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燃料电池产业链中的投资机会

原标题:燃料电池产业链中的投资机会

一、燃料电池的前景

1、氢能被首次写入政府工作报告

2019年两会期间,氢能首次被写入政府工作报告。2019年政府工作任务,“继续执行新能源汽车购置优惠政策,推动充电、加氢等设施建设”。

氢作为一种清洁能源和良好的能源载体,具有清洁高效、可储能、可运输、应用场景丰富等特点。氢燃料电池是一种以电化学反应方式将氢气与空气(氧气)的化学能转变为电能的能量转换装置。由于不经过高温燃烧过程,氢燃料电池唯一的排放产物是水,没有污染物排放;只要能 保障氢气的供给,燃料电池将会持续输出电能。

氢燃料电池汽车不仅是未来货运交通电动化的必然选择,更是未来实现 氢能经济的重要元素。燃料电池技术可帮助氢能在电力、液体燃料、热力在三网之间实现清洁高效转化,使得原本分离的电网、气网、热网彼此形成衔接,从而大幅提升能源系统的整体运行效率。因此,加快推广氢燃料电池汽车技术对我国长期能源转型具有重要战略意义。

2. 传统汽车强国纷纷推出燃料电池战略规划

美国、日本、德国、韩国等传统汽车制造强国纷纷将氢燃料汽车技术作为未来替代内燃机汽车技术的战略选择。日本丰田早在 2014 年底推出全球首款量产燃料电池 乘用车 Mirai;也将燃料电池技术应用于重型商用卡车。本田、现代、通用等传统燃油汽车企业也已向市场推出量产车型。

(1)日本:2017年12月发布的“基本氢能战略”(Basic Hydrogen Strategy)概述了首个以氢能为中心的政策。日本还主办了第一次氢能部长级会议,概述了加速氢能技术进步的四个关键领域。

(2)美国:2018年7月,加州燃料电池协会,发布了一份愿景报告, 目标是到2030年,100万辆燃料电池汽车和1000个氢燃料站。

(3)澳大利亚:2018年8月,澳大利亚政府发布了国家氢能路线图,并宣布计划于 2019年12月发布其氢气战略。

(4)韩国:2019年1月,韩国政府宣布了其氢路线图,目标是到2040年,燃料电池汽车的生产能力将达到630万台,氢燃料站将达到1200个。

3. 氢燃料电池成本有望大幅下降,将具有经济性

氢燃料电池汽车、纯电动汽车及插电式混合动力汽车同为当前最具代表性的新能源汽车技术路线。根据 IEA 的技术对比:

(1)从环境影响而言, 当前氢燃料电池汽车的全生命周期排放强度虽普遍高于纯电动汽车,但明显低于燃油汽车;

(2)从车辆性能而言,目前燃料电池乘用车续航里程可达到 500 公里以上,明显高于一般电动汽车续航水平,且氢燃料加注速度快,解决了长期困扰纯电动汽车发展的续航里程焦虑和快速补充能源问题。

(3)在低温启动、电池循环寿命与回收等工程技术层面,氢燃料汽车也接近内燃机车辆水平。

氢燃料电池汽车价格在未来有望大幅下降。2015年,丰田公司宣布最新的氢燃料电池汽车在试运行期价格是6万美元,因为氢燃料电池汽车目前主要是针对高收入群体和汽车技术爱好者,并且要求在居住地附近有相应的加氢站。

根据 IEA 的数据,与其他几种汽车供能方式相比,燃料电池汽车的价格虽然目前价格很高,但未来有很大的下降空间,预计2030年可以下降到现在价格的56%左右,相对其他技术类型的汽车,将具有足够的经济性。

降低成本是发展氢燃料汽车的关键。燃料电池系统的高成本增加了整个汽车的成本,未来的主攻方向是如何在减小成本的同时延长使用寿命。降低燃料电池系统的成本从理论上讲是可行的,并且很大程度上决定了整个汽车的成本。

氢燃料电池汽车同时具备与纯电动汽车相当的节能减排效益和与传统汽柴油汽车相近的车辆性能,是未来极具竞争力的新能源汽车技术路线。特别在货运及重型交通领域,氢燃料电池汽车往往被认为是取代传统燃油汽车的根本途径。

