当前化石能源制氢处于主流地位，具有低成本的优势，但较高的碳排放阻碍其可持续发 展，利用可再次生产的能源电解水制氢则被认为是未来的发展趋势。目前传统的氢气制取方法 大致上可以分为以下几类：1）化石燃料制氢：最重要的包含煤制氢、天然气重整制氢等，该技术目 前相对成熟，已经进行工业生产。2）含氢尾气副产氢回收：最重要的包含氯碱工业、焦炉气、 合成氨等。3）高温分解制氢：最重要的包含甲醇裂解制氢等。4）电解水制氢：利用新能源电 能来制氢，能轻松实现碳的零排放，电力来源包括太阳能、风能、水能、核能等。5）其他 方式制氢：最重要的包含光解水制氢、生物质气化等。

  世界能源理事会将氢气按市场来源分成“灰氢”、“蓝氢”、“绿氢”三类。“灰氢”是指由煤 等化石燃料制取的氢气，制作的完整过程排放大量二氧化碳，并且难以实现较为经济的碳捕捉、 利用和封存。“蓝氢”是指使用碳捕集和封存（CCS）技术脱碳的灰氢，可以由天然气等化 石燃料制得。“绿氢”是指使用新能源电力或核能制取的氢气，是最适合实现可持续能源 转型的一种氢能。2019 氢能产业高质量发展创新峰会上，工信部原部长李毅中指出：“灰氢不可 取，蓝氢可以用，废氢再利用，绿氢是方向。”

  从氢气制取方式的占比情况看，全球氢气制取方式以天然气 SMR 为主，而我国以煤气 化制氢为主。2020 年，全球 59%的氢气来源于蒸汽甲烷重整，其次 21%的氢气来源于工 业副产品，电解水制氢只占 0.03%。对于我国来说，煤制氢仍为最主要的制氢方式，占比 达到 62%，其次是天然气制氢和工业副产氢，占比分别为 19%和 18%，占比最小的同样 为电解水制氢。我国氢气来源结构相比于全球的差异可能与国内能源结构有关，由于我 国煤资源相对于天然气更丰富，所以煤制氢相比于天然气制氢成本更低，在大规模制 取时具有优势。

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  煤气化制氢是工业大规模制氢的首选方式之一，具有工艺成熟、成本低等优点。煤气化 制氢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 和 CO2、脱除酸性气体（CO2+SO2）、氢气提纯等工艺环节，能够获得不同纯度的 氢气。近几年，煤制氢技术凭借原材料成本低、装置规模大的优势在整个世界范围内发展 迅速，煤制油和煤制烯烃等煤化工行业的迅速发展也使煤气化技术获得了更大发展空间， 尤其是在富煤贫油少气的我国。随着石油价格持续上涨，石油加工所需氢气逐步转由煤制氢 供给，这将推动煤制氢规模的进一步扩大。

  煤制氢方法的技术设备结构较为复杂，运转周期相对较短，并且产氢效率偏低、二氧化碳的 排放量较大，与可持续、低碳发展的目标相悖。目前，全球范围内已经实现产业化应用的煤气化技术有十几种，根据气化炉的操作状态和流体力学状态的不同可大致分为固定床 气化、流化床气化和气流床气化三类。在更强调低碳清洁的环境下，能否低成本并有效 减少碳排放是决定煤制氢技术发展前途的重要的条件。因此，低成本的碳捕获、利用与封 存（CCUS）技术的缺乏限制着煤气化制氢的低碳化发展。目前气流床气化技术被广泛应 用及推广。

  我们测算，煤炭价格为 950 元/t 时，煤制氢成本为 1.11 元/Nm3 或 12.46 元/Kg。测算依 据如下：（1）假设制氢量为 23.4 吨/天，消耗原料煤 179 吨（根据中国工程院中国煤炭清 洁高效可持续开发利用战略研究重点项目的数据）。（2）煤炭价格以山西产为基准，2022 年平均价格为 950 元/吨，电价采用北京市大工业用电在高峰及平段销售电价的平均值， 为 0.77 元/kWh。外购氧气成本为 0.5 元/m3（3）煤制氢采用水煤浆技术，建设投资 2.5 亿 元，折旧时间为 20 年，采用直线折旧法。修理费占总投资的 3%，财务费用占 5%，从成 本构成看，对于煤制氢来说，原料煤炭成本占总成本的比例为 58.34%，氧气成本占 14.75%， 电费成本占 6.55%。

