環保行業深度報告：氫能系列研究二產業鏈經濟性測算與降本展望-220508（38頁）.pdf

1、證券研究報告行業深度報告環保 東吳證券研究所東吳證券研究所 1 / 38 請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 環保行業深度報告 氫能系列研究二：產業鏈氫能系列研究二：產業鏈經濟性測算與降本經濟性測算與降本展望展望 2022 年年 05 月月 08 日日 證券分析師證券分析師 袁理袁理 執業證書：S0600511080001 021-60199782 研究助理研究助理 趙夢妮趙夢妮 執業證書：S0600120100018 行業走勢行業走勢 相關研究相關研究 中央財經委會議強調低碳和環境體系建設&REITs 擴募，水務固廢資產優先受益 2022-05-03 基建穩增長

2、政策+REITs 融資工具支持，關注環保板塊發力及優質運營資產價值重估 2022-04-29 社會資本投資指引利好有機物技術&沼氣發電板塊，持續推薦成長型&低估值標的 2022-04-24 增持（維持） Table_Summary 投資要點投資要點 氫能能源戰略地位清晰，氫能能源戰略地位清晰，把握全產業鏈降本節奏與平價環節把握全產業鏈降本節奏與平價環節。氫能能源屬性及戰略地位已明確， 作為清潔高效的二次能源將助力高耗能高排放行業深度脫碳。我國氫能產業發展處于初期，規劃要求重點突破“卡脖子”技術，擴大可再生能源制氫規模，到 2025 年燃料電池車保有量約5 萬輛，可再生能源制氫量 10-20 萬

3、噸/年。氫能產業有望加速發展，我們對全產業鏈關鍵環節進行經濟性經濟性分析分析， 以期以期把握當前產業鏈把握當前產業鏈各環節各環節成成本現狀，本現狀，降本節奏及最具平價潛力的方向降本節奏及最具平價潛力的方向。 制氫制氫：副產氫兼具減碳副產氫兼具減碳&成本優勢，綠氫長期降本空間大成本優勢，綠氫長期降本空間大。三種主流制氫路徑，制氫純度制約應用，燃料電池用氫要求高純度低硫低碳氫氣，制氫純度制約應用，燃料電池用氫要求高純度低硫低碳氫氣，電解水制氫電解水制氫&丙烷脫氫可達丙烷脫氫可達 99.999%氫氣純度。氫氣純度。1）化石能源制氫）化石能源制氫技術技術成熟成熟，成本，成本低低碳排高碳排高：a）煤制氫

4、：）煤制氫：煤炭價格 450 元/噸時，制氫成本約10 元元/kg，其中煤炭成本占比 39%，考慮碳捕集后成本約 16 元元/kg；b）天然氣制氫天然氣制氫：天然氣成本 2.5 元/m時，制氫成本約約 15 元元/kg，其中天然氣成本占比 77%，考慮碳捕集后成本約 18 元元/kg。2）工業副產氫兼具）工業副產氫兼具減排減排&經濟性優勢：經濟性優勢：焦爐煤氣副產氫成本介于 915 元元/kg，氯堿化工、輕烴利用、合成氨醇等工藝產氫成本介于 1322 元元/kg，其中提純成本提純成本約約 0.1-0.7 元元/Nm。3）電解水成本尚高）電解水成本尚高，有待風光有待風光電價下行電價下行：堿性電解

5、水已產業化應用，當電價為 0.4 元/度時制氫成本約 32 元元/kg，其中電費成本占 70%，當當電價降至電價降至 0.15 元元/度時，綠氫度時，綠氫 18 元元/kg 與藍氫平價。與藍氫平價。 儲運：氣態儲運儲運：氣態儲運成本約成本約 8 元元/kg 占占主流主流，管道，管道&液液氫運輸有望突破氫運輸有望突破大規大規模模運輸關鍵瓶頸運輸關鍵瓶頸。 1） 長管拖車氣態儲運：） 長管拖車氣態儲運： 技術成熟， 氫源距離為 100km時 20Mpa 長管拖車儲運成本約 7.79 元/kg，對距離敏感，短途運輸經濟性較高。2）氣態管道運輸：氣態管道運輸：成本集中在前期管道建設前期管道建設，重點推

6、進天然氣管道摻氫&純氫試點。3）低溫液態儲運：低溫液態儲運：大規模運輸潛力方向，技術不成熟，當前難點在于設備投資大&液化能耗較高。 加注：規?；当炯幼ⅲ阂幠；当?政策政策補貼補貼驅動加氫站建設，當前加注成本約驅動加氫站建設，當前加注成本約 11 元元/kg。35Mpa 日加氫量 500kg 的加氫站初始投資約 1500 萬元，滿負荷運行下加注成本約 11.33 元元/kg，終端價格約 55 元/kg（含補貼） ， 核心設備國產化&規?；ㄔO共促成本下降，預計 2025 年有望降至 8.73 元/kg。 應用：應用：補貼支持下補貼支持下氫燃料重卡氫燃料重卡較較燃油重卡燃油重卡具備具備成本成本