4.氢燃料电池在货运及重型交通等领域具有更强优势

氢燃料电池在重型交通领域,具有明显的优势。随着车重和续航的提升,燃料电池汽车成本将逐步接近甚至低于纯电动汽车。轻型客运方面,续航里程在600公里以内,纯电动汽车的成本要明显低于氢燃料电池汽车,但在600公里以上,电动汽车的成本大幅上升,超过燃料电池汽车成本。重型货运方面,续航里程400公里以上,燃料电池汽车成本将显著低于纯电动汽车成本。因此,相对锂电池,氢燃料电池在重型交通领域,具有更强的技术适应性。

5.客车货车是燃料电池汽车迅速增长的主因

近年来我国燃料电池汽车产销量保持每年千辆左右,主要为客车和专用车辆。据统计2018年我国燃料电池汽车产量1619辆,相比2017年的产量1275辆,同比增加27%。就销量结构上看,我国氢燃料电池车以客车和专用车为主,其中专用车产量(含货车、环卫车等)为909辆,相比2017年增长尤为明显,客车产量为710辆。中通汽车、飞驰汽车两家企业占据全国总产量的70%以上。

6.我国氢燃料电池汽车路线图发布

我国氢燃料电池汽车的发展目标是:到2030年实现百万辆氢燃料电池汽车上路行驶,到2050年与纯电动汽车共同实现汽车零排放。

(1)到2020年,燃料电池汽车示范规模累计达到5000辆,其中,燃料电池商用车占比60%,乘用车占比40%;加氢站超过 100 座。

(2)到2025年,燃料电池汽车推广规模累计达到5万辆,其中,燃料电池商用车1万辆,乘用车4万辆;加氢站超过300座。

(3)到2030年,燃料电池汽车推广累计超过100万辆,加氢站超过1000座,可再生能源制氢达到50%以上。

根据我国氢燃料电池发展路线图,加氢站的规模需要与氢燃料电池汽车相匹配。我国氢燃料电池汽车初期以公交及商用车为主,因此主要以35Mpa加氢站为主。2020年后,氢燃料电池轿车开始推向市场,70Mpa加氢能力的加氢站显著增加。同时,随着加氢站数量的增加,加氢站与加油站、充电站的混合形式能源站成为主要形式。

7.财政持续补贴加速氢燃料电池发展

中央和地方对燃料电池的财政补贴,扶持氢燃料电池快速发展。2019年3月26日,财政部、工信部、科技部和发改委联合发布《关于进一步完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》,补贴政策的主要变化:3月26日-6月25日为过渡期,期间销售上牌的燃料电池汽车按2018年对应标准的0.8倍补贴;地方补贴过渡期后不再对新能源汽车(新能源公交车和燃料电池汽车除外)给予购置补贴,转为用于支持充电(加氢)基础设施“短板”建设和配套运营服务等方面。

二.燃料电池产业链结构:从制氢、储运、加氢、电池系统到应用

在氢燃料电池产业链中,上游是氢气的制取、运输和储藏,在加氢站对氢燃料电池系统进行氢气的加注;中游是电堆等关键零部件的生产,将电堆和配件两大部分进行集成,形成氢燃料电池系统;在下游应用层面,主要有交通运输、便携式电源和固定式电源三个方向。 氢能和燃料电池的关键技术主要是氢能的生产工艺、燃料电池技术、氢燃料的运输与配送等。

图7 :氢气生产提炼途径

1.氢燃料电池汽车的首选是质子交换膜燃料电池

燃料电池的发电原理与电池大致相同,实质是燃料气体和氧化剂发生化学反应。燃料电池主要有三个组成部分:阴极、阳极和电解质。

(1)电解质:电解质材料决定了燃料电池的类型;

(2)阳极:将燃料分解成电子和离子,通常由铂制成;

(3)阴极:将离子转化为水,通常由镍或纳米材料制成。

根据面积,单个燃料电池产生的功率范围为几瓦至约 1kw,电压范围为0.5-1V,通常为 0.7V。未来提供更高的电压和功率,需要借助双极板串联许多燃料电池,这就是所谓的燃料电池的电堆。燃料电池电堆可包括多达几百个单独的电池。不同类型的燃料电池取决于使用的电解质不同。其中,质子交换膜燃料电池(PEMFC)应用范围较广,也是交通领域燃料电池的首选。