  相比于煤制氢，天然气制氢产量高，碳排放量低，是国外主要的制氢途径。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，其中天然气 蒸汽转化制氢是普遍采取的制氢路线。其主要流程为天然气预处理后与水蒸气高温重整 制成合成气，经废热锅炉产生蒸汽回收热量，中温下合成气中的 CO 进一步通过水蒸气 变换得到 H2和 CO2，变换气经换热冷凝除去水，再经过变压吸附（PSA）分离提纯得到 氢气。由于我国天然气产量较低，所以天然气制氢成本高于美国、俄罗斯、中东等富产 天然气的国家和地区。

  我们测算，当天然气价格为 2.87 元/m3，天然气制氢成本为 2.19 元/m3或 24.63 元/kg。核 心根据常宏岗《天然气制氢技术及经济性分析》可知，天然气制氢工艺生产 1m3 氢气需 消耗：原料天然气 0.48 m3，燃料天然气 0.12 m3，锅炉给水 1.7Kg，电 0.2KWh。天然气 价格采用北京市工城六区商业用气非采暖季价格，2.87 元/m3。对于天然气制氢来说，天 然气价格是最主要的构成部分，占 62.84%，该比例远高于煤制氢中煤炭成本所占比重， 其次是燃料气成本，占比为 15.71%，电费占 7.02%，因此，原料对天然气制氢的影响大 于煤制氢。考虑到煤在我国能源结构中的比例高达 70%左右，而天然气资源供给有限， 主要依赖进口，而且含硫量较高，预处理工艺复杂，导致国内天然气制氢的经济性远低 于国外。从这一角度分析，煤制氢在我国仍优于天然气制氢。

  （二）工业副产氢：回收利用工业副产气，为氢能产业高质量发展初期提供低成本、分布式氢 源

  我国含氢工业尾气资源十分丰富，有氯碱副产氢、焦炉煤气制氢、炼厂重整制氢、轻烃 裂解制氢（丙烷脱氢 PDH 和乙烷裂解）等多种途径。我国炼油、化工、焦化等主要工业 副产气中大多含有 H2，且部分副产气 H2 含量较高。工业副产气制氢相较于化石燃料制 氢流程短，能耗低，且与工业生产结合紧密，配套公辅设施齐全，下游 H2利用和储运设 施较为完善，故工业副产气是目前较为理想的氢气来源。常见的工业副产氢方法有炼厂 重整、丙烷脱氢、焦炉煤气及氯碱化工等生产过程产生的氢气。烧碱尾气通过电解饱和 NaCl 溶液制取，含氢量约为 97%；焦炉煤气经煤炭高温蒸馏后获得，含氢量约为 57%；丙烷脱氢副产气通过丙烷催化脱氢制取，含氢量为 80-92%；炼厂气以石脑油为原料制取， 含氢量为 14-90%。

  氯碱工业副产氢净化回收成本低，环保性较好，提纯后作为燃料电池车用燃料是一条较 好的利用途径。以氯碱副产氢为原料时，氢中的主要杂质是氯、氯化氢、氧和氮等，具 体制氢流程包括 4 个工序，即除氯工序、原料气压缩工序、脱氧干燥工序及变压吸附工 序。来自电解工序的氢气经过淋洗塔，用硫化钠溶液喷淋洗涤，除去氢气中的氯气。除 去氯气的含氢尾气通过旋风分离器除去夹带的水分，借助氢气压缩机加压至 0.8MPa，进 入汽水分离器除水，再进入脱氧器进行脱氧反应，除去氢气中的氧气。由于脱氧过程中 放出大量热量，故从脱氧器出来的气体先通过氢气冷却器冷却，再通过冷却冷凝器用冷 冻水进一步冷却。冷却后的气体通过变压吸附除去氮气和少量杂质气，最后输出纯度在99.99%以上的氢气。目前，氯碱工业副产氢被誉为最大有可能提供大规模燃料电池用廉价 氢源的重要途径。

