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報告綜述：

能 源 清 潔化大勢所趨 ，燃料電池作為核心載體引領氫能開 發利用，低成本是保障制氫產業發展 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 將會繼續提高。燃料電池車為氫能利用核心載體，其商業化大幕逐步拉開。降低氫能車運行的燃料成本的 重要性不亞於降低車輛購置成本，而制氫在終端氫氣價格構成(制氫、運氫、儲氫、加註)中占據重要地 位、成本下降空間也較大，因此低成本的氫氣製備是氫燃料電池大規模商用化的基礎，在考慮經濟性的同 時兼顧能源轉換效率和全生命周期排放，不違背節能減排的初衷。

制氫路線比較與產 業發展探析:低成本工業副產氫為 中短期優選，水電解制氫路線將貫穿 氫能發展全過程

• 燃料電池車的用氫需求中短期可優先通過成本較低、減排效益好的工業尾氣制氫供應滿足，尤其以純度高、 投資低的氯鹼副產氫為優，輕烴裂解副產氫新增規模較大，2030 年之前工業副產氫若妥善加以利用、完全 可以滿足需求，並為可再生能源電解制氫的技術攻關留出時間餘量。產業發展中期預計為工業副產氫、可 再生能源電解制氫協同發展階段，電解水制氫是能源利用結構變化的最重要力量，將貫穿於氫能發展的全 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，一次產物中不直接產生碳的技術路線。 隨著技術的發展和成本的降低，電解水制氫未來有望能逐漸滿足商業化的要求，充分利用可再生能源、使 用棄風棄水棄光所產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 經驗看燃料電 池車用制氫產業發展趨勢:氯鹼副產 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業鏈發展進度全球居首，電解水制氫在日本氫工業中占有特殊的地位，其鹽水電解 制氫的產能占該國所有人工制氫總產能的63%，從其實質的技術工藝原理上說與氯鹼工業副產氫是一致的， 其國外已有多個氯鹼氫燃料電站項目驗證經濟性;日本遠期也以可再生能源水電解制氫作為最主要發展方 向「福島氫能源研究站」預計於2019 年10 月前完成建設，系統裝置採用太陽能電解水制氫路線、將具備 世界最大規模的1 萬kW 制氫能力，用於製造、儲藏和供應最大900 噸的氫。

報告內容：

1. 產業鏈下游燃料電池車引領氫能的開發利用

1.1 氫能開發利用是能源清潔化的大勢所趨

縱觀能源的發展歷史，從最初使用固態的木柴、煤炭，到液態的石油，直至氣態的天 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、建築、交通等主要終端應用領域實現低碳化，包括作為燃料電池汽車 應用於交通運輸領域，作為儲能介質支持大規模可再生能源的整合和發電，應用於分 布式發電或熱電聯產為建築提供電和熱，為工業領域直接提供清潔的能源或原料 等 。

1.2 氫能源產業鏈介紹及發展歷程

在氫能源產業鏈中，上游是氫氣的製取、運輸和儲藏，在加氫站對氫燃料電池系統進 行氫氣的加註;中游是電堆等關鍵零部 件的生產，將電堆和配件兩 大部分進行集成， 形成氫燃料電池系統;在下游應用層面，主要有交通運輸、可攜式電源和固定式電源 三個方向。

圖 2:氫能源產業鏈示意圖

19 世紀30 年代，人們提出了燃料電池的初步構想。此後，隨著技術的發展，不同級 別的燃料電池問世，並逐步由軍用推廣至民用領域。自20 世紀後半段開始，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品，初步進入了商業化應用階段。

1.3 制氫產業發展主要依賴產業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 轉變為 電能的能 量轉換 裝置。燃料電池發電原理與原電池類似，實質是燃料氣體和氧化劑發生電化學反應， 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 具備相對複雜的系 統，通常包括燃料供應、氧化劑供應、水熱管理及電控等子系統，工作方式與內燃機 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發電。

