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1、氢能源行业专题研究：氢能行业供应端全面梳理1 氢能21 世纪的理想能源氢能是对能源结构的又一次革新非石化新能源转型成为必然。人类社会经历了三次大的能源革命，自原 始人类首次使用火开始，能源便成为人类社会的必须资源，木材成为早期广泛使用的能源；1769 年瓦特发明蒸汽机，煤炭在 18 世纪八十年代 成为总量最大的一次能源，自此完成了第一次能源革命，带来了以机器 为动力的社会化生产时期，促进了钢铁、冶金等行业的发展和城市的建设；1886 年内燃机发明，油气作为高效能源在一次能源的消费结构中快 速提升至超过 50%（1965 年），完成了煤炭向油气的第二次革命，促进了飞机、汽车、化工等产业的发展；随
2、着对能源需求的增长和低碳发展 的需要，传统石化能源向非石化新能源转换的第三次能源革命成为必然。氢能是实现双碳目标的重要途径。近年来以风电、光伏、水电等可再生能源为代表的新能源获得了大力的发展，脱碳加氢、清洁高效成为未来 能源演变的趋势，而氢能作为一种可再生的二次能源，来源丰富，可以 从水、化石燃料等含氢物质中制取，是重要的工业原料和能源载体，质量能量密度高，使用过程环境友好，无碳排放，能满足未来能源发展的多种要求，被标榜为 21 世纪的理想能源，被多个国家提升至国家战略 高度。一方面，由于风、光等可再生能源的波动性导致其难以直接并网 大规模利用，国家发改委明确将氢能纳入新型储能方式，由可再生能
3、源 制取氢气，氢气再转化为终端能源，有利于促进可再生能源消纳，加快 能源结构绿色转型。另一方面，中国工业和交通业高度依赖传统化石能 源，脱碳难度高。推行绿氢替代可促进绿色化工、绿色交通的发展，助 力工业、交通业等碳密集行业实现碳中和。因此氢能将成为与风、光、 水等一次能源互补的重要能源载体和双碳目标实现的重要途径。氢具有以下的特点：氢能是一种清洁能源，无论是燃烧还是电化学反应，产物只有水，没有 传统能源利用所产生的的污染物及二氧化碳，真正实现低碳或零碳排放， 满足未来能源发展低碳环保的要求。制氢方式多样，作为可再生的二次能源，氢可以来源于化石能源重整、 生物质热裂解、微生物发酵、工业副产以及电
4、解水等多种途径，考虑到 风电、光伏、水电等可再生能源发电具有不稳定性，氢作为一种储能手段，不仅能够与之互补，实现调峰，拓展了可再生能源的利用方式。氢能灵活且高效。氢热值达到 143MJ/kg，是同质量焦炭、汽油等化石 燃料的 3-4 倍，通过燃料电池可实现综合转化效率 90%以上，利用过程 中能量损耗小。同时氢能可应用于多个领域，包括发电（分布式供电供暖）、交通（结合燃料电池应用于汽车、轨道交通、船舶等领域，具有长 续航历程、加注速度快等优势）、冶炼（作为高效的还原剂和热源，减少 碳排放）、建筑等。 氢气是易燃易爆气体，其燃点为 574C，爆炸极限广至 4%75%，安 全问题极为重要。因此氢气
5、的储运具有一定难度，但也是保证氢气安全 且经济化应用的关键。产业规模将超过 10 万亿，空间广阔。截至 2019 年，氢能在我国能源体系中占 比仅为 2.7%，计划到 2050 年提升至 10%，2060 年提升至 20%，氢气 需求量将分别达到 6000 万吨、1.3 亿吨。2050年加氢站建设达到 1 万 座，燃料电池车产量达到 500 万辆/年，燃料电池系统产能达到 550 万 套/年，产业规模将达到 10 万亿元以上，行业未来发展空间广阔。国外：美、日等国将氢能定位国家能源战略高度，具有先发优势全球主要国家高度重视氢能与燃料电池的发展，美、日、德等发达国家 已经将氢能上升到国家能源战略
6、高度，相关领域自 1970 年已经开始关 注，在行业内有技术和应用等多方面的先发优势。美国是最早将氢能及燃料电池作为能源战略的国家。根据北极星氢能网， 早在 1970 年，美国就已经提出“氢经济”的概念，国家能源研究和开发组织开始赞助氢能源相关研究；1990 年克林顿政府出台了1990 年 氢研究、开发及示范法案、氢能前景法案等支持政策；布什政府将 氢能源纳入国家能源战略体系之中，发布了国家能源政策报告、美国向氢经济过渡的 2030 年远景展望等政策性报告，并提出国家氢能发展路线图，系统实施国家氢能计划；2004 年-2008 年，美国能源部先后发布氢能技术研究、开发与示范行动计划、先进能源倡
