氫能與燃料電池產業前沿分析報告:氫能時代,點煤成金
發布時間:2019-06-06 16:01:00

氫能與燃料電池產業前沿分析報告:氫能時代,點煤成金


◆制氫技術多元化,因地制宜是關鍵。隨著燃料電池等氫能產業寫入國家戰略,氫能開發受到市場關注。制氫是氫能產業鏈最前端環節,當前技術路線多元化不存在單一最優模式,需要因地制宜。我國作為煤炭資源大國, 煤制氫是未來煤炭清潔利用的重要突破口。


◆儲氫、運氫是氫能利用發展的掣肘。當前,氫氣運輸瓶頸尚未完全突破、成本較高,且加氫站數量不足導致氫能利用發展滯后。我們對目前三大運輸方式進行理論測算后認為,未來全國氫氣儲運基礎設施構建中,大規模 制氫企業與城市門站之間主要可以管道方式運輸;城市內部或區域之間中短距離可以集裝管束(拖車)運輸,液氫槽罐車則能在 300 公里以上的遠距離需求中發揮一定優勢。制氫環節未來沿海主要以化工副產制氫模式,內陸則是煤制氫與可再生能源制氫并存。我國煤炭資源與能源消費地呈逆向分布,考慮儲氫、運氫成本較高,資源地產氫且就近消納是可行方案。


◆煤制氫是我國傳統煤化工轉型的突破口。我國傳統煤化工煤制甲醇項目產能利用率不足 60%,主要分布于內蒙古、山西等富煤地區,停產產能中 45%采用煤制甲醇工藝。這部分產能具有改造成專門制氫裝置的潛能,其改造成本為新建項目的 65%。煤制氫相比天然氣制氫具有較好的成本競爭力,價格約 0.9 元/立方米。考慮到未來對煤化工褐煤的利用可能,成本還存在下降空間。根據我們敏感性測算,若改造比例達 10%,全國單醇裝置可供給 124 萬輛燃料電池車;若煤化工消費占比提升1 個百分點,全國新建煤制氫項目可供給 543 萬輛燃料電池車。


報告內容:


1、運輸是氫能利用的核心問題


1.1、制氫技術多元化,核心問題在運輸環節


氫能作為一種二次能源,具有綠色無污染、原料豐富、利用方式多樣的優勢。經過工業領域數十年的發展,制氫工藝已經較為成熟。根據國際可再生能源署測算,2017 年全球氫原料市場規模為 1150 億美元,預計 2022 年將達到 1550 億美元。


氫能源主產業鏈包括上游氫氣制備、中游氫氣運輸儲存、下游加氫站、氫燃料電池及氫能源燃料電池應用等多個環節,由于技術、基礎設施不足等問題,目前各環節存在一定的難點:


·制備:資源地和消費地逆向分布,制氫成本因技術路線和資源稟賦差異巨大;

·儲存:關鍵材料、部件依賴進口,尚不具備產業化條件;

·運輸:短期主要以氣態高壓、車載運輸方式為主,經濟性受到運距限制;

·加注:加氫站缺乏統一審批規范,投資回收期長;

·電堆:核心部件和材料國產化率較低。



2019 年氫能源首次寫入《政府工作報告》,政府工作任務中明確“將推動充電、加氫等設施建設”。其實,自 2011 年以來有關部門已經從戰略、產業結構、科技、財政等方面相繼發布了一系列政策,引導鼓勵氫燃料電池等氫能產業發展。隨著氫能應用技術發展逐漸成熟,以及全球應對氣候變化壓力持續增大,氫能產業關注度日益提升,氫能及燃料電池技術作為實現低碳環保發展的重要創新技術,正在迎接一輪高速發展窗口。


制氫是氫能產業鏈的最前端環節,當前技術路線多元化不存在單一最優模式,需要因地制宜選擇適合所在地資源稟賦、經濟條件等客觀環境的制氫手段。制備氫氣的方法已較為成熟,從多種來源中都可以制備氫氣,每種技術的成本及環保屬性都不相同,主要分為四種技術路線:工業尾氣副產氫、電解水制氫、化工原料制氫、化石燃料制氫等。


