2022年氫能源行業(yè)專(zhuān)題研究

2022年氫能源行業(yè)專(zhuān)題研究1.發(fā)展氫能成全球共識(shí)，可再生能源制氫任重道遠(yuǎn)1.1.氫能——未來(lái)能源變革的關(guān)鍵組成氫能作為潔凈能源利用是未來(lái)能源變革的重要組成部分。隨著工業(yè)化進(jìn)程的加速，能源需求日益增長(zhǎng)，由化石燃料為主體的能源結(jié)構(gòu)帶來(lái)CO2排放總量的快速上升。全球各國(guó)面臨資源枯竭，環(huán)境污染等問(wèn)題，因此，“清潔、低碳、安全、高效”的能源變革是大勢(shì)所趨。然而傳統(tǒng)的可再生能源（如風(fēng)能、太陽(yáng)能、水電等）存在隨機(jī)性大、波動(dòng)性強(qiáng)等缺點(diǎn)，導(dǎo)致了棄水、棄風(fēng)，棄光現(xiàn)象；而氫作為清潔的二次能源載體，可以高效轉(zhuǎn)化為電能和熱能。利用可再生能源制氫，不僅可以解決一部分“棄風(fēng)棄光”問(wèn)題，還可為燃料電池提供氫源，為工業(yè)領(lǐng)域提供綠色燃料，或?qū)?shí)現(xiàn)由化石能源到可再生能源的過(guò)渡，可以說(shuō)氫能或是未來(lái)能源革命的顛覆性方向。氫氣需求量大，應(yīng)用領(lǐng)域廣泛。根據(jù)中國(guó)氫能聯(lián)盟預(yù)測(cè)，在2060年碳中和目標(biāo)下，到2030年，我國(guó)氫氣的年需求量將達(dá)到3715萬(wàn)噸，在終端能源消費(fèi)中占比約為5%。到2060年，我國(guó)氫氣的年需求量將增至1.3億噸左右，在終端能源消費(fèi)中的占比約為20%，可再生能源制氫產(chǎn)量約為1億噸。氫能既可以用作燃料電池發(fā)電，應(yīng)用于汽車(chē)、火車(chē)、船舶和航空等領(lǐng)域，也可以單獨(dú)作為燃料氣體或化工原料進(jìn)入生產(chǎn)，同時(shí)還可以在天然氣管道中摻氫燃燒，應(yīng)用于建筑供暖等。其中，2060年用氫需求中，工業(yè)領(lǐng)域用氫依舊占全國(guó)氫能源應(yīng)用領(lǐng)域的主導(dǎo)地位，約為7794萬(wàn)噸，占?xì)淇傂枨罅?0％；交通運(yùn)輸領(lǐng)域用氫約為4051萬(wàn)噸，占總需求的31％；建筑領(lǐng)域和電力領(lǐng)域用氫相對(duì)較少，總占比約為9％。1.2.世界各國(guó)積極制定氫能戰(zhàn)略，可再生能源制氫成發(fā)展重要方向世界主要國(guó)家積極發(fā)展氫能推動(dòng)技術(shù)進(jìn)步、實(shí)現(xiàn)深度脫碳。國(guó)際氫能委員報(bào)告顯示，自2022年2月以來(lái)，全球范圍內(nèi)啟動(dòng)了131個(gè)大型氫能開(kāi)發(fā)項(xiàng)目。預(yù)計(jì)到2030年，全球氫能領(lǐng)域投資總額將達(dá)到5000億美元。世界能源理事會(huì)預(yù)計(jì)，到2050年氫能在全球終端能源消費(fèi)量中的占比可高達(dá)25%。從全球范圍看，日本、韓國(guó)、德國(guó)、美國(guó)等超過(guò)20個(gè)國(guó)家和地區(qū)都已制定國(guó)家氫能發(fā)展戰(zhàn)略，積極培育氫能及燃料電池技術(shù)攻關(guān)和產(chǎn)業(yè)發(fā)展。根據(jù)萬(wàn)燕鳴等發(fā)表的《全球主要國(guó)家氫能發(fā)展戰(zhàn)略分析》對(duì)主要國(guó)家氫能政策的梳理：日本于2021年發(fā)布《第六次能源基本計(jì)劃》，將氫作為實(shí)現(xiàn)能源安全、應(yīng)對(duì)氣候變化和2050碳中和目標(biāo)的主要?jiǎng)恿Γ?jì)劃將氫能打造為具有國(guó)際競(jìng)爭(zhēng)力的新興產(chǎn)業(yè)；德國(guó)發(fā)展氫能的最初目的是深度脫碳，受俄烏沖突影響，或?qū)⒓涌鞖淠軕?zhàn)略部署；美國(guó)頒布《基礎(chǔ)設(shè)施投資和就業(yè)法案》等一系列政策，美國(guó)政府將投入95億美元用于加快區(qū)域氫能中心建設(shè)以及氫能全產(chǎn)業(yè)鏈?zhǔn)痉都把邪l(fā)，持續(xù)推動(dòng)氫能技術(shù)進(jìn)步。根據(jù)LBST預(yù)計(jì)，至2025年制定氫能戰(zhàn)略的國(guó)家所代表的GDP之和將超過(guò)全球總量的80%?？稍偕茉粗茪涑蔀槭澜绺鲊?guó)的發(fā)展方向。根據(jù)萬(wàn)燕鳴等發(fā)表的《全球主要國(guó)家氫能發(fā)展戰(zhàn)略分析》，各國(guó)均將潔凈氫能視作清潔能源轉(zhuǎn)型與碳中和的重要路徑，主要有兩條技術(shù)路線(xiàn)：化石燃料制氫耦合CCS/CCUS技術(shù)和可再生能源電解水制氫技術(shù)。各國(guó)在實(shí)現(xiàn)制氫減排的具體路徑上存在差異：到2030年左右，以實(shí)現(xiàn)深度脫碳為主要驅(qū)動(dòng)力的歐洲國(guó)家普遍確立可再生能源制氫的優(yōu)勢(shì)地位；而以實(shí)現(xiàn)能源安全為主要驅(qū)動(dòng)力的日本，國(guó)內(nèi)居民端氫能應(yīng)用體系仍將基于現(xiàn)有化石能源基礎(chǔ)設(shè)施部署，韓國(guó)也計(jì)劃逐步由天然氣制氫過(guò)渡為可再生能源制氫；而美國(guó)和澳大利亞，根據(jù)本國(guó)技術(shù)能力和氫能戰(zhàn)略目標(biāo)的不同，分別采取技術(shù)中立與可再生氫優(yōu)先的戰(zhàn)略。