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100000亿氢能时代大幕拉开（二）

新动力300152

2022-12-15

导读：3、产业发展基础先行，国产化同步推进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

3、产业发展基础先行，国产化同步推进

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”。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。按照 2019 年发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，国内氢能从制氢到用氢发展路径逐渐清晰，有助于我国提早进入能源自给自足的氢能社会：

制氢产业：短期优先选用工业副产氢，中期采用化石能源制氢结合碳捕捉技术，长期采用可再生能源电解水制氢；

氢能储运：将按照“低压到高压”“气态到多相态”的技术发展方向，逐步提升氢气的储存和运输能力；

燃料电池系统：将持续围绕功率、性能、寿命、成本四大要素而发展。具体应用集中在交通领域，从商用车切入、乘用车跟进。

3.1 制氢：大规模低成本氢气是关键，路线由 “灰氢”向“绿氢”发展

目前制氢技术路线按原料来源主要分为化石原料制氢、化工原料制氢、工业尾气制氢和电解水制氢几种。常规的制氢技术路线中以传统化石能源制氢为主，全球范围内主要是使用天然气制氢，我国由于煤炭资源比较丰富，因此主要使用煤制氢技术路线，占全国制氢技术的 60%以上。

为了区分制氢途径的清洁度（碳排放量），我们将可再生能源电解水得到的氢气称为“绿氢”，生产过程做到零碳排放；将以化石能源为原料，通过蒸汽甲烷重整或自热重整等方法制造的氢气称为“灰氢”，灰氢的成本较低，但是碳强度较高；在甲烷蒸汽重整与自热重整制氢过程中增加碳捕捉和贮存环节（CCS），这样制出的氢气被称为“蓝氢”。蓝氢可以降低碳排放量，但无法消除所有碳排。

化石原料制氢。化石原料制氢是通过煤炭、天然气、石油和页岩气等能源通过重整生成氢气，目前技术路线十分成熟，平均价格也相对较低。我国煤炭资源丰富，化石原料制氢主要以煤或者煤焦作为原料，通过重整反应得到以 H2和 CO 为主要成份的混合气，再经过净化和提纯等环节产生成品氢气。而天然气制氢价格挂钩天然气价格，中国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋特点，仅有少数地区可以探索开展，天然气制氢平均成本明显高于煤气化制氢。国际上主要是以天然气和页岩气等以甲烷水蒸气为主要成份的原料进行重整。

化工原料制氢。使用甲醇等化工原料在一定温度和压力条件下，在催化剂作用下发生裂解反应产氢气和 CO 等含碳气体。CO 和水蒸气可以继续发生变换反应，最终生成 H2 和 CO2，之后再通过变压吸附去除 CO2，得到高纯度 H2。甲醇裂解技术工艺系统比使用化石能源制氢简单，运行更加稳定，产品气中不含污染物或有害气体，特别适用于中小规模制氢。但生产成本受甲醇价格影响明显，制氢成本明显高于化石能源制氢或工业副产物制氢。

工业副产制氢。工业副产制氢是在工业生产的过程中，利用富含氢气的终端废弃物或副产物作为原料，采用变压吸附法（PSA）回收提纯制氢。工业副产主要来自以下两个来源：焦炉煤气制氢和氯碱副产品气制氢。焦炉煤气中，氢气含量占 50%以上，除此还含有大量甲烷，经过压缩、提纯和脱氧等工艺可以制取高浓度氢气。但现实问题是目前焦炉煤气在钢铁企业中，已经被充分利用为烧结、炼铁和炼钢等工序的燃料，工艺流程之间配合成熟，采用焦炉煤气制氢发展空间有限。氯碱副产物制氢是指在通过电解饱和 NaCl 溶液的方法来制取 NaOH 的过程中，会生成 Cl2和 H2副产物，副产物气体杂质含量低，在提纯前氢气浓度已经大于 99%，提纯难度比较小。据资料统计，目前 30%以上的副产物氢气直接被放空排放，没有得到有效利用。回收使用氯碱行业氢气副产物可快速满足国内氢气需求，同时具有经济优势。

