(報告出品方/作者:東北證券)
1. 氫能有望成為未來能源體系的重要組成部分
1.1. 碳中和背景下氫氣的能源屬性有望逐漸顯現
氫能是一種高效、清潔的能源形式。作為世界上密度最小的氣體,氫氣的熱值約為 140MJ/kg,高達煤炭、汽油等傳統燃料的 2 倍以上。同時,氫氣直接燃燒或通過燃料電池發電的產物為水,能夠實現真正的零碳排放,對環境不造成任何污染。此外, 氫是宇宙中含量最多的元素,大約占據宇宙質量的 75%,地球上豐富的水資源中蘊含著大量可供開發的氫能。
全球碳中和的背景下,氫氣的能源屬性有望逐漸顯現。隨著近年來全球主要經濟體陸續提出長期碳中和目標,預計氫氣的能源屬性將逐漸 顯現,應用領域將逐步拓展至電力、交通、建筑等場景。
近年來全球主要經濟體陸續提出氫能發展規劃與目標,將氫能的發展上升至戰略高 度。美國能源部 2020 年底發布氫能發展計劃,從技術、開發、應用等多個角度 對氫能產業進行了戰略規劃,預計到 2050 年氫能在美國能源消費總量中的占比可達到 14%。歐盟則于 2020 年 8 月提出氫能發展戰略,重點發展可再生能源制氫, 計劃在 2024/2030 年前部署 6/40GW 以上的可再生能源電解水制氫設備,分別實現可再生能源制氫量 100/1000 萬噸。我國的《國民經濟和社會發展第十四個五年規劃 和 2035 年遠景目標綱要》中也將氫能和儲能列入前瞻謀劃的未來產業,未來將重點 進行發展布局。
1.2. 可再生能源制氫是長期方向
1.2.1. 目前化石能源仍是氫氣的主要來源
目前成熟的制氫手段主要包括化石能源重整制氫、工業副產制氫以及 電解水制氫三種。雖然通過碳捕捉與封存技術(CCS)可有效降低化石能源制氫過程中產生的碳排放,但長期來看只有可再生能源電解水制備的“綠氫”才能 實現真正的零碳排放。
目前可再生能源制氫占比較小,化石能源制氫仍是主要的氫氣來源。在“富煤、貧油、少氣”的能源結構下,目前國內煤制氫的占比超過 60%, 電解水制氫的比例則不到 2%。因此,可再生能源制氫仍然任重道遠,未來 的發展空間巨大。
1.2.2. 成本是制約可再生能源制氫大規模發展的主要因素
目前可再生能源制氫的成本仍然較高。全球范圍內,化石能源制氫的成本基本低于 2 美元/kg,而電解水制氫的成本則通常高達 4-5 美元/kg。因此,從經濟性的角度出發,可再生能源制氫大規模發展的條件尚不 具備。
電費與設備投資是可再生能源電解水制氫主要的成本構成。理論上,電解水產生 1kg 氫氣所需的耗電量約為 30kWh,當前電解水制氫的能量轉換效率一般為 60%上下, 因此實際的耗電量大致為 50kWh/kg 左右。對不同電價與設備投資成本下電解水制氫的成本進行了測算,結果表明即便不考慮其他費用,在大多數情況下電解水制氫的成本都超過 2 美元/kg,明顯高于化石能源制氫的成本。
2. 氫儲能長期潛力巨大
2.1. 氫能將在未來的電力體系中占據重要位置
2.1.1. 未來的電力儲能場景將更為豐富
在可再生能源取代傳統化石能源裝機成為電力系統主體的過程中,儲能的地位將更 加獨立。為實現 2050 年凈零排放的目標,風電、光伏在發電量中的占比需接近 70%。隨著傳統化石能源逐漸退出歷史舞臺,電力系統將進行徹底的重構,儲能則將作為相對獨立的主體發揮更為重要的作用。
預計未來儲能的應用場景將更為豐富,首先體現在時間維度上。傳統的化石燃 料發電具有較好的穩定性,只要保證燃料供應與設備運行正常就基本可以按計劃輸 出電量,而風力、太陽能等可再生能源在不同長短的時間維度上均具有天然的波動性。在未來的電力系統中,新能源裝機在不同時間維度上的發電波動 都需要通過儲能進行平滑。
