1、綜述：氯堿制氫可滿足當前下游需求，可再生能源電解水助力實現未來零排放

目前，制備氫氣的幾種主要方式包括氯堿工業副產氫、電解水制氫、化工原料制氫（甲醇裂解、乙醇裂解、液氨裂解等）、石化資源制氫（石油裂解、水煤氣法等）和新型制氫方法（生物質、光化學等）。

通過比較分析各種制氫方式的成本、優劣勢和我們認為：在現階段，選擇成本較低、氫氣產物純度較高的氯堿工業副產氫的路線，已經可以滿足下游燃料電池車運營的氫氣需求；在未來氫能產業鏈發展得比較完善的情況下，利用可再生能源電解水制氫將成為終極能源解決方案。

我們認為氯堿工業副產氫是現階段最適合的制氫方式，主要基于以下兩點判斷：

（1）從制氫工藝的成本和環保性能角度來看，氯堿制氫的工藝成本最為適中，且所制取的氫氣純度高達99.99%，環保和安全性能也較好，是目前較為適宜的制氫方法。分析如下：

水煤氣法制氫成本最低，適用規模大，但是二氧化碳排放量最高，且所產生氫氣含硫量高，如果用于燃料電池，會導致燃料電池催化劑中毒，如果應用脫硫裝置對其產生氫氣進行處理，不但增加了額外的成本，對技術標準的要求也很高；

石油和天然氣蒸汽重整制氫的成本次之，約為0.7~1.6元/Nm3，能量轉化率高達72%以上，但環保性不強，未來可以考慮通過碳捕捉技術減少碳排放；

氯堿制氫工藝成本適中，在1.3~1.5元/Nm3之間，且環保性能較好，生產的氫氣純度高，目前而言適用于大規模制取燃料電池所使用的氫氣原料，也是可實現度最高的氫氣來源。

甲醇裂解和液氨裂解成本較氯堿制氫高50%左右，較化石資源制氫技術前期投資低、能耗低，較水電解法制氫單位氫成本低。

水電解法制氫成本最高，在2.5~3.5元/Nm3之間，且成本在不斷降低，碳排放量低，且在應用水力、潮汐、風能的情況下能量轉化率高達70%以上。在未來與可再生能源發電緊密結合的條件下，水電解法制氫將發展成為氫氣來源的主流路線。

（2）從理論儲備和經濟儲備的角度來看，氯堿工業副產氫的經濟儲備能夠滿足長三角地區對于氫氣的需求，全國范圍來看也儲備充足。我們通過統計氯堿工業和其他化工原料（天然氣、甲醇、液氨等）的產能，計算了理想情況下氫氣的理論產能和經濟產能（如圖表3）。

假設（1）產能利用率為76%；（2）化工原料和天然氣裂解制氫的部分相當于原有產能的3%；（3）燃料電池乘用車以豐田Mirai作為數據樣本（儲氫量5kg，續駛里程482km）；（4）燃料電池物流車以E-truck為數據樣本（儲氫量7.5kg，續駛里程400km，載重量4-8噸）；（5）乘用車年行駛里程數取值1萬公里；（6）物流車年行駛里程數取值12萬公里。

我們得出結論：目前全國范圍內的氯堿工業制取的氫氣相當于76萬噸/年的產能，可供34萬輛燃料電池物流車使用一年，或者可供243萬輛燃料電池乘用車使用一年。如加上現有天然氣、甲醇、液氨裂解產生氫氣的量，約為202萬噸/年，可滿足90萬輛物流車或648萬輛乘用車一年的氫氣需求量。

我們以目前燃料電池車數量較集中的江蘇上海一帶作為中心，200km、500km作為半徑，劃定了兩種不同的范圍，分別考慮其產能。可以發現，在所劃定的200km范圍內，氯堿副產氫氣產能可以供14萬輛物流車或99萬輛乘用車使用；在500km范圍內，氯堿副產氫氣產能可供16萬輛物流車或112萬輛乘用車使用。

