行业深度报告：需求政策双重驱动制氢市场，PEM制氢有望打开新增长点

灰氢是中国目前氢气主要来源，可再生能源制氢将成为未来核心制氢方式 中国“富煤缺油少气”的能源禀赋致使煤制氢路线产氢量在国内占比最高，2019年达到63.54%，在“3060双碳”的政策导向下，中国氢能联盟预测到2030年，约15%左右的氢由可再生能源制取，23%由工业副产氢制取，60%由化石能源制取，2%由生物制氢等其他技术供给。化石能源制氢产量高，成本低，技术成熟但储量有限，且存在碳排放；工业副产提纯制氢成本低但无法作为大规模集中化氢能供应源；可再生能源制氢可以实现低碳排放或零碳排放，提高可再生能源消纳比例，实现电网调峰储能，虽然目前成本较高，但随着光电、风电发电成本的下降和电解设备技术的进步，绿氢成本也会随之下降，国际氢能委员会、能源转型委员会等机构预计2030年绿氢相比灰氢可具有竞争力。 碱性电解水制氢大规模应用技术成熟，质子交换膜电解水制氢具有发展潜力碱性电解水制氢技术规模大、成本低，装机投资低、规模灵活，成本下降驱动力主要在于规模化生产以及可再生电力成本降低，国内单台碱性电解槽制氢能力从几十到 1500Nm3 /h，其中 1000Nm3 /h的制氢能力的单台碱性电解槽价格在700万至1000万元之间；质子交换膜电解采用的电解池结构紧凑、体积小、利于快速变载，电解槽效率高、得到的气体纯度高，且目前只有PEM电解水技术可达到欧盟规定的电解槽制氢响应时间小于5s的要求，但成本较高，为相同规模碱性电解槽的1.2至3倍。国内厂商积极布局PEM电解水设备业务，但国产整机PEM电解槽型号不大，目前生产速率上限为200 N m3 /h，400 N m3 /h以试验为主，仍有较大的提升空间。随着电催化剂、质子交换膜、膜电极、双极板等核心组件的成本下降，PEM电解水设备成本也会随之下降。 积极布局绿氢的能源、化工龙头有望在政策和市场的双重加持下受益 氢能产业发展中长期规划明确在风光水电资源丰富地区，开展可再生能源制氢示范。阳光电源先后在山西榆社县、吉林榆树市、吉林白城市等地推动可再生能源制氢项目建设，同步推进制氢设备技术研发，其中SHT1000A ALK制氢装置额定产氢能力1000 Nm 3/h ，直流电耗≤ 4.3 kWh/m3 ；隆基股份成立西安隆基氢能科技有限公司，展开制氢设备研发，隆基股份Lhy-A系列碱性水电解槽单台产气量最高可达1500Nm³/h；宝丰能源已形成全球最大的3亿标方绿氢/年、1.5亿标方绿氧/年产能；美锦能源实行氢能转型战略，布局氢能全产业链，规划将于十四五期间建设300座加氢站，同时参股国鸿氢能、鸿基创能、飞驰科技等公司； 鸿基创能（未上市）催化剂涂层质子膜（CCM）日产能已达到15000片，年产能超过300000平方米，并将针对PEM电解水制氢膜电极进行产业化开发。 风险提示：加氢基础设施建设不及预期、需求低于预期、新能源市场竞争加剧 1、实现全球零碳经济愿景，利用氢能是必然之举 从全球能源结构看，终端能源中化石能源消费仍占据了较大比例。2019年全球终端能源消费达415EJ，其中石油、天然气、煤炭占比分别为42%、15%、11%，化石能源总占比为78%，是长久以来全球碳排放的主要来源。而若想达成2050年全球零碳经济的愿景，未来全球能源结构必将出现翻天覆地的变化。根据ETC的预测，在2050年零碳场景下，直接电力和氢气（及其衍生品）将是未来全球能源结构中最为重要的两个组成部分，在2050年全球能源结构中的占比分别达到68%和18%，氢气（及其衍生品）将作为直接电力最为重要的补充，在钢铁、长途航运、储能、化肥生产等领域发挥不可替代的作用。 图1：当前全球能源体系中化石能源占比达78% 图2：2050年零碳设想下氢气为全球第二大能源部门 1.1、氢气的特质决定了其广泛的利用价值 氢是地球上分布最广的元素之一，以化合态存在于各种化合物中，如水、煤、天然气、石油及生物质中，被誉为21世纪的终极能源。