氢能发电站(氢能发电站利润)

发布时间：2022-11-03 12:00来源：www.51edu.com作者:畅畅

氢能发电站利润

道氏技术：氢能源龙头，在毛利润方面，从2017年到2020年，分别为5.48亿元、10.95亿元、7.74亿元、7.64亿元。

氢燃料电池是公司业务布局重点方向。公司与上海重塑能源科技有限公司合资成立道氏云杉氢能源科技有限公司，从事氢燃料电池核心材料膜电极（MEA）的研发制造，打破国外垄断。上海重塑能源科技是全球氢能委员会成员，与欧洲有相关业务合作。

国能生物发电厂利润

　　凯迪电力董事长陈义龙将该企业筹建的生物质发电项目称为“一种循环经济产业园的发展模式”，称其基本选择有充足农业废弃物供应的经济开发区或产业工业园。一方面燃料供应有保障，另一方面，发电项目能以热、电、冷三联供的方式供应园区其他企业，与国内同类项目单一供电模式相比，能源综合利用效率要高8-9个百分点。并称目前该公司正在建设全球第一条利用秸秆和碳薪林为原料的生物质大型气化液化商业化装置，预计2010年投入商业化运行。

　　另外，凯迪电力董秘陈玲也向《能源》杂志记者表示，此次募集资金投向的7个项目以及凯迪控股承诺划拨给凯迪电力的102个项目均为以秸秆和稻壳为主要燃料的生物质发电厂。并称为突破燃料瓶颈的制约，公司尝试以能源林基地为中心的“一体化”发展，提出由能源林基地、生物质热电厂、生物质燃油燃气厂、有机肥料厂和有机农林基地组成一个完整的循环经济体。此类项目虽刚刚开始运营，未产生利润。但对于这一新的主营业务未来对公司利润的贡献，她充满信心。

　　而长城证券分析师陈霖对凯迪电力的信心似乎更大，甚至总结出了凯迪电力的“低碳及循环经济＋创新的经营模式＋高技术壁垒”发展模式。

　　陈霖认为，凯迪电力在 2004年就已探索出符合中国国情、行之有效的生物质发电商业模式。与传统试点生物质能电厂项目相比，凯迪生物质发电具有更强的盈利能力，因为公司拥有较强的技术壁垒，采用全球领先的、具有自主知识产权的“高超高压循环流化床锅炉燃烧技术”，而使用该技术达到超高压等级的企业全球仅有三家，因此凯迪电力是当之无愧的国内生物质发电的领跑者。

　　而《能源》杂志记者就此进行深入了解，并咨询多位新能源行业专家后，却发现事实并非如此。

　　新主业真相

　　针对凯迪电力最具“威慑效应”的“高技术壁垒”，清华大学核研究院新能源技术研究所副所长李十中告诉《能源》杂志记者，生物质发电领域目前并不存在什么专利技术门槛，所谓具有自主知识产权的“高超高压循环流化床锅炉燃烧技术”以及全球仅有三家企业达到超高压等级的说法他也难以认同。同时，他认为新能源领域的公司不断炒作概念的作法也值得商榷。

　　而最严重的质疑则来自同行们。一位从事生物质发电多年的资深人士向《能源》杂志记者指出，目前最主要的生物质发电方式包括：垃圾发电、秸秆发电以及污泥发电，其中垃圾发电和秸秆发电技术比较成熟，而技术最为成熟且已有能力实现盈利的是垃圾发电。

　　但即使如此，目前全国垃圾发电厂的数量（包括垃圾衍生品发电，即：不用垃圾直燃发电，而是先产生沼气后利用沼气发电），也仅有200家左右，而秸秆发电厂只会更少，像凯迪控股那样一次划拨100多座的事情缺少依据。

　　而事实上，所有生物质能发电厂获利能力都不强，都还没能发展出有效的、可持续的商业模式，如果凯迪电力仅仅依靠生物质发电来作为其主营业务支撑整个公司的话，的确很难想象。

