白癜丸价格 http://baidianfeng.39.net/a_bdfzlff/140107/4322967.html（报告出品方/作者：申万宏源研究，郑嘉伟）
1.双碳背景下，氢能应用大有可为
氢能下游应用空间广阔，交运、储能、工业、建筑齐发力。据能源转型委员会预测，全球氢能需求有望从年1.15亿吨上升至年10亿吨，其中氢燃料电池车应用可达万吨，储能应用可达2.7亿吨，远超车用氢能，工业领域氢能需求超过3亿吨。
1）交通运输领域：氢燃料电池车先行，氢燃料电池船舶、氢燃料电池飞机蓄势待发。在交通运输领域，氢能不仅应用于燃料电池车，目前正向其他交通运输领域扩展，例如氢燃料电池船舶，氢燃料电池飞机。至年氢燃料电池船舶与氢燃料电池飞机的氢气需求将会远超氢燃料电池车对于氢气的需求。氢燃料电池车目前仍处于大规模商业化初期，氢燃料电池降本决定了其市场化进程。至年，随着氢燃料电池的技术突破与规模效应带来的成本下降，由于氢燃料电池续航能力强、低温适应能力强、能源补给时间短等优势，不仅氢燃料电池车的渗透率将快速上升，其他交通运输领域对于氢能的应用也有望迎来重要转折点。
2）储能领域：碳中和背景下可再生能源迅猛发展，储能势在必行，氢储能将扮演重要角色。随着可再生能源发电在发电侧占比逐渐增大，其随机性、间歇性、能量密度低等特点，会加剧电力系统供需两侧的双重波动性与不确定性，系统调峰难度大。在此场景下，储能迎来发展机遇。据全球互联网合作组织预测，传统电力系统调节手段将无法满足可再生能源发电产生的波动性储能需求，随着可再生能源发电装机规模的扩大，为平滑电力系统波动性问题的储能需求也将提高。氢能兼具清洁二次能源与高效储能载体的双重角色，是实现可再生能源大规模跨季节储存、运输的最佳整体解决方案。目前我国依旧存在弃风、弃光等问题，利用富余的可再生能源电解水制氢，再将氢能运输至能源消费中心利用，可以有效解决可再生能源不稳定及运输问题，氢储能将在储能领域占据一席之地。
3）工业领域：氢能助力工业部门深度脱碳，碳中和背景下，工业部门将是氢能发展的催化剂。氢气在现代工业中主要应用于石油领域的炼油和化学工业的主要原料。全球每年在工业领域消耗的氢气量超过了亿Nm3。目前，为了改善石油和天然气等化石燃料品质，必须对其进行精炼，如烃的增氢、煤的气化、重油的精炼等，这些过程中都需要消耗大量的氢气。在化工业中，制备甲醇和合成氨均需要氢气做原料，尤其是合成氨的用氢量最大。未来工业领域的应用将主要在氢能炼钢、绿氢化工和天然气掺氢三大场景，由此助力工业部门深度脱碳。
4）建筑领域：氢能作为清洁能源解决建筑用能仍处起步阶段。国外正积极探索建筑应用的技术解决方式。目前，以日本、韩国、欧洲为代表正在应用户用燃料电池装置，日本应用居多，为建筑发电的同时，产生余热用于供暖、洗浴热水。我国目前技术路径尚不清晰，建筑与人口密度大，管道系统复杂，用能特点与国外有较大差异。
综合来看，在双碳背景下，未来氢能的应用场景势必大幅扩充，氢能上游——制氢领域有望迎来爆发。
2.制氢：多元化发展供给格局，可再生能源制氢将成主流
我国制氢以碳排放最高的煤制氢为主，电解水制氢仍不具规模。目前全球制氢原料中，天然气使用最为广泛，占比达到48%，其次是醇类，占比为30%，电解水使用最少，占比仅为4%。而我国制氢原料中煤制氢最为广泛，占比高达62%，其次为天然气重整制氢占比为19%，电解水制氢占比最少，仅为1%。
目前，全球制氢技术的主流选择是天然气制氢，这主要是由于天然气制氢的成本较低。此外，由于清洁性好、效率高、成本低，采用天然气重整制氢具有较大利润空间。采用电解水制氢是当前制氢环节的研究热点，技术也较为成熟，其他新型制氢法尚未应用于大规模制氢。
2.1化石能源制氢：目前主流制氢方式，碳捕捉将增加成本
