中金：举足“氢”重，跬步千里

本文来自“中金点睛”。

摘要

氢能作为二次能源不可或缺，实现“碳中和”需更大力度政策支持。为实现碳中和目标，我们认为中国在能源供给端或需推动以非化石能源为主的电能成为一次能源主体，加快提升电气化率，在非电能源领域将会加速推动氢能、碳捕捉等新技术应用。我们认为，当前氢能当前制备、储运和应用均不完善，长期看绿氢有较为清晰的降本路线。制氢端新能源电解水制氢是中长期发展路线;运氢端成本下降将依赖于技术、规模的提升;终端加氢规模化与国产化则是主要降本推动力。

氢能制备：化工副产氢具备成本优势，长期来看电解水制氢将成主流。目前来看，国内化工副产氢的利用是燃料电池行业供氢的较优选择，国内氯碱、PDH和快速发展的乙烷裂解行业可提供充足的低成本氢气资源。相比之下，我们认为电解水制氢是最清洁、最可持续的制氢方式，但是目前受制于较高的成本而难以大规模运用。我们预计2025年之后，伴随新能源发电占比的持续提升，通过富裕部分的超低新能源电价(0.1-0.2元/kWh)，可将电解水制氢的成本下降至15元/kg以下，我们预计2040年后可下降至10元/kg以上，为中长期的氢供给端的成本提供了较大的下降空间。

氢储运：长短途选择不同，各储运技术路线并行发展。氢储运技术包括气态储运、液态储运和固态储运三种方式，目前我国氢气运输均以高压气态长管拖车为主。我们认为各储运技术因各自特性适用于不同情形，未来各技术将并行发展。气态储运将运用于短距离少量运输;管道/液氢运输将运用于中长距离大规模运输，同时政府投资建设输氢管道运输也是一种潜在的发展方案。

氢能应用：从少数用途向更多应用发展，交通领域将成为重要落地点。从应用难度上看，我们认为乘用车<商用车<航空航天。乘用车方面，虽然锂电已经能满足基本的续航需求，但我们仍认为氢燃料电池在续航上有较大优势。由于乘用车对载重、额定功率的要求不如商用车高，我们认为乘用车有望成为氢燃料电池试运营的先驱，国内、海外各整车厂已逐步开始布局氢燃料乘用车;商用车方面，我们认为氢能是其脱碳的必选方案，中短期政策将推动初期规模化，远期则需要全产业链合力促进平价到来;航空航天方面，由于飞机飞行对能量供给要求高，且中途无法充电，现阶段锂电池无法解决该难题，氢能或成为解决该难题的密钥。

风险：技术发展节奏较慢，氢能产业链支持政策推行不及预期。

正文

一、碳中和下的能源转型背景

1.我国近90%碳排放来自能源领域，发展绿色能源供应体系刻不容缓

当前我国仍保持以煤炭为主，石油、天然气和非化石能源为辅的能源供应体系，应对气候变化、减少碳排放已成为国际社会的共同课题。根据联合国环境规划署《2019年排放差距报告》，中国是全球最大的二氧化碳排放大国，2018年排放量占到全球的四分之一以上，2060年“碳中和”的目标下达正是我国自主给出国际社会的承诺，也为我国融入国际社会实现双循环提供支持。根据中金宏观组碳排放量统计，我国当前的二氧化碳排放量中，能源占比90%。能源排放中，基于CEADs数据库2017年数据，68%来自煤炭，13%来自天然气，12%来自石油，其余7%来自能源逃逸排放。因此，能源行业加快“低碳、零碳”步伐是我国能否完成碳中和目标的关键，任重道远、大有可为。

2.当前能源结构下减排压力艰巨，完成目标须顶层设计和更大力度的政策支持

作为全球碳排第二大来源，我国减排任务重、困难多。从资源禀赋条件来看，我国“富煤、缺油、少气”，因此煤炭占我国一次能源消费比重始终保持在60~70%。而碳中和目标的目标意味着我们需要打破过去几十年习惯的能源供应模式，但同时不能对实体经济运行带来较大影响。因此，我们认为，国家战略顶层设计和更大力度的政策支持将是至关重要的。

图表: 中国能源结构图2019

资料来源：BP Energy, 中金公司研究部

图表: 各主要行业碳排放占比

资料来源：BP Energy, 中金公司研究部

“碳中和”意味着我国能源体系必须向更清洁+更安全的转型，且是更经济的能源结构。综上来看，我们认为，能源需求的增长和碳排放下降的约束将使得我国完成碳中和目标更具挑战，我们认为，需要强有力的政策支持和指引，但同时也将加速中国的能源转型、使得我国经济最终受益。碳中和目标是在美丽中国下实现能源革命战略目标思想的更进一步，将使得中国在2060年获得不仅是更清洁，也会是更经济和更安全的能源结构。

► 更清洁：以非化石能源为主的电能将成为一次能源主体，非电领域则由氢能和碳捕捉帮助完成净零排放。

► 更安全：中国新能源产业在全球市场具备领先地位，有较强的竞争力。能源转型也将有利于中国在能源供给上摆脱对海外的依赖，提升国家的能源安全。

► 更经济：相比传统化石能源，可再生能源的资源规模是前者的800倍，因此制造业属性远大于资源属性，即使在平价之后中国制造业也能更好的发挥优势，在光伏，风电，锂电池和氢能等产业产生规模效应和技术迭代后实现能源成本的进一步下降，带来更经济的成本。

为实现能源碳中和，我们认为中国在能源供给端或需要推动以非化石能源为主的电能将成为一次能源主体，加快提升电气化率，在非电能源领域将会加速推动氢能、碳捕捉等新技术应用。根据各行业组对于未来用能形式的推演，我们汇总预计到2060年70%的能源将由清洁电力供应，约8%将由绿氢支撑，剩余约22%的能源消费将通过碳捕捉方式，实现碳中和。而实现这一变化，需要能源供给端和需求端的共同努力。其中供给端将主要依靠电力的清洁化以及非电的清洁化，需求侧则需要推动电力、氢能等新用能形式的落地。

图表: 中国能源结构图(2019~2060E)

