作為實現(xiàn)碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)重要綠色能源發(fā)展的方向之一，國內(nèi)氫能發(fā)展熱度日益高漲。統(tǒng)計信息顯示，目前全國已有20多個省份40多個地級市發(fā)布?xì)淠芤?guī)劃，其規(guī)劃產(chǎn)業(yè)規(guī)模超過萬億元；眾多央企和上市公司也競相布局氫能發(fā)展。與此同時，作為新興產(chǎn)業(yè)，氫能面臨制儲運加等環(huán)節(jié)核心技術(shù)欠缺和成本較高、標(biāo)準(zhǔn)體系不成熟、產(chǎn)業(yè)鏈和配套設(shè)施不完善等問題，需要從完善政策、明確標(biāo)準(zhǔn)、突破關(guān)鍵核心技術(shù)與重要設(shè)備材料自主創(chuàng)新研發(fā)、引導(dǎo)資本投入等方面不斷發(fā)力解決。

一、氫能產(chǎn)業(yè)特征

從全球格局看，技術(shù)儲備方面，日本專利第一，是產(chǎn)業(yè)技術(shù)的掌握者。我國雖然基礎(chǔ)研究領(lǐng)跑，但是應(yīng)用技術(shù)不足，產(chǎn)業(yè)鏈的核心掌控能力不強。全球主要國家的氫能戰(zhàn)略側(cè)重點各有不同，日韓重應(yīng)用，歐洲推基建，我國以能源轉(zhuǎn)型、戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)為核心，側(cè)重科技創(chuàng)新和下游應(yīng)用的推動。

從國內(nèi)發(fā)展階段看，政策方向已由燃料電池車購置補貼、下游市場，向基礎(chǔ)設(shè)施、關(guān)鍵零部件、運營服務(wù)等供給端傾斜，如氫能汽車的十城千輛示范行動，強調(diào)技術(shù)攻關(guān)區(qū)域合作和示范應(yīng)用；發(fā)展基礎(chǔ)方面，作為世界最大產(chǎn)氫國、商用車最大應(yīng)用地，裝備和儲氫材料的制造基礎(chǔ)雄厚，已經(jīng)成立了產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新聯(lián)盟，具備產(chǎn)業(yè)化加速基礎(chǔ)；區(qū)域布局方面，環(huán)渤海創(chuàng)新發(fā)力，重點做綠氫制備及關(guān)鍵零部件及技術(shù)研發(fā)，長三角領(lǐng)跑燃料電池車的研發(fā)和示范，珠三角加氫網(wǎng)絡(luò)建設(shè)最成熟、氫能和燃料電池示范顯著，川渝地區(qū)是可再生能源及電池電堆研發(fā)的重要地區(qū)，中部地區(qū)重點突破電池重要零部件及客車的大規(guī)模示范。

從市場前景看，供給方面，氫能在全球未來的能源供給體系中約占18%，在我國未來終端能源體系中占比達(dá)10%，氫能供給結(jié)構(gòu)將從以化石能源的非低碳?xì)渲鸩竭^渡到以可再生能源為主的清潔氫；需求方面，我國規(guī)劃到2025年，燃料電池汽車保有量達(dá)到10萬輛；到2035年，燃料電池車將達(dá)到130萬輛，下游相關(guān)產(chǎn)品的市場也將打開。到2050年，氫氣需求量將接近6000萬噸，氫能在我國終端能源體系中占比超過10%；到2060年，我國氫氣的年需求量將增至1.3億噸左右，在終端能源消費中占比約20%。

二、氫能產(chǎn)業(yè)競爭格局

近幾年，全球氣候異常，促使實現(xiàn)碳中和成為全世界最緊迫的任務(wù)之一。歐盟、日本和韓國及其他110多個國家和地區(qū)，已承諾到2050年實現(xiàn)碳中和。我國承諾到2060年實現(xiàn)碳中和。

先進(jìn)國家地區(qū)相繼更新氫能戰(zhàn)略。2020年7月，“歐盟氫戰(zhàn)略”出臺，計劃未來10年內(nèi)向氫能產(chǎn)業(yè)投入5750億歐元。2020年12月，美國能源部發(fā)布《氫能項目計劃》，將協(xié)同所有能源部門致力于氫能全產(chǎn)業(yè)鏈的技術(shù)研發(fā)，并加大示范和部署力度，以期實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)規(guī)?；?050年，美國本土氫能需求將增至4100萬噸/年，占未來能源消費總量的14%。2021年10月，韓國政府公布了旨在發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)的“氫能領(lǐng)先國家愿景”，爭取到2030年構(gòu)建產(chǎn)能達(dá)100萬噸的清潔氫能生產(chǎn)體系，并將清潔氫能比重升至50%，主導(dǎo)全球氫能源市場；2050年達(dá)到500萬噸，并將氫氣自給率升至50%。

