化石燃料制氢、工业副产物制氢、电解水制氢、生物质制氢，四大制氢方式谁最佳？

      在碳中和背景下，氢能是新能源领域中与油气行业现有业务结合最紧密的一类，也是帮助油气行业早日实现碳达峰、碳中和的最佳路径之一。前段时间中石化“十四五”拟规划1000座加氢站或油氢合建站成为行业关注的热点：中国石化“十四五”未来拟规划1000座加氢站！附国内加氢站现阶段布局，标准和市场规范。

 

      氢能市场前景广阔，电解水制氢是未来发展重点，当期制氢方式主要有四种：化石燃料制氢、工业副产物制氢、电解水制氢、生物质制氢及其他。其中化石燃料制氢与工业副产物制氢凭借较低的成本占据制氢结构的主体地位，然而随着化石燃料产量下降、可持续发展理念的深化，氢能俱乐部氢能市场在远期（2050 年左右）将形成以可再生能源为主体、煤制氢+CCS（碳捕获）与生物质制氢为补充的多元供氢格局。为测算与汽油价格相比具有竞争力的氢气售价，本文将氢气的理想成本定为 2.6 元/Nm3 。

 

      电解水成本偏高，降成本主要依赖电价

 

      由于电费占整个水电解制氢生产费用的 80%左右，因此水电解制氢成本的关键在于耗能问题。存在两条降成本途径：一是降低电解过程中的能耗，可通过开发 PEM（质子交换膜电解） 及 SOEC（固体氧化物电解） 技术来实现；二是采用低成本电力为制氢原料，关键在于依靠光伏和风电的发展。以大工业电价均价 0.61 元/ kW·h 计算，当前电解水制氢的成本为3.69 元/Nm3。当用电价格低于 0.50 元/kW·h 时，电解水制备的氢气成本才可与汽油相当。光伏系统发电成本 0.5930 元/kWh，风电度电成本约为 0.3656 元/kWh，且在未来仍有一定的下降空间。

日本福岛县太阳能制氢项目（全球最大的光伏制氢项目）

 

      天然气制氢是目前主要制氢方式，降成本应关注天然气价格

 

      天然气制氢中的甲烷水蒸气重整（SMR）是工业上最为成熟的制氢技术，约占世界制氢量的 70%（IEA数据）。我国天然气价格受资源禀赋影响，天然气资源主要分布集中的中西盆地也是价格最低的地区。尤其是新疆、青海等地区天然气基本门站价格低至 1.2 元/千立方米左右。据测算，当天然气价格为 2 元/Nm3时，测算出制氢成本为 1.35 元/Nm3，相比电解水制氢具有明显的成本优势。

天津石化10万标立/时天然气制氢装置

 

      煤制氢成本最低，降成本空间较小

 

      我国煤炭资源主要的格局是西多东少、北富南贫。内蒙古、山西原煤产量领先，煤价也相对偏低。当煤炭价格为 600 元时，大规模煤气化生产氢气的成本为 1.1 元/ Nm3。如果在煤资源丰富的地区，当煤炭价格降低至 200 元 /吨时，制氢气的成本可能降低为 0.34 元/ Nm3。但由于煤炭价格下降空间有限，且煤气化制氢企业已形成较大规模，未来煤制氢降成本空间较小。

      丙烷脱氢和乙烷裂解副产制氢具有潜在产能

 

      化工副产物制氢的成本难以单独核算。目前我国规划和在建的丙烷脱氢项目预计可以副产并外售 86.8 万吨氢。我国规划中的乙烷裂解产能达到 1460万吨，可以副产并外售的氢气达到 90.4 万吨。

      氢能：未来动力系统的替代能源

 

      三大优势支持氢能发展

 

      与传统化工燃料汽油、柴油相比，氢能具有三大优势。

 

      一是较高的含能特性：除核燃料外，氢的燃烧热值据所有化工燃料榜首，燃烧 1kg 氢可放出 12MJ（28.6Mcal）的热量，约为汽油的三倍。

 

      二是较高的能源转化效率：氢能可以通过燃料电池直接转变为电，过程中的废热可以进一步利用，其效率可达到 83%。氢气燃烧不仅热值高，而且火焰传播速度快，点火能量低，所以氢能汽车比汽油汽车总的燃料利用效率可高 20%。

 

      三是碳的零排放：与化石能源的利用相比，氢燃料电池在产生电能的过程中不会产生碳排放，可以实现良性循环。

 

      以汽油内燃机的综合热效率和CO2排放量为基准来对比。氢燃料电池的综合热效率最高，同时 CO2排放量少，是替代石油供给车辆动力的最佳燃料。

 

      四种制氢方式各存优劣，天然气制氢是主要来源

      目前以四类制氢方式为主：化石燃料制氢、工业副产物制氢、电解水制氢、生物质及其他制氢方式。虽然制氢方法多样，但各存优劣。

 

