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【钱潮价投研究所】No49 氢能源系列三:中游储运及加氢设备

发布日期:2022-08-11 01:39:03  作者:Kok官方在线登录 来源:Kok官方网站首页

  坚持以价值投资为导向,发扬“我为人人,人人为我”的分享精神,提倡君子和而不同的交流原则,共建一个价值投资者的好友圈。

  氢气为易燃、易爆气体,当氢气浓度为4.1%~74.2%时,遇火即爆。因此氢气储存运输难度大,储运氢技术成为氢能应用的安全、成本控制的关键。

  储氢技术的关键点在于如何提高氢气的能量密度。常以氢气的质量密度,即释放出的氢气质量与总质量之比,来衡量储氢技术的优劣。美国能源局DOE要求2020年国内车载氢能电池的氢气质量密度须达到4.5%,2025年达到5.5%,最终目标是6.5%。

  目前技术成熟,运用比较广泛的是高压气体储氢和低温液态储氢方式,同时还有金属储氢、有机液体储氢、碳质储氢等技术正处于发展阶段。金属氢化物储氢技术则表现出巨大潜力,但目前还处在研究阶段;低温液态储氢技术具有单位质量和单位体积储氢密度大的绝对优势,但目前储存成本过高,主要体现在液化过程耗能大,以及对储氢容器的绝热性能要求极高两个方面,目前低温液氢技术多用于航天,但也越来越有向民用发展的趋势。

  标准状态下(气压约0.1兆帕)的密度仅约90克/立方米。因此,以高压贮存氢气是高效利用氢气的重要途径。液态氢气的密度超过70千克/立方米,是标准状态下氢气密度的近千倍。若单看体积密度,冷却氢气至液态储存的效率远高于压缩储存,是一种相对高质量的储氢技术。

  因其低密度的特性,必须要使用复合材料包覆的压力容器。经过发展迭代,该技术已经相对成熟。常压下氢气的沸点低达约零下250摄氏度,因此,液态储氢的容器绝热要求很高,且液化过程耗能极大,可达储存氢气本身能量的30%左右;低温液态储罐只有在大量远距离(200千米以上)的氢气储运场景下才具备应用优势。

  目前低温液态储氢的主要应用场景是航天燃料。美国AP和PRAX两大集团垄断了全球逾三分之二的液氢市场,中国航天科技集团六院101所研制的我国首套自主知识产权的基于氦膨胀制冷循环的氢液化系统在2021年10月调试成功。

  储氢瓶的制备过程为:上游将原材料运输至储氢瓶制造企业,储氢瓶制造企业通过冲压、拉伸、热处理制造内胆原胚,然后使用树脂溶液附着碳纤维缠绕内胆,通过固化、自紧的方式将碳纤维固定在内胆上,最后通过气压、水压测试完成制作。

  根据碳谱科技拆解分析,以35Mpa储氢系统为例,年产量在50万套的情况下,碳纤维的成本占储氢系统总成本的比例达到了62%。

  高压氢气瓶储氢是目前最主要的气态储氢方式:目前高压气态储氢瓶有四种类型,Ⅰ型是传统的纯钢制金属瓶,Ⅱ型是钢制内胆碳纤维缠绕瓶,Ⅲ型是铝内胆碳纤维缠绕瓶,Ⅳ型是塑料内胆碳纤维缠绕瓶。其中Ⅰ型、Ⅱ型价格相对便宜,但储氢密度低,重量重且容易发生氢脆问题,目前20MPa的Ⅰ型瓶在国内得到广泛的工业应用,并与45MPa钢制氢瓶、98MPa钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站中。而Ⅲ型、Ⅳ型车载应用已经非常广泛,国外多是70MPa的碳纤维缠绕Ⅳ型瓶,而国内由于高强度碳纤维工艺尚不成熟,Ⅳ型储氢瓶的大规模商用化尚待时日,目前主要是35MPa碳纤维缠绕Ⅲ瓶。

