氢能系列研究二：产业链经济性测算与降本展望

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。1）战略地位：氢能的能源属性及战略地位已明确，氢能作为来源广泛、清洁低碳、应用广泛、安全高效的二次能源将助力高耗能/高排放行业的低碳转型。 2）发展现状：2020年我国氢气年产量约3300万吨，占终端能源总量仅2.7%，为全球最大制氢国，产业发展处于初期。3）规划目标：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，到2025年燃料电池车保有量约5万辆，可再生能源制氢量达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，主流氢气纯度大于99.99%，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&价格低：a）煤制氢：当煤炭价格为450元/吨时，煤制氢成本约10元/kg，考虑碳捕集后成本约16元/kg;b）天然气制氢：当天然气成本2.5元 /m ³时，天然气制氢成本约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9~15元/kg,氯碱化工、轻烃利用、合成氨醇等工艺综合成本介于13~22元/kg。 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30元/kg，其中电费成本占比超70%，当可再生能源电价降至0.15元/度时，绿氢16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，成本对距离敏感，短途运输经济性较高。2）气态管道运输：成本主要集中在前期管道建设，天然气管道掺氢研究稳步推进中。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经济性优势，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，全生命周期难以实现与燃油车平价。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、气体扩散层等核心工艺国产化&规模化，燃料电池车成本将快速下行。我们假设2022-2025年燃料电池系统/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，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，技术落地、配套设施建设不及预期 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 氢能源清洁低碳应用场景丰富，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。 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、加氢、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 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。氢能技术链条长、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：中国氢能发展重点任务 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%，产业产值达到12万亿，渗透率前景广阔。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，而使用端仍有15%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非常大的提升空间，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，其后国家和地方先后出台多项引导支持政策。 图4：国家层面氢能政策陆续出台 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。据我们梳理的地方性氢能产业规划统计，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 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，氢气的生产成本和纯度依赖于工艺路线和技术水平。2）储运：生产出来的氢气可以通过气态、液态、固态储运到下游进行应用，目前国内氢气运输以长管拖车高压气态储运为主，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，固态运输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，涉及交通领域、工业及能源领域和建筑领域等，氢燃料电池为当前政策主推的新兴方向。 图5：氢能产业链 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。 此外还有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，但仍然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：制氢工艺类型 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0.1~0.7元/Nm³。经提纯后，煤制氢所得氢气纯度较低为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 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%，亿华通要求其燃料电池必须使用水电解制氢，因为水电解制取的氢气不含硫成分。 表3：氢气应用标准 双碳背景下，制氢将逐步由目前灰氢和蓝氢为主转向绿氢为主。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，推动碳达峰和碳中和的实现。 表4：主要制氢路径及其优缺点 2.2.化石能源制氢技术成熟，性价比高 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，煤炭价格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 ³/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45