氢能是替代化石能源实现碳中和的重要选择。氢能已经成为应对气候变化、建设脱碳社会的重要能源。欧、美、日、韩等发达国家纷纷制定氢能路线图，加快推进氢能产业技术研发和产业化布局。氢能产业已成为我国能源战略布局的重要组成。氢能可以以“二次能源、能源载体、低碳原料”三种角色助推能源转型进程。2050年全社会绿氢需求或将接近1亿吨。

我国氢气生产以西北、华北为主，主要来自化石能源。从区域分布看，氢能生产主要在西北和华北地区。按生产来源划分，可以分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”三类。目前，我国氢气主要来自灰氢。工业副产气制氢在技术经济环境方面具有显著优势。未来与大规模光伏发电或风力发电配套的电解水制绿氢将成为发展趋势。

副产氢是近期理想氢源。我国氯碱、炼焦以及化工等行业有大量工业副产氢资源，足以满足近期和中期氢气的增量需求。相对来说，丙烷脱氢、乙烷裂解等获取的氢气浓度较高。到2022年，丙烷脱氢和乙烷裂解项目副产氢气每年可供约36万辆氢燃料电池车行驶，工业副产氢几乎可以覆盖京津冀、长三角和广东地区，与氢能示范区域匹配，可以提供相对低成本的氢能。

绿氢将逐步走上前台。电解水制氢具有绿色环保、生产灵活、纯度高以及副产高价值氧气等特点，但其单位能耗约在4-5千瓦时/立方氢，电价占到总成本的70%以上。若采用现有电力生产，制氢成本约为30-40元/公斤。一般认为当电价低于0.3元/千瓦时具备较好经济性。目前，电解水制氢技术主要有碱性水电解槽（AE）、质子交换膜水电解槽（PEM）和固体氧化物水电解槽（SOE）。其中，碱性电解槽技术最为成熟，生产成本较低。

氢能产业已成为我国能源战略布局的重要部分。我国已经成为全球最大的氢气生产国，但是目前氢气主要来自灰氢（化石燃料），但化工过程副产氢成本低、产量大，且与氢能示范城市匹配，是短期最现实的氢源；随着碳市场的推进，绿氢的需求逐步增加，未来大规模光伏发电或风力发电配套电解水生产绿氢将成为趋势。随着氢能产业逐步用于汽车和工业，氢能的利用量将逐步增长，关注丙烷脱氢和乙烷裂解副产氢气的应用，绿氢产业的发展将推动电解槽及新能源装备的需求，新能源运营商也将受益。

风险提示：1）碳中和政策实施不及预期；2）氢能价格难以大幅下降；3）燃料电池成本下降不及预期；4）氢能冶金等工业应用发展不及预期。

氢能产业链——制氢

氢能是替代化石能源实现碳中和的重要选择

1.1氢能产业已成为我国能源战略布局的重要部分

氢能（氢的能源生产和利用）受到全球广泛关注，成为应对气候变化、建设脱碳社会的重要产业方向。欧、美、日、韩等发达国家纷纷制定氢能路线图，加快推进氢能产业技术研发和产业化布局。当前，我国氢气生产利用主要在以石化化工行业为主的工业领域，以“原料”利用为主，“燃料”利用为辅。我国发展氢能具有良好基础，也面临诸多挑战。绿氢供应、氢储运路径和基础设施建设、氢燃料电池核心技术装备、氢燃料电池汽车技术装备等均待逐一攻破，必须实事求是、客观冷静、积极创新，争取少走弯路，开创氢能技术突破和产业化新局面。

氢能产业已成为我国能源战略布局的重要部分。2020年，氢能被纳入《能源法》（征求意见稿）。2021年，氢能列入《国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》未来产业布局。

氢能产业发展初期，依托现有氢气产能、就近提供便捷廉价氢源，支持氢能中下游产业发展，降低氢能产业起步难度，具有积极的现实意义。绿氢在“碳中和”中可以用在绿电无法发挥作用的领域实现互补，如氢冶金、化工、重卡交通燃料、供热等。面向未来，当绿氢成为稳定足量的低价氢源时，绿氢在促进工业脱碳方面将更好地发挥氢能价值。

