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燃料電池行業深度研究報告指出:氫來源的最佳選擇

鉅大鋰電  |  點擊量:0  |  2019年03月29日  

核心觀點:

◆低成本的氫源和儲運是燃料電池行業發展的一大關鍵:氫燃料電池車使用氫氣作為燃料產生電力,實現化學能向機械能的轉換,目前技術儲備和商業模式仍處于積極探索中,電堆、整車技術的可靠性和經濟性都是制約燃料電池行業發展的瓶頸。如何獲得低成本的氫源,并選擇合理的儲存和輸送方式,是實現終端加氫站運營經濟性的關鍵。

◆化工副產集中式供氫+水電解分散式制氫是未來發展方向:國內外加氫站的供氫方式可分為站內制氫和外供氫氣,目前化石燃料制氫、化工副產氫、水電解制氫、甲醇制氫四種工業制氫的技術都已經比較成熟,且氫源儲備充足,綜合比較,由于負荷中心的集中區域華東地區煤炭總量指標控制嚴格,且中期內天然氣供給仍將緊張,投資較重的化石燃料制氫的可行性仍待驗證;水電解路線的發展程度則取決于未來國內風電和光伏的棄電利用水平;從目前來看,利用低成本的氯堿、PDH和乙烷裂解等化工副產集中供氫+水電解分散式制氫或將會是未來供氫模式的發展方向。

◆PDH和乙烷裂解副產氫將是最具優勢的副產氫源選擇:考慮在建和規劃中的產能,未來國內PDH(丙烷脫氫)產能將達915萬噸產能,而規劃中的乙烷裂解產能達1460萬噸。兩者合計可副產外售123.9萬噸氫氣,可滿足約866萬輛燃料電池車用氫需求。PDH和乙烷裂解集中在沿海港口地區,通過低強度的改造便可滿足燃料電池用氫氣,PDH和乙烷裂解副產的氫氣將是未來潛在最具優勢的燃料電池車用氫源選擇之一。

報告內容:

1、低成本氫源是決定燃料電池車經濟性的關鍵

氫是目前全球公認的最潔凈的燃料,也是重要的化工合成原料。氫不是一次能源,需要使用一次能源通過轉換來生產出能量載體,目前氫氣的工業應用大多采用高壓氣態形式作為燃料或原料。氫燃料電池車(Fuelcellvehicle-FCEV)是使氫或含氫物質及空氣中的氧通過燃料電池以產生電力,再以電力推動電動機,由電動機推動車輛,整個過程將氫的化學能轉換為機械能。氫能源的最大好處是跟空氣中的氧反應產生水蒸氣之后排出,可有效減少燃油汽車造成的空氣污染問題,現階段下高速車輛、巴士、潛水艇和火箭已經在不同形式使用氫燃料,而燃料電池車一般在內燃機的基礎上改良而成。目前燃料電池行業無論從技術儲備還是商業模式仍處于積極探索中,技術上(電堆和整車技術)的可靠性和經濟性都是制約燃料電池行業發展的瓶頸。

當前影響國內加氫站終端氫氣售價的主要因素是氫氣到站成本(占70%),其中包括氫氣成本和儲氫、運氫成本。因此除降低儲氫和運氫成本之外,如何獲得低成本的氫源,將是實現終端加氫站運營經濟性的關鍵。

目前國內用于外供氫氣的氫能儲備非常充足,但目前下游供氫體系尚處于萌芽探索階段,幾種制氫路線的經濟性尚處驗證之中。展望未來,由于負荷中心的集中區域華東地區煤炭總量指標控制嚴格,且中期內天然氣供給仍將較為緊張,投資較重的化石燃料制氫(煤制氫和天然氣重整制氫)作為定向的供氫路線,其可行性獲得確認之前難以大規模推廣;而水電解路線雖然可以實現分散式供氫,但其經濟性取決于電力成本的降低,國內風電和光伏的棄電利用水平是制約該路線未來發展程度的關鍵。

從目前來看,國內化工副產氫的利用是燃料電池行業供氫的較優選擇,國內氯堿、PDH和快速發展的乙烷裂解行業可提供充足的低成本氫氣資源,且集中在負荷中心密集的華東地區,在對這些裝置進行低強度的改造之后可同時解決燃料電池行業的供氫和副產氫高效利用的問題,未來化工副產集中式供氫+水電解分散式制氫將會是國內燃料電池行業供氫模式的發展方向。

