氢能系列报告之一：起于青萍之末，似将百花齐放

全球氢能正进入快速发展阶段，产业热度持续提升。我们从制—储—运—加—用五个环节分析了氢能目前行业发展的现状： 制氢：灰氢是现在，绿氢是未来，绿氢正加速平价。从氢气制取方式占比看，全球氢气制取方式以天然气SMR为主，而我国以煤气化制氢为主。分成本对比看，在各个设备、原料及技术当前的背景下，我们测算天然气制氢成本为2.19元 /Nm3 ，煤制氢成本为1.11元 /Nm3 ，焦炉煤气制氢成本为1.39元 /Nm3 ，ALK制氢成本为3.29元 /Nm3 、PEM制氢成本为4.66元 /Nm3 。虽然当下绿氢的制取成本显著高于灰氢，但以ALK为代表的绿氢制取技术，伴随电耗降低、设备降本、利用率提升，正在制氢成本上不断追赶绿氢。 储氢：高压气态储氢是主流，但也在探索更优解。储氢关键在于提高氢气能量密度的同时保证安全性，常见的氢气储存方式可以分为物理储氢和化学储氢两大类。目前，发展最成熟、使用最广泛的是高压气态储氢方法，但由于氢的分子渗透作用，钢制高压气瓶容易出现氢脆现象，带来氢气泄露和爆炸的风险。 故而，此种方式下，储氢瓶材料的选择是当前主要的研究方向，但同时是否有更好的储氢方式也是目前的探索方向。譬如低温液态储氢、固体金属氢化物储氢、有机物液体储氢等新技术也正处在研发探索阶段。 运氢：高压气氢运输被广泛使用，液氢、管道输氢仍需攻关。高压气氢运输技术相对成熟，是加氢站主要运氢方式，但效率低下、成本较高，适用于近距离、小体量运氢场景。液氢运输提高了氢气能量密度，效率较高，国外加氢站液氢运输略多于气氢运输，我国的压力主要在于液氢关键设备依然依赖进口以及液氢运输审批困难。管道输氢具有前期投资大、损耗低的特点，适用于远距离、大规模输氢。利用现有的天然气管网混氢运输可大幅降低氢气输送成本，减少开发新的输配基础设施的投资，但天然气管道掺氢后又会带来管道材料的氢脆、氢鼓泡、脱碳及氢腐蚀等风险，故而“混多少”是目前主要实验的方向。 加氢：核心设备仍需突破，规模化发展是降本的重要途径。我国加氢站核心设备尚处于研发阶段，存在压缩机输出压力不够、压缩机核心设备依赖进口等相关问题。加氢站的规模与数量高度相关，“多建”是降本的主要方式。目前，国家和地方加氢站补贴标准相继落地，推动加氢站向大规模发展。《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》，明确到2030年加氢站数量达到1000座。而截至2022年底，我国仅有138座加氢站，主要分布在广东、山东和上海。 用氢：工业领域占大头，其次是交通领域。据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》数据，至2050年氢能需求量将提升至6000万吨左右，在我国终端能源体系中占比达10%，其中工业领域、交通运输领域、建筑及其他领域用氢占比分别达57%、41%和2%。在工业领域：氢能除具有能源燃料属性外，还是重要的工业原料，其可代替焦炭和天然气作为还原剂，消除炼铁和炼钢过程中的绝大部分碳排放。在交通领域：电动车相比，氢燃料电池车续航足、加氢快；和传统燃油车比，氢燃料电池车又具有节能减排的属性，政策推动下，我国氢燃料电池汽车产业正处在快速发展阶段。 重点关注公司： （1）制氢：派瑞氢能、苏州竞立、天津大陆、隆基绿能、阳光电源、华电重工、华光环能、昇辉科技、亿利洁能、双良节能。 （2）储氢：富瑞特装、京城股份、中材科技。 （3）运氢：厚普股份、石化机械、雪人股份、开山股份。 （4）氢燃料电池：亿华通、雄韬股份。 风险提示：（1）国家产业支持政策落地进度不及预期风险。（2）核心设备和技术依赖进口风险。 投资主题 报告亮点 本文是我们氢能系列报告的第一篇。我们从制—储—运—加—用五个环节分析了氢能目前行业发展的现状。本文正文主要分为六个部分展开，相较于市场上的其他报告，我们主要做到了以下几点： 1）在制氢篇章中，我们首先科普了相关概念，并介绍了制氢的几种主要方式，并量化的计算了各个制氢方式的成本。 