氢能专题报告：新能源、轻能源、氢能源.pdf

证券研究报告 请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明 策略 专题 2021 年 09 月 03 新能源、轻能源、氢能源 氢能 专题报告 核心要点： 政策 指导 下 ， 氢能发展前景一片向好。 今年陆续出台的 多个 重 磅文件， 提出对氢能发展的前景展望。多地发布“十四五”氢能产 业规划，布局未来氢能基础设施建设。不同政策均体现出对氢能产 业的大力扶持 。 氢能产业链各环节 紧密相连，发展需 从 多点入手。从制氢来看 ， 看好 灰氢中的工业副产制氢、蓝氢、以及绿氢的发展前景 。 据中 国氢能源及燃料电池产业白皮书 2020估算， 2030 年我国氢气的年 需求量将从 3342 万吨增加至 3715 万吨， 2060 年则增加至 1.3 亿吨 左右。 “ 蓝氢 ” 则成为 “ 灰氢 ” 过渡到 “ 绿氢 ” 的重要阶段。 灰氢 中工业副产制氢 ，具有生产成本较低、技术成熟、效率高等优点， 预计未来我国 PDH 扩产 将带来 90 万吨 /年以上的副产氢潜在增量， 增长潜力可观。 虽然 蓝氢 在灰氢的基础上结合 CCS 技术，成本有所 提 高 ，但是依然低于绿氢成本，因此看好 蓝氢未来的增长空间。 绿 氢 长期 占比有望大幅提升 。 从增长空间来看，受益于可再生能源成 本下降以及碳排放约束， 2020-2030 年间绿氢比例将从 3%上升 15%。 2050 年我国氢气需求量将接近 6000 万吨。 我们看好灰氢中的工业副 产制氢、蓝氢、以及绿氢的未来发展前景 。 从中游储运来看 ， 储运氢气的方式主要分为气态储运、液态储 运和固态储运。 高压气态 长管拖车是 我国目前氢气运输的主要方式， 我国目前正不断建设氢气管道工程， 未来管道输送氢气压力等级升 级和氢气管道规模扩大能降低氢能管道输送成本。 液态储运 具有 储 氢密度高，能运送大量氢气，适用长距离运输氢气运 等 优势 。但液 体转化成本高，未来伴随成本下降，有望在液态氢气运输上 具备竞 争力 。加氢站 是氢能产业发展的重要环节， 到 2020 年底达到 553 站。 从下游燃料汽车行业来看， 氢能源汽车未来发展空间广阔。 2050 年， 氢能源将承担全球 18%的能源需求，有望创造超过 2.5 万亿美元的市 场，燃亮电池汽车将占据全球车辆的 20-25%。近年来氢能源汽车都 保持了较高的销量和保有量增速， 2016 年和 2019 年年复合增长率分 别为 63%和 114%。 燃料电池具有效率高、污染小、噪声低、充能快 等优势。 2020 年全球燃料电池 市场规模 42 亿美元。 成本端， 燃料电 池降本空间大，据测算，我们认为 2020-2030 年每年系统成本 下降 14%左右。 长期来看，燃料电池汽车仍将是燃料电池市场的增长主力。 根据预测， 2020-2025 年全球燃料电池市场年复合增长 16.64， 2025 年将达到 90.5 亿美元。 可以看出燃料电池和氢能源汽车未来市场发 展空间大，看好燃料电池和氢能源汽车发展前景。 总体而言， 政策支持氢能发展， 叠加 行业长期发展潜力大，推荐 氢 能源产业链 上 制氢、储运、以及核心部件和整车 的投资机会。 风险提示： 1)燃料电池汽车销量不及预期，政府补贴下滑导致行业 增长放缓的风险； 2)燃料电池国产化进度不及预期； 3)新能源制氢 渗透率缓慢的风险。 分析师 蔡芳媛 ： 15210656365 ： 分析师登记编码： S0130517110001 周然 ： 010-66568494 ： 分析师登记编码： S0130514020001 李泽晗 ： 分析师登记编码： S0130518110001 鲁佩 ： 021-20257809 ： lupei_ 分析师登记编码： S0130521060001 任文坡 ： 010-80927675 ： renwenpo_ 分析师登记编码： S0130520080001 林相宜 ： 010-80927677 ： linxiangyi_ 分析师登记编码： S0130520050007 特别鸣谢： 梁悠南 策略专题 请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。 2 目 录 一、政策梳理 . 3 二、氢能产业链各环节现状分析及前景展望 . 5 （一）制氢 . 5 （二）中游储运：目前仍以高压气态为主，储氢材料突破将助力氢能大发展 . 13 （三）燃料电池汽车 . 18 三、投资建议及推荐标的 . 