证券研究报告 行业深度报告 环保 东吴证券研究所 1 / 38 请务必阅读正文之后的免责声明部分 环保行业深度报告 氢能系列研究二：产业链 经济性测算与降本展望 2022 年 05 月 08 日 证券分析师 袁理 执业证书： S0600511080001 021-60199782 研究助理 赵梦妮 执业证书： S0600120100018 行业走势 相关研究 中央财经委会议强调低碳和环境体系建设 &REITs 扩募，水务固废资产优先受益 2022-05-03 基建稳增长政策 +REITs 融资工具支持，关注环保板块发力及优质运营资产价值重估 2022-04-29 社会资本投资指引利好有机物技术 &沼气发电板块，持续推荐成长型 &低估值标的 2022-04-24 增持 （ 维持 ） Table_Summary 投资要点 氢能能源战略地位清晰， 把握全产业链降本节奏与平价环节 。 氢能 能源属性 及战略地位 已明确 ， 作为 清洁高效 的二次能源 将助力 高耗能高排 放行业深度 脱碳 。 我国 氢能 产业发展处于初期 ，规划要求 重点突破“卡脖子”技术，扩大可再生能源制氢规模 ， 到 2025 年 燃料电池车 保有量约5 万辆，可再生能源制氢量 10-20 万吨 /年。 氢能 产业有望 加速发展，我们对全产业链关键环节进行 经济性 分析 ， 以期 把握当前产业链 各环节 成本现状， 降本节奏及最具平价潜力的方向 。 制氢 ： 副产氢兼具减碳 &成本优势，绿氢长期降本空间大 。 三种主流制氢路径， 制氢纯度制约应用，燃料电池用氢要求高纯度低硫低碳氢气，电解水制氢 &丙烷脱氢可达 99.999%氢气纯度。 1）化石能源制氢 技术成熟 ，成本 低 碳排高 ： a）煤制氢： 煤炭价格 450 元 /吨时， 制氢成本约10 元 /kg， 其中 煤炭 成本占比 39%， 考虑碳捕集后成本约 16 元 /kg； b）天然气制氢 ： 天然气成本 2.5 元 /m时 ， 制氢 成本 约 15 元 /kg， 其中 天然气成本占比 77%， 考虑 碳捕集后成本约 18 元 /kg。 2）工业副产氢兼具减排 &经济性优势： 焦炉煤气副产氢成本介于 915 元 /kg， 氯碱化工、轻烃利用、合成氨醇等工艺 产氢 成本介于 1322 元 /kg， 其中 提纯成本约 0.1-0.7 元 /Nm。 3）电解水成本尚高 ， 有待风光 电价下行 ： 碱性电解水已产业化应用， 当 电价为 0.4 元 /度时制氢成本约 32 元 /kg， 其中电费成本占 70%， 当 电价降至 0.15 元 /度时，绿氢 18 元 /kg 与蓝氢平价。 储运：气态储运 成本约 8 元 /kg 占 主流 ，管道 &液 氢运输有望突破 大规模 运输关键瓶颈 。 1）长管拖车气态储运： 技术成熟， 氢源距离为 100km时 20Mpa 长管拖车储运 成本约 7.79 元 /kg， 对距离敏感， 短途运输经济性较高。 2） 气态管道运输： 成本 集中在 前期管道建设 ，重点推进 天然气管道掺氢 &纯氢 试点 。 3） 低温液态储运： 大规模运输 潜力方向 ， 技术不成熟，当前难点在于设备投资大 &液化能耗较高 。 加注：规模化降本 &政策 补贴 驱动加氢站建设，当前加注成本约 11 元/kg。 35Mpa 日加氢量 500kg 的加氢站 初始投资约 1500 万元，满负荷运行下 加注成本约 11.33 元 /kg， 终端价格约 55 元 /kg（含补贴）， 核心设备国产化 &规模化建设共促成本下降 ，预计 2025 年有望降至 8.73 元 /kg。 应用： 补贴支持下 氢燃料重卡 较 燃油重卡 具备 成本 优势 ， 随 燃料电池系统降本 &加氢价格下行 ，预计 2026 年氢燃料重卡与电动重卡平价。 1）现状 经济性 分析 ： 氢燃料电池客车和物流车由于初始购置成本较高，全生命周期难以 平价 燃油车 。当前“以奖代补”政策倾向于重卡， 氢燃料重卡 在 最高 92.4 万元 补贴下， 购置成本与燃油重卡接近 ，运维成本为燃油车的 90%， 在运营期第 2 年 可 与燃油重卡实现平价。 2）降本预测：氢燃料重卡中燃料电池系统成本占比 53%，储氢系统占比 17%。随质子交换膜、气体扩散层等核心 设备 国产化 &规模化 ， 氢燃料车 成本将快速下行 。 我们 假设 2022-2025 年燃料电池 /储氢系统成本年均降幅 25%/7%，2025-2030 年均降幅 20%/5%，补贴 逐步 退坡， 氢 价 及氢耗 逐年 下降 ， 预计 2026 年 考虑初始补贴 下 的 氢燃料重卡 可 与 电动重卡平价。 