1.2国家和地方均出台氢能政策支持产业发展

氢能成为“十四五”期间重点产业，《“十四五”规划纲要》将氢能及储能设立为未来产业，将实施未来产业孵化与加速计划。各地抢抓氢能产业布局，目前已有包括京津冀、长三角、珠三角、四川、山东等30余个省市级的氢能发展规划相继出台。在“十四五”期间通过加强对氢能相关产业的支持，推动氢能形成规模产业。

1.3氢能在能源转型中的角色

氢能（绿氢）与电力（绿电）均为二次能源，是双碳目标战略下的必然选择。氢气的利用由来已久，但并非是当前备受关注的交通和电力领域，而主要作为生产原料应用于工业领域。

为了实现我国能源系统的多元化、清洁化和低碳化转型，氢能的发展可以从“二次能源、能源载体、低碳原料”这3个角度切入，助推能源转型进程。

（1）氢气可作为高效低碳的二次能源。氢气本身是一种高能源密度的二次能源（单位质量），同时也具有较强的电化学活性、可通过燃料电池进行发电。因此氢气可应用于燃料电池汽车从而替代传统燃油汽车，节约石油消费；也可以用于家用热电联产，减少电力和热力需求；还可以直接将氢气掺入到天然气管网直接燃烧。

（2）氢气可作为灵活智慧的能源载体。通过电解水制氢技术及氢气与其他能源品种之间的转化，可提高可再生能源的消纳、提供长时间储能、优化区域物质流和能量流，进而建立多能互补的能源发展新模式。比如，在区域电力冗余时，可通过电解水制氢将多余电力转化为氢气并储存起来；在电力和热力供应不足时，氢气可以通过电化学反应发电、热电联供、直接燃烧等方式来实现电网和热网供需平衡。

（3）氢气可作为绿色清洁的工业原料。国际能源署、麦肯锡等机构都认为氢能将实现工业部门的深度脱碳，主要方式为应用氢能革新型工艺，可以大规模使用“绿氢”替代“灰氢”。氢气直接还原铁是氢能革新型工艺的典型代表，该工艺使用氢气作为还原剂，将铁矿石直接还原为海绵铁，之后进入电炉炼钢，从而节省了焦炭的使用、减少了因原料带来的二氧化碳排放。“绿氢”替代“灰氢”是使用来自可再生能源的氢气，来替代合成氨、甲醇生产过程中的化石能源制氢，进而实现深度脱碳。

1.4  2050年氢能（绿氢）的市场需求超过1亿吨

在加速推进能源转型过程中，氢能将有望全面融入能源需求侧的各个领域。以下内容我们参考发改委能源所的相关预测。

工业领域，氢能将从原料和能源“双管齐下”。原料方面，氢能将广泛应用于钢铁、化工、石化等行业，替代煤炭、石油等化石能源；能源方面，氢能将通过燃料电池技术进行热电联产，满足分布式工业电力和热力需求。预计2050年工业领域氢能需求将超过3500万吨。

交通领域，氢燃料电池汽车将与锂电池汽车“各司其职、各尽所长”，共同推动新能源汽车对传统燃油汽车的替代作用，在交通领域掀起新能源变革浪潮；由于氢燃料电池汽车具有行驶里程长、燃料加注时间短、能量密度高、耐低温等优势，在寒冷地区的载重货运、长距离运输、公共交通甚至航空航天等领域更具有推广潜力；预计2050年交通领域氢气需求将接近4000万吨。

建筑和其他领域，家用氢燃料电池、燃料电池应急电源等技术设备也有望实现规模化应用，预计2050年氢气需求将接近2000万吨。

综上所述，2050年全社会氢气需求或将接近1亿吨（折合约3.8亿吨标准煤）。发改委能源所测算，若实现“2℃”的碳减排情景，氢能需求还将进一步增加至1.5亿吨水平甚至更高，增幅超过50%。

