柴油燃油粗(氢能源行业深度报告：寻找双碳战略下制氢供给格局演变逻辑)

Posted 2023-05-29

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柴油燃油粗(氢能源行业深度报告：寻找双碳战略下制氢供给格局演变逻辑)

（报告出品方/作者：华宝证券，张锦）

1. 前言：寻找双碳战略下制氢供给格局演变逻辑

氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，随着制氢、氢能储运及燃料电池技术的发展，正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一。经过多年的工业积累，我国已是世界上最大的制氢国，2021 年我国氢气产量约 3300 万吨。从供给结构来看，目前我国氢气供给仍然以化石能源制氢为主；根据中国氢能联盟统计，目前煤制氢占比 63%，天然气制氢占比 13%，工业副产气制氢占比 21%，电解水制氢 3%。

2020 年我国发布“2030 年碳达峰、2060 年碳中和”宣言；2021 年国务院印发《2030 年前碳达峰行动方案》。从降碳的路径来看，主要包括需求端节约能源、提高能源利用效率，供给端调整能源结构、大力发展低碳能源，同时发展碳汇、碳捕集。氢能在这三方面都发挥着不可替代的作用：

在节能和能效提升方面，氢能在燃料电池应用上，能量转换不受“卡若循环”限制，能量转换效率高于传统发电模式和燃油车，大大提高能效，通过带来一次能源化石能源的使用减少，从而实现降碳。

在调整能源结构方面，氢能能够很好地解决光伏、风力等可再生能源的时空不稳定性，通过储能方式与需求端形成匹配。是连接可再生能源和用户的桥梁，能够促进一次能源中可再生能源占比的提升，最终实现能源供给低碳化。

在碳捕集方面，煤炭清洁利用可以借助煤制氢、大规模碳捕集（CCU）实现蓝氢，实现能源供给；同时 CO2 通过加氢催化，能够制造甲醇、甲烷、乙烯等重要化工品。氢能与碳捕集形成协同发展，共同降碳。

2022 年 3 月国家发改委、能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，规划对氢能的定位是：氢能是未来国家能源体系的重要组成部分、氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体、氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。规划对氢能未来的供给和需求都做出了战略设计，氢能在国内经济结构地位再次提高。

规划目标：

到 2025 年形成较为完善的氢能产业发展制度政策环境，产业创新能力显著提高，基本掌握核心技术和制造工艺，初步建立较为完整的供应链和产业体系。氢能示范应用取得明显成效，清洁能源制氢及氢能储运技术取得较大进展，市场竞争力大幅提升，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。

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，产业布局合理有序，可再生能源制氢广泛应用，有力支撑碳达峰目标实现。

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，对能源绿色转型发展起到重要支撑作用。

从需求端来看，作为氢能最重要的应用领域，规划提出到 2025 年燃料电池车辆保有量 5 万辆。根据中国汽车工业协会发布的数据，截止 2021 年国内燃料电池车保有量 1.07 万辆。 2021 年 8 月财政部等五部委发布《关于启动新一批燃料电池汽车示范应用工作的通知》，在北京市、上海市、广东省等城市群将启动实施燃料电池汽车示范应用工作，开展已奖代补。 2021 年燃料电池车销量 1596 量。整体来看，十四五期间国内燃料电池车销量需要实现高增长，才能实现保有量目标。

作为工业代碳的重要方式，氢能在重化工行业产业化探索也在逐步推进。《十四五工业绿色发展规划》明确提出鼓励氢能等替代能源在钢铁、水泥、化工等行业的应用；2021 年国内最大的钢铁企业集团中国宝武发布碳达峰行动方案，明确高炉富氢、氢冶金是为未来六大降碳技术路径，目前中国宝武在新疆、广东湛江投资建设相关涉氢项目。从氢气市场来看，2021 年年末以来国内大部分地区高纯氢价格出现一波大幅上涨。根据隆众化工统计的数据，4 月广东市场 4N 级高纯氢平均价格 4.5 元/Nm3，相比 2021 年年中上涨 29%；陕西上涨 40%；北京、江苏、重庆等地区价格均有一定程度上涨。

从供给端来看，氢作为二次能源，在地球上几乎没有现存的氢，必须将含氢物质加工后方能得到氢气。最丰富的的含氢物质是水（H2O），其次就是各种化石燃料及各种生物质。从技术原理来看，制氢方式有十多种。目前国内的主流制氢工艺模式有工业副产氢、煤气化、天然气制氢、甲醇制氢、水电解等五种方式。本报告将从资源、成本、碳排放约束、技术等四方面入手，对上述五种制氢方式进行研究，分析制氢供给格局演变逻辑。

2. 焦炉煤气制氢：成本低、潜力大，但面临焦炭供给减少带来的原料气下降的影响

焦炉煤气制氢工艺简单、技术成熟：焦炉煤气制氢采用变压吸附回收焦炉煤气的氢，其主要原理是使用固体吸附剂来选择气体吸附，并且随着气压的下降，气体在吸附剂中的吸附特性会降低。气体混合物的完全分离和吸附的恢复是通过真空和非氢过程完成。由于焦炉煤气成分复杂且产品氢纯度要求高，在清洁原料气之前，需要脱除杂质较多，必须对 PSA 进行调整以适应原料气成分。整个过程分为以下几个处理部分：压缩、预处理、变压吸附（PSA）和脱氧干燥。

焦炉煤气制氢供给释放潜力大，但面临焦炭供给减少带来的原料气下降的影响

焦炉煤气是炼焦副产品，焦炉煤气产量受配煤成分比重的影响较大，挥发分较高的煤种焦炉煤气产量高，反之亦然。根据云煤能源披露的数据，可以测算 1 吨焦炭产生约 400m3 的焦炉煤气。

氢能价值的提高，越来越多的钢企和独立焦化企业重新审视焦炉煤气价值，进行副产制氢。焦炉煤气以往在钢厂主要作为热源用来燃烧加热，对于独立焦化厂主要用来供给市政燃气。随着国内经济进入低碳发展时期，氢能在代碳、减碳方面的价值凸显，越来越多的企业重新审视焦炉煤气价值，近年来包括中国宝武、鞍钢集团、河钢集团等钢铁企业，以及中国旭阳、美锦能源、山西郑旺等独立焦化企业都在推进焦炉煤气副产制氢项目。

国内焦炭供给进入了平台区，焦炉煤气制氢面临原料气减少带来的影响。自 2018 年发布《打赢蓝天保卫战三年行动计划》以来，国内重点地区推进焦炉淘汰工作；河北、山东、河南省要按照 2020 年底前炼焦产能与钢铁产能比达到 0.4 左右的目标，制定“以钢定焦”方案，加大独立焦化企业淘汰力度，根据上海钢联统计截止 2021 年国内焦炭产能 5.26 亿吨， 2018 年以来减少 4000 万吨。受焦炉去产能和以钢定焦政策的驱动，2019 年以来国内焦炭产量进入平台期， 2021 年我国焦炭产量 4.64 亿吨，同比减少 2.2%。十四五焦化行业一方面面临节能、降碳压力，同时叠加下游钢铁产量增速放缓，国内焦炭产量业进入了平台期。焦炉煤气制氢面临原料气减少带来的影响。

区域上，华北、西北地区更具备条件利用焦炭副产煤气制氢。从国内各区域的焦炭产量来看，2021 年华北四省焦炭产量 18726 万吨，占全国比重 40.3%，西北五省焦炭产量 8443 万吨，占全国比重 18.2%。华北和西北是国内焦炭重要产区，更具备条件利用焦炭副产煤气制氢。