建议关注 ： 从产业链成本测算的角度，我们认为 当前 工业副产氢最具成本 &规模优势 ， 为产业链优先平价环节， 可再生能源制氢 及 燃料电池 领域 发展前景及 降本潜力较大 ，建议关注 ： 1）工业副产氢 ： 【九丰能源】、【东华能源】 、 【金宏气体】 ； 2） 核心设备制造商 ： 加注设备 【冰轮环境】、【厚普股份】 ； 燃料电池及整车 【亿华通】、【泛亚微透】、【腾龙股份】、【美锦能源】 、【潍柴动力 】 。 风险提示： 政策推广不及预期， 燃料电池技术落地不及预期 、 成本下降不及预期 、 配套 设施建设不及预期 。 -24%-19%-14%-9%-4%1%6%11%16%21%2021/5/10 2021/9/7 2022/1/5 2022/5/5环保 沪深 300 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 行业深度报告 2 / 38 内容目录 1. 氢能战略地位明确，政策支持加码 . 5 1.1. 明确氢能能源属性及战略地位，渗透率提升前景广阔 . 5 1.2. 政策支持不断加码，示范城市群加快氢能建设 推广 . 6 1.3. 制氢 -储运 -加注 -应用构成氢能全产业链 . 8 2. 上游制氢：副产氢兼具减碳 &成本优势，绿氢长期降本空间大 . 9 2.1. 三条主流制氢路径，制氢纯度体现应用差 异 . 9 2.2. 化石能源制氢技术成熟，成本低碳排高 . 12 2.2.1. 煤制氢成本约 10 元 /kg，考虑碳捕集后成本约 16 元 /kg . 12 2.2.2. 天然气制氢成本约 15 元 /kg，考虑碳捕集后成本约 18 元 /kg . 13 2.3. 工业副产氢成本约 922 元 /kg，兼具减碳 &成本优势放量潜力大 . 14 2.4. 电解水制氢成本约 32 元 /kg，电价降至 0.15 元 /度与蓝氢平价 . 15 3. 中游储运：气态储运为主，大规模运输的关键瓶颈环节 . 18 3.1. 长管拖车气态储运的成本约 7.79 元 /kg，短途运输占优 . 18 3.2. 液态 &管道储运为突破大规模远距离运输的重要方向 . 19 4. 中游加注：加氢站超前建设，加注成本尚高 . 20 4.1. 规模化降本 &政策驱动加氢站建设，多地加速加氢站布局 . 20 4.2. 加注成本约 11 元 /kg，核心设备国产化推动降本 . 22 5. 下游应用：氢燃料重卡经济性初现，燃料电池进入快速降本期 . 24 5.1. 经济性测算：补贴倾斜 &能耗优势，氢燃 料重卡优先实现平价 . 26 5.1.1. 氢燃料电池客车：购置 &运维成本高，全生命周期现金流难以与燃油客车平价 . 26 5.1.2. 氢燃料物流车：年运维成本为燃油车的 71%，全生命周期成本尚未平价 . 28 5.1.3. 氢燃料电池重卡：初始购置补贴高，全生命周期内较燃油重卡具备经济性优势 . 30 5.2. 技术进步 &规 模化带动降本提效，预计 2026 年氢燃料重卡与纯电动平价 . 32 6. 投资建议 . 36 7. 风险提示 . 37 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 行业深度报告 3 / 38 图表目录 图 1： 2020 年我国氢气来源占比 . 5 图 2： 2020 年我国氢气主要消费途径占比情况 . 5 图 3： 中国氢能产业发展中长期规划重点任务 . 6 图 4： 国家层面氢能政策陆续出台 . 6 图 5： 氢能产业链 . 9 图 6： 主流制氢工艺类型 . 9 图 7： 煤制氢成本对煤炭价格的敏感性测算 . 12 图 8： 天然气制氢成本对天然气价格的敏感性测算 . 14 图 9： 电解水制氢成本对电价的敏感性测算（单位：元 /kg） . 17 图 10： 中国历年加氢站数量及增速 . 21 图 11： 外供加氢站建设成本拆分 . 23 图 12： 加注环节降本测算 . 23 图 13： 氢能源车产量销量增长迅速 . 25 图 14： 2019 年底国内氢燃料电池车结构 . 25 图 15： 10.5 米氢燃料电池客车成本结构 . 26 图 16： 不同类型客车全生命周期累计现金流出（单位：万元） . 27 图 17： 9 吨及氢燃料电池物流车成本结构 . 28 图 18： 不同类型物流车全生命周期累计现金流出（单位：万元） . 30 图 19： 110kw 氢燃料电池重卡成本结构 . 30 图 20： 不同类型重卡全生命周期累计现金流出（单位：万元） . 31 图 21： 2016-2021 年燃料电池系统年均降幅 20% . 32 图 22： 商用车用燃料电池系统与储氢系统价格预测 . 