7、议、 氢立场计划等政策，用于氢能的相关技术开发的年度资金也从 2004 年的 1.5 亿美元增加到 2008 年的 2.76 亿美元，重要性被不断提高；奥 巴马政府发布全面能源战略，政府和企业共同出资开展“氢能美国”、“国家燃料替代与充电网络规划”等项目，助力汽车制造商建设加氢站； 特朗普政府在 2017 年先后退出巴黎协定和清洁能源计划，但继 续将氢能与燃料电池作为美国有限能源战略，开展前沿技术研究。综上， 美国以占有关键核心技术为主要目标，商业化推广项目稍弱，近年来虽 然相关规划和政策逐渐减少，但继续保持对氢能和燃料电池技术的研发 支持，以确保美国在相关技术的领先地位。截止 2018 年底
8、，美国在氢 能及燃料电池领域拥有的专利仅次于日本，尤其在质子交换膜燃料电池、 燃料电池系统、车载储氢三大领域技术专利数量上，美、日两国占比总和均超过了 50%；美国液氢产能和燃料电池乘用车保有量全球第一，在 在营加氢站 42 座，2025 年计划达到 200 座，燃料电池乘用车数量达到 5899 辆，全年固定式燃料电池安装超过 100 兆瓦，累计固定式燃料电 池安装超过 500 兆瓦。日本致力于成为全球第一个实现氢能社会的国家。日本能源对外依存度高，一次能源对外依存度高达 94%，而核电重启阻力大，其他可再生能源计划进展缓慢。2003 年 10 月，日本第一次能源基本计划中首 次提出建设未来“
9、氢能源社会”，通过进口海外氢气资源、利用燃料电池 进行终端利用领域革命等措施，改变日本的能源供需结构和消费方式。 2016 年 5 月日本政府承诺 2030 年、2050 年将温室气体排放量较 2013 年分别削减 26%、80%，该计划是基于 2015 年 12 月巴黎气候大会上 达成的相关协定制定的。为了达成在 2030 年前温室气体排放减少 26% 的目标，日本将全面普及 LED 照明设施，导入 530万台高效率的家庭 用燃料电池，使得家庭和办公场所二氧化碳排放量减少约四成（来源： 人民网）。在过去三十年里，日本政府先后投入数千亿日元用于氢能及燃料电池技术的研究和推广，并对加氢基础设施和
10、终端应用进行补贴，截止 2018 年底，日本氢能和燃料电池技术拥有专利数全球第一，在营加 氢站 113座，燃料电池乘用车保有量 2839 量，2025年计划建成加氢站900座，燃料电池乘用车保有量达到 20 万辆，2030 年达到 80 万辆， 2040 年实现燃料电池车的普及。其中 2014 年量产的丰田 Mirai 燃料电池车电堆最大输出功率达到 114 千瓦，能在零下 30 摄氏度的低温地带 启动行驶，一次加注氢气最快只需要 3 分钟，续航超过 500 千米，用户 体验与传统汽车无异。欧洲脱碳决心大，推动可再生能源与氢能协同发展。欧盟积极探索向脱 碳能源系统转型，将氢能作为能源安全和能源
11、转型的重要保障，在促进 可再生能源发展的政策文件中均提及支持氢能与燃料电池。在能源战略 层面，制定了2005 欧洲氢能研发与示范战略2020 气候和能源一揽 子计划2030 气候和能源框架2050 低碳经济战略等文件；在能 源转型层面，发布了可再生能源指令新电力市场设计指令和规范 气候行动和可再生能源所有欧盟人的清洁能源等文件。欧盟的氢 能 发 展 力 量 已 形 成 合 力 ， 对 氢 能 的 具 体 支 持 主 要 在 框 架 计 划 （FrameworkProgramme，简称 FP）下进行。第六个研究框架计划期 间（20032006 年）共计投资约 1 亿欧元，其中 32%的资金用于氢
12、气 储运技术开发。第七个研究框架计划期间（20072013 年）在 154 个 项目和行动计划中投资4.4 亿欧元，年平均研究开发支出和市场部署支出分别增长 8%和 6%，专利和年营业额平均增长 16%和 10%。第八个 研究框架计划期间（20142020 年）投资明显加大，总计投资预计达 13.3 亿欧元，加速推进欧盟氢能和燃料电池应用的商业部署。截止 2018 年底，欧洲在营加氢站 152 座，燃料电池乘用车月 1080 辆，计划在 2025年建成运营加氢站 770 座，2030 年达到 1500 座；欧盟在氢气制取、储运等供应链技术全球领先，拥有 1500km长的专用输氢管道，率先开展了