焦炉煤气制氢成本：炼焦煤价格的上升对制氢成本形成压力

投资成本：焦炉煤气投资涉及到煤气压缩、PSA、干燥、充装等主体设备，以及土建施工、公辅装置等；从近两年的部分焦炉煤气制氢的投资项目来看，其投资强度在 1.7 万元/ Nm3.H—2.4 万元/ Nm3.H。

焦炉煤气成本按照焦炭成本、焦炭价格关系推算。由于焦炉煤气制氢主要是焦化企业或钢铁企业焦化单元，其原材料焦炉煤气是炼焦单元的副产品，原先主要供钢厂或市政用燃烧，大部分企业对焦炉煤气成本难以直接测算，因此无法收集到直接成本数据。我们这里用焦炭价格推算焦炭成本，选取 A 股上市公司云煤能源、陕西黑猫、山西焦化、宝泰隆披露的焦炭毛利率，三年平均值 8%。用焦炭成本推算焦炉煤气成本，按照参照云煤能源披露的数据，焦炉煤气成本与单位焦炭成本三年平均值 0.00083。

2022 年 4 月国内焦炉煤气制氢成本，华北地区为 2.60 元/m3，华东地区为 2.69 元/m3，西北地区为 2.46 元/m3。整体受炼焦煤价格的提升，2022 年以来焦炉煤气制氢成本均有 55%-84%的同比增幅。

焦炉煤气制氢作为化石能源制氢，面临碳排放压力。焦炉煤气制氢装置产生的碳排放包括两方面，一是焦炉煤气吸附后，剩下的 CH4 替代氢气燃烧产生的碳排放，二是能耗产生的碳排放。目前焦炉煤气制氢电耗在 0.3KW.H，按照 1 kW·h 折算 10.89 MJ 计算，这部分能耗在清洁能源供给没有大幅占比上升时，势必还会产生碳排放。根据《炼钢焦炉煤气提纯氢气与天然气转化制氢经济性对比》研究，焦炉煤气制氢的碳排放比天然气制氢相当或略高约 3%。根据《考虑碳排放的化石能源和电解水制氢成本》研究，天然气制氢的 CO₂的排放量约为 0.43 kg/(Nm³ H₂)，则焦炉煤气制氢的 CO₂的排放量约为 0.44 kg/(Nm³ H₂)。

考虑碳价，焦炉煤气制氢成本增加 0.03 元/m3。按照 4 月国内统一碳市场交易价格 60 元/吨，测算每立方米氢气成本增加 0.03 元。如采用焦炉煤气制氢+CCS 技术，成本增加 0.15 元/m3-0.17 元/m3。为控制氢气制取环节的碳排放，需结合碳捕集与封存(CCS)技术。根据《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图 (2019 版)》规划，当前国内 CCS 成本在 0.35~0.40 元/kgCO2，如考虑焦炉煤气制氢+CCS 技术，则氢气成本增加 0.15 元/m3-0.17 元/m3。

部分上市公司相关焦炉煤气制氢投资情况：美锦能源：旗下华盛化工拥有焦炉煤气制氢产线，工艺上采用焦炉煤气经 PSA-H2 单元经变压吸附制取合格氢气产品；其中一期 2000Nm3\\/h 工业高纯氢项目，目前已投产；二期 10000Nm3/h 工业高纯氢项目。按照公司焦炉煤气产量规模测算，可提取潜在氢气产能为 6.4 万吨/年，可以满足 2.4 万辆中型卡车或 1.8 万辆客车一年的用量。

硅烷科技：公司目前工业氢气年设计产能为 3.76 亿立方，为该区域内最大氢气制备地。公司生产氢气原材料焦炉煤气采购于公司股东首山化工，首山化工具有年 300 万吨焦炭产能，副产大量焦炉煤气，为公司通过变压吸附技术生产氢气提供了稳定的原材料供应。公司在当地氢气市场中具有较强的区域资源和客户优势，。公司氢气的下游客户集中于平煤神马集团的尼龙业务板块，采用氢气为原材料最终制造涵盖尼龙原材料、中间体到深加工制品的尼龙全产业链产品。公司生产的工业氢，行业标准为 3N 级，实际生产可以达到接近 4N 的纯氢标准。（报告来源：未来智库）

3. 煤气化制氢：拥有成本和资源优势，面临碳排放约束大，具备经济性实现 CCS 的潜力

煤的气化是指煤在高温常压或加压下，与气化剂反应转化为其他产物。气化剂为水蒸气或氧气（空气），气化后产物中含 H2、CO 等组分；然后经过净化、CO 变换和分离、提纯等处理而获得一定纯度的产品氢。煤气化制氢技术工艺路线包括：气化反应、煤气净化、CO 变换、变压吸附提纯。煤气化技术的形式多种多样，但按照煤料与气化剂在气化炉内流动过程中的不同接触方式，通常分成固定床气化、流化床气化、气流床气化。

国内煤气化制氢技术成熟、世界领先，煤气化制氢技术在全球发展已有一百余年发展历史，20 世纪 30 年代至 50 年代初，德国最早完成“第一代”煤气化工艺的研究与开发，典型的工艺有碎煤加压气化 Lurgi 炉的固定床工艺、常压 Winkler 炉的流化床和常压 KT 炉的气流床，这些工艺都以氧气为气化剂，实行连续操作，气化强度和冷煤气效率得到极大提高。20 世纪 70 年代德、美等国开始研发 “第二代”煤气化工艺，典型工艺有 BGL、HTW、Texaco、Shell、KRW 等，加压操作是第二代炉型显著特点。“第三代”技术目前仍处于实验室研究阶段，典型工艺有煤催化气化、煤等离子体气化、煤太阳能气化和煤核能余热气化等。

国内从上世纪 60 年代开展煤气化制氢技术研究。目前形成了以航天炉技术、清华炉水冷壁技术和华理四喷嘴技术为代表的煤气化技术处于世界领先地位，在煤制油、合成氨和煤化工领域，实现了对煤炭的清洁利用，国内煤气化制氢装置最大的规模超过每小时 20 万立方米。过去十年来茂名、淄博、九江、南京、安庆等地炼厂建设了一系列大规模煤制氢装置，其中中石化茂名煤制氢规模达 20 万 m3/h，装置主要包括水煤浆气化装置、合成气净化装置等，以煤、炼厂副产的高硫石油焦和纯氧为主要原料。

根据世界能源委员会的数据，2020 年国内煤炭储量 1432 亿吨，其中无烟煤和烟煤储量为 1351 亿吨，亚烟煤和褐煤储量 81.3 亿吨。相比天然气、石油等能源，我国煤炭资源储量相对丰富。2021 年国内原煤产量 41.3 亿吨，同比 5.84%。按照制取 1 吨氢需要 7.5 吨褐煤，国内褐煤资源储量能够生产 10.84 亿吨氢气。

2021 年 9 月份我国核增煤炭产能 2.2 亿吨左右，并增加应急产能约 1 亿吨。2022 年 4 月 20 日国务院常务会议再次明确，将通力合作优化煤炭企业生产、项目建设等核准审批政策，落实地方稳产保供责任，充分释放先进产能；通过核增产能、扩产、新投产等新增煤炭产能 3 亿吨。两年内核增新增煤炭产能近 6 亿吨，将进一步使得未来 2 年以后国内煤炭供给提升有保障。

