1. 制氫技術(shù)：藍氫為過渡方案，綠氫是終極路線
1.1 目前的制氫方法
2022 年全球氫氣總生產(chǎn)量約 9500 萬噸(同比+3%)，其中中國產(chǎn)量占比 30%， 目前傳統(tǒng)化石燃料制灰氫仍為主要方式。2022 年全球氫氣總生產(chǎn)量約 9500 萬噸，同比 增長 3%，大部分氫氣通過傳統(tǒng)化石燃料生產(chǎn)，其中天然氣制氫是最主要的制氫方法， 占產(chǎn)氫總量的 62%，其次為煤炭制氫占 21%，主要在我國，工業(yè)副產(chǎn)制氫占 16%。分 區(qū)域來看，全球氫產(chǎn)量的 70%集中在中國、美國、中東、印度和俄羅斯，其中中國由于 煉油和化工行業(yè)的需求氫產(chǎn)量約占全球的 30%。 目前低碳氫產(chǎn)量僅占 0.7%，IEA 預(yù)計到 2030 年低碳氫產(chǎn)量可達 2000 萬噸。2022 年全球低碳氫產(chǎn)量僅不到 100 萬噸，占氫氣總產(chǎn)量的 0.7%。其中電解水技術(shù)生產(chǎn)的綠 氫產(chǎn)量在快速增長，但 2022 年產(chǎn)量仍不足 10 萬噸，同比增長 35%。IEA 預(yù)測，假設(shè)已 宣布的建設(shè)項目全部投產(chǎn)，到 2030 年，低碳氫產(chǎn)量可達 2000 萬噸，其中主要分布在歐 洲(30%)和澳大利亞(20%)地區(qū)。
綠氫方面，歐洲、澳大利亞、美國受政策推動發(fā)展較為積極，拉美、非洲也有所布 局。根據(jù)國際能源署《全球氫能回顧 2023》，目前已宣布的低碳氫項目多數(shù)為電解氫的 綠氫項目，到 2030 年 70%以上的低碳氫生產(chǎn)可來自電解氫。分區(qū)域來看，歐洲地區(qū)發(fā) 展較為積極的為西班牙、丹麥、德國和荷蘭，合計占歐洲綠氫總產(chǎn)量的 55%，主要受 IPCEI 項目和歐洲氫能銀行的推動;澳大利亞依靠豐富的風(fēng)光資源，到 2030 年綠氫產(chǎn)量有望 達 600 萬噸，并且有望實現(xiàn)綠氫出口;拉美地區(qū)已宣布的項目到 2030 年綠氫產(chǎn)量也有 望達 600 萬噸，其中主要集中在智利、巴西和阿根廷;美國主要受益于清潔氫生產(chǎn)的稅 收抵免(Clean Hydrogen Production Tax Credit)，至 23 年 9 月的前 12 個月宣布的電 解槽項目產(chǎn)能達 9GW;中國方面，已宣布項目正在積極建設(shè)落地(約占總規(guī)劃產(chǎn)量的 40%);非洲地區(qū)，已宣布項目到 2030 年綠氫產(chǎn)量有望達 200 萬噸，主要集中在肯尼 亞、毛里求斯、摩洛哥、納米比亞和南非，已有 9 個項目規(guī)劃產(chǎn)能超過 1GW。 藍氫方面，美國和歐洲(英國、荷蘭和挪威)為藍氫的主產(chǎn)地。根據(jù) IEA 統(tǒng)計的現(xiàn) 已宣布的項目預(yù)測，到 2030 年美國藍氫產(chǎn)量有望達到 400 萬噸，歐洲有望達 300 萬噸， 主要產(chǎn)地為英國、荷蘭和挪威。
1.2 成本對比
利用可再生能源發(fā)電制綠氫是未來趨勢，2030 年光伏耦合綠氫成本有望降至 1~1.5 美元/kg。根據(jù) IEA，2021 年全球生產(chǎn)氫氣的平均成本為：天然氣制氫成本 1.0-2.5 美元 /kg;采用 CCUS 技術(shù)的藍氫成本 1.5-3.0 美元/kg;使用可再生電力電解生產(chǎn)氫氣的綠 氫成本為 4.0-9.0 美元/kg。到 2030 年光伏耦合的綠氫成本有望降低至 1.5 美元/kg，到 2050 年在光伏資源較好的地區(qū)有望降低至 1 美元/kg(利用小時數(shù)達 2600 小時)，其 中電力成本占比約 55%。
目前灰氫生產(chǎn)成本最低，仍然為供氫主體，未來向綠氫和藍氫生產(chǎn)方式轉(zhuǎn)變主要取 決于經(jīng)濟成本的降低。目前我國灰氫成本最低(煤制氫 7~10 元/kg、工業(yè)副產(chǎn)制氫 10~16 元/kg)但碳排放量較高，綠氫的生產(chǎn)成本較高(市電生產(chǎn)成本 30~40 元/kg)，我們認 為未來氫能行業(yè)能否獲得成功主要取決于向綠氫和藍氫生產(chǎn)方式轉(zhuǎn)變的經(jīng)濟可行性，主 要受可再生能源成本、基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)和維護成本、資本成本等因素的推動。
2. 綠氫技術(shù)：電解槽
2.1 電解槽類別
電解槽的基本原理是利用兩個被電解質(zhì)隔開的電極傳輸電子，從而產(chǎn)生電流以電解 水。電解質(zhì)是負責(zé)將產(chǎn)生的陰、陽離子從一個電極傳輸?shù)搅硪粋€電極的介質(zhì)。目前市場 上的電解水制氫技術(shù)以傳統(tǒng)堿性電解(ALK)、質(zhì)子膜純水電解(PEM)、固體氧化物 電解(SOEC)和陰離子膜電解(AEM)四種技術(shù)為主，其中 ALK 和 PEM 已進入商業(yè) 化階段。
2.1.1 ALK 電解槽
傳統(tǒng)堿液電解(ALK)：投資成本低，使用壽命長，是目前的主流電解水模式。ALK 的系統(tǒng)設(shè)計較為簡單，易于制造。根據(jù) IEA 2023 年的統(tǒng)計，目前歐洲和北美國家 ALK 電解槽裝機的資本成本約 1700 美元/kW，而國內(nèi)成本相對低很多，基本在 750-1300 美 元/kW。而根據(jù)世界經(jīng)濟論壇(WEF)的統(tǒng)計，2023 年國內(nèi)部分 ALK 電解槽的資本成 本已經(jīng)可以做到 2000-3000 元/kW。
電解槽
