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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。
1.1、制氢技术多元化，核心问题在运输环节
氢能作为一种二次能源，具有绿色无污染、原料丰富、利用方式多样的优势。 经过工业领域数十年的发展，制氢工艺已经较为成熟。根据国际可再生能源 署测算，2017 年全球氢原料市场规模为 1150 亿美元，预计 2022 年将达到 1550 亿美元。
氢能源主产业链包括上游氢气制备、中游氢气运输储存、下游加氢站、氢燃 料电池及氢能源燃料电池应用等多个环节，由于技术、基础设施不足等问题， 目前各环节存在一定的难点:
2019 年氢能源首次写入《政府工作报告》，政府工作任务中明确“将推动 充电、加氢等设施建设”。其实，自 2011 年以来有关部门已经从战略、产 业结构、科技、财政等方面相继发布了一系列政策，引导鼓励氢燃料电池等 氢能产业发展。随着氢能应用技术发展逐渐成熟，以及全球应对气候变化压 力持续增大，氢能产业关注度日益提升，氢能及燃料电池技术作为实现低碳 环保发展的重要创新技术，正在迎接一轮高速发展窗口。
制氢是氢能产业链的最前端环节，当前技术路线多元化不存在单一最优模式， 需要因地制宜选择适合所在地资源禀赋、经济条件等客观环境的制氢手段。 制备氢气的方法已较为成熟，从多种来源中都可以制备氢气，每种技术的成 本及环保属性都不相同，主要分为四种技术路线:工业尾气副产氢、电解水 制氢、化工原料制氢、化石燃料制氢等。
利用化石燃料制氢是目前工业制氢的主要途径。在石化、钢铁、焦化工业领 域，氢气一般以副产品的形式出现，在循环经济模式下被当做这些企业的重 要化工原料或燃料。
全球来看，目前主要的制氢原料 95%以上来源于传统能源的化学重整(48% 来自天然气重整、30%来自醇类重整，18%来自焦炉煤气)，4%左右来源 于电解水。日本盐水电解产能占所有制氢产能的 63%，此外产能占比较高的 还包括天然气改制(8%)、乙烯制氢(7%)、焦炉煤气制氢(6%)和甲醇 改质(6%)等。
1.2、氢气属于І类危险品，对运输安全要求较高
氢气在常温常压下为气态，密度仅为 0.0899 千克/立方米。作为易燃气体， 它属于 І 类危险品，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇热即发生爆炸，因 此对运输安全要求较高。
氢气的储运氢气储运技术可以分为高压气态、液态、有机载体(LOHC)及 固态储氢运输等四类。其中高压气态运输由于技术实现简单及成本低等特征， 应用最为广泛，而液态运输次之。有机载体与固态运输处于试验阶段，成熟 度较低。
高压气态运输
(1)集装格:集装格是采用钢结构框架将 10-16 只容积 40L 单瓶集装在一 起采用常规车辆进行运输，钢瓶压强可以达到 15-20Mpa。由于钢瓶自重较 大，运输氢气重量仅占钢瓶重量的 0.067%，运输效率低下，成本高。但集 装格操作简单，运输方式灵活，适合于短距离、少量需求的供应。
(2)集装管束(拖车):是将多只大容积无缝高压钢瓶通过瓶身两端的支 撑板固定在框架中构成，采用大型拖车运输。集国内主要生产商中集安瑞科 生产的集装管束承受压力 20Mpa，每次可装载氢气约 4000Nm3，重约 460k g。
(3)管道运输:通过在地下埋设无缝钢管系统进行氢气输送，管道内氢气 压力一般 4Mpa，输送速度可达到 20m/s。管道运输具有速度快、效率高的 优点，但初始投资较高。氢气管道在美国及欧洲采用较多，我国则较为少见。
