我国氢气生产利用现状及氢能开发前景研究报告

我国氢气生产利用现状及氢能开发前景研究报告摘要：氢能作为一种清洁、可储存的能源，是世界新能源和可再生能源领域正在积极开发的二次能源。氢的制取、储存、运输、应用技术在全球范围内获得了极大的关注和发展。分析了传统产业氢气利用现状，列出了传统制氢成本，对碱性电解水制氢过程的投资与产出进行了比较。关键词：新能源

制氢

投资比例

制氢成本

氢能应用

氢能的高效获取与利用是缓解全球社会可持续发展所面临的能源与环境问题的有效途径之一。根据国际能源署报告，目前全球每年约7000万吨氢气的需求，95%来自于化石能源，相当于每年8.3亿吨的二氧化碳排放。利用可再生清洁能源规模化获取氢气是未来氢能经济发展的基石。电解水是可规模化、绿色获取氢气的技术之一，但其制氢成本、寿命和可靠性仍然制约了其规模应用，而低成本高效制氢电催化剂是决定电解水制氢效率和经济性的关键因素。另一方面，燃料电池是氢能高效利用的重要途径。其产业化应用的关键之一是高性能、低成本电催化剂的规模化制备。氢气一直是重要的工业原料，在石油化工，电力，冶金，食品加工，航天工业等领域都有广泛应用。氢气可以做高能燃料，可以冶炼有色金属和高纯锗、硅，合成氨、盐酸，石油加氢，制硬化油。传统产业上氢气是重要的化工原料。全世界生产的氢气最大的用途是用于合成氨工业。在石油工业上许多工艺过程需用氢气，如加氢裂化，加氢精制、加氢脱硫、催化加氢等。目前工业用氢来源包括煤制氢、天然气制氢、甲醇制氢，以及工业尾气回收吸附制氢，还可以利用风电光伏等新能源，在用电低谷时多余电能水解制氢，这类绿氢更环保，风光储氢也是一种更高效的储能方式。各类氢气来源存在一定的技术和成本差别，电解制氢与煤炭、天然气制氢成本仍有较大差距。氢气的制备主要可分为制取氢气和提纯氢气两大类，煤炭制氢成本最低，为0.8～1.1元/立方米，天然气制氢成本为0.9～1.5元/立方米，我国的电解制氢发展仍处早期，成本在3元/立方米左右，预计未来还有较大下降空间。国际氢能源委员会预测,2050年全球氢能源需求将增至目前的10倍，同时2050年全球氢能产业链产值将超过2.5万亿美元。一、石油化工领域氢气利用现状分析当前国内外氢气主要是在石化化工行业得到较为广泛的生产和利用，氢气作为中间原料，用于生产多种化工产品.我国石化化工行业主要涉氢的行业包括煤化工、天然气化工、石油化工、焦炉气化工、氯碱化工、精细化工等，主要产品有合成氨、过氧化氢（双氧水）等无机化工产品，甲醇、烯烃、乙二醇等有机化工产品，成品油、合成天然气等能源化工产品，还有多种精细化工、化工新材料等产品.根据对石化化工行业主要涉氢产品生产能力的统计，当前我国石化化工行业氢气总产能约为4000万吨,氢气产量约3300万吨。1、最大应用领域是作为生产合成氨中间原料，氢气产能占比约为30%；二是生产甲醇（包括煤经甲醇制烯烃）的中间原料，氢气产能占比约为28%；三是焦炭和兰炭副产氢的综合利用，占比约为15%（已扣除制氨醇，避免重复计算）；四是炼厂用氢，占比约为12%；五是现代煤化工范畴内的煤间接液化、煤直接液化、煤制天然气、煤制乙二醇的中间原料氢气，占比约为10%；其他方式氢气利用占比约为5%。2、从氢气的生产原料构成来看，我国氢源以煤为主，占比约为59%；其次是高温焦化和中低温焦化（兰炭、半焦）副产煤气中的氢，占比约为20%；三是天然气制氢和炼厂干气制氢，占比约为16%；其余是甲醇制氢、烧碱电解副产氢、轻质烷烃制烯烃副产尾气含氢等。3、从生产形式来看，独立的制氢装置主要存在于炼油、煤焦油加工等生产过程中，炼油厂内主要采用煤制氢、天然气（或炼厂干气）制氢或甲醇制氢，煤焦油加工厂一般为焦炉气制氢。部分综合型化工厂采用变压吸附（PSA）制氢装置，为生产下游产品提供氢气。对于煤、天然气或焦炉气制合成氨或制甲醇，煤（甲醇）制烯烃、煤制乙二醇、煤制油品、煤制合成天然气等，氢气作为生产过程的中间原料而存在，而不是由独立的制氢装置生产。氨合成装置或甲醇合成装置可以根据需要配套氢回收装置，回收副产氢气。烧碱的生产过程产生大量氢气，对于下游配套聚氯乙烯装置的工厂，氢气与氯气生成氯乙烯、继而再生产聚氯乙烯；对于独立的烧碱装置，副产氢气一般配套双氧水或精细氯加工产品，需要消耗一部分氢气，且少量副产氢气未得到有效利用。4、从工业副产氢的角度来看，除上述提到的合成氨装置、甲醇合成装置、烧碱装置等以外，最大量的工业副产氢存在于高温焦化副产焦炉气和兰炭副产荒煤气中。焦化副产焦炉气的氢含量达55%～60%,目前焦炉气制合成氨、甲醇、LNG（直接提取LNG）、乙二醇或氢气等产品及焦炉气发电已得到广泛应用，少量焦炉气作为工业燃气利用。兰炭副产荒煤气的氢含量约为23%～25%,目前部分提氢用于中低温焦油加工，部分用于发电，部分用作工业燃气。5、从生产成本的角度来看,工业氢气的价格与生产氢气主要原材料的价格水平、生产规模、生产过程消耗以及项目投资等均有直接关系。按照我国典型的制氢技术水平，在保证基准收益的前提下,煤制氢对应的原煤价格为300～800元/t,氢气价格约为10～15元/kg；天然气制氢对应天然气价格为1～2元/Nm3,氢气价格约为15～20元/kg；甲醇制氢对应的甲醇价格为2000～3000元/t,氢气价格约为15～18元/kg；副产焦炉气制氢价格一般不高于12元/kg,烧碱副产氢等价格一般不高于18元/kg。总体上，工业氢气价格相对较低，以满足工业生产大宗基础产品的成本控制要求。