7、優勢優勢，隨隨燃料電池系燃料電池系統降本統降本&加氫價格下行加氫價格下行，預計，預計 2026 年氫燃料重卡與電動重卡平價。年氫燃料重卡與電動重卡平價。1）現狀現狀經濟性經濟性分析分析：氫燃料電池客車和物流車由于初始購置成本較高，全生命周期難以平價燃油車。當前“以獎代補”政策傾向于重卡，氫燃料重卡在最高 92.4 萬元補貼下， 購置成本與燃油重卡接近， 運維成本為燃油車的 90%，在運營期第在運營期第 2 年年可可與燃油重卡實現平價。與燃油重卡實現平價。2）降本預測：）降本預測：氫燃料重卡中燃料電池系統成本占比 53%， 儲氫系統占比 17%。 隨質子交換膜、氣體擴散層等核心設備國產化&規?；?/p>

8、，氫燃料車成本將快速下行。 我們假設 2022-2025 年燃料電池/儲氫系統成本年均降幅 25%/7%，2025-2030 年均降幅 20%/5%，補貼逐步退坡，氫價及氫耗逐年下降，預計 2026 年年考慮初始補貼考慮初始補貼下下的的氫燃料重卡氫燃料重卡可可與與電動重卡平價。電動重卡平價。 建議關注建議關注：從產業鏈成本測算的角度，我們認為當前工業副產氫最具成工業副產氫最具成本本&規模優勢規模優勢，為產業鏈優先平價環節，為產業鏈優先平價環節，可再生能源制氫可再生能源制氫及及燃料電池燃料電池領領域域發展前景及發展前景及降本潛力較大降本潛力較大，建議關注：1）工業副產氫）工業副產氫： 【九豐能源

9、】 、【九豐能源】 、【東華能源】【東華能源】 、 【金宏氣體】【金宏氣體】 ； 2） 核心設備制造商核心設備制造商： 加注設備 【冰輪環境】 、【冰輪環境】 、【厚普股份】【厚普股份】 ；燃料電池及整車【億華通】 、 【泛亞微透】 、 【騰龍股份】 、【億華通】 、 【泛亞微透】 、 【騰龍股份】 、【美錦能源】【美錦能源】 、 【濰柴動力、 【濰柴動力】 。 風險提示：風險提示：政策推廣不及預期，燃料電池技術落地不及預期、成本下降不及預期、配套設施建設不及預期。 -24%-19%-14%-9%-4%1%6%11%16%21%2021/5/102021/9/72022/1/52022/5/5

10、環保滬深300 請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 2 / 38 內容目錄內容目錄 1. 氫能戰略地位明確，政策支持加碼氫能戰略地位明確，政策支持加碼 . 5 1.1. 明確氫能能源屬性及戰略地位，滲透率提升前景廣闊. 5 1.2. 政策支持不斷加碼，示范城市群加快氫能建設推廣. 6 1.3. 制氫-儲運-加注-應用構成氫能全產業鏈. 8 2. 上游制氫：副產氫兼具減碳上游制氫：副產氫兼具減碳&成本優勢，綠氫長期降本空間大成本優勢，綠氫長期降本空間大 . 9 2.1. 三條主流制氫路徑，制氫純度體現應用差異. 9 2.2

11、. 化石能源制氫技術成熟，成本低碳排高. 12 2.2.1. 煤制氫成本約 10 元/kg，考慮碳捕集后成本約 16 元/kg . 12 2.2.2. 天然氣制氫成本約 15 元/kg，考慮碳捕集后成本約 18 元/kg . 13 2.3. 工業副產氫成本約 922 元/kg，兼具減碳&成本優勢放量潛力大 . 14 2.4. 電解水制氫成本約 32 元/kg，電價降至 0.15 元/度與藍氫平價 . 15 3. 中游儲運：氣態儲運為主，大規模運輸的關鍵瓶頸環節中游儲運：氣態儲運為主，大規模運輸的關鍵瓶頸環節 . 18 3.1. 長管拖車氣態儲運的成本約 7.79 元/kg，短途運輸占優 . 1

12、8 3.2. 液態&管道儲運為突破大規模遠距離運輸的重要方向 . 19 4. 中游加注：加氫站超前建設，加注成本尚高中游加注：加氫站超前建設，加注成本尚高 . 20 4.1. 規?；当?政策驅動加氫站建設，多地加速加氫站布局 . 20 4.2. 加注成本約 11 元/kg，核心設備國產化推動降本 . 22 5. 下游應用：氫燃料重卡經濟性初現，燃料電池進入快速降本期下游應用：氫燃料重卡經濟性初現，燃料電池進入快速降本期 . 24 5.1. 經濟性測算：補貼傾斜&能耗優勢，氫燃料重卡優先實現平價 . 26 5.1.1. 氫燃料電池客車：購置&運維成本高，全生命周期現金流難以與燃油客車平價 .