利用化石燃料制氫是目前工業制氫的主要途徑。在石化、鋼鐵、焦化工業領域,氫氣一般以副產品的形式出現,在循環經濟模式下被當做這些企業的重要化工原料或燃料。


全球來看,目前主要的制氫原料 95%以上來源于傳統能源的化學重整(48% 來自天然氣重整、30%來自醇類重整,18%來自焦爐煤氣),4%左右來源于電解水。日本鹽水電解產能占所有制氫產能的 63%,此外產能占比較高的 還包括天然氣改制(8%)、乙烯制氫(7%)、焦爐煤氣制氫(6%)和甲醇改質(6%)等。



1.2、氫氣屬于?類危險品,對運輸安全要求較高


氫氣在常溫常壓下為氣態,密度僅為 0.0899 千克/立方米。作為易燃氣體,它屬于1類危險品,與空氣混合能形成爆炸性混合物,遇熱即發生爆炸,因此對運輸安全要求較高。


氫氣的儲運氫氣儲運技術可以分為高壓氣態、液態、有機載體(LOHC)及固態儲氫運輸等四類。其中高壓氣態運輸由于技術實現簡單及成本低等特征,應用最為廣泛,而液態運輸次之。有機載體與固態運輸處于試驗階段,成熟度較低。


高壓氣態運輸


(1)集裝格:集裝格是采用鋼結構框架將 10-16 只容積 40L 單瓶集裝在一起采用常規車輛進行運輸,鋼瓶壓強可以達到 15-20Mpa。由于鋼瓶自重較大,運輸氫氣重量僅占鋼瓶重量的 0.067%,運輸效率低下,成本高。但集 裝格操作簡單,運輸方式靈活,適合于短距離、少量需求的供應。


(2)集裝管束(拖車):是將多只大容積無縫高壓鋼瓶通過瓶身兩端的支撐板固定在框架中構成,采用大型拖車運輸。集國內主要生產商中集安瑞科生產的集裝管束承受壓力 20Mpa,每次可裝載氫氣約 4000Nm3,重約 460kg。


(3)管道運輸:通過在地下埋設無縫鋼管系統進行氫氣輸送,管道內氫氣壓力一般 4Mpa,輸送速度可達到 20m/s。管道運輸具有速度快、效率高的優點,但初始投資較高。氫氣管道在美國及歐洲采用較多,我國則較為少見。



槽罐車液氫運輸


液氫運輸是將氫氣于零下 253 攝氏度低溫下轉化為液體形態,采用槽罐車進行運輸。相對于高壓氣態運輸,液態氫具有更高的體積能量密度,因而運輸效率大幅度提升。但氫氣液化能耗較高,相當于被液化氫氣熱值的 33%,同時在運輸過程中具有極高的保溫要求以防止液氫沸騰,因而成本較高。


1.3、三種氫氣運輸方式成本測算及比較


集裝管束(拖車)、液氫槽罐車、管道氫氣是當前最主要、成熟的氫氣運輸方式,為了分析其適合的使用場景及經濟性,我們分別對這三種運輸成本進行梳理及測算。


(1)集裝管束(拖車)運輸


集裝管束(拖車)運輸成本主要包括:拖車折舊費、維護保養費、氫氣壓縮耗電、人員工資及運輸油耗等。我們基于以下假設測算:拖車價格 100 萬/臺,分 10 年折舊,殘值為 0;每臺拖車需要 2 名司機,人均工資 15 萬/年;載氣量 460kg,每百公里耗油 25 升(柴油價格按 6 元/升);速度 50km/小時,兩端裝卸時間約 5 小時,年有效工作時 4500 小時,氫氣壓縮過程耗電 1kwh/kg(電費 0.6 元/度)。


(2)液氫槽罐車運輸


與集裝管束車(拖車)運輸方式相比,液氫槽罐車運輸成本增加了氫氣液化成本及運輸途中液氫的沸騰損耗。我們基于以下假設測算:槽罐車價格 45 萬/輛,分 10 年折舊,殘值為 0;每次裝載液氫約 4300kg,運輸途中由于液氫沸騰平均每小時損耗 0.01%,液化過程損耗 0.5%。液化過程耗電 11kwh/ kg,槽罐車充卸一次耗時 6.5 小時。