2.燃料电池系统:总体技术接近国际先进水平

燃料电池车用动力系统主要包括燃料电池发动机、动力电池、电机驱动系统、控制系统、DCDC 直流变换器。我国攻克了车用燃料电池动力系统集成、控制和适配等关键技术难点,形成了燃料电池系统、动力电池系统、DC/DC(直流/直流)转换器、驱动电机、储氢与供氢系统等关键零部件部件配套研发体系,总体技术接近国际先进水平。以同济大学新能源汽车工程中心为主的氢燃料电池轿车动力系统研发团队和以清华大学汽车安全与节能国家重点实验室为主的氢燃料电池客车动力系统研发团队,在车用燃料电池动力系统平台技术方面取得重要进展。

(1)乘用车方面:国外乘用车厂发动机均采用全功率模式,再加上乘用车内空间有限,因此均使用高压金属板电堆,体积功率密度高(>3kW/L),均实现-25℃以下低温启动,寿命 5000 小时以上,已实现商业化销售。 国内燃料电池乘用车发动机仅有上汽一家自主开发的荣威950轿车(30kW)完成公告认证,其他乘用车企业均采用合作的方式,还处于样车开发阶段,如北汽、广汽、长安、汉腾等。

(2)商用车方面:国外商用车发动机供应商主要有巴拉德、Hydrogenics 和 US Hybrid,这三家企业目前都与国内的企业有合作,发动机均采用石墨板和中低压技术路线,寿命超过10000小时。

国内燃料电池发动机开发模式与国外不同,国外采用全功率型发动机,国内则采用氢-电混合燃料电池发动机。国内有北京亿华通、新源动力、上海重塑、广东国鸿重塑等企业开发出30kW以上燃料电池发动机。目前装载北京亿华通燃料电池发动机的客车租赁车队(北京60辆燃料电池团体客车)和燃料电池公交车车队(张家口74台燃料电池公交车)已正式投入商业化运营;装载上汽集团自主研发的燃料电池发动机的FCV80实现了百台级的销售和日常运营;上海重塑的燃料电池发动机装载了500台物流车投入商业化运营。

3.电池堆:占据燃料电池的主要成本

电堆是燃料电池的主要成本,年产1000套系统与年产50万套系统,电堆占燃料电池成本分别为66%、42%。根据DOE的估算,车用80kW 燃料电池系统成本平均为45美元/kW(年产50万套的规模),其中燃料电池堆成本为19美元/kW。从成本敏感性因素分析来看,膜电极的比功率、贵金属铂的用量及膜成本是决定成本的关键因素。另外,辅助系统关键 部件的成本为26美元/kW,空气压缩机、氢气循环系统、增湿器的成本是关键因素。

电堆是发生电化学反应的场所,也是燃料电池动力系统核心部分,由多个单体电池以串联方式层叠组合构成。将双极板与膜电极交替叠合,各单体之间嵌入密封件,经前、后端板压紧后用螺杆紧固拴牢,即构成燃料电池电堆。电堆工作时,氢气和氧气分别由进口引入,经电堆气体主通道分配至各单电池的双极板,经双极板导流均匀分配至电极,通过电极支撑体与催化剂接触进行电化学反应。

目前国外可以单独供应车用燃料电池电堆的知名企业主要有加拿大的Ballard 和 Hydrogenics,欧洲和美国正在运营的燃料电池公交车绝大多数采用这两家公司的石墨板电堆产品,已经经过了数千万公里、数百万小时的实车运营考验,这两家加拿大电堆企业都已经具备了一定产能,Ballard 还与广东国鸿设立了合资企业生产9SSL电堆。此外还有一些规模较小的电堆开发企业,例如英国的 Erlingklinger,荷兰的 Nedstack 等,在个别项目有过应用,目前产能比较有限。

国内能够独立自主开发电堆有大连新源动力和上海神力企业,大连新源动力采用的是金属板和复合板的技术路线,与上汽合作,开发了荣威950乘用车和上汽V80客车。上海神力成立于1998年,是中国第一家专业的燃料电池电堆研发生产企业,目前两家都建成了燃料电池电堆中试线,正处于从小批量到产业化转化的关键阶段。另外有一些新兴的燃料电池电堆企业,例如弗尔塞、北京氢璞、武汉众宇等,也开发出燃料电池电堆样机和生产线,正处于验证阶段。