13、26 5.1.2. 氫燃料物流車：年運維成本為燃油車的 71%，全生命周期成本尚未平價 . 28 5.1.3. 氫燃料電池重卡：初始購置補貼高，全生命周期內較燃油重卡具備經濟性優勢. 30 5.2. 技術進步&規?；瘞咏当咎嵝?，預計 2026 年氫燃料重卡與純電動平價 . 32 6. 投資建議投資建議 . 36 7. 風險提示風險提示 . 37 NAbWjZnWgVlXiUsVjZ9PbP8OpNmMsQsQjMnNqNiNqQuN6MrRyRxNoMxPNZqRnP 請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 3 / 38

14、圖表目錄圖表目錄 圖 1： 2020 年我國氫氣來源占比. 5 圖 2： 2020 年我國氫氣主要消費途徑占比情況. 5 圖 3： 中國氫能產業發展中長期規劃重點任務. 6 圖 4： 國家層面氫能政策陸續出臺. 6 圖 5： 氫能產業鏈. 9 圖 6： 主流制氫工藝類型. 9 圖 7： 煤制氫成本對煤炭價格的敏感性測算. 12 圖 8： 天然氣制氫成本對天然氣價格的敏感性測算. 14 圖 9： 電解水制氫成本對電價的敏感性測算（單位：元/kg） . 17 圖 10： 中國歷年加氫站數量及增速. 21 圖 11： 外供加氫站建設成本拆分 . 23 圖 12： 加注環節降本測算. 23 圖 13：

15、 氫能源車產量銷量增長迅速. 25 圖 14： 2019 年底國內氫燃料電池車結構. 25 圖 15： 10.5 米氫燃料電池客車成本結構. 26 圖 16： 不同類型客車全生命周期累計現金流出（單位：萬元）. 27 圖 17： 9 噸及氫燃料電池物流車成本結構. 28 圖 18： 不同類型物流車全生命周期累計現金流出（單位：萬元）. 30 圖 19： 110kw 氫燃料電池重卡成本結構 . 30 圖 20： 不同類型重卡全生命周期累計現金流出（單位：萬元）. 31 圖 21： 2016-2021 年燃料電池系統年均降幅 20% . 32 圖 22： 商用車用燃料電池系統與儲氫系統價格預測.

16、32 圖 23： 2022-2030 年氫燃料客車降本預測 . 34 圖 24： 2022-2030 年氫燃料物流車降本預測 . 34 圖 25： 氫燃料電池重卡在 2026 年有望與純電動重卡實現全生命周期現金流平價. 35 表 1： 各省市氫能及燃料電池車產業鏈相關政策. 7 表 2： 各類工藝制取氫氣的純度比較. 10 表 3： 氫氣應用標準. 10 表 4： 主要制氫路徑及其優缺點. 11 表 5： 煤制氫成本測算煤炭價格假設為 450 元/ 噸 . 12 表 6： 天然氣制氫成本測算天然氣價格假設為 2.5 元/ m . 13 表 7： 工業副產氫工藝和理論產能. 14 表 8： 各

17、類工業副產氫成本. 15 表 9： 三大電解水制氫工藝比較. 15 表 10： 電解水制氫成本測算電價假設為 0.4 元/度 . 16 表 11： 氫不同輸運方式的技術比較 . 18 表 12： 20Mpa 長管拖車運氫成本測算 . 19 表 13： 氫氣儲運格局展望. 19 表 14： 國內天然氣摻氫管道項目. 20 表 15： 各地加氫站相關補貼政策. 21 請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 4 / 38 表 16： 加氫站運營成本及毛利率對利用率敏感性測算. 23 表 17： 燃料電池汽車與燃油汽車和純電動汽車性

18、能對比. 24 表 18： 2022 年“以獎代補”政策對各類燃料電池車的獎勵標準 . 25 表 19： 不同類型客車運行成本對比. 27 表 20： 不同類型物流車成本對比. 29 表 21： 不同類型重卡運行成本對比. 31 表 22： 氫燃料重卡降本測算. 34 表 23： 氫燃料重卡運營期平價節點. 35 表 24： 關注氫能產業鏈相關標的. 36 請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 5 / 38 1. 氫能戰略地位氫能戰略地位明確明確，政策支持加碼，政策支持加碼 1.1. 明確明確氫能氫能能源屬性及能源屬性及戰

