【证券研报】深度解析制氢成本，探寻氢能时代的投资机会-德邦证券.pdf-solarbe文库

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请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 [Table_Main] 证券研究报告 | 行业专题新能源发电 2022 年 10 月 01 日公用事业优于大市（维持）证券分析师倪正洋资格编号 S0120521020003 邮箱 nizy＠ tebon.com.cn 联系人郭雪邮箱 guoxue＠ tebon.com.cn 市场表现相关研究 1.晶科能源 688223.SH光伏一体化全球头部企业， N 型先发优势释放， 2022.9.23 2.海优新材（ 688680） 2022 年中报点评盈利能力提升，行业地位稳固， 2022.9.5 3.氢能产业系列报告（二） -氢能产业系列报告（二）氢风已至，加氢路远， 2022.8.18 4.氢能系列报告（一）氢燃料电池 -“氢”风杨柳万千条，百亿市场尽舜尧， 2022.5.26 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 [Table_Summary] 投资要点  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。 -29 -24 -20 -15 -10 -5 0 5 2021-10 2022-02 2022-06 沪深 300 行业专题新能源发电 2 / 32 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明内容目录 1. 发展氢能成全球共识，可再生能源制氢任重道远 5 1.1. 氢能未来能源变革的关键组成 . 5 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 6 1.3. 中国可再生能源制氢技术处于大规模应用推广阶段 8 2. 我国氢源短期仍以化石燃料制氢及工业副产氢为主 8 2.1. 氢气的分类 8 2.2. 化石燃料制氢短期仍将为氢气最主要来源 . 10 2.2.1. 短期内煤制氢仍会是我国制氢主流技术 10 2.2.2. 结合 CCUS 技术的煤制氢仍具有一定发展优势 12 2.2.3. 天然气制氢在局部地区具备经济性 . 14 2.3. 工业副产氢短期氢源的有效补充 . 16 3. 聚焦未来绿氢开启万亿氢能赛道 18 3.1. 电解水制氢是实现 3060 目标的必由之路 18 3.2. 主要电解水制氢技术路线解析 . 19 3.3. 多因素驱动绿氢降本 . 22 3.3.1. 电力价格决定电解水制氢的经济性 . 22 3.3.2. 碱性电解水制氢降本测算 . 23 3.3.3. PEM 制氢降本测算 . 25 3.4. 电解槽及关键材料的投资机会 . 27 3.4.1. 电解槽设备整体市场空间测算 27 3.4.2. 电解槽关键材料及重点技术方向 28 3.4.3. 电解槽关键领域的投资机会 29 4. 投资建议 30 5. 风险提示 30 行业专题新能源发电 3 / 32 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图表目录图 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） . 5 图 2 2020-2060 年中国氢气需求量预测（单位万吨） 6 图 3 2060 年中国氢气需求结构 6 图 4氢气具体应用场景概览 6 图 5主要国家 /地区氢源过渡情况 . 7 图 6兰州新区氢能产业园项目签约仪式 8 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 101000Nm3/h 电解水制氢工程项目 8 图 8氢气分类 . 9 图 9 2020 年中国制氢结构 9 图 10 2020 全球制氢结构 . 9 图 11 2020-2050 年我国制氢结构及预测分析 . 10 图 12煤制氢的产能适应性特点 11 图 13不同制氢方式平准化制氢成本 . 12 图 14煤制氢成本随煤炭价格变化趋势（横坐标为煤炭价格） . 12 图 15净零排放情景下 2020-2050 年按技术划分的制氢平准化成本（单位美元 /公斤） 12 图 16煤制氢 CCUS 技术改造工艺流程示意图 . 13 图 17不考虑 CCUS 技术的煤制氢全流程碳足迹构成 13 图 18考虑 CCUS 技术的煤制氢全流程碳足迹构成 13 图 19 CCUS 技术成本变化（单位元 /kg CO2 . 