本国燃料电瓶行业关键本事待突破【北京赛车官

日期:2019-11-03编辑作者:北京赛车官方正版投注

2018年以前,国家宏观政策主要关注燃料电池、氢能利用的顶层设计和财政补贴等。但进入2019年以来,各地政府对于燃料电池汽车行业的关注度有了明显提升,多方位的政策不断加码,并且尤为关注广大下游应用端的积极推广,这种趋势已经表明我国政府对于燃料电池汽车的发展方向及应用推广有了很强的自信心,并试图通过多种市场化的手段,积极的产业政策引导燃料电池行业健康发展。

加氢站单站建设成本1200-2000万元,国内70MPa储氢罐技术待攻克。加氢站的主要设施包括储氢装置、压缩设备、加注设备和站控系统等。目前一个加氢站的建设成本平均1200万-2000万元,其中压缩机成本为最高,约占总成本的30%。国内在35MPa储氢罐、加注机等配套设备上已经实现量产,只在耐高压阀门等少数零部件上依赖进口。可以推测,随着加氢站建设规模扩大,加氢站所需设备、零部件的成本将因为规模效应大大降低,从而使加氢站的建设成本大幅度减小。加氢站的储氢罐多采用低压、中压、高压三级压力存储。根据国际经验,35MPa储氢罐的氢燃料电池汽车续航里程基本能够满足日常出行需求。70MPa储氢罐虽然安全性和轻便性更好,但目前制造储罐的碳纤维等原材料价格昂贵、罐体结构复杂、制作技术难度高。

(资料来源:金智创新行业研究中心)

1、燃料电池产业已经成为国家战略层面关注焦点

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图2 2017年制氢方法氢气产量占比结构

3、产业链逐步完善,关键技术有待突破

加氢站:建设和运营补贴同步推进。按照《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》规划,2019-2030年我国将新建加氢站900余座,以单站建设投资1500万元,单站补贴300万计算,加氢站投资市场规模在135亿元左右,政策建设补贴在27亿元左右。此外,部分地方政府还对加氢站运营进行补贴,例如佛山市2018-19年度对加氢站销售价格为40元及以下的氢气给予20元/kg的补贴;2020-21年度,对销售价格为35元及以下的氢气给予14元/kg的补贴。

截止2018年底,国内已建成及在建的加氢站共有31座,分别位于北京、上海、江苏、大连、安徽、河南、广东、四川等地,全国各地很多城市也都在规划建设加氢站,参与建设的企业主要是涉及氢能上下游产业业务的相关企业,如上海氢枫、上海舜华等。

另外,各级地方政府也积极出台燃料电池汽车扶持性配套政策。地方政府的积极响应将有助于加快燃料电池汽车在各地终端市场的落地,及示范效应的形成。中央及地方政策配合,将有望在燃料电池汽车行业复制过去电动汽车行业的快速增长。

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2018年,国内燃料电池汽车销量为1619辆,仅占新能源汽车总销量的0.12%,销售的汽车均为商用车,相对于我国2018年商用车437.1万辆的总销量,仅占0.03%,基础设施建设的滞后和过高的成本都阻碍了燃料电池的市场推广进度。

5、中国燃料电池未来空间广阔

国家能源集团牵头成立氢能产业联盟。自2018年国务院总理参观日本丰田氢燃料电池汽车后,国家能源集团牵头成立了中国氢能源及燃料电池产业创新联盟,组成单位包括国家电网、东方电气、航天科技、中船重工、宝武钢铁、中国中车、三峡集团、中国一汽、东风汽车、中国钢研国等18家单位组成的跨学科、跨行业、跨部门的国家级氢能产业联盟。该联盟的成立将从全产业链的角度,推动包括汽车,能源,化工,材料等行业之间的交流,合作与协同,并将加大研发投入,开展试点示范,破解氢燃料电池汽车产业化、商业化的难题。

燃料电池系统关键部件由催化剂、质子交换膜、气体扩散层组成的膜电极,和双极板构成,两者共占燃料电池约90%的成本,只有大幅度降低关键材料的成本,才能使燃料电池具备大规模应用的可能。

近年来,国内燃料电池电堆产业链持续进步,在关键零部件方面已经具备一定的国产化能力。我们相信随着国内燃料电池产业不断发展、国产化进程持续推进,燃料电池核心部件厂商将获得良好的发展机遇。

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图1 氢能源产业链及重点企业

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民企设备商加大投入,布局氢站建设。卫星石化、美锦能源、鸿达兴业、京城股份等数家公司公告参与加氢站建设。具备氢气产能、资金实力、相关设备研发技术的企业,有望凭借自身优势,向氢能源产业链中下游布局。

摘要:近年来,氢能源产业发展提速,随着下游应用的逐步推广,带动了氢能源产业链的协同发展。本文介绍了产业链的各个环节,认为全产业链均存在技术障碍制约产业化发展,是产业发展的焦点。