根據電解質的不同，燃料電池可分為鹼性燃料電池(AFC)、質子交換膜燃料電池(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、氧化劑需求低等優勢， 是當前燃料電池汽車的首選。

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

1.3.2 燃料補充及續航里程是氫能車核心優勢，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 空氣電池尚處於實驗室研究階段。氫燃料電池由於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，在長續航里程和能源補給 速度上優勢很明顯。

現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:如氫的製備、 儲運、加註以及電池鉑催化劑的昂貴、易中毒制約壽命和穩定性等問題，導致燃料電 池目前的經濟性還不能得以保證，其成本是制約燃料電池車商業化的最大因素。

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 速率將明顯高於鋰離子電池，其 原因主要在於:鋰離子電池產業已 具備較大規模，成本下降速率已逐漸趨於穩定，而燃料電池產業仍處在發展初期，規 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 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。

基於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 處在由技術研發向商業化推廣過渡的階段，各國政策鼓勵和投入持續增加。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初步實現了商業化，在燃料電池汽車領域位於世界前 列 。

在國家政策的大力支持和行業的共同努 力下，我國燃料電池汽車產 業取得長足進步， 燃料電池汽車產業鏈體系初步建立，在氫燃料電池商用車領域初步形成裝備製造業基 礎。近年來我國燃料電池車產銷量保持每年千輛左右，2018 年我國燃料電池車產量 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，其中專用車產量為909輛，相比2017 年增長尤 為明顯，客車產量為710 輛，中通汽車、飛馳汽車兩家企業占據全國總產量的70%以 上。預計自2020 年開始我國氫能源汽車總體進入量產階段，2024 年左右步入商業化 應用階段。

1.3.3 燃料電池車為未來氫能利用核心載體，將拉動氫工業市場規模快速增長

全球氫工業發展迅猛，市場規模從2011 年的1870.8 2 億美元增長到201 7 年的2514.93 億美元，增速達34.4%。我國工業氫氣的需求量和生產量旺盛且逐年上升、均居世界 首位，其中用於煉化產品生產和工業生產領域的純度大於或等於99%的氫氣年產量約 為700 億m3(約600 萬t)。在不考慮工業用氫、僅考慮能源用氫的情況下，按照《節 能與新能源汽車技術路線圖》中2020、2025 和2030 年分別實現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，相對比於當前對應新增0.1%、1%和20%的氫 氣需求，相當於2020~2030 年復合需求增速1.8%，且增速逐年遞增。按照國內2030 年百萬輛氫燃料電池汽車的規劃，制氫產業市場規模將達約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，較之於其他的制氫方法，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，對環境造成污染。2017 年，全球主要人工制氫原料的96%以上 都來源於傳統化石資源的熱化學重整，僅有4%左右來源於電解水。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:國內氫氣除用作合成氨、甲醇等化工原料氣外，不低於90% 的純度99%左右的氫氣用於煉化產品生產過程中的加氫。僅有2%~4%的氫氣作為工業 氣體用於治金、鋼鐵、電子、建材、精細化工等行業的還原氣、保護氣、反應氣 等 。

1.4 產業競爭:低成本的氫氣製備是氫燃料電池大規模商用化的基礎

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模商業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、儲氫成本和加註成本，其中制氫 成本占據主導地位、且其下降空間潛力較大，因 此低成本的氫氣 製備是氫燃料電池大 規模商用化的重要 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 的制氫環節路 線發展。

2. 制氫產業:不同技術工藝路線的氫燃料電池車適用性分析

2.1 工業副產氫:成本優勢顯著，燃料電池用氫的短期最佳來源

工業副產氫制氫是指利用含氫工業尾氣為原料制氫的生產方式，目前的工業尾氣來源 主要有氯鹼工業副產氣、煤化工焦爐煤氣、輕烴裂解副產氫以及合成氨、甲醇馳放氣 副產氫氣等。與其他制氫方式相比，利用工業副產氫最大的優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勢。

