氢能源行业深度报告：寻找双碳战略下制氢供给格局演变逻辑

氢能源行业深度报告：寻找双碳战略下制氢供给格局演变逻辑1.前言：寻找双碳战略下制氢供给格局演变逻辑氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，随着制氢、氢能储运及燃料电池技术的发展，正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一。经过多年的工业积累，我国已是世界上最大的制氢国，2021年我国氢气产量约3300万吨。从供给结构来看，目前我国氢气供给仍然以化石能源制氢为主；根据中国氢能联盟统计，目前煤制氢占比63%，天然气制氢占比13%，工业副产气制氢占比21%，电解水制氢3%。2020年我国发布“2030年碳达峰、2060年碳中和”宣言；2021年国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》。从降碳的路径来看，主要包括需求端节约能源、提高能源利用效率，供给端调整能源结构、大力发展低碳能源，同时发展碳汇、碳捕集。氢能在这三方面都发挥着不可替代的作用：在节能和能效提升方面，氢能在燃料电池应用上，能量转换不受“卡若循环”限制，能量转换效率高于传统发电模式和燃油车，大大提高能效，通过带来一次能源化石能源的使用减少，从而实现降碳。在调整能源结构方面，氢能能够很好地解决光伏、风力等可再生能源的时空不稳定性，通过储能方式与需求端形成匹配。是连接可再生能源和用户的桥梁，能够促进一次能源中可再生能源占比的提升，最终实现能源供给低碳化。在碳捕集方面，煤炭清洁利用可以借助煤制氢、大规模碳捕集（CCU）实现蓝氢，实现能源供给；同时CO2通过加氢催化，能够制造甲醇、甲烷、乙烯等重要化工品。氢能与碳捕集形成协同发展，共同降碳。2022年3月国家发改委、能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，规划对氢能的定位是：氢能是未来国家能源体系的重要组成部分、氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体、氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。规划对氢能未来的供给和需求都做出了战略设计，氢能在国内经济结构地位再次提高。规划目标：到2025年形成较为完善的氢能产业发展制度政策环境，产业创新能力显著提高，基本掌握核心技术和制造工艺，初步建立较为完整的供应链和产业体系。氢能示范应用取得明显成效，清洁能源制氢及氢能储运技术取得较大进展，市场竞争力大幅提升，初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站。可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，产业布局合理有序，可再生能源制氢广泛应用，有力支撑碳达峰目标实现。到2035年，形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。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。从需求端来看，作为氢能最重要的应用领域，规划提出到2025年燃料电池车辆保有量5万辆。根据中国汽车工业协会发布的数据，截止2021年国内燃料电池车保有量1.07万辆。2021年8月财政部等五部委发布《关于启动新一批燃料电池汽车示范应用工作的通知》，在北京市、上海市、广东省等城市群将启动实施燃料电池汽车示范应用工作，开展已奖代补。2021年燃料电池车销量1596量。整体来看，十四五期间国内燃料电池车销量需要实现高增长，才能实现保有量目标。作为工业代碳的重要方式，氢能在重化工行业产业化探索也在逐步推进。《十四五工业绿色发展规划》明确提出鼓励氢能等替代能源在钢铁、水泥、化工等行业的应用；2021年国内最大的钢铁企业集团中国宝武发布碳达峰行动方案，明确高炉富氢、氢冶金是为未来六大降碳技术路径，目前中国宝武在新疆、广东湛江投资建设相关涉氢项目。从氢气市场来看，2021年年末以来国内大部分地区高纯氢价格出现一波大幅上涨。根据隆众化工统计的数据，4月广东市场4N级高纯氢平均价格4.5元/Nm3，相比2021年年中上涨29%；陕西上涨40%；北京、江苏、重庆等地区价格均有一定程度上涨。从供给端来看，氢作为二次能源，在地球上几乎没有现存的氢，必须将含氢物质加工后方能得到氢气。最丰富的的含氢物质是水（H2O），其次就是各种化石燃料及各种生物质。从技术原理来看，制氢方式有十多种。目前国内的主流制氢工艺模式有工业副产氢、煤气化、天然气制氢、甲醇制氢、水电解等五种方式。本报告将从资源、成本、碳排放约束、技术等四方面入手，对上述五种制氢方式进行研究，分析制氢供给格局演变逻辑。2.焦炉煤气制氢：成本低、潜力大，但面临焦炭供给减少带来的原料气下降的影响焦炉煤气制氢工艺简单、技术成熟：