堿性電解槽具有簡單的堆疊和系統(tǒng)設(shè)計，并且相對容易制造，壽命可達 30 年以上。 目前電極面積達 3m 2，電解質(zhì)使用高濃度 KOH(通常 57 mol/L)，電極使用 ZrO2基隔 膜和鎳(Ni)涂層不銹鋼。離子電荷載體是羥基離子 OH-，KOH 和水滲透穿過隔膜的多 孔結(jié)構(gòu)實現(xiàn)電化學(xué)反應(yīng)，但這會使得溶解在電解質(zhì)中的氫氣和氧氣混合，限制較低的功 率操作范圍以及在較高壓力下運行的能力。為了防止這種情況，需要使用較厚的隔膜 (0.252mm)或者加入墊片，但這會導(dǎo)致兩個電極之間的電阻歐姆提升，從而在給定電 壓下大幅降低電流密度。未來如何增強 ALK 的綠電耦合性和電流密度將是技術(shù)研究的重 點突破方向，目前可以通過使用零間隙電極、更薄的隔膜和不同的電催化劑來增加電流 密度，從而縮小與 PEM 技術(shù)的性能差距。一般而言堿性電解槽壽命可以達到 30 年以上。
系統(tǒng)組件
堿性電解槽需要將電解質(zhì)(KOH)再循環(huán)到電池組組件中，從而需要額外的堿液循 環(huán)泵，這個過程中會產(chǎn)生效率損耗(通常小于電堆功耗的 0.1%)。完成電解反應(yīng)后，氫 氣和氧氣會在氣液分離系統(tǒng)中分別與堿液分離。補水系統(tǒng)負責(zé)保證水源的穩(wěn)定連續(xù)供給， 并且需要考慮隔膜的水滲透。此外，系統(tǒng)組件還包括后續(xù)的脫氧干燥系統(tǒng)等。
2.1.2 PEM 電解槽
質(zhì)子膜純水電解(PEM)：制氫效率與電耦合性較好，有望通過規(guī)?；图夹g(shù)突破 以降低成本。但貴金屬催化劑等材料的成本偏高，使得 PEM 的比 ALK 更昂貴。
電解槽
PEM 電解槽使用薄質(zhì)子交換膜(0.2mm)和具有先進結(jié)構(gòu)的電極，可以實現(xiàn)更小的 電阻和更高的效率。全氟磺酸質(zhì)子交換膜(PFSA)具備化學(xué)穩(wěn)定性和機械魯棒性，可 以承受 70pa 的高壓差。但其提供的酸性環(huán)境、高電壓和陽極中的析氧產(chǎn)生了惡劣的氧 化環(huán)境，因此需要采用貴金屬銥或鉑涂層鋼/鈦作為電極材料，不僅可以為電池組件提供 長期穩(wěn)定性，同時還可以提供極佳的電子傳導(dǎo)性，從而提高反應(yīng)效率。但貴金屬催化劑 等材料的成本偏高，導(dǎo)致 PEM 堆疊比堿性電解槽更昂貴。PEM 電解槽的系統(tǒng)設(shè)計較為 緊湊和簡單，但對鐵、銅、鉻、鈉等水雜質(zhì)比較敏感，且容易起火。目前 PEM 電解槽 的電極面積接近 2000cm2，但與單堆實現(xiàn) MW 級別的目標仍有較大差距，此外大型 MW 級別 PEM 電解槽的可靠性和壽命仍有待驗證。
系統(tǒng)組件
PEM 系統(tǒng)組件比堿性系統(tǒng)簡單得多，通常只需要在陽極(氧氣)側(cè)配套循環(huán)泵、熱 交換器、壓力控制和監(jiān)測設(shè)備。在陰極側(cè)通常需要配套氣體分離器、用于去除殘余氧氣 的脫氧設(shè)備、氣體干燥器，以及壓縮機。 PEM 系統(tǒng)可以在大氣壓條件(atmospheric)、壓差(differential)和平衡(balanced) 壓力條件下運行，從而能夠降低成本、系統(tǒng)復(fù)雜性以及減少維護成本。1)在平衡壓力 條件下，電解電池的兩側(cè)在相同的壓力下運行，該壓力由氧氣和氫氣調(diào)節(jié)控制閥控制。 2)在大氣壓條件下(<1 atm)，一旦陽極有水并且電池電壓高于環(huán)境溫度下的熱中性 電池電壓，電極處就會產(chǎn)生氫氣和氧氣。3)在壓差條件下，PEM 膜電解質(zhì)可以在為 3~7MPa 的壓差下運行，但需要更厚的膜來提高機械魯棒性并減少氣體滲透以保證效率， 并且通常需要額外的催化劑來將由于高壓而發(fā)生滲透的氫氣重新轉(zhuǎn)化為水。
2.1.3 SOEC 電解槽
固體氧化物電解(SOEC)：效率高，熱機狀態(tài)動載性能好，但需要高溫?zé)嵩矗?壽命短，目前仍處于試驗階段。SOEC 技術(shù)在高溫(700-850℃)下運行，可以使用相 對便宜的鎳作為電極，同時部分反應(yīng)能量可通過余熱提供，因此電力需求減少。但在升 溫期間，可能會導(dǎo)致電解質(zhì)層更快降解，使得其使用壽命較短。目前 SOEC 技術(shù)從實驗 室轉(zhuǎn)向產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用仍面臨較多挑戰(zhàn)。
電解槽
固體氧化物電解槽(SOEC)通常在高溫(700-850°C)下運行。優(yōu)點在于可以使 用相對便宜的鎳電極;高溫使得電力需求減少，可以提供用于電解的部分能量，基于電 力的表觀效率可以達到高于 100%;作為燃料電池和電解槽的可逆性的潛力;CO2 和水 共電解可以產(chǎn)生合成氣，作為化學(xué)工業(yè)的基本組成部分。缺點在于在尤其是停機/重啟期 間的熱化學(xué)循環(huán)導(dǎo)致電解質(zhì)層更快的降解、使得壽命更短，其他問題包括在更高壓差下 實現(xiàn)密封，用作密封劑的二氧化硅污染等。盡管目前一些 SOEC 電解槽示范項目達到 1MW，但目前大部分還在 kW 級別。
系統(tǒng)組件
SOEC 電解槽可以與制熱技術(shù)相結(jié)合，由于水電解隨著溫度的升高而越來越吸熱， 因此系統(tǒng)效率相對更高。高溫環(huán)境下電池的能量需求迅速減少，因此多余的能量可以用 來在高溫下進行水分解反應(yīng)。當電池吸熱運行時，水蒸發(fā)的熱量可以從工業(yè)或集中式光 伏電廠的廢熱獲取。一個重要且完全可再生的選擇是將 SOEC 與集中式光伏耦合，從而 為 SOEC 電解槽提供電力和熱量。
2.1.4 AEM 電解槽
陰離子膜電解(AEM)：試圖將 PEM 的高效率和 ALK 的簡單性的優(yōu)點相結(jié)合， 目前還處于試驗前期階段。AEM 的潛力在于將堿性電解槽的簡單性與 PEM 的高效率相 結(jié)合，采用非貴催化劑和高性能陰離子膜，兼具低成本、高電流密度、高電耦合性等優(yōu) 勢，但 AEM 膜存在化學(xué)和機械穩(wěn)定性問題，導(dǎo)致壽命曲線不穩(wěn)定，因此大面積陰離子 膜的研制還需要較長周期。