13、可再生能源制氢并掺入天然气管网的商业示范运营，计划利用可再生 能源和氢能协同发展，实现在工业领域脱碳减排德国是欧洲在氢能方面 领先的国家，政府专门成立了国家氢能与燃料电池技术组织推进相关领域工作，并在 2006 年启动了氢能和燃料电池技术国家创新计划，从 2007 至 2016 年共投资 14 亿欧元。截止 2018 年底，德国可再生能源制氢规模全球第一，燃料电池的供应和制造规模全球第三，加氢网络全球第二 大，在营加氢站 60 座，仅次于日本。韩国能源状况与日本类似，推进氢能发展振兴产业经济，计划在 2030 年进入氢能社会。2008年，韩国政府发布低碳绿色增长战略，先后投入 3500 亿韩元
14、实施绿色新政、百万绿色家庭、绿色氢城市等示范项目，并在韩国新能源汽车规划氢燃料电池汽车产业生态战略路线图等规 划政策中明确了燃料电池汽车发展目标。2015 年韩国环境部确定，2030 年碳排放量降低 37%的目标，将氢能定位为未来经济发展的核心增长引擎和发展清洁能源的核心。2018年韩国政府发布创新发展战略投资计 划，将氢能产业列为三大战略投资方向之一，计划未来5 年投入 2.5 万 亿韩元。2019年，韩国工业部联合其他部门发布氢能经济发展路线图， 其发展目标和重点与日本氢能与燃料电池战略路线图具有高度相似 性，提出在 2030 年进入氢能社会，率先成为世界氢经济领导者。截止 2018 年底
15、，韩国在营加氢站 14 座，燃料电池乘用车保有月 300 量，计 划到 2025 年建成加氢站 210 座，2030 年达到 520 座，到 2025 年燃料 电池乘用车保有量达到 15 万辆，2030 年 63 万辆，到 2040 年分阶段生 产 620 万辆。国内：制氢拥有产业基础，未来发展空间广阔国内政策支持持续，但行业尚未形成体系，未来发展空间广阔、潜力巨 大。当前我国氢能产业快速发展，中央及地方支持政策密集出台，行业 顶层设计呼之欲出，我国氢能产业发展正步入快车道。目前，我国氢能 已逐步建立起制储运加用等重点环节较完整的产业链，初步具备了规模 化发展的基础，但氢能产业仍面临核心技术、
16、关键零部件依赖进口、产 业配套能力不足等问题；而国内拥有丰富的氢能供给经验和产业基础， 拥有目前世界上规模最大的制氢能力，低成本的氢源将能支持产业早期 的发展，且国内应用市场广阔、潜力巨大。氢能持续获关注，以奖代补政策推动示范性发展。以奖代补早在 2006 年国务院就在国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020 年） 提出发展氢能及燃料电池相关的核心技术；2019 年氢能首次写入政府 工作报告，提出推动加氢等设施建设；2019 年 11 月，国家发改委等 15 个部门联合发布关于推动先进制造业和现代服务业深度融合发展的 实施意见，提出推动氢能产业创新、集聚发展，完善氢能制备、储运、
17、加注等设施和服务；2020 年初，国家发改委、司法部发布关于加快建设绿色生产和消费法规政策体系的意见，将于 2021 年完成研究制定氢 能发展的标注规范和支持政策；2020 年 4 月，国家能源局发布中华人 民共和国能源法（征求意见稿），氢能被列为能源范畴；2020 年 9 月五 部委联合发布了关于开展燃料电池汽车示范应用的通知，将采取以奖 代补的方式对入围示范的城市群，按照其目标完成情况核定并拨付奖励 资金。近年，氢能及燃料电池相关政策文件密集出台，覆盖了氢能发展规范、氢气制储运、氢能与风电光伏结合、燃料电池研发应用推广，包括各个 环节的规划、政策等，对氢能及燃料电池发展的各个环节提出了规范
18、和 支持手段，大力推进行业的研发和应用。全国政策：2020 年 9 月发改委、能源局、财政部等联合发布关于开展 燃料电池汽车示范应用的通知，将对燃料电池汽车的购臵补贴政策，调 整为燃料电池汽车示范应用支持政策，对符合条件的城市群开展燃料电 池汽车关键核心技术产业化攻关和示范应用给予奖励。示范期暂定为四 年，示范期间，将采取“以奖代补”方式，对入围示范的城市群按照其 目标完成情况给予奖励。每个示范城市群最高可获得 18.7 亿补贴，涵盖 制氢、加氢、燃料电池零部件、整车等各个环节。另外在2030 年前碳 达峰行动方案中也将氢能提到了极高的位臵，强调其在碳达峰中的重 要作用。地方政策：两批示范城市
