（报告出品方/分析师：德邦证券倪正洋郭雪）
1.发展氢能成全球共识，可再生能源制氢任重道远
1.1氢能——未来能源变革的关键组成
氢能作为洁净能源利用是未来能源变革的重要组成部分。
随着工业化进程的加速，能源需求日益增长，由化石燃料为主体的能源结构带来CO2排放总量的快速上升。
全球各国面临资源枯竭，环境污染等问题，因此，“清洁、低碳、安全、高效”的能源变革是大势所趋。然而传统的可再生能源（如风能、太阳能、水电等）存在随机性大、波动性强等缺点，导致了弃水、弃风，弃光现象；而氢作为清洁的二次能源载体，可以高效转化为电能和热能。
利用可再生能源制氢，不仅可以解决一部分“弃风弃光”问题，还可为燃料电池提供氢源，为工业领域提供绿色燃料，或将实现由化石能源到可再生能源的过渡，可以说氢能或是未来能源革命的颠覆性方向。
氢气需求量大，应用领域广泛。
根据中国氢能联盟预测，在年碳中和目标下，到年，我国氢气的年需求量将达到万吨，在终端能源消费中占比约为5%。
到年，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中的占比约为20%，可再生能源制氢产量约为1亿吨。
氢能既可以用作燃料电池发电，应用于汽车、火车、船舶和航空等领域，也可以单独作为燃料气体或化工原料进入生产，同时还可以在天然气管道中掺氢燃烧，应用于建筑供暖等。
其中，年用氢需求中，工业领域用氢依旧占全国氢能源应用领域的主导地位，约为万吨，占氢总需求量60％；交通运输领域用氢约为万吨，占总需求的31％；建筑领域和电力领域用氢相对较少，总占比约为9％。
1.2世界各国积极制定氢能战略，可再生能源制氢成发展重要方向
世界主要国家积极发展氢能推动技术进步、实现深度脱碳。
国际氢能委员报告显示，自年2月以来，全球范围内启动了个大型氢能开发项目。预计到年，全球氢能领域投资总额将达到亿美元。世界能源理事会预计，到年氢能在全球终端能源消费量中的占比可高达25%。
从全球范围看，日本、韩国、德国、美国等超过20个国家和地区都已制定国家氢能发展战略，积极培育氢能及燃料电池技术攻关和产业发展。
根据万燕鸣等发表的《全球主要国家氢能发展战略分析》对主要国家氢能*策的梳理：日本于年发布《第六次能源基本计划》，将氢作为实现能源安全、应对气候变化和碳中和目标的主要动力，计划将氢能打造为具有国际竞争力的新兴产业；德国发展氢能的最初目的是深度脱碳，受俄乌冲突影响，或将加快氢能战略部署；美国颁布《基础设施投资和就业法案》等一系列*策，美国*府将投入95亿美元用于加快区域氢能中心建设以及氢能全产业链示范及研发，持续推动氢能技术进步。
根据LBST预计，至年制定氢能战略的国家所代表的GDP之和将超过全球总量的80%。
可再生能源制氢成为世界各国的发展方向。
根据万燕鸣等发表的《全球主要国家氢能发展战略分析》，各国均将洁净氢能视作清洁能源转型与碳中和的重要路径，主要有两条技术路线：化石燃料制氢耦合CCS/CCUS技术和可再生能源电解水制氢技术。
各国在实现制氢减排的具体路径上存在差异：到年左右，以实现深度脱碳为主要驱动力的欧洲国家普遍确立可再生能源制氢的优势地位；而以实现能源安全为主要驱动力的日本，国内居民端氢能应用体系仍将基于现有化石能源基础设施部署，韩国也计划逐步由天然气制氢过渡为可再生能源制氢；而美国和澳大利亚，根据本国技术能力和氢能战略目标的不同，分别采取技术中立与可再生氢优先的战略。
