绿氢行业报告 ：从0到1，构建新老能源绿色纽带

报告出品方：国泰君安

以下为报告原文节选

------

1. 氢能：零碳绿色能源，脱碳目标驱动需求

1.1. 氢能：零碳绿色能源，新老能源的连接媒介

氢能作为一种来源广泛、清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的高热值二次能源，在当前传统化石能源面排碳排压力增加，全球面临能源转型的背景下重要性持续提升。随着可再生能源的发展，LCOE 度电成本的逐低，通过可再生能源进行低成本绿氢制备替代灰氢已经成为大势所趋。

氢能发展符合能源发展的必然规律。复盘人类能源利用史，即是碳和氢元素的综合利用历史，是从高碳比例能源向低碳比例能源转变的过程。人类用能形态从最初的薪柴到化石燃料，能源形态发生改变，产生第一次能源革命，随后热力向电力的转变带来产品形态的改变产生二次能源革命。而今天第三次能源革命则带来风光等可再生能源向电力-氢能-储能-化学品的变化带来能源形态和产品形态的变化。氢能则是实现能源真正零碳排放的最终路径，被誉为“终极能源”。
氢能兼具能源和化工熟悉，氢能是连接传统能源和新能源，摆脱地域资源约束的理想媒介。氢兼具能源属性和原料属性。当前第三次能源革命，碳、氢、电是 3 个重要的基本单元。碳元素、碳氢化合物可作为化工原料，电力、氢能作为能源提供社会需求的动力。通过大规模可再生能源制氢一方面可以作为化工生产的原料生产合成氨、合成甲醇，氢也在煤化工、钢铁等行业应用广泛。另一方面也可以通过储存的方式作为能源存储的方式。氢实现了原料和能源的跨界，构建起传统能源和新能源之间耦合的通道，成为推动传统化石能源清洁高效利用和支撑可再生能源大规模发展的理想媒介。

1.2. 驱动力：多重要素驱动氢能行业发展

1.2.1. 驱动力 1：“碳中和”目标、碳税法案陆续落地加速脱碳

碳中和的目标推动氢能加速发展。为达到 2016 年《巴黎协定》提出的在本世纪中叶前努力将全球温度控制较前工业化时期温度上升幅度限制在1.5℃的目标，碳中和已经成为全球的共同愿景和一致行动。目前全球已有包括欧盟、英国、加拿大、日本等多个国家和地区超过 130 个国家和地区提出了“碳中和”或“零碳”目标且大部分计划在 2050 年实现。中国也提出自己的“碳中和”目标，即氧化碳排放力争 2030 年前达到峰值，2060 年前实现碳中和。通过氢能实现深度脱碳是实现碳中和的必然选择。

欧盟 CBAM征税或大幅推进国内各行业碳减排进程。欧盟碳边境调节机制（CBAM）协议（也称碳关税）通过加速推进中国“碳中和”进程。
2023 年 2 月 9 日，欧洲议会环境、公共卫生和食品安全委员会（ENVI）正式通过了欧洲碳边界调整机制（CBAM）协议，CBAM 协议预计于 2023年 10 月 1 日生效。CBAM 当前还需要跟欧洲理事会进行谈判和批准和等待 4 月份欧洲议会最终通过。
CBAM 将按照委员会的提议涵盖钢铁、水泥、铝、化肥和电力，并扩展到氢气、特定条件下的间接排放、某些前体以及一些下游产品，例如螺钉和螺栓以及类似的物品铁或钢。新的协议扩大加入氢气（欧盟很多国家把绿氢纳入脱碳主要燃料，而非欧盟国家主要是用煤炭生产灰氢）、若干化学前驱物、一些钢铁下游产品（例如螺丝、螺栓等），以及在特定条件下的范畴二间接排放。
我国是欧盟第一大贸易伙伴和最大商品进口来源国，受欧盟隐含碳税影响大。我国出口欧盟的中间产品中 80%的碳排放来自金属、化学品和非金属矿物，属于欧盟碳市场高泄露风险部门，一旦纳入碳边境调节会对出口产生巨大影响。基于 2015-2019 年数据统计，我国出口受影响的贸易额将占出口欧盟总额 12%，约 427.5 亿美元。其中石油化工和钢铁两者合计贸易出口分别占受影响贸易额的 27%，受影响较大。化工和钢铁行业减碳势在必行。