27 四、风险提示 . 32 插 图 目 录 . 33 表 格 目 录 . 33 策略专题 请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。 3 一、 政策梳理 氢能扶持政策密集出台。 我国 早期氢能政策较少，多为鼓励支持、技术创新等。 2019 年 两会期间 ，氢能被首次写进政府工作报告，全国各地掀起了氢能 发展热潮。随后， 燃料电池汽车示范应用政策的发布、新能源汽车产业发展规划（ 2021-2035）的发布以及 “ 双 碳 ” 目标的设定，均为氢能产业及氢燃料电池汽车的发展注入动力。 表 1：国家层面氢能产业相关政策 时间 相关部门 政策 主要内容 2019.3 国务院 2019 年政府工作报告 推动充电、加氢等设施建设。 2019.11 国家发改委等 15部门 关于推动先进制造业和现代服务业深度融合发展的实施意见 推动氢能产业创新、集聚发展，完善氢能制备、储运、加注等设施和 服务。 2020.6 国家能源局 2020 年能源工作指导意见 推动储能、氢能技术进步与产业发展。 2020.9 财政部等 5 部门 关于开展燃料电池汽车示范应用的通知 对 2020 年开始的 4 年 “示范期 ”的氢燃料电池支持政策进行了初步明确，主要特点是以奖代补、地方主导、分区推广与全产业链支持。 2020.11 国务院办公厅 新能源汽车产业发展规划（ 2021-2035） 有序推进氢燃料供给体系建设；攻克氢能储运、加氢站、车载储氢等 氢燃料电池 汽车应用支撑技术。 2021.3 全国人大 中华人民共和国国民经济和社会发 展第十四个五年规划和 2035 年远景 目标纲要 在氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与 加速计划，谋划布局一批未来产业。 2021.4 国家能源局 2021 年能源工作指导意见 开展氢能产业试点示范，探索多种技术发展路线和应用路径。 资料来源：政府部门公告，中国银河证券研究院 北京市带头打造氢能试点示范城市。 截至目前，全国已有 20 余省或直辖市发布了氢 能产业链相关政策，其中北京市充分利用研发实力突出、产业基础完备、氢能供给多元、 应用场景丰富等优势，在全国氢能产业发展中发挥带头示范作用。早在 2008 年奥运会期间， 北京投放了 20 余辆燃料电池汽车，并建设了一座日加氢 20kg 的加氢站。经过十余年的产 业培育和发展，北京市力争成为有国际影响力的氢燃料电池汽车科技创新中心、关键零部 件制造中心和高端应用示范推广中心。 表 2：北京市氢能产业链相关政策 时间 相关部门 政策 主要内容 2020.6 北京市委、北京市 人民政府 北京市加快新型基础设施建设行动方案（ 2020-2022 年） 打造国内领先的氢燃料电池汽车产业试点示范城市；组建 1-2 家国家级制造业创新中心。 2020.10 北京市经济和信息化局 北京市氢燃料电池汽车产业发展规划（ 2020-2025 年） 两阶段目标： 2023 年前，培育 3-5 家具有国际影响力的氢燃料电池 汽车产业链龙头企业，推广氢燃料电池汽车 3000 辆、建成加氢站 37 座； 2025 年前，培育 5-10 家具有国际影响力的氢燃料电池汽车 产业链龙头企业，实现氢燃料电池汽车累计推广量突破 1 万辆，氢 燃料电池汽车全产业链累计产值突破 240 亿元。 2021.4 北京市经济和信息化局 北京市氢能产业发展实施方案 （ 2021-2025 年）（征求意见稿） 对 2020 年 10 月的两阶段目标进行了细化： 2023 年前，培育 5-8 家 具有国际影响力的氢能产业链龙头企业 。实现关键技术突破， 全面 降低终端应用成本超过 30%； 2025 年前，培育 10-15 家具有国际影 响力的氢能产业链龙头企业 ，京津冀区域累计实现氢能产业链产业 规模 1000 亿元以上，减少碳排放 200 万吨。实现关键材料及部件 自主可控，经济性能指标达到 国际领先水平。 2021.8 北京市经济和信息化局 北京市氢能产业发展实施方案 （ 2021-2025 年） 发展目标与征求意见稿 相同 ，政策正式落地。 资料来源：北京市政府公告，中国银河证券研究院 今年多省发布“十四五”氢能产业规划。 据不完全统计，今年北京、 山东、河北、河 南 等省份相继出台 十四五 氢能发展规划或扶持政策，并 从产业规模、企业数量、燃料电池 策略专题 请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。 