14 图 20天然气制氢成本变化趋势（横坐标为天然气价格） 15 图 21 2021 年中国各省天然气产量分布图 15 图 22各省市天然气基准门站价 15 图 23不同制氢方法的制氢成本（单位元 /kgH2） 16 图 24 2012-2021 年全国电力装机结构占比变化 . 19 图 25碱性水电解制氢的原理 20 图 26碱性水电解的工艺流程 20 图 27 PEM 电解水制氢的原理 20 图 28 PEM 电解的工艺流程 20 图 29碱性电解制氢成本构成 22 图 30 PEM 电解制氢成本构成 22 图 31碱性电解制氢在不同电价下的制氢成本（横坐标为电价，单位元 /KWh） 24 行业专题新能源发电 4 / 32 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图 32不同条件下制氢成本与电解槽工作时间的关系（横坐标表示电解槽年工作时间，单位 h；纵坐标表示制氢成本，单位元 /kg） 24 图 33碱性电解水制氢成本预测（制取每公斤氢气成本） 25 图 34 PEM 电解制氢在不同电价下的制氢成本（横坐标为电价，单位元 /KWh） . 26 图 35 PEM 制氢成本预测（制取每公斤氢气成本） 27 图 36 碱性电解槽成本组成 . 28 图 37 PEM 电解槽成本组成 28 表 1各国当前氢能战略主要目标 7 表 2煤气化制氢与超临界水煤气化制氢比较 10 表 3我国工业副产氢的供应潜力 17 表 4部分化工企业工业副产氢理论产能 17 表 5政策支持绿氢产业发展 18 表 6 电解水制氢技术和特性比较 21 表 7并网制氢和离网制氢的优缺点比较 22 表 8碱性电解水制氢成本测算 23 表 9 PEM 电解制氢成本测算 25 表 10电解槽系统市场规模预测 27 表 11电解槽技术突破目标及研发重点 . 28 表 12国内主要电解水装备企业 29 行业专题新能源发电 5 / 32 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 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）资料来源中国能源革命进展报告 2020，德邦研究所氢气需求量大，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％。煤炭 , 57.70石油 , 18.90 天然气 , 8.10 非化石能源 , 15.30 煤炭石油天然气非化石能源行业专题新能源发电 6 / 32 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图 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资料来源中国氢能联盟，德邦研究所资料来源中国氢能联盟，德邦研究所图 4 氢气具体应用场景概览资料来源氢气平价之路，德邦研究所 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 3342 3715 5726 9690 13030 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 2020 2030E 2040E 2050E 2060E 氢气需求量（万吨）工业领域 , 60 交通领域 , 31 建筑领域 , 4 电力领域 , 5 工业领域交通领域建筑领域电力领域行业专题新能源发电 7 / 32 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明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日本韩国德国美国澳大利亚脱碳 √ √ √ √ √ 能源供应多样化 √ △ √ △ △ 经济增长极 △ √ △ △ √ 技术进步 √ √ √ √ √ 推动可再生能源部署 △ △ √ √ △ 大规模氢能出口 √ 资料来源万燕鸣等全球主要国家氢能发展战略分析，德邦研究所注 √ 代表国家氢能战略中的重要战略目标； △ 代表国家氢能战略中的次要战略目标；代表未在国家氢能战略中布局该方向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 /地区氢源过渡情况资料来源 Uwe Albrecht et al. International Hydrogen Strategies，万燕鸣等全球主要国家氢能发展战略分析 ,德邦研究所行业专题新能源发电 8 / 32 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 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 6 兰州新区氢能产业园项目签约仪式图 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资料来源兰州新区管理委员会，德邦研究所资料来源分布式能源网，德邦研究所 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。