氫能行業產業深度研究報告：制氫格局短期煤氣化有優勢長期PEM制氫空間大-220522（41頁）.pdf

1、 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 1/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 分析師：張錦分析師：張錦 執業證書編號：S0890521080001 電話：021-20321304 郵箱： 銷售服務電話： 021-20515355 投資要點： 目前國內的主流制氫工藝模式有工業副產氫、煤氣化、天然氣制氫、甲醇制氫、水電解等五種方式。本報告將從資源、成本、碳排放約束、技術等四方面入手，對上述五種制氫方式進行研究，分析制氫供給格局演變：短期煤氣化制氫有優勢，長期 PEM 制氫空間大。 從資源端看，國內煤制氫、電解水制氫擁有資源優勢；焦爐煤氣制氫面臨焦炭供給下降、原料氣減少的

2、影響；國內天然氣進口依賴度高，制氫面臨原料供給緊張；甲醇作為二次能源，制氫將面臨下游其他行業對資源擠占。 從制造成本模擬來看， 國內煤氣化制氫成本最低， 在其他制氫模式上部分擁有資源（天然氣、甲醇、工業電價）價格優勢的地區制氫成本較低。2022 年以來受煉焦煤、天然氣、甲醇價格上漲的影響，相關鏈條制氫成本均有一定程度上漲。從投資強度來看，焦爐煤氣副產氫和甲醇制氫最低，天然氣制氫次之，電解水制氫最高。 從碳排放約束來看，煤氣化制氫碳排放強度最高，如按照 2022 年 4月的平均碳價，煤氣化制氫成本增加 0.12 元/m3；但煤氣化制氫也具備實現更經濟 CCS 的潛力；如采用煤制氫+CCS 技術，

3、成本增加 0.7 元/m3-0.8 元/m3。甲醇制氫碳排放次之。焦爐煤氣和天然氣制氫碳排放整體接近，較低。 如考慮煤氣化制氫+CCS 模式， 則與國內部分地區天然氣制氫成本接近；未來外購電力價格下降，或采用離網可再生能源自發電模式，電解水制氫成本將與煤氣化制氫+CCS 成本接近。 堿性電解制氫未來的降本空間主要來自于電價和能耗降低。如到2035年可再生能源上網電價0.2元/kw.h和2050年可再生能源上網電價0.13元/kw.h，堿性電解水制氫的平均降本空間在 24%和 36%。到 2025 年隨著電解能耗效率提升，降本空間約 24%；相關折舊減少帶來的降本幅度 1-2%。 PEM 電解制

4、氫未來的降本空間主要來自于電價和能耗降低、壽命延長、設備折舊降低，以及規模效率。到 2035 年和 2050 年 PEM 電解水制氫的平均降本空間在 22%和 31%。到 2025 年 PEM 電解能耗效率提升，PEM電解水制氫降本空間約 24%；折舊下降幅度約 6-8%；電堆壽命提升，預計帶來折舊成本降低 30%-40%。同時更大的降本空間來自于規模效率。 投資建議： 短期煤氣化制氫占據資源、 成本優勢， 同時技術成熟度高；且其投資強度高，關注產業鏈上游的相關設備制造和工程類公司。 長期電解水制氫，尤其是 PEM 制氫依托技術進步和材料突破，其降本空間大，同時在離網模式下與再生能源發電適配性

5、強， 受益電價下行的優勢更明顯； 關注PEM 制氫產業鏈上聚焦質子膜、催化劑、雙極板、電解槽制造的相關公司。 風險提示： 電解水制氫技術進步和材料突破進展緩慢， 國內碳排放約束低于預期。 相關研究報告相關研究報告 撰寫日期：撰寫日期：2022 年年 05 月月 22 日日 證券研究報告證券研究報告-產業研究專題報告產業研究專題報告 制氫格局：短期煤氣化有優勢，長期制氫格局：短期煤氣化有優勢，長期 PEM 制氫空間大制氫空間大 氫能產業深度研究氫能產業深度研究報告報告 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 2/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 內容目錄內容目錄 1.

6、前言：尋找雙碳戰略下制氫供給格局演變邏輯前言：尋找雙碳戰略下制氫供給格局演變邏輯 . 5 2. 焦爐煤氣制氫：成本低、潛力大，但面臨焦炭供給減少帶來的原料氣下降的影響焦爐煤氣制氫：成本低、潛力大，但面臨焦炭供給減少帶來的原料氣下降的影響 . 7 3. 煤氣化制氫：擁有成本和資源優勢，面臨碳排放約束大，具備經濟性實現煤氣化制氫：擁有成本和資源優勢，面臨碳排放約束大，具備經濟性實現 CCS 的潛力的潛力 . 11 4. 天然氣制氫：國內原料資源進口依賴度高，天然氣制氫：國內原料資源進口依賴度高，區域制氫成本差別大區域制氫成本差別大 . 16 5. 甲醇制氫：原材料是二次能源產品，制氫將面臨下游其他

7、行業對資源擠占甲醇制氫：原材料是二次能源產品，制氫將面臨下游其他行業對資源擠占 . 20 6. 電解水制氫：資源優勢逐步建立，未來降本幅度可期，產業空間大電解水制氫：資源優勢逐步建立，未來降本幅度可期，產業空間大 . 24 6.1. 堿性電解水（AWE）制氫：技術相對成熟，未來有一定降本空間 . 26 6.2. 質子膜（PEM）電解水制氫：與可再生能源發電適配性強，預計未來降本幅度大 . 31 6.3. 高溫固體氧化物（SOEC）電解水制氫：技術仍然處于實驗階段 . 35 7. 制氫格局演變：短期煤氣化制氫成本優勢還在，長期電解水制氫降本空間大制氫格局演變：短期煤氣化制氫成本優勢還在，長期電解

8、水制氫降本空間大 . 36 8. 投資建議投資建議 . 40 9. 風險提示風險提示 . 40 圖表目錄圖表目錄 圖 1：中國氫氣產量情況 . 5 圖 2：國內制氫模式占比 . 5 圖 3：燃料電池汽車產銷量 . 6 圖 4：國內 4N 級以上高純度氫氣價格 . 6 圖 5：焦爐煤氣制氫工藝原理 . 7 圖 6：中國焦炭產量及同比 . 8 圖 7：中國焦爐煤氣產量測算 . 8 圖 8：2021 年國內焦炭產量及占比 . 9 圖 9：焦爐煤氣制氫推算成本和煉焦煤價格指數 . 10 圖 10：煤氣化制氫工藝流程圖 . 12 圖 11：國內煤炭儲量 . 13 圖 12：國內原煤產量情況 . 13 圖

9、 13：國內汽油和柴油產量情況 . 13 圖 14：國內合成氨產量和產能 . 13 圖 15：2021 年國內汽柴油產量及占比 . 14 圖 16：國內合成氨產量及占比 . 14 圖 17：國內褐煤價格 . 15 圖 18：內蒙、華南、華東地區煤氣化制氫成本測算 . 15 圖 19：天然氣制氫工藝流程 . 17 圖 20：天然氣制氫工藝布局 . 17 圖 21：國內天然氣產量和消費量 . 18 圖 22：國內天然氣進口量 . 18 圖 23：中國和世界天然氣已探明儲量 . 18 圖 24：國內天然氣消費結構 . 18 圖 25：工業天然氣價格 . 19 圖 26：測算天然氣制氫成本 . 19

10、圖 27：甲醇水蒸氣重整制氫工藝原理 . 20 lUeZrPtQrMmRmNtNpM6MaO7NtRrRpNsQfQqQrMjMtRsO9PrQmMNZoMtOuOoNrP 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 3/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 圖 28：甲醇水蒸氣重整制氫工藝布置圖 . 20 圖 29：甲醇下游需求結構 . 21 圖 30：國內甲醇產量及產能 . 21 圖 31：國內甲醇進出情況 . 22 圖 32：國內甲醇表觀消費量 . 22 圖 33：甲醇價格與秦皇島動力煤價格 . 22 圖 34：甲醇市場價格 . 22 圖 35：甲醇制氫成本測算 . 2

11、3 圖 36：風電和光伏新增裝機容量及同比 . 24 圖 37：風電和光伏裝機容量及占比 . 24 圖 38：棄風電量及棄風率 . 25 圖 39：棄光電量及棄光率 . 25 圖 40：AWE 制氫技術原理 . 26 圖 41：典型的 AWE 制氫工藝和工廠設計 . 26 圖 42：AWE 電解水制氫成本及電力成本占比 . 29 圖 43：AWE 電解水制氫固定資產折舊占比 . 29 圖 44：AWE 堿性電解槽成本結構 . 30 圖 45：AWE 堿性電解槽學習效率 . 30 圖 46：PEM 電解水制氫工藝原理 . 31 圖 47：典型的 PEM 電解水制氫工藝和工廠設計 . 31 圖 4

12、8：PEM 電解水制氫成本及電力成本占比 . 33 圖 49：PEM 電解水制氫固定資產折舊占比 . 33 圖 50：PEM 電解槽成本占比 . 35 圖 51：PEM 電解槽學習速率 . 35 表 1：制氫工藝方式 . 7 表 2：云煤能源焦炭和焦爐煤氣產量 . 7 表 3：焦爐煤氣成分 . 8 表 4：焦爐煤氣制氫潛在產量規模 . 8 表 5：部分焦爐煤氣制氫投資情況 . 9 表 6：煤氣成本推算 . 10 表 7：2022 年以來國內大型煤氣化制氫項目 . 14 表 8：國內部分煤氣化制氫項目 . 15 表 9：部分天然氣制氫項目投資情況 . 18 表 10：金宏氣體高純氫業務相關數據

13、. 20 表 11：近年國內甲醇制氫項目投資情況 . 22 表 12：華特氣體甲醇制氫相關數據 . 24 表 13：3 種電解水技術的基本性能參數比較 . 25 表 14：并網式和離網式電解水制氫 . 26 表 15：國內部分 AWE 電解水制氫項目投資情況 . 28 表 16：AWE 電解槽技術經濟指標 . 30 表 17：PEM 電解技術經濟指標 . 32 表 18：中石化燕山分公司 PEM 制氫投資情況 . 32 表 19：部分海外公司 PEM 制氫 . 35 表 20：電解水制氫設備市場排名 . 39 表 21：2021 年以來國內企業進軍制氫設備制造情況 . 39 敬請參閱報告結尾處

14、免責聲明 華寶證券 4/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 表 22：電解水制氫產業鏈相關公司 . 40 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 5/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 1. 前言前言：尋找雙碳戰略下：尋找雙碳戰略下制氫供給格局演變邏輯制氫供給格局演變邏輯 氫能是一種來源豐富、綠色低碳、應用廣泛的二次能源，隨著制氫、氫能儲運及燃料電池技術的發展，正逐步成為全球能源轉型發展的重要載體之一。 經過多年的工業積累，我國已是世界上最大的制氫國，2021 年我國氫氣產量約 3300 萬噸。 從供給結構來看， 目前我國氫氣供給仍然以化石能源

15、制氫為主； 根據中國氫能聯盟統計，目前煤制氫占比 63%，天然氣制氫占比 13%，工業副產氣制氫占比 21%，電解水制氫 3%。 圖 1：中國氫氣產量情況 圖 2：國內制氫模式占比 資料來源：中國氫能聯盟，華寶證券研究創新部 資料來源：中國氫能聯盟，華寶證券研究創新部 2020 年我國發布“2030 年碳達峰、2060 年碳中和”宣言；2021 年國務院印發2030年前碳達峰行動方案 。從降碳的路徑來看，主要包括需求端節約能源、提高能源利用效率，供給端調整能源結構、大力發展低碳能源，同時發展碳匯、碳捕集。氫能在這三方面都發揮著不可替代的作用： 在節能和能效提升方面，氫能在燃料電池應用上，能量轉

16、換不受“卡若循環”限制，能量轉換效率高于傳統發電模式和燃油車，大大提高能效，通過帶來一次能源化石能源的使用減少，從而實現降碳。 在調整能源結構方面，氫能能夠很好地解決光伏、風力等可再生能源的時空不穩定性，通過儲能方式與需求端形成匹配。是連接可再生能源和用戶的橋梁，能夠促進一次能源中可再生能源占比的提升，最終實現能源供給低碳化。 在碳捕集方面，煤炭清潔利用可以借助煤制氫、大規模碳捕集（CCU）實現藍氫，實現能源供給； 同時 CO2 通過加氫催化， 能夠制造甲醇、 甲烷、 乙烯等重要化工品。氫能與碳捕集形成協同發展，共同降碳。 2022 年 3 月國家發改委、 能源局聯合印發 氫能產業發展中長期規

17、劃 （2021-2035 年） ，規劃對氫能的定位是：氫能是未來國家能源體系的重要組成部分、氫能是用能終端實現綠色低碳轉型的重要載體、氫能產業是戰略性新興產業和未來產業重點發展方向。規劃對氫能未來的供給和需求都做出了戰略設計，氫能在國內經濟結構地位再次提高。 規劃目標： 到 2025 年形成較為完善的氫能產業發展制度政策環境， 產業創新能力顯著提高， 基 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 6/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 本掌握核心技術和制造工藝，初步建立較為完整的供應鏈和產業體系。氫能示范應用取得明顯成效，清潔能源制氫及氫能儲運技術取得較大進展，市場競爭力