到2050年左右，幾乎所有國(guó)家都將可再生能源制氫作為主導(dǎo)的制氫方式，歐洲甚至將可再生能源制氫作為唯一的氫源選擇。1.3.中國(guó)可再生能源制氫技術(shù)處于大規(guī)模應(yīng)用推廣階段可再生能源制氫成我國(guó)制氫主要發(fā)展方向。《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長(zhǎng)期規(guī)劃（2021-2035年）》將清潔低碳作為氫能發(fā)展的基本原則，提出構(gòu)建清潔化、低碳化、低成本的多元制氫體系，將發(fā)展重點(diǎn)放在可再生能源制氫，并提出嚴(yán)格控制化石能源制氫?？稍偕茉粗茪浣Y(jié)合氫燃料電池，可以調(diào)節(jié)電網(wǎng)負(fù)荷和儲(chǔ)能，能夠大幅提高可再生能源發(fā)電并網(wǎng)比例，減少棄水、棄風(fēng)、棄光。國(guó)內(nèi)的可再生能源制氫項(xiàng)目正如火如荼地建設(shè)中。據(jù)《2022中國(guó)電解水制氫產(chǎn)業(yè)藍(lán)皮書(shū)》，中國(guó)已有超過(guò)百個(gè)在建和規(guī)劃中的電解水制氫項(xiàng)目，涵蓋了石油、化工、鋼鐵和交通等多個(gè)領(lǐng)域。在2020年之前，大型電解水制氫設(shè)備在大工業(yè)領(lǐng)域幾乎沒(méi)有涉及；2020年以后，雙碳目標(biāo)的提出極大推動(dòng)了電解水制氫項(xiàng)日在工業(yè)領(lǐng)域的應(yīng)用。近兩年以來(lái)，中國(guó)能建、國(guó)家電網(wǎng)、三峽集團(tuán)、北京能源、深圳能源等央企、國(guó)企紛紛布局綠氫項(xiàng)目。中國(guó)能建投資建設(shè)的蘭州新區(qū)建設(shè)的氫能產(chǎn)業(yè)園項(xiàng)目（一期）已開(kāi)工，投資額達(dá)30億元，未來(lái)可具備年產(chǎn)2萬(wàn)噸制氫能力和10萬(wàn)標(biāo)方儲(chǔ)氫能力；北京能源在錫林郭勒盟多倫縣投建的風(fēng)光儲(chǔ)氫制綠氨項(xiàng)目，建成后預(yù)計(jì)每日可利用電解水制氫300噸。2.我國(guó)氫源短期仍以化石燃料制氫及工業(yè)副產(chǎn)氫為主2.1.氫氣的分類(lèi)目前根據(jù)制取方式和碳排放量的不同將氫能按顏色主要分為灰氫、藍(lán)氫和綠氫三種。氫能的制備主要路線(xiàn)主要有三條：（1）以化石燃料（包括煤炭、天然氣等）為原料制氫以及工業(yè)副產(chǎn)制氫，這類(lèi)制備方式是目前技術(shù)最成熟的制氫路線(xiàn)，但存在制取過(guò)程中會(huì)產(chǎn)生碳排放的問(wèn)題，因此制取的氫氣被稱(chēng)為“灰氫”；（2）另外的一種常見(jiàn)的制取方法為在灰氫制取的過(guò)程中輔以碳捕捉技術(shù)所得到的“藍(lán)氫”，這種制氫方法可有效減少制氫過(guò)程中的碳排放，但仍無(wú)法完全解決碳排放問(wèn)題；（3）最后一種制氫的常見(jiàn)路線(xiàn)是采用電解水制備得到的“綠氫”，以這種方法制氫不會(huì)產(chǎn)生任何碳排放，但目前綠氫制取的技術(shù)不如化石燃料制氫成熟，綠氫成本較高。綠氫占比低，化石能源制氫為當(dāng)前主流。截至2021年12月，中國(guó)已是世界上最大的制氫國(guó)，初步評(píng)估現(xiàn)有工業(yè)制氫產(chǎn)能為2500萬(wàn)噸/年，主要來(lái)源于化石能源制氫（煤制氫、天然氣制氫）；其中，煤制氫占我國(guó)氫能產(chǎn)量的62%，天然氣制氫占比19%，而電解水制氫受制于技術(shù)和高成本，占比僅1%。從全球2020年的制氫結(jié)構(gòu)來(lái)看，化石能源也是最主要的制氫方式，其中天然氣制氫占比59%，煤制氫占比19%。未來(lái)我國(guó)可再生能源制氫占比將大幅度提高。從我國(guó)制氫結(jié)構(gòu)來(lái)看，化石燃料重整配合CCUS技術(shù)可作為我國(guó)制氫結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的重要過(guò)渡，工業(yè)副產(chǎn)制氫可作為就近供氫的補(bǔ)充來(lái)源，電解水制氫將成為我國(guó)未來(lái)制氫的主要手段。根據(jù)中國(guó)氫能聯(lián)盟預(yù)測(cè)，可再生能源電解水制氫占比將在2050年提升至70%。2.2.化石燃料制氫：短期仍將為氫氣最主要來(lái)源2.2.1.短期內(nèi)煤制氫仍會(huì)是我國(guó)制氫主流技術(shù)受資源稟賦、成本等約束，煤炭制氫在未來(lái)一段時(shí)期內(nèi)仍是我國(guó)氫氣的主要來(lái)源。受“富煤貧油少氣”的國(guó)情制約，國(guó)內(nèi)氫氣制取結(jié)構(gòu)與全球存在很大不同。