氫能與燃料電池產業前沿分析報告：氫能時代，點煤成金

報告綜述：

制氫技術多元化，因地制宜是關鍵。隨著燃料電池等氫能產業寫入國家 戰略，氫能開發受到市場關注。制氫是氫能產業鏈最前端環節，當前技術 路線多元化不存在單一最優模式，需要因地制宜。我國作為煤炭資源大國， 煤制氫是未來煤炭清潔利用的重要突破口。

儲氫、運氫是氫能利用發展的掣肘。當前，氫氣運輸瓶頸尚未完全突破、成本較高，且加氫站數量不足導致氫能利用發展滯后。我們對目前三大運 輸方式進行理論測算后認為，未來全國氫氣儲運基礎設施構建中，大規模 制氫企業與城市門站之間主要可以管道方式運輸;城市內部或區域之間中 短距離可以集裝管束(拖車)運輸，液氫槽罐車則能在 300 公里以上的遠 距離需求中發揮一定優勢。制氫環節未來沿海主要以化工副產制氫模式， 內陸則是煤制氫與可再生能源制氫并存。我國煤炭資源與能源消費地呈逆 向分布，考慮儲氫、運氫成本較高，資源地產氫且就近消納是可行方案。

煤制氫是我國傳統煤化工轉型的突破口。我國傳統煤化工煤制甲醇項目 產能利用率不足 60%，主要分布于內蒙古、山西等富煤地區，停產產能中 45%采用煤制甲醇工藝。這部分產能具有改造成專門制氫裝置的潛能，其 改造成本為新建項目的 65%。煤制氫相比天然氣制氫具有較好的成本競爭 力，價格約 0.9 元/立方米。考慮到未來對煤化工褐煤的利用可能，成本還 存在下降空間。根據我們敏感性測算，若改造比例達 10%，全國單醇裝置 可供給 124 萬輛燃料電池車;若煤化工消費占比提升1 個百分點，全國新 建煤制氫項目可供給 543 萬輛燃料電池車。

報告內容：

1、運輸是氫能利用的核心問題

1.1、制氫技術多元化，核心問題在運輸環節

氫能作為一種二次能源，具有綠色無污染、原料豐富、利用方式多樣的優勢。 經過工業領域數十年的發展，制氫工藝已經較為成熟。根據國際可再生能源 署測算，2017 年全球氫原料市場規模為 1150 億美元，預計 2022 年將達到 1550 億美元。

氫能源主產業鏈包括上游氫氣制備、中游氫氣運輸儲存、下游加氫站、氫燃 料電池及氫能源燃料電池應用等多個環節，由于技術、基礎設施不足等問題， 目前各環節存在一定的難點:

• 制備:資源地和消費地逆向分布，制氫成本因技術路線和資源稟賦差異 巨大;

• 儲存:關鍵材料、部件依賴進口，尚不具備產業化條件;

• 運輸:短期主要以氣態高壓、車載運輸方式為主，經濟性受到運距限制;

• 加注:加氫站缺乏統一審批規范，投資回收期長;

• 電堆:核心部件和材料國產化率較低。

2019 年氫能源首次寫入《政府工作報告》，政府工作任務中明確“將推動 充電、加氫等設施建設”。其實，自 2011 年以來有關部門已經從戰略、產 業結構、科技、財政等方面相繼發布了一系列政策，引導鼓勵氫燃料電池等 氫能產業發展。隨著氫能應用技術發展逐漸成熟，以及全球應對氣候變化壓 力持續增大，氫能產業關注度日益提升，氫能及燃料電池技術作為實現低碳 環保發展的重要創新技術，正在迎接一輪高速發展窗口。

制氫是氫能產業鏈的最前端環節，當前技術路線多元化不存在單一最優模式， 需要因地制宜選擇適合所在地資源稟賦、經濟條件等客觀環境的制氫手段。 制備氫氣的方法已較為成熟，從多種來源中都可以制備氫氣，每種技術的成 本及環保屬性都不相同，主要分為四種技術路線:工業尾氣副產氫、電解水 制氫、化工原料制氫、化石燃料制氫等。

