当前位置：网站首页 > 运筹帷幄 > 文章当前位置：运筹帷幄 > 文章
氢能专家调研

佚名游资研报社 2021-08-17 - 小 + 大
公众号现在推送规则改了，我们每天发完的时间大概是在每个交易日的21点~23:00之间，周末文章顺延到周六或者周天！，大家如果没有及时收到文章推送的话，可以按照下图指引把公众号设为星标并添加在桌面，并且多点点"再看"或者转发，这样就不会错过你喜欢的文章了
核心纪要：
氢能制备：①目前基本为化石能源制氢、甲醛制氢，清洁能源制氢技术不成熟。②副产氢技术成本低，但不可持续。③中石化1GW光伏制氢项目在规划中，其中光伏发电部分与隆基洽谈中。④隆基、阳光电源正在布局电解水制氢。⑤电解水制氢中碱性电解水技术较成熟，国内主要生产企业为中船重工718所、考克利尔竞立、天津大陆。⑥海风制氢前景良好，海水淡化技术成熟。⑦电解水制氢和燃料电池发电堆的效率：目前电解水的效率在70%左右，在不考虑热的条件下，燃料电池发电堆效率在45%左右，电解水过程中生产1kg的氢气需要用55度电，燃料电池发电过程中1kg氢气可发15度电。氢能运输：①国内运输液氢技术不成熟，金属储氢和有机物储氢都在探索中。②国内主要依靠高压气态运输，成本较高。③管道运输氢气是中长期发展方向。④氢气液化技术突破后，有效经济半径为1000公里。氢能应用：①国内外正在进行氢能冶金研究。②钢厂、化工厂预计购买光伏设备发电，自主进行电解水制氢。③宝武集团、河北钢铁都在进行氢能冶金研究。行业情况：
国资委的相关领导提到，目前有超过1/3的央企已经在制定氢能，包括制氢储氢加氢和用氢的产业链布局，而且这些布局也取得了一些研发和示范应用上的效果。现在了解到资本市场的关注度比较高，但资本市场对氢能的研究总体比较初级，目前上市公司有布局这块业务，比方光伏的龙头，隆基股份和阳光电源。Q&A：
Q：氢能的现状是怎样的？未来会如何发展？A：氢能首先会想到的燃料电池，或者是交通领域，例如氢能汽车，氢能从广义上来讲，它包括制储运加用，制是氢气的制取端，储氢端，运输端，加氢端，用氢端，包括化工、交通、钢铁等等。氢能的发展初级阶段是氢能汽车和加氢端，属于近几年热度比较高、投资热情比较高的领域。从氢气前端部分，氢气的制取、储存和运输相对来说比较成熟。制氢发展了几十年，氢气的制取分为化石能源制氢，副产氢提纯，还有电解水制氢。化石能源制氢技术比较成熟，包括煤制氢，天然气制氢，重油氧化制氢，甲醇制氢。副产氢提纯是把工业用户副产的氢气、之前作为燃料或者排大气，通过变压吸附、变温吸附等手段，提取成高纯氢气来使用，这块的技术也比较成熟。电解水现在是发展的初期不是很成熟，市场比较小，因为以前电价比较贵，所以电解水的成本比较高，应用市场也比较小，大的用氢客户，像化工基本都选化石能源制氢。电解水制氢一般对氢气纯度要求比较高，像半导体公司、电厂等。电解水制氢之前的市场很小，电解水制氢储量占整个制氢比例小于1%，所以技术是属于初期不太成熟的阶段。储存和运输是相辅相成的，因为氢气要用这种方式储存起来，也同样可以用这种方式把它放到车上，也能运出去，所以储和运基本是相辅相成的。储存分几种技术，包括高压气态储氢，包括运氢，低温液态液氢，还有金属储氢和有机物储氢这几种方式。高压气态是比较成熟的，像一些气体公司明德，包括国内的林德气体，在这部分做了几十年，相对来说技术比较成熟。液氢国外相对来说成熟一些，国内基本在军事上，民用很少，因为之前标准没放开，也是今年关于液氢的三个标准，国家放开了，允许民用可以制取。运输液氢国内技术也不是很成熟，金属储氢和有机物储氢不是主流的技术，大家在做研发，国内像金属储运氢有氢枫是做加氢站的，下边有一个子公司叫氢储在做金属储氢的研究，也推出了金属的储氢车，一车大概能装氢气1.2吨。