  焦炉煤气约含 55%氢气，主流制氢工艺是焦炉煤气压缩净化后采用变压吸附法直接分离 提纯氢气。焦炉煤气是煤炼焦过程的副产品，初步净化后的焦炉煤气富含体积分数 55%- 60% H2、23%-27% CH4、5%-8% CO、1.5%-3% CO2、3%-5% N2、0. 3%-0.5% O2、2%-3% CnHm 等常量组成，同时还含有大量杂质组份如焦油、苯、萘、氨、氢化氰、有机硫、无 机硫等。变压吸附制氢工艺流程大致上可以分为四个工序。第一阶段是压缩，将炼焦厂产生的 焦炉煤气压缩，第二阶段是预处理与净化，焦炉煤气经过冷却进入预净化装置，预脱除 有机物、H2S、NH3 等杂质。再通过变温吸附（TSA）工艺进一步脱除易使吸附剂中毒的 组分，如焦油、萘、硫化物。第三阶段是变压吸附（PSA），被认为是整个工艺的核心， 用于除去氢气以外的绝大部分杂质组分。第四阶段是氢气精制，前一道工序获得的氢气 一般含有少量氧气和水分，为了获得纯度达到 99.999%的高纯氢还需要严控氧气含 量。

  我们测算，产氢量 10000m3 /h 的焦炉煤气制氢装置的制氢成本约为 1.39 元/Nm3 或 15.57 元/Kg。假设该制氢设备总投资 500 万元，折旧年限为 15 年，折旧方式为直线 焦炉煤气，耗电 3285kW·h，耗循环水 346t， 在电费为 0.77 元/ kWh、水费为 0.3 元/吨、焦炉煤气为 0.5 元/ m3 时，假设项目运行期间 每年人工支出为 150 万元，修理费用占总投资的 3%，财务费用占 5%，设备一年运行 8000h。因此煤焦炉气制氢单位成本为 1.39 元/m3。从成本构成看，原料焦炉煤气占总成本的比例为 75.25%，电费占 18.26%。

  目前电解水制氢技术主要有三种，其中碱性电解水制氢技术（AKL）最悠久，市场化最 成熟，制氢成本最低；质子交换膜（PEM）电解水制氢技术较为成熟，能适应可再生能 源波动性，是重要的研究方向；固体氧化物电解水制氢（SOE）技术是能耗最低、能量 转换效率最高的电解水制氢技术，尚处于不断改进阶段。电解水制氢的基本原理是在电 极两端施加足够大的电压时，水分子在阳极发生氧化反应产生氧气，在阴极发生还原反 应产生氢气。该制氢技术设备简单、无污染，所得氢气纯度高，杂质含量少，但耗能大， 成本较高。当前电解水制氢技术主要技术攻关在于如何降低电解过程中的能量损耗及提 高能源的转换效率。研究表明最有效的方法是降低电极在反应过程中的过电位，其重点 攻关领域主要在电极材料、催化剂及隔膜材料三大领域。

  电解水制氢的电力来源包括火力、风力、光伏、水力等，可再次生产的能源是其最理想的电力 来源。传统的电解水制氢技术在发电环节多采用火电，电价高并且伴随着大量的碳排放， 而可再生能源制氢采用的是风电、光电等能源，是真正意义上的绿氢制取技术。通过利 用弃风、弃光电力，电解水制氢可以平抑风力、光伏等发电输出的波动性，减少对能源 的浪费。但就目前来说，可再生能源电解制氢成本比较高，因此“绿氢”的制取亟需可再生能 源电解水制氢技术的进一步攻关，降氢成本，助力碳达峰、碳中和目标的推进。风电制氢技术是一种将风力发电产生的电能通过简单处理后直接应用到电解水制氢的一 种新型环保制氢技术，它被看作一种清洁高效的能源利用模式。该模式的基本思路是将 超出电网接纳能力的风力发电量直接送入电解水制氢设备实现电-氢转换，产生的氢气经 过储氢罐储存运输，应用于氢燃料电池汽车、化工、医疗等方面。该技术利用风力发电 的多余电量来电解水制氢，通过控制系统调节风电上网与电量比例，能最大限度地吸纳 弃风电量，缓解规模化风电“上网难”的问题。