(3)管道氫氣運輸


管道氫氣運輸成本主要包括管道建設費用折舊與攤銷、直接運行維護費(材料費、維修費、輸氣損耗、職工薪酬等)、管理費及氫氣壓縮成本等。參考國內最近建成運營的氫氣輸送管道“濟源-洛陽”項目,我們基于以下假設測算:采用 φ508mm 管道,年輸送能力 10.04 萬噸,建設成本為 616 萬/公里,管道使用壽命 20 年;運行期間維護成本及管理費用占建設成本的 8%;滿載輸送過程中每年損耗為 1252 千克/公里。


通過比較我們可以發現:1.在滿負荷運營狀態下,管道運輸成本明顯優于集裝管束(拖車)與液氫槽罐車運輸;2.在 300 公里運輸距離之內,集裝管束(拖車)運輸成本優于槽罐車,而運距超過300 公里之后,槽罐車運輸成本開始低于集裝管束(拖車)。


集裝管束(拖車)與槽罐車單車運輸量有限,可以根據市場需求變化調整運輸車數量規模以提高利用率。而管道運輸的經濟性必須以高負荷為前提,單位運輸成本受運輸量影響顯著。


未來全國氫氣儲運基礎設施構建中,大規模制氫企業與城市門站之間主要可以管道方式運輸;城市內部或區域之間中短距離以集裝管束(拖車)運輸為主,液氫槽罐車則能在 300 公里以上的遠距離需求中發揮優勢。



1.4、考慮儲運成本,煤制氫或是內陸地區主要方式


我國工業氣體生產領域起步較晚,大多數煉油企業多自建氫氣制造廠滿足本廠的氫氣需要,專門氫氣制造企業數量不多并且發展速度較慢,現有氫氣制造業多分布于東部沿海地區。其中以廣東省、江蘇省、上海市、山東省、北京市企業最為集中。


從出廠成本來看,煤制氫,氯堿、丙烷脫氫制丙烯和乙烷裂解制烯烴副產成本遠低于天然氣、甲醇重整制氫和水電解制氫等路線。但由于煤制氫產能主要集中在內蒙古、山西等地區,距離東部沿海等消費中心較遠,考慮到儲氫和運氫后綜合成本,其與氯堿、丙烷脫氫和乙烷裂解制氫相比不占優勢。未來制氫環節將呈現煤制氫、工業副產制氫、可再生能源制氫三大技術路線并存格局。沿海走化工副產制氫模式,內陸則是煤制氫與可再生能源制氫并存。


我國煤炭資源與當前階段的制氫企業地域上呈逆向分布。煤炭資源地理分布總格局西多東少、北富南貧。區域分布上,華北地區占 58%。其中山西、內蒙古、陜西、新疆、貴州、寧夏等 6 省,資源總量占全國的 80%。山西、內蒙古、陜西、新疆、貴州等五省煤炭探明儲量占全國比重達81%以上。


煤炭資源、煤化工產業集中于“三北”地區,但根據當前加氫站的布局規劃,氫能需求主要集中在長三角、珠三角等相對發達地區。鑒于運輸成本在外部供應加氫站成本結構中比重較大,必然面臨儲運問題。不同于已經具備大規模管道運輸體系的天然氣,煤制氫現在主要用車輛運輸。車輛運輸的經濟運輸半徑一般在 100 千米以內。超過這個距離后運輸成本變高,煤制氫的經濟性將大幅下降。


我國是煤制氫應用最多國家之一,煤制氫的優勢主要表現在三個方面:


·原料可獲得性。我國作為煤炭大國,煤炭在一次能源占比達 60%,資源豐富且易得。

·原料成本低。煤炭相比天然氣等能源具有明顯的價格優勢。天然氣制氫成本約為 2 元/立方米,而煤炭制氫的成本在 0.8 元/立方米左右。

·煤制氫技術成熟,可規模化生產。清潔煤化工過程第一步產生的就是氫氣,煤制氫技術可以追溯到上世紀八九十年代。在此期間,神華、齊魯石化、茂名石化等煤化工行業龍頭企業爭相布局,推動了我國煤制氫技術的發展,一氧化碳轉換、氫氣分離提純、大規模空分等關鍵技術上實現了國產化。可以說,我國煤制氫技術已較為成熟,可支持規模化應用,這是其他制氫路徑不具備的優勢。


