樊建涛-博士

CTO

 

● 2005-2014北京化工大学本科、硕士、博士

● 2014-2017 加拿大Simon Fraser University 博士后

● 国家十三五氢能重点研发计划课题负责人

● 广东省创新创业团队核心成员

● 深圳市孔雀团队核心成员

● 深圳市“孔雀计划B类”人才

 

李辉-博士

董事长/CEO

 

● 国家“特聘”专家

● 国家“十四五”氢能重点研发课题负责人

● 南方科技大学讲席教授

● 1982-1989清华大学化学工程学士、硕士

● 2006加拿大英属哥伦比亚大学电化学工程博士

● 2007-2015年加拿大国家研究院高级研究员

● 2015年主编国际上第一本PEM电解水专著

● SCI论文100余篇,专著4本、章节8章,获授权专利20余项

徐少轶-博士

COO

 

● 北京化工大学本科、硕士

● 美国Southern Illinois University博士

● 加拿大Simon Fraser University 博士后

● 深圳市“孔雀计划C类”人才

● 负责电解堆事业部


赵德澍

董事长助理

 

● 十年氢能实践经验

● 泰极动力联合创始人

● 巴拉德华南区负责人

● 亿华通总经理助理

● 比亚迪苹果电脑IMAC MINI项目经理

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2027年电解槽市场总规模3960亿?外资研究机构如何看中国氢能发展

2022-04-11 09:46:53

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近日,汇丰前海发布了《China Green Hydrogen Ready for prime time》(以下简称《报告》)。外企对于中国的专项研究还相对较少,更多是在对全球氢能产业发展的分析中作为一个区域进行研究。该报告从外资研究机构的角度,单独对中国绿氢市场进行了重点分析,预测了中国绿氢市场的发展拐点、市场规模、成本下降趋势和应用场景,并提出了评判因绿氢发展而重新估值的企业的两个规则。

近日,汇丰前海发布了《China Green Hydrogen Ready for prime time》(以下简称《报告》)。外企对于中国的专项研究还相对较少,更多是在对全球氢能产业发展的分析中作为一个区域进行研究。该报告从外资研究机构的角度,单独对中国绿氢市场进行了重点分析,预测了中国绿氢市场的发展拐点、市场规模、成本下降趋势和应用场景,并提出了评判因绿氢发展而重新估值的企业的两个规则。



报告的核心观点包括:

(1)2022-2025年中国的绿氢LCOH成本将下降38%;

(2)未来5年中国的电解槽装机量将达到120GW,市场总规模达到3960亿元,并在2024-2025年间出现市场向上的拐点;

(3)化工与钢铁是绿氢未来5年的主要商业化场景,电力储能和调峰是未来绿氢最重要的应用场景;

(4)绿氢产业链上企业未来2年相关业务营收有限,但大部分都将迎来估值重构的机遇。


从《报告》预测结论看,氢云链认为,汇丰的对中国的绿氢及电解槽市场的预测相对乐观,同时部分结论,或者是关注点与国内常见观点有所出入。与国内报告相互验证,定有裨益。氢云链对《报告》7个要点的梳理分析如下。










阶段判断:中国绿氢进入“真正应用”的起点




《报告》认为,目前已经来到绿氢规模化应用的起点,原因包括:

(1)化工企业对电解槽投资增加导致市场需求上升。宝丰、中石化等化工企业在减碳任务的推动下,正在加大对电解槽和绿氢环节的投资。


(2)政策驱动中国绿氢产业发展。一系列的政策,尤其是国家《氢能产业中长期发展规划(2021-2035年)》的发布,以及2万亿元人民币刺激计划对绿色项目的潜在支持,都将进一步推动绿氢的发展。


(3)成本下降使电解槽市场拐点临近。一是下一批大规模绿色氢项目将在2024年投建,电解槽制造商产能也将扩大到10GW以上,电解槽成本显着下降;二是下一代太阳能电池技术的投用,如异质结(HJT),到2024年也可能进一步降低光伏发电成本。










市场规模预测:到2027年,电解槽市场总投资达3960亿元





通过绿氢规模的预测,《报告》得出了2027年电解槽总装机量达到120GW的结论。由此,《报告》认为2027年电解槽市场总规模达到3960亿元,即2022-2027年年均市场规模达到790亿元人民币(见图表1)


1、2027年绿氢需求达255万吨,占氢气总需求7%

《报告》预测,到2027年,中国绿氢年产量达到255万吨,占到中国氢气供应总量的7%(见图表2)。255万吨绿氢需求分别来自钢铁行业和化工行业,同时不考虑汽车用途:


(1)中国有5%的钢铁(2020年为1.053亿吨)是用氢气生产的,平均每吨钢需要25公斤氢气,对氢能的总需求约为130万吨(折合62GW电解槽装机量);