焦炉煤气制氢采用变压吸附回收焦炉煤气的氢，其主要原理是使用固体吸附剂来选择气体吸附，并且随着气压的下降，气体在吸附剂中的吸附特性会降低。气体混合物的完全分离和吸附的恢复是通过真空和非氢过程完成。由于焦炉煤气成分复杂且产品氢纯度要求高，在清洁原料气之前，需要脱除杂质较多，必须对PSA进行调整以适应原料气成分。整个过程分为以下几个处理部分：压缩、预处理、变压吸附（PSA）和脱氧干燥。焦炉煤气制氢供给释放潜力大，但面临焦炭供给减少带来的原料气下降的影响焦炉煤气是炼焦副产品，焦炉煤气产量受配煤成分比重的影响较大，挥发分较高的煤种焦炉煤气产量高，反之亦然。根据云煤能源披露的数据，可以测算1吨焦炭产生约400m3的焦炉煤气。氢能价值的提高，越来越多的钢企和独立焦化企业重新审视焦炉煤气价值，进行副产制氢。焦炉煤气以往在钢厂主要作为热源用来燃烧加热，对于独立焦化厂主要用来供给市政燃气。随着国内经济进入低碳发展时期，氢能在代碳、减碳方面的价值凸显，越来越多的企业重新审视焦炉煤气价值，近年来包括中国宝武、鞍钢集团、河钢集团等钢铁企业，以及中国旭阳、美锦能源、山西郑旺等独立焦化企业都在推进焦炉煤气副产制氢项目。国内焦炭供给进入了平台区，焦炉煤气制氢面临原料气减少带来的影响。自2018年发布《打赢蓝天保卫战三年行动计划》以来，国内重点地区推进焦炉淘汰工作；河北、山东、河南省要按照2020年底前炼焦产能与钢铁产能比达到0.4左右的目标，制定“以钢定焦”方案，加大独立焦化企业淘汰力度，根据上海钢联统计截止2021年国内焦炭产能5.26亿吨，2018年以来减少4000万吨。受焦炉去产能和以钢定焦政策的驱动，2019年以来国内焦炭产量进入平台期，2021年我国焦炭产量4.64亿吨，同比减少2.2%。十四五焦化行业一方面面临节能、降碳压力，同时叠加下游钢铁产量增速放缓，国内焦炭产量业进入了平台期。焦炉煤气制氢面临原料气减少带来的影响。区域上，华北、西北地区更具备条件利用焦炭副产煤气制氢。从国内各区域的焦炭产量来看，2021年华北四省焦炭产量18726万吨，占全国比重40.3%，西北五省焦炭产量8443万吨，占全国比重18.2%。华北和西北是国内焦炭重要产区，更具备条件利用焦炭副产煤气制氢。焦炉煤气制氢成本：炼焦煤价格的上升对制氢成本形成压力投资成本：焦炉煤气投资涉及到煤气压缩、PSA、干燥、充装等主体设备，以及土建施工、公辅装置等；从近两年的部分焦炉煤气制氢的投资项目来看，其投资强度在1.7万元/Nm3.H—2.4万元/Nm3.H。焦炉煤气成本按照焦炭成本、焦炭价格关系推算。由于焦炉煤气制氢主要是焦化企业或钢铁企业焦化单元，其原材料焦炉煤气是炼焦单元的副产品，原先主要供钢厂或市政用燃烧，大部分企业对焦炉煤气成本难以直接测算，因此无法收集到直接成本数据。我们这里用焦炭价格推算焦炭成本，选取A股上市公司云煤能源、陕西黑猫、山西焦化、宝泰隆披露的焦炭毛利率，三年平均值8%。用焦炭成本推算焦炉煤气成本，按照参照云煤能源披露的数据，焦炉煤气成本与单位焦炭成本三年平均值0.00083。2022年4月国内焦炉煤气制氢成本，华北地区为2.60元/m3，华东地区为2.69元/m3，西北地区为2.46元/m3。整体受炼焦煤价格的提升，2022年以来焦炉煤气制氢成本均有55%-84%的同比增幅。焦炉煤气制氢作为化石能源制氢，面临碳排放压力。焦炉煤气制氢装置产生的碳排放包括两方面，一是焦炉煤气吸附后，剩下的CH4替代氢气燃烧产生的碳排放，二是能耗产生的碳排放。目前焦炉煤气制氢电耗在0.3KW.H，按照1kW·h折算10.89MJ计算，这部分能耗在清洁能源供给没有大幅占比上升时，势必还会产生碳排放。根据《炼钢焦炉煤气提纯氢气与天然气转化制氢经济性对比》研究，焦炉煤气制氢的碳排放比天然气制氢相当或略高约3%。根据《考虑碳排放的化石能源和电解水制氢成本》研究，天然气制氢的CO₂的排放量约为0.43kg/(Nm³H₂)，则焦炉煤气制氢的CO₂的排放量约为0.44kg/(Nm³H₂)。考虑碳价，焦炉煤气制氢成本增加0.03元/m3。按照4月国内统一碳市场交易价格60元/吨，测算每立方米氢气成本增加0.03元。如采用焦炉煤气制氢+CCS技术，成本增加0.15元/m3-0.17元/m3。为控制氢气制取环节的碳排放，需结合碳捕集与封存(CCS)技术。根据《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图(2019版)》规划，当前国内CCS成本在0.35~0.40元/kgCO2，如考虑焦炉煤气制氢+CCS技术，则氢气成本增加0.15元/m3-0.17元/m3。部分上市公司相关焦炉煤气制氢投资情况：

