制氢行业深度报告：绿氢电解槽，方兴未艾--国海证券.pdf-solarbe文库

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制氢行业深度报告绿氢电解槽，方兴未艾氢能行业专题二证券研究报告 2023年 04月 03日公用事业评级推荐维持杨阳分析师李永磊分析师董伯骏分析师钟琪联系人 S0350521120005 S0350521080004 S0350521080009 S0350122020016 yangy08ghzq.com.cn liyl03ghzq.com.cn dongbjghzq.com.cn zhongqghzq.com.cn 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 2 相对沪深 300表现表现 1M 3M 12M 公用事业 -2.0 2.6 -2.7 沪深 300 -1.3 3.4 -2.0 最近一年走势相关报告汽车传感器行业专题报告一汽车智能化趋势确定，千亿车载传感器市场启航（推荐） *公用事业 *杨阳 2022-06-24 公用事业行业深度研究电力市场辅助服务市场化势在必行，千亿市场有望开启（推荐） *公用事业 *杨阳 2022-02-26 新型电力系统专题一绿电风光正好，把握碳中和下的时代机遇（推荐） *公用事业 *杨阳 2022-02-12 双碳深度之一二氧化碳加氢制甲醇有望迎来产业化（推荐） *化工 *李永磊 2021-12-18 -0.1887 -0.1255 -0.0623 0.0008 0.0640 0.1271 公用事业沪深 300 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 3 重点关注公司及盈利预测重点公司代码股票名称 2023/4/3 EPS PE 投资评级股价 2021 2022E 2023E 2021 2022E 2023E 601226.SH 华电重工 8.09 0.26 0.26 0.37 30.8 31.2 22.0 未评级 600277.SH 亿利洁能 4.24 0.23 - - 18.4 - - 未评级 600475.SH 华光环能 11.43 1.06 0.82 1.09 10.8 13.9 10.5 未评级 300423.SZ 昇辉科技 11.53 0.42 - - 27.2 - - 未评级 002438.SZ 江苏神通 12.52 0.52 0.51 0.76 24.0 24.5 16.4 未评级资料来源 Wind资讯，国海证券研究所（注未评级企业盈利预测来源于 WIND一致预期）请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 4 核心提要 ◆ 需求侧脱碳和氢储催生需求，化工和交通领域是用能主体 I. 需求源起氢能是清洁零碳的二次能源，能源转型不可或缺。当前绿氢难言经济性，我们认为欧盟碳关税和双碳政策将成为氢能需求的直接驱动因素。一是欧盟碳关税将于 2026年起征，叠加国内双碳政策，氢气将成为部分工业或交通等电气脱碳受限领域的最佳选择；二是新能源快速发展的背景下，氢能作为优质的大规模跨季长时储能，配置需求将逐渐提升。 II. 需求方 2021年我国氢气产量为 3300万吨，化工需求量占比达 84（ 2019年）。据中国 2030年“可再生氢 100” 发展路线图预测， 2030年我国氢气的年需求量将达到 3700万吨左右，可再生能源制氢约 700万吨； 2060年增至 1.0-1.3亿吨，可再生能源制氢 0.75-1.0亿吨。据中国氢能联盟预计，化工、交通领域将成为用氢主流，氢气用量占比将达到 60/31。 ◆ 供给侧绿氢将逐渐替代灰氢成为主流 I. 煤制氢是当前我国供氢主体。 2019年我国煤制氢 /天然气制氢 /工业副产氢产量占比为 64/14/21，电解水制氢占比近约 1.5。综合考虑碳排放量、制氢成本，我们认为低成本的化石能源制氢（ CCUS）是我国氢能产业发展中前期的供氢主体；工业副产氢作为中期低成本过渡性氢源，在分布式氢源市场起补充作用；而绿氢将逐步取代灰氢成为市场供氢主体。 II. 经济性电价下降至 0.3元 /KWh时，电解水制氢具备一定经济性。电价是影响电解水制氢成本的核心。