主要國家在氫能產(chǎn)業(yè)技術(shù)儲備上各有不同。在產(chǎn)業(yè)鏈上游制氫環(huán)節(jié)，日本和美國專利申請趨勢較接近，2000年后專利數(shù)量開始上升，2005年日本專利數(shù)量達(dá)到最高點，之后緩慢下降，近5年下降明顯，美國在2010年專利數(shù)量開始下降;我國制氫技術(shù)專利申請較晚，2005年以后才逐漸有所增長，2010年后突飛猛進(jìn)，2016年后專利數(shù)量超過美日韓德4個國家之和;相比之下，德國和韓國制氫專利數(shù)量變化一直比較平穩(wěn)，且數(shù)量偏少。在儲運氫技術(shù)方面，上述5個國家1980年以來的趨勢與制氫大致相同，日本在儲運氫技術(shù)上投入研發(fā)較早。在下游的主要應(yīng)用質(zhì)子交換膜燃料電池方面，日本自20世紀(jì)70年代開始申請專利，2000年后迅速增長，2004年達(dá)到最高點1480項，此后開始緩慢下降，其他4個國家在質(zhì)子交換膜技術(shù)領(lǐng)域?qū)＠麛?shù)量變化不大，我國近5年雖有所增長，但年度最大申請數(shù)量未超過500項。

三、我國氫能產(chǎn)業(yè)進(jìn)入壁壘

1.核心技術(shù)、關(guān)鍵零部件受限，依賴進(jìn)口

目前我國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨嚴(yán)重制約，一是日美韓等先發(fā)國家的專利壁壘。二是核心技術(shù)方面，典型的是電堆，相關(guān)制造成本較高，產(chǎn)品成熟度不夠，規(guī)?；a(chǎn)弱；部分關(guān)鍵零部件及核心設(shè)備仍然依賴進(jìn)口，比如碳紙、膜電極、質(zhì)子交換膜、儲氫罐等，國產(chǎn)能力較弱；

2.產(chǎn)業(yè)配套能力不足，主要環(huán)節(jié)成本偏高

一是氫能在政府層面的管理體制機制中尚不明確。我國加氫站等基礎(chǔ)建設(shè)仍然面臨體制機制掣肘，“十三五”時期運動式發(fā)展，使得加氫站在數(shù)量上快速躍居世界第二，但相對實際需求如成本、加氫能力等方面仍有較大差距。

二是主要環(huán)節(jié)成本明顯偏高。首先在制氫環(huán)節(jié)，目前以化石燃料為主，電解水制氫成本依然處在高位，我國終端氫加注成本普遍在50-80元/千克，相比燃油成本明顯偏高；其次是儲運環(huán)節(jié)，液體運輸、管道長輸是氫能能夠商業(yè)化推廣的前提條件，受技術(shù)與材料問題制約，目前較廣泛應(yīng)用的氣態(tài)儲氫集中在35MPa和70MPa兩種壓等級，能量密度不高，無法滿足未來“井噴”式需求；在中游燃料電池系統(tǒng)、上游的零部件及材料等環(huán)節(jié)中，電堆系統(tǒng)是價值量最大的環(huán)節(jié)，還有催化劑、隔膜、碳紙、空壓機、氫氣循環(huán)泵等，目前我國還處于國產(chǎn)化發(fā)展的早期，一些關(guān)鍵材料和核心技術(shù)未來仍依賴進(jìn)口，中游的電池系統(tǒng)組裝和下游的應(yīng)用已有規(guī)模化應(yīng)用示范。

四、四種制氫方式

氫能市場前景廣闊，電解水制氫是未來發(fā)展重點，當(dāng)期制氫方式主要有四種：化石燃料制氫、工業(yè)副產(chǎn)物制氫、電解水制氫、生物質(zhì)制氫及其他。其中化石燃料制氫與工業(yè)副產(chǎn)物制氫憑借較低的成本占據(jù)制氫結(jié)構(gòu)的主體地位，然而隨著化石燃料產(chǎn)量下降、可持續(xù)發(fā)展理念的深化，氫能俱樂部氫能市場在遠(yuǎn)期（2050 年左右）將形成以可再生能源為主體、煤制氫+CCS（碳捕獲）與生物質(zhì)制氫為補充的多元供氫格局。為測算與汽油價格相比具有競爭力的氫氣售價，本文將氫氣的理想成本定為 2.6 元/Nm3 。