2020年，我國(guó)天然氣產(chǎn)量為13810萬(wàn)噸，進(jìn)口量達(dá)到10166萬(wàn)噸，國(guó)內(nèi)因缺乏天然氣資源，大部分都依賴(lài)進(jìn)口，因此天然氣制氫份額并不高。而我國(guó)的煤炭資源相當(dāng)豐富，煤化工產(chǎn)業(yè)發(fā)展較為成熟，煤制氫的產(chǎn)量較大且分布較廣。根據(jù)曹軍文等發(fā)表的《中國(guó)制氫技術(shù)的發(fā)展現(xiàn)狀》，以煤為原料制氫氣的方法主要有兩種：一是煤氣化制氫。煤氣化是指在高溫常壓或高溫高壓下，煤與水蒸氣或氧氣（空氣）反應(yīng)轉(zhuǎn)化為以氫氣和CO為主的合成氣，再將CO經(jīng)水氣變換反應(yīng)得到氫氣和CO2的過(guò)程。煤氣化制氫工藝成熟，目前已實(shí)現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)化。傳統(tǒng)煤制氫采用固定床、流化床、氣流床等工藝，碳排放較高。二是煤超臨界水氣化制氫。超臨界水氣化過(guò)程是在水的臨界點(diǎn)以上（溫度大于647K，壓力大于22MPa）進(jìn)行煤的氣化，主要包括造氣、水氣變換、甲烷化三個(gè)變換過(guò)程?？梢杂行?、清潔地將煤轉(zhuǎn)換為H2和純二氧化碳。煤的超臨界水氣化是新型煤制氣工藝。2022年8月南控集團(tuán)屬下景隆公司與新錦盛源公司簽約開(kāi)展煤炭超臨界水氣化制氫項(xiàng)目合作。煤制氫產(chǎn)能適應(yīng)性強(qiáng)。根據(jù)《中國(guó)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報(bào)告2020》，煤制氫產(chǎn)能可以根據(jù)氫氣消耗量的不同，通過(guò)設(shè)置氫氣提純規(guī)模以此靈活調(diào)整產(chǎn)能，在燃料電池汽車(chē)產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期對(duì)制氫企業(yè)的運(yùn)營(yíng)影響較小。例如一臺(tái)投煤量2000噸/天的煤氣化爐，只需把其2%~3%的負(fù)荷用作提純制氫，就可提供1560~2340kg/天的氫氣，按照車(chē)輛氫耗0.07kg/km、日均行駛200km計(jì)算，可滿(mǎn)足111~167輛氫燃料電池公交車(chē)的用氫需求。從成本來(lái)看，煤氣化制氫具有明顯優(yōu)勢(shì)。根據(jù)清華大學(xué)張家港氫能與先進(jìn)鋰電技術(shù)聯(lián)合研究中心測(cè)算，從全生命周期的角度看，在不考慮碳價(jià)的情況下，當(dāng)前煤氣化制氫的成本最低，在無(wú)CCS（碳捕捉和儲(chǔ)存）技術(shù)的情況下每公斤氫氣制取成本為11元，在結(jié)合CCS技術(shù)的情形下每公斤氫氣制取成本為20元；而PEM（質(zhì)子交換膜水電解）、AWE（堿性水電解）等技術(shù)制氫成本相對(duì)較高。煤氣化制氫價(jià)格受煤價(jià)波動(dòng)。原料成本是煤制氫成本的重要一環(huán)，在煤價(jià)在200~1000元/噸的范圍內(nèi)，制氫成本在6.77至12.14元/kg之間。煤氣化制氫碳排放強(qiáng)度高，面臨碳成本壓力和環(huán)保約束。煤制氫技術(shù)的碳足跡遠(yuǎn)高于天然氣制氫、電解水制氫等其他主要制氫技術(shù)。中國(guó)標(biāo)準(zhǔn)化研究院資環(huán)分院分析了從制氫原料獲取、運(yùn)輸?shù)綒錃馍a(chǎn)全過(guò)程中的溫室氣體排放情況，其中煤氣化制氫每生產(chǎn)一公斤H2的碳排放水平為19.94kgCO2~29.01kgCO2，相當(dāng)于天然氣重整制氫碳排放水平的兩倍（10.86kgCO2~12.49kgCO2）。在全球開(kāi)啟碳市場(chǎng)的背景下，煤氣化制氫成本優(yōu)勢(shì)恐難持續(xù)，據(jù)IEA預(yù)計(jì)，在考慮碳價(jià)的情況下，煤制氫的成本優(yōu)勢(shì)將逐漸消失，到2030年、2050年不結(jié)合CCUS技術(shù)的煤制氫將成為成本最昂貴的制氫方式。2.2.2.結(jié)合CCUS技術(shù)的煤制氫仍具有一定發(fā)展優(yōu)勢(shì)CCS/CCUS技術(shù)是實(shí)現(xiàn)低碳煤制氫的重要手段。其中CCS技術(shù)從空氣中捕集CO2并以防止其重新進(jìn)入大氣的方式進(jìn)行封存的過(guò)程。但CCS技術(shù)的技術(shù)體系還不完善且工程規(guī)模比較龐大，需要高額的投資成本和運(yùn)營(yíng)成本并產(chǎn)生額外能耗，因此結(jié)合我國(guó)國(guó)情，示范項(xiàng)目在CCS原有環(huán)節(jié)的基礎(chǔ)上增加了CO2利用的環(huán)節(jié)，即CCUS技術(shù)（碳捕集和封存利用）。結(jié)合CCS/CCUS技術(shù)，煤炭制氫碳足跡顯著下降。根據(jù)北京理工大學(xué)能源與環(huán)境政策研究中心測(cè)算，未結(jié)合CCS技術(shù)的煤炭制氫碳足跡高達(dá)22.65kgCO2e/kgH2，結(jié)合CCS技術(shù)后，煤炭制氫的生命周期碳足跡顯著下降，為10.59kgCO2e/kgH2，降幅達(dá)53.3%。