燃料电池之氢来源专题：短期化工副产氢，长期电解水制氢

一、燃料电池方兴未艾，基础设施系重中之重

氢燃料电池的性能、环保优势突出，已达到产业化标准，在政策扶持下市场空间广阔。环保方面，氢燃料电池具备零排放、零污染的特性，有望掀起新一轮的能源革命。性能方面，氢燃料电池汽车与电动汽车相比具备明显优势，直击电动车续航里程短、充电速度慢的痛点。燃料电池汽车的续航里程可达500公里以上，远胜一般的电动汽车，并且氢燃料汽车的氢燃料加注速度快，无惧电动车充电速度缓慢的问题。政策方面，我国的中长期发展愿景是“2030年实现百万辆氢燃料电池汽车上路行驶，2050年与纯电动汽车共同实现汽车零排放”，市场空间广阔。

完善燃料电池产业链中的基础设施为重中之重，制氢工艺系关键一环。燃料电池产业链可分为上游的氢能(包括制备、运输、储备、加氢等)、中游的燃料电池(包括电堆、装配件、加湿器等)、以及下游的应用(商用车、乘用车等)。产业链的关键技术在于高纯度氢气的制取、氢燃料的运输与配送、燃料电池技术等。基础设施薄弱是限制我国燃料电池发展的主要原因，今年氢能首次被写入《政府工作报告》，提出“推进充电、加氢等设施建设”，完善燃料电池基础设施成为了“重头戏”。基础设施中，高纯度氢气的制备是降低燃料电池成本的关键一环，充足、稳定供应、价格低廉的高纯度氢气是加氢站实现经济性运营的必要条件，也是我国氢燃料电池产业发展的重要保证。

燃料电池氢气规格较高，国家标准于7 月起正式实施，对制氢工艺提出了更高要求。质子交换膜燃料电池凭借工艺相对简单、制造成本低、应用范围广、启动速度快等优势，成为目前燃料电池汽车的主流电池，其对燃料氢气的纯度和部分杂质含量提出了更高要求，相较“高纯氢”标准更为严苛。2018年12 月，依据《质子交换膜燃料电池汽车用燃料氢气》协会标准，国家市场监督管理总局和中国国家标准化管理委员会发布了燃料电池氢气的国家标准GB/T 37244-2018，对燃料氢气在总硫、总氯化物以及其他杂质的含量做了严格标准，该标准在今年7 月1 日起正式实施。

二、制氢路径:化工副产+电解水搭配有望成为最佳方案

中国现有工业氢气97%来自化石能源制氢，煤制氢是当前最为经济的制氢途经。根据草根调研以及市场反馈，我们认为，工业副产氢气回收以及煤基制氢将是行业发展初期高纯度氢气的主要来源，我国已有的工业副产氢气足以满足短期市场启动需求。考虑到化石资源重整制氢过程难以避免温室气体的排放，不利于我国低碳发展目标的实现，长期看，可再生能源制氢会占到主流，《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》预测“2050 年之后，70%氢气将来源于可再生能源”。

2.1 现有格局:我国煤制氢气占比最高，工业氢气产量全球领跑

人工制氢依赖化石资源，国内煤制氢占比较大。目前，全球人工制氢的主要原料以石油、天然气、煤炭等化石资源为主，相较其他的制氢工艺(如:电解水制氢、光解水制氢、微生物制氢等工艺)，化石资源制氢的工艺相对成熟、原料成本低廉，产量较高，但会排放大量温室气体，对环境造成负担。2017年，全球主要人工制氢原料的96%以上是化石资源，其中约48%为天然气，仅4% 左右来源于电解水。从国内的制氢原料结构看，煤炭是我国人工制氢的主要原料，占比高达为62%，符合我国“富煤但油气不足”的资源结构特点，天然气制氢的占比次之，约19%。

产量方面，我国工业氢气产量基本满足国内工业需求。我国是全球第一大产氢国，现有工业制氢产能2500 万吨/年。中国产业信息网数据显示，2017年我国工业氢气产量达到1915万吨，同比增长3.51%，增速保持稳定，国内工业氢气需求量约1910万吨，基本实现供需平衡。

2.2 化石资源/醇类制氢:成本低廉、工艺成熟，已大规模推广

化石资源/醇类制氢工艺成熟、成本低廉，具备较强的规模效应，是目前工业氢气的主要制取路径，但化石资源制氢过程中会排放大量二氧化碳、污染环境，与发展燃料电池、节能减排的理念相左，同时考虑到未来国内征收高额碳税的可能性，我们判断化石资源制氢难以成为燃料电池的主要氢气来源。