4.空压机:

燃料电池氢氧供应的重要部件空压机则是空气压缩机,是车用燃料电池氢氧供应系统的重要部件,它将常压的空气压缩到燃料电池期望的压力,由于燃料电池内部的化学反应对环境“苛刻”的要求,参与反应的空气(其中的氧气)的温度、湿度、压力和流量需要空压机进行控制与调整。常见的空压机类型有滑片式、涡旋式、螺杆式与离心涡轮式等。

螺杆式空压机的优点是压力/流量可以灵活调整、启停方便、安装简单,缺点是噪声大、体积大、质量重和价格高,已在美国GM,PlugPower、加拿大 Ballard 等公司的燃料电池系统中采用。涡轮式空压机容积效率较高,压力与气量连续可调,但尺寸和重量较大,本田和现代等公司已定制开发了空气轴承的涡轮式空压机。目前国内车用燃料电池空压机基本依赖进口,国产的仅广顺空压机在上汽有实际应用。

5.氢气循环泵:国内主要依赖进口设备

典型的氢气供应系统包括高压储氢瓶、减压阀、压力调节阀、循环装置(循环泵或引射器)、稳压罐、传感器、各种电磁阀及管路等。HSS通过高压储氢瓶提供电堆所需的氢气,根据电堆的工况特性,对氢气进行调压、加热、加湿,并通过循环装置对电堆出口氢气进行循环利用。为保证 PEMFC 稳定高效运行,同时提高氢气利用率,通常采用氢气循环的方法,即氢气把电堆内部生成的水带出后,经水气分离装置将液态水分离,再将氢气循环送回到电堆阳极重复使用,同时对新鲜氢气进行加湿。目前氢气循环泵依赖进口,美国 Park 公司开发出氢气循环泵可用于不同的氢燃料电池汽车。国内目前没有替代品,主要是由于氢气循环泵的氢气密封和水汽腐蚀和冲击问题难以解决,国外也仅有几家能够提供解决方案。国内雪人股份、广顺新能源、汉钟精机等企业正在进行氢气循环泵的研发。

加湿器:国际主流技术为 Gas-to-Gas 目前国际上的主流技术是 Gas-to-Gas 加湿器。国外已经有许多厂家开发出加湿器,并已形成产品,能够满足备用电源到氢燃料电池公交车用加湿需要。如美国的 Perma-Pure 生产的管式加湿器、加拿大 Dipont 生产的板式加湿器、德国 Mann-Hummel 生产的板式和管式加湿器和德国FreudenbergFCCT 生产的管式加湿器等。国内生产燃料电池车用加湿器的厂家非常少,且性能亟待提高。

储氢瓶:国外以 70MPa IV 型瓶为主 车载供氢系统为燃料电池发动机提供燃料供给,分硬件和控制系统两部分;硬件系统包括碳纤维缠绕铝内胆储氢瓶、组合式瓶阀、溢流阀、减压阀、压力/温度传感器等组成。

我国使用的压力为 35MPa 的碳纤维缠绕金属内胆气瓶(III 型)的储氢密度为3.9%,通过提高压力到70MPa可达5%;而采用碳纤维缠绕塑料内胆气瓶(IV 型瓶)储氢密度可以进一步提高到5.5%。我们在IV 型气瓶方面尚没有掌握制造技术,在70MPa的III型气瓶方面仅有研发成果,没有产品。

制氢:SMR 和碱性电解槽是经济性相对较好的方式

我国氢气产能超过2000 万t/a,但生产主要依赖化石能源,消费主要作为工业原料,清洁能源制氢和氢能的能源化利用规模较小。

(1)氢气供给:国内由煤、天然气、石油等化石燃料生产的氢气占比接近70%,工业副产氢(焦炉煤气、氯碱等)占比约为30%,电解水制氢占比不到1%。

(2)氢气需求:基本为工业用途,如合成氨、合成甲醇、石油炼化等;用于交通领域的燃料电池汽车占比不到1%。

氢气的生产工艺主要有蒸汽甲烷重整和电解制氢两种。

(1)重整制氢:根据IEA数据,全球48%的氢气是由天然气通过蒸汽甲烷重整工艺(SMR)生产,即在高温、催化剂的作用下,甲烷和水蒸气发生的反应生成氢气的过程。用这种方法大规模生产氢气的成本主要由天然气价格决定,例如目前美国天然气的价格是0.9美元/kg,欧洲的天然气2.2美元/kg,日本的天然气3.2/kg。