当前中国氢气生产集中在北方，以灰氢为主

2.1氢能分布在西北和华北

2019年以来，国家、各级地方政府对氢能产业发展高度重视，陆续出台了多项规划和发展目标，众多企业和科研机构纷纷开展技术攻关。中国煤炭加工利用协会统计，2020年我国氢能产量和消费量均已突破2500万吨，已成为世界第一大制氢大国。

从区域分布看，氢能生产主要在西北和华北地区，根据2019年数据，产量超过400万吨的省份有内蒙和山东，产量超过300万吨的省份有新疆、陕西和山西，产量超过200万吨的省份有宁夏、河南和河北，产量超过100万吨的省份有江苏、安徽、四川、辽宁和湖北。

2.2氢气来源现以化石燃料为主，未来向绿氢过渡

氢能源按生产来源划分，可以分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”三类。“灰氢”是指利用化石燃料石油、天然气和煤制取氢气，制氢成本较低但碳排放量大；“蓝氢”是指使用化石燃料制氢的同时，配合碳捕捉和碳封存技术，碳排放强度相对较低但捕集成本较高；“绿氢”是利用风电、水电、太阳能、核电等可再生能源电解制氢，制氢过程完全没有碳排放，但成本较高。目前，我国氢气主要来自灰氢。

从来源看，我国的氢源结构目前仍是以煤为主，来自煤制氢的氢气占比约62%、天然气制氢占19%，电解水制氢仅占1%，工业副产占18%。就消费情况看，目前的氢能基本全部用于工业领域，其中，生产合成氨用氢占比为37%、甲醇用氢占比为19%、炼油用氢占比为10%、直接燃烧占比为15%、其他领域占比为19%。基于需求侧产业的发展和产业链的完善，从灰氢逐步过渡到绿氢是较好的方式，优先使用副产氢，实现资源综合利用。

（1）以煤为原料制氢

煤制氢的本质是以煤中碳取代水中的氢，最终生成氢气和二氧化碳。这里，碳起到还原作用并为置换反应提供热。

以煤为原料制取含氢气体的方法主要有两种：

一是煤的焦化（或称高温干馏），煤在隔绝空气条件下，在900-1000℃制取焦炭，副产品为焦炉煤气。焦炉煤气组份中含氢气55%-60%(体积）、甲烷23%-27%、一氧化碳5%-8%等。每吨煤可得煤气300-350m3，作为城市煤气，亦是制取氢气的原料。

二是煤的气化，使煤在高温常压或加压下，与水蒸汽或氧气（空气）等反应转化成气体产物。气体产物中氢气的含量随不同气化方法而异。

（2）天然气制氢

天然气的主要成分是甲烷（CH4），本身就含有氢。和煤制氢相比，用天然气制氢产量高、加工成本较低，排放的温室气体少，因此天然气成为国外制造氢气的主要原料。其中天然气蒸汽转化是较普遍的制造氢气方法。

（3）重油部分氧化制造氢气

重油是炼油过程中的残余物，可用来制造氢气。重油部分氧化过程中碳氢化合物与氧气、水蒸气反应生成氢气和二氧化碳。该过程在一定的压力下进行，可以采用催化剂，这取决于所选原料与过程。

（4）水电解制造氢气

水电解制得的氢气纯度高，操作简便，但需耗电。水电解制氢的效率一般在75%-85%，一般生产1m3氢气和0.5m3氧气的电耗为4-5kWh。根据热力学原理，电解水制得1m3氢气和0.5m3氧气的最低电耗要2.95度电。

根据石油和化学工业规划院统计，我国电解水制氢装置约1500-2000套，产量约10-20万吨。与大规模光伏发电或风力发电配套的电解水制氢装置正在进行小规模示范。

项目：河北建投张家口沽源风电制氢综合利用示范项目

河北省沽源县建设的世界最大的风电制氢综合利用示范项目已于2016年9月全部并网发电，随后于2019年3月完成制氢设备的安装。制氢站于2016年9月中旬开工建设，该项目采用从麦克菲公司引进4MW风电制氢装置的技术设计方案和整套生产设备。

