1.氢能战略地位明确，政策支持加码
1.1.明确氢能能源属性及战略地位，渗透率提升前景广阔
氢能源清洁低碳应用场景丰富，在国家能源体系和产业发展中具有重要战略地位。氢能是一种来源广泛、能量密度高、可规模化存储、环保低碳、应用场景丰富的二次能源，发展氢能对保障国家能源安全、促进能源清洁转型、实现绿色双碳目标、推动相关新兴产业发展具有重要意义。2022年3月23日，国家发改委和能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。
我国氢气年产量超3300万吨，已初步掌握氢能产业链主要技术和工艺。我国是世界上最大的制氢国，据中国氢能产业联盟与石油和化学规划院的统计，2019年我国氢气产能约4100万吨/年，产量约3342万吨，按照能源管理，换算热值占终端能源总量份额仅2.7%。目前国内已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，在部分区域实现燃料电池汽车小规模示范应用。全产业链规模以上工业企业超过300家，集中分布在长三角、粤港澳大湾区、京津冀等区域。总体来看，我国氢能产业仍处于发展初期，但制氢基础良好，政策目标清晰，未来成长空间大。
重点突破“卡脖子”技术，扩大可再生能源制氢规模和应用比重。氢能技术链条长、难点多，现有技术经济性还不能完全满足实用需求，亟需从氢能制备、储运、加注、燃料电池、氢储能系统等主要环节创新突破，重点突破“卡脖子”技术，降低氢能应用成本。1）到2025年：初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站。可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。2）到2030年：形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，可再生能源制氢广泛应用。3）到2035年：形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升。
氢能渗透率有望提升，长期发展潜力广阔至2050年，氢能在交通运输、储能、工业、建筑等领域广泛使用，氢气年需求量将提升至6000万吨，在我国终端能源体系中占比达10%，产业产值达到12万亿，渗透率前景广阔。据中国煤炭加工利用协会数据，2020年我国超过99%的制氢方式都属于灰氢和蓝氢，而使用端仍有15%氢气被直接燃烧，其他利用方式也较为粗放，无论是需求端还是供给端都存在非常大的提升空间，发展潜力广阔。
1.2.政策支持不断加码，示范城市群加快氢能建设推广
国家层面政策加码，指引性、补贴性、规范性配套政策日益完善。近年来，我国加速布局氢能产业，2019年首次将氢能写入政府工作报告，其后国家和地方先后出台多项引导支持政策。
燃料电池“3+2”城市示范群格局形成，地方配套政策快速就位。2020年9月五部委联合发布了《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，标志我国开始建设燃料电池示范区。2021年8月，上海、京津冀、广东三大城市群示范区首批入选，随后河北城市群和河南城市群在第二批入选，“3+2”示范群共同推动氢燃料电池和氢能产业发展。在入选示范群后，各地方政府迅速出台了相应补贴和指引政策，目前五大城市群都已经出台了相应产业发展计划。在其他地区，包括江苏、浙江、四川等在内的超过16个省市都已经出台了具体配套政策，力争氢能领域先发优势。据我们梳理的地方性氢能产业规划统计，政策要求到2023年加氢站建设不低于322个，氢燃料电池车累计推广不低于23800辆；到2025年加氢站建设不低于951个，氢燃料电池车推广数量超77500辆。
1.3.制氢-储运-加注-应用构成氢能全产业链
氢能产业链从上游到终端下游分为生产、储运、加注、终端运用四大环节。1）制氢：主要有化石能源制氢、工业副产氢、电解水制氢等路线，氢气的生产成本和纯度依赖于工艺路线和技术水平。2）储运：生产出来的氢气可以通过气态、液态、固态储运到下游进行应用，目前国内氢气运输以长管拖车高压气态储运为主，液态储运尚未大规模运用于民用领域，是未来的主要发展方向，固态运输仍处于研发升级阶段。3）加注：加氢站分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两种，我国现有加氢站均为外供氢加氢站，即氢气储运至加氢站后在站内进行压缩、存储和加注。4）应用：氢气下游应用广泛，涉及交通领域、工业及能源领域和建筑领域等，氢燃料电池为当前政策主推的新兴方向。