  2020年,上汽大通氢燃料电池MPV、广汽传祺氢燃料电池SUV相继进入工信部《道路机动车辆生产企业及产品公告》,两款车型均搭载70MPaⅢ型瓶;随后,国内斯林达安科、天海工业70MPaⅢ型储氢瓶型式试验通过;2021年2月,天海工业(京城股份子公司)70MPaIII型瓶完成了氢循环测试,是国内首家完成该项测试的企业;2021年12月,天海工业顺利交付140套冬奥会车用70MPa储氢系统,成为国内首家70MPaIII型瓶的批量供应商。

  2020年,亚普股份、中集安瑞科、京城股份等开始进行Ⅳ型瓶的技术布局,同时国内Ⅳ型瓶团体标准通过。在未来三年内,随着国内氢燃料电池汽车市场发展,Ⅳ型瓶有望对现有Ⅲ型瓶进行部分替换。

  业内代表性的厂商较多,主要有法国的弗吉亚(通过收购国内最大的高压氢瓶制造商斯林达从而大幅提高市占率)、挪威的海克斯康(世界领先的Ⅳ型瓶制造商,已与中集安瑞科合作建立合营公司)、德国的NAPOXX、韩国的ILJIN Composite、天海工业(京城机电的所属主要骨干企业)、中集安瑞科、奥扬科技等。

  相比于海外公司,国内储氢瓶的生产公司主要产品仍为Ⅲ型瓶,主要存在的问题为:国内碳纤维、树脂短缺,性能不能满足Ⅳ型瓶的发展。经过国内外相关公司储氢瓶性能的比较,可见国内的制造企业仍存在代差,以及由此衍生的在重容比、储能密度等指标层面的相对落后,未来仍存在较大的改进空间。

  原丝与炭丝是2:1的比例。结构性短缺与结构性过剩(高端产品短缺,低端产品过剩)。

  目前从事高性能碳纤维业务的上市公司主要包括光威复材(300699.SZ)、中简科技(300777.SZ)、中复神鹰(688295.SH)、恒神股份(832397.NQ)。通过比较上述几家公司的经营指标,不难看出,光威复材的产品单吨价格远高于其他三家,原因是其主要产品为高端航空航天件;恒神股份产品价格落后于同行,仅为中复神鹰和中简科技的一半,主要原因是其大部分业务为风电碳纤维,单吨价格较低。

  产品盈利性方面,中简科技毛利率领先对手,达到80%以上,近几年保持稳定,主要原因是中简科技产品基本为军用,相对于民品毛利率较高。此外,中复神鹰的毛利率近几年快速提升,主要原因包括:前期市场开拓阶段主动压低价格、因供不应求带来的碳纤维市场价格提升、2018~2021年原油价格下跌和下游晴纶需求萎靡等因素影响,原材料丙烯晴价格下降、规模效应带来综合成本下降、西宁生产基地水电费较低、产品结构改善等。恒神股份在2021年上半年实现了业绩扭亏为盈且毛利率有所提升,主要受益于产品结构改善(公司升级产线占比提升)、产能利用率提升带来的规模化效应等因素。

  储氢瓶用碳纤维主要应用领域包括燃料电池汽车车载储氢瓶、可再生能源制氢用储氢瓶以及加氢站用储氢瓶等:燃料电池汽车快速增长,带动车用储氢瓶市场扩大;可再生能源催生储能需求,氢储能成为最后一块拼图;加氢站加速布局或将掀起储氢瓶部署热潮。

  根据光威复材《大丝束碳纤维产业化项目可行性研究报告》,碳纤维原丝以及复合材料的生产企业技术壁垒高、护城河深,主要体现在三个方面:配方壁垒、工艺壁垒和工程壁垒。

  尽管可以通过直接购买和挖角技术人员等方式获取配方,配方调和仍需要反复的校对调试和大量的经验积累,通常配方壁垒的突破时间需1-2年;若想突破工艺壁垒,企业还要在拥有配方的技术上调试磨合,通常需要3-5年时间;最后,企业需要投入大量资本设计改造、调整装备和训练人员,以达到各生产工艺之间的协调配合,通常这个环节需要5年以上。总体来说,高性能碳纤维牌号从研发到正式投产大约需要十年的时间,因此已掌握成熟技术的企业先发优势极大,护城河深厚。就碳纤维制件的研发来说,行业内的相关公司均保持较高的研发投入占比。

