能源转型产业报告2023年10月09日氢能及燃料电池低温液化-海上风电制氢外送的潜在选择漂浮式风电将成为深远海风电开发的重要方向，海上风电制氢成为发展趋势。作者随着近海风电资源利用趋于饱和，全球风电开发的脚步正迈向资源丰富的深远海，未来几年漂浮式风电市场规模将持续提升。漂浮式风电产业高增下，分析师于夕朦贡献大量可再生能源电力，海风制氢将有效解决大规模海上风电并网和消纳执业证书编号：S1070520030003难问题，全球各国积极布局漂浮式海风制氢。邮箱：yuximeng@cgws.com联系人王泽雷海上制氢，储运成为关键，低温液化外送具有比较优势。海上平台空间非常执业证书编号：S1070121120022有限，对于合成氨路线，需要在平台配置制氮设备，和合成氨相关工艺设备，邮箱：wangzelei@cgws.com对平台空间要求较高。LOHC技术若要实现大规模生产，则需要在平台储存联系人雷灵龙大量储氢有机材料以保障持续生产。而且，由于海运周期长，需要有持续稳执业证书编号：S1070122120005定的储氢有机材料供应才能满足项目长期稳定生产的需要。相比之下，氢的邮箱：leilinglong@cgws.com低温液化，其所需的水、电、气等公用设施均可与电解制氢环节共用，可显著降低海上平台的投资，和系统复杂度。相关研究1、《虚拟电厂市场发展近况与盈利模式实践》2023-09-142、《一文读懂欧盟碳边境调节机制（CBAM）》2023-07-253、《电动船分布式换电模式探索》2023-07-17国内国产化氢液化产业链已初步形成，液氢产业或将进入高速发展期。北京中科富海和航天六院101所已实现氢液化技术的国产化突破，张家港中集圣达因低温装备有限公司也具备液氢贮罐的研发制造能力。液氢船舶运输已有示范验证，随着海上风电制氢的发展，液氢产业或将进入高速发展期。风险提示：海上氢液化技术革新不及预期，海上制氢项目发展情况不及预期，液化成本下降不及预期，商业模式形成不达预期。请仔细阅读本报告末页声明能源转型产业报告内容目录1.海上风电向深远海发展，制氢成为重要利用方式................................................................................................31.1漂浮式海上风电是深远海趋势下的必然方向.............................................................................................31.2沿海风资源丰富地区出台深远海规划.......................................................................................................41.3漂浮式海上风电制氢...............................................................................................................................52.低温液化将是实现海上风电制氢外送极具潜力的途径.........................................................................................73.氢液化技术现状...............................................................................................................................................103.1氢液化的几种技术路径...........................................................................................................................103.2氢液化核心技术-透平膨胀机..................................................................................................................114.氢低温液化产业链条基本成熟..........................................................................................................................124.1氢液化装置............................................................................................................................................124.2液氢跨海运输........................................................................................................................................145.