(2)电解制氢:电解法是通过施加一个直流电把水分离成氢气和氧气,把电能转化成化学能。2014年,全球大约安装了 8GW电解能力的电解氢设备。不同类型的电解槽可以按电解质和电荷载体的不同,分成碱性电解槽、质子交换膜(PEM)电解槽和固体氧化物(SO)电解槽等。碱性电解槽是目前最成熟的技术,并且投资成本比其他的电解槽要低很多,但是PEM电解槽和SO电解槽更有希望降低成本和提高效率。电解氢的成本取决于电力成本以及电解槽的投资成本。为了最大限度地降低电力成本,很多电解氢的设备选择接入价格低廉的可再生能源,如光伏和风电。

储存:压缩机是储氢的关键技术

通常制氢后得到的氢气通过压缩途径储存。将氢气通过压缩机压缩,存储在中低压压力等级的储氢罐。当制得的氢气量足够大时,利用地下气穴储存,地下存储的氢气压力水平范围为2MPa至18MPa。若设备允许,氢气可以通过低温液化,储存到低温储氢罐,其储氢量相比压缩储氢要 大得多;同等空间下,压缩储氢提供氢储量100kWh,而低温液态存储可达100GWh。对于压缩氢气储氢,压缩机是储氢的关键技术。

运输:氢能运输能力有待提升

相比上游制氢行业,氢能储运和加注产业化较为滞后。压缩氢气与液态、固态和有机液体储氢技术相比相对成熟,但产业化仍有距离。我国压缩氢气主要通过气氢拖车和氢气管道两种方式运输。

(1)气氢拖车:装运的氢气重量只占运输总重量的 1%~2%,比较适用于运输距离较近、输送量较低、氢气日用量为吨级或以下的用户。目前,国内加氢站的外进氢气均采用气氢拖车进行运输。

(2)气氢管道:运输应用于大规模、长距离的氢气运输,可有效降低运输成本。国外气氢管道输送相对国内较成熟,美国、欧洲已分别建成2400 km、1500 km 的输氢管道。我国目前氢气管网仅有300~400 km, 最长的输氢管线为“ 巴陵- 长岭”氢气管道,全长约42km、压力为4 MPa。

加氢:燃料电池汽车普及的关键因素

加氢站是燃料电池汽车供应链中一个至关重要的因素,提供加氢站网络建设是普及燃料电池车的先决条件。加氢站的设置在很大程度上是由每日氢燃料的需求量、车载氢燃料的储存方式,以及氢燃料的制造和运输方式等决定的。 不同规模的加氢站采用不同的运输方式。一个小的加氢站初始阶段可能每天只需要 50kg到100kg,但是在成熟以后的市场里,加氢站每天可能会需要2000kg 氢燃料。对于小加氢站,可以采用氢气气体罐运输或者现场制氢,而对于日用氢量大于500kg 且没有现场制氢的加氢站,液化运输和管道运输是最好选择。

在终端加氢设施方面,截至2018年9月,我国在运营的加氢站有17座,在建的加氢站38座。目前国内已建和在建站以35 MPa为主,也正在规划建设70MPa加氢站,暂无液氢加氢站。

根据 LBST 的数据,2018年全球运营的加氢站数量达到369座,主要分布在日本、美国、德国,前三个国家拥有全球2/3的加氢站。其中,日本运营数量102座,美国77座,德国66座,法国17座,英国17座,中国15座。运营 369 座加氢站中,其中273座对外开放,其余的仅限对公共汽车等开放。

全球范围来看,我国加氢站建设相对缓慢。(1)氢能需求不足,导致加氢站投入平均成本过高、难以大规模铺设;(2)国内加氢站成本过高,建设及运营经验不足,加氢站建设运营管理制度体系缺位,加氢站建设运营等行政审批程序不通畅等多方面因素,又使得我国加氢站推广缓慢。

