【钱潮价投研究所】No.49 氢能源系列二：上游制氢技术路线对比

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系列一：氢能行业综述

系列二：上游制氢技术路线对比

系列三：中游储运及加氢设备分析

系列四：氢能的下游应用

系列五：激励政策与标的分析

一、当前氢源结构

我国的制氢工业以引进技术为主，技术相对成熟，与发达国家的差距不大。

当前，氢的制取技术主要有三种比较成熟的路线：1）以煤炭、石油、天然气为代表的化石能源重整制氢；2）以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产提纯制氢；3）以电解水制氢为代表的可再生能源制氢。

其他技术路线，如生物质直接制氢和光解水制氢等目前产收率较低，仍处于实验和开发阶段，尚未达到规模制氢要求。

按照石油和化学工业规划院的数据口径，2021年我国氢气产量近4000万吨，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%）。

二、制氢方式比较

从元/NM3变换到元/Kg的换算系数为11左右。

三、电解水制氢：最理想的绿氢路线

1、主要制氢方式

目前存在四种主要的电解槽技术，其效率在60%到90%之间：碱性水电解槽(ALK/AWE)、质子交换膜水电解槽(PEM)、阴离子交换膜水电解槽(AEM)和固体氧化物水电解槽(SOEC)。

（1）碱性水电解槽(ALK/AWE)技术

碱性液体水电解技术是以KOH、NaOH水溶液为电解质，在直流电的作用下，将水电解生成氢气和氧气。但生成的氢气需要经过脱碱雾处理方可达标，这一技术是最早成熟的电解水制氢技术，在20世纪中期就实现了工业化。设备方面，碱性电解槽以含液态电解质和多孔隔板为结构特征，隔膜则多采用石棉绒制隔膜。但这一工艺有明显的缺点，一是电解液容易与空气中的CO2发生反应，形成不易溶于水的碳酸盐等物质，这些物质可能会阻塞催化层，降低反应效率。二是因为需要保持正负极两侧压力的均衡，碱性液体电解槽启动或者关闭速度较慢，对制氢速度的调节也存在约束，否则如果压力偏差较大，可能引发氢、氧气体穿过隔膜发生混合，容易引起爆炸。

（2）质子交换膜水电解槽(PEM)技术

水中的氢离子穿过质子交换膜与电子结合成为氢原子，氢原子相互结合形成氢分子。该技术流程简单，能效较高，但因使用贵金属电催化剂等材料，成本偏高；国内单台最大产气量为200Nm3/h。

影响PEM电解池效率的主要因素是水电解电极反应中正负极析氢反应的极化差别。电化学极化主要与电催化剂的活性相关。此外，电解水反应析出的原子氧具有强氧化性，对阳极侧的催化剂载体与电解池材料的抗氧化与耐腐蚀要求较高，理想催化剂的特征是具有较高的比表面积与孔隙率、较高的电子传导率、良好的电催化性能、长期的机械与电化学稳定性、小的气泡效应、高选择性、便宜可用与无毒性等。满足上述条件的析氧催化剂主要是铱(Ir)、钌(Ru)等贵金属及其氧化物。由于Ir、Ru的价格昂贵且资源稀缺，材料成本也较高，因此迫切需要寻找替代元素的催化剂。此外，扩散层多采用钛（Ti）基材料并进行耐腐蚀表面处理，扩散层的金属材料成本占比也较高。由于催化剂与电解池材料的成本较高，现阶段PEM水电解方式的制氢成本要远高于传统的碱水电解技术。

（3）阴离子交换膜水电解槽(AEM)技术

作为最新的电解水技术，阴离子交换膜（AEM）电解槽的潜力在于将碱性电解槽的低成本与PEM的简单、高效相结合。该技术能使用非贵金属催化剂、无钛部件，并和PEM一样能在压差下运行，但是目前AEM膜存在化学、机械稳定性的问题，影响寿命曲线。此外，AEM膜的传导性低，催化动力学慢和电极结构较差也影响着AEM的性能。性能的提升通常是通过调整膜的传导性，或通过添加支持性电解质（如KOH、NaHCO3）来实现，但这又会降低耐久性。在PEM中，OH-离子的传导速度要比H+质子慢三倍，因此AEM将面临更大的挑战，需要研制更薄或具有更高电荷密度的膜，同时对BOP辅助系统也提出了较高的要求。

