2024年绿氢化工研究报告-绿色产业智库

绿色产业智库研究报告行业概况发产节发房现联行业环境装经术力势行业格局服力/志班注业动报告目录绿氢化工概述绿氢化工概述国内外绿氢化工进展化学工业氢产业链绿氢化工项目发展情况一.绿氢化工概述(一)化学工业脱碳的必要性和紧迫性从全球看，化学工业是最难减排的工业门类之一，能耗排名第一，碳排放排名第三，仅次于钢铁和水泥。2022年，我国化学工业能耗总量10.7亿吨标准煤，二氧化碳排放14.5亿吨，是国民经济重要的能耗和碳排放来源。受资源禀赋所限，我国化学工业煤炭消费占比高，煤化工产业体量大，二氧化碳排放强度高于国际平均水平。我国钢铁、水泥行业将随着城镇化完成逐步去产能，其能耗和碳排放也将随之下降，但化学品需求仍有较大增长空间，且我国新产能占比高，为避免碳锁定效应，亟需提高化学工业的可再生能源消费占比，降低碳排放。电力(0.66EJ)7%生物质(0.05EJ)煤炭(3.27EJ)天然气(4.98EJ)石油(0.09EJ天然气(4.98EJ)2022年全球初级化学品生产分品种能耗(单位：艾焦EJ)其余高价值化学品(2.55亿吨)其余高价值化学品(2.55亿吨)合成氨(4.198亿吨)甲醇(2.61亿吨)2022年全球初级化学品生产直接碳排放(单位：亿吨)中节能生态产品发展研究中心一.绿氢化工的意义和作用GA-BCDEFUncompetitiveAsammoniaormethanol“Ase-tuelor氢能阶梯5.0氢与电气化和生物质能存在竞争和替代关系，应优先应用在具有比较优势的领域。化学工业虽然可通过产品结构调整、应用生物质能、直接电气化、生产工艺优化、数字化改造等措施减排，但要实现温室气体净零排放，耦合绿氢是必由之路。全球化学工业依赖灰氢满足用氢需求，每年排放二氧化碳约9亿吨，发展绿氢化工是化学工业实现净零排放的必然选择。—5—一.绿氢化工的意义和作用(三)绿氢化工的主要方向(存量应用和增量应用)存量应用：绿氢替代绿氢及其衍生物替代灰氢，取消制氢环节温室气体排放，不改变后续化学工艺流程。增量应用：高温工业过程用热以绿氢替代化石燃料，对现有化石燃料锅炉进行适氢改造，从掺氢到纯氢，节约电力基础设施投资，实现间接电气化。增量应用：分布式热电联产开展自备电厂适氢/氨改造，以氢/氨代煤，降低环境污染和碳排放增量应用：长时储能以氢及其衍生物作为储能载体，平抑新能源供需的季节性失衡，提升能源系统可靠性。增量应用：系统耦合深入挖掘化学工业系统耦合潜力，促进能量和物质循环利用，为化学工业提供新型碳源，提高固碳能力。增量应用：助力交通行业减排发挥规模化制氢/氨/甲醇的成本优势，助力长途重载运输、航空和航运等难以直接电气化的交通部门深度减排。二.国内外绿氢化工进展(一)中国绿氢化工进展1、中国氢产销量2023年，我国氢产量3686.2万吨，其中58%来自煤炭，22%来自天然气，19%来自副产氢，1%来自电解水制氢、生物质制氢等其它方式。从产地看，西北、华北和华东是氢主产区，合计占比77.3%。2023年，中国30%的氢用于石油炼化，29%用于甲醇，27%用于合成氨，14%用于其它工业，不到1%用于其它领域。化学工业用氢合计达86%,是最大的氢终端用户。考虑未来产量变化趋势，如果2030年我国合成氨中的绿氨占比达到20%,甲醇生产中的绿色甲醇占比达到15%,石油炼化中的绿氢占比达到30%,2060年以上三个行业全面使用绿氢，那么2030年绿氢需求将分别达到210万吨、220万吨和375万吨，2060年绿氢需求将分别达到1060万吨、1520万吨和250万吨，如果考虑其它环节的绿氢需求，我国化学工业远期绿氢需求有望接近3000万吨，预计仍将是最大的氢终端用户。