我国电动汽车产业在国家政策的扶持下,近年来实现了迅猛的发展,现在已拥有较为成熟的产业链基础,因此,最近我国的新能源汽车产业政策的重心已逐步由电动汽车转移至燃料电池汽车领域,并致力于推动燃料电池汽车产业化进程。

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(资料来源:金智创新行业研究中心)

日本是燃料电池技术发展最为早期也是最为成熟的国家:日本早在2009年就发布了《燃料电池汽车和加氢站2015年商业化路线图》,2014年,日本出台的《氢能/燃料电池战略发展路线图》明确了氢能三步走发展战略:日本以发展民用为主,预计到2030年燃料电池装置使用量达到530万台。而美国燃料电池技术路线是走军民两用的路线,美国政府近年来大力支持包括燃料电池在内的清洁能源技术的发展,美国能源部、各大州相继出台扶持政策,希望通过政府扶持的举措推进燃料电池的普及。不仅仅在民用端,在潜艇等军事设备也均有应用。

我国燃料电池汽车进入导入期,电池关键零部件处于示范应用阶段。我国燃料电池汽车最早应用于2008年北京奥运会的23辆客车,以及2010年上海世博会的196辆客车。2015年12月首辆燃料电池商用车上市出售。目前燃料电池汽车保有量接近3000辆,加氢站约30座,已步入导入期。在燃料电池技术领域,我国已经掌握了诸如电催化剂、质子交换膜、双极板材料等关键技术,与国外先进水平保持同步,但在关键零部件规模生产和电堆批量组装及相关性能指标,我国还落后于世界先进国家。目前国内车用燃料电池成本仍高达5000元/kW,整车成本远高于动力电池汽车和燃油车。燃料电池成本高主要是由于燃料电池组产量低,使得单价居高不下。

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2、日美发展模式值得借鉴

氢能产业迎来政策、技术和市场机遇

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4、质子交换膜燃料电池空间广阔

技术革新、政策支持和市场普及是氢能产业实现规模化的关键。根据《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》,我国将于2020年实现燃料电池汽车批量生产和规模化示范应用。我们认为发展氢能源产业面临前所未有的机遇:一是技术革新,大规模低成本制氢路径选择、低成本储运氢气、贵金属成本高、催化剂易中毒等问题已经有改善的技术;二是政策支持,配套政策和资金有利于解决加氢站前期资金投入大、氢站运营的安监审批难等问题。三是市场普及,氢能终端使用成本降低至比汽油便宜指日可待,消费者对于氢燃料汽车的有效需求将大幅提升,进而促进整个产业的快速发展。

(资料来源:DOE、金智创新行业研究中心整理)

燃料电池行业短期发展要靠补贴政策的强有力推动,长期发展还需要依靠技术的进步、产业链的完善、成本降低:氢燃料电池汽车具有动力性能高、加氢快、充电快、续航里程长、接近零排放等诸多优点。从发展现状看,燃料电池汽车商业化的关键是降低成本,包括电堆以及相关核心材料等。另外,加氢站数量少也是制约产业发展的一大瓶颈。2019年有望正式实施"十城千辆"计划,将通过政策补贴的方式给予燃料电池产业快速发展的推动力。长期来看:中国要赶上日美技术水平,并实现大规模商业化,仍然存在关键瓶颈问题:一是关键技术不成熟、未实现国产化,其二是制氢、储氢、运氢、加氢站产业链发展和基础设施配套尚不完善。未来产业发展将走出分化行业,在技术进步中具备优势的企业将快速成长。 中国燃料电池产业目前处于萌芽时期,商用车是规模化应用的先锋。公共交通的平均成本低,形成规模后带动燃料电池成本和氢气成本下降;另一方面商用车行驶在固定的线路上且车辆集中,建设配套的加氢站比较容易。2018年中国燃料电池汽车产销均完成1527辆,包括1418辆燃料电池客车以及109辆燃料电池货车,而国内商用车销量为437.1万辆,燃料电池汽车渗透率仅0.03%,未来发展空间可观。

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(资料来源:金智创新行业研究中心整理)

质子交换膜燃料电池,因其工作温度低、启动速度快,燃料电池在交通动力领域具有广阔的应用前景。目前主流的燃料电池汽车均采用PEM燃料电池。PEM燃料电池的成本是限制其商业应用的主要原因之一,目前燃料电池系统占燃料电池汽车的成本比例约为50%。另一方面,PEM燃料电池成本具有很大的下降空间。根据DOE统计,燃料电池成本已有2006年的124美元/kW下降到了2017年的45美元/kW。DOE预计燃料电池系统成本到2020年将下降至40美元/kW,并最终下降至30美元/kW;燃料电池电堆成本到2020年下降至20美元/kW,并最终下降至15美元/kW;预计膜电极成本到2020年下降至14美元/kW。

