敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券1/41[table_page]产业研究专题报告分析师：张锦执业证书编号：S0890521080001电话：021-20321304邮箱：zhangjin@cnhbstock.com销售服务电话：021-20515355[table_product][table_main]华宝财经评论类模板◎投资要点：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：短期煤气化制氢有优势，长期PEM制氢空间大。从资源端看，国内煤制氢、电解水制氢拥有资源优势；焦炉煤气制氢面临焦炭供给下降、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，制氢将面临下游其他行业对资源挤占。从制造成本模拟来看，国内煤气化制氢成本最低，在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。从碳排放约束来看，煤气化制氢碳排放强度最高，如按照2022年4月的平均碳价，煤气化制氢成本增加0.12元/m3；但煤气化制氢也具备实现更经济CCS的潜力；如采用煤制氢+CCS技术，成本增加0.7元/m3-0.8元/m3。甲醇制氢碳排放次之。焦炉煤气和天然气制氢碳排放整体接近，较低。如考虑煤气化制氢+CCS模式，则与国内部分地区天然气制氢成本接近；未来外购电力价格下降，或采用离网可再生能源自发电模式，电解水制氢成本将与煤气化制氢+CCS成本接近。碱性电解制氢未来的降本空间主要来自于电价和能耗降低。如到2035年可再生能源上网电价0.2元/kw.h和2050年可再生能源上网电价0.13元/kw.h，碱性电解水制氢的平均降本空间在24%和36%。到2025年随着电解能耗效率提升，降本空间约24%；相关折旧减少带来的降本幅度1-2%。PEM电解制氢未来的降本空间主要来自于电价和能耗降低、寿命延长、设备折旧降低，以及规模效率。到2035年和2050年PEM电解水制氢的平均降本空间在22%和31%。到2025年PEM电解能耗效率提升，PEM电解水制氢降本空间约24%；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%。同时更大的降本空间来自于规模效率。投资建议：短期煤气化制氢占据资源、成本优势，同时技术成熟度高；且其投资强度高，关注产业链上游的相关设备制造和工程类公司。长期电解水制氢，尤其是PEM制氢依托技术进步和材料突破，其降本空间大，同时在离网模式下与再生能源发电适配性强，受益电价下行的优势更明显；关注PEM制氢产业链上聚焦质子膜、催化剂、双极板、电解槽制造的相关公司。风险提示：电解水制氢技术进步和材料突破进展缓慢，国内碳排放约束低于预期。相关研究报告[table_subject]撰写日期：2022年05月22日证券研究报告--产业研究专题报告制氢格局：短期煤气化有优势，长期PEM制氢空间大氢能产业深度研究报告敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券2/41[table_page]产业研究专题报告内容目录1.前言：寻找双碳战略下制氢供给格局演变逻辑.................................................................................52.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...........................73.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...............114.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..................................................165.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....................................206.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..............................................246.1.碱性电解水（AWE）制氢：技术相对成熟，未来有一定降本空间.................................................................266.2.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.......................................316.3.高温固体氧化物（SOEC）电解水制氢：技术仍然处于实验阶段..................................................................357.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................................368.投资建议........................................................................................................................................409.风险提示........................................................................................................................................40图表目录图1：中国氢气产量情况..........................................................................................................................................5图2：国内制氢模式占比..........................................................................................................................................5图3：燃料电池汽车产销量......................................................................................................................................6图4：国内4N级以上高纯度氢气价格.....................................................................................................................6图5：焦炉煤气制氢工艺原理...................................................................................................................................7图6：中国焦炭产量及同比......................................................................................................................................8图7：中国焦炉煤气产量测算...................................................................................................................................8图8：2021年国内焦炭产量及占比..........................................................................................................................9图9：焦炉煤气制氢推算成本和炼焦煤价格指数....................................................................................................10图10：煤气化制氢工艺流程图...............................................................................................................................12图11：国内煤炭储量..............................................................................................................................................13图12：国内原煤产量情况......................................................................................................................................13图13：国内汽油和柴油产量情况...........................................................................