资料来源：BP Energy，中金公司研究部

碳中和技术路径：形成以光伏+储能为主的电能供应，以及氢和碳捕捉共存的非电供应技术格局。首先通过多管齐下的节能减排技术来完成2030年前碳达峰目标的实现，然后通过以光伏为主的多能互补模式完成电能的零排放，并在非电领域如公路铁路交通，建筑和部分工业领域通过电能的清洁和成本优势推动电气化率提升，随后在无法电气化领域，以氢能和生物质燃料实现重载交通、部分航空航运、部分化工行业的零碳排放，最后以碳捕捉实现余下大部分工业领域的零碳排放。

电力零碳排放先行，多能互补降低发电成本。我们测算光伏+储能在十四五、十五五期间将陆续实现在分布式较零售电价、和在集中式较燃煤标杆上网电价的彻底平价。但是从区域来说，水电和风电在部分区域比光伏成本更有优势，其次在时间维度上光伏发电只在白天，也会降低电网和储能设备整体利用小时。因此单一能源结构显然并不是最经济的选择。此外，风光水的发电能力“靠天吃饭”，存在季节性分布不均和气候带来的不确定性，为保证电力基本需求的满足，需要可控机组的接入，核电也是必不可少电源支持。最后，考虑到风，水，核都有资源总量限制，难以独挡一面，因此在电源技术选择中以光伏+储能为主体。但是多元互补的智能电网技术同样重要、保障电力系统的安全稳定运行以及整体成本更低，政策上应加大对电网储能技术的应用支持，加速非化石能源的比例提升。

非电领域的碳中和技术选择取决于各能源使用场景。在非电领域，主要利用化石能源的热能或通过热能转化为机械能，目前零排放技术存在四种方式，即电气化、氢能，生物质燃料和碳捕捉。不同于电能，非电领域各个能源使用的场景差异较大，并且应用技术并不完全兼容，因此需要不同能源技术对应不同领域。目前来看，除电气化以外的碳中和技术成本都较高，因此随着电成本下降以及电能中非化石能源占比提升，电气化率会成为非电能源转型的首选。但受制于场景，电气化率主要存在于公路铁路交通，居民消费，建筑和部分工业领域。我们从成本下降路径的测算来看，氢能公路交通或在2035年左右实现可接受的成本，而工业领域的碳中和更可能通过碳捕捉最终实现。

图表: “碳中和”的解决途径

资料来源：中金公司研究部

氢能：基于几个重点排放行业的减排测算累加，在2060碳中和中性和乐观情形下，我们汇总得到氢能消费量将分别达到1.1亿吨和1.3亿吨，折合5.4和6.5亿吨标煤消费量，相当于贡献2060年能源消费总量的8%~10%。

► 交通领域：氢燃料电池适合对占用空间要求不高、长续航的交运场景，例如公路、重卡和航空。主要由于氢能具有1)高质量能量密度;2)低体积能量密度的特点。同时其较快的充能速度也有利于商业化应用。根据中金交运组的测算，乐观情形下氢能重卡有望全面转用氢能，而航空、航运业也有部分能源消费可转为氢能。

► 化工：合成氨与甲醇工业是主要的氢能替代场景，其中合成氨工艺逐步从AEC，过渡到PEM以及最终的SOEC路线，从而实现氢能对于化石原料、燃料的完全替代。而甲醇工艺也将经历类似的工艺迭代历程。

► 一般制造：通过兼并重组、优胜劣汰，一般制造业各门类有望逐步提升集中度，减少企业数量。而随着企业数量的减少，集约化、先进生产工艺将获得更广泛应用。

图表:可由氢能取代的主要用能领域及其消费量占比(2060年)

资料来源：国家统计局，中金公司研究部

二、氢能作为二次能源不可或缺

1.氢能当前制备、储运和应用均不完善，长期看绿氢有较为清晰的降本路线

从氢能源成本环节来看，终端用氢成本中制氢、运输、加氢成本分别占约25%/19%/56%，这三个环节的降本将推动氢能源逐步与柴油平价。

► 制氢目前主要有天然气/煤气重整制氢与新能源发电制氢两大主流路径，新能源电解水制氢是中长期路线。在能源富裕区域，天然气/煤气重整制氢+碳捕捉的氢成本已低于20元/kg，而目前的电价下，电解水制氢的成本高达到40元/kg以上。但我们认为2025年之后，伴随新能源发电占比的持续提升，通过富裕部分的超低价格新能源电价(0.1-0.3元/kWh)，可将电解水制氢的成本下降至10元/kg以下，我们预期2040年后可下降至5元/kg以上。同时规模效应对于成本的影响均较为明显，因此我们认为区域集中式大规模制氢将是中长期成本下降的主要路线。

► 运输成本的下降依赖于技术、规模的提升。以高压气氢为例，目前国内以III型瓶为主，而海外已经规模化应用IV型瓶(级别越高，单位体积内储存的氢越多，同时制造工艺越复杂)。我们认为技术的进步与国内应用规模的提升，可将运输成本在2030年后较现有水平下降30-50%。

► 终端加氢具备较大的成本下降空间，规模化与国产化是主要推动力。目前国内建设一座加氢站(35Mpa)的投资在200~250万美元之间，成本高昂，核心设备基本倚赖于进口，加氢站的折旧与运维成本占大头。我们认为建设规模的提速叠加设备的国产化将推动加氢成本快速下降。我们预期终端的加氢成本将由目前的近40元/kg在2030年后逐步降至10元/kg以下。

从氢能源应用的角度来讲，目前氢能源主要应用在合成工业原料上，少量用于氢燃料电池车，而未来在工业和建筑供热、氢能炼钢、中长途商用车等领域均有较大应用空间。

图表: 氢能制备、储运和应用发展进程

资料来源：中金公司研究部

2.氢能的高质量能量密度和低体积能量密度可以帮助交通领域实现碳中和

氢燃料电池因具有副产物清洁、安全性高等优点，为最具商业化应用前景的燃料电池。氢燃料电池适合对占用空间要求不高、长续航的交运场景，例如公路、重卡和航空，主要由于氢能具有1)高质量能量密度;2)低体积能量密度的特点，同时其较快的充能速度也有利于商业化应用，可以帮助部分难以电气化的交通领域实现碳中和。

