氢能源行业深度分析.docx

《氢能源行业深度分析.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《氢能源行业深度分析.docx（28页珍藏版）》请在第一文库网上搜索。

1、氢能源行业深度分析一、始于政策：碳中和以及能源安全双轮驱动（一）碳中和战略加速前行，“终极能源”走向台前气候变化已成为全球性议题，碳交易价格进入历史高点。二氧化碳导致的气候变暖是工业化发展的副产物，全球二氧化碳排放呈逐年上升态势。据G1oba1CarbonProject统计2023年全球共计排放二氧化碳368亿吨。按国家来看，中国是最大碳排放国，2023年总计排放113亿吨，约占总排放量的31%；按来源看，石油和煤炭产业是二氧化碳排放最大的来源，2023年石油和煤炭产业分别排放118亿吨/150亿吨二氧化碳，合计约占总排放量的73%。随着气候形势的日益严峻，以欧盟为首的发达国家碳交易价格从20

2、23年开始进入历史性的高速上升期：2005年至2023年末，碳交易价格在430欧元/吨震荡；从2023年1月开始高速上涨，截至2023年2月，欧盟碳交易价格已突破单吨百欧元大关，短短两年实现同比增长200%以上；亚太地区也逐步建立稳定的碳排放交易机制，2023年日本、新加坡等亚太国家制定价格为23美元/吨二氧化碳；中国当前碳交易价格约在40-70元/吨。若按照欧盟单吨价格100欧元/吨二氧化碳测算，全球二氧化碳减排市场的理论上限已达到27万亿元。图表1全球重点国家二氧化碳排放量（亿吨）亚洲（不包括中国和印度）中国19491954195919641969197419791984198919941

3、99920042920142019地缘危机下能源安全重要性凸显。早在20世纪70年代，经历多次石油危机冲击的西方国家便已开始探索替代能源以减少对石油的进依赖，尽可能削减油气资源消费开支。当前全球主要油气资源分布极不平衡，大多数国家均有摆脱石油进口依赖的诉求。日本能源对外依赖度高的本质原因为其地域狭窄且资源稀缺。2011年福岛核电站事故后核能计划搁浅，日本能源对外依赖度一度上升至95%。近年来日本依托海上的风光资源，发展风能，光能及氢能等可再生能源，能源对外依赖度稍有下降，但仍接近90%；欧盟的能源结构同样“脆弱”,对外依赖度接近60%,其中进口自俄罗斯的能源达总供给的24%。2023年俄乌冲突

4、成为欧盟能源危机的催化剂，欧洲决定能源去俄罗斯化，推出RePOWerEU计划，计划中2030年的氢能产能目标被提升至IOOO万吨。两大议题催生能源替代，氢能或成终极答案。2023年能源安全和气候变化两大全球性议题同时升温，新能源产业因此高速发展。作为新能源的一种，氢能产热的基本原理为氢和氧气生成水，燃烧过程不生成任何环境污染物质，且具有较高的质量能量密度：燃烧热值约为120-142MJkg,分别约为当前主流能源汽油，硬煤和天然气的2.7、5.0和2.9倍，是当之无愧的“高效能源”。除高热值/零污染两个核心优势外，与其他清洁能源相比，氢能还具备储存灵活性高，储能无时间地域限制以及稳定性好等优势O

5、在未来零碳社会变革式需求的催化下，氢能极有可能成为能源问题的终极答案。取国际能源署、国际可再生能源机构等多个权威机构2050年氢气需求预测值平均数，2050年全球氢气需求预计在6.5亿吨左右，按照武汉氢能产业发展政策中的氢气核定价格即35元kg粗略测算，2050年全球氢能市场空间可达22.8万亿。但与此同时，因其元素特性氢能同样具备流速快，易燃易爆和易造成金属材料脆化等缺点，这也是氢气大规模推广难的本质原因之一。图表7各机构预测氧气2050年全球需求量（亿吨）7.98馍氮AU彭博新能源狙能委员会国际能源署国际可内生Ie源机构（二）各国氢能政策梳理：氢能战略地位已基本确立日本：氢能先锋，产业完备

