电解制氢技术崛起氢能变革加速-sbobet利记官网

氢能作为高能量密度的清洁二次能源，是实现碳中和的重要抓手，对推动行业深度脱碳作用关键。氢能将在未来能源结构中占据重要地位，产业规模和地位将稳步提升，有望创造万亿年产值。近年来全球各国纷纷出台氢能战略规划，在能源结构转型进程中将氢能作为重要能源组成。我国国家层面密集出台多项氢能产业链支持政策及规划，将氢能产业定义为战略性新兴产业和未来产业重点发展方向，在氢能产业中长期规划中定位氢能是国家能源体系的重要组成部分。电解水制氢利用电力分解水生产氢气，无直接二氧化碳排放，间接二氧化碳排放主要依赖于电力结构中化石能源发电比例，如使用可再生清洁电源电解水制氢，可进一步避免间接二氧化碳排放，有望成为未来绿氢制备主要技术方向。

一、氢能是实现碳中和进程中的重要清洁能源载体

（一）氢能是具有高能量密度的清洁二次能源

氢气是一种来源广泛、储量大、无污染、能量密度高、应用广泛的二次能源，单位质量高位热值超140mj/kg，是传统化石燃料热值的2~5倍。

图表1 燃料能量密度

（二）氢能还是能源密集行业减碳的重要抓手

全球二氧化碳排放量不断增长导致全球气温升高，极端气候频发。据bp报告，2021年全球二氧化碳排放达338.8亿吨，同比增长5.6%，2000~2021年期间二氧化碳已累计排放达6663.5亿吨。产生二氧化碳排放的领域包含发电与供热、制造业与建筑业、交通运输、民用等。据iea报告显示，其中发电与供热、制造业与建筑业、交通运输为二氧化碳的主要排放来源。

图表2 主要国家二氧化碳排放量及增速情况

图表3 主要国家二氧化碳排放来源

为此，世界大部分国家纷纷设立双碳目标，提出各自减碳路线。目前，采用太阳能、风电、核能和水电等清洁能源发电技术，替代传统化石燃料发电，已成为电力领域的主流减碳路径；基于锂离子电池的新能源汽车，已成为交通领域的主流减碳发展方向。但在钢铁、化工、长途运输、供热、建筑业、航运航空等脱碳难度较大的能源密集行业，氢能将是助力行业实现碳中和的重要抓手。据落基山研究所和中国氢能联盟研究院发布的《中国2030年“可再生氢100”发展路线图》报告，在零碳情景下，氢能将在终端能源需求中占据15~20%份额，预计在2020~2060年间实现对航运航空、钢铁、路面交通和化工行业总计超200亿吨的减排量，氢能将对实现双碳目标发挥重要作用。

图表4 零碳情景下氢能在终端能源需求中的占比预测

图表5 氢能减排作用预测

（三）氢能产业链包含四个环节

氢能产业链主要包括制氢、储运、加氢和应用四个环节。其中，制氢环节主要包括化石能源制氢、工业副产氢、电解水制氢等方式；储运环节主要包括高压储氢、液氢、管道、有机液体、固态等储运方式；加氢环节主要包括液态加氢和气态加氢方式；应用环节主要包括分布式能源、建筑、储能、工业、化工、交通运输等领域。

图表6 氢能产业链

（四）能源结构转型氢能作用关键，未来有望创造万亿年产值

氢能产业前景广阔。据irena报告显示，不同机构发布的预测中，2050年氢能产量预计将增长至5~8亿吨，在全球能源需求中占比将增长至12~22%。氢能在未来全球能源结构中有望占据重要地位，氢能产业规模也将进一步提升。

全球氢能产业链规模有望在2050年突破4万亿美元/年。据氢能委员会hydrogen scaling up报告，到2030年全球预计将在氢能领域累计投入2800亿美元，创造产值1400亿美元/年，到2050年氢能产业链将创造直接收入2.5万亿美元/年，计入间接产品产值将达4万亿美元/年。