4 汽车、加氢站等方面 明确阶段目标。 中国氢能联盟预测， 2025 年中国氢能产业产值将达到 1 万亿元。 表 3： 各省份十四五 氢能产业链相关政策 省市 规划年份 产业规模 企业数量 推广 /应用燃料电池车 加氢站累计数量 北京 2023 500 亿元（京津冀） 5-8 家龙头企业 3000 37 2025 1000 亿元（京津冀） 10-15 家龙头企业 10000 72 山东 2022 200 亿元 100 家相关企业 30000 30 2025 1000 亿元 10 家知名企业 10000 100 2030 3000 亿元 一批知名企业 50000 200 河北 2022 150 亿 元 / 2500 20 2025 500 亿 元 10-15 家领先企业 10000 50 2030 2000 亿 元 5-10 龙头企业 50000 100 河南 2023 / 30 家相关企业 3000 50 2025 1000 亿元（燃料电池汽车） / 5000 80 重庆 2022 / 6 家相关企业 800 10 2025 / 15 家相关企业 1500 15 天津 2022 150 亿元 2-3 家龙头企业 1000 10 四川 2025 初具规模 25 家领先企业 6000 60 浙江 2022 100 亿元 / 1000 30 上海 2023 1000 亿元（燃料电池汽车） / 10000 30 2025 / / 10000 70 江苏 2021 500 亿元 1-2 家龙头企业 / 20 2025 / / / 50 广东 2022 / / 首批氢燃料电池乘用车示范运行 300 内蒙古 2023 400 亿元 3-5 家龙头企业 3830 60 2025 1000 亿元（燃料电池汽车） 10-15 家龙头企业 10000 90 宁夏 2025 / 一批相关企业 / 1-2 资料来源：政府 部门 公告， 前瞻产业研究院， 中国银河证券研究院 国际氢能产业进入快速发展期 。 美国、欧洲、俄罗斯、日本等主要工业化国家和地区 均已将氢能纳入国家能源战略规划，氢能产业的商业化步伐不断加快。根据国际氢能委员 会最近发布的报告，自今年 2 月以来，全球范围内已经宣布了 131 个大型氢能开发项目， 全球项目总数达到 359 个。预计到 2030 年，全球氢能领域的投资将激增至 5000 亿美元。 国际氢能委员会预测，到 2050 年，全球氢能产业将创造 3000 万个工作岗位，减少 60 亿吨 二氧化碳排放，创造 2.5 万亿美元的市场规模，并在全球能源消费占比达到 18%。该报告 特别指出，中国未来有望领跑 全球氢能产业发展。预计到 2050 年，氢能在中国能源领域的 占比有望达到 10%。 策略专题 请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。 5 二 、 氢能产业链各环节现状分析及前景展望 （一） 制氢 根据世界能源理事会的定义， “灰氢 ”是通过化石能源、工业副产等伴有大量二氧化碳 （ CO2） 排放制得的氢； “蓝氢 ”是在灰氢的基础上，将 CO2 副产品捕获、利用和封存 (CCUS)， 实现低碳制氢； “绿氢 ”是通过可再生能源（如风电、水电、太阳能）等方法制氢，生产过 程基本不会产生温室气体。 目前国际主要使用天然气制氢，我国 则 以煤制氢为主。 目前，全球制氢技术的主流选 择是化石能源制氢，主要是由于化石能源制氢的成本较低 ，其中天然气重整制氢 由于清洁 性好、效率高、成本 相对较低 ， 占到全球 48%。我 国 能源结构为 “富煤少气 ”，煤制氢成本 要低于天然气制氢，因而国内煤制氢占比最大 （ 64%） ，其次为工业副产 （ 21%） 。根据 中国氢能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 /年 。 图 1： 全球氢气来源结构现状 图 2：我国氢气来源结构 资料来源：碳中和目标下制氢关键技术进展及发展前景综述， 中国银河证券研究院 资料来源：中国氢能联盟，中国银河证券研究院 整体而言， 据中国氢能源及燃料电池产业白皮书 2020估算， 2030 年我国氢气的年 需求量将从 3342 万吨增加至 3715 万吨， 2060 年则增加至 1.3 亿吨左右。 “ 蓝氢 ”则成为 “ 灰氢 ” 过渡到 “ 绿氢 ” 的重要阶段 。 灰氢 中工业 副产制氢，具有生产成本较低、技术成 熟、效率高 等 优点， 预计未来我国 PDH 扩产将超过 3000 万吨 /年，即使按 3000 万吨 /年测 算，预计将带来 90 万吨 /年以上的副产氢潜在增量 ， 增长潜力可观。 