32 图 23： 2022-2030 年氢燃料客车降本预测 . 34 图 24： 2022-2030 年氢燃料物流车降本预测 . 34 图 25： 氢燃料电池重卡在 2026 年有望与纯电动重卡实现全生命周期现金流平价 . 35 表 1： 各省市氢能及燃料电池车产业链相关政策 . 7 表 2： 各类工艺制取氢气的纯度比较 . 10 表 3： 氢气应用标准 . 10 表 4： 主要制氢路径及其优缺点 . 11 表 5： 煤 制氢成本测算 煤炭价格假设为 450 元 / 吨 . 12 表 6： 天然气制氢成本测算 天然气价格假设为 2.5 元 / m . 13 表 7： 工业副产氢工艺和理论产能 . 14 表 8： 各类工业副 产氢成本 . 15 表 9： 三大电解水制氢工艺比较 . 15 表 10： 电解水制氢成本测算 电价假设为 0.4 元 /度 . 16 表 11： 氢不同输运方式的技术比较 . 18 表 12： 20Mpa 长管拖车运氢成本测算 . 19 表 13： 氢气储运格局展望 . 19 表 14： 国内天然气掺氢管道项目 . 20 表 15： 各地加氢站相关补贴政策 . 21 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 行业深度报告 4 / 38 表 16： 加氢站运营成本及毛利率对利用率敏感性测算 . 23 表 17： 燃料电池汽车与燃油汽车和纯电动汽车性能对比 . 24 表 18： 2022 年 “以奖代补 ”政策对各类燃料电池车的奖励标准 . 25 表 19： 不同类型客车运行成本对比 . 27 表 20： 不同类型物流车成本对比 . 29 表 21： 不同类型重卡运行成本对比 . 31 表 22： 氢燃料重卡降本测算 . 34 表 23： 氢燃料重卡运营期平价节点 . 35 表 24： 关注氢能产业链相关标的 . 36 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 行业深度报告 5 / 38 1. 氢能战略地位 明确 ，政策支持加码 1.1. 明确 氢能 能源属性及 战略地位，渗透率 提升 前景广阔 氢能 作为清洁低碳的二次能源 ，在国家能源体系 和产业发展中具有 重要战略地位 。氢能是一种 来源广泛、能量密度高、 可规模化存储、 环保低碳、应用场景丰富 的二次能源 ，发展氢能对 保障国家能源安全 、促进能源清洁转型、实现绿色双碳目标、推动相关新兴产业发展 具有重要意义 。 2022 年 3 月 23 日，国家发改委和能源局 联合印发氢能产业发展中长期规划（ 2021-2035 年）， 明确氢能 是未来国家能源体系的重要组成部分 ，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向 ，进一步凸显氢能作为能源属性的重要战略地位 。 我国氢气年产量超 3300 万吨，已初步掌握氢能产业链主要技术和工艺。 我国是世界上最大的制氢国， 据中国氢能产业联盟与石油和化学规划院的统计， 2019 年我国氢气产能约 4100 万吨 /年，产量约 3342 万吨，按照能源管理，换算热值占终端能源总量份额仅 2.7%。 目前 国内已初步掌 握氢能制备、储运、 加注 、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，在部分区域实现燃料电池汽车小规模示范应用。全产业链规模以上工业企业超过 300 家，集中分布在长三角、粤港澳大湾区、京津冀等区域。总体 来看 ，我国氢能产业仍处于发展初期， 但制氢基础良好， 政策目标清晰，未来成长空间大 。 图 1： 2020 年我国氢气来源占比 图 2： 2020 年我国氢气主要消费途径占比情况 数据来源： 中国煤炭加工利用协会， 东吴证券研究所 数据来源： 中国煤炭加工利用协会， 东吴证券研究所 重点突破“卡脖子”技术，扩大可再生能源制氢规模和应用比重 。 氢能 产业链 链条长、难点多，现有技术经济性还不能完全满足实用需求，亟需从氢能制备、储运、加注、燃料电池、氢储能系统等 主要环节创新突破，重点突破“卡脖子”技术 ，降低氢能应用成本 。 根据 氢能产业中长期发展 规划目标， 1）到 2025 年： 初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。