美锦能源：旗下华盛化工拥有焦炉煤气制氢产线，工艺上采用焦炉煤气经PSA-H2单元经变压吸附制取合格氢气产品；其中一期2000Nm3\/h工业高纯氢项目，目前已投产；二期10000Nm3/h工业高纯氢项目。按照公司焦炉煤气产量规模测算，可提取潜在氢气产能为6.4万吨/年，可以满足2.4万辆中型卡车或1.8万辆客车一年的用量。3.煤气化制氢：拥有成本和资源优势，面临碳排放约束大，具备经济性实现CCS的潜力煤的气化是指煤在高温常压或加压下，与气化剂反应转化为其他产物。气化剂为水蒸气或氧气（空气），气化后产物中含H2、CO等组分；然后经过净化、CO变换和分离、提纯等处理而获得一定纯度的产品氢。煤气化制氢技术工艺路线包括：气化反应、煤气净化、CO变换、变压吸附提纯。煤气化技术的形式多种多样，但按照煤料与气化剂在气化炉内流动过程中的不同接触方式，通常分成固定床气化、流化床气化、气流床气化。国内煤气化制氢技术成熟、世界领先，煤气化制氢技术在全球发展已有一百余年发展历史，20世纪30年代至50年代初，德国最早完成“第一代”煤气化工艺的研究与开发，典型的工艺有碎煤加压气化Lurgi炉的固定床工艺、常压Winkler炉的流化床和常压KT炉的气流床，这些工艺都以氧气为气化剂，实行连续操作，气化强度和冷煤气效率得到极大提高。20世纪70年代德、美等国开始研发

“第二代”煤气化工艺，典型工艺有BGL、HTW、Texaco、Shell、KRW等，加压操作是第二代炉型显著特点。“第三代”技术目前仍处于实验室研究阶段，典型工艺有煤催化气化、煤等离子体气化、煤太阳能气化和煤核能余热气化等。国内从上世纪60年代开展煤气化制氢技术研究。目前形成了以航天炉技术、清华炉水冷壁技术和华理四喷嘴技术为代表的煤气化技术处于世界领先地位，在煤制油、合成氨和煤化工领域，实现了对煤炭的清洁利用，国内煤气化制氢装置最大的规模超过每小时20万立方米。过去十年来茂名、淄博、九江、南京、安庆等地炼厂建设了一系列大规模煤制氢装置，其中