海上风电制氢液化的技术路径及挑战...............................................................................................................15风险提示............................................................................................................................................................16图表目录图表1：我国50米水深以内海风潜在可供开发空间（GW）................................................................................3图表2：全球漂浮式风电累计装机容量（MW）...................................................................................................3图表3：我国主要沿海地区风资源及发电情况.....................................................................................................4图表4：中国近海5-20米水深的海域内、100米高度年平均风功率密度分布......................................................4图表5：沿海各省出台有关发展深远海的政策规划..............................................................................................5图表6：Dolphyn海上风电制氢项目一期图景......................................................................................................6图表7：Sealhyfe海上漂浮制氢示范项目............................................................................................................6图表8：Sealhyfe海上漂浮制氢平台...................................................................................................................6图表9：三种适合跨海运输的氢储运技术............................................................................................................7图表10：RolandBerger测算的三种储氢技术运输成本.......................................................................................8图表11：自升式海上平台...................................................................................................................................8图表12：天然气合成氨与绿氨的工艺及温度变化范围对比..................................................................................9图表13：几种氢的液化工艺.............................................................................................................................10图表14：氢液化透平膨胀机轴承的几种技术路径..............................................................................................11图表15：林德低温工程在德国的氢液化装置.....................................................................................................12图表16：法液空的液化装置.............................................................................................................................12图表17：中科富海5TPD氢液化系统冷箱.........................................................................................................13图表18：航天氢能300L/h氢液化系统冷箱......................................................................................................13图表19：中科富海的氦透平膨胀机...................................................................................................................13图表20：西安交大为101所提供的氦透平膨胀机.............................................................................................13图表21：川崎重工液氢运输船SuisoFrontier....................................................................................................14图表22：中集圣达因为海南文昌发射场提供的300m³液氢贮罐........................................................................14图表23：海上风电制氢液化的潜在技术方案.....................................................................................................15P.2请仔细阅读本报告末页声明能源转型产业报告1.海上风电向深远海发展，制氢成为重要利用方式1.1漂浮式海上风电是深远海趋势下的必然方向全球海上风电市场步入成熟阶段，潮间带、近海风电资源利用开发趋近饱和，80%海洋资源在60米水深以上海域，风电场开发走向深远海成为必然趋势。我国海上风电潜在可供开发的资源接近3000GW，其中50米水深以内的固定式海风资源1400GW，漂浮式海风资源1582GW。中国提出到2025年海上风电累计装机100GW、到2030年累计装机200GW、到2050年累计装机达成1000GW的目标，若成功实现，将完成在全球海上风能联盟确立的2050年海风装机目标的50%。从长远来看，考虑到水深限制、消纳能力和海洋资源巨大潜力，漂浮式风电技术将成为当今全球深远海风电开发的重要方向。图表1：我国50米水深以内海风潜在可供开发空间（GW）1600漂浮式海风资源155015001450140013501300固定式海风资源资料来源：国际风力发电网，长城证券产业金融研究院2022年，全球新增约66MW漂浮式风电项目并网运行，包括挪威60MW项目和中国海装“扶摇号”6.2MW机型样机。目前挪威累计漂浮式装机171MW，贡献全球91%装机量。迄今为止，全球总计并网运行漂浮式风电项目共约200MW。欧洲等地区海风开发率先布局深远海，漂浮式项目成功并网发电的经验丰富。我国漂浮式技术起步较晚，海上风电基础和输电形式面临较大挑战，但这也是实现远海风电规模化开发和平价上网的必经之路。漂浮式风电的成本更高，其经济性面临较大挑战，且在港口设施和供应链方面仍存在瓶颈。GWEC预计，到2030年全球漂浮式风电市场将达10.9GW，相比于2022年的预测有所下降，预计2030年后漂浮式风电发展速度将加快。图表2：全球漂浮式风电累计装机容量（MW）30025020015010050020122013201420152016201720182019202020212022资料来源：《全球漂浮式风电项目开发运行情况统计》，国际船舶网，长城证券产业金融研究院P.3请仔细阅读本报告末页声明qRqNrMtRtQqNpRmRpNnQoRaQaO8OoMpPoMsRiNpOnNkPmOnP6MpOrOMYrQwONZrRpN能源转型产业报告1.2沿海风资源丰富地区出台深远海规划欧洲海上风电处于全球领先水平的重要原因是其深远海资源丰富，且无台风困扰。