甲醇29%发布时间发布部门见2020年9月等2020年12月面的发展，以支持石化行业的绿色转型。“十四五”氢能产业发展规划2021年3月国家发展和改革委员会氢能在石化化工行业具有广阔的应用前景，并计划在绿色生产和可持续发展。2022年4月2022年6月等北京市氢能产业发展实施方案(2021-2025年)2021年6月上海市氢能产业发展中长期规划(2020-2030年)2020年11月应用，以降低碳排放和捉高能效。广东省氢能产业发展行动计划(2020-2025年)2020年9月项目，提高氢能在化工生产中的使用比例。山东省氢能产业发展规划(2021-2025年)2021年5月山东省发展和改革委员会进氢能产业与化工产业的深度融合。河北省氢能产业发展规划(2021-2030年)2021年3月中国化学工业耦合氢能支持政策(2020年至今)二.国内外绿氢化工进展(一)中国绿氢化工进展3、中国绿氢化工的优势拥有产销者优势拥有产销者优势我国化学工业既是氢的最大消费者，也是各类副产氢的主要生产者。在绿氯尚未实现平价的近中期，化学工业作为主要的氢产消者(Prosumer),在合理的产业空间布局下，利用现有生产设施和副产氢完善氢应用，将为大规模耦合绿氢，发展绿氢化工奠定发展基础。促进产业链发展促进产业链发展我国基础化学品、电解槽、新能源产业都具有规模优势，化学工业大规模耦合绿氢将带动电解槽装机容量增长和成本下降，推动绿氢早日实现平价。氢能产业链发展将带动下游产业发展，如催化剂、膜材料等，为化学工业带来新的发展机遇。24增量绿电消纳途径增量绿电消纳途径风光发电将成为发电量主体，但存在随机性、间歇性和波动性，光伏发电还存在季节性差异，绿电制氯和氢长时储能是未来消纳绿电、平衡季节差异的主要手段，化学工业将为绿氢提供稳定的终端消纳途径。生产3000万吨绿氢需要约1600亿千瓦时绿电。安全风险低安全风险低化学工业长期和广泛利用氢，熟悉高压设备操作，拥有完善的基础设施和丰富的安全经验，氢应用的培训成本、行业壁垒和安全风险相对较低。中节能生态产品发展研究中心二.国内外绿氢化工进展(一)中国绿氢化工进展中国石化是中国第一、世界第二大化学工业集团，拥有国内最大的制氢能力，2022年产氧(工业副产氢、煤制氢和天然气重整制氢)445万吨，占全国氢产量13.3%,绝大部分仍用于炼化和化工生产，少量用于加氢站。中国石化在氢的制备、储运、加注和使用环节都有坚实的专业基础，其遍布全国的石化炼厂、气液储运设施、输配管线和加油站为布局氢能全产业链创造了得天独厚的条件。2018年，中国石化成立新能源研究所，为集团氢能产业提供关键技术支撑和决策咨询，搭建技术研发平台，承担重点研发项目，力争在高性能燃料电池催化等石化材料、质子交换膜电解水制氢、加氢站关键设备国产化等领域实现更大突破，为实现氢能产业链自主可控作出更大贡献，参与产业标准体系制定，推动技术创新与标准融合发展，为氢能产业稳健发展提供保障。中国石化与国内主要能源企业深化互利合作，2021年至今通过下辖两家投资平台已战略投资10家氢能头部企业，涵盖氢能全产业链。2022年，中国石化发布实施氢能中长期发展战略，加快打造中国第一氢能公司，力争成为世界领先氢能公司。中国石化按照“加氢引领、绿氢示范、双轮驱动、助力减碳”的思路，聚焦氢能交通和绿氢炼化两大领域，大力发展氢能一体化业务，引领氢能产业链高质量发展，计划在“十四五”末建成1000座加氢站，加氢能力达到12万吨/年，旗下加油站逐步向“油气氢电服”综合加能站转型，减排二氧化碳1000万吨以上。