根据我们测算，当电价为 0.3元 /KWh、制氢系统价格 1000万元 /台、年利用小时数为 4000h时，碱性电解水制氢成本为 22元 /kg；利用小时数不变，当电价下降至 0.2元 /KWh、制氢系统价格下降至 3000万元 /台时， PEM制氢成本为 21.2元 /kg，相较蓝 /灰氢均已具备一定经济性。根据我们测算，当 5500大卡煤价为 700元 /吨时，煤制氢 /工业副产氢成本分别为 10.1/18.6元 /kg。 ◆ 电解槽方兴未艾，群雄逐鹿 I. 碱性电解水是当前电解槽供应主体。碱性电解水（ ALK）、 PEM电解水是目前相对成熟的电解水制氢路线。目前碱性电解水技术已完全实现商业化，是当前出货量的主体。 2022 年碱性电解水制氢设备出货量 776MW， PEM电解水约 24MW。对比来看， PEM电解水动态响应速度快，更加适配风光等波动性电源，有望成为未来电解水制氢的主流。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 5 核心提要 II. 技术进展电解槽是电解水制氢系统中的核心设备，成本占比近五成。碱性电解槽技术成熟， 1000Nm³/h的产品已趋于成熟，正迈向 1500-2500Nm3/h。而制约 PEM电解水制氢大规模商用的核心是技术成熟度不够，国内最大的制氢设备不超过 500Nm³/h，反映到经济性上则是 PEM 电解水制氢设备成本高。当前 PEM电解槽价格为 7000-12000元 /kW，是碱性电解槽（ 1500-2500元 /kW）的 4倍以上。 III. 市场空间我们预计 2030年超 3000亿。据 GGII等预计， 2025年国内电解槽需求量将超过 2GW， 2030年可再生氢累计装机将达到 100GW，预计 2060年绿氢累计装机将达到 500-750GW。基于此，我们假设 2030年碱性 /PEM电解水成本相较当前下降 20/40，碱性 PEM电解槽装机 64，则 2030年我国电解槽累计市场空间超 3000亿元。 IV. 竞争格局群雄逐鹿。 2022年中船 718所、天津大陆、苏州竞立占据我国电解槽出货量的 8成。需求快速起量叠加技术进步，当前国内电解槽行业群雄逐鹿。目前国内已有超百家企业布局或规划碱性电解槽的研发或生产， 2022年碱性电解槽企业已披露产能接近 12GW；近 20家企业在 PEM电解水制氢领域布局，但目前仅有少数企业具备兆瓦级制氢设备的生产能力。 ◆ 投资建议脱碳和氢储催生绿氢需求，绿氢经济性拐点渐行渐近。维持行业“推荐”评级。个股方面，建议关注电解槽制造商华电重工、亿利洁能、华光环能、昇辉科技，氢能阀门标的江苏神通。 ◆ 风险提示政策变动风险；技术进步不及预期；装机不及预期；行业竞争加剧；测算存在主观性，仅供参考；重点关注公司业绩不及预期。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 6 目录目录 1 氢能脱碳和氢储催生需求，化工交通领域是主体 ..7 1.1 氢能清洁零碳的二次能源，能源转型不可或缺 8 1.2 氢能优势 ① 跨季长时储能 10 1.2 氢能优势 ② 电气化受限领域脱碳的最佳选择 .11 1.3 欧盟碳关税和双碳政策是当前氢能需求的直接驱动因素 . 12 1.4 预计 2060年氢能供能占比达到 20，化工和交通领域是主体 . 13 2 制氢绿氢将逐渐替代灰氢成为主流 18 2.1 绿氢有望成为未来供应主体，预计 2050年产量比重达到 70. 19 2.2 煤制氢当前经济性最佳，碳减排是未来主要制约因素 21 2.3 天然气制氢经济性尚可，受制于资源禀赋难以长期大规模应用 27 2.4 工业副产氢我国中期过渡性低成本、分布式氢源 31 2.5 电解水制氢电价低于 0.2元 /kWh时，经济性可媲美蓝 /灰氢 34 3 电解槽方兴未艾，群雄逐鹿 39 3.1 碱性电解水路线是目前主流， PEM路线尚处于商业化初期 40 3.2 碱性电解槽向大标方、低能耗迈进， 2022年产能接近 12GW.41 3.3 PEM电解槽技术进步降本是目前主线 45 3.4预计 2030年我国电解槽合计市场空间超 3000亿元 50 3.5 竞争格局群雄逐鹿 52 4 投资建议及重点关注个股 . 