張賢等人從全流程評(píng)估煤制氫和煤制氫CCUS技術(shù)改造的碳足跡；結(jié)果表明，采用CCUS技術(shù)捕集制氫環(huán)節(jié)90%的CO2排放后，煤制氫CCUS技術(shù)改造的全流程碳足跡從22.02kgCO2e/kgH2降至4.27kgCO2e/kgH2，降幅達(dá)80.61%。在現(xiàn)有技術(shù)條件下，安裝CCUS相關(guān)裝置將產(chǎn)生較大的額外成本。煤制氫與CCUS技術(shù)耦合當(dāng)前還是一項(xiàng)新興技術(shù)，缺乏產(chǎn)業(yè)規(guī)劃支持，尚處技術(shù)驗(yàn)證階段。根據(jù)IEA針對(duì)我國(guó)煤制氫的評(píng)估結(jié)果顯示：在煤制氫生產(chǎn)中加入CCUS技術(shù)預(yù)計(jì)將導(dǎo)致項(xiàng)目資本支出和燃料成本增加5%，運(yùn)營(yíng)成本增加130%。根據(jù)張賢等《中國(guó)煤制氫CCUS技術(shù)改造的碳足跡評(píng)估》，CCUS技術(shù)的最重要貢獻(xiàn)在于減少碳排放，但我國(guó)目前碳市場(chǎng)建設(shè)仍不完善，相關(guān)企業(yè)在投資大量費(fèi)用在CCUS項(xiàng)目后卻無(wú)法實(shí)現(xiàn)減排收益，嚴(yán)重影響企業(yè)開(kāi)展CCUS示范項(xiàng)目的積極性。在沒(méi)有CCUS輔助的前提下，煤氣化制氫項(xiàng)目將面臨較大環(huán)保審批壓力。CCUS技術(shù)降本在即，有望大規(guī)模應(yīng)用于煤制氫領(lǐng)域。盡管配備CCUS技術(shù)會(huì)提高煤制氫成本，但中期內(nèi)配備CCUS技術(shù)的煤制氫仍可能是清潔氫氣生產(chǎn)中最經(jīng)濟(jì)的選擇,其原因在于中國(guó)的煤炭產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)設(shè)施完備且其余制氫方式降本仍需較長(zhǎng)時(shí)間。CCUS技術(shù)的進(jìn)步將進(jìn)一步降低成本，使得煤制氫+脫碳綜合工藝所制得的氫能成本得到一定程度下降。根據(jù)米劍鋒等《中國(guó)CCUS技術(shù)發(fā)展趨勢(shì)分析》中對(duì)CCUS技術(shù)的發(fā)展趨勢(shì)和目標(biāo)的預(yù)測(cè)，2025年CO2捕集成本為0.15-0.4元/kg，2035年CO2捕集成本下降到0.12-0.28元/kg。按照煤制氫每產(chǎn)生1kgH2伴生約19kgCO2計(jì)算，2025年結(jié)合CCUS技術(shù)的氫氣制取成本將增加2.85-7.6元/kg，在2035年，成本將增加2.28-5.32元/kg。因此，未來(lái)疊加CCUS技術(shù)的煤制氫成本或?qū)⒊掷m(xù)下降，綜合成本在2025/2030年分別達(dá)到約16.3元/kg和14.8元/kg（取2025、2030年CCUS氫氣制取成本平均值）。2.2.3.天然氣制氫：在局部地區(qū)具備經(jīng)濟(jì)性在“自主可控”的原則下，天然氣制氫不會(huì)成為我國(guó)主流制氫方式。天然氣制氫是目前全球氫氣的主要來(lái)源，已成為歐美、中東等天然氣資源豐富地區(qū)的主流制氫工藝。然而，我國(guó)國(guó)內(nèi)目前天然氣約40%依賴(lài)進(jìn)口，這導(dǎo)致了兩大問(wèn)題：（1）我國(guó)天然氣資源較貧瘠，進(jìn)口依存度高，在國(guó)際局勢(shì)復(fù)雜多變的背景下，天然氣制氫缺乏原料保障和政策支持；（2）天然氣制氫不具備經(jīng)濟(jì)性，根據(jù)天然氣價(jià)格的變化，天然氣制氫成本在7.5元/kg至24.3元/kg之間，我國(guó)大部分地區(qū)的天然氣制氫成本將高于煤制氫+CCUS的成本，且煤制氫+CCUS的碳排放只有天然氣制氫的36.6%。天然氣資源豐富區(qū)域發(fā)展天然氣制氫具備優(yōu)勢(shì)。我國(guó)天然氣資源分布極不平衡，主要分布于四川、陜西、新疆和內(nèi)蒙古。由于各地天然氣供需情況差異性較大，導(dǎo)致各省份天然氣基準(zhǔn)門(mén)站價(jià)存在較大價(jià)格區(qū)間，其中上海、廣東的天然氣基準(zhǔn)門(mén)站價(jià)最高，達(dá)2040元/Km3；青海、新疆天然氣基準(zhǔn)門(mén)站價(jià)最低，分別為1150元/Km3、1030元/Km3。根據(jù)天然氣制氫成本變化趨勢(shì)可知，當(dāng)天然氣價(jià)格在1元/Nm3時(shí)，天然氣制氫的成本為7.5元/kg，參考圖22可知我國(guó)部分區(qū)域天然氣制氫的經(jīng)濟(jì)性可比煤氣化制氫；考慮到天然氣制氫更低的碳排放（同不加CCUS的煤氣化制氫相比）和技術(shù)儲(chǔ)備需求，且天然氣制氫也可以疊加CCUS技術(shù)以取得更低的碳排放。綜上，天然氣制氫有望短期內(nèi)在天然氣資源豐富、價(jià)格低廉的地區(qū)快速發(fā)展。2.3.工業(yè)副產(chǎn)氫：短期氫源的有效補(bǔ)充短期內(nèi)，我國(guó)工業(yè)副產(chǎn)氣的制氫規(guī)?？蛇M(jìn)一步提高。工業(yè)副產(chǎn)氫是指在生產(chǎn)化工產(chǎn)品的同時(shí)得到的氫氣，主要有焦?fàn)t煤氣、氯堿化工、輕烴利用（丙烷脫氫、乙烷裂解）、合成氨合成甲醇等工業(yè)的副產(chǎn)氫。