创新 • 创优 • 创见
摘要
氢能是替代化石能源实现碳中和的重要选择：氢能已经成为应对气候变化、建设脱碳社会的重要能源。欧、美、日、韩等发达国家纷纷制定氢能路线图，加快推进氢能产业技术研发和产业化布局。氢能产业已成为我国能源战略布局的重要组成。2019年氢燃料电池产业相关投资及规划资金1805亿元。尽管受到疫情影响，2020年氢能投资金额仍有1600亿元，市场对于氢能产业依旧充满信心。
我国氢气生产以西北、华北为主，主要来自化石能源：2020年我国氢能产量和消费量均已突破2500万吨，已成为世界第一大制氢大国。从区域分布看，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。氢能源按生产来源划分，可以分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”三类。目前，我国氢气主要来自灰氢。未来与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。
副产气制氢在技术经济环境方面具有显著优势：氢气生产方式较多，有氯碱副产气、干气、焦炉煤气、乙烷裂解副产气、甲烷、煤炭、天然气、电解水等多种制氢方式。其中，副产气制氢在能源效率、污染排放、碳排放、成本方面占据优势。比如丙烷脱氢成本约13元/kg，水电解制氢成本约30元/kg。各地区发展氢能产业链时，应充分结合区域能源结构，优先使用副产氢气和富余能源进行利用。
氢能冶金领域处于研究示范阶段：我国钢铁行业碳排放量占全国碳排放总量的15%左右，面临较大的碳减排压力。从生产工艺来看，钢铁行业碳排放主要来自焦炭。国内外钢铁企业均有尝试使用氢气替代焦炭冶炼，按照2020年生产10.5亿吨粗钢，估算需要3.5万亿kWh电生产氢气，大约占2020年电力生产的47%。
氢能用于交通领域进入推广应用阶段：我国燃料电池汽车已进入商业化初期，截止2020年底，我国燃料电池汽车保有量7352辆。预计2050年氢能在中国终端能源体系中占比至少达到10%，交通运输领域用氢2458万吨，约占该领域用能比例19%，燃料电池车产量达到520万辆/年。
投资建议：氢能是替代化石能源实现碳中和的重要选择。随着氢能逐步用于汽车、钢铁等行业，氢能的利用量将逐步增长，焦化、氯碱、丙烷脱氢和乙烷裂解等产业受益副产氢气应用。氢能炼钢还处于研究和示范阶段，建议关注头部公司的示范进展。氢燃料电池车辆由于能量效率高、安全性高、无排放、寿命长等优点，有望逐步推广。
风险提示：1）碳中和政策实施不及预期；2）氢能价格难以大幅下降；3）燃料电池成本下降不及预期；4）氢能冶金技术发展不及预期。
1、氢能是替代化石能源实现碳中和的重要选择
氢能（氢的能源利用）受到全球广泛关注，成为应对气候变化、建设脱碳社会的重要产业方向。欧、美、日、韩等发达国家纷纷制定氢能路线图，加快推进氢能产业技术研发和产业化布局。
当前，我国氢气生产利用主要在以石化化工行业为主的工业领域，以“原料”利用为主，“燃料”利用为辅。我国发展氢能具有良好基础，也面临诸多挑战。绿氢供应、氢储运路径和基础设施建设、氢燃料电池核心技术装备、氢燃料电池汽车技术装备等均待逐一攻破，必须实事求是、客观冷静、积极创新，争取少走弯路，开创氢能技术突破和产业化新局面。
氢能产业已成为我国能源战略布局的重要部分。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。
氢能产业发展初期，依托现有氢气产能、就近提供便捷廉价氢源，支持氢能中下游产业发展，降低氢能产业起步难度，具有积极的现实意义。绿氢在“碳中和”中可以用在绿电无法发挥作用的领域实现互补，如氢冶金、化工、重卡交通燃料、供热等。面向未来，当绿氢成为稳定足量的低价氢源时，绿氢促进工业脱碳将更好地发挥氢能价值。
疫情未改变氢能产业投资积极局面。根据公开信息初步统计，2019年氢燃料电池产业相关投资及规划资金1805亿元。尽管受到疫情影响，2020年氢能产业整体发展速度有所放缓，但在投资方面，投资金额1600亿元，仅有11%左右的降幅，显示了市场对于氢能产业依旧充满信心。
2、当前中国氢气生产分布和来源
2.1氢能分布在西部
