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氢能制氢深度分析报告 时间:2022-07-27 00:29:38 作者:乐语体育外围彩票 来源:乐鱼体育竞技

  氢能的发展具有战略意义,绿氢是氢能发展的终极目标。在双碳背景下,未来交通、建筑、以及大部分工业部门都需要依靠氢能实现深度脱碳,否则碳中和的目标难以实现,但氢能产业目前仍处于起步阶段,市场对其未来在社会中的重要性认知不充分。同时,未来大量氢能使用的情况下,氢能本身的制取也需要脱碳,目前主流制氢方式中,化石能源制氢与工业副产氢仍有碳排放,绿氢才是未来主流。

  生产成本高是阻碍绿氢发展的一大障碍,发电成本、电解槽设施成本是绿氢制取的两大成本要素,未来有望快速下降。根据 IRENA,考虑碳减排成本,预计 2030 年可再生能源优势地区将实现绿氢和灰氢平价。电解槽降本路径目前基本已经清晰,随着电解槽生产规模化、电解槽容量上升、配套设施生产标准化、核心元件国产化等因素,电解槽成本下降将持续推动绿氢快速突围。

  氢能下游应用空间广阔,交运、储能、工业、建筑齐发力。据能源转型委员会预测,全球氢能需求有望从 2019 年 1.15 亿吨上升至 2050 年 10 亿吨,其中氢燃料电池车应用可达 6000 万吨,储能应用可达 2.7 亿吨,远超车用氢能,工业领域氢能需求超过 3 亿吨。

  1) 交通运输领域:氢燃料电池车先行,氢燃料电池船舶、氢燃料电池飞机蓄势待发。在交通运输领域,氢能不仅应用于燃料电池车,目前正向其他交通运输领域扩展,例如氢燃料电池船舶,氢燃料电池飞机。至 2050 年氢燃料电池船舶与氢燃料电池飞机的氢气需求将会远超氢燃料电池车对于氢气的需求。氢燃料电池车目前仍处于大规模商业化初期,氢燃料电池降本决定了其市场化进程。至 2050 年,随着氢燃料电池的技术突破与规模效应带来的成本下降,由于氢燃料电池续航能力强、低温适应能力强、能源补给时间短等优势,不仅氢燃料电池车的渗透率将快速上升,其他交通运输领域对于氢能的应用也有望迎来重要转折点。

  2) 储能领域:碳中和背景下可再生能源迅猛发展,储能势在必行,氢储能将扮演重要角色。随着可再生能源发电在发电侧占比逐渐增大,其随机性、间歇性、能量密度低等特点,会加剧电力系统供需两侧的双重波动性与不确定性,系统调峰难度大。在此场景下,储能迎来发展机遇。据全球互联网合作组织预测,传统电力系统调节手段将无法满足可再生能源发电产生的波动性储能需求,随着可再生能源发电装机规模的扩大,为平滑电力系统波动性问题的储能需求也将提高。氢能兼具清洁二次能源与高效储能载体的双重角色,是实现可再生能源大规模跨季节储存、运输的最佳整体解决方案。目前我国依旧存在弃风、弃光等问题,利用富余的可再生能源电解水制氢,再将氢能运输至能源消费中心利用,可以有效解决可再生能源不稳定及运输问题,氢储能将在储能领域占据一席之地。

  3)工业领域:氢能助力工业部门深度脱碳,碳中和背景下,工业部门将是氢能发展的催化剂。氢气在现代工业中主要应用于石油领域的炼油和化学工业的主要原料。全球每年在工业领域消耗的氢气量超过了 500 亿 Nm3。目前,为了改善石油和天然气等化石燃料品质,必须对其进行精炼,如烃的增氢、煤的气化、重油的精炼等,这些过程中都需要消耗大量的氢气。在化工业中,制备甲醇和合成氨均需要氢气做原料,尤其是合成氨的用氢量最大。未来工业领域的应用将主要在氢能炼钢、绿氢化工和天然气掺氢三大场景,由此助力工业部门深度脱碳。

  4)建筑领域:氢能作为清洁能源解决建筑用能仍处起步阶段。国外正积极探索建筑应用的技术解决方式。目前,以日本、韩国、欧洲为代表正在应用户用燃料电池装置,日本应用居多,为建筑发电的同时,产生余热用于供暖、洗浴热水。我国目前技术路径尚不清晰,建筑与人口密度大,管道系统复杂,用能特点与国外有较大差异。

