能源清潔化大勢所趨，燃料電池作為核心載體引領氫能開發(fā)利用，低成本是保障制氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展的關鍵。

能源利用形式從氫碳比為1:3~10的木柴、1:1的煤炭、2:1的石油再到4:1的天然氣，驗證能源持續(xù)朝低碳、多氫的清潔利用方式演進;可以預見未來能源利用形式中，氫能作為應用場景廣泛的新能源，其占比將會繼續(xù)提高。燃料電池車為氫能利用核心載體，其商業(yè)化大幕逐步拉開。降低氫能車運行的燃料成本的重要性不亞于降低車輛購置成本，而制氫在終端氫氣價格構成(制氫、運氫、儲氫、加注)中占據(jù)重要地位、成本下降空間也較大，因此低成本的氫氣制備是氫燃料電池大規(guī)模商用化的基礎，在考慮經(jīng)濟性的同時兼顧能源轉換效率和全生命周期排放，不違背節(jié)能減排的初衷。

制氫路線比較與產(chǎn)業(yè)發(fā)展探析:低成本工業(yè)副產(chǎn)氫為中短期優(yōu)選，水電解制氫路線將貫穿氫能發(fā)展全過程。

燃料電池車的用氫需求中短期可優(yōu)先通過成本較低、減排效益好的工業(yè)尾氣制氫供應滿足，尤其以純度高、投資低的氯堿副產(chǎn)氫為優(yōu)，輕烴裂解副產(chǎn)氫新增規(guī)模較大，2030年之前工業(yè)副產(chǎn)氫若妥善加以利用、完全可以滿足需求，并為可再生能源電解制氫的技術攻關留出時間余量。產(chǎn)業(yè)發(fā)展中期預計為工業(yè)副產(chǎn)氫、可再生能源電解制氫協(xié)同發(fā)展階段，電解水制氫是能源利用結構變化的最重要力量，將貫穿于氫能發(fā)展的全過程:水電解制氫是當前唯一的直接原材料不依賴含碳化石資源，一次產(chǎn)物中不直接產(chǎn)生碳的技術路線。隨著技術的發(fā)展和成本的降低，電解水制氫未來有望能逐漸滿足商業(yè)化的要求，充分利用可再生能源、使用棄風棄水棄光所產(chǎn)生電能進行電解水制氫是目前來看最有希望降低其成本的方式之一。

從海外經(jīng)驗看燃料電池車用制氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展趨勢:氯堿副產(chǎn)氫已獲成熟應用，可再生能源制氫是長期方向。

日本的氫燃料電池車產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展進度全球居首，電解水制氫在日本氫工業(yè)中占有特殊的地位，其鹽水電解制氫的產(chǎn)能占該國所有人工制氫總產(chǎn)能的63%，從其實質(zhì)的技術工藝原理上說與氯堿工業(yè)副產(chǎn)氫是一致的，其國外已有多個氯堿氫燃料電站項目驗證經(jīng)濟性;日本遠期也以可再生能源水電解制氫作為最主要發(fā)展方向“福島氫能源研究站”預計于2019年10月前完成建設，系統(tǒng)裝置采用太陽能電解水制氫路線、將具備世界最大規(guī)模的1萬kW制氫能力，用于制造、儲藏和供應最大900噸的氫。

報告內(nèi)容

1.產(chǎn)業(yè)鏈下游燃料電池車引領氫能的開發(fā)利用

1.1氫能開發(fā)利用是能源清潔化的大勢所趨

縱觀能源的發(fā)展歷史，從最初使用固態(tài)的木柴、煤炭，到液態(tài)的石油，直至氣態(tài)的天然氣，不難看出其H/C比提高的趨勢和固-液-氣形式的漸變過程。木柴的氫碳比在到1:3~10之間，煤為1:1，石油為2:1，天然氣為4:1。在18世紀中葉至今，氫碳比上升超過6倍。每一次能源的“脫碳”都會推動人類社會的進步和文明程度的提高，可以預見未來能源利用形式中，氫能的占比將會繼續(xù)提高。

氫雖然主要用作化工基礎原料，但在能源轉型過程中，其更重要的是作為一種清潔能源和良好的能源載體，具有清潔高效、可儲能、可運輸、應用場景豐富等特點。氫能能夠幫助工業(yè)、建筑、交通等主要終端應用領域?qū)崿F(xiàn)低碳化，包括作為燃料電池汽車應用于交通運輸領域，作為儲能介質(zhì)支持大規(guī)模可再生能源的整合和發(fā)電，應用于分布式發(fā)電或熱電聯(lián)產(chǎn)為建筑提供電和熱，為工業(yè)領域直接提供清潔的能源或原料等。

1.2氫能源產(chǎn)業(yè)鏈介紹及發(fā)展歷程

在氫能源產(chǎn)業(yè)鏈中，上游是氫氣的制取、運輸和儲藏，在加氫站對氫燃料電池系統(tǒng)進行氫氣的加注;中游是電堆等關鍵零部件的生產(chǎn)，將電堆和配件兩大部分進行集成，形成氫燃料電池系統(tǒng);在下游應用層面，主要有交通運輸、便攜式電源和固定式電源三個方向。

19世紀30年代，人們提出了燃料電池的初步構想。此后，隨著技術的發(fā)展，不同級別的燃料電池問世，并逐步由特種推廣至民用領域。自20世紀后半段開始，各大汽車廠商紛紛開展了燃料電池汽車的研究，其中尤其以日本最為領先。目前全世界已有多種高性能燃料電池汽車產(chǎn)品，初步進入了商業(yè)化應用階段。

1.3制氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展主要依賴產(chǎn)業(yè)鏈下游燃料電池車對需求的拉動

