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氢能产业链
双击自动滚屏 发布者:zq1229 发布时间:2021/9/6 20:19:55 阅读:83次 【字体:
 

氢能产业链
(一)制氢
根据世界能源理事会的定义,“灰氢”是通过化石能源、工业副产等伴有大量二氧化碳(CO2)排放制得的氢;“蓝氢”是在灰氢的基础上,将CO2副产品捕获、利用和封存(CCUS),实现低碳制氢;“绿氢”是通过可再生能源(如风电、水电、太阳能)等方法制氢,生产过程基本不会产生温室气体。
目前国际主要使用天然气制氢,我国则以煤制氢为主。目前,全球制氢技术的主流选择是化石能源制氢,主要是由于化石能源制氢的成本较低,其中天然气重整制氢由于清洁性好、效率高、成本相对较低,占到全球48%。我国能源结构为“富煤少气”,煤制氢成本要低于天然气制氢,因而国内煤制氢占比最大(64%),其次为工业副产(21%)。根据中国氢能联盟与石油和化学规划院的统计,2019年我国氢气产能约4100万吨/年、产量约3342万吨/年。

整体而言,据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》估算,2030年我国氢气的年需求量将从3342万吨增加至3715万吨,2060年则增加至1.3亿吨左右。“蓝氢”则成为“灰氢”过渡到“绿氢”的重要阶段。灰氢中工业副产制氢,具有生产成本较低、技术成熟、效率高等优点,预计未来我国PDH扩产将超过3000万吨/年,即使按3000万吨/年测算,预计将带来90万吨/年以上的副产氢潜在增量,增长潜力可观。
虽然蓝氢在灰氢的基础上结合CCS技术,成本有所提升,但是依然低于绿氢成本,因此看好蓝氢未来的增长空间。绿氢其经济性受电价的影响较大。如果按照平均工业电价0.6元计算,产氢成本约40-50元/kg,明显偏高。据估算,当电价低于0.3元时,电解水制氢成本与其他工艺路线相当。从增长空间来看,受益于可再生能源成本下降以及碳排放约束,2020-2030年间绿氢比例将从3%上升15%。2050年我国氢气需求量将接近6000万吨,长期来看,绿氢占比有望大幅提升。我们看好灰氢中的工业副产制氢、蓝氢、以及绿氢的未来发展前景。

1、灰氢:目前我国以煤制氢为主,未来工业副产氢规模有望提升
灰氢主要来源有化石能源制氢、工业副产制氢,具有生产成本较低、技术成熟、效率高等优点,但其制备过程中的碳排量较高,不利于实现“双碳”目标。其中,化石能源制氢主要包括煤、天然气、甲醇制氢;工业副产氢主要包括焦炉煤气、氯碱尾气、PDH、乙烷裂解等为主的工业副产气制氢。
1)灰氢来源主力军:化石能源制氢
我国煤制氢产量最大,成本最低。煤制氢是通过将煤炭与气化剂混合后在高温高压条件下进行反应生成混合气体,通过后续工艺提纯除杂后,获得高纯氢气。2019年我国煤制氢产量达到2124万吨/年,占我国氢气总产量的64%。煤制氢是工业大规模制氢的首选,是我国目前成本最低的制氢方式,该技术路线成熟高效、可稳定制备,但其设备结构复杂、运转周期相对较低、投资高、配套装置多,且碳排放量较高。

