公用事业行业-氢能产业系列报告(三)：深度解析制氢成本，探寻氢能时代的投资机会

世界加速制定氢能战略，可再生能源制氢迎发展机遇。氢能作为能源低碳化的重要组成部分，是清洁能源转型之路上必不可少的一环，已获得世界各国的重视，可再生能源制氢成为世界各国的发展方向。进入2022年，我国在已经大力扶持氢能产业发展的情况下进一步大力支持氢能产业发展。2022年3月，多部门联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确提出支持氢能全产业链发展。各地均在将氢能发展写入十四五发展规划后继续大力布局氢能产业发展相关规划。预计2050年我国氢能产值将达1.2万亿元，低碳环保的可再生能源制氢占比将超过70%。 以煤为主的制氢方式短期难以改变。受资源禀赋、成本等约束，煤炭制氢在未来一段时期内仍是我国氢气的主要来源。然而煤制氢技术的碳足迹远高于工业副产氢和天然气制氢，面临碳成本和环保审批双重压力。CCUS技术可帮助煤气化制氢减排80%，在电力脱碳仍需要较长时间的背景下，结合CCUS技术的煤制氢在成本和减碳上仍具有一定的优势，有望成为中短期的制氢主流方式。 工业副产氢有望迎来快速发展。短期内，我国工业副产气的制氢规模可进一步提高。工业副产氢额外投入少，成本低，能够成为氢气供应的有效补充，同时在工业副产氢在碳排放量方面相对于现阶段电解水和化石能源制氢也具有相对优势。 我们预计在缺氢区域发展工业副产氢将会具备相当高的经济性。 可再生能源制氢成本渐有优势，电解槽市场空间巨大。现阶段碱性电解水制氢和PEM电解水制氢都面临制氢成本较大的问题。但未来，随着电价降低、电解槽成本降低、电解槽工作时间延长等因素叠加，电解水制氢成本将大幅度降低。我们预计2035年、2050年，碱性电解水制氢成本分别达15.01元/kg、10.47元/kg，PEM电解水制氢成本分别达16.21元/kg、9.77元/kg。可再生能源制氢将具备经济性 ， 装机量将迎来爆发式增长 ， 预计电解槽系统装机量2050年将达到500GW，市场规模突破7000亿元。 投资建议：全球氢能建设高潮来临，可再生能源制氢迎来广阔的发展机遇。中短期工业副产氢将迎来业绩放量机会，中长期可再生能源制氢产业大规模发展，看好前期布局的相关设备商及运营商。建议关注：煤化工行业领军企业，立志打造全球最大绿氢公司的【宝丰能源】；国家电投控股，积极布局CCUS技术的【远达环保】；布局碱性电解槽赛道，5年内形成5-10GW电解水制氢设备产能的【隆基绿能】；冷链压缩机龙头，布局CCUS及氢能的【冰轮环境】；PDH龙头，携手中核集团打造零碳产业园的【东华能源】；拥有铂族金属资源的【贵研铂业】； 打造制氢、储氢、运氢及氢能应用全产业链的【鸿达兴业】。 风险提示：政策推进不及预期、国产替代不及预期、氢能应用终端市场发展不及预期。 1.发展氢能成全球共识，可再生能源制氢任重道远 1.1.氢能——未来能源变革的关键组成 氢能作为洁净能源利用是未来能源变革的重要组成部分。随着工业化进程的加速，能源需求日益增长，由化石燃料为主体的能源结构带来 CO2 排放总量的快速上升。全球各国面临资源枯竭，环境污染等问题，因此，“清洁、低碳、安全、高效”的能源变革是大势所趋。然而传统的可再生能源（如风能、太阳能、水电等）存在随机性大、波动性强等缺点，导致了弃水、弃风，弃光现象；而氢作为清洁的二次能源载体，可以高效转化为电能和热能。利用可再生能源制氢，不仅可以解决一部分“弃风弃光”问题，还可为燃料电池提供氢源，为工业领域提供绿色燃料，或将实现由化石能源到可再生能源的过渡，可以说氢能或是未来能源革命的颠覆性方向。 图1：化石能源仍是我国能源供应主导（“十三五”末我国能源结构） 氢气需求量大，应用领域广泛。根据中国氢能联盟预测，在2060年碳中和目标下，到2030年，我国氢气的年需求量将达到3715万吨，在终端能源消费中占比约为5%。到2060年，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中的占比约为20%，可再生能源制氢产量约为1亿吨。