2024年电解制氢行业研究——产业链篇
引言 氢气是一种来源丰富、应用广泛的工业气体,同时兼具能源载体的性质,是一种无法直接从自然界获取的二次能源。绿氢是指利用风光等可再生能源电解水制氢或生物质等其他环保方式制氢,全程不产生污染气体和碳排放。绿氢从生产到应用全面摆脱了对传统化石能源的依赖,能够有效助力深度脱碳减排,是实现碳中和愿景的重要路径,也是新能源行业闭环形成的关键环节。 随着风光发电的规模的不断增长和低碳要求的不断提升,绿氢逐渐拥有更大的发展空间和市场,我国绿氢项目数量和规模都呈现逐年增长的趋势,但绿氢制备的关键设备电解槽的零部件国产化率仍有待提升。由于氢气储运成本仍相对较高,目前绿氢市场应用仍以可就地消纳、作为工业原材料拥有不可替代性的大化工领域为主,交通、建筑等燃料能源领域则以成本优势相对明显、配套设施较为完善的风光电力为主,氢燃料的应用推广仍需静候佳期。对此我们从产业链角度梳理了行业的发展现状。 电解制氢产业链简介
资料来源:毛宗强等《制氢工艺与技术》、张轩等《电解水制氢成本分析》、 煤炭深加工现代煤化工、华宝证券、中盛咨询整理
电解水制氢中游包括制氢和储运两个环节,是产业链中技术难度较高的两个环节,也是未来绿氢能否实现平价的关键。下游根据氢气的性质可划分为工业原材料和燃料两种,工业原材料的应用是目前集中式风光发电制氢的主要应用领域,燃料应用中,绿氢在交通领域相对受到了更广泛的推广。
资料来源:中盛咨询依据公开资料整理 一 产业链上游 01 风光发电规模增长,平价发展有望推动电解制氢降本
2024年2月,我国风光利用率分别降至93.7%和93.4%,首次跌破“95%消纳红线”。电解水制氢项目通常与风光电厂配套进行,理论上电解水制氢可与所有风光电场适配,解决风光电力的消纳问题。因此电解水制氢规模的增长与风光电场的数量与发电量呈正相关。2023年我国发电量达到89,090.8亿千瓦时,其中风电占比9.08%,发电量8,090.50亿千瓦时,光伏占比3.30%,发电量2,939.70亿千瓦时,2024年1-9月风光电力占比再度上涨,分别达到9.54%和4.36%。
资料来源:国家统计局、中盛咨询整理
目前我国可再生能源电力价格仍普遍高于传统火电价格,在政策驱动下风光电力向着平价化方向发展。我们根据部分电力公司公开价格数据测算,2023年底风电平均上网电价为496.51元/兆瓦时,较上年下降了2.06%,约为火电平均上网价格的1.02倍,光伏上网电价平均上网电价为763.48元/兆瓦时,较上年下降了3.64%,约为火电价格的1.57倍。
02 上游零部件部分国产化,技术方面存在较大进步空间 碱性电解槽零部件主要分为隔膜和催化剂。目前碱性电解槽广泛使用的隔膜为以聚苯硫醚(PPS)织物为基底的新型复合隔膜,有着耐热性能优异、机械强度高、电性能优良的特点,日本东丽的PPS隔膜,价格约在每平米400元左右,长期占据着我国PPS隔膜的主要市场份额。 碱性电解槽的催化剂主要以镍基为主,电极通常采用镍网的形式,具有价格低廉,耐酸耐碱耐高温等特点,国内生产商包括扬州玉峰、英凯模等,欧美碱性电解槽所使用的高性能镍基合金催化剂,是与国产电解槽价格、制氢效率、使用寿命等方面拉开差距的主要原因之一。 资料来源:阳光电源、氢启未来网、高工氢电、碳能科技、中盛咨询整理 PEM电解槽主要分为质子交换膜、电极催化剂、气体扩散层和双极板四个部分。其中仅行业目前常用的石墨双极板和金属双极板可完全实现国产化替代,且已向着耐腐蚀的钛基双极板展开技术研发,上海治臻和金泉益搭建有PEM电解槽双极板的生产线并已开始出货。其他零部件生产技术均与国际先进水平存在一定差距,对进口相对依赖。 质子交换膜生产技术长期被欧美和日本国家所垄断,国内的工业级的PEM产品几乎全部使用杜邦的NafionTM系列,国内仅东岳未来氢能、浙江汉丞、通用氢能和科润新材料等少数企业拥有生产PEM电解槽质子交换膜的能力。 PEM电解槽常用的阴极催化剂为以碳为载体材料的铂碳催化剂,铂载量约在0.4-0.6g/c㎡;阳极催化剂以氧化铱为主,催化剂中铱载量约为1-2g/c㎡,铂和铱均为产量稀少的贵金属,价格昂贵,催化剂中的贵金属载量是未来技术突破的主要方向。 PEM电解槽的气体扩散层阳极选择耐酸耐腐蚀的钛毡作为阳极气体扩散层的主要材料,阴极碳纸和钛毡均可以作为气体扩散层材料,国内碳纸气体扩散层存在一定的工艺壁垒,钛毡气体扩散层生产企业也相对较少,工业级的质子膜电解槽产品国内仍以进口品牌使用为主,国产化率具备较大进步空间。 