1、电解水制氢核心在于“电”数十年来，氢能作为工业生产的原料，市场已经较好的建立起来，根据氢能理事会报告，2015 年全球氢需求为8EJ，氢能原料市场规模约为 1150 亿美元，到2022年市场规模将到达 2550 亿美元。但需要指出的是，目前氢能 并未广泛作为机动车燃料用途，“氢能——燃料电池——汽车”作为技术可 行的能源使用方案，下游应用市场的逐渐放开有利于全产业链的均衡发展。 当前，该领域正进入导入期，关键环节的技术和经济性问题正进一步突破。 2019年我国将氢能源首次写入《政府工作报告》，政府工作任务中明确“将推动充电、加氢等设施建设”。 我国开始推动氢能利用是一种迈向久远的做法，很多的工作是战略性的且长期性的，很可能在2025和 2030 才能有成效。因此，我们当前对氢能利用的政策解读、产业阶段、技术问题需要具有 一个清醒的认识，才能对未来行业发展提出更宝贵的建议。本篇我们主要从制氢环节，尤其是可再生能源电力电解水制氢方法的可行性进行讨论和分析。  1.1、电价是电解水制氢的决定因素 常见的制氢技术有包括煤制氢、天然气与石油制氢、工业副产氢等，电解水制氢技术成熟度也较高，且有一些案例已经进入实用阶段。 若以正常工商业销售电价计算并拆分电解水制氢的成本，具体应包括资产折 旧、运营费用(一般维护、电池组更换)、电费(用电、过网费)，其中电费成本会达到 70-80%，占比较高。 因此，我们可以得出结论:电解水制氢最重要的成本在于电费，用电的成本 决定了氢气的成本，电解水制氢工艺需要尽可能的压低电费成本。其他如 折旧、运营费用，则需要通过技术进步、提升管理水平来降低，整体占比较小且是一个长期过程。    一般来讲，每生产 1Nm3H2 约消耗电力 3.5-5kWh，如果采用当前市场销售 电价作为制氢成本，电解水技术路线是没有竞争力的。但如果能够使用到成 本较低的电力用于制氢，即当电解水制氢的综合成本降低到约1元/Nm3 的时 候，该方法在经济性上就具有一定竞争力;此外，考虑碳减排的因素，电解 水制氢较化石燃料法制氢法相比更具有一定的社会效益。   因此，一方面我们需要进一步了解的是在一定收益情况下，电价和氢气售价的函数关系;另一方面我们需要找到廉价的电力作为电解水制氢的能量来源。我们以产氢能力 600Nm3/h，年产氢量120万 Nm3 为假设基础对电解水制氢 项目进行静态测算，可得:年耗电量 600 万 kWh，如果假设电价为0.5元/kWh， 氢气以 4 元/Nm3 售卖，年度的毛利率约为28%。 进一步，当我们分别锁定不同毛利率为 30%、40%、50%时，也可测算出氢 气价格与电价的函数关系:在相同毛利率下，电费和氢气价格呈正相关;如 果电费降低到为 0 元/kWh，则三种毛利率下的氢气价格分别为 0.57、0.71、 0.92 元/Nm3。上述计算说明，在特定收益率条件下，电费成本越低，氢气价 格越低，项目则更有竞争力。这种低成本的电力通常情况下较难获得，但有 望在弃风弃光电力消纳过程实现，这也是电解水制氢工艺路线的核心。 1.2、可再生能源电力更低碳、高效 当前，加氢站数量不足、下游应用市场未有效建立导致氢能利用发展滞后; 氢气运输瓶颈尚未完全突破、成本较高，资源地产氢且就近消纳是可行方案: 制氢环节上未来沿海主要以化工副产制氢模式，内陆则是煤制氢与可再生能 源制氢并存。 利用可再生能源制氢是新能源领域的一个新发展趋势，前文已经讨论，要广 泛利用来自可再生能源的氢，必须要获得廉价的电力，并继续致力于降低设 备建设和关联设备的成本，当前通过使用弃风、弃光电力可以打通制氢环节 路线。 