(1)從出廠成本來看,焦爐氣、氯堿、丙烷脫氫制丙烯和乙烷裂解制烯烴副產的粗氫氣可以經過脫硫、變壓吸附和深冷分離等精制工序后作為燃料電池車用氫源,成本遠低于化工燃料制氫、甲醇重整制氫和水電解制氫等路線。

(2)從副產的氫氣量來看,國內焦化行業產能巨大,可副產氫氣量較大,但由于焦化產能集中在山西、河北和山東等華北地區,距離長三角等負荷中心較遠,且分離精制成本較高,而考慮到儲氫和運氫后的綜合成本與氯堿、丙烷脫氫和乙烷裂解制氫相比更是不占優勢。

(3)綜合來看,現有的PDH產能約588萬噸,考慮在建和前期準備中的產能,未來國內將合計擁有915萬噸產能,可副產并外售30.5萬噸氫氣,可以滿足約213萬輛燃料電池車用氫量;而規劃中的乙烷裂解產能達1460萬噸,可以實現的外供氫氣量達93.4萬噸,規模更為巨大,可滿足約653萬輛燃料電池車用氫需求。此外丙烷脫氫和乙烷裂解裝置基本上集中在沿海港口地區,通過進一步的低投資強度的精制工序,氫氣中的總硫、CO等雜質含量便可符合燃料電池用氫氣標準,因此丙烷脫氫和乙烷裂解副產的氫氣將是未來潛在最具優勢的燃料電池車用氫源選擇之一。

2、氫能體系和質子交換膜燃料電池的氫氣標準

氫能作為二次能源,相比電力可實現跨地域和跨季節的優化配置,優化現有的電力能源系統;發展氫能燃料電池,有助于解決石油與天然氣等的消費總量問題,降低國內消費的對外依存度;國內可再生能源氫資源豐富,發展水電解制氫利用棄水、棄風、棄光資源,可以實現可再生能源利用率的提高,從長期來看構建與可再生能源相補充的氫能體系是能源清潔化發展的重要方向,但從目前的實際情況來看燃料氫氣的來源仍將多元化發展。

目前工業上生產氫氣的技術已經非常成熟,化石燃料制氫、化工副產氫、水電解制氫、甲醇制氫各種路線均已經大規模商業應用,此外光電化學和生物制氫尚處于技術開發階段。而從目前國內外加氫站的運營情況來看,目前供氫的方式主要分為兩種:站內制氫和外供氫氣。其中站內制氫主要是水電解制氫,該技術已經相當成熟并且在歐洲大多數加氫站獲得應用;而外供氫氣則是大規模的利用天然氣重整制氫或者鋼廠、化工廠副產氫氣,在凈化之后使用高壓氧氣瓶集束拖車運輸至加氫站。

質子交換膜燃料電池汽車用氫氣的標準

燃料電池將燃料中的化學能通過電化學反應直接轉換為電能,按其電解質不同,可以分為質子交換膜燃料電池(PEMFC)、磷酸燃料電池(PAFC)、堿性燃料電池(AFC)、固體氧化物燃料電池(SOFC)和熔融碳酸鹽燃料電池(MCFC)等。目前燃料電池汽車主要使用質子交換膜燃料電池,因為其工藝相對簡單、制造成本較低、應用范圍廣、啟動速度快。質子交換膜燃料電池主要組成部分包括催化劑、質子交換膜、電極和雙極板等,質子交換膜在發電時作為傳遞氫離子的介質,只允許氫離子通過,工作時相當于一個直流電源。由于催化劑一般使用金屬鉑和鉑碳顆粒作為催化劑,因此對燃料氫氣的規格和其中雜質含量有一定要求,其標準與工業氫氣相比要求更為嚴格。

目前國際上燃料電池的氫氣標準已經較為完善,但是國內尚未正式實施質子交換膜燃料電池用氫氣的國家標準,現行的《氫氣》國家標準經國家技術監督局批準發布并于1996年開始實施,定義純度99.99%以下的氫氣為工業氫,大于或等于99.99%的為純氫,大于或等于99.999%的為高純氫,大于或等于99.9999%的為超純氫。