图表: 不同能源之间的能量密度比较

资料来源：Fuel Cell Electric Vehicle Fleet Deployment Plan，Maxim Integrated, Compendium of Hydrogen Energy, 中金公司研究部

图表: 燃料电池在重卡领域具备高应用前景

资料来源：亿华通公告，GGII，中金公司研究部

注：电动车使用2020年电池成本，燃料电池1/2/3情景分别对应2/1/0.2每kW的系统成本与1/1/0.5万元每只的氢瓶成本

3.工业领域氢能可以作为良好的燃料和还原剂

氢作为清洁能源，能够作为优秀的还原剂和高品质能源应用于工业领域。

氢能冶金：有效减少二氧化碳排放，根据全球领先钢企氢冶金技术进展，最多可减少高炉80%以上的二氧化碳排放量，同时加快反应速度。氢作为清洁能源，不仅能在交通领域广泛应用，还能够作为优秀的还原剂和高品质能源应用于钢铁行业。氢冶金就是氢代替传统的化石燃料，不仅能增加反应速度，还可以减少二氧化碳的排放量。

化工：合成氨与甲醇工业是主要的氢能替代场景，其中合成氨工艺逐步从AEC，过渡到PEM以及最终的SOEC路线，从而实现氢能对于化石原料、燃料的完全替代。而甲醇工艺也将经历类似的工艺迭代历程。

4.氢能是供热领域的良好能源，无出力波动因素

建筑物供热占能源需求比例也不低，产生的碳排放很难消除，只有极少数低碳替代品可以与天然气(最常见的供热燃料)竞争。在这些有限的选择中，氢能是促进该行业能源转型的潜在中的最灵活手段之一。

建筑采暖可以通过直接燃烧氢气或者氢能利用技术来满足，甚至可以将二者相结合：氢能利用技术有燃料电池微型热电联产等，这一技术可以高效地提供热能和电能(效率大于90%);氢气本身也可以作为燃料使用(纯氢或与其他气体混合使用，部分降低气体管网的含碳量)。

氢能出力无波动性，能够提供持续的热能供应。

三、氢能制备：化工副产氢具备成本优势，长期来看电解水制氢将成主流

低成本的氢源和储运是氢能应用发展的一大关键：氢燃料电池车使用氢气作为燃料产生电力，实现化学能向机械能的转换，目前技术储备和商业模式仍处于积极探索中，电堆、整车技术的可靠性和经济性都是制约燃料电池行业发展的瓶颈。除了交通领域之外，氢能在工业领域作为燃料和还原剂的试用，以及作为储能的一种方式应对光伏、风电等其他清洁能源的季节变动，都对获得低成本的氢源提出了较高的要求。

目前国内化石燃料制氢、化工副产氢和水电解制氢四种工业制氢的技术都已经比较成熟，且氢源储备充足，综合比较，由于负荷中心的集中区域华东地区煤炭总量指标控制严格，且中期内天然气供给仍将紧张，投资较重的化石燃料制氢的可行性仍待验证;水电解路线方面，目前国内制氢成本达 20 元/kg，仍显著高于煤制氢的约 8 元/kg 的生产成本。从目前来看，利用低成本的氯碱、PDH和乙烷裂解等化工副产集中供氢+水电解分散式制氢或将会是未来供氢模式的发展方向。中长期来看，我们认为在碳中和大背景下，可再生能源制氢将受益于发电成本降低与氢能产业链增效降本，成为氢能主要供应方式。

图表：不同制氢路线的经济规模和制氢成本等的比较(2020年)

资料来源：《化学工程》第38卷第10期，《低温与特气》第31卷第4期，中金公司研究部

1.化工副产氢：氯碱和轻烃利用副产氢是较优选择

从目前来看，国内化工副产氢的利用是燃料电池行业供氢的较优选择，国内氯碱、PDH和快速发展的乙烷裂解行业可提供充足的低成本氢气资源，且集中在负荷中心密集的华东地区，在对这些装置进行低强度的改造之后可同时解决副产氢高效利用的问题，未来化工副产集中式供氢+水电解分散式制氢将会是国内氢源的发展方向。

焦炉气制氢：规模较大，但产能集中在北方，易受环保限产影响

焦炉气是焦碳生产过程中的副产品，通常生产1吨焦碳可副产420Nm3焦炉气。一焦炉煤气组成中含氢气55—60%(体积)、甲烷23—27%、一氧化碳6-8%等，将其中的萘、硫等杂质去除之后，使用变压吸附装置可以将焦炉煤气中的氢气提纯。以年产100万吨的焦炭企业为例，可副产焦炉气4.2亿Nm3，按2.5 Nm3焦炉气提1.0 Nm3氢气计，可制取1.68亿Nm3(1.512万吨)氢气。2018年国内焦炭产量约为4.3亿吨，理论上可提纯副产氢气量超过650万吨/年。

近年来由于环保要求趋严，大部分焦炭装置副产的焦炉煤气下游都配套了深加工装置，用来作为合成氨、甲醇、LNG、合成气制烯烃、合成气制乙二醇等装置的原料。部分钢厂配套建设的焦化厂，少数企业经变压吸附装置提纯氢气，作为冷轧厂等生产过程的保护气或作为商品气出售。除了上述应用途径之外，仍有50%左右的焦炉煤气作为城市煤气或企业自身燃料回炉助燃，因此理论上全国焦化行业可以提供325万吨副产氢气用来满足燃料电池需求。

考虑到焦炉煤气中杂质含量较大，且组成较为复杂，需设计较复杂的净化流程以生产出满足燃料电池用的合格氢气。但是焦炉气制取氢气应用于燃料电池行业的最大障碍来自于焦化产能的集中区域与燃料电池行业负荷中心分布的错配，目前山西、河北和山东是焦炭产能的前三省份，2018年三省份合计产能占国内总焦炭产能的52%，而国内产能的80%以上集中在北方地区，华南和西南焦化产能很少，且大部分集中在钢企手中。