虽然 蓝氢在灰氢的基础上 结合 CCS 技术， 成本有所提升，但是依然低于 绿氢 成本， 因此看好 蓝氢 未来的增长空间。 绿氢 其经济性受电价的影响 较 大。如果按照平均工业电价 0.6 元计算，产氢成本约 40-50 元 /kg，明显偏高。据估算，当电价低于 0.3 元时，电解水 制氢成本与其他工艺路线相当。 从增长空间来 看，受益于可再生能源成本下降以及碳排放 约束， 2020-2030 年间绿氢比例将从 3%上升 15%。 2050 年 我国 氢气需求量将接近 6000 万吨， 长 期来看，绿氢占比有望大幅提升。我们看好 灰氢 中 的 工业 副产制氢 、 蓝氢 、以及 绿氢的未来发展前景。 48% 30% 18% 4% 天然气 醇类 煤 电解水 64% 21% 14% 1% 煤 工业副产 天然气 电解水 策略专题 请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。 6 1、 灰氢 ： 目前我国以煤制氢为主，未来工业副产氢规模有 望提升 灰氢主要来源有化石能源制氢、工业副产制氢，具有生产成本较低、技术成熟、效率 高 等 优点，但其制备过程中的碳排量较高，不利于实现 “双碳 ”目标。其中，化石能源制氢 主要包括煤、天然气、甲醇制氢；工业副产氢主要包括焦炉煤气、氯碱尾气、 PDH、乙烷 裂解等为主的工业副产气制氢。 1）灰氢来源主力军：化石能源制氢 我国煤制氢产量最大，成本最低。 煤制氢是通过将煤炭与气化剂混合后在高温高压条 件下进行反应生成混合气体，通过后续工艺提纯除杂后，获得高纯氢气。 2019 年我国煤制 氢产量达到 2124 万吨 /年 ，占我国氢气总产量的 64%。煤制氢是工业大规模制氢的首选， 是我国目前成本最低的制氢方式，该技术路线成熟高效、可稳定制备，但其设备结构复杂、 运转周期相对较低、投资高、配套装置多，且碳排放量较高。 图 7：煤制氢工艺流程图 资料来源：制氢关键技术及前景分析，中国银河证券研究院 天然气制氢是化石能源制氢的理想方式。 天然气制氢是将预处理后的天然气与水蒸气 高温重整制合成气，在中温下进一步变换成 氢气 与 CO2，再经冷凝、变压吸附最终得到产 品氢气。天然气在各类化合物中氢原子质量占比最大，储氢量为 25%，故以天然气为原料 的制氢技术具有耗水量小、 CO2 排放 低、氢气产率高、对环境影响相对较小的优点，是化 石能源制氢路线中理想的制氢方式。 2019 年我国利用天然气制氢产量为 460 万吨 /年 ，占 我国氢气总产量 14%。 策略专题 请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。 7 图 8：天然气制氢工艺流程图 资料来源：天然气制氢技术及经济性分析，中国银河证券研究院 甲醇制氢 运输简便 、 即产即用 ，但成本较高 。 甲醇制氢是甲醇和水蒸气在 200 条件 下通过催化反应，生成 氢气 和 CO2 的混合气体，而后经过变压吸附得到高纯度的氢气。该 工艺投资少 、 污染相对较小，且甲醇常温下为液体 、 便于储存运输，氢气可 “即产即用 ”。 但由于甲醇 制氢 总体成本较高，只适合小规模制氢。 图 9：甲醇制氢工艺流程图 资料来源：碳中和目标下制氢关键技术进展及发展前景综述，中国银河证券研究院 2）灰氢增长潜力：工业副产氢成本低、潜在增量大 由于氢气在焦炭、氯碱、 PDH 和乙烷裂解工艺中并非首要产物，若仅考虑其原料消耗 和少量制造费用，以及氢气提纯成本，测算的副产气体用于氢的综合成本为 5-6 元 /kg，明 显低于化石能源制氢。工业副产氢可为氢能产业发展初期提供低成本、分布式氢源。 目前焦炉煤气副产氢可供给量最大。 焦炉煤气主要成分为氢气和甲烷，通过压缩工序、 预处理工序、变压吸附工序和净化工序后制得氢气。同时为使系统排放的污水能达到环保 要求 ， 一般配有一套污水处理工序。 2020 年我国焦炭产量为 4.71 亿吨，按 1 吨焦炭副产 400 立方米焦炉煤气、回炉自用 50%计算，全国焦炉煤气产量 942 亿 立方米 ； 按照含 55% 左右的氢气、 PSA 氢气 回收 率 92%估算，我国焦炉煤气可副产氢气 428.5 万吨，是未来我 国工业副产氢最大的供给来源。考虑到 “十四五 ”期间，我国焦化行业仍将进一步化解过剩 产能，未来难有 焦炭扩产带来的 潜在增量。 策略专题 请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。 