東吳證券近日發(fā)布了《氫能產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟性測算與降本展望》，對氫能全產(chǎn)業(yè)鏈的經(jīng)濟性都進行了測算。
在制氫領域，煤制氫在考慮碳捕集后成本約16元/kg；天然氣制氫成本約18 元/kg；綠氫制氫成本最低可達16元/kg，可與灰氫、與藍氫平價。
在儲運及加注領域，長管拖車氣態(tài)儲運成本約7.79 元/kg；35Mpa日加氫量500kg的加氫站滿負荷運行，加注成本約11.33 元/kg。假設加氫站承擔儲運環(huán)節(jié)，則中游儲運+加注環(huán)節(jié)毛利率約29%。
我國目前氫能源現(xiàn)狀
我國氫氣年產(chǎn)量超3300萬噸，已初步掌握氫能產(chǎn)業(yè)鏈主要技術和工藝。
產(chǎn)能
我國是世界上最大的制氫國，據(jù)中國氫能產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟與石油和化學規(guī)劃院的統(tǒng)計，2019年我國氫氣產(chǎn)能約4100萬噸/年，產(chǎn)量約3342萬噸，按照能源管理，換算熱值占終端能源總量份額僅2.7%。目前國內(nèi)已初步掌握氫能制備、儲運、加氫、燃料電池和系統(tǒng)集成等主要技術和生產(chǎn)工藝，在部分區(qū)域實現(xiàn)燃料電池汽車小規(guī)模示范應用。
企業(yè)
全產(chǎn)業(yè)鏈規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)超過300家，集中分布在長三角、粵港澳大灣區(qū)、京津冀等區(qū)域?？傮w來看，我國氫能產(chǎn)業(yè)仍處于發(fā)展初期，但制氫基礎良好，政策目標清晰，未來成長空間大。
規(guī)劃目標
一、到2025年：
形成較為完備的氫能產(chǎn)業(yè)技術創(chuàng)新體系、清潔能源制氫及供應體系，可再生能源制氫廣泛應用。
三、到2035年：
形成氫能產(chǎn)業(yè)體系，構建涵蓋交通、儲能、工業(yè)等領域的多元氫能應用生態(tài)?？稍偕茉粗茪湓诮K端能源消費中的比重明顯提升。
降本重點
全產(chǎn)業(yè)鏈成本測算
制氫
副產(chǎn)氫兼具減碳&成本優(yōu)勢，綠氫長期降本空間大。三種主流制氫路徑，制氫純度制約應用，燃料電池用氫要求高純度低硫低碳氫氣，主流氫氣純度大于99.99%，電解水制氫&丙烷脫氫可達99.999%氫氣純度。
一、化石能源制氫技術成熟&價格低：
（1）煤制氫：
當煤炭價格為450元/噸時，煤制氫成本約10元/kg，考慮碳捕集后成本約16元/kg；
（2）天然氣制氫：
當天然氣成本2.5元/m時，天然氣制氫成本約18元/kg。
二、工業(yè)副產(chǎn)氫兼具減排&經(jīng)濟性優(yōu)勢：
焦爐煤氣副產(chǎn)氫成本介于9~15元/kg,氯堿化工、輕烴利用、合成氨醇等工藝綜合成本介于13~22元/kg。
三、電解水成本尚高，有待風光電價下行：
堿性電解水已產(chǎn)業(yè)化應用，當電價為0.4元/度時制氫成本約30元/kg，其中電費成本占比超70%，當可再生能源電價降至0.15元/度時，綠氫16元/kg與藍氫平價。
三大因素驅動綠氫降本：電價下降、電解槽降本。技術進步
一、可再生能源度電成本下降：
2021年9月，財政部經(jīng)濟建設司司長符金陵表示，近十年來陸上風電和光伏發(fā)電成本分別下降30%和75%左右。全國人大代表、通威集團董事局主席劉漢元近期也表示目前我國光伏發(fā)電成本已經(jīng)降到0.3元/kWh 以內(nèi)，在多數(shù)地區(qū)已經(jīng)具備了與新建燃煤發(fā)電競爭的能力。未來可再生能源電力成本將持續(xù)降低。
二、電解槽成本下降：
由于電解槽供應鏈規(guī)模的加速發(fā)展，過去四年電解槽成本下降了40%，根據(jù)彭博數(shù)據(jù)，2021年，中國的堿性電解槽系統(tǒng)成本為300美元/千瓦，而歐美同類產(chǎn)品和PEM電解槽則分別為1200/1400美元/千瓦。
三、技術進步帶來能效提升&原料優(yōu)化：