國內燃料電池行業發展迅速,為了規范氫氣中微量污染物的測試方法和指標,2017年12月全國氫能標準化技術委員會推動下,中國節能協會聯合13單位起草并發布實施了燃料電池氫氣的團體標準《質子交換膜燃料電池汽車用燃料氫氣》,該標準規定了聚全氟磺酸類質子交換膜電池(PEMFC)汽車用燃料氫氣的純度、雜質含量要求及其分析試驗方法等。2018年12月28日以上述標準為基礎,國家市場監督管理總局和中國國家標準化管理委員會發布了燃料電池氫氣的國家標準GB/T37244-2018,并將于2019年7月1日正式實施。相比與工業氫標準和純氫、高純氫、超純氫標準,用于質子交換膜燃料電表池的氫氣標準在總硫、總氯化物以及其他雜質的含量上指定了嚴格的標準。

3、不同的制氫路線:化工副產+水電解制氫或將是未來供氫模式的終極選擇

3.1、化石燃料制氫:已廣泛應用于合成氨和煉廠加氫等大規模工業制氫

氫氣的工業應用廣泛,除作為化工原料用于合成氨、甲醇生產以及煉油時的加氫反應之外,在電子、冶金、食品加工、玻璃、精細化工合成、特種航天等領域也有應用。目前全球氫氣的最大下游仍是生產合成氨,而基于環保的要求,國內外對汽柴油標準不斷提升,煉油過程的加氫裂化和加氫精制過程,也需要消耗大量的氫氣,煉油廠重整單元副產的氫氣無法滿足加工原料重質化趨勢下的加氫需求,煉廠普遍需要配套獨立的制氫裝置。在國外,這些合成氨和煉廠的制氫裝置大多采用天然氣或者輕油作為重整原料,而在國內,隨著新型氣流床煤氣化技術的成熟,普遍采用煤制合成氣裝置來制備并分離提純氫氣。

天然氣重整制氫流程與生產成本分析

目前工業用氫中大部分是通過化石燃料的二次處理得到的,可通過蒸汽重整、氧化重整和自熱重整等處理烴類或醇類,其中蒸汽重整應用最為廣泛。重整產品中除氫氣外還包括CO、CO2等雜質氣體,必須通過凈化工藝除去雜質氣體,才能不影響燃料電池的正常使用。以天然氣制氫的過程為例,在一定的壓力和高溫及催化劑作用下,天然氣中烷烴和水蒸汽發生化學反應。轉化氣經過沸鍋換熱、進入變換爐使CO變換成H2和CO2。再經過換熱、冷凝、汽水分離,通過程序控制將氣體依序通過裝有3種特定吸附劑的吸附塔,由變壓吸附(PSA)升壓吸附N2、CO、CH4、CO2,提取產品氫氣。

天然氣重整制氫流程與生產成本分析

國內基于富煤缺油少氣的資源結構,煤制氫成為目前制取工業氫的主流路線,煤制氫包括以下幾個單元:煤氣化、一氧化碳耐硫變換、酸性氣體脫除、硫回收、變壓吸附提氫(PSA)等。煤制氫以煤和氧氣為主要原料,通過氣化反應制取粗合成氣,通過變換工藝把粗合成氣中的CO轉化為H2,變換氣再經酸性氣體脫除工藝脫除CO2、H2S和COS等,凈化氣送至PSA進行提純,生產出氫氣產品,而H2S和COS進硫回收裝置制硫磺或硫酸。

已建的大型煉廠煤制氫裝置中,除個別裝置采用干煤粉氣流床氣化技術外,多采用水煤漿氣流床氣化技術,水煤漿氣化的優勢在于:(1)原料適應性好,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,與后續系統需求壓力匹配性好;(3)產品匹配性好,氣化合成氣中氫氣含量高;(4)單臺爐投資低,設置備爐可確保氣化連續供氫。

隨著煤化工技術的進步,利用煤制氫已經是技術成熟、環境友好的生產方式,但相較于天然氣制氫工藝,煤制氫有更多的“三廢”排放。天然氣制氫的特點在于流程短,投資低,運行穩定,但由于天然氣價格相對較高,制氫成本高。煤制氫的特點在于流程長,投資高,運行相對復雜,因煤炭價格相對較低,制氫成本低。當制氫規模低于6萬Nm3/h時,煤制氫的氫氣成本中固定資產折