2）在储氢篇章中，我们介绍了几种主要的储氢方式，分析了各个储氢方式的特性和前景。 3）在运氢篇章中，我们介绍了几种主要的运氢方式，并分析了液氢、管道输氢的瓶颈。此外，我们还量化的测算了部分运氢的成本。 4）在加氢篇章中，我们介绍了加氢站的多种种类，分析了我国加氢站的短板，同时思考了如何降本。 5）在用氢篇章中，我们介绍了氢能在各个场景下的用途，同时在部分领域介绍了目前制约该领域的瓶颈。 6）在标的介绍篇章中，我们梳理了相关标的，并做了简单介绍。 投资逻辑 氢能尚处于行业发展初期阶段，产业仍有很多瓶颈环节亟需突破。本篇报告详细的梳理了氢能制—储—运—加—用五个环节目前制约的瓶颈，也指出了我国需要突破的地方，而这些国产替代领域恰为投资的重点方向。 一、制氢：技术路径多元化，低碳与降本是关键 当前化石能源制氢处于主流地位，具有低成本的优势，但较高的碳排放阻碍其可持续发展，利用可再生能源电解水制氢则被认为是未来的发展方向。目前传统的氢气制取方法主要分为以下几类：1）化石燃料制氢：主要包括煤制氢、天然气重整制氢等，该技术目前相对成熟，已经进行工业生产。2）含氢尾气副产氢回收：主要包括氯碱工业、焦炉气、合成氨等。3）高温分解制氢：主要包括甲醇裂解制氢等。4）电解水制氢：利用新能源电能来制氢，可以实现碳的零排放，电力来源包括太阳能、风能、水能、核能等。5）其他方式制氢：主要包括光解水制氢、生物质气化等。 图表1制氢方法主要有化石燃料制氢、高温分解制氢、含氢尾气副产氢回收和电解水制氢 世界能源理事会将氢气按市场来源分成“灰氢”、“蓝氢”、“绿氢”三类。“灰氢”是指由煤等化石燃料制取的氢气，制造过程排放大量二氧化碳，并且难以实现较为经济的碳捕捉、利用和封存。“蓝氢”是指使用碳捕集和封存（CCS）技术脱碳的灰氢，可以由天然气等化石燃料制得。“绿氢”是指使用新能源电力或核能制取的氢气，是最适合实现可持续能源转型的一种氢能。2019氢能产业发展创新峰会上，工信部原部长李毅中指出：“灰氢不可取，蓝氢可以用，废氢再利用，绿氢是方向。” 图表2世界能源理事会将氢气按市场来源分成“灰氢”、“蓝氢”、“绿氢”三类，碳排放量由高到低 从氢气制取方式的占比情况看，全球氢气制取方式以天然气SMR为主，而我国以煤气化制氢为主。2020年，全球59%的氢气来源于蒸汽甲烷重整，其次21%的氢气来源于工业副产品，电解水制氢只占0.03%。对于我国来说，煤制氢仍为最主要的制氢方式，占比达到62%，其次是天然气制氢和工业副产氢，占比分别为19%和18%，占比最小的同样为电解水制氢。我国氢气来源结构相比于全球的差异可能与国内能源结构有关，由于我国煤资源相对于天然气更为丰富，所以煤制氢相比于天然气制氢成本更低，在大规模制取时具有优势。 图表4 2020年煤制氢为我国最主要的制氢方式，占比达到62%。 图表3 2021年全球主要制氢来源是天然气 （一）化石燃料制氢：规模化、低成本人工制氢的最佳途径 煤气化制氢是工业大规模制氢的首选方式之一，具有工艺成熟、成本低等优点。煤气化制氢具体工艺过程是煤炭经过高温气化生成合成气（ H2 +CO）、CO与水蒸气经变换转变为 H2 和 CO2 、脱除酸性气体（ CO2 +SO）、氢气提纯等工艺环节，可以得到不同纯度的氢气。近几年，煤制氢技术凭借原材料成本低、装置规模大的优势在全世界范围内发展迅速，煤制油和煤制烯烃等煤化工行业的迅速发展也使煤气化技术获得了更大发展空间，尤其是在富煤贫油少气的我国。随着石油价格上涨，石油加工所需氢气逐步转由煤制氢供给，这将推动煤制氢规模的进一步扩大。 图表5煤气化制氢包括煤造气、净化、压缩、变换、干燥、变压吸附等过程 煤制氢方法的技术设备结构复杂，运转周期相对较短，并且产氢效率偏低、二氧化碳的排放量较大，与可持续、低碳发展的目标相悖。目前，世界范围内已经实现产业化应用的煤气化技术有十几种，根据气化炉的操作状态和流体力学状态的不同可以分为固定床气化、流化床气化和气流床气化三类。