工业绿氢1.0时代开启-国信证券.pdf

请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 证券研究报告 | 2022年09月12日 行业研究 · 深度报告 煤炭 · 氢能 工业绿氢1.0时代开启 证券分析师：樊金璐 010-88005330 fanjinlu@guosen.com.cn S0980522070002 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 报告摘要 1.政策支持绿氢绿电与工业耦合。绿氢可以助力交通、化工、钢铁、石化等多领域深度脱碳，鼓励有条件的地区利用可再生能源制氢，优化煤化工、合成氨、甲醇等原料结构。 目前内蒙古自治区、甘肃省、宁夏回族自治区和四川省成都市都在相应的政策中明确了2025年可再生能源制氢产量，合计年产量约80万吨。这超过了国家发改委在国家氢能规 划中提及的2025年可再生能源制氢年产量目标。东部地区，对于可再生能源制氢在交通领域，尤其是制氢加氢一体站的应用更为关注。西部地区的政策更加侧重于强调可再生 能源制氢在工业领域的应用。 2.绿氢和工业分布决定工业绿氢先行。我国氢气生产以西北、华北为主，主要来自化石能源。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，氢能生产主要产生在西北和华北地区，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。氢能源按生产来源划分，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。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。 3.绿氢与工业耦合示范项目及经济性。光伏风电等弃电现象一直存在，经济效益受损；化工行业提供充分消纳场景，是双碳目标下的绝佳选择。借助西北地区光伏风电资源和 产业集群优势，将光伏风电制氢用于化工原料或燃料，打通“风光制氢+化工”生态链，解决弃电严重问题，同时带动下游化工产业。当光伏发电制氢电价控制在0.25元/kWh以 下时，制氢成本与化石能源接近。“风光制氢+化工”整体盈利能力去看，项目模式有助于实现风光项目落地，整体经济较好。中石化、三峡能源、中煤等多家大型企业都在布 局万吨级/年以上绿氢与工业耦合示范项目。 4.工业绿氢应用提升相关设备需求。电解槽方面，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1400立方米/小时。据势银统计，2021年中国碱性电解水制氢设备的出货量约350MW，质子交换膜电解水制氢设备的出货量约5MW。2022年 中国电解槽出货量在800MW左右，在2021年基础上实现翻番，2030年中国电解槽装机量预测将超100GW，全国可再生氢总需求达到770万吨/年。碱性电解槽投资成本将从2020年 的每千瓦2000元，降低至2030年的每千瓦1500元。制氢总成本有望下降至每公斤13元，在成本上充分具备与化石能源制氢竞争的能力。储氢罐方面，适应氢能的大规模储存、 降低设备制造成本的大容量高压储氢装备逐步研发成熟，有助于推动储氢成本大幅下降。 5.投资建议：政策支持绿氢绿电与工业耦合。在西北地区，风光资源丰富，面临消纳问题；化工用氢千万吨级，绿氢替代潜力巨大。目前内蒙古自治区、甘肃省、宁夏回族自 治区和四川省成都市都在相应的政策中明确了2025年可再生能源制氢产量，合计年产量约80万吨。在经济性方面，制氢成本与化石能源接近。“风光制氢+化工”整体盈利能力 去看，项目模式有助于实现风光项目落地，整体经济较好。多家大型企业都在布局万吨级以上绿氢与工业耦合示范项目。灰氢可替代规模约3000万吨，到2030年，全国可再生 氢总需求达到770万吨/年，潜力巨大。工业绿氢应用提升相关设备需求。建议关注电解槽和储氢罐的相关公司。 6.风险提示：政策实施不及预期；氢能价格难以大幅下降；相关设备技术发展不及预期；电解槽行业竞争激烈 。 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 政策支持绿氢绿电与工业耦合01 绿氢和工业分布决定工业绿氢先行02 绿氢与工业耦合示范项目及经济性03 工业绿氢应用提升相关设备需求04 目录 投资建议及风险提示03 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 1.