加氢站压缩机为主要成本构成

加氢站成本构成主要为压缩机。根据交能网数据,目前加氢站建设成本较高,我国一个日加氢能力为 200kg的加氢站成本约为1000万元,欧洲同等量级的加氢站所需成本与国内相当。

建设成本方面,对应日加氢量为200kg 的串级高压储氢加氢站,其成本42%约为压缩机。其次是储氢设备占比约为19%;冷却设备占比约11%。对于采用低温液态氢的加氢站,避免了压缩机、冷却设备的投入,成本将在600万元以下。

运营成本方面,能耗来自增压设备和冷却设备的能耗,低温液态加氢,不需要冷却装置,增压能耗较低,因此液态加氢站的运营成本也相对气体加氢站较低;但如果制氢地点与加氢站距离较近时,氢气液化和液态氢气的运输成本都更高,将导致终端成本较高。因此,加氢站的设计应当因地制宜,综合各项成本。

燃料电池制氢成本

终端用氢成本主要包括制氢、储氢、加氢等三部分。根据国家发改委能源研究所测算,终端用氢价格在35-50元/kg,预计随着用氢规模扩大、技术进步等,用氢成本将下降至25-40元/kg。

制氢成本:电解制氢成本较高,是清洁、高纯度方式 从制氢成本来看,采用不同方式制氢的成本差异较大。以下数据来自国家发改委能源研究所的测算。

(1)化石能源制氢:以煤制氢和天然气制氢为主的化石能源制氢技术, 具有产量大以及价格相对较低的优点,以当前国内煤炭和天然气主流价 格计算,氢气成本在 10~15 元/kg;缺点是在生产过程中碳排放较大,而 且成本易受原材料价格波动的影响,尤其是天然气价格波动。

(2)工业副产氢:工业副产气制氢主要是从氯碱工业副产气、煤化工焦炉煤气、合成氨产生的尾气、炼油厂副产尾气中进行提纯制氢,最常用的是变压吸附技术(PSA)进行提纯。目前采用 PSA 技术的焦炉煤气制氢、氯碱尾气制氢等装置已经得到推广应用,规模化的提纯成本约 3~5元/kg,计入气体成本后氢气价格约 8~14 元/kg,具有较高的成本优势。

(3)电解制氢:水电解制氢则是一种清洁、无污染、高纯度制氢的方式,但是其成本较高。目前每生产1m3常温常压氢气需要消耗电能大约5~5.5kWh,采用最便宜的谷电制氢(如0.3元/kWh),加上电费以外的固定成本(约0.3~0.5元/m3), 综合成本在 1.8~2.0 元/m3,即制氢成本为 20~22元/kg。 如果是利用当前的可再生能源弃电制氢,弃电按0.1 元/kWh 计算,则制氢成本可下降至约 10元/kg,这和煤制氢或天然气制氢的价格相当;但是电价如果按照2017年的全国大工业平均电价0.6元/kWh 计算,则制氢成本约为38元/kWh,成本远高于其他制氢方式。

储氢、加氢成本

从氢气储运来看,成本与储运距离和储运量有密切关系,目前市场需求量较小,高压储氢罐拖车运输百公里储运成本高达20元/kg。随着氢能应用规模的扩大、储氢密度提升以及管道运输的引入,未来氢能储运成本具有较大下降空间。对于加氢站环节,由于当前设备较贵,用氢量小,因此目前加注环节的成本约 10 元/kg。综合考虑各环节,当前终端用氢价格在 35~50 元/kg。随着用氢规模扩大以及技术进步,用氢成本将明显下降,预计未来终端用氢价格将降至 25~40 元/kg。因此,按照百公里用氢 1 kg 计算,燃料电池乘用车百公里用能成本略低于燃油车,但是要比动力电池乘用车百公里用电价格(居民用电约百公里 10 元,工商业用电百公里约 20~30元)高。

