义柏研究院丨碳中和概念下的能源系统变革——光风储氢一体化（下）

      上篇中，我们分析了我国在实现碳中和道路上能源系统变革面临的机遇、挑战及背后的逻辑，提出了光风储氢一体化发展的新型智慧能源系统蓝图，并分别对光伏、风电和储能三个赛道进行了回顾与展望。下篇中，我们重点介绍能源系统性变革中的重要一环：氢能。

      氢能已经逐步走进人类能源网络，在替代化石能源、实现碳中和目标等方面被寄予厚望。欧、美、日、韩等国家纷纷制定氢能路线图，积极推进氢能产业的技术研发和产业布局。

      氢能留给我们的想象空间非常广阔。它具备来源广泛、可储可运、灵活高效、零碳反应、转换场景丰富等诸多特点，可与光伏、风电等清洁一次能源形成良好的发展协同，在二次能源系统中，又可与电力互补形成“并驾齐驱”的二次能源组合，并具有氢-电转化耦合性。所以氢能是未来光风储氢一体化智慧能源系统提供弹性而高效能量流的重要保证。

      然而，目前氢能产业链各环节普遍面临着技术待突破、产业体系不成熟、基础设施缺口大等问题，最终表现为应用成本较高。义柏研究认为，长期来看氢能产业增长确定性高，将在政策、产业、技术、融资等多维助力下形成良性发展循环与迭代；氢能各环节降本路径比较明确，并将带动万亿级的新兴产业发展。

      氢能是公认的清洁能源。与传统化工燃料汽油、柴油相比，氢能具有三大优势：

      一是较高的含能特性：除核燃料外，氢的燃烧热值据所有化工燃料榜首，燃烧1kg氢可放出12MJ（28.6Mcal）的热量，约为汽油的三倍。

      二是较高的能源转化效率：氢能可以通过燃料电池直接转变为电，过程中的废热可以进一步利用，其效率可达到83%。氢气燃烧不仅热值高，而且火焰传播速度快，点火能量低，所以氢能汽车比汽油汽车总的燃料利用效率可高20%。

      三是利用过程零碳排放：与化石能源的利用相比，氢燃料电池在产生电能的过程中不会产生碳排放，可以实现良性循环。

      因氢能具备这些优良的基础特性，有人提出“氢能是人类的终极能源”。然而，但对一种能源的考察不能仅仅局限在直接使用的环节，而应该从制、储、运、用等全产业链予以考虑。比如水电的发电过程非常清洁，但建造混凝土坝等大坝中会消耗巨量的水泥，背后的能量消耗和碳排放无疑也是巨大的；光伏发电产业硅片加工过程的拉晶环节需要近1400℃的高温，硅片、电池片、组件等各环节的加工工艺也会涉及多种辅材及能源的能耗。对于氢能而言，除了制氢环节的能量消耗，氢的压缩、储运和加注等环节，以及为了利用氢能而生产加工的配套设备所带来的消耗也不容忽视。如果用于计算碳排放，我们并不能说这些清洁能源是零碳能源；而从能量的循环效率来说，氢能的总转换效率并不一定比其他能源要高。

      所以，说氢能是零碳能源是不准确的，但氢能确是清洁能源。不论水电还是光伏，虽然制造过程消耗了原材料、产生了很大的碳排放，但长周期来看，采用这些发电技术而生产的电力足以覆盖制造设备过程的能源消耗并能生产更多的电力。类似地，氢能也是清洁能源，但目前受各环节的技术发展水平等因素的限制，氢能的整体循环效率还较低，且成本过高。但因为氢能具备了清洁能源的基础特性，对其进行投入和研发是必要的。

      所以，我们要理性看待氢能的发展，他不一定是人类的“终极能源”，但确是现阶段最具潜力的二次能源。我国氢气产量和储氢材料产销量世界第一，氢能支持政策频出，产业标准不断完善，多个氢能试点城市落地。截至2020年底，我国氢能产量和消费量均已突破 2500 万吨，氢燃料电池汽车保有量为7355多辆，已建成加氢站128座。

      氢能产业链较长，可分为制备、运输、存储、加注和下游应用等多个环节。下面我们分别从各个环节进行回顾与展望。

      中国是世界第一产氢大国，2020年全国氢气产量约2500万吨。这些氢气基本是作为工业原料，基本未做能源用途。

      氢气制取方式繁多，根据原材料的不同，氢气制取主要分为化石燃料制氢、工业副产氢和电解水制氢三大类；而对于化石能源和电解水制氢，根据碳排放量的不同，又划分为灰氢、蓝氢和绿氢。