      天然气制氢：虽然适用范围广，但是原料利用率低，工艺复杂，操作难度高，并且生成物中的二氧化碳等温室气体使之环保性降低。

 

      工业尾气制氢：利用工业产品副产物，成本较低。但是以焦炉气制氢为例，不仅受制于原料的供应，建设地点需依靠焦化企业，而且原料具有污染性。

 

      电解水制氢：产品纯度高、无污染，但是高成本了限制其推广。

 

      光解水与生物质制氢：技术尚未成熟，实现商业化还需一定的时间。

 

      从制氢成本方面看，煤制氢和天然气制氢成本相对更低。就目前四类制氢方式来说，天然气制氢经济性最显著。

 

      目前，天然气制氢仍是我国最主要的制氢来源，占总制氢量的 48%。醇类重整制氢及煤制氢也占有相当大的比重，来自电解水的制氢量最低，仅为 4%。

 

      预计到2030年，中国可再生制氢成本将降至2美元/千克

 

      《氢能经济展望》报告指出，未来几十年内清洁氢能的部署有望将全球源自化石燃料和工业行业的温室气体排放量减少34%，而整体成本处于可接受范围。不过，前提是必须出台支持性政策扩大氢能的应用规模，以降低其成本。

 

      报告的研究结果表明，2050年前，全球大部分地区可再生能源制氢成本可以降至0.8至1.6美元/千克。对应的天然气价格为6至12美元/百万英热单位，与中国、巴西、印度、德国和斯堪的纳维亚半岛当前的天然气价格相比是有竞争力的。如果将氢气存储和管道基础设施的成本也考虑在内，到2030年，中国、印度和西欧的可再生制氢用户侧成本可以降至2美元/千克(相当于15美元/百万英热单位)，到2050年降至1美元/千克(相当于7.4美元/百万英热单位)。

 

      可再生氢气可以通过电解水来获得，而电解过程所需的电能则来自成本低廉的风电和太阳能发电。过去五年中，电解槽的成本下降了40%。如果电解槽的部署规模进一步扩大，成本还将继续下降。报告指出，如能采用碳捕获和封存技术，通过化石燃料也可制得清洁氢气，但成本可能会更高。

 

      氢气储存和运输仍存挑战。氢气若想达到天然气现在的普及程度，需要一个规模宏大、相互协调的基础设施改造和新建计划。例如，若希望氢气达到与天然气同等的供应安全水平，储氢基础设施需要在2050年前新增三至四倍，总投资高达6，370亿美元。然而，经济的大规模备选方案是存在的，可为工业客户供应清洁氢气。Bhavnagri说：“如果清洁氢气产业的规模能够起来，许多难减排的行业都能以很低的成本通过转用氢气实现脱碳。”

 

      报告指出，到2050年，若碳价达到50美元/吨二氧化碳时，足以让钢铁企业放弃煤炭，转用清洁氢气；碳价达到60美元/吨二氧化碳时，水泥行业将转用氢能供热;碳价达到78美元/吨二氧化碳时，制氨的化工企业也会转用氢气供能；碳价达到145美元/吨二氧化碳且氢气成本降至1美元/千克，则船只也可通过清洁氢气提供动力。到2031年，以氢气为燃料的重型卡车成本可能比柴油更低。但对于乘用车、公共汽车和轻型卡车而言，纯电驱动的成本更低。

 

      政策对于氢能的普及至关重要。Bhavnagri在报告中提及，“清洁氢气行业目前的产业规模极小、成本很高。未来的降本潜力极大，但前提是要扩大氢气的应用规模，并建设相应的基础设施网络。”他还补充：“政府各部门之间需要互相协调政策，给民营资本一个明确的投资框架，且未来十年内需提供约1，500亿美元的补贴。”“这听起来似乎困难重重，但实际上并非遥不可及。因为各国政府目前每年给予化石燃料消费的补贴是这个数字的两倍以上。”

 

      但根据BNEF的研究，由于政策缺位，行业投资和扩张得不到支撑，目前氢能经济的前景尚不明朗。单靠氢能产业规模的扩张，也无法解决所有的问题。碳价和碳排放政策对于氢能的推广仍至关重要，尤其是在煤炭和天然气价格低廉的地区。尽管氢气成本有望降低，但氢气依然需要通过生产制造才能获取。因此，氢气仍可能是一种价格较高的燃料，工业领域也不会主动转用氢气作为燃料，除非我们持续向净零排放目标前进。

 

      Bhavnagri认为，“氢气用途广泛，潜力巨大、前景光明。可再生能源为零碳电力铺平了道路。但是，要实现全面净零排放，就需要在零碳电力的基础上，再拥有零碳燃料。氢能的意义就在于此。”