電解槽
陰離子交換膜(AEM)目前尚處于有限部署階段，只有少數(shù)公司將其商業(yè)化。AEM 的潛力在于將堿性電解槽的簡單性與 PEM 的高效率相結(jié)合，采用非貴催化劑和高性能 陰離子膜，并且與 PEM 一樣允許在壓差條件下操作。然而，AEM 膜存在化學(xué)和機械穩(wěn) 定性問題，導(dǎo)致壽命曲線不穩(wěn)定。此外，AEM 還存在導(dǎo)電率低、電極結(jié)構(gòu)差和催化劑動 力學(xué)慢的問題，通常通過調(diào)節(jié)膜的導(dǎo)電性能或通過添加電解質(zhì)(例如 KOH 或 NaHCO3) 來改善性能，但可能會導(dǎo)致耐久性降低。
系統(tǒng)組件
AEM 電解槽系統(tǒng)與 PEM 電解槽系統(tǒng)設(shè)計類似。由于該技術(shù)的成熟度較低，有關(guān)高 壓差條件下的運行情況信息相對有限。然而 AEM 膜的機械穩(wěn)定性、產(chǎn)生氣體純度、承 受高壓差的能力、運行功率范圍與堿性電解槽相比都會有所改善，但較 PEM 電解槽功 率輸入范圍相對較窄。
2.2 綠氫降本空間
根據(jù)國際可再生能源署，長期的綠氫生產(chǎn)成本有望至多下降 85%，主要基于電力成 本和電解槽設(shè)備資本開支的下降，以及電解槽運行效率的提升和優(yōu)化設(shè)計。根據(jù)國際能 源署，電解槽裝機的成本至 2025 年較 2023 年有望降低 50%，至 2030 年有望降低超過 60%達到 600 美元/kW，從而使得在綠氫生產(chǎn)成本中電解槽的 CAPEX 成本份額降至約 25%。
電解槽的設(shè)計和構(gòu)造：模塊尺寸的增加和堆棧制造的增加對成本產(chǎn)生重大影 響。將發(fā)電廠的裝機容量從 1MW 增加到 20MW 可以將成本降低三分之一以上。此外，最佳的系統(tǒng)設(shè)計還取決于在效率和靈活性等方面驅(qū)動系統(tǒng)性能的應(yīng)用。
規(guī)模經(jīng)濟：通過千兆瓦級生產(chǎn)線中的自動化流程增加電堆產(chǎn)量，從而實現(xiàn)成本 的逐步降低。電堆成本在低產(chǎn)量下約占總成本的 45%，但在高產(chǎn)量下可以降至 30%。對于 PEM 電解槽來說，實現(xiàn)規(guī)模經(jīng)濟的臨界點是每年生產(chǎn) 1000 套 (1MW)左右，可以使電堆制造成本降低近 50%。此外，可以通過系統(tǒng)組件 和工廠設(shè)計的標準化來實現(xiàn)系統(tǒng)成本的節(jié)約。
減少稀缺材料用量：稀缺的原材料可能成為電解槽規(guī)模擴大的瓶頸，目前用于 PEM 電解槽的銥和鉑產(chǎn)量僅能支持估計 3~7.5GW 的年產(chǎn)能，而預(yù)計到 2030 年電解槽年制造需求將達到約 100GW。解決方案包括降低 PEM 電解槽中貴金 屬的用量，此外陰離子交換膜(AEM)電解槽不需要此類稀缺材料。
提高運行效率和靈活性：從經(jīng)濟角度來看，電源在低負載時會帶來巨大的效率 損失，從而限制了系統(tǒng)的靈活性。具有多個堆棧和電源單元的模塊化工廠設(shè)計 可以解決這個問題。壓縮還可能成為靈活性的瓶頸，因為它可能無法像堆棧一 樣快速地改變其生產(chǎn)率。解決這個問題的一種替代方案是采用集成工廠設(shè)計， 通過優(yōu)化和集成的電源和氫氣存儲來應(yīng)對生產(chǎn)的變化。因此綠氫有望為電力系 統(tǒng)提供顯著的靈活性，在可再生能源的季節(jié)性儲存中發(fā)揮關(guān)鍵作用。盡管這會 帶來顯著的效率損失，但其為在嚴重依賴太陽能和風(fēng)能等可變資源的電力系統(tǒng) 中實現(xiàn) 100%可再生能源發(fā)電的必要基石。
工業(yè)應(yīng)用：電解系統(tǒng)的設(shè)計和操作可針對特定應(yīng)用進行優(yōu)化，包括需要穩(wěn)定供 應(yīng)和低物流成本的大型工業(yè)用戶;可以獲得低成本可再生能源的大型離網(wǎng)設(shè) 施，但向最終用戶提供氫氣可能成本較高;需要小型模塊來實現(xiàn)靈活性的分布 式項目，可以通過降低物流成本來補償每單位電解槽容量的更高投資。
學(xué)習(xí)率：研究表明燃料電池和電解槽的潛在學(xué)習(xí)率(learning rate)與太陽能 光伏發(fā)電相似，可以達到 16%~21%。預(yù)計根據(jù)該學(xué)習(xí)率水平和符合 1.5°C 氣候目標的部署路徑，到 2030 年電解槽成本可能會降低 40%以上。
2.3 電解槽降本路徑
2.3.1 電堆層面
電堆層面，不同類型電解槽的降本重點有所差異，其中堿性電解槽重點在電極和隔 板，PEM 電解槽則主要在雙極板、PTL 以及催化劑涂膜層方面以盡可能降低鉑和銥的 含量。為了防止關(guān)鍵材料限制規(guī)模的擴展，堿性電解槽系統(tǒng)已經(jīng)轉(zhuǎn)向無鉑和鈷設(shè)計并且 投入商業(yè)化使用。PEM 電解槽則仍需要進一步降低鉑和銥的含量，或者用更常見的材料 取代，此外鈦的含量也應(yīng)盡可能降低。 擴大工廠規(guī)?？梢越档碗娊獠?BOP 系統(tǒng)的成本，但需要考慮相應(yīng)的應(yīng)用場景，比 如住宅或交通部門所需的電解槽工廠規(guī)模要比工業(yè)應(yīng)用小很多，但可能可以通過現(xiàn)場生 產(chǎn)氫氣節(jié)省輸送成本。
ALK 電解槽
堿性電解槽電堆的降本重點領(lǐng)域是電極和隔板。其中，雙極板和 PTL(多孔傳輸層) 的優(yōu)先級較低，因為其由成本較低的涂有鎳的不銹鋼板制成。重點降本路徑包括：