燃料电池车辆保有量约 5 万辆，部署建设煤制氢 , 62%天然气制氢 , 19%工业副产氢 , 18%电解水制氢 , 1%生产合成氨 , 37%生产甲醇 , 19%炼油用氢 , 10%直接燃烧 , 15%其他用途 , 18% 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 行业深度报告 6 / 38 一批加氢站。可再生能源制氢量达到 10-20 万吨 /年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳减排 100-200 万吨 /年。 2）到 2030 年： 形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，可再生能源制氢广泛应用。 3）到 2035 年： 形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升 。 图 3： 中国 氢能产业发展中长期规划 重点任务 数据来源： 国家发改委， 能源局 ， 东吴证券研究所 氢能渗透率有望提升，长期发展潜力广阔。 据中国氢能源及燃料电池产业白皮书2019/2020数据，至 2050 年，氢能在交通运输、储能、工业、建筑等领域广泛使用，氢气年需求量将提升至 6000 万吨，在我国终端能源体系中占比达 10%，产业产值达 12万亿。据中国煤炭加工利用协会数据， 2020 年我国超过 99%的制氢方式都 属于 灰氢和蓝氢，使用端仍有 15%的 氢气被直接燃烧，其他利用方式也较为粗放，无论是需求端还是供给端都存在 较大 的提升空间， 产业 发展潜力广阔。 1.2. 政策支持不断加码，示范城市群加快氢能建设推广 国家层面政策加码，指引性、补贴性、规范性配套政策日益完善。 近年来，我国加速布局氢能产业， 2019 年首次将氢能写入政府工作 报告 ， 此后多次出台相关 支持政策。 图 4： 国家层面氢能政策 陆续出台 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 行业深度报告 7 / 38 数据来源： 各 政府 部门网站， 东吴证券研究所 燃料电池“ 3+2”城市示范群格局形成，地方配套政策快速就位 。 2020 年 9 月五部委联合发布了 关于开展燃料电池汽车示范应用的通知 ，标志我国开始建设燃料电池示范区。 2021 年 8 月，上海、京津冀、广东三大城市群示范区首批入选，随后河北城市群和河南城市群在第二批入选，“ 3+2”示范群共同推动氢燃料电池和氢能产业发展。在入选示范群后，各地方政府迅速出台了相应补贴和指引政策，目前五大城市群都已经出台了相应产业发展计划。在其他地区，包 括江苏 、浙江、四川等在内的超过 16 个省市都已经出台了具体配套政策，力争氢能领域先 发优势。 据我们 统计 的地方性氢能产业规划 目标 ， 政策要求 到 2023 年 加氢站建设 不低于 322 个，氢燃料电池车 累计 推广 不低于23800 辆； 到 2025 年加氢站建设 不低于 951 个，氢燃料电池车推广数量 超 77500 辆。 表 1： 各省市 氢能及燃料电池车产业链相关政策 省市 政策文件 发布 年份 目标 年份 加氢站目标（个） 产业产值 （亿元） 氢燃料电池车推广 固定发电应用 江苏 江苏省氢燃料电池汽车产业规划 2019 2025 50 / 累计投放 4000 500 座 广州 广州市氢能产业发展规划（ 2019-2030） 2020 2025 50 600 燃料电池汽车占比 30% 4 座 2030 100 2000 / 10 座 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 行业深度报告 8 / 38 山东 山东省氢能产业中长期发展规划（ 2020-2030年） 2020 2025 100 1000 累计推广 10000 100 座 2030 200 3000 累计推广 50000 / 北京 氢燃料电池汽车产业发展规划 2020 2023 37 850 3000 / 2025 74 2400 3000 / 天津 天津市氢能产业发展行动方案 (2020-2022 年 ) 2020 2022 10 150 1000 2 座 内蒙古 内蒙古自治区促进燃料电池汽车产业发展若干措施 (施行 )(征求意见稿 ) 2020 2023 60 400 3830 / 2025 90 1000(燃料电池车 ) 10000 / 浙江 浙江省能源发展“十四五”规划 (征求意见稿 ) 2021 2022 30 100 1000 / 四川 四川省氢能产业发展规划 (2021-2025 年 ) 2021 2025 60 / 6000 5 座 河北 河北省氢能产业发展“十四五”规划 