◆制氫技術(shù)多元化，因地制宜是關(guān)鍵。隨著燃料電池等氫能產(chǎn)業(yè)寫入國家戰(zhàn)略，氫能開發(fā)受到市場關(guān)注。制氫是氫能產(chǎn)業(yè)鏈最前端環(huán)節(jié)，當前技術(shù)路線多元化不存在單一最優(yōu)模式，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(fā)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(shù)量不足導(dǎo)致氫能利用發(fā)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(chǔ)設(shè)施構(gòu)建中，大規(guī)模制氫公司與城市門站之間重要可以管道方式運輸;城市內(nèi)部或區(qū)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(fā)揮一定優(yōu)勢。制氫環(huán)節(jié)未來沿海重要以化工副產(chǎn)制氫模式，內(nèi)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(chǎn)氫且就近消納是可行方案。

◆煤制氫是我國傳統(tǒng)煤化工轉(zhuǎn)型的突破口。我國傳統(tǒng)煤化工煤制甲醇項目產(chǎn)能利用率不足60%，重要分布于內(nèi)蒙古、山西等富煤地區(qū)，停產(chǎn)產(chǎn)能中45%采用煤制甲醇工藝。這部分產(chǎn)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?？紤]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(jù)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(nèi)容：

1、運輸是氫能利用的核心問題

1.1、制氫技術(shù)多元化，核心問題鋰離子電池廠家在運輸環(huán)節(jié)

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(yōu)勢。經(jīng)過工業(yè)領(lǐng)域數(shù)十年的發(fā)展，制氫工藝已經(jīng)較為成熟。根據(jù)國際可再生能源署測算，2017年全球氫原料市場規(guī)模為1150億美元，預(yù)計2022年將達到1550億美元。

氫能源主產(chǎn)業(yè)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(yīng)用等多個環(huán)節(jié)，由于技術(shù)、基礎(chǔ)設(shè)施不足等問題，目前各環(huán)節(jié)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(shù)路線和資源稟賦差異巨大;

儲存:關(guān)鍵材料、部件依賴進口，尚不具備產(chǎn)業(yè)化條件;

運輸:短時間重要以氣態(tài)高壓、車載運輸方式為主，經(jīng)濟性受到運距限制;

加注:加氫站缺乏統(tǒng)一審批規(guī)范，投資回收期長;

電堆:核心部件和材料國產(chǎn)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(wù)中明確將推動充電、加氫等設(shè)施建設(shè)。其實，自2011年以來有關(guān)部門已經(jīng)從戰(zhàn)略、產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)、科技、財政等方面相繼公布了一系列政策，引導(dǎo)鼓勵氫燃料電池等氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。隨著氫能應(yīng)用技術(shù)發(fā)展逐漸成熟，以及全球應(yīng)對氣候變化壓力持續(xù)增大，氫能產(chǎn)業(yè)關(guān)注度日益提升，氫能及燃料電池技術(shù)作為實現(xiàn)低碳環(huán)保發(fā)展的重要創(chuàng)新技術(shù)，正在迎接一輪高速發(fā)展窗口。

制氫是氫能產(chǎn)業(yè)鏈的最前端環(huán)節(jié)，當前技術(shù)路線多元化不存在單一最優(yōu)模式，要因地制宜選擇適合所在地資源稟賦、經(jīng)濟條件等客觀環(huán)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(shù)的成本及環(huán)保屬性都不相同，重要分為四種技術(shù)路線:工業(yè)尾氣副產(chǎn)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(yè)制氫的重要途徑。在石化、鋼鐵、焦化工業(yè)領(lǐng)域，氫氣一般以副產(chǎn)品的形式出現(xiàn)，在循環(huán)經(jīng)濟模式下被當做這些公司的重要化工原料或燃料。

全球來看，目前重要的制氫原料95%以上來源于傳統(tǒng)能源的化學(xué)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(chǎn)能占所有制氫產(chǎn)能的63%，此外產(chǎn)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(zhì)(6%)等。

1.2、氫氣屬于1類危險品，對運輸安全要求較高

氫氣在常溫常壓下為氣態(tài)，密度僅為0.0899千克/立方米。作為易燃氣體，它屬于1類危險品，與空氣混合能形成爆炸性混合物，遇熱即發(fā)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(shù)可以分為高壓氣態(tài)、液態(tài)、有機載體(LOHC)及固態(tài)儲氫運輸?shù)人念悺Ｆ渲懈邏簹鈶B(tài)運輸由于技術(shù)實現(xiàn)簡單及成本低等特征，應(yīng)用最為廣泛，而液態(tài)運輸次之。有機載體與固態(tài)運輸處于試驗階段，成熟度較低。

高壓氣態(tài)運輸

(1)集裝格:集裝格是采用鋼結(jié)構(gòu)框架將10-16只容積40L單瓶集裝在一起采用常規(guī)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(yīng)。

(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(gòu)成，采用大型拖車運輸。集國內(nèi)重要生產(chǎn)商中集安瑞科生產(chǎn)的集裝管束承受壓力20Mpa，每次可裝載氫氣約4000Nm3，重約460kg。

(3)管道運輸:通過在地下埋設(shè)無縫鋼管系統(tǒng)進行氫氣輸送，管道內(nèi)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(yōu)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(zhuǎn)化為液體形態(tài)，采用槽罐車進行運輸。相關(guān)于高壓氣態(tài)運輸，液態(tài)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、管道氫氣是當前最重要、成熟的氫氣運輸方式，為了分析其適合的使用場景及經(jīng)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)運輸成本重要包括:拖車折舊費、維護保養(yǎng)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(shè)測算:拖車價格100萬/臺，分10年折舊，殘值為0;每臺拖車要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新增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(shè)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