到年左右，几乎所有国家都将可再生能源制氢作为主导的制氢方式，欧洲甚至将可再生能源制氢作为唯一的氢源选择。
1.3中国可再生能源制氢技术处于大规模应用推广阶段
可再生能源制氢成我国制氢主要发展方向。
《氢能产业发展中长期规划（-年）》将清洁低碳作为氢能发展的基本原则，提出构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，将发展重点放在可再生能源制氢，并提出严格控制化石能源制氢。可再生能源制氢结合氢燃料电池，可以调节电网负荷和储能，能够大幅提高可再生能源发电并网比例，减少弃水、弃风、弃光。
国内的可再生能源制氢项目正如火如荼地建设中。
据《中国电解水制氢产业蓝皮书》，中国已有超过百个在建和规划中的电解水制氢项目，涵盖了石油、化工、钢铁和交通等多个领域。
在年之前，大型电解水制氢设备在大工业领域几乎没有涉及；年以后，双碳目标的提出极大推动了电解水制氢项日在工业领域的应用。
近两年以来，中国能建、国家电网、三峡集团、北京能源、深圳能源等央企、国企纷纷布局绿氢项目。
中国能建投资建设的兰州新区建设的氢能产业园项目（一期）已开工，投资额达30亿元，未来可具备年产2万吨制氢能力和10万标方储氢能力；北京能源在锡林郭勒盟多伦县投建的风光储氢制绿氨项目，建成后预计每日可利用电解水制氢吨。
2.我国氢源短期仍以化石燃料制氢及工业副产氢为主
2.1氢气的分类
目前根据制取方式和碳排放量的不同将氢能按颜色主要分为灰氢、蓝氢和绿氢三种。
氢能的制备主要路线主要有三条：
（1）以化石燃料（包括煤炭、天然气等）为原料制氢以及工业副产制氢，这类制备方式是目前技术最成熟的制氢路线，但存在制取过程中会产生碳排放的问题，因此制取的氢气被称为“灰氢”；
（2）另外的一种常见的制取方法为在灰氢制取的过程中辅以碳捕捉技术所得到的“蓝氢”，这种制氢方法可有效减少制氢过程中的碳排放，但仍无法完全解决碳排放问题；
（3）最后一种制氢的常见路线是采用电解水制备得到的“绿氢”，以这种方法制氢不会产生任何碳排放，但目前绿氢制取的技术不如化石燃料制氢成熟，绿氢成本较高。
绿氢占比低，化石能源制氢为当前主流。
截至年12月，中国已是世界上最大的制氢国，初步评估现有工业制氢产能为万吨/年，主要来源于化石能源制氢（煤制氢、天然气制氢）；其中，煤制氢占我国氢能产量的62%，天然气制氢占比19%，而电解水制氢受制于技术和高成本，占比仅1%。
从全球年的制氢结构来看，化石能源也是最主要的制氢方式，其中天然气制氢占比59%，煤制氢占比19%。
未来我国可再生能源制氢占比将大幅度提高。
从我国制氢结构来看，化石燃料重整配合CCUS技术可作为我国制氢结构转型的重要过渡，工业副产制氢可作为就近供氢的补充来源，电解水制氢将成为我国未来制氢的主要手段。根据中国氢能联盟预测，可再生能源电解水制氢占比将在年提升至70%。
2.2化石燃料制氢：短期仍将为氢气最主要来源
2.2.1短期内煤制氢仍会是我国制氢主流技术
受资源禀赋、成本等约束，煤炭制氢在未来一段时期内仍是我国氢气的主要来源。受“富煤贫油少气”的国情制约，国内氢气制取结构与全球存在很大不同。
年，我国天然气产量为万吨，进口量达到万吨，国内因缺乏天然气资源，大部分都依赖进口，因此天然气制氢份额并不高。而我国的煤炭资源相当丰富，煤化工产业发展较为成熟，煤制氢的产量较大且分布较广。