舊成本高,與天然氣制氫相比沒有優勢,但當制氫規模大于6萬Nm3/h,煤制氫成本中固定資產折舊成本較低,其氫氣成本具有競爭能力。制氫規模越大,煤制氫路線的成本優勢越明顯。

天然氣制氫路線的制氫成本受天然氣價格的變化影響較大,天然氣價格上漲0.5元/Nm3時,制氫成本提升約1850元/噸。而煤制氫路線的制氫成本隨著煤炭價格的變化影響較小,煤炭價格上漲100元/噸時,制氫成本僅提升約800元/噸,由于煤炭價格的波動幅度遠較天然氣小,所以從原料價格的上漲趨勢看,煤炭制氫的價格抗風險能力也要優于天然氣。

3.2、化工副產制氫:氯堿和輕烴利用(PDH和乙烷裂解)副產制氫可行性較高

除了以直接制氫為目的的煤制氫和天然氣制氫外,目前國內部分化工裝置也副產大量的氫氣,這些氫氣也可以作為燃料電池用氫的穩定來源。除了煉廠的重整裝置副產大量氫氣并自供之外,乙烯裝置、氯堿裝置和焦炭裝置均副產大量的氫氣,由于下游耗氫化工產品的市場體量較小,且主要集中在苯胺、己內酰胺和雙氧水等行業,大量副產的氫氣無法消化,只能作為燃料氣使用。燃料電池行業實現規模化之后可以考慮對這些化工副產氫氣進行高水平的利用。

3.2.1、焦爐氣制氫:規模較大,但產能集中在北方,易受環保限產影響

焦爐氣是焦碳生產過程中的副產品,通常生產1噸焦碳可副產420Nm3焦爐氣。一焦爐煤氣組成中含氫氣55—60%(體積)、甲烷23—27%、一氧化碳6-8%等,將其中的萘、硫等雜質去除之后,使用變壓吸附裝置可以將焦爐煤氣中的氫氣提純。以年產100萬噸的焦炭企業為例,可副產焦爐氣4.2億Nm3,按2.5Nm3焦爐氣提1.0Nm3氫氣計,可制取1.68億Nm3(1.512萬噸)氫氣。2018年國內焦炭產量約為4.3億噸,理論上可提純副產氫氣量超過650萬噸/年。

近年來由于環保要求趨嚴,大部分焦炭裝置副產的焦爐煤氣下游都配套了深加工裝置,用來作為合成氨、甲醇、LNG、合成氣制烯烴、合成氣制乙二醇等裝置的原料。部分鋼廠配套建設的焦化廠,少數企業經變壓吸附裝置提純氫氣,作為冷軋廠等生產過程的保護氣或作為商品氣出售。除了上述應用途徑之外,仍有50%左右的焦爐煤氣作為城市煤氣或企業自身燃料回爐助燃,因此理論上全國焦化行業可以提供325萬噸副產氫氣用來滿足燃料電池需求。

考慮到焦爐煤氣中雜質含量較大,且組成較為復雜,需設計較復雜的凈化流程以生產出滿足燃料電池用的合格氫氣。但是焦爐氣制取氫氣應用于燃料電池行業的最大障礙來自于焦化產能的集中區域與燃料電池行業負荷中心分布的錯配,目前山西、河北和山東是焦炭產能的前三省份,2018年三省份合計產能占國內總焦炭產能的52%,而國內產能的80%以上集中在北方地區,華南和西南焦化產能很少,且大部分集中在鋼企手中。

除了焦化產能的分布存在較強的地域性限制之外,焦化行業也面臨著來自環保端的巨大壓力,2016年以來環保監管日益強化下焦炭限產已經成為常態,由于重點督察的“2+26”個城市所在省份合計焦炭產量在全國總產量中占比超過45%,因此在冬季開工受限時如何保證氫源的穩定供應仍存在不確定性。