传统煤制氢下游需求的趋弱，将进一步推动煤制氢应用转向新产业领域。根据中国氢能联盟发布的数据，2021 年煤制氢产量约 2100 万吨。煤制氢项目主要以石化企业为主，生产的氢气主要应用的汽油加氢、粗柴油加氢、燃料加氢脱硫以及合成氨等产品。2021 年国内汽油产量 15457.3 万吨，同比 17.3%，柴油产量 16337 万吨，同比 2.7%。整体来看，从 2019 年以来随着交通运输电动化渗透率的提升，对汽油、柴油消费需求趋弱。2021 年国内合成氨产量 4950 万吨，同比基本持平；十三五以来在去产能政策的推动下，以及农业需求趋稳，合成氨产量从 2015 年开始回落，近三年呈稳定态势，产能利用率维持在 70%左右，相比 2015 年的高峰期下降 6 个百分点。整体来看在汽油、柴油、合成氨等传统煤制氢下游需求的趋弱的态势下，将能够推动煤制氢应用转向新产业领域。

区域上，国内各地区均具备条件利用石化产业配套的煤气化制氢拓展氢能在新产业应用。从国内各区域的汽柴油、合成氨产量来看，2021 年华东六省汽柴油产量 11710 万吨，占全国比重 36.45%，东北三省汽柴油产量 6212 万吨，占全国比重 19.3%；华南三省汽柴油产量 4690 万吨，占全国比重 14.6%。合成氨产量，国内除东北和华南地区占比较低外，其他区域产量占比相对平衡。作为石化产业配套的煤气化制氢，在下游需求趋弱的格局下，国内各地区均具备条件利用石化产业配套的煤气化制氢拓展氢能在新产业应用。（报告来源：未来智库）

2022 年以来，随着地缘冲突的加剧，能源安全保障进一步凸显。围绕鼓励煤炭清洁高效利用的政策不断加码，煤制氢作为煤炭清洁高效化利用的主要方式或将受到鼓励。

煤气化制氢成本分析：投资成本：煤气化制氢投资涉及到煤粉准备、水煤浆制备、气化炉、变化单元、吸附装置等；从部分以工业氢为主的煤气化制氢的投资项目来看，其投资强度在 1.25 万元/ Nm3.H —1.77 万元/ Nm3.H。如需要达到高纯氢 4N 级标准，参照中石化茂名氢燃料电池项目投资强度，预计投资强度达到 3.3 万元/ Nm3.H 左右。

制造成本：固定成本：按照 90000 Nm3/h，投资强度 3.3 万元/ Nm3.h，折旧年限 20 年；其他固定费用包括：维修费用按照设备购置及安装费的 2％来计算，工作人员按照 10 人（每人 12 万元）考虑。根据《制氢工艺与技术》的数据，以 9 万 m3/h 煤气化制氢规模为基准；每生产一吨氢，需要消耗 7.5 吨褐煤，辅助材料消耗为 90 元/吨，制造费用 2622 元/吨，副产物能收回 446 元/吨，燃料动力 3731 元/吨。

2021 年三季度以来国内褐煤价格大幅上升，截止 2022 年 4 月内蒙古赤峰褐煤车板价为 508 元/吨，锦州港褐煤平仓价为 635 元/吨。以此测算，2022 年 4 月如在内蒙褐煤资源主产地，用当地褐煤进行煤气化制氢，其成本 1.08 元/m3；在国内华东地区和华南地区，用褐煤进行煤气化制氢成本为 1.20 元/m3 和 1.21 元/m3。

煤气化制氢碳排放强度高，但具备实现更经济 CCS 的潜力。煤气化制氢过程中，不可避免地会产生 CO2，根据《考虑碳排放的化石能源和电解水制氢成本》研究，煤气化制氢的 CO₂ 的排放量约为 2 kg/(Nm³ H₂)。但煤气化制氢分离之后的 CO2 纯度高（接近 100%）、压力高，完全区别于化石燃料普通燃烧过程汇总产生的常压、低溶度 CO2（含量仅为 12%左右），具备更经济实现 CO2 的捕捉封存（CCS）的潜力；随着 CO2 埋藏技术的迅速发展，煤气化制氢系统完全可以实现零排放。

考虑碳价，煤气化制氢成本增加 0.12 元/m3。按照 4 月国内统一碳市场交易价格 60 元/ 吨，测算每立方米氢气成本增加 0.12 元。如采用煤制氢+CCS 技术，成本增加 0.7 元/m3-0.8 元/m3。为控制氢气制取环节的碳排放，需结合碳捕集与封存(CCS)技术。根据《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图(2019 版)》规划，当前国内 CCS 成本在 0.35~0.40 元/kgCO2，如考虑煤制氢+CCS 技术，则氢气成本增加 0.7 元/m3-0.8 元/m3。

煤气化制氢项目及相关上市公司涉及煤气化制氢情况： 2019 年日本川崎重工牵头，联合日本的 J-Power、岩谷公司、丸红公司、住友公司和澳大利亚的 AGL 能源有限公司在澳大利亚成立“氢能供应链”简称“HESC”项目，投资 3.6 亿美元，该项目利用 AGL 旗下矿场的褐煤，进行煤气化制氢，然后氢气通过卡车运到墨尔本郊区黑斯廷斯，经冷却液化后被冷却到零下 253 摄氏度，在用运往日本，在日本川崎重工的神户机场岛的液化氢装卸基地“Hytouch 神户进行卸装。该项目 2021 年实现每天提取 70 公斤的氢气；2022 年 1 月首船液氢运往日本。HESC 的合作伙伴最终希望该项目每年生产多达 22.5 万吨的氢气。

神马股份：2022 年 4 月 2 日公司发布可转债预案，公司投资建设煤制 40 万吨/年液氨、 40,000 万 Nm³/年氢气、同时副产硫酸的氢氨装置。项目采用先进的水煤浆气化技术，投资总额为 230,066.56 万元。

航天工程：2022 年 1 月 7 日公司发布公告，拟与航天氢能沧州气体有限公司签署《煤炭清洁高效综合利用项目 EPC 总承包（空分、气化、净化装置及其配套工程部分）工程合同》，合同总金额 146,600 万元。该煤炭清洁高效综合利用项目是公司一直跟踪和接触的大型煤气化项目，公司能够发挥一直以来在煤气化工程领域的专业能力和工程建设能力，为本项目提供空分、气化、净化装置的专业化设计、系统集成、关键设备制造、数字化交付和装置建设和生产运营服务。项目有助于持续推广先进的煤炭清洁高效利用技术，巩固公司煤气化板块的市场份额，推动公司战略转型。

兰石重型装：公司氢能装备主要为制氢、储氢和加氢站装备。围绕煤制氢、渣油 POX 造气制氢装置、大型高压储氢球形储罐和卧式储罐（45MPa/75MPa）、加氢站相关设备等开展技术研发和制造，公司已完成盘锦浩业 20 万 Nm3/h 煤制氢装置、榆林华秦氢能产业园一期项目储氢球罐设计制造及安装，完成加氢站微通道换热器（PCHE）研制并交付客户试用。后续，公司在氢能源装备新兴赛道，将加快推进新技术、新产品研发，尽快完成氢能装备产业链关键环节的卡位布局，掌握关键技术，形成先发优势，重点推广现有的煤制氢、低压储氢容器和微通道换热器等产品，建立细分市场竞争优势。