2021 2022 25 150 1000 / 2025 100 500 10000 / 上海 上海市加快新能源汽车产业发展实施计划（ 2021-2025 年） 2021 2025 70 1000(燃料电池车 ) 10000 / 重庆 关于印发重庆市氢燃料电池汽车产业发展指导意见的通知 2021 2022 10 / 800 / 2025 15 / 1500 / 宁夏 自治区人民政府办公厅关于加快培育氢能产业发展的指导意见 2021 2030 1-2 / / / 河南 河南省氢能产业发展“十四五”规划 2021 2023 50 150 3000 / 2025 100 1000 10000 2000 座 山西大同 大同市氢能产业发展规划（ 2020-2030 年） 2021 2023 17 100 1000 / 2025 50 450 6300 / 2030 100 1600 57000 / 辽宁大连 大连市氢能产业发展规划（ 2020 2035 年） 2021 2025 15 400 1000 / 2035 80 2000 57000 / 深圳 深圳市氢能产业发展规划（ 2021-2025 年） 2021 2025 10 500 1000 / 数据来源：各政府部门网站，东吴证券研究所 1.3. 制氢 -储运 -加注 -应用构成氢能全产业链 氢能产业链从上游到终端下游分为生产、储运、加注、终端运用四大环节。 1） 制氢： 主要 有 化石能源制氢、工业副产氢、电解水制氢等 路线 ，氢气的生产成本 、 纯度 、碳排放量 依赖 于 工艺路线和技术水平。 2）储运： 氢气 可 通过气态、液态、固态 三种形式储存并运输至终端应用 ，目前国内氢气运输以长管拖车 +高压气态 储存形式 为主，液态储运 尚未大规模运用于 民用领域，是未来的主要发展方向，固态 储运 仍处于研发升级阶段。 3）加注： 加氢站分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两种，我国现有加氢站均为外供氢加氢站，即氢气储运至加氢站后在站内进行压缩、存储和加注。 4）应用： 氢气下游应用广泛，涉及交通、工业 、 能源和建筑领域等， 交通领域为短期政策主要推广的 新兴方向。 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 行业深度报告 9 / 38 图 5： 氢能产业链 数据来源： 中国氢能产业发展报告 2020， 东吴证券研究所 2. 上游制氢： 副产氢兼具减碳 &成本优势，绿氢长期降本空间大 2.1. 三条主流制氢路径， 制氢纯度体现应用差异 氢气目前主 要有 三种主流制取路径： 1）以煤炭、天然气为代表的 化石能源重整制氢； 2）以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的 工业副产气制氢； 3）电解水制氢。此外其他制氢方式包括生物质制氢、太阳能光催化分解水制氢、核能制氢等，但 此类制氢方式多 处于试验和开发阶段，尚未形成工业化应用。我国氢能的生产利用已较为广泛，制成的氢气主要应用在工业原料或生产供热中，工业制氢已经成为较多化工、新能源、环保企业的主营业务之一。 图 6： 主流 制氢 工艺类型 数据来源： 中国氢能源及燃料电池产业白皮书 2020， 东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 行业深度报告 10 / 38 高纯度 +低硫 +低碳的氢气制取 为未来 燃料电池用氢的 攻关 重 点 。 1） 从供给端制氢纯度来看， 氢气品质取决于 制取 工艺 和提纯方式 ， 氢气纯化技术一般包括 变压吸附 （ PSA） 、 低温分离、 膜分离 、金属氢化法和氢化脱氢法等 ，其中变压吸附工艺成熟成本低，为当前最常用的提纯方式 。 化石能源制氢通常采用制取 +提纯一体化装置，未区分提纯成本，工业副产氢提纯成本通常为 0.10.7 元/Nm。 经提纯后 ， 煤制氢所得氢气纯度为 99.90%， 天然气制氢 和工业副产氢 纯度可以达到 99.99%以上， PDH 副产氢和碱性电解水制氢的纯度可达 99.999%。质子交换膜电解水的产物中 纯度最高 ， 可达 99.9995%以上 ， 但尚未实现产业化应用 。 