電解水成本偏高，降成本主要依賴電價

由于電費占整個水電解制氫生產(chǎn)費用的 80%左右，因此水電解制氫成本的關(guān)鍵在于耗能問題。存在兩條降成本途徑：一是降低電解過程中的能耗，可通過開發(fā) PEM（質(zhì)子交換膜電解） 及 SOEC（固體氧化物電解） 技術(shù)來實現(xiàn)；二是采用低成本電力為制氫原料，關(guān)鍵在于依靠光伏和風(fēng)電的發(fā)展。以大工業(yè)電價均價 0.61 元/ kW·h 計算，當(dāng)前電解水制氫的成本為3.69 元/Nm3。當(dāng)用電價格低于 0.50 元/kW·h 時，電解水制備的氫氣成本才可與汽油相當(dāng)。光伏系統(tǒng)發(fā)電成本 0.5930 元/kWh，風(fēng)電度電成本約為 0.3656 元/kWh，且在未來仍有一定的下降空間。

天然氣制氫是目前主要制氫方式，降成本應(yīng)關(guān)注天然氣價格

天然氣制氫中的甲烷水蒸氣重整（SMR）是工業(yè)上最為成熟的制氫技術(shù)，約占世界制氫量的 70%（IEA數(shù)據(jù)）。我國天然氣價格受資源稟賦影響，天然氣資源主要分布集中的中西盆地也是價格最低的地區(qū)。尤其是新疆、青海等地區(qū)天然氣基本門站價格低至 1.2 元/千立方米左右。據(jù)測算，當(dāng)天然氣價格為 2 元/Nm3時，測算出制氫成本為 1.35 元/Nm3，相比電解水制氫具有明顯的成本優(yōu)勢。

煤制氫成本最低，降成本空間較小

我國煤炭資源主要的格局是西多東少、北富南貧。內(nèi)蒙古、山西原煤產(chǎn)量領(lǐng)先，煤價也相對偏低。當(dāng)煤炭價格為 600 元時，大規(guī)模煤氣化生產(chǎn)氫氣的成本為 1.1 元/ Nm3。如果在煤資源豐富的地區(qū)，當(dāng)煤炭價格降低至 200 元 /噸時，制氫氣的成本可能降低為 0.34 元/ Nm3。但由于煤炭價格下降空間有限，且煤氣化制氫企業(yè)已形成較大規(guī)模，未來煤制氫降成本空間較小。

丙烷脫氫和乙烷裂解副產(chǎn)制氫具有潛在產(chǎn)能

化工副產(chǎn)物制氫的成本難以單獨核算。目前我國規(guī)劃和在建的丙烷脫氫項目預(yù)計可以副產(chǎn)并外售 86.8 萬噸氫。我國規(guī)劃中的乙烷裂解產(chǎn)能達(dá)到 1460萬噸，可以副產(chǎn)并外售的氫氣達(dá)到 90.4 萬噸。

三大優(yōu)勢支持氫能發(fā)展

與傳統(tǒng)化工燃料汽油、柴油相比，氫能具有三大優(yōu)勢。

一是較高的含能特性：除核燃料外，氫的燃燒熱值據(jù)所有化工燃料榜首，燃燒 1kg 氫可放出 12MJ（28.6Mcal）的熱量，約為汽油的三倍。

二是較高的能源轉(zhuǎn)化效率：氫能可以通過燃料電池直接轉(zhuǎn)變?yōu)殡姡^程中的廢熱可以進(jìn)一步利用，其效率可達(dá)到 83%。氫氣燃燒不僅熱值高，而且火焰?zhèn)鞑ニ俣瓤?，點火能量低，所以氫能汽車比汽油汽車總的燃料利用效率可高 20%。

三是碳的零排放：與化石能源的利用相比，氫燃料電池在產(chǎn)生電能的過程中不會產(chǎn)生碳排放，可以實現(xiàn)良性循環(huán)。

以汽油內(nèi)燃機的綜合熱效率和CO2排放量為基準(zhǔn)來對比。氫燃料電池的綜合熱效率最高，同時 CO2排放量少，是替代石油供給車輛動力的最佳燃料。

目前以四類制氫方式為主：化石燃料制氫、工業(yè)副產(chǎn)物制氫、電解水制氫、生物質(zhì)及其他制氫方式。雖然制氫方法多樣，但各存優(yōu)劣。

天然氣制氫：雖然適用范圍廣，但是原料利用率低，工藝復(fù)雜，操作難度高，并且生成物中的二氧化碳等溫室氣體使之環(huán)保性降低。

工業(yè)尾氣制氫：利用工業(yè)產(chǎn)品副產(chǎn)物，成本較低。但是以焦?fàn)t氣制氫為例，不僅受制于原料的供應(yīng)，建設(shè)地點需依靠焦化企業(yè)，而且原料具有污染性。