4. 天然气制氢：国内原料资源进口依赖度高，区域制氢成本差别大

天然气制氢是以天然气为原料,用水蒸气作为氧化剂,来制取富氢混合气。制氢包含两个过程：天然气脱硫过程和甲烷蒸汽转化过程。脱硫过程：根据原料气中硫组分和含量,在一定温度、压力下,原料气通过氧化锰及氧化锌脱硫剂,将原料气中的有机硫、H2S 脱至 0.2×10-6 以下,以满足蒸汽转化催化剂对硫的要求。

天然气经缓冲罐、调压预热后依次进入加氢反应器和脱硫槽，将硫醇、二硫醚、噻吩、羟基硫和二硫化碳中的硫转化成硫化氢后脱除。脱硫后的天然气进入转化炉与水蒸气反应制取氢气，反应后气体进入中变炉，在中变炉中一氧化碳和水反应生成氢气和二氧化碳，变换后气体进入 PSA 吸附装置，经分子筛选择性吸附去除杂质后得到高纯氢气。高纯氢气在充装系统中分别充入鱼雷车、集装格和钢瓶中，经成品检验合格后成品入库。

天然气制氢技术已在国内成功运用 20 多年，生产技术成熟，生产规模的可选择性较大。运行安全可靠，操作控制稳妥实用，自动化程度高，占地面积小，投资较低，基本无“三废” 排放，反应热和余热能够充分利用，装置能耗显著降低（如 PSA 解吸气可回烧，既降低燃料消耗，又减少废气排放），生产规模的选择性较大（标准状态下 400m3/h～200000 m3/h）。我国天然气进口依赖度高，资源相对不足。根据 BP 世界能源统计数据，2020 年我国天然气产量 194 十亿立方米，消费量 330.6 十亿立方米；进口天然气 138.4 十亿立方米。根据 EIA发布的数据，2021 年我国已探明天然气储量为234993 十亿立方英尺，全球占比为 3.1%。整体来看，我国天然气进口依赖度高，资源相对不足。且天然气作为一种绿色能源，在国内消费结构中城市用气占比较大，2021 年占比 38%，可用来制氢的供给比较紧张。

天然气制氢成本分析：投资成本：天然气制氢投资主要包括设备投资，有原料加氢反应器、氧化锌脱硫反应器、中温变换反应器、提氢吸附塔、PSA 吸附塔、转化炉，冷换设备和压缩机充装装置等。以近几年部分天然气制氢项目的投资强度来看，在 0.6 万元/Nm3.H -1.4 万元/Nm3.H。如需要达到高纯氢 4N 级标准且具备加氢能力，参照中石化茂名氢燃料电池项目投资强度，预计投资强度达到 2.9 万元/ Nm3.H 左右。

制造成本：固定成本：按照 3000m3/h，投资强度为 2.9 万元/ Nm3.H，其中设备按 20 年折旧，设备年运行时间按照 8000 h 来计算。其他固定费用包括：维修费用按照设备购置及安装费的 2％来计算，工作人员按照 10 人（每人 12 万元）考虑。可变成本：单耗按照 0.6m3 天然气/m3（H2）来计算；1.3 kg 去离子水/m3（H2），去离子水价格取 0.04 元/kg。生产 6 kg 冷却水/m3（H2）。冷却水价格取 0.003 元/kg，则每生产 1 m3 氢气所耗冷却水的费用为 0.018 元/m3；0.35 kW·h 电/m3（H2）。取国内新疆、华东、华南、华北、西南地区的工业天然气价格进行测算测算得出：2022 年 4 月在新疆地区外购天然气制氢成本为 1.81 元/m3，华东：3.42 元/m3，华南为 3.20 元/m3，华北为 2.16 元/m3，西南为 2.73 元/m3。

与煤制氢相比，天然气制氢温室气体排放量相对较少。天然气制氢的本质是以甲烷中的碳取代水中的氢，碳起到化学试剂作用并为置换反应提供热量，产生的氢大部分来自水，小部分来自天然气本身。根据《考虑碳排放的化石能源和电解水制氢成本》研究，天然气制氢的 CO₂的排放量约为 0.43 kg/(Nm³ H₂)。考虑碳价，煤气化制氢成本增加 0.03 元/m3。按照 4 月国内统一碳市场交易价格 60 元/ 吨，测算每立方米氢气成本增加 0.03 元。如采用天然气制氢+CCS 技术，成本增加 0.15 元/m3-0.17 元/m3。为控制氢气制取环节的碳排放，需结合碳捕集与封存(CCS)技术。根据《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图 (2019 版)》规划，当前国内 CCS 成本在 0.35~0.40 元/kgCO2，如考虑天然气制氢+CCS 技术，则氢气成本增加 0.15 元/m3-0.17 元/m3。

5. 甲醇制氢：原材料是二次能源产品，制氢将面临下游其他行业对资源挤占

甲醇制氢的常用方法有: 甲醇裂解、甲醇部分氧化重整以及甲醇水蒸气重整。由于甲醇热裂解反应以及部分氧化甲醇重整产物里氢气含量低，CO 含量高( 一般在 10%以上) ，故应用较少。而甲醇水蒸气重整制氢的产物中氢气含量高，CO 含量低( 一般在 1%左右) ，甲醇水蒸气重整制氢是指在一定的温度、压力条件下，甲醇和水在催化剂的作用下在重整反应器内发生反应生成氢气、二氧化碳以及少量的一氧化碳。

转化催化剂具有裂解和转化两个功能,两步反应可耦合在一起同时在转化器内完成。甲醇裂解属于吸热反应，原料汽化和反应所需要的热量由导热油锅炉提供。反应生成的转化气经冷却、冷凝及净化后送至变压吸附工段除去杂质，合格后送至用户。

甲醇制氢技术在我国发展成熟，主要以石化产业配套为主。我国甲醇制氢工艺技术自 1993 年第一套 600Nm3/h 工业化以来，迄今为止，仅石化领域运行大小装置愈千套之。整体来看甲醇制氢工艺流程简单,运行条件限制较少,原料利用率高,主体设备为简单常见的设备,无特殊材质要求,操作维护比较简单。根据氢能汇统计，2016 年以来国内建设的 58 个甲醇制氢项目主要以石化行业配套为主。其中山东寿光鲁清石化有限公司 60000Nm3/h 甲醇制氢装置为该公司 230 万吨/年柴油加氢精制的配套项目，于 2018 年 1 月建成投产，至今已连续运行两年，满负荷运行时，重整气达到 93000Nm3/h，是中国运行较好、产气量最大的装置之一。

甲醇属于二次能源产品，我国甲醇消费需求烯烃等基础化工产品为主，原料成本较高。甲醇作为一种重要的有机化工基本原料，其下游领域应用广泛。其中下游烯烃占据最大份额，根据金联创统计，2021 年占烯烃比 50.6%，燃料需求占比 15.7%，其他需求领域较为分散。根据隆众化工统计，2021 年国内甲醇产量 7885 万吨，2015 年以来国内甲醇产量复合增速 12.2%。2021 年国内甲醇产能 10555 万吨，2015 年以来产能复合增速 7.6%；近三年甲醇产能增速趋于平缓。2021 年国内甲醇表观消费量 8974 万吨，2015 年以来需求复合增速为 12%。整体来看，甲醇作为重要的基础化工原料，下游消费需求广泛，近三年国内进口量均超过千万吨。