中石化茂名煤制氢规模达20万m3/h，装置主要包括水煤浆气化装置、合成气净化装置等，以煤、炼厂副产的高硫石油焦和纯氧为主要原料。根据世界能源委员会的数据，2020年国内煤炭储量1432亿吨，其中无烟煤和烟煤储量为1351亿吨，亚烟煤和褐煤储量81.3亿吨。相比天然气、石油等能源，我国煤炭资源储量相对丰富。2021年国内原煤产量41.3亿吨，同比5.84%。按照制取1吨氢需要7.5吨褐煤，国内褐煤资源储量能够生产10.84亿吨氢气。2021年9月份我国核增煤炭产能2.2亿吨左右，并增加应急产能约1亿吨。2022年4月20日国务院常务会议再次明确，将通力合作优化煤炭企业生产、项目建设等核准审批政策，落实地方稳产保供责任，充分释放先进产能；通过核增产能、扩产、新投产等新增煤炭产能3亿吨。两年内核增新增煤炭产能近6亿吨，将进一步使得未来2年以后国内煤炭供给提升有保障。传统煤制氢下游需求的趋弱，将进一步推动煤制氢应用转向新产业领域。根据中国氢能联盟发布的数据，2021年煤制氢产量约2100万吨。煤制氢项目主要以石化企业为主，生产的氢气主要应用的汽油加氢、粗柴油加氢、燃料加氢脱硫以及合成氨等产品。2021年国内汽油产量15457.3万吨，同比17.3%，柴油产量16337万吨，同比2.7%。整体来看，从2019年以来随着交通运输电动化渗透率的提升，对汽油、柴油消费需求趋弱。2021年国内合成氨产量4950万吨，同比基本持平；十三五以来在去产能政策的推动下，以及农业需求趋稳，合成氨产量从2015年开始回落，近三年呈稳定态势，产能利用率维持在70%左右，相比2015年的高峰期下降6个百分点。整体来看在汽油、柴油、合成氨等传统煤制氢下游需求的趋弱的态势下，将能够推动煤制氢应用转向新产业领域。2022年以来，随着地缘冲突的加剧，能源安全保障进一步凸显。围绕鼓励煤炭清洁高效利用的政策不断加码，煤制氢作为煤炭清洁高效化利用的主要方式或将受到鼓励。煤气化制氢成本分析：

投资成本：煤气化制氢投资涉及到煤粉准备、水煤浆制备、气化炉、变化单元、吸附装置等；从部分以工业氢为主的煤气化制氢的投资项目来看，其投资强度在1.25万元/Nm3.H—1.77万元/Nm3.H。如需要达到高纯氢4N级标准，参照中石化茂名氢燃料电池项目投资强度，预计投资强度达到3.3万元/Nm3.H左右。制造成本：

固定成本：按照90000Nm3/h，投资强度3.3万元/Nm3.h，折旧年限20年；其他固定费用包括：维修费用按照设备购置及安装费的2％来计算，工作人员按照10人（每人12万元）考虑。根据《制氢工艺与技术》的数据，以9万m3/h煤气化制氢规模为基准；每生产一吨氢，需要消耗7.5吨褐煤，辅助材料消耗为90元/吨，制造费用2622元/吨，副产物能收回446元/吨，燃料动力3731元/吨。2021年三季度以来国内褐煤价格大幅上升，截止2022年4月内蒙古赤峰褐煤车板价为508元/吨，锦州港褐煤平仓价为635元/吨。以此测算，2022年4月如在内蒙褐煤资源主产地，用当地褐煤进行煤气化制氢，其成本1.08元/m3；在国内华东地区和华南地区，用褐煤进行煤气化制氢成本为1.20元/m3和1.21元/m3。煤气化制氢碳排放强度高，但具备实现更经济CCS的潜力。煤气化制氢过程中，不可避免地会产生CO2，根据《考虑碳排放的化石能源和电解水制氢成本》研究，煤气化制氢的CO₂的排放量约为2kg/(Nm³H₂)。但煤气化制氢分离之后的CO2纯度高（接近100%）、压力高，完全区别于化石燃料普通燃烧过程汇总产生的常压、低溶度CO2（含量仅为12%左右），具备更经济实现CO2的捕捉封存（CCS）的潜力；随着CO2埋藏技术的迅速发展，煤气化制氢系统完全可以实现零排放。考虑碳价，煤气化制氢成本增加0.12元/m3。按照4月国内统一碳市场交易价格60元/吨，测算每立方米氢气成本增加0.12元。如采用煤制氢+CCS技术，成本增加0.7元/m3-0.8元/m3。为控制氢气制取环节的碳排放，需结合碳捕集与封存(CCS)技术。根据《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图(2019版)》规划，当前国内CCS成本在0.35~0.40元/kgCO2，如考虑煤制氢+CCS技术，则氢气成本增加0.7元/m3-0.8元/m3。煤气化制氢项目及相关上市公司涉及煤气化制氢情况：