電解水制氫：產(chǎn)品純度高、無污染，但是高成本了限制其推廣。

光解水與生物質(zhì)制氫：技術(shù)尚未成熟，實現(xiàn)商業(yè)化還需一定的時間。

從制氫成本方面看，煤制氫和天然氣制氫成本相對更低。就目前四類制氫方式來說，天然氣制氫經(jīng)濟(jì)性最顯著。

目前，天然氣制氫仍是我國最主要的制氫來源，占總制氫量的 48%。醇類重整制氫及煤制氫也占有相當(dāng)大的比重，來自電解水的制氫量最低，僅為 4%。

未來供氫主體以電解水制氫為主

可再生能源電解水制氫將上升為未來供氫主體。在氫能市場發(fā)展初期（2020-2025 年），化石燃料制氫與工業(yè)副產(chǎn)物制氫憑借較低的成本占據(jù)制氫結(jié)構(gòu)的主體地位，隨著化石燃料產(chǎn)量下降，這兩種方式占比逐漸下降；

到氫能市場發(fā)展中期（2030 年左右），煤制氫配合 CCS（碳捕獲）技術(shù)、工業(yè)副產(chǎn)物、可再生能源電解水制氫將成為有效供氫主體，同時開發(fā)生物質(zhì)制氫等其他技術(shù)；在氫能市場發(fā)展遠(yuǎn)期（2050 年左右），我國將形成以可再生能源為主體、煤制氫+CCS 與生物質(zhì)制氫為補充的多元供氫格局。

氫氣與汽油成本平衡性分析

氫氣成本占加氫站氫氣售價的 70%。制約氫能推廣的一個主要原因是氫氣相比汽油等傳統(tǒng)能源更高的價格。加氫站銷售的氫氣價格中，包括制氫和儲運氫氣在內(nèi)的氫氣成本占 70%，其中氫氣原材料的價格為50%，是最重要的一部分，因此制氫環(huán)節(jié)能否降低成本是降低氫氣售價的關(guān)鍵因素。

2L 汽油車百公里耗油為 6—8 升，按照 7.3 元/L 的汽油售價，百公里燃料費用最多為 58.4 元。以豐田Mirai 氫燃料電池汽車為例，其百公里氫耗平均水平為 1kg，意味著氫氣的售價需降到 58.4 元/kg 以下才可與汽油等同，說明氫氣成本需降到29.2 元/kg。由于氫氣接近理想氣體，根據(jù)理想氣體方程 PV=nRT 可估算出 1Kg 氫氣約為 11.19Nm3。因此氫氣的理想成本大約是 2.6 元/Nm3。

1、電解水制氫

電解水制氫是通過電能給水提供能量，破壞水分子的氫氧鍵來制取氫氣的方法。其工藝過程簡單、無污染，制取效率一般在75%—85%，每立方米氫氣電耗為 4—5 kW·h。由于電費占整個水電解制氫生產(chǎn)費用的 80%左右，導(dǎo)致其競爭力并不高。更多干貨請關(guān)注微信公眾號：氫能俱樂部。因此水電解制氫成本的關(guān)鍵在于耗能問題。由此引出兩條降成本的途徑：一是降低電解過程中的能耗，二是采用低成本電力為制氫原料。

降本路徑一：降低過程能耗，提高電解效率

目前主流的電解水制氫技術(shù)有三種類型：包括堿性電解水制氫、質(zhì)子交換膜電解水(PEM)制氫和固態(tài)氧化物電解水(SOEC)制氫，其中堿性電解水制氫是最為成熟、產(chǎn)業(yè)化程度最廣的制氫技術(shù)，但其電解效率僅為 60-75%，國外研發(fā)的 PEM技術(shù)與 SOEC 技術(shù)均能有效提高電解效率，尤其是 PEM 技術(shù)已引入國內(nèi)市場。

降本路徑二：以低成本電價為制氫原料

1.我國大工業(yè)電價低于世界平均水平，國內(nèi)西北地區(qū)電價最低

與其他國家相比，我國工業(yè)電價位于中低水平。根據(jù) 2016 年統(tǒng)計數(shù)據(jù)，我國工業(yè)電價平均為 0.107 美 元/千瓦時，居世界第八，僅為第一名的三分之一。相對較低的電價為我國發(fā)展電解水制氫提供了有利條件。