我国碳减排压力大任务重。从总量来看，中国是全球碳排放第一大国，根据（BP）发布的《世界能源统计年鉴（第 70 版）》统计数据显示，2020年，亚太地区碳排放量占全球总排放量的一半以上，合计占比达 52%。
2020 年，我国能源消费总量为 49.8 亿吨标准煤，能源相关的 CO2 排放量约 99 亿吨，占全球比例为 30.7%，是北美地区的一倍。

1.2.2. 驱动力 2：氢能是传统企业转型升级的抓手

以钢铁、水泥、工业制造业是碳排放大户面临压力。2020年我国单位GDP能耗为 3.4 吨标准煤/万美元，单位 GDP 碳排放量为 6.7 吨 CO2/万美元，均远高于世界平均水平及美国、日本、德国、法国、英国等国家。其中石化化工、煤化工、钢铁、有色冶炼、水泥等工业制造业合计碳排放占比 29%。

氢作为能源，更是重要的载体，实现传统化石能源与可再生能源的连接，实现两者平稳过渡。在双碳目标和 ESG 背景下以传统企业为主的电力、交通、建筑、工业企业陆续通过布局氢能加速绿色低碳转型。工业领域的氢冶金，化工行业的绿氢耦合，电力领域的天然气官网掺氢，园区领域热电联供成为各传统企业布局方向。绿氢，作为能源载体和物料起始的小分子，已经开始在能源和石油化工两条路线进行渗透，将来将成为替代煤炭石油天然气等化石能源，作为未来无碳循环物料和能源体系的基石。

1.2.3. 驱动力 3：发展氢能符合我国保障能源安全的发展方向

2020 年 12 月国务院新闻办公室 21 日发布《新时代的中国能源发展》白皮书提出走新时代能源高质量发展之路，并提出新时代的中国能源发展要贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，，围绕推动能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命，全方位加强国际合作，实现开放条件下能源安全。同时，党的二十大报告指出，要“以新安全格局保障新发展格局”。能源是保障社会发展和国家安全的重要物质基础，保障能源安全是发展的底线。
地缘冲突背景下能源波动性加剧，能源安全重要性凸显。2022年的俄乌地缘冲突，全球公共卫生事件等综合因素导致全球能源市场出现供需错配，全球能源市场波动加剧。能源安全重要性凸显。当前我国主要能源石油和天然气大量依赖进口，2022 年石油和天然气对外依赖度 71.2%和40.2%，高依赖度始终是国内能源供应格局所面临的挑战。
可再生能源的发展符合能源安全大方向。“十四五”期间，可再生能源发电量取得新突破，根据国家能源局数据，2022 年国内风电光伏发电量首次突破 1 万亿千瓦时，达到 1.19 万亿千瓦时，同比增长 21%，占全社会用电量的 13.8%，同比提高 2 个百分点，可再生能源整体发电量达到 2.7万亿千瓦时，占全社会总用电量 31.6%，较 2021 年提升 1.7%。

构建可再生能源——氢能产业链助力实现能源自主可控：风电、光伏等可再生能源不可避免的存在间歇性大，季节性强，波动性高的特点，这些特点给电网调峰填谷造成挑战。通过可再生能源电解水制氢的方式可以促进大规模可再生能源整合发电，能源消纳，并在跨地区能源分发，新增能源弹性缓冲，工业能源脱碳化等 7 个领域发挥重要作用。2023 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）》首次明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，同时确立工业副产氢和可再生制氢就近利用的氢能利用体系。确立 2025年可再生能源制氢量达到 10-20 万吨/年，实现 CO2 减排 100-200 万吨/年的，2023 年形成多元化氢能应用生态的目标。