二、其它工业领域氢气利用现状分析1、钢铁行业氢气的生产利用。在钢铁工业中,副产的焦炉煤气中含氢为55%～60%,高炉煤气含氢为1%～4%,转炉煤气含氢为0.2%～0.3%,另外利用COREX技术（熔融还原法）在生产铁水过程中产生的煤气含氢为10%～30%。上述焦炉煤气的含氢量已与焦化合并统计。目前我国钢铁行业每年生产约1400万t的含氢副产品，其中高炉炼铁使用约为900万t/a,电炉炼铁消耗约为400万t/a。2、车用氢能生产利用现状。现阶段我国氢能利用以车用氢能为主，处于刚刚起步的初期示范阶段。据不完全统计，截至2022年底，我国燃料电池车约有12000辆，车型以公交大巴车、轻卡、物流车为主；已建成加氢站约220座，已投入运营约190座；初步估计，车用氢能用量不足1.5万吨。车用氢能供应方式多样，为保证氢气质量要求，大多来自于电解水制氢，以高压氢气的方式运送至加氢站。部分加氢站依托石化氢气，就近由管道运至加氢站，例如上海中石化加氢站、兖矿济宁综合能源补给站。由于用量少、运输距离远、高压氢气运费高等多种原因，车用氢气价格在加氢站一般不低于60元/kg。三、世界各国氢能利用规划1、美国、德国、法国、俄罗斯、日本、英国、西班牙和葡萄牙等国纷纷制定氢能发展规划及扶持政策以促进氢能产业的发展。2020年10月5日，麦肯锡联合PlugPower、丰田汽车、壳牌、液化空气公司、微软公司和SoCaGas等美国主要的石油、天然气、电力、汽车、燃料电池和氢能源公司发布了美国氢能源经济路线图，规划到2050年，建立有竞争性的、年收入7500亿美元、创造350万个工作岗位的氢能产业，可满足美国14%的能源需求。2020年7月，欧盟委员会正式发布了《气候中性的欧洲氢能战略》，宣布建立欧盟氢能产业联盟，加大对氢能产业的扶持力度。根据欧盟的设定目标，氢能在欧盟能源结构中的比例将在2050年达到约13%。到2030年，欧盟将在电解槽领域新增投资240～420亿欧元，2050年这一领域新增投资将达到1800～4700亿欧元。法国、德国、俄罗斯、西班牙和葡萄牙等国均出台百亿欧元级的氢能投资计划。2、基于氢能的宽阔使用场景以及庞大的产业链价值，氢能的开发与利用不仅成为了多个经济体实现能源转型的重要路径，而且上升为国际竞争的重要部位。按照美国能源部发布的《国家清洁氢能战略与路线图》，2030、2040和2050年美国内氢需求将分别升至1000、2000和5000万吨/年，同时2030年与2035年前分别将制氢成本降至2美元/千克和1美元/千克；同样，欧盟RepowerEU规划提出到2030年要实现自产和进口各1000万吨/每年的可再生氢目标，为此欧盟将通过欧洲氢能银行、投资欧洲计划等多个项目对氢能提供融资支持。紧随欧美的脚步，日本“2050碳中和绿色增长战略”计划于2030年实现国内氢产量达到300万吨/年，2050年达到2000万吨/年，而韩国的《促进氢经济和氢安全管理法》也提出了2050年实现进口氢替代进口原油的目标。初步统计，目前全球已有42个国家和地区发布了氢能政策，36个国家和地区的氢能政策也正在筹备中。3、从商业层面看，迄今全球已经启动的680多个大型氢能项目绝大部分都是由企业直接出资开发，包括埃克森美孚在得克萨斯州开发的全球最大低碳制氢设施、西班牙伊比德罗拉电力公司在普埃托里亚诺建设的欧洲最大工业用氢能工厂，法国企业Lhyfe正在筹建的全球首个海上氢气工厂等。数据显示，截至2022年年底全球氢能领域的直接投资额近2500亿美元，而据国际氢能委员会预测，到2030年该投资总额将升至5000亿美元。4、从氢能建设方向看，绿氢成为了各国一致性的开发重点。美国的《通胀削减法案》提出为绿氢提供最高3美元/千克的税收抵免，而按照启动不久的欧盟绿色交易工业计划，欧盟创新基金将为绿氢提供8亿欧元的专项补贴，同时日本也推出了2万亿日元的绿色创新基金用以建设大规模的绿氢供应链。与发达国家抢夺全球绿氢市场，新兴市场国家也不约而同地瞄准了绿色氢能，包括印度政府拨款23亿美元用于支持绿氢产业，沙特超级未来城市工程NEOM的目标就是要在境内建成一个超过2吉瓦的水电解制氢工厂，阿联酋计划五年内每年斥资4000亿美元扩展绿氢市场，另外，南美洲的巴西、智利以及非洲的埃及、纳米比亚等都宣布了绿氢投资计划。