行业专题新能源发电 9 / 32 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图 8 氢气分类资料来源一文读懂氢能产业， KPMG，德邦研究所绿氢占比低，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 全球制氢结构资料来源中国煤炭工业协会，中国氢能标准化技术委员会，德邦研究所资料来源 IEA，德邦研究所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。煤制氢 , 62 天然气制氢 , 19 工业副产氢 , 18 电解水制氢 , 1 煤制氢天然气制氢工业副产氢电解水制氢煤制氢 , 19 天然气制氢 , 59 工业副产氢 , 21 石油 , 0.60 化石燃料 CCUS, 0.70 煤制氢天然气制氢工业副产氢石油化石燃料 CCUS 行业专题新能源发电 10 / 32 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图 11 2020-2050 年我国制氢结构及预测分析资料来源中国氢能联盟，华经产业研究院，德邦研究所 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固定床流化床气流床（粉煤）气流床（水煤浆）超临界水煤气化技术成熟度大规模工业应用大规模工业应用大规模工业应用大规模工业应用尚未产业化气化炉中试加压气常压 Winkler Shell 气化炉多喷嘴气化高压釜 67.00 60.00 45.00 20.00 30.00 23.00 5.00 3.00 15.00 45.00 70.00 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 2020 2030E 2040E 2050E 化石能源制氢工业副产制氢可再生能源电解水制氢其他技术行业专题新能源发电 11 / 32 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明化炉炉气化温度 560oC 816〜 1204 °C 1450 °C 1260 °C 650 °C 气化压力 22.5MPa 0.1 MPa 3.0 MPa 3.8 MPa 26 MPa 合成气 H2占比 38.1〜 38.6 40 25.9 34.7 80 合成气 CO2占比 32.6〜 34 19.5 0. 9 18 0.2 合成气 CO 占比 14〜 14.7 36 68.4 48.3 合成气硫含量 H2S 0.3 H2S 0.3 H2S 0.13 H2S 0.24 以硫化盐形式固化其他污染物焦油产率 0.35；轻油产率 0.11 不含酚类及焦油等污染物不含酚类及焦油等污染物不含酚类及焦油等污染物不含酚类及焦油等污染物冷煤气效率 79.3〜 81.9 74.4 82 74.9 123.9 资料来源中国氢能产业发展报告 2020 ，德邦研究所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 23的负荷用作提纯制氢，就可提供 15602340kg/天的氢气，按照车辆氢耗 0.07kg/km、日均行驶 200km 计算，可满足 111167 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资料来源中国氢能产业发展报告 2020，德邦研究所从成本来看，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，当前煤气化制氢的成本最低，在无 CCS（碳捕捉和储存）技术的情况下每公斤氢气制取成本为 11 元，在结合 CCS 技术的情形下每公斤氢气制取成本为 20 元；而 PEM（质子交换膜水电解）、 AWE（碱性水电解）等技术制氢成本相对较高。煤气化制氢价格受煤价波动。原料成本是煤制氢成本的重要一环，在煤价在 2001000 元 /吨的范围内，制氢成本在 6.77 至 12.14 元 /kg 之间。