（4）固体氧化物水电解槽（SOEC）技术

固体氧化物（SOEC）电解槽在高温（700-850℃）下运行，动力学上的优势使其可使用廉价的镍电极。如利用工业生产中高品质的余热（比如能量输入为75%电能+25%水蒸气中的热能），SOEC的系统效率（LHVH2toAC）近期内有望达到达85%，并在10年内达到欧盟的2030目标90%。SOEC电解槽进料为水蒸气，若添加二氧化碳后，则可生成合成气（Syngas，氢气和一氧化碳的混合物），再进一步生产合成燃料（e-fuels，如柴油、航空燃油）。因此SOEC技术有望被广泛应用于二氧化碳回收、燃料生产和化学合成品，这是欧盟近年来的研发重点。

该技术制氢过程电化学性能显著提升，效率更高。但高温高湿的工作环境也制约着该技术的应用场景选择与大规模推广。目前尚处于初步示范阶段。

（5）几种路线比较

阴离子交换膜电解槽技术（AEM）和固体氧化物电解槽技术（SOEC）技术仍处于起步、实验室研发阶段。碱性电解水制氢路线及PEM电解水制氢将是未来与可再生能源结合的主流电解水制氢工艺路线。

ALK水电解制氢是我国目前最成熟的电解水制氢技术，生产成本较低，但存在碱液流失、腐蚀、能耗高等问题，适应波动性较差，与风光结合时需要配备储能。

PEM水电解制氢技术的运行电流密度高、能耗低、产氢压力高，适应可再生能源发电的波动性特征，易于与可再生能源消纳相结合，在绿氢制备领域发展潜力较大。

2、发展情况

目前全球正在开发的350个电解水制氢项目，中国虽在制氢方面起步缓慢，但项目数量增长速度快。近年来，可再生能源制氢项目吸引了很多能源企业、装备企业如三峡集团、隆基、协鑫、国电投、三一重工、中石化等，相关的零部件企业布局也在增加。

中国的太阳能和风能资源条件优越，有可再生能源制氢的成本优势。国际能源署（IEA）的经济评估显示，中国部分省份的可再生能源产氢成本为2-2.3美元/kg。

3、主要项目

4、电解水制氢成本分析

电解氢成本主要由3部分组成：1）电力成本。依靠风电、光伏等可再生能源产生的电力，将水电解成氢气和氧气。2）投资成本（CAPEX）。主要为电解槽系统成本。3）运维成本（OPEX）。因此，绿氢全生命周期成本（LCOH）=电力成本+投资成本（capex）+运行成本（opex）。

根据中信建投证券研 测算：

当前时点，如果采用市电生产，制氢成本约24-52元/kg，是煤制氢成本的数倍，经济性较弱；而采用可再生能源弃电生产，制氢成本可降至约13元/kg，与工业副产氢成本相当，并逼近成本最低的煤制氢。

未来，随着光伏等可再生能源的发电成本降低，电解水制氢成本将不断降低。根据国家发改委的《中国2050年光伏发展展望（2019）》的预测，至2035年和2050年，光伏发电成本将分别达到0.2元/kWh和0.13元/kWh，对应AWE电解水制氢成本将分别降至18.7元/kg、14.8元/kg，成本障碍将扫除。

根据中信证券研 ，若2030年以光伏为代表的可再生能源发电成本如期降至0.20元/kWh以内，在碱性电解系统设备价格低于2000元/Kw的假设下，电解水制氢成本可以降至20元/kg附近，即1.8元/Nm3，接近工业副产氢气的最高成本。