近年来，甲醇价格波动较大。国内甲醇价格主要受成本、供需、开工率三方面影响。2020 年以来甲醇价格与煤炭价格走势基本一致。另一方面国内甲醇价格受开工率影响较大，2021 年三季度国内能耗双控期间甲醇价格出现大幅波动。以新疆地区为例，750 元/吨，最高到过 3100 元/吨。在个别季节性限产时间段，甲醇价格波动更大，以 2021 年三季度为例，新疆地区甲醇价格从 3100 元/吨高点在两个月内降到 1600 元/吨左右。

甲醇制氢成本测算：投资成本：甲醇制氢投资主要包括设备投资，有转换器、汽化器、过热器、净化塔、脱碳塔、压缩机、工业炉等；以及公辅、原料储运装置、氢气充装等。以近几年部分甲醇制氢项目的投资强度来看，整体来看，具备外销高纯氢的投资强度在 1.8-2.3 万元/Nm3.H。

制造成本：固定成本：按照 2600m3/h，投资强度为 2.3 万元/ Nm3.H，其中设备按 20 年折旧，设备年运行时间按照8 000 h来计算。其他固定费用包括：维修费用按照设备购置及安装费的2％来计算，工作人员按照 10 人（每人 12 万元）考虑。可变成本：单耗根据《甲醇制氢技术及在燃料电池中的应用》报告数据，甲醇制氢单位能源消耗情况为:甲醇 0.58~0.69 kg/m3(H2)，取 0.64kg/m3。除盐水 0.3~0.45 kg /m3(H2)，取均值；电 0.15~1.25 kW·h/ m3(H2)，取均值 0.7 kW·h/ m3(H2)。冷却水 30~100 kg /m3(H2)。取国内新疆、华南、西北、华北、华东地区的甲醇市场价测算：2022 年 4 月在新疆地区外购甲醇制氢成本为 1.88元/m3，华南为 2.43 元/m3，西北为 2.25 元/m3，华北为2.37元/m3，华东为 2.47 元/m3。

与煤制氢相比，甲醇制氢温室气体排放量相对较少。根据《考虑碳排放的化石能源和电解水制氢成本》研究，甲醇制氢的 CO₂的排放量低于煤制氢、高于天然气制氢；约为 0.74 kg/(Nm³ H₂)。考虑碳价，甲醇制氢成本增加 0.05 元/m3。按照 4 月国内统一碳市场交易价格 60 元/吨，测算每立方米氢气成本增加 0.05 元。如采用甲醇制氢+CCS 技术，成本增加 0.26 元/m3-0.3 元/m3。为控制氢气制取环节的碳排放，需结合碳捕集与封存(CCS)技术。根据《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图(2019 版)》规划，当前国内 CCS 成本在 0.35~0.40 元/kgCO2，如考虑甲醇制氢+CCS 技术，则氢气成本增加 0.26 元/m3-0.3 元/m3。

上市公司华特气体（688268）拥有甲醇水蒸气重整制氢，根据公司招股说明书披露的数据，其产能为 180 吨，公司产品以高纯氢（6N）为主，根据公司披露 2019 年 1-6 月甲醇制氢损耗率为 34.63%，公司氢气生产成本包含充装。

6. 电解水制氢：资源优势逐步建立，未来降本幅度可期，产业空间大

水电解制氢是施加外电流使水发生电化学反应分解为氢气与氧气。用可再生能源发电来电解水制氢，能够实现零碳排放；电解水制氢是发展绿氢的重要手段。截止 2021 年，我国风电装机容量 3.28 亿千瓦，占国内发电整体装机容量比重为 13.8%；光伏点装机容量 3.07 亿千瓦，占比 12.9%。2020 年以来国内风电和光伏装机保持较高的新增水平，2021 年风电新增装机 4757 万千瓦，光伏新增装机 5493 万千瓦。整体来看，我国可再生能源发电装机结构占比的进一步提升为发展电解水制氢，实现零碳排放构建了资源基础。

根据国家能源局统计，2021 年国内弃风电量 206.1 亿千瓦时，弃光电量 67.8 亿千瓦时。如按照制氢电解能耗 6KW.H/Nm3 测算，可生成 45.6 亿立方米氢气，折合 40.8 万吨氢气。尽管近几年国内弃风率和弃光率由大幅下降，但弃风电量和弃光电量的绝对数仍然较大，这也为发展电解水制氢，实现电能到化学能的转移，完成能量储备提供了空间。

根据使用电解质的不同，电解水的方式可分为碱性电解水、质子交换膜电解水、固体氧化物高温水蒸气电解。

根据电能来源的不同，可将可再生能源制氢技术分为并网型制氢和离网型制氢两种。并网型制氢是将发电机组接入电网，从电网取电的制氢方式，比如从风光耦合系统电网侧取电，进行电解水制氢，主要应用于大规模风光耦合系统的消纳和储能。离网型制氢是将发电机组所产生的电能，不经过电网直接提供给电解水制氢设备进行制氢，主要应用于分布式制氢或局部燃料电池发电供能。尽管离网式电解水制氢，可以获得较低的电力价格，但也面临投资成本的上升。

6.1. 碱性电解水（AWE）制氢：技术相对成熟，未来有一定降本空间

碱性(AWE)电解使用铁基或镀镍铁基材料作为阴极催化剂，镍作为阳极催化剂，不需使用贵金属，电解液为 KOH 水溶液。其原理是，在阴极水分子被分解为 H+和 OH-，H+得到电子生成氢原子，并进一步生成氢分子（H2）；OH-则在阴、阳极之间的电场力作用下穿过多孔的横隔膜，到达阳极，在阳极失去电子生成一个水分子和氧分子。

AWE 电解装置当中最核心的是电解槽，如采用并网制氢，须在电解槽之前需配备变压器和整流柜将高压交流电转换为电解槽所使用的直流电，供电解槽电解水使用。电解槽由多个电解池组成，每个电解池由镀镍的铁电极或镍系金属电极与隔膜构成，根据阴阳极板配置与联接方式的不同分为单极型电解槽和双极型电解槽。双极型电解槽系统结构紧凑，适宜大规模生产，工作温度为 70-90 摄氏度。

AWE 电解制氢技术采用 20%-30%氢氧化钾水溶液为电解液，所使用的石棉隔膜常为电解槽运行带来故障，在较高的工作温度下，石棉耐强碱腐蚀性急剧下降，产气纯度 99.7%，增加维护成本；且医学研究发现石棉能引发人体癌变，因此其使用逐渐被其他材料替代。 AWE 电解槽的优势在于技术成熟、规模灵活、投资和生产成本低。

在目前的电解水制氢技术中，碱性液体电解水于 20 世纪中期就实现了工业化，技术已经非常成熟，最近十年来碱性电解槽在国内各行各业都有着非常多的应用实例。包括中石化新疆库车绿氢项目 52 台电解槽、宝丰能源绿氢项目 10 台电解槽均是采用碱性电解槽。

碱水电解系统的制氢规模灵活，目前国内市场在售的碱性电解槽单台设备制氢能力从几十到 1000Nm3/h，目前国内扬州吉道能源最大单套电解槽制氢规模达到 1500 Nm3/h。

投资成本比 PEM 制氢低。由于碱性电解电堆采用低成本、易获取的催化剂及电极材料可大幅降低折旧，因此生产成本低于 PEM 电解水制氢。电堆价格从 100 万～1000 余万元不等。

AWE 电解水制氢成本测算：投资成本：AWE 电解水制氢投资主要包括设备投资，包括电解槽、电源设备、纯水设备、电解质溶液调整设备、气液分离器、碱雾和水分等的去除设备、运输设备、充装单元等。从国内采用 AWE 电解工艺的项目投资来看，配套建设光伏/风电装置的项目投资强度大，大部分制氢项目采取并网模式。