　　另据上述接近凯迪控股的人士透露，所有秸秆发电厂都存在一个秸秆原料涨价的问题。由于秸秆都在农私人的手中，平时无人收购也就丢弃或处理掉。但当厂家开始集中向农收购时，农会马上意识到这些原先的农业废料的价值，于是就会产生集体涨价现象，使得发电厂的上游原料价格无法控制，而这些都是凯迪电力原来根本没有想到的。

　　因此，其生物质电厂最终入炉的秸秆价格将会达到300到400元每吨，这对于发电厂来说已经完全没有利润可言。因为每斤秸秆的收购价格只要超过200元，则发电厂都会亏本。尽管国家对于发电的上网电价会有所补贴，但这一补贴也远无法弥补燃料成本造成的亏损。所以即使是目前技术及商业模式最为成熟的垃圾发电，当燃料垃圾的价格超过100元每吨时，也会导致亏本。

　　而当凯迪电力有针对性地提出以能源林基地为中心的“一体化”模式后，上述资深业内人士认为，这一方式不但无法降低项目成本，反而会大大增加成本。而且不只是短期内会增加，从长期来看，几乎很难获得收益。

　　在这种“一体化”模式中，通过林地流转获得能源林基地是核心，但土地的获取则是首当其冲的问题，公司需要为此支付一笔昂贵的地皮费，但这还仅仅是开始。要造林，除首先解决了土地问题后，还要承担随之而来的栽苗费用、施肥费用、使用时的砍伐费用以及日常维护的人工费用等一系列费用，每项支出均不可或缺。如此一来，不需要严格的成本测算都会知道是亏本无疑。

　　凯迪电力在公告中如此宣称：国能、中能等国有大型能源公司在生物质发电领域已经获得盈利，且自己也是参照同一模式发展。对此，中电投一位不愿意透露姓名的资深专家意味深长地说：“在新能源领域这样宣传也是好的，但你也知道，大家都不喜欢严格的成本测算……”

　　前资深员工分析武汉凯迪近期“大动作”的缘由

　　http://blog.sina.com.cn/s/blog_61b0f98b0100ehia.html

　　各位同仁：

　　我是凯迪老员工，已经离开凯迪了，至于各位同仁描述的凯迪的事情我发表一下个人看法。

　　1、凯迪目前的做法是迫不得已，是市场所迫。凯迪目前经营遇到了一些困难，目前只有凯迪蓝光电厂每年有1000万左右的利润和3000万左右的固定资产折旧费用（此数字可能偏大）可以作为凯迪的现金流的收入，环保、东湖高新、义马电厂3个公司能自保就不错了，洋河煤业目前有利润，但老板承诺5年不分红（还有2年，况且有唐总在，肯定不会有一分钱回来），目前难以有钱回。工程、运营、各生物质电厂、凯迪电力、研究院、中盈长江、控股等公司均是花钱的公司，没有一分钱收入；无钱进，大笔花钱很难维持。

　　2、凯迪环保脱硫红火了一段事件，所赚到的钱全部投入到生物质电厂和林业上，目前已经没钱了。

　　3、基于上述情况凯迪的经营层很着急，对外银行贷款很难，只有对内挖潜，对内当然降低人力资源成本可能很有效，但才能需要付出接近1000万的支出，不愿意，于是就出台了要求学生等去生物质电厂实习培训、正式员工待岗发800元工资的政策（2天不上班就开除）；实为迫不得已，希望各位能狗理解。

　　4、目前生物质电厂行业遇到了前所未有的困难，燃料难以收集，且价格太高，因凯迪向国外基金承诺燃料的价格在160元/吨，后来改为200元/吨，但事实是300元/吨也难以收到，且量受很多因素制约，在此问题上凯迪很多领导有思想上的误区，是认为一个县的燃料可以支撑一个电厂，而实际为5个县的燃料才能支撑一个电厂；以为有能源林基地就可以解决燃料问题也是大错特错，能源的种植成本每亩在600元左右，可以管5年，每年120元，可以收集2吨，每吨每年60元，拿地成本每亩30元，管护成本每亩100元，能源林，在收割以前的成本每吨在125元/吨,折算成干燃料，每吨超过200元/吨，收割运输到成本每吨在200元/吨，到场成本最低350元/吨，根本无法满足基金要求的200元/吨，所以生物质电厂如果不采用国家推行的市场化道路，很难实现赚钱的目标。