2.上游制氢：副产氢兼具减碳&成本优势，绿氢长期降本空间大
数据来源：中国煤炭加工利用协会，东吴证券研究所
2.1.三条主流制氢路径，制氢纯度体现应用差异
氢气目前主要有三种主流制取路径：1）以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢；2）以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢；3）电解水制氢。此外还有其他制氢方式包括生物质制氢、太阳能光催化分解水制氢、核能制氢等，但仍然处于试验和开发阶段，尚未形成工业化应用。我国氢能的生产利用已较为广泛，制成的氢气主要应用在工业原料或生产供热中，工业制氢已经成为较多化工、新能源、环保企业的主营业务之一。
高纯度低硫低碳的氢气制取为未来燃料电池用氢的攻关重点。
1）从供给端制氢纯度来看，氢气品质取决于制取工艺和提纯方式，氢气纯化技术一般包括变压吸附（PSA）、低温分离、膜分离、金属氢化法和氢化脱氢法等，其中变压吸附工艺成熟成本低，为当前最常用的提纯方式。化石能源制氢通常采用制取+提纯一体化装置，未区分提纯成本，工业副产氢提纯成本通常为0.1~0.7元/Nm³。经提纯后，煤制氢所得氢气纯度较低为99.90%，天然气制氢和工业副产氢纯度可以达到99.99%以上，PDH副产氢和碱性电解水制氢的纯度可达99.999%。质子交换膜电解水的产物中纯度最高，可达99.9995%以上，但尚未实现产业化应用。
2）从需求端各类用氢标准来看，参考国家标准，质子交换膜燃料电池用氢气的纯度要求为99.97%，低于工业用纯氢、高纯氢、超纯氢的纯度要求，但对杂质含量的要求更为严格，其中CO含量要求为高纯氢的1/5，总硫（以H2S计）要求控制在4ppb含量以下，主要是CO和硫化物对燃料电池催化剂具有毒化作用。在实际应用中，一般要求车用主流燃料电池技术质子交换膜燃料电池（PEMFC）需要氢气纯度大于99.99%，亿华通要求其燃料电池必须使用水电解制氢，因为水电解制取的氢气不含硫成分。
双碳背景下，制氢将逐步由目前灰氢和蓝氢为主转向绿氢为主。国内现阶段氢气主要由化石能源制氢或副产氢获得，所获得的氢气多为灰氢和蓝氢，仍然存在一定程度的碳排放和环境污染。为实现碳减排和化石能源替代的目标，后续主要有两种发展路径：
1）发展蓝氢，即在灰氢制作过程中结合CCUS降低碳排放，但化石能源制氢及工业副产氢最多只能降低80%碳排放，更多是向绿氢转变中的过渡阶段。2）发展绿氢，即待可再生能源占比提升、电价成本下降、电解槽技术升级成本下降后，全面推广电解水制氢，通过绿氢助力深度脱碳，推动碳达峰和碳中和的实现。
2.2.化石能源制氢技术成熟，性价比高
2.2.1.煤制氢成本约10元/kg，考虑碳捕集后成本约16元/kg煤制氢成本的主要影响因素为煤炭价格，煤炭价格450元/吨时，煤制氢成本约10元/kg。煤制氢成本测算关键假设如下：1）制氢规模：以单个项目为例，假设制氢装置规模为90000m³/h。2）总投资：建设投资共12.4亿元（装置界区内，建设投资不含征地费以及配套储运设施），折旧年限10年，残值率5%，年修理费3%，采用线性折旧。3）煤炭成本：煤炭不含税价格为450元/吨。考虑生产过程的转换关系，假设每立方米氢气所需煤炭为0.76kg，折合每千克氢气需要煤炭8.46kg，约合每千克氢气煤炭成本3.8元。4）其他原料成本：假设氧气外购价格为0.5元/m³，电价为0.56元/度，新鲜水价格为4元/m³，；同时假设每立方米氢气所需氧气0.42m³，电0.043度。5）财务费用：按建设资金70%贷款，年利率为5%。经测算，在煤炭价格为450元/吨的情况下，煤制氢成本为9.73元/kg，此时煤炭成本约占总成本39%。煤制氢工艺下，每制备1kg氢气会伴生约19kg二氧化碳，产生考虑碳捕集情况下成本为16.38元/kg，此时产品氢由灰氢转为蓝氢。根据敏感性测算，当煤炭价格在200~1000元/吨时，煤制氢成本介于7.62~14.39元/kg。
2.2.2.天然气制氢成本约15元/kg，考虑碳捕集后成本约18元/kg天然气制氢成本的主要影响因素为天然气价格，当天然气价格为2.5元/m³时，天然气制氢成本约15元/kg。测算关键假设如下：1）制氢规模：以单个项目为例，假设制氢装置规模为90000m³/h。2）总投资：建设投资共6亿元（装置界区内，建设投资不含征地费以及配套储运设施），折旧年限10年，残值率5%，年修理费3%，采用线性折旧。3）天然气成本：假设天然气不含税价格为2.5元/m³，每立方米氢气所需天然气为0.4m³，折合每千克氢气需要天然气4.48m³，对应每千克氢气生产需要天然气成本11.2元。4）其他原料成本：假设电价为0.56元/度，新鲜水价格为4元/m³，3.5MP蒸汽价格为100元/吨，1.0MP蒸汽价格为70元/吨。5）财务费用：按建设资金70%贷款，年利率为5%。