我們認為現階段最佳的制氫和運氫方式搭配為：氯堿工業副產氫+氣氫拖車運輸，其氫氣成本范圍在17.9~19.2元/kg。該氫源路線的選擇主要是基于成本和環保的角度考慮的。此外，通過測算氫氣作為燃料的經濟性，我們得出結論：如果使氫燃料電池車具有較強的競爭力（百公里耗氫成本較百公里耗油成本低20%以上），則氫氣成本需控制在22.78元/kg以下。

現階段影響我國加氫站終端氫氣售價的主要因素是氫氣成本價格（占70%），其中包括氫氣原材料（50%）、氫氣生產運輸成本（20%）。因此，要降低我國的氫氣售價，在補貼力度較強的現階段來看，選擇合適的氫源，并降低氫氣運輸與儲藏的成本，是最適當的選擇；長遠來看，隨著行業的發展和補貼額度的下降，通過提高關鍵設備的國產化率水平來降低加氫站的建設成本則是未來降低氫氣售價的明智之選。

現階段加氫站對運輸距離（＜500km,200km為宜）和運輸規模（10t/d）的需求來看，氫氣最佳的運輸方式仍是氣氫拖車，其成本可以達到2.3元/kg，而在同等條件下的液氫運輸成本可以達到9.1元/Nm3。未來在液化氫技術達到標準且氫氣需求量規模上升（100t/d）的情況下，將考慮采用液氫運輸的方式運送氫氣。

2、氯堿工業副產氫：目前最現實的大規模燃料電池用氫氣的來源

氫氣的制備技術和存儲運輸等技術等，均影響到燃料電池所用燃料是否能方便快捷低成本地獲得。其中氫能的大規模、低成本和高效制備是首先需要解決的關鍵性難題。根據HydrogenAnalysisResourceCenter的統計數據顯示，全球制氫能力約保持在1440百萬標準立方英尺/天。其中中國的制氫能力保持在1320.86噸/天以上。

根據日本經濟產業省的統計分析，2014年日本氫氣售價的構成主要由氫氣原材料、氫氣的生產運輸成本、加氫站的固定和可變成本以及加氫站運營維護幾個部分組成。其中涉及到氫氣的制備和儲運的成本占38%。而對比看來，汽油售價的重要組成部分則是汽油的消費稅。

影響我國氫氣售價的最主要因素是包括制氫和儲運氫氣在內的氫氣成本部分。比較日本和我國的加氫站氫氣售價價格組成可以發現，影響日本氫氣售價的最主要的兩個因素是氫氣成本（約占38%）和加氫站固定成本（約占26%），而影響我國氫氣售價最主要的因素是氫氣成本（約占65%）。

根據氫氣的原料不同，氫氣的制備方法可以分為非再生制氫和可再生制氫，前者的原料是化石燃料，后者的原料是水或可再生物質。

制備氫氣的方法目前較為成熟，從多種能源來源中都可以制備氫氣，每種技術的成本及環保屬性都不相同。主要分為五種技術路線：氯堿工業副產氫、電解水制氫、化工原料制氫、石化資源制氫和新型制氫方法等。目前制備氫氣的最主要問題是如何控制制氫過程中的碳排放、成本方面，未來技術的主要發展方向是使用可再生能源電解水，包括生物制氫和太陽能制氫等。

全球來看，目前主要的制氫原料96%以上來源于傳統能源的化學重整（48%來自天然氣重整、30%來自醇類重整，18%來自焦爐煤氣），4%左右來源于電解水。

日本鹽水電解的產能占所有制氫產能的63%，此外產能占比較高的還包括天然氣改制（8%）、乙烯制氫（7%）、焦爐煤氣制氫（6%）和甲醇改質（6%）等。

目前國內主流的氫氣來源為焦爐煤氣制氫，但考慮到所制得的氫氣純度不高（含硫），且制氫的過程耗時長、對環境造成污染，如果再經過脫硫脫硝的步驟則增加了制氫的成本。因此在考慮燃料電池所使用的氫氣來源時，主要依靠氯堿工業副產氫、天然氣、甲醇、液氨重整產生的氫氣，未來在體系完善技術加強的情況下將逐步選用可再生能源電解水制氫，打造真正零污染的氫能供應鏈。