在更强调低碳清洁的环境下，能否低成本并有效减少碳排放是决定煤制氢技术发展前景的关键因素。因此，低成本的碳捕获、利用与封存（CCUS）技术的缺乏限制着煤气化制氢的低碳化发展。目前气流床气化技术被广泛应用及推广。 图表6煤气化制氢可以分为固定床气化、流化床气化和气流床气化三类 我们测算，煤炭价格为950元/t时，煤制氢成本为1.11元 /Nm3 或12.46元/Kg。测算依据如下：（1）假设制氢量为23.4吨/天，消耗原料煤179吨（根据中国工程院中国煤炭清洁高效可持续开发利用战略研究重大项目的数据）。（2）煤炭价格以山西产为基准，2022年平均价格为950元/吨，电价采用北京市大工业用电在高峰及平段销售电价的平均值，为0.77元/kWh。外购氧气成本为0.5元 /m3 （3）煤制氢采用水煤浆技术，建设投资2.5亿元，折旧时间为20年，采用直线折旧法。修理费占总投资的3%，财务费用占5%，从成本构成看，对于煤制氢来说，原料煤炭成本占总成本的比例为58.34%，氧气成本占14.75%，电费成本占6.55%。 图表7煤炭价格为950元/t时，煤制氢成本为1.11元 /Nm3 或12.46元/Kg 图表8煤气化制氢成本敏感性测算 相比于煤制氢，天然气制氢产量高，碳排放量低，是国外主要的制氢途径。工业上由天然气制氢的技术主要有蒸汽转化法、部分氧化法以及天然气催化裂解制氢，其中天然气蒸汽转化制氢是普遍采取的制氢路线。其主要流程为天然气预处理后与水蒸气高温重整制成合成气，经废热锅炉产生蒸汽回收热量，中温下合成气中的CO进一步通过水蒸气变换得到 H2 和 CO2 ，变换气经换热冷凝除去水，再经过变压吸附（PSA）分离提纯得到氢气。由于我国天然气产量较低，所以天然气制氢成本高于美国、俄罗斯、中东等富产天然气的国家和地区。 图表9天然气水蒸气转化制氢包括加氢脱硫、蒸汽转化、中温变换、PSA提氢等过程 我们测算，当天然气价格为2.87元 /m3 ，天然气制氢成本为2.19元 /m3 或24.63元/kg。核心根据常宏岗《天然气制氢技术及经济性分析》可知，天然气制氢工艺生产 1m3 氢气需消耗：原料天然气0.48 m，燃料天然气0.12 m，锅炉给水1.7Kg，电0.2KWh。天然气价格采用北京市工城六区商业用气非采暖季价格，2.87元 /m3 。对于天然气制氢来说，天然气价格是最主要的构成部分，占62.84%，该比例远高于煤制氢中煤炭成本所占比重，其次是燃料气成本，占比为15.71%，电费占7.02%，因此，原料对天然气制氢的影响大于煤制氢。考虑到煤在我国能源结构中的比例高达70%左右，而天然气资源供给有限，主要依赖进口，而且含硫量较高，预处理工艺复杂，导致国内天然气制氢的经济性远低于国外。从这一角度分析，煤制氢在我国仍优于天然气制氢。 图表10天然气价格为2.87元 /m3 ，天然气制氢成本为2.19元 /m3 或24.63元/kg 图表11天然气制氢成本敏感性测算 （二）工业副产氢：回收利用工业副产气，为氢能产业发展初期提供低成本、分布式氢源 我国含氢工业尾气资源十分丰富，有氯碱副产氢、焦炉煤气制氢、炼厂重整制氢、轻烃裂解制氢（丙烷脱氢PDH和乙烷裂解）等多种途径。我国炼油、化工、焦化等主要工业副产气中大多含有 H2 ，且部分副产气 H2 含量较高。工业副产气制氢相较于化石燃料制氢流程短，能耗低，且与工业生产结合紧密，配套公辅设施齐全，下游 H2 利用和储运设施较为完善，故工业副产气是目前较为理想的氢气来源。常见的工业副产氢方法有炼厂重整、丙烷脱氢、焦炉煤气及氯碱化工等生产过程产生的氢气。烧碱尾气通过电解饱和NaCl溶液制取，含氢量约为97%；焦炉煤气经煤炭高温蒸馏后获得，含氢量约为57%； 丙烷脱氢副产气通过丙烷催化脱氢制取，含氢量为80-92%；炼厂气以石脑油为原料制取，含氢量为14-90%。 图表12各种工业副产氢来源及组成成分 氯碱工业副产氢净化回收成本低，环