管道氫氣運輸成本重要包括管道建設(shè)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(nèi)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(shè)測算:采用φ508mm管道，年輸送能力10.04萬噸，建設(shè)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(shè)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(fā)現(xiàn):1.在滿負荷運營狀態(tài)下，管道運輸成本明顯優(yōu)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(nèi)，集裝管束(拖車)運輸成本優(yōu)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(jù)市場需求變化調(diào)整運輸車數(shù)量規(guī)模以提高利用率。而管道運輸?shù)慕?jīng)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(chǔ)設(shè)施構(gòu)建中，大規(guī)模制氫公司與城市門站之間重要可以管道方式運輸;城市內(nèi)部或區(qū)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(fā)揮優(yōu)勢。

1.4、考慮儲運成本，煤制氫或是內(nèi)陸地區(qū)重要方式

我國工業(yè)氣體生產(chǎn)領(lǐng)域起步較晚，大多數(shù)煉油公司多自建氫氣制造廠滿足本廠的氫氣要，專門氫氣制造公司數(shù)量不多并且發(fā)展速度較慢，現(xiàn)有氫氣制造業(yè)多分布于東部沿海地區(qū)。其中以廣東省、江蘇省、上海市、山東省、北京市公司最為集中。

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(chǎn)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(chǎn)能重要集中在內(nèi)蒙古、山西等地區(qū)，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(yōu)勢。未來制氫環(huán)節(jié)將呈現(xiàn)煤制氫、工業(yè)副產(chǎn)制氫、可再生能源制氫三大技術(shù)路線并存格局。沿海走化工副產(chǎn)制氫模式，內(nèi)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公司地域上呈逆向分布。煤炭資源地理分布總格局西多東少、北富南貧。區(qū)域分布上，華北地區(qū)占58%。其中山西、內(nèi)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(nèi)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(chǎn)業(yè)集中于三北地區(qū)，但根據(jù)當前加氫站的布局規(guī)劃，氫能需求重要集中在長三角、珠三角等相對發(fā)達地區(qū)。鑒于運輸成本在外部供應(yīng)加氫站成本結(jié)構(gòu)中比重較大，必然面對儲運問題。不同于已經(jīng)具備大規(guī)模管道運輸體系的天然氣，煤制氫現(xiàn)在重要用車輛運輸。車輛運輸?shù)慕?jīng)濟運輸半徑一般在100千米以內(nèi)。超過這個距離后運輸成本變高，煤制氫的經(jīng)濟性將大幅下降。

我國是煤制氫應(yīng)用最多國家之一，煤制氫的優(yōu)勢重要表現(xiàn)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(yōu)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(shù)成熟，可規(guī)?；a(chǎn)。清潔煤化工過程第一步產(chǎn)生的就是氫氣，煤制氫技術(shù)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(yè)龍頭公司爭相布局，推動了我國煤制氫技術(shù)的發(fā)展，一氧化碳轉(zhuǎn)換、氫氣分離提純、大規(guī)模空分等關(guān)鍵技術(shù)上實現(xiàn)了國產(chǎn)化。可以說，我國煤制氫技術(shù)已較為成熟，可支持規(guī)?；瘧?yīng)用，這是其他制氫路徑不具備的優(yōu)勢。

另一方面，不可否認煤炭作為傳統(tǒng)化石燃料在制氫過程中容易產(chǎn)生環(huán)保問題:

要通過CCS技術(shù)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(lián)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2005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(shù)才能實現(xiàn)減排。

要進行脫硫處理

合成氣中的硫來源于氣化用煤，重要以H2S形式存在。氣化用煤中的硫約有80%轉(zhuǎn)化成H2S進入煤氣，假如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(zhuǎn)的損傷，從而導(dǎo)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，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(xué)、我國一汽、重工鋼研等數(shù)十家公司和科研機構(gòu)共同發(fā)起的我國氫能聯(lián)盟在北京正式成立，聯(lián)盟成員單位從發(fā)起的20家新增到54家。國能投作為我國氫能聯(lián)盟首屆理事長單位，煤化工板塊年產(chǎn)超過400萬噸氫氣，已具備供應(yīng)4000萬輛燃料電池乘用車的制氫能力，在制氫產(chǎn)業(yè)有著得天獨厚的優(yōu)勢。集團正在加快布局從制氫到加氫站的氫能利用全產(chǎn)業(yè)鏈，并參與氫燃料電池的研制與開發(fā)，正計劃在江蘇如皋、陜西咸陽、內(nèi)蒙古包頭等地投資建設(shè)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(yè)副產(chǎn)是目前國內(nèi)最重要氫氣來源

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(fā)展當中。從資源稟賦及能源利用現(xiàn)狀等因素出發(fā)，煤炭氣化制氫、可再生能源制氫前景廣闊。從能源安全、經(jīng)濟發(fā)展穩(wěn)定等現(xiàn)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(lǐng)域，不被大眾所熟悉。前幾年由于環(huán)保要求提高，油品質(zhì)量升級步伐加快，煤制氫開始被煉油廠廣泛應(yīng)用。而2019年以來隨著燃料電池的火熱，煤制氫作為重要制氫路徑之一，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(guī)模約為80.5萬標準立方米/小時。煤/石油焦制氫仍然是我國煉廠制氫的主流工藝路線，根據(jù)亞化咨詢《我國煤制氫年度報告2018》統(tǒng)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(guī)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(huán)節(jié)，通過氣化將固體煤轉(zhuǎn)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(shù)得到氫氣。目前廣泛應(yīng)用的煤氣化技術(shù)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(shù)是以蒸汽、氧氣為氣化劑，將固體燃料轉(zhuǎn)化成煤氣的過程。代表性氣化爐重要是碎煤加壓氣化爐。碎煤加壓氣化爐是國內(nèi)操作最穩(wěn)定、技術(shù)最成熟的煤氣化技術(shù)之一，具有煤種適應(yīng)性廣泛、合成氣中富含CH4、副產(chǎn)品多、氧耗低、單爐生產(chǎn)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(zhì)效率高及產(chǎn)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(nèi)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(yīng)速度極快、廢水量少、處理簡單、環(huán)境友好的特點。