受到多元力量驱动，国际能源组织预测，2030年全球绿氢产量将达3.6万吨，2050年达到3.2亿吨。四、中国氢能开发现状分析1、习近平主席在第七十五届联合国大会上郑重承诺，我国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。利用新能源发电制氢，尤其是新能源弃风弃光电量制氢，对于促进新能源消纳、节能减排、扩大绿色空间、增强固碳能力，以及兑现中国对世界的二氧化碳排放承诺等均具有重要战略意义。近年来，我国风能、太阳能等新能源发展迅速，但新能源的间歇性、资源地理分布不均、发电与负荷中心分离等问题限制了其大规模并入电网，新能源消纳难题已经严重制约了其发展。利用新能源制氢，既可以解决新能源发电的“弃风弃光”问题，将电能转变为氢能，还可以进一步降低新能源制氢的成本。新能源制氢同时具有地理环境制约少、规模适应性强、环境友好等优点，省去了建设电网的投资及占地，能有力促进新能源消纳，拓展可再生能源的利用途径，可以最大化地利用当地优越的自然资源。自2019年氢能首次被写入《政府工作报告》以来，浙江、江苏、广东、山西、河南、湖北、北京和上海等地方政府积极出台相关政策扶持氢能相关产业。华能、神华、三峡集团、华电、国电投、东方电气、中石化、中石油、中车和中船重工等各大央企积极布局氢能产业，结合自身优势广泛介入氢能产业。长远来看，以新能源发电，尤其是新能源弃风弃光电量制氢，兼具经济效益和社会价值，可以促进新能源的规模化发展和产业升级，推动氢能产业的发展和氢能源的综合应用，将是未来绿色氢气产业的主要氢源之一，符合国家大力支持的氢能产业发展方向2、作为全球最大氢气生产国，2022年中国氢气产量3781万吨，但同时必须看到，中国氢能产业尚处示范应用和商业模式探索阶段。氢能产业生态尚未全面建立，不仅规模尚未上去，而且受国外技术壁垒限制严重，比如不仅加氢枪、压缩机、储容器和质子交换膜等关键设备，而且氢密封材料、低温金属材料、高效冷绝缘材料等关键材料等目前中国都需通过进口来解决，与此同时，制氢方面以灰氢为主要产出，产业链绿色升级尚存壁垒。另外，多层次的金融支持体系尚未建立，氢能建设的融资渠道偏窄.3、唯有坚持战略布局与政策创新，中国才有可能在氢能国际竞争中抢占到制胜高地。一方面，针对氢能产业的“卡脖子”技术，需要组建创新联合体，围绕产业链进行科技攻关，在此基础上依托大型能源企业成立联合研发和推广应用平台，有效整合社会资源，推动全社会相关领域科研力量的广泛参与和协同攻关，聚焦核心技术，加快突破薄弱环节，同时也为新技术新产品的推广应用提供成熟的产业依托和试用平台。另一方面，瞄准制氢的升级方向，在目前的京津冀、长三角和珠三角三大氢能产业区开辟绿氢研发与制造基地，政策上对绿氢进行重点倾斜，同时将绿氢开发占比指标分解到全国各地。此外，除政策性金融领域通过设立重大专项、产业基金等产品对氢能建设进行支持外，也应在商业性金融方面加大力度，包括鼓励行业协会、龙头企业带头设立氢能发展专项投资基金，鼓励私募股权基金投资氢能绿色环保产业等，与此同时要创新绿色金融产品，如将绿氢技术纳入绿色信贷及绿色债券的指导目录，在碳交易市场搭建氢能产业板块交易机制等。五、氢能环境等级及制取方法1、氢能制取的环境分级世界能源理事会将氢气按照生产来源分为“灰色氢气”“蓝色氢气”和“绿色氢气”三类。“灰色氢气”可以由煤制氢或以氯碱尾气为代表的工业副产气制取，其单个装置规模偏小，难以实现较为经济的碳捕捉、利用和封存。“蓝色氢气”可以由天然气等化石燃料制得，其氢能制取规模相对较大，可以较为经济地将二氧化碳副产品捕获、利用和封存。“绿色氢气”可以通过使用新能源电力或核能来制取氢气，实现全过程绿色制氢，为终端部门深度脱碳奠定基础。主要氢气分类及制氢技术见图1图1氢气分类及制氢技术2、氢气制取方法目前常规的氢气制取方法主要有：①化石燃料制氢；②电解水制氢；③含氢尾气副产氢回收；④高温分解制氢；⑤其他制氢方式