18、大幅提升，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，部署建設一批加氫站?？稍偕茉粗茪淞窟_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。 到 2030 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，產業布局合理有序，可再生能源制氫廣泛應用，有力支撐碳達峰目標實現。 到 2035 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，對能源綠色轉型發展起到重要支撐作用。 從需求端來看，作為氫能最重要的應用領

19、域，規劃提出到 2025 年燃料電池車輛保有量 5萬輛。根據中國汽車工業協會發布的數據，截止 2021 年國內燃料電池車保有量 1.07 萬輛。2021 年 8 月財政部等五部委發布關于啟動新一批燃料電池汽車示范應用工作的通知 ，在北京市、上海市、廣東省等城市群將啟動實施燃料電池汽車示范應用工作，開展已獎代補。2021 年燃料電池車銷量 1596 量。整體來看，十四五期間國內燃料電池車銷量需要實現高增長，才能實現保有量目標。 作為工業代碳的重要方式，氫能在重化工行業產業化探索也在逐步推進。 十四五工業綠色發展規劃明確提出鼓勵氫能等替代能源在鋼鐵、水泥、化工等行業的應用；2021 年國內最大的鋼

20、鐵企業集團中國寶武發布碳達峰行動方案，明確高爐富氫、氫冶金是為未來六大降碳技術路徑，目前中國寶武在新疆、廣東湛江投資建設相關涉氫項目。 從氫氣市場來看，2021 年年末以來國內大部分地區高純氫價格出現一波大幅上漲。根據隆眾化工統計的數據，4 月廣東市場 4N 級高純氫平均價格 4.5 元/Nm3，相比 2021 年年中上漲 29%；陜西上漲 40%；北京、江蘇、重慶等地區價格均有一定程度上漲。 圖 3：燃料電池汽車產銷量 圖 4：國內 4N 級以上高純度氫氣價格 資料來源：中汽協，華寶證券研究創新部 資料來源：隆眾化工，華寶證券研究創新部 從供給端來看，氫作為二次能源，在地球上幾乎沒有現存的氫

21、，必須將含氫物質加工后方能得到氫氣。最豐富的的含氫物質是水（H2O） ，其次就是各種化石燃料及各種生物質。從技術原理來看，制氫方式有十多種。目前國內的主流制氫工藝模式有工業副產氫、煤氣化、天然氣制氫、甲醇制氫、水電解等五種方式。 本報告將從資源、成本、碳排放約束、技術等四方面入手，對上述五種制氫方式進行研究，分析制氫供給格局演變邏輯。 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 7/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 表 1：制氫工藝方式 制氫工藝制氫工藝 主要原料主要原料 技術成熟度技術成熟度 工業應用情況工業應用情況 工業復產氫 焦爐煤氣、煉廠重整副產物、低碳烷烴 成熟

22、 已工業化應用 煤氣化法 煤、石油焦 成熟 大規模應用 甲烷蒸汽轉化 天然氣 成熟 大規模應用 甲醇蒸汽轉化 甲醇 成熟 已工業化應用 水電解法 水 接近成熟 已工業化應用 資料來源： 制氫工藝與技術 ，華寶證券研究創新部 2. 焦爐煤氣制氫焦爐煤氣制氫：成本低成本低、潛力大、潛力大，但面臨焦炭供給減少，但面臨焦炭供給減少帶來的原帶來的原料氣下降的影響料氣下降的影響 焦爐煤氣制氫工藝簡單、技術成熟： 焦爐煤氣制氫采用變壓吸附回收焦爐煤氣的氫，其主要原理是使用固體吸附劑來選擇氣體吸附，并且隨著氣壓的下降，氣體在吸附劑中的吸附特性會降低。氣體混合物的完全分離和吸附的恢復是通過真空和非氫過程完成。由

23、于焦爐煤氣成分復雜且產品氫純度要求高，在清潔原料氣之前，需要脫除雜質較多，必須對 PSA 進行調整以適應原料氣成分。整個過程分為以下幾個處理部分：壓縮、預處理、變壓吸附（PSA）和脫氧干燥。 圖 5：焦爐煤氣制氫工藝原理 資料來源：焦爐煤氣制氫方法的比較及成本分析、華寶證券研究創新部 焦爐煤氣制氫焦爐煤氣制氫供給供給釋放潛力大，但面臨焦炭供給減少釋放潛力大，但面臨焦炭供給減少帶來的原料氣下降的影響帶來的原料氣下降的影響 焦爐煤氣是煉焦副產品，焦爐煤氣產量受配煤成分比重的影響較大，揮發分較高的煤種焦爐煤氣產量高，反之亦然。根據云煤能源披露的數據，可以測算 1 噸焦炭產生約 400m3 的焦爐煤氣

24、。 表 2：云煤能源焦炭和焦爐煤氣產量 2019 年年 2020 年年 2021 年年 焦炭產量（萬噸） 2,067,906.24 2,073,408.02 1,843,880.00 焦爐煤氣產量（萬立方米） 85,535.98 80,454.90 73,704.00 1 噸焦炭產生煤氣量（立方米/噸） 413.6357 388.0322 399.7223 資料來源：云煤能源，華寶證券研究創新部 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 8/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 根據上海鋼聯統計，截止 2021 年末中國焦炭產能 52588 萬噸，2021 年國內焦炭產量4

25、6445.8 萬噸，同比-2.2%?？梢詼y算 2021 年國內焦爐煤氣產量 1858 億立方米。 圖 6：中國焦炭產量及同比 圖 7：中國焦爐煤氣產量測算 資料來源：Wind，華寶證券研究創新部 資料來源：Wind，華寶證券研究創新部 根據焦爐煤氣制氫方法的比較及成本分析焦爐煤氣中含氫量在 55%左右，測算 2021年國內潛在焦爐煤氣制氫量為 1022 億立方米，折合約 912 萬噸。 表 3：焦爐煤氣成分 成分成分 H2 O2 CO CO2 CH4 C2-C5 /% 55 0.44 8.5 6 24 3.6 成分 苯 焦油 萘 H2S 有機硫 mg/m3 0.5 550 600 3000-4

26、5000 180 資料來源： 焦爐煤氣制氫方法的比較及成本分析 、華寶證券研究創新部 表 4：焦爐煤氣制氫潛在產量規模 焦炭產能 （萬噸）焦炭產能 （萬噸） 焦炭產量 （萬噸）焦炭產量 （萬噸） 焦爐煤氣產量焦爐煤氣產量（億立方米）（億立方米） 潛在氫氣產量潛在氫氣產量（億立方米）（億立方米） 潛在氫氣產量潛在氫氣產量（萬噸）（萬噸） 52588 46446 1858 1022 912 資料來源：鋼聯終端，華寶證券研究創新部 氫能價值的提高，越來越多的鋼企和獨立焦化企業氫能價值的提高，越來越多的鋼企和獨立焦化企業重新審視重新審視焦爐煤氣焦爐煤氣價值，進行副產價值，進行副產制制氫氫。焦爐煤氣以往

27、在鋼廠主要作為熱源用來燃燒加熱，對于獨立焦化廠主要用來供給市政燃氣。隨著國內經濟進入低碳發展時期，氫能在代碳、減碳方面的價值凸顯，越來越多的企業重新審視焦爐煤氣價值，近年來包括中國寶武、鞍鋼集團、河鋼集團等鋼鐵企業，以及中國旭陽、美錦能源、山西鄭旺等獨立焦化企業都在推進焦爐煤氣副產制氫項目。 國內焦炭供給進入了平臺區國內焦炭供給進入了平臺區，焦爐煤氣制氫面臨原料氣減少帶來的影響，焦爐煤氣制氫面臨原料氣減少帶來的影響。自 2018 年發布打贏藍天保衛戰三年行動計劃以來，國內重點地區推進焦爐淘汰工作；河北、山東、河南省要按照 2020 年底前煉焦產能與鋼鐵產能比達到 0.4 左右的目標，制定“以鋼

28、定焦”方案，加大獨立焦化企業淘汰力度，根據上海鋼聯統計截止 2021 年國內焦炭產能 5.26 億噸，2018 年以來減少 4000 萬噸。受焦爐去產能和以鋼定焦政策的驅動，2019 年以來國內焦炭產量進入平臺期， 2021 年我國焦炭產量 4.64 億噸，同比減少 2.2%。十四五焦化行業一方面面臨節能、降碳壓力，同時疊加下游鋼鐵產量增速放緩，國內焦炭產量業進入了平臺期。焦爐煤氣制氫面臨原料氣減少帶來的影響。 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 9/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 區域上，華北、西北地區更具備條件利用焦炭副產煤氣制氫。區域上，華北、西北地區更具

29、備條件利用焦炭副產煤氣制氫。從國內各區域的焦炭產量來看，2021 年華北四省焦炭產量 18726 萬噸，占全國比重 40.3%，西北五省焦炭產量 8443萬噸，占全國比重 18.2%。華北和西北是國內焦炭重要產區，更具備條件利用焦炭副產煤氣制氫。 圖 8：2021 年國內焦炭產量及占比 資料來源：國家統計局，華寶證券研究創新部 焦爐煤氣制氫成本：焦爐煤氣制氫成本：煉焦煤價格的上升對制氫成本形成壓力煉焦煤價格的上升對制氫成本形成壓力 投資成本：焦爐煤氣投資涉及到煤氣壓縮、PSA、干燥、充裝等主體設備，以及土建施工、公輔裝置等；從近兩年的部分焦爐煤氣制氫的投資項目來看，其投資強度在 1.7 萬元/

30、 Nm3.H2.4萬元/ Nm3.H。 表 5：部分焦爐煤氣制氫投資情況 制氫規模制氫規模 投資規模投資規模 占地面積占地面積 投資強度投資強度（萬元（萬元/Nm3.H） 廣東寶氫科技（2022 年） 8000Nm3/h； 氫氣純度99.999% 項目總投資 14145 萬元， 其中環保投資 50 萬元；含充裝設備，出口壓力 20Mpa 項目占地面積 20114m2，建筑面積 2639 m2 1.77 廣西鋼鐵焦爐煤氣制氫 （2021 年） 1500Nm3/h； 氫氣純度99.999% 總投資 3255.71 萬元 項目用地面積為2600m2 2.17 山西鄭旺氫能源科技 （2022 年） 1

31、2000Nm3/h；氫氣純99.97% 總投資為 28201.91 萬元；含充裝設備，出口壓力 20Mpa 項目占地約 5.5 公頃，主裝置區占地4.38 公頃 2.35 資料來源：項目環境評價公示，華寶證券研究創新部 制造成本推算： 固定成本：按照 1000 Nm3/h，投資強度 2.1 萬元/ Nm3.h（取三個項目投資強度的平均值） ，折舊年限 20 年；其他固定費用包括：維修費用按照設備購置及安裝費的 2來計算，工作人員按照 10 人（每人 20 萬元）考慮。 可變成本： 單耗 1.82m3 焦爐煤氣/m3 （H2） ， 34k 循環水/m3 （H2） 、 水價格取 0.003 敬請參

32、閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 10/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 元/kg，0.3kWh 電/m3（H2） 、電價按照區域工業用電價格推算。 焦爐煤氣成本按照焦炭成本、焦炭價格關系推算。由于焦爐煤氣制氫主要是焦化企業或鋼鐵企業焦化單元， 其原材料焦爐煤氣是煉焦單元的副產品， 原先主要供鋼廠或市政用燃燒，大部分企業對焦爐煤氣成本難以直接測算，因此無法收集到直接成本數據。我們這里用焦炭價格推算焦炭成本，選取 A 股上市公司云煤能源、陜西黑貓、山西焦化、寶泰隆披露的焦炭毛利率，三年平均值 8%。用焦炭成本推算焦爐煤氣成本，按照參照云煤能源披露的數據，焦爐煤氣成本與單

33、位焦炭成本三年平均值 0.00083。 表 6：煤氣成本推算 2019 年年 2020 年年 2021 年年 焦炭產量（萬噸） 2,067,906.24 2,073,408.02 1,843,880.00 焦爐煤氣產量（萬立方米） 85,535.98 80,454.90 73,704.00 1 噸焦炭產生煤氣量（立方米/噸） 413.6356782 388.0321636 399.7223247 焦炭總成本（元） 3,328,205,179.50 3,072,154,106.47 4,378,939,482.41 焦炭總銷量（萬噸） 2,141,028.25 2,149,182.74 1,85

34、8,724.42 焦炭單位成本（元/噸） 1,554.49 1,429.45 2,355.88 煤氣總成本（元） 343,843,606.56 360,379,381.74 468,803,983.70 煤氣總銷量（萬立方米） 25,477.31 24,107.18 24,421.27 煤氣單位成本（元/噸） 1.35 1.49 1.92 1 噸焦炭產生煤氣的成本（元） 539.84 597.96 767.86 生產 1 噸焦炭中：煤氣成本/焦炭成本 0.35 0.4 0.33 1m3 煤氣成本相當于 1 噸焦炭成本比 0.00083 0.0009 0.00078 資料來源：云煤能源，華寶證券