化石能源制氢为目前最主要的制氢技术路线，主要包括煤制氢与天然气制氢。

1、煤制氢

煤制氢是工业大规模制氢的首选方式之一，也是我国最主要的制氢方式。

其具体工艺过程是煤炭经过高温气化生成合成气（H2+CO）、CO与水蒸气经变换转变为（H2+CO2）、脱除酸性气体（CO2+SO2）、氢气提纯等工艺环节，可以得到不同纯度的氢气。

传统煤气化制氢工艺具有技术成熟、原料成本低、装置规模大等特点，但其设备结构复杂、运转周期相对短、配套装置多、装置投资成本大，而且气体分离成本高、产氢效率偏低、CO2排放量大。

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。原料煤作为最主要的消耗原料，约占煤制氢总成本的50%。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。

传统的煤制氢采用固定床、流化床、气流床等工艺，合成气体中一氧化碳，二氧化碳等体积分数高达45~70%。新型的煤制氢技术以超临界水煤气化技术为代表，利用超临界水（温度374℃，压力22.1MPa）作为均相反应媒介，具有氢气组分高，气化效率高，污染少等优点，但是目前尚未实现产业化。

2、天然气制氢

天然气制氢是北美、中东等地区普遍采用的制氢路线。工业上，由天然气制氢的技术主要有蒸汽转化法、部分氧化法以及天然气催化裂解制氢。

蒸汽转化法（SMR）最为常用。甲烷和水蒸气在催化剂以及高温（500~950℃）的条件下发生化学反应：CH4+2H20=4H2+C02，产物中氢气体积分数可达74%。

部分氧化法是由甲烷等烃类与氧气进行不完全氧化生成合成气，需要配置空分装置或变压吸附制氧装置。

天然气催化裂解制氢主要则是天然气在催化剂表面发生催化裂解反应生成氢气和碳。

天然气制氢广泛采用蒸汽重整制氢（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。

五、工业副产氢：中短期制氢过渡方案

工业副产氢是指在生产化工产品的同时得到的氢气，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，不仅可以提高资源利用效率，实现经济效益，又能起到降低污染、改善环境的效果。

1、焦炉煤气

中国作为世界上最大的焦炭生产国，生产焦炭产生的焦炉煤气约350-450立方米/吨，而焦炉煤气中氢气含量达54%-59%，以2020年焦炭产量为47116万吨计算，对应氢气产量约为900万吨。除用于回炉助燃、城市煤气、发电和化工生产外，剩余部分可采用变压吸附（PSA）提纯技术制取高纯氢。理论上全国焦化行业可以提供约270多万吨副产氢。焦炉煤气制氢综合成本约为0.83~1.33元/3Nm。

2、氯碱化工

2020年中国实现烧碱产量3643万吨，可副产氢气约90万吨，约有40%剩余，合计约36万吨。氯碱化工制氢的生产成本约1.1~1.4元/Nm3，提纯成本约为0.1~0.4元/Nm3，综合成本约为1.2~1.8元/Nm3。

氯碱化工行业的离子膜烧碱装置每生产1吨烧碱可副产280立方氢气，目前大型氯碱装置多数已经配套盐酸和聚氯乙烯装置，以平衡氯气并回收利用副产氢气，但是副产氢气中仅有60%左右得到回收用以生产盐酸、氯乙烯单体和双氧水等，其余氢气大部分都被用作锅炉燃料或者直接放空，因此40%左右的氯碱副产氢被低水平利用或直接浪费。理论上2020年全国氯碱行业可以提供36万吨副产氢气用来供应氢能需求。

单个氯碱化工企业可利用放空副产氢量较小，且产能比较分散，但其比较接近氢能应用下游市场，氯碱工业副产氢更适合用于短距离、小规模的分布式氢源供应。氯碱化工的副产氢纯度一般在99.99%以上，CO含量较低且不含有机硫和无机硫，但是含有微量的氯和少量氧，对燃料电池有毒害作用，使膜电极导电率降低，影响发电效率，且易造成管道、设备腐蚀发生安全事故。氯碱化工的副产氢还含有惰性气体氮、氨等杂质，长时间使用将造成燃料电池惰性气体累积，对燃料电池发电效率有一定影响。