增加電流密度：電堆的電流密度可以從 0.5A/cm²提高到 2-3A/cm²，但電流密 度的增加不能損耗效率。目前一些制造商通過將電極隔離器封裝，可以在 2V 電壓下實現(xiàn) 1.2A/cm²的電流密度。2-3W/cm²的功率密度可以通過使用更薄的隔膜來實現(xiàn)。與 PEM 一樣，ALK 也需要提高電壓效率水平，減少歐姆損失和 改善電極表面的化學(xué)反應(yīng)。
減小隔膜厚度：可以提高效率并減少電力消耗。隔膜越薄，將 OH-從陰極運輸 到陽極的阻力就越低，但由于氣體滲透水平較高，從而可能導(dǎo)致安全問題。另 一個缺點是耐久性較低，因為隔膜中更有可能會形成針孔，導(dǎo)致機械魯棒性降 低?？傮w而言，堿性電解槽的隔膜厚度應(yīng)該接近 PEM 槽和 AEM 槽的水平。對 于 PEM 來說，目前最先進的膜厚度為 125-175 μm，并有潛力降低到 20 μm。 ALK 目前的隔膜厚度為 460 μm，將其降低到 50 μm 可以使堿槽在 1A/cm2 下 的效率從 53%提升到 75%。
提高催化劑的表面積：盡管 ALK 電解槽使用便宜的鎳基催化劑作為電極，但 問題主要在陳舊的電極設(shè)計、氫和氧析出反應(yīng)效率較低等方面。除了增加表面 積(通常使用 Raney-Ni 催化劑可以實現(xiàn))之外，其他改善性能的要素都具有 中等以上的難度，并且還需要考慮長期耐用性，這也是 Raney-Ni 催化劑至今 尚未實現(xiàn)商業(yè)化的原因。
創(chuàng)新多孔傳輸層：目前 ALK 電堆在有效使用 PTL(多孔傳輸層)方面還有較 大改善空間，尤其表現(xiàn)在優(yōu)化 PTL 中的質(zhì)量運輸過程，如減少停留在堿性 PTL 中的氣泡阻力;尋找最佳保護涂層替代物以降低陽極側(cè)的層間電阻。
PEM 電解槽
PEM 電解槽的降本重點在雙極板、PTL 以及催化劑涂膜層方面。設(shè)計電堆堆棧可 以將電流密度從目前的 2A/cm²提升至 6A/cm²，從而實現(xiàn)更高的功率密度以降低成本。 電極面積有望從目前的 1500-2000cm²提升至 5000cm²，最終達到 10000cm²，可以使 用相同厚度但更堅固的膜串聯(lián)實現(xiàn)。這也將使得 PEM 電解槽的單堆規(guī)模有望從 1MW 逐 步提高至 5MW 甚至 10MW。但通常要在低得多的電壓水平下運行，以提高效率和簡化 廢熱管理。
降低膜厚度：可以提高效率并降低用電量，目前主流的最先進的膜為 Nafion N117 膜(厚度 180 μm)，2A/cm²下運行的效率損失約 25%，此外有些膜的 厚度做到低至 20 μm，可以實現(xiàn) 2A/cm²下的效率損失約 6%。但膜的厚度可能 不會降低至 5 μm 以下，一方面耐久性較差，另一方面將催化劑涂覆的膜和多 孔傳輸層結(jié)合成大容量電極的生產(chǎn)工藝較為復(fù)雜。薄膜和電極需要在整個區(qū)域 上具備機械魯棒性，以避免膜的破壞，尤其是在壓差運行條件下。因此 PTL 的優(yōu)化設(shè)計比較關(guān)鍵，因為催化劑界面處更精細的結(jié)構(gòu)可以更好地支撐較薄的 膜并防止破壞。目前商業(yè)化的 PEM 電解槽膜厚度通常在 810 μm。
避免昂貴的涂層設(shè)計并對 PTL 和雙極板進行優(yōu)化設(shè)計：在陽極側(cè)，電堆需要 使用涂覆鉑的鈦燒結(jié)多孔片(PTL)，鈦多孔傳輸層的鉑負載量為 1-5mg/cm² 或 12.5g/kW，鉑可以保護鈦免受鈍化，并提供最佳層間電阻，研究表明 PTL 的層間電阻會導(dǎo)致高達 1.35kWh/Kg H2 的電力損耗(約 4%的 hydrogen LHV)。 此外，鈦基雙極板在陽極和陰極側(cè)分別需要鉑和金作為保護層，因此未來的降 本路徑包括尋找鈦板的替代品(鈮、鉭和不銹鋼材料等)，并使用穩(wěn)定且不含 鉑或金的保護涂層。
優(yōu)化設(shè)計涂覆催化劑的膜：通過生產(chǎn)自動化建立可靠便宜的催化劑和膜供應(yīng) 鏈，從而實現(xiàn)規(guī)模效益。此外可以通過優(yōu)化設(shè)計膜上的電極(并行等)來減少 電催化劑的用量。PSFA 膜的供應(yīng)廠商相對比較穩(wěn)定，包括 Chemours、Solvay、 Asahi-Kasei、3M、Gore，并且往往生產(chǎn)供應(yīng)實現(xiàn)規(guī)?；?、膜面積高達 3m2。 因此，PEM 電解槽達到一定規(guī)模，成本有望顯著降低。
AEM 電解槽
AEM 電解槽的降本重點在膜和離聚物。AEM 膜的重點主要在實現(xiàn)高機械、熱和化 學(xué)穩(wěn)定性、離子傳導(dǎo)性以及電子和氣體的低滲透性，離聚物則主要負責(zé)機械和熱穩(wěn)定性。目前 AEM 電解槽要同時實現(xiàn)高機械穩(wěn)定性和離子電導(dǎo)率的成本較高，增加 AEM 離子電 導(dǎo)性可能會導(dǎo)致過量水分的吸收，從而影響電解槽的機械穩(wěn)定性，此外 KOH 侵蝕可能 會造成離聚物降解，從而快速降低催化劑層中膜和離聚物的電導(dǎo)率。
SOEC 電解槽
SOEC 電解槽的主要挑戰(zhàn)是耐用性，重點在電解質(zhì)層和電極材料。SOEC 電解槽重 點關(guān)注的領(lǐng)域包括：改善電解質(zhì)層的電子導(dǎo)電率，優(yōu)化化學(xué)穩(wěn)定性和機械穩(wěn)定性，電極 材料的熱膨脹系數(shù)與電解質(zhì)的相匹配以防止因為熱膨脹不匹配導(dǎo)致過高的機械應(yīng)力使得 電解質(zhì)層破裂失效。盡管 SOEC 電解槽在高溫下運行有利于加快反應(yīng)速度和離子電導(dǎo)， 但是電解質(zhì)材料需要注意改善析氫和析氧反應(yīng)的長期穩(wěn)定性問題。
2.3.2 系統(tǒng)層面