政策支持绿氢绿电与工业耦合 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 政策支持绿氢绿电与工业耦合 国家层面政策：绿氢可以助力交通、化工、钢铁、石化等多领域深度脱碳，2022年3月国家发改委发布的《氢能产业发展中长期规划 (2021-2035年)》提到氢能正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一，氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿 色低碳转型的重要载体，是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向，规划明确提到2025年可再生能源制氢量达到10-20万吨/年。工信部 等三部委印发《工业领域碳达峰实施方案》，鼓励有条件的地区利用可再生能源制氢，优化煤化工、合成氨、甲醇等原料结构。《“十四 五”可再生能源发展规划》《关于“十四五”推动石化工行业高质量发展的指导意见》等政策提出绿氢与化工耦合。 5 国家层面氢能相关的主要政策 时间 政策 主要内容 2022年8月 《工业领域碳达峰实施方案》 鼓励有条件的地区利用可再生能源制氢，优化煤化工、合成氨、甲醇等原料结构。支持发展生物质化工，推动石化原料多元化。 2022年3月 《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》 氢能正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一，氢能是未来国家能源体系的重要组成部分， 是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向，规划明 确提到2025年可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，2035年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。 2021年12月 《“十四五”工业绿色发展规划》 指出加快氢能技术创新和基础设施建设，推动氢能多元利用 2021年11月 《关于加强产融合作推动工业绿色发展的指导意见》 引导企业加大可再生能源使用、推动电能、氧能、生物质能替代化石燃料；加快充电桩、换电站、加氢站等基础设施建设运营 2021年11月 《关于深入打好污染防治攻坚战的意见》 明确提到推动氢燃料电池汽车示范应用，有序推广清洁能源汽车 2021年10月 《2030年前碳达峰行动方案的通知》 从应用领域、化工原料、交通、人才建设等多个方面支持氢能发展 2021年10月 《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》 筹推进氢能“制储输用“全链条发展；推进可再生能源制氢等低碳前沿技术攻关；加强氢能生产储存、应用关键技术研发、示范和规模化应用 2021年8月 《对十三届全国人大四次会议第5736号建议的答复》 将积极配合相关部门制定氢能发展战略，研究推动将氢气内燃机纳入其中予以支持 2021年3月 《中华人民共和国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（草案）》 在氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划，谋划布局一批未来产业 2021年2月 《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》提升可再生能源利用比例，大力推动风电、光伏发电发展，因地制宜发展水能、地热能、海洋能、氢能、生物质能、光热发电 2020年11月 《新中国的中国能源发展规划（2021-2035）》 加速发展绿氢制取、储运和应用等氢能产业技术装备，促进氢能燃料电池技术链、氢燃料电池汽车产业链发展 2020年6月 《中华人民共和国能源法》 正式将氢能列入能源范畴，2020年成为氢能发展元年 2019年3月 《政府工作报告》 首次写进《政府工作报告》，推动充电、加氢等设施建设 资料来源：政府官网，国信证券经济研究所整理 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 6 各地出台的氢能产业政策 区域 政策名称 京津冀 