(2)2020年2500万吨化工制氢需求中的5%将被绿氢替代(中国煤炭加工利用协会数据),共125万吨(折合58GW电解槽装机量);

(3)绿氢生产区域与汽车应用区域存在错配,由于氢储运成本远高于制氢成本,不太可能在交通领域快速形成绿氢的规模化应用。


2、2022-2027年间平均装机量达到20GW,年均市场规模达到790亿元

255万吨的绿色氢气每年需要142800GWh的电力(氢气转换率为56千瓦时/千克)。若电解槽电能全部来自光伏,光伏年有效运行时间为1200小时,则电解槽总装机量需求达到约120GW。

假设电解槽系统成本为3.33元/瓦,市场总规模将达到3960亿元,2022-2027年年均规模达到790亿元人民币!

但《报告》同时强调,预计2022年的电解槽装机量约为1-1.5GW,占全球电解槽装机量的69%!根据氢云链数据库,这个数据同比2021年已经实现了100%-200%的增长,但对比20GW的年均装机数量差距甚大,将导致后续的装机压力剧增。


《报告》还进行了有趣的假设:若电解槽对外采购了50%电力而非100%使用光伏电力,由于电解槽时间使用时间的延长一倍(从1200-1500小时延长至3000小时),对电解槽装机量需求也减小为60GW,同时由于电解槽使用时间的提升,其LCOH降低20%。


图表1 中国电解器设备系统年度支出

来源:BNEF,汇丰前海证券估计


图表2 绿色氢气将占2027年中国氢气供应总量的7%

来源:中国煤加工利用协会、中国氢联盟、汇丰前海证券估算










成本预测:2025年绿氢LCOH将下降38%





《报告》认为,到2025年,绿氢的LCOH将下降38%(见图表3)。下降幅度的54%来自光伏电力LCOH的下降(约39%),38%来自电解槽系统成本的下降(约30%)。


(1)光伏成本下降主要来自新技术应用。如2022年的Topcon技术和2023年的HJT技术,以及2023年的多晶硅产能的提高。 

(2)电解槽系统成本下降来自规模经济和技术升级。根据IRENA,若电解槽年产量从10MW /年增加到1000MW /年,PEM电解槽成本将可能下降45%(见图表4)。技术升级也有利于成本下降,如应用成本更低的质子交换膜和催化剂等。


值得注意的是,《报告》的预测并不包括氢气储运和加注成本,这些成本总和达到了制氢成本的两倍以上。因此《报告》认为绿氢将首先在可再生能源丰富、同时靠近钢铁、化工产业集群的地区率先应用,从而避免产生运输成本。


图表3 到2025年,中国绿色氢LCOE将下降38%

资料来源:中国光伏产业协会、中国氢气联盟、汇丰银行前海证券估算

    


图表4 电解器系统的成本(PEM)从2021年到2025年将下降45%

资料来源:爱尔兰力、汇丰前海证券估价












应用场景预测:化工钢铁是绿氢最快商业化的场景,储能与调峰将是最重要的应用场景





如第三部分所述,《报告》认为未来5年最具商业性的绿氢应用是化工与钢铁,未来绿氢在交通、供热等方面同样具有应用前景,但最重要的应用场景应当是电力储能和调峰。

《报告》认为,基础设施的缺乏和高昂的建设成本将闲置氢气在油气、化工和钢铁以外领域的应用,但广泛的应用有助于提高氢气的经济性。


(1)化工和钢铁是近期最有前景的应用场景

考虑碳价,氢能炼钢将具备经济性。以钢铁为例,根据中国钢铁工业协会的数据,根据掺氢比例,在钢铁生产中可降低10-80%的碳排放,同时钢铁成本增加50-750元/吨(氢气价格为24元/公斤)。但若碳成本高于300元/吨,使用氢气可以减少45-450元/吨钢的碳成本(1吨钢约产生1.5吨碳排放)。而且考虑到2025年氢气价格的下降,在一定的条件下,氢能炼钢可能具备经济性。


因此虽然短期内成本高昂,但我们认为化工和钢铁企业有投资绿氢的意愿。地方政府承担了减排目标,将倾向与支持排放碳更少的企业。


(2)储能和调峰是更重要的应用场景

大规模的可再生能源利用将增加电网的不稳定性,提高消纳的难度。《报告》认为,可再生能源制氢是消纳过量可再生能源的方案之一,并能够显著降低制氢成本。


《报告》认为,到2027年,由于可再生能源装机量的提升,中国将产生865GW的调峰需求(平准电网用电高峰),上述的120GW电解槽设施,将占据调峰能力的14%。


对比电化学储能,《报告》认为电解槽的灵活性更高,而且储能成本比电化学储能低5-15倍(见图表5)。未来,可再生能源工业过剩-电网难以消纳-加速绿氢及存储设备应用将成为一个推动氢储能发展的基本逻辑。