我國(guó)工業(yè)副產(chǎn)氫大多數(shù)已有下游應(yīng)用，也存在部分放空。我們認(rèn)為，中短期看工業(yè)副產(chǎn)氫額外投入少，成本低，能夠成為氫氣供應(yīng)的有效補(bǔ)充。但長(zhǎng)遠(yuǎn)來(lái)看，受生產(chǎn)工業(yè)副產(chǎn)氣的產(chǎn)業(yè)規(guī)模限制，工業(yè)副產(chǎn)氫未來(lái)產(chǎn)量提高有限，無(wú)法成為氫氣供應(yīng)的主流路線(xiàn)。根據(jù)苗軍等《氫能的生產(chǎn)工藝及經(jīng)濟(jì)性分析》，工業(yè)副產(chǎn)氫的主要來(lái)源有氯堿副產(chǎn)氫、焦?fàn)t煤氣制氫、輕烴裂解制氫和合成氨和合成甲醇副產(chǎn)氣等：氯堿副產(chǎn)制氫：氯堿工業(yè)生產(chǎn)以食鹽水為原料，利用隔膜法或離子交換膜法等生產(chǎn)工藝，生產(chǎn)燒堿、聚氯乙烯(PVC)、氯氣和氫氣等產(chǎn)品。氯堿副產(chǎn)氫具有氫氣提純難度小、耗能低、自動(dòng)化程度高以及無(wú)污染的特點(diǎn)，氫在提純前純度可達(dá)99%左右，通過(guò)氯堿工業(yè)得到的副產(chǎn)氫純度一般在99.99%以上，且含碳量較低。參考《中國(guó)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報(bào)告2020》，氯堿工業(yè)副產(chǎn)制氫的綜合成本在13.4-20.2元/kg左右。焦?fàn)t煤氣制氫：焦?fàn)t煤氣是煉焦的副產(chǎn)品，焦?fàn)t煤氣制氫工序主要有：壓縮和預(yù)凈化、預(yù)處理、變壓吸附和氫氣精制。根據(jù)《中國(guó)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報(bào)告2020》，綜合考慮，焦?fàn)t煤氣制氫綜合成本在9.3-14.9元/kg左右。輕烴裂解制氫：主要有丙烷脫氫(PDH)和乙烷裂解等2種路徑。輕烴裂解的氫氣雜質(zhì)含量低于焦?fàn)t氣制氫，純度較高。其中PDH是制備丙烯的重要方式，丙烷在催化劑條件下通過(guò)脫氫生成丙烯，其中氫氣作為丙烷脫氫的副產(chǎn)物；PDH產(chǎn)物中氫氣(φ)在60%~95%，可通過(guò)純化技術(shù)制取滿(mǎn)足燃料電池應(yīng)用的氫氣；PDH裝置副產(chǎn)的氫氣純度高，提純難度小，且大部分產(chǎn)能靠近東部沿海地區(qū)，與下游燃料電池應(yīng)用市場(chǎng)緊密貼合。截至2020年底，國(guó)內(nèi)共有10余個(gè)PDH項(xiàng)目投產(chǎn)，此外還有若干PDH項(xiàng)目在建，預(yù)計(jì)到2023年，PDH項(xiàng)目副產(chǎn)氫氣產(chǎn)能可達(dá)到37萬(wàn)噸/年；參考《中國(guó)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報(bào)告2020》，PDH生產(chǎn)成本約為1.0~1.3元/Nm3，提純成本約0.25~0.5元/Nm3,制氫綜合成本為14.0-20.2元/kg。乙烷蒸汽裂解乙烯技術(shù)成熟，技術(shù)上不存在瓶頸，生產(chǎn)成本約為1.1~1.3元/Nm3,提純成本約為0.25~0.5元/Nm3，制氫綜合成本在15.1-20.2元/kg。合成氨和合成甲醇副產(chǎn)氣：根據(jù)《中國(guó)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報(bào)告2020》，目前中國(guó)氫氣消耗結(jié)構(gòu)中用于合成氨、合成甲醇的氫氣消耗量占比達(dá)50%以上。合成氨、合成甲醇在生產(chǎn)過(guò)程中會(huì)有含氫氣的合成放空氣和馳放氣排出，氫氣含量在18%-55%之間。因此合成氨、合成甲醇企業(yè)可回收利用合成放空氣和馳放氣實(shí)現(xiàn)氫氣外供。該技術(shù)路線(xiàn)副產(chǎn)氫總成本為14.6-22.4元/kg。當(dāng)前工業(yè)副產(chǎn)氫基本為各企業(yè)自產(chǎn)自用，較難統(tǒng)計(jì)。根據(jù)中國(guó)電動(dòng)汽車(chē)百人會(huì)統(tǒng)計(jì)，從工業(yè)副產(chǎn)氫的放空現(xiàn)狀看，當(dāng)前供應(yīng)潛力可達(dá)到450萬(wàn)噸/年，能夠支持超過(guò)97萬(wàn)輛公交車(chē)的全年運(yùn)營(yíng)。廣東相關(guān)工業(yè)企業(yè)將充分享受工業(yè)副產(chǎn)氫市場(chǎng)紅利。由于供需關(guān)系的極不平衡，且氫氣儲(chǔ)運(yùn)技術(shù)難度大，氫氣資源無(wú)法在實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)距離調(diào)配，我國(guó)氫氣市場(chǎng)區(qū)域價(jià)格差異很大，其中廣東氫價(jià)冠絕全國(guó)。在廣東積極布局氫能產(chǎn)業(yè)鏈的背景下，工業(yè)副產(chǎn)提純制氫可短期提供大量的氫氣供應(yīng)，為氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期就近提供低成本、分布式氫源。