利用化石燃料制氫是目前工業制氫的主要途徑。在石化、鋼鐵、焦化工業領 域，氫氣一般以副產品的形式出現，在循環經濟模式下被當做這些企業的重 要化工原料或燃料。

全球來看，目前主要的制氫原料 95%以上來源于傳統能源的化學重整(48% 來自天然氣重整、30%來自醇類重整，18%來自焦爐煤氣)，4%左右來源 于電解水。日本鹽水電解產能占所有制氫產能的 63%，此外產能占比較高的 還包括天然氣改制(8%)、乙烯制氫(7%)、焦爐煤氣制氫(6%)和甲醇 改質(6%)等。

1.2、氫氣屬于?類危險品，對運輸安全要求較高

氫氣在常溫常壓下為氣態，密度僅為 0.0899 千克/立方米。作為易燃氣體， 它屬于 ? 類危險品，與空氣混合能形成爆炸性混合物，遇熱即發生爆炸，因 此對運輸安全要求較高。

氫氣的儲運氫氣儲運技術可以分為高壓氣態、液態、有機載體(LOHC)及 固態儲氫運輸等四類。其中高壓氣態運輸由于技術實現簡單及成本低等特征， 應用最為廣泛，而液態運輸次之。有機載體與固態運輸處于試驗階段，成熟 度較低。

高壓氣態運輸

(1)集裝格:集裝格是采用鋼結構框架將 10-16 只容積 40L 單瓶集裝在一 起采用常規車輛進行運輸，鋼瓶壓強可以達到 15-20Mpa。由于鋼瓶自重較 大，運輸氫氣重量僅占鋼瓶重量的 0.067%，運輸效率低下，成本高。但集 裝格操作簡單，運輸方式靈活，適合于短距離、少量需求的供應。

(2)集裝管束(拖車):是將多只大容積無縫高壓鋼瓶通過瓶身兩端的支 撐板固定在框架中構成，采用大型拖車運輸。集國內主要生產商中集安瑞科 生產的集裝管束承受壓力 20Mpa，每次可裝載氫氣約 4000Nm3，重約 460k g。

(3)管道運輸:通過在地下埋設無縫鋼管系統進行氫氣輸送，管道內氫氣 壓力一般 4Mpa，輸送速度可達到 20m/s。管道運輸具有速度快、效率高的 優點，但初始投資較高。氫氣管道在美國及歐洲采用較多，我國則較為少見。

槽罐車液氫運輸

液氫運輸是將氫氣于零下 253 攝氏度低溫下轉化為液體形態，采用槽罐車進 行運輸。相對于高壓氣態運輸，液態氫具有更高的體積能量密度，因而運輸 效率大幅度提升。但氫氣液化能耗較高，相當于被液化氫氣熱值的 33%，同 時在運輸過程中具有極高的保溫要求以防止液氫沸騰，因而成本較高。

1.3、三種氫氣運輸方式成本測算及比較

集裝管束(拖車)、液氫槽罐車、管道氫氣是當前最主要、成熟的氫氣運輸 方式，為了分析其適合的使用場景及經濟性，我們分別對這三種運輸成本進 行梳理及測算。

(1)集裝管束(拖車)運輸

集裝管束(拖車)運輸成本主要包括:拖車折舊費、維護保養費、氫氣壓縮 耗電、人員工資及運輸油耗等。我們基于以下假設測算:拖車價格 100 萬/ 臺，分 10 年折舊，殘值為 0;每臺拖車需要 2 名司機，人均工資 15 萬/年; 載氣量 460kg，每百公里耗油 25 升(柴油價格按 6 元/升);速度 50km/小 時，兩端裝卸時間約 5 小時，年有效工作時 4500 小時，氫氣壓縮過程耗電 1kwh/kg(電費 0.6 元/度)。

(2)液氫槽罐車運輸

與集裝管束車(拖車)運輸方式相比，液氫槽罐車運輸成本增加了氫氣液化 成本及運輸途中液氫的沸騰損耗。我們基于以下假設測算:槽罐車價格 45 萬/輛，分 10 年折舊，殘值為 0;每次裝載液氫約 4300kg，運輸途中由于液 氫沸騰平均每小時損耗 0.01%，液化過程損耗 0.5%。液化過程耗電 11kwh/ kg，槽罐車充卸一次耗時 6.5 小時。