2019年日本川崎重工牵头，联合日本的J-Power、岩谷公司、丸红公司、住友公司和澳大利亚的AGL能源有限公司在澳大利亚成立“氢能供应链”简称“HESC”项目，投资3.6亿美元，该项目利用AGL旗下矿场的褐煤，进行煤气化制氢，然后氢气通过卡车运到墨尔本郊区黑斯廷斯，经冷却液化后被冷却到零下253摄氏度，在用运往日本，在日本川崎重工的神户机场岛的液化氢装卸基地“Hytouch神户进行卸装。该项目2021年实现每天提取70公斤的氢气；2022年1月首船液氢运往日本。HESC的合作伙伴最终希望该项目每年生产多达22.5万吨的氢气。神马股份：2022年4月2日公司发布可转债预案，公司投资建设煤制40万吨/年液氨、40,000万Nm³/年氢气、同时副产硫酸的氢氨装置。项目采用先进的水煤浆气化技术，投资总额为230,066.56万元。航天工程：2022年1月7日公司发布公告，拟与航天氢能沧州气体有限公司签署《煤炭清洁高效综合利用项目EPC总承包（空分、气化、净化装置及其配套工程部分）工程合同》，合同总金额146,600万元。该煤炭清洁高效综合利用项目是公司一直跟踪和接触的大型煤气化项目，公司能够发挥一直以来在煤气化工程领域的专业能力和工程建设能力，为本项目提供空分、气化、净化装置的专业化设计、系统集成、关键设备制造、数字化交付和装置建设和生产运营服务。项目有助于持续推广先进的煤炭清洁高效利用技术，巩固公司煤气化板块的市场份额，推动公司战略转型。兰石重型装：公司氢能装备主要为制氢、储氢和加氢站装备。围绕煤制氢、渣油POX造气制氢装置、大型高压储氢球形储罐和卧式储罐（45MPa/75MPa）、加氢站相关设备等开展技术研发和制造，公司已完成盘锦浩业20万Nm3/h煤制氢装置、榆林华秦氢能产业园一期项目储氢球罐设计制造及安装，完成加氢站微通道换热器（PCHE）研制并交付客户试用。后续，公司在氢能源装备新兴赛道，将加快推进新技术、新产品研发，尽快完成氢能装备产业链关键环节的卡位布局，掌握关键技术，形成先发优势，重点推广现有的煤制氢、低压储氢容器和微通道换热器等产品，建立细分市场竞争优势。4.天然气制氢：国内原料资源进口依赖度高，区域制氢成本差别大天然气制氢是以天然气为原料,用水蒸气作为氧化剂,来制取富氢混合气。制氢包含两个过程：天然气脱硫过程和甲烷蒸汽转化过程。脱硫过程：根据原料气中硫组分和含量,在一定温度、压力下,原料气通过氧化锰及氧化锌脱硫剂,将原料气中的有机硫、H2S脱至0.2×10-6以下,以满足蒸汽转化催化剂对硫的要求。天然气经缓冲罐、调压预热后依次进入加氢反应器和脱硫槽，将硫醇、二硫醚、噻吩、羟基硫和二硫化碳中的硫转化成硫化氢后脱除。脱硫后的天然气进入转化炉与水蒸气反应制取氢气，反应后气体进入中变炉，在中变炉中一氧化碳和水反应生成氢气和二氧化碳，变换后气体进入PSA吸附装置，经分子筛选择性吸附去除杂质后得到高纯氢气。高纯氢气在充装系统中分别充入鱼雷车、集装格和钢瓶中，经成品检验合格后成品入库。天然气制氢技术已在国内成功运用20多年，生产技术成熟，生产规模的可选择性较大。运行安全可靠，操作控制稳妥实用，自动化程度高，占地面积小，投资较低，基本无“三废”

排放，反应热和余热能够充分利用，装置能耗显著降低（如PSA解吸气可回烧，既降低燃料消耗，又减少废气排放），生产规模的选择性较大（标准状态下400m3/h～200000m3/h）。我国天然气进口依赖度高，资源相对不足。根据BP世界能源统计数据，2020年我国天然气产量194十亿立方米，消费量330.6十亿立方米；进口天然气138.4十亿立方米。根据EIA发布的数据，2021年我国已探明天然气储量为234993十亿立方英尺，全球占比为3.1%。整体来看，我国天然气进口依赖度高，资源相对不足。且天然气作为一种绿色能源，在国内消费结构中城市用气占比较大，2021年占比38%，可用来制氢的供给比较紧张。天然气制氢成本分析：