氢能既可以用作燃料电池发电，应用于汽车、火车、船舶和航空等领域，也可以单独作为燃料气体或化工原料进入生产，同时还可以在天然气管道中掺氢燃烧，应用于建筑供暖等。其中，2060年用氢需求中，工业领域用氢依旧占全国氢能源应用领域的主导地位，约为7794万吨，占氢总需求量60％；交通运输领域用氢约为4051万吨，占总需求的31％；建筑领域和电力领域用氢相对较少，总占比约为9％。 图2：2020-2060年中国氢气需求量预测（单位：万吨） 图3：2060年中国氢气需求结构 图4：氢气具体应用场景概览 1.2.世界各国积极制定氢能战略，可再生能源制氢成发展重要方向 世界主要国家积极发展氢能推动技术进步、实现深度脱碳。国际氢能委员报告显示，自2022年2月以来，全球范围内启动了131个大型氢能开发项目。预计到2030年，全球氢能领域投资总额将达到5000亿美元。世界能源理事会预计，到2050年氢能在全球终端能源消费量中的占比可高达25%。从全球范围看，日本、韩国、德国、美国等超过20个国家和地区都已制定国家氢能发展战略，积极培育氢能及燃料电池技术攻关和产业发展。根据万燕鸣等发表的《全球主要国家氢能发展战略分析》对主要国家氢能政策的梳理：日本于2021年发布《第六次能源基本计划》，将氢作为实现能源安全、应对气候变化和2050碳中和目标的主要动力，计划将氢能打造为具有国际竞争力的新兴产业；德国发展氢能的最初目的是深度脱碳，受俄乌冲突影响，或将加快氢能战略部署；美国颁布《基础设施投资和就业法案》等一系列政策，美国政府将投入95亿美元用于加快区域氢能中心建设以及氢能全产业链示范及研发，持续推动氢能技术进步。根据LBST预计，至2025年制定氢能战略的国家所代表的GDP之和将超过全球总量的80%。 表1：各国当前氢能战略主要目标 可再生能源制氢成为世界各国的发展方向。根据万燕鸣等发表的《全球主要国家氢能发展战略分析》，各国均将洁净氢能视作清洁能源转型与碳中和的重要路径，主要有两条技术路线：化石燃料制氢耦合CCS/CCUS技术和可再生能源电解水制氢技术。各国在实现制氢减排的具体路径上存在差异：到2030年左右，以实现深度脱碳为主要驱动力的欧洲国家普遍确立可再生能源制氢的优势地位； 而以实现能源安全为主要驱动力的日本，国内居民端氢能应用体系仍将基于现有化石能源基础设施部署，韩国也计划逐步由天然气制氢过渡为可再生能源制氢； 而美国和澳大利亚，根据本国技术能力和氢能战略目标的不同，分别采取技术中立与可再生氢优先的战略。到2050年左右，几乎所有国家都将可再生能源制氢作为主导的制氢方式，欧洲甚至将可再生能源制氢作为唯一的氢源选择。 图5：主要国家/地区氢源过渡情况 1.3.中国可再生能源制氢技术处于大规模应用推广阶段 可再生能源制氢成我国制氢主要发展方向。《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》将清洁低碳作为氢能发展的基本原则，提出构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，将发展重点放在可再生能源制氢，并提出严格控制化石能源制氢。可再生能源制氢结合氢燃料电池，可以调节电网负荷和储能，能够大幅提高可再生能源发电并网比例，减少弃水、弃风、弃光。 国内的可再生能源制氢项目正如火如荼地建设中。据《2022中国电解水制氢产业蓝皮书》，中国已有超过百个在建和规划中的电解水制氢项目，涵盖了石油、化工、钢铁和交通等多个领域。在2020年之前，大型电解水制氢设备在大工业领域几乎没有涉及；2020年以后，双碳目标的提出极大推动了电解水制氢项日在工业领域的应用。近两年以来，中国能建、国家电网、三峡集团、北京能源、深圳能源等央企、国企纷纷布局绿氢项目。中国能建投资建设的兰州新区建设的氢能产业园项目（一期）已开工，投资额达30亿元，未来可具备年产2万吨制氢能力和10万标方储氢能力；北京能源在锡林郭勒盟多伦县投建的风光储氢制绿氨项目，建成后预计每日可利用电解水制氢300吨。 