從有效氣成分的比較可知，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，關(guān)于以制取甲烷為目標產(chǎn)品的項目較有利。氣流床氣化技術(shù)合成氣有效成分較高，均能達到75%以上。氣流床技術(shù)是當前先進的潔凈煤氣化技術(shù)，也是煤氣化技術(shù)發(fā)展的主流方向，中石化、國家能源集團等國內(nèi)能源巨頭的大型煤制氫項目也重要采用這一技術(shù)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(shù)。水煤漿氣化的優(yōu)勢在于:(1)原料適應(yīng)性好，水煤漿氣化可以氣化煙煤、次煙煤和部分石油焦鋰離子電池;(2)制氫壓力高，與煉油氫氣需求壓力匹配性好;(3)產(chǎn)品匹配性好，氣化合成氣中氫氣含量高;(4)單臺爐投資低，設(shè)置備爐可確保氣化持續(xù)供氫。

2.2、傳統(tǒng)煤化工是潛在的煤制氫產(chǎn)能，可為改造基礎(chǔ)

煤制甲醇是傳統(tǒng)煤化工產(chǎn)業(yè)的重要組成部分。煤制氫作為煤制甲醇的前置環(huán)節(jié)，其產(chǎn)生的氫氣被用于甲醇合成。當前存在較多的煤制甲醇停產(chǎn)產(chǎn)能，這部分設(shè)備具有改造成專門制氫裝置的潛能。同時內(nèi)蒙古等褐煤儲量豐富的地區(qū)，可以充分發(fā)掘其成本優(yōu)勢。

(1)傳統(tǒng)煤化工及分布情況，可以成為改造的基礎(chǔ)內(nèi)蒙古是我國褐煤儲量、產(chǎn)量最豐富地區(qū)。褐煤是一種低階動力煤，它熱值低、煤質(zhì)較差，不適宜長距離運輸。目前褐煤消費重要方式包括:1)用作坑口電廠和工業(yè)鍋爐燃料，占總消費量70%;2)用作煤化工原料，生產(chǎn)深加工產(chǎn)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(jīng)濟價值相對較高，但過去受褐煤開發(fā)利用技術(shù)限制，煤化工并未發(fā)展成最大的褐煤消費行業(yè)。以褐煤為原料和燃料的煤化工項目重要分布在內(nèi)蒙古、東北三省及云南。其中內(nèi)蒙古褐煤利用率較高的公司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(qū)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;云南重要為云南煤化工集團的褐煤合成氨和甲醇項目。

目前褐煤重要生產(chǎn)礦井及消費公司均集中在國有大型公司旗下，其中褐煤生產(chǎn)礦井70%以上屬于國有公司，而褐煤重要消費公司也基本為國有五大發(fā)電集團。

神華集團:集團在蒙東地區(qū)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(chǎn)量達8000萬噸以上。

國電集團:集團下屬褐煤礦井重要位于內(nèi)蒙古錫林郭勒盟和赤峰市，年產(chǎn)褐煤近3000萬噸，褐煤煤質(zhì)低硫、低灰，發(fā)熱量2800-4800大卡/千克。

國電投集團:集團所屬煤礦年產(chǎn)褐煤6000萬噸，礦井數(shù)量雖然不多，但單礦產(chǎn)能較大。

華能集團:集團下屬褐煤礦井重要位于扎賁諾爾、伊敏河、寶日希勒礦區(qū)及大雁礦區(qū)，年產(chǎn)量4500萬噸左右。

(2)煤化工改造的可能性，改造的技術(shù)路線

煤制氣是傳統(tǒng)煤化工領(lǐng)域的基礎(chǔ)環(huán)節(jié)，屬于煤化工技術(shù)領(lǐng)域的關(guān)鍵性共性技術(shù)。產(chǎn)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(nèi)通過煤氣化生產(chǎn)的氫氣重要用作化工合成(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(shè)備通過一定改造即可成為專門制氫設(shè)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(qū)的投資，并新增變壓吸附(PSA)分離和凈化部分。

煤制甲醇是傳統(tǒng)煤化工最重要產(chǎn)業(yè)，目前國內(nèi)甲醇生產(chǎn)工藝重要有煤制甲醇、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(xiàn)狀制約，煤制甲醇成為國內(nèi)甲醇生產(chǎn)的重要方式，在三種煤化工制甲醇路線中，煤制甲醇占比75.2%。

根據(jù)工藝不同，甲醇裝置可分為單醇裝置與聯(lián)醇裝置，后者是甲醇、合成氨聯(lián)產(chǎn)工藝。從改造難度及經(jīng)濟性來講，單醇裝置更加適合，單醇煤制甲醇產(chǎn)能4011萬噸，占比達60%。

截至2017年末，我國甲醇總產(chǎn)能合計約8167萬噸，除長期停車裝置以外，長期有效產(chǎn)能約7644萬噸，同期全國精甲醇產(chǎn)量4529萬噸，產(chǎn)能利用率59.2%，行業(yè)存在產(chǎn)能過剩的情況。從統(tǒng)計的停產(chǎn)(持續(xù)兩年停產(chǎn))甲醇生產(chǎn)公司數(shù)據(jù)來看，煤制甲醇占比達44.5%。煤炭制氫為產(chǎn)能過剩的煤制甲醇細分行業(yè)帶來了新的需求。

根據(jù)測算2018年精甲醇產(chǎn)量4707萬噸，內(nèi)蒙古、山東、寧夏、陜西、河南、陜西、重慶、新疆、海南九省合計生產(chǎn)甲醇4001萬噸，占全國總產(chǎn)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(guī)模制氫，通常項目產(chǎn)能在5萬m3/h以上，單位產(chǎn)能投資額約1.5億m3/h，其中固定資產(chǎn)占項目總投資的80%以上。重要設(shè)備包括煤氣化、凈化、空分、輔助裝置，投資產(chǎn)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(shè)計規(guī)模為氫產(chǎn)量5.3萬m3/h，作為荊門石化1000萬噸油品質(zhì)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(chǎn)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(shù)和德國魯奇公司低溫甲醇洗工藝技術(shù)。