　　5、凯迪设计的生物质电厂锅炉是按照稻壳来设计的，从凯圣和宿迁（目前只有这2个在调试或发电）来看，锅炉不能烧稻壳，可以烧木片，完全偏离了当时的实际意愿。不管是稻壳和木片，均不是废弃物，价格均偏高。

　　6、凯迪所说的产业工人是典型的愚民政策，无法推行，与国家提倡的燃料产业化的思路背道而驰；继续推行也很艰难。

　　7、原来凯迪招聘且花费大量人力和财力的燃料人员目前基本上离开了凯迪，剩下的小部分人不能再在燃料问题上说话，燃料收集模式没有定论，燃料收购体系已经破坏，新的体系没有建立，目前是一个真空期。

　　8、俗话说，胳膊拗不过大腿，我劝解大家不要说那些没有用的，铁饭碗不是在一个单位永远有饭吃，而是一辈子走到那里都有饭吃，此处不能有很好的发展，换个地方不是一样能混出个人样来，各位弟弟妹妹，我相信你们的能力，天无绝人之路，退一步海阔天空。

　　9、过多的讨论凯迪的做法不对没有意思，还不如重新再来。凯迪是有问题，但政府会让他挂掉吗，银行会让他倒掉吗？不会，但凯迪那年会东山再起，我不知道，也许明年，也许10年，也许1000年。大家愿意和凯迪一起赌就赌吧，但凯迪不愿意和你一起奔向明天，你为什么还要死缠烂打呢？

　　就说怎么多，望各位同仁多多思索。

氢能发电站成本

我国作为世界第一产氢大国，产能超过2000万吨/年。煤、天然气、石油等化石燃料生产的氢气占了将近70%，工业副产气体制得氢气约占30%，电解水占不到1%。我国制氢潜力巨大，煤炭、天然气制氢几乎不受资源约束，焦炭、氯碱、甲醇、合成氨的副产氢气产能也超过千万吨，2018年全国可再生能源弃电量为1023亿千瓦时，理论制氢潜力达到186万吨。

在各类制氢技术路线中，化石燃料制氢技术具有技术成熟、成本较低等优点，但也面临碳排放量高、气体杂质含量高等问题。我国煤制氢技术成熟，已实现商业化且具有明显成本优势(0.8～1.2元/标准立方米)，适合大规模制氢，且我国煤炭资源丰富，煤制氢是我国当前主要的制氢方式。天然气制氢成本受原料价格影响较大，综合成本略高于煤制氢(0.8～1.5元/标准立方米)，主要适用于大规模制氢，但也存在碳排放问题，同时我国天然气大量依赖进口，原料相对较难以保证。虽然未来碳捕捉技术有望解决CO2排放问题，但也会增加制氢成本。此外，化石燃料制氢技术生产的气体杂质成分多，如果要应用于燃料电池还需要进一步的提纯，增加纯化成本。

工业副产氢制氢尽管提纯工艺相对复杂，但具有技术成熟、成本低、环境相对友好等优点，有望成为近期高纯氢气的重要来源。工业副产氢制氢指利用含氢工业尾气为原料制氢的生产方式。工业含氢尾气主要包括焦炉煤气、氯碱副产气、炼厂干气、合成甲醇及合成氨弛放气等，一般用于回炉助燃或化工生产等用途，利用效率低，有较高比例的富余。目前采用变压吸附技术(PSA)的焦炉煤气制氢、氯碱尾气制氢等装置已经得到推广应用，氢气提纯成本仅0.2元/立方米，计入综合成本后仍具有明显的经济性优势。