《北京市氢燃料电池汽车产业发展规划》《北京市“十四五”时期能源发展规划》 《天津市氢能产业发展行动方案（2020-2022年）》 《河北省氢能源产业中长期发展规划》 长三角 《上海市燃料电池车发展规划》《上海市氢能产业发展中长期规划（2022—2035年）》 《江苏省氢燃料电池汽车产业发展行动规划》 《浙江省加快培育氢能产业发展的指导意见》 安徽《六安氢能产业发展规划（2020-2025）》《铜陵市氢能与燃料电池产业发展规划》《安徽省“十四五”汽车产业高质量发展规划》 珠三角 《关于粤港澳大湾区氢能产业先行先试力争上升为国家战略的提案》《广州市氢能产业发展规划（2019-2030年）》《佛山市南海区氢能产业发展规划(2020-2035年)》《茂名市氢能产业发展规划》《广东省加快建设燃料电池汽车示范城市群行动计划（2021-2025年）》 其他 《山东省氢能产业中长期发展规划（2020-2030年）》《关于加快胶东经济圈一体化发展的指导意见》《潍坊市氢能产业发展三年行动计划(2019-2021年)》 《山西省氢能源产业中长期发展规划》 《内蒙古自治区氢能源产业中长期发展规划》《关于促进氢能产业高质量发展的意见》 《吉林省氢能源产业中长期发展规划》 《重庆市氢燃料电池汽车产业发展指导意见》 《武汉氢能产业发展规划方案》 《四川新能源与智能汽车产业2020年度工作要点》《成都市氢能产业发展规划（2019-2023年）》 《江西省新能源产业高质量跨越式发展行动方案》 《河南省氢燃料电池汽车产业发展行动方案》《河南省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划》 《宁夏氢能产业发展指导意见》《关于支持氢能产业发展的意见》 资料来源：政府官网，国信证券经济研究所整理 政策支持绿氢绿电与工业耦合 地方政策：京津冀、长三角、珠三角以及西北地区等都出台了氢能产业发展的政策。 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 西部地区的政策侧重于绿氢在工业领域的应用 ➢ 据势银统计，目前内蒙古自治区、甘肃省、宁夏回族自治区和四川省成都市都在相应的政策中明确了2025年可再生能 源制氢产量，合计年产量约80万吨。这超过了国家发改委在国家氢能规划中提及的2025年可再生能源制氢年产量目标， 也体现出了中国可再生能源制氢的巨大潜力。 ➢ 由于不同产业存在地域性分布的差异，各省市对可再生能源制氢的应用规划也存在显著的差异。东部地区，例如上海 和广东等，对于可再生能源制氢在交通领域，尤其是制氢加氢一体站的应用更为关注。西部地区的政策更加侧重于强 调可再生能源制氢在工业领域的应用。在内蒙古、宁夏等地区，既拥有大量的可再生能源，也汇聚了大量的高碳排放 企业，例如炼化企业、化工企业和钢铁企业等，电解水制氢技术的应用为这些高碳排放企业提供了低碳解决方案。 氢能生产区域分布（万吨） 资料来源：势银，国信证券经济研究所整理 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 ➢ 2025年，内蒙古绿氢制备能力超过50万吨/年:《关于促进氢能产业高质量发展的意见》，到2025年前，开展“风光储+ 氢”“源网荷储+氢”等绿氢制备示范项目15个以上，绿氢制备能力超过50万吨/年；鼓励工业副产氢回收利用，工业副 产氢利用超过100万吨/年，基本实现应用尽用；探索绿氢在化工、冶金、分布式发电、热电联供等领域的示范应用，打 造10个以上示范项目；培育或引进50家以上包括15-20家装备制造核心企业在内的氢能产业链相关企业，电解槽、储氢 瓶、燃料电池等装备的关键材料及部件制造取得技术突破。 ➢ 《鄂尔多斯市“十四五”能源综合发展规划》和《鄂尔多斯市氢能产业发展规划》（2022年6月），提出在2025年底前 形成40万吨/年的绿氢供应，在2030年底前达到100万吨/年的绿氢制造规模。2025年，整个内蒙古的绿氢产能规划目标 是48万吨，鄂尔多斯相当于是整个内蒙古的80%。规划分三个阶段进行，每个阶段在氢源、制氢装备、应用场景等方面 做了详细的布局。在推动可再生氢在煤化工行业的规模化应用方面，做了适应鄂尔多斯当地产业特色的安排，具体包括 可再生氢＋煤化工生产烯烃、天然气、油品及化工品，以及可再生氢＋二氧化碳生产甲醇及下游产品等。对氢能产业 的规划提出了5年建设28个氢能项目、投资1584.47亿元。 ➢ 7月27日，内蒙古自治区能源局开展2022年风光制氢一体化示范项目申报工作，示范内容包括以绿色低碳转型为牵引， 推进氢能在工业、交通、发电等领域的多元应用，开展风光制氢一体化示范。