35、研究創新部 2022 年 4 月國內焦爐煤氣制氫成本，華北地區為 2.60 元/m3，華東地區為 2.69 元/m3，西北地區為 2.46 元/m3。整體受煉焦煤價格的提升，2022 年以來焦爐煤氣制氫成本均有55%-84%的同比增幅。 圖 9：焦爐煤氣制氫推算成本和煉焦煤價格指數 資料來源：Wind，華寶證券研究創新部 焦爐煤氣制氫作為化石能源制氫，面臨碳排放壓力。焦爐煤氣制氫作為化石能源制氫，面臨碳排放壓力。焦爐煤氣制氫裝置產生的碳排放包括兩方面，一是焦爐煤氣吸附后，剩下的 CH4 替代氫氣燃燒產生的碳排放，二是能耗產生的碳排放。目前焦爐煤氣制氫電耗在 0.3KW.H，按照 1 kWh 折

36、算 10.89 MJ 計算，這部分能 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 11/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 耗在清潔能源供給沒有大幅占比上升時，勢必還會產生碳排放。根據煉鋼焦爐煤氣提純氫氣與天然氣轉化制氫經濟性對比研究，焦爐煤氣制氫的碳排放比天然氣制氫相當或略高約3%。根據考慮碳排放的化石能源和電解水制氫成本研究，天然氣制氫的 CO的排放量約為 0.43 kg/(Nm H)，則焦爐煤氣制氫的 CO的排放量約為 0.44 kg/(Nm H) 考慮碳價，考慮碳價，焦爐煤氣焦爐煤氣制氫成本增加制氫成本增加 0.03 元元/m3。按照 4 月國內統一碳市場交易價格

37、60元/噸，測算每立方米氫氣成本增加 0.03 元。 如采用焦爐煤氣如采用焦爐煤氣制氫制氫+CCS 技術，成本增加技術，成本增加 0.15 元元/m3-0.17 元元/m3。為控制氫氣制取環節的碳排放，需結合碳捕集與封存(CCS)技術。根據中國碳捕集利用與封存技術發展路線圖(2019 版)規劃，當前國內 CCS 成本在 0.350.40 元/kgCO2，如考慮焦爐煤氣制氫+CCS技術，則氫氣成本增加 0.15 元/m3-0.17 元/m3。 部分上市公司相關焦爐煤氣制氫投資情況： 美錦能源：旗下華盛化工擁有焦爐煤氣制氫產線，工藝上采用焦爐煤氣經 PSA-H2 單元經變壓吸附制取合格氫氣產品；其

38、中一期 2000Nm3/h 工業高純氫項目，目前已投產；二期10000Nm3/h 工業高純氫項目。按照公司焦爐煤氣產量規模測算，可提取潛在氫氣產能為 6.4萬噸/年，可以滿足 2.4 萬輛中型卡車或 1.8 萬輛客車一年的用量。 硅烷科技：公司目前工業氫氣年設計產能為 3.76 億立方，為該區域內最大氫氣制備地。公司生產氫氣原材料焦爐煤氣采購于公司股東首山化工，首山化工具有年 300 萬噸焦炭產能，副產大量焦爐煤氣，為公司通過變壓吸附技術生產氫氣提供了穩定的原材料供應。公司在當地氫氣市場中具有較強的區域資源和客戶優勢， 。 公司氫氣的下游客戶集中于平煤神馬集團的尼龍業務板塊，采用氫氣為原材料最

39、終制造涵蓋尼龍原材料、中間體到深加工制品的尼龍全產業鏈產品。公司生產的工業氫，行業標準為 3N 級，實際生產可以達到接近 4N 的純氫標準。 3. 煤氣化制氫煤氣化制氫：擁有成本和資源優勢，面臨碳排放約束大：擁有成本和資源優勢，面臨碳排放約束大，具備經，具備經濟性實現濟性實現 CCS 的潛力的潛力 煤的氣化是指煤在高溫常壓或加壓下，與氣化劑反應轉化為其他產物。氣化劑為水蒸氣或氧氣（空氣） ，氣化后產物中含 H2、CO 等組分；然后經過凈化、CO 變換和分離、提純等處理而獲得一定純度的產品氫。煤氣化制氫技術工藝路線包括：氣化反應、煤氣凈化、CO 變換、變壓吸附提純。煤氣化技術的形式多種多樣，但按

40、照煤料與氣化劑在氣化爐內流動過程中的不同接觸方式，通常分成固定床氣化、流化床氣化、氣流床氣化。 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 12/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 圖 10：煤氣化制氫工藝流程圖 資料來源：煤氣化、生物質氣化制氫與電解水制氫的技術經濟性比較，華寶證券研究創新部 國內煤氣化制氫技術成熟、世界領先國內煤氣化制氫技術成熟、世界領先， 煤氣化制氫技術在全球發展已有一百余年發展歷史，20 世紀 30 年代至 50 年代初，德國最早完成“第一代”煤氣化工藝的研究與開發，典型的工藝有碎煤加壓氣化 Lurgi 爐的固定床工藝、常壓 Winkler 爐的流化

41、床和常壓 KT 爐的氣流床， 這些工藝都以氧氣為氣化劑，實行連續操作，氣化強度和冷煤氣效率得到極大提高。20 世紀 70 年代德、美等國開始研發“第二代”煤氣化工藝，典型工藝有 BGL、HTW、Texaco、Shell、KRW 等， 加壓操作是第二代爐型顯著特點。 “第三代”技術目前仍處于實驗室研究階段，典型工藝有煤催化氣化、煤等離子體氣化、煤太陽能氣化和煤核能余熱氣化等。 國內從上世紀 60 年代開展煤氣化制氫技術研究。目前形成了以航天爐技術、清華爐水冷壁技術和華理四噴嘴技術為代表的煤氣化技術處于世界領先地位，在煤制油、合成氨和煤化工領域， 實現了對煤炭的清潔利用， 國內煤氣化制氫裝置最大的

42、規模超過每小時 20 萬立方米。過去十年來茂名、淄博、九江、南京、安慶等地煉廠建設了一系列大規模煤制氫裝置，其中中石化茂名煤制氫規模達 20 萬 m3/h，裝置主要包括水煤漿氣化裝置、合成氣凈化裝置等，以煤、煉廠副產的高硫石油焦和純氧為主要原料。 煤氣化制氫原料煤氣化制氫原料可獲得性可獲得性好，我好，我國作為煤炭大國，資源豐富且易得。國作為煤炭大國，資源豐富且易得。 煤氣化制氫其主要煤種以無煙煤和褐煤為主，無煙煤品質最佳，通過研磨獲得最佳的粒度級配，并加入化學添加劑，能夠獲得到 70%的水煤漿。而褐煤由于其變質程度較低，含有的水分最高，因此不能直接得到高濃度的水煤漿，所以褐煤制水煤漿之前要進行

43、干燥處理。但褐煤和煙煤相比，有如下優點： 褐煤價格低，但由于其水分含量大，因此其運輸成本較高，所以提前進行干燥處理能夠降低褐煤成本。 褐煤在熱水干燥過程中會產生少量腐殖酸，可以當做良好的添加劑，因此褐煤經處理后不需要添加化學添加劑，而煙煤則需要添加。 褐煤水煤漿燃燒時不會像煙煤粘接在一起，而是呈現分散狀燃燒，所以燃燒過程中不互相粘連，燃燒不易結塊。 褐煤變質程度低，煤質較軟，因此對于管道和鍋爐的磨損程度小。 根據世界能源委員會的數據，2020 年國內煤炭儲量 1432 億噸，其中無煙煤和煙煤儲量為 1351 億噸，亞煙煤和褐煤儲量 81.3 億噸。相比天然氣、石油等能源，我國煤炭資源儲量相對豐

44、富。 2021 年國內原煤產量 41.3 億噸， 同比 5.84%。 按照制取 1 噸氫需要 7.5 噸褐煤，國內褐煤資源儲量能夠生產 10.84 億噸氫氣。 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 13/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 2021 年 9 月份我國核增煤炭產能 2.2 億噸左右，并增加應急產能約 1 億噸。2022 年 4月 20 日國務院常務會議再次明確， 將通力合作優化煤炭企業生產、 項目建設等核準審批政策，落實地方穩產保供責任，充分釋放先進產能；通過核增產能、擴產、新投產等新增煤炭產能 3億噸。兩年內核增新增煤炭產能近 6 億噸，將進一步使得未

45、來 2 年以后國內煤炭供給提升有保障。 圖 11：國內煤炭儲量 圖 12：國內原煤產量情況 資料來源：世界能源委員會，華寶證券研究創新部 資料來源：國家統計局，華寶證券研究創新部 傳統煤制氫下游需求的趨弱，將進一步推動煤制氫應用轉向新產業領域。傳統煤制氫下游需求的趨弱，將進一步推動煤制氫應用轉向新產業領域。根據中國氫能聯盟發布的數據，2021 年煤制氫產量約 2100 萬噸。煤制氫項目主要以石化企業為主，生產的氫氣主要應用的汽油加氫、粗柴油加氫、燃料加氫脫硫以及合成氨等產品。2021 年國內汽油產量 15457.3 萬噸，同比 17.3%，柴油產量 16337 萬噸，同比 2.7%。整體來看，

46、從 2019年以來隨著交通運輸電動化滲透率的提升，對汽油、柴油消費需求趨弱。2021 年國內合成氨產量 4950 萬噸，同比基本持平；十三五以來在去產能政策的推動下，以及農業需求趨穩，合成氨產量從 2015 年開始回落，近三年呈穩定態勢，產能利用率維持在 70%左右，相比 2015年的高峰期下降 6 個百分點。整體來看在汽油、柴油、合成氨等傳統煤制氫下游需求的趨弱的態勢下，將能夠推動煤制氫應用轉向新產業領域。 圖 13：國內汽油和柴油產量情況 圖 14：國內合成氨產量和產能 資料來源：國家統計局，華寶證券研究創新部 資料來源：隆眾化工，華寶證券研究創新部 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券

47、14/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 區域上， 國內各地區均具備條件利用石化產業配套的煤氣化制氫區域上， 國內各地區均具備條件利用石化產業配套的煤氣化制氫拓展氫能在新產業應用拓展氫能在新產業應用。從國內各區域的汽柴油、合成氨產量來看，2021 年華東六省汽柴油產量 11710 萬噸，占全國比重 36.45%， 東北三省汽柴油產量 6212 萬噸， 占全國比重 19.3%； 華南三省汽柴油產量 4690萬噸，占全國比重 14.6%。合成氨產量，國內除東北和華南地區占比較低外，其他區域產量占比相對平衡。作為石化產業配套的煤氣化制氫，在下游需求趨弱的格局下，國內各地區均

48、具備條件利用石化產業配套的煤氣化制氫拓展氫能在新產業應用。 圖 15：2021 年國內汽柴油產量及占比 圖 16：國內合成氨產量及占比 資料來源：Wind，華寶證券研究創新部 資料來源：Wind，華寶證券研究創新部 2022 年以來，隨著地緣沖突的加劇，能源安全保障進一步凸顯。圍繞年以來，隨著地緣沖突的加劇，能源安全保障進一步凸顯。圍繞鼓勵煤炭清潔高效鼓勵煤炭清潔高效利用利用的政策不斷加碼的政策不斷加碼，煤制氫，煤制氫作為煤炭清潔高效化利用的主要方式或將受到鼓勵。作為煤炭清潔高效化利用的主要方式或將受到鼓勵。 3 月國家發展改革委、國家能源局發布 “十四五”現代能源體系規劃 ，明確提出要立足以

49、煤為主的基本國情，抓好煤炭清潔高效利用，提高化石能源清潔高效利用技術水平。 5月4日中國人民銀行宣布， 增加1000億元支持煤炭清潔高效利用專項再貸款額度。 2022 年以來國內開啟多個大型煤氣化制氫項目建設。 表 7：2022 年以來國內大型煤氣化制氫項目 時間時間 項目情況項目情況 2022 年 1月 航天工程發布公告，擬與航天氫能滄州氣體有限公司簽署煤炭清潔高效綜合利用項目EPC 總承包（空分、氣化、凈化裝置及其配套工程部分）工程合同 ，主要涉及到煤氣化制氫，合同總金額 146,600 萬元。 2022 年 3月 新疆宣東能源有限公司 10萬 Nm3煤氣化制氫項目。 項目總投資 44.9

50、億元， 其中含1000萬噸/年煤炭分級分質清潔高效利用 2022 年 4月 神馬股份公司投資建設煤制 40 萬噸/年液氨、40,000 萬 Nm /年氫氣、同時副產硫酸的氫氨裝置。項目采用先進的水煤漿氣化技術，投資總額為 230,066.56 萬元。 2022 年 5月 惠州石化二期配套制氫設施優化改造項目啟動建設。該項目總投資估算為 6.768 億元，計劃增加 2 臺多噴嘴水煤漿氣化爐，1 開 1 備運行，將現有 3 臺 E-gas 制氫設備由 2開 1 備調整為 1 開 1 備 1 檢修，并對配套設施進行適應性改造 資料來源：上市公司公告，新聞收集整理，華寶證券研究創新部 敬請參閱報告結尾