................................................13图14：国内合成氨产量和产能...............................................................................................................................13图15：2021年国内汽柴油产量及占比..................................................................................................................14图16：国内合成氨产量及占比...............................................................................................................................14图17：国内褐煤价格.............................................................................................................................................15图18：内蒙、华南、华东地区煤气化制氢成本测算..............................................................................................15图19：天然气制氢工艺流程..................................................................................................................................17图20：天然气制氢工艺布局..................................................................................................................................17图21：国内天然气产量和消费量...........................................................................................................................18图22：国内天然气进口量......................................................................................................................................18图23：中国和世界天然气已探明储量....................................................................................................................18图24：国内天然气消费结构..................................................................................................................................18图25：工业天然气价格..........................................................................................................................................19图26：测算天然气制氢成本..................................................................................................................................19图27：甲醇水蒸气重整制氢工艺原理....................................................................................................................20rQtMrQrRqOmNmPyRmNsPnMaQbP8OpNqQnPpNeRpPrMlOoMoNbRmNqNNZmNoNMYqMoP敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券3/41[table_page]产业研究专题报告图28：甲醇水蒸气重整制氢工艺布置图................................................................................................................20图29：甲醇下游需求结构......................................................................................................................................21图30：国内甲醇产量及产能..................................................................................................................................21图31：国内甲醇进出情况......................................................................................................................................22图32：国内甲醇表观消费量..................................................................................................................................22图33：甲醇价格与秦皇岛动力煤价格....................................................................................................................22图34：甲醇市场价格.............................................................................................................................................22图35：甲醇制氢成本测算......................................................................................................................................23图36：风电和光伏新增装机容量及同比................................................................................................................24图37：风电和光伏装机容量及占比.......................................................................................................................24图38：弃风电量及弃风率......................................................................................................................................25图39：弃光电量及弃光率......................................................................................................................................25图40：AWE制氢技术原理....................................................................................................................................26图41：典型的AWE制氢工艺和工厂设计.............................................................................................................26图42：AWE电解水制氢成本及电力成本占比.......................................................................................................29图43：AWE电解水制氢固定资产折旧占比...........................................................................................................