數(shù)十年來，氫能作為工業(yè)生產(chǎn)的原料，市場已經(jīng)較好的建立起來，根據(jù)氫能理事會報告，2015 年全球氫需求為8EJ，氫能原料市場規(guī)模約為 1150 億美元，到2022年市場規(guī)模將到達 2550 億美元。但需要指出的是，目前氫能 并未廣泛作為機動車燃料用途，“氫能——燃料電池——汽車”作為技術(shù)可 行的能源使用方案，下游應(yīng)用市場的逐漸放開有利于全產(chǎn)業(yè)鏈的均衡發(fā)展。 當(dāng)前，該領(lǐng)域正進入導(dǎo)入期，關(guān)鍵環(huán)節(jié)的技術(shù)和經(jīng)濟性問題正進一步突破。
2019年我國將氫能源首次寫入《政府工作報告》，政府工作任務(wù)中明確“將推動充電、加氫等設(shè)施建設(shè)”。 我國開始推動氫能利用是一種邁向久遠的做法，很多的工作是戰(zhàn)略性的且長期性的，很可能在2025和 2030 才能有成效。因此，我們當(dāng)前對氫能利用的政策解讀、產(chǎn)業(yè)階段、技術(shù)問題需要具有 一個清醒的認識，才能對未來行業(yè)發(fā)展提出更寶貴的建議。本篇我們主要從制氫環(huán)節(jié)，尤其是可再生能源電力電解水制氫方法的可行性進行討論和分析。
1.1、電價是電解水制氫的決定因素
常見的制氫技術(shù)有包括煤制氫、天然氣與石油制氫、工業(yè)副產(chǎn)氫等，電解水制氫技術(shù)成熟度也較高，且有一些案例已經(jīng)進入實用階段。
若以正常工商業(yè)銷售電價計算并拆分電解水制氫的成本，具體應(yīng)包括資產(chǎn)折 舊、運營費用(一般維護、電池組更換)、電費(用電、過網(wǎng)費)，其中電費成本會達到 70-80%，占比較高。
因此，我們可以得出結(jié)論:電解水制氫最重要的成本在于電費，用電的成本 決定了氫氣的成本，電解水制氫工藝需要盡可能的壓低電費成本。其他如
折舊、運營費用，則需要通過技術(shù)進步、提升管理水平來降低，整體占比較小且是一個長期過程。
一般來講，每生產(chǎn) 1Nm3H2 約消耗電力 3.5-5kWh，如果采用當(dāng)前市場銷售 電價作為制氫成本，電解水技術(shù)路線是沒有競爭力的。但如果能夠使用到成 本較低的電力用于制氫，即當(dāng)電解水制氫的綜合成本降低到約1元/Nm3 的時 候，該方法在經(jīng)濟性上就具有一定競爭力;此外，考慮碳減排的因素，電解 水制氫較化石燃料法制氫法相比更具有一定的社會效益。
因此，一方面我們需要進一步了解的是在一定收益情況下，電價和氫氣售價的函數(shù)關(guān)系;另一方面我們需要找到廉價的電力作為電解水制氫的能量來源。我們以產(chǎn)氫能力 600Nm3/h，年產(chǎn)氫量120萬 Nm3 為假設(shè)基礎(chǔ)對電解水制氫 項目進行靜態(tài)測算，可得:年耗電量 600 萬 kWh，如果假設(shè)電價為0.5元/kWh， 氫氣以 4 元/Nm3 售賣，年度的毛利率約為28%。
進一步，當(dāng)我們分別鎖定不同毛利率為 30%、40%、50%時，也可測算出氫 氣價格與電價的函數(shù)關(guān)系:在相同毛利率下，電費和氫氣價格呈正相關(guān);如 果電費降低到為 0 元/kWh，則三種毛利率下的氫氣價格分別為 0.57、0.71、 0.92 元/Nm3。上述計算說明，在特定收益率條件下，電費成本越低，氫氣價 格越低，項目則更有競爭力。這種低成本的電力通常情況下較難獲得，但有 望在棄風(fēng)棄光電力消納過程實現(xiàn)，這也是電解水制氫工藝路線的核心。
1.2、可再生能源電力更低碳、高效
當(dāng)前，加氫站數(shù)量不足、下游應(yīng)用市場未有效建立導(dǎo)致氫能利用發(fā)展滯后; 氫氣運輸瓶頸尚未完全突破、成本較高，資源地產(chǎn)氫且就近消納是可行方案: 制氫環(huán)節(jié)上未來沿海主要以化工副產(chǎn)制氫模式，內(nèi)陸則是煤制氫與可再生能 源制氫并存。
