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氢能产业研究报告
2021年氢能产业研究报告
殷中枢、郝骞、赵乃迪光大证券
1、氢能:
二次能源的第二路线
1.1、零碳电力+氢能,能源结构优化的必由之路
碳中和背景下,新能源长期发展是实现碳减排的核心路径和手段
在全球的能源系统中,煤炭、石油、天然气等化石能源仍是能源消费的中坚力量。
根据《BP世界能源统计年鉴》的相关数据,2019年全球一次能源消费总量为583.90EJ(艾焦耳,即1018焦耳),同比增长1.33%;其中煤炭/石油/天然气占比分别为27%/33%/24%(总占比84%);2019年中国一次能源消费总量达141.70EJ,其中煤炭/石油/天然气占比分别为57%/20%/8%(总占比85%)。
无论是全球的能源系统还是中国的能源系统,化石能源在能源消费结构中占比仍超过80%,其也是大多数温室气体排放的根源。
回顾人类对能源利用的探索历程,实际上是从利用核外电子到利用核内电子的过程,但这恰是宇宙、物质、能源发展的逆过程。
二次能源中,对电能的利用是一项伟大的革命,现已成为能源利用的枢纽,从历史上看,“电”也引发了多次生产技术革命。
而氢能同作为二次能源,具有可存储的优势,但也因制备和使用效率稍逊而经济性较差,但从能量循环的角度看,可以有助于碳的减排。
锂、氢能同作为可行且具有前景的电子存储载体,其重要的原理特点在于,Li+与H2都是小粒子,有助于提升物质/能源转换便利性。
碳中和的最重要目的就是减少含碳温室气体的排放,采用合适的技术固碳,最终达到平衡;为达到碳中和,我们预计到2060年,清洁电力将成为能源系统的配置中枢。
供给侧以光伏+风电为主,辅以核电、水电、生物质发电和对应的储能配套设施(锂电+氢能等);需求侧全面电动化,并辅以氢能多方位利用。
锂资源约束压力加大背景下,推进氢能的生产和利用是发达国家的共识
随着全球电动车行业的高速发展,以及未来风光发电占比提升后对锂电储能需求的增长预期逐步提升,锂资源正逐步成为未来能源发展的重要掣肘。
全球能源转型发展较快的欧盟和日本均对氢能发展提出了明确要求和较高的期望。
(1)日本:
锂资源约束下的优先选择方向。
日本于2020年12月提出《2050年碳中和绿色增长战略》(以下简称《战略》)作为日本碳中和发展的纲领性战略,其中基于资源约束和发展核心竞争力的两方面因素对氢能发展提出了长期规划并作为优先选择方向。
《战略》对于日本氢能行业在扩大规模、降低成本、国际推广等多方面提出了明确的发展目标和推进方向。
扩大规模:
根据《战略》预计,2050年全球氢能涡轮机发电装机容量3亿千瓦,氢能卡车累计1500万辆,零排放钢铁5亿吨/年。
对应的,清洁氢供应量在2030年达到300万吨,2050年达到2000万吨。
降低成本:
根据《战略》数据,2020年,氢获取成本170日元/Nm3(约110元/kg),纯氢发电成本97.3日元/kWh(约5.76元/度),10%的氢和90%再气化LNG混合发电成本为20.9日元/kWh;2030年获取成本降至30日元/Nm(3约20元/kg),2050年获取成本降至20日元/Nm3(约13元/kg)。
国际推广:
日本政府同样重视氢能发展过程中的技术与设备优势。
根据Hemade咨询,日本的氢能潜力较低,但应用潜力高,未来很可能经由澳大利亚、拉丁美洲和中东进口氢能。
因此,《战略》强调了日本在涡轮机、液化输氢船、大型电解装机方面的优势,致力于向可再生能源丰富的世界地区出口设备。
(2)欧盟:
能源系统与清洁氢的有机结合是重要发展方向。
欧盟整体已于1990年实现碳达峰,并于2018年11月提出“碳中和”愿景,后于2019年12月发布《欧洲绿色协议》和配套的《气候中立欧洲的氢战略》(以下简称《氢战略》)。