示范项目分为并网型和离网型。根据用气 场景、氢气消纳协议确定制氢负荷，将氢能消纳协议等作为申报文件的附件。离网型示范项目，按照制氢所需电量确定 新能源规模，新能源综合利用率不低于90%。并网型示范项目按照制氢用电量1.2倍测算新能源规模。示范项目需配置 电储能，不低于新能源规模的15%、4小时。储氢设施容量大于4小时制氢能力的，可根据需要相应降低电储能配置要求。 西部地区的政策侧重于绿氢在工业领域的应用 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 ➢ 《宁夏回族自治区氢能产业发展规划（征求意见稿）》， 依托宁夏作为我国重要的能源化工基地和新综合示范区， 宁夏氢能应用场景丰富绿氢耦合煤化工、燃料电池汽车天 然气掺储能热联供等重点应用场景在宁夏可全部实现。同 时，氯碱、焦化等行业副产氢资源丰富且成本低廉具备规 模利用的条件。加强与各类创新主体合作，集中突破氢能 产业技术瓶颈，有序开展创新与应用示范重点推动可再生 能源制氢与煤化工耦合，积极拓展氢能在交通、储发电等 领域应用场景建设一批试点示范项目，逐步建立完整的产 业体系。到2025年，稳步推动氢能在耦合煤化工的应用示 范，可再生替代制氢比例显著提升。实现宁东基地规模化 可再生能源制氢示范工程、绿耦合煤，打造国家生能源制 氢耦合煤化工示范区、西部绿产业基地和宁夏先行。石嘴 山市积极开发焦化和氯碱工业副产氢，重点实施氢能—冶 金—化工耦合应用项目。吴忠市通过可再生能源制氢合成 氨，组建氢氨产业联盟，打造“中国氢氨谷”。 专栏2 氢能生产重点项目 可再生能源制氢项目：建设宝丰能源200万千瓦光伏+10万标立方米/小时太阳能电 解制氢储能及应用示范项目，国能宁煤30万千瓦光伏+2万标立方米/小时绿氢耦合 煤制油化工示范一期项目，国能（宁夏宁东）绿氢公司12万千瓦光伏+2万标立方 米/小时宁东可再生氢碳减排示范项目，中石化新星新源公司77.5万千瓦光伏+7.2 万标立方米/小时可再生能源制氢一体化示范项目，鲲鹏清洁能源公司20万千瓦光 伏+2万标立方米/小时光伏制氢节能降碳示范项目，宁东新能源发展公司50万千瓦 光伏+5万标立方米/小时可再生能源制氢示范项目、百中绿电20万千瓦光伏+2万标 立方米/小时可再生能源制氢示范项目、中广核3.6万千瓦光伏+2400标立方米/小时 宁东清洁能源制氢项目，国电投铝电4.2万千瓦光伏+2000标立方米/小时宁东可再 生能源制氢示范项目、京能宁东发电0.5万千瓦分布式光伏+200标立方米/小时质子 交换膜法氢能制储加一体化示范项目。积极推进国能宁煤绿氢耦合煤制油化工示 范二期项目、和宁化学可再生能源制氢耦合煤化工示范项目等。 专栏4 氢能应用重点项目 1.绿氢耦合煤化工示范工程：实施国家能源集团、宝丰能源集团、中石化长城能化 （宁夏）公司、和宁化学、鲲鹏清洁能源公司等重点企业绿氢耦合煤化工示范工 程。 宁夏氢能重点项目 资料来源：《宁夏回族自治区氢能产业发展规划（征求意见稿）》，国信证券经济研究所整理 专栏1 氢能技术创新重点项目 国家能源集团国华能源投资公司质子交换膜电解水制氢测试诊断技术与设备研发 项目及国家级可再生能源电解水制氢技术试验基地，国华（宁夏）新能源有限公 司可再生能源交直流耦合制氢系统研发及绿氢制储运一体化数字运维平台项目， 宁夏宁东恒瑞燃气有限公司天然气管道掺氢降碳工程化示范项目，北京海望氢能 科技公司、宁东科创投资公司有机液体储氢中试项目。 西部地区的政策侧重于绿氢在工业领域的应用 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 ➢ 甘肃《酒泉市“十四五”能源发展规划》，其中氢能方面提到： • 产业布局氢能——利用“一带一路”通道优势，围绕“酒嘉双城经济圈”建设的战略部署，按照省上“一个走廊，两 个示范区，两个基地”发展要求，以各县（市、区）资源禀赋及现有氢能相关产业为基础，重点打造“一区、一园、 一中心、三基地”的氢能产业布局，确保氢能产业可持续发展。三个绿氢生产及综合利用基地：充分发挥酒泉市可再 生能源资源优势，打造玉门、瓜州、金塔、绿氢生产基地，发展下游化工、交通、储能等领域综合利用基地。 • 重点任务加快布局绿色氢能发展。重点依托玉门、瓜州、金塔等县（市、区）现有的工业园区和产业基础，布局建设 玉门5万吨/年、瓜州3万吨/年、金塔2万吨/年以上的绿氢制储基地，在新能源制氢、储氢、运输、加注、应用、氢能 装备制造等领域延链补链，引进合成氨、尿素、甲醇等下游项目，带动氢能全产业链发展。