2019年以来，国家、各级地方政府对氢能产业发展高度重视，陆续出台了多项规划和发展目标，众多企业和科研机构纷纷开展技术攻关。中国煤炭加工利用协会统计，2020年我国氢能产量和消费量均已突破2500万吨，已成为世界第一大制氢大国。
从区域分布看，氢能生产主要产生在西北和华北地区，根据2019年数据，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，产量超过200万吨的省份有宁夏、河南和河北，产量超过100万吨的省份有江苏、安徽、四川、辽宁和湖北。
2.2氢气来源仍然以化石燃料为主
氢能源按生产来源划分，可以分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”三类。“灰氢”是指利用化石燃料石油、天然气和煤制取氢气，制氢成本较低但碳排放量大；“蓝氢”是指使用化石燃料制氢的同时，配合碳捕捉和碳封存技术，碳排放强度相对较低但捕集成本较高；“绿氢”是利用风电、水电、太阳能、核电等可再生能源电解制氢，制氢过程完全没有碳排放，但成本较高。目前，我国氢气主要来自灰氢。
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%。就消费情况看，目前的氢能基本全部用于工业领域，其中，生产合成氨用氢占比为37%、甲醇用氢占比为19%、炼油用氢占比为10%、直接燃烧占比为15%、其他领域占比为19%。
（1）以煤为原料制氢
煤制氢的本质是以煤中碳取代水中的氢，最终生成氢气和二氧化碳。这里，碳起到还原作用并为置换反应提供热。
以煤为原料制取含氢气体的方法主要有两种：
一是煤的焦化（或称高温干馏），煤在隔绝空气条件下，在900-1000℃制取焦炭，副产品为焦炉煤气。焦炉煤气组份中含氢气55%-60%(体积）、甲烷23%-27%、一氧化碳5%-8%等。每吨煤可得煤气300-350m3，作为城市煤气，亦是制取氢气的原料。
二是煤的气化，使煤在高温常压或加压下，与水蒸汽或氧气（空气）等反应转化成气体产物。气体产物中氢气的含量随不同气化方法而异。
（2）天然气制氢
天然气的主要成分是甲烷（CH4），本身就含有氢。和煤制氢相比，用天然气制氢产量高、加工成本较低，排放的温室气体少，因此天然气成为国外制造氢气的主要原料。其中天然气蒸汽转化是较普遍的制造氢气方法。
（3）重油部分氧化制造氢气
重油是炼油过程中的残余物，可用来制造氢气。重油部分氧化过程中碳氢化合物与氧气、水蒸气反应生成氢气和二氧化碳。该过程在一定的压力下进行，可以采用催化剂，这取决于所选原料与过程。
（4）水电解制造氢气
水电解制得的氢气纯度高，操作简便，但需耗电。水电解制氢的效率一般在75%-85%，一般生产1m3氢气和0.5m3氧气的电耗为4-5kWh。根据热力学原理，电解水制得1m3氢气和0.5m3氧气的最低电耗要2.95度电。
根据石油和化学工业规划院统计，我国电解水制氢装置约1500-2000套，产量约10-20万吨。与大规模光伏发电或风力发电配套的电解水制氢装置正在进行小规模示范。
项目1：河北建投张家口沽源风电制氢综合利用示范项目
投资方：河北建投新能源有限公司
建设规模：200MW风电场、10MW电解水制氢和氢气综合利用系统
制氢能力：1752万标准立方米
制氢规模：一期4MW电解水制氢+2×400Nm3/h中压水电解制氢设备
总投资：20.3亿元
年销售收入：2.6亿元
项目2：吉林省长岭龙凤湖20万千瓦风电制氢示范项目
投资方：北京天润新能有限公司
建设规模：200MW风电场、700万立方米制氢、CNG混氢项目（H2：CNG＝2：8混合进CNG汽车）
制氢规模：一期4MW电解水制氢+2×400Nm3/h中压水电解制氢设备
总投资：25.5亿元
（5）生物质制造氢气
家庭、农业、林业等产生的生物质可用于生产氢气。原料包括杨树、柳树和柳枝，以及来自厌氧消化或垃圾填埋所产生的沼气等。生物质可以使用成熟的技术进行气化，甚至在气化过程中与煤或废塑料共同反应，如果与碳捕获技术结合，就有可能生产出负碳氢。沼气有额外的净化要求，可以通过类似于蒸汽甲烷重整（SMR）的过程进行改造以产生氢气。
（6）工业副产氢气净化