槽罐车液氢运输
液氢运输是将氢气于零下 253 摄氏度低温下转化为液体形态，采用槽罐车进 行运输。相对于高压气态运输，液态氢具有更高的体积能量密度，因而运输 效率大幅度提升。但氢气液化能耗较高，相当于被液化氢气热值的 33%，同 时在运输过程中具有极高的保温要求以防止液氢沸腾，因而成本较高。
1.3、三种氢气运输方式成本测算及比较
集装管束(拖车)、液氢槽罐车、管道氢气是当前最主要、成熟的氢气运输 方式，为了分析其适合的使用场景及经济性，我们分别对这三种运输成本进 行梳理及测算。
(1)集装管束(拖车)运输
集装管束(拖车)运输成本主要包括:拖车折旧费、维护保养费、氢气压缩 耗电、人员工资及运输油耗等。我们基于以下假设测算:拖车价格 100 万/ 台，分 10 年折旧，残值为 0;每台拖车需要 2 名司机，人均工资 15 万/年; 载气量 460kg，每百公里耗油 25 升(柴油价格按 6 元/升);速度 50km/小 时，两端装卸时间约 5 小时，年有效工作时 4500 小时，氢气压缩过程耗电 1kwh/kg(电费 0.6 元/度)。
(2)液氢槽罐车运输
与集装管束车(拖车)运输方式相比，液氢槽罐车运输成本增加了氢气液化 成本及运输途中液氢的沸腾损耗。我们基于以下假设测算:槽罐车价格 45 万/辆，分 10 年折旧，残值为 0;每次装载液氢约 4300kg，运输途中由于液 氢沸腾平均每小时损耗 0.01%，液化过程损耗 0.5%。液化过程耗电 11kwh/ kg，槽罐车充卸一次耗时 6.5 小时。
(3)管道氢气运输
管道氢气运输成本主要包括管道建设费用折旧与摊销、直接运行维护费(材 料费、维修费、输气损耗、职工薪酬等)、管理费及氢气压缩成本等。参考 国内最近建成运营的氢气输送管道“济源-洛阳”项目，我们基于以下假设测算:采用 φ508mm 管道，年输送能力 10.04 万吨，建设成本为 616 万/公里，管 道使用寿命 20 年;运行期间维护成本及管理费用占建设成本的 8%;满载输 送过程中每年损耗为 1252 千克/公里。
通过比较我们可以发现:1.在满负荷运营状态下，管道运输成本明显优于集 装管束(拖车)与液氢槽罐车运输;2.在 300 公里运输距离之内，集装管束(拖车)运输成本优于槽罐车，而运距超过300 公里之后，槽罐车运输成本 开始低于集装管束(拖车)。
集装管束(拖车)与槽罐车单车运输量有限，可以根据市场需求变化调整运 输车数量规模以提高利用率。而管道运输的经济性必须以高负荷为前提，单 位运输成本受运输量影响显著。
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以集装管束(拖车)运输为 主，液氢槽罐车则能在 300 公里以上的远距离需求中发挥优势。
1.4、考虑储运成本，煤制氢或是内陆地区主要方式
我国工业气体生产领域起步较晚，大多数炼油企业多自建氢气制造厂满足本 厂的氢气需要，专门氢气制造企业数量不多并且发展速度较慢，现有氢气制 造业多分布于东部沿海地区。其中以广东省、江苏省、上海市、山东省、北 京市企业最为集中。
从出厂成本来看，煤制氢，氯碱、丙烷脱氢制丙烯和乙烷裂解制烯烃副产成 本远低于天然气、甲醇重整制氢和水电解制氢等路线。但由于煤制氢产能主 要集中在内蒙古、山西等地区，距离东部沿海等消费中心较远，考虑到储氢 和运氢后综合成本，其与氯碱、丙烷脱氢和乙烷裂解制氢相比不占优势。未 来制氢环节将呈现煤制氢、工业副产制氢、可再生能源制氢三大技术路线并 存格局。沿海走化工副产制氢模式，内陆则是煤制氢与可再生能源制氢并存。