19、略地位，滲透率戰略地位，滲透率提升提升前景廣闊前景廣闊 氫能氫能作為清潔低碳的二次能源作為清潔低碳的二次能源，在國家能源體系，在國家能源體系和產業發展中具有和產業發展中具有重要戰略地位重要戰略地位。氫能是一種來源廣泛、能量密度高、來源廣泛、能量密度高、可規?；鎯?、可規?；鎯?、環保低碳、應用場景豐富環保低碳、應用場景豐富的二次能源，發展氫能對保障國家能源安全、促進能源清潔轉型、實現綠色雙碳目標、推動相關新興產業發展具有重要意義。2022 年 3 月 23 日，國家發改委和能源局聯合印發氫能產業發展中長期規劃 （2021-2035 年） ， 明確氫能是未來國家能源體系的重要組成部分是未來國家能

20、源體系的重要組成部分，是用能終端實現綠色低碳轉型的重要載體， 是戰略性新興產業和未來產業重點發展方向是用能終端實現綠色低碳轉型的重要載體， 是戰略性新興產業和未來產業重點發展方向，進一步凸顯氫能作為能源屬性的重要戰略地位進一步凸顯氫能作為能源屬性的重要戰略地位。 我國氫氣年產量超我國氫氣年產量超 3300 萬噸，已初步掌握氫能產業鏈主要技術和工藝。萬噸，已初步掌握氫能產業鏈主要技術和工藝。我國是世界上最大的制氫國， 據中國氫能產業聯盟與石油和化學規劃院的統計， 2019 年我國氫氣產能約 4100 萬噸/年，產量約 3342 萬噸，按照能源管理，換算熱值占終端能源總量份額僅 2.7%。目前國內

21、已初步掌握氫能制備、儲運、加注、燃料電池和系統集成等主要技術和生產工藝，在部分區域實現燃料電池汽車小規模示范應用。全產業鏈規模以上工業企業超過 300 家，集中分布在長三角、粵港澳大灣區、京津冀等區域?？傮w來看，我國氫能產業仍處于發展初期，但制氫基礎良好，政策目標清晰，未來成長空間大。 圖圖1：2020 年我國氫氣來源占比年我國氫氣來源占比 圖圖2：2020 年我國氫氣主要消費途徑占比情況年我國氫氣主要消費途徑占比情況 數據來源：中國煤炭加工利用協會，東吳證券研究所 數據來源：中國煤炭加工利用協會，東吳證券研究所 重點突破“卡脖子”技術，擴大可再生能源制氫規模和應用比重重點突破“卡脖子”技術，

22、擴大可再生能源制氫規模和應用比重。氫能產業鏈鏈條長、 難點多， 現有技術經濟性還不能完全滿足實用需求， 亟需從氫能制備、 儲運、 加注、燃料電池、氫儲能系統等主要環節創新突破，重點突破“卡脖子”技術主要環節創新突破，重點突破“卡脖子”技術，降低氫能應用成本。根據氫能產業中長期發展規劃目標，1）到）到 2025 年：年：初步建立以工業副產氫和可再生能源制氫就近利用為主的氫能供應體系。燃料電池車輛保有量約 5 萬輛，部署建設煤制氫, 62%天然氣制氫, 19%工業副產氫, 18%電解水制氫, 1%生產合成氨, 37%生產甲醇, 19%煉油用氫, 10%直接燃燒, 15%其他用途, 18% 請務必閱

23、讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 6 / 38 一批加氫站。 可再生能源制氫量達到 10-20 萬噸/年， 成為新增氫能消費的重要組成部分，實現二氧化碳減排 100-200 萬噸/年。2）到）到 2030 年：年：形成較為完備的氫能產業技術創新體系、清潔能源制氫及供應體系，可再生能源制氫廣泛應用。3）到）到 2035 年：年：形成氫能產業體系，構建涵蓋交通、儲能、工業等領域的多元氫能應用生態?？稍偕茉粗茪湓诮K端能源消費中的比重明顯提升。 圖圖3：中國中國氫能產業發展中長期規劃氫能產業發展中長期規劃重點任務重點任務 數據來源：

24、國家發改委，能源局，東吳證券研究所 氫能滲透率有望提升，長期發展潛力廣闊。氫能滲透率有望提升，長期發展潛力廣闊。據中國氫能源及燃料電池產業白皮書2019/2020數據，至 2050 年，氫能在交通運輸、儲能、工業、建筑等領域廣泛使用，氫氣年需求量將提升至 6000 萬噸，在我國終端能源體系中占比達 10%，產業產值達 12萬億。 據中國煤炭加工利用協會數據， 2020 年我國超過 99%的制氫方式都屬于灰氫和藍氫，使用端仍有 15%的氫氣被直接燃燒，其他利用方式也較為粗放，無論是需求端還是供給端都存在較大的提升空間，產業發展潛力廣闊。 1.2. 政策支持不斷加碼，示范城市群加快氫能建設推廣政策

