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制氢路线多样,灰氢仍是主要氢能来源

氢气可以通过多种工艺路线制备,主要包括:(1)化石能源制氢:煤气化制氢、天然气重整制氢、石油焦和渣油制氢等;(2)电解水制氢:电力来源主要包括火电、水电、风电、光电以及核电等,其中可再生能源是理想的电力来源;(3)工业副产氢:主要包括氯碱工业、煤焦化、合成氨、丙烷脱氢等;(4)光催化制氢、生物发酵制氢等其他路线:尚处于实验与开发阶段,暂未达到规模制氢要求。其中煤气化制氢、天然气重整制氢以及电解水制氢是主要的制氢方法。

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而根据制氢过程中碳排放的不同,行业内一般将氢能分为灰氢、蓝氢及绿氢:

(1)灰氢:使用化石燃料制取氢气,并对释放的二氧化碳不做任何处理;(2)蓝氢:使用化石燃料制取氢气,同时对释放的二氧化碳进行捕集和封存;(3)绿氢:使用可再生能源发电电解或光解制取的氢气。其中灰氢由于生产成本低、技术工艺成熟,是当前主要的氢能来源,但无法避免生产过程中的碳排放,而真正实现“零碳”的绿氢是理想的氢能来源,受限于技术与成本问题,尚未实现大规模普及。

近年来,伴随着国内氢能产业的持续发展,中国氢气总产量保持着稳定增长的态势,根据中国氢能联盟与石油和化学规划院的统计,截至2019年我国氢气产能约达4100万吨/年。由于中国丰富的煤炭资源特点,煤制氢是首要的制氢来源,不同于全球范围内18%左右的比重,煤制氢在国内占比可达六成以上,其次为工业副产氢、天然气制氢、电解水制氢。根据中国氢能联盟研究院数据,2019年中国氢气产量共计3342万吨,其中煤制氢产量2124万吨,占比达63.6%;其次为工业副产氢、天然气制氢,产量分别为708、460万吨,占比分别为21.2%、13.8%;电解水制氢产量相对较少,仅50万吨,占比1.5%。

中国氢气产量保持稳定增长态势

电解水制氢项目可行性研究报告

2019年煤制氢产量占比达63.6%

电解水制氢项目可行性研究报告

从区域分布来看,西北、华北、华东地区是中国主要的制氢产地,合计产能占比达75%。2019年西北地区产能为1067万吨,华北地区产能1021万吨,华东地区产能940万吨,占比分别为26.3%、25.2%、23.2%;华南、西南、东北地区产能分布相对较少,占比分别为12.3%、8.3%、4.8%。这样的产能分布特征与中国以煤为主的能源结构息息相关,以煤制氢为主的制氢产能更多地向煤炭资源密集的西北与华北地区集中,另外华东地区则主要是化工产业较为密集,主要以工业副产氢为主。

2019年我国西北、华北、华东地区氢气产能占比合计约75%

电解水制氢项目可行性研究报告

从区域分布来看,西北、华北地区是我国主要的氢能资源中心

电解水制氢项目可行性研究报告

02

电解水制氢行业现状及工艺

电解水即通过电解将水分解为氢气与氧气的过程。目前较为常见的电解水技术主要包括:碱性水电解技术、质子交换膜(PEM)水电解技术以及固体氧化物电解槽技术(SOECs)三种。其中碱性水电解技术是为成熟且已实现商业化应用的技术,发展至今已有近100年历程,本质上氯碱工业使用的就是该技术,相较其他技术成本较低;PEM技术则较为先进,可有效解决电解液回收与循环利用的问题,体积较小且操控灵活,更适用于人口密集的城市地区以及分布式使用,是目前有发展前景的电解水工艺,但由于催化剂及膜材料昂贵成本较高,大范围推广应用仍依赖于技术进步与成本下降;SOECs技术使用陶瓷作为电解质,在高温下对蒸汽进行电解,目前技术尚不成熟,高温热源需求也限制了其经济性,尚处于研发阶段。

目前较为常见的电解水技术主要包括碱性水电解技术、质子交换膜水电解技术、固体氧化物电解槽技术

电解水制氢项目可行性研究报告

电解水耗电量大、成本较高,规模化应用的障碍尚未扫除。电解水对电能的消耗量较大,单位能耗约4~5/3。根据国际能源署计算,如果全球氢气产量均采用电解水技术,其电能消耗可达3600万亿瓦时,已超过欧盟年度发电总量。电解水成本中,电力成本占总成本七成以上。根据中国氢能联盟测算,如果采用市电生产,制氢成本约30-40元/kg,是煤制氢成本的四倍以上,经济性相对较弱。因此,电解水制氢技术仍处于发展阶段,尚未得到规模化应用。目前,电解水制氢产量在全球氢气总产量占比在0.1%以下,在国内氢气产量中占比约1.5%。

电解水制氢成本受电价影响较大

电解水制氢项目可行性研究报告

清洁能源快速发展,电解水制氢迎来曙光。除成本问题以外,利用传统网电制氢还存在严重的全周期内高碳排放的问题。由于国内电力供应七成为火电,若直接采用网电制氢,单位氢气碳排放量可达35.84kg,是煤制氢的近两倍,天然气制氢的3倍以上。而近年来清洁能源的快速发展为电解水制氢创造了良机:一方面,可再生能源发电制氢可实现全周期内的零碳排放,实现真正的绿氢生产;另一方面,随着风电、光电等成本下降以及平价上网,制氢成本也将持续下降。同时,利用弃风、弃光、弃水电力制氢可大大提升清洁能源的利用效率,有效解决跨时间、跨空间的过剩能源消纳问题。从政策方面来看,XXX发改委、XXX能源局先后发文支持高效利用廉价且丰富的可再生能源制氢,国务院印发《新能源汽车产业发展规划(2021-2035年)》和五部门《关于推动燃料电池汽车示范应用的通知》均明确支出鼓励发展绿氢,进一步支持有条件的地区通过发展低碳清洁氢气支取率先达峰,探索“制氢电价”等刺激政策。在“3060碳达峰碳中和”政策背景下,风光电等清洁能源装机量将持续高速增长,绿氢或迎来快速发展期。根据中国氢能联盟预测,到2050年可再生能源电解制氢占比将达到70%。

近年来清洁能源发电量占比持续攀升(亿千瓦时)

电解水制氢项目可行性研究报告

预计2050年可再生能源电解制氢占比达70%

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03

建议:因地制宜发展氢源,绿氢是终目标

总体来看,氢气的制取路线较为多样化,为下游氢能的广泛利用提供了稳定的氢源基础。从结构上来看,当前灰氢占比较大,煤制氢仍是中国主要的制氢来源,在碳中和背景下面临低碳化转型的问题,但成本与经济性问题也一定程度制约了蓝氢、绿氢的大范围利用。因此,氢能要实现真正意义上的清洁化发展仍有较长路要走,但是,在当前构建氢能能源体系的发展初期,煤制氢中短期内仍将是制氢路线主导,但同时工业副产氢或将成为低碳化转型过渡期内的首要突破口。

氢源或更多地适用因地制宜的发展路线,各个地区主要以当地的资源优势为基础制定合理的氢能规划,如西部与西北部地区煤炭资源与风光等可再生能源丰富且成本较低,适宜煤制氢与电解水制氢互补发展,华东、华南地区则进一步提高产业副产氢能资源的利用效率,同时加强利用海上风电及水电制氢的利用。长期来看,绿氢的规模化应用是清洁能源体系构建的终目标,随着碳中和驱动下清洁能源项目与技术的投入力度加大,低碳氢的经济性与规模性也有望取得突破性进展。

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