图表9 2030年氢能产业规模和投资规模预测

（五）氢能全球关注度提升，我国重磅氢能规划出台

双碳目标下推动全球能源结构转型，氢能将是未来能源结构的重要组成部分，并在各国未来能源战略中得以体现，近年来全球各国纷纷出台氢能战略规划。据iea报告显示，在2021年9月至2022年7月期间，共有九个国家发布氢能战略规划，分别为奥地利、比利时、中国、哥伦比亚、丹麦、卢森堡、波兰、斯洛伐克、南非，累计已有25个国家宣布了各自氢能战略，此外还有超20个国家正在准备发布或者更新相关战略规划。在主要的几个国家氢能战略中，美国发力氢能技术创新，推动产业应用；日本主导打造全球氢能产业链；欧盟以氢能助力能源多元化，兼顾脱碳经济；韩国力求打造全球第一大氢能生产供应国。

图表10 世界主要国家氢能战略规划

中长期规划定位氢能是国家能源体系的重要组成部分，国家层面密集出台多项氢能产业链支持政策及规划，将氢能产业定义为战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021~2035年）》，明确要充分发挥氢能清洁低碳特点，推动交通、工业等用能终端和高耗能、高排放行业实现绿色低碳转型，提出2021~2035年十五年间三阶段目标，构建绿色低碳产业体系、打造产业转型升级的新增长点。

图表11 我国国家级氢能政策

截至2023年1月，据不完全统计，已有30余省、自治区、直辖市或者省区市根据各自情况，制定了氢能发展支持政策。其中，北京、山东、上海、四川、天津、内蒙古、河北、河南、辽宁、贵州、宁夏、陕西、山西、青海、吉林、福建、湖南、安徽、湖北、江西公布了专项氢能发展实施规划，结合各自优势和现状，制定发展任务，提出中长期发展目标。其他省、自治区、直辖市或者省区市也在“十四五”规划体系中涵盖氢能支持政策。

二、绿色、低成本是制氢未来发展趋势

（一）我国氢产量快速增长

我国氢产量在2012~2021年十年内增长超1倍。据中国煤炭工业协会数据报告，2021年我国氢产量达3342万吨，较2020年增长34%，较2012年增长109%，产量居世界第一。氢气主要应用领域包括石油炼化、合成氨、合成甲醇、钢铁、玻璃、半导体等，其中石油炼化、合成氨、合成甲醇占比较大。据trendbank数据报告，石油炼化、合成氨、合成甲醇领域氢气使用量占比达70%。

（二）氢获取方式目前主要依赖化石燃料制备

制氢方式主要包含化石燃料制氢、工业富产提纯氢和电解水制氢等。全球氢制备主要依赖化石燃料，其中我国煤制氢占比最大，全球结构中天然气制氢占比最高。目前，电解水制氢占比较小，几乎可以忽略不计。

（三）化石燃料制氢工艺成熟，反应过程伴随二氧化碳排放

煤制氢是主流工业化制氢技术之一，主要煤制氢技术路径包括三种，分别为煤气化制氢、煤焦化制氢和煤超临界水气化制氢工艺。煤气化制氢工艺是将煤与氧气或蒸汽混合，在高温下转化为合成气（h2 co），再经水煤气变换（wgs）将co与水蒸气反应产生h2 co2，经过后续脱除酸气、氢气提纯等流程，获得达到一定纯度要求的氢气产品。煤焦化制氢是将富含氢气的煤制焦炭产生的气相副产物，经过纯化、反应等流程获得高纯度氢气。煤超临界水气化制氢是新型煤制氢工艺，是将煤与水蒸气在水的超临界点以上发生反应，将煤气化、水气转换过程合并同一反应器中发生，具有产氢率高、污染小、节能等优点。煤制氢工艺主要利用碳与水蒸气反应产生氢气，同时不可避免会排放二氧化碳。

图表17 煤气化制氢基本技术流程

图表18 煤焦化制氢基本技术流程

天然气主要成分为甲烷，含氢量较煤炭高，二氧化碳排放相对较低。天然气制氢技术主要包括蒸汽重整法（srm）、部分氧化法（pom）、自热重整法（matr）、催化裂解法（mcd）。目前，srm具有成本和技术优势，是天然气制氢主导技术。蒸汽重整法利用甲烷与水蒸气反应生成合成气，再经过水气转换进一步生成h2 co2。部分氧化法利用甲烷与水蒸气或者氧气发生部分氧化反应，经过进一步水气转换生成h2 co2。自热重整法是结合了部分氧化反应和蒸汽重整反应，通过利用部分氧化反应自供热，来增加氢产量，降低成本。催化裂解法通过高温催化直接分解甲烷，产生氢气和碳，反应过程简单，不产生二氧化碳，但技术成熟度较低。