目前燃料電池所使用的氫氣來源最主要的途徑是來源于氯堿工業的副產品。雖然從整個氫氣產量來看，利用煤作為原料來制備氫氣占全部制氫產量的2/3，但是由于煤制氫氣中含有雜質較多，對于純化裝置要求較高從而增加了成本，因此作為氯堿工業副產品的氫氣用于供應給燃料電池作為原料的路線較為常見。

氯堿廠以食鹽水（NaCl）為原料，采用離子膜或石棉隔膜電解槽生產燒堿（NaOH）和氯氣（Cl2），同時可得到副產品氫氣。（2NaCl+2H2O→2NaOH+H2↑+Cl2↑）把這類氫氣再去掉雜質，可制得純氫。我國許多氯堿廠都采用PSA提氫裝置處理，可獲得高純度氫氣（氫純度可達99%~99.999%）。

PSA技術是利用氣體組分在固體吸附材料上吸附特性的差異,通過周期性的壓力變化過程實現氣體的分離與凈化。PSA技術是一種物理吸附法。PSA具有能耗低、投資少、流程簡單、自動化程度高、產品純度高、無環境污染等優點。

根據國家統計局的數據，2015年，我國氯堿廠產能為3961萬噸，產量為3028.1萬噸。根據氯堿平衡表，燒堿與氫氣的產量配比為40:1，理論上將產生氫氣75.7萬噸，即85億Nm3氫氣，理論上可以供243萬輛乘用車使用。但考慮氯堿廠區域分布、運輸距離、期間損耗及不同車型的耗氫量，幾十萬輛的規模問題不大。

目前氯堿廠對氫氣的利用主要是兩個方面，一是與氯氣反應生產鹽酸，另一方面將氫氣直接燃燒，產生熱能。但是后者需要的投資較大，因此大量的氯堿廠實際上將氫氣都直接放空了。這樣對于氫氣資源實質上是一種浪費，如能合理收集氯堿廠所生產的氫氣，對于發展燃料電池而言是一種合理的途徑。

氯堿工業副產制氫的成本約為14.6~16.85元/kg（即1.3~1.5元/Nm3）。氯堿工業副產制氫的方法成本較低，且所制備的氫氣純度能達到99.99%以上，同時理論儲量和經濟儲量都相對較高，足以滿足現有燃料電池對于氫氣的需求量。

3、水電解制氫：利用可再生能源電解水制氫助力未來實現零排放

一電解水技術成熟、適用場合廣泛、制氫效率高

電解水技術與光解水、熱化學制氫的不同特點：電解水技術成熟、設備簡單、無污染，所得氫氣純度高、雜質含量少，適用于各種場合，缺點是耗能大、制氫成本高；光解水技術目前難點是催化劑研制；熱化學循環制氫系統更復雜，但制氫效率較高，結合可再生能源，利用效率更高。

目前商品化的水電解制氫裝置的操作壓力為0.8~3Mpa,操作溫度為80~90℃，制氫純度達到99.7%，制氧純度達到99.5%。

水電解制氫的關鍵是如何降低電解過程中的能耗，提高能源轉換效率。電解水制氫一般都以強堿、強酸或含氧鹽溶液作為電解液。目前商用電解槽法，能耗水平約為4.5~5.5kwh/Nm3H2，能效在72%~82%之間。折算下來，水電解制氫成本相當于30~40元/kg，用電解法生產氣態氫的價格比汽油約高65%，如果生產液態氫，則比汽油高約260%以上。

熱化學循環水分解制氫可耦合核能、太陽能甚至是工業廢熱進行高效制氫，每一步反應條件溫和，理論上不會排放任何污染物；若能在高溫耐腐蝕材料等方面實現突破，將是最有希望實現工業化規模應用的技術方式。根據循環過程中使用過的不同物質，一般將熱化學循環水分解制氫分成4大類：金屬氧化物體系、金屬鹵化物體系、含硫體系以及電解-熱化學聯合的雜化體系。