53 5 风险提示 55 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 7 目录一、氢能脱碳和氢储催生需求，化工交通领域是主体请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 8资料来源 Enerdata， bp世界能源统计评论，碳排放交易，光伏头条，罗剑波等大规模间歇性新能源并网控制技术综述，许传博等氢储能在我国新型电力系统中的应用价值、挑战及展望，齐金龙 “ 双碳”目标下电力系统定价机制思考， Wind，国海证券研究所 1） 2021年中国碳排放量居世界首位，碳中和背景下，降碳势在必行。 2）全球化石能源储量有限。 3）由于 “ 缺油少气 ” 的国情，我国能源对外依存度较高，原油对外依存度超过 70，直接影响到我国能源安全。 ◼ 传统化石能源存在碳排放高、储量有限、我国能源对外依存度高等诸多问题。 ◼ 我国亟需使用清洁低碳的新型能源逐步替代传统化石能源，实现能源转型。然而随着能源转型的推进，可再生能源两大问题逐渐凸显。 I. 问题 1 风能、太阳能往往通过发电设备转化为电能，在建筑、工业供热等电气化受限的领域无法被有效利用； II. 问题 2 风能、太阳能时空分布不均且波动性强，常出现弃风、弃光问题，且跨日甚至跨季长时储能稀缺。 ◼ 氢能的出现为电气化领域受限领域脱碳、长时储能稀缺提供了优秀的解决方案。 1.1 氢能清洁零碳的二次能源，能源转型不可或缺请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 9资料来源碳排放交易网，中国氢能联盟中国氢能及燃料电池产业手册 2020年版，普华永道氢能源行业前景分析与洞察，国家发改委，中国政府网，国家能源局，国务院，工信部，国海证券研究所 1.1 氢能清洁零碳的二次能源，能源转型不可或缺氢是公认的零排放清洁能源，具有环保属性。氢燃烧产物是水，在燃烧过程中不会产生温室气体和大气污染物。氢热值高，是同质量煤、石油等化石燃料热值的 34 倍。 “十三五”以来，我国对氢能领域的重视程度显著提升。氢能支持政策出台频率更加密集，支持力度不断增加。国际能源署氢能用途广泛，且各行业对氢气需求持续上升。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 10资料来源许传博等氢储能在我国新型电力系统中的应用价值、挑战及展望，国海证券研究所图表 1各类储能放电时间和容量性能的对比，氢储能具有突出优势图表 2氢储能在新型电力系统“源网荷”的应用场景 1.2 氢能优势①跨季长时储能 ◼ 据氢储能在我国新型电力系统中的应用价值、挑战及展望显示，氢储能在新型电力系统中的定位是长周期、跨季节、大规模和跨空间储存；同时，氢能是目前极少数可以实现小时至季节的长时间、跨季节的储能类型。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 11资料来源德勤 “ 能源的未来”系列刊物为碳中和，创造可行的氢经济，中国氢能联盟中国 2030年“可再生氢 100” 发展路线图，西门子迈向无碳未来氢能引领去碳化进程，中国氢能联盟中国氢能及燃料电池产业手册 2020年版，青瞳视角，中国电动汽车百人会中国氢能产业发展报告 2020 ，科尔尼中国氢能产业发展白皮书，科的气体公司官网，国家能源局，国海证券研究所 1.2 氢能优势②电气化受限领域脱碳的最佳选择 ◼ 在过去，氢气仅作为合成氨、合成甲醇的工业原料存在。 2020年，国家能源局将氢能列入能源范畴； 2022年 3月发布的氢能产业发展中长期规划（ 2021-2035年）进一步明确了氢的能源属性。 ◼ 风能、太阳能等可再生能源一般通过发电设备转化为电能后在建筑、工业等领域进行利用，电能作为过程性能源难以大规模贮存，在一些领域存在电气化受限的情况。氢气作为一种含能体能源应用范围更加广泛，是电气化受限领域脱碳的最佳选择。图表 3预计 2050年各领域能源电气化潜力及氢能替代方案注电气化数据参考欧统局能源平衡表（ 2020，德国、荷兰、比利时）图表 4氢能在各行业扮演脱碳路径中扮演的角色请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 12资料来源 SOLARZOOM光储亿家，第八元素塑料版，人民日报，国海证券研究所 ◼ 欧盟碳关税据欧洲议会， 2022年 12月欧盟确定碳边境调节机制即碳关税将从 2026年正式起征， 2023年 10月至 2025 年底为过渡期。