1.3.1燃料電池的基本概念、原理和分類

燃料電池是一種以電化學反應方式將燃料與氧化劑的化學能轉變?yōu)殡娔艿哪芰哭D換裝置。燃料電池發(fā)電原理與原電池類似，實質(zhì)是燃料氣體和氧化劑發(fā)生電化學反應，可看作是另一種“燃燒反應”;但與原電池和二次電池比較，需要具備相對復雜的系統(tǒng)，通常包括燃料供應、氧化劑供應、水熱管理及電控等子系統(tǒng)，工作方式與內(nèi)燃機類似。理論上只要外部不斷供給燃料與氧化劑，燃料電池就可以持續(xù)發(fā)電。

根據(jù)電解質(zhì)的不同，燃料電池可分為堿性燃料電池(AFC)、質(zhì)子交換膜燃料電池(PEMFC)、磷酸燃料電池(PAFC)、熔融碳酸鹽燃料電池(MCFC)、固體氧化物燃料電池(SOFC)等多種類型，其使用的燃料和適應的應用場景各有不同，其中質(zhì)子交換膜燃料電池具有高比功率、可快速啟動、無腐蝕性、反應溫度低、氧化劑需求低等優(yōu)勢，是當前燃料電池汽車的首選。

在氫燃料電池產(chǎn)業(yè)鏈中，上游是氫氣的制取、運輸和儲藏，在加氫站對氫燃料電池系統(tǒng)進行氫氣的加注;中游是電堆等關鍵零部件的生產(chǎn)，將電堆和配件兩大部分進行集成，形成氫燃料電池系統(tǒng);在下游應用層面，主要有交通運輸、便攜式電源和固定式電源三個方向。

1.3.2燃料補充及續(xù)航里程是氫能車核心優(yōu)勢，政策為其保駕護航

目前在交通運輸用動力源方面，主要有四種技術路線:鋰離子電池、氫燃料電池、超級電容和鋁空氣電池。其中鋰離子電池、超級電容和氫燃料電池得到廣泛的應用，鋁空氣電池尚處于實驗室研究階段。氫燃料電池由于其燃料電池功率和儲能單元彼此獨立、增加能量單元對車輛成本和車重影響相對較小的性質(zhì)，在長續(xù)航里程和能源補給速度上優(yōu)勢很明顯。

現(xiàn)階段燃料電池技術仍不夠完善，技術及實踐層面面臨的問題還較多:如氫的制備、儲運、加注以及電池鉑催化劑的昂貴、易中毒制約壽命和穩(wěn)定性等問題，導致燃料電池目前的經(jīng)濟性還不能得以保證，其成本是制約燃料電池車商業(yè)化的最大因素。

長期來看，未來燃料電池汽車成本有望比動力電池汽車更低，和燃油車的成本相當。燃料電池成本下降速率將明顯高于鋰離子電池，其原因主要在于:鋰離子電池產(chǎn)業(yè)已具備較大規(guī)模，成本下降速率已逐漸趨于穩(wěn)定，而燃料電池產(chǎn)業(yè)仍處在發(fā)展初期，規(guī)模化空間大，其成本下降潛力大;近10年來在技術進步推動下，單位功率鉑用量大幅下降，豐田Mirai(參數(shù)|圖片)燃料電池鉑含量僅約0.2g/kW，未來有望降低至0.1g/kW以下，且鉑可以回收利用，可以有效降低電堆成本。

基于燃料電池汽車的良好前景，各國對其的關注程度正在不斷提升。燃料電池汽車正處在由技術研發(fā)向商業(yè)化推廣過渡的階段，各國政策鼓勵和投入持續(xù)增加。相比之下，日本政府對燃料電池及燃料電池汽車技術的推動力度更大，技術水平也更高，其先進的燃料電池乘用車車型已經(jīng)初步實現(xiàn)了商業(yè)化，在燃料電池汽車領域位于世界前列。

在國家政策的大力支持和行業(yè)的共同努力下，我國燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)取得長足進步，燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)鏈體系初步建立，在氫燃料電池商用車領域初步形成裝備制造業(yè)基礎。近年來我國燃料電池車產(chǎn)銷量保持每年千輛左右，2018年我國燃料電池車產(chǎn)量達到1619輛，相比2017年增加27%，帶動燃料電池需求51MW。銷量結構上看，我國氫燃料電池車以客車和專用車為主，其中專用車產(chǎn)量為909輛，相比2017年增長尤為明顯，客車產(chǎn)量為710輛，中通汽車、飛馳汽車兩家企業(yè)占據(jù)全國總產(chǎn)量的70%以上。預計自2020年開始我國氫能源汽車總體進入量產(chǎn)階段，2024年左右步入商業(yè)化應用階段。

1.3.3燃料電池車為未來氫能利用核心載體，將拉動氫工業(yè)市場規(guī)模快速增長

全球氫工業(yè)發(fā)展迅猛，市場規(guī)模從2011年的1870.82億美元增長到2017年的2514.93億美元，增速達34.4%。我國工業(yè)氫氣的需求量和生產(chǎn)量旺盛且逐年上升、均居世界首位，其中用于煉化產(chǎn)品生產(chǎn)和工業(yè)生產(chǎn)領域的純度大于或等于99%的氫氣年產(chǎn)量約為700億m3(約600萬t)。在不考慮工業(yè)用氫、僅考慮能源用氫的情況下，按照《節(jié)能與新能源汽車技術路線圖》中2020、2025和2030年分別實現(xiàn)5000、5萬和百萬輛氫燃料電池汽車的應用，則對應2020、2025和2030年相比目前將分別新增0.75億、7.5億和150億m3的能源用氫氣需求，相對比于當前對應新增0.1%、1%和20%的氫氣需求，相當于2020~2030年復合需求增速1.8%，且增速逐年遞增。按照國內(nèi)2030年百萬輛氫燃料電池汽車的規(guī)劃，制氫產(chǎn)業(yè)市場規(guī)模將達約400億元(氫氣價格按30000~40000元/噸)。

當前化石資源制氫居主導地位:人工制氫的原料主要以石油、天然氣、煤炭等化石資源為主，較之于其他的制氫方法，化石資源制氫工藝成熟，原料價格相對低廉，但會排放大量的溫室氣體，對環(huán)境造成污染。2017年，全球主要人工制氫原料的96%以上都來源于傳統(tǒng)化石資源的熱化學重整，僅有4%左右來源于電解水。煤炭和天然氣是我國人工制氫的主要原料，占比分別為62%和19%。