中国石化已在新疆库车投建一座年产2万吨绿氢的炼化项目，同时规划在内蒙新建两座年产5万吨绿氢的炼化项目，远期规划绿氢产能超百万吨。二.国内外绿氢化工进展(二)德国、美国绿氢化工进展天然气33%甲疆15%化学工业是德国能耗最高的工业门类，德国氢年产量约70万吨，德国化学工业的远期绿氢需求量将接近350万吨。德国巴斯夫是世界最大的化学工业集团，也是欧洲最大的氢生产商和消费者之一，位于路德维希的工厂年产25万吨氢，目前仍以天然气蒸汽重整制氢为主，计划重点发展电解水制氢和甲烷热解制氢。巴斯夫正与西门子能源合作建设50兆瓦PEM电解水制氢项目，甲烷热解制氢研究由德国联邦教育和研究部资助。石油炼化55%石油炼化55%共它8%化学工业是美国能耗最高的工业门类，美国氢年产量约1000万吨，每年氢气生产约产生1亿吨二氧化碳当量的温室气体排放。预计美国化学工业远期的绿氢需求也将达到3000万吨。陶氏化学是世界第三大化学工业集团，也是质子交换膜、储氢材料的重要供应商。陶氏化学正在加拿大萨斯喀彻温省投资建设零碳裂解装置，利用当地充足和廉价的碳氢原料，开发改进的蓝氢技术，称为“循环氢”,将裂解装置副产的富甲烷气体转化为氢气和二氧化碳。氢气作为裂解装置燃料，二氧化碳在现场捕集，并使用第三方基础设施进行运输和存储。三.化学工业氢产业链(一)工业副产氢潜力和应用我国是世界最大的工业副产氢生产国，来自焦化、烧碱、丙烷脱氢和乙烷裂解的年理论副产氢1187万吨，是2023年工业副产氢产量的1.74倍，占氢年产量的32%。焦化副产氢是我国产量占比最高的工业副产氢，预计产量将随焦炭产量一同下降。烧碱副产氢预计将保持稳定。丙烷脱氢和乙烯裂解副产氢产量预计有较大增长潜力。世铜化联产乙s绿氧护钢铁联合焦化企业产生的焦炉煤气、高炉煤气和转炉煤气，除用于冶炼还原剂，目前大部分作为助燃燃料和燃气发电燃料。钢化联产是利用这些尾气资源，提取分离一氧化碳和氢气等气体，进而生产甲醇、甲酸、乙二醇等载碳化工产品，同时输出富氢气体，返回高炉和烧结工序，降低煤炭消耗，实现钢铁、化工耦合系统降碳，“以2020年8月，晋南钢铁建成年产30万吨乙二醇和15万吨液化天然气的钢化联产项目，配套建设一座日加氢量9吨加氢站，年产氢气6万吨，其中25%用于氢冶炼，60%用于生产载碳化工产品，剩余15%经提纯后供400辆氢能重卡短倒运输。晋南钢铁经过钢化联产改造后，每年减少二氧化碳排放193万吨，减少氮氧化物排放700吨，吨钢碳排放已降至1.43吨，较我国长流程炼钢平均水平低18%,未来有望达到吨钢碳排放1吨。(二)适合与化学工业耦合的制氢技术1、固体氧化物电解水制氢(SOEC)固体氧化物电解水制氢(SOEC)是固体氧化物燃料电池(SOFC)的逆反应，阳极和阴极都使用钙钛矿氧化物，电解质使用固态陶瓷，在600-1000摄氏度的高温下反应，SOEC技术日趋成熟，10兆瓦级示范项目已开始商业运行，世界最大的SOEC生产商——美国BloomEnergy公司已累计部署SOEC超过1吉瓦。SOEC最主要的优势是利用外部系统输入热量(以高纯水蒸气形式)提高电解槽反应动力和电导率，从而提高电解水效率，电解槽直流侧能效已能超过100%,特别适合与炼油、钢铁等蕴含大量高温工业余热的工业场景进行耦合。SOEC无需铂、铱等贵金属催化剂，对镍需求比碱性电解少一个数量级，符合我国的资源禀赋；SOEC不仅能电解水，还能电解其它分子，便于整合进合成氨、CCUS等化学工艺流程；SOEC可设计成可逆装置，做到SOEC与SOFC合二为一，实现现场制氢和热电联产，为终端用户节约投资和占地。