氫能源制氫行業(yè)專題報(bào)告綠氫電解槽方興未艾

氫能源制氫行業(yè)專題報(bào)告-綠氫電解槽方興未艾一、氫能：脫碳和氫儲(chǔ)催生需求，化工+交通領(lǐng)域是主體氫能：清潔零碳的二次能源，能源轉(zhuǎn)型不可或缺我國(guó)亟需使用清潔低碳的新型能源逐步替代傳統(tǒng)化石能源，實(shí)現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型。然而隨著能源轉(zhuǎn)型的推進(jìn)，可再生能源兩大問題逐漸凸顯。I.問題1：風(fēng)能、太陽能往往通過發(fā)電設(shè)備轉(zhuǎn)化為電能，在建筑、工業(yè)供熱等電氣化受限的領(lǐng)域無法被有效利用；

II.問題2：風(fēng)能、太陽能時(shí)空分布不均且波動(dòng)性強(qiáng)，常出現(xiàn)棄風(fēng)、棄光問題，且跨日甚至跨季長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能稀缺。氫能的出現(xiàn)為電氣化領(lǐng)域受限領(lǐng)域脫碳、長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能稀缺提供了優(yōu)秀的解決方案。氫能優(yōu)勢(shì)①：跨季長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能據(jù)《氫儲(chǔ)能在我國(guó)新型電力系統(tǒng)中的應(yīng)用價(jià)值、挑戰(zhàn)及展望》顯示，氫儲(chǔ)能在新型電力系統(tǒng)中的定位是長(zhǎng)周期、跨季節(jié)、大規(guī)模和跨空間儲(chǔ)存；同時(shí)，氫能是目前極少數(shù)可以實(shí)現(xiàn)小時(shí)至季節(jié)的長(zhǎng)時(shí)間、跨季節(jié)的儲(chǔ)能類型氫能優(yōu)勢(shì)②：電氣化受限領(lǐng)域脫碳的最佳選擇在過去，氫氣僅作為合成氨、合成甲醇的工業(yè)原料存在。2020年，國(guó)家能源局將氫能列入能源范疇；2022年3月發(fā)布的《

氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長(zhǎng)期規(guī)劃（2021-2035年）》進(jìn)一步明確了氫的能源屬性。風(fēng)能、太陽能等可再生能源一般通過發(fā)電設(shè)備轉(zhuǎn)化為電能后在建筑、工業(yè)等領(lǐng)域進(jìn)行利用，電能作為過程性能源難以大規(guī)模貯存，在一些領(lǐng)域存在電氣化受限的情況。氫氣作為一種含能體能源應(yīng)用范圍更加廣泛，是電氣化受限領(lǐng)域脫碳的最佳選擇。歐盟碳關(guān)稅和雙碳政策是當(dāng)前氫能需求的直接驅(qū)動(dòng)因素歐盟碳關(guān)稅：據(jù)歐洲議會(huì)，2022年12月歐盟確定碳邊境調(diào)節(jié)機(jī)制(即碳關(guān)稅)將從2026年正式起征，2023年10月至2025年底為過渡期。同時(shí)從2026年開始削減歐盟企業(yè)免費(fèi)配額，逐步到2034年實(shí)現(xiàn)全部取消。碳關(guān)稅征收行業(yè)主要包括鋼鐵、鋁、水泥、化肥、電力、有機(jī)化學(xué)品、氫、氨等，同時(shí)納入間接碳排放（制造商使用的外購(gòu)電力、熱力產(chǎn)生的排放）。國(guó)內(nèi)雙碳政策：一是2030年碳達(dá)峰、2060年碳中和對(duì)企業(yè)或交通等領(lǐng)域的排碳量也提出了要求，其同樣需肩負(fù)減碳責(zé)任

；二是新能源快速發(fā)展的背景下，氫能作為優(yōu)質(zhì)的跨季長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能，配置需求將逐漸提升。