同时从 2026年开始削减欧盟企业免费配额，逐步到 2034年实现全部取消。碳关税征收行业主要包括钢铁、铝、水泥、化肥、电力、有机化学品、氢、氨等，同时纳入间接碳排放（制造商使用的外购电力、热力产生的排放）。 ◼ 国内双碳政策一是 2030年碳达峰、 2060年碳中和对企业或交通等领域的排碳量也提出了要求，其同样需肩负减碳责任；二是新能源快速发展的背景下，氢能作为优质的跨季长时储能，配置需求将逐渐提升。 ◼ 碳关税实行时间逐渐临近，叠加我国双碳政策，我国工业企业、交通领域脱碳需求将更加迫切，拉动氢能需求。 1.3 欧盟碳关税和双碳政策是当前氢能需求的直接驱动因素图表 5欧盟碳关税免费配额将从 2027年开始逐年减少请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 13资料来源毕马威一文读懂氢能产业，中国氢能联盟中国 2030年“可再生氢 100” 发展路线图，中国氢能联盟中国氢能源及燃料电池产业白皮书 2020 ，中国煤炭工业协会，国海证券研究所 1.4 预计 2060年氢能供能占比达到 20，化工和交通领域是主体 ◼ 据毕马威一文读懂氢能产业显示， 2021年我国氢气产量为 3300万吨，同比增长 32，增速创历史新高。据中国 2030年“可再生氢 100” 发展路线图预测， 2030年我国氢气的年需求量将达到 3700万吨左右，可再生能源制氢产量约 770万吨，占比 21； 2060年我国氢气的年需求量将增至 1.0-1.3亿吨，其中，可再生能源制氢产量约 0.75-1.0亿吨。 ◼ 据中国氢能源及燃料电池产业白皮书 2020 预测， 2030/2060年氢能将在我国终端能源消费中占比达到 6/20。图表 7预计 2060年氢能占终端能源消费比重达到 20图表 6 2021年我国氢气产量 3300万吨，同比增长 32 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 14 ◼ 目前氢能的成本较高，使用范围较窄，氢能应用处于起步阶段。从结构上看， 2019年氢气主要应用于化工领域的合成氨、合成甲醇、炼化等，氢气用量合计占比 84，在建筑、发电和发热等领域仍然处于探索阶段（来源于一文读懂氢能产业）。 ◼ 展望未来，双碳背景下，化工等工业领域、以氢燃料电池车为代表的交通领域等将成为用氢主流。根据中国氢能联盟预测，到 2060年工业领域和交通领域氢气使用量占比将分别达到 60和 31。图表 9预计 2060年工业和交通领域是用氢需求主体图表 8 2019年我国化工领域氢气需求量合计占比 84 1.4 预计 2060年氢能供能占比达到 20，化工和交通领域是主体资料来源毕马威一文读懂氢能产业，中国氢能联盟中国氢能及燃料电池产业手册 2020年版，氢能产业发展中长期规划（ 2021-2035年）国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 15 ◼ 分区域看，考虑到传统产业转型速度、自然资源禀赋、可再生氢能利用程度等因素， 2030年传统产业转型升级的需求和可再生资源自然禀赋相匹配的西北、东北区域将成为可再生氢的重要发展基地，装机规模相对较大，可获取较低成本的可再生氢。重点围绕“载荷锚定”的规模化应用场景，利用丰富且具备成本竞争力的风光资源开展本地化可再生氢制备，以副产氢做为补充，用于满足钢铁、化工等产业的脱碳需求（来源中国氢能联盟）。绿氢需求绿氢供给区域储运潜力主要挑战绿氢产量（万吨）华东交通、化工海风制氢、小规模风光制氢罐车区域管网工业副产氢较丰富，与新增可再生氢形成竞争 110 华北交通、钢铁风电制氢罐车区域管网 121 华南交通水电 /海风制氢罐车绿电成本高 78 西南化工水电制氢罐车区域管网新增项目分散 82 西北钢铁化工风光大基地区域管网示范液氢产能投资需求大 264 东北化工风光大基地区域管网供需距离远 68 华中交通水电制氢罐车绿电资源有限 47 图表 11 2030年中国可再生氢在各区域发展格局图表 10 2030年各区域可再生氢发展路线 1.4 预计 2060年氢能供能占比达到 20，化工和交通领域是主体资料来源中国氢能联盟中国 2030年“可再生氢 100” 发展路线图，国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 16 ◼ 我国化工行业仍然属于以化石燃料为主要能源基础和原料的高耗能高碳排放行业。