29图44：AWE碱性电解槽成本结构.........................................................................................................................30图45：AWE碱性电解槽学习效率.........................................................................................................................30图46：PEM电解水制氢工艺原理..........................................................................................................................31图47：典型的PEM电解水制氢工艺和工厂设计...................................................................................................31图48：PEM电解水制氢成本及电力成本占比.......................................................................................................33图49：PEM电解水制氢固定资产折旧占比...........................................................................................................33图50：PEM电解槽成本占比.................................................................................................................................35图51：PEM电解槽学习速率.................................................................................................................................35表1：制氢工艺方式.................................................................................................................................................7表2：云煤能源焦炭和焦炉煤气产量........................................................................................................................7表3：焦炉煤气成分.................................................................................................................................................8表4：焦炉煤气制氢潜在产量规模...........................................................................................................................8表5：部分焦炉煤气制氢投资情况...........................................................................................................................9表6：煤气成本推算...............................................................................................................................................10表7：2022年以来国内大型煤气化制氢项目.........................................................................................................14表8：国内部分煤气化制氢项目.............................................................................................................................15表9：部分天然气制氢项目投资情况......................................................................................................................18表10：金宏气体高纯氢业务相关数据....................................................................................................................20表11：近年国内甲醇制氢项目投资情况................................................................................................................22表12：华特气体甲醇制氢相关数据.......................................................................................................................24表13：3种电解水技术的基本性能参数比较..........................................................................................................25表14：并网式和离网式电解水制氢.......................................................................................................................26表15：国内部分AWE电解水制氢项目投资情况..................................................................................................28表16：AWE电解槽技术经济指标.........................................................................................................................30表17：PEM电解技术经济指标.............................................................................................................................32表18：中石化燕山分公司PEM制氢投资情况......................................................................................................32表19：部分海外公司PEM制氢............................................................................................................................35表20：电解水制氢设备市场排名...........................................................................................................................39表21：2021年以来国内企业进军制氢设备制造情况............................................................................................39敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券4/41[table_page]产业研究专题报告表22：电解水制氢产业链相关公司.......................................................................................................................40敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券5/41[table_page]产业研究专题报告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%。