2. 需求侧：氢为工业领域重要原料，2021年需求超过3300 万吨

根据中国煤炭工业协会数据，在 2017-2021 年中国氢气产量逐渐增长，2021 年氢气产量约 3342 万吨，较 2020 年增长 33.68%。其中炼化和煤化工需求约 820 万吨，合成氨需求 1080 万吨，甲醇需要 910 万吨，三者合计占比 85%以上。将绿氢替代当前作为原料用于煤化工、炼化、甲醇、合成氨的灰氢是节能减碳的重要路径。综合中国氢能联盟的数据，参考结合各行业的脱碳减排目标，2025年中国氢气需求量约 3500万吨，其中可再生氢约 200万吨，2030年碳达峰情境下氢气年达到需求 3715万吨，其中可再生绿氢量达 550 万吨。

全球工业用氢量近亿吨，体量近亿吨。放眼全球，合成氨、钢铁、甲醇、炼厂精炼都是氢气消纳大户，根据国际氢能署的数据，2021 年全球合成氨/钢铁/甲醇/精炼的需求量分别为 33.8/5.2/14.6/39.8 百万吨，合计 9340 万吨。

2.1. 煤化工：氢为合成氨以及合成甲醇关键原料

2.1.1. 煤制甲醇：碳氢配比是关键，空分补氢是核心

空分单元和水煤气变换单元，是整个煤制甲醇过程中是最主要的CO2排放单元。煤制甲醇主要包括煤气化、变换和甲醇合成三个单元。煤气化制合成气，合成气含有 CO、H2 及 CO2。合成甲醇反应 H2 和 CO 的比例是 2:1。水煤气变换，煤气中的 CO 通过水蒸气转化成 H2 和 CO2 来调整氢碳比。在水煤气交换过程中水煤气变换产生一分子的 H2，就会产生一分子的 CO2，这就是整个煤化工过程中产生高浓度 CO2 的地方，占整个煤化工过程 CO2 排放 70%，并且 CO2 的浓度非常高，可以达到95%。此外 30%的 CO2 来源是煤炭燃烧产生的用于空分消耗和煤化工厂加热所需的蒸汽。
氢耦合降低煤化工生产单耗和碳排。在合成甲醇的过程中补充H2，一方面可以通过直接加氢到变换单元达到氢碳比 2:1 的合成甲醇理想比例。
通过电解水制氢分解出的 O2 可满足空分中氧的需求。电解水制氢将煤化工过程中两个最耗能的单元、排放最大的单元替代掉，增加自产甲醇量，实现减碳。“绿氢”也作为气化原料降控分负荷，减少蒸汽消耗量，进而减少燃料煤消耗实现碳减排。参考《绿氢耦合煤化工系统的性能分析及发展建议》，60万吨煤制烯烃总需要 24万吨氢气，按照绿氢完全满足变换需求大约需要 16-17万吨绿氢，可将原先 660万吨 CO2排放降至 200 万吨，煤炭消耗量减半至 200 万吨原料煤和 50 万吨燃料煤。

根据《绿氢耦合煤化工系统的性能分析及发展建议》，2022年国内甲醇产量超过 8000万吨，其中 80%采用煤制甲醇工艺，该部分体量氢气需求 750 万吨。此外根据钢联数据，当前国内煤制烯烃产能 1538万吨，按照原煤替代量 50%极限假设，所需额外补氢 400 万吨。

2.1.2. 合成氨：补氢量高于甲醇，远期前景广阔

煤制合成氨通过煤气化、变换、氨的合成三个单元。因为氨最终的反应物是 H2O 和 N2，因此煤制合成氨中所有的碳都需要通过变换反应转化成氢气。生产一吨氨的二氧化碳排放量更大，也减排压力更大。但因为氨从构成来看最终不需要碳，因此流程上相对独立，电解水制出来的氢，跟空气分离过程出来的氮，直接合成就可以得到氨，也使得流程上的完全的绿氨更具备可行性。根据国家统计局数据，2022 年合成氨产量在5300 多万吨，其中四分之三即 4500 多万吨是通过煤制氨来生产的。若该部分完全由绿氨生产，则需要 800 万吨绿氢。此外，氨也适合作为储氢媒介发展。通过构建氢-氨-氢产业链将大幅利于碳减排。按照 2022 年5364 万吨合成氨，其中煤制合成氨约 4500 万吨，该部分所需氢气 800万吨。因合成氨的运输成本远低于氢，未来若采用氢-氨的能源路径，则氨的成长空间将大幅拓展氨的成长空间。