石油炼化，以及合成氨、甲醇对氢气的需求量大，目前仍采取化石燃料制氢作为主要氢气供给方式。而随着双碳政策和碳关税政策的实施，氢基绿色化工将成为产能转型的重要突破口。 ◼ 根据中国 2030年“可再生氢 100” 发展路线图预测，到 2030年，化工行业总可再生氢消费量将达到 376万吨，占整个化工行业用氢需求比重 14，是中国最大的可再生氢需求市场。其中，甲醇领域是可再生氢应用量最多的细分领域，其次是合成氨和炼化领域。总计炼化合成氨甲醇可再生氢应用场景替代灰氢新增绿氢炼厂用氢替代产能置换替代灰氢可再生氢耦合化工可再生氢消费量（万吨 /年） 376 73 138 165 2020-2023产量变化 - 持平持平增长约 20 图表 13 2030年化工行业可再生氢需求占比图表 12 2030年化工行业可再生氢需求 1.4 预计 2060年氢能供能占比达到 20，化工和交通领域是主体资料来源中国氢能联盟中国 2030年“可再生氢 100” 发展路线图，国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 17 ◼ 相较于在乘用车和商用车已具备经济性的锂电池技术，氢燃料电池更多聚焦于重型卡车、冷链物流、城际巴士、公交车和港口矿山作业车辆等对续航里程稳定性要求较高的使用场景。 ◼ 根据中国 2030年“可再生氢 100” 发展路线图预测，到 2030年，中国氢燃料电池汽车保有量将达到 62万辆，总耗氢量为每年 434万吨，其中可再生氢为 301万吨。其中，氢燃料电池重卡的发展速度最快，预计在 2030年将达到 28万辆。图表 14 2030年交通行业耗氢分布图 1.4 预计 2060年氢能供能占比达到 20，化工和交通领域是主体资料来源中国氢能联盟中国 2030年“可再生氢 100” 发展路线图，国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 18 目录二、制氢路线绿氢将逐渐替代灰氢成为主流请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 19 资料来源中国电动汽车百人会中国氢能产业发展报告 2020 ，中国氢能联盟中国氢能及燃料电池产业手册 2020年版，碳交易网，南方财经，中国科普浏览，程婉静等两种技术路线的煤制氢产业链生命周期成本分析，张彩丽煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议，化学空间，郭文萍等煤制氢装置联产燃料气工艺路线对比，杨小彦等不同原料制氢工艺技术方案分析及探讨；崔杨等考虑碳捕集电厂能量转移特性的弃风消纳多时间尺度调度策略，李家全等中国煤炭制氢成本及碳足迹研究，张贤等中国煤制氢 CCUS技术改造的碳足迹评估，魏世杰等燃煤电厂碳捕集、利用与封存技术和可再生能源储能技术的平准化度电成本比较，中国二氧化碳捕集利用与封存 CCUS年度报告 2021 ，商欢涛等天然气制氢工艺及成本分析，王周天然气制氢、甲醇制氢与水电解制氢的经济性对比探讨，程婉静等两种技术路线的煤制氢产业链生命周期成本分析，陈毕杨等焦炉煤气制氢方法的比较及成本分析，徐进等电解水制氢厂站经济性分析，国海证券研究所 2.1 绿氢有望成为未来供应主体，预计 2050年产量比重达到 70 图表 15制氢方式的经济性比较（测算值）煤制氢商业模式成熟，在原料的可获得性和经济性上具有竞争力，是中国目前主流制氢方式。 2019年中国氢源结构 2019年全球氢源结构工业副产氢是指在生产化工产品时得到的氢气。成本略高于煤制氢，多为工厂自产自用。电解水制氢尚未体现经济性。中国目前应用规模较小。中国天然气储量有限且含硫量较高，天然气制氢经济性远低于国外。