»产业资本积极响应,产业链有望起步加速

燃料电池汽车占新能源汽车总量0.12%,基础设施滞后制约产业发展

中国经过多年的燃料电池技术积累,燃料电池产业链已经在氢气制备、氢气储运及氢气加注等配套环节取得了长途进步,目前已经具备了全面产业化的基础。例如,在氢气制备方面,短期内,氯碱和焦化的副产氢靠近负荷中心,足以满足对低成本氢源的需求;长期来看,煤制氢和弃风弃光制氢将是主要的氢源供应。在氢气储运方面,短期国内氢源主要为靠近负荷中心的工业副产氢,低成本、适宜短距离运输的长管拖车将是氢气的主要储运方式;随着国内煤制氢和弃风弃光制氢规模逐渐扩大,适宜长距离、大规模运输的液氢槽车将逐步成为主流。而从加氢站的建设进度看,全国主要区域已经在陆续开展规模建设当中。

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氢燃料电池汽车综合使用成本仍高于电动车。氢燃料电池汽车综合使用成本包括购车成本和使用成本。以丰田Mirai为例,补贴后购车成本和5年使用成本分别达5万美金/辆和0.8万美金/辆,略超出现代Loniq电动车综合价格。

图4 2015~2018年国内燃料电池汽车销量

2.其他标的:鸿达兴业,东岳集团等。

氢能源产业链细分领域多,下游交通领域是发展主推力。氢能源主产业链包括上游氢气制备、中游氢气运输储存、下游加氢站、氢能源燃料电池及其应用等多个环节。随着技术的进步,下游应用环节不断完善,成为推动氢能源产业发展的主要动力。

我国加气站建设初期依靠政策支持打破僵局。我国加氢站整体建设已经具备国产化能力。目前加氢站布局滞后的原因在于加氢站盈利与单站加氢量密切相关,燃料电池车处于应用早期,市场规模小,存在政策审批、标准缺乏、建设运营成本高等问题。目前加注环节的成本约10元/kg,一座加氢站的投入大约为2000万元,大大高于加油站的建设成本,其中约60%的成本用于站点维持。因此,加氢站的建设和运营初期依靠政府的财政补贴。随着政策补贴落地和市场扩大,我国加氢站将打破布局滞后的问题。

从制氢的方式来看,目前,制氢技术主要有传统能源和生物质的热化学重整、水的电解和光解。全球96%的氢气来源于化石燃料,还有4%来自于电解水,其中,天然气制氢是现今最主流的形式。但由于碳排放、环保和可持续发展因素,电解水制氢有望逐渐扩大制氢份额,成为未来氢气制取的主流方式。

石化央企具有氢能全产业链布局的优势。以中石化、中石油、中海油、浙石化等公司拥有上游氢资源优势,以及下游大量传统加油站和完善的供应链体系,加氢站的改建有天然的场地优势和供应成本优势。中石化3月25日在2018年报中首次加入“推动加氢站、充换电站取得实质性突破”。目前中国石化氢气年产量达200~300万吨,未来氢气成本可低至20元-30元/kg。产氢方式主要为三种:制氢装置产氢、炼油重整副产氢、乙烯生产副产氢,氢气纯度高,具备大规模生成能力,可保证充足气源供应。中国石化在加氢站建设方面已做出总体部署和安排,积极推进加氢站建设。完善的油站网络可有效缓解加氢站用地及审批压力,丰富的安全生产管理经验有助于加氢站安全运营,充足的石化资源和熟练的制氢技术可有效支持氢能生产与供应;2018年10月,浙江省石油股份有限公司计划到2022年,建成700座集油、气、电和氢能为一体的数字化综合供能服务站;到2025年,扩大到1000座。

储运氢方法主要分为低温液态、高压气态和储氢材料三种。高压气态储运氢成为市场主流主要是因其简便易行、充放气速度快、在常温下就可进行,同时成本较低决定的,但是气态储氢普遍存在安全隐患;低温液态储氢技术难度大、成本高、能量损失大,需要极好的绝热装置来隔热等因素,在短期内也难以实现突破发展。固态储氢材料储氢性能卓越,未来随着储氢合金使用便利性提升和成本降低,其有望成为未来主流的储氢方式。

2019年以来政策向基础设施建设、关键零部件制造和配套运营服务等供给端倾斜。2019年初以来,指向制氢、储氢、运氢和加氢基础设施“短板”建设的政策密度逐渐加大。产业结构调整指导目录(2019年本,征求意见稿)》鼓励发展高效制氢、运氢及高密度储氢技术开发应用及设备制造,加氢站、新能源汽车关键零部件。同时据报道,十城千辆计划将在2019年正式执行,计划3年,每年发展10个城市,每个城市推出1000辆新能源汽车开展示范运行。此推广举措,会给市场上带来大量燃料电池汽车订单,并进一步带动燃料电池汽车市场需求。