有机物储运氢是有机物和氢气反应生成新的有机物，再运输到需要的地方，之后再把有机物再加热，进行脱氢反应，这样加氢和脱氢的过程来实现氢气的运输和储存。国外像日本在研究技术，国内研究的是武汉氢阳。加氢站部分是比较新兴的，因为之前没有氢能汽车，加氢站没有用。现在因为有了氢能汽车的发展，所以诞生了加氢站产物。现在国内有建的和正在建的大概有百十来座，已经投运的也有七八十座。1/3的国企布局氢能方面是最近刚放出来的消息，他们基本是做制氢，布局制氢和加氢站比较多，包括氢能汽车做燃料电池，包括储存和运输布局相对来说比较少。因为这部分技术的专业性相对强，之前没有这方面的积累，想布局较困难，但是制氢和加氢站相对来说比较容易，比较活跃的上市公司和央企可能是中石化。他要在可三年之内，打造中国第一大氢能公司，他和光伏企业像隆基，还有做电解水的企业，像康明斯、718所等，都签了战略合作的协议，现在化工用的氢气大部分是化石能源制氢，迫于双碳目标的压力，以后化石能源制氢可能都要逐渐的替代成绿氢，变成光伏制氢或者风电制氢等，所以在加紧这方面的布局。中石化本身也是能源公司，之前输出的是汽油柴油，以后如果汽油柴油逐渐不用了，大家都用上电车，用上氢能汽车，他也要转型，变成输出氢能的能源公司。 Q：国企像中石化在制氢和加氢站的布局中，制氢是否还是在化工提取的这种制氢方式多一些？A：现在正在用的氢气基本还是化石能源制氢，逐步想进行替代，包括中石化前一段报出来的要在新疆库车用氢气，现在用的甲醇制氢气，为了降低碳排放，准备规划1GW光伏制氢的项目，2万标方每小时来替代甲醇制氢。但是现在这些大项目基本都在规划和设计中，真正落地的还没有。 Q：现在有哪些央企在做制氢技术方面的工作？A：中石化因为没有电解水制氢的技术，现在相当于先做这个项目的布局，光伏和制氢都从外边买，现在是和隆基谈光伏方面的合作，以后光伏这块会和隆基成立合资公司，光伏制氢的项目上的光伏部分由合资公司来提供，比如光伏板。电解水制氢和康明斯、718所也在谈，以后也会考虑成立合资公司，电解水制氢部分设备也有自己的合资公司来提供，相当于跟别人分担，而不是简单的去买别人的设备。 Q：隆基是否有参与到制氢方面？A：参与了，中石化和隆基合作是限于光伏部分的合作，但是隆基也在布局电解水制氢，成立了氢分公司，从苏州境内的核心人员都挖过来了，在无锡成立工厂以后，专门研发和生产电解水制氢设备，但是现在这个工厂还处于筹建当中，没有产品，但估计会很快。一年以后隆基就会推出自己的电解水制氢产品。 Q：您刚才提到电解水制氢还有一些难点或者门槛，能不能展开讲一下？A：电解水制氢现在热度比较高的有4种技术，第一种是碱性电解水；第二种是PEM电解水；第三种是SOEC，固体氧化物；第四种是 AEM阴离子交换膜的电解水。目前已经商业化的就是前两种，碱性电解水和PEM电解水，固体氧化物SOEC它是高温的，大概反应温度在600~900度之间，对材料的要求就比较高了，所以还属于实验室研发阶段，没有量产。AEM是阴离子交换膜，和碱性电解水比较类似，但是不需要往里面加碱液，但是现在膜的技术没有攻克，也是最近才提出的，所以也是在实验室研发阶段。回到前面说的商业化的碱性电解水，现在国内很成熟，而且基本上在世界范围内中国都是领先的。现在主流的生产企业国内基本上就三巨头，中船重工718所，苏州竞立，现在叫考克利尔竞立，以及天津大陆。碱性电解水他们三家做得很成熟，而且单排的产能可达到1000标方每小时，已经很大了，在世界上技术算是比较先进的，好多设备也都卖到国外去了。