经测算，在天然气价格为2.5元/m³的情况下，天然气制氢成本为14.61元/kg，天然气成本约占总成本77%。天然气制氢工艺下，每制备1kg氢气会伴生约9.5kg二氧化碳，考虑碳捕捉情况下，考虑碳捕集情况下成本为17.93元/kg，此时产品氢由灰氢转为蓝氢。根据敏感性测算，当天然气价格在1~5元/m³时，天然气制氢成本介于7.88~25.80元/kg。
2.3.工业副产氢成本约9~22元/kg，兼具减碳&成本优势放量潜力大
工业副产氢潜力亟待挖掘，助力化工企业低碳发展。工业副产氢在生产化工产品的同时得到氢气，主要有焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用、合成氨醇等副产工艺。我国工业副产氢潜力大，但目前资源利用率较低。我国工业副产氢年产量约900~1000万吨，氯碱企业每年副产氢气放空率高达30％，其中2017年有25万吨工业副产氢被放空。目前多家传统化工上市公司已将副产氢列入重要发展方向。由于其显著的减排效果和较高的经济性优势，在电解水绿氢成本达到或接近平价以前，副产氢是过渡阶段的较优途径之一。
工业副产氢成本主要包括生产成本和提纯成本，各类副产氢综合成本介于9~22元/kg之间。工业副产氢除生产所需的原材料等生产成本外，由于工业副产物往往是多种气体的混合，为获得较纯的氢气需要进行提纯，工业副产氢常用变压吸附（PSA）提纯工艺，提纯后产氢纯度普遍到达99.99%以上。由于各类原料气的杂质组分和氢气含量有差异，提纯成本往往介于0.1-0.7元/Nm³之间。
2.4.电解水制氢成本约30元/kg，电价降至0.15元/度与蓝氢平价
碱性电解水工艺成熟成本最低，PEM电解水已初步商用。电解水制氢主要工艺路线为碱性电解、PEM电解和SOEC电解。其中碱性电解槽技术最为成熟，生产成本较低；PEM电解水流程简单、能耗较高，已经实现初步的商用；但因为设备需要使用贵金属电催化剂铱、铂、钌等材料，目前成本较高，是中长期电解水发展的主要方向。固体氧化物水电解槽采用水蒸气电解，能效最高，但尚处于实验室研发阶段。
当电价为0.4元/度时，碱性电解水制氢成本约30元/kg。测算关键假设如下：1）制氢规模：采用碱性电解水，制氢装置规模为1000Nm³/h，年有效利用时间2000小时，年制氢规模200万标方。2）总投资：设备投资850万元，折旧年限10年，残值率5%，按直线法折旧；土建及设备安装150万元，折旧年限20年，残值率5%，按直线法折旧。3）电费成本：假设电解水制氢所用电价为0.4元/度，每单位氢气消耗电量5度/Nm³。4）其他原料成本：纯水价格为3.5元/吨，KOH价格为10,000元/吨，冷却费用0.2元/度。同时假设每Nm³氢气消耗纯水0.01吨/Nm³，KOH0.0004kg/Nm³，冷却0.001度/Nm³。5）人工和运维费用：人员费用32万元/年；运营维护10万元/年。经测算，在电价为0.4元/度的情况下，天然气制氢成本为30.11元/kg。
电解水制氢的主要影响因素为电价成本，当电价为0.4元/度时，电费占电解水制氢总成本的比例超70%。其他条件不变，当电价介于0.1~0.6元/度时，碱性电解槽电解水制氢的成本介于13.31~41.31元/kg。
三大因素驱动绿氢降本：电价下降、电解槽降本、技术进步。1）可再生能源度电成本下降：2）电解槽成本下降：由于电解槽供应链规模的加速发展，过去四年电解槽成本下降了40%，根据彭博数据，2021年，中国的碱性电解槽系统成本为300美元/千瓦，而欧美同类产品和PEM电解槽则分别为1200/1400美元/千瓦。3）技术进步带来能效提升&原料优化：最新研究显示，目前大多数电解槽制氢效率约为75%（52.5kWh/kg），每年生产100万吨氢气需要14GW的可再生能源，而目前最新的Hysata电解槽能以95%（41.5kWh/kg）的效率电解制氢，每年生产100万吨氢气仅需11GW的可再生能源。由于材料及催化剂的优化，设备折旧、其他原材料成本也有望降低50%以上。
当电价为0.15元/kg时绿氢与蓝氢平价，2050年绿氢成本有望降至10元/kg。根据敏感性测算，假设其他条件不变，随着电力成本下降，当可再生能源电费为0.15元/kWh时，电解水制氢成本为16.11元/kg，基本实现与蓝氢平价。而根据氢促会预测，在可再生能源电价、电解槽成本下降、制氢效率提升等多重因素驱动下，到2050年国内绿氢制备成本有望降至10元/kg。
内容来源：未来智库