(3)管道氫氣運輸

管道氫氣運輸成本主要包括管道建設費用折舊與攤銷、直接運行維護費(材 料費、維修費、輸氣損耗、職工薪酬等)、管理費及氫氣壓縮成本等。參考 國內最近建成運營的氫氣輸送管道“濟源-洛陽”項目，我們基于以下假設測算:采用 φ508mm 管道，年輸送能力 10.04 萬噸，建設成本為 616 萬/公里，管 道使用壽命 20 年;運行期間維護成本及管理費用占建設成本的 8%;滿載輸 送過程中每年損耗為 1252 千克/公里。

通過比較我們可以發現:1.在滿負荷運營狀態下，管道運輸成本明顯優于集 裝管束(拖車)與液氫槽罐車運輸;2.在 300 公里運輸距離之內，集裝管束(拖車)運輸成本優于槽罐車，而運距超過300 公里之后，槽罐車運輸成本 開始低于集裝管束(拖車)。

集裝管束(拖車)與槽罐車單車運輸量有限，可以根據市場需求變化調整運 輸車數量規模以提高利用率。而管道運輸的經濟性必須以高負荷為前提，單 位運輸成本受運輸量影響顯著。

未來全國氫氣儲運基礎設施構建中，大規模制氫企業與城市門站之間主要可 以管道方式運輸;城市內部或區域之間中短距離以集裝管束(拖車)運輸為 主，液氫槽罐車則能在 300 公里以上的遠距離需求中發揮優勢。

1.4、考慮儲運成本，煤制氫或是內陸地區主要方式

我國工業氣體生產領域起步較晚，大多數煉油企業多自建氫氣制造廠滿足本 廠的氫氣需要，專門氫氣制造企業數量不多并且發展速度較慢，現有氫氣制 造業多分布于東部沿海地區。其中以廣東省、江蘇省、上海市、山東省、北 京市企業最為集中。

從出廠成本來看，煤制氫，氯堿、丙烷脫氫制丙烯和乙烷裂解制烯烴副產成 本遠低于天然氣、甲醇重整制氫和水電解制氫等路線。但由于煤制氫產能主 要集中在內蒙古、山西等地區，距離東部沿海等消費中心較遠，考慮到儲氫 和運氫后綜合成本，其與氯堿、丙烷脫氫和乙烷裂解制氫相比不占優勢。未 來制氫環節將呈現煤制氫、工業副產制氫、可再生能源制氫三大技術路線并 存格局。沿海走化工副產制氫模式，內陸則是煤制氫與可再生能源制氫并存。

我國煤炭資源與當前階段的制氫企業地域上呈逆向分布。煤炭資源地理分布 總格局西多東少、北富南貧。區域分布上，華北地區占 58%。其中山西、內 蒙古、陜西、新疆、貴州、寧夏等 6 省，資源總量占全國的 80%。山西、內 蒙古、陜西、新疆、貴州等五省煤炭探明儲量占全國比重達81%以上。

煤炭資源、煤化工產業集中于“三北”地區，但根據當前加氫站的布局規劃， 氫能需求主要集中在長三角、珠三角等相對發達地區。鑒于運輸成本在外部 供應加氫站成本結構中比重較大，必然面臨儲運問題。不同于已經具備大規 模管道運輸體系的天然氣，煤制氫現在主要用車輛運輸。車輛運輸的經濟運 輸半徑一般在 100 千米以內。超過這個距離后運輸成本變高，煤制氫的經濟 性將大幅下降。

我國是煤制氫應用最多國家之一，煤制氫的優勢主要表現在三個方面:

• 原料可獲得性。我國作為煤炭大國，煤炭在一次能源占比達 60%，資源 豐富且易得。

• 原料成本低。煤炭相比天然氣等能源具有明顯的價格優勢。天然氣制氫 成本約為 2 元/立方米，而煤炭制氫的成本在 0.8 元/立方米左右。

• 煤制氫技術成熟，可規模化生產。清潔煤化工過程第一步產生的就是氫 氣，煤制氫技術可以追溯到上世紀八九十年代。在此期間，神華、齊魯石化、 茂名石化等煤化工行業龍頭企業爭相布局，推動了我國煤制氫技術的發展， 一氧化碳轉換、氫氣分離提純、大規模空分等關鍵技術上實現了國產化。可 以說，我國煤制氫技術已較為成熟，可支持規模化應用，這是其他制氫路徑 不具備的優勢。