图表19 天然气制氢典型工艺路径

（四）工业副产制氢高效利用副产气资源

工业副产制氢是对煤焦化、氯碱、石油化工等工业副产气中的氢气进行分离提纯。工业副产制氢也是我国主要氢气供给途径之一。依据不同工业过程，工业副产气中氢气含量各不相同，且都含有一定杂质气体，提纯分离工艺需求也不尽相同。主要工业副产气中氢含量：焦炉煤气氢含量约为57%，炼厂气氢含量约为14~90%，合成氨尾气氢含量约为20~70%，甲醇驰放气氢含量约为60~75%。工业副产气中氢气的主要分离提取技术包括变压吸附法、低温分离法、膜分离法和金属氢化物分离法等。

（五）可再生能源电解水是“绿色”低碳制氢方案

除化石燃料制氢和工业副产制氢工艺路径以外，电解水制氢是又一制氢方式，其利用直流电，通过电解槽，将水电解分解成氢气和氧气。阴极反应为析氢反应，阳极反应为析氧反应。电解水制氢生产氢气纯度高，不会直接产生co2排放，间接co2排放主要依赖电力结构中化石能源发电比例，如使用可再生清洁能源电力替代，将进一步显著降低co2排放。反观，化石燃料制氢和工业副产制氢，因需要使用碳氢化合物，制氢过程不可避免会排放co2。依据co2不同排放强度，制氢过程被分为灰氢（煤制氢）、蓝氢（天然气制氢）和绿氢（可再生能源电解水制氢）。

图表22 制氢工艺碳排放对比（kgco2/kgh2）

（六）推动成本降低，助力绿氢实现规模应用

目前，各种制氢路径中，煤气化制氢、天然气重整制氢、工业副产制氢和碱性电解制氢技术成熟。其中，化石燃料制氢成本优势明显，尤其是煤气化制氢成本最低可达6元/kg。目前，即便将化石燃料制氢与ccs技术结合，成本有所上升，相对电解水制氢仍具有成本优势。

图表23 不同路径制氢成本对比

氢能项自向吉瓦级别发展的趋势，将推动电解槽规模化制造，助力生产效率提升，氢气生产价格有望持续下降。据世界氢能理事会报告预测，电解系统成本预计到2030年将达到230~380美元/kw，预计到2030年可再生能源制氢成本可能下降至1.4~2.3美元/kg，到2050年制氢成本将降低至1美元/kg以下。据国际可再生能源署测算，当电价由65美元/mwh下降至20美元/mwh时，叠加电解槽价格的下跌，有望推动制氢成本下降至1美元/kg。

图表24 制氢成本变化趋势

图表25 绿氢成本变化趋势

三、电解水制氢技术进展及产业化现状

电解水制氢本质是基于电化学反应机理，利用电解槽将电能转化，存储为氢气和氧气中的化学能的过程。电力成本是绿氢成本的主要构成部分，此外还包括固定投资和后期运维等附加成本。电力成本受可再生能源电力供应价格和电解电耗的影响，后者与电解系统技术性能密切相关，电解槽效率是决定电解电耗的关键，提高运行温度和降低极化损失是提升电解槽效率的重要技术方向。

电解水制氢技术路线依据电解槽原理，主要分为碱性电解（alk）、质子交换膜电解（pem）、固体氧化物电解（soec）和固体聚合物阴离子交换膜电解（aem）。碱性电解技术成熟，已完成商业化，成本低，且已实现大规模应用；pem电解技术相对成熟，已实现小规模应用，具有更高效率和运行灵活性，但产业链部分环节国产化不足，催化剂相关贵金属原材料进口依赖度较高；soec电解和aem电解还处于技术示范验证阶段，有待进一步强化技术成熟度，推动尝试商业应用。电解槽能耗、寿命和成本将是电解技术未来的竞争主线。配合低品位热能联用，提升电解槽运行温度，可降低理论可逆电解能耗；优化电解槽设计，研发应用高性能电极、电解质等关键材料，可减少极化损失电解电耗。上述方法可协同推进电解槽技术进步，提升电解效率，降低电解电耗。配合增强电解槽耐久性，延长使用寿命和稳定性，可有效推动可再生能源电解水制氢成本下降。

（国新证券）

注释

〔1〕 本报告为报告来源所公示机构独立研究产品，国新咨询只在授权范围内向本公司客户提供协议下的研究产品刊登或转发服务。本报告的最终所有权归报告的来源机构所有。