在氫氣的下游用途方面:國內(nèi)氫氣除用作合成氨、甲醇等化工原料氣外，不低于90%的純度99%左右的氫氣用于煉化產(chǎn)品生產(chǎn)過程中的加氫。僅有2%~4%的氫氣作為工業(yè)氣體用于治金、鋼鐵、電子、建材、精細化工等行業(yè)的還原氣、保護氣、反應氣等。

1.4產(chǎn)業(yè)競爭:低成本的氫氣制備是氫燃料電池大規(guī)模商用化的基礎

除氫燃料電池車的一次購置成本尚高之外，當前氫氣價格下的氫燃料電池車的運行成本也居高不下，也是當前制約氫燃料電池車大規(guī)模商業(yè)化應用的重要因素之一。決定加氫站終端氫氣售價的主要是制氫成本、運氫成本、儲氫成本和加注成本，其中制氫成本占據(jù)主導地位、且其下降空間潛力較大，因此低成本的氫氣制備是氫燃料電池大規(guī)模商用化的重要基礎，我們本篇報告也先從制氫角度討論未來氫燃料電池車商用化進程中的制氫環(huán)節(jié)路線發(fā)展。

2.制氫產(chǎn)業(yè):不同技術工藝路線的氫燃料電池車適用性分析

2.1工業(yè)副產(chǎn)氫:成本優(yōu)勢顯著，燃料電池用氫的短期最佳來源

工業(yè)副產(chǎn)氫制氫是指利用含氫工業(yè)尾氣為原料制氫的生產(chǎn)方式，目前的工業(yè)尾氣來源主要有氯堿工業(yè)副產(chǎn)氣、煤化工焦爐煤氣、輕烴裂解副產(chǎn)氫以及合成氨、甲醇馳放氣副產(chǎn)氫氣等。與其他制氫方式相比，利用工業(yè)副產(chǎn)氫最大的優(yōu)點就是無需額外的資本投入和化石原料投入，獲得的氫氣在成本和減排方面有巨大優(yōu)勢。

2.1.1氯堿副產(chǎn)氫工藝及制氫潛力測算

氯堿工業(yè)指的是通過電解飽和NaCl溶液來制取NaOH、Cl2和H2，并以此為原料合成鹽酸、聚氯乙烯等化工產(chǎn)品。目前國內(nèi)很多氯堿企業(yè)主要關注氯和堿產(chǎn)品，往往忽略副產(chǎn)氫氣的價值，氫氣利用很不充分，甚至有大量氫氣被白白放空(氫氣直接燃燒，產(chǎn)生熱能，需要的投資較大)。

測算可外供的氯堿副產(chǎn)氫潛在規(guī)模:按照2018年的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，理論上全國氯堿企業(yè)可聯(lián)產(chǎn)氫氣約85.5萬噸/年，即96億m3/年(1噸氫氣折1.12萬m3，1kg折11.2m3，1m3氫氣折0.0893kg即89.3g)。雖然氯堿行業(yè)的氫氣利用率在逐年提高，但仍有約16.5萬噸的氫氣沒有被充分利用、相當于放空率20%。如果將每年放空的16.5萬噸氫氣充分利用，至少可以供8萬輛氫燃料車使用(每年每輛氫燃料車消耗2.0萬m3氫氣)，或產(chǎn)生114.8億kW?h的電(折每m3氫氣每年發(fā)電0.7度電)。

氯堿副產(chǎn)氫用于氫燃料電池車具有非常明顯的優(yōu)勢:純度高，流程少，投資低。一般在來說濕氫氣中含有飽和水，可能夾帶一些堿霧。在洗滌，冷卻脫水(不需要額外的變壓吸附)之后即作為成品氫氣在99%(V/V)以上，甚至大于99.84%，主要雜質(zhì)是氧氣、氮氣和水蒸氣，而容易致使燃料電池催化劑中毒的硫含量和CO含量都極低，提純難度小，需要新增的設備投資和運行成本都很低。

2.1.2焦爐氣副產(chǎn)氫工藝及制氫潛力測算

焦爐氣(COG)，又稱焦爐煤氣，其產(chǎn)率和組成因煉焦用煤質(zhì)量和焦化過程條件不同而有所差別，一般每噸干煤可生產(chǎn)焦爐煤氣300~400m3，其中40%~45%用于保證焦化爐爐溫，其余外供。我國是世界上最大的焦炭生產(chǎn)國，截止2018年我國焦炭產(chǎn)量已經(jīng)達到4.38億噸，占世界總產(chǎn)量的60%。焦爐煤氣成分中，氫氣濃度在50%以上，是提純氫潛力最大的工業(yè)尾氣之一。

焦爐煤氣屬于中熱值氣，其熱值為17~19MJ/標方(4000~4500大卡)，適合用做高溫工業(yè)爐的燃料和城市煤氣。焦爐煤氣通過凈化和變壓吸附技術，可以獲得純度高，價格低的氫氣(凈化和提氫運行費用0.3~0.5元/m3)。焦爐煤氣含氫氣量高可直接作化工原料用，可提純氫氣作為合成氨或甲醇等。由于凈化和變壓吸附技術的進步，焦爐煤氣提純氫氣的質(zhì)量完全能滿足氫燃料電池的使用要求。

按照每生產(chǎn)1t焦炭可副產(chǎn)425.6m3焦爐氣，利用變壓吸附技術，從焦爐煤氣提純得到的符合加氫站用氣標準(99.99%)的氫氣，假設氫氣收率80%，1m3焦爐煤氣就可以產(chǎn)生0.44m3氫氣，單噸焦炭副產(chǎn)氫氣量=425.6*55%*80%*50%=93.6m3，對應0.0084噸。我們測算:理論上全國焦化企業(yè)理論上可副產(chǎn)氫氣約73.2萬噸/年(取50%回爐助燃部分的40%計)，即164億m3/a(1噸氫氣折1.12萬m3，1kg折11.2m3，1m3氫氣折0.0893kg即89.3g)。至少可以供82萬輛氫燃料車使用(每年每輛氫燃料車消耗2.0萬m3氫氣)，或產(chǎn)生114.8億kW?h的電(折每m3氫氣每年發(fā)電0.7度電)。