投资方：河北建投新能源有限公司

建设规模：200MW风电场、10MW电解水制氢和氢气综合利用系统

制氢能力：1752万标准立方米

制氢规模：一期4MW电解水制氢+2×400Nm3/h中压水电解制氢设备

总投资：20.3亿元

年销售收入：2.6亿元

（5）生物质制造氢气

家庭、农业、林业等产生的生物质可用于生产氢气。原料包括杨树、柳树和柳枝，以及来自厌氧消化或垃圾填埋所产生的沼气等。生物质可以使用成熟的技术进行气化，甚至在气化过程中与煤或废塑料共同反应，如果与碳捕获技术结合，就有可能生产出负碳氢。沼气有额外的净化要求，可以通过类似于蒸汽甲烷重整（SMR）的过程进行改造以产生氢气。

（6）工业副产氢气净化

焦炉气、氯碱、丙烷脱氢制丙烯和乙烷裂解制烯烃副产的粗氢气可以经过脱硫、变压吸附和深冷分离等精制工序后作为燃料电池车用氢源，成本远低于化工燃料制氢、甲醇重整制氢和水电解制氢等路线。

2.3不同技术制氢的技术经济环境性分析

氢气生产方式较多，氯碱副产气、干气、焦炉煤气、乙烷裂解副产气、甲烷、煤炭、天然气、电解水等多种制氢方式。其中，氯碱副产气、干气、焦炉煤气、乙烷裂解副产气等副产气制氢在能源效率、污染排放、碳排放、成本方面占据优势。各地区发展氢能产业链时，应充分结合区域能源结构，优先使用副产氢气和富余能源进行利用。

从能源效率来看，氯碱副产气制氢、干气制氢、焦炉煤气提取制氢能源效率均在80%以上，天然气制氢、乙烷裂解副产气制氢、PDH副产气制氢、甲醇制氢、焦炉煤气转化制氢能源效率60%-80%，煤制氢能源效率在50%-60%，电解水制氢能源效率在50%以下。

从污染物排放来看，排污强度由小到大分别为：电解水制氢<天然气制氢~甲醇制氢~副产气制氢<煤制氢。

从碳排放来看，副产气制氢<天然气制氢<干气制氢<甲醇制氢<煤制氢电解<电解水制氢（基于现有电网电力结构），如果考虑清洁能源（光伏、风电、水电等），清洁能源电解水碳排放接近为零。

从成本来看，制氢成本与原料价格关系最大，控制氢能价格需要控制原料价格；根据设定的价格范围，从平均成本看，焦炉煤气制氢<煤制氢<其他副产气制氢<甲醇制氢<天然气制氢<水电解制氢。因地制宜，选择合适原料制氢，氢气出厂价格可低于15元/kg，可与煤制氢成本相当。

副产氢是近期理想氢源，绿氢逐步走上前台

3.1工业副产氢是近期最现实氢源

我国氯碱、炼焦以及化工等行业有大量工业副产氢资源，足以满足近期和中期氢气的增量需求。但因渠道、价格、信息等原因，这些副产氢很大一部分被用来直接燃烧甚至排空。因此，未来应探索将工业副产氢高值化利用的商业模式，将副产氢提纯并运输至氢气需求侧，更好的发挥氢能价值。相对来说，丙烷脱氢、乙烷裂解等获取的氢气浓度较高。

（1）丙烷脱氢制丙烯副产氢

丙烷脱氢制丙烯工艺中，生成产品丙烯的同时，副产同等摩尔量的氢气，混合在乙烷、乙烯、一氧化碳、甲烷等的混合尾气中，如采用适当的分离手段，可获得大量的高纯度氢气，作为产品出售能获取更大经济效益。