资料来源:Nel、派瑞氢能、TrendBank、平安证券、中盛咨询整理 二 产业链中游 01 我国绿氢产业稳步发展,技术趋势明显 我国绿氢制取项目呈快速增长趋势,单项目制氢规模不断扩大。根据势银能链与GGII,截至2023年12月31日,我国已存在337个绿氢项目,其中2023年全年新增186项,占总量的55.19%;2021-2023年我国电解水制氢设备出货量从350MW增长至1.2GW,CAGR为85.16%,其中最大单项目制氢规模2021年仅为160MW,2023年大幅增至750MW。 从电解水制氢设备招标项目技术路线来看,2023年碱性技术路线电解槽招标量占据主导地位,招标规模2,846.5MW占比达95.7%,PEM技术路线电解槽招标规模66MW,占比2.2%,SOEC招标规模63MW,占比2.1%。大东时代智库(TD)预计,在小规模分布式制氢上会以PEM为主,而在大规模集中式制氢上,2026年前会以ALK为主,PEM为辅的模式。 资料来源:大东时代智库、中盛咨询整理 02 氢气储运降本需求明确,技术有待突破
现阶段氢气的储运方法主要包括高压气态储运、固体材料储运、低温液态储运和有机液态储运四种。
资料来源:国际氢能网、中盛咨询依据公开资料整理
其中高压气态储运是国内最普遍的运氢方式,气氢拖车运输技术最为成熟但运输效率仅为1-2%,适用于小规模、200km内的短途运输。目前20MPa车约66万,30MPa车约166万,以20MPa压力运输,当运输距离100km时,运输成本为8.66元/kg,随着距离增加,运输成本受人工费和油费推动显著上升,如果运输压力标准由20MPa提升至50MPa,100km的运输成本可降至5.60元/kg。国内管束储氢企业主要有中集安瑞科、浙江蓝能、北京天海、国富氢能、新兴能源装备、中材科技、众邦能源等。其他氢能储运方式由于成本或技术成熟度问题,在我国尚未开始大规模应用。
三 产业链下游 01 工业用氢可就地消纳,项目规模不断增长
大化工领域是绿氢主要应用场景,终端能源消费渗透率逐步提升。据IEA《Global Hydrogen Review 2024》,2023年全球氢需求超过97百万吨,其中炼油氢需求达43百万吨,工业氢需求达54百万吨;工业氢需求中约60%用于氨生产,30%用于甲醇生产,10%用于冶金。而据中国石化《中国能源展望2060》,2023年,我国氢气消费量约3,549万吨,在终端能源消费总量中的占比不足4%,几乎全部氢气用于工业部门,建筑、交通等部门用氢合计不足3%。
资料来源:IEA、中国石化、国海证券、中盛咨询整理
从我国绿氢项目建设情况来看,根据2024绿氢产业大会上的GGII数据显示,在已建成项目中,从数量占比来看,66%项目下游应用为交通;从装机占比来看,化工及炼化占比超过70%。在建及规划项目中,从数量占比来看,化工与交通约2:1;从装机占比来看,化工应用占比高达92%,其次为交通。
02 交通领域以氢燃料电池车为主,推广仍需静候佳期
我国氢燃料电池的应用处于试点阶段,多应用于大型客车和重型专用车,《中国零排放货运年度进展报告2022》以49吨氢燃料电池重型货车为例对氢燃料电池车生命周期使用成本进行了测算,并与传统燃油重型货车进行了比较,最终结果显示氢燃料电池5年内综合成本为532.35万元,约为传统燃油车的2.3倍,而一次性购置成本为150万元,约为传统燃油车的3.8倍。
据中国汽车工业协会公布燃料电池汽车产销数据,2024年6月全国燃料电池汽车产销分别完成1,181辆和1,117辆。2024年上半年全国氢燃料电池汽车产销数据分别为2,773辆和2,644辆,同比增加11.1%和9.7%(2023年上半年产销数据为2,495辆和2,410辆)。 燃料电池车的推广应用离不开配套设施加氢站的建设,目前我国的加氢站主要以外供氢、气态、35MPa压力加氢站为主,根据GGII《中国加氢站数据库》,2023年国内新建加氢站87座,加氢站分为外供和现场制氢两种,2023年国内新建加氢站有13座是制氢加氢一体站。外供氢加氢站的电解水制氢和运输成本每公斤高于60元,而现阶段灰氢的制备储运成本约为每公斤30元。对于现场制氢加氢站而言,电解水制氢加氢一体站的建设成本为外供氢加氢站的3.2倍,是甲醇重整制氢加氢一体站的1.7倍,是天然气重整制氢加氢一体站的1.6倍。因此氢燃料电池车受购置和使用成本影响,目前主要以摸索商业模式为主,为绿氢降本后的大规模推广做前期的准备。
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