各國工業(yè)電價

西北地區(qū)大工業(yè)電價偏低。分省份來看，波谷、波峰電價在全國排名第一的分別是河北省和安徽省，青海省無論是波峰還是波谷電價均為最低，全國波谷電價平均為 0.33 元/千瓦時，波峰電價平均為 0.90 元 /千瓦時。西南地區(qū)、西北地區(qū)的大工業(yè)用電價格普遍在全國平均線以下，對于發(fā)展電解水制氫節(jié)約能耗更為有利。

2. 西北地區(qū)棄風(fēng)棄電可用于電解水制氫

我國棄風(fēng)棄電問題突出，利好電解水制氫。近年來，新能源的持續(xù)快速發(fā)展已經(jīng)遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過電網(wǎng)承載能力，新能源消耗矛盾十分突出。棄風(fēng)、棄水電量呈逐年增加趨勢。我國目前正大力推進(jìn)可再生能源，由大量棄風(fēng)、棄水產(chǎn)生的棄電是發(fā)展電解水制氫的有利條件。

西北地區(qū)棄風(fēng)棄電量居首位。隨著我國可再生能源裝機量逐年增長，每年可再生能源棄電量驚人。2018年我國全國棄風(fēng)棄電量 277 億千瓦時，其中西北地區(qū)為 166.9 億千瓦時，占全國的 60.25%，其次是華北地區(qū)（占全國 33.68%），東北地區(qū)占少量份額（全國 5.45%）。如果按照每立方氫氣耗電 5 千瓦時來計算，全國棄風(fēng)電量可生產(chǎn) 55.4 億立方高純度氫氣。

2018 年棄風(fēng)棄電量排名前三的省份分別為新疆、內(nèi)蒙古和甘肅，全國平均棄風(fēng)棄電率為 7%，這三個省份均超過了 10%。由于可再生資源豐富，西北省份也是電價最低的地區(qū)。

3.長期來看，低成本電力主要來自光伏和風(fēng)電

雖然我國每年產(chǎn)生大量的棄風(fēng)棄電，但由于棄風(fēng)棄電產(chǎn)生的電壓不穩(wěn)定、難以大規(guī)模推廣等原因，其終究不是解決電解水制氫成本問題的最優(yōu)選擇。長期來看，光伏和風(fēng)電是電解水制氫企業(yè)獲得低成本電力的主要來源。

電解水制氫成本測算

為測算電解水制氫的成本，假定制氫規(guī)模 1000 Nm3/h，年產(chǎn)氫 100 萬 Nm3。測算過程及假設(shè)如下表：

測算據(jù)測算，水電解制氫設(shè)備、安裝、土建及其他總投資 1410 萬元，每年用電等費用為 2700 萬元，每年成本合計 2954 萬元，對應(yīng)氫氣成本 3.69 元/Nm3?，F(xiàn)分別計算不同制氫成本情況下，對應(yīng)的用電價格，如下表所示。

測算氫氣成本與用電價格成正比關(guān)系，如果要求氫氣成本低于 2.6 元/Nm3，則用電價格要低于 0.50 元/kW·h。

2、天然氣制氫

天然氣制氫方法中甲烷水蒸氣重整最為成熟

天然氣的主要成分是甲烷（體積含量大于 85%），因此一般說的天然氣制氫就是甲烷制氫。甲烷制氫方法主要有甲烷水蒸氣制氫（SMR），甲烷部分氧化（POX）和甲烷自熱重整（ATR）。其中甲烷水蒸氣重整（SMR）是工業(yè)上最為成熟的制氫技術(shù)，約占世界制氫量的 70%，因此本文重點針對此方法進(jìn)行降成本測算。

甲烷水蒸氣重整是指在催化劑存在及高溫條件下，使甲烷與水蒸氣發(fā)生反應(yīng)生成合成氣。為防止催化劑中毒，原料天然氣需進(jìn)行脫硫預(yù)處理至硫的質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于 1×10-7，然后經(jīng)過重整反應(yīng)制備合成氣，再經(jīng)過水煤氣變換反應(yīng)將 CO 進(jìn)一步轉(zhuǎn)化為氫氣和CO2，最后將 CO2 通過變壓吸附（PSA）脫除得到氫氣。