《氢战略》提出:
从2020年到2030年,电解槽的投资可能在240亿到420亿欧元之间。
此外,在同一时期,将需要2200-3400亿欧元来扩大和直接连接80-120千兆瓦的太阳能和风能生产能力到电解槽,以提供必要的电力;对现有一半工厂进行碳捕获和储存改造的投资估计在110亿欧元左右;此外,投资650亿欧元用于氢运输、分配和储存,以及氢加油站。
从现在到2050年,欧盟对氢产能的投资将达到1800-4700亿欧元。
同时,使最终用途部门适应氢消耗和氢基燃料也需要大量投资。
例如,将一个典型的即将报废的欧盟钢铁装置转化为氢气需要大约1.6-2亿欧元。
在道路运输领域,再扩建400个小型氢燃料站(相比之下,目前只有100个)可能需要8.5亿至10亿欧元的投资。
能源安全背景下,氢能战略已成为国家发展的大战略
从改革开放以来,中国经济社会发生了翻天覆地的变化。
当前,我国面对的内、外部形势日益复杂严峻,新冠疫情更加速了这种趋势。
2020年5月14日的中央政治局会议首次提出了“两个循环”的概念,即内循环和外循环,其中重点强调保障粮食安全、能源安全、国防安全和供应链安全等;这也是至少未来10-20年,我国经济发展的大趋势。
然而,根据全国政协委员,中国石化集团有限公司总经理、党组副书记,中国工程院院士马永生在全国政协十三届四次会议第二次全体会议大会上的发言,2020年我国石油和天然气的对外依存度分别为73%和43%;一旦国际局势进一步恶化,能源保障或将出现一定的不确定性。
在此背景下,氢能和光伏/风电领域一道成为了我国能源消费结构转型和能源安全保障的重要一环。
一方面,我国氢能源产量丰富,根据中央广播电视总台在2021年5月专访中国科学院院士欧阳明高时披露的数据,每年没有充分使用的工业副产氢能就有1000万吨,同时相对较高的弃风弃光资源在未来成本下降的趋势下也为绿氢生产提供了充足的电力保障;另一方面,氢能更低的储能成本、与储电互补、灵活的制储运方式等特点,使其成为集中式可再生能源大规模长周期储存的最佳途径。
欧阳明高院士曾表示,氢能战略是国家的大战略,也是碳中和的重要组成部分,未来在可再生能源的长周期储能调峰中将扮演重要角色。
综上所述,构建零碳电力为主、氢能为辅的能源结构是碳中和、资源约束、能源安全等三方面背景下我国能源发展转型的必由之路。
1.2、政策支持不断,氢能产业快速发展
2019年氢能源首次写入《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”。
其实,自2011年以来有关部门已经从战略、产业结构、科技、财政等方面相继发布了一系列政策,引导鼓励氢燃料电池等氢能产业发展。
1.3、氢能发展已在路上,应用场景广泛
随着氢能应用技术发展逐渐成熟,以及全球应对气候变化压力持续增大,氢能产业关注度日益提升,氢能及燃料电池技术作为实现低碳环保发展的重要创新技术,正在迎接一轮高速发展窗口;2020年,我国“碳达峰碳中和”战略提出后,氢能产业再次迎来新一轮的投资热度,和氢能发展应用密切相关的各环节龙头企业均加大在氢能产业的布局和发展。
上游制氢:
阳光电源、隆基股份、宝丰能源
(1)2021年3月18日,阳光电源发布国内首款绿氢SEP50PEM电解槽(功率250kW),是目前国内可量产功率最大的PEM电解槽。
公司早在2019年便与中科院大连物化所在合肥签订氢产业化战略合作协议,共同成立“PEM电解制氢技术联合实验室”,并先后在山西榆社县、吉林榆树市、吉林白城市等地推动制氢项目建设并取得积极进展。
未来阳光电源计划形成“风-光-储-电-氢”业务全面发展格局,力争成为全球领先的绿氢系统解决方案及服务供应商。