根据曹*文等发表的《中国制氢技术的发展现状》，以煤为原料制氢气的方法主要有两种：
一是煤气化制氢。煤气化是指在高温常压或高温高压下，煤与水蒸气或氧气（空气）反应转化为以氢气和CO为主的合成气，再将CO经水气变换反应得到氢气和CO2的过程。煤气化制氢工艺成熟，目前已实现大规模工业化。传统煤制氢采用固定床、流化床、气流床等工艺，碳排放较高。
二是煤超临界水气化制氢。超临界水气化过程是在水的临界点以上（温度大于K，压力大于22MPa）进行煤的气化，主要包括造气、水气变换、甲烷化三个变换过程。可以有效、清洁地将煤转换为H2和纯二氧化碳。煤的超临界水气化是新型煤制气工艺。
年8月南控集团属下景隆公司与新锦盛源公司签约开展煤炭超临界水气化制氢项目合作。
煤制氢产能适应性强。
根据《中国氢能产业发展报告》，煤制氢产能可以根据氢气消耗量的不同，通过设置氢气提纯规模以此灵活调整产能，在燃料电池汽车产业发展初期对制氢企业的运营影响较小。
例如一台投煤量吨/天的煤气化炉，只需把其2%~3%的负荷用作提纯制氢，就可提供~kg/天的氢气，按照车辆氢耗0.07kg/km、日均行驶km计算，可满足~辆氢燃料电池公交车的用氢需求。
从成本来看，煤气化制氢具有明显优势。
根据清华大学张家港氢能与先进锂电技术联合研究中心测算，从全生命周期的角度看，在不考虑碳价的情况下，当前煤气化制氢的成本最低，在无CCS（碳捕捉和储存）技术的情况下每公斤氢气制取成本为11元，在结合CCS技术的情形下每公斤氢气制取成本为20元；而PEM（质子交换膜水电解）、AWE（碱性水电解）等技术制氢成本相对较高。
煤气化制氢价格受煤价波动。原料成本是煤制氢成本的重要一环，在煤价在~元/吨的范围内，制氢成本在6.77至12.14元/kg之间。
煤气化制氢碳排放强度高，面临碳成本压力和环保约束。煤制氢技术的碳足迹远高于天然气制氢、电解水制氢等其他主要制氢技术。
中国标准化研究院资环分院分析了从制氢原料获取、运输到氢气生产全过程中的温室气体排放情况，其中煤气化制氢每生产一公斤H2的碳排放水平为19.94kgCO2~29.01kgCO2，相当于天然气重整制氢碳排放水平的两倍（10.86kgCO2~12.49kgCO2）。
在全球开启碳市场的背景下，煤气化制氢成本优势恐难持续，据IEA预计，在考虑碳价的情况下，煤制氢的成本优势将逐渐消失，到年、年不结合CCUS技术的煤制氢将成为成本最昂贵的制氢方式。
2.2.2结合CCUS技术的煤制氢仍具有一定发展优势
CCS/CCUS技术是实现低碳煤制氢的重要手段。其中CCS技术从空气中捕集CO2并以防止其重新进入大气的方式进行封存的过程。但CCS技术的技术体系还不完善且工程规模比较庞大，需要高额的投资成本和运营成本并产生额外能耗，因此结合我国国情，示范项目在CCS原有环节的基础上增加了CO2利用的环节，即CCUS技术（碳捕集和封存利用）。
结合CCS/CCUS技术，煤炭制氢碳足迹显著下降。
根据北京理工大学能源与环境*策研究中心测算，未结合CCS技术的煤炭制氢碳足迹高达22.65kgCO2e/kgH2，结合CCS技术后，煤炭制氢的生命周期碳足迹显著下降，为10.59kgCO2e/kgH2，降幅达53.3%。
