氢能源产业链

氢能源产业链

——2020年02月24日氢产业链：上游供给充分，中游制造实力期待突破制氢：三种路线并举，化石能源制氢向可再生能源过渡。我国的制氢工业以引进技术为主，技术相对成熟，与发达国家的差距不大。当前，氢的制取技术主要有三种比较成熟的路线：一是以煤炭、石油、天然气为代表的化石能源重整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产提纯制氢；三是以电解水制氢为代表的可再生能源制氢。其他技术路线，如生物质直接制氢和光解水制氢等目前产收率较低，仍处于实验和开发阶段，尚未达到规模制氢要求。氢产业链：上游供给充分，中游制造实力期待突破制氢：三种路线并举，化石能源制氢向可再生能源过渡。化石能源重整制氢：煤制氢技术成熟，价格相对较低，是目前主要的化石能源重整制氢方式。煤制氢通过气化技术将煤炭转化为合成气，经过水煤气变换分离处理来提取高纯度的氢气。煤制氢技术路线可以大规模稳定制氢，成熟高效。原料煤作为最主要的消耗原料，约占煤制氢总成本的50%。以成本最低的煤气化制氢技术为例，每小时产能54万方合成气的装置，在原料煤（6000大卡，含碳量80%以上）价格600元/吨的情况下，制氢成本约8.85元/千克。结合尚处在探索示范阶段的碳补集与封存（CCS）技术以控制化石能源重整制氢的碳排放，按照煤制氢路线单位氢气生成二氧化碳的平均比例计算，增加CCS后以上设定条件下的没制氢成本约为15.85元/千克。今后，随着国内CCS技术的进一步开发，煤制氢此方面成本将下降。氢产业链：上游供给充分，中游制造实力期待突破制氢：三种路线并举，化石能源制氢向可再生能源过渡。天然气制氢受制于原料资源，在我国尚未大规模发展。天然气制氢技术中，国外采取的主流方法为蒸汽重整制氢。天然气作为原料占制氢成本比重达70%以上，因此天然气价格是决定此技术路线下制氢价格的重要因素。天然气制氢平均成本高于煤气化制氢，再加上中国“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。煤气化制氢流程简图神华煤制油项目天然气制氢工业副产提纯制氢工业废气等副产供给充足，为氢能发展拓宽来源。工业副产提纯制氢包括焦炉煤气中氢的回收利用、甲醇及合成氨工业、丙烷脱氢（PDH）项目制氢、氯碱厂回收副产氢制氢等。对工业副产中的氢进行提纯，不仅可以提高资源利用效率，实现经济效益，又能起到降低污染、改善环境的效果。中国作为世界上最大的焦炭生产国，生产焦炭产生的焦炉煤气约350-450立方米/吨，而焦炉煤气中氢气含量达54%-59%，利用变压吸附（PSA）技术可以制取高纯度氢。焦炉煤气制氢成本较低，目前为11元/千克左右。中国烧碱年产量基本在3,000万-3,500万吨之间，其产生的副产氢气75-87.5万吨约有40%能剩余，合计约28-34万吨。甲醇及合成氨工业、PDH项目的合成气含氢量达60%-95%，通过纯化技术可制取满足燃料电池应用的氢气。中国目前的甲醇产能约为8,351万吨/年，甲醇驰放气含氢气数十亿立方米；合成氨产能约1.5亿吨/年，合成氨驰放气可回收氢气约100万吨/年。中国PDH项目目前副产含氢量约37万吨/年。中国氢气供给结构预测（%）可再生能源制氢引领制氢行业未来方向，除电解水技术外其他处于起步阶段。可再生能源制氢技术路线目前主要是电解水制氢，电解水制氢技术主要有：碱性水电解槽（AE）技术，最为成熟，国内单台最大产气量为1,000立方米/小时；质子交换膜水电解槽（PEM）技术能效较高，国内单台最大产气量为50立方米/小时；固体氧化物水电解槽（SOE）采用水蒸气点解，能效最高，但尚处于实验阶段。电解水制氢目前成本高，且火电占比高的供电环境下环保效果低下。电解水制氢成本主要来源于固定资产投资、电和固定生产运维这四项开支，其中电价高是造成电解水成本高的主要原因，电价占其总成本的70%以上。采用市电生产，制氢成本高达30-40元/千克。利用“谷电”电价，低于0.3元/千瓦时，电解水制氢成本接近传统石化能源制氢。且在火电占比较高的供电环境下，按中国电力平均碳强度计算，电解水制氢1千克的碳排放高达35.84千克，是化石能源重整制氢单位碳排放的3-4倍。若使用富余的可再生能源电力(水电、风电、太阳能等)的边际成本较低，制取氢气的成本会更加低廉，同时也能实现可持续，并将二氧化碳排放量大幅降低。可再生能源制氢供电结构转变与政策支持促进可再生能源制氢发挥效率、环保双重效能。未来，可再生能源制氢具有巨大的发展潜力。国家发展和改革委员会与国家能源局先后发文，支持高效利用廉价且丰富的可再生能源制氢。四川、广东等地对电解水制氢给予政策支持，将其最高电价分别限定为0.3元/千瓦时和0.26元/千瓦时。伴随技术发展、规模化效应，都会使此技术路线成本下降。可再生能源制氢三种制氢方式优缺点典型制氢工艺中各类能源转换效率及碳排放储氢氢的储存要求安全、高效、低成本、便捷，主要技术指标有容量、加注便捷性、耐久性等。