煤制氢：煤制氢一般包括煤气化、煤气净化、一氧化碳变换以及氢气提纯等主要生产环节，核心技术在于先经过不同的气化技术将煤转变为气态产物，再经过低温甲醇洗等分离过程，进一步转换成高纯度的氢气。与传统的石油化工所采用的烃类蒸气转化制氢相比，国内采用的煤制氢工艺原料成本低，装置规模大，但设备投资大。煤制氢需要大型的气化设备，煤制氢一次装置投资价格较高。煤制氢成本构成中煤炭费用仅占比36.9%，氧气费用占比25.9%，由于煤制氢投入大，制造及财务费用对其成本影响较大，占比达到22.5%，燃料动力费用占比7.9%。据IEA数据，结合CCUS的煤制氢将增加%的运营成本和5%的燃料和投资成本，使最终制氢成本增加12元/kg，最终制氢成本为24元/kg。
天然气制氢：天然气制氢技术中，蒸汽重整制氢较为成熟，是国外主流制氢方式。其原理是：先对天然气进行预处理，甲烷和水蒸气在转化炉中反应生成一氧化碳和氢气等；经余热回收后，在变换塔中，一氧化碳和水蒸气反应生成二氧化碳和氢气。天然气制氢成本构成中，天然气费用是其最主要因素，占比高达73.4%，燃料气是成本的第二因素，占比13.7%。据IEA数据，天然气制氢采用CCUS技术后，能使碳排放量减少90%以上，但是资本性支出和运营成本将会增加约50%，使最终制氢成本增加约33%，最终制氢成本约为17.5元/kg。
甲醇制氢：甲醇水蒸气重整制氢，即甲醇和水在一定温度、压力和催化剂作用下转化生成氢气、二氧化碳以及少量一氧化碳和甲烷的混合气体，该方法产物中氢气体积分数是甲醇制氢法中最高的。甲醇水蒸气重整制氢具有反应温度低、产物氢气体积分数高、一氧化碳体积分数（＜2%）较甲醇分解制氢法低等优点。因此，目前开发的甲醇制氢技术主要采用甲醇水蒸气重整制氢工艺。与煤和天然气相比，甲醇原料丰富，更容易储存和运输，因而近年来得到迅速推广。随着甲醇制氢工艺和催化剂的不断改进，甲醇制氢的规模不断扩大，制氢成本也在不断降低，成为中小规模制氢的首选方案。
2.2工业副产制氢：短中期有效补充，长期难成主流
工业副产制氢是在工业生产过程中氢气作为副产物，包括炼厂重整、丙烷脱氢、焦炉煤气及氯碱化工等生产过程产生的氢气。其中只有炼厂催化重整生产过程的氢气用于炼油加氢精制和加氢裂化生产装置，其他工业过程副产的氢气大部分被用作燃料或放空处理，基本上都没有被有效利用，这部分工业副产氢对于氢能源产业发展具有很大的回收利用潜力。
焦炉煤气制氢：焦炉气制氢技术是采用变压吸附的工艺，从炼焦行业副产的焦炉气中提取纯氢。其基本原理是利用固体吸附剂对气体的吸附具有选择性，以及气体在吸附剂上的吸附量随其分压的降低而减少的特性，实现气体混合物的分离和吸附剂的再生，达到提纯制氢的目的。煤焦化过程中每1吨焦炭可产生约Nm3的焦炉煤气，其中氢气含量约44%（体积分数），有40%～50%供焦炉自身加热，有一小部分作为合成氨与合成甲醇的原料，剩下的约有39%几乎完全放空。若这部分放空量被回收利用，按年焦炭万吨产量计算，则理论上全国焦化行业可以提供约.4万吨副产氢，提纯制氢综合成本约为9.23～14.9元/kg。
氯碱副产物制氢：氯碱副产物制氢是指通过电解饱和NaCl溶液的方法来制取NaOH的过程中，会产生Cl2和H2副产物，副产物气体杂质含量低，在提纯前氢气浓度已经大于99%，提纯难度比较小。氯碱行业的离子膜烧碱装置每生产1吨烧碱可副产Nm3氢气，其中有60%左右得到回收以生产盐酸、氯乙烯单体和双氧水等，其余氢气大部分都被用作锅炉燃料或者直接放空，若这部分放空量被回收利用，按照年全国烧碱.2万吨产量，氯碱行业可以提供36.43万吨副产氢气。氯碱工业副产氢提纯成本为1.12～4.48元/kg，综合成本约13.44～20.16元/kg。
轻烃裂解制氢：轻烃裂解制氢主要有丙烷脱氢(PDH)和乙烷裂解等2种路径。PDH是制备丙烯的重要方式，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。乙烷蒸汽裂解乙烯技术较为成熟，已成功应用数十年，技术上不存在瓶颈。烃裂解的氢气杂质含量低于焦炉气制氢，纯度较高。截止年，国内运行及在建的丙烷脱氢项目的氢气供应潜力在30万吨/年，考虑年计划投产的项目，预计副产氢总规模可达44.54万吨/年。丙烷脱氢副产氢提纯成本约2.8～5.6元/kg，综合成本约14～20.16元/kg；乙烷裂解副产氢提纯成本约2.8～5.6元/kg，综合成本为15.12～20.16元/kg。