但氢气易造成钢设备的氢致开裂及氢腐蚀，叠加其每立方米释放热量较低的性质，在氢气压缩和氢气储运技术尚未成熟前，影响了人们对氢气的认知。 实际上，氢能是高效环保的二次能源，能量密度与相对安全性高于其他燃料。其能量密度高，是汽油的3倍有余；其使用装置的使用效率高，燃料电池的能量转换效率是传统内燃机的2倍；其反应产物是水，排放产物绝对干净，没有污染物及温室气体排放；安全性相对可控，引爆条件比汽油更为严苛；其物质储备丰富，未来氢能的制取存在更多的可能性。 图3：氢气的能量密度是汽油的3倍以上，是锂离子电池的100倍以上 表1：氢气相较于汽油、天然气，其热值与相对安全性更高 1.2、氢能产业链在未来将发生重大变革 完善的氢能产业链包含：上游氢气制取、储运、加注；中游燃料电池及其核心零部件的制造；下游为燃料电池及氢气应用，涉及交通、工业能源、建筑等多领域。 图4：完整的氢能产业链始于制氢、止于对氢气的广泛运用 预计到2050年，氢能产业链上下游均有重大变革。目前氢能产业链上游普遍通过化石燃料制氢+高压气氢拖车形式进行氢气制取与储运，未来将向可再生能源电解水制氢+液氢管运的形式转变；下游氢能目前主要应用在工业领域，包含炼化、合成氨、甲醇生产等，未来将在工业、交通、建筑、储能等多领域进行全方位的应用，特别是在交通领域，氢气高能量密度的特性使其在航空、船运、重卡等领域颇具应用潜力，交通领域的氢气需求有望从2018年的不及1万吨增长至2050年的2.96亿吨；而目前看，氢燃料电池车是技术最成熟、未来最具潜力的下游应用方向，其也将带动中游燃料电池及相关零部件市场规模增幅快速提高。 图5：2018年全球氢气需求量仅为1.15亿吨 图6：2050年零碳经济下全球氢气需求将达到8.13亿吨 从投融资角度看，2020年氢能产业链上游投融资规模为712亿元，其中制氢领域项目投资环节多，设备投资大、投资周期长，是上游投融资规模中占比最高的环节，达95%；中下游燃料电池及汽车领域2020年投融资规模为515.2亿元，较2021年同比增长78.5%，燃料电池汽车、系统、电堆是目前投资重点环节，合计占比达91%，未来短期内系统、电堆、膜电极、双极板、空压机将会是投融资重点环节，而质子交换膜、催化剂、碳纸等环节仍面临较大的资金缺口，短期内发展受阻。 图7：2020年我国氢能上游投融资中制氢占比最高 图8：2020年我国燃料电池及汽车投融资规模达515.2亿元 2、灰氢在未来将被逐渐替代，蓝氢成为过渡解决方案 从制取原理看，制氢方式大体可分为四类，化石能源制氢、工业副产制氢、高温分解制氢、电解水制氢，以及光解水、生物质等技术尚不成熟的其他制氢方式。化石能源、工业副产及高温分解制氢由于在生产氢气的过程中排放大量 CO2 ，由其所制氢气也被定义为灰氢；在制灰氢过程中结合碳捕集、利用及封存技术（CCUS）减少碳排放后所得氢气被称为蓝氢；而通过可再生能源电解水所制氢气被称为绿氢，其制氢过程中几乎没有碳排放。 图9：按制取原理，目前主要有四大类制氢方式 目前化石能源制氢仍是全球包括中国在内的主流制氢方式。全球制氢量最高的工艺路线是天然气制氢，占全球制氢量的48%；煤制氢产量占比约为18%，主要来源于中国的煤制氢（ETC）。中国“富煤缺油少气”的能源禀赋致使煤制氢路线产氢量在国内占比最高，2019年达到63.54%，其次是工业副产氢和天然气制氢，而电解水制氢仅有微量示范应用。 表2：化石能源制氢是目前主流制氢方法 未来电解水制氢将逐步对化石能源和工业副产制氢进行替代。根据中国氢能联盟对未来中国氢气供给结构的预测，中短期来看，中国氢气来源仍以化石能源制氢为主，以工业副产氢作为补充，可再生能源制氢的占比将逐年升高。预计到2050年，约70%左右的氢气由可再生能源电解水制取，其余20%由化石能源制取，10%由生物制氢等其他技术供给。 