未来燃料电池将低于锂电池

由于产量规模较小,我国燃料电池成本较高。对于燃料电池汽车,目前国内车用燃料电池成本还高达 5000元/kW 以上,因此整车成本远高于 动力电池汽车和燃油车。目前制约燃料电池车应用的最大因素也是车的成本太高,主要是由于燃料电池组产量低,使得单价居高不下。随着生产规模的扩大,燃料电池成本有望大幅下降。根据美国能源部(DOE)由学习曲线做的燃料电池成本和产量关系的测算,基于 2020 年的技术水平,在年产 50 万套 80 kW 电堆的规模下,质子交换膜(PEM)燃料电池系统成本可降低到 40 美元/kW(约合 260 元/kW),即 80 kW燃料电池汽车的电池系统总价约 2 万元。而按照国际能源署预测,2030 年锂离子电池系统成本有望降低至 100 美元,同等水平的 60 kWh 动力电池车电池系统总价约为 4 万元。

从长期来看,未来燃料电池汽车成本有望比动力电池汽车更低, 和燃油车的成本相当。燃料电池成本下降速率将明显高于锂离子电池, 其原因主要在于:①目前锂离子电池产业已具备较大规模,成本下降速 率已逐渐趋于稳定,而燃料电池产业仍处在发展初期,其成本具有巨大下降潜力;②电堆是燃料电池成本的主要组成部分,电堆中除铂催化剂外,其他材料包括石墨、聚合物膜、钢等,几乎不存在类似于锂、钴、镍等稀缺材料对锂电池成本的刚性限制。而且近 10 年来在技术进步推动下,单位功率铂用量大幅下降,丰田 Mirai 燃料电池铂含量仅约0.2g/kW,未来有望降低至0.1 g/kW 以下,且铂可以回收利用,可以有效降低电堆成本。

三.国内产业链上市公司分析

雪人股份:掌握上游“水电解制氢+加氢站+氢液化技术”,覆盖下游“燃料电池+空气供给系统+氢循环泵”完整的氢能源产业链布局

参股 Hydrogenics 与 Opcon,布局氢能产业雪人股份主业为制冰设备、压缩机系统应用,借助其拥有的燃料电池空气循环系统、氢气循环泵等核心技术先发优势,2016 年起开始布局氢产业链,通过一系列国际并购、控股或者参股,引进氢能与燃料电池领域国际先进技术。

目前,雪人股份掌握上游“水电解制氢+加氢站+氢液化技术”,覆盖下游“燃料电池+空气供给系统+氢循环泵”完整的氢能源产业链布局。2017年通过产业基金,以2100万美元对价认购加拿大氢燃料电池生产商Hydrogenics公司(水吉能17.6%股权。Hydrogenics 主营基于水电解和质子交换膜(PEM)技术的氢气发电、储能和燃料电池的产品。 Hydrogenics 为全球范围内的用户提供电解制氢设备、电动交通工具(如城市公交、船舶、叉车、多用途运载车)燃料电池、燃料电池 UPS 和发电站,同时拥有全球顶尖的“电能-气体”转换储能技术之一。2018 年上半年,雪人积极推进“AUTOROTOR”(Opcon 下属品牌)氢燃料电池双螺杆空气循环系统研发与产业化,产品应用于轻轨、巴士、乘用车等多种交通运输工具及分布式能源领域,“AUTOROTOR”空气循环系统参与的欧洲洁净城市运输项目的燃料电池巴士自 2006 年运行至今运行里程超过 300 万公里。此外,雪人与水吉能合作开发商用大巴和物流车的氢燃料电池电堆,与国内外众多氢燃料汽车生产企业和研究机构展开技术合作。

2019 年 3 月 20 日,雪人股份与重庆两江新区管理委员会、重庆市经济和信息化委员会签署了《投资燃料电池发动机及其核心零部件制造项目合作协议》。公司拟在重庆市两江新区投资设立燃料电池发动机及其核心零部件制造项目,项目拟总投资 45.5 亿元,将通过三期建设,最终达到年产 10 万套燃料电池发动机及电堆等核心部件的产能。同时在重庆市分期建设 35 座加氢站。

金通灵:切入生物质提氢,开展燃料电池业务

金通灵主业为高端流体机械研发制造,多年来在鼓风机行业保持龙头地位,2012 年开始研发离心压缩机、汽轮机等高端装备,目前已基本形成鼓风机、压缩机、汽轮机三大高端流体机械装备布局,下游应用主要包括污水处理、余热发电等领域。