图7：宁夏宝丰能源集团太阳能电解制氢储能研究与示范项目10×1000Nm3/h电解水制氢工程项目 图6：兰州新区氢能产业园项目签约仪式 2.我国氢源短期仍以化石燃料制氢及工业副产氢为主 2.1.氢气的分类 目前根据制取方式和碳排放量的不同将氢能按颜色主要分为灰氢、蓝氢和绿氢三种。氢能的制备主要路线主要有三条：（1）以化石燃料（包括煤炭、天然气等）为原料制氢以及工业副产制氢，这类制备方式是目前技术最成熟的制氢路线，但存在制取过程中会产生碳排放的问题，因此制取的氢气被称为“灰氢”；（2）另外的一种常见的制取方法为在灰氢制取的过程中辅以碳捕捉技术所得到的“蓝氢”，这种制氢方法可有效减少制氢过程中的碳排放，但仍无法完全解决碳排放问题；（3）最后一种制氢的常见路线是采用电解水制备得到的“绿氢”，以这种方法制氢不会产生任何碳排放，但目前绿氢制取的技术不如化石燃料制氢成熟，绿氢成本较高。 图8：氢气分类 绿氢占比低，化石能源制氢为当前主流。截至2021年12月，中国已是世界上最大的制氢国，初步评估现有工业制氢产能为2500万吨/年，主要来源于化石能源制氢（煤制氢、天然气制氢）；其中，煤制氢占我国氢能产量的62%，天然气制氢占比19%，而电解水制氢受制于技术和高成本，占比仅1%。从全球2020年的制氢结构来看，化石能源也是最主要的制氢方式，其中天然气制氢占比59%，煤制氢占比19%。 图9：2020年中国制氢结构 图10：2020全球制氢结构 未来我国可再生能源制氢占比将大幅度提高。从我国制氢结构来看，化石燃料重整配合CCUS技术可作为我国制氢结构转型的重要过渡，工业副产制氢可作为就近供氢的补充来源，电解水制氢将成为我国未来制氢的主要手段。根据中国氢能联盟预测，可再生能源电解水制氢占比将在2050年提升至70%。 图11：2020-2050年我国制氢结构及预测分析 2.2.化石燃料制氢：短期仍将为氢气最主要来源 2.2.1.短期内煤制氢仍会是我国制氢主流技术 受资源禀赋、成本等约束，煤炭制氢在未来一段时期内仍是我国氢气的主要来源。受“富煤贫油少气”的国情制约，国内氢气制取结构与全球存在很大不同。 2020年，我国天然气产量为13810万吨，进口量达到10166万吨，国内因缺乏天然气资源，大部分都依赖进口，因此天然气制氢份额并不高。而我国的煤炭资源相当丰富，煤化工产业发展较为成熟，煤制氢的产量较大且分布较广。 根据曹军文等发表的《中国制氢技术的发展现状》，以煤为原料制氢气的方法主要有两种： 一是煤气化制氢。煤气化是指在高温常压或高温高压下，煤与水蒸气或氧气（空气）反应转化为以氢气和CO为主的合成气，再将CO经水气变换反应得到氢气和 CO2 的过程。煤气化制氢工艺成熟，目前已实现大规模工业化。传统煤制氢采用固定床、流化床、气流床等工艺，碳排放较高。 二是煤超临界水气化制氢。超临界水气化过程是在水的临界点以上（温度大于647K，压力大于22MPa）进行煤的气化，主要包括造气、水气变换、甲烷化三个变换过程。可以有效、清洁地将煤转换为 H2 和纯二氧化碳。煤的超临界水气化是新型煤制气工艺。2022年8月南控集团属下景隆公司与新锦盛源公司签约开展煤炭超临界水气化制氢项目合作。 表2：煤气化制氢与超临界水煤气化制氢比较 煤制氢产能适应性强。根据《中国氢能产业发展报告2020》，煤制氢产能可以根据氢气消耗量的不同，通过设置氢气提纯规模以此灵活调整产能，在燃料电池汽车产业发展初期对制氢企业的运营影响较小。例如一台投煤量2000吨/天的煤气化炉，只需把其2%~3%的负荷用作提纯制氢，就可提供1560~2340kg/天的氢气，按照车辆氢耗0.07kg/km、日均行驶200km计算，可满足111~167辆氢燃料电池公交车的用氢需求。 图12：煤制氢的产能适应性特点 从成本来看，煤气化制氢具有明显优势。根据清华大学张家港氢能与先进锂电技术联合研究中心测算，从全生命周期的角度看，在不考虑碳价的情况下