。其中工业化大规模制氢方法主要是化石燃料制氢，包含天然气吸热重整制氢、煤制氢和轻油蒸汽转化制氢这三种方法，其所制得的氢气占目前国内氢气产量的96%左右。但这三种制氢方法的生产流程复杂，制氢过程中会对环境造成污染，制得的氢纯度低，还需要有效的分离技术提纯氢气，使得氢能未能实现全过程清洁化，所制得的氢气基本上都属于“灰色氢气”和“蓝色氢气”的范畴。近年来中国氢气产量呈逐年增长趋势。见图2图2中国氢气产量趋势从来源看，我国的氢源结构目前仍是以煤为主，来自煤制氢的氢气占比约62%、天然气制氢占19%，电解水制氢仅占1%，工业副产占18%。将新能源发电与电解水制氢结合起来，利用新能源电能来电解水制氢，可以实现全过程二氧化碳零排放。这是氢能成为名副其实的清洁能源——“绿色氢气”的关键。研究新能源发电制氢对氢能的发展十分重要。3、新能源发电制氢分类新能源发电制氢主要包括太阳能光伏发电制氢和风能制氢两类。（1）太阳能光伏发电制氢目前利用催化剂光解水制氢的效率还很低，只有1%～2%。因此，常见的太阳能制氢是指利用光伏场所发电量来进行电解水制氢。光伏发电制氢是指将太阳能通过光伏板转化成电能，所制得的电能直接用于电解水制氢过程生产氢气。（2）风能制氢风能制氢是指将风能通过风力发电机转化成电能，所制得的电能直接用于电解水制氢过程生产氢气。各类氢气来源制备成本见表1表1各类氢气来源制备成本六、新能源发电+碱性电解水制氢新能源发电制氢系统采取“太阳能光伏发电”或“风力发电”两种模式作为电解水制氢装置的电源，获得的新能源电能通过整流装置转变为适当的直流电能并用于碱性电解水制氢设备（电解槽）来制取氢气。新能源发电制氢原理如图3所示。图3