25、支持不斷加碼，示范城市群加快氫能建設推廣 國家層面政策加碼，指引性、補貼性、規范性配套政策日益完善。國家層面政策加碼，指引性、補貼性、規范性配套政策日益完善。近年來，我國加速布局氫能產業， 2019 年首次將氫能寫入政府工作報告， 此后多次出臺相關支持政策。 圖圖4：國家層面氫能政策國家層面氫能政策陸續出臺陸續出臺 請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 7 / 38 數據來源：各政府部門網站，東吳證券研究所 燃料電池“燃料電池“3+2”城市示范群格局形成，地方配套政策快速就位”城市示范群格局形成，地方配套政策快速就位。20

26、20 年 9 月五部委聯合發布了關于開展燃料電池汽車示范應用的通知 ，標志我國開始建設燃料電池示范區。2021 年 8 月，上海、京津冀、廣東三大城市群示范區首批入選，隨后河北城市群和河南城市群在第二批入選， “3+2”示范群共同推動氫燃料電池和氫能產業發展。在入選示范群后，各地方政府迅速出臺了相應補貼和指引政策，目前五大城市群都已經出臺了相應產業發展計劃。在其他地區，包括江蘇、浙江、四川等在內的超過 16 個省市都已經出臺了具體配套政策，力爭氫能領域先發優勢。據我們統計的地方性氫能產業規劃目標，政策要求到 2023 年加氫站建設不低于 322 個，氫燃料電池車累計推廣不低于23800 輛；到

27、 2025 年加氫站建設不低于 951 個，氫燃料電池車推廣數量超 77500 輛。 表表1：各省市各省市氫能及燃料電池車產業鏈相關政策氫能及燃料電池車產業鏈相關政策 省市省市 政策文件政策文件 發布發布 年份年份 目標目標 年份年份 加氫站目加氫站目標（個）標（個） 產業產值產業產值 （億元）（億元） 氫燃料電池車推廣氫燃料電池車推廣 固定發固定發電應用電應用 江蘇 江蘇省氫燃料電池汽車產業規劃 2019 2025 50 / 累計投放4000 500 座 廣州 廣州市氫能產業發展規劃（2019-2030） 2020 2025 50 600 燃料電池汽車占比30% 4 座 2030 100 2

28、000 / 10 座 請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 8 / 38 山東 山東省氫能產業中長期發展規劃（2020-2030年） 2020 2025 100 1000 累計推廣10000 100 座 2030 200 3000 累計推廣50000 / 北京 氫燃料電池汽車產業發展規劃 2020 2023 37 850 3000 / 2025 74 2400 3000 / 天津 天津市氫能產業發展行動方案(2020-2022 年) 2020 2022 10 150 1000 2 座 內蒙古 內蒙古自治區促進燃料電池汽車產

29、業發展若干措施(施行)(征求意見稿) 2020 2023 60 400 3830 / 2025 90 1000(燃料電池車) 10000 / 浙江 浙江省能源發展“十四五”規劃(征求意見稿) 2021 2022 30 100 1000 / 四川 四川省氫能產業發展規劃(2021-2025 年) 2021 2025 60 / 6000 5 座 河北 河北省氫能產業發展“十四五”規劃 2021 2022 25 150 1000 / 2025 100 500 10000 / 上海 上海市加快新能源汽車產業發展實施計劃 （2021-2025 年） 2021 2025 70 1000(燃料電池車) 10

30、000 / 重慶 關于印發重慶市氫燃料電池汽車產業發展指導意見的通知 2021 2022 10 / 800 / 2025 15 / 1500 / 寧夏 自治區人民政府辦公廳關于加快培育氫能產業發展的指導意見 2021 2030 1-2 / / / 河南 河南省氫能產業發展“十四五”規劃 2021 2023 50 150 3000 / 2025 100 1000 10000 2000 座 山西大同 大同市氫能產業發展規劃（2020-2030 年） 2021 2023 17 100 1000 / 2025 50 450 6300 / 2030 100 1600 57000 / 遼寧大連 大連市氫能

31、產業發展規劃（20202035 年） 2021 2025 15 400 1000 / 2035 80 2000 57000 / 深圳 深圳市氫能產業發展規劃（2021-2025 年） 2021 2025 10 500 1000 / 數據來源：各政府部門網站，東吳證券研究所 1.3. 制氫制氫-儲運儲運-加注加注-應用構成氫能全產業鏈應用構成氫能全產業鏈 氫能產業鏈從上游到終端下游分為生產、儲運、加注、終端運用四大環節。氫能產業鏈從上游到終端下游分為生產、儲運、加注、終端運用四大環節。1）制制氫：氫：主要有化石能源制氫、工業副產氫、電解水制氫等路線，氫氣的生產成本、純度、碳排放量依賴于工藝路線和