制氢方式原料价格制氢成本（元 /kg）制氢碳排放（ kgCO2/kgH2）优点缺点测算备注下限上限中枢值化石能源制氢（灰氢）煤制氢 6001200 元 /吨 9.3 14.4 11.9 19 煤炭资源丰富且廉价，商业模式成熟碳排放量高 5500大卡煤价煤制氢 CCUS （蓝氢） 6001200 元 /吨 16.6 21.7 19.2 5500大卡煤价天然气制氢 2.55 元 /Nm3 19.5 33.1 26.3 9.5 天然气储量有限，碳排放量较高工业副产氢（灰氢） 6001200 元 /吨 16.5 28.7 22.6 - 产量充足，短期供应潜力大受地区资源禀赋限制以焦炉煤气副产氢为例电解水制氢（绿氢）碱性电解水 0.10.6元 /kWh 9.9 40.5 25.2 3845 碳排放量极少成本相对高昂电解槽价格 1000万元 /台，年利用小时数 4000h PEM电解水 20.6 51.2 35.9 ＜ 3 电解槽价格 5000万元 /台，年利用小时数 4000h 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 20资料来源中国氢能联盟中国氢能源及燃料电池产业白皮书（ 2019，国海证券研究所图表 16预计 2050年可再生能源制氢占比将达到 70 2.1 绿氢有望成为未来供应主体，预计 2050年产量比重达到 70 ◼ 综合考虑技术水平、碳排放量和产氢成本三个方面因素，我们认为技术成熟、成本较低的化石能源制氢是我国氢能产业发展中前期的供氢主体；工业副产氢作为中期低成本过渡性氢源，在分布式氢源在市场中起到补充作用；氢能产业发展中期，更加清洁、高效的可再生能源电解水制氢占比逐渐扩大，并逐步取代化石能源制氢成为市场供氢主体。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 21资料来源江凤月等先进控制技术在煤制氢装置中的应用，李庆勋等大规模工业制氢工艺及其经济性比较，曹湘洪氢能开发与利用中的关键问题，中国氢能联盟中国氢能及燃料电池产业手册 2020年版，国海证券研究所 2.2 煤制氢当前经济性最佳，碳减排是未来主要制约因素 ◼ 煤气化制氢是目前我国主流制氢方式。据中国氢能联盟统计， 2019年煤制氢在我国氢源结构中占比高达 63.5。 ◼ 煤气化制氢技术的工艺过程包括煤气化、煤气净化、 CO变换及氢气提纯等主要生产环节。具体来看，煤和氧气在高温气化炉内发生反应生成合成气后，首先经过水煤气变换，一氧化碳与水蒸气发生反应生成更多氢气，再经煤气净化除去硫化氢等杂质气体，最终经过变压吸附后得到高纯氢气。图表 17 煤气化制氢流程示意图 2.2.1 经济性最佳，煤价是影响成本的核心请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 22资料来源程婉静等两种技术路线的煤制氢产业链生命周期成本分析，张彩丽煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议，化学空间，郭文萍等煤制氢装置联产燃料气工艺路线对比，杨小彦等不同原料制氢工艺技术方案分析及探讨，国海证券研究所 ◼ 煤制氢成本主要由燃煤成本、设备折旧等构成，其中，燃煤成本是主要来源。根据我们测算，当 5500大卡煤价在 700元 /吨时，煤制氢成本为 10.1元 /kg，煤炭成本 6元 /kg，占制氢成本比重约 60。 ◼ 煤价是影响煤制氢成本的主要因素，根据我们测算， 5500大卡煤价每降 100元 /吨，将降低制氢成本 0.9元 /kg。图表 18 煤制氢成本测算表图表 19煤制氢成本敏感性测算成本拆分成本分项单位成本（元 /kg）核心假设可变成本煤炭成本 6.0 5500大卡煤价 700元 /吨辅料成本（催化剂、燃料气等） 0.8 水电成本 0.9 固定成本设备折旧 1.9 采用水煤浆技术，独立制氢装置规模90000m³/h，年利用小时数 7500h 财务费用 0.6 投资额 12.4亿元，借款比例 70，利率 4 成本合计 10.1 5500大卡煤价（元 /吨）单位制氢成本（元 /kg）煤价每降 100元 /吨对应的制氢成本降幅（元 /kg）煤炭成本占比 600 9.3 55 700 10.1 -0.9 59 800 11.0 -0.9 62 900 11.9 -0.9 65 1000 12.7 -0.9 67 1100 13.6 -0.9 69 1200 14.4 -0.9 71 1300 15.3 -0.9 73 图表 20煤炭成本占煤制氢成本约 60 （ 5500大卡煤价 700元 /吨） 