      煤制氢技术成熟、产量大且分布广泛，是我国当前制取廉价氢气的主要方式；煤气化是煤制氢技术路线中最成熟、成本最低的途径。煤在高温常压或加压条件下与气化剂反应转化为气体产物（氢气和二氧化碳），具体过程是煤炭与氧气发生燃烧反应，进而与水反应，得到以氢气和CO为主要成分的气态产品，然后经过脱硫净化，CO继续与水蒸气发生变换反应生成氢气，最后经变压吸附（PSA）等过程获得一定纯度的产品H2。

      煤气化制氢需要大型的气化设备。一次性装置投资价格较高，只有在规模化生产才能降低生产成本（资本性支出得到有效摊销），因此不适用于分布式制氢，适用于集中式制氢。

      煤制氢成本受煤价影响较大，煤制氢成本主要由煤炭、燃料动力能耗（含氧气）和制造成本构成，根据现代煤化工合作平台测算，煤炭费用占成本约37%。根据《中国氢能产业发展报告（2020）》，在煤价为200-1000元/t时，制氢成本约为6.77-12.14元/kg。

      根据IEA数据，煤气化制氢CO2排放量为19kgCO2/1kgH2,若考虑结合碳捕集、利用与封存（CCUS）实现减排，预计资本支出和运营支出增加5%和130%。

      天然气制取氢气分为蒸汽重整、部分氧化、自热重整三类，其中甲烷蒸汽重整（SMR）发展较为成熟，应用广泛。

      SMR制氢首先是原料预处理，这里主要指原料气脱硫，其次是进行天然气蒸汽转化，在转化炉中采用镍系催化剂，将天然气中的烷烃转化为主要成为一氧化碳和氢气的原料气。然后进行一氧化碳的变换，使其在催化剂下与水蒸气反应生成氢气和二氧化碳，最后通过PSA提纯氢气。

      与煤制氢成本依赖原材料类似，天然气制氢成本受天然气价格影响较大。天然气制氢成本主要由天然气、燃料气和制造成本构成，其中天然气价格是最主要因素，占73.4%。燃料气是成本的第二因素，占13.7%。当天然气价格为1.67元/m3，天然气制氢成本为9.78元/kg ；天然气价格为2.52元/m3 ，天然气制氢成本为12.92元/kg。

      根据IEA数据，天然气制氢存在一定的碳排放9.5kg CO2/1kgH2，考虑结合CCUS，资本支出增加50%，燃料成本增加10%。

      工业副产氢指从氯碱工业、焦炉煤气、轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、合成氨合成甲醇等化工副产气中提纯制取的氢气；根据《中国氢能产业研究报告（2020）》，当前工业副产氢基本为企业自产自用，较难统计。

      电解水制氢绿色环保、生产灵活、纯度高(99.7%以上)以及副产高价值氧气等，主要杂质只有水和氧气，适合对CO等杂质含量要求严格的质子交换膜燃料电池。目前国内碱性电解水制氢成本在各电解水制氢技术路线中最具经济性。

      将一对电极浸没在电解液中，电极中间隔上防止气体渗透的隔膜，构成水电解池，当给水电解池通以一定的直流电时，水就发生分解，在阴极析出氢气，阳极析出氧气。

      制氢成本中电价是关键，根据中泰证券研究所数据，以商用碱性水电解法为例，按每生产1立方米常温常压H2需要消耗4.5-5.5kWh，不同的电力来源制氢方式成本如下：

• 谷电：20-22元/kg（按照电费0.3元/kWh计算）

• 工业：38元/kg（按照电费0.6元/kWh计算）

• 弃电：10元/kg（按照电费0.1元/kWh计算)，成本与煤制氢相当

      采用谷电电解，电费成本占制氢成本的77%。

      煤制氢是大规模制取廉价工业氢气的主要方式。考虑到我国“富煤、贫油、少气”的能源供应结构，及煤气化的技术成熟度，煤制氢气依旧是目前低成本获取氢气的主要方式，但煤制氢气碳排放强度高（19kgCO2/1kgH2），同碳中和发展方向相违背。

      短期来看，工业副产氢满足氢能产业发展需求。工业副产氢产量大、成本低，且提纯后亦可满足燃料电池汽车氢气标准要求，在可再生能源电解水由于成本偏高、电源适配性差等原因尚未大规模推广前，工业副产氢可满足氢能下游产业发展需求，作为氢气短期供应的“过渡”方案。

