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绿氢放量高增趋势已成,新增绿氢消纳问题逐步凸显

发布者: 超级管理员 来源: 本站 发布时间: 2023-10-19 已访问: 187 次

(报告出品方/作者:国金证券,姚遥、唐雪琪)

一、绿氢放量高增趋势已成,新增绿氢消纳问题逐步凸显

1.1 规划和招标逐步落地,绿氢放量高增已成趋势

绿氢项目数量高增,已立项产能合计约达到 270 万吨。当前已投产的项目规模达到 4.9 万吨,其中位于新疆库车的国内最大光伏制氢示范项目于 2023 年 8 月 30 日全面投产, 我国首个万吨级绿氢炼化示范项目正式落地,绿氢工业化规模应用逐步开启,电解槽进 入规模化验证时代。绿氢项目规划持续高增,近两年已立项的绿氢项目合计约达到 270 万吨,放量高增已成趋势。

绿氢政策规划量高增,2025 年各地合计达 100 万吨。自国家层面发布《氢能产业发展中 长期规划(2021-2035 年)》后,各地积极规划可再生能源制氢(绿氢),根据各地政府 发布的相应氢能政策规划,绿氢产能合计规划量到 2025/2030/2035 年已达 100/100/250 万吨。当前国内政策规划地区全部集中于风光资源较为丰富的三北地区,其中内蒙古 2025 年规划量达到 50 万吨/年,占比达到当年加总规划的一半,是全国绿氢推广重点区 域。

绿氢规划量带动电解槽装机量高增,2025 年预计在中性/乐观情况下达到 19/28GW。绿氢 将采用电解槽电解水制取氢气,绿氢规划量的高增将带动相应设备的需求。以电解槽匹配光伏制氢为例测算,乐观情况以及中性情况下,在对应 100 万吨绿氢规划总量分别可 装电解槽 28GW 和 19GW。预计在未来技术迭代和成本逐步下降的情况下,2025 年后电解 水制氢设备及绿氢市场将持续加速。测算假设与过程如下:

以 1000 标方/小时碱性电解槽为例测算,基于电解槽不同的年运营小时数,绿氢生 产规划量对应的电解槽装机规模将有所区别,当电解水制氢的电来自于光伏时,根 据光伏年发电小时数,乐观和中性情况下预计电解槽分别年运行1100和1500小时, 同时考虑到部分电解槽的电采用外购电力的情况,假设 2025 年光伏供电和外购电力 占比均为 50%、外购电力年利用小时数为 4000 小时,100 万吨绿氢对应乐观和中性 情况下电解槽装机量分别为 28GW 和 19GW。

电解槽招标已达 GW 级别,2023-2025 年 CAGR 将达 180%。2023 年 1-10 月绿氢项目电解槽 招标量达到 1.3GW,结合 2025 年乐观情况下 28GW 的规划装机量,预计 2023-2025 年 CAGR 将达 180%,放量已成趋势。从 2023 年绿氢项目开工及 EPC 招标情况看,共 7.82 万吨绿 氢项目,773 Nm3 /h、260 余套电解槽短期内将迎来招标。从下游应用领域看,主要集中 在交通、化工、储能、工业四大领域应用。

1.2 绿氢规划高增下,消纳问题逐步凸显

氢气具备工业原料和能源产品双重属性。氢气作为一种二次能源,目前已经广泛应用于 化工、电子、冶金、能源、航空航天以及交通等诸多领域,当前社会上主要利用化石能 源作为原料制备氢,再将氢作为化工、冶金等生产过程物料加以利用。氢气作为可持续 发展的清洁可再生能源,同时具有工业原料和能源产品的双重属性,可作为全球降低二 氧化碳排放、实现碳中和的重要能源载体。

氢气可在多个生产和消费环节作为替代能源和原料,在工业、交通、电力、建筑等行业 中均有不同的应用,其中最主要的用途包括燃料用氢、原料用氢,以及储能用氢三类。

燃料用氢:主要场景包含重型道路交通、船运、航空、发电等领域。氢气易燃且热 值高,燃烧产物仅为水,不排放二氧化碳等温室气体,与传统的化石燃料(石油、 天然气、煤炭)相比,氢是终端零排放的清洁能源,可作为供热或供电的燃料。目 前燃料用氢的应用在全球范围内尚为有限,主要限制因素是燃氢轮机等设备设施的 技术成熟度不高,相应的基础设施和政策标准尚不完善。

原料用氢:主要场景包含钢铁、化工等领域。氢气是重要的工业气体,氢元素的强 还原性被用于多种化学反应,是众多化合物的基础元素之一。化工行业需要用氢制 备甲醇、合成氨等多种产品,冶铁需要利用氢气作为还原剂,多种高端材料的制造 在生产流程中均需要使用氢气进行加工。

储能用氢:主要场景包含电力储能领域。作为广义储能的一种形式,在一定的环境 条件和容器中储存液态氢或气态氢,通过燃料电池用于电力调峰以调节长时间和跨 区域的储能,或将氢转换为化合物,例如合成氨,增强氢能用于燃料/原料的灵活性。