图1：中国氢气产量情况图2：国内制氢模式占比资料来源：中国氢能联盟，华宝证券研究创新部资料来源：中国氢能联盟，华宝证券研究创新部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，基敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券6/41[table_page]产业研究专题报告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。图3：燃料电池汽车产销量图4：国内4N级以上高纯度氢气价格资料来源：中汽协，华宝证券研究创新部资料来源：隆众化工，华宝证券研究创新部从供给端来看，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。敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券7/41[table_page]产业研究专题报告表1：制氢工艺方式制氢工艺主要原料技术成熟度工业应用情况工业复产氢焦炉煤气、炼厂重整副产物、低碳烷烃成熟已工业化应用煤气化法煤、石油焦成熟大规模应用甲烷蒸汽转化天然气成熟大规模应用甲醇蒸汽转化甲醇成熟已工业化应用水电解法水接近成熟已工业化应用资料来源：《制氢工艺与技术》，华宝证券研究创新部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。图5：焦炉煤气制氢工艺原理资料来源：《焦炉煤气制氢方法的比较及成本分析》、华宝证券研究创新部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。表2：云煤能源焦炭和焦炉煤气产量2019年2020年2021年焦炭产量（万吨）2,067,906.242,073,408.021,843,880.00焦炉煤气产量（万立方米）85,535.9880,454.9073,704.001吨焦炭产生煤气量（立方米/吨）413.6357388.0322399.7223资料来源：云煤能源，华宝证券研究创新部敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券8/41[table_page]产业研究专题报告根据上海钢联统计，截止2021年末中国焦炭产能52588万吨，2021年国内焦炭产量46445.8万吨，同比-2.2%。可以测算2021年国内焦炉煤气产量1858亿立方米。图6：中国焦炭产量及同比图7：中国焦炉煤气产量测算资料来源：Wind，华宝证券研究创新部资料来源：Wind，华宝证券研究创新部根据《焦炉煤气制氢方法的比较及成本分析》焦炉煤气中含氢量在55%左右，测算2021年国内潜在焦炉煤气制氢量为1022亿立方米，折合约912万吨。表3：焦炉煤气成分成分H2O2COCO2CH4C2-C5￠/%550.448.56243.6成分苯焦油萘H2S有机硫mg/m30.55506003000-45000180资料来源：《焦炉煤气制氢方法的比较及成本分析》、华宝证券研究创新部表4：焦炉煤气制氢潜在产量规模焦炭产能（万吨）焦炭产量（万吨）焦炉煤气产量（亿立方米）潜在氢气产量（亿立方米）潜在氢气产量（万吨）525884644618581022912资料来源：钢联终端，华宝证券研究创新部氢能价值的提高，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。敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券9/41[table_page]产业研究专题报告区域上，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。图8：2021年国内焦炭产量及占比资料来源：国家统计局，华宝证券研究创新部焦炉煤气制氢成本：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。表5：部分焦炉煤气制氢投资情况制氢规模投资规模占地面积投资强度（万元/Nm3.H）广东宝氢科技（2022年）8000Nm3/h；氢气纯度99.999%项目总投资14145万元，其中环保投资50万元；含充装设备，出口压力20Mpa项目占地面积20114m2，建筑面积2639m21.77广西钢铁焦炉煤气制氢（2021年）1500Nm3/h；氢气纯度99.999%总投资3255.71万元项目用地面积为2600m22.17山西郑旺氢能源科技（2022年）12000Nm3/h；氢气纯>99.97%总投资为28201.91万元；含充装设备，出口压力20Mpa项目占地约5.5公顷，主装置区占地4.38公顷2.35资料来源：项目环境评价公示，华宝证券研究创新部制造成本推算：固定成本：按照1000Nm3/h，投资强度2.1万元/Nm3.h（取三个项目投资强度的平均值），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20万元）考虑。可变成本：单耗1.82m3焦炉煤气/m3（H2），34k循环水/m3（H2）、水价格取0.003敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券10/41[table_page]产业研究专题报告元/kg，0.3kW·h电/m3（H2）、电价按照区域工业用电价格推算。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。表6：煤气成本推算2019年2020年2021年焦炭产量（万吨）2,067,906.242,073,408.021,843,880.00焦炉煤气产量（万立方米）85,535.9880,454.9073,704.001吨焦炭产生煤气量（立方米/吨）413.6356782388.0321636399.7223247焦炭总成本（元）3,328,205,179.503,072,154,106.474,378,939,482.41焦炭总销量（万吨）2,141,028.252,149,182.741,858,724.42焦炭单位成本（元/吨）1,554.491,429.452,355.88煤气总成本（元）343,843,606.56360,379,381.74468,803,983.70煤气总销量（万立方米）25,477.3124,107.1824,421.27煤气单位成本（元/吨）1.351.491.921吨焦炭产生煤气的成本（元）539.84597.96767.86生产1吨焦炭中：煤气成本/焦炭成本0.350.40.331m3煤气成本相当于1吨焦炭成本比0.000830.00090.00078资料来源：云煤能源，华宝证券研究创新部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。图9：焦炉煤气制氢推算成本和炼焦煤价格指数资料来源：Wind，华宝证券研究创新部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1kW·h折算10.89MJ计算，这部分能敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券11/41[table_page]产业研究专题报告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0.43kg/(Nm³H₂)，则焦炉煤气制氢的CO₂的排放量约为0.44kg/(Nm³H₂)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。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。敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券12/41[table_page]产业研究专题报告图10：煤气化制氢工艺流程图资料来源：《煤气化、生物质气化制氢与电解水制氢的技术经济性比较》，华宝证券研究创新部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。煤气化制氢原料可获得性好，我国作为煤炭大国，资源丰富且易得。煤气化制氢其主要煤种以无烟煤和褐煤为主，无烟煤品质最佳，通过研磨获得最佳的粒度级配，并加入化学添加剂，能够获得到70%的水煤浆。而褐煤由于其变质程度较低，含有的水分最高，因此不能直接得到高浓度的水煤浆，所以褐煤制水煤浆之前要进行干燥处理。但褐煤和烟煤相比，有如下优点：褐煤价格低，但由于其水分含量大，因此其运输成本较高，所以提前进行干燥处理能够降低褐煤成本。褐煤在热水干燥过程中会产生少量腐殖酸，可以当做良好的添加剂，因此褐煤经处理后不需要添加化学添加剂，而烟煤则需要添加。褐煤水煤浆燃烧时不会像烟煤粘接在一起，而是呈现分散状燃烧，所以燃烧过程中不互相粘连，燃烧不易结块。褐煤变质程度低，煤质较软，因此对于管道和锅炉的磨损程度小。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。敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券13/41[table_page]产业研究专题报告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。图11：国内煤炭储量图12：国内原煤产量情况资料来源：世界能源委员会，华宝证券研究创新部资料来源：国家统计局，华宝证券研究创新部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。图13：国内汽油和柴油产量情况图14：国内合成氨产量和产能资料来源：国家统计局，华宝证券研究创新部资料来源：隆众化工，华宝证券研究创新部敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券14/41[table_page]产业研究专题报告区域上，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。图15：2021年国内汽柴油产量及占比图16：国内合成氨产量及占比资料来源：Wind，华宝证券研究创新部资料来源：Wind，华宝证券研究创新部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。