對于天然氣制氫來說，天然氣成本是占比最大的部分，約占生產(chǎn)成本的45~75%（IEA）。因此其降成本策略應(yīng)首先關(guān)注天然氣價格。

我國天然氣資源主要分布在中西盆地。受地質(zhì)條件影響，地下天然氣通常呈聚集區(qū)分布，我國天然氣探明儲量的 80 %以上分布在鄂爾多斯、四川、塔里木、柴達(dá)木和鶯—瓊五大盆地。從 2017 年天然氣產(chǎn)量分布數(shù)據(jù)來看，陜西、四川、新疆三個省份的天然氣產(chǎn)量占全國的 73%，天然氣氣源分布十分集中。

沿海地區(qū)天然氣價格偏高，西北地區(qū)價格最低。天然氣價格很大程度上受資源稟賦的影響，天然氣資源豐富的地區(qū)，價格相應(yīng)偏低。非居民天然氣價格目前正在逐步市場化。2019 年 3 月 27 日，國家發(fā)改委宣布調(diào)整各省天然氣基本門站價格，經(jīng)價格調(diào)整后，上海、廣東、浙江等東南沿海地區(qū)天然氣價格普遍高于平均價 1.68 元/千立方米，新疆、青海等西北地區(qū)價格則低至 1.2 元/千立方米左右。

天然氣制氫設(shè)備、安裝、土建及其他總投資 1528 萬元，每年天然氣費用為 672 萬元（占總成本的62.11%），每年成本合計 1082.4 萬元，對應(yīng)氫氣成本 1.35 元/Nm3。現(xiàn)分別計算不同制氫成本情況下，對應(yīng)的天然氣價格：

3、煤制氫

煤氣化制氫是最常用的一種煤制氫手段

2013 年，我國超過美國成為世界第一大能源消費國，其中煤炭產(chǎn)量為 38.74 億噸標(biāo)煤，之后幾年煤炭產(chǎn)量略微走低至 2017 年的 35.2 億噸，但 2018 年煤炭產(chǎn)量有所回升至 36.8 億噸標(biāo)煤。

煤炭可以用于制備多種工業(yè)產(chǎn)品，其中煤制氣的產(chǎn)能由 2017 年的 51 億立方米/年同比增長 0.1%至2018 年的 51.05 億立方米/年。更多干貨請關(guān)注微信公眾號：氫能俱樂部。在此我們主要對煤制氫的方法和成本進(jìn)行討論。煤是我國制氫的主要原料之一，可以通過多種方式制取氫氣，但目前在我國氫氣生產(chǎn)中占據(jù)主要地位的還是煤氣化制氫。

降成本應(yīng)該從煤炭價格入手，西北部具有地區(qū)優(yōu)勢

對于煤氣化制氫來說，煤炭成本占比最大，能夠占到總成本的 40%~45%，因此在制氫設(shè)備價格較為固定，流程中所需條件難以大幅度改變的基礎(chǔ)下，降低煤氣化制氫成本應(yīng)該從降低煤炭價格入手。

我國煤炭資源較為豐富且分布廣泛，全國 32 個省市（除上海外）都有煤炭資源，但是區(qū)域分布極不均衡，主要的格局是西多東少、北富南貧。其中山西、內(nèi)蒙古、陜西、新疆、貴州等五省煤炭探明儲量占全國比重達(dá)到 81%以上，且這些地區(qū)的煤質(zhì)普遍較好。由 2018 年上半年全國各省分原煤產(chǎn)量也可以看出，內(nèi)蒙古、陜西、山西三個省市產(chǎn)量占全國的 68%，由此可見西北部煤炭產(chǎn)量具有明顯優(yōu)勢。

由于不同種類的煤價格有別，在這里我們主要考察各省份動力煤的價格，可以發(fā)現(xiàn)在煤炭儲量和產(chǎn)量較多的地區(qū)比如內(nèi)蒙古、山西等省份，相同種類煤炭的價格也相對其他省份較低。根據(jù)中國煤炭市場網(wǎng)發(fā)布的截至到 2019 年 1 月的數(shù)據(jù)，全國部分省份動力煤價格如下，其中需要重點關(guān)注的是內(nèi)蒙古動力煤價格僅為 360 元/噸，而混煤的價格是 170 元/噸。

煤氣化制氫成本測算

在對煤氣化制氫成本的測算中，參考中石化經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院 2015 年對煤氣化制氫成本的分析，在中石化經(jīng)濟(jì)研究院的成本分析中假定煤炭的價格是 600 元/噸，水煤漿制氫裝置為 12.4 億元，生產(chǎn)的氫氣規(guī)模為9 × 104m3/h。我們假定：