  综合来看,在双碳背景下,未来氢能的应用场景势必大幅扩充,氢能上游——制氢领域有望迎来爆发。

  我国制氢以碳排放最高的煤制氢为主,电解水制氢仍不具规模。根据 2020 中国氢能产业发展报告数据,目前全球制氢原料中,天然气使用最为广泛,占比达到 48%,其次是醇类,占比为 30%,电解水使用最少,占比仅为 4%。而我国制氢原料中煤制氢最为广泛,占比高达 62%,其次为天然气重整制氢占比为 19%,电解水制氢占比最少,仅为 1%。

  目前,全球制氢技术的主流选择是天然气制氢,这主要是由于天然气制氢的成本较低。此外,由于清洁性好、效率高、成本低,采用天然气重整制氢具有较大利润空间。采用电解水制氢是当前制氢环节的研究热点,技术也较为成熟,其他新型制氢法尚未应用于大规模制氢。

  煤制氢:煤制氢一般包括煤气化、煤气净化、一氧化碳变换以及氢气提纯等主要生产环节,核心技术在于先经过不同的气化技术将煤转变为气态产物,再经过低温甲醇洗等分离过程,进一步转换成高纯度的氢气。与传统的 石油化工所采用的烃类蒸气转化制氢相比,国内采用的煤制氢工艺原料成本低,装置规模大,但设备投资大。煤制氢需要大型的气化设备,煤制氢一次装置投资价格较高。根据《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》一文测算,按照当前煤炭 700 元/t(不含税、热值 22990kJ/kg),氧气外购价 0.5 元/方,电 0.56 元/kWh,煤制氢采用水煤浆技术,建设投资 12.4 亿元,装置 10 年折旧后残值5%,修理费 3%/a,财务费用按建设资金 70%贷款,年利率按 5%计,最终测算煤制氢成本为 12 元/kg。煤制氢成本构成中煤炭费用仅占比 36.9%,氧气费用占比 25.9%,由于煤制氢投入大,制造及财务费用对其成本影响较大,占比达到 22.5%,燃料动力费用占比7.9%。据 IEA 数据,结合 CCUS 的煤制氢将增加 130%的运营成本和 5%的燃料和投资成本,使最终制氢成本增加 12 元/kg,最终制氢成本为 24 元/kg。

  天然气制氢:天然气制氢技术中,蒸汽重整制氢较为成熟,是国外主流制氢方式。其原理是:先对天然气进行预处理,甲烷和水蒸气在转化炉中反应生成一氧化碳和氢气等;经余热回收后,在变换塔中,一氧化碳和水蒸气反应生成二氧化碳和氢气。据《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》一文测算,按照天然气到厂价 2.6 元/方(不含税、热值35948kJ/方),3.5MPa 蒸汽 100 元/t,1.0MPa 蒸汽 70 元/t,新鲜水 4 元/方,电 0.56元/kWh,天然气制氢建设投资 6 亿元,装置 10 年折旧后残值 5%,修理费 3%/a,财务费用按建设资金 70%贷款,年利率按 5%计,最终测算天然气制氢成本为 13.2 元/kg。天 然气制氢成本构成中,天然气费用是其最主要因素,占比高达 73.4%,燃料气是成本的第二因素,占比 13.7%。据 IEA 数据,天然气制氢采用 CCUS 技术后,能使碳排放量减少 90%以上,但是资本性支出和运营成本将会增加约 50%,使最终制氢成本增加约 33%,最终制氢成本约为 17.5 元/kg。

  资料来源:《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》、IEA、申万宏源研究

  甲醇制氢:甲醇水蒸气重整制氢,即甲醇和水在一定温度、压力和催化剂作用下转化生成氢气、二氧化碳以及少量一氧化碳和甲烷的混合气体,该方法产物中氢气体积分数是甲醇制氢法中最高的。甲醇水蒸气重整制氢具有反应温度低、产物氢气体积分数高、一氧化碳体积分数(<2%)较甲醇分解制氢法低等优点。因此,目前开发的甲醇制氢技术主要采用甲醇水蒸气重整制氢工艺。与煤和天然气相比,甲醇原料丰富,更容易储存和运输,因而近年来得到迅速推广。随着甲醇制氢工艺和催化剂的不断改进,甲醇制氢的规模不断扩大,制氢成本也在不断降低,成为中小规模制氢的首选方案。