51、處免責聲明 華寶證券 15/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 煤氣化制氫成本分析：煤氣化制氫成本分析： 投資成本：煤氣化制氫投資涉及到煤粉準備、水煤漿制備、氣化爐、變化單元、吸附裝置等；從部分以工業氫為主的煤氣化制氫的投資項目來看，其投資強度在 1.25 萬元/ Nm3.H1.77 萬元/ Nm3.H。如需要達到高純氫 4N 級標準，參照中石化茂名氫燃料電池項目投資強度，預計投資強度達到 3.3 萬元/ Nm3.H 左右。 表 8：國內部分煤氣化制氫項目 制氫規模制氫規模 投資規模投資規模 投資強度 （萬元投資強度 （萬元/Nm3.H） 鎮海煉化（2021 年） 3

52、 臺 2500 噸級 SE 水煤（焦）漿氣化爐。以水煤漿為原料，產氫氣 12 萬 Nm3/h；裝置產出氫氣純度為 98.27%。 15 億元 1.25 茂名石化（2018 年） 以煤為原料，采用 GE 水煤漿氣化工業，制氫規模 20 萬Nm3/h 30 億元 1.50 中石化洛陽分公司（2016 年） 以煤為原料，采用水煤漿氣化工藝,煤制氫規模 14 萬Nm3/h 24.8 億元 1.77 中國石化茂名石化氫燃料電池供氫(2021 年) 新建設計規模為 3000Nm3/h 的氫氣純化裝置，以及供氫能力為 500 公斤/小時的加氫母站 6244萬元 2.08 資料來源：項目環境評價公示，華寶證券

53、研究創新部 制造成本： 固定成本：按照 90000 Nm3/h，投資強度 3.3 萬元/ Nm3.h，折舊年限 20 年；其他固定費用包括：維修費用按照設備購置及安裝費的 2來計算，工作人員按照 10 人（每人 12 萬元）考慮。 根據制氫工藝與技術的數據，以 9 萬 m3/h 煤氣化制氫規模為基準；每生產一噸氫，需要消耗 7.5 噸褐煤，輔助材料消耗為 90 元/噸，制造費用 2622 元/噸，副產物能收回 446元/噸，燃料動力 3731 元/噸。 2021 年三季度以來國內褐煤價格大幅上升，截止 2022 年 4 月內蒙古赤峰褐煤車板價為508 元/噸，錦州港褐煤平倉價為 635 元/噸

54、。以此測算，2022 年 4 月如在內蒙褐煤資源主產地，用當地褐煤進行煤氣化制氫，其成本 1.08 元/m3；在國內華東地區和華南地區，用褐煤進行煤氣化制氫成本為 1.20 元/m3 和 1.21 元/m3。 圖 17：國內褐煤價格 圖 18：內蒙、華南、華東地區煤氣化制氫成本測算 資料來源：Wind，華寶證券研究創新部 資料來源：Wind，華寶證券研究創新部 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 16/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 煤氣化制氫碳排放強度高，煤氣化制氫碳排放強度高，但具備實現更經濟但具備實現更經濟 CCS 的潛力。的潛力。煤氣化制氫過程中，不可避

55、免地會產生 CO2， 根據 考慮碳排放的化石能源和電解水制氫成本 研究， 煤氣化制氫的 CO的排放量約為 2 kg/(Nm H)。 但煤氣化制氫分離之后的 CO2 純度高 （接近 100%） 、 壓力高，完全區別于化石燃料普通燃燒過程匯總產生的常壓、低溶度 CO2（含量僅為 12%左右） ，具備更經濟實現 CO2 的捕捉封存（CCS）的潛力；隨著 CO2 埋藏技術的迅速發展，煤氣化制氫系統完全可以實現零排放。 考慮碳價，煤氣化制氫成本增加考慮碳價，煤氣化制氫成本增加 0.12 元元/m3。按照 4 月國內統一碳市場交易價格 60 元/噸，測算每立方米氫氣成本增加 0.12 元。 如采用煤制氫如

56、采用煤制氫+CCS 技術，成本增加技術，成本增加 0.7 元元/m3-0.8 元元/m3。為控制氫氣制取環節的碳排放， 需結合碳捕集與封存(CCS)技術。 根據 中國碳捕集利用與封存技術發展路線圖(2019 版)規劃，當前國內 CCS 成本在 0.350.40 元/kgCO2，如考慮煤制氫+CCS 技術，則氫氣成本增加 0.7 元/m3-0.8 元/m3。 煤氣化制氫項目及相關上市公司涉及煤氣化制氫情況： 2019 年日本川崎重工牽頭，聯合日本的 J-Power、巖谷公司、丸紅公司、住友公司和澳大利亞的 AGL 能源有限公司在澳大利亞成立“氫能供應鏈”簡稱“HESC”項目，投資 3.6億美元，

57、該項目利用 AGL 旗下礦場的褐煤，進行煤氣化制氫，然后氫氣通過卡車運到墨爾本郊區黑斯廷斯，經冷卻液化后被冷卻到零下 253 攝氏度，在用運往日本，在日本川崎重工的神戶機場島的液化氫裝卸基地“Hytouch 神戶進行卸裝。該項目 2021 年實現每天提取 70 公斤的氫氣；2022 年 1 月首船液氫運往日本。HESC 的合作伙伴最終希望該項目每年生產多達22.5 萬噸的氫氣。 神馬股份：2022 年 4 月 2 日公司發布可轉債預案，公司投資建設煤制 40 萬噸/年液氨、40,000 萬 Nm/年氫氣、同時副產硫酸的氫氨裝置。項目采用先進的水煤漿氣化技術，投資總額為 230,066.56 萬

58、元。 航天工程：2022 年 1 月 7 日公司發布公告，擬與航天氫能滄州氣體有限公司簽署煤炭清潔高效綜合利用項目 EPC 總承包 （空分、氣化、 凈化裝置及其配套工程部分）工程合同 ，合同總金額 146,600 萬元。該煤炭清潔高效綜合利用項目是公司一直跟蹤和接觸的大型煤氣化項目，公司能夠發揮一直以來在煤氣化工程領域的專業能力和工程建設能力，為本項目提供空分、氣化、凈化裝置的專業化設計、系統集成、關鍵設備制造、數字化交付和裝置建設和生產運營服務。項目有助于持續推廣先進的煤炭清潔高效利用技術，鞏固公司煤氣化板塊的市場份額，推動公司戰略轉型。 蘭石重型裝：公司氫能裝備主要為制氫、儲氫和加氫站裝備

59、。圍繞煤制氫、渣油 POX 造氣制氫裝置、大型高壓儲氫球形儲罐和臥式儲罐（45MPa/75MPa） 、加氫站相關設備等開展技術研發和制造，公司已完成盤錦浩業 20 萬 Nm3/h 煤制氫裝置、榆林華秦氫能產業園一期項目儲氫球罐設計制造及安裝，完成加氫站微通道換熱器（PCHE）研制并交付客戶試用。后續，公司在氫能源裝備新興賽道，將加快推進新技術、新產品研發，盡快完成氫能裝備產業鏈關鍵環節的卡位布局，掌握關鍵技術，形成先發優勢，重點推廣現有的煤制氫、低壓儲氫容器和微通道換熱器等產品，建立細分市場競爭優勢。 4. 天然氣制氫天然氣制氫：國內原料資源進口依賴度高，區域制氫成本差別大：國內原料資源進口依

60、賴度高，區域制氫成本差別大 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 17/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 天然氣制氫是以天然氣為原料,用水蒸氣作為氧化劑,來制取富氫混合氣。 制氫包含兩個過程：天然氣脫硫過程和甲烷蒸汽轉化過程。 脫硫過程：根據原料氣中硫組分和含量,在一定溫度、壓力下,原料氣通過氧化錳及氧化鋅脫硫劑,將原料氣中的有機硫、 H2S 脫至 0.210-6 以下,以滿足蒸汽轉化催化劑對硫的要求。 甲烷蒸汽轉化過程: 甲烷蒸汽轉化是以水蒸氣為氧化劑,在鎳催化劑的作用下將甲烷轉化,得到制取氫氣的原料氣。其主要反應如下： CH4+H2OCO+3H2-210 kJm

61、ol-1 CO+H2OCO2+H2+43.5 kJmol-1 天然氣經緩沖罐、調壓預熱后依次進入加氫反應器和脫硫槽，將硫醇、二硫醚、噻吩、羥基硫和二硫化碳中的硫轉化成硫化氫后脫除。脫硫后的天然氣進入轉化爐與水蒸氣反應制取氫氣，反應后氣體進入中變爐，在中變爐中一氧化碳和水反應生成氫氣和二氧化碳，變換后氣體進入 PSA 吸附裝置，經分子篩選擇性吸附去除雜質后得到高純氫氣。高純氫氣在充裝系統中分別充入魚雷車、集裝格和鋼瓶中，經成品檢驗合格后成品入庫。 圖 19：天然氣制氫工藝流程 圖 20：天然氣制氫工藝布局 資料來源： 幾種工業制氫方案的比選，華寶證券研究創新部 資料來源：金宏氣體招股說明書，華寶

62、證券研究創新部 天然氣制氫天然氣制氫技術已在國內成功運用技術已在國內成功運用 20 多年，生產技術成熟多年，生產技術成熟，生產規模的可選擇性較大生產規模的可選擇性較大。運行安全可靠，操作控制穩妥實用，自動化程度高，占地面積小，投資較低，基本無“三廢”排放，反應熱和余熱能夠充分利用，裝置能耗顯著降低（如 PSA 解吸氣可回燒，既降低燃料消耗，又減少廢氣排放） ，生產規模的選擇性較大（標準狀態下 400m3/h200000 m3/h） 。 我國我國天然氣進口依賴度高天然氣進口依賴度高，資源相對不足，資源相對不足。根據 BP 世界能源統計數據，2020 年我國天然氣產量 194 十億立方米，消費量

63、330.6 十億立方米；進口天然氣 138.4 十億立方米。根據EIA發布的數據， 2021年我國已探明天然氣儲量為234993十億立方英尺， 全球占比為3.1%。整體來看，我國天然氣進口依賴度高，資源相對不足。且天然氣作為一種綠色能源，在國內消費結構中城市用氣占比較大，2021 年占比 38%，可用來制氫的供給比較緊張。 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 18/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 圖 21：國內天然氣產量和消費量 圖 22：國內天然氣進口量 資料來源：BP，華寶證券研究創新部 資料來源：OPEC，華寶證券研究創新部 圖 23：中國和世界天然氣已探

64、明儲量 圖 24：國內天然氣消費結構 資料來源：EIA，華寶證券研究創新部 資料來源：中商情報網，華寶證券研究創新部 天然氣制氫成本分析：天然氣制氫成本分析： 投資成本： 天然氣制氫投資主要包括設備投資， 有原料加氫反應器、 氧化鋅脫硫反應器、中溫變換反應器、提氫吸附塔、PSA 吸附塔、轉化爐，冷換設備和壓縮機充裝裝置等。以近幾年部分天然氣制氫項目的投資強度來看，在 0.6萬元/Nm3.H -1.4萬元/Nm3.H。如需要達到高純氫 4N 級標準且具備加氫能力， 參照中石化茂名氫燃料電池項目投資強度， 預計投資強度達到 2.9 萬元/ Nm3.H 左右。 表 9：部分天然氣制氫項目投資情況 制

65、氫規模制氫規模 投資規模投資規模 投資強度（萬投資強度（萬元元/Nm3.H） 河北鑫?；ぜ瘓F（2020 年） 80000Nm3/h 項目總投資 48425 萬元，其中環保投資 640 萬元。產品為純度不小于 99.9%。 0.61 濟寧福利達（2020年） 3000Nm3/h 項目總投資 2900 萬元，工業氫。 0.97 浙江金科日化（2021 年） 5000Nm3/h 項目總投資 4665 萬元,其中環保投資 110 萬元。 0.93 盤錦隆旺達石化（2021 年） 15000Nm3/h 項目總投資 20713 萬元，其中環保投資為 195 萬元。（含供電公輔裝置）產品為純度 不小于 9

66、9.9% 1.38 資料來源：項目環境評價公示，華寶證券研究創新部 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 19/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 制造成本： 固定成本：按照 3000m3/h，投資強度為 2.9 萬元/ Nm3.H，其中設備按 20 年折舊，設備年運行時間按照 8000 h 來計算。 其他固定費用包括： 維修費用按照設備購置及安裝費的 2來計算，工作人員按照 10 人（每人 12 萬元）考慮。 可變成本：單耗按照 0.6m3 天然氣/m3（H2）來計算；1.3 kg 去離子水/m3（H2） ，去離子水價格取 0.04 元/kg。生產 6 kg 冷卻水