3月国家发展改革委、国家能源局发布《“十四五”现代能源体系规划》，明确提出要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，提高化石能源清洁高效利用技术水平。5月4日中国人民银行宣布，增加1000亿元支持煤炭清洁高效利用专项再贷款额度。2022年以来国内开启多个大型煤气化制氢项目建设。表7：2022年以来国内大型煤气化制氢项目时间项目情况2022年1月航天工程发布公告，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》，主要涉及到煤气化制氢，合同总金额146,600万元。2022年3月新疆宣东能源有限公司10万Nm3煤气化制氢项目。项目总投资44.9亿元，其中含1000万吨/年煤炭分级分质清洁高效利用2022年4月神马股份公司投资建设煤制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。2022年5月惠州石化二期配套制氢设施优化改造项目启动建设。该项目总投资估算为6.768亿元，计划增加2台多喷嘴水煤浆气化炉，1开1备运行，将现有3台E-gas制氢设备由2开1备调整为1开1备1检修，并对配套设施进行适应性改造资料来源：上市公司公告，新闻收集整理，华宝证券研究创新部敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券15/41[table_page]产业研究专题报告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。表8：国内部分煤气化制氢项目制氢规模投资规模投资强度（万元/Nm3.H）镇海炼化（2021年）3台2500吨级SE水煤（焦）浆气化炉。以水煤浆为原料，产氢气12万Nm3/h；装置产出氢气纯度为98.27%。15亿元1.25茂名石化（2018年）以煤为原料，采用GE水煤浆气化工业，制氢规模20万Nm3/h30亿元1.50中石化洛阳分公司（2016年）以煤为原料，采用水煤浆气化工艺,煤制氢规模14万Nm3/h24.8亿元1.77中国石化茂名石化氢燃料电池供氢(2021年)新建设计规模为3000Nm3/h的氢气纯化装置，以及供氢能力为500公斤/小时的加氢母站6244万元2.08资料来源：项目环境评价公示，华宝证券研究创新部制造成本：固定成本：按照90000Nm3/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。图17：国内褐煤价格图18：内蒙、华南、华东地区煤气化制氢成本测算资料来源：Wind，华宝证券研究创新部资料来源：Wind，华宝证券研究创新部敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券16/41[table_page]产业研究专题报告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2kg/(Nm³H₂)。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敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券17/41[table_page]产业研究专题报告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。甲烷蒸汽转化过程:甲烷蒸汽转化是以水蒸气为氧化剂,在镍催化剂的作用下将甲烷转化,得到制取氢气的原料气。其主要反应如下：CH4+H2O→CO+3H2-210kJ·mol-1CO+H2O→CO2+H2+43.5kJ·mol-1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。图19：天然气制氢工艺流程图20：天然气制氢工艺布局资料来源：《几种工业制氢方案的比选》，华宝证券研究创新部资料来源：《金宏气体招股说明书》，华宝证券研究创新部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～200000m3/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。敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券18/41[table_page]产业研究专题报告图21：国内天然气产量和消费量图22：国内天然气进口量资料来源：BP，华宝证券研究创新部资料来源：OPEC，华宝证券研究创新部图23：中国和世界天然气已探明储量图24：国内天然气消费结构资料来源：EIA，华宝证券研究创新部资料来源：中商情报网，华宝证券研究创新部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。表9：部分天然气制氢项目投资情况制氢规模投资规模投资强度（万元/Nm3.H）河北鑫海化工集团（2020年）80000Nm3/h项目总投资48425万元，其中环保投资640万元。产品为纯度不小于99.9%。0.61济宁福利达（2020年）3000Nm3/h项目总投资2900万元，工业氢。0.97浙江金科日化（2021年）5000Nm3/h项目总投资4665万元,其中环保投资110万元。0.93盘锦隆旺达石化（2021年）15000Nm3/h项目总投资20713万元，其中环保投资为195万元。（含供电公辅装置）产品为纯度不小于99.9%1.38资料来源：项目环境评价公示，华宝证券研究创新部敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券19/41[table_page]产业研究专题报告制造成本：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8000h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；1.3kg去离子水/m3（H2），去离子水价格取0.04元/kg。生产6kg冷却水/m3（H2）。冷却水价格取0.003元/kg，则每生产1m3氢气所耗冷却水的费用为0.018元/m3；0.35kW·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。图25：工业天然气价格图26：测算天然气制氢成本资料来源：隆众化工，华宝证券研究创新部资料来源：隆众化工，华宝证券研究创新部与煤制氢相比，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0.43kg/(Nm³H₂)。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。金宏气体：公司2012年投资建设天然气裂解制氢项目；2015年公司在重庆投资建设氢气回收项目；2021年在建外购粗氢气提纯生产高纯氢。截止2021年末公司高纯氢产能6860万立方米，其中在2400万立方米。敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券20/41[table_page]产业研究专题报告表10：金宏气体高纯氢业务相关数据2017年2018年2019年收入（万元）7893.199568.5810933.69成本（万元）4353.854777.586085.5产能（万立方米）2,300.003,560.004,460.00销量（万立方米）2777.8822618.9832783.667自产销量（万立方米）2436.8542602.0452438.435销售单价（元/m3）2.841443.653553.9278成本单价（元/m3）1.567331.824212.18614毛利（万元）3539.3447914848.19毛利率（%）44.8450.0744.34资料来源：公司公告，华宝证券研究创新部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。甲醇水蒸气重整制氢的工艺过程是甲醇和除盐水按一定的配比混合,加热至270℃左右的混合物蒸汽，在催化剂(Cu-Zn-Al)或者(Cu-Zn-Cr)的作用下,发生催化裂解和转化反应,反应式如下：CH3OH+H2O=CO2+3H2-49.5kJ/mol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。图27：甲醇水蒸气重整制氢工艺原理图28：甲醇水蒸气重整制氢工艺布置图资料来源：《几种工业制氢方案的比选》、华宝证券研究创新部资料来源：华特气体招股说明书，华宝证券研究创新部敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券21/41[table_page]产业研究专题报告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。图29：甲醇下游需求结构图30：国内甲醇产量及产能资料来源：金联创，华宝证券研究创新部资料来源：隆众化工，华宝证券研究创新部敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券22/41[table_page]产业研究专题报告图31：国内甲醇进出情况图32：国内甲醇表观消费量资料来源：隆众化工，华宝证券研究创新部资料来源：隆众化工，华宝证券研究创新部图33：甲醇价格与秦皇岛动力煤价格图34：甲醇市场价格资料来源：Wind，华宝证券研究创新部资料来源：Wind，华宝证券研究创新部甲醇制氢成本测算：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。表11：近年国内甲醇制氢项目投资情况制氢规模投资规模投资强度（万元/Nm3.H）山东宝舜化工（2022年）1套5000Nm3/h甲醇制氢装置总投资1506.72万元，配套建设一台导热油炉以及辅助设施、环保设施，其余公用工程等依托现有工程，项目以工业氢自供为主0.30柳州润发化工（2021年）1套2000Nm3/h甲醇制氢装置总投资3682万元，氢气纯度大于99.99%。