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(qū)的投資，并新增變壓吸附(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(shè)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(yù)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(tǒng)煤制甲醇裝置經(jīng)過改造可以成為專門制氫設(shè)備，同時部分煤炭資源豐富地區(qū)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(shù)量。

改造項目

從技術(shù)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(chǎn)能4011萬噸。我們以2018年各省甲醇產(chǎn)量為基礎(chǔ)，基于以下假設(shè)測算:

(1)各省甲醇產(chǎn)量占比等于單醇裝置產(chǎn)能產(chǎn)比;

(2)60萬噸/年煤制甲醇裝置配套60000Nm3/hPSA制氫裝置;

(3)設(shè)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(nèi)蒙古、山東、寧夏、陜西、河南、山西合計單醇產(chǎn)能占比達74%，改造后理論上每年可以供應(yīng)148.8億立方米氫氣。

由于設(shè)備改造比例具有不確定，改造力度取決于產(chǎn)業(yè)政策、盈利水平、環(huán)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(shù)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(chǎn)業(yè)發(fā)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(chǎn)煤礦總產(chǎn)能約35億噸。山西、內(nèi)蒙古、陜西、河南、貴州合計產(chǎn)能24.9億噸，占全國總產(chǎn)能71.5%。豐富的煤炭產(chǎn)能為煤制氫新建項目供應(yīng)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(shù)量，假設(shè)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/hPSA制氫裝置;(3)設(shè)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(jīng)驗來看，煤炭、天然氣均可作為大規(guī)模、穩(wěn)定的內(nèi)地制氫來源。與當前全球應(yīng)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(jīng)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(shù)成熟度和原料經(jīng)濟合理。比較而言，天然氣制氫單位投資低，煤制氫產(chǎn)量高，價格低廉，成本優(yōu)勢顯著。在天然氣價格較高和政策管控的情況下，煤制氫經(jīng)濟性好。

天然氣制氫重要流程包括常減壓蒸餾、催化裂化、催化重整和芳烴生產(chǎn)。甲烷水蒸氣重整技術(shù)自1926年首次應(yīng)用至今，經(jīng)過近80多年的工藝改進，是目前工業(yè)上天然氣制氫應(yīng)用最廣的方法。

煤制氫涉及復(fù)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(guān)鍵環(huán)節(jié)，可以得到不同純度的氫氣。一般情況下煤氣化要氧氣，因此煤炭制氫還要與之配套的空分系統(tǒng)。煤制氫的核心是煤氣化技術(shù)。

天然氣制氫成本重要由天然氣、燃料氣和制造成本構(gòu)成，其中天然氣價格占比73%，燃料氣占比14%、制造及財務(wù)費占比9%。

煤制氫成本重要由煤炭、氧氣、燃料動力能耗和制造成本構(gòu)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(chǎn)的26%。由于煤制氫氣投入大，制造及財務(wù)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(shè)條件如下:

(1)天然氣價格2018年沿江地區(qū)工業(yè)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(chǔ);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(chǔ)。

(2)氧氣外購成本0.5元/立方米，3.5MPa蒸汽100元/噸，1.0MPa蒸汽70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(shù)，建設(shè)投資12億元，天然氣制氫建設(shè)投資6億元。裝置10年折舊后殘值5%;修理費3%/年，財務(wù)費用按建設(shè)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，鋰離子電池煤炭的價格抗風險能力也要優(yōu)于天然氣。

在煤炭價格水平約600元/噸情形下，假如天然氣制氫要實現(xiàn)與煤制氫同樣的生產(chǎn)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(qū)工業(yè)天然氣價格在3-3.5元/立方米，華南地區(qū)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(qū)公司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(wěn)定。煤制氫的特點在于流程長，投資高，運行相對復(fù)雜，因煤炭價格相對較低，制氫成本低。當制氫規(guī)模低于5萬Nm3/h時，煤制氫的氫氣成本中固定資產(chǎn)折舊成本高，與天然氣制氫相比沒有優(yōu)勢。當制氫規(guī)模大于5萬Nm3/h，煤制氫成本中固定資產(chǎn)折舊成本較低，其氫氣成本具有競爭能力。制氫規(guī)模越大，煤制氫路線的成本優(yōu)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(shù)量不足導(dǎo)致氫能利用發(fā)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(chǔ)設(shè)施構(gòu)建中，大規(guī)模制氫公司與城市門站之間重要可以管道運輸;城市內(nèi)部或區(qū)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(fā)揮一定優(yōu)勢。制氫環(huán)節(jié)上未來沿海重要以化工副產(chǎn)制氫模式，內(nèi)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(chǎn)氫且就近消納是可行方案。

未來我國制氫產(chǎn)業(yè)將呈現(xiàn)煤制氫、工業(yè)副產(chǎn)制氫、可再生能源制氫三大技術(shù)路線并存格局。(1)沿海地區(qū):沿海地區(qū)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(tǒng)，運輸成本是限制沿海地區(qū)煤制氫的重要因素。氯堿、PDH和乙烷裂解等化工副產(chǎn)供氫是燃料電池車氫源的有效途徑。(2)非沿海地區(qū):東北、華北、西北等三北地區(qū)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(fā)展風電制氫項目，計劃在2020年完成21座加氫站建設(shè)項目。三西地區(qū)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(shè)目標，2018年雄韜氫能大同產(chǎn)業(yè)園項目的開工，該項目將建成年產(chǎn)能5萬套的燃料電池發(fā)動機生產(chǎn)基地與年產(chǎn)能5萬套的燃料電池電堆生產(chǎn)基地，年產(chǎn)值超過200億元。