另一方面,不可否認煤炭作為傳統化石燃料在制氫過程中容易產生環保問題:


需要通過 CCS 技術處理、封存 CO2


煤制氫工藝外排二氧化碳約是天然氣制氫的 4 倍。我國在《聯合國氣候變化框架公約》的巴黎氣候大會上承諾到 2030 年單位 GDP 二氧化碳排放量比2005 年下降 60%-65%,并在 2030 年前后化石能源消費的二氧化碳排放達到峰值的目標。煤制氫過程排放 CO2,必須利用 CCS 技術才能實現減排。


需要進行脫硫處理


合成氣中的硫來源于氣化用煤,主要以 H2S 形式存在。氣化用煤中的硫約有 80%轉化成 H2S 進入煤氣,如果 H2S 進入燃料電池中,會引起燃料電池陰極催化劑“中毒”,造成陰極催化劑不可逆轉的損傷,從而導致燃料電池性能迅速顯著下降。為了防止重整催化劑的老化,需要安裝用于可以去除硫成分的脫硫器。



2018 年由國家能源投資集團牽頭,同濟大學、中國一汽、重工鋼研等數十家企業和科研機構共同發起的中國氫能聯盟在北京正式成立,聯盟成員單位從發起的 20 家增加到 54 家。國能投作為中國氫能聯盟首屆理事長單位,煤化工板塊年產超過400 萬噸氫氣,已具備供應 4000 萬輛燃料電池乘用車的制氫能力,在制氫產業有著得天獨厚的優勢。集團正在加快布局從制氫到加氫站的氫能利用全產業鏈,并參與氫燃料電池的研制與開發,正計劃在江蘇如皋、陜西咸陽、內蒙古包頭等地投資建設氫能項目。


2、煤制氫是我國煤炭清潔利用的突破口


2.1、煤氣化、工業副產是目前國內最主要氫氣來源


我國煤炭資源儲量豐富,天然氣對外依存度高達30%,核能、可再生能源仍處于發展當中。從資源稟賦及能源利用現狀等因素出發,煤炭氣化制氫、可再生能源制氫前景廣闊。從能源安全、經濟發展穩定等現實角度考慮,煤制氫是煤炭清潔利用問題的極佳突破口。


過去煤制氫一直活躍在化工領域,不被大眾所熟悉。前幾年由于環保要求提高,油品質量升級步伐加快,煤制氫開始被煉油廠廣泛應用。而 2019 年以來隨著燃料電池的火熱,煤制氫作為主要制氫路徑之一,也逐漸走進公眾的視野。


2010 年至今,全國新建大型煉廠煤、石油焦制氫項目 6 套,煤制氫的總規模約為 80.5 萬標準立方米/小時。煤/石油焦制氫仍然是中國煉廠制氫的主流工藝路線,根據亞化咨詢《中國煤制氫年度報告2018》統計,2010 年至今,全國新建大型煉廠煤/石油焦制氫項目 6 套,煤制氫的總規模約為 80.5 萬標立米/小時。2017 年底全國擬在建 15 個煉化一體項目中,已確定采用煤制氫的項目有 11 個,確定采用天然氣制氫的只有 1 個。


煤氣化是煤制氫首要環節,通過氣化將固體煤轉化為含有CO、氫氣、甲烷等可燃氣體的合成氣,再進一步通過分離技術得到氫氣。目前廣泛應用的煤氣化技術有固定床氣化、流化床氣化及氣流床氣化:


·固定床氣化:固定床氣化技術是以蒸汽、氧氣為氣化劑,將固體燃料轉化成煤氣的過程。代表性氣化爐主要是碎煤加壓氣化爐。碎煤加壓氣化爐是國內操作最穩定、技術最成熟的煤氣化技術之一,具有煤種適應性廣泛、合成氣中富含 CH4 、副產品多、氧耗低、單爐生產能力低、占地面積大及廢水處理費用高的特點。