二電解水大規模制氫首先需要突破成本困局：充分利用可再生能能源助力降本

使用電解水的方法大規模制氫有兩條主要的降本途徑：1）降低電解過程的能耗；2）充分利用可再生能源，使用棄風棄水棄光所產生電能進行電解水。

各國通過研發新型技術降低電解過程中的能耗，但是根據熱力學原理，電解水制備1m3氫氣和0.5m3氧氣的最低電耗為2.95度電。由此可知，該途徑降低成本的空間有限、技術復雜。

日本的新型技術將能耗降低到3.8kwh/Nm3H2；美國GE公司開發的固體高分子電解質（SPE）水解法，以離子交換膜作為隔膜和電解質，使電解過程的能耗大大降低。針對電解水技術方面的改進主要集中在電解池、聚合物薄膜電解池和固體氧化物電解池等種類，電池能效率由70%提高到90%，但考慮到發電效率，實際上電解水制氫的能量利用效率不足35%。

根據我們的測算（見圖表12），在不考慮運輸成本的條件下，假設運維和固定投資的成本占電解水制氫的總成本的25%，計算出水電解制氫達到能夠和汽油競爭的水平，電價必須保證在0.31元/kwh以下，如果考慮比汽油的價格更有競爭力的情況，則對應較92號汽油價格低10%、20%、30%的情況，電價分別需要達到0.28元/kwh、0.25元/kwh和0.22元/kwh以下。

此外，大規模制氫也不能完全依賴于谷電電價。且目前電價政策對于這一塊沒有特殊的傾斜，因此一般考慮使用棄風棄光所產生的電能電解水（電價能達到0.25元/kwh左右）。

我國可再生能源豐富，每年棄水棄風的電量都可以用于電解水。我國擁有水電資源3.78億kw，年發電量達到2800億kwh。水電由于豐水器和調峰需要，產生了大量的棄水電能。我國風力資源也非常豐富，可利用風能約2.53億kwh，相當于水力資源的2/3。但風電由于其不穩定的特性，較難上網，因此每年棄風限電的電量規模龐大。如果將這部分能源充分利用起來，產生的經濟效益是可觀的。

例如，三峽電站建成后，在每年的5~8月棄水電能高達45億kwh，即使建設一座180萬千瓦的抽水蓄能電站聯合運行，三峽電站的棄水電能仍有21億kwh。若將此電能用于電解水制氫，可生產氫氣4~4.5億Nm3，可見利用水電站的棄水電能來制氫，將會使我國出現一個巨大的氫源基地。

目前燃料電池汽車的分布主要以東部沿海城市為主，如果考慮到氫氣的運輸成本，使用中西部地區的棄水電能進行氫氣的制備尚不具備成本優勢。

2010年至2015年，我國棄風電量累計達到997億千瓦時，直接經濟損失超過530億元。僅過去一年棄風電量就達到339億千瓦時，直接經濟損失超180億元，幾乎抵消全年風電新增裝機的社會經濟效益。解決這樣的一個現狀的合理方式之一是采取儲電的方法。若利用氫能燃料電池來儲電，則可解決風能發電的平衡問題——利用風能發電的電能來電解水制氫，它成為氫能燃料電池的燃料，而燃料電池又用來儲電。這個循環過程，既可解決風能發電的負荷平衡，又可制得一定數量的氫能。

例如，江蘇鹽城周邊有1000多家風電廠，目前所產生的電能無法并網，使用這些風電所產生的電能，結合海水電解技術，所產生的氫氣成本可以達到2元/Nm3，相對而言已經具備了和汽油能源競爭的能力。

4、石化資源制氫：天然氣裂解制氫為主，水煤氣法對脫硫技術要求高

石化資源制氫：主要是天然氣裂解制氫路線，燃料電池所用氫氣一般不使用煤制氫的技術路線，主要是因為煤制氫存在投資成本高、污染嚴重和碳排放量大等問題。天然氣制氫技術主要包括水蒸氣重整、部分氫化、自熱重整、絕熱催化裂解等。