中国沿海地区深远海资源开发潜力巨大，但易受到台风影响，尤其是南部风速较高区域。台湾海峡是中国近海风能资源最丰富的地区，风能资源等级在6级以上；广东、广西、海南近海海域的风能资源等级在4-6级之间；往北风能资源呈现逐渐减小再加强趋势。福建省年等效满负荷小时数可达3000小时以上，风速达到8.65米/秒，海上风电资源在全国范围内具备优势，适宜安装单机大容量抗台风型机组。规划方面，我国多地正在积极布局深远海海上风电示范项目，沿海各省出台一系列促进深远海海上风电发展的政策方案。山东、江苏和广东地区的风资源及发电情况较好，政策扶持下海风产业前景光明，漂浮式风电市场有望受益。图表3：我国主要沿海地区风资源及发电情况年等效满负荷小时数（h，左）风速（m/s，右）3500河北山东江苏上海浙江福建广东1030009250082000715006100055004302大连10海南资料来源：刘超等《漂浮式海上风电在我国的发展前景分析》，长城证券产业金融研究院图表4：中国近海5-20米水深的海域内、100米高度年平均风功率密度分布资料来源：风芒能源，《中国风电发展路线图2050》，长城证券产业金融研究院P.4请仔细阅读本报告末页声明能源转型产业报告图表5：沿海各省出台有关发展深远海的政策规划省份/城市发布时间政策文件规划内容加快实施国管海域深远海场址开发。积极推动国家批准用海项山东2022年7月《山东省海上风电建设工目前期工作，争取纳入国家深远海海上风电示范，实现与省管程行动方案》海域项目连续开发。2023年，启动国管海域重点项目；到2025年，累计开工700万千瓦左右，并网300万千瓦以上。江苏《江苏省“十四五”生态环大力发展可再生能源。风力发电方面，重点加大深远海海上风2022年6月境基础设施建设规划》电开发力度。到2025年底，全省风电装机达到2800万千瓦以上。广东国家能源局综合司关于广有序择优推进位于省管海域的800万千瓦海上风电新增场址项东省海上风电规划调整的目建设，力争2025年底前建成并网400万千瓦以上；稳妥推2023年4月《复函》进位于国管海域的深远海海上风电项目示范化开发，“十四五”期间推动800万千瓦项目前期工作，力争2025年底前建成并福建2022年5月《福建省“十四五”能源发网200万千瓦以上。展专项规划》稳妥推进国管海域深远海海上风电项目，加强建设条件评估和深远海大容量风电机组、远距离柔性直流送电、海上风电融合2022年6月《“十四五”可再生能源发发展技术论证，示范化开发4.8GW。展规划》力争“十四五”期间开工建设我国首个漂浮式商业化海上风电项目，在资源和建设条件好的区域推动一批百万千瓦级深远海海上风电示范工程开工建设。资料来源：国家发改委，各省政府网站，长城证券产业金融研究院1.3漂浮式海上风电制氢随着海上风电向大型化、深远海和漂浮式发展，以较低成本输送和消纳电力是下一步需要解决的问题。氢能是一种燃烧热值高、转化效率高、资源丰富和清洁环保的能源，海上风电制氢是解决海上风电大规模并网和消纳难问题的有效途径。海风制氢可以有效转化剩余可再生能源电力，并且利用较低的度电成本提高电解制氢的收益。海上电解水制氢分为海上集中式电解水制氢、海上分布式电解水制氢。集中式电解水制氢是海上风电机组产生的电力通过风电场集电海缆汇集到海上电解水制氢平台，在该平台完成制氢后，经由输气管道等方式集中传输至岸上，可以借助已有的海上油气平台或通道降低项目投资成本；分布式电解水制氢则是在每台风电机组塔底平台上安装模块化的制氢设备，直接在风电机组侧制氢，产生的氢气通过小尺寸输气管道汇集到收集歧管，再统一进行运输。海上风电制氢不再需要建设海底电缆，从而降低了送出成本。由总部位于伦敦的环境咨询管理公司ERM（EnvironmentalResourcesManagement）牵头的Dolphyn项目立志打造为全球领先的海上漂浮式设施生产绿氢项目。该项目将在2024-2026年前实现10MW的海上风电机组就地制氢商业化示范。2027-2028年，第一个商用多机组（100-300MW）风力发电-制氢项目上线，随后，该公司将实施更大的目标——到2034年，建成GW级的风电场，为150万户家庭供电。ERM还计划到2065年，部署形成一个大规模风力发电-制氢网络，以取代英国50%的天然气供应。P.5请仔细阅读本报告末页声明能源转型产业报告图表6：Dolphyn海上风电制氢项目一期图景资料来源：ERM，长城证券产业金融研究院2023年6月27日全球绿色和可再生制氢先驱之一Lhyfe（泛欧交易所代码：LHYFE）宣布，其全球首个海上制氢示范项目Sealhyfe在大西洋生产了第一批绿色氢气。Sealhyfe项目的海上平台面积不到200平方米，每天能够生产多达400公斤氢气。Lhyfe与其合作伙伴在短短16个月内完成了项目的方案设计、设备采购制造和集成，包括Plug提供的1MW制氢电解槽。