依托我市及周边化工、钢 铁、化肥、玻璃、甲醇生产等已有的产业基础和化工企业用氢需要，探索天然气掺氢、氢燃料锅炉、氢气电网调峰等 领域，拓展氢能应用场景。积极推进宝丰多晶硅上下游协同项目电解水制氢站、陕煤集团源网荷储一体化项目电解水 制氢站等项目建设，着力打造零碳制氢与可再生能源发电协同互补发展的新模式，构建集中式和分布式可再生能源制 氢并举的氢能源供应体系。 西部地区的政策侧重于绿氢在工业领域的应用 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 ➢ 新疆维吾尔自治区人民政府出台《新疆维吾尔自治区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》 （下称“《纲要》”）。《纲要》中涉及氢能的内容如下: • 推进风光水储一体化清洁能源发电示范工程，开展智能光伏、风电制氢试点，促进可再生能源规模稳定增长。 • 发展壮大新能源产业，加强风电关键设备及零部件研发和生产，有序发展分布式光伏发电。推进风能、光伏发电进行 电解水制氢。 • 新疆是我国五大综合能源基地之一，承担着保障国家能源供应安全的战略任务。其地域广阔，煤炭、油气、风、光等 能源资源丰富，每年有大量的风光电能源无法消化，而解决这一问题的最好办法是将富余的可再生能源用于制氢，利 用氢能就地消纳。2021年，国家能源局对《关于在新疆支持和促进氢能源产业发展》的提案进行回复，将鼓励新疆维 吾尔自治区政府加快氢能产业发展政策研究，引导自治区能源企业调整和充实氢能产业发展路线；研究规划氢能产业 发展，在天山北坡经济带能源产业聚集区等，利用富余电力开展氢能和储能网络示范；推进氢能产业试点项目建设， 打造氢能产业聚集示范区，推进风电制氢试点示范工程建设。 西部地区的政策侧重于绿氢在工业领域的应用 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 2.绿氢和工业分布决定工业绿氢先行 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 ➢ 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。绿能来自于绿电，从能源效率的角度来说，优先使 用电力，电力解决不了的问题再制氢，能源载体、低碳原料是氢能工业领域的核心用途。 ➢ 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： ➢ 角度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。 ➢ 角度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。 ➢ 角度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。 氢能在能源转型中的角色 6 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 ➢ 区域分布：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。 ➢ 生产来源: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。 存量氢能分布在西北和华北，以灰氢为主 氢能生产区域分布（万吨） 资料来源：清华大学，国信证券经济研究所整理 氢气来源分类 资料来源：清华大学，国信证券经济研究所整理 8 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 ➢ 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%。 ➢ 新建工业项目配绿氢、存量项目进行绿氢置换逐渐成为发展趋势。 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。 