整體產(chǎn)業(yè)的發(fā)展仍然是一個長期過程，短時間推進應(yīng)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(guān)注具有煤氣化資源優(yōu)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(guān)注在制氫領(lǐng)域積極布局的神華集團、兗礦集團等大型煤炭公司，其上市平臺分別是我國神華、兗州煤業(yè)。◆制氫技術(shù)多元化，因地制宜是關(guān)鍵。隨著燃料電池等氫能產(chǎn)業(yè)寫入國家戰(zhàn)略，氫能開發(fā)受到市場關(guān)注。制氫是氫能產(chǎn)業(yè)鏈最前端環(huán)節(jié)，當前技術(shù)路線多元化不存在單一最優(yōu)模式，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(fā)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(shù)量不足導(dǎo)致氫能利用發(fā)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(chǔ)設(shè)施構(gòu)建中，大規(guī)模制氫公司與城市門站之間重要可以管道方式運輸;城市內(nèi)部或區(qū)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(fā)揮一定優(yōu)勢。制氫環(huán)節(jié)未來沿海重要以化工副產(chǎn)制氫模式，內(nèi)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(chǎn)氫且就近消納是可行方案。

◆煤制氫是我國傳統(tǒng)煤化工轉(zhuǎn)型的突破口。我國傳統(tǒng)煤化工煤制甲醇項目產(chǎn)能利用率不足60%，重要分布于內(nèi)蒙古、山西等富煤地區(qū)，停產(chǎn)產(chǎn)能中45%采用煤制甲醇工藝。這部分產(chǎn)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?？紤]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(jù)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(nèi)容：

1、運輸是氫能利用的核心問題

1.1、制氫技術(shù)多元化，核心問題在運輸環(huán)節(jié)

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(yōu)勢。經(jīng)過工業(yè)領(lǐng)域數(shù)十年的發(fā)展，制氫工藝已經(jīng)較為成熟。根據(jù)國際可再生能源署測算，2017年全球氫原料市場規(guī)模為1150億美元，預(yù)計2022年將達到1550億美元。

氫能源主產(chǎn)業(yè)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(yīng)用等多個環(huán)節(jié)，由于技術(shù)、基礎(chǔ)設(shè)施不足等問題，目前各環(huán)節(jié)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(shù)路線和資源稟賦差異巨大;

儲存:關(guān)鍵材料、部件依賴進口，尚不具備產(chǎn)業(yè)化條件;

運輸:短時間重要以氣態(tài)高壓、車載運輸方式為主，經(jīng)濟性受到運距限制;

加注:加氫站缺乏統(tǒng)一審批規(guī)范，投資回收期長;

電堆:核心部件和材料國產(chǎn)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(wù)中明確將推動充電、加氫等設(shè)施建設(shè)。其實，自2011年以來有關(guān)部門已經(jīng)從戰(zhàn)略、產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)、科技、財政等方面相繼公布了一系列政策，引導(dǎo)鼓勵氫燃料電池等氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。隨著氫能應(yīng)用技術(shù)發(fā)展逐漸成熟，以及全球應(yīng)對氣候變化壓力持續(xù)增大，氫能產(chǎn)業(yè)關(guān)注度日益提升，氫能及燃料電池技術(shù)作為實現(xiàn)低碳環(huán)保發(fā)展的重要創(chuàng)新技術(shù)，正在迎接一輪高速發(fā)展窗口。

制氫是氫能產(chǎn)業(yè)鏈的最前端環(huán)節(jié)，當前技術(shù)路線多元化不存在單一最優(yōu)模式，要因地制宜選擇適合所在地資源稟賦、經(jīng)濟條件等客觀環(huán)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(shù)的成本及環(huán)保屬性都不相同，重要分為四種技術(shù)路線:工業(yè)尾氣副產(chǎn)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(yè)制氫的重要途徑。在石化、鋼鐵、焦化工業(yè)領(lǐng)域，氫氣一般以副產(chǎn)品的形式出現(xiàn)，在循環(huán)經(jīng)濟模式下被當做這些公司的重要化工原料或燃料。

全球來看，目前重要的制氫原料95%以上來源于傳統(tǒng)能源的化學(xué)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(chǎn)能占所有制氫產(chǎn)能的63%，此外產(chǎn)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(zhì)(6%)等。

1.2、氫氣屬于1類危險品，對運輸安全要求較高

氫氣在常溫常壓下為氣態(tài)，密度僅為0.0899千克/立方米。作為易燃氣體，它屬于1類危險品，與空氣混合能形成爆炸性混合物，遇熱即發(fā)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(shù)可以分為高壓氣態(tài)、液態(tài)、有機載體(LOHC)及固態(tài)儲氫運輸?shù)人念?。其中高壓氣態(tài)運輸由于技術(shù)實現(xiàn)簡單及成本低等特征，應(yīng)用最為廣泛，而液態(tài)運輸次之。有機載體與固態(tài)運輸處于試驗階段，成熟度較低。

高壓氣態(tài)運輸

(1)集裝格:集裝格是采用鋼結(jié)構(gòu)框架將10-16只容積40L單瓶集裝在一起采用常規(guī)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(yīng)。

(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(gòu)成，采用大型拖車運輸。集國內(nèi)重要生產(chǎn)商中集安瑞科生產(chǎn)的集裝管束承受壓力20Mpa，每次可裝載氫氣約4000Nm3，重約460kg。

(3)管道運輸:通過在地下埋設(shè)無縫鋼管系統(tǒng)進行氫氣輸送，管道內(nèi)氫氣壓力一般4Mpa，輸送速鉅大鋰電度可達到20m/s。管道運輸具有速度快、效率高的優(yōu)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(zhuǎn)化為液體形態(tài)，采用槽罐車進行運輸。相關(guān)于高壓氣態(tài)運輸，液態(tài)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、管道氫氣是當前最重要、成熟的氫氣運輸方式，為了分析其適合的使用場景及經(jīng)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)運輸成本重要包括:拖車折舊費、維護保養(yǎng)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(shè)測算:拖車價格100萬/臺，分10年折舊，殘值為0;每臺拖車要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新增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(shè)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