燃料电池系统关键部件依赖进口,制约大规模应用发展

加氢规模扩大、综合建站有望降低建设成本。据DOE可再生能源实验室的数据,单站加氢能力450kg/天的加氢站建设成本折合人民币约1800万元,氢气成本32元/kg;大型的加氢站建设成本约2800万元,单位加氢能力的建设成本可以下降50%,氢气成本22元/kg。国内加氢站、加油站、加气站、充电站“四站联建”的综合能源站模式目前处于可行性研究和试点阶段,有望降低单一加氢站的投资成本,加速加氢站的规划布局。随着国家政策对氢燃料电池车的持续支持及各地区加氢站建设补贴的陆续出台,中国加氢站建设从前期的日加注量200kg逐渐向500kg甚至1000kg以上增加。

加氢站核心设备依赖进口,成本居高不下

经济、实用是氢能产业化的根本动力。终端用氢成本降低应从制氢、储运、加氢等方面综合考虑,通盘优化有望降低用氢平均成本。

国内加氢站核心设备研制处于起步阶段,核心设备主要依赖进口。在成本上,氢气压缩机、高压储氢罐、氢气加注机分别占加氢站建设总成本的30%、11%和13%,是加氢站系统的三大核心装备。

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图5 加氢站建设成本构成

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氢能源产业链细分领域多,下游交通领域是发展主推力。天然气制氢仍是市场主导,电解水制氢技术有望成为主流;燃料电池系统关键部件依赖进口,制约大规模应用发展;燃料电池汽车占新能源汽车总量0.12%,基础设施滞后制约产业发展;加氢站核心设备依赖进口,成本居高不下。推进技术进步与国产化,降低产业链关键环节的成本,是氢能源产业的发展趋势。

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小结

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气态储运氢是市场主流,固态储运氢发展潜力巨大

各国纷纷推出氢燃料电池车补贴政策和规划,加快产业化进程。西方各国纷纷推出产业扶持和规划等相关政策,从基础科学研究、购置补贴、基础设施建设、战略联盟等各个方面对行业的发展进行推动。政策包括两方面:供给端政策主要是加大氢燃料电池车型的研发投入奖励,加快加氢站等相关配套设施建设等。需求端政策主要是购车补贴,税收优惠等措施。

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氢能源是传统能源和新能源的互联媒介,有望成为未来能源消费的主体。氢能源是支撑未来能源清洁转型的二次能源,也是实现电力、热力、液体燃料等各种能源品种之间转化的媒介。当前能源体系主要由电网、热网、油气管网共同构成,凭借燃料电池技术,氢能可以在不同能源网络之间进行转化,可同时将可再生能源与化石燃料转化成电力和热力,也可通过逆反应产生氢燃料替代化石燃料或进行能源存储,从而实现不同能源网络之间的协同优化。

图3 燃料电池系统成本构成

产量规模效应,燃料电池系统成本有望下降至40美元/kW。据美国能源部测算,随着生产规模的扩大化,燃料电池系统的成本将大幅下降。基于2020年的技术水平,在年产50万套80kW电堆的规模下,质子交换膜燃料电池系统成本可降低到40美元/kW(约合260元/kW),即80kW燃料电池汽车的电池系统总价约2万元。

天然气制氢仍是市场主导,电解水制氢技术有望成为主流

液氢储氢、有机液态储氢、固态储氢未来占比有望扩大。液氢储氢体积储氢密度高,但耗能高、安全隐患大;有机氢化物和液氨储运氢储氢量高,可利用现有油气设施储运,但需在复杂反应装置中,通过外供热催化反应,实现加氢、脱氢,产品气中可能伴有气体和蒸汽杂质。固态储氢是以金属氢化物、化学氢化物等作为储氢载体,通过化学吸附方式储氢,其储氢密度高于高压氢和液氢,或最有可能满足车载储氢技术要求,但需解决重量储氢率低、放氢温度高和充氢速度慢等问题。值得关注的是新型高压/低温复合储氢技术。

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(资料来源:公开资料整理)

政策力度不及预期。随着燃料电池的推广,2020年以后的政策补贴力度有边际收紧的可能性,存在补贴退坡的风险。

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全球燃料电池出货量和产值有望继续高速增长。据The Fuel Cell Industry Review的数据,2017年全球燃料电池的出货量达到670MW,同比增长30%,其中PEMFC质子交换膜燃料电池占比最高,出货量466.7MW。据中商产业研究院数据,2017年中国燃料电池出货量约为16MW,同比增长18.5%,2018年达到20.3MW,同比增长26.9%,增长趋势提升。据日本富士经济社的数据,2018年全球燃料电池系统的市场规模达到2184亿日元,亚洲市场规模45亿日元。在基础设施开发和技术示范推广后,亚洲市场将迅速扩大,预测至2030年市场规模将扩大50倍,达到2230亿日元。