新能源发电制氢原理图1、碱性电解水制氢原理、系统组成及流程根据电解质的不同，主流的电解水制氢技术可分为三种类型：碱性电解水制氢、质子交换膜电解水制氢和固态氧化物电解水制氢。其中：碱性电解水制氢系统损耗小，安全性高，是最为成熟、经济，也是应用最为广泛的制氢技术；质子交换膜电解水制氢在国外已实现商业化，但在国内还处于商业化初期，电解效率优于碱性电解水制氢，但设备投资成本较高；固态氧化物电解水制氢可以实现部分电能被热能取代，转化效率高，但因其工作在高温区间而限制了其商业化应用。碱性电解水制氢原理图如图4所示。在碱性电解质水溶液（常为KOH和NaOH）中，采用石棉布等作为隔膜，通入直流电制得氢气。图4

碱性电解水制氢原理图碱性电解水制氢主要由补水系统、碱液循环系统、电解槽、气液分离装置、氢气纯化装置等部分组成。2、碱性电解水制氢装置占地、投资和氢气生产成本分析按目前碱性电解水制氢系统技术发展水平，大规模制氢系统中可选用的最大的碱性电解水制氢装置制氢能力为1000Nm3·h−1，制得的单位氢气耗电量约5kW·h·Nm−3，生产过程中动力耗电约为0.027kW·h·Nm−3，原料水和冷却水的消耗分别为0.002t·Nm−3和0.001t·Nm−3。在年运行8000h的负荷条件下，整个制氢系统的寿命约10～15年。图5为某国内主流碱性电解水制氢装置生产厂家的制氢能力为1000Nm3·h−1的碱性电解槽外形图。该电解槽直径约为1.8m，整个装置长度约为3m。图51000Nm3·h−1碱性电解水制氢装置外形依制氢系统的规模不同，碱性电解水制氢系统的单位m3氢气投资成本在1.7～2.2万元·Nm−3之间。碱性电解水制氢装置设备购置费占投资构成中的比例最大，约为40%～60%；其次是建筑和安装工程费，约为20%～45%；土地费用及其他相关费用等则最小，约为10%～15%。按照碱性电解水制氢系统技术发展水平，对制氢过程中的电量、压缩空气、原料水、碱液、压缩空气等各种物质消耗水平及制氢系统年运行时间进行分析，发现对制氢成本影响最大的两个因素是电价和制氢系统年运行小时数。分别以5000、20000Nm3·h−1两个不同制氢系统容量的工程为例，分析电价及系统年运行小时数对制氢成本的影响，结果分别如图6、7所示。图6相同制氢系统容量、不同年运行小时数下的制氢成本图7相同年运行小时数、不同制氢系统容量下的制氢成本从图6、7中可见，电价越高，制氢成本也越高。电价为0.3元·（kW·h）−1时，不同制氢容量系统的制氢成本在1.9～2.0元·Nm−3之间。若制氢时使用弃风弃光电量，则电价会分别下降到0.2、0.1元·（kW·h）−1时，制氢成本会分别降到1.3～1.5元·Nm−3和0.7～1.0元·Nm−3之间。电价对制氢成本影响最大。按照制氢系统容量和年运行小时数不同，制氢成本大致在0.78～2.10元·Nm−3之间。七、氢气作为能源的应用途径1、氢气作为能源，不论是燃烧还是通过燃料电池发电，在交通、工业、民用等方面都有着重要的应用，如火箭、飞机、汽车的发动机燃料，还有氢燃料电池叉车、氢燃料有轨电车、氢燃料电池船等。尤其是氢燃料电池汽车，是氢能的重要应用领域和氢能大规模商业化应用的关键一环，相比传统燃油汽车，其具有无污染的优势；相比电动汽车，具有高续航、加注时间短的优势，因此氢燃料汽车具有极大的发展应用前景。见图8图8氢能产业链预计到2030年，中国氢燃料电池车将达到200万辆，加氢站将达到1000座以上，尤其是重点发展氢能的中东部地区城市，可初步满足氢燃料汽车的燃料加注需求。2、氢气行业发展方向在未来发展中，绿氢对促进工业脱碳将会具有更加积极的作用。绿氢工业化应用的关键点在于协调绿氢供应稳定性、扩大绿氢供应量、降低绿氢成本。以车用氢能为主的氢能利用正在兴起，但发展初期阶段定位尚不明确，技术进步水平和速度尚难以考量。我国发展氢能产业，应结合我国的资源、能源、经济、技术等国情特点，从易到难、由点到面，抓住分阶段重点，分层次、有序开展氢能相关基础研究和产业化，特别要注意避免一哄而上、急于求成、技术不成熟时大建工程而造成投资浪费。氢能产业初期的高质量发展，重点就是抓住主要矛盾，集中核心力量攻克关键问题，打通瓶颈，以尽可能少的代价探索出真正适合我国的氢能发展之路。3、以可再生电力为