我国煤炭资源与当前阶段的制氢企业地域上呈逆向分布。煤炭资源地理分布 总格局西多东少、北富南贫。区域分布上，华北地区占 58%。其中山西、内 蒙古、陕西、新疆、贵州、宁夏等 6 省，资源总量占全国的 80%。山西、内 蒙古、陕西、新疆、贵州等五省煤炭探明储量占全国比重达81%以上。
煤炭资源、煤化工产业集中于“三北”地区，但根据当前加氢站的布局规划， 氢能需求主要集中在长三角、珠三角等相对发达地区。鉴于运输成本在外部 供应加氢站成本结构中比重较大，必然面临储运问题。不同于已经具备大规 模管道运输体系的天然气，煤制氢现在主要用车辆运输。车辆运输的经济运 输半径一般在 100 千米以内。超过这个距离后运输成本变高，煤制氢的经济 性将大幅下降。
我国是煤制氢应用最多国家之一，煤制氢的优势主要表现在三个方面:
另一方面，不可否认煤炭作为传统化石燃料在制氢过程中容易产生环保问题:
需要通过 CCS 技术处理、封存 CO2
煤制氢工艺外排二氧化碳约是天然气制氢的 4 倍。我国在《联合国气候变化框架公约》的巴黎气候大会上承诺到 2030 年单位 GDP 二氧化碳排放量比2 005 年下降 60%-65%，并在 2030 年前后化石能源消费的二氧化碳排放达到 峰值的目标。煤制氢过程排放 CO2，必须利用 CCS 技术才能实现减排。
需要进行脱硫处理
合成气中的硫来源于气化用煤，主要以 H2S 形式存在。气化用煤中的硫约有 80%转化成 H2S 进入煤气，如果 H2S 进入燃料电池中，会引起燃料电池阴 极催化剂“中毒”，造成阴极催化剂不可逆转的损伤，从而导致燃料电池性 能迅速显著下降。为了防止重整催化剂的老化，需要安装用于可以去除硫成 分的脱硫器。
2018 年由国家能源投资集团牵头，同济大学、中国一汽、重工钢研等数十 家企业和科研机构共同发起的中国氢能联盟在北京正式成立，联盟成员单位 从发起的 20 家增加到 54 家。国能投作为中国氢能联盟首届理事长单位，煤 化工板块年产超过400 万吨氢气，已具备供应 4000 万辆燃料电池乘用车的 制氢能力，在制氢产业有着得天独厚的优势。集团正在加快布局从制氢到加 氢站的氢能利用全产业链，并参与氢燃料电池的研制与开发，正计划在江苏 如皋、陕西咸阳、内蒙古包头等地投资建设氢能项目。
2.1、煤气化、工业副产是目前国内最主要氢气来源
我国煤炭资源储量丰富，天然气对外依存度高达30%，核能、可再生能源仍 处于发展当中。从资源禀赋及能源利用现状等因素出发，煤炭气化制氢、可 再生能源制氢前景广阔。从能源安全、经济发展稳定等现实角度考虑，煤制 氢是煤炭清洁利用问题的极佳突破口。
过去煤制氢一直活跃在化工领域，不被大众所熟悉。前几年由于环保要求提 高，油品质量升级步伐加快，煤制氢开始被炼油厂广泛应用。而 2019 年以 来随着燃料电池的火热，煤制氢作为主要制氢路径之一，也逐渐走进公众的 视野。
2010 年至今，全国新建大型炼厂煤、石油焦制氢项目 6 套，煤制氢的总规 模约为 80.5 万标准立方米/小时。煤/石油焦制氢仍然是中国炼厂制氢的主流 工艺路线，根据亚化咨询《中国煤制氢年度报告2018》统计，2010 年至今， 全国新建大型炼厂煤/石油焦制氢项目 6 套，煤制氢的总规模约为 80.5 万标 立米/小时。2017 年底全国拟在建 15 个炼化一体项目中，已确定采用煤制氢 的项目有 11 个，确定采用天然气制氢的只有 1 个。