      可再生能源电解水尚未大规模推广。可再生能源电解水制氢纯度高、低碳、环保，可缓解我国可再生能源“三弃”问题，但由于国内电解水成本高、电解水对风光等波动性电源适配性差、资源分布与下游应用市场的地域差异等原因，尚未大规模推广。

      长期来看，可再生能源电解水制氢将成为主流制氢途径。BNEF《可再生能源制氢经济性》报告中表示，2019年可再生能源制氢成本维持在2.5-6.8美元/kg，到2030年、2050年，可再生能源制氢成本有望降至1.4美元/kg（折约9.3元/kg）、0.8美元/kg（折约5.0元/kg）。未来，随着技术的发展以及可再生能源成本的持续下降，可再生能源电解水制氢将成为主流制氢途径。

      根据中国氢联盟预测，到2050年约70%的氢将由可再生能源生产。

      目前，氢能储运是制约氢能产业发展的关键环节，低成本、高密度、长距离储运技术是氢能大规模商业化发展亟需突破的难点。氢气体积能量密度极低，难于储存的特性和安全标准高，导致储运困难、供应      链成本高，直接影响氢能终端的成本。

      氢储运技术主要有气态储运、液态储运和固态储运三种。从技术条件和目前的发展现状来看，高压气态储氢、低温液态储氢及氢化物储氢（吸附储氢）更适合商用需求。

      气态储氢从应用场景来看分为三种：车用储氢瓶、运输储氢罐、固定式储氢设备。

      车用储氢瓶主要分为4种：纯金属瓶（I型）、金属内胆纤维环向缠绕瓶（II型）、铝内胆纤维全缠绕瓶（III型瓶）和塑料内胆纤维全缠绕瓶（IV型瓶）。I型、II型储氢密度低、安全性能差，难以满足车辆储氢密度要求，III型IV型瓶具有安全性高、重量轻、储氢密度高等优点被广泛使用。

      液态储运适用于大规模、长距离的氢气运输，通常采用液氢罐车或液氢驳船运输，国产技术仍需进一步提升。液态氢的密度是气体氢的845倍，储运简单安全、体积占比小。目前国外70%左右的氢气采用液氢运输，全球液氢产能达到470吨/天，美国垄断了全球85%的液氢生产和应用，国际液氢两大巨头美国AP和PRAX市场份额达到了76%。2020年中国实现首个液氢工厂与液氢加氢站示范运行，逐渐打破国外垄断。

      管道运氢适用于大规模、长距离的氢气运输，我国基础设施建设相对落后。管道运输能耗及成本低，但建造管道一次性投资较大。氢气容易出现“氢脆”的问题，钢材与氢气反应出现破坏的情形，所以管道必须使用蒙耐尔合金等特殊材料，前期投资成本大。目前氢气管道造价约63万/公里，是天然气管道造价的2.5倍。美国、欧洲已分别有2500公里、1598公里的输氢管道，截止2017年底我国仅有400公里的输氢管道，2030年计划达到3000公里。

      其他储运方式如有机液态储运和固态储运技术难度较大，尚处于研发阶段。

      按照中华人民共和国交通运输行业标准《JT/T617.1-2018危险货物道路运输规则》，长管拖车和瓶组运输使用长管拖车，运输储存压力为20MPa。随着运输距离增加，经济性下降，经济运输半径100-150km；相比之下，长距离运输情况下，液氢运输成本优势出现。管道运输成本低，但管道运输前期投资建设成本高，在氢能产业成熟之前有风险较大，且需要防止氢脆问题。

      高压气态储运短期仍然是主流，并向高储氢压力方向发展。我国储运压力技术落后与国外，储运量低，随着下游应用需求增加，气态储运将成为行业发展限制因素，未来将向高储氢压力方向发展，提高经济性。

      液态储运未来将得以大规模运用，当前液氢系统效率低、能耗高，液氢技术落后于国外。随着技术发展，下游需求增加，液氢储运凭借其长距离运输成本优势将得以大规模应用，符合我国氢源和应用地空间错位背景情况。

      管道储运将在长距离、大规模储运领域发挥关键作用，需侧重材料研发与降本，避免氢脆问题。随着下游需求增加及产业规模扩大，管道运输的经济性将进一步提升。

      氢化物/有机液体储氢路径获得一定关注度。储氢材料储氢量较大，未来可在提升吸放氢的效率、降低加氢脱氢装置的成本基础上拓展一定的应用场景；有机液态储氢因常温业态安全指标高，未来同样具有较大的推广优势。

