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「2023中国氢能产业-氢应用深度研究报告」重磅发布 | 云点道林

时间：2023-09-26 来源：浏览：

「2023中国氢能产业-氢应用深度研究报告」重磅发布 | 云点道林

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功能介绍传播国家2030年碳达峰/2060年碳中和的政策、知识、技术与优良做法

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以下文章来源于云道资本，作者为顶尖创业者而生

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云道资本 作为中国新能源&新材料领域领先的精品投资银行、直投及产业服务机构，已持续服务多个氢能源领域的中早期企业，覆盖了 氢制取、储运、应用 的全环节全链条。云道资本及下属研究机构-云点道林凭借自身在氢能源领域的持续深耕过程中行业认知的沉淀、产业资源的积累，撰写发布 「2023中国氢能产业-氢应用深度研究报告」 （完整PDF版报告领取方式：关注「云道资本」公众号，后台回复“ 氢应用 ”领取；）

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-- 前言及目录 --

《氢能产业发展中长期规划(2021-2035)》指出，“2035年形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态”。氢能源将为各行业实现脱碳提供重要路径。目前氢能的成本较高，使用范围较窄，氢能应用处于起步阶段。氢能源主要应用在工业领域和交通领域中，在建筑、发电和发热等领域仍然处于探索阶段。根据中国氢能联盟预测，到2060年工业领域和交通领域氢气使用量分别占比60%和31%，电力领域和建筑领域占比分别为5%和4% 。

本篇研报针对交通领域、工业领域、燃机发电等氢应用场景进行了详细的系统研究，也对航空业降碳-SAF进行了梳理总结。

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-- 报告要点 --

氢燃料电池通过电化学反应将燃料和氧气的化学能转化为电能，氢燃料电池能量转化效率高（通常在40%-60%范围内），热电联供应用情景下可达80%。同时反应产物仅为水，根本上消除了温室气体的排放。技术的成熟带动以燃料电池为核心的氢燃料电池汽车、叉车、船舶、轨道交通，热电联供、分布式发电、辅助电源的应用。

燃料电池系统位于产业链的中游，行业上游燃料电池发动机主要包括电堆及其核心部件、辅助系统等，上游参与者主要为核心材料及关键部件生产商，电堆作为燃料电池系统的核心组成部分，对燃料电池发动机的关键性能和成本具有较大的影响。

燃料电池系统的国产化进程自19年以来步入快车道，现阶段我国在MEA制备、双极板、电堆组装、辅助系统等领域已实现了100%自主化，是近两年燃料电池系统降本的关键推动力；目前100kW级别燃料电池系统实现装机应用，200kW级别产品公告指标与国际水平接轨，2023年开始我国将逐步启动从催化剂、PEM 到气体扩散层的国产化渗透，打破 MEA 核心材料高度进口依赖导致的电堆高成本现状。

燃料电池已基本实现国产化的自主可控，且具备商业化量产能力，但行业上游底层通用性的密封胶粘等材料，尤其是高性能的PAA等新技术路径尚为国外垄断，燃料电池的密封性能要求严苛，需满足高气密性、低透湿性、耐温耐热等特性。

聚合物密封及粘结材料具有极强的通用性，可广泛应用于燃料电池、储能电池、动力电池等领域，也可大范围的应用于其他化工领域；但从代表厂商来看，底层通用聚合物密封粘结材料市场长期为国外化工材料巨头垄断，如电池领域知名厂商：日本的ThreeBond、美国的Hernon厂商等，产品价格也始终位于高位；高性价比的高性能国产替代密封胶粘材料极具潜力。

在新能源政策鼓励支持+产业下游各应用场景需求拉升的驱动下：锂电行业硅基负极材料兴起，产生技术变革带来的结构性新增量市场；氢燃料电池与钒流储能电池产业链条逐步实现国产自主可控，2023年前后将由商业化示范阶段进入商业化推广阶段，2023年成为三大赛道新市场、新阶段的关键时间窗口。

内燃机是一种动力机械，燃料在机器内部燃烧将其放出的热能直接转换为动力的热力发动机。以分布式发电场景为例，内燃机主要包括燃气内燃机和燃气轮机。发电功率小于1MW的分布系统中燃气内燃机组比例较大，发电功率范围在1～5MW的分布系统燃气轮机组的数量约为燃气内燃机组的50％，发电功率大于5MW的分布系统，燃气轮机组比例超过燃气内燃机组。若进一步采用燃气轮机组-蒸汽联合循环，分布系统发电效率、调节灵活性、经济效益都将继续提高。