第二种技术 PEM电解水，和碱性比，它的优势在于碱性电解水需要往里加30%的氢氧化钾作为电解液，PEM不需要往里面加电解液，纯水就能电解，但是它需要借助贵金属催化剂才能电解，所以相对来说PEM电解水的设备贵一些。同样产气量的两台设备，PEM是碱性的大概4倍到5倍，然后PEM技术和燃料电池、电堆的技术基本上是相通的，都是分双基板膜链及空气扩散层，只不过是电堆的一个逆反应。电堆在国内是刚发展的阶段，PEM在国内基本上也刚起步，但是国外PEM已经做得很成熟了，碱性电解水表面上技术含量不是很高，就是碳钢的极板，再往上镀镍，有冲压的流道，需要镍网做催化剂，中间的隔膜是石棉的，但是如果之前公司没有做过，上来就做，感觉做不好，其实还是有些技术含量的，没做过的公司要想做这块，肯定要招专业的人才。今年电解水制氢市场上特别火，各家猎头都在挖电解水制氢的人，现在国内至少有不下20家都想布局这一块，基本上就是这三家公司去挖人，但是三家公司核心人员也不可能都出来，所以别家想做，短期内还是比较难的。PEM就更不用说了，首先它的极板是钛板，在上面要镀贵金属催化剂，中间的扩散层是钛网，上面也要镀催化剂，再中间是膜电极，往质子交换膜上喷涂催化剂，这个技术含量就更高了，和做电堆差不多，如果没有做电堆的经验，直接想做PEM电解槽也是做不好的。所以门槛相对来说还是比较高的，尤其PEM，碱性相对来说低一些，但是也得找到核心的人员，至少自己做了一台设备之后，可能再做第二台、第三台就会好很多。
Q：和电化学储能比起来，现在光伏和风电制氢的优劣势主要体现在哪些方面？能从成本和技术难易程度解释一下吗？A：首先锂电池储能可能用的磷酸铁锂的比较多，一是安全性上可能会有一些问题，因为近几年储能电站也建了一些，出事故的也比较多，再加上磷酸铁锂成本也比较高，现在基本上系统成本一瓦时可能在1块5左右，锂电储能还有一个问题，低温情况下会有问题，比如说在三北地区，可能储能电池的充放电可能都会受很大的影响。锂电池储能需要适宜的场景，可能气候上要温和一些。而且不能长期或者说跨季节实现储能，因为它跨季节电量随着时间消耗很快，即使不用，它也会消耗。电解水储能，现在比如电比较丰富，可以用电解水制氢制成氢气，建高压氢气罐，也可以采取低温液化，变成液体储存起来。基本上密封各方面做好之后，泄露逃逸这方面是很少的。如果建储罐或者液氢储罐也好，高压气氢储罐也好，只要足够大，是可以实现跨季节或者长期的调峰、储能。同时生成氢气之后，需要氢的时候，可以输出氢；需要电的时候，可以再通过氢燃料电池发电。通过电解水制氢还有氢燃料电池，能实现电网的调峰以及储能，现在碱性电解水制氢相对来说也不是那么贵，也比较便宜，像5兆瓦的电解水制氢设备现在1000万左右。 Q：像现在的新能源电力，比如说光伏海风或者陆风，最适合制氢的应用场景是哪些？A：现阶段因为氢气的储存和运输成本相对高一些，尤其是运输成本。因为在国内主要是靠高压气态运输，一辆鱼雷车，就是长管拖车。车重自身重大概30吨左右，一车拉氢气有20兆帕压力，拉氢气只能拉350千克，运输效率很低，相当于在1%左右，所以运输成本很高。如果靠鱼雷车运输，每100公里一千克氢气就要增加6块到8块钱，所以运的时间、运的距离过长，成本会增加很多。所以现在光伏、风电制氢比较适宜它的场景，就是就地能消纳，无论是哪个地方其实都可以。只要当地对氢气有需求，当地电价能到三毛钱以下，就都可以做光伏、风电制氢。应用场景不受地点的限制，只是看有没有优惠电价政策，以及氢气制出来当地能不能消纳掉。 Q：氢能下游应用目前比较有想象力的有几个，一个是天然气掺氢的技术，另外一个在钢铁领域的应用，您觉得这两个方向未来的前景怎么样？