電解槽實現(xiàn)最佳規(guī)模效益的制造產(chǎn)能約為 1GW，隨著全球電解槽產(chǎn)能目標的擴大 和輸氫管道的普及，未來制造成本有望下降 40%。電解槽實現(xiàn)最大效益規(guī)模經(jīng)濟的產(chǎn)能 水平約為每年 1GW，一些工業(yè)企業(yè)聲稱已經(jīng)達到或者正在擴產(chǎn)達到這一規(guī)模，此外政府 可以采取設(shè)定產(chǎn)能目標、給予稅收和貸款優(yōu)惠、與工業(yè)界密切合作等措施。 由綠氫需求驅(qū)動的可預(yù)測的 5-10 年輸氫管道將是制造商投資新的更大規(guī)模的自動 化生產(chǎn)設(shè)施的關(guān)鍵。電解槽在成本下降和全球產(chǎn)能之間表現(xiàn)出與太陽能光伏類似的關(guān)系， 至 2020 年政府已經(jīng)宣布的產(chǎn)能目標可能會使得成本下降 40%。 目前氫能行業(yè)還處于起步階段，成本相對缺乏透明度，隨著大型制造設(shè)施的上線和 大型項目的投產(chǎn)，可能會促進價格發(fā)現(xiàn)并改善成本降低的預(yù)測。
2.4 電解槽：ALK vs PEM
2.4.1 技術(shù)經(jīng)濟特性對比
目前已經(jīng)形成產(chǎn)業(yè)化的電解槽為堿性 ALK 電解槽和質(zhì)子交換膜 PEM 電解槽兩種， 目前堿性電解槽由于成本較低且技術(shù)比較成熟為主流的技術(shù)路線，但 PEM 槽的靈活性 和系統(tǒng)附加值使得其未來市占率有望提升。由于堿性相對產(chǎn)業(yè)化較早且初始投資成本較 低，目前 ALK 為主流的模式，但 PEM 在連接電網(wǎng)時靈活性和系統(tǒng)附加值較高，可以通 過提供輔助服務(wù)獲得額外收入優(yōu)化電解槽利用率和電力購買，并且和綠電發(fā)電廠直接連 接可促成積極的商業(yè)化應(yīng)用，未來有望通過技術(shù)突破和規(guī)?；M一步推廣。
ALK 電解槽技術(shù)相對較為成熟，主要用于化工等非能源方面，而 PEM 電解槽的寬 廣工作范圍和更短的響應(yīng)時間使得其在為電網(wǎng)提供輔助性服務(wù)方面具備相對優(yōu)勢。ALK 電解槽技術(shù)已經(jīng)完全成熟，自 20 世紀 20 年代以來已經(jīng)在工業(yè)中使用，主要用于非能源 相關(guān)的應(yīng)用，特別是如氯氣制造等化學(xué)工業(yè)。目前 ALK 電解槽的使用壽命已經(jīng)提高一倍， 可以達到 10-20 年。與現(xiàn)有的 ALK 技術(shù)相比，領(lǐng)先的 PEM 電解裝臵在運行中的靈活性 和反應(yīng)性更高。這種顯著提高的運營靈活性可以讓它從多個電力市場獲得收益，因為 PEM 技術(shù)提供更寬廣的工作范圍并且響應(yīng)時間更短。 PEM 電解槽動態(tài)響應(yīng)能力強，低負載下運行效率較高，增加的靈活性可能會提高 電力制氫的整體經(jīng)濟效益。質(zhì)子交換膜(PEM)電解水技術(shù)在電壓多變的運行條件下， 表現(xiàn)出更好的靈活性，更快的響應(yīng)性和 0-100%負荷范圍內(nèi)的穩(wěn)定性，甚至可以短時間 高于額定負荷工作。堿性電解水技術(shù)從基礎(chǔ)機理層面來說不如質(zhì)子交換膜(PEM)電解 水技術(shù)靈活。憑借向上和向下調(diào)節(jié)功能，PEM 電解槽可在不折損其可用生產(chǎn)能力的情況 下，提供高價值頻率控制備用容量(FCR)，只要有足夠的氫存儲量，就可以在為其客 戶提供氫氣(用于工業(yè)、交通應(yīng)用或天然氣管網(wǎng)的注入)的同時，以較低的額外 CAPEX 和OPEX為電網(wǎng)提供輔助性服務(wù)。這種增加靈活性可能會提高電力制氫的整體經(jīng)濟效益， 從而可以從多個電力市場形成新的收入來源，以補償 PEM 相對于 ALK 電解裝臵而言更 高的資本成本。
PEM 電解槽相對 ALK 的運行壓力更高，因此在有交通等高壓需求應(yīng)用中需要的后 續(xù)壓縮和處理成本較低。ALK 電解裝臵在大氣壓(高達 15bar)下產(chǎn)生氫氣，而 PEM 電解裝臵能在比 ALK 電解裝臵更高的壓力(通常約 30bar)下生產(chǎn)氫氣。因此，為達到 所需終端使用壓力而對下游壓縮的需求更低，在交通等有高壓需求的應(yīng)用中尤為明顯， 從而可以節(jié)省后續(xù)機械壓縮所需要的能源。
2.4.2 成本拆分
電解槽系統(tǒng)成本可以分為膜電極、包括膜電極在內(nèi)的電堆組件、系統(tǒng)三個層級。第 一層級為核心部件膜電極;第二層級為電堆組件，約占總成本的 40%-50%;第三層級 為整個電解槽系統(tǒng)，包括電解槽和 BOP 輔助設(shè)備(整流器、水凈化裝臵、氫氣處理、 冷卻部件)。 1) 第一層級：膜電極。膜電極是電解槽的核心部件，為電解反應(yīng)發(fā)生的場所。PEM 電解槽的成本主要包括催化劑涂覆膜以及鉑、銥金屬催化劑，ALK 電解槽的主 要成本包括電極和相當一部分的制造成本。 2) 第二層級：包括膜電極在內(nèi)的電堆組件。電堆組件中除膜電極以外，還包括多 孔傳輸層(PTL)、雙極板、端板和其他小組件(墊片、密封件、框架、螺栓 等)。第二層級的成本通常占總成本的 40%-50%。 3) 第三層級：電解槽系統(tǒng)。系統(tǒng)成本的范圍包括負責(zé)核心的電解槽設(shè)備與外圍的 BOP 輔助設(shè)備，但不包括進一步壓縮氣體和存儲的設(shè)備。構(gòu)成 BOP 的主要組 件包括整流器、水凈化裝臵、氫氣處理(壓縮和儲存)和冷卻部件，這部分約 占總成本的 50%-60%。
PEM 電解槽的重要成本組件為雙極板和膜電極，膜電極中鉑和銥貴金屬的成本占 比高達 38%，并且銥可能為擴大制造規(guī)模的瓶頸。對于 PEM 電堆，雙極板是一個重要 的成本組件，通常需要金或鉑涂層鈦作為涂料，也是目前在提高電堆性能和耐用性以及 降低成本方面的研發(fā)重點之一。對于電堆的核心零部件膜電極(CCM)，稀有金屬是成 本的重要組成部分，雖然僅占整個 PEM 電解系統(tǒng)成本的不到 10%，但特別對于金屬銥， 可能成為擴大 PEM 電解槽制造規(guī)模的瓶頸。