(2)2021年3月31日,西安隆基氢能科技有限公司注册成立,注册资本金3亿元,隆基股份董事长李振国亲自担任法定代表人、董事长兼总经理,体现出隆基对氢能发展利用的重视;该公司未来发展重点将主要聚焦制氢环节,李振国也曾表示“把绿氢变得低廉便宜也是隆基下一步要建立的能力”。
此外,隆基股份于2021年4月13日与中国石化签署战略合作协议,未来将在分布式光伏、光伏+绿氢、化工材料等多领域形成深度的合作关系,共同开拓清洁能源应用市场。
2021年5月31日,隆基新型氢能装备项目正式落户无锡,该项目一期注册资本1亿元,投资总额3亿元,预计到2022年底将达到年产1.5GW氢能装备的能力。
(3)2021年4月20日,由宝丰能源组织实施的“国家级太阳能电解水制氢综合示范项目”在宁夏正式投产,包括20万千瓦光伏发电装置和产能为2万标方/小时的电解水制氢装置,是目前全球单场规模最大、单台产能最大的电解水制氢项目。
公司计划用20年时间,实现以新能源制取的绿氢替代燃料煤制氢,使公司摆脱煤炭资源制约,实现二氧化碳的近零排放。
中游加氢:
中国石化、中国石油
(1)2021年3月,中国石化计划在“十四五”期间规划布局1000座加氢站或油氢合建站,这一规模约为2020年底全国加氢站总数的8倍。
此外,2020年9月拥有中国石化自主知识产权的首套高纯氢气生产示范装置在高桥石化成功投产,推动公司2020年年产氢气量超过350万吨。
中国石化正积极调整加氢站规划布局,确保氢能成为中国石化最具竞争力的战略新兴业务与实践绿色低碳新发展理念的新标杆。
(2)2021年5月18日,中国石油直属科研机构中国石油石油化工研究院正式成立氢能、生物化工和新材料三个新研究所。
中国石油早在2018年起便积极布局氢能供给产业链,先后在张家口、北京、上海临港等地推动加氢储氢相关设施的建设。
下游用氢:
潍柴动力、宝武集团、国家电投
(1)2021年4月23日,潍柴动力定增方案获批,拟投资20亿元用于燃料电池产业链建设项目,达产后可形成年产2万氢燃料电池、3万台新型燃料电池的相关产能布局。
公司自2016年收购弗尔赛正式布局燃料电池领域,并先后于2018年5月和11月收购英国锡里斯19.9%和巴拉德20%股份,进一步加大在燃料电池领域的研发和布局。
2021年4月,国家燃料电池技术创新中心和“氢进万家”科技示范工程两大国家级项目同时启动并由潍柴动力担纲建设,体现出公司在燃料电池领域的技术领先实力。
(2)2021年3月,宝武集团旗下的全球低碳创新研究基地——八一钢铁的富氢碳循环高炉试验项目已启动第二阶段的工程建设,成功后再大幅提高冶炼炉利用系数的同时还可以减少30%的二氧化碳排放。
早在2019年宝武清洁能源公司正式成立,持续推进氢能业务并驱动钢铁能源结构优化,缓解能源约束,支撑主业低碳冶炼,助推国家氢能发展与低碳社会构建。
(3)国家电投早于2017年5月便注册成立国家电投集团氢能科技发展有限公司,意在国家电投整体氢能产业战略布局框架下高起点、快节奏的开展氢能产业关键科技核心创新,主要在燃料电池研发、动力系统研发、制储技术研究等方面实现突破;2021年1月,国家电投氢能公司举行了A轮融资引战签约仪式,与未来科学城、国家电投中央研究院、嘉兴氢合等股东签署增资协议,为氢能公司的发展继续赋能出力。
公司有望利用其在可再生能源发电、储能、氢能等方面的综合布局,打通可再生能源发电+储能(氢气)全产业链。
2、发展目标:
低碳前提下降本+规模化
整个氢能产业链涉及的行业广泛,从上游的制氢、到中游的储运、再到下游的氢能应用,涵盖能源化工、交通运输和机械设备等多个行业。