  工业副产制氢是在工业生产过程中氢气作为副产物,包括炼厂重整、丙烷脱氢、焦炉煤气及氯碱化工等生产过程产生的氢气。其中只有炼厂催化重整生产过程的氢气用于炼油加氢精制和加氢裂化生产装置,其他工业过程副产的氢气大部分被用作燃料或放空处理,基本上都没有被有效利用,这部分工业副产氢对于氢能源产业发展具有很大的回收利用潜力。

  焦炉煤气制氢:焦炉气制氢技术是采用变压吸附的工艺,从炼焦行业副产品的焦炉气中提取纯氢。其基本原理是利用固体吸附剂对气体的吸附具有选择性,以及气体在吸附剂上的吸附量随其分压的降低而减少的特性,实现气体混合物的分离和吸附剂的再生,达到提纯制氢的目的。煤焦化过程中每 1 吨焦炭可产生约 400Nm3的焦炉煤气,其中氢气含量约44%(体积分数),有 40%~50%供焦炉自身加热,有一小部分作为合成氨与合成甲醇的原料,剩下的约有 39%几乎完全放空。若这部分放空量被回收利用,按 2020 年焦炭 47116万吨产量计算,则理论上全国焦化行业可以提供约 287.4 万吨副产氢,提纯制氢综合成本约为 9.23~14.9 元/kg。

  氯碱副产物制氢:氯碱副产物制氢是指通过电解饱和 NaCl 溶液的方法来制取 NaOH的过程中,会产生 Cl2和 H2副产物,副产物气体杂质含量低,在提纯前氢气浓度已经大于99%,提纯难度比较小。氯碱行业的离子膜烧碱装置每生产 1 吨烧碱可副产 280Nm3氢气,其中有 60%左右得到回收以生产盐酸、氯乙烯单体和双氧水等,其余氢气大部分都被用作锅炉燃料或者直接放空,若这部分放空量被回收利用,按照 2020 年全国烧碱 3643.2 万吨产量,氯碱行业可以提供 36.43 万吨副产氢气。氯碱工业副产氢提纯成本为 1.12~4.48元/kg,综合成本约 13.44~20.16 元/kg。

  轻烃裂解制氢:轻烃裂解制氢主要有丙烷脱氢 (PDH) 和乙烷裂解等 2 种路径。PDH 是制备丙烯的重要方式,丙烷在催化剂条件下通过脱氢生成丙烯,其中氢气作为丙烷脱氢的副产物。乙烷蒸汽裂解乙烯技术较为成熟,已成功应用数十年,技术上不存在瓶颈。轻烃裂解的氢气杂质含量低于焦炉气制氢,纯度较高。截止 2020 年,国内运行及在建的丙烷脱氢项目的氢气供应潜力在 30 万吨/年,考虑 2023 年计划投产的项目,预计副产氢总规模可达 44.54 万吨/年。丙烷脱氢副产氢提纯成本约 2.8~5.6 元/kg,综合成本约 14~ 20.16 元/kg;乙烷裂解副产氢提纯成本约 2.8~5.6 元/kg,综合成本为 15.12~20.16元/kg。

  资料来源:《正本清源“副产氢”》、《中国氢能产业发展报告 2020》、申万宏源研究

  短中期有效补充,长期难成主流。根据车百智库,从工业副产氢的放空现状看,供应潜力可达到 450 万吨/年,能够支持超过 97 万辆公交车的全年运营,但其存在地域性分布差异的特征。短中期看工业副产氢额外投入少,成本低,能够成为氢气供应的有效补充。但长期看,其受本身工业装置与产能的限制,难以成为氢气供应的主流路线。