图表5 储能技术比较:氢气储能比化学基锂电池便宜5-15倍

注:计算的储氢成本不包括使用氢源发电的成本

来源:BNEF,中国水电工程学会,汇丰前海证券估算


图表6 绿色的氢气储存可以帮助避免太阳能和风能的减少

资料来源:汇丰前海证券










蓝绿氢对比:绿氢更具前景





 《报告》认为,蓝氢前景不如绿色氢气,原因包括主要蓝氢成本弹性较小,同时缺乏成熟的永久封存解决方案。到2025年,可再生能源丰富的地区绿氢成本低于蓝氢。同时,《报告》没有否认蓝氢,认为绿氢和CCUS可以一起提供碳减排解决方案,而不是两种相互排斥的替代品。 


(1)碳价提高化石制氢成本。《报告》认为,中国的碳价将从57元/吨(2021年底)上涨到超过100元/吨(2025年)。这将使灰氢(煤制氢+碳价)或蓝氢(煤制氢+CCUS)的成本从13 / kg(2021年)增加至cRMB15 / kg(煤制氢平均产生22.5kg碳/ kg氢气)。这有利于提高绿氢的经济性(见图表7)。


图表7 2025年,绿色氢LCOE比煤氢便宜

资料来源:中国光伏产业协会、中国氢气联盟、汇丰银行前海证券估算


(2)CCUS成本下降幅度有限。碳捕集设备通常涉及电力液化或气体压缩机,其中压缩机已经相对成熟,降本和提效空间有限。根据中国环境规划院的中国CCUS报告(2021年),2025年CCUS的平准化总成本至少为400元/吨(假设运输距离为250公里),到2030年只能下降23%,约为310元人民币/吨。

(3)缺乏成熟的永久封存解决方案。二氧化碳捕获后需要通过管道或液化形式运输并进行永久储存,但地理灾难可能会危及储存并构成环境风险。将捕获的二氧化碳转化为其他化学品的市场潜力有限。因此,目前对于捕获的碳的永久储存还没有一个成熟的解决方案。










电解槽技术对比:各有优劣,难分胜负





《报告》讨论了PEM与碱性电解槽的市场前景,并认为未来数年内两种技术将在市场共存。

《报告》认为,两种技术各有优缺点,具体如下 :

(1)碱性电解槽更成熟,成本比PEM低20-40%。

(2) PEM更适宜匹配可再生能源发电

(3)催化剂材料的稀缺将推高PEM电解槽的成本,使其难以扩大规模。根据IRENA数据,目前铱和铂的产能仅能支持3 GW-7.5 GW的PEM电解槽年生产能力。

(4)由于原理的相似性。燃料电池的发展有利于加快PEM电解槽技术的更新。

(5)虽然可能很难得出哪种技术将赢得未来,但通用的组件和工艺有利于获得更大的市场,如多孔传输层(PTL),双极板(BP)以及堆叠组装板和端板等。










企业分析:通过业务延伸进入绿氢的企业将更具优势





《报告》认为,尽管未来两年绿氢相关收入规模仍相对较小,但企业将迎来重新估值的机遇。


《报告》认为,在2023-2027年绿氢大规模应用之时,绿氢供应链上的大多数企业都将得到重新评级的机会,具备将传统业务的能力和资源延伸到绿氢业务的企业将更具优势,其中有两类企业注意:

(1)拥有电解槽或其组件技术的生产商

(2)供应链上关键环节企业


《报告》对中化集团、中石化、中集安瑞科、隆基等进行了详细的分析,具体情况独资可自行查阅。

有意思的是,汇丰对于公司的选择并不与国内相同,甚至不少企业平常并不在国内讨论的名单中。汇丰倾向在制氢端和用氢段选择企业,因此中化集团、隆基、中国冶金、石化机械(000852),分别代表了绿氢装备与CCUS技术、电解槽供应商、氢能炼钢方案商、BOP设备商。










作者: 氢辉能源(深圳)有限公司

来源: 氢云链
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2027年电解槽市场总规模3960亿?外资研究机构如何看中国氢能发展
近日,汇丰前海发布了《China Green Hydrogen Ready for prime time》(以下简称《报告》)。外企对于中国的专项研究还相对较少,更多是在对全球氢能产业发展的分析中作为一个区域进行研究。该报告从外资研究机构的角度,单独对中国绿氢市场进行了重点分析,预测了中国绿氢市场的发展拐点、市场规模、成本下降趋势和应用场景,并提出了评判因绿氢发展而重新估值的企业的两个规则。
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