電源和雙極板為 PEM 電解槽系統(tǒng)未來實現(xiàn)成本下降的重點。結(jié)合 PEM 電解槽系統(tǒng) 成本下降潛力和下降空間，電源成本是可以實現(xiàn)成本下降空間最高的領(lǐng)域，其次為雙極 板，可將 PEM 電解系統(tǒng)總成本下降近四分之一，但下降潛力相對較為有限。水循環(huán)和 氫氣處理等其他 BOP 組件，也是可以實現(xiàn)系統(tǒng)成本降低的重要領(lǐng)域。
ALK 電解槽的重要成本組件為膜片/電極組件，其中制備成本占比超 70%，材料成 本相對較低，此外雙極板的成本占比也相對較低。對于堿性電解槽，其電堆組件成本中 占大頭的主要是膜片/電極組件，而這其中主要是制備成本占比超 70%，材料成本僅占 15%。在 ALK 電解槽中，膜片和電極組件占比超過 50%，并且由于堿性電堆中雙極板 的設(shè)計和制造較簡單且材料(鍍鎳鋼)更便宜，因此堿性雙極板僅占電堆成本的一小部 分(約 7%)，而 PEM 電堆中雙極板的成本則超過 50%。
電源和膜片/電極組件制造為 ALK 電解槽系統(tǒng)未來實現(xiàn)成本下降的重點。結(jié)合 ALK 電解槽系統(tǒng)成本下降潛力和下降空間，同樣電源為可以實現(xiàn)成本下降空間最高的領(lǐng)域， 其次為膜片/電極組件的制造，核心降本策略為實現(xiàn)包括膜、電極、多孔傳輸層在內(nèi)的電 堆優(yōu)化設(shè)計，此外水循環(huán)設(shè)備和氫氣處理設(shè)備對 BOP 成本降低也較為關(guān)鍵。
2.4.3 PEM 的瓶頸
目前 PEM 電解槽的銥用量約 1-2.5g/kW，只能滿足約 30-75GW 的電解槽產(chǎn)能，未 來仍需降低銥用量。目前 PEM 電解槽中銥的使用量約 1-2.5g/kW，而全球銥的年供應(yīng)量 僅約 7-7.5 噸，即只能滿足 30-75GW 的 PEM 電解槽產(chǎn)能，因此未來降低 PEM 電解槽 中的銥用量仍為技術(shù)創(chuàng)新重點之一。
鉑、銥非常稀缺，且全球供應(yīng)高度集中，預(yù)計有望維持高價。南非供應(yīng)全球超過 70% 的鉑和超過 85%的銥，目前尚未發(fā)現(xiàn)或預(yù)見銥的替代品，并且銥的供應(yīng)幾乎都來自鉑金 礦的副產(chǎn)。
2.4.4 綠氫成本對比
PEM 技術(shù)可通過為電網(wǎng)提供額外的輔助性服務(wù)，以降低成本。由于 PEM 技術(shù)提供 更寬廣的工作范圍并且響應(yīng)時間更短，可以在不折損其可用生產(chǎn)能力的情況下，提供高 價值頻率控制備用容量，從而適應(yīng)可再生能源(VRE)的生產(chǎn)波動性，為不同的電力市 場提供靈活性服務(wù)獲得收入。這種靈活性可以提高電力制氫的整體經(jīng)濟效益，推動 PEM 平準化成本(LCOH)的降低。以丹麥綠氫生產(chǎn)的 LCOH 為例，連接電網(wǎng)的 PEM 電解 裝臵相較 ALK 基本具備競爭力。
以連接到不同電源的 20MW PEM 電解裝臵為例，低負載因子產(chǎn)生高 LCOH，因為 電解裝臵的攤銷成本需要分配給生產(chǎn)出的較少氫氣;在中等負載系數(shù)(40-80%)下 LCOH 幾乎保持不變;在較高的負載系數(shù)和高電價的情況下，CAPEX 部分的進一步減少對 LCOH 值產(chǎn)生的影響較小。只有可再生電力成本和電解裝臵的 CAPEX 進一步下降時， 生產(chǎn)氫氣的成本才能更具競爭力，如在智利(可再生電力成本較低且容量系數(shù)較高)、 阿根廷(巴塔哥尼亞風(fēng)電負載系數(shù)較高)、澳大利亞和智利(光伏能源充足)等地區(qū)。
我們對堿性電解水制氫成本進行測算，基準情景假設(shè)：1)電耗成本：假設(shè)電價 0.4 元/kWh，生產(chǎn) 1m³ 氫氣耗電 5kWh;2)原料成本：生產(chǎn) 1m³ 氫氣耗費 1kg 原料水和 1kg 冷卻水，假設(shè)水價 3.5 元/噸;3)人工運維成本：假設(shè)每年 40 萬元;4)設(shè)備折舊 成本：國內(nèi)制氫規(guī)模 1000Nm³ /h 的堿性電解槽購臵成本約 850 萬元，假設(shè)年工作時長 2000h，直線折舊 10 年;5)假設(shè)土建和設(shè)備安裝費 150 萬元，直線折舊 20 年。測算 得目前堿性電解水制氫成本約 30 元/kg，測算在電價降低至 0.1 元/kWh、設(shè)備購臵價格 降低至 100 萬元時，綠氫成本約 9 元/kg。
我們對 PEM 電解水制氫成本進行測算，基準情景假設(shè)：1)電耗成本：假設(shè)電價 0.4 元/kWh，生產(chǎn) 1m³ 氫氣耗電 4.5kWh;2)原料成本：生產(chǎn) 1m³ 氫氣耗費 1kg 原料 水和 1kg 冷卻水，假設(shè)水價 3.5 元/噸;3)人工運維成本：假設(shè)每年 40 萬元;4)設(shè)備 折舊成本：國內(nèi)制氫規(guī)模 1000Nm³ /h 的 PEM 電解槽購臵成本約 3000 萬元，假設(shè)年工 作時長 2000h，直線折舊 10 年;5)假設(shè)土建和設(shè)備安裝費 200 萬元，直線折舊 20 年。 測算得目前 PEM 電解水制氫成本約 40 元/kg，測算在電價降低至 0.1 元/kWh、設(shè)備購 臵價格降低至 100 萬元時，綠氫成本約 11 元/kg。
2.5 產(chǎn)能及裝機容量
根據(jù) BloombergNEF，2023 年末全球廠商電解槽產(chǎn)能有望實現(xiàn)翻倍，達到 31.1GW，其中堿性電解槽占比約 67%。根據(jù) BloombergNEF，全球電解槽新增容量有 望從目前的 2GW 增長至 2030 年的 242GW。2023 年全球電解槽產(chǎn)能有望實現(xiàn)翻倍達 到 31.1GW，其中堿性電解槽大概占總?cè)萘康?67%。目前電解槽領(lǐng)域領(lǐng)先的企業(yè)包括國 內(nèi)的隆基綠能、陽光電源，國外的 John Cockerill、Plug Power、ITM Power、 ThyssenKrupp 等。