焦炉气、氯碱、丙烷脱氢制丙烯和乙烷裂解制烯烃副产的粗氢气可以经过脱硫、变压吸附和深冷分离等精制工序后作为燃料电池车用氢源，成本远低于化工燃料制氢、甲醇重整制氢和水电解制氢等路线。
3、不同技术制氢的技术经济环境性分析
氢气生产方式较多，氯碱副产气、干气、焦炉煤气、乙烷裂解副产气、甲烷、煤炭、天然气、电解水等多种制氢方式。其中，氯碱副产气、干气、焦炉煤气、乙烷裂解副产气等副产气制氢在能源效率、污染排放、碳排放、成本方面占据优势。各地区发展氢能产业链时，应充分结合区域能源结构，优先使用副产氢气和富余能源进行利用。
从能源效率来看，氯碱副产气制氢、干气制氢、焦炉煤气提取制氢能源效率均在80%以上，天然气制氢、乙烷裂解副产气制氢、PDH副产气制氢、甲醇制氢、焦炉煤气转化制氢能源效率60%-80%，煤制氢能源效率在50%-60%，电解水制氢能源效率在50%以下。
从污染物排放来看，排污强度由小到大分别为：电解水制氢<天然气制氢~甲醇制氢~副产气制氢<煤制氢。
从碳排放来看，副产气制氢<天然气制氢<干气制氢<甲醇制氢<煤制氢电解<电解水制氢（基于现有电网电力结构），如果考虑清洁能源（光伏、风电、水电等），清洁能源电解水碳排放接近为零。
从成本来看，制氢成本与原料价格关系最大，控制氢能价格需要控制原料价格；根据设定的价格范围，从平均成本看，焦炉煤气制氢<煤制氢<其他副产气制氢<甲醇制氢<天然气制氢<水电解制氢。因地制宜，选择合适原料制氢，氢气出厂价格可低于15元/kg，可与煤制氢成本相当。
4、氢能冶金领域处于研究示范阶段
根据中国经济导报于2020年10月14日发表的《钢铁行业是落实碳减排目标的重要责任主体》一文中相关专家提供的数据，我国钢铁行业碳排放量占全国碳排放总量的15%左右，是国内碳排放量最高的制造业行业。
从生产工艺来看，钢铁行业碳排放主要在于长流程生产工艺是以煤炭为能源、焦炭为还原剂来进行辅助冶炼，而煤炭和焦炭是钢铁行业产生二氧化碳排放的主要来源。钢企需要从碳输入层面减少钢铁生产过程中的碳使用量（甚至不用碳），在这方面，瑞典钢铁HYBRIT项目、SALCOS项目和H2FUTURE项目等都是有益的探索。宝钢、河钢、酒钢等国内钢铁企业也在开展氢能冶金的研究和示范项目。从现有数据看，2020年我国钢铁行业用煤7.3亿吨，如果完全被氢气替代，将产生大量氢能需求。根据瑞典HYBRIT项目估算，450万吨/年钢铁产能需要150亿kWh电制氢，按照2020年生产10.5亿吨粗钢，需要3.5万亿kWh电，大约占2020年电力生产的47%。
（1）瑞典钢铁HYBRIT项目2016年，瑞典钢铁公司（SSAB）、瑞典大瀑布电力公司（VATTENFALL）和瑞典矿业集团（LKAB）联合成立了HYBRIT项目，主要目的是大幅降低碳排放。按照HYBRIT项目计划，2016年-2017年为项目预研阶段，主要工作内容包括评估非化石能源冶炼的潜力，以及二氧化碳的捕集、存储和利用等。
2018年初公布的研究结果表明：按照2017年底的电力、焦炭价格和二氧化碳排放交易价格，HYBRIT项目采用的氢冶金工艺成本比传统高炉冶炼工艺高20%-30%。SSAB采用长流程工艺的吨钢二氧化碳排放量为1600千克（欧洲其他国家的水平约为2000千克-2100千克），电力消耗为5385千瓦时；采用HYBRIT工艺的吨钢二氧化碳排放量仅为25千克，电力消耗为4051千瓦时。
该项目的中试研究阶段为2018年-2024年，示范运行阶段为2025年-2035年。在为期10年的示范运行阶段主要进行运行测试，以确保到2035年实现商业化运行。
HYBRIT项目的工艺基本思路是：在高炉生产过程中用氢气取代传统工艺的煤和焦炭（氢气由清洁能源发电产生的电力电解水产生），氢气在较低的温度下对球团矿进行直接还原，产生海绵铁（直接还原铁），并从炉顶排出水蒸气和多余的氢气，水蒸气在冷凝和洗涤后实现循环使用。
（2）萨尔茨吉特SALCOS项目2019年4月份，在汉诺威工业博览会上，德国萨尔茨吉特钢铁公司（以下简称萨尔茨吉特）与TENOVA公司（一家为金属上下游行业提供节能降耗技术解决方案的公司）签署了一份谅解备忘录，旨在继续推进以氢气为还原剂炼铁，从而减少二氧化碳排放的SALCOS项目。SALCOS项目旨在对原有的高炉-转炉炼钢工艺路线进行逐步改造，把以高炉为基础的碳密集型炼钢工艺逐步转变为直接还原炼铁-电弧炉工艺路线，同时实现富余氢气的多用途利用。