利用可再生能源制氫是新能源領(lǐng)域的一個新發(fā)展趨勢，前文已經(jīng)討論，要廣 泛利用來自可再生能源的氫，必須要獲得廉價的電力，并繼續(xù)致力于降低設(shè) 備建設(shè)和關(guān)聯(lián)設(shè)備的成本，當(dāng)前通過使用棄風(fēng)、棄光電力可以打通制氫環(huán)節(jié) 路線。
總體而言，可再生能源制氫的優(yōu)勢在于:
(1)可有效消納棄風(fēng)、棄光電力，同時降低制氫成本; (2)從電力到氫的能量轉(zhuǎn)換效率比較高(60%~80%); (3)可再生能源電力電解水制氫是一個低碳過程。
根據(jù)能源信息網(wǎng) 2017 年 2 月 17 日的報道，西門子及其合作伙伴已合作正式 建設(shè)世界最大的電解氫設(shè)施，該設(shè)施的核心部件美因茨能源場，是一種高壓 PEM 電解槽。電解槽可在幾秒鐘內(nèi)達到高達 6MW 的最大容量，適用于可再 生能源發(fā)電系統(tǒng)的快速變化的輸出。
根據(jù)北極星電力網(wǎng) 2016 年 9 月 26 日和 2019 年 3 月 11 日的報道，河北省 沽源縣建設(shè)的世界最大的風(fēng)電制氫綜合利用示范項目已于 2016 年 9 月全部 并網(wǎng)發(fā)電，隨后于 2019 年3月完成制氫設(shè)備的安裝。項目包括 200MW 風(fēng) 力發(fā)電、10MW 電解水制氫系統(tǒng)、氫氣綜合利用系統(tǒng)3個部分。制氫站于 2016 年 9 月中旬開工建設(shè)，該項目總投資20.3億元，采用從麥克菲公司引 進 4MW 風(fēng)電制氫裝置的技術(shù)設(shè)計方案和整套生產(chǎn)設(shè)備。
1.3、電解水制氫技術(shù)科技發(fā)展前沿
根據(jù)電解質(zhì)的不同，電解水制氫可分為堿性電催化制氫和質(zhì)子交換膜條件電 催化制氫，電解水包括兩個半反應(yīng)——陰極上的析氫反應(yīng)和陽極上的析氧反 應(yīng)。
陰極:4H 4e-→H2(g) 陽極:2H2O(e)→O2(g) 4H 4e-
(1)目前業(yè)內(nèi)對堿性電解水研究已經(jīng)較為透徹，工業(yè)上也有一定的應(yīng)用。 堿性條件下，一般采用 20%-30%的 KOH 或 NaOH 水溶液，商用電解層工 作溫度為 60-80°C，電解電壓為1.8-2.1V，析氫陰極必須在高溫、高堿濃度、 高電流密度等條件下長期并間歇性工作，工業(yè)生產(chǎn)更多出于穩(wěn)定性方面的考 慮，仍以Ni合金為陰極，單位氫氣的能耗約為 4.5-5.5kWh/m3，陽極主要 為Ni/Co/Fe氧化物，石棉為隔層。
電解系統(tǒng)除電解槽外，還包括電源設(shè)備、純水設(shè)備、電解質(zhì)溶液調(diào)整設(shè)備、 氣液分離器、生成氣中堿霧和水分等的去除設(shè)備、運輸設(shè)備等。
(2)質(zhì)子交換膜條件是以PEM作為隔膜，目的在于提高電解效率、提高電 解電流密度，從電解質(zhì)膜的導(dǎo)電性和耐久性出發(fā)，通常采用DuPont的 Nafion 膜等;陰極采用 Pt/C 為基本配置，陽極采用 IrO2(氧化銥)或 RuO2 (氧化釕)。目前，氧析出常用的商用催化劑是IrO2，銥金屬市價為240-250元/克，價格較高，而 RuO2 雖然價格較便宜，但性能一般，掣肘設(shè)備的商業(yè) 應(yīng)用。
《自然·催化》2019 年四月刊封面，中國科學(xué)技術(shù)大學(xué)吳宇恩教授課題組成 功制備的釕單原子合金催化劑，該釕單原子合金催化劑相對于商業(yè)釕基催化 劑的過電位降低了大約 30%，穩(wěn)定性提高了近 10 倍，釕金屬市價為19.5-20.5元/克，具有廉價、高效的特點，該成果被業(yè)內(nèi)給予較高評價，對未來電極催 化劑新材料的研發(fā)和應(yīng)用，以及大規(guī)模電解水制氫的商用提供了較強的科研 基礎(chǔ)。