制造成本：固定成本：按照 1000m3/h，投资强度为 3.6 万元/ Nm3.H（参照国投宁夏项目），其中设备按 11.25 年（90000h）折旧，采用直线折旧，无残值，设备每年折旧 8.9%，设备年运行时间按照 8000 h 来计算，。其他固定费用包括：维修费用按照设备购置及安装费的 2％来计算，工作人员按照 6 人（每人 12 万元）考虑。可变成本：参照国电投宁夏项目经济技术指标：耗新水：12000t/a，氢氧化钾：9.2t/a，钯催化剂：0.3t/a；生产 1 m3 氢气电耗为 5.8 kWh。其中电价按照全国各省上网基准电价+ 工业企业（35KV）配电价+政府性基金及附加，以并网制氢外购电力模式测算。暂不考虑离网配套发电制氢模式。成本测算减去附加产品氧气收入。测算 2022 年 4 月在国内各省并网外购电力，碱性电解水制氢成本在 2.77 元/m3—4.59 元/m3。其中在西北四省（青海、宁夏、新疆、甘肃）和蒙西地区的外购电力 AWE 电解制氢成本最低，分别是 2.77 元/m3、3.07 元/m3、3.23 元/m3、3.28 元/m3、3.08 元/m3。

目前 AWE 电解水制氢成本中 82％来自电力的成本，另外 18％是其他费用（包含折旧、催化剂、人工、维修、水等），其中电解水制氢装备折旧的费用占比约 10%。因而降低电价、电解水装备投资成本、以及部分耗材的消耗是实现绿氢工业化、规模化的两大关键核心。降低电价可以采用离网模式，同时随着可再生能源发电价格的进一步下降降低成本。根据国家发改委的《中国 2050 年光伏发展展望》的预测，2035 年和 2050 年光伏电站投资预计将比当前的水平分别下降 37%和 53%。到 2035 年和 2050 年新增光伏发电成本预计约下降 50% 和 70%，达到 0.2 元/ kWh 和 0.13 元/ kWh，以此测算目前碱性电解水制氢的平均降本空间在24%和36%。按照目前的AWE电解制氢能源效率，电力成本每下降 0.1元/ kWh，氢气成本平均下降 0.58 元/Nm3。

随着电解能耗效率提升，AWE 电解水制氢降本空间约 24%。根据国际再生能源署《 GREEN HYDROGEN COST REDUCTION 》的研究，目前电极系统能耗在 50-78 kWh/Kg H2，相当于 4.5 -7.0 kWh/m3 H2。未来通过学习效率提升、规模化量产、以及隔膜、催化剂材料的突破，能够实现电极能耗达到 4.0 kWh/m3 H2。按照目前的电力价格，如电力能耗达到目标值，则能实现降本 26%。

电解槽投资成本降低，相关折旧减少带来的降本幅度 1-2%。根据国际再生能源署发布的《GREEN HYDROGEN COST REDUCTION》的研究，AWE 电解槽的成本中，电源和膜电极制备各占据 22.5%，是最大的部分；到 2025 年双极板、电极、膜的学习速率达到 18%；到 2025 年电解槽降本空间在 10%左右。以目前电解槽投资占 AWE 电解水固定资产投资的 1/3，能够带来固定资产折旧下降幅度约 1-2%；整体降幅不大，也反映了目前 AWE 电解槽技术成熟，未来进一步降低的空间较小。（报告来源：未来智库）

6.2. 质子膜（PEM）电解水制氢：与可再生能源发电适配性强，预计未来降本幅度大

质子交换膜（PEM）水电解技术，它是以质子交换膜传导质子并隔断电极两侧的气体，直接电解纯水。在电解槽中，原料水在阳极氧化铱的催化作用下发生分解产生氧气和质子，氧气随着剩余未反应的水从阳极出排出电解槽，而质子以水合质子的形式穿过质子交换膜到达阴极，在阴极铂催化剂的作用下，质子发生还原、复合成氢气，并携带少量水分从阴极出口排出。质子交换膜存在离子通道会导致膜两侧的气体会相互渗透，产品氢气中含有少量氧气和大量水分，同样氧气中也含有少量氢气和水分。为提高氢气的纯度，对产品气进行水气分离，即通过换热降低产品气温度，从而降低水的饱和蒸气压以脱除大部分水分，再经过一个脱氧罐（催化氧化），少量氧气与氢气在催化剂作用下生成水，以达到除氧的目的。最后产品气在经过干燥塔除水，就能够得到纯度高达 99.999%的氢气产品。

PEM 电解槽主要由阳极端板、阴极端板、阴阳极扩散层、阴阳极催化层以及质子交换膜组成。其中，端板的作用是固定电解池组件，并引导电流递传，分配水、气，扩散层起集流，促进气液传递等作用，催化层的核心是由催化剂、电子传导介质、质子传导介质组成的三相界面，是电化学反应的核心场所。

与 AWE 电解槽相比，PEM 电解池用质子交换膜代替了石棉膜，传导质子，并隔绝电极两侧的气体，避免了碱性电解液所带来的缺点。质子交换膜一般使用全氟磺酸膜，传递质子，隔绝开阴阳极生成的气体，并阻止电子的传递。 PEM 水电解制氢具有以下优点：电流密度高、结构紧凑，安全性好、气体纯度高，产气压力高，动态响应速度更快，能适应可再生能源发电的波动性，能够满足离网发电要求。

1. 电流密度更高（＞1A/cm2），结构紧凑。由于质子交换膜强大的功能，PEM 水电解池可采用零间隙结构，电解池结构紧凑，欧姆极化作用降低，电解槽运行电流密度通常至少是碱水电解槽的 4 倍以上。

2. PEM 为固体聚合物电解质膜，膜两侧能够承受较大的压差，只对氢离子有单向导通作用，能够直接将反应物氢气和氧气分隔开避免串气，安全性好、产物气体纯度高。对于碱性电解采用液态电解池，通过浸渍使多孔的石棉布成为隔膜，因此必须设置严格的压差控制系统，以保证阴阳极反应室内不发生串气，避免发生安全事故。

3. PEM 电解质膜能够做到 200μm 以下，电极间距小，能够降低工作电压和能耗，效率能超过 80%，高于碱性电解。

4. 水既是反应物也是冷却介质，省去了冷却系统，减少了装置的体积和重量。由于 PEM 电解池采用了纯水作为电解液，从而避免了电解液对槽体的腐蚀，反应产物不含碱雾，气体纯度更高。

5. 氢气纯度更高（>99.99%），PEM 水电解槽采用 PEM 传导质子，隔绝电极两侧的气体，避免 AWE 使用强碱性液体电解质所伴生的缺点，因此氢气纯度更高，不需要进一步提纯，则可用于燃料电池。

6. 产气压力更高（3~4 MPa）；动态响应速度更快，其负载范围在 5%-120%，能适应可再生能源发电的波动性，能够满足离网发电要求。目前 PEM 水电解制氢技术已在加氢站现场制氢、风电等可再生能源电解水制氢、储能等领域得到示范应用并逐步推广。也是极具发展前景的水电解制氢技术。

PEM 电解水制氢成本测算：投资成本：PEM 电解水制氢投资主要包括设备投资，有电解槽、公辅装置、压缩机、储运装置等。从国内目前相关 PEM 制氢的投资强度为 5.28 万元/Nm3。