氢气来源现以灰氢为主，基本全部用于工业领域 2020年我国氢气主要来源占比 资料来源：中国煤炭加工利用协会，国信证券经济研究所整理 2020年我国氢气主要消费途径占比 资料来源：中国煤炭加工利用协会，国信证券经济研究所整理 当前中国氢气生产和消费主要工艺 资料来源：石油和化学工业规划院，国信证券经济研究所整理 10 煤制氢 62% 天然气 制氢 19% 电解水 制氢 工业副产氢 18% 生产合成 氨用氢 37% 甲醇用氢 19% 炼油用氢 10% 直接燃烧 15% 其他 19% 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 2021年我国太阳能资源情况 资料来源：《2021年中国风能太阳能资源年景公报》，国信证券经济研究所整理 2021年风资源情况 资料来源：《2021年中国风能太阳能资源年景公报》，国信证券经济研究所整理 西部风光资源丰富，发展绿氢具有优势 在风能资源方面，2021年我国东北地区西部和东北 部、华北北部、内蒙古中东部、新疆北部和东部、 西北地区西北部、西藏大部、华东东南部沿海等地 等地高空70米风力发电机常用安装高度的风能资源 较好，有利于风力发电。 2021年，新疆、西藏、西北中部和西部、西南西 部、内蒙古中部和西部、华北西北部、华南东南 部、华东南部部分地区年水平面总辐照量超过 1400kWh/m，其中，西藏大部、四川西部、内蒙古 西部、青海西北部等地的局部地区年水平面总辐 照量超过1750kWh/m，太阳能资源最丰富 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 3.绿氢与工业耦合示范项目及经济性 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 相关企业的电解槽布局 资料来源：国际氢能网，国信证券经济研究所整理 18 绿氢成本接近煤制氢，光电氢化耦合整体项目具备经济性 ➢ 以化工企业作为氢能消纳场景，发挥上下游产业带动作用 借助西北地区光伏资源和产业集群优势，将光伏制氢用于化工原料或燃料，打通 “光伏制氢+化工”生态链，解决光伏弃电严重问题，同时带动下游化工产业。 以三峡能源鄂尔多斯纳日松项目“40万千瓦光伏制氢示范项目”为例。项目以 当地化工企业和矿区氢燃料电池重卡替代原有燃油重卡等作为氢能主要消纳场 景。规划建设容量40万千瓦，光伏场区总占地约12000亩，光伏项目发电量约 7.97亿度/年，按照不少于80%的发电量以“等电量交换”形式用于制氢，年产 氢量约1万吨，年产氧量约8.7万吨。项目实施对准格尔产业园上下游相关产业 起到带动作用。 ⚫ 光伏弃电严重，经济效益受损 尽管西北地区拥有丰富的光伏资源，但是存在严重弃光现象，大量光伏发电因为 消纳不足只能成为“垃圾电”，影响企业经济效益。而“光伏制氢+化工”生态 链，则可将额外的光伏电力用于制氢，实现光电的充分利用。 将光伏制氢站建设于西北地区的工业园区，为氢气消纳提供了充分场景。例如， 在煤化工生产线中，将一部分灰氢用绿氢（光伏制氢）替代，打通绿氢灰氢混 合生产线，减少污染和碳排放的同时，逐步实现经济效益。此外，还可在矿区 用氢燃料电池重卡替代原有的燃油重卡。 ⚫ 化工行业提供充分消纳场景，是双碳目标下的绝佳选择 ➢ 项目案例 企业 项目规划 隆基绿能 初期达到年产500MW，100台1000Nm3/h碱式电 解设备的能力，通过5-10年产能扩大到1万台。 2021年底初步形成了500MW的年产能交付能力， 预计到2022年底将达到年产1.5GW氢能装备能力 阳光能源 推出国内首款最大功率（250kW）的SEP50PEM 制氢电解槽；2021年7月与中国葛洲坝集团装备 工业有限公司签署了战略合作协议，在光伏制氢 等方面展开合作 晶科科技 晶科科技和康明斯（中国）将结合双方技术及产 品,开发光伏PEM电解槽各种应用场景下的制氢方 案,共同探索光伏制氢整体解决方案,并协同参与 “光伏+制氢”大型项目招投标 协鑫集团 通过低成本、规模化、高效率光伏制氢成为“绿 氢生产商与综合服务商”，计划到2025年建设 100座综合能源站，并达到绿氢年产能40万吨。 宝丰能源 太阳能电解制氢储能研究与示范项30×1000m3/h 电解水制氢工程投产，项目采用单台产能1000标 方/小时（考克利尔竞立）的国产最先进高效碱性 电解槽。预计年产氢气2.4亿标方。每年新增30- 40台电解槽 中国石化 于今年3月正式启动新疆库车光伏制氢项目可研编 制工作。该项目规划建设1000MW光伏发电，辅 以当地弃风、弃光等绿电资源，配套建设2万吨/ 年绿电制氢厂，项目建成后将成为全球最大的绿 氢生产项目。 