压力20MPa，管束车外运销售1.84福建申远新材料（2017年）1套40000Nm3/h甲醇制氢装置总投资35350万元，氢气纯度大于99.99%；项目以自供为主。0.88林德气体宁波公司（2013年）1套2600Nm3/h甲醇制氢装置总投资5914万元，氢气纯度大于99.99%。具备充装功能，压力20MPA。2.27资料来源：项目环境评价公示，华宝证券研究创新部敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券23/41[table_page]产业研究专题报告制造成本：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8000h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0.58~0.69kg/m3(H2)，取0.64kg/m3。除盐水0.3~0.45kg/m3(H2)，取均值；电0.15~1.25kW·h/m3(H2)，取均值0.7kW·h/m3(H2)。冷却水30~100kg/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。图35：甲醇制氢成本测算资料来源：Wind，华宝证券研究创新部与煤制氢相比，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0.74kg/(Nm³H₂)。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。敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券24/41[table_page]产业研究专题报告表12：华特气体甲醇制氢相关数据2016年2017年2018年2019年1-6月元/公斤金额占总成本比例金额占总成本比例金额占总成本比例金额占总成本比例单位直接材料19.5840.23%31.8753.14%33.4851.63%29.4951.72%单位人工12.0824.82%8.9414.91%10.3215.91%7.4213.01%单位费用17.0134.95%19.1631.95%21.0532.46%20.1135.27%总成本48.67100.00%59.97100.00%64.85100.00%57.02100.00%单位售价88.294.5288.9982.48毛利率44.81%36.56%27.13%30.86%资料来源：华特气体，华宝证券研究创新部目前国内甲醇制氢技术成套设备领先的企业有四川亚联高科、天采科技、成都天成碳一化工有限公司、江苏诺盟、蓝博科技、上海汉兴能源科技等。其中，四川亚联高科装置量最多，天采科技次之，装置大型化属上海汉兴能源科技。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。图36：风电和光伏新增装机容量及同比图37：风电和光伏装机容量及占比资料来源：Wind，华宝证券研究创新部资料来源：Wind，华宝证券研究创新部敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券25/41[table_page]产业研究专题报告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。图38：弃风电量及弃风率图39：弃光电量及弃光率资料来源：国家能源局，华宝证券研究创新部资料来源：国家能源局，华宝证券研究创新部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。表13：3种电解水技术的基本性能参数比较项目碱水电解质子交换膜水电解固体氧化高温水蒸气电解电解质25%-30%KOH溶液Nafion膜等质子膜氧化钇稳定氧化锆离子陶瓷（YSZ)等工作温度/℃70-8060-90700-1000产氢纯度，%99.5-99.9<99.99>99.9资料来源：杜泽学等《分布式制氢技术的发展及应用前景展望》，华宝证券研究创新部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。敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券26/41[table_page]产业研究专题报告表14：并网式和离网式电解水制氢并网式离网式优点有电网作为稳定能源支撑且各主要设备成熟；制氢电压负荷波动小。在离网状态制氢，只有整流环节，系统效率较高。离网制氢减少了升/降压、整流、并网等设备的投资费用，在系统成本上相较于并网制氢可大幅减少约40%。此外，离网制氢无需经过光伏入网审批，可大幅缩短建设周期，规模和容量的设置也更为灵活。同时不需缴纳输配电费用，可以降低电力成本。缺点在并网制氢条件下，由于系统内电能需要经过逆变、升压、整流多次变换，导致损耗较大，最终电能利用效率偏低。离网制氢系统缺少了大电网的稳定支撑，电解制氢装置需要面临由光伏发电带来的快速启、停及输入电压波动变化的冲击。目前碱性电解槽，它的工作负荷不能完全适应光伏发电系统输出功率的波动范围（20%~100%）；PEM制氢可以满足符合波动要求。如采用AWE制氢，为平衡光伏功率和负荷的功率平衡，需要在电解槽的驱动系统中配置一定量的电化学储能，或者增设燃料电池。同时离网模式下，公辅装置需要交流，还需要安装逆变器。资料来源：《离网式光伏电解制氢系统供电单元设计技术探讨》，华宝证券研究创新部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。图40：AWE制氢技术原理图41：典型的AWE制氢工艺和工厂设计资料来源：IRENA，华宝证券研究创新部资料来源：IRENA，华宝证券研究创新部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。敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券27/41[table_page]产业研究专题报告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1500Nm3/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。碱性电解槽的局限性在能源效率低、响应速度慢、体积大，适配性差无法单独满足离网式电解制氢AWE电解槽工作电流密度低，生产效率低能源效率较低，通常在60%-80%。单位制氢电耗高达5-7（kw.h）/m3H2，制取的氢气纯度约为99.7%，并有残碱，需要进一步提纯。AWE响应速度慢。碱性电解质（如KOH）会与空气中的CO2反应，形成在碱性条件下不溶于水的碳酸盐，这些不溶性的碳酸盐会阻塞多孔的催化层，阻碍产物和反应物的传递，大大降低电解槽的性能；AWE电解槽难以快速关闭或启动，制氢速度难以快速调节，因为必须时刻保持电解池的阳极和阴极两侧上的压力均衡，防止氢氧气体穿过多孔的石棉膜混合，进而引起爆炸。电解槽开始起动时，由于电解槽的温度不高，达不到产生氢气的温度条件，此时消耗的功率都用来产生热量以此提升电解槽的温度；当电解槽的功率不断提升至可以产生氢气，此时的功率为电解槽的保温功率。所以碱性电解槽第一次起动时需要耗时较长，同时电解槽停机时，可以将功率瞬时降至零，作为一种可中断负荷。离网的碱性电解槽难以与具有快速波动特性的可再生能源配合。由于碱性电解槽响应速度慢、难以快速关闭或启动，同时由于电解槽内部材料的特性，电解槽的运行功率不能低于某一限值，否则存在氢、氧互串发生超过爆炸极限的风险，操作范围从最小负荷10%到最大设计容量100%，因此在离网情况下，难以单独与可再生能源发电配合，需要安装电化学储能或增加燃料电池，调剂负荷。体积大：碱性电解槽电流密度为常压型时0.2Ａ/cm2、加压型时1Ａ/cm2，整体电流密度低于PEM质子膜电解水。这也导致在同样功率下，需要更大面积，造成电解槽体积更大。纯度低。需要使用强腐蚀性碱液，氢气中对带有一点碱液，因此产生的氢气纯度相对较低。AWE电解制氢技术已经推广应用近百年，过去用户主要是气象部门、医药企业、电力企敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券28/41[table_page]产业研究专题报告业、精细化工企业等，这些部门用氢需求少且规模相对稳定，因此，AWE电解制氢发展缓慢，产氢量远低于煤制氢和天然气制氢。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。表15：国内部分AWE电解水制氢项目投资情况制氢规模投资规模占地面积投资范围投资强度国电投宁夏能源铝业银川新能源有限公司可再生能源制氢示范项目（2021年）2套500Nm3/H的碱性水电解制氢系统。并网项目总投资3640万元，其中环保投资466万元；氢气纯度99.999%占地面积14000m2夜间采用青铜峡铝业宁东铝业分公司谷电制氢，白天采用国电投宁夏能源铝业银川新能源有限公司宁东可再生能源制氢配套光伏发电制氢。投资包括制氢厂房，公辅装置，储运工程，环保工程、充装功能。2台压缩机1.5mpa-20mpa。3.64宝丰能源（2021年）共安装10套1000Nm3/h水电解制氢装置。本项目总投资63277万元，其中环保投资85万元；氢气纯度99.95%水电解制氢项目：总占地面积47600m2，总建筑面积18788m2，。太阳能光伏发电项目：总占地面积2400000m2通过在马莲台煤矿沉陷区新建光伏发电项目，产生的电用于水电解制氢项目，电解制氢生产的氢气供给甲醇合成。主要建设制氢厂房、氢气压缩厂房、拖车灌装站、控制室，以及配套辅助设施等。太阳能光伏发电项目：主要建设100MWp太阳能光伏发电及其配套设施等电解制氢过程产生的氧气用于煤气化生产装置。6.32山东滨华氢能（2020年）一套制氢量为600Nm3/h的碱性电解水装置。并网本项目总投资760万元。氢气纯度99.97%458.4平方米主要包括电解槽、气液处理器、整流、控制柜、加水泵、碱箱、水箱及冷却系统等。不含充装功能。1.27中石化新疆库车绿氢示范项目（2022年）共配置52台1000Nm3/h碱性电解水制氢装置。项目总投资296213万元，其中建设投资265649万元。