8 图 10：焦炉煤气制氢工艺流程图 资料来源：焦炉煤气制氢方法的比较及成本分析，中国银河证券研究院 氯碱制氢是最 “绿 ”的灰氢。 氯碱工业以食盐水为原料，利用隔膜法或离子交换膜法生 产烧碱、聚氯乙烯（ PVC)、氯气和氢气等产品。氯碱副产氢具有氢气提纯难度小（提纯前 氢气纯度可达 99%左右）、耗能低、自动化程度高等优点，特别是使用该法获取氢气的过 程中不产生 CO2，相对绿色无污染。 2020 年我国烧碱产量 3643 万吨 /年 ，按每生产 1 吨烧 碱副产 280 立方米氢气测算，每年副产氢总量可达 91 万吨，其中 60%的氢气被配套的 PVC 和盐酸装置所利用，可对外供氢 约 36 万吨。未来我国氯碱装置新增产能有限，副产氢潜在 增量有限。 图 11：离子膜法烧碱制氢工艺流程图 资料来源： 点石能源公司官网 ，中国银河证券研究院 PDH 副产氢 潜力 大。 PDH 是制备丙烯的重要方式， 2020 年占比达 17%。丙烷在催化 剂条件下通过脱氢生成丙烯，其中氢气作为丙烷脱氢的副产物，可作为产品外售，从而提 高装置整体盈利水平。 2020 年我国已经投产的 PDH 装置合计产能 776 万吨 /年，按装置平 均开工率 80%、 1 吨 PDH 副产 38 千克高纯氢气计算， PDH 副产氢达 23.6 万吨 /年。预计 未来我国 PDH 扩产将超过 3000 万吨 /年，即使按 3000 万吨 /年测算，预计将带来 90 万吨 / 年以上的副产氢潜在增量。 策略专题 请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。 9 图 12： PDH 制氢工艺流程图 资料来源： 丙烷脱氢制丙烯反应混合气冷油吸收与 PSA 耦合的分离方法 ，中国银河证券研究院 受乙烷来源有限等因素影响，乙烷裂解副产氢相对要小。 乙烷蒸汽裂解 制 乙烯技术较 为成熟，已成功应用数十年，技术上不存在瓶颈，且副产的氢气杂质含量低于焦炉气制氢， 纯度较高。乙烷 蒸汽 裂解制乙烯工艺以项目投资低、原料成本低、乙烯收率高、乙烯纯度 高等优势引起国内炼化企业的 广泛 关注。按卫星石化 250 万吨 /年和中国石油 140 万吨 /年 乙烷蒸汽裂解产能测算，乙烷 蒸汽 裂解行业 副产氢约 22 万吨 /年。 整体来看，煤制氢占比趋势有望下降 ，工业副产 氢将大有可为。 由于煤制氢会产生大 量 CO2，在 考虑碳交易价格的 情况下，其制氢成本将有所上升 ；另外，今年以来煤价大幅 上行也助推了煤制氢 成本抬升。由于工业副产氢的低成本优势，预计未来其占比将进一步 提升。 2、 蓝氢 ： 减碳时代， “灰氢 ”向 “绿氢 ”的过渡 世界制氢工业正处于从“灰氢”到“蓝氢”的 转变 阶段，推行 “ 蓝氢 ” 势在必行。 化 石能源制氢虽然成本低，但碳排放水平较高，通过引入 CCUS 技术，可有效降低化石能源 制氢过程中的碳排放水平。据中国氢能源及燃料电池产业白皮书 2020估算， 2030 年我 国氢气的年需求量将从 3342 万吨增加至 3715 万吨， 2060 年则增加至 1.3 亿吨左右 、 在终 端能源体系中占 20%。在 “碳中和愿景下的低碳清洁供氢体系 ”下，脱碳是氢能产业发展的 第一驱动力 。“ 蓝氢 ”则成为“ 灰氢 ” 过渡到 “ 绿氢 ” 的重要阶段， 对推动建立氢能经济 有重要作用。 CCUS 技术是指将 CO2 收集分离再利用，或输送到封存地点，避免直接排放到大气中 的技术。在煤制氢耦合 CCUS 技术中，煤炭经过气化生成合成气，合成气经过水汽变换后 得到富氢和富 CO2 气体，再进一步经脱硫脱碳工艺得到氢气和 CO2，所得 CO2 进行再利用 或封存。以我国 CCS（ CO2 捕集与封存） 示范项目为例 ，神华煤 直接液化厂煤气化制氢过 程中 会排放部分 CO2 尾气（体积分数约为 87.6%），尾气经过使用 CO2 压缩机将高浓度 CO2 尾气加压，再经过脱油脱硫等除杂工序，提高 CO2 的纯度，然后通过变温变压吸附 （ TSA） 脱水，随后 CO2 尾气被冷冻、 液化及精馏 ， 再经深冷后送球罐存贮，封存至地下多层盐水 层中。 在石油化工尾气回收氢气结合 CCUS 技术中 ，我国已有企业开发 DIMER VSA/PSA 耦合工艺系统，把含约 51%CO2 和 30%氢气的炼油制氢尾气，以低能耗高效率地从制氢尾 气中分离回收 氢气 （ 纯度 99%）和 CO2（ 纯度 95%），后续可再将高纯度 CO2 进行利用、 策略专题 请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。 