  氢能产业目前以“灰氢”为主,未来逐步过渡至“绿氢”时代。我国目前氢能产业仍处于初期阶段,氢气主要以“灰氢”为主,目前化石能源制氢与工业副产制氢产生的都是“灰氢”,在生产过程中会有大量的 CO2排放,这一阶段的氢能并不能算是清洁能源。到了中期阶段,当碳捕捉、利用与储存(CCUS)技术与化石能源制氢和工业副产制氢结合时,冲抵碳排放,此时产生的氢气是“蓝氢”,这一阶段的氢气相对干净,但仍不是最终的理想状态。最终阶段的氢气是“绿氢”,这类氢气是通过使用可再生能源(例如太阳能、风能、核能等)制造的氢气,例如目前技术已经相对成熟的可再生能源发电进行电解水制氢,在生产“绿氢”的过程中,能够实现完全的无碳化。

  水电解制氢主要原理为水分子在直流电的作用下被解离生成氧气和氢气,分别从电解槽阳极和阴极析出。根据电解槽隔膜材料不同,可以分为碱性水电解(AE)、质子交换膜(PEM)水电解以及高温固体氧化物水电解(SOEC)。

  碱性水电解制氢:碱性水电解制氢电解槽隔膜主要由石棉组成,起分离气体的作用。阴极、阳极主要由金属合金组成,如 Ni-Mo 合金等,分解水产生氢气和氧气。工业上碱性水电解槽的电解液通常采用 KOH 溶液,质量分数20%~30%,电解槽操作温度70~95℃,工作电流密度约 0. 25A/cm2,产生气体压力 0.1~3.0MPa,总体效率 62%~82%。碱性水电解制氢技术成熟,投资、运行成本低,但存在碱液流失、腐蚀、能耗高等问题。水电解槽制氢设备开发是国内外碱性水电解制氢研究热点。

  质子交换膜水电解制氢:区别于碱性水电解制氢,PEM 水电解制氢选用具有良好化学稳定性、质子传导性、气体分离性的全氟磺酸质子交换膜作为固体电解质替代石棉膜,能有效阻止电子传递,提高电解槽安全性。PEM 水电解槽主要部件由内到外依次是质子交换膜、阴阳极催化层、阴阳极气体扩散层、阴阳极端板等。其中扩散层、催化层与质子交换膜组成膜电极,是整个水电解槽物料传输以及电化学反应的主场所,膜电极特性与结构直接影响 PEM 水电解槽的性能和寿命。

  高温固体氧化物水电解:不同于碱性水电解和 PEM 水电解,高温固体氧化物水电解制氢采用固体氧化物为电解质材料,工作温度 700~1000℃,制氢过程电化学性能显著提升,效率更高。SOEC 电解槽电极采用非贵金属催化剂,阴极材料选用多孔金属陶瓷 Ni/YSZ,阳极材料选用钙钛矿氧化物,电解质采用 YSZ 氧离子导体,全陶瓷材料结构避免了材料腐蚀问题。高温高湿的工作环境使电解槽选择稳定性高、持久性好、耐衰减的材料受到限制,也制约 SOEC 制氢技术应用场景的选择与大规模推广。目前 SOEC 制氢技术仍处于实验阶段。国内中国科学院大连化学物理研究所、清华大学、中国科技大学开展了探索研究。国外 SOEC 技术研究集中在美国、日本和欧盟,主要机构包括三菱重工、东芝、京瓷、爱达荷国家实验室、Bloom Energy、托普索等,研究聚焦在电解池电极、电解质、连接体等关键材料与部件以及电堆结构设计与集成。

  2030 年,在优势地区或将实现绿氢和灰氢平价。据 hydrogen council 发布的最新报告《Hydrogen Insights》,绿氢成本的下降速度继续超过此前的预期。三大因素推动了绿氢成本下降超预期,1)资本支出需求正在下降。由于电解槽供应链规模的增长,到 2030年,电解槽的资本支出将大幅下降,在系统层面上约为 200-250 美元/kW。2)能源平准化成本正在下降。受益于可再生能源的大规模部署,可再生能源成本持续下降,比先前预期低了 15%,尤其是在太阳辐射量大的地区。3)利用水平持续升高。生产集中化、与可再生能源更好的组合等因素,共同推动着大规模的综合绿氢项目正在实现更高的电解槽利用水平。如果引入二氧化碳成本,绿氢将在 2028 年-2034 年实现平价。