氢气纯度99.8%制氢厂用地面积33.33公顷（500亩），光伏发电厂征地3.09公顷，租地684.89公顷；线路征地1.89公顷。该项目采用光伏发电、水电解制氢，光伏电站建设规模为355.47MWp，共有95个组串式固定可调支架方阵，包含95个3.15MW方阵，共采用535Wp单晶硅双面双玻组件555940片。制氢装置制得的氢气送至罐区储存，再经氢气外输压缩机升压至3.2MPa，通过管道输送至中国石化塔河炼化有限责任公司。5.7丽江金山绿氢零碳智慧工厂（2022年）1套1000Nm3/h的碱性电解水制氢装备。并网项目总投资：17063.14万元，其中环保投资550万元。高纯项目总占地面积41173.92m2设置电解制氢生产线及相关配套设备。压缩使用隔膜式压缩机，压缩机的入口压力1.6MPa，出口压力20MPa，选用容积流量800Nm3/h压缩机2台。17.1敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券29/41[table_page]产业研究专题报告氢首航风光氢能（2022年）1套1000Nm3/h的碱性电解水制氢系统。离网项目总投资6300万元；高纯氢。项目占地面积330亩配套建设6MW智能光伏发电系统（不上网，仅用制氢），将光伏发电直接转化为氢气，电解制氢系统耗电功率为5MW,建设一套1MW/2MWh的非补燃型压缩空气储能系统，在发电负荷高、发电时间长的时段，配合制氢储氢系统进行储能；配套建设6000Nm3的固定式高压气态氢气储存罐，储气罐容量400m36.3资料来源：项目环境评价公示，华宝证券研究创新部制造成本：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8000h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1m3氢气电耗为5.8kWh。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。图42：AWE电解水制氢成本及电力成本占比图43：AWE电解水制氢固定资产折旧占比资料来源：华宝证券研究创新部资料来源：华宝证券研究创新部目前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敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券30/41[table_page]产业研究专题报告降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《GREENHYDROGENCOSTREDUCTION》的研究，目前电极系统能耗在50-78kWh/KgH2，相当于4.5-7.0kWh/m3H2。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4.0kWh/m3H2。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%。表16：AWE电解槽技术经济指标20202025目标研发重点电流密度0.2-0.8A/cm²>2A/cm2膈膜电压范围（限制）1.4-3V<1.7V催化剂工作温度70-90°C>90°C膈膜、框架、BOP、组件电池压强<30bar>70bar膈膜、电池、框架负载范围15%-100%5%-300%膈膜氢气纯度99.9%-99.9998%>99.9999%膈膜电压效率（LHV）50%-68%>70%催化剂、温度电机效率（电池）47-66kWh/KgH2<42kWh/KgH2膈膜、催化剂电机效率（系统）50-78kWh/KgH2<45kWh/KgH2BOP寿命（电池）80000小时100000小时电极单位电池大小1MW10MW电极电极面积10000-30000cm²30000cm²电极冷启动时间（标准负载）<50分钟<30分钟绝缘设计资料来源：国际再生能源署发布的《GREENHYDROGENCOSTREDUCTION》，华宝证券研究创新部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《GREENHYDROGENCOSTREDUCTION》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。图44：AWE碱性电解槽成本结构图45：AWE碱性电解槽学习效率资料来源：国际再生能源署，华宝证券研究创新部资料来源：国际再生能源署，华宝证券研究创新部敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券31/41[table_page]产业研究专题报告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。图46：PEM电解水制氢工艺原理图47：典型的PEM电解水制氢工艺和工厂设计资料来源：国际可再生能源署，华宝证券研究创新部资料来源：国际可再生能源署，华宝证券研究创新部与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。敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券32/41[table_page]产业研究专题报告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（3~4MPa）；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。表17：PEM电解技术经济指标PEM电解槽20202025目标研发重点电流密度1-2A/cm²4-6A/cm²设计、膜电压范围（限制）1.4-2.5V<1.7V催化剂、膜工作温度50-80°C80°C耐久电池压强<30bar>70bar膜、再转换催化剂负载范围5%-120%5%-300%膜氢气纯度99.9%-99.9999%膜电压效率（LHV）50%-68%>80%催化剂电机效率（电池）47-66kWh/KgH2<42kWh/KgH2催化剂/膜电机效率（系统）50-83kWh/KgH2<45kWh/KgH2BOP寿命（电池）50000-80000小时100000-120000小时膜、催化剂、PTLs单位电池大小1MW10MWMEA、PTL电极面积1500cm²>10000cm²MEA、PTL冷启动时间（标准负载）<20分钟<5分钟绝缘设计资料来源：国际再生能源署发布的《GREENHYDROGENCOSTREDUCTION》，华宝证券研究创新部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。表18：中石化燕山分公司PEM制氢投资情况制氢规模投资规模占地面积投资范围投资强度（万元/Nm3.H）中石化燕山分公司PEM制氢1套制氢模为200Nm3/h工程总投资（含增值税）1056.30万元，其中建设投资950.27万元，环保占地约为70m21个PEM膜电解水制氢主撬块和1个电解水制氢变压器橇块2台撬装设备5.28敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券33/41[table_page]产业研究专题报告项目投资15万元。氢气的纯度达到99.999%资料来源：项目环境信息评价公示，华宝证券研究创新部制造成本：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8000h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1m3氢气电耗为7.7kWh，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。图48：PEM电解水制氢成本及电力成本占比图49：PEM电解水制氢固定资产折旧占比资料来源：华宝证券研究创新部资料来源：华宝证券研究创新部目前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敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券34/41[table_page]产业研究专题报告预计约下降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《GREENHYDROGENCOSTREDUCTION》的研究，目前电极系统能耗在50-83kWh/KgH2，相当于4.5-7.4kWh/m3H2。未来通过技术和材料的突破，能够实现电极能耗达到4.0kWh/m3H2。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%。在折旧成本方面，制约PEM电解规模化使用的关键在于较高的双极板成本和膜电极成本（催化剂和膜成本高）。电解槽设备投资中，双极板和膜电极占据较大比重，根据国际再生能源署的研究，目前主流PEM电解槽中双极板占据成本比重达53%；膜电极占比24%，其中催化剂占比约10%，质子膜占比约5%。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1.4~2.0V，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。敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券35/41[table_page]产业研究专题报告图50：PEM电解槽成本占比图51：PEM电解槽学习速率资料来源：国际再生能源署，华宝证券研究创新部资料来源：国际再生能源署，华宝证券研究创新部依托技术进步，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。在PEM电解制氢上，目前我国与海外存在一定技术差距。NEL-Proton公司的PEM水电解制氢装置的部署量超过2000套（分布于72个国家和地区），拥有全球PEM水电解制氢70%的市场份额，具备集成10MW以上制氢系统的能力。Giner公司单个PEM电解槽规格达5MW，电流密度超过3A/cm2，50kW水电解池样机的高压运行累计时间超过1.5×105h。