氢能产业战略机遇洞察报告

氢能产业战略机遇洞察报告 2023年11月 目录 前言 一、大势所趋2 1.全球变暖2.能源革命3.中国承诺 235 二、点状突破5 1.总体2.制氢3.储运4.加注5.应用 68101214 三、未来可期 15 1.挑战2.突破3.展望 151618 结语 20 氢能产业战略机遇洞察报告 前言 能源是人类社会赖以生存和发展的生命线，是经济社会持续健康发展的基础保障。自2021年夏季以来，伴随着全球主要国家新冠疫情封锁的逐步解除，全球经济复苏预期使得全球能源价格大幅上涨。俄乌冲突打乱了国际能源供给格局，进一步加剧了能源短缺和能源价格上涨。频发的地缘政治事件使得能源安全问题凸显，如何降低能源的外部依赖，成为各国经济社会发展所必须直面的重要议题。 此外，巴黎协定以来，各国政府的脱碳计划与行动持续推进，各国能源转型政策也在向有利于能源低碳转型的方向调整。但截止目前，全球二氧化碳排放量持续增加。2022年，全球化石能源碳排放甚至创下历史新高。要实现巴黎协定的既定目标、应对全球变暖，全球能源体系必须进一步多元化，且不可避免地朝更可持续的能源系统进行过渡升级。 氢能作为一种来源丰富、绿色低碳且可广泛应用的本地非化石能源，将在未来的能源体系中扮演举足轻重的作用。2016年以来，我国政府先后颁布《能源技术革命创新行动计划（2016-2030）》、《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》、《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》等政策，为氢能在国内的发展，奠定了政策基调并指明了发展方向。 本报告主要从技术、竞争维度的战略视角入手，重点对氢能产业的发展现状进行了分析，并对氢能产业的发展趋势进行了探讨和展望。 一、大势所趋 1.全球变暖 应对全球气候变暖，已成为全人类的当务之急。第二次工业革命以来，随着石油、天然气等化石能源的大规模使用，二氧化碳等温室气体排放量的不断升高，全球平均气温显著上升。2022年全球平均温度较1850-1900年的平均温度高约1.15摄氏度1，2023年7月，全球更是经历了有记录以来的最炎热月份，中国、欧洲、美国等全球多地经历了热浪、干旱、风暴和洪水等极端天气。 应对全球变暖，能源结构转型势在必行，氢能成重要方向。当前全球能源结构中，化石能源仍占主导，以2022年为例，石油、天然气、煤炭分别占31.57%、23.49%和26.73%，合计占比达81.79%。2而以氢能为代表的可再生能源具有清洁低碳、来源广泛、能效较高以及应用场景丰富等优势，逐渐成为全球能源转型的主要途径。据欧洲能源过渡委员会（ETC）预测，预计到2050年，全球每年将需要5-8亿吨清洁氢，约是当前氢气消耗量的5-7倍。3 2.能源革命 发展氢能产业是人类第四次能源革命的必由之路。能源进化的本质规律遵循从低效到高效、从低密度到高密度、从低储量到高储量，以及从单一主导到多元集成的轨迹。4纵观人类能源发展史，每一次能源变革都向着能量密度高、环保、可再生型方向转变。而氢气分子量小，但比热容高，相同条件下较其他能源能够释放出更多的能量，且氢气可由水分解得到，燃烧后只生成水，可实现零碳排放，具有清洁环保、可再生的优势。 加快氢能产业发展是助力我国进行能源革命、实现双碳目标、保障能源安全的重要途径。在能源革命的大背景下，目前，受到我国“富煤、贫油、少气”资源禀赋的影响，我国能源结构仍呈现出以煤为主、石油及天然气等其他能源为辅的能源消费结构特征，煤炭和石油消费总量占比在70%以上，是我国碳排放的主要来源。此外，我国油气资源对外依存度高企，易受到国际局势影响。随着全球经济的持续低迷、国际局势的日益紧张，以及气候问题的日益严峻，氢能等本地非化石能源的发展越来越成为我国保障能源安全、促进经济可持续发展、实现双碳目标的重要突破口。 3.中国承诺 中国承诺将在更短周期内完成碳达峰、碳中和目标。