电解水制氢。电解水制氢是原理最为简单的制氢方法，将正负电极插入水中并通直流电，水中的氢离子在阴极发生还原反应析出氢气，氢氧根离子在阳极发生氧化反应析出氧气。电解水制氢技术设备简单，工艺流程稳定可靠，产生的氢气纯度极高，可以满足高纯度的氢气需求，同时不产生污染。但缺点是能耗大，制氢成本是目前工业化制氢领域最高的，单位制氢成本是煤制氢的 4~5 倍。而且规模较小，制氢量一般小于 200m3 /h。目前电解成本高是制约电解水制氢技术推广使用的最重要原因。但同时，在我国三北地区，大量可再生能源电力如风电和光伏发电还存在不能并网的情况。由于电能不能大规模储存，弃风弃光一方面造成了能源的浪费，另外还会造成设备的损耗。因此采用可再生能源如风能和太阳能发电，再进行电解制氢，可极大降低制氢成本，是目前制氢领域的研究热点，具有技术可行性和经济优势。

制氢路线上将由化石能源制氢逐步过渡至可再生能源制氢。随着氢能在社会发展中的需求量越来越大，制氢作为氢产业链的最上游也将会得到飞速发展。选取具有经济优势的技术路线，降低制氢成本，是氢能推广使用的关键。在现有的制氢技术中，使用煤或天然气制氢具有显著的成本优势，而且我国具有丰富的煤炭资源。但使用化石能源作为原料终究不可持续，而且会产生新的污染。使用甲醇等化工原料制氢受上游产品约束，产量和价格浮动较大，难以形成稳定有效的氢能供给。使用工业尾气制氢同样存在原料少，来源不稳定的问题。目前看来，可以支撑未来巨大氢能需求量，原料来源稳定的制氢方式应为电解水制氢。虽然目前由于成本太高，电解水在氢能制备产业中只占 4%左右，与其它方式相比暂时不具备竞争优势。但如果能考虑利用我国每年大量不能上网的风能和光伏等可再生能源电力作为能源，可以极大地降低制氢用电成本，推动电解水技术推广使用，同时可有效解决可再生电力消纳问题。

相比通过大规模的输电设施建设来分配可再生能源电力，将可再生能源电力就地制氢，再通过管道和公路等方式储存和运输，就近消纳，应该是更贴近市场需求和解决可再生能源消纳的措施。

3.2 储运氢：氢气的储存和运输效率亟待提高

氢气的可大规模存储和运输是其区别于化学电池储能的重要特性，在资源总量不受约束，制备成本中远期可控的前提下，氢气的储存性能和运输效率是氢能网络建设的瓶颈问题。

储氢技术

目前，氢气的储存主要有气态储氢、液态储氢和固体储氢三种方式、高压气态储氢已得到广泛应用，低温液态储氢在航天等领域得到应用，有机液态储氢和固态储氢尚处于示范阶段。

气态储氢。高压气态储氢具有充放氢气速度快、容器结构简单等优点，是现阶段主要的储氢方式，氛围高压氢瓶和高压容器两大类。其中钢制氢瓶和钢制压力容器技术最为成熟，成本较低。20MPa 钢制氢瓶已得到广泛的工业应用，并于 45MPa 钢制氢瓶、98MPa 钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站中。碳纤维缠绕高压氢瓶的开发应用，实现了高压气态储氢瓶由固定式应用向车载储氢应用的转变。70MPa 碳纤维缠绕 4 型瓶已经是国外燃料电池乘用车车载储氢的主流技术，35MPa 碳纤维缠绕 3 型瓶目前仍是我国燃料电池商用车的车载储氢方式，70MPa 碳纤维缠绕 3 型瓶已少量用于我国燃料电池乘用车中。