平台于今年五月19日被拖到距离法国LeCroisic海岸20公里的SEM-REV海上测试场，进行连接及测试，并于6月生产出第一批氢气。图表7：Sealhyfe海上漂浮制氢示范项目图表8：Sealhyfe海上漂浮制氢平台资料来源：Lhyfe，长城证券产业金融研究院资料来源：Lhyfe，长城证券产业金融研究院P.6请仔细阅读本报告末页声明能源转型产业报告2.低温液化将是实现海上风电制氢外送极具潜力的途径为了建立绿氢供应链并获得偏远地区的低成本制氢的潜力，迫切需要可行的大规模绿氢运输解决方案。当前技术水平下，有四种主流大规模氢气运输技术：1）输送气态氢气的管道；2）以氨形式运输的氢气；3）低温液化（LH2）；4）以及将氢储存在液态有机载体中（LOHC）。而后三种非管道技术常被称为氢载体。毫无疑问，管道是输送大量氢气的低成本选择，它们将在未来绿氢供应中发挥重要作用。然而，即使有专用的氢气管道，由于其路线固定，而大规模氢气需求（例如化肥生产商、炼油厂、其他化工厂等）在不同地区的高度分散，管道难以满足绝大部分需求。更重要的是，当前全球跨国贸易大部分基于海路运输，很多场景不具备建设管道的条件。此外，在海上风电制氢场景中，输氢管道需要铺设在海底，其建设成本较陆上埋地管道还提高接近一倍。氢载体的灵活性和对长距离运输的适应性，使其更适合氢的跨国贸易。图表9：三种适合跨海运输的氢储运技术资料来源：RolandBerger《Hydrogentransportation：Thekeytounlockingthecleanhydrogeneconomy》长城证券产业金融研究院咨询机构RolandBerger构建一个运输距离12000公里、每天氢运输能力100吨的测算模型，比较了三种运输方式的各环节成本。该模型假设所有承运人的氢气生产成本均为2.0欧元/公斤。在运输环节，氨和LOHC在氢气运输方面具有非常相似的总船运成本。两者都在每公斤氢气2.2至2.3欧元的范围内，是成本最低的选择。就氨而言，再转化（将其裂解得到氢气）占其总成本的三分之一以上。这表明，相较于用作为氢的运输载体，清洁氨对那些当前还使用天然气合成氨作为化学原料的行业可能更有吸引力。对于有机液体储氢，其储存和运输氢气所需的大量有机储氢材料增加了其资本支出。而当前通过液氢运输会更贵一些，其总船运成本为2.8欧元/公斤。主要的促成因素是由于船上和现场的储存时间长、液化所需的大量能源以及与其他运营商相比相对资本密集型的大型液化工厂和其他基础设施而导致的汽化。氢气运输的总船运成本加上生产成本，就构成了氢气总的到岸成本。该模型预测到2025年，在欧洲进行大规模氢跨海贸易的到岸成本可以达到4.2至4.8欧元/公斤。从成本角度看，低温液化路线稍逊于氨和LOHC。P.7请仔细阅读本报告末页声明能源转型产业报告图表10：RolandBerger测算的三种储氢技术运输成本资料来源：RolandBerger《Hydrogentransportation：Thekeytounlockingthecleanhydrogeneconomy》，长城证券产业金融研究院从技术角度来看，则是低温液化更适合海上风电制氢场景。三种储运方式，在海上制氢后都需要配置转化设备，其相关设备均要放置在海上平台上。就现有技术来看，海上油气平台发展最为成熟，可在其基础上定制优化。其中最适合海上风电制氢场景的，是自升式平台。其优点主要是结构简单、所需钢材少、造价低、定位能力强、作业稳定性好、能适应大陆架各种不同的海况和不同的海底地质条件。其缺点是桩腿长度有限,使它的工作水深受到限制，大部分自升式平台的工作水深在120m以内。而120m已能够满足绝大部分海上风电制氢场景的需求。图表11：自升式海上平台资料来源：烟台中集来福士海洋工程有限公司，长城证券产业金融研究院P.8请仔细阅读本报告末页声明能源转型产业报告然而海上平台空间非常有限，对于合成氨路线，需要在平台配置制氮设备，和合成氨相关工艺设备，对平台空间要求较高。此外，当前合成氨工艺均基于煤或天然气制氢路线，大规模可再生能源电解水制氢合成氨的设计与运行依然存在诸多挑战，需要在合成氨工艺柔性优化与调控、大规模电解水制氢平稳运行、制氢负荷参与电网调控和全系统技术经济性等方面展开研究。事实上，对于绿氨工艺而言，还需要结合合成氨节能降耗、技术经济的角度对反应器内部的空速流场和催化剂性能进行综合分析，优化反应器结构及催化剂相关的工艺参数。图表12：天然气合成氨与绿氨的工艺及温度变化范围对比资料来源：《Progressingreenammoniaproductionaspotentialcarbon-freefuel》，长城证券产业金融研究院而LOHC技术若要实现大规模生产，则需要在平台储存大量储氢有机材料以保障持续生产。而且，由于海运周期长，需要有持续稳定的储氢有机材料供应才能满足项目长期稳定生产的需要。相比之下，氢的低温液化，其所需的水、电、气等公用设施均可与电解制氢环节共用，可显著降低海上平台的投资，和系统复杂度。P.9请仔细阅读本报告末页声明能源转型产业报告3.