  高壁垒导致高性能碳纤维产能向头部集中。2021年国内前四大高性能碳纤维生产商共拥有等同东丽T700性能的碳纤维产能20,076吨(考虑国泰大成一期项目3,000吨产能),其中中复神鹰万吨级T700性能碳纤维项目产能于2022年3月达产,达产后T700级碳纤维总产能达到12,500吨/年。2020年国内T700产能为9,076吨,2021年新增产能11,000吨,同比增长121.2%,增速较快。预计2022年国内T700级碳纤维产能增加7,000吨,同比增加34.9%。

  目前,卡车为运输压缩氢气的主要运输方式,使用卡车运输气态氢时,车上会装载一批大型压缩储罐。随着III型和IV型瓶逐步投入市场,效率逐步提高。

  此外,根据需求不同,也可以使用将氢气液化,或使用氨气等多种储氢方式。在可预见的未来,随着储氢质量与安全性的提高,卡车与船舶运输的效率也会随之提升。

  管道运氢依靠管道建设的初始投资,而由于所需管材特殊,单位造价为天然气管道的两倍以上。因为满足纯氢运输条件(避免氢气浓度较高时易发生“氢脆”现象)的管材较为特殊。为解决这一问题,可通过与天然气混合、利用现有天然气管道运输。

  气氢拖车运输技术成熟,是国内最普遍的运氢方式,但运输效率仅为1-2%,适用于小规模、200km内的短途运输。当运输距离100km时,运输成本为8.66元/kg。随着距离增加,运输成本受人工费和油费推动显著上升。若国内运输压力标准由20MPa提升至50MPa,100km的运输成本可降至5.60元/kg。运输距离100km时,管道运输成本仅为1.20元/kg

  同氢相比,氨的储存和运输更加方便、安全且更经济。氨作为氢能载体,其重量载氢能力高达17.6%,体积载氢能力大于液氢。此外,氨应用的安全性和储存运输的方便性能有效降低氢气的输运成本。在常压状态下,只需要将温度降低到-33摄氏度,就能够将氨液化,便于安全运输;而液氢储运需要将其温度降低到-235摄氏度以下,能耗较高。

  产业应用方面,2020年沙特和美国空气产品公司共建的制氢工厂配备了“氢氨转换技术”,可年产120万吨的氨;2021年,日本分别将小名滨港口(原煤转运港口)和德山港口(原石油转运港口)改造为氨转运港口,用来接收中东、澳洲、北美的氨。

  在室温、1MPa以下,氨容易压缩液化。其物性类似丙烷(氨的沸点:-33℃,25℃的蒸气压1.0MPa;丙烷沸点:-42℃,25℃的蒸气压1.0MPa)。液态氨的体积氢密度10.7~12.1kg(H2)/100L,为液态氢的1.5倍以上,显示最高的体积氢密度。氨燃烧不产生CO2,也可作为能源载体。分解氨放出氢所需能量(46.1kJ/molH2),约相当于氢燃烧能的10%。

  氨的特征:氢含率高;容易储存;容易取出氢;不含碳;不排放一氧化碳,低温工作燃料电池的催化剂不被毒化;用作化肥原料,已有丰富的氨处理经验;安全性和医学上处理已规范化;生产、储存、运输方法已经确立;用氨制造氢的成本比氢液化的成本低;氨的物性值接近丙烷,可与LPG同样处理。

  有机液体储氢是通过加氢反应将氢气固定到芳香族有机化合物,并形成稳定的氢有机化合物液体。甲基环己烷、二苄基甲苯和二甲基吲哚具有较好的储氢性能,其中甲基环己烷-甲苯储氢技术是目前已经实际示范应用、最具发展潜力的液态有机物储氢技术之一。

  有机液体储氢具有以下特点:常温常压下一般为液体,与汽油类似,反应过程可逆,储氢密度高、氢载体储运安全方便,适合长距离运输、可利用先有汽油输送管道、加油站等基础设施。到达用户端时,载氢的有机液体通过催化反应释放出氢气,脱氢后的有机液体还可以循环使用。