除了焦化产能的分布存在较强的地域性限制之外，焦化行业也面临着来自环保端的巨大压力，2016年以来环保监管日益强化下焦炭限产已经成为常态，由于重点督察的“2+26”个城市所在省份合计焦炭产量在全国总产量中占比超过45%，因此在冬季开工受限时如何保证氢源的稳定供应仍存在不确定性。

氯碱副产氢气：提纯成本低，且接近负荷中心，是较佳的氢源选择

烧碱行业在电解食盐水生产烧碱的过程中副产大量的氢气，国内烧碱产能从2008年的2472万吨快速增长至2018年的4075万吨，尽管受到氯碱平衡的制约，2018年烧碱产量同比略有下滑，但仍高达3410.7万吨的较高水平。离子膜烧碱装置每生产1吨烧碱可副产280Nm3(0.025吨)氢气，理论上烧碱行业副产氢气量约为85.3万吨，尽管大型氯碱装置多数配套盐酸和聚氯乙烯装置，以平衡氯气并回收利用副产氢气，但是仅有60%左右得到回收以生产盐酸、氯乙烯单体和双氧水等，其余氢气除少量经氢压站压缩后用钢瓶外送之外，大部分氢气都被用作锅炉燃料或者直接放空，由于用作燃料时和同热值燃煤(假设5500KCal标煤价格为550元/吨)相比其价值仅为0.18元/Nm3左右，因此30%以上的氢气被低水平利用或直接浪费掉，理论上全国氯碱行业可以提供25.6万吨副产氢气用来满足燃料电池需求。

► 离子膜法生产的氯碱氢非常适合作为低成本的燃料电池氢源

催化剂是质子交换膜燃料电池(PEMFC)膜电极(MEA)的关键材料，直接影响到放电性能和寿命，由于PEMFC工作温度不足100度，对催化剂活性有较高要求，尽管国内外对低铂与非铂催化剂进行了大量研发工作，但是目前铂催化剂仍是最理想的和唯一成功商业化的膜电极催化剂。铂金价格昂贵，且易受燃料氢气中的一氧化碳和硫等物质污染而失活，进而会导致电堆寿命缩减，为了提高铂系催化剂的使用寿命，如何获得高纯度的氢源显得至关重要。

目前包括天然气重整和煤气化在内的化石燃料制氢尽管适用于大规模工业制氢，但是工艺复杂、投资较大且能耗较高;焦炭行业副产的焦炉气中虽有大量氢气可供提纯，但焦炉气中氢气含量(vol)仅有55%，且伴生大量一氧化碳和硫化物，因此氢气提纯和精制成本相对较高。而国内氯碱行业目前基本上全部采用离子膜电解路线，副产氢气的纯度一般在99%以上，一氧化碳含量较低且无化石燃料中的有机硫和无机硫，因此纯化成本相对较低，目前氯碱厂用于双氧水生产、制药、电子和石英加工的回收氢气成本仅约1.3元/Nm3。而从规模上看，一套40万吨/年的烧碱装置每年除供下游盐酸和PVC装置用氢外，仍可外供0.3万吨氢气。

图表：氯碱氢的组成中，氢气纯度高，CO含量较低，且基本不含硫

资料来源：《低温与特气》,中金公司研究部

► 国内氯碱产能分散，更为接近燃料电池下游负荷中心

如同世界许多地区的能源资源与能源消费中心往往呈逆向分布，未来燃料电池行业发展同样面临低成本的氢源远离负荷中心的问题。目前国内新能源汽车发展较快的城市集中分布在华东和华南地区，乘联会数据显示2018年新能源汽车销量前十城市份额占比约54.7%，未来燃料电池汽车发展仍将发端并集中在上述地区。在目前的化工副产制氢路线中，氯碱产能集中分布在山东、江苏、浙江、河南和河北等省份，可较好覆盖与辐射京津冀与长三角等潜在负荷中心。因此我们认为，氯碱是未来低成本氢源的较优选择。

丙烷脱氢和轻烃裂解是化工副产氢的重要增量

而除了氯碱行业副产氢气之外，北美页岩油气革命之后国内轻烃资源利用项目高速发展，来自PDH和轻烃裂解副产的氢气在未来也将有望成为国内燃料电池车用供氢的重要来源，以PDH装置副产氢气为例，粗氢气的纯度已经高达99.8%，而其中O2、H2O、CO和CO2的含量与燃料电池用氢气规格较为接近，仅总硫含量超出，但轻烃的原料属性决定其杂质含量远低于煤制氢、天然气制氢和焦炉气制氢，仅需较小的成本对其净化便可用作燃料电池的稳定氢源使用。此外国内已建成和在建、规划中的轻烃资源利用项目均分布在华东和华南的沿海港口地区，可以完美的辐射燃料电池负荷中心，降低氢气运输的成本。

目前国内已投产装置合计产能约558.5万吨，而考虑在建和前期准备中的产能，未来国内将合计拥有915万吨PDH产能，按照可副产并外售30.5万吨氢气的量，可以满足约213万辆燃料电池车用氢量;此外国内目前在建中的轻烃裂解产能约为430万吨，按照副产可外售27.5万吨的氢气外售量。

2.化石燃料制氢：已广泛应用于合成氨和炼厂加氢等大规模工业制氢

氢气的工业应用广泛，除作为化工原料用于合成氨、甲醇生产以及炼油时的加氢反应之外，在电子、冶金、食品加工、玻璃、精细化工合成、航空航天等领域也有应用。目前全球氢气的最大下游仍是生产合成氨，而基于环保的要求，国内外对汽柴油标准不断提升，炼油过程的加氢裂化和加氢精制过程，也需要消耗大量的氢气，炼油厂重整单元副产的氢气无法满足加工原料重质化趋势下的加氢需求，炼厂普遍需要配套独立的制氢装置。在国外，这些合成氨和炼厂的制氢装置大多采用天然气或者轻油作为重整原料，而在国内，随着新型气流床煤气化技术的成熟，普遍采用煤制合成气装置来制备并分离提纯氢气。