總體而言，當(dāng)前質(zhì)子交換膜條件電解水方法由于有貴金屬應(yīng)用于電極中，使 固定資產(chǎn)投資較高，通過新材料技術(shù)降低成本是未來重要的方向。
清潔能源發(fā)展不平衡的矛盾日益凸顯，特別是清潔能源消納問題突出，已嚴 重制約電力行業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展。棄電制氫逐漸成為可再生能源開發(fā)的重要 支撐技術(shù)，對解決棄風(fēng)、棄光問題將起到重要的作用。
國家發(fā)展改革委與國家能源局聯(lián)合印發(fā)《清潔能源消納行動計劃(2018-2020 年)》，指出探索可再生能源富余電力轉(zhuǎn)化為熱能、冷能、氫能，實現(xiàn)可再 生能源多途徑就近高效利用。
2.1、我國棄風(fēng)棄光率與消納情況分析
近 5 年來，我國風(fēng)電、光伏產(chǎn)業(yè)迎來了突飛猛進的發(fā)展。2018 年，我國新增并網(wǎng)風(fēng)電裝機 2059 萬千瓦，累計并網(wǎng)裝機容量達到1.84億千瓦，占全部發(fā)電裝機容量的 9.7%;全國光伏發(fā)電裝機達到1.74億千瓦，其中，集中式 電站 12384 萬千瓦，分布式光伏 5061 萬千瓦，占比為9.2%。
在發(fā)展初期，棄風(fēng)棄光現(xiàn)象較為嚴重，國家對此較為重視，此前采取了一系 列措施，取得了一定效果。另一方面，發(fā)達國家風(fēng)電發(fā)展初期棄風(fēng)率也較高， 部分逾 10%，經(jīng)過一段時間的發(fā)展，逐步也降到當(dāng)前的 5%以下。
我國在《清潔能源消納行動計劃(2018-2020 年)》中提出:
2018年，確保全國平均風(fēng)電棄風(fēng)率低于 12%(力爭控制在10%以內(nèi)); 光伏發(fā)電棄光率低于 5%;
2019年，確保全國平均風(fēng)電棄風(fēng)率低于 10%(力爭控制在8%左右);光伏發(fā)電棄光率低于 5%;
2020年，確保全國平均風(fēng)電棄風(fēng)率控制在合理水平(力爭控制在5%左右); 光伏發(fā)電棄光率低于 5%。
2018年，我國棄風(fēng)、棄光率有了一定的好轉(zhuǎn)。2018 年風(fēng)電發(fā)電量 3660 億千瓦時，占全部發(fā)電量的5.2%，風(fēng)電平均利用小時數(shù) 2095 小時，全年棄風(fēng)電量277億千瓦時，平均棄風(fēng)率 7%。全國光伏發(fā)電棄光電量 54.9 億千瓦時， 棄光率 3%。
2018年，棄風(fēng)率超過 8%的地區(qū)是新疆(棄風(fēng)率 23%、棄風(fēng)電量 107 億千 瓦時)，甘肅(棄風(fēng)率 19%、棄風(fēng)電量 54 億千瓦時)，內(nèi)蒙古(棄風(fēng)率 10%、 棄風(fēng)電量 72 億千瓦時)。三省(區(qū))棄風(fēng)電量合計233億千瓦時，占全國 棄風(fēng)電量的 84%。
棄光主要集中在新疆和甘肅。2018 年，國網(wǎng)新疆棄光電量 21.9 億千瓦時，棄光率16%;國網(wǎng)甘肅棄光電量10.4億千瓦時，棄光率 10%。
2.2、棄風(fēng)棄光電力分布體現(xiàn)因地制宜
我國的棄風(fēng)、棄光體現(xiàn)了顯著的區(qū)域性:棄風(fēng)、棄光均較為顯著的是新疆、 甘肅地區(qū)、棄風(fēng)顯著的是內(nèi)蒙古、河北、吉林等地，均有進一步通過制氫方 式消納低成本棄電的條件。
我們以 2018 年棄風(fēng)、棄光電量為基礎(chǔ)進行潛在產(chǎn)氫量和燃料電池車可供給 量的理論測算。結(jié)果顯示，每年可產(chǎn)氫 59.3 萬噸，燃料電池車可供給量為 414.5 萬輛。