截止2023年9月，全球已有151个国家做出了碳中和承诺5。欧美日等发达国家承诺将于2050年实现碳中和，中国则承诺于2030年实现碳达峰、2060年实现碳中和。相比之下，我国碳中和目标虽晚于欧美日等发达国家，但从碳达峰到碳中和的缓冲时间却远低于大多数国家的50-60年的时间周期，这无形中给作为经济大国、产业结构仍旧偏重的中国的减碳目标，带来不小压力。 “双碳”目标的大背景下，加速氢能等清洁能源发展刻不容缓。实现碳达峰、碳中和目标，中国面临巨大压力：一是当前能源结构仍以煤炭为主，转型任务重；二是能源效率较低，单位能耗产生的GDP与美国（2738亿美元）、日本（2384亿美元）、德国（3219亿美元）、英国等国（4275亿美元）仍有较大差距（中国为1148亿美元）6；三是高效的碳市场交易机制尚未确立，2022年全国碳交易仅0.51亿吨，全国及各省并未确定碳配额分配和降碳计划。而发展以氢能为代表的清洁能源产业，不仅能够改善我国能源结构，还有助于提升能源使用效率，助力我国实现“3060”双碳目标。 总之，发展氢能，已成全球共识，全球已有40多个国家和地区公布了各自的氢能发展战略7。而中国，由于经济体系庞大、产业结构偏重，从碳达峰到碳中和的时间仅30年，远低于国际上其他国家的50-60年的时间周期，因此，我国减碳的任务和压力更重，对绿色能源的需求更为迫切。氢能将与风力、太阳能等可再生能源一道，加速替代传统化石能源，这将是大势所趋。 二、点状拓展 1.总体 按照产业生命周期理论，产业的发展通常包括初创（即导入）、成长、成熟和衰退四个基本阶段。 结合产业环境（政策、技术等）、产业供给端（成本、配套、商业模式等）情况、产业需求情况、产业应用情况等要素综合来看，目前，国内的氢能产业整体上还处于第一阶段，即初创期，主要依靠政策驱动，且以项目示范为主，产业发展的“iPhone时刻”尚未到来。 ⚫产业环境基本具备。从政策层面来看，伴随着中央对氢能产业能源属性的确立、氢能发展目标及重点任务的明确以及氢能产业标准体系建设指南的正式公布，氢能产业规模化发展顶层设计已然构建完成。与此同时，包括示范城市群在内的各地方政府也积极响应，出台了对于氢能产业的地方产业发展规划与支持政策。以河北省为例，允许在非化工园区开展绿氢制氢、制加一体的氢能项目，这为氢能产业的具体落地做了进一步“松绑”。技术层面，虽与国外存在技术路线差异，在质子交换膜、催化剂、碳纤维、真空泵等关键环节仍旧存在“卡脖子”问题，但国内整体已具备一定的技术储备，且目前在煤制氢、碱性电解水制氢、固态储氢等环节，已领先于国际水平。 ⚫产业供给仍待突破。氢能作为替代能源，其规模化应用的关键是成本的下降。当前，氢能产业各环节依旧成本高企。以终端应用为例，氢燃料电池重卡的补贴前售价在130万以上甚至更高，分别是同重量级别燃油车、电动重卡的3倍、近2倍之多。加氢站的补贴前氢气价格整体约50-60元/Kg，即使考虑补贴，大多数也都在30元/Kg以上，成本仍旧偏高，距离20-30元/Kg的有竞争力的经济性价格区间仍旧有不小差距。由于受到成本、配套等方面的制约，当前国内氢能产业的应用项目多以局部环节或地区的探索、示范为主，规模化、市场化的闭环商业模式尚未形成。 ⚫产业需求尚未激活。由于成本高企、储运及加氢站等配套设施不完善，除工业副产氢驱动的极个别场景外，在氢燃料电池汽车、氢气制取等众多环节，即使依托政府补贴，当前氢能相较于传统燃油、锂电等能源仍不具备足够的成本竞争力；加之氢能作为新兴事物，其产品的可靠性、耐久性尚未得到规模化验证，需求端的应用动力不足。 ⚫产业应用场景受限。受技术成熟度（TRL）、成本、配套等因素的影响，氢能当前的应用场景相对有限。交通领域，主要以道路交通为主，且主要以重卡为突破口，家用氢燃料电池汽车在国内暂不具备竞争力。工业领域，以氢冶金、绿色化工（如绿氢制甲醇、绿氢合成氨等）为主要探索方向，由于涉及工艺流程的改造、绿氢与化工产品的技术耦合等诸多问题，应用还比较有限。