天然气重整制氢

目前工业用氢中大部分是通过化石燃料的二次处理得到的，可通过蒸汽重整、氧化重整和自热重整等处理烃类或醇类，其中蒸汽重整应用最为广泛。重整产品中除氢气外还包括 CO、CO2 等杂质气体，必须通过净化工艺除去杂质气体，才能不影响燃料电池的正常使用。以天然气制氢的过程为例，在一定的压力和高温及催化剂作用下，天然气中烷烃和水蒸汽发生化学反应。转化气经过沸锅换热、进入变换炉使CO变换成H2和CO2。再经过换热、冷凝、汽水分离,通过程序控制将气体依序通过装有3种特定吸附剂的吸附塔，由变压吸附(PSA)升压吸附N2、CO、CH4、CO2，提取产品氢气。

图表：不同价格下的天然气制氢成本分析

资料来源：中金公司研究部

煤制氢

国内基于富煤缺油少气的资源结构，煤制氢成为目前制取工业氢的主流路线，煤制氢包括以下几个单元 ：煤气化、一氧化碳耐硫变换、酸性气体脱除、硫回收、变压吸附提氢(PSA) 等。煤制氢以煤和氧气为主要原料，通过气化反应制取粗合成气，通过变换工艺把粗合成气中的CO 转化为H2，变换气再经酸性气体脱除工艺脱除CO2、H2S 和COS 等，净化气送至PSA 进行提纯，生产出氢气产品，而H2S 和COS 进硫回收装置制硫磺或硫酸。

已建的大型炼厂煤制氢装置中，除个别装置采用干煤粉气流床气化技术外，多采用水煤浆气流床气化技术，水煤浆气化的优势在于 ：(1)原料适应性好，水煤浆气化可以气化烟煤、次烟煤和部分石油焦 ;(2)制氢压力高，与后续系统需求压力匹配性好 ;(3)产品匹配性好，气化合成气中氢气含量高 ;(4)单台炉投资低，设置备炉可确保气化连续供氢。

图表：不同价格下的煤制氢成本分析

资料来源：中金公司研究部

相较于天然气制氢工艺，煤制氢有更多的“三废”排放。天然气制氢的特点在于流程短，投资低，运行稳定，但由于天然气价格相对较高，制氢成本高。煤制氢的特点在于流程长，投资高，运行相对复杂，因煤炭价格相对较低，制氢成本低。当制氢规模低于6 万Nm3/h 时，煤制氢的氢气成本中固定资产折旧成本高，与天然气制氢相比没有优势，但当制氢规模大于6 万Nm3/h，煤制氢成本中固定资产折旧成本较低，其氢气成本具有竞争能力。制氢规模越大，煤制氢路线的成本优势越明显。

图表：煤制氢和天然气制氢成本比较分析

资料来源：中金公司研究部

天然气制氢路线的制氢成本受天然气价格的变化影响较大，天然气价格上涨0.5 元/Nm3 时，制氢成本提升约1850元/吨。而煤制氢路线的制氢成本随着煤炭价格的变化影响较小，煤炭价格上涨100 元/ 吨时，制氢成本仅提升约800元/吨，由于煤炭价格的波动幅度远较天然气小，所以从原料价格的上涨趋势看，煤炭制氢的价格抗风险能力也要优于天然气。

3.氢能制备环节降本和量产将受益于新能源度电成本下降

电解水制氢最清洁、最可持续的制氢方式，并将成为燃料电池发展中最具潜力的制氢方法之一。但是目前电解水制氢受制于较高的成本而难以大规模运用。目前制取一立方米氢气大约需要5度电左右，即便用谷电制氢最终成本也在3元/立方米左右。如果将弃风弃水的电量充分利用起来，用于电解水制氢，将有利于电解水制氢产业的发展。通过水电解制氢将可再生能源转化成氢气，可储可转，其应用模式可以抽象为Power to X，实现电能到电能、电能到燃气、电能到燃料、电能到化学品的多种转换，能大大促进能源供应端融合，提升能源使用效率。水电解制氢在化学品生产领域具有较大的应用潜力，在可再生能源发电成本逐渐平价化且持续降低的趋势下，电转氨、电转甲烷、电转甲醇及电转汽油等主要电化工技术的经济性在不久的将来将成为现实，并将在能源和材料领域革命性的颠覆现有化学工业延续了数十年的生产制造路径。水电解制氢是Power to X的核心，电解水制氢主要有以下3种技术：碱式电解水技术(AEC)、质子交换膜技术(PEM)和高温电解水技术(SOEC)。

图表：三种电解池技术的概念设计

资料来源：《Power to Gas eeine System analyse. Marktund Technologies coutingund-analyse》，中金公司研究部

碱式电解技术(AEC)是目前成熟应用的水电解技术，由于堆叠组件技术成熟，避免了贵金属的使用，因此投资成本相对较少，但是较低的电流密度和功率密度增加了系统尺寸和制氢成本。质子交换膜电解技术(PEM)是基于固体聚合物电解质的电解水制氢技术，目前技术尚不成熟，主要用于小规模制氢，优点在于高功率密度和电流密度，能提供高压的纯氢，操作灵活，缺点是需要使用昂贵催化剂和氟化膜材料，导致投资成本较高，此外PEM电解水系统结构复杂，比AEC使用寿命短。SOEC是目前正在大力开发的一种电解技术，尚未实现工业化，采用固体氧化物氧离子导电陶瓷作为电解质，可以在高温下运行，优势在于能量转换效率较高，材料成本低，可同时燃料电池运行，可用于水和二氧化碳共电解生成合成气，该技术面临的挑战是高温对电池材料和组堆工艺的要求较高。

图表：不同电解水制氢技术的比较

资料来源：《International Journal of Hydrogen Energy》，42(2017)，30470-30492，中金公司研究部

水电解制氢的成本主要包括固定资产折旧、运维费用(一般维护、电池组更换)、电力费用，其中电力是水电解制氢的最主要的成本。

根据O.Schmidt等人在《Future cost and performance of water electrolysis: An expert elicitation study》中的研究，目前1MW的AEC和PEM电解装置的固定资产投资分别约为1000欧元/KW和2000欧元/KW，SOE电解装置目前尚未商业化应用，预估目前的固定资产投入为3000-5000欧元/KW，至2030年预计PEM和SOE将成为主流的水电解技术，而随着未来电解装置规模的放大，预计AEC技术的投资将下降至750欧元/KW，PEM技术的投资将下降至850-1650欧元/KW，SOE技术的投资有望大幅下降至1050-4250欧元/KW，但下降幅度具有不确定性，部分专家认为至2030年SOE电解装置的投资有望下降至与AEC和PEM装置接近的水平。