2.1.1 氯鹼副產氫工藝及制氫潛力測算

氯鹼工業指的是通過電解飽和NaCl 溶液來製取NaOH、Cl2和H2，並以此為原料合成 鹽酸、聚氯乙烯等化工產品。目前國內很多氯鹼企業主要關注氯和鹼產品，往往忽略 副產氫氣的價值，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， 產生熱能，需要的投資較大)。

測算可外供的氯鹼副產氫潛在規模:按照2018 年的統計數據，理論上全國氯鹼企業 可聯產氫氣約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)。雖然氯鹼行業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、相當於放空率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)，或產生114.8 億kW•h 的電(折每m3 氫氣每年發電0.7 度電)。

氯 鹼 副 產 氫 用 於 氫 燃 料 電 池 車 具 有 非 常 明 顯 的 優 勢:純 度 高 ，流 程 少 ，投 資 低 。一 般 在來說濕氫氣中含有飽和水，可能夾帶一些鹼霧。在洗滌，冷卻脫水(不需要額外的 變壓吸附)之後即作為成品氫氣在99%(V/V)以上，甚至大於99.84%，主要雜質是氧 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 焦爐氣副產氫工藝及制氫潛力測算

焦爐氣(COG)，又稱焦爐煤氣，其產率和組成因煉焦用煤質量和焦化過程條件不同而 有所差別，一般每噸干煤可生產焦爐煤氣300~400m3，其中40%~45%用於保證焦化爐 爐溫，其餘外供。我國是世界上最大的焦炭生產國，截止2018 年我國焦炭產量已經 達到4.38 億噸，占世界總產量的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尾氣之一。

焦爐煤氣屬於中熱值氣，其熱值為17~19MJ/標方(4000~4500 大卡)，適合用做高溫 工業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。由於凈化和變壓吸附技術的進步，焦爐 煤氣提純氫氣的質量完全能滿足氫燃料電池的使用要求。

按照每生產1t 焦炭可副產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 以產生0.44m3 氫氣，單噸焦炭副產氫氣量=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理論上可副產氫氣約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)，或產生114.8 億kW•h 的電(折每m3 氫氣每年發電0.7 度電)。

注:焦炭企業分為獨立焦化企業和鋼鐵聯合體焦化企業。鋼鐵聯合體焦化企業自身循環利用系統通 常較為完善，焦化氣已有利用;上述測算暫未扣除鋼鐵聯合體焦化企業影響。

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製造丙烯和 氫氣的一種工藝方式，生成 產品丙烯的同時， 副產同等摩爾量的氫氣，混合在乙烷、乙烯、一氧化碳、甲烷等的混合尾氣中，採用 變壓吸附PSA 的分離手段，可獲得大量的高純度氫氣。以Catofin PDH 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)，壓縮與乾燥， 低溫回收單元(含丙烯、乙烯製冷系統)，脫乙烷塔，產品分離塔 ，廢水汽提塔工藝 單元組成。

每生產1 噸丙烯約可產生37.9kg 氫氣(理論上47.6kg，相當於氫氣 PSA 收率80%)， 對應426m3 氫氣;截止目前，國內PDH 總產能約572 萬噸/年，對應副產氫氣量約21.7 萬噸/年，按變壓吸附氫氣收率85%計算，氫氣產品約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、加註5 公斤氫氣來算，每年每輛氫 燃料車消耗2 萬m3 氫氣，這些副產氫氣每年可供約10 萬輛氫燃料電池車行駛、或產 生14 億kW·h 的電;若當前在建及規劃中PDH 產能全部投產，國內PDH 總產能將達 到1035 萬噸/年，副產氫氣達34 萬噸，每年可供約18 萬輛氫燃料電池車行駛、或產 生26 億kW·h 的電。