2.2 煤制氢当前经济性最佳，碳减排是未来主要制约因素 2.2.1 经济性最佳，煤价是影响成本的核心请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 23资料来源生态环境法规标准，李家全等中国煤炭制氢成本及碳足迹研究，张贤等中国煤制氢 CCUS技术改造的碳足迹评估，中国电动汽车百人会中国氢能产业发展报告 2020 ，汪黎东等中国火电行业燃煤烟气 CO2捕集技术路径探究，国海证券研究所 ◼ 碳排放是制约煤制氢未来大规模应用的约束条件之一，而与 CCS/CCUS技术结合对煤制氢的碳减排效果显著。碳捕集与封存技术（ CCS）可以将二氧化碳捕集分离，通过罐车等输送到适宜的场地封存，最终实现二氧化碳永久减排。而碳捕集、利用和封存技术（ CCUS）则是在 CCS技术的基础上，将生产过程中产生的二氧化碳提纯后进行资源化再利用。 ◼ 根据中国煤炭制氢成本及碳足迹研究、中国煤制氢 CCUS技术改造的碳足迹评估，结合 CCS技术可降低煤制氢碳排放约 50 ，结合 CCUS技术则可降低约 80。 2.2.2 中期仍是供应主体，结合碳减排技术后仍具备相对经济性图表 22煤制氢结合 CCS/CCUS技术碳减排效果显著图表 21 CCS/CCUS技术示意图 2.2 煤制氢当前经济性最佳，碳减排是未来主要制约因素请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 24资料来源中国二氧化碳捕集利用与封存 CCUS年度报告 2021 ，许毛等我国煤制氢与 CCUS技术集成应用的现状、机遇与挑战，中国电动汽车百人会中国氢能产业发展报告 2020 ，李家权等中国煤炭制氢成本及碳足迹的研究，郑建坡二氧化碳管道输送技术研究进展国海证券研究所 ◼ 我国已具备大规模捕集利用与封存二氧化碳的工程能力。据中国二氧化碳捕集利用与封存 CCUS年度报告（ 2021），中国 CCUS技术项目遍布 19个省份，已投运或建设中的 CCUS示范项目约为 40个，捕集能力 300万吨 /年。国家能源集团鄂尔多斯 CCS示范项目已成功开展了 10万吨 /年规模的 CCS全流程示范。 CCUS环节技术特点发展阶段二氧化碳捕集第一代捕集技术燃烧前捕集燃烧前将碳从燃料中脱除商业应用阶段燃烧后捕集从燃烧生成的烟气中分离 CO2 中试阶段富氧燃烧具有潜力的燃煤电厂大规模碳捕集技术中试阶段第二代捕集技术（如新型膜分离技术、新型吸附技术等）技术成熟后能耗和成本将比第一代捕集技术降低 30以上实验室研发阶段二氧化碳运输罐车 /船舶运输应用于 10万吨 /年以下规模的 CO2输送商业应用阶段管道运输输送量大，运输距离远中试阶段二氧化碳封存尚未有相关技术达到商业化应用阶段二氧化碳利用 CO2地浸采铀技术、 CO2转化为食品和饲料技术已实现商业化应用图表 23中国 CCUS技术各环节发展情况 2.2 煤制氢当前经济性最佳，碳减排是未来主要制约因素 2.2.2 中期仍是供应主体，结合碳减排技术后仍具备相对经济性请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 25资料来源崔杨等考虑碳捕集电厂能量转移特性的弃风消纳多时间尺度调度策略，李家全等中国煤炭制氢成本及碳足迹研究，张贤等中国煤制氢 CCUS技术改造的碳足迹评估，魏世杰等燃煤电厂碳捕集、利用与封存技术和可再生能源储能技术的平准化度电成本比较，中国二氧化碳捕集利用与封存 CCUS年度报告 2021 ，国海证券研究所图表 24 CCUS技术应用后或增加单位煤制氢成本 5-7元 /kg （ 5500大卡煤价 700元 /吨） ◼ 从应用 CCUS技术的经济性来看，根据我们测算，当 5500大卡煤价在 700元 /吨时，煤制氢成本将增加 7.3元 /kg至 17.4元 /kg，但相较天然气制氢（天然气价格＞ 2.5元 /方）和电解水制氢仍有优势。根据中国二氧化碳捕集利用与封存 CCUS 年度报告 2021 预测，第二代捕集技术突破后，其能耗和成本将比第一代技术降低 30，按此测算，则 CCUS技术成本将下降 30至 5.6元 /kg，煤制氢成本将下降至 15.8元 /kg。