（3）奥钢联H2FUTURE项目2017年初，由奥钢联发起的H2FUTURE项目旨在通过研发突破性的氢气替代焦炭冶炼技术，降低钢铁生产过程中的二氧化碳排放，最终目标是到2050年减少80%的二氧化碳排放。
H2FUTURE项目的成员单位包括奥钢联、西门子、VERBUND（奥地利领先的电力供应商，也是欧洲最大的水力发电商）公司、奥地利电网（APG）公司、奥地利K1-MET（冶金能力中心Metallurgical Competence Center）中心组等。
5、氢能用于交通领域进入推广应用阶段
5.1氢能+燃料电池产业链市场前景广阔
（1）氢燃料电池产业链氢燃料电池产业链包括：制氢、储运氢、加氢站、燃料电池系统、燃料电池各项应用。其中储运氢技术主要包括气态储运、低温液态储运、固体储运、有机液态储运。
（2）国家和地方均出台氢燃料汽车政策支持产业发展
《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》指出，要有序推进氢燃料电池供给体系建设，包括提高氢燃料制储运经济性和推进加氢基础设施建设。此外，要建设智能基础设施服务平台，统筹加氢技术和接口、车用储氢装置。
示范应用推动行业快速发展。2020年9月五部委下发了《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，指出示范期暂定为四年，示范期间，五部门将采取“以奖代补”方式，对入围示范的城市群按照其目标完成情况给予奖励。随着国家及地方产业政策的逐步实施、我国氢燃料电池核心技术的逐步突破积累、相关配套产业的逐步完善，氢燃料电池及新能源汽车行业未来将有广阔的发展空间。
各地抢抓氢能产业布局，目前已有包括京津冀、长三角、珠三角、四川、山东等30余个省市级的氢能发展规划相继出台。
（3）氢燃料电池产业进入商业化初期，前景广阔
我国燃料电池汽车已进入商业化初期，截止2020年底，我国燃料电池汽车保有量7352辆。加氢站建设进度逐步加快，截止2020年底，加氢站建成128座。同时，中石油、中石化、国家能源集团等二十余家大型央企纷纷跨界发展氢能产业。
根据国际氢能委员会预计，到2050年，氢能将承担全球18%的能源终端需求，创造超过2.5万亿美元的市场价值，燃料电池汽车将占据全球车辆的20%-25%，届时将成为与汽油、柴油并列的终端能源体系消费主体。
根据中国氢能联盟预计，2050年氢能在中国终端能源体系中占比至少达到10%，氢气需求量接近6000万吨，其中交通运输领域用氢2458万吨，约占该领域用能比例19%，燃料电池车产量达到520万辆/年。
《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》指出，交通领域将是氢能消费的重要突破口，在商用车领域，2030年燃料电池商用车销量将达到36万辆，占商用车总销量的7%（乐观情景将达到72万辆，占商用车总销量13%）；2050年销量有望达到160万辆，占比37%（乐观情景下销量300万辆，占比70%以上）。
5.2氢燃料电池产业需大幅降低成本
氢燃料电池车具有能量密度高、安全、舒适等优点。燃料电池的能量密度高，可达0.5-1.0kWh/kg，特别适合重载车。电堆与氢罐是分开的，提高了发动机的安全性，电堆不易产生爆炸。氢燃料电池车在续驶里程、加氢时间、驾驶舒适性均可与燃油车接近。
目前，氢燃料电池车必须解决购置和使用成本较高的问题，经济性是能否大规模发展的关键。
a)目前燃料电池发动机贵，导致一辆车售价是燃油车的三倍左右，锂电池车的1.5-2.0倍；b)加氢站的建设费用高达1200-1500万元。
c)在加氢站的加氢费用每公斤高达60-80元，只有降到40元以下才具备与燃油车竞争的基础。
因此，要实现无补贴的燃料电池车商业化，必须大幅度降低燃料电池发动机的成本和氢气的成本，同时降低加氢站的建设费用。
根据德勤的分析，中国氢燃料电池公交车的总成本（TCO，购买成本和运营成本）在2019年为178美元/百公里，预计到2029年TCO将下降至55美元/百公里，将低于纯电动公交和燃油公交车的成本。