另一方面，不可否認煤炭作為傳統化石燃料在制氫過程中容易產生環保問題:

需要通過 CCS 技術處理、封存 CO2

煤制氫工藝外排二氧化碳約是天然氣制氫的 4 倍。我國在《聯合國氣候變化框架公約》的巴黎氣候大會上承諾到 2030 年單位 GDP 二氧化碳排放量比2 005 年下降 60%-65%，并在 2030 年前后化石能源消費的二氧化碳排放達到 峰值的目標。煤制氫過程排放 CO2，必須利用 CCS 技術才能實現減排。

需要進行脫硫處理

合成氣中的硫來源于氣化用煤，主要以 H2S 形式存在。氣化用煤中的硫約有 80%轉化成 H2S 進入煤氣，如果 H2S 進入燃料電池中，會引起燃料電池陰 極催化劑“中毒”，造成陰極催化劑不可逆轉的損傷，從而導致燃料電池性 能迅速顯著下降。為了防止重整催化劑的老化，需要安裝用于可以去除硫成 分的脫硫器。

2018 年由國家能源投資集團牽頭，同濟大學、中國一汽、重工鋼研等數十 家企業和科研機構共同發起的中國氫能聯盟在北京正式成立，聯盟成員單位 從發起的 20 家增加到 54 家。國能投作為中國氫能聯盟首屆理事長單位，煤 化工板塊年產超過400 萬噸氫氣，已具備供應 4000 萬輛燃料電池乘用車的 制氫能力，在制氫產業有著得天獨厚的優勢。集團正在加快布局從制氫到加 氫站的氫能利用全產業鏈，并參與氫燃料電池的研制與開發，正計劃在江蘇 如皋、陜西咸陽、內蒙古包頭等地投資建設氫能項目。

2、煤制氫是我國煤炭清潔利用的突破口

2.1、煤氣化、工業副產是目前國內最主要氫氣來源

我國煤炭資源儲量豐富，天然氣對外依存度高達30%，核能、可再生能源仍 處于發展當中。從資源稟賦及能源利用現狀等因素出發，煤炭氣化制氫、可 再生能源制氫前景廣闊。從能源安全、經濟發展穩定等現實角度考慮，煤制 氫是煤炭清潔利用問題的極佳突破口。

過去煤制氫一直活躍在化工領域，不被大眾所熟悉。前幾年由于環保要求提 高，油品質量升級步伐加快，煤制氫開始被煉油廠廣泛應用。而 2019 年以 來隨著燃料電池的火熱，煤制氫作為主要制氫路徑之一，也逐漸走進公眾的 視野。

2010 年至今，全國新建大型煉廠煤、石油焦制氫項目 6 套，煤制氫的總規 模約為 80.5 萬標準立方米/小時。煤/石油焦制氫仍然是中國煉廠制氫的主流 工藝路線，根據亞化咨詢《中國煤制氫年度報告2018》統計，2010 年至今， 全國新建大型煉廠煤/石油焦制氫項目 6 套，煤制氫的總規模約為 80.5 萬標 立米/小時。2017 年底全國擬在建 15 個煉化一體項目中，已確定采用煤制氫 的項目有 11 個，確定采用天然氣制氫的只有 1 個。

煤氣化是煤制氫首要環節，通過氣化將固體煤轉化為含有CO、氫氣、甲烷 等可燃氣體的合成氣，再進一步通過分離技術得到氫氣。目前廣泛應用的煤 氣化技術有固定床氣化、流化床氣化及氣流床氣化:

• 固定床氣化:固定床氣化技術是以蒸汽、氧氣為氣化劑，將固體燃料轉 化成煤氣的過程。代表性氣化爐主要是碎煤加壓氣化爐。碎煤加壓氣化 爐是國內操作最穩定、技術最成熟的煤氣化技術之一，具有煤種適應性 廣泛、合成氣中富含 CH4 、副產品多、氧耗低、單爐生產能力低、占 地面積大及廢水處理費用高的特點。