2015年,金通灵完成对高邮林源收购,进军生物质气化领域。收购完成后,金通灵对其气化岛和发电岛进行改造。目前,高邮林源经过10余年研发,已建成生物质燃气1.6万方/小时的生产能力,其中氢气体积分数在20-30%,同时配套有多元化生物质燃气净化系统、10MW发电系统,燃气同时应用于工业锅炉供热工程。

2018年8月,金通灵与华东理工(国内生物质热解气化工程一流水平)、蓝博净化(中科院合作企业,主营气体提纯)签署《生物质气化提氢产业化》协议,目标在高邮林源生物质气化项目基础上,建成国内首套秸秆气化提氢2000万立方米(按照标准状态密度,约1780 吨),配套提取高浓度氢气工艺和液化工艺。

2019年3月,金通灵与黑龙江安达政府签订《2×1 亿立方生物质天然气提氢项目》合作协议,由金通灵参股运营,预计两期总投资约人民币7 亿元,建设周期不超过 18 个月。生物质气化技术采用高邮林源技术路径,提氢技术采用西南化工研究设计院公司变压吸附系统,对生物质燃气进行分离提氢,根据市场需要分别制成工业用氢气、天然气掺氢用氢气、氢能源汽车用氢气。

汉钟精机:空压机研发成功,氢回收泵进展良好

公司专门从事螺杆式压缩机相应技术的研制开发、生产销售及售后服务,主要产品有螺杆式制冷压缩机和螺杆式空气压缩机,其中螺杆式制冷压缩机主要应用于制冷工业中的大型商用中央空调设备和冷冻冷藏设备, 螺杆式空气压缩机主要应用在工业自动化领域。 公司已研发出应用于燃料电池产业的空气压缩机产品,目前正和下游积极配合,处于测试阶段。同时正加速推进涡旋、离心式空气压缩机及氢回收泵的进度,预计在2019年陆续推出相关产品。

贵研铂业:质子膜燃料电池的电极催化剂

公司是从事贵金属研究、开发和生产经营的国家级高新技术企业。公司已经布局燃料电池催化剂业务,铂基催化剂是质子交换膜燃料电池的关键组成部分,质子膜燃料电池的阳极和阴极均需电极催化剂。因为质子膜燃料电池中的电解液是酸性的,铂基催化剂能够在酸性材料中保持相对稳定。公司在燃料电池催化剂方面的布局较早,与上海汽车集团合作已达3年,目前已经研发出铂基催化剂交付于上汽集团。

卫星石化:与浙江能源基因建立战略合作构建氢能产业链

公司是国内最大、全球前五大丙烯酸制造商,是国内第一家以丙烷为原料形成C₃产业一体化格局的民营上市企业。公司集研发、生产、销售、物流于一体,涵盖从丙烯、聚丙烯、丙烯酸、高纯度丙烯酸,到丙烯酸酯、高分子乳液、高吸水性树脂等10多个大类产品。

目前,公司90万吨PDH装置副产氢气除配套22万吨双氧水装置外,富余氢气3.0万吨,在建的烯烃综合利用项目建成后将富余氢气约25万吨/年,合计年产富余氢气达30万吨,为国内氢能开发利用贡献低成本、高质量的氢源,成为国内富余氢源供应的龙头。

4月12日,公司设立浙江卫星氢能科技有限公司,更好地发挥丙烷脱氢、乙烷裂解的清洁工艺优势,将生产过程中富余的氢气,开展氢能源业务拓展、参与氢能利用技术开发、寻求加氢站建设。

4月29日,浙江省能源集团有限公司与公司决定建立战略伙伴关系,研究和推进构建氢能产业链,签订《浙江省能源集团有限公司与浙江卫星石化股份有限公司战略合作框架协议》。浙江省加氢站建设示范试点由浙能集团牵头,探索加氢站安全标准体系建设,到2022年依托综合供能服务站建成加氢示范站20座,开展液氢制备、储运、加注、供应完整产业链示范,建立一体化液氢综合体系。

浙能集团发挥其省属能源企业全产业链优势,依托综合供能站建设,布局覆盖全省的氢能供给网络。卫星石化发挥其工业副产氢富余优势,为浙能集团氢能供应提供保障,并双方优先探索更深层次的氢能开发合作模式。返回搜狐,查看更多

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