19、群陆续获批。2021 年 8 月，财政部、工信部、 科技部、发改委、能源局联合发布关于开展燃料电池汽车示范应用的 通知，燃料电池示范城市群政策正式落地，首批三个示范城市群京 津冀城市群、上海城市群、广东城市群陆续启动。京津冀城市群由北京 市大兴区牵头，联合海淀、昌平等六个区和经济技术开发区，以及天津 滨海新区、河北省保定市、唐山市、山东省滨州市、淄博市等共 12 个 城市（区）组建。要对标国家示范要求，实现示范城市群预期指标全部 达标，8 项核心零部件取得技术突破、实现产业化，车辆应用不少于 5300 辆，购车成本降幅超过 40%，新建投运加氢站不低于 49 座，氢气售价不高于 30 元/公斤
20、。上海城市群由上海市牵头，联合苏州、南通、嘉兴、 淄博、宁夏宁东、鄂尔多斯市等 6 个城市组建。上海率先发布落地方案 关于支持本市燃料电池汽车产业发展若干政策，涉及支持整车应 用、支持关键零部件发展等六部分安排，明确提出到 2025 年底前，市级财政将按照国家燃料电池汽车示范中央财政奖励资金 1:1 比例出资， 在支持整车产品示范应用方面按照每 1 积分 20 万元给予奖励。广东城 市群由佛山市牵头，联合广州、深圳、珠海、东莞、中山、阳江、云浮 以及省外的福州、淄博、包头、六安等城市组建。广东省级财政按照国 家奖补标准 1:1 给予配套资金，省内示范城市相关地市财政按照国家和 省的奖补标准 1
21、:1 给予配套补贴。此外，第二批示范城市群也已经获批， 包括郑州城市群和张家口城市群，郑州城市群以郑州市为牵头城市，宇通客车为优势企业，包括省内新乡、洛阳、开封、安阳、焦作 5 市，和 上海三区（嘉定、临港、奉贤）、张家口、潍坊、佛山等 11 个产业链优 势城市或地区；张家口城市群由张家口市牵头，联合河北省唐山市、保 定市、邯郸市、秦皇岛市、定州市、辛集市、雄 安新区、内蒙古自治区 乌海市、上海市奉贤区、河南省郑州市、山东省淄博市、聊城市、福建省厦门市等 13 个城市组成。示范城市群规划陆续出台，推广规模大。五大示范城市群中各自城市的 规划陆续出台，根据我们统计，到 2025 年，京津冀示范城
22、市群合计将 推广至少 1.63 万辆燃料电池车，136 座加氢站，牵头城市北京将至少推 广 1 万辆燃料电池车以及 74 座加氢站；上海示范城市群合计将推广至 少 1.65 万辆燃料电池车，140 座加氢站，牵头城市上海将至少推广 1 万 辆燃料电池车以及 78 座加氢站；广东示范城市群合计将推广至少 1.56 万辆燃料电池车，120 座加氢站，牵头城市佛山将至少推广 1 万辆燃料 电池车以及 43 座加氢站；河南示范城市群合计将推广至少 2.35 万辆燃 料电池车，172 座加氢站；河北示范城市群合计将推广至少 1.79 万辆燃 料电池车，174 座加氢站。（部分示范城市有重叠）。氢能主产业
23、链可概括为“氢气制取、氢气储运、氢气使用”三个环节：制氢方面，目前，中国氢气供给结构中约近 80%来源于煤制氢或焦炉煤 气副产氢，电解水等清洁氢源占比较低。根据中国氢能联盟对未来中国 氢气供给结构的预测，中短期来看，中国氢气来源仍以化石能源制氢为 主，以工业副产氢作为补充，可再生能源制氢的占比将逐年升高。到 2050 年，约 70%左右的氢由可再生能源制取，20%由化石能源制取，10%由 生物制氢等其他技术供给。储运方面，储氢技术分为两个方向物理储氢和化学储氢。物理储氢主要 包括常温高压气态储氢、低温液化储氢、低温高压储氢和多孔材料吸附 储氢；化学储氢主要包括金属氢化物储氢和有机液体储氢。其中
24、低温高 压储氢、多孔材料储氢、金属氧化物储氢和有机溶液储氢尚处于研发阶 段。氢气下游应用方面，主要氢能燃料电池汽车将是主要应用场景，当前由 于成本等原因商用车和重卡将是应用主流；在工业领域，氢气是重要的 化工原料，合成氨、合成甲醇、原油提炼等，均离不开氢气。除了交通 行业和工业，氢气在其他行业也有巨大的应用潜力。在电力行业，氢能 发电，可以用作备用电源、分布式电源、为电网调峰。在建筑行业，一 方面，天然气掺氢用作家用燃料，可以降低燃气使用碳排放强度；另一 方面，氢驱动的燃料电池热电联供系统，为建筑物供电供热，综合能源 利用效率超过 80%。在医疗领域，氢气也被证实有去除氧化基、治疗氧 化损伤等