SOEC的高温运行环境导致关键元件加速老化，降低可靠性，缩短使用寿命，导致目前运行寿命只有ALK和PEM的1/3到1/2。SOEC占地面积大于其它电解水制氢技术。SOEC电解槽冷启动时间和爬坡时间较长，与波动性高、输出不稳定的可再生能源电力匹配相对较差。SOEC电解槽功率只有10兆瓦级。ReactantN₂三.化学工业氢产业链(二)适合与化学工业耦合的制氢技术生物质制氢热化学法生物法生物质制氢工艺路线和代表项目资料来源：势银氯链《生物质制范走进视野》生物质制氢技术是利用农林牧渔废弃的各类生物质为原料，通过热化学法或生物法制备氧气。绿氢通常指可再生电力电解水生产的氢气，但生物质制氢如果保证原料来自可持续的生物质资源，生产过程能源为可再生能源，也可视为绿氢。生物质制氢工艺与CCUS结合，有望实现负碳排放，但生物质供应链包括直接和间接的土地利用变化和化肥施用，这部分的温室气体排放不能忽视。热化学法制氢是通过热化学处理，将含水率低的生物质热解和气化为包含氯气、一氧化碳、甲烷等可燃气体的合成气，然后进一步反应，使一氧化碳和甲烷继续转化，增加氢气产量，最后净化去除杂质，得到纯净氢气。热化学法制氢能实现较高的转化效率和较大的生产规模，但需要高温和复杂的气体处理设备，催化剂能降低热解温度需求，提高氢气产率，但催化剂的选择和再生是技术难点。生物法制氢适用于含水率高的生物质，如厨余垃圾、污泥等，包括暗发酵、光发酵和生物光解水三种技术路线。生物质制氢输入和输出的物质和能量可与化学工业和环保产业深度耦合，如热化学法与废塑料化学回收协同，生物法与城乡有机废弃。生物质制氢使废弃生物质和其它废弃物得到资源化利用，替代化石能源，并减少常规污染物和温室气体排放，实现减污降碳，同时生产氢气、热能和其它化学品，发展潜力巨大，综合效益显著。生物质原料收储成本直接影响生物质制氢成本。国内现有生物质制氢装置容量偏小，大多处于试运行阶段，尚无法满足大规模工业生产需要，制氢效率和成本仍有较大优化空间。中节能生态产品发展研究中心—16—三.化学工业氢产业链(三)化学工业氢储运储存温度(℃)储存压力密度(kg/m³)爆炸范围(%)压缩氢气液氢甲醇液氨在当前技术条件下，高压气态储氢、低温液态储氢和固态储氢都不可避免损耗氢气热值，损耗比例从10%-35%不等。降低氢储运环节能耗是降低用氢总成本的关键。化学工业目前利用化石能源现场制灰氢，为下游工序稳定供氢，储氢需求较低，如果转向波动性可再生电力现场电解水制绿氩，为平衡电解槽氢气产量和化工生产用氯负荷，需要增加现场储氢规模。化学工业储氢以满足本地消费为目的，以使用低成本、高安全的中低压气态储氢，减少加压和冷冻能耗，降低储氢成本。利用化学工业完善的储存和运输设施，以氨或甲醇形式存储氢能，可大幅降低储氢成本和长距离输氢成本。氨的大规模储存技术成熟，采用低温常压存储液氨，可在-33.5摄氏度液化，比低温液态氢储存温度(-253摄氏度)高得多，相应的能耗和储罐绝热要求也低得多。如果常温储存，可在0.99兆帕下液化，也比压缩氢气的压力低得多。液氨储存应用双层结构绝缘圆柱形钢罐，配置制冷和保冷系统，单罐存储容量可达5万吨。液氨运输技术成熟，成本低廉，全球已有成规模的贸易与运输体系，作为氢储运载体的发展潜力优良。甲醇存储无需加压和降温，可用非承压金属储罐存储，难度和成本较低。化学工业应用大型内浮顶储罐，单罐容积可到2万立方米，最大储量可达1.4万甲烷也是一种潜在的储氢衍生物，优点是可直接利用现有的天然气储运设施和用气设备，缺点是氢转换甲烷的副产水多，氢原子利用率低，甲烷生产和储运环节存在温室气体逸散风险，并推迟纯氢基础设施改造进程。