67、/m3（H2） 。冷卻水價格取 0.003 元/kg，則每生產 1 m3 氫氣所耗冷卻水的費用為 0.018 元/m3；0.35 kWh 電/m3（H2） 。 取國內新疆、華東、華南、華北、西南地區的工業天然氣價格進行測算測算得出：2022年4月在新疆地區外購天然氣制氫成本為1.81元/m3， 華東： 3.42元/m3， 華南為3.20元/m3，華北為 2.16 元/m3，西南為 2.73 元/m3。 圖 25：工業天然氣價格 圖 26：測算天然氣制氫成本 資料來源：隆眾化工，華寶證券研究創新部 資料來源：隆眾化工，華寶證券研究創新部 與煤制氫相比，天然氣制氫溫室氣體排放量相對較少與煤制氫相比

68、，天然氣制氫溫室氣體排放量相對較少。天然氣制氫的本質是以甲烷中的碳取代水中的氫，碳起到化學試劑作用并為置換反應提供熱量，產生的氫大部分來自水，小部分來自天然氣本身。根據考慮碳排放的化石能源和電解水制氫成本研究，天然氣制氫的 CO的排放量約為 0.43 kg/(Nm H)。 考慮碳價，煤氣化制氫成本增加考慮碳價，煤氣化制氫成本增加 0.03 元元/m3。按照 4 月國內統一碳市場交易價格 60 元/噸，測算每立方米氫氣成本增加 0.03 元。 如采用如采用天然氣天然氣制氫制氫+CCS 技術，成本增加技術，成本增加 0.15 元元/m3-0.17 元元/m3。為控制氫氣制取環節的碳排放，需結合碳捕

69、集與封存(CCS)技術。根據中國碳捕集利用與封存技術發展路線圖(2019 版)規劃，當前國內 CCS 成本在 0.350.40 元/kgCO2，如考慮天然氣制氫+CCS 技術，則氫氣成本增加 0.15 元/m3-0.17 元/m3。 金宏氣體：公司 2012 年投資建設天然氣裂解制氫項目；2015 年公司在重慶投資建設氫氣回收項目；2021 年在建外購粗氫氣提純生產高純氫。截止 2021 年末公司高純氫產能 6860萬立方米，其中在 2400 萬立方米。 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 20/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 表 10：金宏氣體高純氫業務相關數

70、據 2017 年年 2018 年年 2019 年年 收入（萬元） 7893.19 9568.58 10933.69 成本（萬元） 4353.85 4777.58 6085.5 產能（萬立方米） 2,300.00 3,560.00 4,460.00 銷量（萬立方米） 2777.882 2618.983 2783.667 自產銷量 （萬立方米） 2436.854 2602.045 2438.435 銷售單價（元/m3） 2.84144 3.65355 3.9278 成本單價（元/m3） 1.56733 1.82421 2.18614 毛利（萬元） 3539.34 4791 4848.19 毛利率（

71、%） 44.84 50.07 44.34 資料來源：公司公告，華寶證券研究創新部 5. 甲醇制氫甲醇制氫：原材料是：原材料是二次能源產品，制氫將面臨下游其他行業對二次能源產品，制氫將面臨下游其他行業對資源擠占資源擠占 甲醇制氫的常用方法有: 甲醇裂解、 甲醇部分氧化重整以及甲醇水蒸氣重整。 由于甲醇熱裂解反應以及部分氧化甲醇重整產物里氫氣含量低，CO 含量高( 一般在 10%以上) ，故應用較少。而甲醇水蒸氣重整制氫的產物中氫氣含量高，CO 含量低( 一般在 1%左右) ，甲醇水蒸氣重整制氫是指在一定的溫度、壓力條件下，甲醇和水在催化劑的作用下在重整反應器內發生反應生成氫氣、二氧化碳以及少量的

72、一氧化碳。 甲醇水蒸氣重整制氫的工藝過程是甲醇和除鹽水按一定的配比混合,加熱至 270左右的混合物蒸汽，在催化劑(Cu-Zn-Al)或者(Cu-Zn-Cr)的作用下,發生催化裂解和轉化反應,反應式如下： CH3OH+H2O=CO2+3H2- 49.5 kJ/mol 轉化催化劑具有裂解和轉化兩個功能,兩步反應可耦合在一起同時在轉化器內完成。甲醇裂解屬于吸熱反應，原料汽化和反應所需要的熱量由導熱油鍋爐提供。反應生成的轉化氣經冷卻、冷凝及凈化后送至變壓吸附工段除去雜質，合格后送至用戶。 圖 27：甲醇水蒸氣重整制氫工藝原理 圖 28：甲醇水蒸氣重整制氫工藝布置圖 資料來源： 幾種工業制氫方案的比選、

73、華寶證券研究創新部 資料來源：華特氣體招股說明書，華寶證券研究創新部 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 21/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 甲醇制氫技術在我國發展成熟，主要以石化產業配套為主。甲醇制氫技術在我國發展成熟，主要以石化產業配套為主。我國甲醇制氫工藝技術自1993 年第一套 600Nm3/h 工業化以來，迄今為止，僅石化領域運行大小裝置愈千套之。整體來看甲醇制氫工藝流程簡單,運行條件限制較少,原料利用率高,主體設備為簡單常見的設備,無特殊材質要求,操作維護比較簡單。根據氫能匯統計，2016 年以來國內建設的 58 個甲醇制氫項目主要以石化行業配套為

74、主。其中山東壽光魯清石化有限公司 60000Nm3/h 甲醇制氫裝置為該公司 230 萬噸/年柴油加氫精制的配套項目，于 2018 年 1 月建成投產，至今已連續運行兩年，滿負荷運行時，重整氣達到 93000Nm3/h，是中國運行較好、產氣量最大的裝置之一。 甲醇屬于二次甲醇屬于二次能源產品，我國甲醇消費需求烯烴等基礎化工產品為主，原料成本較高能源產品，我國甲醇消費需求烯烴等基礎化工產品為主，原料成本較高。 甲醇作為一種重要的有機化工基本原料，其下游領域應用廣泛。其中下游烯烴占據最大份額，根據金聯創統計，2021 年占烯烴比 50.6%，燃料需求占比 15.7%，其他需求領域較為分散。 根據隆

75、眾化工統計， 2021 年國內甲醇產量 7885 萬噸，2015 年以來國內甲醇產量復合增速 12.2%。2021 年國內甲醇產能 10555 萬噸，2015 年以來產能復合增速 7.6%；近三年甲醇產能增速趨于平緩。2021 年國內甲醇表觀消費量 8974 萬噸， 2015 年以來需求復合增速為12%。整體來看，甲醇作為重要的基礎化工原料，下游消費需求廣泛，近三年國內進口量均超過千萬噸。 近年來，甲醇價格波動較大。國內甲醇價格主要受成本、供需、開工率三方面影響。2020年以來甲醇價格與煤炭價格走勢基本一致。另一方面國內甲醇價格受開工率影響較大，2021年三季度國內能耗雙控期間甲醇價格出現大幅

76、波動。以新疆地區為例，750 元/噸，最高到過3100 元/噸。在個別季節性限產時間段，甲醇價格波動更大，以 2021 年三季度為例，新疆地區甲醇價格從 3100 元/噸高點在兩個月內降到 1600 元/噸左右。 圖 29：甲醇下游需求結構 圖 30：國內甲醇產量及產能 資料來源：金聯創，華寶證券研究創新部 資料來源：隆眾化工，華寶證券研究創新部 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 22/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 圖 31：國內甲醇進出情況 圖 32：國內甲醇表觀消費量 資料來源：隆眾化工，華寶證券研究創新部 資料來源：隆眾化工，華寶證券研究創新部 圖 3

77、3：甲醇價格與秦皇島動力煤價格 圖 34：甲醇市場價格 資料來源：Wind，華寶證券研究創新部 資料來源：Wind，華寶證券研究創新部 甲醇制氫成本測算： 投資成本：甲醇制氫投資主要包括設備投資，有轉換器、汽化器、過熱器、凈化塔、脫碳塔、壓縮機、工業爐等；以及公輔、原料儲運裝置、氫氣充裝等。以近幾年部分甲醇制氫項目的投資強度來看，整體來看，具備外銷高純氫的投資強度在 1.8-2.3萬元/Nm3.H。 表 11：近年國內甲醇制氫項目投資情況 制氫規模制氫規模 投資規模投資規模 投資強度 （萬元投資強度 （萬元/Nm3.H） 山東寶舜化工（2022 年） 1 套 5000Nm3/h甲醇制氫裝置 總

78、投資 1506.72 萬元，配套建設一臺導熱油爐以及輔助設施、環保設施，其余公用工程等依托現有工程，項目以工業氫自供為主 0.30 柳州潤發化工（2021 年） 1 套 2000Nm3/h甲醇制氫裝置 總投資 3682 萬元，氫氣純度大于 99.99%。壓力 20MPa，管束車外運銷售 1.84 福建申遠新材料（2017 年） 1套40000Nm3/h甲醇制氫裝置 總投資 35350 萬元，氫氣純度大于 99.99%；項目以自供為主。 0.88 林德氣體寧波公司（2013年） 1 套 2600Nm3/h甲醇制氫裝置 總投資 5914 萬元，氫氣純度大于 99.99%。具備充裝功能，壓力 20M

79、PA。 2.27 資料來源：項目環境評價公示，華寶證券研究創新部 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 23/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 制造成本： 固定成本：按照 2600m3/h，投資強度為 2.3 萬元/ Nm3.H，其中設備按 20 年折舊，設備年運行時間按照8 000 h來計算。 其他固定費用包括： 維修費用按照設備購置及安裝費的2來計算，工作人員按照 10 人（每人 12 萬元）考慮。 可變成本：單耗根據甲醇制氫技術及在燃料電池中的應用報告數據，甲醇制氫單位能源消耗情況為:甲醇 0.580.69 kg/m3(H2)，取 0.64kg/m3。除鹽水

80、0.30.45 kg /m3(H2)，取均值； 電 0.151.25 kW h/ m3(H2)， 取均值 0.7 kW h/ m3(H2)。 冷卻水 30100 kg /m3(H2)。 取國內新疆、華南、西北、華北、華東地區的甲醇市場價測算：2022 年 4 月在新疆地區外購甲醇制氫成本為1.88元/m3， 華南為2.43元/m3， 西北為2.25元/m3， 華北為2.37元/m3，華東為 2.47 元/m3。 圖 35：甲醇制氫成本測算 資料來源：Wind，華寶證券研究創新部 與煤制氫相比，甲醇與煤制氫相比，甲醇制氫溫室氣體排放量相對較少制氫溫室氣體排放量相對較少。根據考慮碳排放的化石能源和

81、電解水制氫成本研究，甲醇制氫的 CO的排放量低于煤制氫、高于天然氣制氫；約為 0.74 kg/(Nm H)。 考慮碳價， 甲醇考慮碳價， 甲醇制氫成本增加制氫成本增加 0.05 元元/m3。 按照 4 月國內統一碳市場交易價格 60 元/噸，測算每立方米氫氣成本增加 0.05 元。 如采用如采用甲醇甲醇制氫制氫+CCS 技術，成本增加技術，成本增加 0.26 元元/m3-0.3 元元/m3。為控制氫氣制取環節的碳排放， 需結合碳捕集與封存(CCS)技術。 根據 中國碳捕集利用與封存技術發展路線圖(2019版)規劃，當前國內 CCS 成本在 0.350.40 元/kgCO2，如考慮甲醇制氫+CC

82、S 技術，則氫氣成本增加 0.26 元/m3-0.3 元/m3。 上市公司華特氣體（688268）擁有甲醇水蒸氣重整制氫，根據公司招股說明書披露的數據，其產能為 180 噸，公司產品以高純氫（6N）為主，根據公司披露 2019 年 1-6 月甲醇制氫損耗率為 34.63%，公司氫氣生產成本包含充裝。 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 24/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 表 12：華特氣體甲醇制氫相關數據 2016 年年 2017 年年 2018 年年 2019 年年 1-6 月月 元/公斤 金額 占總成本比例 金額 占總成本比例 金額 占總成本比例 金額 占

83、總成本比例 單位直接材料 19.58 40.23% 31.87 53.14% 33.48 51.63% 29.49 51.72% 單位人工 12.08 24.82% 8.94 14.91% 10.32 15.91% 7.42 13.01% 單位費用 17.01 34.95% 19.16 31.95% 21.05 32.46% 20.11 35.27% 總成本 48.67 100.00% 59.97 100.00% 64.85 100.00% 57.02 100.00% 單位售價 88.2 94.52 88.99 82.48 毛利率 44.81% 36.56% 27.13% 30.86% 資料來

84、源：華特氣體，華寶證券研究創新部 目前國內甲醇制氫技術成套設備領先的企業有四川亞聯高科、天采科技、成都天成碳一化工有限公司、江蘇諾盟、藍博科技、上海漢興能源科技等。其中，四川亞聯高科裝置量最多，天采科技次之，裝置大型化屬上海漢興能源科技。 6. 電解水制氫電解水制氫：資源優勢：資源優勢逐步建立逐步建立，未來降本，未來降本幅度可期，產業空間幅度可期，產業空間大大 水電解制氫是施加外電流使水發生電化學反應分解為氫氣與氧氣。用可再生能源發電來電解水制氫，能夠實現零碳排放；電解水制氫是發展綠氫的重要手段。 截止 2021 年， 我國風電裝機容量 3.28 億千瓦， 占國內發電整體裝機容量比重為 13.