投资成本：天然气制氢投资主要包括设备投资，有原料加氢反应器、氧化锌脱硫反应器、中温变换反应器、提氢吸附塔、PSA吸附塔、转化炉，冷换设备和压缩机充装装置等。以近几年部分天然气制氢项目的投资强度来看，在0.6万元/Nm3.H-1.4万元/Nm3.H。如需要达到高纯氢4N级标准且具备加氢能力，参照中石化茂名氢燃料电池项目投资强度，预计投资强度达到2.9万元/Nm3.H左右。制造成本：

固定成本：按照3000m3/h，投资强度为2.9万元/Nm3.H，其中设备按20年折旧，设备年运行时间按照8000h来计算。其他固定费用包括：维修费用按照设备购置及安装费的2％来计算，工作人员按照10人（每人12万元）考虑。可变成本：单耗按照0.6m3天然气/m3（H2）来计算；1.3kg去离子水/m3（H2），去离子水价格取0.04元/kg。生产6kg冷却水/m3（H2）。冷却水价格取0.003元/kg，则每生产1m3氢气所耗冷却水的费用为0.018元/m3；0.35kW·h电/m3（H2）。取国内新疆、华东、华南、华北、西南地区的工业天然气价格进行测算测算得出：2022年4月在新疆地区外购天然气制氢成本为1.81元/m3，华东：3.42元/m3，华南为3.20元/m3，华北为2.16元/m3，西南为2.73元/m3。与煤制氢相比，天然气制氢温室气体排放量相对较少。天然气制氢的本质是以甲烷中的碳取代水中的氢，碳起到化学试剂作用并为置换反应提供热量，产生的氢大部分来自水，小部分来自天然气本身。根据《考虑碳排放的化石能源和电解水制氢成本》研究，天然气制氢的CO₂的排放量约为0.43kg/(Nm³H₂)。考虑碳价，煤气化制氢成本增加0.03元/m3。按照4月国内统一碳市场交易价格60元/吨，测算每立方米氢气成本增加0.03元。如采用天然气制氢+CCS技术，成本增加0.15元/m3-0.17元/m3。为控制氢气制取环节的碳排放，需结合碳捕集与封存(CCS)技术。根据《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图(2019版)》规划，当前国内CCS成本在0.35~0.40元/kgCO2，如考虑天然气制氢+CCS技术，则氢气成本增加0.15元/m3-0.17元/m3。5.甲醇制氢：原材料是二次能源产品，制氢将面临下游其他行业对资源挤占甲醇制氢的常用方法有:甲醇裂解、甲醇部分氧化重整以及甲醇水蒸气重整。由于甲醇热裂解反应以及部分氧化甲醇重整产物里氢气含量低，CO含量高(一般在10%以上)，故应用较少。而甲醇水蒸气重整制氢的产物中氢气含量高，CO含量低(一般在1%左右)，甲醇水蒸气重整制氢是指在一定的温度、压力条件下，甲醇和水在催化剂的作用下在重整反应器内发生反应生成氢气、二氧化碳以及少量的一氧化碳。转化催化剂具有裂解和转化两个功能,两步反应可耦合在一起同时在转化器内完成。甲醇裂解属于吸热反应，原料汽化和反应所需要的热量由导热油锅炉提供。反应生成的转化气经冷却、冷凝及净化后送至变压吸附工段除去杂质，合格后送至用户。甲醇制氢技术在我国发展成熟，主要以石化产业配套为主。我国甲醇制氢工艺技术自1993年第一套600Nm3/h工业化以来，迄今为止，仅石化领域运行大小装置愈千套之。整体来看甲醇制氢工艺流程简单,运行条件限制较少,原料利用率高,主体设备为简单常见的设备,无特殊材质要求,操作维护比较简单。根据氢能汇统计，2016年以来国内建设的58个甲醇制氢项目主要以石化行业配套为主。其中山东寿光鲁清石化有限公司60000Nm3/h甲醇制氢装置为该公司230万吨/年柴油加氢精制的配套项目，于2018年1月建成投产，至今已连续运行两年，满负荷运行时，重整气达到93000Nm3/h，是中国运行较好、产气量最大的装置之一。甲醇属于二次能源产品，我国甲醇消费需求烯烃等基础化工产品为主，原料成本较高。甲醇作为一种重要的有机化工基本原料，其下游领域应用广泛。其中下游烯烃占据最大份额，根据金联创统计，2021年占烯烃比50.6%，燃料需求占比15.7%，其他需求领域较为分散。根据隆众化工统计，2021年国内甲醇产量7885万吨，2015年以来国内甲醇产量复合增速12.2%。2021年国内甲醇产能10555万吨，2015年以来产能复合增速7.6%；近三年甲醇产能增速趋于平缓。2021年国内甲醇表观消费量8974万吨，2015年以来需求复合增速为12%。整体来看，甲醇作为重要的基础化工原料，下游消费需求广泛，近三年国内进口量均超过千万吨。近年来，甲醇价格波动较大。国内甲醇价格主要受成本、供需、开工率三方面影响。2020年以来甲醇价格与煤炭价格走势基本一致。另一方面国内甲醇价格受开工率影响较大，2021年三季度国内能耗双控期间甲醇价格出现大幅波动。以新疆地区为例，750元/吨，最高到过3100元/吨。在个别季节性限产时间段，甲醇价格波动更大，以2021年三季度为例，新疆地区甲醇价格从3100元/吨高点在两个月内降到1600元/吨左右。甲醇制氢成本测算：

