中国氢产业链概述｜生产篇

导读：

交通运输排放占我国碳排放总量约10.4%，其中公路运输独占85%。在“碳中和”减排刚性控制下，公路运输是交通减排的绝对主体。以重卡常见的1500km续航里程计算，氢燃料系统相比锂电池可节省近8.5吨可承载质量，氢燃料电池重卡将在长途物流领域发挥极大优势。由于锂电池达到300Wh/kg的能量密度门槛后将陷入长期停滞，纯电EV将难以承担重卡减排任务，氢燃料电池重要性凸显。了解并利用氢，及其背后的国家氢产业链，将助力企业赢得未来的竞争。

「核心摘要」

实现“碳中和”的坚定决心将深刻影响中国的能源结构、工业生产与消费方式，途径主要包括：清洁能源生产（清洁发电、氢能源）；清洁能源替代（电动化、氢能化）；CCUS（碳捕捉、应用与储存）三个方面。

我国氢能源发展概述

氢能作为一种清洁的二次能源载体，是未来能源技术革命和产业发展的一个重要方向，是推动能源体系绿色低碳转型的重点，未来在传统工业、交通、建筑等领域脱碳中有望扮演重要作用。2019年，“氢能”首次写入了中国政府工作 告。2020年，氢能被纳入《能源法》（征求意见稿）。2021年，氢能列入《国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》未来产业布局。在“碳达峰”和“碳中和”的背景下，氢能将在中国能源转型中发挥重要作用。

我国氢气生产主要来自化石能源：据中国煤炭工业 数据统计，2012-2020年，中国氢气产量整体呈稳步增长趋势。2020年，中国氢气产量超过2500万吨，同比增长13.6%，约占全球总量的1/3，是世界第一大制氢国。相比之下，同期中国能源消费仅年均增长2.8%，氢气在中国能源经济中的重要性显著增强，为推动氢气经济发展奠定了坚实的基础。

按区域划分，我国氢能生产主要产生在西北和华北地区，产量超过400万吨的省份有内蒙和山东，产量超过300万吨的省份有新疆、陕西和山西。

在氢气应用的其他领域，中国已经进行部分试点工作：

电车：2017年10月，中车唐山公司研制的世界首列商用型氢燃料混合动力100%低地板现代有轨电车，在唐山举办的中国工业旅游产业发展联合大会上首次投入商业载客运营。2019年11月，由CRRC青岛公司制造的另一辆氢动力电车在佛山投入运营，该电车采用Ballard动力系统的FCveloCityTM燃料电池模块。

航空：2019年1月，由中国科学院大连化学物理研究所和辽宁通用航空学院研究合作开发的一架以氢气为动力的载人飞机在沈阳成功试飞。同期，大连化学物理研究所于2009年研制出中国第一艘氢燃料电池飞艇，并于2012年研制出第一架氢燃料电池无人机。

船舶：中国"十四五"规划以及交通部的其他政策 件鼓励航运业采用绿色能源。然而，由于缺乏补贴和指导方针，燃料电池目前只应用于少数中小型游艇和军舰。

热电：分布式燃料电池发电站可作为主电 的补充。2016年，AkzoNobel、MTSA和NedStack在辽宁省营口市交付了一座容量为2兆瓦的氢燃料电池电站，年发电量为16兆瓦时。紧急备用电池也被应用于电信行业，其容量和规模相对较小。

物流：京东物流于2018年6月首次推出氢物流卡车，以弥补其"618"促销活动期间不断增长的运输需求。这些卡车能够在三分钟内补充氢燃料，行程超过350公里。其他电子商务和物流公司也紧随其后，但仅限于区域内运输。

氢气的产生

目前，我国氢气生产主要有煤气化、天然气转化制氢、石油制氢、水电解等技术路线：

煤的气化：煤的气化是一种热化学过程，在高温或加压条件下，煤与水蒸汽或氧气（空气）等反应，并产生主要由一氧化碳和氢气组成的合成气体，可用作工业燃料。我国作为煤炭大国，煤炭在一次能源占比达60%。目前天然气制氢成本约为2元/立方米，而煤炭制氢的成本仅在0.8元/立方米左右，可节约成本近20%。明显的价格优势叠加技术的成熟，国内每年煤制氢产量达千万吨级。

天然气转化制氢：天然气加压脱硫后与水蒸汽在装填有催化剂的特殊转化炉内发生化学反应，生成含H2、CO2和CO的转化气，经废锅回收部分热量后，再通过变换将转化气中CO转变为CO2，变换气再通过变压吸附提纯得到合格的产品氢气。在中国，由天然气生产的氢气主要通过转化制氢技术制造，技术成熟。中国煤炭工业 公开数据显示，2020年中国天然气制氢产量接近500万吨。

