不同制氢工艺的成本对比

氢能被视为21世纪最具潜力的清洁能源，具有来源广泛、清洁无碳、灵活高效、下游应用场景丰富的特点。通过“电-氢-电”的转化方式，形成长时间或季节储备电量的最优方案，是一种新型的储能方式，并实现发电、储电、用电全过程零碳排放。从安全高效角度，氢能促进可再生能源的发展，有效降低我国在石油、天然气领域对进口的依赖程度，同时通过电氢耦合的形式缓解我国电源侧和负荷侧空间错配的问题，促进我国能源供应和消费区域之间的平衡，提升我国能源体系的安全性和运作效率。

日前川财证券发布《不同制氢工艺的成本对比》对不同制氢方式进行了比较。

多条路线并存，制氢方式多元化，绿氢长期降本空间大

煤制氢和天然气制氢属于化石能源制氢，是现阶段发展较为成熟、应用较为广泛的制氢方式。煤炭价格在450-950元/吨时，煤制氢价格介于9.73-13.70元/kg；天然气价格在1.67-2.74元/m³时，天然气制氢价格介于9.81-13.65元/kg。采用CCS和CCU技术后，煤制氢的成本分别增加10%和38%，若考虑到碳税，采用CCS和CCU技术的煤制氢的生产成本可能会具有优势。考虑到CCUS对降碳效果较为显著，化石能源+CCUS技术的制氢有望成为长期制氢路径。

相比于化石燃料制氢，工业副产氢在一定程度上能够降低环境污染，提高资源利用效率和经济效益。我国现有工业副产氢产能规模大，工业副产氢的成本约为9.29-22.40元/kg，具有一定的成本优势和规模优势，有望成为氢产业绿色化可行的过渡方案。

受限于电价水平和初始固定投资成本较高，现阶段电解水制氢的成本仍较高，工业用电价格为0.4元/kWh时，在现有条件下碱性电解水制氢成本为29.9元/kg，PEM电解水制氢成本为39.87元/kg。电解水制氢的经济性依赖于可再生能源发电成本的降低，以及随着技术迭代和规模增长带来的设备成本降低。当可再生能源电价降至0.16元/kWh，碱性电解和PEM系统电解设备价格分别降至1000元/kW和2750元/kW时，碱性电解水制氢和PEM电解水制氢成本分别是11.64元/kg和14.34元/kg，与化石能源制氢（+CCUS技术）的成本相当；当可再生能源电价降至0.13元/kWh，碱性电解和PEM系统电解设备价格分别降至800元/kW和1400元/kW时，碱性电解水制氢和PEM电解水制氢成本分别是9.21元/kg和10.02元/kg，与现阶段的化石能源制氢成本相当。

报告节选

制氢路线多样，长期绿氢需求规模大

一、 氢能简介

1.1 氢的特性

氢在元素周期表中排名第一位，是宇宙中最常见的物质，约占宇宙已知物质总质量的75%， 可从水、化石燃料等物质中制取，是重要的工业原料和能源载体。氢是已知的最轻的元 素，其密度是空气的1/14，在正常的大气压和温度下是可燃的气体，与其质量相比具有 高能量密度，因此燃烧热值较高，是同质量焦炭、汽油等化石能源燃料热值的2-4倍；同 时氢气的燃点较低，但爆炸范围宽、扩散系数大，发生泄漏后易消散，在开放空间内相 对安全可控，因此安全性相对较高。氢不同于现有能源结构中的其他物质，是可以通过 再生能源生产的能源载体，发展潜力巨大。

1.2 氢能发展意义重大

氢能被视为21世纪最具潜力的清洁能源，具有来源广泛、清洁无碳、灵活高效、下游应 用场景丰富的特点。在双碳大背景下，全球能源结构向低碳化转型，以风电、光伏、水 电等可再生能源为代表的新能源获得大力发展，2012至2021年我国风电和光伏装机量的 年复合增速分别达到18.26%和56.81%，截止2021年底累积装机量分别达到32848和30656 万千瓦。因可再生能源具有不稳定的特性，通过“电-氢-电”的转化方式，形成长时间 或季节储备电量的最优方案，是一种新型的储能方式，并实现发电、储电、用电全过程 零碳排放。从安全高效角度，氢能促进可再生能源的发展，有效降低我国在石油、天然 气领域对进口的依赖程度（2021年我国石油和天然气进口依赖度分别是71.75%和 44.95%），同时通过电氢耦合的形式缓解我国电源侧和负荷侧空间错配的问题，促进我国能源供应和消费区域之间的平衡，提升我国能源体系的安全性和运作效率。