最新研究顯示，目前大多數(shù)電解槽制氫效率約為75%（52.5kWh/kg），每年生產(chǎn)100萬噸氫氣需要14GW的可再生能源，而目前最新的Hysata電解槽能以95%（41.5kWh/kg）的效率電解制氫，每年生產(chǎn)100萬噸氫氣僅需11GW的可再生能源。由于材料及催化劑的優(yōu)化，設備折舊、其他原材料成本也有望降低50%以上。
儲運
氣態(tài)儲運成本約8元/kg占主流，管道&液氫運輸有望突破大規(guī)模運輸關鍵瓶頸。
一、長管拖車氣態(tài)儲運：
技術成熟，氫源距離為100km時20Mpa長管拖車儲運成本約7.79元/kg，成本對距離敏感，短途運輸經(jīng)濟性較高。
二、氣態(tài)管道運輸：
成本主要集中在前期管道建設，天然氣管道摻氫研究穩(wěn)步推進中。
三、低溫液態(tài)儲運：
大規(guī)模運輸潛力方向，技術不成熟，當前難點在于設備投資大&液化能耗較高。
加注
一、加氫站建設前景廣闊。
加氫站分為外供氫加氫站和站內(nèi)制氫加氫站兩種，我國現(xiàn)有加氫站均為外供氫加氫站，即氫氣儲運至加氫站后在站內(nèi)進行壓縮、存儲和加注。根據(jù)供氫壓力等級不同，加氫站有35MPa和70MPa兩種壓力。 據(jù)中國氫能聯(lián)盟數(shù)據(jù)顯示，我國建設一座日加氫能力500kg、加注壓力為35MPa 的加氫站投資成本接近1200萬元（不含土地費用），約相當于傳統(tǒng)加油站的3倍，其中設備成本占投資成本（不含土地費用）的80%以上，隨著規(guī)?；ㄔO或加油/加氫/加氣站合建，單位加注成本有望下降。
政策補貼驅動加氫站建設，多地推動加氫站快速布局。包括上海、重慶、廣東、浙江在內(nèi)的多省市都明確提出對加氫站建設和運營進行補貼，補貼期限一般到2023年或2025年，并逐步退坡。補貼金額從數(shù)百萬到一千萬不等，具有高壓強的固定式加氫站、混合加氫站可以獲得更高補貼。但政策往往對最高補貼比例有所限定，如30%-50%。多地明確土地費用不計入補貼范圍，有效避免跑馬圈地行為。運營過程中一般對不超過限定售價的氫氣進行補貼，同樣具有補貼上限。
加注成本約11元/kg，核心設備國產(chǎn)化推動降本。35Mpa日加氫量500kg的加氫站滿負荷運行，加注成本約11.33元/kg。假設加氫站承擔儲運環(huán)節(jié)，氫源價格20元/kg，儲運成本7.79元/kg，外供氫氣價格55元/kg，則中游儲運+加注環(huán)節(jié)毛利率約29%。當使用率約為40%時，中游儲運和加注環(huán)節(jié)無毛利空間。
二、加氫站核心設備國產(chǎn)化有望推動加注成本下降。
目前加氫站核心設備依賴進口，包括壓縮機、 加氫槍及其軟管、流量計、安全閥、氫氣管道和閥件等。外供氫式加氫站的建設成本中，壓縮機成本占比約30%。國內(nèi)加氫站主要采用美國PDC隔膜壓縮機，PDC占據(jù)著全球氫氣隔膜壓縮機約70%-75%市場份額。但是近年，隨著國內(nèi)廠商的研發(fā)進展，氫氣壓縮機國產(chǎn)化進程加快，已有國產(chǎn)廠商推出符合要求的90Mpa壓縮機和70Mpa壓縮機。儲氫裝置加注設備、站控系統(tǒng)等設備也出現(xiàn)國產(chǎn)替代加速的趨勢。伴隨著規(guī)?；a(chǎn)的推進，加氫站核心設備的成本有望進一步下降。根據(jù)氫云鏈的預測，未來幾年國內(nèi)加氫站建站成本每年至少按照20-30%的速度下降。我們假設2022-2025年加氫站建設成本年均降幅20%，預計到2025年加注成本有望降至8.73元/kg。
應用
一、現(xiàn)狀經(jīng)濟性分析：
氫燃料電池客車和物流車由于初始購置成本較高，全生命周期難以實現(xiàn)與燃油車平價。當前“以獎代補”政策傾向于重卡，氫燃料重卡在最高92.4萬元補貼下，購置成本與燃油重卡接近，運維成本為燃油車的90%，在運營期第2年可與燃油重卡實現(xiàn)平價。
二、降本預測：
氫燃料重卡中燃料電池系統(tǒng)成本占比53%，儲氫系統(tǒng)占比17%。隨質子交換膜、氣體擴散層等核心工藝國產(chǎn)化&規(guī)?；?，燃料電池車成本將快速下行。我們假設2022-2025年燃料電池系統(tǒng)/儲氫系統(tǒng)成本年均降幅25%/7%，2025-2030年均降幅20%/5%，補貼逐步退坡，預計2026年考慮初始補貼下的氫燃料重卡可與電動重卡平價。
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