2.2.1 煤制氢

煤气化制氢的特点是流程长、投资高，运行相对复杂，同时原料相对便宜、带来成本优势。主要工艺流程为煤或煤焦与纯氧和蒸气反应得到以H2和CO 为主要组分的煤气，再经过煤气净化、CO变换以及H2提纯等生产过程获得一定纯度的氢气。煤制氢装置的期初投资额较高，需要大规模制氢，才能分摊折旧压力，规模越大，成本优势更明显。目前国内煤制氢装置规模通常在每小时几万标准立方米至十几万标准立方米，投资额在几亿至几十亿不等。煤制氢废水、废气、废渣排放量大，环保投入大，因此一般用于化工生产，将碳元素转移到化工产品从而减少碳排放;若单独生产氢气，每千克H2约产生19-29kg的CO2 ，按北京2018 年碳交易价50 元/吨考虑，氢气生产成本会增加1-1.5元/kg。此外，煤制氢气中含有的杂质较多，对于纯化装置要求较高，从而抬高了其生产总成本。

2.2.2 天然气制氢

天然气制氢的特点是流程短、投资低、技术相对成熟、运行稳定、环境友好，但原料成本较高，制氢成本受天然气价格的影响较大。主要工艺流程为:天然气与水蒸气重整制得以H2、CO、CO2为主要组分的合成气，再经过CO变换以及H2提纯生产过程获得一定纯度的氢气。天然气制氢是化石能源制氢中最环保的工艺路径，因此天然气制氢也是全球氢气的主要来源，但由于国内天然气资源相对匮乏且价格昂贵，大规模推广具备一定难度。碳排放角度看，通过天然气制氢工艺，每制得1kg 氢气，将排放10.86-12.49kg的二氧化碳，碳排放量远低于煤制氢工艺，若征收高额碳税，国内天然气制氢成本有望低于煤制氢成本。

2.2.3 甲醇制氢

甲醇制氢具备规模灵活、投资成本低、碳排放低、原料易得等优势。国内甲醇制氢主要采用甲醇水蒸气重整制氢工艺，即甲醇与水蒸气重整制得以H2、CO、CO2 为主要组分的合成气，再经过CO变换以及H2 提纯等生产过程获得一定纯度的氢气。甲醇制氢的投资成本低、生产规模灵活，同等规模的投资额约是煤制气的1/10，天然气制氢的1/3-1/2。甲醇制氢的碳排放主要在于甲醇生产过程中，如果不考虑甲醇生产过程的碳排放，甲醇制氢排放与天然气相当。甲醇作为大宗化工原料，有长期稳定的供货渠道，因此甲醇制氢在国内有庞大的用户群体。

2.3 工业副产制氢:废气利用空间广阔，产氢规模满足短中期需求

工业副产制制氢就是将富含氢气的工业尾气作为原料，主要采用变压吸附法(PSA 法)，回收提纯制氢。目前主要尾气来源有氯碱工业副产气、焦炉煤气、轻烃裂解副产气。与其他制氢方式相比，工业副产品制氢的最大优势在于几乎无需额外的资本投入和化石原料投入，所获氢气在成本和减排方面有显著优势。我们测算了工业副产氢气的潜在供应量，认为其理论产氢规模足以满足“2030 年百万辆燃料电池车上路行驶”的市场需求，是燃料电池发展初期和中期的最佳供氢解决方案之一。

2.3.1 氯碱副产制氢

氯碱副产制氢具备提纯难度小、杂质含量低、氢气得到有效利用等优势。氯碱厂以食盐水为原料，采用离子膜或石棉隔膜电解槽，生产出烧碱、氯气、以及副产品氢气。大部分氯碱厂采用物理吸附法PSA 法，将其副产品氢气提纯，可获得高纯度氢气，该工艺具备能耗低、投资少、自动化程度高、产品纯度高、无污染等优势。考虑副产氢气纯度在提纯前已高达99%以上，主要杂质是氧气、氮气、水蒸气，该工艺下高纯度氢气的生产成本只有1.3-1.5元/Nm3，与其他制备方法相比，成本、环保优势凸显。

产量上看，2018年国内烧碱产量达到3420 万吨，按每生产1 吨烧碱可副产280Nm3 氢气(25kg)测算，每年副产氢气85.5 万吨。目前国内氯碱厂对副产的氢气有两种利用方式，其一为与氯气反应制备盐酸或制备其它化工品，其二为燃烧释放热能(前期投资大)，目前高达30%以上的副产氢气被直接放空，形成资源浪费。若将被放空的副产氢气完全利用，理论上可实现25.56 万吨高纯度氢气的对外供应，可供应超过100万辆燃料电池车，足以满足国内燃料电池车短期和中期的用氢需求。

2.3.2 焦炉煤气制氢

我国是全球最大的焦炭生产国，2018年国内焦炭产量达到4.38 亿吨，占全球总产量的60%。焦炉煤气是炼焦过程的副产物，除含大量氢气(50%以上)、甲烷之外，其他组分相对复杂，随原料煤的不同有较大的差别。焦炉煤气变压吸附制氢工艺过程分为原料理缩、冷冻净化分离,变压吸附脱碳烃、脱硫压缩、变压吸附制氢和脱氧等五道工序，最终制取氢气的纯度超过99.99%。国内焦炉煤气制取氢气的理论空间最大，但是钢铁联合焦化企业自身循环利用系统通常较为完善，大部分焦化气已实现充分利用，实际可提纯并对外供应的供氢气量有限。