图10：未来中国氢气供给的主力军将由化石能源制氢逐渐转变为可再生能源电解水制氢 2.1、灰氢是中国目前氢气产能的最主要来源 2.1.1、化石能源制氢是灰氢的中坚力量 （1）煤制氢 煤制氢成本最低、技术最成熟、运用最广泛。其工艺技术一般有两种，即煤气化与煤焦化。以煤气化为例，其工艺流程是将煤炭经高温气化形成合成气，并进行混合气体净化、CO变换分离，之后再经 CO2 分离、氢气提纯尾气处理等工序后得到高纯度氢气。煤制氢优势在于工艺技术成熟、原料成本低、装置规模大，但是其设备结构复杂、配套装置投资成本高、且气体分离成本高、产氢效率低、 CO2 排放高。 图11：煤制氢工艺早已完成商业化运用 （2）天然气制氢 天然气水蒸气重整制氢（SMR）目前为国内外普遍采用的天然气制氢工艺路线，主要工艺流程是将天然气与水蒸气在高温环境下发生反应制成主要由 O2 、CO组成的混合气体，之后再通过水煤气转换反应将置于高温环境下的CO转换为 CO2 和氢气，最后经分离、提纯得到高纯度氢气，相比煤制氢而言，天然气制氢投资成本更低、氢气产率更高，且 CO2 排放量更低。受制于我国“富煤缺油少气”的化石能源禀赋特征，天然气气源供应难以保证，叠加天然气高价带来的成本劣势，目前天然气制氢发展受到约束。但我国存在丰富的非常规天然气资源，从长期看，伴随着非常规天然气开采技术的不断进步，对这部分资源的利用将有助于我国天然气制氢进一步发展。 图12：SMR为当前普遍应用的天然气制氢工艺路线 2.1.2、工业副产氢，最具潜力的灰氢 （1）焦炉煤气副产氢 从中期来看，焦炉煤气（COG）是最可能实现大规模制氢的原料之一。焦炉煤气是焦化行业主要副产品，富含55%左右的氢气和25%左右的甲烷，可用来分离制取氢气。 变压吸附（PSA）法为目前主流的一种焦炉煤气制氢工艺路线，通过对焦炉煤气压缩提升气压、预处理移除焦炉煤气中以焦油为主的高沸点成分、利用吸附剂将不同成分的气体分离和纯化，最后脱氧、干燥、降氧、提氢获取高纯度氢气。目前我国是最大的焦炭产国，2020年焦炭产量4.7亿吨，可制取副产氢约760万吨。 图13：变压吸附法（PSA）是焦炉煤气副产制氢的主要工艺之一 （2）氯碱副产氢 氯碱副产制氢工艺以食盐水为原材料，利用离子膜/石棉隔膜电解槽生产烧碱和氯气，并同时得到副产物氢气，再通过PSA提氢技术将副产物氢气进一步提纯获取纯度达99%以上的高纯度氢气。氯碱副产制氢能耗低、投资少、自动化程度高、且提取氢气纯度高，无环境污染（制取过程不排放 CO2 ）。2020年我国烧碱产量3643万吨，可副产氢气约90万吨。 图14：氯碱副产制氢工艺能耗低、投资少 （3）丙烷脱氢（PDH）副产氢 丙烷脱氢工艺是丙烷在一定范围的压力和温度条件下，通过合适的催化剂作用发生脱氧反应，从中获取丙烯和氢气。Oleflex法是一种典型的PDH工艺路线，经工艺流程后副产氢的收率约为3.6%。截至2020年国内PDH产能约为2000万吨，在3.6%的氢气回收率下PDH副产氢气约为72万吨。 图15：Oleflex法是目前采用率最高的PDH工艺路线 （4）乙烷裂解副产氢 乙烷裂解是生产乙烯的重要工艺路线，通过热解、压缩、冷却和分离得到乙烯和包含氢气在内的其他副产气，氢气回收率在8%左右。 图16：乙烷裂解副产工艺可回收少量氢气 2.1.3、甲醇裂解制氢规模灵活，但仍存缺陷 甲醇裂解制氢工艺利用甲醇和水在一定温度、压力和催化剂的作用下裂解形成氢气、CO2 和少量CO与甲烷的混合气，再经PSA法从混合气中提取纯度可达99.9%以上的氢气。甲醇裂解制氢的优势在于：（1）工艺技术成本低、耗能少；（2）制氢原料甲醇在常压下为稳定的液体，储运便捷；（3）甲醇纯度高，参与反应前无需净化处理。 但原料成本制约了甲醇裂解制氢的大规模应用。 图17：甲醇裂解制氢原料成本较高 2.2、依托CCUS技术的蓝氢是灰氢向绿氢的过渡环节 蓝氢是在灰氢的基础上结合CCUS（碳捕集、利用与封存）技术获取的氢气。蓝氢的制取通过CCUS技术捕获化石