氢燃料电池技术满足产业化需求，能源革命开启
目前的燃料电池从寿命、性能、资源和成本等方面已经达到产业化条件， 满足下游交 通和备电 等领域应 用:(1 )燃料电 池车辆寿 命和运营 里程达到 传统汽柴油 车水准， 在英国和 美国均 有燃料电 池公交车(FCEB)运 营寿命 超过2.9 万小时，无需大修或更换燃料电池组;(2)低温启动温度可以达 到-30°C;(3)铂金催化剂用量较小，未来不会引起铂金资源短缺，目前国 际先进催化剂耗铂水平可达到0.125g/kW，未来单车铂金用量可以低于5g， 与传统柴油 车尾气催 化剂铂用 量相当， 并且催化 剂在往低 铂和无铂 方向发 展;(4)成本快速下降，日韩燃料电池汽车预计2025 年能达到传统内燃机 车成本水平;(5) 氢耗与油 耗成本持 平，并且 随着规模 扩大，氢 气成本存 在较大下行空间。
氢燃料电池具有零排放、零污染的特性，被认为是未来清洁环保的理想技 术，是终极 新能源动 力解决方 案。燃料 电池本质 上是发电 机，下游 应用场 景广泛，可 以应用于 交通领域 和发电领 域等。我 们认为燃 料电池发 展将掀 起一轮能源 革命，氢 将取代一 部分石油 ，成为能 源体系中 的重要一 环，未 来氢燃料电池市场规模可达万亿级别。
国家政策循序渐进，地方政府积极推动
中国对于燃料电池发展支持处于循序渐进状态，我国从2001 年就确立了“863 计划电动汽车重大专项”项目， 确定三纵三横战略， 以纯电动、 混合电动 和燃料电 池汽车 为三纵 ，以多 能源动力 总成控 制、驱 动电机 和动 力蓄电池 为三横。 近期随 着燃料 电池产 业发展逐 渐成熟 ，中国 在燃料 电池 领域的规 划纲要和 战略定 调已经 出现苗 头，支持 力度逐 渐加大 ，政策 从产 业规划、发展路线和补贴扶持全方位支持燃料电池产业发展。
产业规划:2016 年 11 月 29 日，《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》 提出系统 推进燃料 电池汽 车研发 和产业 化。加强 燃料电 池基础 材料与 过程 机理研究 ，推动高 性能低 成本燃 料电池 材料和系 统关键 部件研 发。加 快提 升燃料电 池堆系统 可靠性 和工程 化水平 ，完善相 关技术 标准。 推动车 载储 氢系统以及氢制备、储运和加注技术发展，推进加氢站建设。到 2020 年，实现燃料电池汽车批量生产和规模化示范应用。
发展路线:2016 年10 月，汽车工程年会发布的《节能与新能源汽车技术路线图》中指出，到2020 年燃料电池汽车在公共服务领域的示范应用要达 到5000 辆的规模;到2025 年，实现氢燃料电池汽车的推广应用， 规模达 到5 万辆; 到2030 年， 实现氢燃料电池汽车的大规模推广应用， 氢燃 料电池汽车规模超过1百万辆。
补贴扶持:2016 年12 月30 日财政部、科技部、工业和信息化部和发改 委发布的 《新能源 汽车推 广补贴 方案及 产品技术 要求》 中规定 除燃料 电池 汽车外，各类车型2019-2020 年中央及地方补贴标准和上限，在现行标准 基础上退坡20%，对燃料电池汽车补贴延续至2020 年不退坡，对于燃料 电池乘用车，给予20 万元/辆补贴;对于燃料电池小型货车、客车，给予30 万/辆补贴;对于燃料电池大中型客车，中重型货车，给予50 万/辆补 贴。2018 年发布《关于调整完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通 知》，燃料电池汽车补贴基本保持不变。
地方政府中，富氢优势、弃电较多或者产业领先为代表的地区重视燃料电 池 发展。 多地市兴建氢 能产业园 区，氢 能小镇 和产业集 群等， 推动燃 料电 池公交、物流车示范运营，截至目前超过20 地市明确推动氢燃料电池产业 发展。目 前仅上海 、武汉 、山东 、苏州 、张家口 、佛山 、盐城 和大同 等地 规划显示，到2020 年燃料电池汽车数量将超过1.5 万辆。