      加氢站是连接上游氢气和下游燃料汽车用户的纽带。IEA数据显示，截至2020年底，全球累计的加氢站数量为540座，同比增长15.38%。日本、德国、中国、美国、韩国的加氢站数量分别为137、90、85、63、52座，建设数量居于全球前列。国内加氢站从地区分布来看，已运营站点主要分布在广东、山东、江苏、上等地区。

      现阶段，包括国家能源投资集团、中石化、中石油等国家能源巨头企业是加氢站建设的主力军。根据《节能与新能源汽车技术路线图2.0》相关规划显示，到2025年，我国加氢站的建设目标为至少1000座，到2035年目标为至少5000座。根据中国氢能联盟预测，2030年加氢站累计市场规模可达600亿元。

      现有的加氢站根据氢气来源可分为制氢加氢站和外供氢源加氢站，具体差异如下表。

      加氢站建设成本方面，根据《制氢、储运和加注全产业链氢气成本分析》（单彤文、宋鹏飞等）研究分析，不含土地投资情况下，35MPa 500kg/d的加氢站的投资约1200-1500万元，1000kg/d的加氢站投资约2000-2500万元，其中设备及土建的投资占约70%以上；加上运营成本，加氢站加注成本约为18元/kg（500kg/d）和11.5元/kg(1000kg/d)。当前加氢站建设成本高，相当于传统加油站的3倍。前期加氢站建设离不开政府补贴的支持，长远来看取决于投资成本、运营成本和运行负荷。

      加氢站成本下降趋势明显，其驱动力主要来源于新技术或设计的落地以及规模化效应。资料显示，对核心三大部件规模化估计，从10套/年增加至100套/年时，压缩机部件总成本能够下降56%，核心部件生产成本有望下降82%；储氢系统成本可下降8.5%；加氢系统成本可下降30-35%。由此推算，未来一段时间内加氢站降本空间范围约为30-40%。且目前主流加氢站的加注能力为500kg/d，将向1000kg/d、2000kg/d方向发展。

      加氢站降本的重点仍在核心设备的国产化，加氢站三大核心设备包括氢气压缩机、加注设备和储氢设备。其中氢气压缩机占总投资成本的30%，国内加氢站较多采用液驱式和隔膜式压缩机，仍被国外高度垄断。离子式压缩机的构造简单、维护方便，在国外已用于部分天然气加气站和氢能供应站（90Mpa压力），其更适用于高储氢压力的加氢站中。

      加注设备包括加氢机和加氢枪，国内35MPa的设备逐步实现国产化。加氢机主要结构和工作原理与天然气加注机差别不大，国内厂商已具备量产能力。加氢枪对抗压和保护功能要求较高，工艺较为复杂，虽已实现国产化但加氢站还是普遍采购国外的产品。

      燃料电池是实现由氢到电的设备，把贮存在燃料和氧剂中化学能直接转为电能。按照原电池电化学学理，实际过程为燃料和氧气的化还原反应。燃料电池中作为燃料的物质可以很多，核心是与氧气有足够的电势差和较高能量密度，比较常见的燃料有氢气、甲醇、天然气等。

      发电效率高：燃料电池发电不受传统发动机卡诺循环的限制。理论上，它的发电效率可达到85%～90%，但由于工作时各种条件的限制，有部分化学能转化成为热能，电能的转化效率约为40%～60%；

      低碳环保：燃料电池以氢气或者天然气等富氢气体为燃料，二氧化碳排放量比热机过程减少40%以上，若是氢气将不会有二氧化碳的排放。燃料电池几乎不产生硫或者氮化物，大大减轻了对环境污染；

      能量密度高：氢气能量密度140MJ/kg，是汽油、天然气3.3倍，是锂离子电池（三元锂200Wh/kg）的194倍（数据来自玖牛研究院）；

      运行噪音低：相对发动机做功原理，燃料电池结构简单，运动部件少，噪音低；

      燃料范围广：对于燃料电池而言，材料所选范围广，只要含有氢原子的物质都可以作为燃料，例如天然气、石油、甲醇等，对实现化石能源替代有重要作用。

      根据电解质的不同，燃料电池可分为：碱性燃料电池（AFC）；磷酸盐型燃料电池（PAFC）；碳酸盐型燃料电池（MCFC）；质子交换膜燃料电池（PEMFC）和固体氧化物燃料电池（SOFC）；目前发展最多的是质子交换膜燃料电池。