注:焦炭企業(yè)分為獨立焦化企業(yè)和鋼鐵聯(lián)合體焦化企業(yè)。鋼鐵聯(lián)合體焦化企業(yè)自身循環(huán)利用系統(tǒng)通常較為完善，焦化氣已有利用;上述測算暫未扣除鋼鐵聯(lián)合體焦化企業(yè)影響。

2.1.3輕烴裂解制氫工藝及制氫潛力測算

丙烷脫氫是以丙烷為原料來制造丙烯和氫氣的一種工藝方式，生成產(chǎn)品丙烯的同時，副產(chǎn)同等摩爾量的氫氣，混合在乙烷、乙烯、一氧化碳、甲烷等的混合尾氣中，采用變壓吸附PSA的分離手段，可獲得大量的高純度氫氣。以CatofinPDH工藝為例，PDH裝置通常由進料預處理及汽化單元，反應單元(包括反應器再生系統(tǒng))，壓縮與干燥，低溫回收單元(含丙烯、乙烯制冷系統(tǒng))，脫乙烷塔，產(chǎn)品分離塔，廢水汽提塔工藝單元組成。

每生產(chǎn)1噸丙烯約可產(chǎn)生37.9kg氫氣(理論上47.6kg，相當于氫氣PSA收率80%)，對應426m3氫氣;截止目前，國內(nèi)PDH總產(chǎn)能約572萬噸/年，對應副產(chǎn)氫氣量約21.7萬噸/年，按變壓吸附氫氣收率85%計算，氫氣產(chǎn)品約18.43萬噸/年，即20.64億Nm3/年，按每輛氫燃料電池車每天行駛里程200公里、加注5公斤氫氣來算，每年每輛氫燃料車消耗2萬m3氫氣，這些副產(chǎn)氫氣每年可供約10萬輛氫燃料電池車行駛、或產(chǎn)生14億kW·h的電;若當前在建及規(guī)劃中PDH產(chǎn)能全部投產(chǎn)，國內(nèi)PDH總產(chǎn)能將達到1035萬噸/年，副產(chǎn)氫氣達34萬噸，每年可供約18萬輛氫燃料電池車行駛、或產(chǎn)生26億kW·h的電。

乙烷裂解制乙烯副產(chǎn)氫氣方面，結合項目規(guī)劃與進展，預計至2022年，中國乙烷裂解制乙烯產(chǎn)能將達到858萬噸/年，按單噸乙烯副產(chǎn)64.5kg氫氣(理論上每噸乙烯副產(chǎn)氫氣71.4kg、PSA變壓吸附氫氣收率85%計算)，屆時乙烯裂解副產(chǎn)氫氣理論上將達到47萬噸、對應52.7億Nm3氫氣;按每輛氫燃料電池車每天加注5公斤氫氣、行駛里程200公里來算，理論上這些副產(chǎn)氫氣每年約可供26萬輛氫燃料電池車行駛、或產(chǎn)生37億kW·h的電。

2.2化石資源制氫:適合可耦合耗碳的一體化煉廠用氫或液氨/尿素等裝置

化石能源制氫技術具有產(chǎn)量大以及價格相對較低的優(yōu)點，缺點是在生產(chǎn)過程中碳排放較大和產(chǎn)生一定的污染，而且成本受原材料價格波動的影響，尤其是天然氣制氫更容易受此方面的影響。嚴格意義上說化石能源制氫除非有除碳或耗碳措施，否則并不能達到減排的目的，而增設二氧化碳補集單元無疑大大增加綜合能耗、有潛在的增收碳稅大幅削弱經(jīng)濟性的風險;因此大規(guī)模的煤制氫或天然氣制氫更適合于能耦合耗碳的合成氨-尿素工業(yè)或目標產(chǎn)品種類較多的煉化等。

煤氣化制氫工藝原理:煤氣化制氫是先將煤炭與氧氣發(fā)生燃燒反應，進而與水反應，得到以氫氣和CO為主要成分的氣態(tài)產(chǎn)品，然后經(jīng)過脫硫凈化，CO繼續(xù)與水蒸氣發(fā)生變換反應生成更多的氫氣，最后經(jīng)分離、提純等過程而獲得一定純度的產(chǎn)品氫。煤氣化制氫技術的工藝過程一般包括煤氣化、煤氣凈化、CO變換以及氫氣提純等主要生產(chǎn)環(huán)節(jié)。

天然氣制氫工藝原理:甲烷是天然氣中的主要氣體成分，天然氣制氫技術的主體依托于各類甲烷轉化制氫反應。甲烷轉化制備氫氣按反應原理分主要為兩種技術路線:一種是先將甲烷與水蒸氣在一定反應條件下反應生成合成氣，再將合成氣中的CO成分進行轉化，從而制得高純度氫氣，即甲烷水蒸氣重整技術，其是目前工業(yè)上天然氣制氫應用最廣的方法;另一種是通過制造反應條件使甲烷直接分解成氫氣和積炭，再通過分離提純產(chǎn)物獲得氫氣，即甲烷熱解技術。

總體而言，化石資源制氫尤其是煤制氫路線成本低，但對環(huán)境也不夠友好，尤其是煤制氫由于原料氫碳比較高導致二氧化碳排放很高;天然氣制氫碳排放相對較低，但其對原材料價格波動耐受力較差。在煤氣化制氫系統(tǒng)中，采用二氧化碳捕集設備可大大減少二氧化碳的直接排放，對系統(tǒng)的環(huán)保效益產(chǎn)生積極影響。但是，加入二氧化碳捕集裝置無疑也會造成較大的能耗，降低了制氫系統(tǒng)的能源利用率;同時，二氧化碳捕集單元的建設成本較高，這對制氫系統(tǒng)的經(jīng)濟效益會帶來不良影響。綜合來看，我們認為煤氣化或天然氣以氫氣為單一目標產(chǎn)品來說雖然成本尚可，但碳排放較高，增設CCS單元或一旦征收碳稅其成本優(yōu)勢也大大削弱，有悖于節(jié)能減排的初衷;因此，煤氣化不以氫氣為單一目標產(chǎn)品、而是以H2和CO作為目標產(chǎn)品，耦合到耗碳化工裝置是比較合理的選擇。