电解水制氢技术成熟、氢气纯度高且环境友好，但是制氢成本高。电解水制氢技术主要包括碱性电解水制氢、固体质子交换膜电解水(SPE)制氢和固态氧化物电解水(SOEC)制氢。我国碱性电解水制氢技术早已成熟，是目前最成熟的电解水制氢方法，但成本仍然偏高。目前生产1立方米氢气需要消耗大约5～5.5千瓦时电能，即使采用低谷电制氢(电价取0.25元/千瓦时)，加上电费以外的固定成本(约0.5元/立方米)，则目前制氢综合成本至少在1.7元/立方米。SPE制氢技术在国外已进入市场导入阶段，但与SOEC技术一样，在国内还都处于研发阶段。与碱性电解水制氢技术相比，SPE制氢设备价格高出数倍，但具有对负荷变化响应速度快的特点，更适应可再生能源发电间歇性、波动性、随机性的特点，有望在装备成本降低后，成为未来更具市场前景的电解水制氢技术。总体而言，电解水制氢高灵活性和高成本的特点决定了其更适合在分布式场景进行现场制氢。

(二)、储运成本

高压气态储氢是目前氢气储存的主要方式，具有容器结构简单、能耗较低、充放速度快等优点。按照氢气状态的不同以及技术发展的不同阶段，目前国内外氢气储运方式可分为三大类：一是压缩气态储存技术，这是目前国内外最成熟的技术。根据氢气压力级别不同，可分为低压、中压和高压三类。其中，低压储罐一般用于就地储存，常见为15兆帕低压储罐;中压储罐通常储存压力为16兆帕～45兆帕，可用于加氢站的固定式储氢或其他对空间要求比较苛刻的场景;国内高压储罐最高设计压力为98兆帕，主要用于加氢站的固定式储氢。

对于车载储氢来说，目前常用的储氢罐压力为35兆帕和70兆帕，国际上70兆帕车载储氢技术成熟，已被应用于乘用车并已实现商业化应用;国内目前还普遍使用35兆帕车载储氢罐，还未形成70兆帕车载储氢罐使用标准。二是液氢技术，目前国外已经推广应用，国内只用于航天领域。液氢储氢罐的优势是储氢密度大，按每立方米液氢储罐可储存70公斤(90兆帕高压气态储氢罐储存47公斤氢气)，但液氢液化过程能耗高，折合每千克氢气耗电约13千瓦时，且外部侵入热量会造成每天约1%的蒸发损失。三是固体储氢和有机液体储氢材料技术，国内外均仍处于研究开发阶段。固体储氢指各种类型的储氢合金或金属氢化物吸附储氢，这类储氢材料体积较小，因此体积储氢密度高且压力小，使用安全。但固态储氢技术要实现应用，还需要进一步提高质量储氢密度、降低释氢温度以及提高使用寿命等。有机液体储氢，一般具有储氢密度较高和运输方便的优点，如果能在降低放氢温度、减少能量消耗等方面获得突破性进展，将有望得到推广应用。

氢输送技术主要包括高压气态输送、管道输氢和液态氢输送。高压气态氢气输送技术将氢气增压至20兆帕至40兆帕左右充装到大容积气瓶组，以长管拖车从制氢厂运送至使用厂家或加氢站。通常每辆长管拖车的载运氢气量约300～500公斤，由于拖车装运的氢气重量只占运输总重量的1%～2%，运输效率较低，因此高压气态输氢技术适用于运输距离较近(不超过150公里)和输送量较低的场景，国内加氢站的外进氢气目前均采用长管拖车进行运输。管道运输则适用于大规模、长距离的氢气运输，可有效降低运输成本。随着氢能产业的快速发展，新建输氢管网可以满足巨大的用氢需求，是大规模、长距离氢气运输的发展趋势。液氢运输是将液氢装在压力通常为0.6兆帕的专用低温绝热槽罐内，利用卡车、机车和船舶进行运输。每辆汽车的液氢装载量超过2000公斤，经济运输距离超过500公里，具有氢气运输量较大，运输距离较远的优点，但是制取液氢的能耗较大，并且液氢储存、输送过程均有一定的蒸发损耗。液氢输送技术较为成熟，国外应用也已经有一定规模;而国内由于相关的法规标准欠缺，暂时没有液氢卡车罐车，仅有液氢铁路罐车。