2.2. 石油化工：油品升级、减油增化增加用氢需求

石脑油是生产炼厂化工品的关键原料，但通常要通过对原油加氢处理推动优质燃料升级。石油化工最主要是常减压过程，把硫分离出来后，后续包括生产汽柴油、生产其他高端化工品，都是加氢精制的过程。
氢气主要作用包括加氢精制和加氢裂化。加氢精制主要将高纯氢与油品中硫、氮、氧以及金属杂质结合成为各类化合物从而使油品中留存为碳氢化合物，同时保护催化剂防止其中毒失去活性的过程。加氢裂化则是利用高纯氢在长链碳烃化合物裂解成短链碳烃化合物过程中将不饱和的烃转化为饱和烃从而提高轻质油的收率和产品饱和度并且降低杂质。
在“减油增化”趋势下，化工品的比例提升带来更大的加氢量。重整氢气、富氢气体提纯、制氢装置氢气生产。其中重整制氢可以满足炼厂原油精制过程 60%-70%的氢气需求，但额外 30%-40% 的氢气则通过其他方式补充，当前一般通过煤制氢或天然气制氢等方式获取。该部分氢为未来绿氢替代的主要空间。“双碳”目标下，未来炼厂制氢环节将是控碳的焦点之一，而可再生能源制氢与炼厂集成，实现绿氢炼化有望成为传统炼厂减碳的方向。

氢气管理能力是影响炼厂效益的核心。目前国内几家民营炼化均具备较强的加氢能力，浙石化一期加氢规模 2350 万吨，二期具备加氢规模 2435万吨，恒力石化加氢规模 2400 万吨，盛虹炼化加氢规模 1920 万吨。民营炼化大规模加氢能力提升了其化工品收率水平。根据中国石化联合会数据，2022 年国内炼油产能 9.2 亿吨/年，按照 1%的原油加氢比例测算，氢气需求在 920 万吨，其中约 300 万吨氢气需要额外提供。
3. 供给端：化石能源制氢为主导，绿氢发展从 0到 1

3.1. 化石能源制氢为主流，多种制氢方式并存

目前根据不同的制氢方式分为灰氢（化石燃料制氢）、蓝氢（化石燃料重整制氢）、绿氢（再生能源制氢），根据中国煤炭工业协会 2020 年的数据，国内工业制氢产能为 2500 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%，电解水制氢占比仅为 1%。从全球 2020 年的制氢结构来看，化石能源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%。工业副产氢占比 21%，此外化石燃料制氢+CCUS 的制氢方式占比有望提升。

氢气来源从灰氢往绿氢过渡。由于碳减排等要求的长期约束，绿氢成为未来替代当前灰氢的主要方向。

--- 报告摘录结束 更多内容请阅读报告原文 ---

报告合集专题一览 X 由【报告派】定期整理更新

（特别说明：本文来源于公开资料，摘录内容仅供参考，不构成任何投资建议，如需使用请参阅报告原文。）

精选报告来源：报告派

新能源 / 汽车 / 储能

新能源汽车 | 储能 | 锂电池 | 燃料电池 | 动力电池 | 动力电池回收 | 氢能源 | 充电桩 | 互联网汽车 | 智能驾驶 | 自动驾驶 | 汽车后市场 | 石油石化 | 煤化工 | 化工产业 | 磷化工 | 基础化工 | 加油站 | 新材料 | 石墨烯 | 高分子 | 耐火材料 | PVC | 聚氯乙烯 | 绿色能源 | 清洁能源 | 光伏 | 风力发电 | 海上发电