碳關(guān)稅實(shí)行時(shí)間逐漸臨近，疊加我國(guó)雙碳政策，我國(guó)工業(yè)企業(yè)、交通領(lǐng)域脫碳需求將更加迫切，拉動(dòng)氫能需求。預(yù)計(jì)2060年氫能供能占比達(dá)到20%，化工和交通領(lǐng)域是主體據(jù)畢馬威《一文讀懂氫能產(chǎn)業(yè)》顯示，2021年我國(guó)氫氣產(chǎn)量為3300萬噸，同比增長(zhǎng)32%，增速創(chuàng)歷史新高。據(jù)《中國(guó)2030年“可再生氫100”發(fā)展路線圖》預(yù)測(cè)，2030年我國(guó)氫氣的年需求量將達(dá)到3700萬噸左右，可再生能源制氫產(chǎn)量約770萬噸，占比21%；2060年我國(guó)氫氣的年需求量將增至1.0-1.3億噸，其中，可再生能源制氫產(chǎn)量約0.75-1.0億噸。據(jù)《中國(guó)氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書2020》預(yù)測(cè)，2030/2060年氫能將在我國(guó)終端能源消費(fèi)中占比達(dá)到6%/20%。目前氫能的成本較高，使用范圍較窄，氫能應(yīng)用處于起步階段。從結(jié)構(gòu)上看，2019年氫氣主要應(yīng)用于化工領(lǐng)域的合成氨、合成甲醇、煉化等，氫氣用量合計(jì)占比84%，在建筑、發(fā)電和發(fā)熱等領(lǐng)域仍然處于探索階段（來源于《一文讀懂氫能產(chǎn)業(yè)》）。

展望未來，雙碳背景下，化工等工業(yè)領(lǐng)域、以氫燃料電池車為代表的交通領(lǐng)域等將成為用氫主流。根據(jù)中國(guó)氫能聯(lián)盟預(yù)測(cè)，到2060年工業(yè)領(lǐng)域和交通領(lǐng)域氫氣使用量占比將分別達(dá)到60%和31%。二、制氫路線：綠氫將逐漸替代灰氫成為主流綠氫有望成為未來供應(yīng)主體，預(yù)計(jì)2050年產(chǎn)量比重達(dá)到70%綜合考慮技術(shù)水平、碳排放量和產(chǎn)氫成本三個(gè)方面因素，我們認(rèn)為：技術(shù)成熟、成本較低的化石能源制氫是我國(guó)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中前期的供氫主體；工業(yè)副產(chǎn)氫作為中期低成本過渡性氫源，在分布式氫源在市場(chǎng)中起到補(bǔ)充作用；氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中期，更加清潔、高效的可再生能源電解水制氫占比逐漸擴(kuò)大，并逐步取代化石能源制氫成為市場(chǎng)供氫主體。煤制氫：當(dāng)前經(jīng)濟(jì)性最佳，碳減排是未來主要制約因素煤氣化制氫是目前我國(guó)主流制氫方式。據(jù)中國(guó)氫能聯(lián)盟統(tǒng)計(jì)，2019年煤制氫在我國(guó)氫源結(jié)構(gòu)中占比高達(dá)63.5%。煤氣化制氫技術(shù)的工藝過程包括煤氣化、煤氣凈化、CO變換及氫氣提純等主要生產(chǎn)環(huán)節(jié)。具體來看，煤和氧氣在高溫氣化爐內(nèi)發(fā)生反應(yīng)生成合成氣后，首先經(jīng)過水煤氣變換，一氧化碳與水蒸氣發(fā)生反應(yīng)生成更多氫氣，再經(jīng)煤氣凈化除去硫化氫等雜質(zhì)氣體，最終經(jīng)過變壓吸附后得到高純氫氣。煤制氫成本主要由燃煤成本、設(shè)備折舊等構(gòu)成，其中，燃煤成本是主要來源。根據(jù)我們測(cè)算，當(dāng)5500大卡煤價(jià)在700元/噸時(shí)，煤制氫成本為10.1元/kg，煤炭成本6元/kg，占制氫成本比重約60%。

煤價(jià)是影響煤制氫成本的主要因素，根據(jù)我們測(cè)算，5500大卡煤價(jià)每降100元/噸，將降低制氫成本0.9元/kg。碳排放是制約煤制氫未來大規(guī)模應(yīng)用的約束條件之一，而與CCS/CCUS技術(shù)結(jié)合對(duì)煤制氫的碳減排效果顯著。碳捕集與封存技術(shù)（CCS）可以將二氧化碳捕集分離，通過罐車等輸送到適宜的場(chǎng)地封存，最終實(shí)現(xiàn)二氧化碳永久減排。而碳捕集、利用和封存技術(shù)（CCUS）則是在CCS技術(shù)的基礎(chǔ)上，將生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的二氧化碳提純后進(jìn)行資源化再利用。