目前我国主要的氢能产业链链条为煤制氢→高压气氢集束管车运输→工业应用(合成氨、甲醇等);未来随着技术进步和产业规模的快速发展,最具实用性、经济性和可持续发展潜力的应用路线将转变为电解水制氢→液氢+管输→工业+交通+建筑+储能全方位应用。
根据EnergyTransitionsCommision在《MakingtheHydrogenEconomyPossible》的预测,全球的氢能需求有望从2020年的1.15亿吨提升至2050年的超过10亿吨,其中:
用于终端消费的氢能需求有望突破5亿吨(主要集中在工业端的水泥、钢铁、化工等细分行业,以及建筑端的供暖使用);用于绿色氨气生产和合成燃料生产的氢能需求分别为0.8和1亿吨(均集中在交通领域,其中在船运领域氢能需求有望占终端需求的80%);储能领域未来的氢能应用规模仍有不确定性(占未来储能需求的2~5%),范围从0.8亿吨~2.7亿吨不等。
在当前时点来看,技术最成熟、未来发展前景相对最为广阔的是交通领域的燃料电池汽车。
汽、柴油作为传统车用燃料,统治汽车领域约百年的时间,在新能源革命的大潮及全球碳中和的趋势下,车用动力的变革已经开始,“用得起、买得起”已经成为不同动力汽车能否商业化推广放量的关键。
“用得起”:
燃料要清洁、且成本要低。
根据欧阳明高2021年中国电动汽车百人会发言,从基于可再生能源的能源动力组合全链条能效分析,如果能源供给侧端的电价相同,总体能效差别等于成本差别,充电电池能做的事情就可以不用氢燃料电池,因为制氢的电价不会比充电电价更便宜(综合效率方面,电动车(77%)>燃料电池(30%)>内燃机(13%))。
有一些场景用氢燃料依然是不错的选择:
长距离客、货运(重卡、大巴、公交)、锂电能量衰减比较快的地区(北方)、物流叉车、轮船等,以及大规模储能、工业原料。
我们基于当前各类动力汽车能源成本的经济性测算也可以得出类似结论:
当前时点在乘用车方面,电动(插电混动)汽车的经济性远好于汽油车和燃料电池车(对于轿车类型,电动车的百公里成本约10元,而汽油和燃料电池车的百公里成本分别达到33元和63元)。
而对于燃料电池发展最快的重卡,虽然当前时点燃料电池重卡仍不具优势,但随着规模化的推进、技术的进步、以及加氢成本的下降,2030年燃料电池重卡在政府补贴支持的情况下(约9万美元或60万人民币)经济性已经可以和柴油重卡媲美;到了2050年燃料电池重卡经济性有望优于柴油重卡。
“买得起”:
通过技术研发、规模化降本,使汽车购买成本下降,达到可平价消费区间。
目前看,锂电池车购买成本已经可以与传统燃油车相抗衡,进入市场化快速放量阶段;氢能燃料电池车目前因为还处于规模化初期,仍需要5-10年时间通过规模化降本,作为锂电的互补,未来也值得期待。
2.1、上游:
电力降本助力绿氢“用得起”
灰氢不可取,蓝氢可以用,废氢可回收,绿氢是方向
制氢是氢能产业链的最前端环节,当前技术路线多元化不存在单一最优模式,需要因地制宜选择适合所在地资源禀赋、经济条件等客观环境的制氢手段。
制备氢气的方法已较为成熟,从多种来源中都可以制备氢气,每种技术的成本及环保属性都不相同,主要分为四种技术路线:
工业尾气副产氢、电解水制氢、化工原料制氢、化石燃料制氢等。
而按照制氢的清洁程度(一般是碳排放量)分类,
(1)以化石能源为原料,通过甲烷重整等方法生产的氢气称为灰氢,碳排放量相对最高;
(2)在以化石能源为原料的制作过程中增加碳捕捉和贮存环节,进而生产的氢气成为蓝氢,碳排放量相对较低;(3)可再生能源电解水得到的氢气为绿氢,生产过程可以基本做到零碳排放。
化石燃料制氢有着更高的效率,但是其全生命周期碳排放量远高于其他方式。