煤气化是煤制氢首要环节，通过气化将固体煤转化为含有CO、氢气、甲烷 等可燃气体的合成气，再进一步通过分离技术得到氢气。目前广泛应用的煤 气化技术有固定床气化、流化床气化及气流床气化:
从有效气成分的对比可知，固定床及流化床气化制氢的合成气有效组分含量 较低，但两者均含有甲烷，对于以制取甲烷为目标产品的项目较有利。气流 床气化技术合成气有效成分较高，均能达到 75% 以上。气流床技术是当前 先进的洁净煤气化技术，也是煤气化技术发展的主流方向，中石化、国家能 源集团等国内能源巨头的大型煤制氢项目也主要采用这一技术路线。
已建大型炼厂煤制氢装置中，多采用水煤浆气流床气化技术。水煤浆气化的 优势在于:(1)原料适应性好，水煤浆气化可以气化烟煤、次烟煤和部分石 油焦;(2)制氢压力高，与炼油氢气需求压力匹配性好;(3)产品匹配性 好，气化合成气中氢气含量高;(4)单台炉投资低，设置备炉可确保气化 连续供氢。
2.2、传统煤化工是潜在的煤制氢产能，可为改造基础
煤制甲醇是传统煤化工产业的重要组成部分。煤制氢作为煤制甲醇的前置环 节，其产生的氢气被用于甲醇合成。当前存在较多的煤制甲醇停产产能，这 部分设备具有改造成专门制氢装置的潜能。同时内蒙古等褐煤储量丰富的地 区，可以充分发掘其成本优势。
(1) 传统煤化工及分布情况，可以成为改造的基础 内蒙古是我国褐煤储量、产量最丰富地区。褐煤是一种低阶动力煤，它热值低、煤质较差，不适宜长距离运输。目前褐煤消费主要方式包括: 1)用作坑口电厂和工业锅炉燃料，占总消费量 70%; 2)用作煤化工原料，生产深加工产品，占总消费量 10%; 3)用于民用市场，占总消费量 5-10%。
煤化工以褐煤为原料，经济价值相对较高，但过去受褐煤开发利用技术限制， 煤化工并未发展成最大的褐煤消费行业。以褐煤为原料和燃料的煤化工项目 主要分布在内蒙古、东北三省及云南。其中内蒙古褐煤利用率较高的企业有呼伦贝尔金新化工、大唐化肥厂、东能化工、大唐克旗煤制气等;东北地区 由于运距较远，较少使用褐煤作为煤化工原料，如辽宁合成氨一般采用焦炉 煤气作为原材料;云南主要为云南煤化工集团的褐煤合成氨和甲醇项目。
目前褐煤主要生产矿井及消费企业均集中在国有大型企业旗下，其中褐煤生 产矿井 70%以上属于国有企业，而褐煤主要消费企业也基本为国有五大发电 集团。
(2)煤化工改造的可能性，改造的技术路线
煤制气是传统煤化工领域的基础环节，属于煤化工技术领域的关键性共性技 术。产生物合成气中氢气占比较高，例如在焦炉煤气制甲醇工艺中氢气占比 高达 60%。
过去国内通过煤气化生产的氢气主要用作化工合成(如合成氨 、甲醇)原 料气，而很少直接用煤为原料制氢。煤制甲醇设备通过一定改造即可成为专 门制氢设备:保留该套装置的煤浆制备、气化、灰水处理，变换、低温甲醇 洗，硫回收，空分、空压装置中部分中控室，去除甲醇装置和成品罐区的投 资，并增加变压吸附(PSA)分离和净化部分。
煤制甲醇是传统煤化工最主要产业，目前国内甲醇生产工艺主要有煤制甲醇、 天然气制甲醇、焦炉煤气制甲醇三种。受我国“富煤贫油少气”资源现状制 约，煤制甲醇成为国内甲醇生产的主要方式，在三种煤化工制甲醇路线中， 煤制甲醇占比 75.2%。
根据工艺不同，甲醇装置可分为单醇装置与联醇装置，后者是甲醇、合成氨 联产工艺。从改造难度及经济性来讲，单醇装置更加适合，单醇煤制甲醇产 能 4011 万吨，占比达 60%。
截至 2017 年末，我国甲醇总产能合计约 8167 万吨，除长期停车装置以外， 长期有效产能约 7644 万吨，同期全国精甲醇产量 4529 万吨，产能利用率 5 9.2%，行业存在产能过剩的情况。从统计的停产(连续两年停产)甲醇生产 企业数据来看，煤制甲醇占比达 44.5%。煤炭制氢为产能过剩的煤制甲醇细 分行业带来了新的需求。