液态储氢。液态储氢具有储氢密度高等优势，可分为低温液态储氢和有机液体储氢。低温液态储氢将氢气冷却至-253℃，液化储存于低温绝热液氢罐中，储氢密度可达 70.6kg/m3，但装置一次性投资较大，液化过程中能耗较高，储存过程中有一定的蒸发损失，其蒸发率与处请关注容积有关，大储罐的蒸发率远低于小储罐。国内产能液氢已在航天工程中成功使用，民用缺乏相关标准。

有机液体储氢利用某些不饱和有机物（如烯烃、炔烃或芳香烃）与氢气进行可逆加氢和脱氢反应，实现氢的储存，加氢后形成的液体有机氢化物性能稳定，安全性高，储存方式与石油产品相似。但存在着反应温度较高、脱氢效率较低、催化剂易被中间产物毒化等问题。国内已有燃料电池客车车载储氢示范应用案例。

固体储氢。固态储氢是以金属氢化物、化学氢化物或纳米材料等作为储氢载体，通过化学吸附和物理吸附的方式实现氢的存储。固态储氢具有储氢密度高、储氢压力低、安全性好、放氢纯度高等优势，其体积储氢密度高于液氢。但主流金属储氢材料质量储氢率仍低于 3.8wt%，质量储氢率大于 7wt%的轻质储氢材料还需解决吸放氢温度偏高、循环性能较差的问题、国外固态储氢已在燃料电池潜艇中商业应用，在分布式发电和风电制氢规模储氢中得到示范应用：国内固态储氢已在分布式发电中得到示范应用。

氢输运技术

氢气在常温常压下为气态，密度仅为 0.0899 千克/立方米。作为易燃气体，它属于类危险品（非燃料），与空气混合能形成爆炸性混合物，遇热即发生爆炸，因此对运输安全要求较高。目前氢气的输运方式主要有气态运输、液态输运和固体输运三种方式。

气态输氢。高压气态输运可分为长管拖车和管道输运 2 种方式。高压长管拖车是氢气近距离输运的重要方式，技术较为成熟，国内常以 20MPa 长管拖车运氢，单车运氢约 300 公斤，国外则采用 45MPa 纤维缠绕高压氢瓶长管拖车运氢，单车运氢可提至 700 公斤。

管道运输是实现氢气大规模、长距离运输的重要方式，管道运行压力一般为 1.0~4.0MPa，具有输氢量大、能耗小和成本低等优势，但建造管道一次性投资较大。美国已有 2500 公里的输氢管道，欧洲已有 1598 公里的输氢管道，我国则仅有 100 公里的输氢管道（法规限制）。

液态输氢。液态输氢通常适用于距离较远、运输量较大的场合。其中，液氢罐车可运 7 吨氢，铁路液氢罐车可运 8.4-14 吨氢，专用液氢驳船的运量可达 70 吨。采用液氢储运能够减少车辆运输频次，提高加氢站单站供应能力。日本、美国已将液氢罐车作为加氢站运氢的重要方式之一。我国仅在航空航天有运用液氢技术。

固态输氢。轻质储氢材料（如镁基储氢材料）兼具高的梯级储氢密度和质量储氢率，作为运氢装置具有较大潜力。将低压高密度固态储罐仅作为随车输氢容器使用，加热介质和装置固定放置于充氢和用氢现场，可以同步实现氢的快速充装及其高密度高安全输运，提高单车运氢量和输氢安全性。

目前，我国氢能示范应用主要围绕工业副产氢和可再生能源制氢地附近（小于 200 公里）布局，氢能储运以高压气态方式为主。氢能市场渗入前期，车载储氢将以 70MPa 气态方式为主，辅以低温液氢和固态储氢，氢的运输将以 45MPa 长管拖车、低温液氢、管道（示范）输运等方式，因地制宜，协同发展。中期（2030 年），车载储氢将以气态、低温液态为主，多种储氢技术相互协同，氢的输运将以高压、液态氢罐和管道输运相结合，针对不同细分市场和区域同步发展。远期（2050 年）氢气管网将密布于城市、乡村，车载储氢将采用更高储氢密度、更高安全性的储氢技术。