·流化床氣化:流化床氣化最重要特點是氣化劑和固體燃料進入一個高溫的顆粒流化床。代表性氣化爐為 U-GAS 氣化爐,具有氣化強度高、氣化劑與燃料之間的傳熱傳質效率高及產品氣體熱值高的特點。


·氣流床氣化:氣流床氣化使用極細的粉煤為原料,在氣化爐內細顆粒粉煤分散懸浮于高速氣流中,按進料方式分為干法進料(干煤粉)及濕法進料(水煤漿)兩種。干煤粉氣化代表性氣化爐為 Shell、WHG、SE- 東方爐,水煤漿氣化代表性氣化爐為 GE 氣化爐。氣流床氣化具有有效氣成分高、單爐氣化能力高、氣化反應速度極快、廢水量少、處理簡單、環境友好的特點。


從有效氣成分的對比可知,固定床及流化床氣化制氫的合成氣有效組分含量較低,但兩者均含有甲烷,對于以制取甲烷為目標產品的項目較有利。氣流床氣化技術合成氣有效成分較高,均能達到 75% 以上。氣流床技術是當前先進的潔凈煤氣化技術,也是煤氣化技術發展的主流方向,中石化、國家能源集團等國內能源巨頭的大型煤制氫項目也主要采用這一技術路線。


已建大型煉廠煤制氫裝置中,多采用水煤漿氣流床氣化技術。水煤漿氣化的優勢在于:(1)原料適應性好,水煤漿氣化可以氣化煙煤、次煙煤和部分石油焦;(2)制氫壓力高,與煉油氫氣需求壓力匹配性好;(3)產品匹配性好,氣化合成氣中氫氣含量高;(4)單臺爐投資低,設置備爐可確保氣化連續供氫。


2.2、傳統煤化工是潛在的煤制氫產能,可為改造基礎


煤制甲醇是傳統煤化工產業的重要組成部分。煤制氫作為煤制甲醇的前置環節,其產生的氫氣被用于甲醇合成。當前存在較多的煤制甲醇停產產能,這部分設備具有改造成專門制氫裝置的潛能。同時內蒙古等褐煤儲量豐富的地區,可以充分發掘其成本優勢。


(1)傳統煤化工及分布情況,可以成為改造的基礎內蒙古是我國褐煤儲量、產量最豐富地區。褐煤是一種低階動力煤,它熱值低、煤質較差,不適宜長距離運輸。目前褐煤消費主要方式包括: 1)用作坑口電廠和工業鍋爐燃料,占總消費量 70%; 2)用作煤化工原料,生產深加工產品,占總消費量 10%; 3)用于民用市場,占總消費量 5-10%。


煤化工以褐煤為原料,經濟價值相對較高,但過去受褐煤開發利用技術限制,煤化工并未發展成最大的褐煤消費行業。以褐煤為原料和燃料的煤化工項目主要分布在內蒙古、東北三省及云南。其中內蒙古褐煤利用率較高的企業有呼倫貝爾金新化工、大唐化肥廠、東能化工、大唐克旗煤制氣等;東北地區由于運距較遠,較少使用褐煤作為煤化工原料,如遼寧合成氨一般采用焦爐煤氣作為原材料;云南主要為云南煤化工集團的褐煤合成氨和甲醇項目。


目前褐煤主要生產礦井及消費企業均集中在國有大型企業旗下,其中褐煤生產礦井 70%以上屬于國有企業,而褐煤主要消費企業也基本為國有五大發電集團。


·神華集團:集團在蒙東地區獲取了豐富的褐煤資源,勝利一號露天礦神寶能源公司、大雁公司、寶清公司、神華國能錫林郭勒公司獲得的探明資源儲量超過 100 億,年產量達 8000 萬噸以上。