总体而言，可再生能源制氢的优势在于: (1)可有效消纳弃风、弃光电力，同时降低制氢成本; (2)从电力到氢的能量转换效率比较高(60%~80%); (3)可再生能源电力电解水制氢是一个低碳过程。  根据能源信息网 2017 年 2 月 17 日的报道，西门子及其合作伙伴已合作正式 建设世界最大的电解氢设施，该设施的核心部件美因茨能源场，是一种高压 PEM 电解槽。电解槽可在几秒钟内达到高达 6MW 的最大容量，适用于可再 生能源发电系统的快速变化的输出。 根据北极星电力网 2016 年 9 月 26 日和 2019 年 3 月 11 日的报道，河北省 沽源县建设的世界最大的风电制氢综合利用示范项目已于 2016 年 9 月全部 并网发电，随后于 2019 年3月完成制氢设备的安装。项目包括 200MW 风 力发电、10MW 电解水制氢系统、氢气综合利用系统3个部分。制氢站于 2016 年 9 月中旬开工建设，该项目总投资20.3亿元，采用从麦克菲公司引 进 4MW 风电制氢装置的技术设计方案和整套生产设备。 1.3、电解水制氢技术科技发展前沿 根据电解质的不同，电解水制氢可分为碱性电催化制氢和质子交换膜条件电 催化制氢，电解水包括两个半反应——阴极上的析氢反应和阳极上的析氧反 应。 阴极:4H 4e-→H2(g) 阳极:2H2O(e)→O2(g) 4H 4e- (1)目前业内对碱性电解水研究已经较为透彻，工业上也有一定的应用。 碱性条件下，一般采用 20%-30%的 KOH 或 NaOH 水溶液，商用电解层工 作温度为 60-80°C，电解电压为1.8-2.1V，析氢阴极必须在高温、高碱浓度、 高电流密度等条件下长期并间歇性工作，工业生产更多出于稳定性方面的考 虑，仍以Ni合金为阴极，单位氢气的能耗约为 4.5-5.5kWh/m3，阳极主要 为Ni/Co/Fe氧化物，石棉为隔层。 电解系统除电解槽外，还包括电源设备、纯水设备、电解质溶液调整设备、 气液分离器、生成气中碱雾和水分等的去除设备、运输设备等。   (2)质子交换膜条件是以PEM作为隔膜，目的在于提高电解效率、提高电 解电流密度，从电解质膜的导电性和耐久性出发，通常采用DuPont的 Nafion 膜等;阴极采用 Pt/C 为基本配置，阳极采用 IrO2(氧化铱)或 RuO2 (氧化钌)。目前，氧析出常用的商用催化剂是IrO2，铱金属市价为240-250元/克，价格较高，而 RuO2 虽然价格较便宜，但性能一般，掣肘设备的商业 应用。 《自然·催化》2019 年四月刊封面，中国科学技术大学吴宇恩教授课题组成 功制备的钌单原子合金催化剂，该钌单原子合金催化剂相对于商业钌基催化 剂的过电位降低了大约 30%，稳定性提高了近 10 倍，钌金属市价为19.5-20.5元/克，具有廉价、高效的特点，该成果被业内给予较高评价，对未来电极催 化剂新材料的研发和应用，以及大规模电解水制氢的商用提供了较强的科研 基础。 总体而言，当前质子交换膜条件电解水方法由于有贵金属应用于电极中，使 固定资产投资较高，通过新材料技术降低成本是未来重要的方向。 2、弃风弃光可提供低成本电力清洁能源发展不平衡的矛盾日益凸显，特别是清洁能源消纳问题突出，已严 重制约电力行业健康可持续发展。弃电制氢逐渐成为可再生能源开发的重要 支撑技术，对解决弃风、弃光问题将起到重要的作用。 