我们认为2025年之后，伴随新能源发电占比的持续提升，通过富裕部分的超低价格新能源电价(0.1-0.2元/kWh)，可将电解水制氢的成本下降至15元/kg以下，我们预期2040年后可下降至10元/kg以上，为中长期的氢供给端的成本提供了较大的下降空间。但同时，无论是重整制氢或是新能源制氢，规模效应对于成本的影响均较为明显，因此我们认为区域集中式大规模制氢将是中长期成本下降的主要路线，而分布式终端制氢受制于规模有限，成本将依旧较高。

图表：三种技术路线下水电解制氢的成本测算

资料来源：中金公司研究部

四、氢储运：长短途选择不同，各储运技术路线并行发展

氢气质量能量密度高，但体积能量密度极低，需探索高效、低成本的氢储运方式，其高度依赖于技术进步和基础设施建设。目前氢储运成本占终端氢成本的约25%，因而提高储运效率、降低储运成本，是目前各技术路线的发展重点，也是氢终端成本降低的难点所在。

1.各储运技术路线并行发展

我国目前以气态长管拖车为主，未来各技术路线并行发展。氢储运技术包括气态储运、液态储运和固态储运三种方式，其中气态储运包括高压气态长管拖车和管道运输，液态储运包括液氢和有机液体储运。目前我国氢气运输均以高压气态长管拖车为主。我们认为各储运技术因各自特性适用于不同情形，未来各技术将并行发展。

► 高压气态长管拖车：技术成熟，前期投资小，适用于200km以内少量氢气运输，为我国目前主流应用方式。

► 液态运输：储氢密度高，适用于中长距离(>200km)大量氢气运输，海外1/3以上加氢站使用液氢储运。

► 管道运输：前期一次性投资成本大，适合固定站点式、输氢规模巨大情形。

► 固态/有机液体/液氨储运：储氢密度高，技术相对不成熟，处于研发/示范阶段，未来可探索远距离运输等商业化潜力。

图表: 各储运技术特性概览(截至2020年)

资料来源：中国氢能联盟，电动汽车百人会，中金公司研究部

图表: 短距离气态高压运输成本低，长距离大规模液氢或管道运输优势大

注：管道运输未考虑管道建设成本

资料来源：IEA，中金公司研究部

2.短距离少量运输：气态储运

氢气运输

高压气态长管拖车适用短途少量运氢，为我国现阶段最主要的氢储运方式。高压气态长管拖车为我国最常用最成熟的技术，储氢罐结构简单、前期投资小，适合于短距离(<200km)运输，但中长距离运输时成本会快速上扬。

成本下降潜力来自储氢瓶高压化与设备制造规模化。受技术原因限制，目前我国长管拖车储氢罐均为20MPa钢质储氢罐(I型瓶)，单车运氢量约300公斤，国外则采用45MPa纤维全缠绕氢瓶(III/IV型瓶)长管拖车运氢，单车运氢量可提升至700kg以上，有效提升单车运氢量降低成本。同时储氢罐规模化生产也可实现成本降低。

图表: 各类型储氢瓶特点及应用

资料来源：中国氢能联盟，中金公司研究部

车载储氢

35MPa III型瓶逐步发展向70MPa IV型瓶。车载储氢是燃料电池发展的关键部分，直接影响燃料电池汽车的续航里程和生产成本。目前海内外车载储氢均采用高压气态储氢，国内车企以35MPa III型瓶为主，海外以70MPa IV型瓶为主。

► 从技术上来看，IV型瓶采用塑料内胆，相比III型瓶具有质量轻、储氢密度高、循环寿命高等优点，为国际车企的主流方案。

► 从成本上看，IV型瓶生产成本相比IV型瓶可节约10%以上，且更高的储氢密度可进一步提升车载储氢量、增加续航里程。

我国IV型瓶团体标准发布，发展有望步入快车道。我国早年因采用IV型瓶引起安全事故后限制IV型瓶使用，导致IV型瓶相关行业法规标准的缺失。随着海外IV型瓶应用的成熟、国内氢能发展趋势渐起，2020年9月30日，中国技术监督情报协会发布《车用压缩氢气塑料内胆碳纤维全缠绕气瓶》团体标准，放开IV型瓶生产限制。我国相关厂商也积极展开布局：中集安瑞科与全球储氢瓶龙头合斯康成立合资公司生产IV型瓶，京城股份、亚普股份、斯林达也纷纷布局IV型瓶研发/生产，我们预计2022年后我国IV型瓶有望逐步对III型瓶实现部分替代。

图表: 我国车载储氢以35MPa III型瓶为主，海外以70MPa IV型瓶为主

资料来源：TrendBank，中金公司研究部

图表: 各类型车载储氢瓶生产成本

资料来源：DOE，中金公司研究部

3.中长距离大规模运输：管道/液氢运输

管道运输

初始投资成本较高，我国输氢管道建设相对落后。管道运输是实现氢气大规模、长距离运输的重要方式，具有输氢量大、能耗小、成本低等优势。其主要成本来自初始管道建设成本，因氢气易进入钢材内部发生“氢脆”，需使用蒙耐尔合金等特殊材料，导致输氢管道建设成本较高，每公里建设成本需约500万元。目前全球范围内输氢管道约4600公里，其中2500公里位于美国，1600公里位于欧洲，我国仅有约100公里，建设进度缓慢。

图表: 国内输氢管道参数

资料来源：电动汽车百人会，中金公司研究部

图表: 管道运氢成本构成(2020年)