·國電集團:集團下屬褐煤礦井主要位于內蒙古錫林郭勒盟和赤峰市,年產褐煤近 3000 萬噸,褐煤煤質低硫、低灰,發熱量 2800-4800 大卡/千克。


·國電投集團:集團所屬煤礦年產褐煤 6000 萬噸,礦井數量雖然不多,但單礦產能較大。


·華能集團:集團下屬褐煤礦井主要位于扎賁諾爾、伊敏河、寶日希勒礦區及大雁礦區,年產量 4500 萬噸左右。


(2)煤化工改造的可能性,改造的技術路線


煤制氣是傳統煤化工領域的基礎環節,屬于煤化工技術領域的關鍵性共性技術。產生物合成氣中氫氣占比較高,例如在焦爐煤氣制甲醇工藝中氫氣占比高達 60%。


過去國內通過煤氣化生產的氫氣主要用作化工合成(如合成氨、甲醇)原料氣,而很少直接用煤為原料制氫。煤制甲醇設備通過一定改造即可成為專門制氫設備:保留該套裝置的煤漿制備、氣化、灰水處理,變換、低溫甲醇 洗,硫回收,空分、空壓裝置中部分中控室,去除甲醇裝置和成品罐區的投資,并增加變壓吸附(PSA)分離和凈化部分。


煤制甲醇是傳統煤化工最主要產業,目前國內甲醇生產工藝主要有煤制甲醇、天然氣制甲醇、焦爐煤氣制甲醇三種。受我國“富煤貧油少氣”資源現狀制約,煤制甲醇成為國內甲醇生產的主要方式,在三種煤化工制甲醇路線中,煤制甲醇占比 75.2%。


根據工藝不同,甲醇裝置可分為單醇裝置與聯醇裝置,后者是甲醇、合成氨聯產工藝。從改造難度及經濟性來講,單醇裝置更加適合,單醇煤制甲醇產能 4011 萬噸,占比達 60%。


截至 2017 年末,我國甲醇總產能合計約 8167 萬噸,除長期停車裝置以外,長期有效產能約 7644 萬噸,同期全國精甲醇產量 4529 萬噸,產能利用率 59.2%,行業存在產能過剩的情況。從統計的停產(連續兩年停產)甲醇生產企業數據來看,煤制甲醇占比達 44.5%。煤炭制氫為產能過剩的煤制甲醇細分行業帶來了新的需求。


根據測算 2018 年精甲醇產量 4707 萬噸,內蒙古、山東、寧夏、陜西、河南、陜西、重慶、新疆、海南九省合計生產甲醇4001 萬噸,占全國總產量的 85%。


(3)煤制氫投資成本及煤化工改造成本


煤制氫適用于大規模制氫,通常項目產能在5 萬 m3/h 以上,單位產能投資額約 1.5 億 m3/h,其中固定資產占項目總投資的 80%以上。主要設備包括煤氣化、凈化、空分、輔助裝置,投資產比分別為31%/35%/30%/4%。


·荊門盈德氣體煤制氫項目:總投資 13 億元,設計規模為氫產量 5.3 萬 m3/h,作為荊門石化 1000 萬噸油品質量升級工程的配套工程,被列為湖北省重點項目。


·茂名石化項目:我國單產能力最大的煤制氫項目茂名石化20 萬 m3/h,總投資 30 億元。項目采用美國通用能源公司水煤漿氣化工藝技術和德國魯奇公司低溫甲醇洗工藝技術。


煤制甲醇裝置通過一定改造即可用于專門制氫——去除甲醇裝置和成品罐區的投資,并增加變壓吸附(PSA)分離和凈化部分。以 25 萬噸煤制氫為例,項目總投資 23.4 億元,其中凈化、空分裝置設備投資合計 12.3 億元,加上安裝、建筑工程投資金額,改造總預算約 15 億,是新建項目投資的 65%。


2.3、改造、新建煤制氫項目可供燃料電池車的敏感性分析


傳統煤制甲醇裝置經過改造可以成為專門制氫設備,同時部分煤炭資源豐富地區也存在新建煤制氫項目可能。我們分別以存量單醇裝置項目改造比例、煤化工消費提升率為變量,測算不同情形下可供燃料電池車的數量。


改造項目


從技術改造的角度來看,單醇裝置改造難度及成本最低。截至 2016 年末,全國煤制甲醇單醇裝置總產能 4011 萬噸。我們以 2018 年各省甲醇產量為基礎,基于以下假設測算:


(1)各省甲醇產量占比等于單醇裝置產能產比;

(2)60 萬噸/年煤制甲醇裝置配套 60000Nm3/h PSA 制氫裝置;

(3)設備利用率 5000 小時/年。(4)每輛燃料電池車每年消耗0.14 噸氫氣。


內蒙古、山東、寧夏、陜西、河南、山西合計單醇產能占比達74%,改造后理論上每年可以提供 148.8 億立方米氫氣。


由于設備改造比例具有不確定,改造力度取決于產業政策、盈利水平、環保要求等諸多因素,我們通過敏感性分析來測算不同改造比例各地可供給燃料電池車數量:若改造比例為 10%,全國單醇裝置可供給 124 萬輛燃料電池車;若全部完成改造,可供給1242 萬輛燃料電池車。


新建項目


2017 年煤化工用煤 2.8 億噸,占煤炭總需求 7.2%。長期來看,隨著煤化工產業發展,消費占比存在提升空間。煤制氫可以成為煤化工增長的方向之一。截至 2018 年上半年,全國在產煤礦總產能約 35 億噸。山西、內蒙古、陜西、河南、貴州合計產能 24.9 億噸,占全國總產能 71.5%。豐富的煤炭產能為煤制氫新建項目提供了原料保障。


我們以煤化工消費提升比例為自變量,通過敏感性測算分析各地新建煤制氫項目可供給燃料電池車數量,假設條件包括:(1)每噸甲醇消耗原料煤 2 噸;(2)60 萬噸/年煤制甲醇裝置配套 60000Nm3/h PSA 制氫裝置;(3)設備利用率 5000 小時/年。(4)每輛燃料電池車每年消耗 0.14 噸氫氣。


若煤化工消費占比提升 1 個百分點,全國新建煤制氫項目可供給 543 萬輛燃料電池車;若占比提升2.8 個百分點,可供給 1520 萬輛燃料電池車。


2.4、煤制氫的成本測算以及和天然氣制氫的比較


從國際經驗來看,煤炭、天然氣均可作為大規模、穩定的內地制氫來源。與當前全球應用最廣的天然氣制氫相比,煤制氫更符合我國資源條件,我們從經濟性角度對二者進行了比較。


制氫原料路線的選擇取決于原料資源的可獲得性、技術成熟度和原料經濟合理。比較而言,天然氣制氫單位投資低,煤制氫產量高,價格低廉,成本優勢顯著。在天然氣價格較高和政策管控的情況下,煤制氫經濟性好。


天然氣制氫主要流程包括常減壓蒸餾、催化裂化、催化重整和芳烴生產。甲烷水蒸氣重整技術自 1926 年首次應用至今,經過近 80 多年的工藝改進,是目前工業上天然氣制氫應用最廣的方法。


煤制氫涉及復雜的工藝過程。煤炭通過氣化、一氧化碳耐硫變換、酸性氣體脫除、氫氣提純等關鍵環節,可以得到不同純度的氫氣。一般情況下煤氣化需要氧氣,因此煤炭制氫還需要與之配套的空分系統。煤制氫的核心是煤氣化技術。


天然氣制氫成本主要由天然氣、燃料氣和制造成本構成,其中天然氣價格占比73%,燃料氣占比 14%、制造及財務費占比 9%。


煤制氫成本主要由煤炭、氧氣、燃料動力能耗和制造成本構成,但原料占比 僅 37%遠小于天然氣比重。一般煤制氫氣采用部分氧化工藝,按照配套空氣分離裝置氧氣成本測算,占氫氣生產的 26%。由于煤制氫氣投入大,制造及財務費用也成為重要的成本影響因素,占比達23%。



以 9 萬 m3/h 獨立制氫裝置,對兩種工藝路線進行比較,假設條件如下:


(1)天然氣價格 2018 年沿江地區工業天然氣均價 3.25 元/立方米,以此作為天然氣制氫原料價格測算基礎;2018 年秦皇島動力煤均價約 600 元/噸,以此作為煤制氫原料價格測算基礎。