6、。日本对氢能的布局较早。自1973年石油危机爆发，日本政府便开始出资支持氢能和燃料电池技术研发。2010年前，日本能源的发展重点以核能为主，核能一度成为日本核心能源产业，2010年时核能占据日本一次能源供给的11%。2011年，福岛核电站重大事故发生，核能因安全问题几乎被全面淘汰，日本能源自给率重回低点。此后日本的能源自给计划转向风光氢产业链。2013年底，日本氢能与燃料电池战略路线图发布，明确家用燃料电池、燃料电池汽车和加氢站商业化定量目标。2017年底，日本政府正式发布氢能基本战略，在此战略中日本政府计划到2030年，降低制氢成本至3美元/kg、发电成本至17日元kwh,形成商业化供氢能力

7、30万吨/年，建设加氢站900座。2023年12月，2050年碳中和绿色增长战略由日本经济产业省发布，再次强调氢能产业对于日本能源供应端清洁低碳化的重要性,公布资金支持规模约2.33万亿美元，并指出预计到2030年进口氢气300万吨、成本下降至20日元/标方，到2050年氢气供应量达到2000万吨。欧盟：能源危机下氢能战略加速。20世纪70年代后，随着石油危机对西方经济的严重冲击，西方国家普遍开始探索替代能源以减少对石油进口依赖，尽可能削减油气资源消费，而氢能成为重点研究领域之-O20世纪70年代，欧共体投入氢能的科研经费达7200万8400万美元。进入21世纪，随着欧洲一体化发展，欧盟加强对

8、气候和能源问题的关注，对发展氢能不断提出支持性政策。2023年7月，欧盟委员会正式发布气候中性的欧洲氢能战略政策文件，同时宣布建立欧盟氢能产业联盟，目前已有15个欧盟国家将氢能纳入其经济复苏计划。俄乌冲突发生后，氢能更成为欧盟能源转型战略中的重要部分。2023年5月，欧洲决定能源去俄罗斯化，欧盟委员会推出Rep。WerEU计戈J,提升氢能产能目标。同月欧洲能源供应调整计划公布，目标是到2030年在欧盟生产IoOO万吨可再生氢,并进口IoOo万吨可再生氢，可再生氢产能达到2000万吨。以RepowerEU计划为主线，欧盟在制氢端启动氢能银行弥补灰氢和绿氢之间的成本差距,试点拍卖将于2023秋启动

9、，主要资金来源为欧盟排放交易体系创新基金；在加氢站方面初步达成协议，在核心路段至少每20Okm安装一个加氢站。美国：战略储备，技术领先。自20世纪七八十年代石油危机爆发开始，美国政府开始关注氢能，并以能源部(DOE)为核心开展相关探索。21世纪初，氢能被纳入国家能源战略体系之中，2002年DoE先后发布了美国向氢经济过渡的2030年及远景展望国家氢能路线图两份文件，明确氢能是未来能源领域重要发展方向，但随着页岩气革命兴起，氢能发展战略被搁置，但政府仍视氢能与燃料电池为战略性先进技术，持续进行研发投资，确保其技术领先地位。2023年，De)E发布了氢能计划发展规划，提出未来十年及更长时期氢能研究

10、、开发和示范的总体战略框架，2023年发布碳中性氢能技术基础科学研发指南，明确了高效新型电解水制氢、氢机理等4个优先研发方向。氢能基建入选基础设施投资和就业法案，美国政府将投入95亿美元用于区域氢能中心建设以及氢能全产业链示范与研发。2023年8月美国参议院通过降低通货膨胀法案，该法案将在十年内对低碳氢提供最多3美元/公斤的税收抵免，这使得美国的可再生氢成为世界最便宜的氢。美国的液氢技术处于全球性的领先地位,截至2023年末，美国1/3加氢站为液氢储氢模式，液氢民用占据主流市场，液氢总产能约占全球总产能的70%。图表io美国氢能政策发展注技术说步.2023202320232023年，D06发布

11、乳恁计划发展规划，提出未来十年氢能战咯梅津FCHEA发布美国氢能圾济路段图.号召建立氢绞济2023年8月美国，议院通过降低通货脚隙法案，读法案将在十年内对低球氢提供高3美元/公斤的税收抵免.中国：起步较晚，发展迅速。2019年，氢能首次出现在政府工作报告中，自此氢能被纳入中国能源体系，之后氢能多次出现国家关于能源的规划政策中。2023年是国内氢能政策的关键之年，3月23日国家发展改革委、国家能源局印发氢能产业发展中长期规划(2023-2035年),氢能首次以核心地位而不仅是一席之地出现在国家级层面的指导文件中，规划明确给出定量展望，2025年实现燃料电车保有量5万辆，可再生能源制氢量10-20