国家发展改革委与国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划(2018-2020 年)》，指出探索可再生能源富余电力转化为热能、冷能、氢能，实现可再 生能源多途径就近高效利用。 2.1、我国弃风弃光率与消纳情况分析 近 5 年来，我国风电、光伏产业迎来了突飞猛进的发展。2018 年，我国新增并网风电装机 2059 万千瓦，累计并网装机容量达到1.84亿千瓦，占全部发电装机容量的 9.7%;全国光伏发电装机达到1.74亿千瓦，其中，集中式 电站 12384 万千瓦，分布式光伏 5061 万千瓦，占比为9.2%。 在发展初期，弃风弃光现象较为严重，国家对此较为重视，此前采取了一系 列措施，取得了一定效果。另一方面，发达国家风电发展初期弃风率也较高， 部分逾 10%，经过一段时间的发展，逐步也降到当前的 5%以下。 我国在《清洁能源消纳行动计划(2018-2020 年)》中提出:
2018年，我国弃风、弃光率有了一定的好转。2018 年风电发电量 3660 亿千瓦时，占全部发电量的5.2%，风电平均利用小时数 2095 小时，全年弃风电量277亿千瓦时，平均弃风率 7%。全国光伏发电弃光电量 54.9 亿千瓦时， 弃光率 3%。   2018年，弃风率超过 8%的地区是新疆(弃风率 23%、弃风电量 107 亿千 瓦时)，甘肃(弃风率 19%、弃风电量 54 亿千瓦时)，内蒙古(弃风率 10%、 弃风电量 72 亿千瓦时)。三省(区)弃风电量合计233亿千瓦时，占全国 弃风电量的 84%。 弃光主要集中在新疆和甘肃。2018 年，国网新疆弃光电量 21.9 亿千瓦时，弃光率16%;国网甘肃弃光电量10.4亿千瓦时，弃光率 10%。 2.2、弃风弃光电力分布体现因地制宜 我国的弃风、弃光体现了显著的区域性:弃风、弃光均较为显著的是新疆、 甘肃地区、弃风显著的是内蒙古、河北、吉林等地，均有进一步通过制氢方 式消纳低成本弃电的条件。 我们以 2018 年弃风、弃光电量为基础进行潜在产氢量和燃料电池车可供给 量的理论测算。结果显示，每年可产氢 59.3 万吨，燃料电池车可供给量为 414.5 万辆。 从区域分布来看，我国的北部内陆地区将是弃风、弃光电力制氢利用的潜在 地区，同时也有助于契合国家要求，进一步提升多层次的可再生能源利用水 平。 在弃风、弃光电力使用过程中，负荷波动、制氢容量配置对整体系统稳定性 以及经济性的影响是需要重点考量问题。 (1)再生资源电力负荷波动对制氢影响较小 如风电，不同季节和不同时段的出力特性不同，弃风现象也存在时间不确定因素。因此，制氢系统需要克服风电输出功率变动的影响。 一般来说，风电电能分配系统由连接风力发电系统与制氢系统 AC/DC 变流 器、连接风电系统与电网的 AC/AC 变流器与功率分配控制器组成。AC/DC 变流器是交流输入直流输出，通过电压变换起到滤波、稳压的作用。 易伟等在《利用风电制氢储能系统提高东北某区域电网弃风消纳能力》指出， 氢储能系统中的电解水制氢过程是一个可以自适应风电电能间歇和波动输 入的过程，当制氢系统开始触发，通过风电电能分配系统，电解槽可在恒定 功率下运行的。 因此，一般来说，风电-制氢系统可以自适应风电出力随机、间歇和波动特性， 并极大提升了风电消纳能力以及风力发电制氢系统的稳定运行。 (2)制氢容量配置若体现规模效应经济性更佳 黄大为等在《利用制氢系统消纳风电弃风的制氢容量配置方法》中，研究了 风电场中配置制氢系统容量规模问题。具体方法是综合考虑电解槽电耗量、H2 价格以及弃风利用率和风电机组年利用小时数等因素，对单个风电场和风 电场群制氢系统的容量配置进行了技术经济性的比较分析。 