1.3 氢能产业链条长，可带动多个行业发展

氢能产业链条较长，涉及能源、化工、交通、工业制造等多个行业。氢能产业链的上游 包括了制氢、储氢、运氢、加氢等氢气供应环节和相关设备、部件的研发、制造环节；中游环节涵盖了燃料电池系统、氢燃气轮机和氢内燃机及相关零部件的研发、制造领域， 是衔接上游氢气供应与下游应用的重要环节，也是目前氢能产业发展的重点和难点；氢 既可以作为工业原料又可以作为能源载体，下游应用场景丰富，涉及交通、工业、建筑、 储能等多个领域。

二、 制氢路线多样，长期绿氢需求规模大

2.1 多条路线并存，制氢方式多样

氢多以化合态的形式存在，难以从自然界中直接获取，其制取依赖于不同的技术路径和 生产工艺。目前主要的制氢方式包括化石能源制氢、工业副产氢、电解水制氢以及其他 方式。化石能源制氢主要包括以煤、天然气为原料的化学重整制氢；工业副产氢主要包 括焦炉煤气、氯碱尾气等提纯制氢；电解水制氢主要指的是碱性电解水、质子交换膜电 解水（PEM）、固体氧化物电解水（SOE）和阴离子交换膜电解水（AEM）等制氢方式；其 他制氢方式则主要包括了生物质制氢、核能制氢、光催化制氢等。

根据不同制取方式和碳排放量，氢可分为灰氢、蓝氢、绿氢和粉氢四类。灰氢指的是通 过化石燃料（天然气、煤炭等）转化反应制取的氢气，包括蒸汽甲烷重整（SMR）和自热 重整（ATR），碳排放相对较高；蓝氢指的是在灰氢基础上采取碳捕集、封存技术（CCS），实现相对低碳排放；绿氢则指的是通过光伏发电、风电、太阳能等可再生能源电解水制 氢，制氢过程接近无碳排放，目前主要的四种电解水技术分别是碱性电解水、质子交换 膜（PEM）、固体氧化物电解水（SOE）和阴离子交换膜（AEM）；粉氢则是通过核电供能 的电解槽制取的氢，制氢过程亦接近零碳排放。在碳达峰和碳中和的背景下，绿氢将逐 步成为未来氢气制取的主流方式。

2.2 双碳背景下，全球对绿氢需求高

目前全球约有9000万吨的氢产量，几乎全部用于从精炼产品中脱硫和炼油厂的重油改制 等非能源用途。2015年签订的《巴黎协定》将全球升温限制在1.5℃，在降碳、能源安全 的驱动下，作为能源载体将成为氢需求大幅增长的主要动力。IRENA预测，2030年全球清 洁氢的产量将达到1.54亿吨，2050年进一步提升至6.14亿吨，能源消耗占比将达到12%。目前全球多个国家和经济体发布氢能战略和发展路线图，明确氢能在能源体系中的战略 地位，出台绿氢政策指引行业发展。根据各国的规划，到2025年全球将建设超过17.8GW 的电解水制氢产能，2030年达到71GW。

2.3 我国氢气产能位居全球第一，未来绿氢占比有望显著提升

目前我国氢气产能约每年4100万吨，2021年产量约3300万吨，位居世界第一。现阶段我 国的制氢方式以化石能源和工业副产氢为主，两者合计占比达到97%。根据中国氢能联 盟的预测，预计2030年碳达峰时，我国氢气需求量将增至3715万吨，可再生能源电解制 氢占比将提升至15%，供应约550万吨的绿氢。远期到2060年碳中和，我国氢气需求量将 达到1.3亿吨，在终端能源消费的比例将达到15%，成为我国能源战略的重要组成部分， 其中可再生能源电解制氢的比例达到70%，供应约0.91亿吨的绿氢，化石能源制氢（+CCS） 占比为20%，供应约0.26亿吨。