20-50MW的轻型燃气轮机多为航空发动机的改型结构，可应用于舰船动力、管道压缩驱动，重型燃机功率通常在50MW以上、多用于发电。燃气内燃机的单机功率通常在10KW-10MW，应用领域主要为车辆、舰船、小型飞机的动力。

现有火力发电设备是碳排放大户，不论是以天然气为燃料还是使用洁净煤技术，都无法从根源上避免二氧化碳产生。未来以风力发电、光伏发电和水力发电等绿色能源制造的氢气和氧气为燃料发电才能做到真正的全过程零碳排放。发电场景中，氢作为燃料在燃气轮机中的使用将大有可为。燃氢发动机（内燃机）作为驱动动力，在重卡、船舶等领域的突破同样值得关注。

燃气轮机：

技术门槛、产品附加值极高，其作为动力心脏，和芯片并称我国面临的两个“心（芯）脏病”问题，核心技术遭到禁运、国内市场被少数发达国家全面碾压；为此， 2014年航空发动机和燃气轮机被正式列为第20个国家科技重大专项（简称为“两机专项”），我国在《能源技术革命创新行动计划（2016-2030）年》明确高效燃气轮机技术创新路线图及战略方向。

燃气轮机通过燃料（主要为天然气）与空气燃烧产生气体推动叶片做功，以连续流动的气体为工质带动叶轮高速旋转，将燃料能量转换为有用功的内燃式动力机械，是一种旋转叶轮式热力发动机。主要分为压气机、燃烧室、透平三个部分，压气机将空气吸入内部并压缩。之后压缩过的空气会和天然气在燃烧室进行混合并燃烧，产生出高温高压气体会推动透平叶片转动，一部分动力会用于带动发电机发电，另一部分动力负责带动压气机转动。其余还包括进气过滤系统、控制调节系统、启动系统、润滑油系统、燃料系统。

燃气轮机按结构分重型、轻型两种，重型燃机又分为E、F、H级，对应燃烧室温度1200、1400、1600度。按功率分为大、中、小、微型，按用途分为电力燃气轮机、机械驱动（船舶）燃气轮机和航空燃气轮机。应用场景包括发电、分布式能源、电网调峰、机动电源、舰船驱动、长距离管输增压等。航空发动机和燃气轮机工作原理基本相同，燃气轮机可由“航空发动机+自由涡轮”改造出来。

根据公开数据整理以及市场调研，以30MW级中型燃机为例，其作为分布式能源、舰船驱动的“黄金排量”，平均每台套售价9000万/人民币，每年维修费平均为800万，则未来十年的市场规模达1600亿元；2020年我国天然气发电量占总发电量的3.18%，全球平均24%、美国 40%，随着“双碳”目标推进我国将会进一步提升天然气发电比重， 30MW级燃气轮机10年内需求预估达300台。西气东输、石化、电力等领域，高端燃机被GE、三菱、西门子等巨头垄断，国外产品占据80%市场份额，随着自主可控的国家政策支持，国产 30MW级燃气轮机10年内需求预估200台。

我们也关注到，跟随双碳政策的指引，民用、工业场景小微型燃气轮机增速最为明显。我国当前燃气轮机以微轻型为主，燃气轮机发电是灵活性能源的关键设备部分，轻型燃气轮机具备体积小、重量轻、启动快、维修方便、运行可靠、自动化程度高、造价低等优点，在各个领域中得到广泛的应用，特别在能源利用和能量转换中占有非常重要的位置；未来中国分布式能源市场将继续保持高速增长，伴随着微燃机的渗透率进一步提升，微燃机市场空间有望达数千亿元，远期将是万亿级市场规模。我们重点关注燃烧室、涡轮、压气机等关键技术的突破，以及核心部件产业链、供应链的自主可控。

发电：

实现碳中和以及能源清洁转型是绿氢产业发展的远景，绿氢作为链接清洁能源和部分终端用能领域的纽带，通过零碳排放帮助化工、冶金、航空等难以直接用电的终端用能领域进行全面脱碳。

绿氢的生产来自于绿电，二者的本质都是可再生能源，并且通过相互转化建立多能源品种的零碳能源供应体系，也可基于燃料电池或燃氢燃机进行发电。燃氢燃机对于构建新型电力系统发挥了重要作用，氢及其衍生的合成燃料富余部分允许长期存储，电力供应紧张时在供应侧利用燃气轮机输出电能、负荷侧调节电制氢负荷。燃氢燃机属于同步发电机，具有高爬坡率、电压支撑能力强等特性，可作为煤电机组退出后的支撑性电源。