在時間維度以外,儲能在未來電力系統中的作用還將體現在空間維度。隨著新能源逐漸替代傳統的化石能源裝機,能量在空間上的不均衡性將愈發明顯。因此,在未來的電力體系中,更多比例的可再生能源需要通過不同的儲能形式實現空間上的轉移。
2.1.2. 氫能有望成為長時間、跨區域儲能的長期方案
長期來看,氫能有望成為一種重要的電力儲能形式。無論是在時間維度還是空間維度,未來儲能在電力系統中的應用場景都將更為豐富,儲能的形式也將更加多樣化,我們仍然看好氫能 作為一種儲能形式的長期潛力。
氫儲能主要適用于長時間、跨區域的儲能場景。首先在儲能時長上,氫儲能基本沒有剛性的儲存容量限制,可根據需要滿足數天、數月乃至更長時間的儲能需求,從 而平滑可再生能源季節性的波動。此外,氫能在空間上的轉移也更為靈活,氫氣的 運輸不受輸配電網絡的限制,可實現能量跨區域、長距離、不定向的轉移。最后, 氫能的應用范圍也更為廣泛,可根據不同領域的需求轉換為電能、熱能、化學能等多種能量形式。
氫儲能與電化學儲能的互補性強于競爭性。氫儲能在能量密度、儲能時長上具有較大優勢,在能量轉換效率、響應速度等方面 則相對較差。因此氫儲能與電化學儲能并不是非此即彼的競爭關系,而是互為補充,共同支撐未來電力系統的平穩運行。
2.2. 氫儲能成本有較大下降空間
2.2.1. 可再生能源制氫的電費成本將持續下降
新能源的發電成本仍有較大下降空間。隨著技術進步與產業規模提升,未來新能源的發電成本仍有較大下降空間。2021 年 6 月,國內光伏項目的中標電價創下新低,四川甘孜州正斗一期 200MW 光 伏基地的中標電價僅為 0.1476 元/kWh。
除了新能源整體發電成本的降低,未來電力市場中的峰谷價差也將持續拉大,電解 水制氫將有更多可利用的低電價時段。隨著新能源發電占比的上升,未來電力供給的不穩定性將持續上升,電力市場中價格的波動范圍也將擴大。對于氫儲能而言,季節性的電價波動將帶來潛在的跨期套利空間,長期來看可再生 能源制氫的經濟性存在較大的提升空間。
未來,風電與光伏的棄電將成為電解水制氫重要的電力來源。在以可再生能源為主體的電力系統中,為了保證穩定的電力供應,裝機的冗余程度將明顯加大,因此長期來看棄風、棄光電量將不可避免地上升。未來,棄風棄光電量的消納將成為氫儲能的重要應用場景,這部分零成本甚至負成本的電量可作為電 解水制氫的重要電力來源。
2.2.2. 電解水制氫設備存在較大降本空間
堿性水電解與質子交換膜水電解是當前主流的電解水制氫方式。目前堿性水電解與 PEM 的產業化程度相對較高,前者的優勢在于技術成熟、成本低,但快速啟動與變載能 力相對較差;后者的優勢在于效率高,運行靈活,與風電、光伏的適配性更佳,但 當前的成本仍然較高。
電解槽是電解水制氫系統的核心部分。電解水制氫系統由電解槽及輔助系統組成, 其中電解槽是電解反應發生的主要場所。從成本構成來看,電解槽在制氫系統總成本中的占比約為 40%-50%,此外電力轉換系統、水循環系統以及氫氣收集系統也在總成本中占據較 高的比例。
通過材料與設計的優化,未來電解槽的成本與性能有較大提升空間。目前堿性水電解槽的技術已較為成熟,主要成本為隔膜與電極(鍍鎳不銹鋼),后續主要的降本路徑為開發厚度更薄、電導率更高的新型隔膜,與此同時提升電極與催化劑在堿性環 境中的壽命。2050 年堿性 水電解槽與 PEM 電解槽的成本有望達到 100 美元/kW 以下,較當前水平下降 60% 以上。
除了技術層面的進步,產業化程度的提升也將對電解水制氫系統成本的降低產生積 極貢獻。一方面,隨著設備單體規模的擴大,電力轉換、氣體處理等模塊的單位成 本將被攤薄;另一方面,生產規模的擴大也將降低單臺設備分攤的制造費用。參照光伏、鋰電池行業的發展歷 程,隨著規模與產業化程度的提升,電解水制氫設備的平均成本有望進入快速下降 通道。