乙烷裂解制乙烯副產氫氣方面，結合項目規劃與進展，預計至2022 年，中國乙烷裂 解制乙烯產能將達到858 萬噸/年，按單噸乙烯副產64.5kg 氫氣(理論上每噸乙烯副 產氫氣71.4kg、PSA 變壓吸附氫氣收率85%計算)，屆時乙烯裂解副產氫氣理論上將 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註5 公斤氫氣、行 駛里程200 公里來算，理論上這些副產氫氣每年約可供26 萬輛氫燃料電池車行駛、 或產生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量大以及價格相對較低的優點，缺點是在生產過程中碳排放 較大和產生一定的污染，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，否則並不能 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 稅大幅削弱經濟性的風險;因此大規模的煤制氫或天然氣制氫更適合於能耦合耗碳的 合成氨-尿素工業或目標產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 為主要成分的氣態產品，然後經過脫硫凈化，CO 繼續與水蒸氣發生 變換反應生成更多的氫氣，最後經分離、提純等過程而獲得一定純度的產品氫。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 產環節。

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託 於各類甲烷轉化制氫反應。甲烷轉化製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，從而製得高純度氫氣，即甲烷水蒸氣重整技術，其是目前工業上天然氣制 氫應用最廣的方法;另一種是通過製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，但對環境也不夠友好，尤其是煤 制氫由於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。在煤氣化制氫系統中，採用二氧化碳捕集設備可大大 減少二氧化碳的直接排放，對系統的環保效益產生積極影響。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，這對制氫系統的經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品來說雖然成 本尚可，但碳排放較高，增設CCS 單元或一旦徵收碳稅其成本優勢也大大削弱，有悖於節能減排的初衷;因此，煤 氣化不以氫氣為單一目標產品、而是以H2 和CO 作為目標產品，耦合到耗碳化工裝置 是比較合理的選擇。

2.3 水電解制氫:耦合可再生能源發電將有望真正實現能源清潔利用

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，在電節的陰極和陽極上分別發生放電反應，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生氫氣和氧氣。

根據隔膜不同 ，可分為鹼水電解 、質子交換膜水電解 、固體氧化物水電解 。鹼性電解槽是目前最成熟的技術，投資成本明顯低於其他電解槽類型;PEM、SOE 電解在技術 先進性上優於鹼水電解，但目前PEM 成本較高、SOE 尚處於研發階段，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範圍，是降低投 資成本和提高操作靈活性所必需的先決條件。根據美國可再生能源國家實驗室發布以 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 制氫技術的規模從10kg/d 發展到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PE M 制氫的規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大規模工業化應用的水電解 制氫技術。

2.3.2 水電解制氫技術未來發展展望

當前制約水 電解制氫商業化應用的主要 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1m3 常溫常壓氫氣需要消耗電能大約5~5.5kWh，採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 年的全國大工業平均電價0.6 元/kWh 計算，則制氫成 本約為38 元/kWh，成本遠高於其他制氫方式。

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 穿於氫能發展的全過程。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 一次產物中不直接產生碳排放(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副產氫 為主，充足的副產氫至少可以滿足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 風棄水棄光所產生電 能 進 行 電解水來實現 成本下降和商業應用。