2.3水電解制氫:耦合可再生能源發(fā)電將有望真正實現(xiàn)能源清潔利用

2.3.1水電解制氫的原理、分類與比較

電解水原理:在電解液中通入直流電，在電節(jié)的陰極和陽極上分別發(fā)生放電反應，陰極反應:4e+4H20=2H2↑+4OH-，陽極反應:4OH-=2H20+O2↑+4e，總反應式為:2H2O=2H2↑+O2↑，從而在陰極和陽極分別產(chǎn)生氫氣和氧氣。

根據(jù)隔膜不同，可分為堿水電解、質(zhì)子交換膜水電解、固體氧化物水電解。堿性電解槽是目前最成熟的技術，投資成本明顯低于其他電解槽類型;PEM、SOE電解在技術先進性上優(yōu)于堿水電解，但目前PEM成本較高、SOE尚處于研發(fā)階段，但PEM電解槽在未來成本降低的潛力較大，PEM電解槽具有最高的電流密度和操作范圍，是降低投資成本和提高操作靈活性所必需的先決條件。根據(jù)美國可再生能源國家實驗室發(fā)布以風能提供電力、以PEM水電解制氫的評估報告中對PEM技術的放大進行的成本預測，預計當PEM制氫技術的規(guī)模從10kg/d發(fā)展到1000kg/d時，電解池堆的成本所占份額將從目前的40%降至10%，說明PEM制氫的規(guī)模話將在降低成本上有較大幅度的空間。因此，PEM電解槽是未來最有希望在氫燃料電池車中實現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)化應用的水電解制氫技術。

2.3.2水電解制氫技術未來發(fā)展展望

當前制約水電解制氫商業(yè)化應用的主要問題是全生命周期排放高、綜合能源效率低、成本高。針對電解水技術方面的改進主要集中在電解池、聚合物薄膜電解池和固體氧化物電解池等種類，電池能效率由70%提高到90%，但考慮到發(fā)電效率，實際上電解水制氫的能量利用效率不足35%(考慮到火電站燃料變電的換能效率為30~40%)。目前每生產(chǎn)1m3常溫常壓氫氣需要消耗電能大約5~5.5kWh，采用最便宜的谷電制氫(如0.3元/kWh)，加上電費以外的固定成本(約0.3~0.5元/m3)，綜合成本在1.8~2.0元/m3，即制氫成本為20~22元/kg;如果是利用當前的可再生能源棄電制氫，棄電按0.1元/kWh計算，則制氫成本可下降至約10元/kg，這和煤制氫或天然氣制氫的價格相當;但是電價如果按照2017年的全國大工業(yè)平均電價0.6元/kWh計算，則制氫成本約為38元/kWh，成本遠高于其他制氫方式。

遠期來看，電解水制氫是能源利用結構變化的最重要力量，將貫穿于氫能發(fā)展的全過程。在各種制氫技術中，只有水電解制氫技術的直接原材料不依賴含碳化石資源，其一次產(chǎn)物中不直接產(chǎn)生碳排放(非全生命周期視角下)，是一種清潔、無污染、高純度制氫的方式。中短期的氫能需求主要依賴化石資源、尤其是以低成本的工業(yè)副產(chǎn)氫為主，充足的副產(chǎn)氫至少可以滿足100萬輛燃料電池汽車需求，為水電解制氫的技術攻關提供時間，遠期來說水電解制氫將成為氫能的最主要來源。未來未來水電解制氫主要通過降低電解過程的能耗以及充分利用可再生能源、使用棄風棄水棄光所產(chǎn)生電能進行電解水來實現(xiàn)成本下降和商業(yè)應用。

2.4多維度比較不同制氫工藝適用性及未來發(fā)展路線探析

2.4.1基于成本、規(guī)模、穩(wěn)定性和碳排放綜合比較各種制氫路線

成本能力上，工業(yè)副產(chǎn)氣制氫>煤制氫>天然氣制氫>電解水制氫:工業(yè)副產(chǎn)氣制氫由于投資低(現(xiàn)有裝置+變壓吸附單元即可)、原料成本低(副產(chǎn)氣零成本、或僅體現(xiàn)其燃料熱值成本)具備當前階段最低的產(chǎn)氫成本;電解水制氫成本最高，通過利用谷電或者可再生能源棄電可以降低成本。

產(chǎn)氫規(guī)模和穩(wěn)定性上，煤制氫、天然氣制氫>工業(yè)副產(chǎn)氣制氫>電解水制氫:傳統(tǒng)化石資源煤/天然氣制氫均具備成熟的大規(guī)模氣化制氫工藝技術，但目前主要應用于煉廠加氫、合成氨等化工領域，以氫氣作為單一目標產(chǎn)品時其碳排放太高;工業(yè)副產(chǎn)氣制氫主要受制于主產(chǎn)品規(guī)模，同時如焦炭企業(yè)環(huán)保限產(chǎn)下影響供氫穩(wěn)定性;可再生能源電解水制氫受制于能量供應密度小、無法連續(xù)供應等制約，規(guī)模問題亦較為突出，未來成本問題解決后，在風能和太陽能資源富裕的局部地區(qū)，風電/光伏發(fā)電制氫可在該區(qū)域占據(jù)主導位置。