天然气制氢是化石能源制氢的理想方式。天然气制氢是将预处理后的天然气与水蒸气高温重整制合成气,在中温下进一步变换成氢气与CO2,再经冷凝、变压吸附最终得到产品氢气。天然气在各类化合物中氢原子质量占比最大,储氢量为25%,故以天然气为原料的制氢技术具有耗水量小、CO2排放低、氢气产率高、对环境影响相对较小的优点,是化石能源制氢路线中理想的制氢方式。2019年我国利用天然气制氢产量为460万吨/年,占我国氢气总产量14%。
甲醇制氢运输简便、即产即用,但成本较高。甲醇制氢是甲醇和水蒸气在200℃条件下通过催化反应,生成氢气和CO2的混合气体,而后经过变压吸附得到高纯度的氢气。该工艺投资少、污染相对较小,且甲醇常温下为液体、便于储存运输,氢气可“即产即用”。但由于甲醇制氢总体成本较高,只适合小规模制氢。
2)灰氢增长潜力:工业副产氢成本低、潜在增量大
由于氢气在焦炭、氯碱、PDH和乙烷裂解工艺中并非首要产物,若仅考虑其原料消耗和少量制造费用,以及氢气提纯成本,测算的副产气体用于氢的综合成本为5-6元/kg,明显低于化石能源制氢。工业副产氢可为氢能产业发展初期提供低成本、分布式氢源。
目前焦炉煤气副产氢可供给量最大。焦炉煤气主要成分为氢气和甲烷,通过压缩工序、预处理工序、变压吸附工序和净化工序后制得氢气。同时为使系统排放的污水能达到环保要求,一般配有一套污水处理工序。2020年我国焦炭产量为4.71亿吨,按1吨焦炭副产400立方米焦炉煤气、回炉自用50%计算,全国焦炉煤气产量942亿立方米;按照含55%左右的氢气、PSA氢气回收率92%估算,我国焦炉煤气可副产氢气428.5万吨,是未来我国工业副产氢最大的供给来源。考虑到“十四五”期间,我国焦化行业仍将进一步化解过剩产能,未来难有焦炭扩产带来的潜在增量。
氯碱制氢是最“绿”的灰氢。氯碱工业以食盐水为原料,利用隔膜法或离子交换膜法生产烧碱、聚氯乙烯(PVC)、氯气和氢气等产品。氯碱副产氢具有氢气提纯难度小(提纯前氢气纯度可达99%左右)、耗能低、自动化程度高等优点,特别是使用该法获取氢气的过程中不产生CO2,相对绿色无污染。2020年我国烧碱产量3643万吨/年,按每生产1吨烧碱副产280立方米氢气测算,每年副产氢总量可达91万吨,其中60%的氢气被配套的PVC和盐酸装置所利用,可对外供氢约36万吨。未来我国氯碱装置新增产能有限,副产氢潜在增量有限。
PDH副产氢潜力大。PDH是制备丙烯的重要方式,2020年占比达17%。丙烷在催化剂条件下通过脱氢生成丙烯,其中氢气作为丙烷脱氢的副产物,可作为产品外售,从而提高装置整体盈利水平。2020年我国已经投产的PDH装置合计产能776万吨/年,按装置平均开工率80%、1吨PDH副产38千克高纯氢气计算,PDH副产氢达23.6万吨/年。预计未来我国PDH扩产将超过3000万吨/年,即使按3000万吨/年测算,预计将带来90万吨/年以上的副产氢潜在增量。


