
2021-2026年太阳能开发利用行业市场深度分析及发展策略研究报告
根据中国氢能联盟的预计,到2030年,中国氢气需求量将达到3500万吨,在终端能源体系中占比5%。到2050年氢能将在中国终端能源体系中占比至少达到10%,氢气需求量接近6000万吨,可减排约7亿吨二氧化碳,产业链年产值约12万亿元。
1、中国氢能源产品市场发展分析
氢能在能源市场的多种应用场景将降低氢能的整体使用成本
目前市场对氢能使用存在一个明显的误区,即将氢能的应用范围局限于传统化工生产领域这一单一应用场景,由此而担忧氢能基础设施投入开销巨大,且使用成本高昂。
事实上,氢能作为储能介质能够横跨电力、供热和燃料三个领域,促使能源供应端融合,提升能源使用效率,其应用模式可以抽象为以下三个方面:
1、电能到电能的转换
电解制氢实现电能向氢能的转化,必要时氢能可通过燃料电池再次转化为电能。
2、电能到燃气的转换
电解制氢后,将氢气直接混入天然气管道,或者合成甲烷后混入天然气管道;混合天然气在终端作为燃料提供热能。
3、电能到燃料的转换
电解制氢后,氢气作为燃料电池车的燃料,为汽车提供动力。
而氢能作为能源载体的具体应用模式涉及新能源制氢补充发电、燃料电池汽车、分布式发电等领域。
所以氢能的应用场景具有很强的多样性,如未来能够形成电力、供热和燃料相互交叉的应用网络,将大幅降低其使用成本。
图表:氢能作为储能介质能够横跨电力、供热和燃料三个领域

资料来源:中研普华
应用一:传统石油化工生产的原材料
中国目前年产氢气中50%用于石油和煤化工领域,45%用于合成氨。所以中国对于氢气的应用主要集中在石化生产领域,即氢气的传统使用领域。
在这些生产过程中,氢气是直接参与反应的原材料。相对于传统应用领域,氢能在新能源方面的应用份额很低,说明中国氢能经济的发展还处于萌芽阶段。
图表:氢气的传统应用领域

资料来源:中研普华
应用二:氢能可实现再生能源补充发电
近几年,以德国为首的西欧国家正尝试探索风电、太阳能电解制氢,并用天然气管道输送氢气或氢气制甲烷的氢能发展模式,即电转气(power togas,P2G)模式。
电转气(P2G)模式的第一步是利用风能和太阳能等可再生能源产生的电能电解水制取氢气。
第二步是氢气与二氧化碳反应制备甲烷,再通过天然气管道与天然气混合储存运输;或者直接将制得的氢气与天然气按一定比例混合后,再通过天然气管道进行储存运输。
目前中国主要城市的天然气管道建设已经较为完备,具有发展电转气(P2G)的初步基础。中国发展电转气(P2G)具有多重重大意义。
一是通过发展电转气(P2G)可实现可再生能源补充发电。目前风能和太阳能等可再生能源发电的难点在于发电的波动性。波动的可再生能源使发电高峰和用电高峰产生错配,造成并网困难。
但如果波动的可再生能源先转化成氢能储存起来,在用电高峰时,再转化为电能,就可实现可再生能源补充发电。
二是降低氢能的储运成本。目前氢气主要通过高压压缩和液化等方式储存和运输,储运费用占氢气售价的40%至70%。储运费用过高成为阻碍氢能推广的一个重要原因。
如果通过现有天然气管道输送氢气,则输送压力较低,且能够连续供气,所以氢气的储运成本可以大幅降低。
三是电转气(P2G)的应用能够提高可再生能源在中国能源消费中的占比,减少化石燃料的使用,有助于减少污染和碳排放。
应用三:以氢燃料电池为核心的分布式能源网络可提高能源利用率
氢能不但能够实现前文所述的并网发电,还因其储运的机动性,可以依托氢燃料电池技术,建立分布式能源网络,做到区域或城市电力、热能和冷能的联合供应。
燃料电池自身的能源转化效率高,且分布式能源系统的能源输送距离短,以氢燃料电池为核心的能源网络的能源利用率明显高于传统能源网络。
日本东京天然气公司和松下公司联合研发的家庭分布式能源系统Ene-Farm已经在日本成功推广。
该系统的燃料电池以天然气管道输送的氢气为燃料,发电和用电地点相同,且发电产生的热量也被用来供热。整个系统的能源利用效率高达95%,而传统天然气发电加锅炉供热的能源效率仅有68.7%。
根据东京天然气公司和松下公司公布的数据,Ene-Farm可以减少37%的一次能源使用量和49%的二氧化碳排放量。
应用四:燃料电池客车或成为中国氢燃料电池汽车发展的突破口
国外汽车生产厂商经过多年技术积累,已经为燃料电池车的商业化打下了良好基础。配合灵活的销售方案,包括美国、德国、丹麦、英国在内的国家的燃料电池汽车,正在从概念车逐步向商业化生产过渡。
目前丰田Mirai、现代iX35以及本田Clarity燃料电池汽车已实现商业化生产。
而燃料电池的研发和技术进步速度也在加快,预计未来2-3年内,会有多辆概念车型步入商业化。
而燃料电池客车因技术门槛相对较低、具有良好的宣传推广效应、以及加氢站布局存在优势的原因,有可能成为中国燃料电池汽车发展的突破口。
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