25、疗效。在食品工业，也常常用氢气实现油脂氢化，以提高油脂 的使用价值。2 可再生能源制氢将是未来发展主流当前制氢规模有限，化石燃料制氢占比高灰氢占比高，电解水制氢前景广阔，降本提效是关键。按照制取过程中 的碳排放强度，氢气被分为灰氢、蓝氢和绿氢。灰氢是指由化石燃料重 整制的的氢气，碳排放强度高，如煤制氢碳排放约为 19kg 二氧化碳/kg 氢气，天然气制氢排放相对较低，也达到 10 kg 二氧化碳/kg 氢气，但该 制氢技术成熟，成本优势显著，是当前主流的制氢方式，约占全球市场 供氢的 96%。蓝氢包括工业副产氢以及加装碳捕捉和封存技术（CCS） 的化石燃料制氢，工业副产氢是指在生产化工产品的同
26、时从副产品中得 到氢气，国内相关产业规模较大，行业经验丰富，成本相对较低，在产 业发展早期，能提供较为丰富和低成本的氢源；在化石燃料制氢的基础 上增加碳捕捉和封存等环节，能大幅降低生产过程中的碳排放，国外已 经有天然气重整制氢+CCUS（碳捕集、封存和利用）技术结合生产的案 例，可减少 90%以上的碳排放量（碳排放约 1 kg 二氧化碳/kg 氢气）， 但成本也会大幅上升，国内 CCS 或 CCUS 的技术尚有不足，关键技术 有待突破，蓝氢可以作为灰氢向绿氢过渡的方式。绿氢是指可再生能源 制氢，制氢过程中几乎不产生碳排放，是未来制氢的主流方向，但是相 关技术仍处于研究中，成本较高，行业有待发展
27、。由可再生能源电解水 制氢，能有效解决可再生能源消纳问题，在风电、光伏等可再生能源大 力发展的情况下，氢能与之结合，解决调峰、储能、运输等方面的问题， 是一条颇具前景的清洁能源技术路径。而如何提升电解水制氢的效率， 降低技术成本，是突破该项技术发展的关键。我国氢气主要来源于化石燃料。根据石油和化学工业规划院统计，截止 2021 年中，我国氢气来源主要包括煤、焦炉煤气、天然气、甲醇、烧碱 等，其中煤制氢达到 2388 万吨/年，占接近六成；焦炉煤气制氢产能达 到 811 万吨（20%）。化石燃料制氢：煤制氢产量大，天然气制氢国内较少煤制氢产量大，天然气制氢国内较少。从供应潜力看，国内煤化工行业
28、发展成熟，煤制氢产量大且产能分布广，并且由于其产能适应性，可提 供量大、可调节的氢源，而天然气制氢是国外主流制氢方式，国内由于 资源禀赋问题，经济性较低，仅少部分资源地有发展。煤制氢普遍采用水煤浆工艺原理，核心反应为煤炭（含碳量高）作为还原剂与水反应生成氢气：C+H2OCO+H2，具体流程主要是：将煤炭高温 加热，加入气化剂在高压或常压下进行气化得到以氢气、甲烷、一氧化 碳为主的煤气产物，然后利用变压吸附（PSA）等手段提纯出符合燃料 电池用氢要求的高纯度氢气。煤制氢产能适应性强，可根据需求调节提 纯规模和产能，一台投煤量 200 吨/天的煤气化炉，约生产合成气 12 万立方米/小时，对应产氢
29、量为 78 吨/天，只需将其 2%-3%的负荷用作提纯制氢，即可提供 1560-2340 千 克/天的氢气，按照车辆氢耗 7 千克/100 千米、日均行驶 200 千米计算， 则可满足 111-167 辆燃料电池公交车的用氢需求。从成本来看，煤制氢 需要大型的气化设备，初始投资较高，约为 1-1.7 万元/（立方米/小时）， 当生产规模较大时，经济性才能体现，在煤价 200-1000 元/吨，制氢成 本约为 6.77-12.14 元/千克（煤价每增加 100 元/吨，制氢成本增加 0.675 元/千克）；结合 CCS 技术后，煤制氢成本上升至 12-24 元/千克。天然气制氢广泛采用蒸汽重整制
30、氢（SMR）的方法。由于天然气（甲烷） 化学结构稳定，在高温下才具有反应活性，因此高温下天然气与水蒸气 转化制氢成为国外普遍采用的路线。主要过程为天然气预处理后与水蒸 气高温重整制合成气（包含一氧化碳、氢气、水蒸气等），经过肺热锅炉 产生蒸汽回收热量，温度降至中温后，合成气中的一氧化碳进一步与水 蒸气反应得到氢气和二氧化碳，然后经过冷凝和变压吸附得到纯度较高 的氢气。根据天然气价格由 1 元/立方米增加到 5 元/立方米，天然气制 氢的成本可以从 7.5 元/千克增加到 24.3 元/千克。由于国内天然气供应有限且含硫量较高，导致 国内天然气制氢经济性远低于国外，仅在西部天然气资源充足的区域有
31、 相关探索和发展。工业副产氢：焦炉煤气副产氢规模大、成本低主要有焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、合成 氨合成甲醇等工业的副产氢。焦炉煤气。中国是全球最大的焦炭生产国, 我国的焦化厂主要分布在华北及华东地区，每吨 焦炭可产生焦炉煤气约 350-450 立方米,焦炉煤气中氢气含量约占 54%-59%，另有一定量的甲烷和少量的一氧化碳、二氧化碳等，可以直 接净化、分离、提出得到氢气，也可以将其中的甲烷进行转化变化后再 提纯氢气，最大化氢气的产量。以焦炉煤气为原料制取氢气的过程中广 泛采用变压吸附技术（PSA）。小规模的焦炉气制氢一般采用 PSA 技术， 只能提取焦炉气中的氢气，解