直接工資成本每年以 9%的速度增長

輔助材料和裝置投資等其他部分以每年 5%的速度增長

煤炭價格依舊為 600 元/噸，但是由于技術(shù)進(jìn)步使得單位產(chǎn)量增加

雖然副產(chǎn)品中的二氧化碳可以注入油田來減少對其的加工處理，但是該應(yīng)用由于運輸方面等問題還未得到大規(guī)模的應(yīng)用。同時近幾年國家對于排放廢氣的標(biāo)準(zhǔn)越來越嚴(yán)，因此假定副產(chǎn)品費用不改變

通過上述測算，我們可以發(fā)現(xiàn)當(dāng)煤炭價格為 600 元時，大規(guī)模煤氣化生產(chǎn)氫氣的成本為 1.1 元/Nm3。如果將制氫場所定在內(nèi)蒙古，煤炭價格降低為 200 元時，制氫氣的成本可能降低為 0.34 元/Nm3。

由于目前煤炭資源幾乎全部掌握在國家手中，煤炭價格難以有大幅度的下降。并且現(xiàn)今煤氣化制氫的規(guī)模已經(jīng)較大，在人工費用逐漸增長的情況下，未來很難通過規(guī)模效應(yīng)來減少每立方米氫氣的生產(chǎn)成本。因此雖然目前通過測算所得的煤氣化制氫的成本較低，但未來煤氣化制氫成本的下降空間有限。

4、化工副產(chǎn)品制氫

氯堿制氫為主要生產(chǎn)方式，降本可從節(jié)能降耗方面入手

化工副產(chǎn)品制氫主要可以分為焦?fàn)t氣制氫、氯堿副產(chǎn)品制氫、丙烷脫氫和乙烷裂解等幾種方式，其中氯堿副產(chǎn)品制氫的由于工藝成本最為適中且所制取的氫氣純度較高等優(yōu)勢，成為目前化工副產(chǎn)品中較為適宜的制氫方式。

氯堿制氫是以食鹽水（NaCl）為原料，采用離子膜或者石棉隔膜電解槽生產(chǎn)燒堿（NaOH）和氯氣，同時得到副產(chǎn)品氫氣的工藝方法。之后再使用 PSA 等技術(shù)去除氫氣中的雜質(zhì)即可得到純度高于 99%的氫氣。

國家統(tǒng)計局的數(shù)據(jù)顯示，2018 年氯堿廠的產(chǎn)量為 2620.5 萬噸，根據(jù)氯堿平衡表，燒堿與氫氣的產(chǎn)量配比為 40:1，理論上 2018 年氯堿副產(chǎn)品制氫產(chǎn)生了 65.5 萬噸氫氣，即 73.8 億Nm3的氫氣。

目前氯堿工業(yè)中成本最高的部分是用電成本，使用離子膜法生產(chǎn)燒堿所需的電耗 2150~2200 kWh/t。上面電解水部分已經(jīng)對我國電價的基本情況進(jìn)行了介紹，這里就不做贅述。

丙烷脫氫和乙烷裂解副產(chǎn)制氫有未來潛在優(yōu)勢

2013 年，丙烷開始作為化工原料被大規(guī)模使用，當(dāng)年中國進(jìn)口丙烷數(shù)量為 245 噸，其后進(jìn)口量逐年上升至 1350 萬噸。與此同時，丙烷脫氫項目也在不斷發(fā)展。截止 2019 年 1 月，我國已經(jīng)建成的丙烷脫氫項目共計生產(chǎn)能力 467 萬噸/年，其中山東和江蘇兩個省份處于領(lǐng)先位置。行業(yè)內(nèi)已經(jīng)公布的規(guī)劃和在建的丙烷脫氫項目共計 45 個，涉及生產(chǎn)能力 2605 萬噸/年。若規(guī)劃和在建的丙烷脫氫項目都已完成，預(yù)計可以副產(chǎn)并外售 86.8 萬噸氫能，未來發(fā)展空間巨大，丙烷脫氫副產(chǎn)的氫氣成為未來潛在具有優(yōu)勢的燃料電池車用氫源選擇之一。