张贤等人从全流程评估煤制氢和煤制氢CCUS技术改造的碳足迹；结果表明，采用CCUS技术捕集制氢环节90%的CO2排放后，煤制氢CCUS技术改造的全流程碳足迹从22.02kgCO2e/kgH2降至4.27kgCO2e/kgH2，降幅达80.61%。
在现有技术条件下，安装CCUS相关装置将产生较大的额外成本。
煤制氢与CCUS技术耦合当前还是一项新兴技术，缺乏产业规划支持，尚处技术验证阶段。根据IEA针对我国煤制氢的评估结果显示：在煤制氢生产中加入CCUS技术预计将导致项目资本支出和燃料成本增加5%，运营成本增加%。
根据张贤等《中国煤制氢CCUS技术改造的碳足迹评估》，CCUS技术的最重要贡献在于减少碳排放，但我国目前碳市场建设仍不完善，相关企业在投资大量费用在CCUS项目后却无法实现减排收益，严重影响企业开展CCUS示范项目的积极性。在没有CCUS辅助的前提下，煤气化制氢项目将面临较大环保审批压力。
CCUS技术降本在即，有望大规模应用于煤制氢领域。
尽管配备CCUS技术会提高煤制氢成本，但中期内配备CCUS技术的煤制氢仍可能是清洁氢气生产中最经济的选择,其原因在于中国的煤炭产业基础设施完备且其余制氢方式降本仍需较长时间。
CCUS技术的进步将进一步降低成本，使得煤制氢+脱碳综合工艺所制得的氢能成本得到一定程度下降。
根据米剑锋等《中国CCUS技术发展趋势分析》中对CCUS技术的发展趋势和目标的预测，年CO2捕集成本为0.15-0.4元/kg，年CO2捕集成本下降到0.12-0.28元/kg。
按照煤制氢每产生1kgH2伴生约19kgCO2计算，年结合CCUS技术的氢气制取成本将增加2.85-7.6元/kg，在年，成本将增加2.28-5.32元/kg。
因此，未来叠加CCUS技术的煤制氢成本或将持续下降，综合成本在/年分别达到约16.3元/kg和14.8元/kg（取、年CCUS氢气制取成本平均值）。
2.2.3天然气制氢：在局部地区具备经济性
在“自主可控”的原则下，天然气制氢不会成为我国主流制氢方式。天然气制氢是目前全球氢气的主要来源，已成为欧美、中东等天然气资源丰富地区的主流制氢工艺。然而，我国国内目前天然气约40%依赖进口，这导致了两大问题：
（1）我国天然气资源较贫瘠，进口依存度高，在国际局势复杂多变的背景下，天然气制氢缺乏原料保障和*策支持；
（2）天然气制氢不具备经济性，根据天然气价格的变化，天然气制氢成本在7.5元/kg至24.3元/kg之间，我国大部分地区的天然气制氢成本将高于煤制氢+CCUS的成本，且煤制氢+CCUS的碳排放只有天然气制氢的36.6%。
天然气资源丰富区域发展天然气制氢具备优势。
我国天然气资源分布极不平衡，主要分布于四川、陕西、新疆和内蒙古。
由于各地天然气供需情况差异性较大，导致各省份天然气基准门站价存在较大价格区间，其中上海、广东的天然气基准门站价最高，达元/Km3；青海、新疆天然气基准门站价最低，分别为元/Km3、元/Km3。
根据天然气制氢成本变化趋势可知，当天然气价格在1元/Nm3时，天然气制氢的成本为7.5元/kg，参考图22可知我国部分区域天然气制氢的经济性可比煤气化制氢；考虑到天然气制氢更低的碳排放（同不加CCUS的煤气化制氢相比）和技术储备需求，且天然气制氢也可以叠加CCUS技术以取得更低的碳排放。综上，天然气制氢有望短期内在天然气资源丰富、价格低廉的地区快速发展。
2.3工业副产氢：短期氢源的有效补充