綜上,電費成本的降低與設備端的降本增效將共同推動氫儲能經濟性的提 升。2030 年全球范圍內可再生能 源電解水制氫的平均成本將降至 2.3 美元/千克,與 2020 年 5.4 美元/千克的水平相 比下降超 50%。而在一些風力、太陽能資源較好的地區,可再生能源電解水制氫的成本將低至 1.4 美元/千克,達到與化石能源制氫成本相當的水平。
3. 氫能產業化尚需時日
3.1. 當前氫氣的儲運仍面臨較大挑戰
3.1.1. 氫氣的儲運成本較高
氫氣的儲存與運輸具有較大難度。一方面,氫氣是世界上密度最小的氣體,體積能 量密度較低,擴散系數較大;另一方面,氫氣的燃點較低,爆炸極限寬,對儲運過 程中的安全性也有極高的要求。
氫氣儲運可分為氣態儲運、液態儲運以及固態儲運三種方式。其中,氣態儲運的成本較低、充放氫速度較快,但儲氫密度與運輸半徑較為有限;液態儲運的儲氫密度 較大,但設備投資與能耗成本較高;固態儲運則在潛艇等特殊領域有所應用,整體 仍處于小規模試驗階段。
現階段氫氣的儲運成本仍然較高。當前不同形式的氫氣運輸成本大致為 2 美元/千克,終端的氫氣加注成本則高達 5 美元/千克左右。因此,若想在終端實現較好的經濟性,未來氫氣儲運環 節的成本仍需大幅降低。
3.1.2. 氫氣儲運成本的降低有賴于基礎設施的完善
對于氫氣的短途運輸而言,高壓氣態儲運仍將是主要的手段。目前儲氫瓶+長管拖車是應用最為廣泛的氫氣儲運形式,所需的運輸成本與基礎設施投入相對較低,但 運輸規模與運輸半徑也較為有限。根據材料的不同,可將儲氫瓶分為純鋼制金屬瓶 (I 型)、鋼制內膽纖維纏繞瓶(II 型)、鋁內膽纖維纏繞瓶(III 型)和塑料內膽纖 維纏繞瓶(IV 型)4 種。從儲氫密度、輕量化等角度出發,IV 型瓶與高壓儲運的優勢 更為明顯,隨著國內標準的逐步完善以及國產化程度的不斷提升,長期來看 IV 型瓶有望在國內逐步得到應用。
除了高壓氣態儲運,輸氫管道也是氫氣儲運體系的重要組成部分。輸氫管道可實現大規模、常態化 的氫氣長途運輸,截至 2016 年全球已有超過 4500 公里的輸氫管道,其中大部分位于美國與歐洲。
在氣態形式之外,氫氣的液態儲運同樣具有較大的發展潛力。由于氫氣的臨界溫度約為-240℃(在此溫度以上無論怎樣增大壓強也不能使氫氣液化),液化氫氣需要耗費大量的能量(15kWh/kg 以上),當前高昂的成本是氫氣液態儲運的主要障礙。在低溫液態儲運以外,液氨儲氫或有機液態儲氫(LOHC)也是潛在的方案,通過液氨、烯烴、炔烴或芳香烴等儲氫劑和氫氣產生可逆反應實現加氫和脫氫, 能耗相對較低,但工藝與裝置較為復雜,目前基本沒有實現產業化應用。
最后,加氫站也是氫氣儲運體系的重要組成部分。對于氫燃料電池汽車等小而分散 的終端用氫需求,加氫站是必不可少的中轉環節。從加氫站的種類來看,全球范圍內 70MPa 的高壓氣態加氫站為主流,日本、美 國與德國還有部分液氫加氫站,國內目前則主要以 35MPa 加氫站為主。
當前加氫站的建設成本較高,前期鋪設仍需外部推動。氣態加氫站所需的平均投資為 140 萬美元(日加氫能力 770kg), 液態加氫站的投資成本則為 190-420 萬美元(日加氫能力 1400-1620kg),其中壓縮 機、儲氫罐、制冷設備、加氫裝置是投資成本的主要構成部分。因此,未來盈利能力的提升一方來自設備成本的降低,另一方面則來自下游加氫需求的增長對設備投資、運營成本的攤薄。此外,傳統石化企業亦可通 過對原有加油站的改造升級實現自身的清潔能源轉型。
3.2. 氫能的下游應用空間尚未充分打開
3.2.1. 氫能有望在部分傳統工業領域率先得到應用