三、 不同制氢路径的成本比较

3.1 煤/天然气制氢成本较低，采取 CCUS 技术有望成为长期制氢路径

煤制氢和天然气制氢属于化石能源制氢，是现阶段发展较为成熟、应用较为广泛的制氢 方式。煤制氢以煤气化制氢为主，煤气化以煤或煤焦为原料，以氧气（空气、富氧或工 业纯氧）、水蒸气为气化剂，在高温高压下通过化学反应将煤或煤焦中的可燃部分转化 为可燃性气体的工艺过程。一台投入2000吨/天的煤气化炉，可提供1560-2340kg/天氢 气。天然气制氢的方式较多，包括天然气水蒸气重整制氢、绝热转化制氢、部分氧化制氢、高温裂解制氢、自热重整制氢以及脱硫制氢等技术路线，其中SMR工艺发展较为成 熟。SMR的工作原理是将脱硫后的天然气和蒸汽引入反应器，加热燃烧天然气和多余的 空气，天然气被转化为氢和一氧化碳，然后通过水煤气变换反应器和变压吸附器将一氧 化碳转化为二氧化碳，随后将氢气从合成气中分离出来。

煤制氢和天然气制氢成本构成比例差异较大。天然气制氢的成本主要是天然气，占比超 过70%，燃料气、制造费用等其他成本占比相对较低。煤气化制氢的成本中占比最大的是 煤炭，占比为36.9%；由于需要采取部分氧化工艺，氧气为占比第二高的成本，占比达到 25.9%；煤制氢需要大型气化设备，一次性投入较高，较为依赖规模化摊低固定成本。

经过测算，煤炭价格在450-950元/吨时，煤制氢价格介于9.73-13.70元/kg；天然气价 格在1.67-2.74元/m 3时，天然气制氢价格介于9.81-13.65元/kg。煤制氢和天然气制氢均 易受到主要原材料价格波动的影响，考虑到我国煤炭产量较为充足，天然气对外依存度 较高，在我国大部分地区煤制氢更易于具备规模经济性。

CCUS技术长期降本空间足，煤制氢/天然气制氢配套CCUS有望成为长期制氢的路线。煤 制氢和天然气制氢的碳排放均较大，利用二氧化碳捕集、封存和利用（CCUS）技术可以 有效降低生产过程的碳排放水平，减排比例可达到90%以上。采用CCS和CCU技术后，煤制 氢的成本分别增加10%和38%，即煤炭价格为450元/吨时，氢气成本约上升至约14.4元/kg， 若考虑到碳税，采用CCS和CCU技术的煤制氢的生产成本可能会具有优势。根据中国氢能 联盟的数据，未来随着规模的不断提高和技术的迭代升级，CCUS各环节的成本有望相应 降低，预计到2025年和2035年结合CCUS技术的成本将分别降至2.85-7.6元/kg和2.28- 5.32元/kg，经济性有望逐步显现。

3.2 工业副产制氢具有规模成本优势，有望成为氢能绿色化的过渡方案

工业复产制氢指的是将富含氢气的工业尾气通过变压吸附等技术将其中的氢气分离提 纯的制氢方式，主要包括了焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、 合成氨/甲醇等工艺的副产氢。工业副产制氢的流程并不复杂，以焦炉煤气为例，对焦炉 煤气进行提纯处理后进入变压吸附（PSA）进行提纯，可获得99.9%-99.999%纯度的氢气。焦炉煤气提纯制氢相比于焦炉煤气转化制氢，初始投资成本较低，但产氢规模较少，综 合比较具有一定的成本优势。

工业副产氢的成本约为9.29-22.40元/kg。工业副产气体中除了氢气外含有较多的杂质， 除去杂质提纯得到氢气是关键的工艺流程，因此提纯成本是除生产成本外较为重要的一 项成本。除焦炉煤气外，其他工业副产氢的生产成本约为0.8-1.5元/标方，各项工业副 产氢的提纯成本约为0.1-1.33元/标方，综合成本约为9.29-22.40元/kg。