国外燃料电池汽车已量产,步入市场推广阶段。总体来看,国外整车企业已在2015年进入量产阶段。从技术方面来看,欧美日等发达国家大多已完成燃料电池汽车基本性能的研发阶段,解决了若干关键技术问题,燃料电池功率密度不断提高,能够满足车辆动力性要求。成本方面,燃料电池系统成本持续下降,整车成本降到5-10万美元,在可接受范围。商用车:在北美多个城市开展的公交客车示范表明,燃料电池汽车整车可靠性达到了商业化推广需求,燃料电池系统的耐久性超过1万小时;乘用车:丰田公司的Mirai燃料电池汽车,完成单次氢燃料补给仅需约3分钟,续驶里程达到650公里,能够满足平常的行车需求。售价方面除去日本政府的补贴,消费者只需支付约31.3万元。

如何把握氢能板块投资机会?

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高压气态储氢已商业化,占比储氢方式的90%。储氢分为高压气态、低温液态、固态储氢和有机液态储氢等,高压气态储氢和液氢储氢技术已规模应用,固态储氢和有机氢化物液态储氢等技术仍处研发阶段。高压气态储氢是现阶段经济、实用的储氢方案,70MPa高压气态储氢VI型瓶已商业化应用。目前国内已建和在建的加氢站一般都采用的是长管气瓶组储氢设备。高压气态储氢容器,具有结构简单、压缩氢气制备能耗低、充装和排放速度快等优点,但也存在着安全性能较差和体积比容量低等不足。

»供氢成本降低的关键环节在何处?

需求端:作为石化原料,年需求量达千万吨级。中国工业氢气的需求量和生产量旺盛,保持着供需平衡的状态。2017年需求量和产量分别为1910万吨和1915万吨,均居世界首位。氢作为石化原料,可提升油品质量、煤炭清洁转化和直接燃烧。化石能源清洁利用技术对氢气的需求量巨大,其中包括炼油化工过程中的催化重整、加氢精制以及煤清洁利用过程中的煤制气加氢气化、煤制油直接液化等工艺过程。随着环保要求的日趋严格,炼油厂加氢精制将需要更多的工业氢气来生产低硫清洁燃料,将极大地刺激工业氢气需求量的快速增长。

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煤气化制氢是当前规模化、低成本人工制氢的主要途径。煤气化是指煤在高温常压或加压条件下,与气化剂反应转化成气体产物。随着煤制合成气、煤制油产业的发展,煤制氢产量逐年增多,成本较低,制氢成本约8-20元/kg。对大规模制氢而言,特别是产氢规模在5万m3/h及以上的制氢工厂,煤气化制氢具有经济优势。在煤价500元/吨下,大规模煤制氢成本仅0.7元/m3,而当天然气价格达到2.9元/m3时,氢气成本高达1.3元/m3。即使煤价上涨至950元/吨,氢气成本也不过1.26元/m3,仍然低于天然气制氢成本。煤气化制氢虽然同样会产生大量CO2,但由于其原料丰富、价格低廉,故仍将是规模化、低成本人工制氢的主要途径。煤气化的另一种形式是煤炭地下气化制氢,具有资源利用率高、地表环境破坏少等优点,符合我国“富煤但油气不足”的资源结构特点,但该项地下气化技术仍然处于探索阶段。

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氢能产业涉及制、储、运、注氢和下游应用,是各国政府给予厚望的新经济增长点。氢能产业包括制氢、储氢、运氢、注氢和下游应用等环节。发展制氢环节有利于充分利用富余的电能和氢资源;储氢环节有利于加快碳纤维、石墨烯材料等新材料的应用;燃料电池汽车的应用能有效缓解环境污染和能源衰竭。2011-17年全球氢工业市场规模由1870亿美元增长至2515亿美元,年化复合增速5%。由于氢能源产业对经济拉动作用明显,未来发展前景广阔,因而成为各大国寻求新经济增长点的重要选择。

加氢站建设审批延缓。加氢站关键技术国产化需要转化时间,存在一定的技术壁垒。加氢站的建设涉及土地使用、危险气体安全监管等政策影响,存在一定不确定性。

分布式制氢可实现储运环节成本接近零。集中式产氢的储运成本与储运距离和储运量有密切关系,高压储氢罐拖车运输百公里成本高达10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。分布式制氢可实现加气站内制氢,储运环节成本接近零。