作為一種清潔高效的能源與還原劑,氫氣可在部分工業領域實現對傳統化石能源的替代。以鋼鐵行業為例,目前全球大部分的鋼鐵仍然來自傳統的高爐工藝,即 通過焦炭對鐵礦石進行還原,生產過程中將產生大量的二氧化碳排放。而直接還原鐵工藝(DRI)+電爐可作為高爐煉鋼的替代方案,通過利用可再生能源電解水制取 的“綠氫”替代焦炭,鋼鐵生產過程中的碳排放將大大降低。目前氫冶金已開始逐步在德國、日本、瑞典等發達地區推廣,隨著可再生能源制氫成本的持續降低以及 全球范圍內碳交易的普及,預計“綠氫”將在工業領域得到更加廣泛的應用。
考慮到當前氫氣的儲運成本仍然較高,短期內靠近用戶側的可再生能源制氫項目有 望率先迎來發展。例如,2019 年國內煤制烯烴巨頭寶豐能源啟動了 200MW 光伏發 電及 2 萬標方/小時電解水制氫儲能及綜合應用示范項目,在生產基地中部署光伏發 電與電解水制氫系統,制取的氫氣和氧氣可直接就地用于煤制甲醇的生產。根據目前部分投產的情況,光伏制氫的綜合成本可控制在 1.34 元/標方,公司預計未來成 本有望進一步降低至 0.7 元/標方,基本與化石能源制氫的成本相當。
3.2.2. 氫燃料電池仍處于起步階段
我們認為燃料電池是氫能最具長期發展潛力的下游應用之一。從效率的角度出發, 氫燃料電池不受卡諾循環的限制,能量轉換效率超過 50%,是傳統內燃機的 2-3 倍。近年來全球燃料電池出貨量保持快速增長,2020 年已超過 1.3GW,其中交通領域占 據了最大的比例,固定式的燃料電池也開始逐漸起步。
氫燃料電池汽車仍處于起步階段。截至 2020 年底,全球氫燃料電池汽車的保有量 僅有 3 萬余臺,主要集中在美國、中國、日本與韓國。
考慮到氫燃料電池在產業化程度、基礎設施配套等方面明顯落后于鋰動力電池,預計產業的成熟仍需時日,短期內全球各地區的支持政策將是主要的行業驅動因素。在國內,2019 年前燃料電池汽車始終享 受較高的補貼額度,乘用車/輕型客貨車/重型客貨車的補貼上限分別為 20/30/50 萬 元,燃料電池汽車產銷量在補貼激勵下保持快速增長。“十三五”期間,國內燃料電池汽車的銷量僅為 7345 輛,而根據 2020 年底中國汽車工程學會發布的《節能與新能源汽車技術 路線圖 2.0》,2035 年國內燃料電池汽車的保有量目標高達 100 萬輛,為達成這個目標,政策仍需保持較大的支持力度。
我們預計氫燃料電池將率先在商用車領域進行滲透。相較于鋰電池,氫燃料電池在 續航里程、加注時間、低溫適應性上具有一定優勢,更適用于長距離、大功率的商用車場景。目前,氫燃料電池客車/物流車的經濟性明顯落后于純電動汽車,隨著氫燃料電池技術的進步以及氫氣制取、儲運成本的下降,長期來看氫燃料商用車生命周期內的全 持有成本(TCO)有望下降到與純電動汽車相當甚至更優的水平。
4. 氫能產業鏈有望步入長期發展軌道
4.1. 各類企業加速布局氫能產業鏈
氫能產業鏈可大致分為制氫、儲運以及應用三個環節,潛在市場空間巨大。目前, 氫氣的來源與應用都集中在傳統的煉化、工業領域,真正具備長期發展前景的“綠 氫”仍處于起步階段。若想真正發揮氫氣作為一種清潔能源的優勢, 制氫、儲運以及下游應用環節均需要大量的基礎設施投入。因此,氫能產業鏈的啟動將為大量設備、零部件、運營企業帶來長期的發展空間。
近年來各類企業在氫能產業鏈上的布局均開始加速。目前,氫能產業鏈的參與者既包括林德(Linde)、法國液化空氣(Air Liquide)、美國空氣產品(Air Products)、中 石化、神華等傳統的工業氣體、石化、煤化企業,也包括豐田、現代、濰柴動力、 Nikola 等車企,此外還有 Nel、Plug Power、Ballard、億華通等專注于氫能領域的設 備廠商。
4.2. 海外企業在氫能領域起步較早