3.3 加氢站：核心设备依赖进口，国产化逐步开启

加氢站是氢能源产业上游制氢和下游用户的联系枢纽，是产业链的核心。加氢站的建设数量和普及程度，在很大程度上决定了氢燃料电池汽车的产业化进程。

中国加氢站氢源绝大部分来自于外供高压氢气

加氢站的技术路线主要站内制氢技术和外供氢技术。站内制氢技术又包括天然气重整制氢和电解水制氢。其中，电解水制氢已经应用广泛且技术已十分成熟，欧洲大多数加氢站都采用这种技术。据不完全统计，当前国内正在运营的加氢站中，仅大连新源加氢站、北京永丰加氢站具备站内制氢能力，其余加氢站的氢气主要来源于外部供氢，使用氢气长管拖车（运输高压气态氢）、液氢槽车（运输低温液态氢）往返加氢站与氢源之间。由于燃料电池汽车还没有实现大规模运营，目前加氢站建设成本和运营成本远远高于传统加油站、加气站。从全球范围内来看，政府和整车企业是加氢站建设的主体，政府补贴的幅度均超过 50%。

中国加氢站目前都尚未盈利，能否盈利取决于运营成本、投资额、运行负荷

截至 2019 年底，全国累计已建成的加氢站共有 61 座，已经投入运营的有 52 座，在建/拟建加氢站数量为 72 座。按照《节能与新能源汽车技术路线图》规划，到今年底，我国计划燃料电池汽车规模达到 5000 辆，建成加氢站至少 100 座；到 2025 年，建成加氢站至少 300 座。但是中国加氢站目前都尚未盈利，从加氢站的营运模式来看，能否盈利主要取决于运营成本（氢气的价格）、投资额（设备）、加氢站运行负荷（燃料电池汽车保有量）。

氢气的大规模、低成本、高效的制备和运输是降低氢气价格的首要解决难题

当前氢气交货成本远大于同等能量水平下的汽柴油成本。我们对氢气与汽柴油做简单经济性对比，汽车行驶每 100 公里，需要消耗 1kg 氢气或 6-7 升汽油，每升汽油价格为 6.5~7 元左右（对应布伦特油价 55 美元/桶），因此每百公里的汽油成本为 39-49 元，即只要氢气的成本降至 40 元/kg 以下，氢气能源较之传统汽油就有成本优势。但现阶段国内氢站氢气零售价格普遍为 60-70 元/kg，明显高于传统汽柴油的交货成本，如果氢燃料电池公交车运行成本要达到和柴油车同等水平，加氢站氢气售价需要大幅降低。

从氢气售价结构来看，主要由氢气原材料、氢气的生产运输成本、加氢站的固定和可变成本以及加氢站运营维护几个部分组成。其中涉及到氢气的制备和储运的成本占到 70%。而对比看来，汽油售价的重要组成部分则是汽油的消费税。因此从降低氢气售价角度，氢气的大规模、低成本、高效的制备和运输是首先要解决的关键性难题。

加氢站主要设备倚靠进口，关键技术国产化进程有待加速

典型的外供氢的高压气氢加氢站投资组成中，除去土建及，设备费用占据最大比例，主要是压缩机、储氢瓶、加氢和冷却系统，由于国内缺乏成熟量产的加氢站设备厂商，进口设备推高了加氢站建设成本。目前建设一座 35MPa，500kg/d 固定式加氢站的投资成本约为 1500-2000 万元，即使扣除政府补贴的 300-500 万元，加氢站投资成本依然是传统加油站的 2~3 倍。虽然中国所生产的加氢站设备各项技术指标仍有欠缺，但是目前国产化已经开启，业内企业在各领域均推出自主产品。

来源：国联证券

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雄安新动力科技股份有限公司(股票代码300152)作为中国电站动力锅炉自动点火技术的开创者，公司自创立之日起始终坚持科技创新引领公司发展，以节能环保、新能源领域的技术创新为重点，致力成为中国以及全世界环保行业的 “领头羊”。

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