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 100MW光伏发电直流系统造价 资料来源：国际氢能网，国信证券经济研究所整理 各类制氢技术成本比较 资料来源：国际氢能网，国信证券经济研究所整理 制氢方式 主要特征 不同原料成本下的制氢成本 煤制氢 投资成本高，但随着规模 增大，单位投资大幅下降 且原料便宜 煤价（元/吨） 500 600 700 800 900 制氢成本 3) 0.7 0.84 0.98 1.12 1.26 甲醇制氢 投资较低，适合2500Nm 3 以下制氢规模 甲醇价格（元/吨） 1625 2319 3014 3708 5097 制氢成本 （元/Nm3) 1.5 2 2.5 3 4 天然气制氢 单位投资成本低，在1000Nm3以上经济性较好 天然气价格 （元/Nm3） 1.82 2.65 3.49 4.32 5.99 制氢成本 （元/Nm3) 1.5 2 2.5 3 4 光伏制氢 当光伏制氢电价低于0.3元/KWh时，具备竞争力 电价（元/KWh） 0.24 0.34 0.44 0.54 0.74 制氢成本 （元/Nm3) 1.5 2 2.5 3 4 ◆光伏制氢经济性在西北已接近煤制氢 ➢ 基本原理：光伏电解水制氢技术是将太阳能发电和 电解水制氢组合成系统的技术，有两个步骤：①光 生电：利用光伏发电技术把光能转化为电能；②电 解水：利用电能制取氢气。 ➢ 光伏制氢经济性分析与比较：假设首年光伏利用小 时数为1700小时，装机容量100MW，建设期1年， 资本金投资比例20%，流动资金10元/kW，借款期 限10年，还本付息方式为等额本息，长期贷款利率 4.90%，折旧年限20年，残值率5%，维修费率 0.5%，人员数量5，人工年平均工资7万元，福利 费及其他70%，保险费率0.23%，材料费3元/kW， 其他费用10元/kW。同时，以1000Nm3/h水电解制 氢为例，总投资约1400万元，按照1Nm3氢气消耗 5kWh电能计算。当光伏发电制氢电价控制在0.25 元/KWh以下时，制氢成本与化石能源接近。 ➢ 西北丰富光伏资源为低成本制氢提供机遇：西北 地区日照资源丰富，在国家能源战略布局中占据 重要地位。数据显示，据统计，截至2021年6月， 西北地区累计光伏装机容量63.6GW，占全国光伏 装机总量的25%。 绿氢成本接近煤制氢，光电氢化耦合整体项目具备经济性 内部收益率为8%时不同造价下的预计电价 资料来源：国际氢能网，国信证券经济研究所整理 造价（亿元） 1.6 1.8 2 2.3 电价（元/KWh） 0.1895 0.211 0.233 0.266 设备设施 光伏组件 光伏支架 汇流箱 线缆 基础 合计 造价（万元） 17000 3000 500 500 2000 23000 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 氢能是连接煤基能源与新能源纽带的逻辑关系图 资料来源：中国知网，国信证券经济研究所整理 ➢ 引入“绿氢”的几个影响： 1.减少空分系统负荷，甚至取消空分，减少燃料煤消耗； 2.氢源由煤气化和绿氢，减少煤气化规模，降低原料煤消耗； 3.改变变换工艺； 4.由于减少水煤气变换、空分符合，将显著降低净化酸性气 体脱除环节装置负荷； 5.需要进一步示范，在验证技术可行的基础上，解决经济性 问题。 ➢ 氢能在传统煤基能源面对碳中和行动转型发展中可以起到 重要作用，它是架起煤基能源与新能源之间的桥梁。在双 碳目标下，应充分发挥煤炭资源富含碳的原料优势，将可 再生能源制氢与之结合，在相同产品产量的情况下，可大 幅降低煤炭消费总量，同时大幅减排由于水煤气变换过程 产生的大量高纯CO2，使得碳资源得到充分利用，可以实 现煤化工产业CO2低排放、甚至零排放，大幅削减碳税成 本，系统能量利用效率将得到全面提升。 氢能耦合煤制烯烃系统性能表 资料来源：中国知网，国信证券经济研究所整理；化工煤价格按照800元/吨，碳价格按照100元/吨 绿氢成本接近煤制氢，光电氢化耦合整体项目具备经济性 项目 1 2 3 4 5 原料煤替代量/% 10 20 30 40 49 煤炭总替代量(包括原料煤和燃料煤)(万t/年) 36.7 74.1 114.3 158.7 191.7 绿氢总量(光伏电解水制氢)/（万t/年) 4.2 7.7 11.2 14.7 17.7 绿氢占总合成气氢气比/% 16.7 30.8 44.9 59 71.3 光伏装机总量/GW(1500h) 1.5 2.8 4.1 5.4 6.5 电解水规模（万Nm3/h) 5.9 10.8 15.8 20.7 25.1 绿氧占空分制氧比/% 16 33.1 55.2 84.5 119.7 