從區(qū)域分布來看，我國的北部內(nèi)陸地區(qū)將是棄風(fēng)、棄光電力制氫利用的潛在 地區(qū)，同時也有助于契合國家要求，進一步提升多層次的可再生能源利用水 平。
在棄風(fēng)、棄光電力使用過程中，負荷波動、制氫容量配置對整體系統(tǒng)穩(wěn)定性 以及經(jīng)濟性的影響是需要重點考量問題。
(1)再生資源電力負荷波動對制氫影響較小
如風(fēng)電，不同季節(jié)和不同時段的出力特性不同，棄風(fēng)現(xiàn)象也存在時間不確定因素。因此，制氫系統(tǒng)需要克服風(fēng)電輸出功率變動的影響。
一般來說，風(fēng)電電能分配系統(tǒng)由連接風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)與制氫系統(tǒng) AC/DC 變流 器、連接風(fēng)電系統(tǒng)與電網(wǎng)的 AC/AC 變流器與功率分配控制器組成。AC/DC 變流器是交流輸入直流輸出，通過電壓變換起到濾波、穩(wěn)壓的作用。
易偉等在《利用風(fēng)電制氫儲能系統(tǒng)提高東北某區(qū)域電網(wǎng)棄風(fēng)消納能力》指出， 氫儲能系統(tǒng)中的電解水制氫過程是一個可以自適應(yīng)風(fēng)電電能間歇和波動輸 入的過程，當(dāng)制氫系統(tǒng)開始觸發(fā)，通過風(fēng)電電能分配系統(tǒng)，電解槽可在恒定 功率下運行的。
因此，一般來說，風(fēng)電-制氫系統(tǒng)可以自適應(yīng)風(fēng)電出力隨機、間歇和波動特性， 并極大提升了風(fēng)電消納能力以及風(fēng)力發(fā)電制氫系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。
(2)制氫容量配置若體現(xiàn)規(guī)模效應(yīng)經(jīng)濟性更佳
黃大為等在《利用制氫系統(tǒng)消納風(fēng)電棄風(fēng)的制氫容量配置方法》中，研究了 風(fēng)電場中配置制氫系統(tǒng)容量規(guī)模問題。具體方法是綜合考慮電解槽電耗量、H2 價格以及棄風(fēng)利用率和風(fēng)電機組年利用小時數(shù)等因素，對單個風(fēng)電場和風(fēng) 電場群制氫系統(tǒng)的容量配置進行了技術(shù)經(jīng)濟性的比較分析。
通過對東北某 30 MW 風(fēng)電場和 100 MW 風(fēng)電場群為例進行對比分析，結(jié)果 表明:
1)風(fēng)電場群裝機規(guī)模比單個風(fēng)電場更大且總棄風(fēng)電量更多;
2)風(fēng)電場群棄風(fēng)持續(xù)曲線更加平緩且持續(xù)小時數(shù)更多;
3)風(fēng)電場群制氫容量配比更小，單位制氫容量利用小時數(shù)更高。
因此，風(fēng)電場群共建制氫系統(tǒng)的方案因其規(guī)模效應(yīng)，較單個風(fēng)電場經(jīng)濟性更 為顯著。
2.3、拓展區(qū)域需求及就地消納是前提
運輸和下游需求依然是棄電制氫過程重要的考量因素。
(1)氫能利用運輸環(huán)節(jié)依然是掣肘，就地消納更為合理。
目前氫氣運輸主要以高壓氣態(tài)拖車短距離運輸為主，主要適用于 300km 以 內(nèi);管道運輸以及液氫運輸并未大規(guī)模應(yīng)用，長距離氫氣運輸目前成本較高， 基礎(chǔ)設(shè)施和運氫設(shè)備不健全，同時下游需求若未形成規(guī)模效應(yīng)，則沒有競爭 力。因此，當(dāng)前低廉的運輸成本將有利于大規(guī)模制氫企業(yè)布局于生產(chǎn)成本低 的區(qū)域，就地消納更為合理。
(2)就近建立下游氫市場是氫能利用良性發(fā)展的核心。
時璟麗等在《風(fēng)電制氫經(jīng)濟性分析》假設(shè)了四種“風(fēng)電——制氫——運輸——下游”應(yīng)用的情形，并比較了經(jīng)濟性。