管道氫氣運輸成本重要包括管道建設(shè)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(nèi)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(shè)測算:采用φ508mm管道，年輸送能力10.04萬噸，建設(shè)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(shè)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(fā)現(xiàn):1.在滿負荷運營狀態(tài)下，管道運輸成本明顯優(yōu)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(nèi)，集裝管束(拖車)運輸成本優(yōu)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(jù)市場需求變化調(diào)整運輸車數(shù)量規(guī)模以提高利用率。而管道運輸?shù)慕?jīng)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(chǔ)設(shè)施構(gòu)建中，大規(guī)模制氫公司與城市門站之間重要可以管道方式運輸;城市內(nèi)部或區(qū)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(fā)揮優(yōu)勢。

1.4、考慮儲運成本，煤制氫或是內(nèi)陸地區(qū)重要方式

我國工業(yè)氣體生產(chǎn)領(lǐng)域起步較晚，大多數(shù)煉油公司多自建氫氣制造廠滿足本廠的氫氣要，專門氫氣制造公司數(shù)量不多并且發(fā)展速度較慢，現(xiàn)有氫氣制造業(yè)多分布于東部沿海地區(qū)。其中以廣東省、江蘇省、上海市、山東省、北京市公司最為集中。

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(chǎn)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(chǎn)能重要集中在內(nèi)蒙古、山西等地區(qū)，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(yōu)勢。未來制氫環(huán)節(jié)將呈現(xiàn)煤制氫、工業(yè)副產(chǎn)制氫、可再生能源制氫三大技術(shù)路線并存格局。沿海走化工副產(chǎn)制氫模式，內(nèi)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公司地域上呈逆向分布。煤炭資源地理分布總格局西多東少、北富南貧。區(qū)域分布上，華北地區(qū)占58%。其中山西、內(nèi)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(nèi)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(chǎn)業(yè)集中于三北地區(qū)，但根據(jù)當前加氫站的布局規(guī)劃，氫能需求重要集中在長三角、珠三角等相對發(fā)達地區(qū)。鑒于運輸成本在外部供應(yīng)加氫站成本結(jié)構(gòu)中比重較大，必然面對儲運問題。不同于已經(jīng)具備大規(guī)模管道運輸體系的天然氣，煤制氫現(xiàn)在重要用車輛運輸。車輛運輸?shù)慕?jīng)濟運輸半徑一般在100千米以內(nèi)。超過這個距離后運輸成本變高，煤制氫的經(jīng)濟性將大幅下降。

我國是煤制氫應(yīng)用最多國家之一，煤制氫的優(yōu)勢重要表現(xiàn)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(yōu)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(shù)成熟，可規(guī)?；a(chǎn)。清潔煤化工過程第一步產(chǎn)生的就是氫氣，煤制氫技術(shù)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(yè)龍頭公司爭相布局，推動了我國煤制氫技術(shù)的發(fā)展，一氧化碳轉(zhuǎn)換、氫氣分離提純、大規(guī)模空分等關(guān)鍵技術(shù)上實現(xiàn)了國產(chǎn)化。可以說，我國煤制氫技術(shù)已較為成熟，可支持規(guī)模化應(yīng)用，這是其他制氫路徑不具備的優(yōu)勢。

另一方面，不可否認煤炭作為傳統(tǒng)化石燃料在制氫過程中容易產(chǎn)生環(huán)保問題:

要通過CCS技術(shù)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(lián)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2005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(shù)才能實現(xiàn)減排。

要進行脫硫處理

合成氣中的硫來源于氣化用煤，重要以H2S形式存在。氣化用煤中的硫約有80%轉(zhuǎn)化成H2S進入煤氣，假如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(zhuǎn)的損傷，從而導(dǎo)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，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(xué)、我國一汽、重工鋼研等數(shù)十家公司和科研機構(gòu)共同發(fā)起的我國氫能聯(lián)盟在北京正式成立，聯(lián)盟成員單位從發(fā)起的20家新增到54家。國能投作為我國氫能聯(lián)盟首屆理事長單位，煤化工板塊年產(chǎn)超過400萬噸氫氣，已具備供應(yīng)4000萬輛燃料電池乘用車的制氫能力，在制氫產(chǎn)業(yè)有著得天獨厚的優(yōu)勢。集團正在加快布局從制氫到加氫站的氫能利用全產(chǎn)業(yè)鏈，并參與氫燃料電池的研制與開發(fā)，正計劃在江蘇如皋、陜西咸陽、內(nèi)蒙古包頭等地投資建設(shè)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(yè)副產(chǎn)是目前國內(nèi)最重要氫氣來源

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(fā)展當中。從資源稟賦及能源利用現(xiàn)狀等因素出發(fā)，煤炭氣化制氫、可再生能源制氫前景廣闊。從能源安全、經(jīng)濟發(fā)展穩(wěn)定等現(xiàn)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(lǐng)域，不被大眾所熟悉。前幾年由于環(huán)保要求提高，油品質(zhì)量升級步伐加快，煤制氫開始被煉油廠廣泛應(yīng)用。而2019年以來隨著燃料電池的火熱，煤制氫作為重要制氫路徑之一，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(guī)模約為80.5萬標準立方米/小時。煤/石油焦制氫仍然是我國煉廠制氫的主流工藝路線，根據(jù)亞化咨詢《我國煤制氫年度報告2018》統(tǒng)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(guī)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(huán)節(jié)，通過氣化將固體煤轉(zhuǎn)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(shù)得到氫氣。目前廣泛應(yīng)用的煤氣化技術(shù)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(shù)是以蒸汽、氧氣為氣化劑，將固體燃料轉(zhuǎn)化成煤氣的過程。代表性氣化爐重要是碎煤加壓氣化爐。碎煤加壓氣化爐是國內(nèi)操作最穩(wěn)定、技術(shù)最成熟的煤氣化技術(shù)之一，具有煤種適應(yīng)性廣泛、合成氣中富含CH4、副產(chǎn)品多、氧耗低、單爐生產(chǎn)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(zhì)效率高及產(chǎn)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(nèi)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(yīng)速度極快、廢水量少、處理簡單、環(huán)境友好的特點。

