解读中国能源体系转型与氢能源发展：化石燃料制氢、工业副产氢、电解水制氢、天然气制氢等

云道资本 2023-11-24

中国能源体系面临着三大关键问题，而氢能源作为绿色零碳的二次能源，是解决我国能源问题能源体系转型、实现碳中和碳达峰、构建能源领域双循环体系、保障国家能源安全的必经之路。在政府端持续政策红利释放、产业端需求驱动、技术迭代支撑下，氢能产业发展已迎来窗口期。

氢能源——可持续的清洁零碳能源，万亿市场蓄势待发

氢能源被视为21世纪最具发展潜力的清洁能源，21世纪来，中国和美国、日本、加拿大、欧盟等都制定了氢能发展规划，并且取得了多方面的进展。当今世界开发新能源迫在眉睫，随着化石燃料消耗的日益增加，其储量日益减少，且环境污染、气候变暖等问题日益突出，迫切需要不依赖化石燃料的储量丰富的新型含能体能源，氢正是这样的理想的新型含能体能源。

氢能产业发展迎来窗口期

1、中国可再生能源消纳能力提升远远滞后于发电占比的提升。大规模的可再生能源发电是实现碳中和的关键一步，但风电、光伏发电间歇性、波动性强，电网消纳压力较大，且电能为二次能源、过程能源，难以直接存储，其储用过程存在较大损耗。清洁电力占比持续升高的同时，“弃风、弃光”等能源浪费问题，电网解列等电力安全问题，适宜规模风光发电区距东部用电集中区距离远、电网输电压力大损耗大问题更加突出。而氢能可直接生产、存储、应用，通过离网风光电电解制氢，可实现电能大规模、长周期、跨区域储存及更广范围应用

2、我国能源呈现“多煤少油少气”的局面，且石油、天然气在终端消费占比始终处于高位，自给率严重低下，中国能源领域外贸逆差2021年高达3611亿美元，与6762亿美元总体贸易顺差数量级相当，能源安全问题始终未得到根本解决，能源领域“双循环”也根本无法实现。绿氢与绿电耦合可有效提升能源体系运转效率，有望显著提升能源自给率，为构建国内循环为主的新格局、推动经济的持续高质量发展、保障国家能源体系安全注入新动力

3、工业等广大下游应用场景脱碳极其困难，冶金、化工、建材等大中型场景对化石能源的需求极为刚性。IEA将能源划分为热能、电能、交通燃料三大层次，而现有能源体系中，只有石油可以同时满足电、热、燃料三大层次能源需求；但氢能源的出现，颠覆了这一格局，氢能是零碳、高效、无污染的“万能燃料”，既能像石油一样满足三大层次能源需求，且热值是同等重量汽油的3倍，在交通、冶金、化工等广泛领域拥有替代化石能源的潜力

目前主要应用场景

氢能源拥有丰富的应用场景，现阶段主要作为工业原料使用。2021年全球氢气需求超过9400万吨。我国是全球最大氢气消费国，需求量约2800万吨，占全球的30%；全球来看，氢气主要用于化工(合成氨/合成甲醇)和炼油。

我国氢气应用领域同样以化工为主，56%的氢气被用于化工合成，9%用于炼油，16%作为尾气直接燃烧，氢作为能源的应用程度不高。

全球氢能源应用场景

炼油 42%

工业-合成氢 37%

工业-合成甲醇 16%

工业-钢铁 5%

交通/建筑及其他 0.01%

中国氢能源应用场景

工业-合成氨 37%

甲醇 19%

其他 19%

直接燃烧16%

炼油 9%

推广应用场景

交通、建筑、电力

制氢概述

短期内成本因素主导，长期由零碳引领

制氢路径对比——短期内由经济性优势主导，零碳/负碳属性是长期决胜关键

氢气制取目前主流三大路径为: 化石燃料制 (灰)、工业副产(蓝) 、电解水制(绿)，此外还存在着光催化制氢、超临界水制氢、生物质制氢、核能制氢等若干新兴技术路线 (一般是与三大主流制氢路径祸合) 。短期内，经济性是各技术路径应用快慢的主导因素: 中长期看，零碳/负碳属性及可持续性是关键

化石燃料制氢 (灰氢)：以煤或天然气为原料，技术成熟、成本最低，但碳排放量最高; 随煤价波动与其他制氢方式规模化应用带来的成本下探其成本优势不断减弱:加之化石燃料的不可再生性与减排压力，其扩张空间有限，以存量市场为主: 存量产能需结合碳捕捉技术，以降低碳排放