• 流化床氣化:流化床氣化最重要特點是氣化劑和固體燃料進入一個高溫 的顆粒流化床。代表性氣化爐為 U-GAS 氣化爐，具有氣化強度高、氣 化劑與燃料之間的傳熱傳質效率高及產品氣體熱值高的特點。

• 氣流床氣化:氣流床氣化使用極細的粉煤為原料，在氣化爐內細顆粒粉 煤分散懸浮于高速氣流中，按進料方式分為干法進料(干煤粉)及濕法 進料(水煤漿)兩種。干煤粉氣化代表性氣化爐為 Shell、WHG、SE- 東方爐，水煤漿氣化代表性氣化爐為 GE 氣化爐。氣流床氣化具有有效 氣成分高、單爐氣化能力高、氣化反應速度極快、廢水量少、處理簡單、 環境友好的特點。

從有效氣成分的對比可知，固定床及流化床氣化制氫的合成氣有效組分含量 較低，但兩者均含有甲烷，對于以制取甲烷為目標產品的項目較有利。氣流 床氣化技術合成氣有效成分較高，均能達到 75% 以上。氣流床技術是當前 先進的潔凈煤氣化技術，也是煤氣化技術發展的主流方向，中石化、國家能 源集團等國內能源巨頭的大型煤制氫項目也主要采用這一技術路線。

已建大型煉廠煤制氫裝置中，多采用水煤漿氣流床氣化技術。水煤漿氣化的 優勢在于:(1)原料適應性好，水煤漿氣化可以氣化煙煤、次煙煤和部分石 油焦;(2)制氫壓力高，與煉油氫氣需求壓力匹配性好;(3)產品匹配性 好，氣化合成氣中氫氣含量高;(4)單臺爐投資低，設置備爐可確保氣化 連續供氫。

2.2、傳統煤化工是潛在的煤制氫產能，可為改造基礎

煤制甲醇是傳統煤化工產業的重要組成部分。煤制氫作為煤制甲醇的前置環 節，其產生的氫氣被用于甲醇合成。當前存在較多的煤制甲醇停產產能，這 部分設備具有改造成專門制氫裝置的潛能。同時內蒙古等褐煤儲量豐富的地 區，可以充分發掘其成本優勢。

(1) 傳統煤化工及分布情況，可以成為改造的基礎 內蒙古是我國褐煤儲量、產量最豐富地區。褐煤是一種低階動力煤，它熱值低、煤質較差，不適宜長距離運輸。目前褐煤消費主要方式包括: 1)用作坑口電廠和工業鍋爐燃料，占總消費量 70%; 2)用作煤化工原料，生產深加工產品，占總消費量 10%; 3)用于民用市場，占總消費量 5-10%。

煤化工以褐煤為原料，經濟價值相對較高，但過去受褐煤開發利用技術限制， 煤化工并未發展成最大的褐煤消費行業。以褐煤為原料和燃料的煤化工項目 主要分布在內蒙古、東北三省及云南。其中內蒙古褐煤利用率較高的企業有呼倫貝爾金新化工、大唐化肥廠、東能化工、大唐克旗煤制氣等;東北地區 由于運距較遠，較少使用褐煤作為煤化工原料，如遼寧合成氨一般采用焦爐 煤氣作為原材料;云南主要為云南煤化工集團的褐煤合成氨和甲醇項目。

目前褐煤主要生產礦井及消費企業均集中在國有大型企業旗下，其中褐煤生 產礦井 70%以上屬于國有企業，而褐煤主要消費企業也基本為國有五大發電 集團。

• 神華集團:集團在蒙東地區獲取了豐富的褐煤資源，勝利一號露天礦神 寶能源公司、大雁公司、寶清公司、神華國能錫林郭勒公司獲得的探明資源 儲量超過 100 億，年產量達 8000 萬噸以上。