表 2： 各类工艺制取氢气的纯度 比较 类型 制取技术 初产物 氢含量（ %） 提纯技术 氢气纯度（ %） 化石能源制氢 煤制氢 4854 甲烷化 97.16 一段法 PSA、二段法PSA、 PSA 与膜分离耦合 99.90 天然气制氢 7580 变压吸附提纯 99.99 工业副产氢 焦炉煤气 约 44 变压吸附提纯 99.99 氯碱化工 98.50 99.99 丙烷脱氢（ PDH） 99.80 99.999 乙烷裂解 95.00 99.99 合成氨和合成甲醇 1855 99.99 电解水制氢 碱性电解 99 催化脱氧、变温吸附、钯 膜分离 99.999 质子交换膜电解 / / 99.9995 固体氧化物电解 / / 99.99 数据来源： 中国氢能产业发展报告 2020， 不同氢气净化提纯技术在煤制氢中的经济性分析 ， 浅谈氢气提纯方法的选取 ， 东吴证券研究所 2）从需求端各类用氢标准来看 ， 参考 国家 标准，质子交换膜燃料电池用氢气的纯度要求 为 99.97%， 低于工业用纯氢、高纯氢、超纯氢的纯度要求，但对杂质含量的要求更为严格， 其中 CO 含量要求为高纯氢的 1/5， 总硫（以 H2S 计） 要求 控制在 4ppb 含量以下 ，主要是 CO 和 硫化物对燃料电池催化剂 具有 毒化作用 。在实际应用中，一般要求车用主流燃料电池技术质子交换膜燃料电池（ PEMFC）需要 氢气纯度 大于 99.99%， 部分燃料电池厂商 要求其燃料电池必须使用水电解制 氢 ， 主要考虑到 水电解制取的氢气不含硫成分 。 表 3： 氢气应用标准 国标 GB/T37244-2018 GB/T3634.2-2011 GB/T16942-2009 GB/T3634.1-2006 应用行业 PEM-FC 汽车 电子工业、石油化工、金属冶炼、科学研究 电子工业 石油、食品、精细化工、玻璃、人造宝石 氢气品类 纯氢 高纯氢 超纯氢 优等品 一级品 合格品 H2(%) 99.97 99.99 99.999 99.9999 99.9999 99.9997 99.9995 99.95 99.5 99 单类杂质的最大浓度（ mol/mol） 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 行业深度报告 11 / 38 H20 5 10 3 0.5 0.2 0.2 0.5 / / / CH4 2 10 1 0.2 0.05 0.2 0.5 / / / O2 5 5 1 0.2 0.2 0.2 0.5 100 2000 4000 Ar 100 供需商定 供需商定 / / / 400 3000 6000 N2 60 5 0.4 0.5 2 2 He 300 / / / / / / / / / CO2 2 5 1 0.1 0.05 0.2 0.5 / / / CO 0.2 5 1 0.1 0.05 0.5 / / / 总硫 (H2S) 0.004 / / / / / / / / / HCHO 0.01 / / / / / / / / / HCOOH 0.2 / / / / / / / / / NH3 0.1 / / / / / / / / / 总卤化物 0.05 / / / / / / / / / 数据来源：中国标准化研究院，东吴证券研究所 双碳背景下， 制氢将逐步由灰氢和蓝氢转向绿氢为主。 国内现阶段氢气主要由化石能源制氢或副产氢获得， 所获得的氢气多为灰氢和蓝氢，仍然存在一定程度的碳排放和环境污染。 为实现碳减排和化石能源替代的目标，后续主要有两种发展路径： 1）发展蓝氢 ，即在灰氢制作过程中结合 CCUS 降低碳排放，但化石能源制氢及工业副产氢最多只能降低 80%碳排放，更多是向绿氢转变中的过渡阶段。 2）发展绿氢 ，即待可再生能源占比提升 、 电价成本下降 、电解槽技术升级成本下降 后，全面推广电解水制氢 ，通过绿氢助力深度脱碳，推动 双碳目标 的实现。 表 4： 主要制氢路径及其优缺点 制氢方法 原料 优点 缺点 适用范围 碳排放(kgCO2/kgH2) 制氢效率 （吨） 灰氢 化石能源制氢 煤 技术成熟、 成本低 储量有限，制氢过程存在碳排放问题，须提纯及去除杂质 合成氨、合成甲醇、石油炼制 传统煤气化 19 吨煤制氢0.110.13 吨 天然气 技术成熟、耗水量小，氢气产率高 / SMR 9.5 吨天然气制氢 0.230.37吨 工业副产氢 焦炉煤气、化肥工业、氯碱、轻烃利用等 成本低、效率高 须提纯及杂质去除，无法作为大规模集中化的氢能供应源 合成氨、石油炼制 焦炉气制氢 5 吨焦炭制氢0.017 吨 吨烧碱制氢0.024 吨 氯碱制氢 5 吨合成氨制 氢 0.04 吨 蓝氢 结合CCUS技术 灰氢原料+CCUS 碳排放量小 成本高，经济性尚未体现 灰氢制备路径 传统煤气化+CCUS 2 / SMR+CCUS1 绿氢 电解水制氢 电、水 工艺简单， 无 碳排放 尚未实现规模化应用，成本较高 结合可再生能源制氢；电子 /有色等对 氢气 纯度要求较高的行业 电网电力 3845 / 水电风电 1 光伏发电 3 数据来源： 中国氢能产业发展报告 2020 ，车百智库，东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 行业深度报告 12 / 38 2.2. 