根据测算 2018 年精甲醇产量 4707 万吨，内蒙古、山东、宁夏、陕西、河 南、陕西、重庆、新疆、海南九省合计生产甲醇4001 万吨，占全国总产量 的 85%。
(3)煤制氢投资成本及煤化工改造成本
煤制氢适用于大规模制氢，通常项目产能在5 万 m3/h 以上，单位产能投资 额约 1.5 亿 m3/h，其中固定资产占项目总投资的 80%以上。主要设备包括煤 气化、净化、空分、辅助装置，投资产比分别为31%/35%/30%/4%。
煤制甲醇装置通过一定改造即可用于专门制氢——去除甲醇装置和成品罐 区的投资，并增加变压吸附(PSA)分离和净化部分。以 25 万吨煤制氢为 例，项目总投资 23.4 亿元，其中净化、空分装置设备投资合计 12.3 亿元， 加上安装、建筑工程投资金额，改造总预算约 15 亿，是新建项目投资的 65%。
2.3、改造、新建煤制氢项目可供燃料电池车的敏感性分 析
传统煤制甲醇装置经过改造可以成为专门制氢设备，同时部分煤炭资源丰富 地区也存在新建煤制氢项目可能。我们分别以存量单醇装置项目改造比例、 煤化工消费提升率为变量，测算不同情形下可供燃料电池车的数量。
改造项目
从技术改造的角度来看，单醇装置改造难度及成本最低。截至 2016 年末， 全国煤制甲醇单醇装置总产能 4011 万吨。我们以 2018 年各省甲醇产量为 基础，基于以下假设测算:
内蒙古、山东、宁夏、陕西、河南、山西合计单醇产能占比达74%， 改造 后理论上每年可以提供 148.8 亿立方米氢气。
由于设备改造比例具有不确定，改造力度取决于产业政策、盈利水平、环保 要求等诸多因素，我们通过敏感性分析来测算不同改造比例各地可供给燃料 电池车数量:若改造比例为 10%，全国单醇装置可供给 124 万辆燃料电池车; 若全部完成改造，可供给1242 万辆燃料电池车。
新建项目
2017 年煤化工用煤 2.8 亿吨，占煤炭总需求 7.2%。长期来看，随着煤化工 产业发展，消费占比存在提升空间。煤制氢可以成为煤化工增长的方向之一。 截至 2018 年上半年，全国在产煤矿总产能约 35 亿吨。山西、内蒙古、陕西、 河南、贵州合计产能 24.9 亿吨，占全国总产能 71.5%。丰富的煤炭产能为 煤制氢新建项目提供了原料保障。
我们以煤化工消费提升比例为自变量，通过敏感性测算分析各地新建煤制氢 项目可供给燃料电池车数量，假设条件包括:(1)每吨甲醇消耗原料煤 2 吨;(2)60 万吨/年煤制甲醇装置配套 60000Nm3/h PSA 制氢装置;(3) 设备利用率 5000 小时/年。(4)每辆燃料电池车每年消耗 0.14 吨氢气。
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;若占比提升2.8 个百分点，可供给 1520 万辆燃料电池车。
2.4、煤制氢的成本测算以及和天然气制氢的比较
从国际经验来看，煤炭、天然气均可作为大规模、稳定的内地制氢来源。与 当前全球应用最广的天然气制氢相比，煤制氢更符合我国资源条件，我们从 经济性角度对二者进行了比较。
制氢原料路线的选择取决于原料资源的可获得性、技术成熟度和原料经济合 理。比较而言，天然气制氢单位投资低，煤制氢产量高，价格低廉，成本优 势显著。在天然气价格较高和政策管控的情况下，煤制氢经济性好。
天然气制氢主要流程包括常减压蒸馏、催化裂化、催化重整和芳烃生产。甲 烷水蒸气重整技术自 1926 年首次应用至今，经过近 80 多年的工艺改进， 是目前工业上天然气制氢应用最广的方法。