85、8%；光伏點裝機容量 3.07 億千瓦，占比 12.9%。2020 年以來國內風電和光伏裝機保持較高的新增水平，2021 年風電新增裝機 4757 萬千瓦，光伏新增裝機 5493 萬千瓦。整體來看，我國可再生能源發電裝機結構占比的進一步提升為發展電解水制氫，實現零碳排放構建了資源基礎。 圖 36：風電和光伏新增裝機容量及同比 圖 37：風電和光伏裝機容量及占比 資料來源：Wind，華寶證券研究創新部 資料來源：Wind，華寶證券研究創新部 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 25/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 根據國家能源局統計， 2021 年國內棄風電量 2

86、06.1 億千瓦時， 棄光電量 67.8 億千瓦時。如按照制氫電解能耗 6KW.H/Nm3 測算，可生成 45.6 億立方米氫氣，折合 40.8 萬噸氫氣。盡管近幾年國內棄風率和棄光率由大幅下降，但棄風電量和棄光電量的絕對數仍然較大，這也為發展電解水制氫，實現電能到化學能的轉移，完成能量儲備提供了空間。 圖 38：棄風電量及棄風率 圖 39：棄光電量及棄光率 資料來源：國家能源局，華寶證券研究創新部 資料來源：國家能源局，華寶證券研究創新部 根據使用電解質的不同，電解水的方式可分為堿性電解水、質子交換膜電解水、固體氧化物高溫水蒸氣電解。 表 13：3 種電解水技術的基本性能參數比較 項目項目

87、堿水電解堿水電解 質子交換膜水電解質子交換膜水電解 固體氧化高溫水蒸氣電解固體氧化高溫水蒸氣電解 電解質 25%-30%KOH 溶液 Nafion 膜等質子膜 氧化釔穩定氧化鋯離子陶瓷（YSZ)等 工作溫度/ 70-80 60-90 700-1000 產氫純度，% 99.5-99.9 99.9 資料來源：杜澤學等分布式制氫技術的發展及應用前景展望 ，華寶證券研究創新部 根據電能來源的不同，可將可再生能源制氫技術分為并網型制氫和離網型制氫兩種。并網型制氫是將發電機組接入電網， 從電網取電的制氫方式， 比如從風光耦合系統電網側取電，進行電解水制氫，主要應用于大規模風光耦合系統的消納和儲能。離網型制

88、氫是將發電機組所產生的電能，不經過電網直接提供給電解水制氫設備進行制氫，主要應用于分布式制氫或局部燃料電池發電供能。盡管離網式電解水制氫，可以獲得較低的電力價格，但也面臨投資成本的上升。 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 26/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 表 14：并網式和離網式電解水制氫 并網式并網式 離網式離網式 優點 有電網作為穩定能源支撐且各主要設備成熟；制氫電壓負荷波動小。 在離網狀態制氫，只有整流環節，系統效率較高。離網制氫減少了升/降壓、整流、并網等設備的投資費用，在系統成本上相較于并網制氫可大幅減少約 40%。此外，離網制氫無需經過光伏入網

89、審批，可大幅縮短建設周期，規模和容量的設置也更為靈活。同時不需繳納輸配電費用，可以降低電力成本。 缺點 在并網制氫條件下，由于系統內電能需要經過逆變、升壓、整流多次變換，導致損耗較大，最終電能利用效率偏低。 離網制氫系統缺少了大電網的穩定支撐， 電解制氫裝置需要面臨由光伏發電帶來的快速啟、停及輸入電壓波動變化的沖擊。目前堿性電解槽，它的工作負荷不能完全適應光伏發電系統輸出功率的波動范圍 （20%100%） ；PEM 制氫可以滿足符合波動要求。 如采用 AWE 制氫， 為平衡光伏功率和負荷的功率平衡，需要在電解槽的驅動系統中配置一定量的電化學儲能，或者增設燃料電池。同時離網模式下，公輔裝置需要交

90、流，還需要安裝逆變器。 資料來源： 離網式光伏電解制氫系統供電單元設計技術探討 ，華寶證券研究創新部 6.1. 堿性堿性電解電解水水（AWE）制氫：技術相對成熟制氫：技術相對成熟，未來有一定降本空間，未來有一定降本空間 堿性(AWE)電解使用鐵基或鍍鎳鐵基材料作為陰極催化劑，鎳作為陽極催化劑，不需使用貴金屬，電解液為 KOH 水溶液。其原理是，在陰極水分子被分解為 H+和 OH-，H+得到電子生成氫原子，并進一步生成氫分子（H2） ；OH-則在陰、陽極之間的電場力作用下穿過多孔的橫隔膜，到達陽極，在陽極失去電子生成一個水分子和氧分子。 圖 40：AWE 制氫技術原理 圖 41：典型的 AWE

91、制氫工藝和工廠設計 資料來源：IRENA，華寶證券研究創新部 資料來源：IRENA，華寶證券研究創新部 AWE 電解裝置當中最核心的是電解槽，如采用并網制氫，須在電解槽之前需配備變壓器和整流柜將高壓交流電轉換為電解槽所使用的直流電，供電解槽電解水使用。電解槽由多個電解池組成，每個電解池由鍍鎳的鐵電極或鎳系金屬電極與隔膜構成，根據陰陽極板配置與聯接方式的不同分為單極型電解槽和雙極型電解槽。雙極型電解槽系統結構緊湊，適宜大規模生產，工作溫度為 70-90 攝氏度。 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 27/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 AWE 電解制氫技術采用 2

92、0%-30%氫氧化鉀水溶液為電解液，所使用的石棉隔膜常為電解槽運行帶來故障，在較高的工作溫度下，石棉耐強堿腐蝕性急劇下降，產氣純度 99.7%，增加維護成本；且醫學研究發現石棉能引發人體癌變，因此其使用逐漸被其他材料替代。 AWE 電解槽的優勢在于技術成熟、規模靈活、投資和生產成本低。 在目前的電解水制氫技術中，堿性液體電解水于 20 世紀中期就實現了工業化，技術已經非常成熟，最近十年來堿性電解槽在國內各行各業都有著非常多的應用實例。包括中石化新疆庫車綠氫項目 52 臺電解槽、寶豐能源綠氫項目 10 臺電解槽均是采用堿性電解槽。 堿水電解系統的制氫規模靈活，目前國內市場在售的堿性電解槽單臺設備

93、制氫能力從幾十到 1000Nm3/h，目前國內揚州吉道能源最大單套電解槽制氫規模達到 1500 Nm3/h。 投資成本比 PEM 制氫低。由于堿性電解電堆采用低成本、易獲取的催化劑及電極材料可大幅降低折舊， 因此生產成本低于 PEM 電解水制氫。 電堆價格從 100 萬1000余萬元不等。 堿性電解槽的局限性在能源效率低、響應速度慢、體積大，適配性差無法單獨滿足離網式電解制氫 AWE 電解槽工作電流密度低，生產效率低能源效率較低，通常在 60%-80%。單位制氫電耗高達 5-7（kw.h）/m3 H2，制取的氫氣純度約為 99.7%，并有殘堿，需要進一步提純。 AWE 響應速度慢。堿性電解質（

94、如 KOH）會與空氣中的 CO2 反應，形成在堿性條件下不溶于水的碳酸鹽，這些不溶性的碳酸鹽會阻塞多孔的催化層，阻礙產物和反應物的傳遞，大大降低電解槽的性能； AWE 電解槽難以快速關閉或啟動，制氫速度難以快速調節，因為必須時刻保持電解池的陽極和陰極兩側上的壓力均衡，防止氫氧氣體穿過多孔的石棉膜混合，進而引起爆炸。 電解槽開始起動時， 由于電解槽的溫度不高， 達不到產生氫氣的溫度條件，此時消耗的功率都用來產生熱量以此提升電解槽的溫度；當電解槽的功率不斷提升至可以產生氫氣，此時的功率為電解槽的保溫功率。所以堿性電解槽第一次起動時需要耗時較長， 同時電解槽停機時， 可以將功率瞬時降至零， 作為一種

95、可中斷負荷。 離網的堿性電解槽難以與具有快速波動特性的可再生能源配合。由于堿性電解槽響應速度慢、難以快速關閉或啟動，同時由于電解槽內部材料的特性，電解槽的運行功率不能低于某一限值，否則存在氫、氧互串發生超過爆炸極限的風險，操作范圍從最小負荷 10%到最大設計容量 100%，因此在離網情況下，難以單獨與可再生能源發電配合，需要安裝電化學儲能或增加燃料電池，調劑負荷。 體積大：堿性電解槽電流密度為常壓型時 0.2/cm2、加壓型時 1/cm2，整體電流密度低于 PEM 質子膜電解水。這也導致在同樣功率下，需要更大面積，造成電解槽體積更大。 純度低。需要使用強腐蝕性堿液，氫氣中對帶有一點堿液，因此產

96、生的氫氣純度相對較低。 AWE 電解制氫技術已經推廣應用近百年，過去用戶主要是氣象部門、醫藥企業、電力企 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 28/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 業、 精細化工企業等， 這些部門用氫需求少且規模相對穩定， 因此， AWE 電解制氫發展緩慢，產氫量遠低于煤制氫和天然氣制氫。 AWE 電解水制氫成本測算：電解水制氫成本測算： 投資成本： AWE 電解水制氫投資主要包括設備投資， 包括電解槽、 電源設備、 純水設備、電解質溶液調整設備、氣液分離器、堿霧和水分等的去除設備、運輸設備、充裝單元等。從國內采用 AWE 電解工藝的項目投資來看

97、，配套建設光伏/風電裝置的項目投資強度大，大部分制氫項目采取并網模式。 表 15：國內部分 AWE 電解水制氫項目投資情況 制氫規模制氫規模 投資規模投資規模 占地面積占地面積 投資范圍投資范圍 投資強度投資強度 國電投寧夏能源鋁業銀川新能源有限公司可再生能源制氫示范項目（2021 年） 2 套500Nm3/H 的堿性水電解制氫系統。 并網 項目總投資3640 萬元， 其中環保投資 466 萬元；氫氣純度99.999% 占地面積14000m2 夜間采用青銅峽鋁業寧東鋁業分公司谷電制氫，白天采用國電投寧夏能源鋁業銀川新能源有限公司寧東可再生能源制氫配套光伏發電制氫。 投資包括制氫廠房， 公輔裝置

98、，儲運工程，環保工程、充裝功能。2 臺壓縮機 1.5mpa-20mpa。 3.64 寶豐能源（2021年） 共安裝 10 套1000Nm3/h 水電解 制氫裝置。 本項目總投資63277 萬元，其中環保投資 85 萬元；氫氣純度99.95% 水電解制氫項目： 總占地面積47600m2， 總建筑面積18788m2， 。太陽能光伏發電項目： 總占地面積2400000m2 通過在馬蓮臺煤礦沉陷區新建光伏發電項目，產生的電用于水電解制氫項目，電解制氫生產的氫氣供給甲醇合成。主要建設制氫廠房、氫氣壓縮廠房、拖車灌裝站、控制室，以及配套輔助設施等。太陽能光伏發電項目：主要建設 100MWp 太陽能光伏發電

99、及其配套設施等電解制氫過程產生的氧氣用于煤氣化生產裝置。 6.32 山東濱華氫能（2020 年） 一套制氫量為600Nm3/h 的堿性電解水裝置。并網 本項目總投資760 萬元。氫氣純度 99.97% 458.4平方米 主要包括電解槽、氣液處理器、整流、控制柜、加水泵、堿箱、水箱及冷卻系統等。不含充裝功能。 1.27 中石化新疆庫車綠氫示范項目（2022 年） 共配置 52 臺1000Nm3/h堿性電解水制氫裝置。 項目總投資296213 萬元， 其中建設投資265649 萬元。 氫氣純度 99.8% 制氫廠用地面積 33.33公頃（500畝） ，光伏發電廠征地3.09 公頃，租地684.89

100、 公頃； 線路征地1.89 公頃。 該項目采用光伏發電、水電解制氫，光伏電站建設規模為 355.47MWp，共有 95 個組串式固定可調支架方陣， 包含 95個 3.15MW 方陣，共采用 535Wp 單晶硅雙面雙玻組件555940 片。制氫裝置制得的氫氣送至罐區儲存， 再經氫氣外輸壓縮機升壓至 3.2MPa，通過管道輸送至中國石化塔河煉化有限責任公司。 5.7 麗江金山綠氫零碳智慧工廠（2022 年） 1 套1000Nm3/h的堿性電解水制氫裝備。并網 項目總投資：17063.14 萬元，其中環保投資550 萬元。高純項目總占地面積41173.92m2 設置電解制氫生產線及相關配套設備。壓縮