短期内，我国工业副产气的制氢规模可进一步提高。工业副产氢是指在生产化工产品的同时得到的氢气，主要有焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、合成氨合成甲醇等工业的副产氢。我国工业副产氢大多数已有下游应用，也存在部分放空。
我们认为，中短期看工业副产氢额外投入少，成本低，能够成为氢气供应的有效补充。
但长远来看，受生产工业副产气的产业规模限制，工业副产氢未来产量提高有限，无法成为氢气供应的主流路线。
根据苗*等《氢能的生产工艺及经济性分析》，工业副产氢的主要来源有氯碱副产氢、焦炉煤气制氢、轻烃裂解制氢和合成氨和合成甲醇副产气等：
氯碱副产制氢：氯碱工业生产以食盐水为原料，利用隔膜法或离子交换膜法等生产工艺，生产烧碱、聚氯乙烯(PVC)、氯气和氢气等产品。氯碱副产氢具有氢气提纯难度小、耗能低、自动化程度高以及无污染的特点，氢在提纯前纯度可达99%左右，通过氯碱工业得到的副产氢纯度一般在99.99%以上，且含碳量较低。参考《中国氢能产业发展报告》，氯碱工业副产制氢的综合成本在13.4-20.2元/kg左右。
焦炉煤气制氢：焦炉煤气是炼焦的副产品，焦炉煤气制氢工序主要有：压缩和预净化、预处理、变压吸附和氢气精制。根据《中国氢能产业发展报告》，综合考虑，焦炉煤气制氢综合成本在9.3-14.9元/kg左右。
轻烃裂解制氢：主要有丙烷脱氢(PDH)和乙烷裂解等2种路径。轻烃裂解的氢气杂质含量低于焦炉气制氢，纯度较高。
其中PDH是制备丙烯的重要方式，丙烷在催化剂条件下通过脱氢生成丙烯，其中氢气作为丙烷脱氢的副产物；PDH产物中氢气(φ)在60%~95%，可通过纯化技术制取满足燃料电池应用的氢气；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。
截至年底，国内共有10余个PDH项目投产，此外还有若干PDH项目在建，预计到年，PDH项目副产氢气产能可达到37万吨/年；参考《中国氢能产业发展报告》，PDH生产成本约为1.0~1.3元/Nm3，提纯成本约0.25~0.5元/Nm3,制氢综合成本为14.0-20.2元/kg。
乙烷蒸汽裂解乙烯技术成熟，技术上不存在瓶颈，生产成本约为1.1~1.3元/Nm3,提纯成本约为0.25~0.5元/Nm3，制氢综合成本在15.1-20.2元/kg。
合成氨和合成甲醇副产气：根据《中国氢能产业发展报告》，目前中国氢气消耗结构中用于合成氨、合成甲醇的氢气消耗量占比达50%以上。
合成氨、合成甲醇在生产过程中会有含氢气的合成放空气和驰放气排出，氢气含量在18%-55%之间。
因此合成氨、合成甲醇企业可回收利用合成放空气和驰放气实现氢气外供。该技术路线副产氢总成本为14.6-22.4元/kg。
当前工业副产氢基本为各企业自产自用，较难统计。根据中国电动汽车百人会统计，从工业副产氢的放空现状看，当前供应潜力可达到万吨/年，能够支持超过97万辆公交车的全年运营。
广东相关工业企业将充分享受工业副产氢市场红利。由于供需关系的极不平衡，且氢气储运技术难度大，氢气资源无法在实现长距离调配，我国氢气市场区域价格差异很大，其中广东氢价冠绝全国。在广东积极布局氢能产业链的背景下，工业副产提纯制氢可短期提供大量的氢气供应，为氢能产业发展初期就近提供低成本、分布式氢源。
广东部分工业企业有望通过工业副产制氢实现业绩的巨大飞跃。我们梳理了部分具备工业副产氢产能的上市企业，建议重点