從有效氣成分的比較可知，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，關(guān)于以制取甲烷為目標產(chǎn)品的項目較有利。氣流床氣化技術(shù)合成氣有效成分較高，均能達到75%以上。氣流床技術(shù)是當前先進的潔凈煤氣化技術(shù)，也是煤氣化技術(shù)發(fā)展的主流方向，中石化、國家能源集團等國內(nèi)能源巨頭的大型煤制氫項目也重要采用這一技術(shù)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(shù)。水煤漿氣化的優(yōu)勢在于:(1)原料適應(yīng)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(chǎn)品匹配性好，氣化合成氣中氫氣含量高;(4)單臺爐投資低，設(shè)置備爐可確保氣化持續(xù)供氫。

2.2、傳統(tǒng)煤化工是潛在的煤制氫產(chǎn)能，可為改造基礎(chǔ)

煤制甲醇是傳統(tǒng)煤化工產(chǎn)業(yè)的重要組成部分。煤制氫作為煤制甲醇的前置環(huán)節(jié)，其產(chǎn)生的氫氣被用于甲醇合成。當前存在較多的煤制甲醇停產(chǎn)產(chǎn)能，這部分設(shè)備具有改造成專門制氫裝置的潛能。同時內(nèi)蒙古等褐煤儲量豐富的地區(qū)，可以充分發(fā)掘其成本優(yōu)勢。

(1)傳統(tǒng)煤化工及分布情況，可以成為改造的基礎(chǔ)內(nèi)蒙古是我國褐煤儲量、產(chǎn)量最豐富地區(qū)。褐煤是一種低階動力煤，它熱值低、煤質(zhì)較差，不適宜長距離運輸。目前褐煤消費重要方式包括:1)用作坑口電廠和工業(yè)鍋爐燃料，占總消費量70%;2)用作煤化工原料，生產(chǎn)深加工產(chǎn)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(jīng)濟價值相對較高，但過去受褐煤開發(fā)利用技術(shù)限制，煤化工并未發(fā)展成最大的褐煤消費行業(yè)。以褐煤為原料和燃料的煤化工項目重要分布在內(nèi)蒙古、東北三省及云南。其中內(nèi)蒙古褐煤利用率較高的公司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(qū)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;云南重要為云南煤化工集團的褐煤合成氨和甲醇項目。

目前褐煤重要生產(chǎn)礦井及消費公司均集中在國有大型公司旗下，其中褐煤生產(chǎn)礦井70%以上屬于國有公司，而褐煤重要消費公司也基本為國有五大發(fā)電集團。

神華集團:集團在蒙東地區(qū)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(chǎn)量達8000萬噸以上。

國電集團:集團下屬褐煤礦井重要位于內(nèi)蒙古錫林郭勒盟和赤峰市，年產(chǎn)褐煤近3000萬噸，褐煤煤質(zhì)低硫、低灰，發(fā)熱量2800-4800大卡/千克。

國電投集團:集團所屬煤礦年產(chǎn)褐煤6000萬噸，礦井數(shù)量雖然不多，但單礦產(chǎn)能較大。

華能集團:集團下屬褐煤礦井重要位于扎賁諾爾、伊敏河、寶日希勒礦區(qū)及大雁礦區(qū)，年產(chǎn)量4500萬噸左右。

(2)煤化工改造的可能性，改造的技術(shù)路線

煤制氣是傳統(tǒng)煤化工領(lǐng)域的基礎(chǔ)環(huán)節(jié)，屬于煤化工技術(shù)領(lǐng)域的關(guān)鍵性共性技術(shù)。產(chǎn)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(nèi)通過煤氣化生產(chǎn)的氫氣重要用作化工合成(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(shè)備通過一定改造即可成為專門制氫設(shè)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(qū)的投資，并新增變壓吸附(PSA)分離和凈化部分。

煤制甲醇是傳統(tǒng)煤化工最重要產(chǎn)業(yè)，目前國內(nèi)甲醇生產(chǎn)工藝重要有煤制甲醇、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(xiàn)狀制約，煤制甲醇成為國內(nèi)甲醇生產(chǎn)的重要方式，在三種煤化工制甲醇路線中，煤制甲醇占比75.2%。

根據(jù)工藝不同，甲醇裝置可分為單醇裝置與聯(lián)醇裝置，后者是甲醇、合成氨聯(lián)產(chǎn)工藝。從改造難度及經(jīng)濟性來講，單醇裝置更加適合，單醇煤制甲醇產(chǎn)能4011萬噸，占比達60%。

截至2017年末，我國甲醇總產(chǎn)能合計約8167萬噸，除長期停車裝置以外，長期有效產(chǎn)能約7644萬噸，同期全國精甲醇產(chǎn)量4529萬噸，產(chǎn)能利用率59.2%，行業(yè)存在產(chǎn)能過剩的情況。從統(tǒng)計的停產(chǎn)(持續(xù)兩年停產(chǎn))甲醇生產(chǎn)公司數(shù)據(jù)來看，煤制甲醇占比達44.5%。煤炭制氫為產(chǎn)能過剩的煤制甲醇細分行業(yè)帶來了新的需求。

根據(jù)測算2018年精甲醇產(chǎn)量4707萬噸，內(nèi)蒙古、山東、寧夏、陜西、河南、陜西、重慶、新疆、海南九省合計生產(chǎn)甲醇4001萬噸，占全國總產(chǎn)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(guī)模制氫，通常項目產(chǎn)能在5萬m3/h以上，單位產(chǎn)能投資額約1.5億m3/h，其中固定資產(chǎn)占項目總投資的80%以上。重要設(shè)備包括煤氣化、凈化、空分、輔助裝置，投資產(chǎn)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(shè)計規(guī)模為氫產(chǎn)量5.3萬m3/h，作為荊門石化1000萬噸油品質(zhì)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(chǎn)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(shù)和德國魯奇公司低溫甲醇洗工藝技術(shù)。