综上所述，氢气储运方式的选择需根据需求量、运输距离综合考虑：气态长管拖车运输适合用于短距离和300千克/天需求量加氢站，目前高压储氢罐拖车运输百公里储运成本为20元/公斤，占终端氢气售价约50%;液氢储运适用于长距离运输和大于500千克/天需求量加氢站;管道运输适合大于1000千克/天需求量加氢站。固态储氢材料和有机液体储氢是氢气储存与运输的重要研究方向，目前都处于研发或小规模示范运用阶段。

(三)、加注成本

加氢站的运营成本主要包括氢气采购、运输、氢气存储，加氢站能耗及人员成本等。加氢站储气系统的储氢容器、储氢压力是其主要技术指标。目前35兆帕加氢站高压储氢容器工作压力为45兆帕。70兆帕加氢站高压储氢容器工作压力为87.5兆帕。由于目前加氢站建设数量少，各类成本无法形成行业标准。以国内某示范项目为例，其45兆帕，300标准立方米/小时压缩机成本为60万元，45兆帕和25兆帕储氢瓶成本分别为50万元和10万元，35兆帕加氢机成本为65万元，长罐拖车成本120万元，加之其他管束、监控、站内制氢等周边成本，加氢站(4压缩机×4储氢瓶)综合建站成本超过1000万元(不含土地)。

国内目前正在规划、建设中的加氢站大约有20座以上，加氢能力大都小于400公斤/天，属于示范型加氢站。以400公斤/天的加氢站为例计算，车载储氢量为4公斤，则可服务100辆轿车;公共交通客车百公里耗氢量按照8公斤计算，车载储氢量为25公斤，则可服务16辆公共交通客车。相比单个加油站平均服务上千辆汽车，加氢站单站的供应能力明显偏小。单站供应能力将影响到加氢站的经济性，考虑加氢站投资运营环节，目前氢气储运及加注占总成本近70%。随着氢能应用规模的扩大和管道运输的引入，未来氢能储运和加注成本有较大下降潜力。

从最近公布的数据来看，日本计划到2030年对于燃料电池的开发投入将达到1万亿日元;2016年美国对于燃料电池和氢能源的研发就已经超过了7600万美元;在加州目前已经建成了31个加氢站，计划2023年将建设超过100个加氢站。其实从这些数据中我们就已经可以看出全球都已经非常重视对于燃料电池的开发和氢能源的使用。

氢能源+燃料电池的组合具有非常明显的优势。首先就是排放问题，氢能源在使用的时候与燃料电池发生反应，而排出的唯一物质就是水，这可是百分百满足国际环保排放需求。加注速度快也是其主要的优势之一，据氢能源制造企业给出的数据来看，加注100L的储氢罐只需要两分钟。从加注的速度上来说就已经可以和传统的燃油加注速度媲美，这也是目前纯电动卡车在能源补速度充上无法超越的。

续航里程在纯电动卡车上来说，一直是难以解决的问题，但是氢能源+燃料电池的组合却可以很好地解决续航里程问题。这还是依靠于氢能源的加注速度，换而言之氢能源车未来其实就跟目前的燃油车一样，只是加注的能源从燃油变成了氢能源。

首先是燃料电池的寿命问题，这是目前困扰了全球所有研究燃料电池企业的一大难题。目前即便是本田新一代燃料电池系统的寿命也仅有5000小时，算下来差不多也就是200余天。对于重卡来说如此短寿命的燃料电池当然是无法满足日常使用需求的，同时短寿命也注定需要高频率的更换燃料电池，这成本对于普通用户来说根本是无法想象的。

据了解，储存一公斤氢的乘用车氢瓶需要约1000美元。由于氢需要很大的压力来压缩，氢瓶压力一般可以达到700个大气压，因此，瓶子既要轻便又要保证强度。铝合金与高强度碳纤维材料的组合，导致氢瓶成本居高不下，如果换算到重卡之上这一成本必定会呈几何倍数增加。同时安全也是一大难题，低压储氢罐如果装在卡车之上，一旦发生严重的碰撞事故是否会发生让人担心的“氢弹”爆炸?这都是未解难题!