• 國電集團:集團下屬褐煤礦井主要位于內蒙古錫林郭勒盟和赤峰市，年 產褐煤近 3000 萬噸，褐煤煤質低硫、低灰，發熱量 2800-4800 大卡/千克。

• 國電投集團:集團所屬煤礦年產褐煤 6000 萬噸，礦井數量雖然不多， 但單礦產能較大。

• 華能集團:集團下屬褐煤礦井主要位于扎賁諾爾、伊敏河、寶日希勒礦 區及大雁礦區，年產量 4500 萬噸左右。

(2)煤化工改造的可能性，改造的技術路線

煤制氣是傳統煤化工領域的基礎環節，屬于煤化工技術領域的關鍵性共性技 術。產生物合成氣中氫氣占比較高，例如在焦爐煤氣制甲醇工藝中氫氣占比 高達 60%。

過去國內通過煤氣化生產的氫氣主要用作化工合成(如合成氨 、甲醇)原 料氣，而很少直接用煤為原料制氫。煤制甲醇設備通過一定改造即可成為專 門制氫設備:保留該套裝置的煤漿制備、氣化、灰水處理，變換、低溫甲醇 洗，硫回收，空分、空壓裝置中部分中控室，去除甲醇裝置和成品罐區的投 資，并增加變壓吸附(PSA)分離和凈化部分。

煤制甲醇是傳統煤化工最主要產業，目前國內甲醇生產工藝主要有煤制甲醇、 天然氣制甲醇、焦爐煤氣制甲醇三種。受我國“富煤貧油少氣”資源現狀制 約，煤制甲醇成為國內甲醇生產的主要方式，在三種煤化工制甲醇路線中， 煤制甲醇占比 75.2%。

根據工藝不同，甲醇裝置可分為單醇裝置與聯醇裝置，后者是甲醇、合成氨 聯產工藝。從改造難度及經濟性來講，單醇裝置更加適合，單醇煤制甲醇產 能 4011 萬噸，占比達 60%。

截至 2017 年末，我國甲醇總產能合計約 8167 萬噸，除長期停車裝置以外， 長期有效產能約 7644 萬噸，同期全國精甲醇產量 4529 萬噸，產能利用率 5 9.2%，行業存在產能過剩的情況。從統計的停產(連續兩年停產)甲醇生產 企業數據來看，煤制甲醇占比達 44.5%。煤炭制氫為產能過剩的煤制甲醇細 分行業帶來了新的需求。

根據測算 2018 年精甲醇產量 4707 萬噸，內蒙古、山東、寧夏、陜西、河 南、陜西、重慶、新疆、海南九省合計生產甲醇4001 萬噸，占全國總產量 的 85%。

(3)煤制氫投資成本及煤化工改造成本

煤制氫適用于大規模制氫，通常項目產能在5 萬 m3/h 以上，單位產能投資 額約 1.5 億 m3/h，其中固定資產占項目總投資的 80%以上。主要設備包括煤 氣化、凈化、空分、輔助裝置，投資產比分別為31%/35%/30%/4%。

• 荊門盈德氣體煤制氫項目:總投資 13 億元，設計規模為氫產量 5.3 萬 m3/h，作為荊門石化 1000 萬噸油品質量升級工程的配套工程，被列為湖北 省重點項目。

• 茂名石化項目:我國單產能力最大的煤制氫項目茂名石化20 萬 m3/h， 總投資 30 億元。項目采用美國通用能源公司水煤漿氣化工藝技術和德國魯 奇公司低溫甲醇洗工藝技術。

煤制甲醇裝置通過一定改造即可用于專門制氫——去除甲醇裝置和成品罐 區的投資，并增加變壓吸附(PSA)分離和凈化部分。以 25 萬噸煤制氫為 例，項目總投資 23.4 億元，其中凈化、空分裝置設備投資合計 12.3 億元， 加上安裝、建筑工程投資金額，改造總預算約 15 億，是新建項目投資的 65%。

2.3、改造、新建煤制氫項目可供燃料電池車的敏感性分 析

傳統煤制甲醇裝置經過改造可以成為專門制氫設備，同時部分煤炭資源豐富 地區也存在新建煤制氫項目可能。我們分別以存量單醇裝置項目改造比例、 煤化工消費提升率為變量，測算不同情形下可供燃料電池車的數量。

改造項目

從技術改造的角度來看，單醇裝置改造難度及成本最低。截至 2016 年末， 全國煤制甲醇單醇裝置總產能 4011 萬噸。我們以 2018 年各省甲醇產量為 基礎，基于以下假設測算:

• (1)各省甲醇產量占比等于單醇裝置產能產比;

• (2)60 萬噸/年煤制甲醇裝置配套 60000Nm3/h PSA 制氫裝置;

• (3)設 備利用率 5000 小時/年。(4)每輛燃料電池車每年消耗0.14 噸氫氣。

內蒙古、山東、寧夏、陜西、河南、山西合計單醇產能占比達74%， 改造 后理論上每年可以提供 148.8 億立方米氫氣。

由于設備改造比例具有不確定，改造力度取決于產業政策、盈利水平、環保 要求等諸多因素，我們通過敏感性分析來測算不同改造比例各地可供給燃料 電池車數量:若改造比例為 10%，全國單醇裝置可供給 124 萬輛燃料電池車; 若全部完成改造，可供給1242 萬輛燃料電池車。

新建項目

2017 年煤化工用煤 2.8 億噸，占煤炭總需求 7.2%。長期來看，隨著煤化工 產業發展，消費占比存在提升空間。煤制氫可以成為煤化工增長的方向之一。 截至 2018 年上半年，全國在產煤礦總產能約 35 億噸。山西、內蒙古、陜西、 河南、貴州合計產能 24.9 億噸，占全國總產能 71.5%。豐富的煤炭產能為 煤制氫新建項目提供了原料保障。

我們以煤化工消費提升比例為自變量，通過敏感性測算分析各地新建煤制氫 項目可供給燃料電池車數量，假設條件包括:(1)每噸甲醇消耗原料煤 2 噸;(2)60 萬噸/年煤制甲醇裝置配套 60000Nm3/h PSA 制氫裝置;(3) 設備利用率 5000 小時/年。(4)每輛燃料電池車每年消耗 0.14 噸氫氣。

若煤化工消費占比提升 1 個百分點，全國新建煤制氫項目可供給 543 萬輛燃 料電池車;若占比提升2.8 個百分點，可供給 1520 萬輛燃料電池車。

2.4、煤制氫的成本測算以及和天然氣制氫的比較

從國際經驗來看，煤炭、天然氣均可作為大規模、穩定的內地制氫來源。與 當前全球應用最廣的天然氣制氫相比，煤制氫更符合我國資源條件，我們從 經濟性角度對二者進行了比較。

制氫原料路線的選擇取決于原料資源的可獲得性、技術成熟度和原料經濟合 理。比較而言，天然氣制氫單位投資低，煤制氫產量高，價格低廉，成本優 勢顯著。在天然氣價格較高和政策管控的情況下，煤制氫經濟性好。

天然氣制氫主要流程包括常減壓蒸餾、催化裂化、催化重整和芳烴生產。甲 烷水蒸氣重整技術自 1926 年首次應用至今，經過近 80 多年的工藝改進， 是目前工業上天然氣制氫應用最廣的方法。

煤制氫涉及復雜的工藝過程。煤炭通過氣化、一氧化碳耐硫變換、酸性氣體 脫除、氫氣提純等關鍵環節，可以得到不同純度的氫氣。一般情況下煤氣化 需要氧氣，因此煤炭制氫還需要與之配套的空分系統。煤制氫的核心是煤氣 化技術。

天然氣制氫成本主要由天然氣、燃料氣和制造成本構成，其中天然氣價格占比73%，燃料氣占比 14%、制造及財務費占比 9%。

煤制氫成本主要由煤炭、氧氣、燃料動力能耗和制造成本構成，但原料占比 僅 37%遠小于天然氣比重。一般煤制氫氣采用部分氧化工藝，按照配套空氣 分離裝置氧氣成本測算，占氫氣生產的 26%。由于煤制氫氣投入大，制造及 財務費用也成為重要的成本影響因素，占比達23%。

以 9 萬 m3/h 獨立制氫裝置，對兩種工藝路線進行比較，假設條件如下:

(1)天然氣價格 2018 年沿江地區工業天然氣均價 3.25 元/立方米，以此作 為天然氣制氫原料價格測算基礎;2018 年秦皇島動力煤均價約 600 元/噸， 以此作為煤制氫原料價格測算基礎。