供给端:制氢路线多元化,煤制氢占比62%。工业制氢技术主要有以煤、天然气、石油等为原料的催化重整制氢,氯碱、钢铁、焦化等工业副产物制氢,生物质气化或垃圾填埋气生物制氢,采用网电或未来直接利用可再生能源电力电解水制氢;处于实验室阶段但潜力大的有光催化分解水、高温热化学裂解水和微生物催化等先进制氢技术。煤炭和天然气是我国人工制氢的主要原料,占比分别为62%和19%,电解水占比4%,可再生能源电解水制氢占比不足1%,未来发展潜力大。

膜电极直接影响燃料电池系统的成本高低。燃料电池系统约占到整车成本的50%,其中PEMFC电堆约占到燃料电池系统成本的60%。PEMFC电堆中的核心材料分为膜电极、双极板等。膜电极是电化学反应的核心部件,约占电堆成本的70%,是成本降低的关键部件。膜电极由催化剂、质子交换膜、扩散层组成。据DOE预测,当产量由1000套提升至10万套时,膜电极的价格有望从400美元/m2下降至100美元/m2,下降空间高达75%。

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我国长距离管道输氢处于起步阶段。目前我国氢源多集中在东部沿海地区。氢气主要通过气氢拖车和氢气管道两种方式运输。国内加氢站的外进氢气均采用气氢拖车进行运输,比较适用于运输距离较近、输送量较低、氢气日用量为吨级的用户。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。管道输送方式以高压气态或液态氢的管道输送为主。管道“掺氢”和“氢油同运”技术是实现长距离、大规模输氢的重要环节。全球管道输氢起步已有80余年,美国、欧洲已分别建成2400km、1500km的输氢管道。我国已有多条输氢管道在运行,如中国石化洛阳炼化济源—洛阳的氢气输送管道全长为25km,年输气量为10.04×104t;乌海—银川焦炉煤气输气管线管道全长为216.4km,年输气量达16.1×108m3,主要用于输送焦炉煤气和氢气混合气。

锂电池板块的α主要来自三方面:一是供需失衡引发的原材料价格暴涨(碳酸锂、六氟磷酸锂等),上游锂资源供应商获得超额收益;二是锂电池的高景气需求;三是政策补贴带来的电动汽车的超额收益。以2013-17年赣锋锂业、锂电池和新能源汽车指数为例,股价和指数累计分别上涨12倍、4、2倍,远超沪深300同期64%的涨幅。2018-19年新能源电动车退坡补贴的影响边际恶化,锂电池上下游板块均表现较差。

氢能源板块上游具有更强的α属性,具有氢资源和加氢站的上市公司有望率先获得超额收益。长期看上游:上游氢资源具有消费品属性。氢资源不同于锂资源或锂电池,作为一次性燃料难以大规模存放,具有一定的消费品属性,需求的快速爆发能创造更确定性高,持续性更长的α价值;中短期看中游:中游加氢站等基础设施投资建设壁垒远高于充电桩,政策补贴力度也更大。因此,中短期内有资金实力的企业有望率先脱颖而出,存在一定的估值溢价。但长期来看,随着基础设施和装备的陆续建成使用,中游难以获得更高的超额收益。

工业副产氢可利用规模近千万吨。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、丙烷脱氢装置副产气、乙烷脱氢装置副产氢、合成氨产生的尾气、炼油厂副产尾气中进行提纯制氢。装置副产氢实际产量受主产品开工率影响。理论上,2018年氯碱工业副产气、煤化工焦炉煤气、丙烷脱氢装置副产气、乙烷脱氢装置副产氢可利用规模为83万吨、733万吨、30万吨和27万吨。未来PDH和乙烷脱氢将新增产能接近1500万吨,可利用的副产氢气规模有望新增百万吨。

1.拥有富余氢资源,有向中下游延伸的技术和资金实力的公司:中国石化(300万吨副产氢,加氢站布局取得实质性进展)、中国石油(拥有副产氢,潜在加油站升级加氢站改造的能力)、中国神华(煤制氢产能20万吨,潜在产能800万吨)、美锦能源(全产业链布局,5.9万吨副产氢,控股云浮锦鸿60%股权,控股佛山飞驰51.2%股权,参股鸿基创能)、卫星石化、滨化股份、东华能源等。

»制氢:化工副产成本最低,降成本空间不大。

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我国燃料电池汽车销量同比 50%,成长速度和空间大。据Marklines和中国汽车工业协会的数据,2012-18年全球氢燃料电池汽车销量由最初的5辆提升6481辆。其中,我国氢燃料电池车销售在2016年开始放量,2018年年销量达到1527辆,同比增长50%,占比达全球销量的约24%。从销量结构上看,我国氢燃料电池车以客车和货车为主,其中氢燃料电池客车销量约1418辆,客车市场渗透率0.29%,氢燃料电池货车销量约109辆,市场渗透率不足0.01%。