2.4 多維度比較不同制氫工藝適用性及未來發展路線探析

2.4.1 基於成本、規模、穩定性和碳排放綜合比較各種制氫路線

• 成本能力上，工業副產氣制氫>煤制氫>天然氣制氫>電解水制氫:工業副產氣制氫 由於投資低(現有裝置+變壓吸附單元即可)、原料成本低(副產氣零成本、或僅體 現其燃料熱值成本)具備當前階段最低的產氫成本;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 氫規模和 穩定性上 ，煤制氫 、天然氣 制氫 >工業副產 氣制氫 >電解水 制氫: 傳統 化石資源煤/天然氣制氫均具備成熟的大規模氣化制氫工藝技術，但目前主要應用於 煉廠加氫、合成氨等化工領域，以氫氣作為單一目標產品時其碳排放太高;工業副 產氣制氫主要受制於主產品規模，同時如焦炭企業環保限產下影響供氫穩定性;可 再生能源電解水制氫受制於能量供應密度小、無法連續供應等制約，規模問題亦較 為突出，未來成本問題解決後，在風能和太陽能資源富裕的局部地區，風電/光伏發 電制氫可在該區域占據主導位置。
• 從溫室氣體減排上，可再生電解制氫>工業副產氣制氫>天然氣制氫>煤制氫:雖然 可再生能源發電站建設過程會造成較大的能耗和溫室氣體釋放，但由於在運行過程 中幾乎沒有排放，所以可再生能源發電制氫相比於傳統能源制氫仍有著非常大的節能環保優勢，隨著運行年限的增長，這種優勢更加明顯;在以傳統能源為基礎的制 氫路徑中，工業副產氣制氫能取得最佳的碳排放削減效益，主要源於通過 PSA 分 離得到氫氣的過程本身不產生碳，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。

基於成本 、規模、穩定性和地域性比 較不同工業副產氣制氫工藝，氯鹼副產氫在成本、 規 模 、 穩定性和地域 性上綜合優勢較好:

• 提純難度和成本優勢上:氯鹼>輕烴裂解>焦爐氣:氯鹼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 模上，焦 爐氣 >氯 鹼 >輕 烴裂解， 雖然當前 輕烴裂解 制氫規模 潛力不大 ，但未來 丙烷脫氫和乙烷裂解新增產能較多有望後來居上;工業副產氣當前合計約120 萬噸 氫氣規模，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 年實現百萬輛氫燃料電池汽車的商業 化應用」的需求，且後續輕烴裂解將繼續擴大產能;
• 地域性優勢上 ，氯鹼 >輕烴裂解 >焦爐氣，行業產能在西北和東部地域呈現不同特徵， 西北地區坐擁電石優勢、通常以氯定鹼、富裕氫氣資源較少，東部地區氯鹼企業通 常以鹼定氯、富餘氫氣資源相對較多，恰好匹配目前加氫站和氫能源汽車的產業推 進較快地區。

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

• 短期的潛在供給規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 先使用成本較低的工業尾氣制氫供應、尤其以氯鹼副產氫為優，2030 年之前工業 副產氫若妥善加以利用、完全可以滿足需求，並為可再生能源電解制氫的技術攻關 留出時間餘量;
• 中期至 2030 年後預計為工業副產氫、可再生能源電解制氫協同發展的階段;同時對核能熱化學制氫、生物質制氫等新型前沿制氫技術加大科研力度，爭取在2050年後工業化應用有所突破;
• 遠期則水電解制氫占據主導地位，並期待核能熱化學制氫、生物質制氫等前沿制氫 技術有所突破。

3. 從海外經驗看燃料電池車用制氫產業發展趨勢

3.1 氯鹼副產氫用於氫燃料電池已獲成熟應用

日本的氫燃料電池車產業鏈發展進度全球居首，電解水制氫在日本氫工業中占有特殊 的地位，其鹽水電解制氫的產能占該國所有人工制氫總產能的63%。電解水制氫主要 分為制鹼工業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 擬的優勢。兩者製備氫氣的純度相仿，都可以達到99.99%，但鹽水電解要更具規模 更容易形成產業化，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 產品是苛性鹼、氯氣、氫氣、氧氣，而電解純水的產物只有氧氣和氫氣 。因此，日本 的電解鹽水制氫工藝從實質原理上說與氯鹼工業副產氫是一樣的。

氫燃料電池技術已 走向成熟，該技術不僅用於新型汽車動力 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，國內緊隨 其後。