3.2.2、氯堿副產氫氣提純成本低,且接近負荷中心,是燃料電池氫源的較優選擇

燒堿行業在電解食鹽水生產燒堿的過程中副產大量的氫氣,國內燒堿產能從2008年的2472萬噸快速增長至2018年的4075萬噸,盡管受到氯堿平衡的制約,2018年燒堿產量同比略有下滑,但仍高達3410.7萬噸的較高水平。離子膜燒堿裝置每生產1噸燒堿可副產280Nm3(0.025噸)氫氣,理論上燒堿行業副產氫氣量約為85.3萬噸,盡管大型氯堿裝置多數配套鹽酸和聚氯乙烯裝置,以平衡氯氣并回收利用副產氫氣,但是僅有60%左右得到回收以生產鹽酸、氯乙烯單體和雙氧水等,其余氫氣除少量經氫壓站壓縮后用鋼瓶外送之外,大部分氫氣都被用作鍋爐燃料或者直接放空,由于用作燃料時和同熱值燃煤(假設5500KCal標煤價格為550元/噸)相比其價值僅為0.18元/Nm3左右,因此30%以上的氫氣被低水平利用或直接浪費掉,理論上全國氯堿行業可以提供25.6萬噸副產氫氣用來滿足燃料電池需求。

離子膜法生產的氯堿氫非常適合作為低成本的燃料電池氫源

催化劑是質子交換膜燃料電池(PEMFC)膜電極(MEA)的關鍵材料,直接影響到放電性能和壽命,由于PEMFC工作溫度不足100度,對催化劑活性有較高要求,盡管國內外對低鉑與非鉑催化劑進行了大量研發工作,但是目前鉑催化劑仍是最理想的和唯一成功商業化的膜電極催化劑。鉑金價格昂貴,且易受燃料氫氣中的一氧化碳和硫等物質污染而失活,進而會導致電堆壽命縮減,為了提高鉑系催化劑的使用壽命,如何獲得高純度的氫源顯得至關重要。

目前包括天然氣重整和煤氣化在內的化石燃料制氫盡管適用于大規模工業制氫,但是工藝復雜、投資較大且能耗較高;焦炭行業副產的焦爐氣中雖有大量氫氣可供提純,但焦爐氣中氫氣含量(vol)僅有55%,且伴生大量一氧化碳和硫化物,因此氫氣提純和精制成本相對較高。而國內氯堿行業目前基本上全部采用離子膜電解路線,副產氫氣的純度一般在99%以上,一氧化碳含量較低且無化石燃料中的有機硫和無機硫,因此純化成本相對較低,目前氯堿廠用于雙氧水生產、制藥、電子和石英加工的回收氫氣成本僅約1.3元/Nm3。而從規模上看,一套40萬噸/年的燒堿裝置每年除供下游鹽酸和PVC裝置用氫外,仍可外供0.3萬噸氫氣。

國內氯堿產能分散,更為接近燃料電池下游負荷中心

如同世界許多地區的能源資源與能源消費中心往往呈逆向分布,未來燃料電池行業發展同樣面臨低成本的氫源遠離負荷中心的問題。目前國內新能源汽車發展較快的城市集中分布在華東和華南地區,乘聯會數據顯示2018年新能源汽車銷量前十城市份額占比約54.7%,未來燃料電池汽車發展仍將發端并集中在上述地區。在目前的化工副產制氫路線中,氯堿產能集中分布在山東、江蘇、浙江、河南和河北等省份,可較好覆蓋與輻射京津冀與長三角等潛在負荷中心,是未來低成本氫源的較優選擇。

3.2.3、丙烷脫氫和輕烴裂解同樣是燃料電池氫源的重要選項

而除了氯堿行業副產氫氣之外,北美頁巖油氣革命之后國內輕烴資源利用項目高速發展,來自PDH和輕烴裂解副產的氫氣在未來也將有望成為國內燃料電池車用供氫的重要來源,以PDH裝置副產氫氣為例,粗氫氣的純度已經高達99.8%,而其中O2、H2O、CO和CO2的含量與燃料電池用氫氣規格較為接近,僅總硫含量超出,但輕烴的原料屬性決定其雜質含量遠低于煤制氫、天然氣制氫和焦爐氣制氫,僅需較小的成本對其凈化便可用作燃料電池的穩定氫源使用。此外國內已建成和在建、規劃中的輕烴資源利用項目均分布在華東和華南的沿海港口地區,可以完美的輻射燃料電池負荷中心,降低氫氣運輸的成本。

目前國內已投產裝置合計產能約558.5萬噸,而考慮在建和前期準備中的產能,未來國內將合計擁有915萬噸PDH產能,按照可副產并外售30.5萬噸氫氣的量,可以滿足約213萬輛燃料電池車用氫量;此外國內目前在建和規劃中的約1460萬噸乙烷裂解和輕烴裂解產能,按照副產可外售93.4萬噸的氫氣外售量,可滿足約653萬輛燃料電池車用氫需求。

