根据世界能源理事会的定义，“灰氢”是通过化石能源、工业副产等伴有大量二氧化碳（CO2）排放制得的氢；“蓝氢”是在灰氢的基础上，将 CO2副产品捕获、利用和封存(CCUS)，实现低碳制氢；“绿氢”是通过可再生能源（如风电、水电、太阳能）等方法制氢，生产过程基本不会产生温室气体。 目前国际主要使用天然气制氢，我国则以煤制氢为主。目前，全球制氢技术的主流选择是化石能源制氢，主要是由于化石能源制氢的成本较低，其中天然气重整制氢由于清洁性好、效率高、成本相对较低，占到全球 48%。我国能源结构为“富煤少气”，煤制氢成本要低于天然气制氢，因而国内煤制氢占比最大（64%），其次为工业副产（21%）。根据中国氢能联盟与石油和化学规划院的统计，2019年我国氢气产能约 4100万吨/年、产量约3342万吨/年。 图1：全球氢气来源结构现状图2：我国氢气来源结构天然气醇类煤电解水
4%
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水性封口胶>节流阀体48%
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整体而言，据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》估算，2030年我国氢气的年需求量将从3342万吨增加至3715万吨，2060年则增加至1.3亿吨左右。“蓝氢”则成为“灰氢”过渡到“绿氢”的重要阶段。灰氢中工业副产制氢，具有生产成本较低、技术成熟、效率高等优点，预计未来我国PDH扩产将超过3000万吨/年，即使按3000万吨/年测算，预计将带来90万吨/年以上的副产氢潜在增量，增长潜力可观。 虽然蓝氢在灰氢的基础上结合CCS技术，成本有所提升，但是依然低于绿氢成本，因此看好蓝氢未来的增长空间。绿氢其经济性受电价的影响较大。如果按照平均工业电价0.6元计算，产氢成本约40-50元/kg，明显偏高。据估算，当电价低于0.3元时，电解水制氢成本与其他工艺路线相当。从增长空间来看，受益于可再生能源成本下降以及碳排放约束，2020-2030年间绿氢比例将从3%上升15%。2050年我国氢气需求量将接近6000万吨，长期来看，绿氢占比有望大幅提升。我们看好灰氢中的工业副产制氢、蓝氢、以及绿氢的未来发展前景。
1、灰氢：目前我国以煤制氢为主，未来工业副产氢规模有望提升
打印机共享器灰氢主要来源有化石能源制氢、工业副产制氢，具有生产成本较低、技术成熟、效率高等优点，但其制备过程中的碳排量较高，不利于实现“双碳”目标。其中，化石能源制氢主要包括煤、天然气、甲醇制氢；工业副产氢主要包括焦炉煤气、氯碱尾气、PDH、乙烷裂解等为主的工业副产气制氢。
1）灰氢来源主力军：化石能源制氢
我国煤制氢产量最大，成本最低。煤制氢是通过将煤炭与气化剂混合后在高温高压条件下进行反应生成混合气体，通过后续工艺提纯除杂后，获得高纯氢气。2019年我国煤制氢产量达到2124万吨/年，占我国氢气总产量的64%。煤制氢是工业大规模制氢的首选，是我国目前成本最低的制氢方式，该技术路线成熟高效、可稳定制备，但其设备结构复杂、运转周期相对较低、投资高、配套装置多，且碳排放量较高。
图7：煤制氢工艺流程图
天然气制氢是化石能源制氢的理想方式。天然气制氢是将预处理后的天然气与水蒸气高温重整制合成气，在中温下进一步变换成氢气与 CO2，再经冷凝、变压吸附最终得到产品氢气。天然气在各类化合物中氢原子质量占比最大，储氢量为 25%，故以天然气为原料的制氢技术具有耗水量小、CO2排放低、氢气产率高、对环境影响相对较小的优点，是化石能源制氢路线中理想的制氢方式。2019年我国利用天然气制氢产量为 460万吨/年，占我国氢气总产量 14%。
图8：天然气制氢工艺流程图
甲醇制氢运输简便、即产即用，但成本较高。甲醇制氢是甲醇和水蒸气在 200℃条件下通过催化反应，生成氢气和 CO2的混合气体，而后经过变压吸附得到高纯度的氢气。该工艺投资少、污染相对较小，且甲醇常温下为液体、便于储存运输，氢气可“即产即用”。但由于甲醇制氢总体成本较高，只适合小规模制氢。
图 9：甲醇制氢工艺流程图
2）灰氢增长潜力：工业副产氢成本低、潜在增量大
由于氢气在焦炭、氯碱、PDH和乙烷裂解工艺中并非首要产物，若仅考虑其原料消耗和少量制造费用，以及氢气提纯成本，测算的副产气体用于氢的综合成本为5-6元/kg，明显低于化石能源制氢。工业副产氢可为氢能产业发展初期提供低成本、分布式氢源。