• 荷蘭 AkzoNobel 氯鹼工廠 2007 年建成行業內第一台利用氯鹼氫的氫燃料電站，功 率 70kW，利用氯鹼副產氫氣發電，已成功運行了 45000h 以上;採用該技術建造 與氯鹼配套的氫燃料電站，可以直接利用氯鹼副產氫氣，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 MW 級的氫燃料電池，安裝在索爾維比利時工廠，同樣是利用氯鹼生產中的副產氫 氣發電(發電能力:額定 1 MW，初期輸出功率≥910kW;回收熱能:450kW;氫 氣消耗:650Nm3/h;氫氣質量:T≤40 °C(含飽和水)、P=0.3 bar、氫氣純度≥98%)。
• 2016 年 10 月，營創三征(營口)精細化工有限公司以電解氫為驅動能源，建成全 球首套 2MW 氫燃料發電站，作為發電能源的氫氣來自於氯鹼工廠電解氫氣，經洗 滌、冷卻除掉鹼霧和大量水分(氫氣純度大於等於 98%)，即可用於發電，進入電 站的陽極系統，無須提純和增壓。
• 濱化集團年產 8 萬噸氧陰極燒鹼裝置於 2015 年底投產，為中國第一套氧陰極工業 化裝置。採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、只需要鹼和氯的企業，通過氧陰極降低了單元槽電壓，使電解槽只產鹼和氯， 不再產氫氣，將以往產氫氣的電能節省下來，理論上可比傳統電解節省 40%以上的 電能，但當前的水平可能達到 30%。濱化集團 8 萬噸燒鹼裝置單噸電耗預計 1600 度，而行業普遍不低於 2200 度。

3.2 可再生能源電解制氫仍是長期方向，日本大力發展

日本提出了「氫能社會」的構想，豐田量產了第一輛性能優越的氫電池車Mirai，本 田也推出了Clarity，加氫三分鐘，可續航750 公里，日本已經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展方向。2018 年9 月， 日本新能源產業技術綜合開發機構(NEDO )、東芝能源系統、東北 電力及岩谷產業合作，在福島縣浪江町建設利用可再生能源制氫的氫能源系統「福島氫能源研究站(FH2R)」，系統裝置採用太陽能電解水制氫路線、將具備世界最大規模的1 萬kW 制氫能力，預計於2019 年10 月前完成建設並開始試運行，於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電設備和系統電力，通過1 萬kW 的制氫裝置來製造、儲藏和供應最大900 噸的氫。

4. 制氫產業鏈公司介紹

4.1 衛星石化

公司是國內C3 產業鏈龍頭，目前擁有90 萬噸丙烷脫氫產能，副產氫氣量達3 萬噸， 外供能力達2.6 萬噸(其餘雙氧水自用);未來250 萬噸乙烷裂解項目副產氫氣量將 達16 萬噸。與浙能集團簽訂戰略合作框架協議，共同推進氫能產業鏈構建，公司將 為浙能集團氫能供應提供保障:氫能價格將依據市場情況由雙方另行協定

公司年產22 萬噸雙氧水項目實現2018 年8 月投產，年產45 萬噸PDH 二期項目完已 於2019 年2 月投產，年產15 萬噸 聚丙烯二期項目、年產6 萬噸SAP 三期項目、年 產36 萬噸丙烯酸及酯項目順利推進，有望於2019 年陸續建成投產。連雲港石化320 萬噸/年輕烴綜合利用加工項目實施順利。2018 年3 月完成乙烷採購協議與美國乙烷 出口設施合資協 議正式簽約，實現項目原料供應保障，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

公司是國內氯鹼行業的領軍企業，PVC、 燒鹼、土壤調理劑等產品 產能和綜合經營實 力在國內名列前茅，其中PVC 產能100 萬噸/年、燒鹼100 萬噸/年、電石150 萬噸/ 年、土壤調理劑等環保產品產能120 萬噸/年、PVC 製品產能7 萬噸/年、碳酸稀土冶 煉產能3 萬噸/年、稀土氧化物分離產能4,000 噸/年。

公司擁有完整的制氫、儲氫、運氫及氫能應用產業鏈，子公司烏海化工、鴻達氫能源 研究院致力於氫能的生產、存儲和應用方面的研究、開發及應用，以及氫液化、加註 氫業務的研發和經營。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，其餘 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，逐步實現向全國運輸供氫。