3.3、甲醇重整制氫:已經實現工業化,可作為站內制氫路線

盡管我國工業氫氣制取技術相對成熟,但燃料電池用氫氣純化仍處于起步中,考慮到外供氫氣之前的提純成本和送至加氫站的運輸成本,化工規模化制氫路線存在其局限性,甲醇制氫等站內制氫方案在燃料電池領域得以推廣。工業上甲醇制氫主要通過蒸汽重整來實現,該路線氫收率高,能量利用合理,過程控制簡單,已獲得大規模的工業應用。

甲醇水蒸氣重整制氫在二十世紀70年代由Johnson-Matthey開發而成,工業化后的甲醇重整制氫工藝使用甲醇和脫鹽水為原料,在220~280°C下催化發生重整反應,甲醇的單程轉化率可達99%以上,氫氣的選擇性高于99.5%,轉化氣中除了氫和二氧化碳以外僅有微量甲烷和一氧化碳,通過變壓吸附后可獲得純度為99.999%的氫氣,一氧化碳的含量低于5ppm。上述裝置已經廣泛使用于特種航天、精細化工、制藥、小型石化、特種玻璃、特種鋼鐵等行業。利用甲醇水蒸汽重整制氫規模一般在20Nm3/h~3000Nm3/h之間,屬中小規模的氫氣需求,獲得的氫氣成本為2.2元/Nm3左右。由于該路線可以實現零排放,因此采用甲醇水蒸汽重整制氫為氫燃料電池汽車建立現場制氫的加氣站是非常好的選擇。

3.4、水電解制氫:充分利用廢棄的可再生能源

電解水制氫最清潔、最可持續的制氫方式,并將成為燃料電池發展中最具潛力的制氫方法之一。當前制氫技術比較發達的日本,主要采用的制氫方法就是電解水制氫,日本主要的制氫產能主要來自于電解水制氫,該方式的制氫產能占總制氫產能的63%,而化石原料制氫、化工原料制氫、工業尾氣制氫的制氫產能占比都比較小。電解水獲得的氫氣純度較高,可以直接用于燃料電池汽車,但是目前電解水制氫受制于較高的成本而難以大規模運用。目前制取一立方米氫氣大約需要4.8~5度電,即便用谷電制氫最終成本也在3元/立方米左右。如果將棄風棄水的電量充分利用起來,用于電解水制氫,將有利于電解水制氫產業的發展。

國內棄水、棄風、棄光資源豐富,2017年中國棄風、棄光、棄水量分別達到419億千瓦時,73億千瓦時、515億千瓦時;其中棄風、棄光率分別達到12%、6%。2018年12月,國家發改委與國家能源局聯合印發《清潔能源消納行動計劃(2018-2020年)》,文件指出將確保棄風率和棄光率均控制在低于5%的水平,并探索可再生能源富余電力轉化為熱能、冷能、氫能,實現可再生能源多途徑就近高效利用。

總體來看,現階段下可選的制氫途徑多樣,而且氫氣供給也足以推動燃料電池汽車的發展,但是我國氫能供給體系尚未形成,未來國內氫能行業發展將會以燃料電池車輛負荷中心為核心,從工藝和成本的角度結合考慮,一方面利用化工資源大力發展規模化的制氫-儲氫-供氫,另一方面利用廢棄的可再生能源或甲醇蒸汽重整路線發展分散式的供氫站,將是發展國內氫能供給體系的最佳選擇。

4、投資建議

從目前來看,我們認為利用國內化工副產氫是燃料電池行業氫源的較優選擇,國內氯堿、PDH和快速發展的乙烷裂解行業可提供充足的低成本氫氣資源,且集中在負荷中心密集的華東地區,在對這些裝置進行低強度的改造之后可同時解決燃料電池行業的供氫和副產氫高效利用的問題,未來化工副產集中式供氫+水電解分散式制氫將會是國內燃料電池行業供氫模式的發展方向。

我們推薦已涉足前端氫源的公司鴻達興業和具有電解水制氫工程業績的新奧股份,建議關注濱化股份和華昌化工,此外根據我們測算的理論可外供氫氣量,建議關注副產氫豐富、具備進軍燃料電池氫源潛力的衛星石化、東華能源和萬華化學等。

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