虽然使用化石燃料制氢(煤、天然气等)拥有超过80%的利用效率,但是其制氢的全生命周期平均二氧化碳排放量近14kgCO2/kgH2;作为对比,虽然可再生能源制氢的利用效率约为30%(主要是电解水环节的能量损耗较高),但其全生命周期平均二氧化碳排放量仅不到2kgCO2/kgH2,在当前“碳达峰、碳中和”背景下更具发展潜力。
展望未来,绿氢生产有望基本实现零碳排放。
未来随着电解水技术的持续进步、可再生能源发电规模的持续发展、设备利用小时数的持续提升,2050年可再生能源发电制氢的全生命周期二氧化碳排放量有望降至0.5kgCO2/kgH2,LHV左右。
绿氢生产成本仍相对较高,未来降本空间潜力较大,且碳税的增加有望加快绿氢对其他能源类型的替代。
在现有技术和规模的情况下,绿氢的生产成本仍相对较高(约4美元/kgH2,灰氢和蓝氢的生产成本在1.5~2美元/kgH2左右);但是随着可再生能源电价的持续降低和电解槽技术的提升,绿氢生产成本仍将持续下降;如果考虑到碳税在未来的引入(假设50美元/吨),则绿氢的生产成本分别有望在2030/2032/2038年超过蓝氢/灰氢/LNG(亚洲)。
绿氢降本核心:
电价降低&电解槽降本
当前绿氢生产成本中占比较高的是电价和设备成本,占比分别达到50%和40%,因此未来绿氢生产降本的核心也在上述两个环节。
根据IRENA的研究结果,当电解槽设备成本降低超过80%,可再生能源电价从当前的53降至20美元/MWh(约0.1元/kWh),辅以电解效率、满载小时、电解槽寿命等因素的提升,未来绿氢成本有望降低至1美元/kgH2。
(1)新能源发电成本(尤其是光伏)未来仍将保持快速下降趋势。
根据IRENA数据,全球可再生能源LCOE在2010-2019年均呈现下降态势,其中光伏装机LCOE从2010年的0.378美元/kWh下降82%至2019年的0.068美元/kWh(约0.4元/kWh),陆上风电装机LCOE从2010年的0.086美元/kWh下降38%至2019年的0.053美元/kWh(约0.34元/kWh)。
展望未来,光伏行业仍有希望通过技术进步持续降本,N型硅料、颗粒硅、大尺寸、TOPCon、HJT及叠瓦等提效降本技术会持续推进可再生能源电价持续下降。
(2)电解槽技术进步和规模提升带来成本下降。
当前电解槽效率约为55kWh/kgH2(即生产1立方氢需要约4.5度电),单位造价约为400美元/kW;随着更大的槽体、更优秀的制造工艺、以及更好的质量品控,辅以在其他环节技术和材料的优化(如更薄的隔膜、更高效的催化剂、减少稀有金属的使用等),未来电解槽的效率有望降低至40kWh/kgH2(即生产1立方氢需要约3.7度电),同时电解系统造价也有望降低至200美元/kW,从而推动绿氢生产成本持续下降。
综上所述,当前绿氢的生产成本约4~5美元/kgH2(约25~30元/kgH2),相较灰氢(约1~2美元/kgH2)仍处于高位,但是未来随着电解槽技术的持续进步和氢气生产规模的不断提升,叠加可再生能源发电技术持续发展所带来的电价降低,绿氢的生产成本有望降至1美元/kgH2,和其他制氢方式、乃至其他化石能源相比均具有一定的经济竞争力;此外,在碳中和背景下,未来碳价的引入和提升将进一步提升绿氢的竞争力(因其碳排放相较其他制氢方式和化石能源具有显著优势)。
发展过程中的核心关键点在于:
(1)可再生能源电价的持续降低,从当前的53美元/MWh(约0.35元/度)降低至20美元/MWh(约0.15元/度)。
(2)电解槽技术和制氢规模提升所带来的单位资本开支下降,从当前的7000元/kW左右降低至1000元/kW。
2.2、中游:
加氢站建设实现氢气“用得到”
在全球氢能行业快速发展的背景下,作为产业上游制、储环节与下游应用市场的枢纽,加氢站的建设受到了各个国家和地区的高度重视。