4.3 濱化股份

公司是山東省內的氯鹼行業龍頭，具備燒鹼產能65 萬噸/年(粒鹼20 萬噸/年、片鹼20 萬噸/年)、環氧丙烷產能28 萬噸/年(全國市場占有率8.5%)、三氯乙烯產能8 萬 噸/年(全球最大)。公司建立了綜合配套的循環經濟產業鏈，形成了循環經濟一體化 的產業模式，公司的水、電、原鹽等生產要素的自給率較高，生產成本較低。

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 司並建設 氫能源 項目，將公司氯鹼裝置副產的氣過一級壓縮升壓，凈化脫除雜質後達到氫燃料電池車 用動力氫的質量標準，進一步壓縮後充裝到長管拖車，再運輸到加氫站為燃料電池車 加註清潔燃料。項目擬分兩期建設，一期實現氫氣充裝量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，並於2019 年5 月8 日將精製氫氣第一次充入長管車內，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

公司是以熱電聯產為核心源頭，多產品鏈經營的化工企業，主要生產裝置包括熱電聯 產、光伏發電、氯鹼、脂肪醇(酸)、鄰對位和硫酸裝置。磺化醫藥產能有望於2020 年底翻倍擴張;氯鹼板塊下游30 萬噸二氯乙烷、氯乙烯項目、30 萬噸PVC 項目已經 動工，預計2020 年底投產，帶來利潤增量。

2019 年3 月28 日，公司與三江化工、空氣產品公司簽訂戰略合作協議，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 力簽訂戰略合作協議，雙方將成立產業基金，在氫能源領域、頁岩氣分離和加工領域 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，合資公司首期規劃在張 家港和常熟建設三座加氫站，以確保區域內合作方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建設不少於50 座加氫站，初步實現江蘇、浙江和上海的 加氫站網絡布局，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完 成土地的控規調整，進展順利的話今年內將有望建成並投入運行。

4.5 東華能源

公司是國內最大民營LPG 貿易商，2018 年實現貿易量約1070 萬噸(同比+51%)，貿 易規模位居全球行業前列;公司擁有國內最大規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126 萬噸丙烯、80 萬噸聚丙烯 產能;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業鏈末端產出物，瞄準高附加值的復 合新材料市場。

公司目前LPG 深加工項目的副產品氫氣量約5 萬噸，寧波二期投產後將新增2.5 萬噸;

借力區位優勢，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首個商業化運營加氫站，標誌著公司氫能綜合利用取得實質性 進展。

4.6 華昌化工

公司是一家以煤氣化為產業鏈源頭的綜合 性的化工企業。公司產業鏈 總體分為:(1) 煤制合成氣，生產合成氨、尿素、純鹼、氯化銨、硝酸等;(2)新型肥料;(3)以合 成氣與丙烯為原料生產新型材料，如醇類、增塑劑、樹脂、塗料等。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 科技大學氫能聯合研究院》，與研發團隊合作 成立了產業技術孵化公司—蘇州納爾森能源科技有限公司，未來的產業化公司—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、燃料電池電堆 及零部件國產化技術研發及測試等。

• 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。 建成後可提供標準為 T/CECA-G0015-2017 質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合研究院合作協議簽訂完成， 聯合研究院充分利用電子科技大學學科、人才優勢及華昌化工氫能方面的產業優勢， 通過氫能產業相關技術的研發創新、消化吸收提高，積極推進技術和科研成果產業 化、服務於當地氫能產業的發展。
• 2018 年 10 月，本公司與研發團隊投資設立了氫能源產業技術孵化公司-蘇州納爾 森能源科技有限公司，及氫能源產業化公司-蘇州市華昌能源科技有限公司。本次 投資有利於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;有利於優先考慮技術、人力資源支持及後續產業的培育，控制後續投 資及產業拓展風險。

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（報告來源：東興證券；分析師：張明燁、劉宇卓等）