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(qū)的投資，并新增變壓吸附(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(shè)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(yù)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(tǒng)煤制甲醇裝置經(jīng)過改造可以成為專門制氫設(shè)備，同時部分煤炭資源豐富地區(qū)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(shù)量。

改造項目

從技術(shù)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(chǎn)能4011萬噸。我們以2018年各省甲醇產(chǎn)量為基礎(chǔ)，基于以下假設(shè)測算:

(1)各省甲醇產(chǎn)量占比等于單醇裝置產(chǎn)能產(chǎn)比;

(2)60萬噸/年煤制甲醇裝置配套60000Nm3/hPSA制氫裝置;

(3)設(shè)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(nèi)蒙古、山東、寧夏、陜西、河南、山西合計單醇產(chǎn)能占比達74%，改造后理論上每年可以供應(yīng)148.8億立方米氫氣。

由于設(shè)備改造比例具有不確定，改造力度取決于產(chǎn)業(yè)政策、盈利水平、環(huán)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(shù)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(chǎn)業(yè)發(fā)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(chǎn)煤礦總產(chǎn)能約35億噸。山西、內(nèi)蒙古、陜西、河南、貴州合計產(chǎn)能24.9億噸，占全國總產(chǎn)能71.5%。豐富的煤炭產(chǎn)能為煤制氫新建項目供應(yīng)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(shù)量，假設(shè)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/hPSA制氫裝置;(3)設(shè)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(jīng)驗來看，煤炭、天然氣均可作為大規(guī)模、穩(wěn)定的內(nèi)地制氫來源。與當前全球應(yīng)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(jīng)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(shù)成熟度和原料經(jīng)濟合理。比較而言，天然氣制氫單位投資低，煤制氫產(chǎn)量高，價格低廉，成本優(yōu)勢顯著。在天然氣價格較高和政策管控的情況下，煤制氫經(jīng)濟性好。

天然氣制氫重要流程包括常減壓蒸餾、催化裂化、催化重整和芳烴生產(chǎn)。甲烷水蒸氣重整技術(shù)自1926年首次應(yīng)用至今，經(jīng)過近80多年的工藝改進，是目前工業(yè)上天然氣制氫應(yīng)用最廣的方法。

煤制氫涉及復(fù)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(guān)鍵環(huán)節(jié)，可以得到不同純度的氫氣。一般情況下煤氣化要氧氣，因此煤炭制氫還要與之配套的空分系統(tǒng)。煤制氫的核心是煤氣化技術(shù)。

天然氣制氫成本重要由天然氣、燃料氣和制造成本構(gòu)成，其中天然氣價格占比73%，燃料氣占比14%、制造及財務(wù)費占比9%。

煤制氫成本重要由煤炭、氧氣、燃料動力能耗和制造成本構(gòu)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(chǎn)的26%。由于煤制氫氣投入大，制造及財務(wù)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(shè)條件如下:

(1)天然氣價格2018年沿江地區(qū)工業(yè)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(chǔ);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(chǔ)。

(2)氧氣外購成本0.5元/立方米，3.5MPa蒸汽100元/噸，1.0MPa蒸汽70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(shù)，建設(shè)投資12億元，天然氣制氫建設(shè)投資6億元。裝置10年折舊后殘值5%;修理費3%/年，財務(wù)費用按建設(shè)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(yōu)于天然氣。

在煤炭價格水平約600元/噸情形下，假如天然氣制氫要實現(xiàn)與煤制氫同樣的生產(chǎn)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(qū)工業(yè)天然氣價格在3-3.5元/立方米，華南地區(qū)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(qū)公司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(wěn)定。煤制氫的特點在于流程長，投資高，運行相對復(fù)雜，因煤炭價格相對較低，制氫成本低。當制氫規(guī)模低于5萬Nm3/h時，煤制氫的氫氣成本中固定資產(chǎn)折舊成本高，與天然氣制氫相比沒有優(yōu)勢。當制氫規(guī)模大于5萬Nm3/h，煤制氫成本中固定資產(chǎn)折舊成本較低，其氫氣成本具有競爭能力。制氫規(guī)模越大，煤制氫路線的成本優(yōu)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(shù)量不足導(dǎo)致氫能利用發(fā)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(chǔ)設(shè)施構(gòu)建中，大規(guī)模制氫公司與城市門站之間重要可以管道運輸;城市內(nèi)部或區(qū)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(fā)揮一定優(yōu)勢。制氫環(huán)節(jié)上未來沿海重要以化工副產(chǎn)制氫模式，內(nèi)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(chǎn)氫且就近消納是可行方案。

未來我國制氫產(chǎn)業(yè)將呈現(xiàn)煤制氫、工業(yè)副產(chǎn)制氫、可再生能源制氫三大技術(shù)路線并存格局。(1)沿海地區(qū):沿海地區(qū)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(tǒng)，運輸成本是限制沿海地區(qū)煤制氫的重要因素。氯堿、PDH和乙烷裂解等化工副產(chǎn)供氫是燃料電池車氫源的有效途徑。(2)非沿海地區(qū):東北、華北、西北等三北地區(qū)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(fā)展風電制氫項目，計劃在2020年完成21座加氫站建設(shè)項目。三西地區(qū)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(shè)目標，2018年雄韜氫能大同產(chǎn)業(yè)園項目的開工，該項目將建成年產(chǎn)能5萬套的燃料電池發(fā)動機生產(chǎn)基地與年產(chǎn)能5萬套的燃料電池電堆生產(chǎn)基地，年產(chǎn)值超過200億元。

整體產(chǎn)業(yè)的發(fā)展仍然是一個長期過程，短時間推進應(yīng)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(guān)注具有煤氣化資源優(yōu)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(guān)注在制氫領(lǐng)域積極布局的神華集團、兗礦集團等大型煤炭公司，其上市平臺分別是我國神華、兗州煤業(yè)。