氢液化技术现状由于氢气是一种永久气体，为了液化氢气，应将其冷却至临界温度（-240°C），然后将其储存在低于沸点（-253°C，1atm）的真空绝缘容器中。通过低温冷却，氢气的体积减少至标准状态的1/848，从而显着提高了储氢效率。氢液化被认为是一项成熟的技术，尽管人们仍在进行一些改进，特别是进一步降低能源消耗。目前全球液氢产量约为355吨/天，最大的液化厂产量高达34吨/天。根据装置规模，其氢液化单位能耗从10~20kWh/kgH2不等，液化规模越大，能耗相对更低。3.1氢液化的几种技术路径1898年，詹姆斯·杜瓦(JamesDewar)爵士在苏格兰使用容量为0.24L/h的小型液化装置首次液化氢气，几年后，在实验室规模的液化系统中测试了预冷的汉普森-林德循环。杜瓦瓶最初将气态氢加压至18MPa，然后使用二氧化碳和液态空气预冷至-250°C。该液化系统与目前空气液化所采用的汉普森-林德循环相似。1900年左右其他几种氢液化工艺被研发了出来，包括克劳德液化工艺、预冷克劳德液化工艺和氦制冷氢液化工艺。1957年，为了满足化学和航空航天工业的需求，更大规模的氢气液化装置被研发出来，该装置采用带预冷的克劳德工艺。在该系统中，氢气最初使用液氮预冷却至约-193°C的温度，然后使用氢气循环制冷直至形成液氢。图表13：几种氢的液化工艺资料来源：MuhammadAziz《LiquidHydrogen:AReviewonLiquefaction,Storage,Transportation,andSafety》，长城证券产业金融研究院预冷型Linde-Hampson系统（图表7a）结构简单、运转可靠，一般应用于中、小型氢液化装置。Claude系统（图表7b）则不主要依靠J-T节流温降，而是通过气流对膨胀机做功而实现转移。如果Claude循环有液氮预冷（一般在HE1），则系统的性能会有所提高。液氮预冷的Claude系统其㶲效率比液氮预冷的Linde–Hampson系统高50%~70%。其热力完善度为50%~75%远高于预冷型Linde-Hampson系统，可用于大规模的液氢生产。Collins（图表7c）循环作为一种改进Claude循环，最早被发明用于氦的液化。其在Claude循环基础上增加了一级膨胀机和2级换热器，进一步提高了效率。氦Brayton循环（图表7d）也是一种改进的Claude系统，包括氢液化流程和氦制冷循环两部分。在这一过程中氦气并不液化，但达到比液氢更低的温度。在氢液化流程中被压缩的氢气经液氮预冷后，在热交换器内被冷氦气冷凝为液体。近些年其常被法液空等企业用于中型的氢液化装置，该系统氢的工作压力相对较低，避免了操作高压氢的危险比较安全可靠。此外减小了压缩机的尺寸，减小了管壁厚度。P.10请仔细阅读本报告末页声明能源转型产业报告3.2氢液化核心技术-透平膨胀机氢气液化装置设计制造，有一系列关键技术，包括系统的工艺流程设计、透平膨胀机的设计及制造、低漏率低温阀门、低漏率板翅式换热器设计制造、高效正仲氢转化技术、高效氢气压缩机及滤油系统、系统集成制造工艺以及自动控制及氢检测安全系统等。其中决定氢液化器性能的核心，则是透平膨胀机的设计制造。对于带有透平膨胀机的低温系统，其透平有三种主流技术路径：1）油轴承透平机（OBT）配备了一个供油系统，为径向轴承、止推轴承以及制动系统供油。为了避免把油携带到工艺气体中，一股气体被从膨胀的工艺气流中取出用于轴系密封，从而导致膨胀机效率的持续轻微损失。尽管几十年来在各种氦和氢应用中得到了充分的实证，OBT仍因需要运行供油系统而显得复杂、昂贵且难以操作。一个操作错误就可能会导致油被带入到工艺气体系统中，然后就需要精细且耗费大量时间来清洁整个系统。2）静压气体轴承透平机需要来自高压工艺气流的气体来建立径向和止推轴承的承载能力。从轴承中的较热气体到冷工艺气体的微小但不可避免的热传导导致透平效率的损失，该损失随着工艺气体温度的降低而增加。即静压气体轴承透平机对低温系统冷端的效率降低特别敏感。此外，系统还需要配置高压储气罐，以确保透平在紧急停车时安全停机。3）动压气体轴承透平机通过动压效应获得承载能力，即轴承壳内微小间隙中的闭环循环气流通过收敛间隙产生的压力升高，进而产生作用于转子的承载力。该气流不会影响工艺气流。即使在紧急停机的情况下，也能保持推力，从而保证透平能够实现不依赖外界保障的本质安全停机。图表14：氢液化透平膨胀机轴承的几种技术路径P.11资料来源：KlausOhlig与StefanBischoff《Dynamicgasbearingturbinetechnologyinhydrogenplants》，长城证券产业金融研究院油轴承透平膨胀机被广泛的应用于20世纪的大型氢液化装置中。然而，油系统在高效、紧凑的设计、高可靠性、故障保护运行功能及免维护操作等方面的不足，使得气体轴承透平膨胀机逐步替代油轴承，成为当前氢液化装置的主流。请仔细阅读本报告末页声明能源转型产业报告4.氢低温液化产业链条基本成熟4.1氢液化装置氢液化装置的设计、研发和制造已有数十年历史，技术已相当成熟，产业发展的主要方向还是提高单系统的处理规模，降低单位质量氢液化的能耗以及降低整个工艺的建设与维护成本。