101、使用隔膜式壓縮機，壓縮機的入口壓力1.6MPa，出口壓力 20MPa，選用容積流量800Nm3/h 壓縮機 2 臺。 17.1 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 29/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 氫 首航風光氫能（2022 年） 1 套1000Nm3/h的堿性電解水制氫系統。離網 項目總投資6300 萬元； 高純氫。 項目占地面積 330 畝 配套建設 6MW 智能光伏發電系統 （不上網，僅用制氫） ，將光伏發電直接轉化為氫氣，電解制氫系統耗電功率為 5MW,建設一套1MW/2MWh 的非補燃型壓縮空氣儲能系統，在發電負荷高、發電時間長的時段，配合制氫儲氫

102、系統進行儲能；配套建設6000Nm3 的固定式高壓氣態氫氣儲存罐，儲氣罐容量 400m3 6.3 資料來源：項目環境評價公示，華寶證券研究創新部 制造成本： 固定成本：按照 1000m3/h，投資強度為 3.6 萬元/ Nm3.H（參照國投寧夏項目） ，其中設備按 11.25 年（90000h）折舊，采用直線折舊，無殘值，設備每年折舊 8.9%，設備年運行時間按照 8000 h 來計算， 。其他固定費用包括：維修費用按照設備購置及安裝費的 2來計算，工作人員按照 6 人（每人 12 萬元）考慮。 可變成本：參照國電投寧夏項目經濟技術指標：耗新水：12000t/a，氫氧化鉀：9.2t/a，鈀催化

103、劑：0.3t/a；生產 1 m3 氫氣電耗為 5.8 kWh。其中電價按照全國各省上網基準電價+工業企業（35KV）配電價+政府性基金及附加，以并網制氫外購電力模式測算。暫不考慮離網配套發電制氫模式。成本測算減去附加產品氧氣收入。 測算 2022 年 4 月在國內各省并網外購電力，堿性電解水制氫成本在 2.77 元/m34.59元/m3。其中在西北四?。ㄇ嗪?、寧夏、新疆、甘肅）和蒙西地區的外購電力 AWE 電解制氫成本最低，分別是 2.77 元/m3、3.07 元/m3、3.23 元/m3、3.28 元/m3、3.08 元/m3。 圖 42：AWE 電解水制氫成本及電力成本占比 圖 43：AW

104、E 電解水制氫固定資產折舊占比 資料來源：華寶證券研究創新部 資料來源：華寶證券研究創新部 目前 AWE 電解水制氫成本中 82來自電力的成本，另外 18是其他費用（包含折舊、催化劑、人工、維修、水等） ，其中電解水制氫裝備折舊的費用占比約 10%。因而降低電價、電解水裝備投資成本、以及部分耗材的消耗是實現綠氫工業化、規?；膬纱箨P鍵核心。 降低電價可以采用離網模式，同時隨著可再生能源發電價格的進一步下降降低成本。降低電價可以采用離網模式，同時隨著可再生能源發電價格的進一步下降降低成本。根據國家發改委的中國 2050 年光伏發展展望的預測，2035 年和 2050 年光伏電站投資預計將比當前的

105、水平分別下降 37%和 53%。到 2035 年和 2050 年新增光伏發電成本預計約下 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 30/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 降 50% 和 70%，達到 0.2 元/ kWh 和 0.13 元/ kWh，以此測算目前堿性電解水制氫的平均降本空間在24%和36%。 按照目前的AWE電解制氫能源效率， 電力成本每下降 0.1元/ kWh，氫氣成本平均下降 0.58 元/Nm3。 隨著電解隨著電解能耗效率提升，能耗效率提升，AWE 電解水制氫電解水制氫降本空間約降本空間約 24%。根據國際再生能源署 GREEN HYDROGEN

106、 COST REDUCTION 的 研 究 ， 目 前 電 極 系 統 能 耗 在50-78 kWh/Kg H2，相當于 4.5 -7.0 kWh/m3 H2。未來通過學習效率提升、規?；慨a、以及隔膜、催化劑材料的突破，能夠實現電極能耗達到 4.0 kWh/m3 H2。按照目前的電力價格，如電力能耗達到目標值，則能實現降本 26%。 表 16：AWE 電解槽技術經濟指標 2020 2025 目標目標 研發重點研發重點 電流密度 0.2-0.8 A/cm 2 A/cm2 膈膜 電壓范圍（限制） 1.4-3 V 90C 膈膜、框架、BOP、組件 電池壓強 70 bar 膈膜、電池、框架 負載范圍

107、 15%-100% 5%-300% 膈膜 氫氣純度 99.9%-99.9998% 99.9999% 膈膜 電壓效率（LHV） 50%-68% 70% 催化劑、溫度 電機效率（電池） 47-66 kWh/Kg H2 42 kWh/Kg H2 膈膜、催化劑 電機效率（系統） 50-78 kWh/Kg H2 45 kWh/Kg H2 BOP 壽命（電池） 80 000 小時 100 000 小時 電極 單位電池大小 1 MW 10 MW 電極 電極面積 10 000-30 000 cm 30 000 cm 電極 冷啟動時間 （標準負載） 50 分鐘 99.99%） ，PEM 水電解槽采用 PEM 傳

108、導質子，隔絕電極兩側的氣體，避免 AWE 使用強堿性液體電解質所伴生的缺點，因此氫氣純度更高，不需要進一步提純，則可用于燃料電池。 6. 產氣壓力更高（34 MPa） ；動態響應速度更快，其負載范圍在 5%-120%，能適應可再生能源發電的波動性，能夠滿足離網發電要求。 目前 PEM 水電解制氫技術已在加氫站現場制氫、風電等可再生能源電解水制氫、儲能等領域得到示范應用并逐步推廣。也是極具發展前景的水電解制氫技術。 表 17：PEM 電解技術經濟指標 PEM 電解槽電解槽 2020 2025 目標目標 研發重點研發重點 電流密度 1-2 A/cm 4-6 A/cm 設計、膜 電壓范圍（限制） 1

109、.4-2.5 V 1.7 V 催化劑、膜 工作溫度 50-80C 80C 耐久 電池壓強 70 bar 膜、再轉換催化劑 負載范圍 5%-120% 5%-300% 膜 氫氣純度 99.9%-99.9999% 膜 電壓效率（LHV） 50%-68% 80% 催化劑 電機效率（電池） 47-66 kWh/Kg H2 42 kWh/Kg H2 催化劑/膜 電機效率（系統） 50-83 kWh/Kg H2 10 000 cm MEA、PTL 冷啟動時間（標準負載） 20 分鐘 75 耗電量/（kWh.m-3） 4.53 系統壽命/a 20 資料來源：華寶證券研究創新部 6.3. 高溫高溫固體固體氧化物

110、（氧化物（SOEC）電解水制氫：技術仍然處于實驗階段電解水制氫：技術仍然處于實驗階段 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 36/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 不同于堿性水電解和 PEM 水電解，高溫固體氧化物（SOEC）水電解制氫采用固體氧化物為電解質材料，工作溫度 8001 000，制氫過程電化學性能顯著提升，效率更高。 SOEC 電解槽電極采用非貴金屬催化劑，陰極材料選用多孔金屬陶瓷 Ni/YSZ，陽極材料選用鈣鈦礦氧化物，電解質采用 YSZ 氧離子導體，全陶瓷材料結構避免了材料腐蝕問題。高溫高濕的工作環境使電解槽選擇穩定性高、 持久性好、 耐衰減的材料受

111、到限制， 也制約 SOEC制氫技術應用場景的選擇與大規模推廣。 目前 SOEC 制氫技術仍處于實驗階段。 國內中國科學院大連化學物理研究所、 清華大學、中國科技大學開展了探索研究。國外 SOEC 技術研究集中在美國、日本和歐盟，主要機構包括三菱重工、東芝、京瓷、愛達荷國家實驗室、Bloom Energy、托普索等，研究聚焦在電解池電極、電解質、連接體等關鍵材料與部件以及電堆結構設計與集成。 7. 制氫格局制氫格局演變演變：短期短期煤氣化制氫成本優勢還在煤氣化制氫成本優勢還在，長期電解水制氫，長期電解水制氫降本空間大降本空間大 從資源端、成本競爭力、碳排放約束、產業技術突破等方面來看，煤制氫擁有

112、資源端優勢，制氫成本最低，面臨碳排放約束也最大。電解水制氫受益風電、光伏裝機容量的提升，資源端優勢逐步建立，盡管目前制氫成本最高，但未來隨著技術進步和材料突破，其降本空間較大；PEM 制氫與可再生能源發電的適配性強，未來如在離網模式下，其受益電價下降帶來的降本空間更大。如考慮煤氣化制氫+CCS 模式，未來外購電力價格下降或利用離網可再生能源自發電，電解水制氫成本將與煤氣化制氫+CCS 成本接近。 從產業鏈上游資源端來看，煤制氫、電解水制氫受資源端支撐強。焦爐煤氣制氫盡管有潛力，但面臨焦炭供給下降、原料氣減少的影響；國內天然氣進口依賴度高，制氫面臨原料供給緊張；甲醇作為二次能源產品，制氫將面臨下

113、游其他行業對資源擠占。 國內焦爐煤氣制氫供給釋放潛力大，但也面臨國內焦炭供給進入了平臺區，焦爐煤氣制氫面臨原料氣減少帶來的影響。區域上，華北、西北地區更具備條件利用焦炭副產煤氣制氫。 國內煤氣化制氫技術成熟、世界領先，單機制氫規模較大，且原料可獲得性好。十四五政策上對煤炭清潔化利用的支持，在加上傳統煤制氫下游需求的趨弱格局，或將進一步推動煤制氫應用轉向新產業領域。區域上，國內各地區均具備條件利用石化產業配套的煤氣化制氫拓展新產業應用。 天然氣制氫技術生產技術成熟，生產規模的可選擇性較大。但我國天然氣進口依賴度高，資源相對不足，且以滿足城市用氣為主，未來可供制氫的資源較緊張。國內天然氣區域性價差

114、大，制氫成本相差較大，對部分天然氣資源豐富的地區發展天然氣制氫或將有利。 甲醇制氫技術在我國發展成熟， 主要以石化產業配套為主。 甲醇屬于二次能源產品，我國甲醇消費需求以烯烴等基礎化工產品為主，且目前仍然是凈進口為主，未來制氫將面臨下游其他行業對資源擠占。 電解水制氫受到國內風電、光伏裝機等可再生能源發電裝機容量持續增加的支撐，資源優勢逐步構建，每年還有近 270 億千瓦的棄風和棄光電量，為發展電解水制氫提供了經濟空間。 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 37/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 從制造成本模擬來看，國內煤氣化制氫成本最低，其他制氫模式上部分擁有資

115、源（天然氣、甲醇、工業電價）價格優勢的地區制氫成本較低。2022 年以來受煉焦煤、天然氣、甲醇價格上漲的影響，相關鏈條制氫成本均有一定程度上漲。從投資強度來看，焦爐煤氣副產氫和甲醇制氫最低，天然氣制氫次之，電解水制氫最高。 受煉焦煤價格的大幅上升的影響，2022 年焦爐煤氣制氫成本相比去年年末增加36%-44%，測算 4 月國內不同地區的焦爐煤氣制氫成本：華北地區為 2.66 元/m3，華東地區為 2.75 元/m3，西北地區為 2.52 元/m3。成本優勢變小。從近年焦爐煤氣制氫項目投資來看，產品定位高純氫、且具備充裝功能的項目，其投資強度達到 2.1萬元/ Nm3.h。 煤氣化制氫成本相比

116、 2021 年年末幾乎持平。 測算 4 月在內蒙褐煤資源主產地， 用當地褐煤進行煤氣化制氫，其成本 1.08 元/m3；在國內華東地區和華南地區，用外購褐煤進行煤氣化制氫成本為 1.20 元/m3 和 1.21 元/m3。從近年煤氣化制氫項目投資來看，產品定位高純氫、且具備充裝功能的項目，投資強度將達到 3.3 萬元/ Nm3.H左右。 受天然氣價格大幅上漲的影響， 國內部分天然氣流入地區的制氫成本上漲 10%-38%。測算 4 月在新疆地區外購天然氣制氫成本為 1.81 元/m3，華東：3.42 元/m3，華南為 3.20 元/m3，華北為 2.16 元/m3，西南為 2.73 元/m3。從

117、近年天然氣制氫項目投資來看，產品定位高純氫、且具備充裝功能的項目，投資強度達到 2.9 萬元/ Nm3.H左右。 甲醇制氫受原料價格波動影響大，2022 年國內甲醇制氫成本上漲 5-15%。測算在新疆地區外購甲醇制氫成本為 1.88 元/m3，華南為 2.43 元/m3，西北為 2.25 元/m3，華北為 2.37 元/m3，華東為 2.47 元/m3。從近年甲醇制氫項目投資來看，產品定位高純氫、且具備充裝功能，投資強度達到 2.1 萬元/ Nm3.H 左右。 受各省工業用電價格差別較大的影響，電解水制氫成本有較大差距。在并網外購電力模式下，擁有工業用電價格優勢的西北和蒙西地區制氫成本大幅低于

118、國內其他地區。 從近年國內采用 AWE 電解工藝的項目投資來看，配套建設光伏/風電裝置的項目投資強度在 5.7-6.3 萬元萬元/ Nm3.H；采取并網購電模式的投資強度在 3.6 萬元萬元/ Nm3.H。 從近年國內采用 PEM 電解工藝的項目投資來， 采取并網購電模式的投資強度為 5.28 萬元/Nm3。 測算 2022 年在國內各省采用并網外購電力模式制氫，AWE 電解水制氫成本在 2.77元/m34.59 元/m3。其中在西北四?。ㄇ嗪?、寧夏、新疆、甘肅）和蒙西地區的外購電力堿性電解制氫成本最低，分別是 2.77 元/m3、3.07 元/m3、3.23 元/m3、3.28元/m3、3.