四.绿氢化工项目发展情况(一)绿氢化工项目进展0生物质制氢工艺路线和代表项目2023年国内绿氢项目下游应用分布(以绿氢年产能口径)资料来源：中国平安证券研究报告《绿鱼化工项目将如何落地》我国绿氢项目蓬勃开展，2023年有104个绿氢项目更新动态，涉及绿氢规划产能218万吨，其中4万吨已投产，处在规划/签约阶段的绿氢产能接近170万吨，近80%的规划绿氢产能用于化工生产，预计投资额超过4500亿元。我国绿氢示范项目主要集中在新疆、内蒙、甘肃、宁夏等风光资源丰富的西北地区，最终产品以氨、甲醇为主；国外绿氢示范项目主要集中于欧洲、日本和中东等地，最终产品以甲醇、甲烷为主。绿氨、绿色甲醇与传统化工相似度高，氢原子利用率高，技术经济性好，示范工程规模相对较大，电源规模达吉瓦级，化学品产能达十万吨级，绿氨已进入商业开发阶段，而绿氢制甲烷和合成燃料仍处于小规模示范。四.绿氢化工进展和难点分析(二)绿氢项目类型类型与公共电网关系是否配电化学储能初投资离网型物理隔离低是，大规模高短电网调峰型较少互动高否低长电网友好型频繁互动较低是，中等规模中中资料来源：中国平安证券研究报告(《绿氧化工项目将如何落地》根据对电网的依赖程度，绿氢项目可分为离网型和并网型两大类，并网型又可细分为电网调峰型和电网友好型。离网型需配置大容量的电化学储能(20%,4小时)和储氢，电解槽运行时长由配套绿电项目的可利用小时数决定，储能可增加利用时数，用电成本由绿电成本和储能成本共同决定，完全不与公共电网进行功率和电量交换，保证100%生产绿氢，适于电网基础薄弱、风光电资源丰富的地区，但年运行时长偏短(1500-2200小时),初投资和折旧成本较高，单位制氯成本高(>20元/千克氯)。电网调峰型无需配置电化学储能和储氢，依靠风光耦合和公共电网调峰，电解槽制氢负荷恒定，运行时长最长(7000小时)。配套风光发电装机容量一般大于电解槽功率，风光发电出力大于电解槽功率时余电上网，风光出力低于电解槽功率时使用网电。电网调峰型技术难度低，初投资和折旧成本较低，但依赖公共电网支撑才能稳定运行，网电比例高且电价高(0.5元/千瓦时),减碳效果不足，单位制氢成本高(20-25元/千克氢),未来应用空间受限。电网友好型配置一定比例的电化学储能(15%,2小时)和储氢或仅配置储氢，主要依靠电化学储能、储氢和工艺灵活性适应波动的风光电，尽可能减少与公共电网的功率和电量交换并利用低价谷电时段降低网电成本。电网友好型的初投资和折旧成本适中，技术难度高，年运行时长较长，网电使用比例低且电价低(0.3元/千瓦时),减碳效果好，单位制氢成本最低(16元/千克氢),有望成为未来主流的绿氢项目形式。四.绿氢化工进展和难点分析(三)绿氢化工重难点分析柔性化学合成电解制氢系统图14绿氢化工关键环节示意图传统化工生产讲求“安稳长满优”,如果全部使用稳定的网电来电解水制氢，完全符合传统化工运行模式，但是网电的碳排放因子高。风光电源碳排放因子为零，但具有间歇性、随机性和波动性，与保持刚性和连续的传统化工运行模式存在矛盾。配置一定比例的电化学储能可平滑风光电日内波动，但会提高绿氢化工项目初投资。风光出力波动与电解槽运行功率范围之间存在矛盾。为实现制氢负荷随新能源出力调整，电解槽自身的动态响应能力需要加强，单体电解槽要有更短的爬坡时间和更宽的负载工作范围；电解槽最小工作单元要有较快的出入列速度和较短的黑启动时间，以工作数量适应新能源出力变化。但是不同的电解槽技术有合理的负载区间和运行模式，过低负载和过频繁的变负载运行将降低系统效率，带来安全隐患。国内绿氢项