氢气使用结构以合成氨、甲醇、炼油及直接燃烧为主。从氢气的用途来看,最大应用领 域是作为生产合成氨中间原料,氢气产能占比约为 30%;第二是生产甲醇,包括煤经甲 醇制烯烃的中间原料,氢气产能占比约为 28%;第三是焦炭和兰炭副产氢的综合利用, 占比约为 15%(已扣除制氨醇,避免重复计算);第四是炼厂用氢,占比约为 12%;第五是 现代煤化工范畴内的煤间接液化、煤直接液化、煤制天然气、煤制乙二醇的中间原料氢 气,占比约为 10%;其他方式氢气利用占比约为 5%。

当前氢气供需趋于平衡,消纳问题逐步显现。当前国内外氢气主要在石化化工行业被较 为广泛的生产和利用,根据对石化化工行业主要涉氢产品生产能力的统计,当前我国石 化化工行业氢气总产能约为 4000 万吨,氢气产量约 3800 万吨,氢气消耗量约为 3540 万 吨,从氢气产量和消耗量来看,我国氢气供需趋于平衡。根据上文统计的绿氢新增产能 数据,已立项绿氢产能 270 万吨、短期 341 万吨、中期近 9000 万吨的量级看,绿氢规模 将在未来几年内高速增长,在当前氢气供需趋于平衡的情况下,绿氢消纳问题可预见性 的将逐步显现。

1.3 四大场景消纳绿氢,放量潜力多集中于三北地区

氢气需求未来仍将持续稳步增长,化工、钢铁、交通和储能成为氢气四大应用消纳场景。 “工业+绿氢”将在石化和钢铁行业开展示范,交通用氢逐步提升。石化工业和钢铁工业 是氢气最大的应用领域,绿氢促进工业脱碳意义重大,效果也将更加明显。随着我国光 伏发电和风力发电成本不断下降,西北“绿电”价格已低于 0.2 元/(kW·h),初步具备 提供工业绿氢的经济性,从已有绿氢项目和政策看,西北地区率先开展了绿氢+煤化工示 范,绿氢制合成氨生产绿氨、绿氢制甲醇生产绿醇等技术方案也在开展。

化工氢气生产利用将持续增长,成为氢气消纳的重要场景。石化化工行业产品需求 随全社会国民经济发展而发展,产品需求总体上仍将稳步增长,例如工业氮肥、甲 醇化工、甲醇燃料和中间氢气产能预计未来仍将增长,总体上将会促进氢气需求增 长。当前过半氢气下游应用集中于合成氨、甲醇及炼油领域,并且大多已立项的绿 氢项目应用也集中于化工领域,未来化工领域将成为氢气消纳的重要场景。

钢铁行业氢气需求结构面临调整,基于氢气的新技术有望迎来突破性增长。在钢铁 工业中,副产的焦炉煤气中含氢为 55%-60%,高煤气含氢为 1%-4%,转炉煤气含氢为 0.2%-0.3%,另外利用 COREX 技术(熔融还原法)在生产铁水过程中产生的煤气含氢为 10%-30%(上述焦炉煤气的含氢量已与焦化合并统计)。目前我国钢铁行业每年生产约 1400 万吨的含氢副产品,其中高炉炼铁使用约为 900 万吨/年,电炉炼铁消耗约 为 400 万吨/年。根据国家有关钢铁行业去产能、确保粗钢产量同比下降等要求,以 及废钢回收和氢气直接还原铁等技术逐步推广,预计未来基于传统高炉炼铁所需要 的焦化产能将有所下降,焦化副产氢相应下降;基于氢气直接还原铁技术的氢气需 求或将得到突破性增长。

我国氢能利用现阶段以车用氢能为主,处于起步初期示范阶段。截至 2021 年底,我 国燃料电池车保有量约为 9000 辆,车型以商用车中的重卡、公交大巴、轻卡、物流 车为主,截止到目前,已建成加氢站约 300 座,当前车用氢能用量不到 1 万吨,根 据 2025 年各地区政策规划,燃料电池汽车保有量达到 11.8 万辆,放量具备确定性 高,将拉动绿氢在需求侧的消纳,预计 2025 年氢气需求量达 160 万吨。

绿氢放量潜力多集中于三北地区,成本和规模具备发展优势。各地可再生资源条件的差 异导致区域性绿氢发展分化,三北地区等区域可再生能源资源丰富,其低电价致使这些 地区范围内的绿氢与传统制氢路径的成本差异较小,在多种应用场景具备经济性,也因 而绿氢在三北地区以风光氢大基地形式率先进行示范与规模化应用。东部和中部地区资 源相对匮乏,同时电力需求旺盛导致绿电溢价,海上风电成本尚处于准平价阶段,使得 绿氢成本与传统制氢路径成本具备一定差距,因而规模化释放节奏滞后于三北地区,然 而燃料电池汽车示范城市群均处沿海地带,部分地区给予电解水制氢谷电优惠电价,预 计东部地区以分布式为主进行发展。