目前焦炉煤气副产氢可供给量最大。焦炉煤气主要成分为氢气和甲烷，通过压缩工序、预处理工序、变压吸附工序和净化工序后制得氢气。同时为使系统排放的污水能达到环保要求，一般配有一套污水处理工序。2020年我国焦炭产量为4.71亿吨，按1吨焦炭副产400立方米焦炉煤气、回炉自用50%计算，全国焦炉煤气产量942亿立方米；按照含55%左右的氢气、PSA氢气回收率92%估算，我国焦炉
煤气可副产氢气428.5万吨，是未来我国工业副产氢最大的供给来源。考虑到“十四五”期间，我国焦化行业仍将进一步化解过剩产能，未来难有焦炭扩产带来的潜在增量。
图10：焦炉煤气制氢工艺流程图
氯碱制氢是最“绿”的灰氢。氯碱工业以食盐水为原料，利用隔膜法或离子交换膜法生产烧碱、聚氯乙烯（PVC)、和氢气等产品。氯碱副产氢具有氢气提纯难度小（提纯前氢气纯度可达 99%左右）、耗能低、自动化程度高等优点，特别是使用该法获取氢气的过程中不产生 CO2，相对绿无污
染。2020年我国烧碱产量 3643万吨/年，按每生产 1吨烧碱副产 280立方米氢气测算，每年副产氢总量可达 91万吨，其中 60%的氢气被配套的 PVC 和盐酸装置所利用，可对外供氢约 36万吨。未来我国氯碱装置新增产能有限，副产氢潜在增量有限。
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图 11：离子膜法烧碱制氢工艺流程图
转子气体流量计资料来源：点石能源公司，中国银河证券研究院
PDH副产氢潜力大。PDH是制备丙烯的重要方式，2020年占比达17%。丙烷在催化剂条件下通过脱氢生成丙烯，其中氢气作为丙烷脱氢的副产物，可作为产品外售，从而提高装置整体盈利水平。2020年我国已经投产的PDH装置合计产能776万吨/年，按装置平均开工率80%、1吨PDH副产38千克高纯氢气计算，PDH副产氢达23.6万吨/年。预计未来我国PDH扩产将超过3000万吨/年，即使按3000万吨/年测算，预计将带来90万吨/年以上的副产氢潜在增量。
图12：PDH制氢工艺流程图
受乙烷来源有限等因素影响，乙烷裂解副产氢相对要小。乙烷蒸汽裂解制乙烯技术较为成熟，已成功应用数十年，技术上不存在瓶颈，且副产的氢气杂质含量低于焦炉气制氢，纯度较高。乙烷蒸汽裂解制乙烯工艺以项目投资低、原料成本低、乙烯收率高、乙烯纯度高等优势引起国内炼化企业的广泛关注。按卫星石化 250万吨/年和中国石油 140万吨/年乙烷蒸汽裂解产能测算，乙烷蒸汽裂解行业副产氢约 22万吨/年。
整体来看，煤制氢占比趋势有望下降，工业副产氢将大有可为。由于煤制氢会产生大量CO2，在考虑碳交易价格的情况下，其制氢成本将有所上升；另外，今年以来煤价大幅上行也助推了煤制氢成本抬升。由于工业副产氢的低成本优势，预计未来其占比将进一步提升。
2、蓝氢：减碳时代，“灰氢”向“绿氢”的过渡
世界制氢工业正处于从“灰氢”到“蓝氢”的转变阶段，推行“蓝氢”势在必行。化石能源制氢虽然成本低，但碳排放水平较高，通过引入CCUS技术，可有效降低化石能源制氢过程中的碳排放水平。据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》估算，2030年我国氢气的年需求量将从3342万吨增加至3715万吨，2060年则增加至1.3亿吨左右、在终端能源体系中占20%。在“碳中和愿景下的低碳清洁供氢体系”下，脱碳是氢能产业发展的第一驱动力。“蓝氢”则成为“灰氢”过渡到“绿氢”的重要阶段，对推动建立氢能经济有重要作用。
CCUS技术是指将CO2收集分离再利用，或输送到封存地点，避免直接排放到大气中的技术。在煤制氢耦合CCUS技术中，煤炭经过气化生成合成气，合成气经过水汽变换后得到富氢和富CO2气体，再进一步经脱硫脱碳工艺得到氢气和CO2，所得CO2进行再利用或封存。以我国CCS（CO2捕集与封存）示范项目为例，神华煤直接液化厂煤气化制氢过程中会排放部分CO2尾气（体积分数约为87.6%），尾气经过使用CO2压缩机将高浓度CO2尾气加压，再经过脱油脱硫等除杂工序，提高CO2的纯度，然后通过变温变压吸附（TSA）脱水，随后CO2尾气被冷冻、液化及精馏，再经深冷后送球罐存贮，封存至地下多层盐水层中。在石油化工尾气回收氢气结合CCUS技术中，我国已有企业开发DIMER VSA/PSA 耦合工艺系统，把含约51%CO2和30%氢气的炼油制氢尾气，以低能耗高效率地从制氢尾气中分离回收氢气（纯度>99%）和CO2（纯度>95%），后续可再将高纯度CO2进行利用、