根據(jù)《中國(guó)煤炭制氫成本及碳足跡研究》、《中國(guó)煤制氫CCUS技術(shù)改造的碳足跡評(píng)估》，結(jié)合CCS技術(shù)可降低煤制氫碳排放約50%，結(jié)合CCUS技術(shù)則可降低約80%。我國(guó)已具備大規(guī)模捕集利用與封存二氧化碳的工程能力。據(jù)《中國(guó)二氧化碳捕集利用與封存(CCUS)年度報(bào)告（2021）》，中國(guó)CCUS技術(shù)項(xiàng)目遍布19個(gè)省份，已投運(yùn)或建設(shè)中的CCUS示范項(xiàng)目約為40個(gè)，捕集能力300萬噸/年。國(guó)家能源集團(tuán)鄂爾多斯CCS示范項(xiàng)目已成功開展了10萬噸/年規(guī)模的CCS全流程示范。從應(yīng)用CCUS技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性來看，根據(jù)我們測(cè)算，當(dāng)5500大卡煤價(jià)在700元/噸時(shí)，煤制氫成本將增加7.3元/kg至17.4元/kg，但相較天然氣制氫（天然氣價(jià)格＞2.5元/方）和電解水制氫仍有優(yōu)勢(shì)。根據(jù)《中國(guó)二氧化碳捕集利用與封存(CCUS)年度報(bào)告(2021)》預(yù)測(cè)，第二代捕集技術(shù)突破后，其能耗和成本將比第一代技術(shù)降低30%，按此測(cè)算，則CCUS技術(shù)成本將下降30%至5.6元/kg，煤制氫成本將下降至15.8元/kg。天然氣制氫：經(jīng)濟(jì)性尚可，受制于資源稟賦難以長(zhǎng)期大規(guī)模應(yīng)用天然氣制氫是目前全球最主要的制氫方式，據(jù)綠色能源統(tǒng)計(jì)，在全球每年約7000萬噸的氫氣產(chǎn)量中約48%來自于天然氣制氫。與煤制氫相比，天然氣制氫初始設(shè)備投資低、二氧化碳排放量小、氫氣產(chǎn)率高，是化石原料制氫路線中理想的制氫方式。

天然氣制氫主要分為蒸汽轉(zhuǎn)化制氫、部分氧化制氫、催化裂解制氫、自熱重整制氫四種類型。其中，天然氣蒸汽轉(zhuǎn)化制氫技術(shù)最為成熟，是當(dāng)前天然氣制氫的主流技術(shù)路線。以應(yīng)用最為廣泛的天然氣蒸汽轉(zhuǎn)化制氫為例，天然氣制氫的工藝路線為：天然氣經(jīng)脫硫裝置凈化后，在高溫轉(zhuǎn)化爐中與水蒸氣發(fā)生反應(yīng)生成由氫氣、一氧化碳等氣體組成的合成氣。合成氣中的一氧化碳經(jīng)過水氣變換轉(zhuǎn)化為二氧化碳并產(chǎn)生更多的氫氣，最終合成氣經(jīng)變壓吸附后可得到高純的產(chǎn)品氫氣。工業(yè)副產(chǎn)氫：我國(guó)中期過渡性低成本、分布式氫源工業(yè)副產(chǎn)氫是指一些化工過程中的副產(chǎn)物或者馳放氣中含有的未重新進(jìn)入化工過程的氫氣，通過分離提純后可得到高純氫。工業(yè)副產(chǎn)氫按照工業(yè)過程不同可分為四種類型：焦?fàn)t煤氣、氯堿化工、合成氨與甲醇、輕烴利用。在我國(guó)，焦?fàn)t煤氣副產(chǎn)氫供應(yīng)潛力最大。焦?fàn)t煤氣副產(chǎn)氫成本主要由燃煤成本、設(shè)備折舊等構(gòu)成，其中，燃煤成本是主要來源。根據(jù)我們測(cè)算，當(dāng)5500大卡煤價(jià)在700元/噸時(shí)，焦?fàn)t煤氣副產(chǎn)氫成本為18.6元/kg，煤炭成本14.1元/kg，占制氫成本比重約76%。煤價(jià)是影響焦?fàn)t煤氣副產(chǎn)氫成本的核心因素，根據(jù)我們測(cè)算，5500大卡煤價(jià)每降100元/噸，將降低制氫成本2元/kg。電解水制氫：電價(jià)低于0.2元/kWh時(shí)，經(jīng)濟(jì)性可媲美藍(lán)/灰氫電解水制氫技術(shù)按照工作原理和電解質(zhì)的不同，主要包括堿性電解水和PEM電解水兩條主流技術(shù)路線，其中堿性電解水技術(shù)較為成熟，PEM技術(shù)尚處于商業(yè)化初期。