投资成本：甲醇制氢投资主要包括设备投资，有转换器、汽化器、过热器、净化塔、脱碳塔、压缩机、工业炉等；以及公辅、原料储运装置、氢气充装等。以近几年部分甲醇制氢项目的投资强度来看，整体来看，具备外销高纯氢的投资强度在1.8-2.3万元/Nm3.H。制造成本：

固定成本：按照2600m3/h，投资强度为2.3万元/Nm3.H，其中设备按20年折旧，设备年运行时间按照8000h来计算。其他固定费用包括：维修费用按照设备购置及安装费的2％来计算，工作人员按照10人（每人12万元）考虑。可变成本：单耗根据《甲醇制氢技术及在燃料电池中的应用》报告数据，甲醇制氢单位能源消耗情况为:甲醇0.58~0.69kg/m3(H2)，取0.64kg/m3。除盐水0.3~0.45kg/m3(H2)，取均值；电0.15~1.25kW·h/m3(H2)，取均值0.7kW·h/m3(H2)。冷却水30~100kg/m3(H2)。取国内新疆、华南、西北、华北、华东地区的甲醇市场价测算：2022年4月在新疆地区外购甲醇制氢成本为1.88元/m3，华南为2.43元/m3，西北为2.25元/m3，华北为2.37元/m3，华东为2.47元/m3。与煤制氢相比，甲醇制氢温室气体排放量相对较少。根据《考虑碳排放的化石能源和电解水制氢成本》研究，甲醇制氢的CO₂的排放量低于煤制氢、高于天然气制氢；约为0.74kg/(Nm³H₂)。考虑碳价，甲醇制氢成本增加0.05元/m3。按照4月国内统一碳市场交易价格60元/吨，测算每立方米氢气成本增加0.05元。如采用甲醇制氢+CCS技术，成本增加0.26元/m3-0.3元/m3。为控制氢气制取环节的碳排放，需结合碳捕集与封存(CCS)技术。根据《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图(2019版)》规划，当前国内CCS成本在0.35~0.40元/kgCO2，如考虑甲醇制氢+CCS技术，则氢气成本增加0.26元/m3-0.3元/m3。上市公司华特气体（688268）拥有甲醇水蒸气重整制氢，根据公司招股说明书披露的数据，其产能为180吨，公司产品以高纯氢（6N）为主，根据公司披露2019年1-6月甲醇制氢损耗率为34.63%，公司氢气生产成本包含充装。6.电解水制氢：资源优势逐步建立，未来降本幅度可期，产业空间大水电解制氢是施加外电流使水发生电化学反应分解为氢气与氧气。用可再生能源发电来电解水制氢，能够实现零碳排放；电解水制氢是发展绿氢的重要手段。截止2021年，我国风电装机容量3.28亿千瓦，占国内发电整体装机容量比重为13.8%；