我国现有工业副产氢产能规模大，成为氢能绿色化过渡方案的可行性较高。相比于化石 燃料制氢，工业副产氢在一定程度上能够降低环境污染，提高资源利用效率和经济效益。我国作为工业大国，具有丰富的工业副产氢资源，在工厂附近建设加氢站，为周边的氢 燃料电池汽车供应氢气可有效将供应端和需求端链接起来。根据工业副产氢的放空量测 算，我国工业副产氢的规模约在450万吨/年，按照车辆氢耗7kg/100km、日均行驶200km 计算，可供应97.6万辆公交车的运营。在双碳目标下，未来我国的钢铁、化工等工业领 域的产能或将下降，相应的副产氢产能或许也将下降，但基于现阶段的成本优势和规模 优势，工业副产氢有望成为氢产业绿色化可行的过渡方案。

3.3 随着规模提升和技术迭代升级，电解水制氢的经济性将逐步凸显

目前主要的四种电解水技术分别是碱性电解水、质子交换膜电解水（PEM）、固体氧化物 电解水（SOE）和阴离子交换膜电解水（AEM）。常压碱性电解水技术是目前最为成熟的 电解水制氢工艺，加压系统也进入市场，能够实现大规模制氢应用，但电耗较大，对稳 定的输出电源要求较高；设备的国产化率约95%，性能接近国际先进水平，国内已实现兆 瓦级制氢应用，因此碱性电解水制氢是国内现阶段电解水制氢路线中最具经济性的。PEM 制氢在过去十年发展迅速，成为国际上另外一种实现商业化的电解水制氢工艺，相比于 碱性电解水工艺，其占地面积较小，间歇性电源适配性高，因此与可再生能源的适配度 更高；设备的国产化率约80%，但核心部件仍较为依赖进口，国内目前已实现规模较小的 商业化运作。SOE制氢的主要特点是工作温度高、效率高、蒸汽替代液态水，且可以反向 运作，充当燃料电池，目前国际上已实现商业化，但规模落后于碱性和PEM电解水制氢， 国内已在实验室完成验证示范。AEM是最新提出的电解水工艺，设计方面与PEM类似，可 使用更便宜的耗材，目前尚未实现商业化。

经过测算，假设工业用电价格为0.4元/kWh，在现有条件下碱性电解水制氢成本为29.9 元/kg，PEM电解水制氢成本为39.87元/kg。现阶段碱性电解和PEM电解水的电耗成本占 到总成本的比例分别是74.91%和50.56%，是成本支出端最大的部分，此外由于PEM电解 水的商业规模化不及碱性电解水，国产碱性电解槽价格在2000-3000元/kW,PEM电解槽的 价格则在7000-12000元/kW，导致现阶段PEM电解水的折旧成本高出碱性电解水。整体上 看，在现有条件下的碱性电解水和PEM电解水制氢成本的经济性与化石能源制氢、工业 副产氢相差较远。

经过测算，当可再生能源电价降至0.16元/kWh，碱性电解和PEM系统电解设备价格分别 降至1000元/kW和2750元/kW时，碱性电解水制氢和PEM电解水制氢成本分别是11.64元 /kg和14.34元/kg，与化石能源制氢（+CCUS技术）的成本相当；当可再生能源电价降至 0.13元/kWh，碱性电解和PEM系统电解设备价格分别降至800元/kW和1400元/kW时，碱性 电解水制氢和PEM电解水制氢成本分别是9.21元/kg和10.02元/kg，与现阶段的化石能源 制氢成本相当。电解水制氢的经济性依赖于可再生能源发电成本的降低，以及随着技术 迭代和规模增长带来的设备成本降低。预计到2025年、2035年、2050年，我国新增光伏 装机发电成本将降至0.3元/kWh、0.2元/kWh和0.13元/kWh；预计到2030年我国电解水制 氢设备成本将降低60%-80%；随着规模的增长，单位运营成本和制氢系统的耗电量亦将 有所降低，整体推动绿氢的经济性逐步凸显。