国际上氢液化系统提供商以林德和法液空为代表。林德低温工程公司（LindeKryotechnik）在氢液化装置领域具有数十年的经验，开发了液化能力从每小时150L至20,000L（0.25TPD~34TPD）的系列氢液化系统。其透平膨胀机采用动压气体轴承技术，并已出口到日本等地。其中液化能力小于每小时1000L的设备采用氦制冷循环和氦透平膨胀机，液化能力大于每小时1000L的设备采用氢Claude循环和氢动压气体轴承透平膨胀机。法液空研发了HYLIAL系列氦循环氢液化器，其液化能力可达到每小时500L至1500L。我国海南文昌卫星发射场和四川西昌卫星发射场就采用了其氢液化器产品。其透平膨胀机采用静压气体轴承技术。图表15：林德低温工程在德国的氢液化装置图表16：法液空的液化装置资料来源：林德低温工程，长城证券产业金融研究院资料来源：法液空，长城证券产业金融研究院虽然氢液化技术已相当成熟，但受制于高速透平膨胀机研发加工的难度和需求的缺乏，其完全国产化在近两年才得以真正实现，特别是以北京中科富海和航天六院101所为代表。以中科院理化技术研究所在大型低温装置集成和透平膨胀机集成等领域积累的技术为基础，自2016年成立以来，中科富海在国内首次成功集成系列化40L/h~300L/h氦液化装置产品、2K-20K千瓦级氦制冷机系列化产品，并已成功实现工程应用。其以此为基础开发了1.5-5TPD（吨每天，下同）大型氢液化装置系列产品，并承接了国家科技部可再生能源与氢能技术专项中5TPD氢液化装置的研发，其1.5TPD氢液化装置成功出口到加拿大。中国航天科技集团有限公司六院101所（北京航天试验技术研究所）研制的具有自主知识产权、基于氦膨胀制冷循环的氢液化系统，于2021年9月9日在航天101所调试成功，产出液氢，仲氢含量97.4%。该套系统研制历时400多天，包括透平膨胀机、控制系统、压缩机、正仲氢转化器等核心设备在内的90%以上的设备完全采用国产。该装置P.12请仔细阅读本报告末页声明能源转型产业报告累计连续稳定生产液氢35个小时，完成了变工况和自动调节考核，设计液氢产量为1.7吨/天，实测满负荷工况产量为2.3吨/天。2023年7月24日，六院101所下属航天氢能科技有限公司研制的300L/h(0.5TPD)氢液化系统一次性开车成功。该系统是其第二套使用连续型正仲氢转化换热器的稳定产出液氢的国产氢液化系统。图表17：中科富海5TPD氢液化系统冷箱图表18：航天氢能300L/h氢液化系统冷箱资料来源：中科富海，长城证券产业金融研究院资料来源：北京航天试验技术研究所，长城证券产业金融研究院在5TPD以下的氢液化系统中，中科富海和101所均采用了氦循环制冷的氢液化工艺，其透平膨胀机均为静压气体轴承的氦透平膨胀机。中科富海的透平膨胀机依托其控股股东中科院理化技术研究所，合作设计生产。101所的2TPD级氢液化系统的氦透平膨胀机则与西安交通大学合作，由其负责研制提供。图表19：中科富海的氦透平膨胀机图表20：西安交大为101所提供的氦透平膨胀机资料来源：中科富海，长城证券产业金融研究院资料来源：周楷淼等《2t/d氢液化系统用氦透平膨胀机测试》，长城证券P.13产业金融研究院请仔细阅读本报告末页声明能源转型产业报告4.2液氢跨海运输目前液氢跨海运输已有示范。2022年2月25日，川崎重工宣布世界上第一艘液氢运输船SuisoFrontier带着来自澳大利亚氢气成功运抵日本。SuisoFrontier由日本川崎重工建造，属于氢能供应链试点项目（HESC）的组成部分，是日本和澳大利亚联合开展的氢项目。项目合作伙伴包括川崎重工、电力开发株式会社、岩谷株式会社、丸红株式会社、AGLEnergy和住友商事株式会社。壳牌、ENEOSCorporation和KawasakiKisenKaisha,Ltd.(K-Line)也参与了该项目的日本部分。SuisoFrontier在2021年12月正式离开日本，并于2022年1月20日抵达澳大利亚，经过了约一周时间的液氢装载后启航返回日本，并于2月25日抵达神户港。图表21：川崎重工液氢运输船SuisoFrontier资料来源：HESC，长城证券产业金融研究院液氢储存容器对于我国目前已不存在瓶颈，中集安瑞科是较早发力液氢储运领域的装备制造商之一，其子公司张家港中集圣达因低温装备有限公司早在2013年成功为海南文昌交付300m³液氢贮罐，并承担了国内首套民用100m³液氢贮罐的研制工作。而用于远洋运输的液氢运输船，还需要国内船舶制造企业，基于LNG运输船的研发制造经验和市场需求，与液氢容器厂家合作开发。图表22：中集圣达因为海南文昌发射场提供的300m³液氢贮罐P.14资料来源：中集安瑞科，长城证券产业金融研究院请仔细阅读本报告末页声明能源转型产业报告5.海上风电制氢液化的技术路径及挑战海上风电制氢液化后外送，与传统海上风电制氢的技术方案区别主要在两点：1）海上制氢平台需要额外的空间放置氢液化装置，并提高公用设施容量；2）不再需要建设海底氢气输送管道。目前，我国液氢产业链各环节已基本实现国产化，随着海上风电制氢的发展，液氢产业或将进入高速发展期。