光伏点装机容量3.07亿千瓦，占比12.9%。2020年以来国内风电和光伏装机保持较高的新增水平，2021年风电新增装机4757万千瓦，光伏新增装机5493万千瓦。整体来看，我国可再生能源发电装机结构占比的进一步提升为发展电解水制氢，实现零碳排放构建了资源基础。根据国家能源局统计，2021年国内弃风电量206.1亿千瓦时，弃光电量67.8亿千瓦时。如按照制氢电解能耗6KW.H/Nm3测算，可生成45.6亿立方米氢气，折合40.8万吨氢气。尽管近几年国内弃风率和弃光率由大幅下降，但弃风电量和弃光电量的绝对数仍然较大，这也为发展电解水制氢，实现电能到化学能的转移，完成能量储备提供了空间。根据使用电解质的不同，电解水的方式可分为碱性电解水、质子交换膜电解水、固体氧化物高温水蒸气电解。根据电能来源的不同，可将可再生能源制氢技术分为并网型制氢和离网型制氢两种。并网型制氢是将发电机组接入电网，从电网取电的制氢方式，比如从风光耦合系统电网侧取电，进行电解水制氢，主要应用于大规模风光耦合系统的消纳和储能。离网型制氢是将发电机组所产生的电能，不经过电网直接提供给电解水制氢设备进行制氢，主要应用于分布式制氢或局部燃料电池发电供能。尽管离网式电解水制氢，可以获得较低的电力价格，但也面临投资成本的上升。6.1.碱性电解水（AWE）制氢：技术相对成熟，未来有一定降本空间碱性(AWE)电解使用铁基或镀镍铁基材料作为阴极催化剂，镍作为阳极催化剂，不需使用贵金属，电解液为KOH水溶液。其原理是，在阴极水分子被分解为H+和OH-，H+得到电子生成氢原子，并进一步生成氢分子（H2）；OH-则在阴、阳极之间的电场力作用下穿过多孔的横隔膜，到达阳极，在阳极失去电子生成一个水分子和氧分子。AWE电解装置当中最核心的是电解槽，如采用并网制氢，须在电解槽之前需配备变压器和整流柜将高压交流电转换为电解槽所使用的直流电，供电解槽电解水使用。电解槽由多个电解池组成，每个电解池由镀镍的铁电极或镍系金属电极与隔膜构成，根据阴阳极板配置与联接方式的不同分为单极型电解槽和双极型电解槽。双极型电解槽系统结构紧凑，适宜大规模生产，工作温度为70-90摄氏度。AWE电解制氢技术采用20%-30%氢氧化钾水溶液为电解液，所使用的石棉隔膜常为电解槽运行带来故障，在较高的工作温度下，石棉耐强碱腐蚀性急剧下降，产气纯度99.7%，增加维护成本；且医学研究发现石棉能引发人体癌变，因此其使用逐渐被其他材料替代。AWE电解槽的优势在于技术成熟、规模灵活、投资和生产成本低。在目前的电解水制氢技术中，碱性液体电解水于20世纪中期就实现了工业化，技术已经非常成熟，最近十年来碱性电解槽在国内各行各业都有着非常多的应用实例。包括中石化新疆库车绿氢项目52台电解槽、宝丰能源绿氢项目10台电解槽均是采用碱性电解槽。碱水电解系统的制氢规模灵活，目前国内市场在售的碱性电解槽单台设备制氢能力从几十到1000Nm3/h，目前国内扬州吉道能源最大单套电解槽制氢规模达到1500Nm3/h。投资成本比PEM制氢低。由于碱性电解电堆采用低成本、易获取的催化剂及电极材料可大幅降低折旧，因此生产成本低于PEM电解水制氢。电堆价格从100万～1000余万元不等。AWE电解水制氢成本测算：

投资成本：AWE电解水制氢投资主要包括设备投资，包括电解槽、电源设备、纯水设备、电解质溶液调整设备、气液分离器、碱雾和水分等的去除设备、运输设备、充装单元等。从国内采用AWE电解工艺的项目投资来看，配套建设光伏/风电装置的项目投资强度大，大部分制氢项目采取并网模式。制造成本：

固定成本：按照1000m3/h，投资强度为3.6万元/Nm3.H（参照国投宁夏项目），其中设备按11.25年（90000h）折旧，采用直线折旧，无残值，设备每年折旧8.9%，设备年运行时间按照8000h来计算，。其他固定费用包括：维修费用按照设备购置及安装费的2％来计算，工作人员按照6人（每人12万元）考虑。可变成本：参照国电投宁夏项目经济技术指标：耗新水：120