      质子交换膜燃料电池运行温度低、启动快，主要应用在交通领域；固体氧化物燃料电池运行温度高、启动慢、铂金属使用少，可用于固定式发电。

      燃料电池堆是由数百个单电池通过一定的组装方式（串联）形成的一个发电单元，再增加必要的辅助零部件则构成了燃料电池系统。

      膜电极（MEA）是质子交换膜燃料电池最核心的部件，是能量转换、多相物质传输和电化学反应场所，涉及三相界面反应和复杂的传质传热过程，直接决定电池的性能、寿命及成本。膜电极包括了质子交换膜（PEM）、催化剂层（CL）、微多孔层（MPL）和气体扩散层（GDL）。

      现阶段，氢燃料电池价格高昂是产业未能商业化的主要原因之一，但成本已经开始下降。2019年下半年-2020年上半年，随着产业链竞争加剧及产业链不断完善，上海捷氢、重塑科技、清能股份等企业快速拓展市场，在一定采购量支持下，系统价格分布在8000-13000元/kW；电堆价格分布在4000-5000元/kW；2020年10月18日，国鸿氢能产品发布会上，电堆战略合作售价为1999元/kW，将国内氢燃料电池产业带入快速降价阶段。

      值得指出的是，燃料电池催化剂中的重金属铂价格高昂，是催化剂造价成本高的关键原因，丰田Mirai单车铂用量30g，按照370元/g，单铂成本就约1.1万。降低电堆的成本关键在于降低催化剂的成本和铂用量。

      国内系统集成商居多，质子膜、催化剂、气体扩散层等关键材料国内供应企业相对较少；关键材料环节技术落后于国外，国内供应企业相对较少，未来随着技术发展、下游应用市场需求增加，将成为卡脖子环节。

      燃料电池贵是限制燃料电池汽车行业向前发展的重要原因，为有效控制成本、降低成本，现有系统集成商玩家一方面通过自主研发实现技术国产替代，另一方面向产业链上游拓展，控制成本。

      从奖励目标来看，重点支持电堆、膜电极、双极板、质子交换膜、催化剂、碳纸、空气压缩机、氢气循环系统等领域取得突破并实现产业化。

      从下游应用需求来看，示范城市奖励目标包括推广1000辆燃料电池车企，重点支持商用车、重卡领域，未来随着燃料电池汽车需求快速增长，中游燃料电池和上游氢能供应链将得到快速发展。根据高工氢电产业研究院预测，未来三年内，系统集成、电堆、膜电极、双极板等环节将出现快速上市企业。

      目前，燃料电池关键材料，质子交换膜、气体扩散层、催化剂，主要以国外供应为主，“以奖代补”政策给与了这些环节企业4年成长期，预计关键材料国产化进程将加速，具备关键材料自主研发的企业将脱颖而出。

      氢气主要可用作三个用途：燃料、供热及工业原材料。

      燃料场景下，主要是氢燃料电池的应用与推广。在交通运输领域，在大吨位的商用车、重卡、轮船等适配性较高。现今的交通运输行业几乎全部依靠化石燃料供能，零碳反应和广泛的适应性让氢能可以依托燃料电池技术成为交通运输部门快速减排的少数选择之一。其次，清洁能源制氢将是非常符合减碳概念的路径，所产生的氢能储氢可在长时储能领域发挥重要作用。

      第二类，氢能用来供热。氢气的热值较高，理论上有替代煤炭作为热源的可行性，在钢铁、水泥、陶瓷等传统高能耗工业领域具有很大的发展潜力。在建筑领域，氢气可以与天然气混合使用，未来是少数几种于建筑分布式供暖能与天然气竞争的低碳能源。

      第三类，氢能作为原材料。作为工业生产中广泛使用的原材料，目前氢来源以灰氢为主，目前钢铁、化工等行业逐渐探索绿氢应用，实现工业生产减碳脱碳。

      碳中和将深度影响中国社会进入新的发展模式，全面向绿色转型。碳中和的意义重大，对各行业的发展影响深远。我国实现碳中和面临许多困难和挑战，但同时给科技创新带来全新的机遇。本文所讲的能源系统变革仅仅是碳中和概念下的一个部分，还涉及很多其他行业和环节，有待进一步挖掘与探索。

      义柏资本从早期即开始关注碳中和概念下的科技创新机会，愿与同仁一道，助力碳中和目标的顺利实现。