A：现阶段做氢能最主要的用户，钢铁领域算一个，化工领域像中石化也算一个，市场很大，需求量也很大。短期内，我觉得5年以内可能氢燃料电池用的氢气所占的比例都不会很大，就是5年之内它都不会成为主流，主要还是在化工、钢铁，钢铁这部分，他们用氢降碳的方式，因为铁矿石基本上就铁的氧化物，现阶段的工艺是用煤，先做成焦炭，然后用焦炭把氧化亚铁、三氧化二铁、四氧化三铁当中的氧气置换出来，变成单质铁就生成钢了，现阶段是这个工艺。现在生产一吨钢，大概要产生1.7~1.8吨的二氧化碳，碳排放很大，所以现在他们都在尝试氢能炼钢，就通过用氢气把铁矿石的氧还原出来，氢气和三氧化二铁或四氧化三铁反应生成铁和水，就没有碳排放了，通过氢气取代焦炭来达到减碳的目的。一旦技术攻克了，对氢气的需求量是巨大的，而且减排的效果也是非常明显的。天然气掺氢确实也是一个很好的方式。因为三北地区之前这种可再生能源发电建了好多项目，但是当地的经济发展水平一般，发出来的电当地消纳不掉，现在搞特高压要把电输出来，但是输电成本很高。现在这些地区发电成本已经很便宜了，像三北光照比较好的地方能达到两毛钱一度电，如果两毛钱一度电制成氢气，大概氢气成本一千克也就13~15块钱，很便宜，基本和天然气制氢的成本差不多。但是现在同样存在这个问题，制成氢气当地的发展水平有限，氢气也消纳不掉，要把氢气从内蒙、西北、东北、河北运到长三角也是很困难的，如果用高压气态的运输成本太高，所以中短期可能会考虑借助西气东输天然气的管线，往里边插部分氢气，有相关研究机构研究氢气占10%以下时，输天然气的管道的材质设备等基本上不用做更改，不会有什么影响，超过10%可能容易引起管道的一些问题。现在想通过这种方式往天然气掺氢，把氢气运出来，运出来了之后随着天然气给它消纳掉，这是一个很好的方式，但是中长期我觉得肯定是可再生能源发电，电解水制氢，然后再通过管道运输。专门的输氢管道这个事，企业肯定做不了，这个涉及到跨省跨市，必须是国家想去做这个事才能做成，就像当年铺设天然气的西气东输的管道一样，我觉得这是中长期的一个发展方向。 Q：现在制氢以后的输氢管道，和直接建一个特高压的输变电设备，比起来哪个成本会更低一点？A：现阶段没有查到相关数据，因为输氢管道现在在国内基本没有上规模的，百公里以上的没有，所以输氢管道的成本还不太确定，也没有办法进行很明确的对比。 Q：质子交换膜电池的主要部件，像双极板、电解膜和扩散层等，主要设备厂商有哪些？来自国内还是国外？A：目前所用的核心部件大多为进口，像质子交换膜的主要厂商是杜邦或戈尔，催化剂的主要厂商为庄信万丰，双极板主要是国内自己加工。但目前遇到的问题是国内组装后电堆与电解槽的性能和纯进口的电堆和电解槽性能差距较大，所以目前核心部件都选用进口。 Q：燃料电池电堆的寿命情况？A：车用燃料电池电堆，受功率不断变化的影响，电堆寿命大约在5000-10000小时；而固定式电站电堆的功率比较稳定，电堆寿命大约在20000小时。 Q：电解水制氢和燃料电池发电堆的效率情况，即在电解水过程中生产一公斤氢需要用多少度电，利用燃料电池发电时一公斤氢可发多少度电？A：目前电解水的效率在70%左右，在不考虑热的条件下，燃料电池发电堆效率在45%左右。在具体数值上，目前在电解水过程中生产1kg的氢气需要用55度电，在燃料电池发电过程中1kg氢气可发15度电。 Q：作为储能的介质是，氢能当前15:55的储能效率和锂电池90%的差距似乎有点大，未来氢能的储能效率会不会提高？如果不能提高，其经济性体现何处？A：这里您存在一个小小的误区，目前发展氢能主要是作为化工原料，而非储能介质，像中石化和一些钢铁企业通过光伏或风电制出来的氢气主要用于自己的工厂，而非储能。