32、技術水平。2）儲運：）儲運：氫氣可通過氣態、液態、固態三種形式儲存并運輸至終端應用，目前國內氫氣運輸以長管拖車+高壓氣態儲存形式為主，液態儲運尚未大規模運用于民用領域，是未來的主要發展方向，固態儲運仍處于研發升級階段。3）加注：）加注：加氫站分為外供氫加氫站和站內制氫加氫站兩種，我國現有加氫站均為外供氫加氫站，即氫氣儲運至加氫站后在站內進行壓縮、存儲和加注。4）應用：）應用：氫氣下游應用廣泛，涉及交通、工業、能源和建筑領域等，交通領域為短期政策主要推廣的新興方向。 請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 9 / 38 圖圖5

33、：氫能產業鏈氫能產業鏈 數據來源： 中國氫能產業發展報告 2020 ，東吳證券研究所 2. 上游制氫：上游制氫：副產氫兼具減碳副產氫兼具減碳&成本優勢，綠氫長期降本空間大成本優勢，綠氫長期降本空間大 2.1. 三條主流制氫路徑，三條主流制氫路徑，制氫純度體現應用差異制氫純度體現應用差異 氫氣目前主氫氣目前主要有要有三種主流制取路徑：三種主流制取路徑：1）以煤炭、天然氣為代表的化石能源重整制化石能源重整制氫；氫；2）以焦爐煤氣、氯堿尾氣、丙烷脫氫為代表的工業副產氣制氫；工業副產氣制氫；3）電解水制氫。）電解水制氫。此外其他制氫方式包括生物質制氫、太陽能光催化分解水制氫、核能制氫等，但此類制氫方式

34、多處于試驗和開發階段， 尚未形成工業化應用。 我國氫能的生產利用已較為廣泛，制成的氫氣主要應用在工業原料或生產供熱中，工業制氫已經成為較多化工、新能源、環保企業的主營業務之一。 圖圖6：主流主流制氫制氫工藝類型工藝類型 數據來源： 中國氫能源及燃料電池產業白皮書 2020 ，東吳證券研究所 請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 10 / 38 高純度高純度+低硫低硫+低碳的氫氣制取低碳的氫氣制取為未來為未來燃料電池用氫的燃料電池用氫的攻關攻關重重點點。 1）從供給端制氫純度來看，從供給端制氫純度來看，氫氣品質取決于制取工藝

35、和提純方式，氫氣純化技術一般包括變壓吸附（PSA） 、低溫分離、膜分離、金屬氫化法和氫化脫氫法等，其中變壓吸附工藝成熟成本低， 為當前最常用的提純方式。 化石能源制氫通常采用制取+提純一體化裝置，未區分提純成本，工業副產氫提純成本通常為 0.10.7 元/Nm。經提純后，煤制氫所得氫氣純度為 99.90%，天然氣制氫和工業副產氫純度可以達到 99.99%以上，PDH 副產氫和堿性電解水制氫的純度可達 99.999%。質子交換膜電解水的產物中純度最高，可達 99.9995%以上，但尚未實現產業化應用。 表表2：各類工藝制取氫氣的純度各類工藝制取氫氣的純度比較比較 類型類型 制取技術制取技術 初產

36、物初產物氫含量（氫含量（%） 提純技術提純技術 氫氣純度（氫氣純度（%） 化石能源制氫 煤制氫 4854 甲烷化 97.16 一段法 PSA、二段法PSA、PSA 與膜分離耦合 99.90 天然氣制氫 7580 變壓吸附提純 99.99 工業副產氫 焦爐煤氣 約 44 變壓吸附提純 99.99 氯堿化工 98.50 99.99 丙烷脫氫（PDH） 99.80 99.999 乙烷裂解 95.00 99.99 合成氨和合成甲醇 1855 99.99 電解水制氫 堿性電解 99 催化脫氧、變溫吸附、鈀膜分離 99.999 質子交換膜電解 / / 99.9995 固體氧化物電解 / / 99.99 數

37、據來源： 中國氫能產業發展報告 2020 ， 不同氫氣凈化提純技術在煤制氫中的經濟性分析 ， 淺談氫氣提純方法的選取 ，東吳證券研究所 2）從需求端各類用氫標準來看）從需求端各類用氫標準來看，參考國家標準，質子交換膜燃料電池用氫氣的純度要求為 99.97%，低于工業用純氫、高純氫、超純氫的純度要求，但對雜質含量的要求更為嚴格，其中 CO 含量要求為高純氫的 1/5，總硫（以 H2S 計）要求控制在 4ppb 含量以下，主要是 CO 和硫化物對燃料電池催化劑具有毒化作用。在實際應用中，一般要求車用主流燃料電池技術質子交換膜燃料電池（PEMFC）需要氫氣純度大于 99.99%，部分燃料電池廠商要求

38、其燃料電池必須使用水電解制氫， 主要考慮到水電解制取的氫氣不含硫成分。 表表3：氫氣應用標準氫氣應用標準 國標國標 GB/T37244GB/T37244- -20182018 GB/T3634.2GB/T3634.2- -20112011 GB/T16942GB/T16942- -20092009 GB/T3634.1GB/T3634.1- -20062006 應用行業 PEM-FC 汽車 電子工業、石油化工、金屬冶煉、科學研究 電子工業 石油、食品、精細化工、玻璃、人造寶石 氫氣品類 純氫 高純氫 超純氫 優等品 一級品 合格品 H2(%) 99.97 99.99 99.999 99.999