廣東部分工業(yè)企業(yè)有望通過(guò)工業(yè)副產(chǎn)制氫實(shí)現(xiàn)業(yè)績(jī)的巨大飛躍。我們梳理了部分具備工業(yè)副產(chǎn)氫產(chǎn)能的上市企業(yè)，建議重點(diǎn)關(guān)注廣東及長(zhǎng)三角地區(qū)的相關(guān)企業(yè)。3.聚焦未來(lái)：綠氫開(kāi)啟萬(wàn)億氫能賽道3.1.電解水制氫是實(shí)現(xiàn)3060目標(biāo)的必由之路綠氫是發(fā)展氫能的初衷。發(fā)展氫能就是為了能源的“去碳化”，只有通過(guò)無(wú)碳能源生產(chǎn)“綠色的氫”，才能實(shí)現(xiàn)這一目標(biāo)。電解水制氫是目前工業(yè)化應(yīng)用的制氫技術(shù)中接近零碳排放的制氫技術(shù)。當(dāng)前，部分地區(qū)出臺(tái)政策提出禁止煤制氫或者要求發(fā)展綠氫。2022年5月浙江省印發(fā)的《浙江省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》明確提出，全面推進(jìn)舟山綠色石化基地能效診斷，禁止煤制氫。內(nèi)蒙古自治區(qū)、甘肅省、寧夏回族自治區(qū)和四川省成都市都在相應(yīng)的政策中明確了2025年可再生能源制氫產(chǎn)量，合計(jì)年產(chǎn)量約80萬(wàn)噸；遠(yuǎn)超過(guò)了國(guó)家發(fā)改委在國(guó)家氫能規(guī)劃中提及的2025年可再生能源制氫年產(chǎn)量10-20萬(wàn)噸的目標(biāo)。電力系統(tǒng)脫碳為綠氫制備提供契機(jī)。中國(guó)電力系統(tǒng)中火電裝機(jī)占比由2012年的71.49%逐漸下降到2021年的54.58%，可再生能源尤其是光伏、風(fēng)電裝機(jī)占比迅速提升，由2012年的5.65%提升至2021年的26.73%。據(jù)《中國(guó)電力行業(yè)年度發(fā)展報(bào)告2022》，2021年全國(guó)單位火電發(fā)電量二氧化碳排放約為828克/千瓦時(shí)，比2005年降低21.0%；全國(guó)單位發(fā)電量二氧化碳排放約為558克/千瓦時(shí)，比2005年降低35.0%。在可再生能源占比不斷提高的趨勢(shì)下，電力系統(tǒng)碳排放水平將持續(xù)降低，這為電解水制氫提供了發(fā)展的契機(jī)，真正實(shí)現(xiàn)綠電制綠氫。國(guó)網(wǎng)能源研究院預(yù)測(cè)，非化石能源占一次能源消費(fèi)比重2025年、2035年、2050年、2060年分別有望達(dá)22%、40%、69%、81%。2035年前后非化石能源總規(guī)模超過(guò)煤炭。風(fēng)能、太陽(yáng)能將在2030年以后成為主要的非化石能源品種，2050年占一次能源需求總量比重分別為26%和17%，2060年進(jìn)一步提升至31%和21%。綠氫需求爆發(fā)，我國(guó)氫能產(chǎn)業(yè)將達(dá)萬(wàn)億級(jí)別。隨著全球碳減排的力度加大，氫能尤其是綠氫的需求將不斷提高。中國(guó)氫能聯(lián)盟預(yù)計(jì)到2050年氫能在中國(guó)能源體系中的占比約為10%，氫氣需求量接近6000萬(wàn)噸/年，按照一公斤氫氣價(jià)格20元計(jì)算，我們預(yù)計(jì)2050年氫能年產(chǎn)值將達(dá)1.2萬(wàn)億元。3.2.主要電解水制氫技術(shù)路線(xiàn)解析電解水制氫的原理是在充滿(mǎn)電解液的電解槽中通入直流電，水分子在電極上發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)，分解成氫氣和氧氣。目前國(guó)內(nèi)電解水制氫的主要技術(shù)有堿性水電解（AWE）、PEM（質(zhì)子交換膜）電解兩種。（1）堿性水電解：堿性電解技術(shù)是目前發(fā)展最成熟的電解水技術(shù)。堿性電解水制氫的基本原理：在電流作用下，水通過(guò)電化學(xué)反應(yīng)分解為氫氣和氧氣，并在電解池的陰極和陽(yáng)極析出。堿性電解水制氫設(shè)備系統(tǒng)相對(duì)復(fù)雜，主要包括電解槽、壓力調(diào)節(jié)閥、堿液過(guò)濾器、堿液循環(huán)泵、堿液制備及貯存裝置、氫氣純化裝置以及氣體檢測(cè)裝置等模塊組成。堿性水電解制氫技術(shù)成熟，投資、運(yùn)行成本低，但存在堿液流失、腐蝕、能耗高、占地面積大等問(wèn)題。（2）PEM電解：PEM電解技術(shù)目前處于市場(chǎng)化早期，其主要部件包括具有質(zhì)子交換能力的聚合物薄膜和分別與電解質(zhì)薄膜兩側(cè)緊密連接的陰陽(yáng)極催化層。和堿性電解水制氫技術(shù)不同，PEM電解制氫技術(shù)使用質(zhì)子交換膜作為固體電解質(zhì)替代了堿性電解槽使用的隔膜和堿性電解質(zhì)，并使用純水作為電解水制氫的原料，避免了潛在的堿液污染和腐蝕問(wèn)題。PEM的工作原理：水在陽(yáng)極催化分解為氧氣和H＋，H＋穿過(guò)電解質(zhì)隔膜到達(dá)陰極，并在陰極得電子生成氫氣，反應(yīng)后的氫氣和氧氣通過(guò)陰陽(yáng)極的雙極板收集并輸送。