绿氢虽然可以实现储能，但效率比储能电池的效率低。未来电解水制氢的效率可能会从现在的70%提高到75%甚至80%，燃料电池发电的效率也有上升的空间，像目前正在推广的热电联供技术，燃料电池在发电的过程中有50%损耗到热能，如果未来热电联供能够得到利用这部分热量，综合效率就能达到90%。 Q：国内是否有输氢管道的生产？从普通管道到输氢管道需要做哪些变化？A：因为我不是做设计的，所以管线材质这方面可能不能给您一个很明确的答案，但是输送氢气的管道和输送天然气的管道确实不同。第一，管道材料不同，因为氢气的分子很小，一旦管线存有裂纹，更容易发生泄漏；第二，法兰的密封性同样需要更改；第三，氢气压缩机的变化。整体的成本他们做过测算，同样的压力和管径的情况下，输氢管道的初始投资是输送天然气管道的4-5倍。 Q：氢气混合天然气的做法是把氢气在使用端当做燃料烧掉还是再将氢气提纯？A：在国外的宣传中这两种方式均有涉及。其一，在使用端使用天然气时，含有氢气可以使天然气燃烧得更充分，进而提高天然气的利用效率；其二，如果对氢气有需求，也可以通过分离或者变压等方式，把氢气提纯出来，但我认为氢气含量较低的话提纯的成本会比较高；其三，国内好多工厂使用天然气来制取氢气，甲烷跟水反应生成二氧化碳和氢气，这个过程也会提高收益。 Q：现在有灰氢绿氢之分，化工副产氢属于绿氢吗？A：不是的，我简单给大家介绍一下三个概念：灰氢是指会在制造氢气过程中产生环境污染和二氧化碳，整个生产链中没有碳排放的称之为绿氢，在制造过程中将二氧化碳收集起来不进行排放称之为蓝氢。副产氢在生产的过程中是有碳排放的，所以不能算绿氢，只能算蓝氢。 Q：副产氢在作为燃料时无需过滤对吗？A：是的，副产氢作为燃料直接烧就可以，作为化工原料则需要提纯，用于交通那么纯度要求会更高。 Q：如果液化技术得以突破，液化运输的有效经济半径是多少？A：液氢运输的过程中，液氢车一车可装4吨氢气，每100公里1千克氢气大概是成本是8毛到1块钱，这样的话它运输1000公里，成本才增加10块钱，所以覆盖1000公里的半径是没有问题的。 Q：在长途汽车上，氢气如果想与锂电展开竞争是不是需要实现液化？A：使用液氢，重卡确实能跑得更远，可以达到1000公里。但是使用气氢，重卡跑300公里也是没有问题的。我个人认为，只要有足够的加氢站，单程跑300公里是可以满足要求的。 Q：液氢是采用在加氢站进行液化还是全产业链均进行液态装运的方法？A：现在有两种方式，液氢最主要还是解决了氢气的运输的问题。一种方式是比如说咱们三北地区电价便宜，你可以先生成氢气，然后再给它制成液氢，然后运输到上海，到达液氢的加氢站，在加注的过程中实现液化的。另一种方式是国内也开发液氢的重卡，加气站储存的就是液氢，加到我车里也是液氢。 Q：加氢站是否具备液化氢气的能力？A：基本上不现实。第一，液化机是很占地方；第二，加氢站电价较高，会使成本加剧。所以一般是在电价便宜的地方给它液化，然后运到加氢站。 Q：副产氢是不是比绿氢更有前景？A：我认为副产氢只是现阶段的一个过渡。首先，副产氢虽然现在成本较低，但产业线是不可持续的。副产氢的主要来源是传统工业，如钢铁厂，其污染较大，一旦行业转型副产氢的产量无法得到保障；其次，用于汽车燃料的氢气的要求是很高，目前副产氢其实并不符合燃料电池的用氢标准；最后，目前燃料电池车辆基本上是商用车，一旦氢燃料电池车走向民用，氢气的品质会直接影响发动机的使用寿命。所以，我觉得绿氢和交通领域的运行是完全匹配。 Q：终极解决目标是核电站电解水制氢？A：核电方面主要根据技术的发展与国家政策，如果国家政策允许核电且核电具有一定规模，电解水制氢肯定是没有问题的，但核电站需要保持稳态运行，一旦出现问题对城市影响较大。