短中期有效补充，长期难成主流。根据车百智库，从工业副产氢的放空现状看，供应潜力可达到万吨/年，能够支持超过97万辆公交车的全年运营，但其存在地域性分布差异的特征。我们认为，短中期看工业副产氢额外投入少，成本低，能够成为氢气供应的有效补充。但长期看，其受本身工业装置与产能的限制，难以成为氢气供应的主流路线。
2.3可再生能源制氢：未来主流路线推动绿氢时代到来
氢能产业目前以“灰氢”为主，未来逐步过渡至“绿氢”时代。我国目前氢能产业仍处于初期阶段，氢气主要以“灰氢”为主，目前化石能源制氢与工业副产制氢产生的都是“灰氢”，在生产过程中会有大量的CO2排放，这一阶段的氢能并不能算是清洁能源。到了中期阶段，当碳捕捉、利用与储存（CCUS）技术与化石能源制氢和工业副产制氢结合时，冲抵碳排放，此时产生的氢气是“蓝氢”，这一阶段的氢气相对干净，但仍不是最终的理想状态。最终阶段的氢气是“绿氢”，这类氢气是通过使用可再生能源（例如太阳能、风能、核能等）制造的氢气，例如目前技术已经相对成熟的可再生能源发电进行电解水制氢，在生产“绿氢”的过程中，能够实现完全的无碳化。
水电解制氢主要原理为水分子在直流电的作用下被解离生成氧气和氢气，分别从电解槽阳极和阴极析出。根据电解槽隔膜材料不同，可以分为碱性水电解（AE）、质子交换膜（PEM）水电解以及高温固体氧化物水电解（SOEC)。
碱性水电解制氢：碱性水电解制氢电解槽隔膜主要由石棉组成，起分离气体的作用。阴极、阳极主要由金属合金组成，如Ni-Mo合金等，分解水产生氢气和氧气。工业上碱性水电解槽的电解液通常采用KOH溶液，质量分数20%～30%，电解槽操作温度70～95℃，工作电流密度约0.25A/cm2，产生气体压力0.1～3.0MPa，总体效率62%～82%。碱性水电解制氢技术成熟，投资、运行成本低，但存在碱液流失、腐蚀、能耗高等问题。水电解槽制氢设备开发是国内外碱性水电解制氢研究热点。
质子交换膜水电解制氢：区别于碱性水电解制氢，PEM水电解制氢选用具有良好化学稳定性、质子传导性、气体分离性的全氟磺酸质子交换膜作为固体电解质替代石棉膜，能有效阻止电子传递，提高电解槽安全性。PEM水电解槽主要部件由内到外依次是质子交换膜、阴阳极催化层、阴阳极气体扩散层、阴阳极端板等。其中扩散层、催化层与质子交换膜组成膜电极，是整个水电解槽物料传输以及电化学反应的主场所，膜电极特性与结构直接影响PEM水电解槽的性能和寿命。
高温固体氧化物水电解：不同于碱性水电解和PEM水电解，高温固体氧化物水电解制氢采用固体氧化物为电解质材料，工作温度～℃，制氢过程电化学性能显著提升，效率更高。SOEC电解槽电极采用非贵金属催化剂，阴极材料选用多孔金属陶瓷Ni/YSZ，阳极材料选用钙钛矿氧化物，电解质采用YSZ氧离子导体，全陶瓷材料结构避免了材料腐蚀问题。高温高湿的工作环境使电解槽选择稳定性高、持久性好、耐衰减的材料受到限制，也制约SOEC制氢技术应用场景的选择与大规模推广。目前SOEC制氢技术仍处于实验阶段。国内中国科学院大连化学物理研究所、清华大学、中国科技大学开展了探索研究。国外SOEC技术研究集中在美国、日本和欧盟，主要机构包括三菱重工、东芝、京瓷、爱达荷国家实验室、BloomEnergy、托普索等，研究聚焦在电解池电极、电解质、连接体等关键材料与部件以及电堆结构设计与集成。
2.4绿氢成本下降超预期，年有望实现区域平价
年，在优势地区或将实现绿氢和灰氢平价。三大因素推动了绿氢成本下降超预期，
1）资本支出需求正在下降。由于电解槽供应链规模的增长，到年，电解槽的资本支出将大幅下降，在系统层面上约为-美元/kW。
2）能源平准化成本正在下降。受益于可再生能源的大规模部署，可再生能源成本持续下降，比先前预期低了15%，尤其是在太阳辐射量大的地区。