制造成本：一般制氢成本分为固定成本和可变成本，固定成本包括设备折旧、人工、运维等，可变成本包括制氢过程的电耗和水耗。制氢成本=电价*单位电耗+（每年折旧+人工+每年运维）/ 每年制氢总量+单位水耗*水价。固定成本：按照 200m3/h，投资强度为 5.28 万元/ Nm3.H，其中设备按 8.13 年（65000h）折旧，采用直线折旧，无残值，设备每年折旧 12.3%，设备年运行时间按照 8000 h 来计算，。其他固定费用包括：维修费用按照设备购置及安装费的 2%来计算，工作人员按照 6 人（每人 12 万元）考虑。

可变成本：参照燕山石化经济技术指标：耗脱盐水：200kg/h；生产 1 m3 氢气电耗为 7.7 kWh，其他耗材包括净水树脂产生量为 1000L/1 年，干燥剂产生量为 175kg/5 年，脱氧剂产生量为 63kg/5 年。其中电价按照全国各省上网基准电价+工业企业（35KV）配电价+政府性基金及附加，以并网制氢外购电力模式测算。暂不考虑离网配套发电制氢模式。成本测算减去附加产品氧气收入。测算 2022 年 4 月在国内各省并网外购电力，，PEM 电解水制氢成本在 3.30 元/m3—5.15 元/m3。其中在西北四省（青海、宁夏、新疆、甘肃）和蒙西地区的外购电力 PEM 制氢成本最低，分别是 3.30 元/m3、3.60 元/m3、3.76 元/m3、3.82 元/m3、3.61 元/m3。

目前 PEM 电解水制氢面临的的主要问题是成本高，其中 73％来自电力的成本，另外 27％是其他费用（包含折旧、耗材、人工、维修、水等），其中电解水制氢装备折旧的费用占比约 15%。因而降低电价、电解水装备投资成本、以及部分耗材的消耗是实现绿氢工业化、规模化的两大关键核心。

随着可再生能源发电价格的进一步下降，将带动 PEM 电解水制氢成本的下降，预计到 2035 年和 2050 年可再生能源价格的降低带来 PEM 电解水制氢的平均降本空间在 22%和 31%。根据国家发改委的《中国 2050 年光伏发展展望》的预测，2035 年和 2050 年光伏电站投资预计将比当前的水平分别下降 37%和 53%。到 2035 年和 2050 年新增光伏发电成本预计约下降 50% 和 70%，达到 0.2 元/ kWh 和 0.13 元/ kWh，以此测算目前 PEM 电解水制氢的平均降本空间在 22%和 31%。随着电力能耗效率提升，PEM 电解水制氢降本空间约 24%。根据国际再生能源署《GREEN HYDROGEN COST REDUCTION》的研究，目前电极系统能耗在 50-83 kWh/Kg H2，相当于 4.5 -7.4 kWh/m3 H2。未来通过技术和材料的突破，能够实现电极能耗达到 4.0 kWh/m3 H2。按照目前的电力价格，如电力能耗达到目标值，则能实现降本 24%。

PEM 制氢关键设备和材料：双极板：双极板占电解槽成本的比重较大，达到 53%，降低双极板成本是控制电解槽成本的关键。按照材料不同，双极板分为石墨双极板、金属双极板以及复合材料双极板。石墨双极板的导电和导热性都比较好，尤其是具有较高的耐腐蚀性和耐久性能，但其加工难度高，成本高，周期长，体积大，目前难以满足大批量生产的要求。金属双极板的优势在于，其阻气性比较高，加工难度比较低，能够做到超薄，因而与石墨双极板相比，金属双极板的体积较小，还能满足批量化的生产需求。但金属双极板也存在耐腐蚀性比较差的缺点。在 PEM 电解槽阳极严苛的工作环境下，若双极板被腐蚀将会导致金属离子浸出，进而污染 PEM，因此常用的双极板保护措施是在表面制备一层防腐涂层。目前金属双极板均需要涂层，提升金属双极板的耐腐蚀性。复合材料双极板集合了石墨双极板和金属双极板的优点，但其面临成本高、工艺复杂，商业化困难较大。

催化剂：电解槽中催化剂成本占比 10%。由于 PEM 电解槽的阳极处于强酸性环境（pH ≈2）、电解电压为 1.4~2.0 V，多数非贵金属会腐蚀并可能与 PEM 中的磺酸根离子结合，进而降低 PEM 传导质子的能力。PEM 电解槽的电催化剂研究主要是 Ir、Ru 等贵金属 / 氧化物及其二元、三元合金 / 混合氧化物，以钛材料为载体的负载型催化剂。根据中国工程院院士衣宝廉院士的研究：受限于 PEM 水电解制氢的酸性环境、阳极高电位、良好导电性等要求，非贵金属催化剂或非金属催化剂的研发难度较大，预计一定时期内实际用于大规模电解槽的催化剂仍以 Ir 为主。未来降低制氢成本、减少贵金属催化剂用量的更好方法是研发超低载量或有序化膜电极。

质子膜：电解槽中质子膜成本占比 5%。PEM 质子交换膜根据含氟情况进行分类，主要包括全氟磺酸膜、部分氟化聚合物质子交换膜、复合质子交换膜和非氟化聚合物质子交换膜。其中，全氟硫酸型膜以机械强度高，化学稳定性好，在湿度大的条件下导电率高，低温时电流密度大、质子传导电阻小等优点成为当前最为商业化的 PEMFC 电解质膜。目前，市场上应用最广泛的是由美国杜邦公司研制的 Nafion 系列全氟硫酸型膜。国内目前东岳集团已建成全国唯一全氟酸质子膜树脂合成生产线，实现量产并批量供货。为进一步提高 PEM 性能并降低成本，一方面可采用增强复合的方案改善 PEM 的机械性能，有利于降低膜的厚度；另一方面，可通过提高成膜的离子传导率来降低膜阻和电解能耗，有利于提高电解槽的整体性能。

依托技术进步，关键材料成本下降，预计到 2025 年电解槽投资减少带来的折旧下降幅度约 6-8%。根据国际再生能源署的研究，到 2025 年 PEM 电解槽关键部件，双极板、质子膜的学习速率达到 18%，催化剂学习速率达 8%。未来电解槽降本空间在 15%左右。以目前电解槽投资占碱性电解水固定资产投资的 1/2，能够带来固定资产折旧下降幅度约 6-8%。电堆寿命提升，预计带来折旧成本降低 30%-40%。在使用寿命方面，PEM 水电解电堆当前的堆寿命 5 万-8 万小时，系统寿命处于 10-20 年之间，均低于碱性水电解。如到 2025 年电堆寿命达到 10 万小时，则折旧成本则能降低 30%-40%。更大的降本空间来自于规模效率，目前 PEM 水电解制氢已迈入 10MW 级别示范应用阶段，100MW 级别的 PEM 电解槽正在开发，自 2017 年以来，PEM 水电解的项目数量就大幅提升，且额定装机功率的平均值也在 2020 年得到了大幅提高。

6.3. 高温固体氧化物（SOEC）电解水制氢：技术仍然处于实验阶段

不同于碱性水电解和 PEM 水电解，高温固体氧化物（SOEC）水电解制氢采用固体氧化物为电解质材料，工作温度 800~1 000℃，制氢过程电化学性能显著提升，效率更高。 SOEC 电解槽电极采用非贵金属催化剂，阴极材料选用多孔金属陶瓷 Ni/YSZ，阳极材料选用钙钛矿氧化物，电解质采用 YSZ 氧离子导体，全陶瓷材料结构避免了材料腐蚀问题。高温高湿的工作环境使电解槽选择稳定性高、持久性好、耐衰减的材料受到限制，也制约 SOEC 制氢技术应用场景的选择与大规模推广。