根据亚化咨询、相关公司公告及公开信息统计，截至2021年12月，中国共有22个PDH项目投产，另有10个在建，这32个PDH项目丙烯总产能达到1735万吨/年，其中已投产项目1075万吨/年；按照生产1吨丙烯，副产38千克氢气计算，投产产能副产氢气40万吨/年，假定副产氢一半可以用来外供氢气，每年可以外供20万吨氢气。按每辆氢燃料电池车每天加注5公斤氢气、行驶里程200公里来算，这些副产氢气每年可供约11万辆氢燃料电池车行驶。随着在建项目及规划项目的陆续投产，未来供氢量会进一步增加。

（2）乙烷裂解副产氢

蒸汽裂解是生产乙烯使用最广泛的方法。乙烷在750-850℃、150-350kPa条件下发生脱氢反应生成乙烯，并副产氢气。

根据亚化咨询估算，到2022年，乙烷裂解项目一共可副产氢气92.3万吨/年，假定副产氢一半可以用来外供氢气，每年可以外供46.2万吨氢气。按每辆氢燃料电池车每天加注5公斤氢气、行驶里程200公里来算，这些副产氢气每年约可供25.5万辆氢燃料电池车行驶。

亚化咨询认为，由于单个丙烷脱氢和乙烷裂解项目副产氢产能较大，以液氢运输的方式更为合适，将可以为半径300公里范围内的区域供应氢气，这些副产氢几乎可以覆盖京津冀、长三角和广东地区，与氢能示范区域匹配，可以提供相对低成本的氢能。

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周边区域的供氢和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供氢模式的发展方向。

（3）主要公司

万华化学：丙烷脱氢装置产能75万吨/年，乙烯裂解产能100万吨/年。

东华能源：丙烷脱氢装置产能180万吨/年，茂名首套60万吨/年产能在建设中。

齐翔腾达：丙烷脱氢装置产能80万吨/年。

金能科技：丙烷脱氢装置产能90万吨/年。

卫星化学：乙烯裂解产能125万吨/年。

3.2可再生能源制氢是实现碳中和的必然选择

（1）可再生能源制氢

电解水制氢具有绿色环保、生产灵活、纯度高（通常在99.7%以上）以及副产高价值氧气等特点，但其单位能耗约在4-5千瓦时/立方氢，制取成本受电价的影响很大，电价占到总成本的70%以上。若采用现有电力生产，制氢成本约为30-40元/公斤，且考虑火电占比较大，依旧面临碳排放问题。一般认为当电价低于0.3元/千瓦时（利用“谷电”电价），电解水制氢成本会接近传统化石能源制氢。

水电解槽是水电解制氢过程的主要装置，水电解槽的电解电压、电流密度、工作温度和压力对产氢量有明显的影响，它的部件如电极、电解质的改进研究是近年来的研究重点。目前，电解水制氢技术主要有碱性水电解槽（AE）、质子交换膜水电解槽（PEM）和固体氧化物水电解槽（SOE）。其中，碱性电解槽技术最为成熟，生产成本较低，国内单台最大产气量为1000立方米/小时；质子交换膜电解槽流程简单，能效较高，国内单台最大产气量为50立方米/小时，但因使用贵金属电催化剂等材料，成本偏高；固体氧化物水电解槽釆用水蒸气电解，高温环境下工作，能效最高，但尚处于实验室研发阶段。

未来，可再生能源发电制氢的潜力很大。一方面作为全周期零碳排放技术，随着可再生能源发电平价上网，电解水制氢成本将持续下降，尤其是近期局部区域弃风、弃光、弃水及弃核制氢的经济性较为突出；另一方面当波动性可再生能源在电源结构中占到较高比重时，单纯依靠短周期（小时级）储能将无法满足电力系统稳定运行需要。日间、月度乃至季节性储能将是实现高渗透率可再生能源调峰的主要手段。

（2）主要公司

苏州竞立：苏州竞立制氢设备有限公司于1993年在苏州吴中经济开发区注册成立，是一家集研发、生产、销售水电解制氢设备、气体纯化、回收设备及各种类型的氢能专业设备于一体的高科技企业，历经二十多年的发展，现已成为国内大型的水电解制氢设备龙头企业。