通过对东北某 30 MW 风电场和 100 MW 风电场群为例进行对比分析，结果 表明: 1)风电场群装机规模比单个风电场更大且总弃风电量更多; 2)风电场群弃风持续曲线更加平缓且持续小时数更多; 3)风电场群制氢容量配比更小，单位制氢容量利用小时数更高。 因此，风电场群共建制氢系统的方案因其规模效应，较单个风电场经济性更 为显著。 2.3、拓展区域需求及就地消纳是前提 运输和下游需求依然是弃电制氢过程重要的考量因素。 (1)氢能利用运输环节依然是掣肘，就地消纳更为合理。 目前氢气运输主要以高压气态拖车短距离运输为主，主要适用于 300km 以 内;管道运输以及液氢运输并未大规模应用，长距离氢气运输目前成本较高， 基础设施和运氢设备不健全，同时下游需求若未形成规模效应，则没有竞争 力。因此，当前低廉的运输成本将有利于大规模制氢企业布局于生产成本低 的区域，就地消纳更为合理。 (2)就近建立下游氢市场是氢能利用良性发展的核心。 时璟丽等在《风电制氢经济性分析》假设了四种“风电——制氢——运输——下游”应用的情形，并比较了经济性。 1)情形一:当地就近拥有氢气应用需求，则风电场附近可建设制氢设备， 电价是决定因素，该方案最具有经济效益。 2)情形二:50-300km 范围内有氢气应用需求，若在风电场附近建设制氢设 备，采用拖车或管道运输氢气至需求地，氢气运输成本估算增加 2 元/Nm3， 需要进一步考虑电费成本和整体的经济效益。 3)情形三:若在市场需求端制氢，采用风电直供方式，氢气直接用于下游 应用，相较于情形二中的直接运输氢气更具有经济性，整体经济性测算中电 价是决定因素。 4)情形四:若短距离范围无氢气应用需求，可直接接入当地天然气管网， 这对基础设施建设要求较高，需要政府发挥统筹规划职能。 总结而言:可优先选择弃电水平较高、电价较低且有一定氢市场需求地区开 展试点。
3、弃风弃光电解水制氢产业链目前，弃风、弃光电解水制氢虽然在技术上可行，但经济性将更取决于下游 需求和电价水平。当前，该细分领域仅为发展初期，政策、配套设施依然不 健全;因此，整体产业的发展仍然是一个长期过程，短期推进应以试点方式， 二级市场的投资机会也多以主题性为主。 我们认为，应选择弃电水平相对高，可获得弃风、弃光电价水平较低且就近 具有氢市场需求的地区作为电解水制氢产业导入方案。 3.1、电解水设备类尚未形成规模 如上文所述，成本是电解水制氢技术普及的最大制约因素，其虽有纯度高、 对环境友好等多项优势，但成本显著高于其他方式。我国作为氢气产能第一 大国，电建水制氢量占比不足 1%，这也进一步制约了我国电解水制氢产业 的发展。虽然我国已有多家水电解制氢设备生产厂家，其产品质量相对可靠 且价格有优势，已出口至全球各地，但整体来看我国的电解水制氢设备行业 仍处于“小而散”的阶段，规模和体量的扩大尚需时日。 …… 3.2、发电公司制氢配合区域发展 可再生能源制氢，尤其是利用弃风、弃光电力制氢，可有效消纳弃风、弃光 电力、降低制氢成本，且在能量转换效率比较高的同时也是一个低碳过程， 是相对最理想的制氢方式，因此国内已有部分发电公司利用其新能源发电资 源切入氢能领域，提前布局可再生能源制氢项目，未来亦有望进一步成为当 地电解水制氢产业的导入方案。 …… （报告来源：光大证券；分析师：殷中枢、王威） |
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