  目前国际上大多数光伏发电制氢系统采用太阳能光伏板与电解槽间接连接的方式。整套 光伏发电制氢系统包括光伏阵列、蓄电池、DC/DC 转换器、电解槽等部件。而直接连接 方式是将光伏阵列输出的电能直接通入电解槽，省去了蓄电池、DC/DC 等部件，优点是 系统更为简单且故障出现频率更低，但无法调节电压和电流，若光伏阵列最大功率点的 输出电压、电流与电解槽的工作电压、电流不能很好的匹配，将会使光伏阵列在偏离最 大功率点的地方运行，导致光伏电池的转换效率降低，从而使系统效率下降。因此，直 接连接系统中，光伏阵列与电解槽的合理匹配是难点。另外，直接连接系统中没有蓄电 池、DC/DC 转换器等调节装置，这也对电解槽的宽功率适应性也提出了更高要求。

  我们测算，对于额定产氢量为 1000 Nm3 /h 的电解水制氢装置，每年运行 2000 小时下， ALK、PEM 电解水制氢单位成本分别为 3.29、4.66 元/Nm3 或 36.99、52.31 元/Kg。固定 投资方面，主要设备包括：制氢电源、纯水制取系统、电解槽系统、储罐、压缩机和充装 管路系统，其中电解槽系统成本最高，两种电解槽成本分别为 1000 万、7000 万元，假定 运行年限均为 20 年。运维投入方面，假设运维所需人员为 12 人，人均年薪为 8 万元；设备在 20 年内需大修一次，大修成本为固定投资的 20%；每制取 1 Nm3 氢气，理论消 耗的纯水量为 0.8 L，考虑纯水制取效率 80%，则消耗的水量为 1 L/ Nm3H2；两种电解水 制氢技术所需电耗分别为 4.78 kWh/Nm3、3.69 kWh/ Nm3。经测算，碱性电解水制氢成本 为 3.29 元/ Nm3，其中电费成本占 58.08%，电解槽成本占 7.59%；PEM 电解水制氢成本 为 4.66 元/ Nm3，，其中电费成本占 31.70%，电解槽成本占 37.59%。可以看出，电解水制 氢经济性受电价和电解槽成本影响大。

  ALK 制氢经济性主要受制于电费成本，PEM 制氢经济性主要受制于电解槽和电费成本。在前文测算条件下，可以看到，电费在两种制氢成本中占比高达 58.08%和 31.70%，电解 槽成本分别占 7.59%和 37.59%。可以看到在 ALK 制氢中，电费的成本是影响单位制氢 成本的最大因素，而电费的成本取决于电耗和电价。在电耗方面，今年 2 月 14 日，隆基 氢能发布的 ALK 电解槽新品，在电流密度为 2500A/m2 时，生产每标方绿氢耗电 4kWh；当电流密度满载为 3000A/m2 时，每标方绿氢生产耗电可低至 4.04kWh，测试过程中平均 耗电 4.07kWh。伴随着电耗的降低，即使电价不变，ALK 制氢的经济性也将提高。在电 费方面，根据国家发改委数据，过去十年光伏发电标杆上网电价总体下降 69.57%，未来 光伏发电成本仍有下降空间，碱性电解水制氢成本或将低于化石燃料制氢，真正实现“绿 氢”经济性。除了电价之外，电解槽的价格也是影响两种电解水制氢成本的关键，尤其在 PEM 中电解槽成本占比超过 37%，因此控制电解槽系统成本也是降低绿氢成本关键。

  我们以 ALK 制氢技术所需电耗为 4.2kWh/Nm3 的条件下进行测算，当电价为 0.05 元 /KWh，电解槽设备为 1000 万元以内，设备每年运行 3200h 时，绿氢制取成本低于灰氢。在模拟测算中，当设备每年运行 2000h 时，即使当电价下降到 0.05 元/KWh，电解槽成本 下降至 600 万元，碱性电解水制氢成本为 1.47 元/Nm3，仍然与成本为 1.11 元/Nm3 的煤 制氢技术有一定差距，因此提高设备运行时间、增加设备利用率是进一步降低绿氢制取 成本的关键。在电价和电解槽价格一定时，设备每年运行小时数从 2000 提升到 3200 时， 电解槽成本只要低于 1000 万元，ALK 制氢技术在经济性上就超过了煤气化制氢，为绿 氢进一步替代灰氢提供了可能。