2001-18年我国氢燃料电池汽车产业政策主要集中在需求端和基础科研攻关。2001年以来,我国出台多项针对燃料电池和氢能源产业的政策和法规。以2001年“863”计划为始,中国在燃料电池和氢能源科研上面提供科研经费,进入了初步筹备的萌芽阶段,为商业化和产业化做尝试和准备;2009-2018年,尽管在补贴力度大于锂电的政策优惠条件下,由于早期燃料电池技术处于压制的状态,中国的核心材料国产化程度低,成本降低困难,且产业化所需的加氢站等基础设施稀少,与锂电池的不断降低成本和提升的性能来对照,燃料电池车没有体现出与纯电动汽车相当的快速成熟性。

安全性高于燃油车、锂电池车。在开放空间内碰撞,氢燃料电池汽车的安全性要好于天然气汽车或汽油汽车。首先,由纤维缠绕的复合材料存储罐在不破裂的情况下能承受内部70Mpa超高压力,和外部140Mpa超高压力,降低了由于碰撞导致氢气大量泄漏的风险;第二,由于氢气扩散很快,浮力很大,一旦泄漏可以很快扩散,减少了碰撞后着火的风险;第三,由于燃料电池比内燃机的效率高,所以对于给定的车辆行驶里程,燃料电池汽车只需装载40%的燃料;最后,在FCV的设计中,每辆车要安装一个惯性开关,在发生碰撞的情况下,电磁阀会同时切断氢气供应和蓄电池的电流。在隧道中发生碰撞,氢燃料电池汽车和天然气汽车一样安全,比汽油和丙烷汽车更安全,关键的问题是开发一种有效的气味剂和火焰增强剂,而对燃料电池无害。

»复盘锂电池板块,上游制氢,中游加氢站有望获得超额收益。

氢能产业万亿市场空间可期,占能源消费比重或持续提升。据《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》,2020/2030年氢能源产业链目标市场空间将分别达3000/10000亿元,能源形式利用氢规模将分别达到720亿立方米/年和1000亿立方米/年。国际氢能委员会预测到2050年全球氢能产业链产值将达到2.5万亿美元,占能源比重约为18%。

风险提示

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»为何各国政府大力推广氢能产业?

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日本用氢成本低于汽油,制氢成本占氢气售价的19%。据日本经济产业省的数据,日本的氢气售价约为1000~1400日元/kg(约为50-70元/kg);汽油的市场售价为140~170日元/L,普通汽车行驰每公里成本为1400~1700日元(约为70~90元人民币)。氢燃料电池汽车的每公里运行成本大约为汽车运行成本的72%,比汽车要低。日本氢气售价中生产运输成本占比38%,运输成本占比19%,加氢站建设运营成本高。

»相比较于纯电动车,氢燃料电池产业补贴力度如何?

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8000元/吨是工业副产氢的成本下限。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3000~5000元/吨,计入气体成本后氢气价格约8000~14000元/吨。由于氢作为副产物,该路线成本主要是粗分离、PSA分离、以及厂内氢管道运输等操作,成本进一步压缩空间不大。同时,需要考虑氢作为中间产品在下游配套装置中使用,或直接作为燃料燃烧的机会成本。因此,化工制纯氢8000元/吨是成本下限。

电解水制氢成本高,可实现分布式制氢。电解水制氢可以有效地消纳风电、光伏发电等富余电力。目前每生产1立方米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本国燃料电瓶行业关键本事待突破【北京赛车官方正版投注】。~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。随着电解水制氢技术的不断发展和成本的逐渐降低,电解水制氢将能逐渐满足商业化的要求,实现分布式制氢。未来,既可以集中制氢、区域供氢,也可以单个加油站建设小型电解水制氢装置,实现氢能源智慧互联。

»建议关注:

我国氢能源产业处于导入期,技术和政策支持需要持续发力。目前我国氢站建设处于导入阶段。加氢站建设成本、运营成本高,后期收益慢,单个产业和个体企业难以独立承担。

氢燃料电池车销售不达预期。产业起步初期,氢燃料电池车售价高,存在消费者购买力不足等风险。

»加氢站:设备国产化、综合能源站模式有望降低成本

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»我国氢燃料电池产业补贴政策有何变化

终端用氢成本降低以来多元化供氢体系

氢燃料电池车应用范畴与纯锂电池车互补。氢燃料电池汽车与锂电动车使用范畴互补,更适宜载重、长续航汽车。燃料电池与锂电池相比,功率和储能单元彼此独立,增加能量单元对车辆成本和车重影响相对较小,具备更高的电池容量与能量密度,注氢环节更快等优势;劣势是需要建立庞大的制氢、运氢、注氢等供氢体系。氢燃料电池汽车和采用锂电池的纯电动汽车都是新能源汽车的重要技术路线。从技术特点及发展趋势看,纯电动汽车更适用于城市、短途、乘用车等领域;氢燃料电池汽车更适用于长途、大型、商用车等领域,率先应用于航天和军事领域。未来氢燃料电池有望向动车组、飞机和轮船等交通领域渗透,形成与纯电动汽车长期并存互补的格局。