  氢气可与某些金属或合金反应而形成化合物,这些氢化物在一定条件下又可释放氢气,从而实现对氢的储存与释放。过程中,相当于实现了氢气储存体积近千倍的压缩。因特定金属不与氢气中的杂质反应,储氢的纯度、密度都较高,且安全性格外优异。另一方面,金属储氢技术存在单位质量储氢密度低、吸放氢速率低、贵重金属成本较高等问题,极大地限制了金属储氢在商业化方向上的可能性。要将该技术广泛应用,还需等待进一步的技术突破。

  碳质材料由于具有较大的比表面积以及强吸附能力,氢气质量密度普遍较高。同时,碳质材料还具有质量轻、易脱氢、抗毒性强、安全性高等特点。但目前,还存在机理认识不完全、制备过程较复杂、成本较高等问题,尚处于实验室研究阶段。

  加氢站的技术路线有站内制氢和外供氢两种。其中,站内制氢加氢站包括电解水制氢、天然气重整制氢等方式,降低运输费用的同时也增加了加氢站运营的难度。外供氢加氢站则是通过长管拖车、管道输送氢气、液氢运输后,在站内进行加压、存储和加注,运输成本相对更高。

  截止2022年4月底,我国已建成加氢站255座,其中在营183座,累计建成加氢站数量、在营加氢站数量、新建成加氢站数量在全球首次实现三个“第一”,首批入选的5个燃料电池汽车示范应用城市群拥有加氢站数量占比超过50%。

  据GGII预测,2035年我国加氢站数量将突破2000座,交通加氢设施初现规模。

  在2021年国内建成的55座加氢站中,43座有明确的加注能力,其中加氢能力为500kg/d(12h)的加氢站有21座,占比48.84%;1000kg/d(12h)的加氢站有16座,占比37.21%,>1000kg/d的加氢站有4座,占比9.30%。

  预计未来几年国内加氢站的加注能力会稳定在500kg/d(12h)和1000kg/d(12h)两个范围内。同时,国内加氢站建设标准、法规、监管等开始完善并形成体系,加氢站运营方运营能力提升,下游氢燃料电池汽车数量增长,加氢站加注能力向2000kg/d及以上探索。

  加氢站建设的成本主要是设备成本,主要设备包括:压缩机、储氢罐、加气机、泄气柱、管道、控制系统、氮气吹扫装置、监控装置等。其中,压缩机、储氢罐、加气机为核心设备,压缩机成本在加氢站全部建设成本中占比约30%。

  随着氢气加注量的不断增加以及同加油站、加气站的合建,单位氢气的加注成本将呈现下降趋势。同时,加氢设备亟需国产化,由目前核心设备依赖进口走向自主研发和量产化,将有力推动氢能源使用成本的下降及其普及。

  审批端:土地审批涉及到环评、消防审批等,流程繁琐且缓慢;各地加氢站管理政策不一样、政府人员对氢能及加氢站的认知不一,这也将左右审批的最终结果。

  运营端:加氢站运营困难,主要系现阶段氢气成本和价格居高不下,同时缺少足够的车端用氢。以11.5米车长的客车为例,需氢气价格降到25元/kg以下,才能与柴油车在运营成本上竞争(同样车长的氢能客车百公里耗氢量约5kg,柴油客车百公里柴油油耗约20L)。

  基于目前单独的加氢站成本较高,氢气需求量相对较少,独立加氢站面临亏损的局面,单纯的加氢站建设较难实现大规模推行。而现有的油、气站在国内已经广泛分布,改造便捷且经济性好,综合性的油氢、气氢混合站可避免高额的土建成本,同时加氢业务在初期盈利性较弱,与油气服务结合可以形成经济效益的有效互补。因此,在氢能产业链发展初期,推行油氢、气氢站共建可在短期内更便捷快速地实现氢能基础设施的完善。我国多个省市也出台政策支持利用现有加油、加气站点网络改扩建加氢设施。

  从加氢站的功能来看,国内油氢合建站占比逐年提高。油氢合建站是在已有的加油站基础上增建加氢设施,一方面可避开加氢站土地审批慢的问题,另一方面加油和加氢人员可共用,可解决人工成本高的难题。