成本拆分测算指标单位技术突破前技术突破后单位氢气 CCUS设备成本设备总投资万元 162800 113960 残值率 -- 5 5 折旧年限年 15 15 设备年折旧额万元 10311 7217 氢气年产量万立方米 67500 67500 单位成本元 /kg 1.70 1.19 单位氢气 CCUS捕集成本单位氢气二氧化碳排放量 kg/kg氢气 22.7 22.7 二氧化碳捕集率 -- 80 90 单位捕碳量能耗千瓦时 /kg 0.27 0.19 外购电元 /千瓦时 0.6 0.6 单位成本元 /kg 2.93 2.30 单位氢气 CCUS运输成本二氧化碳由排放源到封存地的运输成本元 /kg·千米 0.001 0.0007 运输距离千米 100 100 单位成本元 /kg 1.81 1.43 单位氢气 CCUS封存成本二氧化碳封存成本元 /kg 0.05 0.03 单位成本元 /kg 0.86 0.68 单位 CCUS成本（合计）元 /kg 7.30 5.60 煤价（元 /吨）单位成本（元 /kg）煤炭成本占比 CCUS成本占比（技术突破前） 600 16.6 31 44 700 17.4 34 42 800 18.3 37 40 900 19.2 40 38 1000 20.0 43 36 1100 20.9 45 35 1200 21.7 47 34 1300 22.6 49 32 图表 25 CCUS技术应用后单位煤制氢成本敏感性测算 2.2 煤制氢当前经济性最佳，碳减排是未来主要制约因素 2.2.2 中期仍是供应主体，结合碳减排技术后仍具备相对经济性请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 26资料来源中国二氧化碳捕集利用与封存 CCUS年度报告 2021 ，国海证券研究所图表 26煤制氢 CCUS成本仍有较大下降空间成本分类降本趋势设备成本中国已有的 CCUS示范项目规模较小，随着项目规模的扩大和技术的成熟设备成本或将大幅降低。捕集成本第二代碳捕集技术有望在 2035年前后大规模推广应用，第二代技术成熟后捕集成本将比第一代技术降低 30以上。运输成本我国管道运输技术尚处于中试阶段，随着管道运输规模的扩大运输成本将降低。 ◼ 中期来看，随着技术突破和项目规模的扩大， CCUS技术的设备投资 /捕集 /运输成本均有较大下降空间，煤制氢 CCUS 技术有望成为中期过渡性制氢技术。 2.2 煤制氢当前经济性最佳，碳减排是未来主要制约因素 2.2.2 中期仍是供应主体，结合碳减排技术后仍具备相对经济性请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 27资料来源黄格省等化石原料制氢技术发展现状与经济性分析，李庆勋等大规模工业制氢工艺技术及其经济性比较，王奕然等天然气制氢技术研究进展，佳安氢源官网，绿色能源，国海证券研究所 2.3 天然气制氢经济性尚可，受制于资源禀赋难以长期大规模应用 ◼ 天然气制氢是目前全球最主要的制氢方式，据绿色能源统计，在全球每年约 7000万吨的氢气产量中约 48来自于天然气制氢。与煤制氢相比，天然气制氢初始设备投资低、二氧化碳排放量小、氢气产率高，是化石原料制氢路线中理想的制氢方式。 ◼ 天然气制氢主要分为蒸汽转化制氢、部分氧化制氢、催化裂解制氢、自热重整制氢四种类型。其中，天然气蒸汽转化制氢技术最为成熟，是当前天然气制氢的主流技术路线。 2.3.1 经济性尚可，天然气价格是成本的核心影响因素图表 27四种天然气制氢方式对比制氢方式反应原理优点缺点蒸汽转化制氢 CH4H2O→COH2 技术成熟吸热反应能耗较高部分氧化制氢 CH4O2→COH2 在制备 H2CO21的合成气时具有优势需配置空分系统，建设投资较大催化裂解制氢 CH4→CH2 制氢成本和二氧化碳排放量均较低目前处于研发阶段自热重整制氢 CH4H2OO2→COH2 可实现自供热，反应能耗大大降低需配置空分系统，建设投资较大请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 28资料来源黄格省等化石原料制氢技术发展现状与经济性分析，姬存民等天然气蒸汽转化制氢工艺二氧化碳排放计算与分析，国海证券研究所 ◼ 以应用最为广泛的天然气蒸汽转化制氢为例，天然气制氢的工艺路线为天然气经脱硫装置净化后，在高温转化炉中与水蒸气发生反应生成由氢气、一氧化碳等气体组成的合成气。合成气中的一氧化碳经过水气变换转化为