32、吸气返回回收后做燃料再利用；大规模的 焦炉气制氢通常将深冷分离法和 PSA 法结合使用，先用深冷法分离出甲 烷，再经过变压吸附提取氢气。通过 PSA 装臵回收的氢含有微量的氧气， 经过脱氧、脱水处理后可得到 99.999的高纯氢。通过焦炉煤气提纯制 氢的成本在工业副产氢中是最低的，综合成本为 9.13 元/千克-14.63 元/ 千克。氯碱化工。我国每年烧碱产量达到 3000-3500 万吨，主要分布在新疆、 山东、内蒙古、上海、河北等省市，烧碱产量与副产氢气的产量配比基 本为 40:1，每年副产氢气 75 万-87.5 万吨，其中约 60%被配套聚氯乙 烯和盐酸利用，剩余约 28-34 万吨
33、。经过 PSA 提纯后可获得纯度 99%-99.999%的高纯氢气，该制氢方式具备难度小、纯度高等优势。烧碱副产氢制氢成本约 13.2 元/千 克-19.8 元/千克。轻烃利用主要是指丙烷脱氢和乙烷裂解两类。截止 2020 年，国内在运 行和在建的丙烷脱氢项目的氢气供应潜力在 30 万吨/年，考虑 2023 年 计划通产的项目，预计副产氢总规模可达 44.54 万吨/年。丙烷脱氢后粗 氢的纯度已经高达99.8%，经过变压吸附后可达到99.999%，其中氧气、 水、一氧化碳、二氧化碳含量基本达到燃料电池用氢的标准要求，仅有 总硫含量超出标准。丙烷脱氢副产氢生产及提纯总成本约 13.75 元/千克
34、 -19.8 元/千克。乙烷裂解生产乙烯，每生产亿吨乙烯大约产生 107.25 千 克氢气，纯度达到 95%以上，变压吸附后可满足燃料电池用氢的标准， 副产氢气综合成本为 14.85 元/千克-19.8 元/千克，但国内的乙烷裂解项 目基本处于在建或规划状态，暂未释放氢气供应的潜力。合成氨与合成甲醇。用于合成氨、 合成甲醇的氢气消耗量在中国氢气消耗结构中占比共计达到 50%以上， 而其生产过程中会有合成放空气及驰放气派出，其中氢气含量在 18%-55%之间，副产氢气的生产成本约为 14.3 元/千克-22 元/千克，生产企业主要分布在山东、山西、河南等省份。电解水制氢：碱性电解水更具经济性，质
35、子交换膜将是未来主流碱性电解水目前更具经济性，质子交换膜电解水将是未来主流方向。电 解水制氢的技术相对成熟，对未来清洁可持续能源的使用至关重要，电 解水制氢是在直流电的作用下，通过电化学过程将水分子解离为氢气和 氧气，分别再阴阳两极析出，根据使用的电解质不同，主要可分为碱性 电解水（ALK）、质子交换膜电解水（PEM）和固体氧化物电解池电解水 （SOEC）三大类，目前可以实际应用的电解水制氢技术主要有 ALK 和 PEM，SOEC 虽然具有更高能效，但仍处于实验室开发阶段。对比 ALK 和 PEM 两种已经商业化的制氢路线，ALK 电解槽基本实现国产化，而 PEM 电解槽由于关键材料和技术仍依
36、赖进口，投资成本相对较高。但是 PEM 电解水总体效率更高，动态响应速度更快，是更具前景的水电解制氢技术，目前已经在加氢站现场制氢、风电光伏等可再生能源电解水制 氢、储能等领域得到示范应用并逐步推广，但是投资和运行成本高仍然 是制约 PEM 电解水制氢发展的主要问题，这与目前析氧、析氢电催化剂只能选用贵金属材料密切相关。为此降低催化剂与电解槽的材料成本， 特别是阴、阳极电催化剂的贵金属载量，提高电解槽的效率和寿命，是 PEM 水电解制氢技术发展的研究重点。碱性电解水制氢的电解槽隔膜主要由石棉组成，起到气体分离作用，电 解槽成本在制氢系统设备成本中占比约为 50%，电解液一般是质量分数 20%-
37、30%的氢氧化钾（KOH）溶液，电极由金属合金组成（如 Ni-Mo 合金），电解槽工作温度 60-80 摄氏度，系统寿命达到 20-30 年，每立 方米氢气的生产需要耗电 4.5-6.5 千瓦时，系统整体效率为 62%-82%，每千瓦投资约 850-1500 美元，单堆产氢量 750 立方米每小时，假设年 均全负荷运行 7500 小时，在电价 0.3 元/千瓦时的情况下，制氢成本约 为 21.6 元/千克，电费成本约占 86%。碱性电解水虽然在投资、运行成 本方面相对较低，但是仍存在明显不足：第一，碱性的电解液会与空气 中的 CO2 反应生成不溶盐，阻塞多孔催化层，阻碍产物和反应物的传递， 大