從溫室氣體減排上，可再生電解制氫>工業(yè)副產(chǎn)氣制氫>天然氣制氫>煤制氫:雖然可再生能源發(fā)電站建設過程會造成較大的能耗和溫室氣體釋放，但由于在運行過程中幾乎沒有排放，所以可再生能源發(fā)電制氫相比于傳統(tǒng)能源制氫仍有著非常大的節(jié)能環(huán)保優(yōu)勢，隨著運行年限的增長，這種優(yōu)勢更加明顯;在以傳統(tǒng)能源為基礎的制氫路徑中，工業(yè)副產(chǎn)氣制氫能取得最佳的碳排放削減效益，主要源于通過PSA分離得到氫氣的過程本身不產(chǎn)生碳，排放主要來自變壓吸附裝置消耗的電力和用作補充燃料的天然氣的消耗。

基于成本、規(guī)模、穩(wěn)定性和地域性比較不同工業(yè)副產(chǎn)氣制氫工藝，氯堿副產(chǎn)氫在成本、規(guī)模、穩(wěn)定性和地域性上綜合優(yōu)勢較好:

提純難度和成本優(yōu)勢上:氯堿>輕烴裂解>焦爐氣:氯堿工藝絕對了電解正負極分別出氫氣和氯氣，通常不需要額外新增提純吸附裝置其氫氣純度即可達到99%以上，焦爐氣含硫量相對較高、提純難度加大、需要額外的除硫步驟加大投資強度;

規(guī)模上，焦爐氣>氯堿>輕烴裂解，雖然當前輕烴裂解制氫規(guī)模潛力不大，但未來丙烷脫氫和乙烷裂解新增產(chǎn)能較多有望后來居上;工業(yè)副產(chǎn)氣當前合計約120萬噸氫氣規(guī)模，若全部加以利用，則能支撐每年超500萬輛氫燃料電池乘用車、或超過130萬輛的氫燃料電池客車的使用需求(按照1輛燃料電池乘用車年行駛里程20000km，消耗224kg氫氣計算;按1輛燃料電池客車行駛里程14400km，消耗882.32kg氫氣計算)，完全可以滿足“2030年實現(xiàn)百萬輛氫燃料電池汽車的商業(yè)化應用”的需求，且后續(xù)輕烴裂解將繼續(xù)擴大產(chǎn)能;

地域性優(yōu)勢上，氯堿>輕烴裂解>焦爐氣，行業(yè)產(chǎn)能在西北和東部地域呈現(xiàn)不同特征，西北地區(qū)坐擁電石優(yōu)勢、通常以氯定堿、富裕氫氣資源較少，東部地區(qū)氯堿企業(yè)通常以堿定氯、富余氫氣資源相對較多，恰好匹配目前加氫站和氫能源汽車的產(chǎn)業(yè)推進較快地區(qū)。

2.4.2預測展望:我國氫能發(fā)展路徑可由從傳統(tǒng)能源制氫過渡至綠色能源制氫:

短期的潛在供給規(guī)模和供給成本不存在問題、潛在需求完全可以承接，近期可以優(yōu)先使用成本較低的工業(yè)尾氣制氫供應、尤其以氯堿副產(chǎn)氫為優(yōu)，2030年之前工業(yè)副產(chǎn)氫若妥善加以利用、完全可以滿足需求，并為可再生能源電解制氫的技術攻關留出時間余量;

中期至2030年后預計為工業(yè)副產(chǎn)氫、可再生能源電解制氫協(xié)同發(fā)展的階段;同時對核能熱化學制氫、生物質(zhì)制氫等新型前沿制氫技術加大科研力度，爭取在2050年后工業(yè)化應用有所突破;

遠期則水電解制氫占據(jù)主導地位，并期待核能熱化學制氫、生物質(zhì)制氫等前沿制氫技術有所突破。

3.從海外經(jīng)驗看燃料電池車用制氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展趨勢

3.1氯堿副產(chǎn)氫用于氫燃料電池已獲成熟應用

日本的氫燃料電池車產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展進度全球居首，電解水制氫在日本氫工業(yè)中占有特殊的地位，其鹽水電解制氫的產(chǎn)能占該國所有人工制氫總產(chǎn)能的63%。電解水制氫主要分為制堿工業(yè)中的電解鹽水和電解純水兩種方式。就目前而言，電解純水相對電解鹽水成本更高。這是因為鹽水中富含大量的正負離子，在傳導電流方面有著純水不可比擬的優(yōu)勢。兩者制備氫氣的純度相仿，都可以達到99.99%，但鹽水電解要更具規(guī)模更容易形成產(chǎn)業(yè)化，電解水在速度和能耗兩方面依舊比不上電解鹽水。電解鹽水的副產(chǎn)品是苛性堿、氯氣、氫氣、氧氣，而電解純水的產(chǎn)物只有氧氣和氫氣。因此，日本的電解鹽水制氫工藝從實質(zhì)原理上說與氯堿工業(yè)副產(chǎn)氫是一樣的。

氫燃料電池技術已走向成熟，該技術不僅用于新型汽車動力上，同時利用氫燃料電池技術建造大型氫燃料電站在歐洲也獲得了成功，國內(nèi)緊隨其后。

荷蘭AkzoNobel氯堿工廠2007年建成行業(yè)內(nèi)第一臺利用氯堿氫的氫燃料電站，功率70kW，利用氯堿副產(chǎn)氫氣發(fā)電，已成功運行了45000h以上;采用該技術建造與氯堿配套的氫燃料電站，可以直接利用氯堿副產(chǎn)氫氣，通過氫燃料電站可回收電解單元總電耗20%的電能和10%的熱能。

在歐盟氫能利用支持中，氫燃料電池項目得到順利進行，荷蘭2011年又成功開發(fā)MW級的氫燃料電池，安裝在索爾維比利時工廠，同樣是利用氯堿生產(chǎn)中的副產(chǎn)氫氣發(fā)電(發(fā)電能力:額定1MW，初期輸出功率≥910kW;回收熱能:450kW;氫氣消耗:650Nm3/h;氫氣質(zhì)量:T≤40°C(含飽和水)、P=0.3bar、氫氣純度≥98%)。