化石能源制氢技术成熟， 成本低碳排高 2.2.1. 煤制氢成本约 10 元 /kg，考虑碳捕集后成本约 16 元 /kg 煤制氢成本的主要影响因素为煤炭价格 ， 当 煤炭价格 为 450 元 /吨时 ， 煤制氢成本约 10 元 /kg。 煤制氢成本测算关键假设如下： 1） 制氢规模： 以单个项目为例，假设制氢装置规模为 90000m/h。 2） 总投资： 建设投资共 12.4 亿元 （ 装置界区内，建设投资不含征地费以及配套储运设施 ） ，折旧年限 10 年，残值率 5%，年修理费 3%，采用线性折旧。 3） 煤炭成本： 煤炭不含税价格为 450 元 /吨。考虑生产过程的转换关系，假设每立方米氢气所需煤炭为 0.76kg，约合每千克氢气煤炭成本 3.8 元。 4） 其他原 料成本： 假设氧气外购价格为 0.5 元 /m，电价为 0.56 元 /度，新鲜水价格为 4 元 /m，；同时假设每立方米氢气所需氧气 0.42m，电 0.043 度。 5） 财务费用： 按建设资金 70%贷款，年利率为 5%。 经测算， 在 煤炭价格为 450 元 /吨的情况下，煤制氢成本为 9.73 元 /kg， 此时煤炭成本约占总成本 39%。 煤制氢工艺下，每制备 1kg 氢气会 伴生 约 19kg 二氧化碳， 产生 考虑 碳捕集 情况下成本为 16.38 元 /kg，此时产品氢由灰氢转为蓝氢。根据敏感性测算， 当煤炭价格 在 2001000 元 /吨 时， 不考虑碳捕集成本时 煤制氢成本介于 7.6214.39 元 /kg。 表 5： 煤制氢成本测算 煤炭价格假设为 450 元 / 吨 成本 按体积（元 /m3） 按质量（元 /kg） 煤炭 0.340 3.808 氧气 0.210 2.352 辅助材料 0.043 0.482 燃料动力能耗 0.069 0.773 电 0.024 0.269 循环水 0.008 0.090 新鲜水 0.001 0.011 脱盐水 0.036 0.403 直接工资 0.012 0.134 制造费用 0.135 1.512 财务及管理费 0.060 0.672 成本（标准状态） 0.869 9.733 数据来源：煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议，东吴证券研究所 图 7： 煤制氢成本对煤炭价格的敏感性测算 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 行业深度报告 13 / 38 注：横轴为煤炭单价，单位“元 /吨”；纵轴为制氢成本，单位“元 /kg” 数据来源： 煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议 ， 东吴证券研究所 2.2.2. 天然气制氢成本 约 15 元 /kg，考虑碳捕集后成本约 18 元 /kg 天然气 制氢成本的主要影响因素为 天然气 价格 ， 当天然气价格为 2.5 元 /m时，天然气制氢成本约 15 元 /kg。 测算关键假设如下： 1） 制氢规模： 以单个项目为例，假设制氢装置规模为 90000m/h。 2） 总投资： 建设投资共 6 亿元（ 装置界区内，建设投资不含征地费以及配套储运设施 ） ，折旧年限 10 年，残值率 5%，年修理费 3%，采用线性折旧。 3） 天然气成本： 假设天然气不含税价格为 2.5 元 /m，每立方米氢气所需天然气为0.4 m，对应每千克氢气生产需要天然气成本 11.2 元 。 4） 其他原 料成本： 假设电价为 0.56 元 /度，新鲜水价格为 4 元 /m， 3.5MP 蒸汽价格为 100 元 /吨， 1.0MP 蒸汽价格为 70 元 /吨。 5） 财务费用： 按建设资金 70%贷款，年利率为 5%。 经测算， 在天然气 价格为 2.5 元 /m的情 况下， 天然气 制氢成本为 14.61 元 /kg， 天然气成本约占总成本 77%。 天然气 制氢工艺下，每制备 1kg 氢气会 伴生 约 9.5kg 二氧化碳， 考虑碳捕捉情况下， 考虑碳捕集情况下成本为 17.93 元 /kg， 此时产品氢由灰氢转为蓝氢。 根据敏感性测算， 当天然气价格 在 15 元 /m时， 不考虑碳捕集时 天然气制氢成本 介于 7.8825.80 元 /kg。 