同时，随着国内库布其、乌兰布和等风光大基地的建设，绿电消纳成为重要环节，绿电制氢和氢液化技术也成为绿电外送的重要潜在手段。图表23：海上风电制氢液化的潜在技术方案P.15资料来源：中船派瑞氢能，Linde，长城证券产业金融研究院然而，将氢液化装置放置在海上平台上，也给氢液化技术带来了挑战：1）当前大型氢液化装置都需要空分的副产品液氮用于预冷，来降低液化装置能耗，海上平台难以获得液氮或配置空分装置，需要采用其他可自循环的预冷技术，例如混合工质预冷，以实现氢液化装置的稳定运行。2）风力发电具有波动性，而现有大型氢液化装置均按稳定供电条件设计，需要根据波动性电源，采取优化装置工艺，配置连锁保护等措施，保障液化装置的安全稳定运行，必要时，还需配备储能系统。3）海上高湿度、高盐分的运行工况对设备腐蚀性较大，需针对海上运行条件对设备进行防腐耐候处理。海上波浪带来的震动和潜在极端天气的风险也对系统或平台的抗震抗风浪性能提出了较高要求。请仔细阅读本报告末页声明能源转型产业报告风险提示海上氢液化技术革新不及预期，海上制氢项目发展情况不及预期，液化成本下降不及预期，商业模式形成不达预期。P.16请仔细阅读本报告末页声明能源转型产业报告免责声明长城证券股份有限公司（以下简称长城证券）具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格。本报告由长城证券向专业投资者客户及风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者客户（以下统称客户）提供，除非另有说明，所有本报告的版权属于长城证券。未经长城证券事先书面授权许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布，亦不得作为诉讼、仲裁、传媒及任何单位或个人引用的证明或依据，不得用于未经允许的其它任何用途。如引用、刊发，需注明出处为长城证券研究院，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。本报告是基于本公司认为可靠的已公开信息，但本公司不保证信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向他人作出邀请。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。长城证券在法律允许的情况下可参与、投资或持有本报告涉及的证券或进行证券交易，或向本报告涉及的公司提供或争取提供包括投资银行业务在内的服务或业务支持。长城证券可能与本报告涉及的公司之间存在业务关系，并无需事先或在获得业务关系后通知客户。长城证券版权所有并保留一切权利。特别声明《证券期货投资者适当性管理办法》、《证券经营机构投资者适当性管理实施指引（试行）》已于2017年7月1日起正式实施。因本研究报告涉及股票相关内容，仅面向长城证券客户中的专业投资者及风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者。若您并非上述类型的投资者，请取消阅读，请勿收藏、接收或使用本研究报告中的任何信息。因此受限于访问权限的设置，若给您造成不便，烦请见谅！感谢您给予的理解与配合。分析师声明本报告署名分析师在此声明：本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，在执业过程中恪守独立诚信、勤勉尽职、谨慎客观、公平公正的原则，独立、客观地出具本报告。本报告反映了本人的研究观点，不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接接收到任何形式的报酬。投资评级说明公司评级行业评级买入预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅15%以上强于大市预期未来6个月内行业整体表现战胜市场增持预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅介于5%~15%之间中性预期未来6个月内行业整体表现与市场同步持有预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅介于-5%~5%之间弱于大市预期未来6个月内行业整体表现弱于市场卖出预期未来6个月内股价相对行业指数跌幅5%以上行业指中信一级行业，市场指沪深300指数长城证券产业金融研究院北京地址：北京市西城区西直门外大街112号阳光大厦8层深圳邮编：100044地址：深圳市福田区福田街道金田路2026号能源大厦南塔楼16层传真：86-10-88366686邮编：518033传真：86-755-83516207上海地址：上海市浦东新区世博馆路200号A座8层邮编：200126传真：021-31829681网址：http://www.cgws.comP.17请仔细阅读本报告末页声明