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厚普股份+氢能源燃料电池龙头

刺客阿韦

2021-07-09 19:02:16

1 万亿蓝海市场，氢能蓄势待发
1.1 氢能源是化石燃料的理想替代品
氢资源丰富、容易获取，具有可持续发展性。氢是宇宙中含量最多的元素，在地球所有元素储量中排第三，如此充足的资源使其具有能源供给的充足性。其次，大部分氢元素以水的形式存在于大自然，原料容易获取。此外，早在1970年，通用汽车就首次提出“氢经济”的概念，其核心就是利用氢的化学性质实现循环利用。氢气产自于水，通过和氧气反应生成水释放化学能，而且使用后的产物仍为水。整个过程无其他中间产物，无浪费，零污染。由此形成一个可循环闭环系统，具有巨大的可持续性优势。在我国“碳中和，碳达峰”的大背景下，氢能的商业化利用逐渐成为市场关注的热点。
氢气热值高，是现有化石燃料的理想替代品。根据氢气的化学性质，我们发现它的热值是常见燃料中最高的（142KJ/g），约是石油的3倍，煤炭的4.5倍。这意味着如果消耗相同质量各种燃料，氢气所提供的能量是最大的。热值高的特点将在交通工具实现轻量化方面发挥重要作用。
1.2 我国氢能产业链复杂，理论经济价值含量大
氢能产业链分为制氢、储运、加氢站、氢燃料电池应用等多个环节。相比锂电池产业链而言氢能产业链更长，复杂度更高，理论经济价值含量更大。我国氢能产业链正处于导入期，政策扶持显得尤为重要，政策扶持下产业进入“规模化-降本-开拓市场” 的量价循环。此外，持续的技术进步也将反哺解决各环节核心技术的成本制约，进一步提升商业化竞争力。
1.2 .1制氢：由“灰氢”向“绿氢”发展，大规模低成本是发展方向
为了区分制氢途径的清洁度（碳排放量），我们将可再生能源电解水得到的氢气称为 “绿氢”，包括可再生能源制氢和电解水制氢等，核心特点为生产过程可以做到零碳排放。“灰氢”是指以化石能源为原料，通过甲烷蒸气重整或自热重整等方法制造的氢气，虽然成本较低，但是碳强度较高。清洁度介于“绿氢”和“灰氢”的是“蓝氢”，其核心技术是在生产过程中增加了碳捕捉和贮存环节（CCS），降低了生产过程中的碳排放量，但是无法消除所有碳排，是一种相对适中的制氢方式。
我国光伏风电迎来装机高峰，电解水制氢前景广阔。光伏龙头隆基股份进军光伏制氢，是我国光伏产业探索电解水制氢综合发展道路上标志性的一步。由于电费占整个水电解制氢生产费用的80%左右，因此水电解制氢成本的关键在于耗能问题。一方面通过开发PEM及SOEC技术可降低电解过程中的能耗，另一方面依靠光伏和风电的发展低成本制氢。据国家能源局统计数据显示，2020年全年新增风电装机7167万千瓦、太阳能发电4820万千瓦，风光新增装机之和约为1.2亿千瓦。根据国网能源研究院数据， 2019年我国光伏系统度电成本约0.29-0.80元每千瓦时，到2025年度电成本在0.22- 0.462元每千瓦时。陆上风电度电成本约0.315-0.565元每千瓦时，且在未来仍有一定的下降空间，预计到2025年度电成本在0.245-0.512元每千瓦时。