3）利用水平持续升高。生产集中化、与可再生能源更好的组合等因素，共同推动着大规模的综合绿氢项目正在实现更高的电解槽利用水平。如果引入二氧化碳成本，绿氢将在年-年实现平价。
3.PEM水电解制氢优势显著，产业链突围在即
3.1PEM水电解提纯成本低，特定场景优势显著
PEM水电解制氢纯度最高，针对特定行业考虑提纯成本，PEM水电解制氢优势进一步显现。从氢气的下游应用领域来看，据IEA数据，目前氢的四大单一用途（包括纯氢和混合氢）分别是：炼油（33%）、合成氨（27%）、合成甲醇（11%）和直接还原铁矿石生产钢铁（3%），此外氢气还用于冶金、航天、电子、玻璃、精细化工、能源等众多领域，但占比较小。不同应用场景对于氢气纯度要求不同，不同方式制氢纯度不同，采用电解水方式制氢，氢气纯度最高，其中PEM水电解制氢纯度高达99.%，具有明显优异性，但其成本较高，适合为用氢量相对较小但对氢气纯度、杂质含量要求苛刻的行业提供氢源。煤制氢纯度最低，氢气纯度为48%～54%，成本相对较低，需要进行提纯处理，工艺流程相对复杂，可为用氢量大的产业提供氢源。
传统制氢方法若要制成5N级别的氢，成本将上升约20%。为了满足特定应用对氢气纯度和杂质含量的要求，还需经提纯处理。从富氢气体中去除杂质得到5N以上（≥99.%）纯度的氢气大致可分为三个处理过程：
1）首先粗进行预处理，去除对后续分离过程有害的特定污染物，使其转化为易于分离的物质，传统的物理或化学吸收法、化学反应法是实现这一目的的有效方法；
2）其次是去除主要杂质和次要杂质，得到一个可接受的纯氢水平（5N及以下），常用的分离方法有变压吸附（PSA）分离、低温分离、聚合物膜分离等；
3）最后采用低温吸附、钯膜分离等方法进一步提纯氢气到要求的指标（5N以上）。大部分行业对氢气纯度和杂质的要求并不高，基本上只用两步进行分离提纯，即可满足氢质量需求。在用氢量相对较小的冶金、陶瓷、电子、玻璃、航天航空等领域中，对氢气纯度要求很高，需要进行第三步精提纯处理。比较而言，PEM水电解法制氢得到的氢气已经达到5N级，提纯成本远低于传统制氢方式。
3.2双碳背景下，PEM水电解制氢快速响应优势明显
在双碳背景下，PEM水电解制氢或将更具优势。PEM电解槽相比于碱水电解槽，由于两级室的分隔物、电极、电解槽结构、电解液，电解槽内的电传导方式不同，在反应过程中，具有一系列结构上带来的优势。在双碳背景下，能源结构的调整，可再生能源应用的大幅上升，而PEM电解水制氢的系统响应速度快，适应动态操作的特点非常适用于可再生能源，如风能、太阳能发电的不均匀性、间歇性，未来应用优势明显。
PEM水电解制氢成本下降空间较大。目前国内三类电解水制氢技术路线中最具经济性的是碱性电解水制氢。高温固体氧化物水电解制氢仍处于试验阶段，并且由于运行温度高，其与可再生能源结合存在难度，短期内商业化可能性较低。对比目前已经商业化的碱性水电解与质子交换膜水电解，两者制氢成本差异较大。电力是水电解制氢的主要成本，但降低可再生能源成本之路已经开启。目前需将研究重点转向影响制取绿氢的第二大成本要素——电解槽。
电解槽是制氢设备成本中的主要部分，据IEA数据，碱性水电解槽和质子交换膜水电解槽在制氢系统设备成本中占比分别为50%，60%，目前碱性电解槽基本实现国产化，价格0～元/kw，质子交换膜电解槽关键技术与材料仍需依赖进口，价格0～10元/kw。假设年均全负荷运行7h，使用电价0.5元/kWh，则碱性与质子交换膜水电解的制氢成本分别为32.9元/kg、39.7元/kg，其中电费成本是制氢成本构成的主要部分，占比分别为93%和71%；如若未来质子交换膜电解槽国产化成本下降，电解槽成本变为元/kw，同时电费下降为0.1元/kWh，则质子交换膜水电解制氢成本降低为8.71元/kg，届时与碱性水电解制氢成本差距不大。未来可通过降低PEM水电解槽的材料成本，提高电解槽的效率和寿命等路径降低制氢成本。
4.电解制氢空间巨大，