  PEM 水电解制氢纯度最高,针对特定行业考虑提纯成本,PEM 水电解制氢优势进一步显现。从氢气的下游应用领域来看,据 IEA 数据,目前氢的四大单一用途(包括纯氢和混合氢)分别是:炼油(33%)、合成氨(27%)、合成甲醇(11%)和直接还原铁矿石生产钢铁(3%),此外氢气还用于冶金、航天、电子、玻璃、精细化工、能源等众多领域,但占比较小。不同应用场景对于氢气纯度要求不同,不同方式制氢纯度不同,采用电解水方式制氢,氢气纯度最高,其中 PEM 水电解制氢纯度高达 99.999%,具有明显优异性,但其成本较高,适合为用氢量相对较小但对氢气纯度、杂质含量要求苛刻的行业提供氢源。煤制氢纯度最低,氢气纯度为 48%~54%,成本相对较低,需要进行提纯处理,工艺流程相对复杂,可为用氢量大的产业提供氢源。

  传统制氢方法若要制成 5N 级别的氢,成本将上升约 20%。为了满足特定应用对氢气纯度和杂质含量的要求,还需经提纯处理。从富氢气体中去除杂质得到 5N 以上(≥99.999%)纯度的氢气大致可分为三个处理过程:1)首先粗氢进行预处理,去除对后续分离过程有害的特定污染物,使其转化为易于分离的物质,传统的物理或化学吸收法、化学反应法是实现这一目的的有效方法;2)其次是去除主要杂质和次要杂质,得到一个可接受的纯氢水平 (5N 及以下),常用的分离方法有变压吸附(PSA)分离、低温分离、聚合物膜分离等;3)最后采用低温吸附、钯膜分离等方法进一步提纯氢气到要求的指标(5N 以上)。大部分行业对氢气纯度和杂质的要求并不高,基本上只用两步进行分离提纯,即可满足氢质量需求。在用氢量相对较小的冶金、陶瓷、电子、玻璃、航天航空等领域中,对氢气纯度要求很高,需要进行第三步精提纯处理。根据《中国氢能产业发展报告 2020》数据推算,采用成本较低的 PSA 法将粗氢提纯至 5N 级氢气提纯成本约为 2.8~5.6 元/kg。比较而言,PEM 水电解法制氢得到的氢气已经达到 5N 级,提纯成本远低于传统制氢方式。

  在双碳背景下,PEM 水电解制氢或将更具优势。PEM 电解槽相比于碱水电解槽,由于两级室的分隔物、电极、电解槽结构、电解液,电解槽内的电传导方式不同,在反应过程中,具有一系列结构上带来的优势。在双碳背景下,能源结构的调整,可再生能源应用的大幅上升,而 PEM 电解水制氢的系统响应速度快,适应动态操作的特点非常适用于可再生能源,如风能、太阳能发电的不均匀性、间歇性,未来应用优势明显。

  PEM 水电解制氢成本下降空间较大。目前国内三类电解水制氢技术路线中最具经济性的是碱性电解水制氢。高温固体氧化物水电解制氢仍处于试验阶段,并且由于运行温度高,其与可再生能源结合存在难度,短期内商业化可能性较低。对比目前已经商业化的碱性水电解与质子交换膜水电解,两者制氢成本差异较大。电力是水电解制氢的主要成本,但降低可再生能源成本之路已经开启。目前需将研究重点转向影响制取绿氢的第二大成本要素——电解槽。电解槽是制氢设备成本中的主要部分,据 IEA 数据,碱性水电解槽和质子交换膜水电解槽在制氢系统设备成本中占比分别为 50%,60%,目前碱性电解槽基本实现国产化,价格 2000~3000 元/kw,质子交换膜电解槽关键技术与材料仍需依赖进口,价格7000~12000 元/kw。假设年均全负荷运行 7200h,使用电价 0.5 元/kWh,则碱性与质子交换膜水电解的制氢成本分别为 32.9 元/kg、39.7 元/kg,其中电费成本是制氢成本构成的主要部分,占比分别为 93%和 71%;如若未来质子交换膜电解槽国产化成本下降,电解槽成本变为 6000 元/kw,同时电费下降为 0.1 元/kWh,则质子交换膜水电解制氢成本降低为 8.71 元/kg,届时与碱性水电解制氢成本差距不大。未来可通过降低 PEM 水电解槽的材料成本,提高电解槽的效率和寿命等路径降氢成本。