行业专题新能源发电 12 / 32 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图 13 不同制氢方式平准化制氢成本图 14 煤制氢成本随煤炭价格变化趋势（横坐标为煤炭价格）资料来源王彦哲中国不同制氢方式的成本分析，德邦研究所资料来源中国氢能产业发展报告 2020，德邦研究所煤气化制氢碳排放强度高，面临碳成本压力和环保约束。煤制氢技术的碳足迹远高于天然气制氢、电解水制氢等其他主要制氢技术。中国标准化研究院资环分院分析了从制氢原料获取、运输到氢气生产全过程中的温室气体排放情况，其中煤气化制氢每生产一公斤 H2的碳排放水平为 19.94kgCO229.01kgCO2，相当于天然气重整制氢碳排放水平的两倍（ 10.86kgCO212.49kgCO2）。在全球开启碳市场的背景下，煤气化制氢成本优势恐难持续，据 IEA 预计，在考虑碳价的情况下，煤制氢的成本优势将逐渐消失，到 2030 年、 2050 年不结合 CCUS 技术的煤制氢将成为成本最昂贵的制氢方式。图 15 净零排放情景下 2020-2050 年按技术划分的制氢平准化成本（单位美元 /公斤）资料来源 IEA，德邦研究所 2.2.2. 结合 CCUS 技术的煤制氢仍具有一定发展优势 CCS/CCUS 技术是实现低碳煤制氢的重要手段。其中 CCS 技术从空气中捕集 CO2并以防止其重新进入大气的方式进行封存的过程。但 CCS 技术的技术体系还不完善且工程规模比较庞大，需要高额的投资成本和运营成本并产生额外能耗，因此结合我国国情，示范项目在 CCS 原有环节的基础上增加了 CO2利用的环节，即 CCUS 技术（碳捕集和封存利用）。 6.77 8.11 9.45 10.8 12.14 0 2 4 6 8 10 12 14 200 400 600 800 1000 煤制氢成本（元 /kg）美元 / 千克天然气制氢（无 CCUS）天然气制氢（有 CCUS）煤制氢（无 CCUS）煤制氢（有 CCUS）可再生能源制氢行业专题新能源发电 13 / 32 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图 16煤制氢 CCUS 技术改造工艺流程示意图资料来源张贤等中国煤制氢 CCUS 技术改造的碳足迹评估，德邦研究所结合 CCS/CCUS 技术，煤炭制氢碳足迹显著下降。根据北京理工大学能源与环境政策研究中心测算，未结合 CCS 技术的煤炭制氢碳足迹高达 22.65 kg CO2e/kg H2，结合 CCS 技术后，煤炭制氢的生命周期碳足迹显著下降，为 10.59 kg CO2e /kg H2，降幅达 53.3。张贤等人从全流程评估煤制氢和煤制氢 CCUS 技术改造的碳足迹；结果表明，采用 CCUS 技术捕集制氢环节 90的 CO2排放后，煤制氢 CCUS 技术改造的全流程碳足迹从 22.02 kg CO2e/kg H2降至 4.27kg CO2e/kg H2，降幅达 80.61。图 17 不考虑 CCUS 技术的煤制氢全流程碳足迹构成图 18 考虑 CCUS 技术的煤制氢全流程碳足迹构成资料来源张贤等中国煤制氢 CCUS 技术改造的碳足迹评估，德邦研究所资料来源张贤等中国煤制氢 CCUS 技术改造的碳足迹评估，德邦研究所在现有技术条件下，安装 CCUS 相关装置将产生较大的额外成本。煤制氢与 CCUS 技术耦合当前还是一项新兴技术，缺乏产业规划支持，尚处技术验证阶段。根据 IEA 针对我国煤制氢的评估结果显示在煤制氢生产中加入 CCUS 技术预计将导致项目资本支出和燃料成本增加 5，运营成本增加 130。根据张贤等中国煤制氢 CCUS 技术改造的碳足迹评估， CCUS 技术的最重要贡献在于减少碳排放，但我国目前碳市场建设仍不完善，相关企业在投资大量费用在 CCUS 项目后却无法实现减排收益，严重影响企业开展 CCUS 示范项目的积极性。在没有 CCUS 辅助的前提下，煤气化制氢项目将面临较大环保审批压力。 CCUS 技术降本在即，有望大规模应用于煤制氢领域。尽管配备 CCUS 技术会提高煤制氢成本，但中期内配备 CCUS 技术的煤制氢仍可能是清洁氢气生 0.39 0.06 21.57 22.02 0 5 10 15 20 25 碳足迹（ kg CO2e/kg H2） 0.39 0.06 2.16 1.66 4.27 0 1 2 3 4 5 碳足迹（ kg CO2e/kg H2）行业专题新能源发电 14 / 32 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明产中最经济的选择 ,其原因在于中国的煤炭产业基础设施完备且其余制氢方式降本仍需较长时间。 CCUS 技术的进步将进一步降低成本，使得煤制氢脱碳综合工艺所制得的氢能成本得到一定程度下降。