39、9 99.9999 99.9997 99.9995 99.95 99.5 99 單類雜質的最大濃度（ mol/mol） 請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 11 / 38 H20 5 10 3 0.5 0.2 0.2 0.5 / / / CH4 2 10 1 0.2 0.05 0.2 0.5 / / / O2 5 5 1 0.2 0.2 0.2 0.5 100 2000 4000 Ar 100 供需商定 供需商定 / / / 400 3000 6000 N2 60 5 0.4 0.5 2 2 He 300 / / / /

40、 / / / / / CO2 2 5 1 0.1 0.05 0.2 0.5 / / / CO 0.2 5 1 0.1 0.05 0.5 / / / 總硫(H2S) 0.004 / / / / / / / / / HCHO 0.01 / / / / / / / / / HCOOH 0.2 / / / / / / / / / NH3 0.1 / / / / / / / / / 總鹵化物 0.05 / / / / / / / / / 數據來源：中國標準化研究院，東吳證券研究所 雙碳背景下，雙碳背景下，制氫將逐步由灰氫和藍氫轉向綠氫為主。制氫將逐步由灰氫和藍氫轉向綠氫為主。國內現階段氫氣主要由化石能源

41、制氫或副產氫獲得，所獲得的氫氣多為灰氫和藍氫，仍然存在一定程度的碳排放和環境污染。為實現碳減排和化石能源替代的目標，后續主要有兩種發展路徑：1）發展藍）發展藍氫氫，即在灰氫制作過程中結合 CCUS 降低碳排放，但化石能源制氫及工業副產氫最多只能降低 80%碳排放，更多是向綠氫轉變中的過渡階段。2）發展綠氫）發展綠氫，即待可再生能源占比提升、電價成本下降、電解槽技術升級成本下降后，全面推廣電解水制氫，通過綠氫助力深度脫碳，推動雙碳目標的實現。 表表4：主要制氫路徑及其優缺點主要制氫路徑及其優缺點 制氫方法制氫方法 原料原料 優點優點 缺點缺點 適用范圍適用范圍 碳排放碳排放(kgCO2/kgH2

42、) 制氫效率制氫效率（噸）（噸） 灰氫 化石能源制氫 煤 技術成熟、成本低 儲量有限，制氫過程存在碳排放問題，須提純及去除雜質 合成氨、合成甲醇、石油煉制 傳統煤氣化 19 噸煤制氫0.110.13 噸 天然氣 技術成熟、耗水量小，氫氣產率高 / SMR 9.5 噸天然氣制氫 0.230.37噸 工業副產氫 焦爐煤氣、化肥工業、氯堿、輕烴利用等 成本低、效率高 須提純及雜質去除，無法作為大規模集中化的氫能供應源 合成氨、石油煉制 焦爐氣制氫 5 噸焦炭制氫0.017 噸 噸燒堿制氫0.024 噸 氯堿制氫 5 噸合成氨制氫 0.04 噸 藍氫 結合CCUS技術 灰氫原料+CCUS 碳排放量小

43、成本高，經濟性尚未體現 灰氫制備路徑 傳統煤氣化+CCUS 2 / SMR+CCUS1 綠氫 電解水制氫 電、水 工藝簡單，無碳排放 尚未實現規?；瘧?，成本較高 結合可再生能源制氫；電子/有色等對氫氣純度要求較高的行業 電網電力 3845 / 水電風電 1 光伏發電3 數據來源： 中國氫能產業發展報告 2020 ，車百智庫，東吳證券研究所 請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 12 / 38 2.2. 化石能源制氫技術成熟，化石能源制氫技術成熟，成本低碳排高成本低碳排高 2.2.1. 煤制氫成本約煤制氫成本約 10 元元

44、/kg，考慮碳捕集后成本約，考慮碳捕集后成本約 16 元元/kg 煤制氫成本的主要影響因素為煤炭價格煤制氫成本的主要影響因素為煤炭價格，當當煤炭價格煤炭價格為為 450 元元/噸時噸時，煤制氫成本煤制氫成本約約 10 元元/kg。煤制氫成本測算關鍵假設如下： 1） 制氫規模：制氫規模：以單個項目為例，假設制氫裝置規模為 90000m/h。 2） 總投資：總投資：建設投資共 12.4 億元（裝置界區內，建設投資不含征地費以及配套儲運設施） ，折舊年限 10 年，殘值率 5%，年修理費 3%，采用線性折舊。 3） 煤炭成本：煤炭成本：煤炭不含稅價格為 450 元/噸?？紤]生產過程的轉換關系，假設每