  预计未来 PEM 与碱性电解制氢二分天下。PEM 水电解槽最主要的优势是系统响应速度快,适应动态操作,因此更加适合可再生能源发电的间歇性与不均匀性,但根据IRENA,我们不应过分高估这一优势。事实上碱性电解槽和 PEM 电解槽的灵活性足以应对太阳能和风能发电的波动,真正限制系统灵活性的是电解厂配套措施(如压缩机)。电解槽的关键价值实际在于大容量储能,对于可再生能源提供季节性调整,两种技术路线都能满足此类应用场景。预计2060 年两种路线将二分天下,从装机量的角度看,PEM/碱性水电解槽占比为 55%/45%。

  来源:《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》、《中国氢能产业发展报告 2020》、申万宏源研究

  光伏巨头深入布局,重视电解槽万亿市场机会。2021 年 6 月,光伏巨头隆基股份与无锡高新区政府签署了新型氢能装备项目合作协议,将利用隆基最新研发技术,在无锡建设电解水制氢设备基地,该项目投资总额 3 亿元,预计到 2022 年底将达到年产 1.5GW 氢能装备的能力。此外,另一光伏巨头阳光电源成立了专门的氢能事业部,与中国科学院大连化学物理研究所合作,以大功率 PEM 电解制氢装备的研究开发为核心,于 2021 年 4 月推出国内首款绿氢 SEP50 PEM 电解槽,功率 250kW,是目前国内可量产功率最大的 PEM电解槽。可再生能源电解水制氢 2060 年累计市场空间达上万亿,光伏巨头入局是重要产业信号,建议重视电解槽装置投资机会。

  确定 PEM 电解槽降本方式,需将成本要素信息与各元件成本降低潜力相结合。电解槽可分为三个层级:1)第一层级是单一电池装置。这是电解槽的核心,是主要电化学过程发生的场所。包括催化剂镀膜,催化剂层作为电极直接镀到质子交换膜上。2)第二层级是电堆成本。在电池的基础上,加上 PTL、双极板、端板和其他小部件。电堆通常占制氢总成本的 40%-50%。3)第三层级是系统成本。包括负责电解槽运行的所有配套设施组件和外围设备,但不包括负责进一步将气体压缩和存储的组件。这些原件占总成本的 50%-60%。

  电堆层面降本两种策略,改变电堆设计和电池构建以及提高模块容量。重新设计电堆可使成本大幅下降,因为这能提高功率密度,从目前 2A/cm2 提高到未来几十年以后的6A/cm2,电极面积从目前 1500-2000cm2扩大到 5000cm2,最终达到 10000cm2,面积增加与利用相同厚度膜增加机械稳定性同步进行。在此方案下,PEM 电堆规模可从目前1MW/电堆扩大到下一代 5MW 甚至 10MW/电堆。此外,适当减少膜厚度也可提高效率,降低电量。

  系统层面降本两种策略,电解厂规模化生产与从实践中学习。增加电解槽厂的制造规模能够对各设备的具体成本产生积极影响,较大的制造量可以减少厂房的成本贡献率,提高设备的利用率,并提高工艺产出以及生产过程全自动化程度。从实践中学习是指通过执行多个项目,将获得的经验教训应用到部署和优化设备安装中,可以用学习速率来衡量这一过程。据 IRENA 数据,PEM 电解槽核心组件学习速率为 18%,催化剂为 8%。

  双极板虽占 PEM 电解系统总成本近四分之一,但降本潜力较低。首先,配套设施可以通过实施规模化部署快速降低元件成本。此外,技术创新是进一步降低成本的关键。电堆成本占电解槽成本近乎一半,对于 PEM 电堆,双极板是主要的成本要素,双极板通常用于提供多种功能,所以需要采用高级材料,如金或铂镀钛,通过技术创新可以提高性能和耐用性,以及降低成本,但是存在较大不确定性,故而双极板仅具有较低的成本减少潜力。

  质子交换膜与催化剂降本路径清晰。对于质子交换膜,国际上已有多家供应商,例如Chemours,Solvay、Asahi-Kasei、3M 和 Gore,这是目前 PEM 组件最稳定的供应链之一。值得一提的是,质子交换膜供应已经规模化并用于氯碱电解槽,膜面积高达 3m2,因此一旦 PEM 电解槽达到较高市场容量,成本将大幅下降。对于催化剂,目前主要以铂和铱贵金属为主,降本主要通过重新设计新型电极减少催化剂用量以及研发新型复合催化剂为主。

