。 从主要参与者来看，用于丙烷脱氢、乙烷裂解的成套装置， 以及PSA提纯相关的成套装备存在投资机会。
四、绿氢：电解槽和材料存在壁垒，国内企业发力
电解水制氢主要有4种技术路线
电解水制氢主要有碱性电解(ALK)、质子交换膜电解 (PEM)、固体氧化物电解(SOEC)和阴离子交换膜(AEM) 四种方法。 碱性电解(ALK)是在碱性电解质溶液(通常为KOH)中完 成的电解过程，OH-离子经隔膜到达阳极，失去电子 产生O2，水在阴极得到电子，产生H2和OH-。 质子交换膜电解(PEM)是对纯水进行电解，H2O分子在 阳极氧化生成氧气和H +离子，H + (质子)在电场作用下 通过质子交换膜迁移至阴极并发生还原反应生成氢气 的方法。固体氧化物电解(SOEC)是在高温状态下将水蒸气电离 生成氢离子和氧离子，分别在电极上生成氢气和氧气 的过程，其反应温度通常在600 ℃以上，适用于产生 高温、高压蒸汽的光热发电系统。 阴离子交换膜电解(AEM)通常采用纯水或低浓度碱性 溶液作为电解质，反应过程为：OH-经交换膜到达阳 极生成水和氧气，水分子在阴极生成OH-和氢气。
碱性电解槽：由电解小室堆叠而成，电极、隔膜和密封垫片是关键材料
电解槽是电解水制氢的核心设备。电解水制氢装置包括主体设备、辅助设备(BOP，Balance of Plant)及电控设备三部分。主体设 备由电解槽和附属设备一体化框架组成，电解槽为核心设备;辅助设备包括水箱、碱箱、补水泵和气体减压分配框架等;电控设 备包括整流柜，配电柜等。电解槽是电解反应发生的主要场所，由多个电解小室堆叠而成，是一种高度模块化的系统。
碱性电解槽由多个电解小室构成，电极、隔膜和密封垫片是关键材料。碱性电解槽通常呈圆柱形，可采用串联单极性或并联双极 性压滤式结构，由螺栓和两块端压板将极板夹在一起，形成多个分隔的小室，每个小室由电极、隔膜、垫片、双极板组成。电 极、隔膜和密封垫片是碱性电解槽的关键材料。电极通常采用镍网或泡沫镍，其性能对电流密度和电解效率有决定性影响，其成 本约占系统成本的28%;隔膜用于将两极隔离开，要求保障气密性的同时，降低电阻以减少电能损耗;密封垫片用于解决极片之间 的绝缘问题，其绝缘性能对电解效率、安全、系统使用寿命均有影响。
PEM电解槽：质子交换膜依赖进口，有待国产突破
PEM电解槽关键原材料有待国产化。目前，国内PEM电解槽产业规模较小，主要原因为关键材料质子交换膜生产技术由欧美、日 本等巨头垄断，国内电解槽厂商使用的质子交换膜主要向杜邦进口，成本和供应链均面临一定压力。此外，PEM电解槽使用的贵 金属催化剂也存在进口依赖性。国内PEM电解槽产业的发展，需要国产关键材料环节的进一步突破。
电解槽国内竞争格局：2022年CR3达到73%，新入者层出不穷
从出货规模来看，考克利尔竞立、派瑞氢能和隆 基氢能居国内企业第一梯队。GGII统计，2022年 我国电解水制氢设备出货量722MW(含出口)， 同比增长106%。考克利尔竞立出货230MW，排名 维持第一;派瑞氢能位居第二，隆基氢能首次跻 身第三。 市场玩家增加，国内市场集中度有所下降。我国 电解槽出货量TOP3厂商2022年共计出货527MW， 市占率合计73%，CR3较2021年下降10个百分点。 这意味着随着国内电解槽参与者增多，市场集中 度有所下降。值得注意的是，2022年国内出货量 TOP3的电解槽厂商最大订单均来自中国石化新疆 库车绿氢示范项目，该项目共采购52台1000标方 碱性制氢设备。因此，若不考虑大订单，国内电 解槽市场集中度或许进一步下降，市场仍处于高 成长、竞争格局未确定的阶段。
文章来源：未来智库
(报告出品方/作者：平安证券，皮秀、张之尧)
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