38、大降低电解槽的性能；第二，由于电极与隔膜间隔较远，整个电解槽 体积巨大，因此电解性能低（2.0V 电压下电流密度仅有 300mA/cm）； 第三，碱性电解槽难以快速的关闭或者启动，因此难以与具有快速波动 特性的可再生能源配合。（中国工程院电解制氢与氢储能）质子交换膜电解水制氢时，水通过阳极室在阳极催化反应界面发生电化 学反应被分解成氧气、氢离子以及电子。阳极所产生的氢离子以水合氢 离子(H+H2O) 的形式通过电解质隔膜，并在阴极室反应界面处与通过外 电路输运过来的电子发生电化学反应生成氢气。PEM 水电解槽的主要部件由内到外依次是：质子交换膜、阴阳极催化层、阴阳极气体扩散层、 阴阳极端板等。
39、其中质子交换膜、催化层与扩散层组成膜电极，是物料 运输与电化学反应的主场所。作为电解槽的核心部件，膜电极的结构与 特性对 PEM 水电解槽的寿命与性能有显著影响。选用具有良好化学稳 定性、质子传导性、气体分离性的全氟磺酸质子交换膜作为固体电解质， 替换了碱性电解槽中的石棉膜，有效阻止电子传递，提高了电解槽的安 全性；同时固体电解质膜两侧能够承受较大的压差，可以快速启停，能 匹配可再生能源发电的波动性。欧盟规定电解器的制氢响应时间在 5s 之内 , 目前只有 PEM 水电解技术可以满足这个要求。成本方面，假设 年均全负荷运行 7500 小时，在电价 0.3 元/千瓦时的情况下，制氢成本 约为 3
40、1.7 元/千克，电费成本约占 53%。PEM 水电解槽中的质子交换膜 对电极片要求较高，只有铂片电极等贵金属电极在该体系下较为适用， 其他电极片使用时容易发生腐蚀，因此经济成本高于传统的碱水电解技术。电解槽成本中，双极板约占 48%，膜电极约占 10%。降低 PEM 电 解槽成本的研究集中在以催化剂、PEM 为基础材料的膜电极，气体扩散 层，双极板等核心组件。质子交换膜性能的好坏直接决定电解槽的性能和使用寿命。目前水电解 制氢所用质子交换膜多为全氟磺酸膜，制备工艺复杂，长期被美国和日本企业垄断，因此质子交换膜价格高达上百甚至上千美元每平方米。为 降低膜成本，提高膜性能，国内外重点攻关改性全氟
41、磺酸质子交换膜、 有机/无机纳米复合质子交换膜和无氟质子交换膜。全氟磺酸膜改性研究 聚焦聚合物改性、膜表面刻蚀改性以及膜表面贵金属催化剂沉积 3 种途 径。通过引入无机组分制备有机/无机纳米复合质子交换膜，使其兼具有 机膜柔韧性和无机膜良好热性能、化学稳定性和力学性能，成为近几年 的研究热点。另外选用聚芳醚酮和聚砜等廉价材料制备无氟质子交换膜， 也是质子交换膜的发展趋势。当前催化剂主要使用贵金属及其合金，开发耐腐蚀、高催化活性的非贵金属材料是研究重点。理想催化剂应具有抗腐蚀性、良好的比表面积、 气孔率、催化活性、电子导电性、电化学稳定性以及成本低廉、环境友好等特征。阴极析氢电催化剂处于强酸性工
42、作环境，易发生腐蚀、团聚、 流失等问题，为保证电解槽性能和寿命，析氢催化剂材料选择耐腐蚀的 Pt、Pd 贵金属及其合金为主。现有商业化析氢催化剂 Pt 载量为 0.4 0.6mg/cm2，贵金属材料成本高，阻碍 PEM 水电解制氢技术快速推广应 用。为此，降低贵金属Pt、Pd 载量，开发适应酸性环境的非贵金属析 氢催化剂成为研究热点。相比阴极，阳极极化更突出，是影响 PEM 水 电解制氢效率的重要因素。苛刻的强氧化性环境使得阳极析氧电催化剂 只能选用抗氧化、耐腐蚀的 Ir、Ru等少数贵金属或其氧化物作为催化剂 材料，其中 RuO2 和 IrO2 对析氧反应催化活性最好。相比 RuO2，IrO2
43、 催化活性稍弱，但稳定性更好，且价格比 Pt 便宜，成为析氧催化剂的主 要材料，通常电解槽 Ir 用量高于 2mg/cm2。与析氢催化剂相似，开发在 酸性、高析氧电位下耐腐蚀、高催化活性非贵金属材料，降低贵金属载 量是研究重点膜电极制备工艺对降低电解系统成本，提高电解槽性能和寿命至关重要。 根据催化层支撑体的不同，膜电极制备方法分为 CCS 法和 CCM 法。 CCS 法将催化剂活性组分直接涂覆在气体扩散层，而 CCM 法则将催化 剂活性组分直接涂覆在质子交换膜两侧。与 CCS 法相比，CCM 法催化 剂利用率更高，大幅降低膜与催化层间的质子传递阻力，是膜电极制备的主流方法。在 CCS 法和