整體上看,海外企業在氫能領域的布局相對較早。目前,林德、法液空等海外氣體 巨頭已在氫能產業鏈上形成了較為全面的布局,涵蓋制氫、儲運、應用等各個環節。以法液空為例,公司涉足氫能領域的歷史超過 60 年,目前已實現超過 20 億歐元的 氫氣業務收入,氫氣年產量達到 120 萬噸,在全球擁有 53 處制氫設施、1850 千米 輸氫管網以及 120 個已建成或規劃中的加氫站。近年來,公司在氫能領域的轉型明顯加快,計劃在 2030 年前投資 3GW 的電解水制氫裝機,2035 年前氫能業務收入超 過 60 億歐元,期間相關的資本開支近 80 億歐元。我們預計國內大型石化、煤化集 團在氫能領域的布局也將逐漸深入,例如中石化 2021 年 3 月宣布將建設 1000 座加 氫站或油氫混合站,力爭成為中國第一大氫能公司。
在電解水制氫設備環節,海外廠商同樣具有一定的領先優勢。目前,Nel(挪威)、 Hydrogenics(加拿大,2019 年被康明斯與法液空聯合收購)等海外設備廠商已有數 十年乃至近百年的發展歷程,無論是在堿性水電解槽還是 PEM 水電解槽上均有深 厚的技術積累。國內廠商的起步則相對較晚,目前已在堿性水電解制氫設備上實現 了較好的國產化,但在 PEM 電解槽上距海外領先水平仍有一定差距。
最后,在氫氣的下游應用上海外企業的起步也相對較早。在乘用車領域,目前豐田 與現代合計占據了全球氫燃料電池汽車保有量中超過 3/4 的份額,其中豐田于 2014 年推出了世界上首批量產的氫燃料電池汽車 Mirai,并在 2020 年底正式發布了升級 后的第二代 Mirai。現代則在 1998 年就設立了燃料電池研發小組,其首款氫燃料電 池乘用車NEXO自2018年推出以來亦取得了不錯的成績。在商用車領域,Plug Power 自 1997 年成立以來就專注于燃料電池領域,主要聚焦于用戶側的物料搬運場景,目 前已部署超過 3 萬臺燃料電池叉車,康明斯、巴拉德等廠商亦開始在重卡領域推出 相應的氫燃料電池發動機解決方案。
近年來,氫能領域中海內外企業在資本、技術等層面的合作明顯增加。一方面,中 國是當前全球氫氣消耗量、風電光伏裝機量與汽車保有量最大的國家,在氫氣的制 取、應用環節都有巨大的潛在市場空間,與此同時海外廠商則在部分關鍵設備與材 料上具有一定的領先優勢。因此,通過海內外企業的深度合作可實現技術與市場的 結合,從而更好地推動氫能的規模化、產業化發展。
4.3. 光伏制氫前景可期,頭部公司前瞻布局
光伏企業有望成為氫能產業鏈的重要參與者。光伏與氫能的結合具備廣闊 的發展前景,一方面在部分地區光伏已成為成本最低的發電方式,光伏制氫的成本 優勢將逐漸顯現,另一方面氫能可彌補光伏天然的季節性與波動性,更好地促進消 納。此外,相較于其他形式的可再生能源,光伏的應用場景更為靈活。考慮到未來 適合集中電站建設的土地資源將日益緊張,預計靠近用戶側的分布式場景將成 為光伏裝機中的重要組成部分。當前氫氣的儲運環節仍然存在一定的瓶頸,因此對于化工企業、加氫站等終端氫氣用戶而言,就地制取、就地使用的光伏制氫模式或將成為 短期內更為可行的方案。
目前已有部分光伏企業開始對氫能領域進行前瞻性布局。例如,隆基股份 2021 年 3 月攜手朱雀投資成立隆基氫能,并于 7 月將部分股權轉讓至員工持股平臺。陽光電 源則于 2019 年成立氫能事業部,目前已發布國內最大功率的 250kW PEM 電解槽。此外,晶科科技、阿特斯、華為數字能源等光伏行業頭部公司亦通過戰略合作協議 等方式在氫能領域有所布局。
5. 風險提示
(1) 可再生能源裝機不及預期
(2) 制氫設備成本降低幅度不及預期
(3) 政策對氫能發展的支持力度低于預期
(4) 輸氫管網、加氫站等基礎設施建設進度滯后