在产品系统中，水电解制氢设备氢气产量从0.3m3/h-1000m3/h完成主流市场需求覆盖，该公司单机产量向两个方向发展，一是大型制氢设备，一是微型制氢设备。目前，公司1000m3/h压力型制氢设备已经研制成功，已成为国内制氢设备用户较多、市场占有率较高的专业设备研发、生产厂家。

公司承担了国家“973”计划大规模非并网风电制氢系统的科研任务。公司电解技术在大型化碱性电解设备方面处于领先水平，同时于2016年也完成了PEM电解槽的研制，目前核心业务以大型碱性电解制氢设备为主，兼顾其他电解制氢技术的储备性研究。

天津大陆：天津市大陆制氢设备有限公司成立1994年，长期从事制氢设备和气体纯化设备开发、设计、制造。是我国水电解制氢设备的专业厂家。可生产0.1Nm3/h～1000Nm3/h的电解水制氢设备。

大陆公司生产的制氢设备和气体纯化设备目前已广泛应用于电力、电子、半导体材料、光纤、冶金、建材、原子、化工、宇航、气象、医药等行业。

中电丰业：公司是水电解制氢及氢能源综合利用解决方案提供商，专注于氢能源领域研发、生产、销售的“交钥匙”工程，是一家国家高新企业。公司从开始代理国际著名氢能源品牌，到消化吸收自我创新，制造拥有完全自主知识产权的制氢供氢设备。目前，中电丰业已经成功参与了200多个制氢、加氢系统的设计、生产、安装、调试和技术服务，有全规格、全技术的水电解制氢产品，是国内500公斤现场制氢加氢一体站（山西大同）和兆瓦级PEM制氢储能项目（安徽）的主要设备供应商。

中船重工718所：主要是做水电解制氢的研究和生产单位，从2011年开始，陆续参加了很多国家863计划，中央财政支持的一些重点高校的学科建设，政府间的一些合作项目，已经一些省级的科技重大专项等等。

隆基股份：2021年3月，隆基股份联合朱雀投资成立了氢能子公司，新设子公司注册资本3亿元。10月16日，隆基氢能首台碱性水电解槽下线，公司当天宣布今年将具备500MW的能力，未来五年内产能将达到5-10GW。

新能源运营商：绿电指的是利用风机、生物质能、太阳能等可再生能源产生的电力，发电过程中不产生或很少产生对环境有害的排放物；而绿氢来自于绿电，随着绿氢需求增加，新能源运营商用绿电生产绿氢将产生更多效益。

投资建议

氢能是替代化石能源实现碳中和的重要选择。氢能已经成为应对气候变化、建设脱碳社会的重要产业方向。欧、美、日、韩等发达国家纷纷制定氢能路线图，加快推进氢能产业技术研发和产业化布局。氢能产业已成为我国能源战略布局的重要部分。我国已经成为全球最大的氢气生产国，但是目前氢气主要来自灰氢（化石燃料），但化工过程副产氢成本低、产量大，且与氢能示范城市匹配，是短期最现实的氢源；随着碳市场的推进，绿氢的需求逐步增加，未来大规模光伏发电或风力发电配套电解水生产绿氢将成为趋势。随着氢能产业逐步用于汽车和工业，氢能的利用量将逐步增长，关注丙烷脱氢和乙烷裂解副产氢气的应用，绿氢产业的发展将推动电解槽及新能源装备的需求，新能源运营商也将受益。

风险提示

（1）政策实施不及预期

碳中和目标的实现需要相关政策大力推行，如执行力度不及预期将对氢能推广产生不利影响。

（2）氢能价格难以大幅下降

其他低碳或零排放技术快速发展，氢能价格难以大幅下降，指示在经济性上优势不明显，推广不及预期。

（3）燃料电池成本下降不及预期

氢燃料电池技术整车成本较高，如果成本难以大幅下降，或对氢能的推广应用产能影响。

（4）氢能冶金等工业应用发展不及预期

氢能冶金等工业应用还处于研究和示范阶段，如果进展不及预期或成本难以大幅下降，对氢能在冶金行业的推广应用产生一定影响。