119、08 元/m3。 測算 2022 年 4 月在國內各省采用并網外購電力模式制氫，PEM 電解水制氫成本在3.30 元/m35.15 元/m3。其中在西北四?。ㄇ嗪?、寧夏、新疆、甘肅）和蒙西地區的外購電力 PEM 制氫成本最低， 分別是 3.30 元/m3、 3.60 元/m3、 3.76 元/m3、 3.82元/m3、3.61 元/m3。 從碳排放約束來看，煤氣化制氫碳排放強度最高，如按照 2022 月 4 月國內平均碳價，煤氣化制氫成本增加 0.12 元/m3； 但煤氣化制氫也具備實現更經濟 CCS 的潛力。 如采用煤制氫 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 38/41 table_pag

120、e 產業研究專題報告產業研究專題報告 +CCS 技術，成本增加 0.7 元/m3-0.8 元/m3；甲醇制氫碳排放次之。焦爐煤氣和天然氣制氫碳排放整體接近，較低。 如考慮煤氣化制氫+CCS 模式，則與國內部分擁有天然氣資源優勢的地區制氫成本接近；未來外購電力價格下降，或利用離網可再生能源自發電，電解水制氫成本將與煤氣化制氫+CCS 成本接近。 焦爐煤氣制氫的 CO的排放量約為 0.44 kg/(Nm H)； 按照 4 月國內碳價 60 元/噸，考慮碳價焦爐煤氣制氫成本增加 0.03 元/m3；如采用焦爐煤氣制氫+CCS 技術，成本增加 0.15 元/m3-0.17 元/m3。 煤氣化制氫碳排放

121、強度高，但具備實現更經濟 CCS 的潛力。煤氣化制氫分離之后的CO2 純度高（接近 100%） 、壓力高，完全區別于化石燃料普通燃燒過程匯總產生的常壓、 低溶度CO2 （含量僅為12%左右） ， 具備更經濟低實現CO2的捕捉封存 （CCS）的潛力；考慮碳價，煤氣化制氫成本增加 0.12 元/m3。如采用煤制氫+CCS 技術，成本增加 0.7 元/m3-0.8 元/m3。 天然氣制氫的 CO的排放量約為 0.43kg/(Nm H)?？紤]碳價，天然氣制氫成本增加0.03 元/m3。如采用天然氣制氫+CCS 技術，成本增加 0.15 元/m3-0.17 元/m3。 甲醇制氫的 CO的排放量約為 0.

122、74kg/(Nm H)。甲醇制氫的 CO的排放量低于煤制氫、高于天然氣制氫；約為 0.74 kg/(Nm H)?？紤]碳價，甲醇制氫成本增加 0.05元/m3。如采用天然氣制氫+CCS 技術，成本增加 0.26 元/m3-0.3 元/m3。 電解水制氫如采取離網模式，用風電、光伏發電，則實現零碳排放。如采用并網模式，外購電網電力，則碳主要來自于電力端的間接排放。 如可再生能源發電電價降至 0.13 元/kw.h，采用離網自發電模式，不考慮效率、壽命提升，折舊下降的影響，國內擁有資源優勢地區的堿性電解水制氫成本將達到 2.2元/m3，PEM 制氫成本達到 2.7 元/m3。將與煤氣化制氫+CCS

123、模式成本縮小。如進一步納入電耗效率提升、壽命延長、折舊下降的因素，則雙方差距接近。 AWE 電解制氫未來的降本空間主要來自于電價降低、能耗降低。 堿性電解槽的優勢在于技術成熟、規模靈活、投資成本相對較低。目前制氫規模能覆蓋幾十到 1500NM3/h。但其局限性在能源效率低、相應速度慢、適配性差、體積大。目前堿性電解水制氫成本中 82來自電力的成本，另外 18是其他費用（包含折舊、耗材、人工、維修、水等） ，其中電解水制氫裝備折舊的費用占比約 10%。 如采用離網式制氫，到 2035 年可再生能源上網電價 0.2 元/kw.h 和 2050 年可再生能源上網電價 0.13 元/kw.h，堿性電解

124、水制氫的平均降本空間在 24%和 36%。 隨著技術進步和材料的突破，到 2025 年隨著電解能耗效率提升，預計 AWE 電解水制氫降本空間約 24%。 電解槽投資成本降低， 相關折舊減少帶來的降本幅度 1-2%。 PEM 電解制氫未來的降本空間主要來自于電價降低、能耗降低、壽命延長、設備折舊降低，以及規模效率。 PEM 電解槽的電流密度高、結構緊湊，安全性好、氣體純度高，產氣壓力高，動態響應速度更快，能適應可再生能源發電的波動性，可以很好滿足離網制氫要求。但其局限性在投資成本高。目前 PEM 電解水制氫成本中 73來自電力的成本，另外 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 39/41 tab

125、le_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 27是其他費用（包含折舊、耗材、人工、維修、水等） ，其中電解水制氫裝備折舊的費用占比約 15%。 如到 2035 年可再生能源上網電價 0.2 元/kw.h 和 2050 年可再生能源上網電價 0.13元/kw.h， PEM 電解水制氫的平均降本空間在 22%和 31%。 隨著技術進步和材料的突破，預計到 2025 年 PEM 電解能耗效率提升，PEM 電解水制氫降本空間約 24%。到 2025 年電解槽投資減少帶來的折舊下降幅度約 6-8%。電堆壽命提升，預計帶來折舊成本降低 30%-40%。 更大的降本空間來自于規模效率， 目前海外 PE

126、M 水電解制氫已邁入 10MW 級別示范應用階段，100MW 級別的 PEM 電解槽正在開發，自 2017 年以來，PEM 水電解的項目數量就大幅提升，且額定裝機功率的平均值也在 2020 年得到了大幅提高。從制造端來看，規模效率提升，將帶來制造成本的下降。 據高工產研（GGII）調研統計，2021 年中國電解水制氫設備市場規模超過 9 億元，出貨量超過 350MW。其中，考克利爾競立出貨量達到 160MW 排名第一，主要受益于寶豐能源綠氫項目，其 1000 標方制氫設備出貨量國內領先；傳統電解水制氫設備頭部企業中船重工 718所排名第二，其大標方 AWE 制氫設備產品成為北京冬奧會用氫的重要

127、保障，一體化 PEM 制氫設備也成功打入海外市場；賽克賽斯氫能位列第三，作為老牌 PEM 制氫設備企業，2021年成功開發出國內首臺套 MW 級 PEM 制氫設備， 同時是國內中小型 PEM 電解槽出貨量最多的廠商。 表 20：電解水制氫設備市場排名 排名排名 企業企業 技術路線技術路線 1 考克利爾競立 堿性 2 中船重工 718 所 堿性+PEM 3 賽克賽斯氫能 PEM 4 中電豐業 堿性+PEM 5 天津大陸 堿性 6 凱豪達氫能 堿性 7 淳華氫能 PEM 資料來源：高工產研，華寶證券研究創新部 根據氫能產業發展中長期規劃（2021-2035 年） ：2025 年中國綠氫產量達到 1

128、0-20萬噸/年的基礎目標，GGII 測算，實現這一目標對應的電解槽裝機規模為 1400-2800MW（按設備利用率 4000h 計算） 。預計 2022-2025 年中國電解水制氫設備市場將迎來高速發展期。同時 2021 年以來國內部分企業陸續進軍制氫設備制造領域。 表 21：2021 年以來國內企業進軍制氫設備制造情況 時間時間 企業企業 事件事件 2022 年 4 月 國富氫能 線上舉行首臺 1000Nm3/h 堿性水電解槽下線儀式， 標志國富氫能在制、 儲、輸、用氫能裝備戰略中的“制氫戰略”取得階段性成功。 2022 年 3 月 湖南氫氫松松 舉行 500Nm3/h 堿性水電解制氫設備

129、下線儀式， 該制氫設備由其公司自行研發、自行設計、自行制造。 2021 年 1 月 希倍優氫能 下線首套 50Nm3/h 堿性水電解制氫系統；其已啟動最新一代 1000Nm3/h堿性水電解制氫系統的生產，預計最快將于今年 5 月底亮相。此外，該公司也已儲備前沿技術，未來將開發新型電解槽系統，并計劃將新工廠產能擴充 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 40/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 到 1GW 的堿性電解槽生產能力。 2021 年 12 月 揚州吉道能源 發布首套安全承壓殼式單槽產能最大制氫水電解槽。該電解槽的制氫量達1350Nm3/h，最高可達 1500m

130、3/h，壓力為 2.5Mpa，可以節省 50%用地、90%廠房，真正開啟大規模建設和應用新時代，并擁有多項國際領先關鍵指標。 2021 年 12 月 寶武重工 在寶武清能的大力協同下，寶武重工馬鋼重機歷時 4 個月完成首臺（套）30Nm3/h 堿性水電解槽的制造裝配，經過氫、氧等流道通暢性檢查、氣體壓力測試、密封性檢測等規范程序的嚴格檢驗，產品質量達到設計要求并具備出廠交付用戶的條件。 2021 年 10 月 隆基氫能 隆基氫能首臺堿性水電解槽下線儀式。電解槽采用高電流密度設計，單臺電解槽的氫氣制備能力達 1000Nm3/h 及以上水平。未來五年，隆基氫能電解水制氫裝備產能達到 5-10GW。

131、 資料來源：新聞收集整理，華寶證券研究創新部 電解水制氫設備需求的增長將進一步拉動上游關鍵材料需求的釋放。 表 22：電解水制氫產業鏈相關公司 材料材料 電解槽制造電解槽制造 電解制氫電解制氫 雙極板 安泰科技、上海治臻 隆基綠能、 陽光電源 寶豐能源、中國石化、國家電投、國家能源集團 質子膜 山東東岳、東岳氫能 催化劑 貴研鉑業 資料來源：公司公告，華寶證券研究創新部 8. 投資建議投資建議 短期在煤氣化制氫占據資源、成本，同時技術成熟度高；且其投資強度高，關注產業鏈上游的相關設備制造和工程類公司。長期電解水制氫，尤其是 PEM 制氫依托技術進步和材料突破，其降本空間大，同時在離網模式下與再

132、生能源發電適配性強，受益電價下行的優勢更明顯；關注 PEM 制氫產業鏈上游聚焦質子膜、催化劑、雙極板、電解槽制造的相關公司。 9. 風險提示風險提示 電解水制氫技術進步和材料突破進展緩慢，國內碳排放約束低于預期。 敬請參閱報告結尾處免責聲明 華寶證券 41/41 table_page 產業研究專題報告產業研究專題報告 風險提示及免責聲明風險提示及免責聲明 華寶證券股份有限公司具有證券投資咨詢業務資格。 市場有風險，投資須謹慎。 本報告所載的信息均來源于已公開信息，但本公司對這些信息的準確性及完整性不作任何保證。 本報告所載的任何建議、意見及推測僅反映本公司于本報告發布當日的獨立判斷。本公司不保

133、證本報告所載的信息于本報告發布后不會發生任何更新，也不保證本公司做出的任何建議、意見及推測不會發生變化。 在任何情況下，本報告所載的信息或所做出的任何建議、意見及推測并不構成所述證券買賣的出價或詢價，也不構成對所述金融產品、產品發行或管理人作出任何形式的保證。在任何情況下，本公司不就本報告中的任何內容對任何投資做出任何形式的承諾或擔保。投資者應自行決策，自擔投資風險。 本公司秉承公平原則對待投資者，但不排除本報告被他人非法轉載、不當宣傳、片面解讀的可能，請投資者審慎識別、謹防上當受騙。 本報告版權歸本公司所有。未經本公司事先書面授權，任何組織或個人不得對本報告進行任何形式的發布、轉載、復制。如合法引用、刊發，須注明本公司出處，且不得對本報告進行有悖原意的刪節和修改。 本報告對基金產品的研究分析不應被視為對所述基金產品的評價結果， 本報告對所述基金產品的客觀數據展示不應被視為對其排名打分的依據。任何個人或機構不得將我方基金產品研究成果作為基金產品評價結果予以公開宣傳或不當引用。 適當性申明適當性申明 根據證券投資者適當性管理有關法規，該研究報告僅適合專業機構投資者及與我司簽訂咨詢服務協議的普通投資者，若您為非專業投資者及未與我司簽訂咨詢服務協議的投資者，請勿閱讀、轉載本報告。