注：根据巴陵-长岭管道数据计算，假设输氢管道利用率50%

资料来源：电动汽车百人会，中金公司研究部

氢能发展初期可探索天然气管道混氢方式以节约成本。目前全球范围内约有300万公里天然气运输管道，远多于4600公里的输氢管道。在天然气中掺入少量氢气可直接通过天然气管道运输，节约相关基础设施建设成本。目前各国均有相关探索，但因运输安全性问题，氢气体积占比均限制在10%以内。此外，政府投资建设输氢管道亦是一种潜在的发展方案。

图表: 各国天然气管道混氢比例限制在10%以内

资料来源：IEA，中金公司研究部

液态储运

低温液态储氢是指在标准大气压下，将氢气冷却至-253℃形成液体，储存至低温绝热的液氢罐中，并装载于液氢槽车中进行运输。目前海外有1/3以上为液储运加氢站，而我国目前液氢仅用于航空与军工领域，民用暂缺乏相关标准与应用。

► 优势：其体积储氢密度约70kg/m³，是20MPa高压气氢的5倍，液氢槽车单车装载量可达3吨，是高压长管拖车的近10倍。

► 缺陷：液化过程能耗较高，液化1kg氢气需耗电12-15kWh，储存容器需使用超低温用的特殊液氢罐，但存储过程中仍存在一定的蒸发损失，增加储运成本。为抵消液化成本及蒸发损失，液氢储运在长距离(>200km)、大规模运输时更具有成本优势。

技术进步与国产化推动液态储运降本。目前我国在氢液化能耗上与国外水平相差约5kWh/kg H2，未来可进一步探索混合工质预冷等技术降低液化成本。同时需研发大体积、低蒸发率液氢储罐以降低储存成本。在相关设备端，我国氢透平膨胀机、低温阀门等核心设备也尚依赖进口，国产技术仍需进一步推进。

图表: 氢液化装置

资料来源：中科富海，中金公司研究部

图表: 北京特种工程研究院45m³液氢槽车

资料来源：俄罗斯深冷机械，中金公司研究部

图表: 我国液氢储运技术与海外尚有差距

资料来源：中国氢能联盟，中金公司研究部

4.其他储运方式：需进一步研发试验

其他储运方式主要为化学储氢后进行运输，包括有机液体储运、液氨储运、固体储运等技术，普遍具有储氢密度高的优点，但各技术均未成熟，处于研发/示范阶段，未来随着技术不断进步可探索远距离运输等商业化潜力。

► 有机液体储运氢：是利用不饱和有机物与氢气进行加氢和脱氢反应以实现氢气储存，加氢后形成的液体有机物性能稳定、安全性高、以液体运输且无需冷却，且其储运方式与石油类似，可直接使用油罐车进行运输。但该方式存在反应温度高、脱氢效率低等问题，有机液体加氢及脱氢的转换过程所需能量占氢能量的35%-40%，总转换与再转换成本超2.5美元/kg H2。目前全球研发有机液体储氢企业主要包括日本千代田、德国HT和中国氢阳能源等公司。

► 液氨储运氢：使用氢气作为原材料合成氨用以运输，并最终分解氨产生氢气。相比于氢，氨在-33℃即可实现液化，更易于储存与运输，且体积能量密度高于液氢。但与有机液体储运类似，其仍需要高额成本用以分解氨产生氢气，目前因技术与成本限制仍处于试验阶段。根据IEA预测，在2030年对于远距离运输(>3000km)，船舶运输液氨相比于氢和有机液体将具有更大的成本优势。

► 固体储运氢：固体储氢主要以金属作为储氢载体，部分金属在一定温度与压力条件下与氢气反应生成金属氢化物，运输后加热则可释放氢气。金属储氢具有体积储氢密度高、储氢压力低、安全性好等优势，但质量储氢密度一般低于3.8wt%。海外使用固态储氢系统用于燃料电池潜艇中，国内仅在如皋等地开展小规模示范应用。

图表: 液氨容器

资料来源：盛发肥业，中金公司研究部

图表: 固态镁基储氢容器

资料来源：氢储能源，中金公司研究部

图表: 各储运方式转换/再转换成本

资料来源：IEA，中金公司研究部

图表: 远距离储运方式全成本对比(2030年)

注：包含转换、运输与再转换成本;假设管道每年100吨输送量，终端本地运输距离50km;资料来源：IEA，中金公司研究部

五、氢能应用：交通领域将成为重要落地点

1.从少数用途向更多应用发展，交通领域将成为重要落地点

氢能应用的确定性较强，重卡领域空间大，远期看航空领域拓展。在碳达峰、碳中和大背景下，我们认为氢特别是基于新能源的“绿氢”是零碳能量系统的重要介质;在道路交通领域的“脱碳”进程中，目前锂电已经可以满足乘用车对于续航的基本要求，但是长途商用车难以应用基于锂电池的纯电方案，氢燃料电池方案成为长途商用车电动化的必要选项。在氢燃料技术成熟的背景下，短期行业进入政策蜜月期，行业发展有望迎来第一次加速。随着全国与地方性氢能推广支持政策的陆续出台，我们认为，氢能产业链的商业化过程将进入加速期，相关企业的营收开始起步，产业链的活跃也确定性启动。

图表: 氢能的各种应用

资料来源：BNEF，中金公司研究部

乘用车

乘用车将成为氢燃料电池落地的“试金石”。从应用难度上看，我们认为乘用车<商用车<航空航天，虽然锂电已经能满足乘用车基本的续航需求，但我们仍然认为氢燃料电池在续航上有较大优势。并且，乘用车对载重、额定功率的要求不如商用车那么高，目前国内已经可以批量生产应用于轻型车辆的燃料电池生产系统，我们认为乘用车将会成为氢燃料电池车试运营的先驱。

企业层面，国内及海外各大整车厂逐渐开始布局氢燃料乘用车。上汽发布“氢战略”，计划于2025年前推出至少10款燃料电池整车产品，建立千人研发运营团队。东风汽车推出110kW 6X4氢燃料电池牵引车，并与中石化合作布局氢燃料电池产业链;计划在未来三年推出120kw及以上高性能大功率电堆，掌握燃料电池核心零部件生产技术;计划于2025年前投入1000亿元用于电动化与智能化产品与技术的研发。海外厂商亦有所行动：现代推出全球首款氢燃料电池SUV NEXO，5分钟加氢可续航800km以上。丰田二代Mirai加氢5分钟即可实现652公里续航。