44、CCM 法基础上，近年来新发展起来的电化学 沉积法、超声喷涂法以及转印法成为研究热点并具备应用潜力。新制备 方法从多方向、多角度改进膜电极结构，克服传统方法制备膜电极存在 的催化层催化剂颗粒随机堆放，气体扩散层孔隙分布杂乱等结构缺陷， 改善膜电极三相界面的传质能力，提高贵金属利用率，提升膜电极的电 化学性能。3 氢气储运难度大，制约氢能应用的关键环节气态高压储氢为主，其他方式仍处探索阶段储存难度大，是氢能经济应用的关键环节。标准状况下，氢气的密度约 为空气的 1/14，因此其体积能力密度并不占优势，按照美国能源部提出 的商业化储氢密度要求，质量储氢密度需达到 6.5wt%（存储氢气质量占 整个
45、储氢系统的质量百分比），体积储氢密度达到 62 千克/立方米。氢气 分子尺寸小，易泄露，还可能引起氢脆和氢腐蚀问题，对储存容器要求 极高；氢气是易燃易爆气体，安全问题极为重要。因此氢气的储运具有 一定难度，但也是保证氢气安全且经济化应用的关键。储氢技术分为两个方向：物理储氢和化学储氢。物理储氢主要包括常温 高压储氢、低温液化储氢、低温高压储氢和多孔材料吸附储氢；化学储 氢主要包括金属氢化物储氢和有机液体储氢。其中低温高压储氢、多孔 材料储氢、金属氧化物储氢和有机溶液储氢尚处于研发阶段。高压气态储氢采用高压压缩的方式将氢气储存在特制容器中，是目前最 常见的一种方式，技术已较为成熟，车载储氢容器是
46、当前氢气储运技术 的研究热点。目前车载储氢容器中，一型瓶（型）是纯钢制金属瓶， 二型瓶（型）是钢制内胆纤维缠绕瓶，三型瓶（III 型）是铝内胆纤维 缠绕瓶，四型瓶（IV 型）是非金属内胆纤维缠绕瓶。由日本丰田汽车开 发的 70MPa 铝合金内胆纤维缠绕瓶几乎无氢脆问题，可在三分钟内加 满 5.5 千克氢气；国内商用储氢容器主要是 35MPa 碳纤维包覆铝合金内 胆储氢瓶。中国当前已经建设完成的加氢站也是采用高压气态储氢技术， 如丰田中国常熟加氢站采用的是 70MPa 全多层钢制高压储氢技术。高 压气态储氢虽然技术成熟、应用广泛，但其体积储氢密度（39g/L）还较低，与美国能源部发布的 2020
47、 年储氢目标（55g/L）仍有较大的差距。 另外，高压气态储氢也存在泄露、爆炸的安全隐患，安全性能有待进一 步提高。由于储氢密度低，且存在安全隐患，长期来看不是储氢技术的 优选方案，高压气态储氢瓶未来仍需要向轻量化、高压化、低成本、质 量稳定等方向发展。低温液化储氢是指将氢气在低温下液化，存放在绝热的储存容器，可大 幅提高储氢密度（70.8g/L），由于氢气液化要在-252.65 摄氏度才能完成， 消耗的能量约占初始氢气能量的 25%-40%，远高于天然气液化的 10%， 且液氢易挥发，使其基础设施的成本比液化天然气高 30%左右。欧美和 日本的液化储氢技术已经成熟商业化，在车载系统和加氢站中
48、均有应用， 约有 1/3 以上的加氢站是液氢加氢站，而国内受核心技术和高成本限制， 目前仅在航天领域有应用。低温高压储氢技术相较于高压气态储氢提高了储氢密度，相较于液态储 氢降低了能耗，不过目前尚处于研发阶段。多孔材料，如碳纳米材料、金属有机框架物等，比表面积大，可以通过 范德华力吸附氢气，但是在常温常压下的吸附性能和储氢容量有待提高。一些特定金属、金属化合物在一定的温度和压力下能与氢气反应，生成 金属氢化物，经加热重新释放氢气，如镁基合金、钛基合金、稀土系金 属等。固态材料储氢的质量储存密度一般都在 1%-4.5%左右，几乎与液 氢相当，而且固态金属储氢安全性高，能保持氢气高纯度，但吸放氢性
49、 能和循环使用性能有待改善。近年来，不饱和烃类有机溶液被看作是颇具前景的氢载体，通过加氢反 应储存氢气，通过脱氢反应释放氢气，储氢密度高，且可以借助现有的 液体燃料输运基础设施实现氢运输。目前尚处于研发阶段，反应催化剂 有待进一步优化，且脱氢后的氢气需要进一步纯化。国内运输普遍采用长管拖车当前三种主流的氢气运输方式为长管拖车、液氢槽车/船、氢气管网。现阶段国内普遍采用高压气态长管拖车进行氢气运输，压缩能耗低，运 输密度小，在加氢站日加氢量不超过 500 千克的情况下，节省了液化成 本与管道建设的前期投资，在一定储运距离以内经济性较高。液氢槽车运输低温液体，单次载氢量达到 4000 千克，远超长管拖车， 其运输成本随运输距离变化较小，适合远距离、中