表 6： 天然气制氢成本测算 天然气价格 假设为 2.5 元 / m 成本 按体积（元 /m3） 按质量（元 /kg） 天然气 1.000 11.200 辅助材料 0.014 0.157 燃料动力能耗 0.184 2.061 电 0.020 0.224 循环水 0.002 0.022 新鲜水 0.001 0.011 7.62 9.31 11.00 12.69 14.39 14.27 15.96 17.65 19.34 21.04 0510152025200 400 600 800 1000煤炭 其他材料 直接工资 制造费用财务及管理费用 煤制氢成本 煤制氢 +CCS成本 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 行业深度报告 14 / 38 脱盐水 0.022 0.246 3.5MP 蒸汽 -0.018 -0.202 1.0MP 蒸汽 0.000 0.000 燃料气 0.157 1.758 直接工资 0.012 0.134 制造费用 0.065 0.728 财务及管理费 0.029 0.325 成本（标准状态） 1.304 14.605 数据来源：煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议，东吴证券研究所 图 8： 天然气制氢成本对天然气价格的敏感性测算 注：横轴为天然气单价，单位“元 /m”；纵轴为制氢成本，单位“元 /kg” 数据来源： 煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议 ， 东吴证券研究所 2.3. 工业副产氢成本约 922 元 /kg， 兼具 减碳 &成本 优势 放量 潜力 大 工业副产氢潜力亟待挖掘，助力化工企业低碳发展。 工业副产氢 是指 在生产化工产品的同时得到氢气，主要有焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用、合成氨醇等 副产工艺 。 我国工业副产氢 潜力 大， 但 目前资源利用率较低。 根据 2021 年清华大学核能与新能源技术研究院发布的 中国制氢技术发展现状 ，我国 工业副产氢年产量约 9001000 万吨，氯碱企业每年副产氢气放空率高达 30，其中 2017 年有 25 万吨工业副产氢被放空。 目前多家传统化工上市公司已将副产氢列入重要发展方向。 由于其显著的减排效果和较高的经济性优势，在电解水绿氢成本达到或接近平价以前，副产氢是过渡阶段的较优途径。 表 7： 工业副产氢工艺和理论产能 技术路线 工艺 2021 年主 要 产物产量 转换关系（假设氢 气 60%可利用） 副产氢理论 产量 焦炉煤气 焦炉煤气压缩和预净化、预处 理、变压吸附和氢气精制 焦炭 4.6 亿吨 吨焦炭对应氢气约 10kg 460 万吨 7.88 12.36 16.84 21.32 25.80 11.21 15.69 20.17 24.65 29.13 051015202530351 2 3 4 5天然气 其他材料 直接工资制造费用 财务及管理费 天然气制氢成本天然气制氢 +CCS成本 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 行业深度报告 15 / 38 氯碱化工 以食盐水为原料，利用离子交 换膜法电解生产 烧碱 3891 万吨 吨烧碱对应氢气约 15kg 58 万吨 轻烃利用 丙烷脱氢 丙烷在催化剂条件下脱氢生成 丙烯，氢气作为副产物 PDH 1000 万吨 吨 PDH 对应氢气约50kg 50 万吨 乙烷裂解 乙烷蒸汽裂解制成乙烯，放出 氢气 乙烯 2826 万吨 吨乙烯对应氢气约 64kg 181 万吨 合成氨 回收利用现有合成放空气及驰 放气，通过提纯再利用 合成氨约 5200 万吨 吨合成氨制氢 24kg 125 万吨 数据来源： 中国钢研科技集团 ， 中商产业研究院 ，工信部， 东吴证券研究所 测算 工业副产氢成本主要包括生产成本和提纯成本， 各类副产氢综合成本介于 922 元/kg 之间 。 由于工业副产物往往是多种气体的混合，为获得较纯的氢气 需要进行提纯 ，工业副产氢常用变压吸附（ PSA） 提纯 工艺，提纯后 产氢纯度普遍达 99.99%以上 ，其中丙烷脱氢纯度可以达到 99.999%以上 。由于 各类原料气的杂质组分和氢气含量有差异，提纯成本往往介于 0.1-0.7 元 /Nm之间。 表 8： 各类工业副产氢成本 工艺 原料气中氢气体 积分数（ %） 提纯后 产氢纯度 生产成本 （元