图表: 各大车企氢燃料乘用车产品及战略规划

资料来源：公司官网，公司公告，腾讯新闻，中金公司研究部

商用车

技术层面，氢能是商用车脱碳的必选方案。商用车天然对载重、长途运输、低温启动有着较高的要求，而锂电路线难以解决这三个难题。即便固态里电池技术成熟，载重与充电时长仍会掣肘锂电在商用车的应用，因此氢能是商用车脱碳的必选方案。

商业化层面，中短期政策推动初期规模化，远期全产业链合力促平价。中短期来看，各地政府相继出台政策推广氢燃料电池车及加氢站建设， 《节能与新能源汽车技术路线图2.0》 规划到2025年全国范围内推广氢燃料电池车10万辆，2030-2035年推广达到百万辆;商用车中，政府对下游客车干预能力强，且下游整车厂相对集中，客车或将最先受益;重卡则因其载重、续航、低温的高要求对氢燃料电池推广最为急迫。远期来看，随着上游制氢、储氢、运氢规模化，中游氢燃料动力系统逐步国产化，氢燃料电池车有望实现与柴油车平价，并减少能源消耗成本。

图表: 我国重卡年销量中枢上移

资料来源：公司公告，中金公司研究部

图表: 2013-2030E我国重卡保有量

资料来源：万得资讯，中金公司研究部

图表: 国家及地方氢能产业推广相关政策

资料来源：各地政府网站，中金公司研究部

企业层面,龙头公司引领中游设备国产替代浪潮，满足下游多样化应用场景。潍柴动力(02338)承建国家唯一的燃料电池技术创新中心;并与巴拉德成立合资公司，获得巴拉德下一代LCS燃料电池电堆在中国的独家生产和基于LCS电堆的燃料电池模块的组装权利;其山东工厂初期生产能力达到2万个燃料电池电堆。亿华通近期推出G120与G80Pro系列，质量功率密度突破700w/kg,可实现-35℃低温启动。亿华通、上海重塑等龙头供应商产品已可广泛应用于重卡、城市客车、环卫车、渣土车、冷藏车、洒水车、厢式运输车等车型。

图表: 各大车企氢燃料乘用车产品及战略规划

资料来源：公司公告，中金公司研究部

客车由于采购较为集中，一旦氢燃料技术成熟，销量增长确定性较强。由于公交车等主要由政府采购，集中度较高，我们认为一旦氢燃料技术成熟，客车领域的渗透率将有望迅速提升，贡献销量增量。

2030年燃料电池车保有量将超过百万辆，对应燃料电池系统市场规模达到接近900亿元。根据我们的测算，我们预计我国氢燃料电池车(包括商用车和乘用车)年销量在2030年将达到29万辆，保有量将达到135万辆。平均燃料电池系统ASP也将从目前的约100万元逐步降至2030年的30万元(我们预计降价将经历先快后慢的过程)，对应市车用燃料电池系统市场规模将在2030年达到约873.6亿元。

图表: 中国燃料电池车销量预测

资料来源：中金公司研究部预测

图表: 2021E-2030E我国氢燃料电池车保有量

资料来源：中金公司研究部预测

航空航天

航天减排选择有限，氢燃料或成远期关键路径。航空领域的减排的可能手段主要有三种：提高能源利用效率、碳捕捉技术和使用替代能源。根据国际民航组织预测，单纯提高能源利用效率无法达到碳中和的目标，寻找替代能源是远期的必然选择。由于飞机飞行对能量供给要求高，且中途无法充电，现阶段的电池无法解决该难题，而氢燃料热值高、加氢速度快、质量功率密度高，或成为解决该难题的密钥。目前，世界各国对氢能在航空领域的应用还处在尝试阶段，美国、欧洲、俄罗斯等国已开展相关研究并进行试飞，但商业化应用仍将是远期目标。

2.应用端需要氢能成本下降

从平价成本反推，如果能实现更高的光伏效率和更低的电能成本，则氢气终端价格将可能降至12.5、5.8元/公斤(2060年基准预期为18.8元/公斤)，将实现航空和工业的平价、而这个需要对应光伏电力成本降至2分、零成本每度(2060年基准预期为1毛2)。因此从这里可以看到在终端要实现航空和工业生产的大规模用氢可能存在一定难度，除非在除制氢成本以外，存储、运输成本也得到突破，否则从技术的角度来看终端应用碳捕捉实现碳中和的可能性更高。

图表: 电力、非电碳中和的主线技术的平价节点图(平价指绿色溢价=0)

资料来源：能源局，中金公司研究部

图表: 2060年氢能若要达到与传统能源+碳捕捉平价，所需的终端价格及光伏电力成本

资料来源：能源局，中金公司研究部

3.应用端也需要从自身降本带动需求

以氢燃料电池为例，目前氢燃料电池的系统成本和用氢成本均很高。从系统成本来看，国内燃料电池2019年售价约2万元/kW，要达到与重卡发动机平价，燃料电池系统的价格需要下降至约300-500元/kW，因此需要从自身降本来带动需求，我们认为氢燃料电池系统未来的路径为：

► 2020-2025年：产业链本土化基本完成。目前供应链整体对海外材料依赖程度较大，补贴政策与市场趋势需求下，我们预期2025年前国产化核心材料供应链有望完成基本布局，供应国产化以及对海外先进技术的吸纳将会推动系统成本由2019年的2万元/kW下降至约2000元/kW，5年下降90%。

► 2025-2040年：国产替代完成，主导材料进步与规模化，推动系统级平价。我们预期2035年产业链国产化规模的进一步推广和综合系统的技术进步有望带动系统成本下降至300-500元/kW，较2025年下降约70%-80%，实现燃料电池系统本身与传统重卡柴油机平价。

图表:目前国内燃料电池系统总成成本相对较高

资料来源：工信部，财政部，科技部，发改委，国家能源局，中金公司研究部

（智通财经编辑：庄礼佳）