CO2总减排量（万吨/年) 106.8 192.7 285.5 388.7 464.5 CO2总减排比/% 15.6 28.2 41.7 56.8 67.9 原料煤CO2减排比/% 21 36.4 51.8 67.2 80.6 系统规模缩小带来的系统投资减少量（亿元） 5 9.8 15 20.7 35.5 光伏和水电解制氢带来的系统投资增加量（亿元） 66.9 118.4 165.1 206 236.3 系统投资净增加量（亿元） 61.9 108.6 150 185.3 200.8 减少煤炭和减排CO2碳税带来的成本减少 （亿元/年） 4.0 7.9 12.0 16.6 20.0 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 示范项目一：全球最大的绿氢项目（库车）：52台电解槽+10台球罐 2021年11月，中国石化在北京、乌鲁木齐、新疆库车三地举行云启动仪式，宣布我国首个万吨级光伏绿氢示范项目―― 中国石化新疆库车绿氢示范项目启动建设。 这个项目是国内首次规模化利用光伏发电直接制氢的项目，总投资近30亿元，主要包括光伏发电、输变电、电解水制氢、 储氢、输氢五大部分。项目将新建装机容量300兆瓦、年均发电量6.18亿千瓦时的光伏电站，年产能2万吨的电解水制氢 厂，储氢规模约21万标立方的储氢球罐，输氢能力每小时2.8万标立方的输氢管线及配套输变电等设施。 项目预计2023年6月建成投产，生产的绿氢将供应中国石化塔河炼化，替代现有天然气化石能源制氢。《库车绿氢示范项 目环境影响报告书》显示，以制氢厂作为测算范围，52台电解槽方案下，氢气单位总成本为12.95元（考虑碳交易）。以 项目投资税后财务内部收益率6.00%为基准，约氢气价格为18元/公斤（1.5元/立方米，不含增值税，不包括碳交易）。 储氢：10台1875立方米、2MPa球罐（沈阳安装），21万标立方的储氢能力。 电解槽：竞立、隆基、718所共分中石化10.71亿电解水设备订单（52台电解槽）。新疆库车绿氢示范项目将采招52台单 槽制氢能力1000Nm³/h的碱性电解槽，装置最大制氢能力52000Nm³/h(约240MW)，配套建设13组电解水气液分离设施和7组 氢气纯化设施。 绿氢绿电与工业耦合示范项目及经济性 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 示范项目二：鄂尔多斯市准格尔旗纳日松光伏制氢示范项目 2022年8月29日，三峡集团官微发布消息称，日前，三峡集团首个制氢项目——内蒙古自治区鄂尔多斯市准格尔旗纳日松光伏 制氢产业示范项目正式开工建设（利用昶旭煤矿、远兴矿和柳林沟矿等矿区的采煤塌陷区、采煤回填区建设光伏电站。项目包 括光伏电站及制氢厂两部分，其中光伏电站总装机规模为400兆瓦，年平均发电量为7.4亿千瓦时；制氢厂总装机规模为75兆瓦， 包括15台1000标方每小时的碱性电解槽及1台1000标方每小时的备用碱性电解槽，生产年利用小时数为8000小时，每年可生产 氢气约1万吨，副产氧气8.5万吨。项目总发电量的20%将直接输送至当地电网，剩余80%则全部用于电解水制氢，所产出的氢气 和氧气主要用于化工及交通领域。项目预计于年内实现电站并网及氢能产出。 杭氧压缩机成功中标三套大型高压氢气压缩机和一套大型撬装式高压氧气压缩机，实现了往复式压缩机在光伏示范领域首个项 目配套应用案例。 中车时代电气设计研发的5MWIGBT全控制氢电源系统成功中标。该项目为国内首个批量应用大功率IGBT电源技术的绿电制氢项 目，中车时代电气将为该项目提供大功率IGBT全控制氢电源系统。 储氢罐与电解槽还在招标过程中。 政策支持绿氢绿电与工业耦合示范 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 示范项目三：甘肃兰州“液态阳光”示范项目（中科院大化所“液态阳光”） “液态阳光”首套示范项目位于甘肃省兰州新区，总投资1.4亿，总占地约289亩，配套建设总功率为10MW的光伏发电，占地 259亩，为电解水制氢设备提供电力。“液态阳光”千吨级示范项目由太阳能光伏发电、电解水制氢和二氧化碳加氢合成甲醇 三个基本技术单元构成。2019年12月，70多台设备陆续制作完成进厂安装。2020年1月，“液态阳光”示范项目投料试车，进 料3个小时后生产出液体甲醇产品，经权威机构测评，甲醇有机物含量达到99.5%，这也标志着我国利用可再生能源制备液体燃 料迈出了工业化的第一步。为电能转化为化学