受乙烷来源有限等因素影响,乙烷裂解副产氢相对要小。乙烷蒸汽裂解制乙烯技术较为成熟,已成功应用数十年,技术上不存在瓶颈,且副产的氢气杂质含量低于焦炉气制氢,纯度较高。乙烷蒸汽裂解制乙烯工艺以项目投资低、原料成本低、乙烯收率高、乙烯纯度高等优势引起国内炼化企业的广泛关注。按卫星石化250万吨/年和中国石油140万吨/年乙烷蒸汽裂解产能测算,乙烷蒸汽裂解行业副产氢约22万吨/年。
整体来看,煤制氢占比趋势有望下降,工业副产氢将大有可为。由于煤制氢会产生大量CO2,在考虑碳交易价格的情况下,其制氢成本将有所上升;另外,今年以来煤价大幅上行也助推了煤制氢成本抬升。由于工业副产氢的低成本优势,预计未来其占比将进一步提升。
2、蓝氢:减碳时代,“灰氢”向“绿氢”的过渡
世界制氢工业正处于从“灰氢”到“蓝氢”的转变阶段,推行“蓝氢”势在必行。化石能源制氢虽然成本低,但碳排放水平较高,通过引入CCUS技术,可有效降低化石能源制氢过程中的碳排放水平。据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》估算,2030年我国氢气的年需求量将从3342万吨增加至3715万吨,2060年则增加至1.3亿吨左右、在终端能源体系中占20%。在“碳中和愿景下的低碳清洁供氢体系”下,脱碳是氢能产业发展的第一驱动力。“蓝氢”则成为“灰氢”过渡到“绿氢”的重要阶段,对推动建立氢能经济有重要作用。
CCUS技术是指将CO2收集分离再利用,或输送到封存地点,避免直接排放到大气中的技术。在煤制氢耦合CCUS技术中,煤炭经过气化生成合成气,合成气经过水汽变换后得到富氢和富CO2气体,再进一步经脱硫脱碳工艺得到氢气和CO2,所得CO2进行再利用或封存。以我国CCS(CO2捕集与封存)示范项目为例,神华煤直接液化厂煤气化制氢过程中会排放部分CO2尾气(体积分数约为87.6%),尾气经过使用CO2压缩机将高浓度CO2尾气加压,再经过脱油脱硫等除杂工序,提高CO2的纯度,然后通过变温变压吸附(TSA)脱水,随后CO2尾气被冷冻、液化及精馏,再经深冷后送球罐存贮,封存至地下多层盐水层中。在石油化工尾气回收氢气结合CCUS技术中,我国已有企业开发DIMER VSA/PSA耦合工艺系统,把含约51%CO2和30%氢气的炼油制氢尾气,以低能耗高效率地从制氢尾气中分离回收氢气(纯度>99%)和CO2(纯度>95%),后续可再将高纯度CO2进行利用、封存。
结合CCS技术可使煤制氢碳排放当量下降约一半。煤制氢碳排放核算范围涵盖原煤开采、原煤洗选、煤炭铁路运输、煤炭制氢、CO2捕集与压缩、CO2管道运输、CO2陆上盐水层封存七个环节。采用CCS技术前,煤制氢碳排放测算为22.66kgCO2eq/kgH2。其中,煤炭制氢环节碳排放贡献最大,占比92.3%;其次为煤炭开采和洗选环节,占比7.5%;煤炭运输环节碳排放可近似忽略不计。采用CCS后,煤制氢碳排放量下降至10.52kgCO2eq/kgH2,降幅53.5%。该数值依然是一个较高的排放水平,主要原因在于结合CCS的煤制氢系统消耗大量电力导致大量间接温室气体排放、CO2捕集设施难以捕集煤制氢的所有直接碳排放,以及煤炭开采过程排放了大量的CO2和CH4等温室气体。
结合CCS技术提升了化石能源制氢成本,但仍低于电解水制氢成本。在不考虑碳交易价格时,两种采用CCS的化石能源制氢方式中,无、有CCS天然气制氢(SMR,蒸汽甲烷重整)成本分别约为18、24元/kg,结合CCS后成本上升约33.3%;无、有CCS煤制氢成本分别约为11、20元/kg,结合CCS后成本上升约81.8%,但仍低于电解水制氢成本。
3、绿氢:光伏制氢最具潜力,龙头企业纷纷布局
“绿氢”全称可再生能源电解水制氢。电解水制氢的原理是在充满电解液的电解槽中通入直流电,水分子在电极上发生电化学反应,分解成氢气和氧气。根据电解槽隔膜材料的不同,电解水制氢主要分为碱性电解水、质子交换膜电解水(PEM)和固体氧化物电解水(SOE)三类。其中,碱性电解水技术已经实现工业规模化产氢,技术成熟;PEM处于产业化发展初期;SOE还处在实验室开发阶段。
预计在较长时间内,碱性电解水制氢仍是主要的电解水制氢手段。碱性电解水制氢技术成熟,配套成本低,但耗电量高于其他技术路线;PEM在耗电量和产氢纯度方面都占优,但由于质子交换膜等核心部件依赖进口,电解槽成本昂贵,因此总体成本比电解水制氢高40%左右。随着核心部件国产化、技术进步及规模效应降本,根据中国电动汽车百人会的预计,2030年PEM在电解水中的市占率将达到10%。
电解水制氢的经济性主要取决于电费。根据中国氢能联盟的数据,2020年我国化石能源制氢占比达67%,而电解水制氢只占3%。当前化石能源制氢由于成本优势占据主导,但长期来看,二氧化碳的大量排放与“双碳”目标背道而驰。电解水制氢具有绿色环保、生产灵活、纯度高等优势。以目前主流的碱性电解水为例,制氢效率约5度/立方米,电费成本约占85%,因此其经济性受电价的影响大。如果按照平均工业电价0.6元计算,产氢成本约40-50元/kg,明显偏高。据估算,当电价低于0.3元时,电解水制氢成本与其他工艺路线相当。
长期来看,绿氢占比有望大幅提升。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》的预测,受益于可再生能源成本下降以及碳排放约束,2020-2030年间绿氢比例将从3%上升15%。2050年我国氢气需求量将接近6000万吨,在终端能源体系中占比10%,其中绿氢比例进一步增长到70%。短期来看,绿氢占比受具体项目影响较大。如中国石化今年2月在新疆库车规划1GW光伏制氢项目,预计年产氢气2万吨,建成后将成为全球最大的绿氢生产项目。
目前全国大部分地区的光伏度电成本在0.3-0.4元,午间光伏的“谷电”成本还要更低,青海等优质资源地区已降至0.2元。总体而言,光伏制氢是最具潜力的电解水制氢方式,目前已经初具经济性。
电解水市场集中度高。碱性电解水设备成熟,国内主要厂商包括中船重工718所、考克利尔竞立(苏州)、天津大陆等,国外主要厂商包括NEL(挪威)、Mcphy(法国)、IHT(瑞士)等;PEM电解水仍在商业化初期,降本增效是后续目标,上述龙头企业也积极参与PEM电解水设备的研发和改进。
光伏、石化等跨界龙头企业纷纷布局。隆基股份、阳光电源、中国石化、宝丰能源等跨界龙头企业已开始纷纷布局光伏制氢赛道,从技术研发、工程建设、商业模式等多方面展开探索。