表19：部分海外公司PEM制氢主要商业化PEM水电解制氢设备NEL-ProtonSIEMENSITMPower型号M500Silyzer300HGasXMW电解槽额定功率/MW17.510.07氢气出口压强/Mpa3可定制2氢气纯度（干气体）/%99.999899.99999.999额定H2产量/（kg.d-1）10702400-480004050系统效率/%>75耗电量/（kWh.m-3）4.53系统寿命/a>20资料来源：华宝证券研究创新部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敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券36/41[table_page]产业研究专题报告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800~1000℃，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。目前SOEC制氢技术仍处于实验阶段。国内中国科学院大连化学物理研究所、清华大学、中国科技大学开展了探索研究。国外SOEC技术研究集中在美国、日本和欧盟，主要机构包括三菱重工、东芝、京瓷、爱达荷国家实验室、BloomEnergy、托普索等，研究聚焦在电解池电极、电解质、连接体等关键材料与部件以及电堆结构设计与集成。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。敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券37/41[table_page]产业研究专题报告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。从碳排放约束来看，煤气化制氢碳排放强度最高，如按照2022月4月国内平均碳价，煤气化制氢成本增加0.12元/m3；但煤气化制氢也具备实现更经济CCS的潜力。如采用煤制氢敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券38/41[table_page]产业研究专题报告+CCS技术，成本增加0.7元/m3-0.8元/m3；甲醇制氢碳排放次之。焦炉煤气和天然气制氢碳排放整体接近，较低。如考虑煤气化制氢+CCS模式，则与国内部分拥有天然气资源优势的地区制氢成本接近；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。焦炉煤气制氢的CO₂的排放量约为0.44kg/(Nm³H₂)；按照4月国内碳价60元/吨，考虑碳价焦炉煤气制氢成本增加0.03元/m3；如采用焦炉煤气制氢+CCS技术，成本增加0.15元/m3-0.17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），具备更经济低实现CO2的捕捉封存（CCS）的潜力；考虑碳价，煤气化制氢成本增加0.12元/m3。如采用煤制氢+CCS技术，成本增加0.7元/m3-0.8元/m3。天然气制氢的CO₂的排放量约为0.43kg/(Nm³H₂)。考虑碳价，天然气制氢成本增加0.03元/m3。如采用天然气制氢+CCS技术，成本增加0.15元/m3-0.17元/m3。甲醇制氢的CO₂的排放量约为0.74kg/(Nm³H₂)。甲醇制氢的CO₂的排放量低于煤制氢、高于天然气制氢；约为0.74kg/(Nm³H₂)。考虑碳价，甲醇制氢成本增加0.05元/m3。如采用天然气制氢+CCS技术，成本增加0.26元/m3-0.3元/m3。电解水制氢如采取离网模式，用风电、光伏发电，则实现零碳排放。如采用并网模式，外购电网电力，则碳主要来自于电力端的间接排放。如可再生能源发电电价降至0.13元/kw.h，采用离网自发电模式，不考虑效率、寿命提升，折旧下降的影响，国内拥有资源优势地区的碱性电解水制氢成本将达到2.2元/m3，PEM制氢成本达到2.7元/m3。将与煤气化制氢+CCS模式成本缩小。如进一步纳入电耗效率提升、寿命延长、折旧下降的因素，则双方差距接近。AWE电解制氢未来的降本空间主要来自于电价降低、能耗降低。碱性电解槽的优势在于技术成熟、规模灵活、投资成本相对较低。目前制氢规模能覆盖几十到1500NM3/h。但其局限性在能源效率低、相应速度慢、适配性差、体积大。目前碱性电解水制氢成本中82％来自电力的成本，另外18％是其他费用（包含折旧、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10%。如采用离网式制氢，到2035年可再生能源上网电价0.2元/kw.h和2050年可再生能源上网电价0.13元/kw.h，碱性电解水制氢的平均降本空间在24%和36%。随着技术进步和材料的突破，到2025年随着电解能耗效率提升，预计AWE电解水制氢降本空间约24%。电解槽投资成本降低，相关折旧减少带来的降本幅度1-2%。PEM电解制氢未来的降本空间主要来自于电价降低、能耗降低、寿命延长、设备折旧降低，以及规模效率。PEM电解槽的电流密度高、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，可以很好满足离网制氢要求。但其局限性在投资成本高。目前PEM电解水制氢成本中73％来自电力的成本，另外敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券39/41[table_page]产业研究专题报告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%。如到2035年可再生能源上网电价0.2元/kw.h和2050年可再生能源上网电价0.13元/kw.h，PEM电解水制氢的平均降本空间在22%和31%。随着技术进步和材料的突破，预计到2025年PEM电解能耗效率提升，PEM电解水制氢降本空间约24%。到2025年电解槽投资减少带来的折旧下降幅度约6-8%。电堆寿命提升，预计带来折旧成本降低30%-40%。更大的降本空间来自于规模效率，目前海外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。从制造端来看，规模效率提升，将带来制造成本的下降。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。表20：电解水制氢设备市场排名排名企业技术路线1考克利尔竞立碱性2中船重工718所碱性+PEM3赛克赛斯氢能PEM4中电丰业碱性+PEM5天津大陆碱性6凯豪达氢能碱性7淳华氢能PEM资料来源：高工产研，华宝证券研究创新部根据《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。表21：2021年以来国内企业进军制氢设备制造情况时间企业事件2022年4月国富氢能线上举行首台1000Nm3/h碱性水电解槽下线仪式，标志国富氢能在制、储、输、用氢能装备战略中的“制氢战略”取得阶段性成功。2022年3月湖南氢氢松松举行500Nm3/h碱性水电解制氢设备下线仪式，该制氢设备由其公司自行研发、自行设计、自行制造。2021年1月希倍优氢能下线首套50Nm3/h碱性水电解制氢系统；其已启动最新一代1000Nm3/h碱性水电解制氢系统的生产，预计最快将于今年5月底亮相。此外，该公司也已储备前沿技术，未来将开发新型电解槽系统，并计划将新工厂产能扩充敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券40/41[table_page]产业研究专题报告到1GW的碱性电解槽生产能力。2021年12月扬州吉道能源发布首套安全承压壳式单槽产能最大制氢水电解槽。该电解槽的制氢量达1350Nm3/h，最高可达1500m3/h，压力为2.5Mpa，可以节省50%用地、90%厂房，真正开启大规模建设和应用新时代，并拥有多项国际领先关键指标。2021年12月宝武重工在宝武清能的大力协同下，宝武重工马钢重机历时4个月完成首台（套）30Nm3/h碱性水电解槽的制造装配，经过氢、氧等流道通畅性检查、气体压力测试、密封性检测等规范程序的严格检验，产品质量达到设计要求并具备出厂交付用户的条件。2021年10月隆基氢能隆基氢能首台碱性水电解槽下线仪式。电解槽采用高电流密度设计，单台电解槽的氢气制备能力达1000Nm3/h及以上水平。未来五年，隆基氢能电解水制氢装备产能达到5-10GW。资料来源：新闻收集整理，华宝证券研究创新部电解水制氢设备需求的增长将进一步拉动上游关键材料需求的释放。表22：电解水制氢产业链相关公司材料电解槽制造电解制氢双极板安泰科技、上海治臻隆基绿能、阳光电源宝丰能源、中国石化、国家电投、国家能源集团质子膜山东东岳、东岳氢能催化剂贵研铂业资料来源：公司公告，华宝证券研究创新部8.投资建议短期在煤气化制氢占据资源、成本，同时技术成熟度高；且其投资强度高，关注产业链上游的相关设备制造和工程类公司。长期电解水制氢，尤其是PEM制氢依托技术进步和材料突破，其降本空间大，同时在离网模式下与再生能源发电适配性强，受益电价下行的优势更明显；关注PEM制氢产业链上游聚焦质子膜、催化剂、双极板、电解槽制造的相关公司。9.风险提示电解水制氢技术进步和材料突破进展缓慢，国内碳排放约束低于预期。敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券41/41[table_page]产业研究专题报告风险提示及免责声明★华宝证券股份有限公司具有证券投资咨询业务资格。★市场有风险，投资须谨慎。★本报告所载的信息均来源于已公开信息，但本公司对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。★本报告所载的任何建议、意见及推测仅反映本公司于本报告发布当日的独立判断。本公司不保证本报告所载的信息于本报告发布后不会发生任何更新，也不保证本公司做出的任何建议、意见及推测不会发生变化。★在任何情况下，本报告所载的信息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