现阶段看好海上风电，海上风电成本下降后，海水淡化，再电解水制氢，氢气运输至陆地。沿海城市较发达，海上风电制备的氢气可就地消纳，在中短期具有良好前景。 Q：氢气液化或压缩核心在于压缩机？A：压缩机的高压技术比较成熟，氢气液化的核心技术在于液化机，将气态氢气转变成业态氢。目前液化机主要靠进口，液化机的技术含量和成本较高，需要达到零下252℃才能将氢气液化。 Q：液化机的核心是某种压缩机吗？A：核心是膨胀机，在压缩过程中给气体做功只会升高万吨，应该让氢气降到一定温度之后，再让氢气膨胀。主要依靠氢气膨胀时降温，实现氢气从气态到液态的转变。 Q：设备从西门子进口？A：液化机核心技术掌握在三大气体公司，林德集团、法液空集团和美国空气化工。西门子在控制方面较强，应该没有涉及这个领域。 Q：空气液化公司或空气分离公司可以在这个过程中受益？A：对的，气体公司如杭氧集团等将在液氢发展后受益。 Q：氢在钢铁方面的应用？A：处于从0到1的阶段，国外在也进行氢能炼钢的尝试，国内研究机构也在小规模尝试，技术还不是很成熟。 Q：氢气炼钢的高炉需要改造吗？A：对的，整个工艺都会改变。之前高炉里放焦炭，再放入铁矿石，焦炭和氧化铁（三氧化二铁或者四氧化三铁）反应。焦炭除了作为还原剂，还起到骨架支撑的作用，氢冶金不只是高炉重新改造，整体工艺都改变了，需要重新生产。 Q：整个钢铁行业都需要重新投资生产线？A：对的，现有生产线很难进行改造，需要新进生产线。 Q：在工业领域，氢气炼钢会较快实现？A：不是较快实现，而是技术攻克后，对氢气需求很大。包括化工领域，如果确定了光伏制氢可以替代化石能源制氢，氢气的市场是非常大的。 Q：氢气炼钢实现后，钢厂会直接购买氢气还是进行光伏发电后电解水制氢炼钢？A：国内大型钢厂、化工厂都看好氢能发展方向，如中石化、宝武集团等都想进行电解水制氢，风光发电部分不会进入，因为隆基、阳光电源、金风的技术已经成熟。发电部分会与其他公司合作，电解水部分在尝试进行。 Q：买其他公司的光伏设备发电，钢厂自己电解水？A：是的。宝武集团正在进行多个光伏制氢、电解水项目。 Q：宝武集团在进行氢气冶金生产线的研发？A：宝武集团和河北钢铁都在进行氢能冶金的研究，但投产的生产线情况还不了解。 Q：制氢企业会不会是龙源电力、三峡能源等新能源运营企业担任？A：不好判断。目前电解水制氢，氢气对外出售的公司较少，多数都是氢气自用。目前还不能确定哪个公司会成为氢气贩卖公司。 Q：使用清洁能源电解水，应该是大量持有清洁能源的公司？A：理论上是的，如隆基、阳光电源、国电投都在进行积极布局。 Q：煤炭企业有参与研发的吗？A：宁夏宝丰，宁夏宝丰进行煤制甲醇，21年上了25套1000标方的碱性电解水制氢设备，这就是这个属于是国内最大的。光伏发电后，用电解水去注入到的煤制甲醇的合成器里，然后降低碳排放，增加甲醇的产量，这种方法其实是可以复制、可以推广的。 Q：海水制氢的难点和发展方向？A：日本在进行直接电解海水制氢的技术，国内还没有。国内都是海水淡化后制氢。目前海上风电的成本较高，每度电要6毛，制氢没有成本优势。 Q：直接电解海水需要改进催化剂吗？A：催化剂和电解槽材料都要改变。 Q：海水淡化的技术已经成熟了吗？A：比较成熟，国内进行海水淡化的企业较多，但还是淡化和电解水制氢的两个行业没有有机结合。就像以前可再生能源发电和电解水没结合一样，没有一个很好的理由把两者结合起来，现在如果进行海上风电制氢，就会把这两个行业结合起来。 Q：海风制氢是将电输送到陆地上，在陆地完成制氢？A：两种方式，既可以就地制氢然后输送到陆地，也可以将电输送到陆地制氢，主要取决于输电和输氢成本。