根据米剑锋等中国 CCUS 技术发展趋势分析中对 CCUS 技术的发展趋势和目标的预测， 2025 年 CO2捕集成本为 0.15-0.4 元 /kg， 2035 年 CO2捕集成本下降到 0.12-0.28 元 /kg。按照煤制氢每产生 1kg H2伴生约 19kg CO2计算， 2025 年结合 CCUS 技术的氢气制取成本将增加 2.85-7.6 元 /kg，在 2035 年，成本将增加 2.28-5.32 元 /kg。因此，未来叠加 CCUS 技术的煤制氢成本或将持续下降，综合成本在 2025/2030 年分别达到约 16.3 元 /kg 和 14.8 元 /kg（取 2025、 2030 年 CCUS 氢气制取成本平均值）。图 19 CCUS 技术成本变化（单位元 /kg CO2 资料来源米剑锋等中国 CCUS 技术发展趋势分析，德邦研究所 2.2.3. 天然气制氢在局部地区具备经济性在“自主可控”的原则下，天然气制氢不会成为我国主流制氢方式。天然气制氢是目前全球氢气的主要来源，已成为欧美、中东等天然气资源丰富地区的主流制氢工艺。然而，我国国内目前天然气约 40依赖进口，这导致了两大问题（ 1）我国天然气资源较贫瘠，进口依存度高，在国际局势复杂多变的背景下，天然气制氢缺乏原料保障和政策支持；（ 2）天然气制氢不具备经济性，根据天然气价格的变化，天然气制氢成本在 7.5 元 /kg 至 24.3 元 /kg 之间，我国大部分地区的天然气制氢成本将高于煤制氢 CCUS 的成本，且煤制氢 CCUS 的碳排放只有天然气制氢的 36.6。行业专题新能源发电 15 / 32 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图 20 天然气制氢成本变化趋势（横坐标为天然气价格）资料来源中国氢能产业发展报告 2020 ，未势能源，车百智库，德邦研究所天然气资源丰富区域发展天然气制氢具备优势。我国天然气资源分布极不平衡，主要分布于四川、陕西、新疆和内蒙古。由于各地天然气供需情况差异性较大，导致各省份天然气基准门站价存在较大价格区间，其中上海、广东的天然气基准门站价最高，达 2040 元 /Km3；青海、新疆天然气基准门站价最低，分别为 1150 元 /Km3、 1030 元 /Km3。根据天然气制氢成本变化趋势可知，当天然气价格在 1 元 / Nm3时，天然气制氢的成本为 7.5 元 /kg，参考图 22 可知我国部分区域天然气制氢的经济性可比煤气化制氢；考虑到天然气制氢更低的碳排放（同不加 CCUS 的煤气化制氢相比）和技术储备需求，且天然气制氢也可以叠加 CCUS 技术以取得更低的碳排放。综上，天然气制氢有望短期内在天然气资源丰富、价格低廉的地区快速发展。图 21 2021 年中国各省天然气产量分布图图 22 各省市天然气基准门站价资料来源国家统计局，德邦研究所资料来源国家发改委，德邦研究所 7.5 11.7 15.9 20.1 24.3 0 5 10 15 20 25 30 1元 /Nm3 2元 /Nm3 3元 /Nm3 4元 /Nm3 5元 /Nm3 天然气制氢成本（元 /kg） 1860 1860 1840 1770 1220 1840 1640 1640 2040 2020 2030 1950 1820 1840 1870 1820 1820 2040 1870 1520 1520 1530 1590 1590 1220 1310 1390 1150 1030 0 500 1000 1500 2000 2500 北京天津河北山西内蒙古辽宁吉林黑龙江上海江苏浙江安徽江西山东河南湖北湖南广东广西海南重庆四川贵州云南陕西甘肃宁夏青海新疆天然气基准门站价（元 /千立方米）行业专题新能源发电 16 / 32 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 2.3. 工业副产氢短期氢源的有效补充短期内，我国工业副产气的制氢规模可进一步提高。工业副产氢是指在生产化工产品的同时得到的氢气，主要有焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、合成氨合成甲醇等工业的副产氢。我国工业副产氢大多数已有下游应用，也存在部分放空。我们认为，中短期看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。但长远来看，受生产工业副产气的产业规模限制，工业副产氢未来产量提高有限，无法成为氢气供应的主流路线。图 23 不同制氢方法的制氢成本（单位元 /kgH2）资料来源北京理工大学能源与环境政策研究中心碳中和背景下煤炭制氢的低碳发展，德邦研究所（