  质子交换膜与催化剂最为关键,可能成为 PEM 电解槽规模化生产的瓶颈。PEM 水电解池衰减问题是制约其大规模制氢的一个主要问题,而衰减原因主要是催化剂溶解和质子交换膜变薄。由于恶劣的电化学环境和缓慢的电极过程,贵金属化合物成为了 PEM 制氢的催化剂,但在恶劣的操作条件下,已知材料的耐久性依旧不能令人满意,在制氢的过程中催化剂降解缓慢发生。质子交换膜的衰减可分为机械降解、热降解、化学降解,会逐渐导致膜变薄,最终膜穿孔,这也是质子交换膜并非越薄越好的原因。虽然从整个 PEM 电解槽的成本看,质子交换膜与催化剂并占比不高,仅占比 10%,但是这两者却可能成为 PEM 电解槽规模化生产的瓶颈。

  质子交换膜国产替代刚刚起步。PEM 电解槽的组成主要包括双极板和膜电极,膜电极是 PEM 水电解池中电化学反应的场所,质子交换膜作为 PEM 电解槽膜电极的核心部件,不仅传导质子,隔离氢气和氧气,而且还为催化剂提供支撑,其性能的好坏直接决定电解槽的性能和使用寿命。目前水电解制氢所用的质子交换膜多为全氟磺酸膜,制备工艺复杂。2020 年是国产质子交换膜的元年,2020 年 11 月 18 日,东岳 150 万平方米质子交换膜生产线一期工程投产(一期工程年产量 50 万平方米),标志着我国质子交换膜的技术和生产规模均迈入全球领先行列。此外,科润新材料目前也具备量产氢燃料电池质子交换膜的能力,水电解制氢用的质子交换膜仍在研发之中,将与杜邦公司的同类型产品直接对标。从全球来看,美国科慕公司的 Nafion 系列膜、比利时苏威公司的 Aquivion 系列膜、日本旭化成的 Aciplex 系列膜、日本旭硝子公司的 Flemion 系列膜等,都具有出色的机械性能、优异的电化学稳定性、高质子传导率、良好的热稳定性和化学稳定性。

  质子交换膜国产化在即,市场空间超 500 亿。按照系统功率 1 瓦需要 1 平方厘米的质子交换膜 测 算 , 2020/2025/2030/2050/2060 年 质 子 交 换 膜 需 求 量 将 达0.06/3.7/35.8/2433.5/5125.1 万 m2。根据目前质子交换膜 1200 美元/平方米的价格,我们假设质子交换膜价格下降速度与电解槽价格下降速度一致,我们测算质子交换膜市场空间为 0.05/2.36/13.78/255.52/538.14 亿元。推荐关注目前已投产质子交换膜的东岳集团。

  PEM 水电解制氢为铂系贵金属催化剂带来增量需求。催化剂对整个水电解制氢反应十分重要,理想电催化剂具有抗腐蚀性、良好的比表面积、气孔率、催化活性、电子导电性、电化学稳定性以及成本低廉、环境友好等特征。

  资料来源:《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》、《中国氢能产业发展报告 2020》、申万宏源研究

  由于析氢电催化剂处于强酸性工作环境,易发生腐蚀、团聚、流失等问题,为保证电解槽性能和寿命,目前析氢电催化剂选择耐腐蚀的 Pt、Pd 贵金属及其合金为主。据 IRENA 数据,现有商业化析氢催化剂 Pt 用量为0.5g/kW,随着技术发展,未来 Pt 用量有望降为 0.1g/kw。析氧电催化剂由于其强氧化性的工作环境,只能选用抗氧化、耐腐蚀的 Ir、Ru 等少数贵金属或其氧化物作为催化剂材料,据 IRENA 数据,目前 PEM 电解槽 Ir 用量高于 1.3g/kW,未来用量将会降为 0.4g/kW。据此测算,当前 Pt/Ir 需求量达 3.2/8.2kg,2025/2030/2050/2060 年 Pt 累计需求量将达0.15/1.1/48.7/51.3 吨,Ir 累计需求量将达 0.4/3.6/146/205 吨。