氢内燃机：

相比于发电，氢燃料内燃机在动力场景的发展应用值得期待。

氢内燃机将传统汽油、柴油、天然气、甲醇等燃料更换成为氢气，氢气在气缸内燃烧推动活塞做功从而产生动能，原理与普通天然气发动机类似，增加了氢气喷射系统，按照吸气—压缩—做功—排气4个冲程来完成化学能向机械能的转化。对比燃料电池，氢内燃机对氢纯度要求较低，具备点火能量低、火焰传播速度快、单位热值高、燃烧不含碳合物等特性，天使适合高负荷运行工况，普遍应用在卡、客车等领域。

氢内燃机有望在重卡、船舶等领域相继迎来突破，在风电光伏制氢储能调峰电站等领域有较大的潜力：

重卡领域：长途牵引运输场景未来技术路线在2030年以前是以柴油和天然气为主，氢内燃机技术为辅，2030-2040年是多技术路线并存发展的阶段，2040年后将以燃料电池及氢内燃机为主、天然气及柴油少量并存；针对长途牵引运输场景，客户预期回本的理想周期是1.5年左右，纯氢内燃机和燃料电池均具备竞争力，纯氢内燃机2025年左右和柴油车“打平”。

船舶领域：内燃机是船舶应用氢能的重要途径，现有氢内燃机功率可以达到兆瓦级，已用于拖船和渡船。湖泊区域游船渡船、内河干线小型船舶（8000 t以下）等可采用氢燃料电池动力系统内河干线大型船舶（8000 t以上）可采用基于氢、氨、甲醇等燃料的内燃机系统。

发电：全国每年兰炭气500亿标方（其低热值相当于100亿标方天然气），每年焦炉气2000亿标方（其低热值相当于800亿标方天然气），兰炭气、焦炉气可以用作富氢内燃机发电机组燃料。

氢能的应用主要体现在三个方面：清洁能源、能源载体以及化工原料，氢作为清洁能源可替代化石能源，其中交通领域商业化推进最快；氢的“能源载体”特性可消纳丰富的可再生能源，并通过储存应用在不同场景，例如分布式发电，孤岛电源等；氢气作为原料可以生产合成氨、甲醇等，同时也是用途广泛的还原剂；双碳政策指引下，工信部、科技部、自然资源部联合印发《“十四五”原材料工业发展规划》提出“组织研发富氢碳循环高炉、氢能窑炉、氢基直接还原等技术”，要求实施氢冶金、非高炉炼铁等低碳冶炼试点项目，并开展低碳水泥、氢能窑炉及固碳建材试点。

目前国内氢气来源以灰氢为主，基本全部应用于工业领域：

我国目前一次能源消费总量每年约50亿吨标准煤，对应排放二氧化碳100亿吨，其中煤炭、石油、天然气的占比分别为57.7%、18.9%、8.1%；100亿吨二氧化碳的排放中，热电占比45%、建筑占比5%、交通占比10%、工业占比39%、农业占比1%，热电主要终端消费者为工业（64.6%）和建筑（28%），所以工业领域氢能的应用是实现碳中和的核心。

氢能(绿氢)与电力(绿电)均为二次能源，是双碳目标战略下的必然选择，能源载体、低碳原料是氢能工业领域的核心用途：

能源载体：通过电解水制氢技术及氢气与其他能源品种之间的转化，可提高可再生能源的消纳、提供长时间储能、优化区域物质流和能量流，进而建立多能互补的能源发展新模式。比如在区域电力冗余时，通过电解水制氢将多余电力转化为氢气并储存起来;在电力和热力供应不足时，氢气可以通过电化学反应发电、热电联供、直接燃烧等方式来实现电网和热网供需平衡；
工业原料：氢气直接还原铁是氢能革新型工艺的典型代表，使用氢气作为还原剂，将铁矿石直接还原为海绵铁，之后进入电炉炼钢，节省焦炭的使用、减少了因原料带来的二氧化碳排放；“绿氢”替代“灰氢”是使用来自可再生能源的氢气，来替代合成氨、甲醇生产过程中的化石能源制氢，进而实现深度脱碳。

2020年我国氢源结构目前仍是以煤为主，煤制氢占比约62%、天然气制氢占19%、电解水制氢仅占1%、工业副产占18%；目前的氢能基本全部用于工业领域，生产合成氨用氢占比为37%、甲醇用氢占比为19%、炼油用氢占比为10%、直接燃烧占比为15%、其他领域占比为19%。