IEA 估計未來 2023-2027 年堿性電解槽占比將保持 60%左右，隨后逐漸下降，到 2030 年裝機量中堿性電解槽和 PEM 電解槽有望平分市場。2022 年末，全球已安裝的 電解槽容量為 700MW，相較于 21 年增長 20%。目前堿性電解槽在裝機規(guī)模上占據(jù)優(yōu) 勢，在 2022 年電解槽裝機量中，ALK 電解槽和 PEM 電解槽分別占 60%和 30%。但后 續(xù)主流電解槽尚存在爭議，此外 SOEC 電解槽和 AEM 電解槽也有項目面世，但在裝機 市場占比很小。據(jù) IEA 估計，2023-2027 年堿性電解槽將保持 60%左右的裝機占比，隨 后逐漸下降，到 2030 年，堿性電解槽和 PEM 電解槽有望平分市場。目前全球開始投入 使用的電解槽平均電堆規(guī)模為 12MW，預(yù)計到 25/30 年，電解槽平均電堆規(guī)模有望達到 260MW/1GW。目前，僅有 5%的在建電解槽項目規(guī)模在 1GW 以上。
IEA 估計到 2030 年全球電解槽產(chǎn)能將達到 175GW，其中已知的主要生產(chǎn)廠商產(chǎn)能 有望超 60GW，分類別來看堿性電解槽的份額約 60%。2021 年全球制造商的電解槽產(chǎn) 能約 8GW，其中歐洲和中國的份額占據(jù) 80%，根據(jù)各公司宣布的規(guī)劃，預(yù)計到 2030 年已知制造商的電解槽產(chǎn)能有望達到 65GW，部分龍頭產(chǎn)能有望達到 GW 級別，由于美 國、印度和澳大利亞的發(fā)展，歐洲和中國的產(chǎn)能份額可能有所下降。從電解槽產(chǎn)能類型 來看，目前堿性電解槽產(chǎn)能約占全球電解槽總產(chǎn)能的 60%，到 2030 年堿性電解槽份額 有望達到 64%，其次為 PEM 電解槽(22%)和 SOEC 電解槽(4%)。此外 AEM 電解 槽也有望實現(xiàn)進一步突破，主要廠商 Enaper 計劃在 2023 年將產(chǎn)能擴大至 280MW。 目前已宣布項目主要集中在歐洲(33%)、拉美(20%)和澳大利亞(20%)。IEA 2023 年報告顯示，在 2030 年前已宣布的電解槽項目中，主要集中在歐洲(33%)、拉 美(20%)、澳大利亞(20%)以及中國和美國地區(qū)，美國主要受益于《通貨膨脹法案》 (IRA)。
2.6 綠氫項目和電解槽產(chǎn)能分布
截至 2021 年全球宣布的大規(guī)模綠氫項目主要分布在歐洲、澳大利亞、中東、非洲 地區(qū)，但實際落地進展主要取決于 1)國家/地區(qū)投資風(fēng)險，2)技術(shù)故障和政治動蕩，3) 獲得氫相關(guān)技術(shù)的關(guān)鍵原材料。截至 2021 年全球已宣布最大的 20 個千兆級綠氫項目中 7/4/3/2 個位于澳大利亞/歐洲/中東/非洲，僅有一個位于中國(5GW 北京京能項目)。 但一些項目的具體落地還存在不確定性，如毛里塔尼亞脆弱國家指數(shù)評級為高度警告、 澳大利亞以環(huán)境為由拒絕建設(shè)亞洲可再生能源中心。
3. 藍氫技術(shù)：CCUS 耦合制藍氫
3.1 CCUS 藍氫技術(shù)
藍氫為使用化石燃料耦合 CCS 生產(chǎn)，可以應(yīng)用于天然氣甲烷重整(SMR)和自然 重整(ATR)過程。SMR 工藝是將天然氣和混合氣體(空氣)同時引入反應(yīng)器中，再由 反應(yīng)器周圍的熔爐提供熱量加熱，從而將天然氣轉(zhuǎn)化成氫氣和一氧化碳。ATR 工藝為使 用氧氣和二氧化碳或蒸汽與甲烷反應(yīng)形成合成氣。在天然氣甲烷重整工藝中使用 CCUS 可以將碳排放量降低至高 90%，并且可以在多個環(huán)節(jié)實現(xiàn)碳的捕捉。
3.2 CCUS 藍氫技術(shù)在國內(nèi)的降碳路徑
CCUS 技術(shù)可以通過以下三個關(guān)鍵方面支持并擴大低排放制氫及其利用的規(guī)模：
減少現(xiàn)役制氫設(shè)施的排放。根據(jù) IEA，中國擁有一些全球最為年輕的化工生產(chǎn) 和煉油設(shè)施。目前甲醇廠和氨廠的平均使用年限分別為 8 年和 17 年，而典型 的化工廠壽命一般為 30 年。較低的平均使用年限意味著這些工廠的 CO2排放 有在未來幾十年被鎖定的風(fēng)險。如果維持近年來典型運行條件，中國現(xiàn)有的所 有能源基礎(chǔ)設(shè)施和工廠將在 2020~2060 年間累計排放約 1750 億噸 CO2。為工 廠加裝 CCUS 技術(shù)能夠使其繼續(xù)運行，同時顯著減少排放。
為部分地區(qū)新增制氫產(chǎn)能提供具有成本效益的手段。在 CO2 封存能力高、可獲 取低成本化石燃料和可再生資源有限的地區(qū)，煤制氫結(jié)合 CCUS 技術(shù)在中短期 內(nèi)可能仍然是一種具有成本效益的選擇。此外如果煤炭開采過程產(chǎn)生的甲烷排 放能夠降至足夠低，則可利用煤制氫結(jié)合 CCUS 技術(shù)擴大低排放制氫的規(guī)模。
提供捕集的 CO2和氫氣生產(chǎn)運輸燃料。CO2 可以用來將氫氣轉(zhuǎn)化為碳基合成燃 料，其易于處理并可作為氣態(tài)或液態(tài)化石燃料的替代品，但具有更少的 CO2 足跡。此外在如航空等難以直接使用電力或氫能而需要繼續(xù)依賴碳基燃料的行 業(yè)，合成燃料將變得重要。在全球范圍內(nèi)，已有幾家致力于氫氣和 CO2 合成液 體燃料的公司，正在運營試點規(guī)?；蛘诮ㄔO(shè)工業(yè)規(guī)模設(shè)施。
3.3 CCUS 藍氫生產(chǎn)路線
3.3.1 煤氣化結(jié)合 CCUS 制氫