12、万吨/年，实现二氧化碳减排IOO-200万吨/年。受此信号指引，2023年开始各地氢能政策发展规划密集出台。经统计，截至2023年2月，全国内陆省份中仅有黑龙江/贵州/海南/云南4个省份未出台针对性政策，其余省份均已明确给出氢能中长期规划。截至2023年末，中国已建成加氢站274座，数量全球第一。对比各国氢能政策及其远期目标可以发现，1)2023年前后是大部分国家氢能国家级政策的密集发布期，氢能产业链真正启动全球化发展仅不到5年时间。2)中国氢能产业发展规划中对2025年的清洁氢能产量，燃料电池车数量的规划相对保守。中国国家层面规划的清洁氢能产量约为1020万吨/年，仅为欧盟规划的11015;

13、中国燃料电池车2025规划数量为5万辆,约为日本、美国同期规划的1/4和1/3。进一步考虑到中国具备更高的人口数和消耗量，中国氢能规划的保守性则更为显著，我们认为可能的原因为中国在氢能的产业链布局起步时间相对较迟，稳健切实的规划更有利于产业健康发展。二、产业加速：国产替代推进，静待规模效应加速降本氢能产业链链条较长，可分为上游制氢，中游储运以及加氢站建设环节以及下游应用环节。本节将分别对按顺序依次对各环节的技术现状,成本拆解以及政策引领下的未来展望等维度的核心要点介绍，并对用氢成本的核心变量进行分析，最后再介绍国内氢气产业链的发展模式。图表13氢能产业链及其关健分支注：浅蓝底白字为去翦惠源方或

14、(-)制氢：灰氢仍为主流，可再生能源制氢经济性逐步显现制氢方式安直接原料可细分为化石能源产氢、工业副产氢以及电解水制氢，按清洁程度可以不同颜色分为灰氢/蓝氢/绿氢。灰氢的具体生产途径主要包括煤制氢以及工业副产氢；蓝氢通常是指天然气通过蒸汽甲烷重整或自动热重整技术分解成氢气和二氧化碳，二氧化碳被捕获然后储存，相对直接的工业产氢，由于引入碳捕捉技术，二氧化碳排放得以减少，清洁程度更高；绿氢生产流程为依托电解槽电解将水分子(H20)分解成氢(H2)和氧(02),且所消耗电力来自可再生能源,全生命周期里不排放任何二氧化碳。据中国氢能源及燃料电池产业白皮书，2023年中国氢气67%来自于化石能源，30%

15、来自于工业副产氢，只有3%是来自可再生能源。预计到2030年依然以化石能源制氢为主流，可再生能源制氢达到15%的比例，2050年实现可再生能源制氢占总供给的70%O具备天然成本优势的灰氢生产仍为主流技术。我国具备丰富的煤炭以及工业副产氢气资源(氯碱副产，丙烷脱氢，焦炭副产)。煤制氢是当前制氢成本最低的方式之一。据氢云链及石油与化工数据，以技术成熟的煤气化技术为例，在原料煤（6000大卡，含碳量80%以上）价格600元/吨情况下，氧气价格为0.7元/标方的情况下，制取氢气成本约1.0元/标方氢气（12元kg）；蓝氢在化石能源制氢的基础上需要结合碳捕捉技术，从我国的实际资源情况出发，基于原料为煤炭

16、的假设，当前我国碳捕捉技术成本约为350400元/吨，以350元/吨为假设时，制氢成本约为1.4元/标方氢气（16元kg）,碳捕捉技术约贡献0.30.4元/标方的成本增量。绿氢是实现全生命周期零碳排放的必经之路，电力成本占总成本比例较高。绿氢生产过程本质上为利用氢气的高能量密度等特性实现可再生能源的高效储存，其转换路径依托电解槽实现。绿氢的成本基本由电力成本决定。经测算，电力成本约为绿氢成本的70%90%,若按照单标方氢气耗电量为4.4kwh,电力成本0.6元kwh计算，绿氢的生产成本约为2.8元/标方。但随着可再生能源装机量的增加以及发电成本的不断下降，绿氢的生产成本有望与蓝氢甚至是灰氢持平。据我们测算，当电力成本下降50%至0.3元kwh时，绿氢的生产成本基本和蓝氢持平；当电力成本下降70%至0.18元kwh时