堿性電解水制氫是指在堿性電解質(zhì)環(huán)境下進(jìn)行電解水制氫的過程，電解質(zhì)一般為30%質(zhì)量濃度的KOH溶液或者26%質(zhì)量濃度的NaOH溶液。在直流電的作用下，水分子在陰極一側(cè)得到電子發(fā)生析氫還原反應(yīng)，生成氫氣和氫氧根離子，氫氧根離子在電場(chǎng)和氫氧側(cè)濃度差的作用下穿過物理隔膜到達(dá)陽極，并且在陽極一側(cè)失去電子發(fā)生析氧氧化反應(yīng)，生成氧氣和水。三、電解槽：方興未艾，群雄逐鹿堿性電解水路線是目前主流，PEM路線尚處于商業(yè)化初期按照工作原理和電解質(zhì)的不同，電解水制氫技術(shù)可分為4種：堿性電解水（ALK）、質(zhì)子交換膜電解水（PEM）、高溫固體氧化物電解水（SOEC）和固體聚合物陰離子交換膜電解水（AEM）。目前堿性電解水技術(shù)最為成熟，已完全實(shí)現(xiàn)商業(yè)化，PEM電解水技術(shù)處于商業(yè)化初期，SOEC、AEM技術(shù)還處于研發(fā)和示范階段，在國(guó)內(nèi)尚未進(jìn)行商業(yè)化應(yīng)用。對(duì)比來看，雖然PEM電解水技術(shù)尚處于完善中，但其動(dòng)態(tài)響應(yīng)速度快、電流密度大、氫氣純度高，相較堿性電解水技術(shù)更加適配風(fēng)電光伏等波動(dòng)性電源。展望未來，隨著PEM電解水技術(shù)的完善，其將逐步成為電解水制氫的主流路線。堿性電解槽：向大標(biāo)方、低能耗邁進(jìn)，2022年產(chǎn)能接近12GW堿性電解槽技術(shù)相對(duì)成熟，但存在運(yùn)行效率低等缺陷。當(dāng)前低能耗、大標(biāo)方已成為其主流研究方向。I.大標(biāo)方：國(guó)內(nèi)堿性電解水制氫設(shè)備正在快速向大標(biāo)方邁進(jìn)中。據(jù)高工氫電網(wǎng)報(bào)道，單體槽制氫設(shè)備的成本低于采購(gòu)?fù)犬a(chǎn)量多臺(tái)套設(shè)備，在當(dāng)前市場(chǎng)規(guī)劃項(xiàng)目需求均在萬噸/年以上的背景下，設(shè)備投資要求進(jìn)一步提高，2022年堿性電解槽1000Nm3/h的產(chǎn)品已趨于成熟，2022年10月明陽智能已下線單體產(chǎn)氫量為1500-2500Nm3/h的堿性電解槽。II.低能耗：據(jù)高工氫電網(wǎng)報(bào)道，當(dāng)前行業(yè)的普遍電耗水平在4.5-4.6kWh/Nm3，降低電解槽的直流電耗是電解槽技術(shù)升級(jí)的重要方向，同時(shí)也是堿性電解水制氫走向規(guī)?；那疤?。隆基氫能的堿性電解水制氫設(shè)備ALKHi1系列產(chǎn)品電耗最低可達(dá)4.0kWh/Nm3。PEM電解槽：技術(shù)進(jìn)步+降本是目前主線PEM制氫處于商業(yè)化初期，相較堿性電解水，制約當(dāng)前PEM電解水制氫大規(guī)模商用的核心是技術(shù)成熟度不夠。據(jù)高工氫電網(wǎng)和《中國(guó)氫能與燃料電池產(chǎn)業(yè)年度藍(lán)皮書2022》報(bào)道，堿性電解槽單槽產(chǎn)能最大已達(dá)2500Nm3/h，1000Nm3/h產(chǎn)品已規(guī)?；瘧?yīng)用，而我國(guó)PEM電解槽制氫規(guī)模最大不超過500Nm3/h。反映到經(jīng)濟(jì)性上則是PEM電解水制氫技術(shù)目前設(shè)備成本較高，單位成本是堿性電解槽的4-5倍。據(jù)高工氫電網(wǎng)，堿性電解槽價(jià)格在1500-2500元/kW；而國(guó)內(nèi)PEM電解槽整體的價(jià)格高達(dá)7000-12000元/kW。預(yù)計(jì)2030年我國(guó)電解槽合計(jì)市場(chǎng)空間超3000億元堿性電解槽是綠氫電解槽裝機(jī)量的主體。據(jù)TrendBank統(tǒng)計(jì)，2022年中國(guó)電解槽總出貨量約800MW，在2021年基礎(chǔ)上實(shí)現(xiàn)翻番