1)情形一:當(dāng)?shù)鼐徒鼡碛袣錃鈶?yīng)用需求，則風(fēng)電場附近可建設(shè)制氫設(shè)備， 電價是決定因素，該方案最具有經(jīng)濟效益。
2)情形二:50-300km 范圍內(nèi)有氫氣應(yīng)用需求，若在風(fēng)電場附近建設(shè)制氫設(shè) 備，采用拖車或管道運輸氫氣至需求地，氫氣運輸成本估算增加 2 元/Nm3， 需要進一步考慮電費成本和整體的經(jīng)濟效益。
3)情形三:若在市場需求端制氫，采用風(fēng)電直供方式，氫氣直接用于下游 應(yīng)用，相較于情形二中的直接運輸氫氣更具有經(jīng)濟性，整體經(jīng)濟性測算中電 價是決定因素。
4)情形四:若短距離范圍無氫氣應(yīng)用需求，可直接接入當(dāng)?shù)靥烊粴夤芫W(wǎng)， 這對基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)要求較高，需要政府發(fā)揮統(tǒng)籌規(guī)劃職能。
總結(jié)而言:可優(yōu)先選擇棄電水平較高、電價較低且有一定氫市場需求地區(qū)開 展試點。
1)利用棄風(fēng)、棄光制氫的最關(guān)鍵因素是氫市場，如果發(fā)電場附近有氫氣應(yīng) 用需求最佳;
2)如果風(fēng)電場和下游應(yīng)用有一定距離(幾十到幾百公里)，則采用市場端 制氫、風(fēng)電直供方式更為經(jīng)濟，優(yōu)于風(fēng)電場端制氫、用管道或拖車運輸氫氣;
3)在沒有合適氫市場需求的情況下，則可將氫氣接入天然氣管網(wǎng)，需要政 策發(fā)揮統(tǒng)籌規(guī)劃職能，才會有經(jīng)濟性。
目前，棄風(fēng)、棄光電解水制氫雖然在技術(shù)上可行，但經(jīng)濟性將更取決于下游 需求和電價水平。當(dāng)前，該細分領(lǐng)域僅為發(fā)展初期，政策、配套設(shè)施依然不 健全;因此，整體產(chǎn)業(yè)的發(fā)展仍然是一個長期過程，短期推進應(yīng)以試點方式， 二級市場的投資機會也多以主題性為主。
我們認為，應(yīng)選擇棄電水平相對高，可獲得棄風(fēng)、棄光電價水平較低且就近 具有氫市場需求的地區(qū)作為電解水制氫產(chǎn)業(yè)導(dǎo)入方案。
3.1、電解水設(shè)備類尚未形成規(guī)模
如上文所述，成本是電解水制氫技術(shù)普及的最大制約因素，其雖有純度高、 對環(huán)境友好等多項優(yōu)勢，但成本顯著高于其他方式。我國作為氫氣產(chǎn)能第一 大國，電建水制氫量占比不足 1%，這也進一步制約了我國電解水制氫產(chǎn)業(yè) 的發(fā)展。雖然我國已有多家水電解制氫設(shè)備生產(chǎn)廠家，其產(chǎn)品質(zhì)量相對可靠 且價格有優(yōu)勢，已出口至全球各地，但整體來看我國的電解水制氫設(shè)備行業(yè) 仍處于“小而散”的階段，規(guī)模和體量的擴大尚需時日。
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3.2、發(fā)電公司制氫配合區(qū)域發(fā)展
可再生能源制氫，尤其是利用棄風(fēng)、棄光電力制氫，可有效消納棄風(fēng)、棄光 電力、降低制氫成本，且在能量轉(zhuǎn)換效率比較高的同時也是一個低碳過程， 是相對最理想的制氫方式，因此國內(nèi)已有部分發(fā)電公司利用其新能源發(fā)電資 源切入氫能領(lǐng)域，提前布局可再生能源制氫項目，未來亦有望進一步成為當(dāng) 地電解水制氫產(chǎn)業(yè)的導(dǎo)入方案。
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（報告來源：光大證券；分析師：殷中樞、王威）