10 封存。 图 3： CO2 捕集工业流程 资料来源：二氧化碳捕集技术及应用分析，中国银河证券研究院 结合 CCS 技术可使煤制氢 碳排放当量 下降约一半。 煤制氢 碳排放核算范围 涵盖原煤开 采、原煤洗选、煤炭铁路运输、煤炭制氢、 CO2捕集与压缩、 CO2管道运输、 CO2陆上盐水 层封存七个环节。 采用 CCS 技术前，煤制氢 碳排放 测算为 22.66kgCO2eq/kgH2。其中， 煤 炭制氢环节 碳 排放贡献最大 ，占比 92.3%；其次为 煤炭开采和洗选环节， 占比 7.5%； 煤炭 运输环节 碳 排放可近似 忽略不计。采用 CCS后，煤制氢碳排放量下降至 10.52kgCO2eq/kgH2， 降幅 53.5%。该数值依然是一个较高的排放水平，主要原因在于 结合 CCS 的煤制氢系统消 耗 大量 电力导致 大量间接温室气体排放 、 CO2 捕集设施难以捕集煤制氢的所有 直接碳排放， 以及煤炭开采过程排放了大量的 CO2 和 CH4 等 温室气体 。 图 4： 主要制氢技术 碳排放当量 图 5： 结合 CCS 技术前后煤制氢碳 排放当量 资料来源： 中国煤炭制氢成本及碳足迹研究 ，中国银河证券 研究院 资料来源： 中国煤炭制氢成本及碳足迹研究 ，中国银河证券 研究院 结合 CCS 技术 提升了化石能源 制氢成本 ，但仍低于电解水制氢成本 。 在 不考虑碳交 易价格时， 两种采用 CCS 的 化石能源 制氢方式中， 无、有 CCS 天然气 制氢 （ SMR，蒸汽 甲烷重整）成本分别约为 18、 24 元 /kg， 结合 CCS 后 成本上升约 33.3%； 无、有 CCS 煤制 氢成本分别约为 11、 20 元 /kg， 结合 CCS 后 成本上升约 81.8%，但仍 低于电解水制氢成本 。 策略专题 请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。 11 图 6： 不同制氢方式 平准化制 氢成本 注： 平准化 成本是对项目生命周期内的成本和发电量先进行平准化，再计算得到的发电成本 。因不同制 氢技术采取的不同发电方式，其运行时间、运行成本均不同，所以要先计算平准化发电成本。 资料来源： 中国不同制氢方式的成本分析 ，中国银河证券研究院 3、绿氢 ： 光伏制氢最具潜力，龙头企业纷纷布局 “ 绿氢 ” 全称 可再生能源电解水制氢。 电解水制氢的原理是 在充满电解液的电解槽中 通入直流电，水分子在电极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气 。 根据电解槽隔膜材料 的不同， 电解水制氢主要 分为 碱性电解水、质子交换膜 电解水 （ PEM） 和固体氧化物电解 水 （ SOE） 三类。 其中，碱性电解水技术已经实现工业规模化产氢， 技术 成熟； PEM 处于 产业化发展初期 ； SOE 还处在实验室开发阶段。 预计在较长时间内，碱性电解水制氢仍是主要的电解水制氢手段。 碱性电解水制氢 技 术成熟，配套成本低，但耗电量高于其他技术路线； PEM 在耗电量和产氢纯度方面都占优， 但由于质子交换膜等核心部件依赖进口， 电解槽成本昂贵， 因此总体成本比电解水制氢高 40%左右。 随着核心部件国产化、技术进步及规模效应降本，根据中国电动汽车百人会的 预计， 2030 年 PEM 在电解水中的市占率将达到 10%。 表 4： 电解水制氢主要技术路线对比 碱性电解水 质子交换膜电解水（ PEM） 固体氧化物电解水（ SOE） 示意图 电解质 /隔膜 30%氢氧化钾 /石棉膜 纯水 /质子交换膜 固体氧化物 工作效率 4.5-5.5（ KWh/立方米） 4.0-5.0（ KWh/立方米） 100% 产氢纯度 99.8% 99.99% 设备 相对 体积 1 1/3 / 操作特征 启停便利 启停不便 产业化程度 高度产业化 商业化起步 实验室阶段 资料来源： 迎接电解水制氢储能高潮 ， 国际可再生能源机构， 中国银河证券研究院 策略专题 请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。 12 电解水制氢的经济性主要取决于电费。 根据中国氢能联盟的数据， 2020 年我国化石能 源制氢占比达 67%，而电解水制氢只占 3%。当前化石能源制氢由于成本优势占据主导， 但长期来看，二氧化碳的大量排放与“双碳”目标背道而驰。电解水制氢具有绿色环保、 生产灵活、纯度高等优势。