其他如氢发电、热电联供等领域，同样处于零星示范阶段。 2.制氢 从技术角度来看，我国当前以灰氢为主，形成了化石能源制氢+工业副产氢为主的基本格局，蓝氢简短过渡，绿氢正在发力，其余制氢方式多在实验室阶段。 ⚫与国外以天然气制氢为主的格局不同的是，受我国“多煤少气”的能源格局的影响，当前我国主要以煤制氢为主，兼有工业副产氢，其他方式占比不高。 ⚫灰氢+CCUS技术虽可降低化石能源制氢过程中的碳排放，但同时提高了制氢成本，加之绿氢技术发展迅速，蓝氢大概率仅是少数企业、某一时段的过渡路线。 ⚫绿氢由于是通过与风、太阳能等可再生能源进行电解制氢，碳排放极低甚至零碳，且具备规模化制氢的潜力，是当前制氢设备市场的主要发力点，目前绿氢占比虽仅3%左右，但未来将逐步替代灰氢、蓝氢，成为主流制氢路线，潜力巨大。不同于国外以PEM制氢为主，国内目前主要是碱性电解水制氢（ALK）路线，PEM制氢受制于初始投资成本高企、技术尚不成熟的影响，正在缓慢起量，AEM等其他方式，仍处于实验室阶段。 从市场竞争角度来看，制氢作为产业链的技术制高点和价值源头，是现阶段产业布局的重中之重，但格局未定。 ⚫制氢市场，由于目前以化石能源、工业副产氢为主，产能分散于各能源化工类企业，未来随着制氢方式内部的结构性变化，制氢市场格局将趋于集中。 ⚫制氢设备市场，碱性电解槽，技术比较成熟，起量较快，市场集中度较高，但未来仍将存变。PEM电解槽，由于国内技术落后于国外，且技术壁垒高、落地项目占比偏少，目前参与者相对较少，格局尚不明朗。 3.储运 从技术角度来看，我国目前以高压气运为主，管道输氢正处于示范探索阶段，液态、固态储运方式尚未铺开。有机液态储氢、固态储氢方面，国内国外均处于研发阶段，尚不具备应用条件。国内的低温液态储氢主要应用于非民用领域，民用领域相关技术标准虽已确立，但实际应用有待逐步拓展。 ⚫高压气运是当前的主流储运方式，但存在运输半径小、储运效率低、成本高、安全性较差等诸多问题，成本对距离敏感，适合200-300公里左右的小规模、短途运输。 ⚫管道输氢可大规模高效输氢，目前存在掺氢、纯氢两条技术路线，国内目前正在尝试掺氢比例的研究以及下游场景的技术验证。 ⚫低温液态储氢适用于500公里左右的中长距离运输，但需要先将氢气在常压下冷却到-253℃才能液化，液化能耗成本占比高，其他成本对距离不敏感。 ⚫有机液态、固态储氢目前尚处于研发阶段，国内有个别示范项目已在探索，但仍旧偏早期。 从市场竞争角度来看，储运环节当前主要是车载储氢瓶市场起量较快，进入壁垒高，市场格局已初步显现。固定式储氢容器市场，格局尚不明朗。 ⚫移动场景下的车载储氢瓶市场，由于同时涉及材料、工艺、特种装备准入等多个环节，进入壁垒高，目前，以中集安瑞科、国富氢能、京城股份、中材科技等为代表的头部企业，市场占有率高。 ⚫固定场景下的固定式储氢容器市场，鉴于早期加氢站未设储氢容器而进行直充的缘故，固定式储氢容器市场迟迟未能启动。而随着产业不断发展，基于总成本的考量，新投建加氢站大多都会配备储氢容器，以降低整体能耗、延长压缩机寿命，缩短加注时间。当前国内市场以中集安瑞科、浙江蓝能、东方锅炉等企业为代表，竞争格局尚未确立。 4.加注 从技术角度来看，与国外高压气态加氢站+液氢加氢站并行的情形不同的是，国内主要是高压气态加氢站，且加注压力以35MPa为主，70Mpa加注压力的加氢站占比较少。从加注设备来看，由于起步晚，压缩机等关键设备仍旧主要依赖进口，正在加速国产化。 从市场竞争角度来看，加注站建设与运营市场，由于贴近应用端，进入壁垒不高，且各地政策存在差异，使得玩家类型众多、市场相对分散、市场集中度不高；加氢设备市场，市场目前高度集中。 ⚫加注站建设与运营市场，据GGII统计数据显示，截至2022年底，我国已建成加氢站共358座，以中石化、厚普股份等企业为代表。 ⚫加氢设备市场，集成商模式下，市场集中度高，以国富氢能、舜华新能源、海德利森等为代