燃料电池车是氢能应用的重要一环,其与氢能基础设施建设的发展密切相关;全球加氢站建设从2016年起逐步提速,根据H2Stations的统计数据,2020年全球加氢站数量新增119座至553座,其中亚洲275座(主要集中在中国、日本、韩国)、欧洲200座(主要集中在德国、法国)、北美75座(主要集中在美国)。
根据香橙会研究院的统计数据,2020年中国新建加氢站47座,累计建成加氢站数量达118座;而根据中国氢能行业发展的远期规划,2030年我国加氢站数量有望达到5000座,年均复合增长率超25%,和全球其他地区相比(美国5600座、欧洲3700座、日本900座)亦处于领先水平。
氢能产业集聚效应显著,产业链企业集中聚集地的氢能基础设施建设也依托其自身资源禀赋得到快速发展。
我国现运营的加氢站主要集中在广东、山东、上海、江苏等四个省/市,加氢站数量占比超过50%。
结合我国氢能产业整体布局来看,东部区域氢能利用产业主要集中在山东、江苏和上海,该地区也是我国最早进行燃料电池研发与示范的地区;南部地区主要以广东佛山和云浮为首,依托燃料电池汽车的大规模示范,该地氢能产业链逐步完善。
国内制氢企业分布也明显呈现出东部沿海多内陆少,北京、山东、江苏、上海和广东氢气产量占全国制氢总量超过60%。
放眼全国,广东省佛山市在加氢站建设方面行动最积极、政策最详实,其加氢站建设补贴力度最大。
2018年4月12日,《佛山市南海区促进加氢站建设运营及氢能源车辆运行扶持办法(暂行)》出台,对南海区加氢站建设及运营进行补贴,扶持办法中对新建的固定式加氢站最高补贴金额达800万元,是目前加氢站扶持政策中最高的,且当地企业不仅可享受南海区的补贴政策,还可以同时享受上级相关补贴政策。
规模化降本可以实现加氢站成本的持续降低,进而推动加氢站建设提速
目前我国建设一个日均加氢量500kg的35MPa固定式加氢站的建设成本约1200万元(对应单位投资2.4万元/kg·d);而根据AhmadMayyas等人的研究结果,如果生产规模增加到100套/年,加氢站建设成本较2015年可降低40%左右。
未来,随着设备生产规模的扩大,规模经济影响显著,压缩系统、储氢系统以及加氢系统的成本将明显下降,外供氢高压氢气加氢站的总成本将有很大的下降空间。
国内现阶段主要为外供氢高压氢气加氢站,其最为重要、成本占比最高的是三大系统——压缩、储氢及加氢系统。
根据AhmadMayyas等人的研究结果,随着生产规模的增加,压缩机加氢系统的单套成本降幅较为明显,而储氢系统成本的下降幅度相对有限。
此外,由于我国拥有更低的人力成本及建筑成本,使得我国在加氢站关键系统建设成本上较其他国家具有一定优势,但是成本降低的关键还是在于生产规模的扩大和技术的进一步发展,加速发展氢能利用产业,形成上下一体的商业化产业链及标准化部件迫在眉睫。
各类储运方式的有机结合也是实现氢能“用得起、用得到”的重要一环
除了加氢站建设以外,过程中的氢气储存和运输同样对下游氢气使用的可行性和经济性有着重要影响。
氢气的储运技术主要分为气态和液态两类(固态储氢的技术可行性仍有待进一步验证和研究),其中高压气态运输由于技术实现简单及成本低等特征,应用最为广泛,而液态运输次之。
氢气储存方面,在未来有大规模氢气存储需求的可能性下,利用盐/岩洞进行氢气储存(配合管网运输)是大规模氢气储存的最佳方式(低成本、高可行性),但是该类储存方式受到天然地理条件的直接制约,对于天然盐矿床资源缺乏区域并不具备可行性;目前在氢气用量相对较小且运输半径有限的情况下,采用高压气态储存在经济性和实用性上最优,而随着技术的进步和运输半径的提升,液氢储运将具备一定的竞争力。
综合考虑氢气储存+运输背景下并不存在最优选项,
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