中國丙烷進(jìn)口量增長迅速

乙烯是中國需求量最大的烯烴之一，是合成塑料、纖維和橡膠的基礎(chǔ)原料。根據(jù)中國產(chǎn)業(yè)信息網(wǎng)的信息，過去十年我國的乙烯表觀消費快速增長，從 2008 年的 1096 萬噸增長到 2017 年的 2143 萬噸，年均復(fù)合增長率為 8%。隨著乙烷裂解技術(shù)的逐漸成熟，國內(nèi)企業(yè)開始布局乙烷裂解的大規(guī)模生產(chǎn)，預(yù)計到 2021年，乙烷裂解生產(chǎn)乙烯的乙烯產(chǎn)量將占比接近 41%，而氫氣作為乙烷裂解的副產(chǎn)品之一，也會隨著乙烷裂解技術(shù)的不斷進(jìn)步而產(chǎn)量快速增長。目前我國規(guī)劃中的乙烷裂解產(chǎn)能達(dá)到 1460 萬噸，可以副產(chǎn)并外售的氫氣達(dá)到 90.4 萬噸。所以乙烷裂解副產(chǎn)品制氫同丙烷脫氫制氫相同，都是未來潛在最具優(yōu)勢的燃料電池車用氫源選擇之一。

相關(guān)企業(yè)

蘇州競立：最早進(jìn)入電解水制氫設(shè)備行業(yè)

蘇州競立制氫設(shè)備有限公司成立于 1993 年，是一家集研發(fā)、生產(chǎn)、銷售水電解制氫設(shè)備、氣體純化、回收設(shè)備及各種類型的氫能專業(yè)設(shè)備于一體的高新技術(shù)企業(yè)，在國內(nèi)水電解制氫設(shè)備市場排名領(lǐng)先，并參與多個國家項目和參與制定多項國家標(biāo)準(zhǔn)。

作為國內(nèi)最早一批進(jìn)入水電解制氫設(shè)備行業(yè)的企業(yè)，蘇州競立成立二十多年以來，始終堅持技術(shù)創(chuàng)新，成為國內(nèi)制氫設(shè)備頂尖技術(shù)的典型代表。公司研制的水電解制氫設(shè)備產(chǎn)量范圍從0.3m3/h 至 1000m3/h，其主要產(chǎn)品大型制氫設(shè)備（1000m3/h）主要用于電轉(zhuǎn)氣的市場需求，可有效解決棄風(fēng)、棄光等問題。

在可再生能源制氫領(lǐng)域，蘇州競立正在承擔(dān)由某國際知名油氣企業(yè)和國內(nèi)企業(yè)合作可再生能源制氫項目。蘇州競立在原有設(shè)備基礎(chǔ)上做了改進(jìn)，使之能夠承受正常電流 20%~110%的變化，以適應(yīng)可再生能源的波動性需求，目前設(shè)備已經(jīng)做了一段時間的模擬測試，接下來會到風(fēng)電場進(jìn)行實地測試。

巨正源股份：丙烷脫氫項目具有發(fā)展?jié)摿?/p>

公司成立于 1999 年，是廣東省廣物控股集團(tuán)有限公司（廣東最大的省屬國有企業(yè)之一）的控股企業(yè)，公司的業(yè)務(wù)范圍包括成品油及化工品貿(mào)易、燃油及化工品儲罐、燃料油船運、碼頭運作業(yè)務(wù)等。

東莞巨正源科技有限公司是深圳巨正源的全資子公司，也是 120 萬噸丙烷脫氫制高性能聚丙烯項目的實施主體。近日，該項目在沙田鎮(zhèn)立沙島精細(xì)化工園區(qū)完成了產(chǎn)品分離塔吊裝儀式，標(biāo)志著項目建設(shè)全面進(jìn)入攻堅階段。該項目投資 105 億元，用地面積 984 畝，是廣東省重點建設(shè)項目，按計劃，該項目分為兩期建設(shè)，一期項目每年可產(chǎn)氫氣 2.8 萬噸，二期項目建成后可形成15~20 萬噸/年的氫氣產(chǎn)能，可以保障廣東省全省氫能源汽車的能源供應(yīng)。

聯(lián)悅氫能：華南最大制氫企業(yè)之一

廣東聯(lián)悅氫能有限公司于 2017 年 6 月 30 日在廣東省云浮市注冊成立。公司是南中國地區(qū)較大的、專注于氫氣產(chǎn)品生產(chǎn)和銷售能源氣體公司，擁有行業(yè)先進(jìn)、領(lǐng)先的設(shè)備和工藝，在制氫、運氫領(lǐng)域擁有較強的技術(shù)優(yōu)勢和多年積累的豐富經(jīng)驗。公司占地面積 5000 平米，每小時產(chǎn)能可達(dá) 1000m3，是華南地區(qū)最大的氫氣專業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營企業(yè)之一。目前已經(jīng)在江門、贛州、郴州和云浮分別投資建設(shè)了 4 座氫氣工廠。

來源：能源電力說，軍事武器解析

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