  2019年到2021年,中石化、中石油、中海油、国家能源集团、国电投等央企在加氢站上的建设投入开始增大。国内加氢站建设运营主体由前期的燃料电池企业、加氢站设备总成等企业逐渐向央企、各地方能源型企业转移。

  加氢站主要设备包括:压缩机、储氢罐、加气机、泄气柱、管道、控制系统、氮气吹扫装置、监控装置等。其中,压缩机、储氢罐、加气机为核心设备,压缩机成本在加氢站全部建设成本中占比约30%。

  对于氢气压缩机来说,可分为机械式压缩和非机械式压缩两种,机械式压缩主要包括活塞式压缩、隔膜式压缩、线性压缩和离子压缩,非机械式压缩机分为低温液体泵、金属氢化物压缩机、电化学氢气压缩机和吸附型压缩机四类。

  目前机械式是氢气压缩的主流方式。机械式压缩中,活塞压缩机和隔膜压缩机是最常用的两种机型。隔膜式压缩机因其较为突出的密封性能,成为氢气压缩的首选。

  国内加氢站较多采用液驱式压缩机和隔膜式压缩机;离子液压缩机主要应用于国外,且一般用在具有较高储氢压力(一般为90MPa左右)的加氢站中。

  氢气压缩机的主要供应商包括美国PDC,英国豪顿华工程有限公司、德国Andreas Hofer,国内具备隔膜压缩机生产能力的厂商主要有冰轮环境、中鼎恒盛、北京天高和恒久机械。

  国内加氢站使用的隔膜压缩机主要是海外产品,尤其是美国PDC几乎占据全球隔膜加氢机的70%-75%的份额,全球近一半的加氢站采用了美国PDC的压缩机。

  活塞和隔膜压缩机应用较广,但无法满足大排量使用;线性、离子压缩机成本低,低温液态泵排量高;其它压缩机尚在研发,向低成本、大排量方向发展。

  首先是国产氢气压缩机的设计压力不够大,平均在30MPa以下,无法满足加氢站的技术要求;其次是尽管部分国内厂商已经具备隔膜压缩机的制造技术,但设备内部的阀门和传感器等部件仍需外购;最后是国内加氢站数量少,下游需求基数低,因此加氢站为节省成本,不会让机器一直处于工作状态,而在没有缓冲罐的情况下频繁启停,对压缩机内部的金属膜片伤害极大,国产的隔膜压缩机很容易达到寿命上限(约2000小时),而PDC的隔膜压缩机往往能达到6000小时的寿命。

  目前PDC在国内有两种销售渠道,即直销和授权国内的成橇商。后者主要为PDC将核心压缩模板出售给国内厂商,由厂商自行集成,相比国内直接采购成品,成本下降了30%。国内的富瑞特装、PERIC也都通过这一方式在国内实现生产供货。

  尽管仍有较大的差距,但国产隔膜压缩机也正竞力提升自身的产品力,缩小和海外产品的差距。以中鼎恒盛为例,目前已经做到在45MPa级别的氢气压缩机对海外产品的进口替代,且在国内氢气充装厂大流量压缩机的市占率达到90%。

  当前国产加氢机的重要部件依然严重依赖进口,主要为相关的管道阀门、流量计和加氢枪等,且鉴于当前国内市场应用面较窄,加氢机生产缺乏规模效应,加氢机厂商没有进行零部件国产替代的动力,因此成本依然高居不下。

  国内生产加氢机主要的上市公司有厚普股份,公司的业务涵盖车用、船用、民用、核心零部件、互联网和氢能,其中氢能相关的产品主要包括加氢机、E系列、S系列、C系列加氢站、加氢撬装设备等。

  当前厚普股份已成功研发70Mpa的加氢机,而目前国内的高压氢气加注压力普遍是35MPa,单车加注量和续航里程较短;此外公司研发的氢气质量计量计已经处于样品试制阶段,成功量产后将打破国外在该领域的垄断。

  按照在产业链所处位置不同,可以将相关公司划分为建设运营、设备制造两大类。

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