新建工业项目配绿氢、存量项目进行绿氢置换逐渐成为发展趋势，基于需求侧产业的发展和产业链的完善，从灰氢逐步过渡到绿氢是较好的方式，优先使用副产氢，实现资源综合利用。

政策支持绿氢绿电与工业耦合，助力建材、化工、钢铁等多领域深度脱碳：

我国西部风光资源丰富，发展绿氢具有天然优势，东北地区西部和东北部、华北北部、内蒙古中东部、西北地区西北部等地区高空70米风力发电机常用安装高度的风能资源较好，而西藏大部、内蒙古西部、青海西北部等地的局部地区年水平面总辐照量超过1750kWh/m，太阳能资源最丰富。

钢铁：我国是全球最大的钢铁生产国和消费国，产量占据全球半数以上份额。钢铁行业是能源消耗与碳排放的重点领域，我国钢铁行业以煤为主要燃料的高炉—转炉长流程工艺为主，能源结构高碳化，碳排放量占全国碳排放量的15%，是制造业31个门类中碳排放量最大的行业。

氢气成本是决定氢冶金市场竞争力的关键因素：预计到2030年碳价将达到200-250元/吨CO₂，若届时绿电价格达到0.15元/kWh，电解水制氢电耗达到4.5kWh/Kg H₂，则绿氢成本降至10.5-11.2元/Kg H₂，氢冶金经济性将得以体现。

陶瓷：建筑陶瓷生产主要使用天然气、煤和重油等化石燃料高温烧制，会造成大量二氧化碳排放。在国家“双碳”背景下，陶瓷产业面临二氧化碳减排压力，而采用先进零碳燃料是最根本、最直接、最有效的减碳方式之一。

目前适合大规模工业应用的零碳燃料只有氢气和氨气两种，两者都不含碳，因此在高温下燃烧不会产生任何碳排放。但由于工业窑炉燃烧用氢量巨大，而氢气大容量储运十分困难，极大地限制了氢在高温工业中作为燃料的应用。

氨是氢和氮的化合物，与氨相关的安全储运技术、基础设施、运输标准都较为成熟，尤为重要的是氨可以大容量储运，成本大幅低于氢的储运，氨燃料经济性明显优于氢燃料；但氨气不容易点火、不容易燃烧，高温燃烧时会产生氮氧化物，这些都是氨气零碳燃烧技术要解决的问题。

水泥：我国现有水泥熟料生产线近2千条，产能约为20亿吨，2021年实际产量超15亿吨，由煤炭消费产生的直接CO2排放约为3.5亿吨；水泥熟料煅烧需要燃料燃烧产生热量，再通过传导、辐射和对流进行传热，其他国家的水泥公司采用绿氢代替燃煤进行水泥熟料煅烧；

代表案例：大化所提出的绿氢煅烧水泥熟料技术路线，计划实现水泥熟料煅烧所用燃煤的全部替代，窑炉烟气CO2部分捕采利用。这首先是通过风力、光伏发电和水电的输入，采用高效电解水制备氢气和氧气技术，随后是将氢气和氧化由多射流燃烧器喷入到水泥窑炉中煅烧水泥熟料，排出窑炉的烟气进行水汽和二氧化碳分离，分离的水汽冷凝后返回到电解水槽中进行循环使用，分离的二氧化碳则可采用加氢制备甲醇、或是制备其他工业产品。

制约绿氢进入工业领域的瓶颈：

成本：现有技术条件下，绿氢的制取成本高企不下，缺乏经济性，如果不考虑“绿色贸易壁垒”以及“碳税”这些政策性的硬性约束，用户更愿意选择低成本的制氢路线。工业领域的绿氢替代在技术上可行只是一方面，在经济上可行才是氢能大规模利用的先决条件。在制氢路径中，灰氢目前成本优势明显，随着双碳目标的日益严控，未来可再生能源电解水制氢将是实现绿氢的最好途径；

要素壁垒：影响绿色制取成本有两大核心要素，一是目前可用于绿氢制取的可再生电及核电等电价高；二是绿氢制取关键设备电解槽投资较大—功率（1KW）成本一万元以上；

储运难度：现阶段，国内主要采用高压气态氢储运方式（重量储氢密度1~5.8wt%），少量液氢储运（重量储氢密度5-14wt%）、金属固态储氢（重量储氢密度1.4～3.6wt%）等方式，储存困难且储存能力较低，经济半径受限，形成大规模储存难、运输难的局面，国内氢储运技术的能效、安全问题有待完善解决。这些问题都是制约绿氢进入工业领域的瓶颈。