(二)中游储运:目前仍以高压气态为主,储氢材料突破将助力氢能大发展
氢是所有元素中最轻的,在常温常压下为气态,密度仅为0.0899 kg/m3 ,是水的万分之一,因此其高密度储存一直是一个世界级难题。储氢问题有待突破,氢能将迎来繁荣发展。
高压气态储氢是目前最常用并且发展比较成熟的储氢技术,其大规模的运输的方式是管道运输。我国目前正不断建设氢气管道工程,中国石油天然气管道工程有限公司中标河北定州至高碑店氢气长输管道项目,拟建设管道全长达145公里。这条管道拟建设管径508毫米,设计运输量10万吨/年。未来管道输送氢气压力等级升级和氢气管道规模扩大能降低氢能管道输送成本。液态储运的储氢密度高,能运送大量氢气,适用长距离运输氢气运。但液体转化成本高,我国油气公司在LNG和LPG领域有丰富的经验和运输车辆储备,未来伴随成本下降,有望在液态氢气运输上具备竞争力。相对另两种运输方式,固态运输技术难度较大,还有待发展。
加氢站是氢能产业发展的重要环节,自2014年以来,全球加氢站的数量不断增长,到2020年底达到了553站。中集集团在氢能源领域布局多年,具有一定的优势。
1、技术分为高压气态储氢、低温液态储氢和储氢材料储氢
储运氢气的方式主要分为气态储运、液态储运和固态储运(储氢材料)。我国目前氢气运输的主要方式是高压气态长管拖车为主,但是未来有望同时发展气、液、固三种储运方式。
1)气态储氢:目前以长管拖车为主,未来将发展管道运输
高压气态储氢是目前最常用并且发展比较成熟的储氢技术,其储存方式是采用高压将氢气压缩到一个耐高压的容器里。目前所使用的容器是钢瓶,它的优点是结构简单、压缩氢气制备能耗低、充装和排放速度快。但是存在泄露爆炸隐患,安全性能较差。当前以长管拖车的运输方式为主,未来更大规模发展需依靠管道运输。