工业副产氢 (蓝氢)：在氟碱、轻烃利用等化工产品生产时同时获得副产氢，该技术制氢成本较低，经济效益显著，但氢只作为生产的副产品氢气的制备规模取决于主产品制备规模，难以实现稳定的大规模供应，无法作为长期稳定的氢气来源。只作为补充性新源与短期内的过渡路线

电解水制氢 (绿氢)：利用水的电解反应制备氢气，实现索碳排: 目前成本仍是制约其大规模应用的关键因素，其成本主要在于清洁电力端电价(全离网风光祸合) 与设备端(电解槽等关键设备固定投资)，伴随着清洁电力电价与电解设备价格下探，规模化应用后环境效益与经济效益双优势凸显，将逐步成为主流制氨路径

未来发展趋势

灰氢为主，绿氢不断渗透成确定性主流制氢路径

目前全球氢气制取仍以灰氢为主，2021年全球氢气产量达9400万吨，其中灰氢占比80%以上，清洁制氢 (电解水/化石燃料+CCUS) 占比不足1%。中国2022年氢气产量达3781万吨，产氢规模占全球1/3以上，但同样也以灰氢为主 (80%)，清洁制氢占比较低

据IEA预测，2030年全球负气产量将达1.8亿吨，较2021年实现翻倍:其中地量产量将主要由电解水制氢提供。电解水制氢产量将由2021年的4万吨级大幅升至6170万吨:合CCUS的化石燃料制氢产量将从2021年的60万吨增至3300万吨，清洁制氢方式将成为主流。

灰氢——最为成熟、应用广泛，提纯与碳捕捉环节蕴含新机遇

中国灰氢发展概况——煤制氢为主，早期新机会有限，重点关注先进提纯及碳捕捉技术

化石燃料制氢：

煤制氢：煤在气化炉中与水蒸气发生分步反应制备氢气

天然气制氢：天然气中甲烷与水燕气发生分步反应生成氢气(反应前需进行脱硫处理，以防催化剂中毒)

中国化石能源储量“富煤少气”特点

中国天然气含硫量高，预处理工艺复杂

中国天然气制氢路线经济性较差，化石燃料制氢以煤制氢为主

煤制氢核心设备是煤气化炉，为大型化工设备，前期固定投资高，近于大规模集中化生产，目前主要玩家为拥有大型煤气化设备的国资或大型民营化工企业，产能产量稳定，增量空间有限，且目前成本受煤价影响变化显著，随着其他制氢路径的规模化应用带来的降本，该路径经济性优势也将逐步丧失

目前化石燃料制取氨虽占比较高，但该方式制取的氢气杂质多、纯度低，需经提纯才可用于下游的燃料电池等；且煤制氢/天然气制氢会排放大量二氧化碳(煤制氢约19ke CO2/ke H2 、天然气制氢约为10kC02kg H2)，需结合碳捕集利用封存技术以降低碳排 (煤制氢结合CCUS后碳排降低至2 kgCO2/kgH2，但成本会增加12元/kg，近乎翻倍)

故我们认为灰氢制取路径的早期投资机会点在于先进的提纯及碳捕捉技术环节。

碳捕捉环节

中短期内固定碳源传统CCUS为主，长期看DACCS将成增量主力

碳捕捉三大技术路径定义及对比

在碳的捕集、输送、利用与封夺环节中，碳捕集是CCUS过程中能耗与成本最高的环节，目前碳捕集技术可分为传统的碳捕集(传统CCUS)生物质碳捕集 (BECCS) 、直接从空气捕集二氧化碳(DACCS) 三种技术路径

传统CCUS：传统CCUS捕提一般指化石燃料电厂，化工等固定碳源场景下对二氧化碳的捕集利用封存技术，该技术通过吸入困定碳源场景生成的工业排放其他，通过吸附剂的吸附实现碳捕捉

BECCS：指C02由植被从大气中提取出来，然后在生物质燃烧时从燃烧产物中回收CO2的过程。该技术要求生物质燃烧过程也必须由清洁能源提供，且需保证生物质原料的稳定供应

DACCS：空气通过工业级风扇吸入DAC系统，使空气通过困/液态吸附剂，去除C02并将其余空气返回大气并输出CO2:而完成捕集后的吸附剂通过变温变压等进行吸附剂再生，可再次应用。

本文内容来源于：云道资本，责任编辑：胡静，审核人：李峥

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