PEM系統(tǒng)比堿性系統(tǒng)簡(jiǎn)單得多。通常在陽(yáng)極（氧氣）側(cè)，需要循環(huán)泵熱交換器、壓力控制及監(jiān)測(cè)器。在陰極側(cè)，需要安裝氣體分離器、除氧組件（通常不需要差壓）、氣體干燥器和終端壓縮機(jī)。3.3.多因素驅(qū)動(dòng)綠氫降本3.3.1.電力價(jià)格決定電解水制氫的經(jīng)濟(jì)性綠氫制備成本大頭在電力成本上。根據(jù)中國(guó)產(chǎn)業(yè)發(fā)展促進(jìn)會(huì)氫能分會(huì)測(cè)算，以1000Nm3H2/h堿性電解和PEM電解項(xiàng)目為例，假設(shè)項(xiàng)目全生命周期為20年，運(yùn)行壽命9萬(wàn)小時(shí)，固定成本涵蓋電解槽設(shè)備、氫氣純化裝置、材料費(fèi)、安裝服務(wù)費(fèi)、土建費(fèi)等項(xiàng)目，電價(jià)以0.3元/kWh計(jì)算，堿性和PEM電解項(xiàng)目的平準(zhǔn)制氫成本分別為17.71元/kg和23.3元/kg，其中，電價(jià)分別占據(jù)80%和60%。根據(jù)電能來(lái)源的不同，可將可再生能源制氫技術(shù)分為并網(wǎng)型制氫、離網(wǎng)型制氫兩種。并網(wǎng)制氫是將風(fēng)光機(jī)組產(chǎn)生的電能并入電網(wǎng)，再?gòu)碾娋W(wǎng)取電的制氫方式，主要應(yīng)用于大規(guī)模棄光棄風(fēng)消納和儲(chǔ)能；離網(wǎng)制氫是指將風(fēng)光機(jī)組產(chǎn)生的電能直接提供給電解水制氫設(shè)備制氫，主要應(yīng)用于分布式制氫。光伏制氫預(yù)計(jì)將成為可再生能源制氫的最主要形式。得益于西北地區(qū)豐富的日照資源，近期多個(gè)光伏制氫項(xiàng)目于西北地區(qū)落地。2021年11月，中國(guó)石化宣布我國(guó)首個(gè)萬(wàn)噸級(jí)光伏綠氫示范項(xiàng)目――中國(guó)石化新疆庫(kù)車(chē)綠氫示范項(xiàng)目啟動(dòng)建設(shè)，這是全球在建的最大光伏綠氫生產(chǎn)項(xiàng)目，投產(chǎn)后年產(chǎn)綠氫可達(dá)2萬(wàn)噸。2022年8月，三峽集團(tuán)首個(gè)制氫項(xiàng)目——內(nèi)蒙古自治區(qū)鄂爾多斯市準(zhǔn)格爾旗納日松光伏制氫產(chǎn)業(yè)示范項(xiàng)目正式開(kāi)工建設(shè)。項(xiàng)目包括光伏電站及制氫廠(chǎng)兩部分，其中光伏電站總裝機(jī)規(guī)模為400兆瓦，年平均發(fā)電量為7.4億千瓦時(shí)；制氫廠(chǎng)總裝機(jī)規(guī)模為75兆瓦，每年可生產(chǎn)氫氣約1萬(wàn)噸，副產(chǎn)氧氣8.5萬(wàn)噸。項(xiàng)目預(yù)計(jì)于年內(nèi)實(shí)現(xiàn)電站并網(wǎng)及氫能產(chǎn)出。建成后，項(xiàng)目總發(fā)電量的20%將直接輸送至當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)，剩余80%則全部用于電解水制氫。未來(lái)隨著光伏發(fā)電成本的逐步降低，綠氫制備將愈發(fā)平價(jià)。3.3.2.堿性電解水制氫降本測(cè)算當(dāng)電價(jià)為0.4元/KWh時(shí)，堿性電解水制氫成本約30元/kg。測(cè)算假設(shè)如下：（1）制氫規(guī)模：1000Nm3/h堿性電解槽，每年工作時(shí)間2000h，每年制氫200萬(wàn)Nm3；（2）投資成本：設(shè)備成本850萬(wàn)元，折舊期為10年，采用直線(xiàn)折舊，無(wú)殘值；土地費(fèi)用、土建和設(shè)備安裝費(fèi)用150萬(wàn)元，折舊期為20年；（3）原料成本：每1m3氫氣消耗原料水1kg，冷卻水1kg，水費(fèi)3.5元/t；（4）輔助材料成本：每1m3氫氣消耗0.0004kgKOH，KOH每公斤10元；冷卻0.001KWh，冷卻費(fèi)0.2元/度；（5）電價(jià)：假設(shè)工業(yè)用電價(jià)格0.4元/KWh，每1m3氫氣耗電5KWh；（6）人工和維護(hù)成本：每年40萬(wàn)元。在電價(jià)為0.4元/KWh時(shí)，堿性電解水制氫的成本為29.92元/kg。電價(jià)降低、電解槽工作時(shí)間延長(zhǎng)可顯著降低制氫成本。通過(guò)對(duì)制氫成本的拆解可知，堿性電解水制氫成本主要來(lái)自電耗成本和折舊成本。隨著電價(jià)的降低，電解制氫成本也隨之降低，同時(shí)電力成本的占比也同步降低。電力成本每下降0.1元/kWh，氫氣成本平均下降5.6元/kg。另隨著電解槽每年工作時(shí)間的延長(zhǎng)，由于單位氫氣固定成本的降低，制氫成本隨之下降，從2000h提升至8000h后，單位氫氣成本平均降低30%以上。我們預(yù)計(jì)2035年、2050年，堿性電解水制氫成本分別約達(dá)到15元/kg和10元/kg。測(cè)算假設(shè)如下：（1）電價(jià)假設(shè)：根據(jù)國(guó)家發(fā)改委的《中國(guó)2050年光伏發(fā)展展望(2019)》的預(yù)測(cè)，至2035年和2050年光伏發(fā)電成本相比當(dāng)前預(yù)計(jì)約下降50%和70%，達(dá)到0.2元/kWh和0.13元/kWh。