7. 制氢格局演变：短期煤气化制氢成本优势还在，长期电解水制氢降本空间大

从资源端、成本竞争力、碳排放约束、产业技术突破等方面来看，煤制氢拥有资源端优势，制氢成本最低，面临碳排放约束也最大。电解水制氢受益风电、光伏装机容量的提升，资源端优势逐步建立，尽管目前制氢成本最高，但未来随着技术进步和材料突破，其降本空间较大；PEM 制氢与可再生能源发电的适配性强，未来如在离网模式下，其受益电价下降带来的降本空间更大。如考虑煤气化制氢+CCS 模式，未来外购电力价格下降或利用离网可再生能源自发电，电解水制氢成本将与煤气化制氢+CCS 成本接近。

从产业链上游资源端来看，煤制氢、电解水制氢受资源端支撑强。焦炉煤气制氢尽管有潜力，但面临焦炭供给下降、原料气减少的影响；国内天然气进口依赖度高，制氢面临原料供给紧张；甲醇作为二次能源产品，制氢将面临下游其他行业对资源挤占。

国内焦炉煤气制氢供给释放潜力大，但也面临国内焦炭供给进入了平台区，焦炉煤气制氢面临原料气减少带来的影响。区域上，华北、西北地区更具备条件利用焦炭副产煤气制氢。

国内煤气化制氢技术成熟、世界领先，单机制氢规模较大，且原料可获得性好。十四五政策上对煤炭清洁化利用的支持，在加上传统煤制氢下游需求的趋弱格局，或将进一步推动煤制氢应用转向新产业领域。区域上，国内各地区均具备条件利用石化产业配套的煤气化制氢拓展新产业应用。

天然气制氢技术生产技术成熟，生产规模的可选择性较大。但我国天然气进口依赖度高，资源相对不足，且以满足城市用气为主，未来可供制氢的资源较紧张。国内天然气区域性价差大，制氢成本相差较大，对部分天然气资源丰富的地区发展天然气制氢或将有利。

甲醇制氢技术在我国发展成熟，主要以石化产业配套为主。甲醇属于二次能源产品，我国甲醇消费需求以烯烃等基础化工产品为主，且目前仍然是净进口为主，未来制氢将面临下游其他行业对资源挤占。

电解水制氢受到国内风电、光伏装机等可再生能源发电装机容量持续增加的支撑，资源优势逐步构建，每年还有近 270 亿千瓦的弃风和弃光电量，为发展电解水制氢提供了经济空间。

从制造成本模拟来看，国内煤气化制氢成本最低，其他制氢模式上部分拥有资源（天然气、甲醇、工业电价）价格优势的地区制氢成本较低。2022 年以来受炼焦煤、天然气、甲醇价格上涨的影响，相关链条制氢成本均有一定程度上涨。从投资强度来看，焦炉煤气副产氢和甲醇制氢最低，天然气制氢次之，电解水制氢最高。

受炼焦煤价格的大幅上升的影响，2022 年焦炉煤气制氢成本相比去年年末增加 36%-44%，测算 4 月国内不同地区的焦炉煤气制氢成本：华北地区为 2.66 元/m3，华东地区为 2.75 元/m3，西北地区为 2.52 元/m3。成本优势变小。从近年焦炉煤气制氢项目投资来看，产品定位高纯氢、且具备充装功能的项目，其投资强度达到 2.1 万元/ Nm3.h。

煤气化制氢成本相比 2021 年年末几乎持平。测算 4 月在内蒙褐煤资源主产地，用当地褐煤进行煤气化制氢，其成本 1.08 元/m3；在国内华东地区和华南地区，用外购褐煤进行煤气化制氢成本为 1.20 元/m3 和 1.21 元/m3。从近年煤气化制氢项目投资来看，产品定位高纯氢、且具备充装功能的项目，投资强度将达到 3.3 万元/ Nm3.H 左右。

受天然气价格大幅上涨的影响，国内部分天然气流入地区的制氢成本上涨 10%-38%。测算 4 月在新疆地区外购天然气制氢成本为 1.81 元/m3，华东：3.42 元/m3，华南为 3.20 元/m3，华北为 2.16 元/m3，西南为 2.73 元/m3。从近年天然气制氢项目投资来看，产品定位高纯氢、且具备充装功能的项目，投资强度达到 2.9 万元/ Nm3.H 左右。

甲醇制氢受原料价格波动影响大，2022 年国内甲醇制氢成本上涨 5-15%。测算在新疆地区外购甲醇制氢成本为 1.88 元/m3，华南为 2.43 元/m3，西北为 2.25 元/m3，华北为 2.37 元/m3，华东为 2.47 元/m3。从近年甲醇制氢项目投资来看，产品定位高纯氢、且具备充装功能，投资强度达到 2.1 万元/ Nm3.H 左右。

受各省工业用电价格差别较大的影响，电解水制氢成本有较大差距。在并网外购电力模式下，拥有工业用电价格优势的西北和蒙西地区制氢成本大幅低于国内其他地区。

从近年国内采用 AWE 电解工艺的项目投资来看，配套建设光伏/风电装置的项目投资强度在 5.7-6.3 万元万元/ Nm3.H；采取并网购电模式的投资强度在 3.6 万元万元/ Nm3.H。从近年国内采用 PEM 电解工艺的项目投资来，采取并网购电模式的投资强度为 5.28 万元/Nm3。

测算 2022 年在国内各省采用并网外购电力模式制氢，AWE 电解水制氢成本在 2.77 元/m3—4.59 元/m3。其中在西北四省（青海、宁夏、新疆、甘肃）和蒙西地区的外购电力碱性电解制氢成本最低，分别是 2.77 元/m3、3.07 元/m3、3.23 元/m3、3.28 元/m3、3.08 元/m3。

测算 2022 年 4 月在国内各省采用并网外购电力模式制氢，PEM 电解水制氢成本在 3.30 元/m3—5.15 元/m3。其中在西北四省（青海、宁夏、新疆、甘肃）和蒙西地区的外购电力 PEM 制氢成本最低，分别是 3.30 元/m3、3.60 元/m3、3.76 元/m3、3.82 元/m3、3.61 元/m3。

据高工产研（GGII）调研统计，2021 年中国电解水制氢设备市场规模超过 9 亿元，出货量超过 350MW。其中，考克利尔竞立出货量达到 160MW 排名第一，主要受益于宝丰能源绿氢项目，其 1000 标方制氢设备出货量国内领先；传统电解水制氢设备头部企业中船重工 718 所排名第二，其大标方 AWE 制氢设备产品成为北京冬奥会用氢的重要保障，一体化 PEM 制氢设备也成功打入海外市场；赛克赛斯氢能位列第三，作为老牌 PEM 制氢设备企业，2021 年成功开发出国内首台套 MW 级 PEM 制氢设备，同时是国内中小型 PEM 电解槽出货量最多的厂商。

根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》：2025 年中国绿氢产量达到 10-20 万吨/年的基础目标，GGII 测算，实现这一目标对应的电解槽装机规模为 1400-2800MW（按设备利用率 4000h 计算）。预计 2022-2025 年中国电解水制氢设备市场将迎来高速发展期。同时 2021 年以来国内部分企业陆续进军制氢设备制造领域。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】。未来智库 - 官方网站