煤制氢涉及复杂的工艺过程。煤炭通过气化、一氧化碳耐硫变换、酸性气体 脱除、氢气提纯等关键环节，可以得到不同纯度的氢气。一般情况下煤气化 需要氧气，因此煤炭制氢还需要与之配套的空分系统。煤制氢的核心是煤气 化技术。
天然气制氢成本主要由天然气、燃料气和制造成本构成，其中天然气价格占比73%，燃料气占比 14%、制造及财务费占比 9%。
煤制氢成本主要由煤炭、氧气、燃料动力能耗和制造成本构成，但原料占比 仅 37%远小于天然气比重。一般煤制氢气采用部分氧化工艺，按照配套空气 分离装置氧气成本测算，占氢气生产的 26%。由于煤制氢气投入大，制造及 财务费用也成为重要的成本影响因素，占比达23%。
以 9 万 m3/h 独立制氢装置，对两种工艺路线进行比较，假设条件如下:
(1)天然气价格 2018 年沿江地区工业天然气均价 3.25 元/立方米，以此作 为天然气制氢原料价格测算基础;2018 年秦皇岛动力煤均价约 600 元/吨， 以此作为煤制氢原料价格测算基础。
(2)氧气外购成本 0.5 元/立方米，3.5MPa 蒸汽 100 元/吨，1.0MPa 蒸汽 7 0 元/立方米，新鲜水 4 元/立方米;电费 0.56 元/千瓦时。
(3)煤制氢采用水煤浆技术，建设投资 12 亿元，天然气制氢建设投资 6 亿元。装置 10 年折旧后残值 5%;修理费 3%/年，财务费用按建设资金 70% 贷款，年利率 5%。
从制氢成本敏感性图可以看出，天然气路线的制氢成本受天然气价格影响较 大，天然气价格每上涨 0.5 元/立方米，制氢成本提升约 0.2 元/立方米。而煤 制氢路线的制氢成本受煤炭价格变化较小，煤炭价格每上升 100 元/吨，制 氢成本提升约 0.06 元/立方米。从原料价格的上涨趋势看，煤炭的价格抗风 险能力也要优于天然气。
在煤炭价格水平约 600 元/吨情形下，如果天然气制氢要实现与煤制氢同样 的生产成本，天然气价格必须维持在 2.5 元/立方米左右。目前我国东部沿海 地区工业天然气价格在 3-3.5 元/立方米，华南地区价格最高约4元/立方米。 煤制氢相比天然气制氢具有较好的成本竞争力，在西北、西南等天然气资源 充足地区企业可考虑选择以天然气为原料制氢。
天然气制氢的特点在于流程短，投资低，运行稳定。煤制氢的特点在于流程 长，投资高，运行相对复杂，因煤炭价格相对较低，制氢成本低。当制氢规 模低于 5 万 Nm3 /h 时，煤制氢的氢气成本中固定资产折旧成本高，与天然 气制氢相比没有优势。当制氢规模大于 5 万 Nm3 /h，煤制氢成本中固定资 产折旧成本较低，其氢气成本具有竞争能力。制氢规模越大，煤制氢路线的 成本优势越明显。
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。制氢环节上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。
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: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 的开工，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。
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（报告来源：光大证券；分析师：殷中枢、王威）