(2)氧氣外購成本 0.5 元/立方米,3.5MPa 蒸汽 100 元/噸,1.0MPa 蒸汽 70 元/立方米,新鮮水 4 元/立方米;電費 0.56 元/千瓦時。


(3)煤制氫采用水煤漿技術,建設投資 12 億元,天然氣制氫建設投資 6 億元。裝置 10 年折舊后殘值 5%;修理費 3%/年,財務費用按建設資金 70% 貸款,年利率 5%。


從制氫成本敏感性圖可以看出,天然氣路線的制氫成本受天然氣價格影響較大,天然氣價格每上漲 0.5 元/立方米,制氫成本提升約 0.2 元/立方米。而煤制氫路線的制氫成本受煤炭價格變化較小,煤炭價格每上升 100 元/噸,制氫成本提升約 0.06 元/立方米。從原料價格的上漲趨勢看,煤炭的價格抗風險能力也要優于天然氣。


在煤炭價格水平約 600 元/噸情形下,如果天然氣制氫要實現與煤制氫同樣的生產成本,天然氣價格必須維持在 2.5 元/立方米左右。目前我國東部沿海地區工業天然氣價格在 3-3.5 元/立方米,華南地區價格最高約4元/立方米。煤制氫相比天然氣制氫具有較好的成本競爭力,在西北、西南等天然氣資源充足地區企業可考慮選擇以天然氣為原料制氫。


天然氣制氫的特點在于流程短,投資低,運行穩定。煤制氫的特點在于流程長,投資高,運行相對復雜,因煤炭價格相對較低,制氫成本低。當制氫規模低于 5 萬 Nm3 /h 時,煤制氫的氫氣成本中固定資產折舊成本高,與天然氣制氫相比沒有優勢。當制氫規模大于 5 萬 Nm3 /h,煤制氫成本中固定資產折舊成本較低,其氫氣成本具有競爭能力。制氫規模越大,煤制氫路線的成本優勢越明顯。



3、投資建議


當前氫氣運輸瓶頸尚未完全突破、成本較高,且加氫站數量不足導致氫能利用發展滯后。我們對三大運輸方式進行理論測算后認為,未來全國氫氣儲運基礎設施構建中,大規模制氫企業與城市門站之間主要可以管道運輸;城市內部或區域之間中短距離可以集裝管束(拖車)運輸,液氫槽罐車則能在 300 公里以上的遠距離需求中發揮一定優勢。制氫環節上未來沿海主要以化工副產制氫模式,內陸則是煤制氫與可再生能源制氫并存。我國煤炭資源與能源消費地呈逆向分布,考慮儲氫、運氫成本較高,資源地產氫且就近消納是可行方案。


未來我國制氫產業將呈現煤制氫、工業副產制氫、可再生能源制氫三大技術路線并存格局。(1)沿海地區:沿海地區加氫站與煤炭資源呈逆向分布。由于尚未建立完善的氫氣疏運系統,運輸成本是限制沿海地區煤制氫的主要 因素。氯堿、PDH和乙烷裂解等化工副產供氫是燃料電池車氫源的有效途徑。(2)非沿海地區:東北、華北、西北等“三北”地區光伏、風能等分布式可再生資源豐富,過剩電力可用于電解制氫。以河北張家口為例,為了解決 棄風問題,地方政府大力發展風電制氫項目,計劃在 2020 年完成 21 座加氫站建設項目。“三西”地區煤炭資源豐富,煤制氫潛力巨大。以山西為例,大同市已提出“氫能之都”的建設目標,2018 年雄韜氫能大同產業園項目 的開工,該項目將建成年產能 5 萬套的燃料電池發動機生產基地與年產能 5 萬套的燃料電池電堆生產基地,年產值超過 200 億元。


整體產業的發展仍然是一個長期過程,短期推進應以試點方式,二級市場的投資機會也多以主題性為主。建議關注具有煤氣化資源優勢,積極布局加氫站、燃料電池整車制造的美錦能源。此外建議關注在制氫領域積極布局的神華集團、兗礦集團等大型煤炭企業,其上市平臺分別是中國神華、兗州煤業。


稿件來源: 光大證券
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