(2)氧氣外購成本 0.5 元/立方米，3.5MPa 蒸汽 100 元/噸，1.0MPa 蒸汽 7 0 元/立方米，新鮮水 4 元/立方米;電費 0.56 元/千瓦時。

(3)煤制氫采用水煤漿技術，建設投資 12 億元，天然氣制氫建設投資 6 億元。裝置 10 年折舊后殘值 5%;修理費 3%/年，財務費用按建設資金 70% 貸款，年利率 5%。

從制氫成本敏感性圖可以看出，天然氣路線的制氫成本受天然氣價格影響較 大，天然氣價格每上漲 0.5 元/立方米，制氫成本提升約 0.2 元/立方米。而煤 制氫路線的制氫成本受煤炭價格變化較小，煤炭價格每上升 100 元/噸，制 氫成本提升約 0.06 元/立方米。從原料價格的上漲趨勢看，煤炭的價格抗風 險能力也要優于天然氣。

在煤炭價格水平約 600 元/噸情形下，如果天然氣制氫要實現與煤制氫同樣 的生產成本，天然氣價格必須維持在 2.5 元/立方米左右。目前我國東部沿海 地區工業天然氣價格在 3-3.5 元/立方米，華南地區價格最高約4元/立方米。 煤制氫相比天然氣制氫具有較好的成本競爭力，在西北、西南等天然氣資源 充足地區企業可考慮選擇以天然氣為原料制氫。

天然氣制氫的特點在于流程短，投資低，運行穩定。煤制氫的特點在于流程 長，投資高，運行相對復雜，因煤炭價格相對較低，制氫成本低。當制氫規 模低于 5 萬 Nm3 /h 時，煤制氫的氫氣成本中固定資產折舊成本高，與天然 氣制氫相比沒有優勢。當制氫規模大于 5 萬 Nm3 /h，煤制氫成本中固定資 產折舊成本較低，其氫氣成本具有競爭能力。制氫規模越大，煤制氫路線的 成本優勢越明顯。

3、投資建議

當前氫氣運輸瓶頸尚未完全突破、成本較高，且加氫站數量不足導致氫能利 用發展滯后。我們對三大運輸方式進行理論測算后認為，未來全國氫氣儲運 基礎設施構建中，大規模制氫企業與城市門站之間主要可以管道運輸;城市 內部或區域之間中短距離可以集裝管束(拖車)運輸，液氫槽罐車則能在 300 公里以上的遠距離需求中發揮一定優勢。制氫環節上未來沿海主要以化工副 產制氫模式，內陸則是煤制氫與可再生能源制氫并存。我國煤炭資源與能源 消費地呈逆向分布，考慮儲氫、運氫成本較高，資源地產氫且就近消納是可 行方案。

未來我國制氫產業將呈現煤制氫、工業副產制氫、可再生能源制氫三大技術 路線并存格局。(1)沿海地區:沿海地區加氫站與煤炭資源呈逆向分布。 由于尚未建立完善的氫氣疏運系統，運輸成本是限制沿海地區煤制氫的主要 因素。氯堿、PDH和乙烷裂解等化工副產供氫是燃料電池車氫源的有效途徑。(2)非沿海地區:東北、華北、西北等“三北”地區光伏、風能等分布式 可再生資源豐富，過剩電力可用于電解制氫。以河北張家口為例，為了解決 棄風問題，地方政府大力發展風電制氫項目，計劃在 2020 年完成 21 座加氫 站建設項目。“三西”地區煤炭資源豐富，煤制氫潛力巨大。以山西為例，大同市已提出“氫能之都”的建設目標，2018 年雄韜氫能大同產業園項目 的開工，該項目將建成年產能 5 萬套的燃料電池發動機生產基地與年產能 5 萬套的燃料電池電堆生產基地，年產值超過 200 億元。

整體產業的發展仍然是一個長期過程，短期推進應以試點方式，二級市場的 投資機會也多以主題性為主。建議關注具有煤氣化資源優勢，積極布局加氫 站、燃料電池整車制造的美錦能源。此外建議關注在制氫領域積極布局的神 華集團、兗礦集團等大型煤炭企業，其上市平臺分別是中國神華、兗州煤業。

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（報告來源：光大證券；分析師：殷中樞、王威）

編輯：沃巴查芒