45、立方米氫氣所需煤炭為 0.76kg，約合每千克氫氣煤炭成本 3.8 元。 4） 其他原其他原料成本：料成本：假設氧氣外購價格為 0.5 元/m，電價為 0.56 元/度，新鮮水價格為 4 元/m， ；同時假設每立方米氫氣所需氧氣 0.42m，電 0.043 度。 5） 財務費用：財務費用：按建設資金 70%貸款，年利率為 5%。 經測算，在在煤炭價格為煤炭價格為 450 元元/噸的情況下，煤制氫成本為噸的情況下，煤制氫成本為 9.73 元元/kg，此時煤炭成此時煤炭成本約占總成本本約占總成本 39%。煤制氫工藝下，每制備 1kg 氫氣會伴生約 19kg 二氧化碳，產生考考慮慮碳捕集碳捕集情況下

46、成本為情況下成本為 16.38 元元/kg，此時產品氫由灰氫轉為藍氫。根據敏感性測算，當當煤炭價格煤炭價格在在 2001000 元元/噸噸時，時，不考慮碳捕集成本時不考慮碳捕集成本時煤制氫成本介于煤制氫成本介于 7.6214.39 元元/kg。 表表5：煤制氫成本測算煤制氫成本測算煤炭價格假設為煤炭價格假設為 450 元元/ 噸噸 成本成本 按體積（元按體積（元/m3） 按質量（元按質量（元/kg） 煤炭 0.340 3.808 氧氣 0.210 2.352 輔助材料 0.043 0.482 燃料動力能耗 0.069 0.773 電 0.024 0.269 循環水 0.008 0.090 新鮮

47、水 0.001 0.011 脫鹽水 0.036 0.403 直接工資 0.012 0.134 制造費用 0.135 1.512 財務及管理費 0.060 0.672 成本（標準狀態）成本（標準狀態） 0.8690.869 9.7339.733 數據來源： 煤制氫與天然氣制氫成本分析及發展建議 ，東吳證券研究所 圖圖7：煤制氫成本對煤炭價格的敏感性測算煤制氫成本對煤炭價格的敏感性測算 請務必閱讀正文之后的免責聲明部分請務必閱讀正文之后的免責聲明部分 東吳證券研究所東吳證券研究所 行業深度報告 13 / 38 注：橫軸為煤炭單價，單位“元/噸” ；縱軸為制氫成本，單位“元/kg” 數據來源： 煤制

48、氫與天然氣制氫成本分析及發展建議 ，東吳證券研究所 2.2.2. 天然氣制氫成本天然氣制氫成本約約 15 元元/kg，考慮碳捕集后成本約，考慮碳捕集后成本約 18 元元/kg 天然氣天然氣制氫成本的主要影響因素為制氫成本的主要影響因素為天然氣天然氣價格價格， 當天然氣價格為當天然氣價格為 2.5 元元/m時， 天然時， 天然氣制氫成本約氣制氫成本約 15 元元/kg。測算關鍵假設如下： 1） 制氫規模：制氫規模：以單個項目為例，假設制氫裝置規模為 90000m/h。 2） 總投資：總投資：建設投資共 6 億元（裝置界區內，建設投資不含征地費以及配套儲運設施） ，折舊年限 10 年，殘值率 5%

49、，年修理費 3%，采用線性折舊。 3） 天然氣成本：天然氣成本：假設天然氣不含稅價格為 2.5 元/m，每立方米氫氣所需天然氣為0.4 m，對應每千克氫氣生產需要天然氣成本 11.2 元。 4） 其他原其他原料成本：料成本：假設電價為 0.56 元/度，新鮮水價格為 4 元/m，3.5MP 蒸汽價格為 100 元/噸，1.0MP 蒸汽價格為 70 元/噸。 5） 財務費用：財務費用：按建設資金 70%貸款，年利率為 5%。 經測算， 在天然氣在天然氣價格為價格為 2.5 元元/m的情的情況下，況下，天然氣天然氣制氫成本為制氫成本為 14.61 元元/kg， 天然天然氣成本約占總成本氣成本約占總

50、成本 77%。天然氣制氫工藝下，每制備 1kg 氫氣會伴生約 9.5kg 二氧化碳，考慮碳捕捉情況下，考慮碳捕集情況下成本為考慮碳捕集情況下成本為 17.93 元元/kg，此時產品氫由灰氫轉為藍氫。根據敏感性測算，當天然氣價格當天然氣價格在在 15 元元/m時，時，不考慮碳捕集時不考慮碳捕集時天然氣制氫成天然氣制氫成本本介于介于 7.8825.80 元元/kg。 表表6：天然氣制氫成本測算天然氣制氫成本測算天然氣價格天然氣價格假設為假設為 2.5 元元/ m 成本 按體積（元/m3） 按質量（元/kg） 天然氣 1.000 11.200 輔助材料 0.014 0.157 燃料動力能耗 0.18