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»储运:长距离适合管道运输,短距离适合气氢拖车

作为汽车终端能源,年需求量将达百万吨级。当前氢燃料电池汽车终端用氢价格在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1kg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高(居民用电约百公里10元,工商业用电百公里约20~30元)。

我国氢燃料电池汽车的补贴力度大于纯电动车,可弥补造车成本的差距,未来将保持一定强度的财政补贴。从单辆新能源车补贴数额来看,2013年至今我国氢燃料电池汽车的补贴力度均远超纯电动车,其中燃料电池乘用车补贴金额20万元。从补贴的边际变化来看,我国锂电池汽车补贴逐步退坡,2020年新能源汽车财政补贴完全退坡后,氢能及燃料电池将成为唯一获得补贴的动力电池技术路线。中国科学技术协会主席万钢在第三届国际氢能与燃料电池汽车大会上发表主旨演讲时透露,2020年后氢能及燃料电池汽车将保持一定强度的财政补贴的同时,在实施汽车积分制和相应奖励制度的基础上,将形成碳交易制度,以市场化来支持氢能源发展。

目前中国氢能产业与2013年锂电池政策环境、技术条件和产业资本参与度极为相似。氢能产业正在取得政策自上而下的资金支持,审批程序有望放宽,技术产业化条件成熟,企业加快布局上下游,市场投融资热度持续上升。

我国加氢站数量暂居全球第四,规划建设进度有望加快。据OFweek的数据,截至2018年底,全球共有369座加氢站,新增48座。日本最多,总数96座;德国第二,达到60座;美国第三,有42座,中国排名第四,在运营15座,已建成22座,80%的加氢站集中在广东、上海、江苏、湖北、辽宁五个省份地区。规划到2020年,全球加氢站保有量将超过435座,2025年有望超过1000座,日本、德国和美国分别达到320、400和100座,挪威、意大利和加拿大约5-7座。据《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》,对我国中长期加氢站建设和燃料电池车辆的发展目标做出了规划,我国计划在2020、2025、2030年分别建成100、300和1000座加氢站,政府、产业联盟和企业将共同参与。

制氢技术正向在可再生能源制氢转变。可再生能源电力电解水制氢可获得零排放氢气。太阳能制氢技术是未来理想的制氢技术,但受制于转换效率和成本等问题,预计2030年前难以实现规模化。目前,可再生能源发电、生物质能气化路线成本均略高于轻烃副产或煤气化路线,且技术尚不成熟,未大规模应用。但日、美等国均将该路线作为长期优先发展的路线,其原因一是环保,二是能源利用可持续,三是可分布式生产,运输成本低。

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发展氢能源,是优化能源结构、保障国家能源安全的战略选择。氢能源被认为是最有前途的零污染能源。氢气是一种良好的能源载体和化工原料,可通过燃料电池把化学能转换为电能,具有来源丰富、零污染、热值高、能量密度高的特点,能有效满足汽车、航空航天等轻量化发展需求,减少石油资源依赖。在常见燃料中,氢的热值约是汽油的3倍,乙醇的5倍。在储能材料中,氢的质量能量密度约是锂电池的100倍,LNG的3倍。

我国终端用氢成本中制氢成本约占50%,有较大降幅空间。我国终端用氢成本约40-80元/kg,与日本差别不大,其中氢气生产成本占比50%,运输占比20%。从成本占比结构看,我国氢气生产成本远高于日本,主要原因是氢气利用于交通运输领域仍处起步阶段,配套储运基础设施尚未完善,导致工厂副产氢气因运输半径和成本原因,难以有效利用,最终导致终端氢价较高。

»投资建议:我们认为燃料电池行业将正式起航,燃料电池行业可比2012年锂电行业,处于产业导入期,国家自上而下推动,技术迭代市场爆发会超预期。氢气作为燃料电池的核心原料,在交通运输领域的需求将有十倍以上的增长空间。上游制氢、中游加氢站、下游氢燃料电池汽车等氢能产业都将迎来巨大的发展机遇。作为氢资源大国,建议关注具有氢资源、有资金实力进行基础设施建设和装备制造的上市公司。

未来燃料电池车成本有望比动力电池汽车更低。燃料电池成本下降速率将明显高于锂离子电池:①锂离子电池产业成本下降速率已趋于稳定,而燃料电池产业仍处在发展初期,成本具有巨大下降潜力;②燃料电池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。同时,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0.1g/kW以下,且铂可以回收利用,可以有效降低电堆成本。

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