高压气态长管拖车的运输方式,运输量较小,运输途中交通风险较大,仅适用于少量氢气、短距离的运输需要,目前与我国氢能应用的少相匹配。这种运输方式的好处是前期投资要求低,技术成熟。未来随着氢能在所有能源中的占比提升,势必要发展其他储运方式。
更大规模的运输的方式是管道运输。因为氢气容易在接触普通钢材时发生“氢脆”的现象,所以管道必须使用蒙耐尔合金等特殊材料,导致管道运输的前期投资成本大,高达500万/km。但是运输氢气量也巨大,适合有固定站点大量使用氢气的情况。截至2017年底,我国氢气管道总里程约400公里,主要分布在环渤海湾、长三角等地
氢能应用若想大规模商业化,势必要解决运输管道规划施工问题。我国目前的氢气多为工业副产氢,来源于煤炭行业,产地多在北方内陆地区。应用则多在东部沿海较发达地区。从氢能产地到氢能应用地有上千公里的距离,且东部地区氢能用量大,采用拖车运输的方式无法解决东部地区氢能短缺的问题,建设长距离氢气运输管道势在必行。虽然运输管道建设成本高,但是未来管道输送氢气压力等级升级和氢气管道规模扩大能降低氢能管道输送成本。
2)液态储氢:产业化仍需成本下降
液态储运的储氢密度高,能运送大量氢气,适用长距离运输氢气运。但液态氢的密度是气体氢的845倍。液态氢的体积能量密度比压缩状态下的氢气高出数倍,如果氢气能以液态形式存在,那它替换传统能源将水到渠成,储运简单安全体积占比小。但事实上,要把气态的氢变成液态的并不容易,液化1kg的氢气需要耗电4-10 kWh,液氢的存储也需要耐超低温和保持超低温的特殊容器,储存容器需要抗冻、抗压以及必须严格绝热。
我国油气公司在LNG和LPG领域有丰富的经验和运输车辆储备,若成本下降得以实现,未来有望在液态氢气运输上具备竞争力。目前海外超过1/3的加氢站使用液态储运的方式。
3)固态储氢:发展前景广阔,但技术尚未成熟

另一种运输方式是使氢气溶于液氮或有机液体中进行运输。这种方式对化学反应条件较严苛。相对另两种运输方式,固态运输技术难度较大,还处于研发阶段。未来若氢能市场扩张迅速,且固态运输达到应用要求,那么固态运输能发挥储氢密度高、运输氢气量大的优势。
储氢材料种类非常多,主要可分为物理吸附储氢和化学氢化物储氢。其中物理吸附储氢又可分为金属有机框架(MOFs)和纳米结构碳材料,化学氢化物储氢又可分为金属氢化物(包括简单金属氢化物和简单金属氢化物),非金属氰化物(包括硼氢化物和有机氢化物)。
2、加氢站数量不断增加,全球2020年底达到553座
加氢站是氢能产业发展的重要环节,其作用类似加油站给汽油/柴油车加油,加氢站是给氢动力车提供氢气的燃气站。自2014年以来,全球加氢站的数量不断增长,到2020年底达到了553站。

多个主要国家对加氢站的建设有部署,希望通过加氢站的建设提高氢能在能源使用中的占比。如日本在《氢能基本战略》提到到2050年要用加氢站逐步替代加油站。
亚洲国家氢能替代加速,2018年加氢站规模增速首超欧洲。
3、氢气储运加环节产业链公司梳理

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