以目前主流的碱性电解水为例，制氢效率约 5 度 /立方米，电费 成本约占 85%，因此其经济性受电价的影响大。 如果按照平均 工业 电价 0.6 元计算，产氢 成本约 40-50 元 /kg，明显偏高。 据估算，当电价低于 0.3 元时，电解水制氢成本与其他工 艺路线相当。 图 13： 主要制氢方法成本对比 图 14： 电解水制氢成本构成 资料来源：财经，中国银河证券研究院 资料来源： 北极星太阳能光伏网 ，中国银河证券研究院 长期来看， 绿氢占比有望大幅提升。 根据中国氢能源及燃料电池产业白皮书的预 测， 受益于可再生能源成本下降以及碳排放约束， 2020-2030年间 绿氢 比例将从 3%上升 15%。 2050 年 我国 氢气需求量将接近 6000 万吨， 在终端能源体系中占比 10%， 其中 绿氢 比例进 一步增长到 70%。 短期 来看， 绿氢占比受具体项目影响较大。 如中国石化今年 2 月在新疆 库车规划 1GW 光伏制氢项目，预计年产氢气 2 万吨，建成后将成为全球最大的绿氢生产 项目。 图 15： 中 国氢气供给结构预测 资料来源： 中国氢能源及燃料电池产业白皮书，中国银河证券研究院 85 .3% 7.8 % 4.1% 2.8 % 电费 固定成本 设备维护 水费 0 10 00 20 00 30 00 40 00 50 00 60 00 20 20 20 30E 20 40E 20 50E 化石能源制氢 工业副产氢 可再生能源电解制氢 生物制氢等其他技术 （万吨） 策略专题 请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。 13 目前全国大部分地区的光伏度电成本在 0.3-0.4 元，午间光伏的“谷电”成本还要更低， 青海等优质资源地区已降至 0.2 元。总体而言， 光伏制氢是最具潜力的电解水制氢方式 ， 目前已经初具经济性。 电解水市场 集中度高 。 碱性电解水设备成熟，国内主要厂商包括中船重工 718 所、考 克利尔竞立（苏州）、天津大陆等，国外主要厂商包括 NEL（挪威）、 Mcphy（法国）、 IHT（瑞士）等； PEM 电解水仍在商业化初期，降本增效是后续目标，上述龙头企业也积 极参与 PEM 电解水设备的研发和改进。 光伏、石化等跨界龙 头企业纷纷布局。 隆基股份、阳光电源、 中国石化、宝丰能源 等 跨界 龙头企业已开始纷纷布局光伏制氢赛道，从技术研发、工程建设、商业模式等多方面 展开探索。 表 5： 跨界 龙头企业光伏制氢布局规划（不完全统计） 企业 布局内容 优势 隆基股份 技术研发 ： 2018 年开始与 国内外知名科研机构、权威专家进 行合作，在制氢领域形成技术积累； 商业合作 ： 2021 年与中国石化、明阳智能、无锡高新区政府 等公司或部门签订合作协议，布局光伏制氢、氢能设备、风 光储氢一体化等项目。 光伏龙头的优势： 1. 光伏发电和电解水制氢技术结合。隆基和阳光的制氢设备 配套 DC-DC（直流转换） ， 直接 适用于光伏直流电 。 2. 光伏电站储备充足。新建光伏制氢项目或者在现有的光伏电站 配套制氢设备。 3. 先发优势。隆基和阳光较早开始研究光伏制氢，形成技术积累。 阳光电源 技术研发 ： 2019 年开始与 中国科学院大连化学物理研究所 合 作研发制氢设备、制氢系统优化等； 商业合作 ： 2020 年与吉林白城市、山西运城市签订合作协议， 布局光伏制氢、清洁能源消纳示范基地等项目。 中国石化 工程建设 ： 2021 年 2 月，中国石化 广州（洛阳）工程公司启 动新疆库车 1GW 光伏制氢项目 规划工作。 预计年产氢气 2 万吨，建成后将成为全球最大的绿氢生产项目。 石化龙头的优势： 1. 经济效益高。例如光伏制氢应用于宝丰能源的煤制甲醇项目， 初步核算 可增产 40 万吨甲醇。 2. 降低碳排放。 宝丰能源 工程建设 ： 2021 年 4 月， 国家级太阳能电解水制氢综合示范 项目 正式投产，包括 200MW 光伏发电装置和每小时 2 万标方 的电解水制氢装置 。 资料来源：公司公告，中国银河证券研究院 （二） 中游储运：目前仍以高压气态为主，储氢材料突 破将助力氢能大发展 氢是所有元素中最轻的，在常温常压下为气态，密度仅为 0.0899 kg/m3 ，是 水的万分 之一，因此其高密度储存一直是一个世界级难题。储氢问题有待突破，氢能 将迎来繁荣发 展。 高压气态储氢是目前最常用并且发展比较成熟的储氢技术， 其 大规模的运输的方式是 管道运输 。