2.3.3 轻烃裂解制氢

轻烃裂解制氢主要有丙烷脱氢(PDH)和乙烷裂解两种路径。

乙烷裂解制乙烯装置主要集中在北美、中东和东南亚，2017年开始，中国企业发力乙烷制乙烯市场，陆续有多家企业宣布将引进美国低价的轻烃原料生产乙烯。国内乙烷裂解项目正加速落地，据不完全统计，至2022 年末，国内乙烯产能将达到858万吨，副产氢气55.34 万吨(1 吨乙烯副产64.5kg 氢气)，理论上可供应220 万辆燃料电池车。

PDH 装置副产的氢气纯度高，提纯难度小，且大部分产能靠近东部沿海地区，与下游燃料电池应用市场紧密贴合，具备广阔前景。截至2019年6 月末，国内共有10个PDH 项目投产，另有4 个在建，还有多家企业PDH 项目处于前期工作，其中有确切投产年份规划的有4个。预计到2023 年末，国内18 个PDH 项目丙烯总产能将达1035 万吨/年，副产氢气39 万吨/年，理论上可供应156 万辆燃料电池车。

2.4 电解水制氢:因地制宜消纳可再生能源弃电，前景广阔

水电解制氢具备工艺简单、无污染、氢气产品纯度高等优势，缺点在于成本高、耗电量大、暂不具备大规模推广应用的可能。电解水制氢是在阴极上发生还原反应析出氢气和阳极上发生氧化反应析出氧气的反应，工艺简单，完全自动化，操作方便。其氢气产品的纯度也极高，一般可以达到99-99.9%水平，且主要杂质为H2O 和O2 ，特别适合对CO等杂质含量要求极为严格的质子膜燃料电池。

成本端看，一般制得1标准立方米H2需要耗电4-5kWh、消耗纯水1升，水价格便宜，比重较大的是电能的消耗。利用清洁电力制氢有利于促进新能源弃电的消化，也可大幅降低制氢成本。我国可再生能源丰富，可再生能源的开发力度居世界前列，新能源新增及累计装机容量均排名世界第一，但新能源电力发电量受季节及气候影响波动较大，无法满足用电侧负荷的稳定性，因而弃风、弃光、弃水现象十分严重。2018 年全国平均弃风率为7%、弃光率为3%、弃水率为5%，弃风率最高的地区弃风率达23%，弃光较严重的地区弃光率达16%，清洁电力的消纳形势严峻。我们认为，因地制宜发展水电解制氢前景广阔，在弃电严重的地区，有望成为消纳清洁电力的解决方案。2018 年全国可再生能源弃电量约1,000亿千瓦时，若全部用于电解水制氢，理论上可转换为180 万吨氢气。

2.5 未来方向:化工副产氢气适合大规模推广，电解水前景广阔

我们从成本、规模、环保等三个维度对上述制氢工艺做了综合比较，结论是:短中期看，化工副产氢气最适合大规模推广，成为燃料电池的主要供氢来源，

将过往浪费的副产氢气充分利用，足以满足“2030 年百万辆燃料电池车上路行驶”的目标;但从长远看，化工副产氢气受限于主产品的产能限制，未来必然会遭遇产能瓶颈，而最环保的电解水制氢在实现技术突破后有望后来居上，成为长期供氢的主流来源。

成本:对于化石能源制氢和水电解制氢等工艺，原料费用或当地基础能源价格决定了氢气的生产成本;对于工业副产制氢工艺，副产氢气的价格和提纯装置的折旧直接决定了氢气的成本。根据相关文献和草根调研，我们测算出工业副产制氢的成本可控制在3.36-16.8元/kg，优于其他所有制氢工艺。

规模:规模角度看，国内工业氢气生产仍将以化石能源为主要原料，但在燃料电池产业重点发展的长三角、珠三角、环渤海等地区，工业副产制氢是更佳的解决方案，大规模的氯碱装置、PDH 装置、乙烷裂解装置为周边地区的氢气供应提供保障，理论制氢规模足以满足燃料电池汽车的短中期需求，也为电解水制氢的技术突破留足时间。工业副产氢气受限于主产品的产能，制氢规模存在天花板，长期必将遇到产能瓶颈。而水电解制氢的原料易得、节能环保，若未来技术突破带动成本大幅下降，预计届时将成为制氢的主流工艺。

环保:从温室气体减排的角度看，清洁能源电解水制氢是最环保的工艺路线，化工副产制氢次之，化石能源制氢的碳排放量最大。

三、相关标的

我们认为氯碱副产制氢和轻烃裂解制氢有望成为短期和中期的主流制氢路线，考虑到当前以气氢运输为主、存在经济半径，制氢企业需要结合自身区位的优势，与下游应用端进行匹配，相关标的:略。

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（报告来源：川财证券；分析师：白竣天）

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