  甲醇裂解制氢工艺简单，易于操作，是主要的高温分解制氢方法。甲醇裂解制氢的工艺 路线是将加压汽化后的甲醇气与水蒸气混合后，在铜系催化剂的作用下，于 250~300℃ 甲醇裂解转化生成氢气、二氧化碳及少量一氧化碳和甲烷的混合气体，作为制取氢气的 原料气，再经变压吸附法提纯氢气，采取不同的操作方法可得到纯度不同的氢气，纯度 最高可达 99.9%以上。在实际应用中，甲醇裂解制氢具有操作简便，所需设备少的特点， 并且作为制氢原料的甲醇常温常压下呈液态，储运方便，可以节约生产成本，所使用的 铜系催化剂也廉价易得，副产物少。

  我们测算，对于额定产氢量 2000 Nm3 /h 的甲醇裂解制氢装置，制氢单位成本为 2.50 元/ Nm3 或 28.06 元/Kg。固定投资方面，相较于其他制氢设备，甲醇裂解制氢设备单次投资 小，假设设备投入为 400 万元，运行年限为 20 年，每年运行 8000 小时。运维投入方面， 假设运维所需人员为 12 人，人均年薪为 8 万元，每年维修费用为总投资的 3%。根据《甲 醇制氢技术及在燃料电池中的应用》可知，每制取 1 Nm3 氢气，理论消耗原料甲醇 0.72Kg， 需要 30Kg 冷却水，0.4Kg 除盐水，耗电量为 0.7KWh，假设甲醇价格为 2500 元/吨。经 测算，甲醇裂解制氢成本为 2.50 元/ Nm3，其中原料成本占 72.07%，电费成本占 21.58%。甲醇裂解制氢的设备投资规模小，适合中小规模制氢，但甲醇由化石能源制取后需要再 分解制氢，是对能源的浪费。

  生物质制氢技术可分为热化学转化法和微生物法，前者已大规模应用。生物质是地球种 类最丰富、用途最广泛且可持续利用的含碳资源之一，已成为世界第 4 大能源。依据制 氢原理不同，生物质制氢技术可分为热化学转化法和微生物法，其中热化学转化法制氢 是一种有效且快速的方法，目前已部分实现大规模化生产。微生物法制氢技术的发展起 步较晚，其制氢过程虽然具有流程简单、节能等优势，但易受其自身副产物或外界环境 影响，导致整体制氢效率不高，限制了其产业化发展。以热化学转化法中气化为例，其 主要工艺流程为：气化剂(氧气、蒸汽)与生物质原料通过生物质预处理单元处理后送到生 物质气化装置中进行生物质气化反应，并生成原料合成气，此时，合成气中仍含有焦油、 氨气、苯酚等杂质，利用水蒸气将杂质洗去后送入水煤气变换单元。水煤气变换气通常 包含酸性气体以及大量的杂质，需要进一步纯化。经过纯化后的合成气被送入变压吸附 装置中进行气体分离。气化法 H2产率远高于热解制氢法，总效率高达 52%。

  我们测算，生物质制氢成本介于电解水和煤气化制氢之间，为 2.28 元/Nm³或 25.59 元/Kg。根据《煤气化、生物质气化制氢与电解水制氢的技术经济性比较》可知，每千克生物质 吸附后可得 0.54Nm³氢气，即 0.0482kg。制氢成本包括原料成本、原料成型成本、气化成 本、净化成本、变换成本及 PSA 成本。若把这些成本都折算为原料成本，可得每使用 1Kg 生物质制氢的成本为 1.230 元，最终可制得 0.54Nm³氢气，故测算出生物质制氢成本为 2.28 元/Nm³，即 25.59 元/kg。该成本低于电解水制氢，从长远来看，在生物质丰富的地 区可推广应用，但目前其受到催化剂活性、成本等限制，氢气效率较低。

  从成本看，短期内化石燃料制氢的成本优势仍会在大多数地区继续存在。从规模来看， 煤制氢技术适用于更大规模的制氢，天然气制氢技术其次，电解水适用规模最小。未来 一段时间内，氢成本将在很大程度上受到电力和天然气成本的影响，根据燃料价格和电 费情况，各主要制氢方式的成本有所不同。在天然气依赖进口并且可再次生产的能源发展良好 的国家，用可再次生产的能源生产氢气可能比用天然气成本更低；而在国内天然气资源和 CO2 储存能力较低的地区，用配备 CCUS 的煤制氢可能是更经济的选择。

  （本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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