我国目前正不断建设氢气管道工程 ， 中国石油天然气管道工程有限公司中标河 北定州至高碑店氢气长输管道项目，拟建设管道全长达 145 公里。这条管道拟建设管径 508 毫米，设计运输量 10 万吨 /年。未来管道输送氢气压力等级升级和氢气管道规模扩大能降 低氢能管道输送成本。液态储运的储氢密度高，能运送大量氢气，适用长距离运输氢气运。 但液体转化成本高，我国油气公司在 LNG 和 LPG 领域有丰富的经验和运输车辆储备，未 来伴随成本下降，有望在液态氢气运输上具备竞争力。相对另两种运输方式 ,固态运输技术 策略专题 请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。 14 难度较大，还有待发展。 加氢站是氢能产业发展的重要环节，自 2014 年以来 ，全球加氢站的数量不断增长， 到 2020 年底达到了 553 站。 中集集团在氢能源领域布局 多年，具有 一定的 优势。 1、 技术分为高压气态储氢、低温液态储氢和储氢材料储氢 储运氢气的方式主要分为气态储运、液态储运和固态储运（储氢材料）。我国目前氢 气运输的主要方式是高压气态长管拖车为主，但是未来有望同时发展气、液、固三种储运 方式。 图 16：典型储氢技术 资料来源：中国银河证券研究院 1）气态储氢：目前以长管拖车为主，未来将发展管道运输 高压气态储氢是目前最常用并且发展比较成熟的储氢技术，其储存方式是采用高压将 氢气压缩到一个耐高压的容器里。目前所使用的容器是钢瓶，它的优点是结构简单、压缩 氢气制备能耗低、充装和排放速度快。但是存在泄露爆炸隐患，安全性能较差。当前以长 管拖车的运输方式为主，未来更大规模发展需依靠管道运输。 高压气态长管拖车的运输方式，运输量较小，运输途中交通风险较大，仅适用于少量 氢气、短距离的运输需要，目前与我国氢能应用的少相匹配。这种运输方式的好处是前期 投资要求低，技术成熟。未来随着氢能在所有能源中的占比提升，势必要发展其他储运方 式。 更大规模的运输的方式是 管道运输 。因为氢气容易在接触普通钢材时发生“氢脆”的 策略专题 请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。 15 现象，所以管道必须使用蒙耐尔合金等特殊材料，导致管道运输的前期投资成本大，高达 500 万 /km。但是运输氢气量也巨大 ,适合有固定站点大量使用氢气的情况。截至 2017 年底， 我国氢气管道总里程约 400 公里，主 要分布在环渤海湾、长三角等地。我国目前正不断建 设氢气管道工程。中国石油天然气管道工程有限公司中标河北定州至高碑店氢气长输管道 项目，拟建设管道全长达 145 公里。这条管道拟建设管径 508 毫米，设计运输量 10 万吨 / 年。还将在河北保定徐水区崔庄镇建立氢气母站，以供应雄安新区。 氢能应用若想大规模商业化，势必要解决运输管道规划施工问题。我国目前的氢气多 为工业副产氢，来源于煤炭行业，产地多在北方内陆地区。应用则多在东部沿海较发达地 区。从氢能产地到氢能应用地有上千公里的距离，且东部地区氢能用量大，采用拖车运输 的方式无法解 决东部地区氢能短缺的问题，建设长距离氢气运输管道势在必行。虽然运输 管道建设成本高，但是未来管道输送氢气压力等级升级和氢气管道规模扩大能降低氢能管 道输送成本。 2）液态储氢：产业化仍需成本下降 液态储运的储氢密度高，能运送大量氢气，适用长距离运输氢气运。但液态氢的密度 是气体氢的 845 倍。液态氢的体积能量密度比压缩状态下的氢气高出数倍，如果氢气能以 液态形式存在，那它替换传统能源将水到渠成，储运简单安全体积占比小。但事实上，要 把气态的氢变成液态的并不容易，液化 1kg 的氢气需要耗电 4-10 kWh，液氢的存储也需要 耐超低温和保持超低温的特殊容器，储存容器需要抗冻、抗压以及必须严格绝热。 我国油气公司在 LNG 和 LPG 领域有丰富的经验和运输车辆储备，若成本下降得以实 现，未来有望在液态氢气运输上具备竞争力。目前海外超过 1/3 的加氢站使用液态储运的 方式。 3）固态储氢：发展前景广阔，但技术尚未成熟 另一种运输方式是使氢气溶于液氮或有机液体中进行运输。这种方式对化学反应条件 较严苛。相对另两种运输方式 ,固态运输技术难度较大，还处于研发阶段。未来若氢能市场 扩张迅速，且固态运输达到应用要求，那么固态运输能发挥储氢密度高、运输氢气量大 的 优势。 策略专题 请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。 16 图 17：储氢体积比密度 资料来源： H2stations，中国银河证券