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工业副产氢制氢技术成熟且成本低廉，有望成为近期高纯氢气的重要来源。工业副产氢制氢指利用含氢工业尾气为原料制氢的生产方式，主要包括焦炉煤气、氯碱副产气、炼厂干气、合成甲醇及合成氨等，利用效率低，有较高比例的富余。我国工业副产氢资源丰富，其中以美锦能源为代表的炼焦企业正是利用焦炉煤气来制取灰氢，工业副产氢是短期内最为经济可行的制氢方式。
1.2.2储氢：高压气态储氢已广泛应用，液态和固态储氢尚处于研究和示范阶段
作为氢气从生产到利用过程中的桥梁，储氢技术的核心是将氢气以稳定形式的能量储存起来以便后续的使用。氢气的储存主要分为三种方式，包括气态储氢、液态储氢和固体储氢。在国内目前高压气态储氢应用相对广泛，低温液态储氢在航天等领域得到应用，有机液态储氢和固态储氢尚处于示范阶段。目前国内主要有深冷股份、富瑞特装、、等企业布局了储氢环节。
1.2.3运氢：以长管拖车运输高压气态氢为主，未来规模化后将向长期管网发展
氢的输运按其形态分为气态运输、液态运输和固体运输，其中气态和液态是目前的主流运输方式。目前运氢以高压气态运输短期长管拖车为主，但其加压与运力仍待提高；液态氢运输在国外技术成熟地区广泛运用，我国尚未达到民用水平。
根据氢云链对氢气管道和天然气管道的对比分析，输氢管道在建设现状、规范标准、材料选择、设计制造、事故后果和安全间距等方面存在许多进步空间：
（1）建设现状：相较于天然气管道，氢气管道建设量较少，管道直径和设计压力较低，相关标准体系仍不完善，目前国内仍没有适用于氢气长输管道的设计标准，应重点加强长距离氢气管道输送技术的标准化工作。
（2）规范标准：由于环境氢脆的影响，氢气管道选材具有更严格的限制，材料需满足高压氢环境相容性试验要求，ASMEB31.12—2014推荐使用X42，X52等低强度管线钢，且规定必须考虑低温性能转变等问题。
（3）材料选择：为降低管道发生“氢致失效”的概率，相较于天然气管道，氢气管道设计公式里增加了“材料性能系数”，提高了管道的整体壁厚水平，同时氢气管道对焊前预热和焊后热处理的要求更为严格。
（4）设计制造：与天然气泄漏相比，管道内高压氢气泄漏形成的危险云团较大且集中，扩散最大高度增加较快，在近地面区产生的危险后果较小，但氢气影响范围区间更广，更易扩散，且达到同样火焰热辐射水平时，氢气的热辐射距离更近，能量相对更强。
（5）事故后果：氢气管道最小埋地厚度与天然气管道差异较小，但氢气管道与地下其他管道、建筑物之间的最小间距要求明显高于天然气管道，以避免高压氢气泄漏事故发生后引发多米诺效应。
我国氢气运输管道建设仍处于起步阶段。截至2019年，美国已有约2600公里的输氢管道，欧洲已有1598公里，而我国氢气管道，仍停留在“百公里”级别，总里程约400km，主要分布在环渤海湾、长三角等地，位于河南省的济源与洛阳之间的氢气管道是我国目前里程最长、管径最大、压力最高、输送量最大的氢气管道，其管道里程为25km，管道直径508mm，输氢压力4MPa，年输氢量达到10.04万吨。按照《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》预计，到2030年，我国氢气管道将达到3000km。
1.2.4加氢：核心设备依赖进口，国产化进程逐步开启
加氢站的技术路线主要分为站内制氢技术和外供氢技术，中国加氢站的氢源绝大部分来自于外供高压氢气。据OFweek统计，当前国内正在运营的加氢站中，仅大连新源加氢站、北京永丰加氢站具备站内制氢能力，其余加氢站的氢气主要来源于外部供氢，使用氢气长管拖车（运输高压气态氢）、液氢槽车（运输低温液态氢）往返加氢站与氢源之间。站内制氢技术又包括天然气重整制氢和电解水制氢。其中，电解水制氢已经应用广泛且技术已十分成熟，为大多数的欧洲加氢站所采用。
广东河北湖北包揽前三，大型加氢站仍然匮乏。据GGII不完全统计，截至2020年12月 31日，全国在建和已建加氢站共181座，已经建成124座，其中2020年总计建成加氢站 55座。在2020年国内建成的124座加氢站中，105座有明确的加注能力。而进一步分析这105座加氢站，大多数为加氢能力500kg/d（12h）的加氢站，共50座，占比47.26%； 1000kg/d（12h）的加氢站有20座，占比19.05%，加氢能力超过1000kg/d（12h）的加氢站有仅有7座，占比6.67%。截至2021年3月，我国加氢站布局数量最多的前三名为广东、河北和湖北，在运数量分别为61/44/36座。

从加氢站的功能来看，国内合建站占比逐年提高。根据《加氢站技术规范（国标 GB50516-2010）》，加氢站可以单站建设，但具有需要重新选址、投入成本高等弊端而建设综合加注站可以降低运营成本。国内目前正积极探索“油、氢、气、电”的联合建设运营模式，中石油、等央企已开始进行相关的研发和建设。

1.2.5燃料电池：进入产业化初期，具有广阔发展前景
国家能源集团、中石化、中石油等二十余家大型央企纷纷跨界发展氢能产业。截止 2020年底，我国燃料电池汽车保有量7352辆，我国燃料电池汽车已进入商业化初期。
电堆占据燃料电池系统的一半成本，国产化仍然存在短板。根据美国能源部的测算，系统成本中最核心的部分是燃料电池电堆和空压机。对80KW系统的成本测算，在年产 50万套的规模化条件下，电堆占据了燃料电池系统成本的44%，而空压机占比超过四分之一。电堆和空压机两部分也是降低燃料电池系统综合成本的关键。催化剂、质子交换膜、膜电极等核心零部件未实现国产化，生产效率较低，成本居高不下，仍然是燃料电池发展中的核心问题。

燃料电池系统基本性能满足需求，降低成本是未来的发展重点。对比《节能与新能源汽车技术路线图（2016年）》提出的技术目标，目前我国乘用车、商用车用燃料电池系统的研发和性能已满足使用需求，但成本距离目标要求依然还有很大差距，仍然制约着燃料电池汽车的商业化进程。根据美国能源部对燃料电池汽车成本的预估，生产规模的扩大化将使燃料电池系统的成本将大幅下降。基于2020年的技术水平，在年产 50万套80kW电堆的规模下，质子交换膜燃料电池系统成本可降低到40美元/kW，即80kW 燃料电池汽车的电池系统总价约3200美元（约2万人民币）。

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