2016年10月，營創(chuàng)三征(營口)精細化工有限公司以電解氫為驅(qū)動能源，建成全球首套2MW氫燃料發(fā)電站，作為發(fā)電能源的氫氣來自于氯堿工廠電解氫氣，經(jīng)洗滌、冷卻除掉堿霧和大量水分(氫氣純度大于等于98%)，即可用于發(fā)電，進入電站的陽極系統(tǒng)，無須提純和增壓。

濱化集團年產(chǎn)8萬噸氧陰極燒堿裝置于2015年底投產(chǎn)，為中國第一套氧陰極工業(yè)化裝置。采用伍德迪諾拉公司電解槽和拜耳公司氧陰極技術，技術主要針對不需要氫氣、只需要堿和氯的企業(yè)，通過氧陰極降低了單元槽電壓，使電解槽只產(chǎn)堿和氯，不再產(chǎn)氫氣，將以往產(chǎn)氫氣的電能節(jié)省下來，理論上可比傳統(tǒng)電解節(jié)省40%以上的電能，但當前的水平可能達到30%。濱化集團8萬噸燒堿裝置單噸電耗預計1600度，而行業(yè)普遍不低于2200度。

3.2可再生能源電解制氫仍是長期方向，日本大力發(fā)展

日本提出了“氫能社會”的構想，豐田量產(chǎn)了第一輛性能優(yōu)越的氫電池車Mirai，本田也推出了Clarity，加氫三分鐘，可續(xù)航750公里，日本已經(jīng)在氫能的利用上走在世界前列。

在制氫方面，日本也以可再生能源水電解制氫作為最主要發(fā)展方向。2018年9月，日本新能源產(chǎn)業(yè)技術綜合開發(fā)機構(NEDO)、東芝能源系統(tǒng)、東北電力及巖谷產(chǎn)業(yè)合作，在福島縣浪江町建設利用可再生能源制氫的氫能源系統(tǒng)“福島氫能源研究站(FH2R)”，系統(tǒng)裝置采用太陽能電解水制氫路線、將具備世界最大規(guī)模的1萬kW制氫能力，預計于2019年10月前完成建設并開始試運行，于2020年7月之前進行實證運行;“福島氫能源研究站”每年能利用毗鄰的光伏發(fā)電設備和系統(tǒng)電力，通過1萬kW的制氫裝置來制造、儲藏和供應最大900噸的氫。

4.制氫產(chǎn)業(yè)鏈公司介紹

4.1衛(wèi)星石化

公司是國內(nèi)C3產(chǎn)業(yè)鏈龍頭，目前擁有90萬噸丙烷脫氫產(chǎn)能，副產(chǎn)氫氣量達3萬噸，外供能力達2.6萬噸(其余雙氧水自用);未來250萬噸乙烷裂解項目副產(chǎn)氫氣量將達16萬噸。與浙能集團簽訂戰(zhàn)略合作框架協(xié)議，共同推進氫能產(chǎn)業(yè)鏈構建，公司將為浙能集團氫能供應提供保障:氫能價格將依據(jù)市場情況由雙方另行協(xié)定

公司年產(chǎn)22萬噸雙氧水項目實現(xiàn)2018年8月投產(chǎn)，年產(chǎn)45萬噸PDH二期項目完已于2019年2月投產(chǎn)，年產(chǎn)15萬噸聚丙烯二期項目、年產(chǎn)6萬噸SAP三期項目、年產(chǎn)36萬噸丙烯酸及酯項目順利推進，有望于2019年陸續(xù)建成投產(chǎn)。連云港石化320萬噸/年輕烴綜合利用加工項目實施順利。2018年3月完成乙烷采購協(xié)議與美國乙烷出口設施合資協(xié)議正式簽約，實現(xiàn)項目原料供應保障，目前ORBIT項目建設順利，乙烷儲罐、碼頭項目有序推進。

4.2鴻達興業(yè)

公司是國內(nèi)氯堿行業(yè)的領軍企業(yè)，PVC、燒堿、土壤調(diào)理劑等產(chǎn)品產(chǎn)能和綜合經(jīng)營實力在國內(nèi)名列前茅，其中PVC產(chǎn)能100萬噸/年、燒堿100萬噸/年、電石150萬噸/年、土壤調(diào)理劑等環(huán)保產(chǎn)品產(chǎn)能120萬噸/年、PVC制品產(chǎn)能7萬噸/年、碳酸稀土冶煉產(chǎn)能3萬噸/年、稀土氧化物分離產(chǎn)能4,000噸/年。

公司擁有完整的制氫、儲氫、運氫及氫能應用產(chǎn)業(yè)鏈，子公司烏海化工、鴻達氫能源研究院致力于氫能的生產(chǎn)、存儲和應用方面的研究、開發(fā)及應用，以及氫液化、加注氫業(yè)務的研發(fā)和經(jīng)營。烏海化工擬在烏海市共建設8座加氫站，2019年5月第一座加氫站已投入使用，其余7座加氫站的建設工作正在有序推進中。同時，公司與北京航天試驗技術研究所下屬公司北京航天雷特機電工程有限公司在烏海市合作建設氫液化工廠，逐步實現(xiàn)向全國運輸供氫。

4.3濱化股份

公司是山東省內(nèi)的氯堿行業(yè)龍頭，具備燒堿產(chǎn)能65萬噸/年(粒堿20萬噸/年、片堿20萬噸/年)、環(huán)氧丙烷產(chǎn)能28萬噸/年(全國市場占有率8.5%)、三氯乙烯產(chǎn)能8萬噸/年(全球最大)。公司建立了綜合配套的循環(huán)經(jīng)濟產(chǎn)業(yè)鏈，形成了循環(huán)經(jīng)濟一體化的產(chǎn)業(yè)模式，公司的水、電、原鹽等生產(chǎn)要素的自給率較高，生產(chǎn)成本較低。