当前，氢的储存主要由气态储氢、液态储氢和固体储氢三种形式。高压气态储氢是最广泛的应用形式，低温液态储氢主要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。高压气态储氢占比最高，技术成熟，成本有望迅速下降。高压气态储氢是现阶段的主要储氢方式，其容器结构简单、充放氢速度快，分为高压氢瓶和高压容器两大类。最为成熟且成本较低的技术是钢制氢瓶和钢制压力容器。20MPa钢制氢瓶已经在工业中广泛应用，且与45MPa钢制氢瓶、98MPa钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站。碳纤维缠绕高压氢瓶为车载储氢提供了方案。目前70MPa碳纤维缠绕IV型瓶已是国外燃料电池乘用车车载储氢的主流技术，我国燃料电池商用车载储氢方式以35MPa碳纤维缠绕III型瓶为主，70MPa碳纤维缠绕III型瓶也已少量用于我国燃料电池乘用车中。接近全球领先水平。70Mpa的储氢罐的制备现在是我国高压气态储氢面临的主要难题，125kg的储氢系统价格上万元，若能实现技术突破实现量产，其成本将迅速下降。储氢瓶组类别液态储氢投入与损耗大液态储氢可分为低温液态储氢和有机液体储氢，具有储氢密度高等优势。低温液态储氢的储氢密度可达70.6kg/m³，但液氢装置一次性投入较大，液化的过程中存在较高能耗，储存过程中的蒸发会产生一定损耗，每天1%-2%的挥发，而汽油每月只损失1%，因此目前极不经济，在我国仅用于航天工程等领域，民用领域尚未出台相关标准。有机液体储氢其产生的氢化物性能稳定，安全性高，但存在脱氢效率较低、反应温度较高、催化剂易被中间产物毒化等使用问题。目前国内已有燃料电池客车车载储氢示范应用。各种氢储运技术的质量、密度和优缺点我国固态储氢尚处示范阶段，克服技术问题将在燃料电池领域迅猛发展固态储氢是最具潜力的储氢方式，能够克服高压气态、低温液态储氢方式的缺点，运输方便、储氢体积密度大、压力低、成本低、高安全性等特点使其特别适合应用于燃料电池汽车。但目前主流金属储氢材料重量储氢率低于3.8wt%，克服氢的吸放温度限制是实现更高效储氢的主要技术难题。目前国外固态储氢已经在燃料电池潜艇中得以商用，在分布式发电、风电制氢、规模储氢中得到示范应用，中国的固态储氢也在分布式发点中得以示范应用。运氢氢的输运按其形态分为气态运输、液态运输和固体运输，其中气态和液态是目前的主流运输方式。高压气态运输短期长管拖车为主，加压与运力仍待提高。高压气态氢的运输有长管拖车和管道运输两种方式，根据氢气的输送距离、客户分布及使用要求等情况的不同，适用于不同场合。高压长管拖车目前是国内氢气近距离运输队主要方式，技术相对成熟，发展成长了一批储运氢相关企业。但当前与国内的技术和效率同国际领先水平存在一定的差距。国内20MPa长管拖车是最普遍的形式，单车运量约为300千克，而国外领先技术采用45MPa纤维缠绕高压氢瓶长管拖车运输，单车运量高达700千克。储运氢相关企业液态氢运输液态氢运输在技术成熟地区广泛运用，我国民用尚处空白。液态氢运输适合远距离、运量大的应用场景，采用液氢运输方式能够减少车辆运输频率，提高加氢站的供应能力。目前美国、日本已大量投入使用液氢罐车作为加氢站运氢的重要方式之一，我国目前尚无民用液氢运输的实践，以高压气态方式为主。输氢管道建设尚有差距，管网结合势在必行。管道运输管道运输运行压力通常为1.0-4.0MPa，运量大、能耗低、边际成本低，是实现大规模、长距离气态氢运输的重要方式。管网建设一次性投入资金规模巨大，但长期看来是氢气运输发展的必然趋势。截至2019年，美国已有约2600公里的输氢管道，欧洲已有1598公里，而我国还停留在“百公里级“。输氢管网建设在初期可以积极探索掺氢天然气的方法，充分利用现有的能源运输管道设施。氢不同运输方式的技术比较加氢加氢的基础设施是燃料电池车应用的重要保障，也是氢能发展利用的关键环节。经过氢气压缩机增压的氢气存储于高压储氢罐，再通过氢气加注机为氢燃料电池加注氢气。乘用车在商业运行中氢气加注时间在3-5分钟之间。加氢站的技术路线有站内制氢和外供氢两种，其中内制加氢站包括电解水制氢、天然气重整制氢等方式，降低运输费用的同时也增加了加氢站运营的难度。由于目前国内氢气按照危险品管理，所以尚未有商用的站内制氢加氢站。外供加氢站则是通过长管拖车、管道输送氢气、液氢运输后，在站内进行加压、存储和加注，运输成本相对更高。各国加氢站数量表（截至2018年底）我国氢能产业拓展布局国内加氢站加速建设，国产化加速氢能源成本下降国内加氢站的建设成本较高，其中设备成本占到70%左右，单个加氢站投资成本在1,000万元以上，大幅高于传统加油站的建设成本，且设备的运营与维护、人工费用等都使得加注氢气的成本较高，在13-18元/千克左右。随着氢气加注量的不断增加以及同加油站、加气站的合建，单位氢气的加注成