3、甲醇及合成氨工业

中国目前的甲醇产能约为8,351万吨/年，甲醇驰放气含氢气数十亿立方米；合成氨产能约1.5亿吨/年，合成氨驰放气可回收氢气约100万吨/年。合成氨与合成甲醇制氢的生产成本约0.8~1.5元/3Nm，提纯成本约为0.5元/3Nm，综合成本约为1.3~2元/3Nm。

合成氨与合成甲醇是传统的煤化工产品，目前我国氢气消耗结构中的50%用于合成氨与合成甲醇。合成氨与合成甲醇的生产过程中会有合成放空气及驰放气排出，其中氢气含量在18%~55%之间，合成氨与合成甲醇的企业可以通过回收利用现有合成放空气及驰放气，调整下游产品结构等途径实现氢气的外供。

4、轻烃利用

轻烃利用包括丙烷脱氢、乙烷裂解两类。截止2020年，国内在运行及在建的丙烷脱氢项目的氢气供应潜力在30万吨/年，考虑2023年计划投产的项目，预计副产氢总规模可达44.54万吨/年。乙烷裂解目前的国内项目基本处于在建或在规划的状态，暂未释放氢气供应的潜力。

丙烷脱氢制丙烯装置（PDH）对原料丙烷的纯度要求非常高，由于国内的丙烷基本为炼油副产品，纯度难以满足要求，因此国内建设的丙烷脱氢制丙烯装置（PDH）通常采用进口的高纯度液化丙烷。据统计，2014~2017年，中国80%~95%的丙烷进口量来自中东和北美地区。截至2020年，国内在运行以及在建的丙烷脱氢项目的氢气供应潜力达30万吨/年，预期到2023年，丙烷脱氢的副产氢规模可达44.54万吨/年。

丙烷脱氢制取的粗氢纯度可达99.8%，通过进一步的变压吸附（PSA）提纯后可达99.999%，其中氧气，水，一氧化碳和二氧化碳的含量基本满足了燃料电池用氢的标准要求，仅有硫含量超标。丙烷脱氢制氢的生产成本约1.0~1.3元/3Nm，提纯成本约为0.25~0.5元/3Nm，综合成本约为1.25~1.8元/3Nm。

乙烷裂解目前的国内项目基本处于在建或在规划的状态，暂未释放氢气供应的潜力。乙烷裂解制乙烯工艺的优势包括项目投资低，原料成本低，乙烯回收率高，乙烯纯度高等。用乙烷裂解生产乙烯，每生产1吨乙烯大约产生107.25kg氢气，乙烷裂解产生的氢气纯度为95%以上，采取PSA提纯后可以满足燃料电池的用氢标准。乙烷裂解制氢的生产成本约1.1~1.3元/3Nm3，提纯成本约为0.25~0.5元/3Nm，综合成本约为1.35~1.8元/3Nm。

5、工业副产氢提纯技术：变压吸附（PSA）为主流

目前工业尾气提取氢气主要三种方法：变压吸附、低温分离、聚合物膜分离。变压吸附（PSA）获得的氢气纯度最高，适用的规模最宽，为目前工业副产氢提纯的主流技术。低温分离具有回收率高、可分离多种产品的特点，但其对不同原料成分处理的灵活性差，且成本较高，通常适用于含氢量比较低且需要回收分离多种产品的提纯处理，例如重整氢。聚合物膜分离装置具有操作简单、能耗低、占地面积小、连续运行等优势，但由于膜组件在冷凝液的存在下分离效果变差，因此聚合物膜分离技术不适合直接处理饱和的气体原料。

6、成本区间对比

六、主要公司

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