图7 天然气(经合成气)制备氢气的几条主要路线示意图

焦化副产品：焦化是指煤在隔绝空气的情况下被加热至900-1000℃，以驱赶原煤的挥发性成分来生产焦炭，并产生副产品焦炉煤气。每吨焦炭的生产将产生约420m3的副产品焦炉气体，典型的焦炉气体由52.2%至55.6%的氢气和27.1%至30.4%的甲烷组成。2019年，中国国家焦炭产量达到6.43亿吨，副产品氢气产量约900万吨。

氯碱工业制氢：氯碱产业的主要过程涉及盐水的电解，生成氢氧化钠、氯气和氢。一般来说，生产1吨氢氧化钠的副产品氢为279m3。2018年，中国氢氧化钠产量约3000万吨，理论上全国氯碱行业可以提供33万吨副产品氢气。

风氢能源系统：风氢能源系统主要包括风力发电机组、电解槽、氢气储罐、燃料电池、电 等。其主要思路是：将风力发电机组所发电力分别送至电 和电解槽，根据不同的生产需要来决定是供电还是生产氢气。

图8 中国工业副产氢气/弃风光水制氢(2018)潜力（万吨）

2019年，我国氢气产量中，煤制氢占63.54%、天然气制氢占13.76%、工业副产氢占21.18%、电解水制氢仅占约1.52%，灰氢占氢气生产总量约96%。作为灰氢的主体构成部分，煤制氢过程会排放大量二氧化碳（约19kgCO2/kgH2），通过碳捕集、封存和利用（CCUS）技术实现“灰转蓝”，以有效降低氢气生产过程中的碳排放将成为趋势。根据IEA研究，目前结合CCUS的煤制氢将增加130%的运营成本及5%的燃料和投资成本，暂未能实现经济性生产。因此，未来在应对气候变化的大背景下，大规模光伏发电或风力发电配套的电解水制绿氢将成为发展趋势，与新技术下的低成本煤制蓝氢形成互补关系。钢铁、化工等行业逐渐探索绿氢应用，实现工业生产全脱碳。

氢气生产的经济性评价

煤制氢：

煤制氢需要大型的气化设备，且固定设施投资单位成本在1-1.7万元/(Nm3/h)之间，只有规模化生产才能控制成本，并摊薄投资与运营成本。中石化经济技术研究院以90000m3/h制氢装置为实验对象，做出了不同煤炭价格下的制氢成本测算，对比见图9。由于不同产地的煤炭性质在灰含量、硫含量、灰熔点等方面差异较大，且我国高硫石油焦价格波动十分剧烈（2009年价格最高超过1000元/t，最低低于500元/t），导致煤炭供应的不确定性较大，制氢成本在8810-11971元/t之间波动。因此，相比于分布式，煤制氢更适合于中央集中式制氢，并应按照高硫、高灰、高灰熔点的工况进行装置设计。

中石化经济技术研究院，氢的传奇

其他化石原料制氢：

马 杰，尹晓晖研究分析了炼油厂制氢的技术路线选择，包括轻烃蒸汽转化、重质油部分氧化、煤/石油焦部分氧化和焦炉气部分氧化等的工艺流程，并对各种技术进行综合技术经济评价及成本分析，部分研究结果如图10所示。

图10 其他化石原料制氢成本对比（元/Nm3）

注：制备气体为表压环境下纯度为99.9%的H2

结论显示，采用炼油副产品干气、石脑油和重质油制氢，在制氢成本上不具有优势。如果将这些原料用于炼油深加工，可以发挥更大的经济效益，因此，不建议继续应用上述制氢手段作为炼油厂制氢的发展方向。

工业副产品制氢：

《中国氢能产业 告2020》研究显示，国内大型氯碱生产设施多配套了盐酸和聚氯乙烯装置，以平衡并回收利用副产品氢气，目前氯碱行业整体可实现60%的回收效率。经测算，氯碱行业副产品制氢的综合成本约为1.2-1.8元/Nm3。

合成氨与合成甲醇生产过程会释放合成气体，其中氢气含量约18%-55%。通过回收利用现有弃气，可释放118万吨/年氢气的供应潜能，综合成本可控制在1.3-2元/Nm3。

煤焦化过程中每吨焦炭可产生约400Nm3的焦炉煤气，其中氢气体积约占44%。焦炉煤气的40%-50%用于加热焦炉，另除去作为合成氨与合成甲醇的原料，剩下的约39%几乎全部放空。若将放空量回收利用，按2018年焦炭产量计算，则理论上全国焦化行业可以提供约271万吨副产氢，制氢综合成本约为0.83-1.33元/Nm3。