公司與北京億華通科技股份有限公司共同出資設立濱華氫能源子公司并建設氫能源項目，將公司氯堿裝置副產(chǎn)的氣過一級壓縮升壓，凈化脫除雜質(zhì)后達到氫燃料電池車用動力氫的質(zhì)量標準，進一步壓縮后充裝到長管拖車，再運輸?shù)郊託湔緸槿剂想姵剀嚰幼⑶鍧嵢剂稀ｍ椖繑M分兩期建設，一期實現(xiàn)氫氣充裝量1000Nm3/h，二期可再增加氫氣充裝量12000Nm3/h。2019年5月，一期項目順利打通全部流程，并于2019年5月8日將精制氫氣第一次充入長管車內(nèi)，工藝合理、達到設計效果，為二期項目的實施奠定良好基礎。

4.4嘉化能源

公司是以熱電聯(lián)產(chǎn)為核心源頭，多產(chǎn)品鏈經(jīng)營的化工企業(yè)，主要生產(chǎn)裝置包括熱電聯(lián)產(chǎn)、光伏發(fā)電、氯堿、脂肪醇(酸)、鄰對位和硫酸裝置。磺化醫(yī)藥產(chǎn)能有望于2020年底翻倍擴張;氯堿板塊下游30萬噸二氯乙烷、氯乙烯項目、30萬噸PVC項目已經(jīng)動工，預計2020年底投產(chǎn)，帶來利潤增量。

2019年3月28日，公司與三江化工、空氣產(chǎn)品公司簽訂戰(zhàn)略合作協(xié)議，將在富氫尾氣綜合利用項目開展合作，提高氫氣利用附加值;2019年4月10日，公司與國投聚力簽訂戰(zhàn)略合作協(xié)議，雙方將成立產(chǎn)業(yè)基金，在氫能源領域、頁巖氣分離和加工領域進行合作;富瑞氫能、公司以及上海重塑能源進行戰(zhàn)略合作，共同投資5000萬元成立合資公司，致力從事加氫站等氫能基礎設施的建設和運營，合資公司首期規(guī)劃在張家港和常熟建設三座加氫站，以確保區(qū)域內(nèi)合作方200輛燃料電池物流車的運營，未來三年將計劃在長三角地區(qū)建設不少于50座加氫站，初步實現(xiàn)江蘇、浙江和上海的加氫站網(wǎng)絡布局，助力長三角氫能走廊的建設。目前，張家港的第一座加氫站已經(jīng)完成土地的控規(guī)調(diào)整，進展順利的話今年內(nèi)將有望建成并投入運行。

4.5東華能源

公司是國內(nèi)最大民營LPG貿(mào)易商，2018年實現(xiàn)貿(mào)易量約1070萬噸(同比+51%)，貿(mào)易規(guī)模位居全球行業(yè)前列;公司擁有國內(nèi)最大規(guī)模的烷烴資源深加工工廠，張家港新材料和寧波新材料兩個烷烴資源綜合利用項目具年產(chǎn)126萬噸丙烯、80萬噸聚丙烯產(chǎn)能;寧波新材料項目(二期)包括66萬噸/年丙烷脫氫制丙烯裝置及相關配套項目等建設推進中，預計2019年底建成，寧波三期包括2*40萬噸/年聚丙烯項目正同步建設中，以丙烯下游市場應用廣泛的聚丙烯為產(chǎn)業(yè)鏈末端產(chǎn)出物，瞄準高附加值的復合新材料市場。

公司目前LPG深加工項目的副產(chǎn)品氫氣量約5萬噸，寧波二期投產(chǎn)后將新增2.5萬噸;

借力區(qū)位優(yōu)勢，布局加氫站，打通氫能運輸通道，完善氫能供應鏈，張家港東華港城加氫站是目前江蘇地區(qū)首個商業(yè)化運營加氫站，標志著公司氫能綜合利用取得實質(zhì)性進展。

4.6華昌化工

公司是一家以煤氣化為產(chǎn)業(yè)鏈源頭的綜合性的化工企業(yè)。公司產(chǎn)業(yè)鏈總體分為:(1)煤制合成氣，生產(chǎn)合成氨、尿素、純堿、氯化銨、硝酸等;(2)新型肥料;(3)以合成氣與丙烯為原料生產(chǎn)新型材料，如醇類、增塑劑、樹脂、涂料等。公司2018年在氫資源能源利用領域進行了探索與布局，包括:申報立項氫氣充裝站建設，與電子科技大學合作，成立了《華昌化工、電子科技大學氫能聯(lián)合研究院》，與研發(fā)團隊合作成立了產(chǎn)業(yè)技術孵化公司—蘇州納爾森能源科技有限公司，未來的產(chǎn)業(yè)化公司—蘇州市華昌能源科技有限公司，其他包括氫燃料電池測試技術及設備研發(fā)、燃料電池電堆及零部件國產(chǎn)化技術研發(fā)及測試等。

2018年4月啟動氫氣充裝站建設，占地約2000平方米，計劃2019年6月建成。建成后可提供標準為T/CECA-G0015-2017質(zhì)子交換膜燃料電池汽車用燃料的氫氣，充裝量為2*300公斤/天;同時在規(guī)劃加氫站的建設。

2018年4月25日，華昌化工、電子科技大學氫能聯(lián)合研究院合作協(xié)議簽訂完成，聯(lián)合研究院充分利用電子科技大學學科、人才優(yōu)勢及華昌化工氫能方面的產(chǎn)業(yè)優(yōu)勢，通過氫能產(chǎn)業(yè)相關技術的研發(fā)創(chuàng)新、消化吸收提高，積極推進技術和科研成果產(chǎn)業(yè)化、服務于當?shù)貧淠墚a(chǎn)業(yè)的發(fā)展。

2018年10月，本公司與研發(fā)團隊投資設立了氫能源產(chǎn)業(yè)技術孵化公司-蘇州納爾森能源科技有限公司，及氫能源產(chǎn)業(yè)化公司-蘇州市華昌能源科技有限公司。本次投資有利于本公司較快速切入氫能源領域，通過合作方的合作，在技術、人才等方面做好準備;有利于優(yōu)先考慮技術、人力資源支持及后續(xù)產(chǎn)業(yè)的培育，控制后續(xù)投資及產(chǎn)業(yè)拓展風險。