公用事业行业氢能与燃料电池产业前沿系列一:氢能时代,点煤成金

制氢技术多元化,因地制宜是关键。随着燃料电池等氢能产业写入国家战略,氢能开发受到市场关注。制氢是氢能产业链最前端环节,当前技术路线多元化不存在单一最优模式,需要因地制宜。我国作为煤炭资源大国,煤制氢是未来煤炭清洁利用的重要突破口。

储氢、运氢是氢能利用发展的掣肘。当前,氢气运输瓶颈尚未完全突破、成本较高,且加氢站数量不足导致氢能利用发展滞后。我们对目前三大运输方式进行理论测算后认为,未来全国氢气储运基础设施构建中,大规模制氢企业与城市门站之间主要可以管道方式运输;城市内部或区域之间中短距离可以集装管束(拖车)运输,液氢槽罐车则能在300公里以上的远距离需求中发挥一定优势。制氢环节未来沿海主要以化工副产制氢模式,内陆则是煤制氢与可再生能源制氢并存。我国煤炭资源与能源消费地呈逆向分布,考虑储氢、运氢成本较高,资源地产氢且就近消纳是可行方案。

煤制氢是我国传统煤化工转型的突破口。我国传统煤化工煤制甲醇项目产能利用率不足60%,主要分布于内蒙古、山西等富煤地区,停产产能中45%采用煤制甲醇工艺。这部分产能具有改造成专门制氢装置的潜能,其改造成本为新建项目的65%。煤制氢相比天然气制氢具有较好的成本竞争力,价格约0.9元/立方米。考虑到未来对煤化工褐煤的利用可能,成本还存在下降空间。根据我们敏感性测算,若改造比例达10%,全国单醇装置可供给124万辆燃料电池车;若煤化工消费占比提升1个百分点,全国新建煤制氢项目可供给543万辆燃料电池车。

投资建议:未来我国制氢产业将呈现煤制氢、工业副产制氢、可再生能源制氢三大技术路线并存格局。(1)沿海地区:加氢站与煤炭资源呈逆向分布。由于尚未建立完善的氢气疏运系统,运输成本是限制沿海地区煤制氢的主要因素;氯碱、PDH和乙烷裂解等化工副产供氢是燃料电池车氢源的有效途径。(2)非沿海地区:东北、华北、西北等“三北”地区光伏、风能等分布式可再生资源丰富,过剩电力可用于电解制氢。以河北张家口为例,为了解决弃风问题,地方政府大力发展风电制氢项目,计划在2020年完成21座加氢站建设项目。“三西”地区煤炭资源丰富,煤制氢潜力巨大:以山西为例,大同市已提出“氢能之都”的建设目标,2018年雄韬氢能大同产业园项目开工,该项目将建成年产能5万套的燃料电池发动机生产基地与年产能5万套的燃料电池电堆生产基地,年产值超过200亿元。

整体产业的发展仍然是一个长期过程,短期推进应以试点方式,二级市场的投资机会也多以主题性为主。建议关注具有煤气化资源优势,积极布局加氢站、燃料电池整车制造的美锦能源。此外建议关注在制氢领域积极布局的神华集团、兖矿集团等大型煤炭企业,其上市平台分别是中国神华、兖州煤业。

风险分析:煤价大幅上涨削弱煤制氢经济性;加氢站建设进度不及预期;运输环节建设进度不及预期;CCS技术成本能否降低具有不确定性。