國內(nèi)煤氣化制氫技術(shù)相對成熟，結(jié)合 CCUS 制氫成本將增加 40%，但捕集的 CO2 用于 EOR 可將成本增幅控制在 23%~30%。作為一項成熟應(yīng)用的技術(shù)，煤氣化制氫幾 十年來一直被化工和化肥行業(yè)用以生產(chǎn)氨和甲醇。氣化過程指將煤炭轉(zhuǎn)化為由 CO 和 H2 組成的合成氣，合成氣可以進一步與額外的 CO2反應(yīng)轉(zhuǎn)化為甲醇，也可以在水煤氣變換 反應(yīng)器中反應(yīng)制取更多的 H2 和 CO2。后者利用酸性氣體去除裝臵將 H2和 CO2混合氣體 分離，然后經(jīng)變壓吸附可產(chǎn)生高純度氫氣流，其可直接使用或用于生產(chǎn)氨。CO2 可以從 酸性氣體去除裝臵中直接回收。 煤氣化爐產(chǎn)生高濃度高壓的 CO2 氣體流(濃度約 80%，來自酸性氣體去除裝臵)， 這意味著去除硫、氮等雜質(zhì)后的 CO2 捕集會相對容易，總體 CO2 捕集率可達 90~95%。 集成聯(lián)供循環(huán)單元能夠生產(chǎn)蒸汽和電力以供內(nèi)部使用并向電網(wǎng)輸出，同時可供應(yīng)捕集 CO2 所需的部分能量(用于化學(xué)吸收的蒸汽和用于壓縮的電力)，但會減少了向電網(wǎng)輸 出的電量。 捕集的 CO2用于 EOR 提高石油采收率產(chǎn)生的收益可以抵消 CO2捕集和運輸成本。 在驅(qū)油過程中，大部分 CO2 能夠被永久地封存在地下，但需要對 CO2 的注入和封存進 行嚴密監(jiān)控。然而，EOR 的經(jīng)濟可行性主要取決于 CO2 成本和石油價格。根據(jù)國際能 源署《中國耦合 CCUS 制氫機遇》中寧東地區(qū)一家煤氣化工廠 CCUS 改造的案例，當 結(jié)合 CCUS 時，煤氣化制氫的成本將增加 40%，但當 40%所捕集的 CO2用于 EOR 時 成本增加幅度可限制在 23~30%。
3.3.2 SMR 結(jié)合 CCUS 制氫
由于資源限制國內(nèi)天然氣制氫為第三大燃料來源。中國由于天然氣的供應(yīng)量有限且 產(chǎn)品價格較高，天然氣使用量相對低于煤炭，因此國內(nèi)天然氣是是繼煤炭和工業(yè)副產(chǎn)品 之后的第三大燃料來源。而對全球范圍內(nèi)的其他國家，天然氣是制氫的主要燃料來源。 天然氣制取的氫氣消費主體主要是合成氨、甲醇和煉油行業(yè)。 SMR 是目前應(yīng)用最廣泛的天然氣制氫方法。蒸汽甲烷重整(Steam Methane Reforming，SMR)工藝包括兩個連續(xù)過程：首先天然氣與蒸汽重整后生成由 CO 和 H2 組成的合成氣，然后通過水煤氣變換反應(yīng)(需更多的蒸汽)生成 H2 和 CO2，以獲得高 純度氫氣。通常情況下，該工藝中 30~40%的天然氣用作燃料進行燃燒，從而產(chǎn)生“稀 釋”的 CO2 氣流，而剩余的天然氣分解成 H2和高濃度 CO2 氣流。自熱重整(Autothermal Reforming，ATR)是 SMR 的一種替代技術(shù)，所需的熱量由轉(zhuǎn)化爐本身產(chǎn)生，即所有的 CO2 都存在于轉(zhuǎn)化后的合成氣中。其他技術(shù)還包括氣熱轉(zhuǎn)化技術(shù)和天然氣部分氧化技術(shù)。 中國天然氣重整工藝設(shè)施每年直接排放約 4500 萬噸 CO2，應(yīng)用 CCUS 技術(shù)可實現(xiàn) 其深度減排。SMR 工廠捕集 CO2有多種途徑：1)利用燃燒前捕集系統(tǒng)，可以從高 CO2 濃度合成氣中回收整個工藝排放的大約 60%的 CO2。2)采用燃燒后捕集技術(shù)從更稀釋 的爐膛煙氣中捕集 CO2，捕集率可達 90~95%，該途徑可以使整體減排水平提高到 90% 或更高，但也會增加成本和額外能耗。同時，集成熱電聯(lián)產(chǎn)單元能夠產(chǎn)生蒸汽和電力， 可供內(nèi)部使用以及向電網(wǎng)輸送。CO2 捕集所需的能量(用于溶劑再生的蒸汽和用于壓縮 的電力)通?？梢詮脑摴に噯卧@取，但會減少輸出到電網(wǎng)的電量，并略微增加天然氣 的使用量。應(yīng)用 ATR 技術(shù)時，大部分的 CO2可以從轉(zhuǎn)化爐中的合成氣中捕集。
3.4 藍氫項目情況
目前藍氫項目主要集中在北美、歐洲，至 2030 年藍氫產(chǎn)量有望從 2022 年的 60 萬 噸提升至 900 萬噸。根據(jù) IEA 統(tǒng)計，截止 2021 年，正在運行的藍氫項目有接近 80%位 于美國和歐洲。近些年，英國和荷蘭等歐洲國家正加速工業(yè)脫碳項目的實施。越來越多 的氫能項目落地于工業(yè)集群周圍，這些工業(yè)集群既是潛在的氫能需求中心，也是 CO2 運 輸和儲存項目的重要環(huán)節(jié)。目前，大約有一半的碳捕捉項目依附于工業(yè)的 CO2 運輸和儲 存設(shè)施，其中 80%位于歐洲，15%位于加拿大。根據(jù) IEA，如果已宣布的藍氫項目完全 投產(chǎn)，到 2030 年藍氫的產(chǎn)量將能夠從 2022 年的 60 萬噸提升至 900 萬噸。
3.5 藍氫成本情況
現(xiàn)階段藍氫成本仍顯著高于灰氫，美國與中東藍氫成本具備優(yōu)勢。藍氫成本主要由 天然氣、資本支出和管理支出三部分組成，其中天然氣價格和資本支出占比較大。從天 然氣制氫成本結(jié)構(gòu)來看，灰氫的價格為 1-1.8 美元/kg，藍氫的成本為 1.5-2.4 美元/kg， 差異主要在于資本支出和管理支出方面。各區(qū)域制氫成本不同的原因主要在于天然氣價 格的差異。對于美國、中東和俄羅斯這類天然氣價格較低的國家，天然氣制氫成本顯著 低于歐洲和中國等天然氣價格高的國家。我們認為未來藍氫成本的下降需要關(guān)注相關(guān)技 術(shù)的突破以及規(guī)模生產(chǎn)和智能化帶來的管理支出減少。
(本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關(guān)信息，請參閱報告原文。)
精選報告來源：未來智庫
報告出品方：海通證券
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