清洁能源制氢：

电解水装置成本较高，电解水设备的投资价格大概在0.65-1.62万元/kW，目前风力发电成本约为0.26-0.32元/kWh。研究表明，当可再生能源电价控制在0.25元/kwh以下时，以风电、光伏、水电进行电解水制氢将具备相对经济性（15.3-20.9元/kg）。

图12 宝丰能源实施的 “国家级太阳能电解水制氢综合示范项目”

与传统制氢方式相比，风电制氢的核心关键是电价。根据北京国发智慧能源技术研究院测算，综合考虑电解槽设备、氢气纯化装置、材料费、安装服务费、土建费等固定成本后，按0.3元/kWh的电价计算，一个运行寿命9万小时碱性电解项目平准化制氢成本约为17.71元/kgH2，其中电费成本达到80%。叠加储运成本10元/kg，加氢站压缩、加注、运营等成本12元/kg，加氢端价格已达到近40元/kg。综合考虑电解水制氢的副产品氧气的销售收入后，若采用市售电制氢，则电解水制氢成本仍远超其余制氢手段。即便以当前燃料电池汽车示范城市群规定的35元/kg的加氢价，燃料电池汽车燃料成本仍高达2.1-2.8元/km，双倍于约0.8-1.4元/km的柴油成本，三倍于约1元/km的汽油成本，完全不具备经济可行性，可见绿氢降本还有很长的路要走。

图13 主要制氢经济性比较（单位：元/吨）

风能等可再生能源具有随机性、间歇性和波动性等特点，近年来风电并 消纳问题日益突出。由于丰水期和调峰需要，我国产生了大量的弃水电能；由于风力发电的逆调峰特性，即风力发电功率大的时段是用电负荷低的时段，2019年国内弃风电量达到169亿kwh，相当于弃水电能资源的57%；光伏发电则主要受限于阳光强度及入射角度，而阳光条件与气候、季节、区域强烈相关，甚至一日内的变化也极度明显，随机性强，19年同期国内弃光电量达到46亿kwh。氢能是清洁的二次能源，具有能量密度高、容量大、便于储存和运输等特点。利用风电等可再生能源发电制氢，实现可再生能源多途径就近高效利用，是未来清洁能源替代的重要方向之一。2019年中国全年弃水弃光弃风总量达到515亿kwh，理论可制氢92万吨。如果在储氢和运输层面实现技术性突破，将这部分能源充分利用起来，产生的经济效益将十分可观。

结论

氢能是推动中国能源体系绿色低碳转型的重要抓手，目前中国已成为世界第一大制氢国，氢气在中国能源经济中的重要性凸显

中国始终旨在通过技术跟随、技术收购、合资企业和投资等方式实现清洁的、高增值的产业机会，并确保在氢能领域不被拉开差距。因此，无论氢能走向成熟的过程如何，终局如何，政策及规范建设都将持续跟进，以稳保国家长期能源安全并把握核心技术

受限于成本等因素，国内氢气主要源自高碳排放的煤制氢。未来，配套可再生能源供电的电解水制绿氢，以及凭借CCUS（碳捕获、利用与封存）技术的蓝氢制备将成为趋势

中国氢产业链存在产能端与消费端的地理隔离，氢气的储运成本与效率成为制约氢能发展的主要因素

参考 献：

1、 中国电动汽车百人会：《中国氢能产业发展 告2020》

2、 绿色“一带一路”倡议中心：《氢能，中国在绿色“一带一路”倡议中的进展和机遇》

3、 法国国际关系学院: 《中国特色氢经济的前景》

4、 平安证券：碳中和系列 告——能源篇：氢能，碳中和时代的零碳能源

5、 氢的传奇 ：煤气化技术工艺和技术以及项目的经济性

6、 单彤 ，宋鹏飞，李又武，侯建国，王秀林，张丹：制氢、储运和加注全产业氢气成本分析

7、 马 杰，尹晓晖：炼油厂制氢技术路线选择

8、 能源发展 ：探究绿氢降本之路

9、 同创伟业：天然气(沼气)SMR法制氢

10、 产业信息 ：油品升级推动煤制氢快速发展，2017年产量超1300万吨，氢能源市场前景可期，煤制氢发展潜力巨大

董方正

上和产业研究院 研究员

毕业于美国密歇根大学，建筑学、应用数学双硕士；华南理工大学，建筑学学士。曾参与淮北相山电子产业园区规划、邳州教育设施规划项目、邳州市六镇国土空间规划等空间规划项目，并主要负责案例研究、概念规划、算法应用等。

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