水煤氣法制氫含硫偏高，不適用于燃料電池。水煤氣法制氫是傳統的煤化工工藝路徑。通過無煙煤或者焦炭與水蒸氣在高溫下反應得到水煤氣（C+H2O→CO+H2—熱），凈化后再使它與水蒸氣一起通過觸媒令其中的CO轉化成CO2（CO+H2O→CO2+H2）可得含氫量在80%以上的氣體。最后除去CO2以及CO得到較為純凈的氫氣。這種方式制氫量大，成本低。但如果用于燃料電池，則其中含硫量偏高，易使得燃料電池的鉑催化劑中毒，損壞染料電池電堆。因此目前尚無法實現大規模生產使用。未來如果脫硫技術提升，則有顛覆氫氣來源的可能。

成本方面，天然氣裂解制氫的成本約為9~16.85元/kg（即0.8~1.5元/Nm3之間）。我們根據中石化集團經濟技術研究院所提供的一些數據測算如圖表34。天然氣制氫雖然成本方面有優勢，但需要針對性地制氫，對于前期投資要求較高，且制氫過程會產生一定的污染。

天然氣重整制氫的成本相對石油售價和天然氣售價而言具有競爭力。我們通過將不同能源折算為熱量單位（Btu）進行對比（圖表35），根據我們的分析和預測，可發現目前同等熱值的可再生能源電解水成本已經低于交通用以及工業用的石油售價，而天然氣重整制氫的成本已經低于上述石油售價及天然氣工業用售價。

從能量轉換效率的角度來看，天然氣重整制氫的方法能量轉換效率最高，而乙醇裂解和電解水制氫的方法次之。各種制氫方式的能量轉換效率比較如下：

5、化工原料制氫：甲醇制氫技術應用于眾多特定場所，但成本較高

甲醇裂解制氫：由于甲醇具有易于運輸、易于獲得等特點，甲醇制氫技術備受關注，并應用于眾多特定的場所。利用甲醇制氫有3種途徑：甲醇裂解、甲醇-蒸汽重整和甲醇部分氧化。在這三種方法中，甲醇裂解由于應用范圍更廣和原料單一的特點具有更強的競爭力。

甲醇制氫與大規模的天然氣、重油轉化制氫或者水煤氣制氫相比，投資省，能耗低；與水電解制氫相比，單位氫氣成本低。

化石燃料制氫工藝一般需要在800℃以上的高溫下進行。所以轉化爐等設備需要特殊材質。同時需要綜合考慮能量平衡和利用，不適合小規模制氫。而甲醇轉化制氫反應溫度低（260~280℃），工藝條件緩和，燃料消耗低。與同等規模的化石燃料制氫裝置相比，甲醇-蒸汽轉化制氫的能耗是前者的50%。

水電解制氫的成本一般在3~5元/m3，而一套規模為1000m3/h的甲醇-蒸汽制氫轉化裝置的氫氣成本一般不高于2元/m3。

液氨制氫方法由英國化學家亞瑟汀斯利在1894年提出，主要原理是利用液氨和鈉單質反應生成氨基化鈉，然后氨基化鈉將分解成為氮氣、氫氣以及鈉單質。液氨是世界上產量最大的無機化合物之一，通常與丙烷一樣被加壓儲存在液氨罐之內（300psi，約20千帕），液氮雖然可獲得性高，但是液氨制氫需要依賴于釕作為催化劑，而釕是一種稀有金屬，且在該過程中，分離氫氣需要極高的溫度。

2015年，英國科學家提出液氨制氫的新方法，將分離氫氣的溫度降低到了400℃的溫度。一個典型的汽車電池都可以提供足夠的能量來加熱一個小型（1.5立方英寸）鈉/氨反應器到達該溫度。其設備的輸出不能滿足一個大型商業設施所需的氫氣，但可以擴大到滿足一輛氫能燃料電池汽車所需的氫氣。

目前豐田、本田和現代所使用的氫氣，絕大多數都來自天然氣重整制氫，但天然氣重整制氫對環境的影響較大，因此如果上述液氨制氫的方法能夠推行，可以降低制氫過程對環境的影響。此外，該制氫方式的另一個優勢是其使用的罐體與現有的其他氣體儲存罐類似，這也將降低氫能基礎設施建設的成本。

成本方面，液氨制氫目前的成本約為2~2.5元/Nm3，仍比電解水制氫的成本低，如未來有進一步的技術突破，液氨制氫的技術可以拓展到直接用于車載供氫。