加氢站的建设也是未来的一大难题，因为它并非我们想象中的那么容易。就拿日本已建成的加氢站为例，其建设一座加油站仅需1亿日元(约650万人民币)，但是建一座中规模的FCV加氢站则需要4.5亿日元(约2700万人民币)，这还不算基础建设的费用以及加注设备的费用，由此可见其成本方面是很高昂的。截止到2017年底，全世界正在运营中的加氢站也仅有274座，而中国只有7座，如此稀有的配套措施无疑让氢能源汽车进度更加缓慢。

发电厂氢站

有。

深圳市首座加氢站 - 妈湾电厂加氢站通过消防验收，为项目后续投入运营奠定了坚实的基础！

妈湾电厂加氢站位于深圳市南山区妈湾大道妈湾电厂内，是深圳市氢能产业规划（2021-2025 年）规划建设的首批加氢站之一。项目建成投运后，可为氢燃料电池汽车进行加氢服务，日加氢能力超过 1000 公斤，将彻底解决深圳市氢燃料电池汽车“无氢可加”的被动局面，推动深圳市氢能产业链协同发展。

加氢站在深圳属新生事物。深圳市加氢站建设及营运审批的相关管理制度尚未出台，氢气是否按照危险化学品管理也未明确，导致政府相关部门对项目审批普遍持审慎态度。妈湾电厂加氢站在建设时已充分考虑各项行政审批程序，同步开展了项目环评、安评、职评、能评、消防、防雷、特种设备检验登记等报批报建工作。其中消防验收是最重要的的行政审批环节之一，氢气易燃易爆的特性决定了加氢站必须取得特殊建设工程设计审查合格文件以及消防验收合格文件。深圳市南山区住房和建设局在没有可借鉴经验的情况下，顶住压力，勇于担当，聘请国内消防行业的权威机构进行联合把关，由多名资深消防专家共同进行现场验收，并对项目不符合项提出整改建议。项目建设单位按照要求及时整改，最终顺利通过消防验收。

妈湾电厂加氢站通过消防验收，标志着项目距离商业营运进入了最后冲刺阶段。目前，深圳西部港口、巴士集团、环卫部门均表示了拟开展氢能车辆运行试点意愿。相信在深圳市政府的大力支持下，妈湾加氢站项目将继续完成充装证和和营运许可证办理手续，实现深圳市首座加氢站商业运营，推动深圳市氢能产业高速发展。

氢能源利润

一、中泰股份

76.88亿，燃气运营收入占69%、深冷设备占30%。公司掌握氢气提纯核心技术，在2019年1月23日互动平台上表示，在燃料电池方向，公司具备制氢技术及业绩，可以提供高纯度的氢原料。

另外，有投资者在投资者互动平台提问：宝丰能源在宁夏建设的全球最大光伏电解水制绿氢，贵公司有提供相关设备吗？中泰股份表示，公司曾就该项目与业主对工艺流程进行讨论，目前暂未参与电解水制氢环节。

技术走势上，在2021年8月16及17日连续两天涨停，上周四早盘冲击涨停价回落，后在上周五反包涨停，是氢能源板块中率先涨停的3字头个股。

二、美锦能源

流通市值 496亿，成交金额36成，美锦能源前三季度实现了净利润20.25亿元，同比增长344.81%，在三季度单季实现了利润7.75亿元，同比增长97%。2021年10月26日，子公司鸿基创能100万片膜电极下线，产销数量实现飞跃式增长。

目前，公司近股国内最大的氢能源客车厂飞驰汽车。在氢能供应体系中，美锦能源与各大能源电力企业合作：国家能源集团旗下国华投资、北京京能集团和华电集团下属的华电运营等与美锦能源共同打造绿电+绿氢+绿色交通的产业闭环，同时利用现有的加油站在拓展加氢设施，形成加氢站网络。在“十四五”期间，公司规划投资建设上百座加氢站，将对应投入上万辆示范运营的车辆。