（2）堿性電解系統(tǒng)設(shè)備價(jià)格：當(dāng)前堿性電解系統(tǒng)設(shè)備價(jià)格約在2000元/KW左右，根據(jù)《中國(guó)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報(bào)告》報(bào)告的預(yù)測(cè)，2035年、2050年價(jià)格將分別為1125元/KW、800元/KW，降幅分別達(dá)到43.75%、60%。（3）系統(tǒng)年工作時(shí)間：堿性電解槽工作時(shí)間的提升依賴(lài)于技術(shù)的進(jìn)步，假設(shè)2035年、2050年的工作時(shí)間分別達(dá)到4000h/年、5000h/年。（4）人工和維護(hù)成本：保持不變（5）原料及輔助材料成本：保持不變。2035年、2050年，堿性電解水制氫成本分別為15.01元/kg、10.47元/kg。其中電耗成本分別為11.2元/kg、7.28元/kg；折舊成本分別為1.45元/kg、0.82元/kg。3.3.3.PEM制氫降本測(cè)算當(dāng)電價(jià)為0.4元/KWh時(shí)，PEM電解水制氫成本約40元/kg。測(cè)算假設(shè)如下：（1）制氫規(guī)模：1000Nm3/hPEM電解槽，每年工作時(shí)間2000h，每年制氫200萬(wàn)Nm2；（2）投資成本：設(shè)備成本3000萬(wàn)元，折舊期為10年，采用直線(xiàn)折舊，無(wú)殘值；土地費(fèi)用、土建和設(shè)備安裝費(fèi)用200萬(wàn)元，折舊期為20年；（3）原料成本：每1m3氫氣消耗原料水1kg，冷卻水1kg，水費(fèi)3.5元/t；（4）輔助材料成本：冷卻0.001KWh，冷卻費(fèi)0.2元/度；（5）電價(jià)：假設(shè)工業(yè)用電價(jià)格0.4元/KWh，每1m3氫氣耗電4.5KWh；（6）人工和維護(hù)成本：每年40萬(wàn)元。在電價(jià)為0.4元/KWh時(shí)，PEM電解制氫的成本為39.84元/kg。僅電價(jià)下降的PEM電解制氫仍不具備經(jīng)濟(jì)性。在其他條件不變的前提下，即使電價(jià)達(dá)到0.1元/KWh，PEM電解制氫成本仍接近25元，依然是最不具備經(jīng)濟(jì)性的制氫方式。PEM大規(guī)模推廣的前提是降低PEM設(shè)備的生產(chǎn)成本。我們預(yù)計(jì)2035年、2050年，PEM電解制氫成本分別約達(dá)到16元/kg和10元/kg。測(cè)算假設(shè)如下：（1）電價(jià)假設(shè)：參考?jí)A性電解電價(jià)假設(shè)。（2）PEM電解系統(tǒng)設(shè)備價(jià)格：當(dāng)前PEM電解系統(tǒng)設(shè)備價(jià)格約在9500元/KW左右，根據(jù)《中國(guó)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報(bào)告》報(bào)告的預(yù)測(cè)，2035年、2050年價(jià)格預(yù)計(jì)分別為4125元/KW、1400元/KW。（3）系統(tǒng)年工作時(shí)間：預(yù)計(jì)到2050年，PEM電解槽工作時(shí)間將比堿性電解槽高出20%，假設(shè)2035年、2050年的工作時(shí)間分別達(dá)到4000h/年、6000h/年。（4）人工和維護(hù)成本：保持不變。（5）原料及輔助材料成本：保持不變。2035年、2050年，PEM電解制氫成本分別為16.21元/kg、9.77元/kg。其中電耗成本分別為10.08元/kg、6.55元/kg；折舊成本分別為3.77元/kg、0.85元/kg。2035年左右，PEM電解成本將與堿性電解持平。3.4.電解槽及關(guān)鍵材料的投資機(jī)會(huì)3.4.1.電解槽設(shè)備整體市場(chǎng)空間測(cè)算電解水制氫系統(tǒng)市場(chǎng)規(guī)模：根據(jù)《中國(guó)氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書(shū)（2019年版）》，中國(guó)氫能需求到2030年將超過(guò)3500萬(wàn)噸，到2050年將接近6000萬(wàn)噸。且電解水制氫將逐步成為我國(guó)氫能供應(yīng)的主體，在氫能供給結(jié)構(gòu)占比將在2040、2050年分別達(dá)到45%、70%。電解槽系統(tǒng)裝機(jī)量2050年將達(dá)到500GW，市場(chǎng)規(guī)模突破7000億元。堿性電解槽市場(chǎng)占比預(yù)計(jì)將在較長(zhǎng)時(shí)間占據(jù)主導(dǎo)地位，未來(lái)隨著PEM電解槽系統(tǒng)成本不斷降低，PEM電解槽市場(chǎng)份額有望接近堿性電解槽。3.4.2.電解槽關(guān)鍵材料及重點(diǎn)技術(shù)方向?qū)τ趬A性電解槽而言，設(shè)備成本主要由電極、膜片等核心部件的成本驅(qū)動(dòng)。在堿性電解槽電解電堆的成本組成中，超過(guò)50%的成本與電極和膜片有關(guān)。堿性電解制氫系統(tǒng)的輔機(jī)部分，堿液循環(huán)以