中国燃料电池浪潮开启，远期万亿规模可期
中国燃料电池产业目前与2012 年锂电池极为相似，政策自上而下支持，技 术达到产 业化条件 ，产业 链国产 化进程 开启，企 业加快 布局速 度，资 本市 场投融资热度持续上升。
中国燃料电池汽车发展路径明确:前期通过商用车发展，规模化降低燃料 电池和氢 气成本， 同时带 动加氢 站配套 设施建设 ，后续 拓展到 私人用 车领 域。优先 发展商用 车的原 因在于:一方 面公共交 通的平 均成本 低，而 且能 够起到良 好的社会 推广效 果，形 成规模 后带动燃 料电池 成本和 氢气成 本下 降;另一 方面商用 车行驶 在固定 的线路 上且车辆 集中， 建设配 套的加 氢站 比较容易 。当加氢 站数量 增加、 氢气和 燃料电池 成本降 低时， 又会支 撑更 多燃料电池汽车。
2017 年是中国燃料电池汽车元年，全国燃料电池汽车产量达到1272 辆。2018 年燃料电池汽车商业化运营的元年，产量达到1619 辆，目前国家补 贴到2020 年不退坡，在国家和地方补贴的支持下，燃料电池汽车产业开启 以补贴为基石的内生性增长时代。
截止2018 年底，全国投入运营车辆约694 辆，其中公交234 辆左右，物流 车约300 辆，轻客160 辆。其中，燃料电池物流车在上海已经开展商业化 运营，目前在运营数量达到300 辆左右，运营里程超过400 万km，用户包 括京东、申通快递、盒马鲜生、宜家等物流用户。
我们预计随着成本的持续下降，产业规模将得到迅速扩大，行业将在未来 十年迎来百倍增长，到2030 年燃料电池汽车市场规模达到5000 亿，车用 燃料电池市场规模达到1200 亿，远期燃料电池汽车和热电联产等市场规模 可达万亿。
2017-2020，燃料电池产业处于商业化运营的导入期，产业在政府补贴 扶持下实现 盈利。同 时燃料 电池成本 与氢气 成本随着 规模扩大 而稳步 下降，预计到2020 年，系统成本可低于6000 元/kW，富氢地区氢气售 价可达30 元/kg，燃料电池汽车产销量达到万辆。
2021-2025，燃料电池进入快速增长期，产业在合理补贴退坡情况下实现盈利。到2025 年系统成本达到2000 元/kW，氢气售价降低到28 元/kg，燃电池汽车产销量达到25 万辆。
2026-2030，燃料电池进入爆发期，产业无需补贴可以实现内生性增长。 到2030 年系统成本不高于1000 元/kW，氢气售价23 元/kg，燃料电池 汽车产销量达到150 万辆以上，燃料电池汽车市场规模达到5000 亿。
加氢站引发重视，业界呼吁推动基础设施发展
国内燃料电池汽车的发展仍处于导入期阶段，主要制约因素在于两个方面: 一是基础配套设施不完善(加氢站少)， 二是燃料电池产业链国产化程 度有 待提升，目前电堆产业链达到50%，成本依然较高。
加氢站之于燃料电池汽车,犹如加油站之于传统燃油汽车、充电站之于纯电 动汽车,是支撑燃料电池汽车产业发展必 不可少的基石。燃料电池汽车 的发 展和商业 化离不开 加氢站 基础设 施的建 设。若没 有完善 的加氢 站基础 设施 布局，则 很难支撑 起燃料 电池车 应用规 模的扩大 ，因此 加氢站 的建设 是产 业发展的关键因素。
国内加氢站较少，建设速度需要继续提升。2016 年初全国运营加氢站只有3 座，北京永丰、上海安亭和郑州宇通。经历2 年多的发展;目前正在运 营的超过19 座，分别位于北京、上海、江苏、大连、安徽、河南、广东等 地。2018 年开工建设的加氢站23 座，规划加氢站44 座。虽然这两年加氢 站建设提速，但是相对于氢燃料电池产业需求，加氢站数量远远不够。
加氢站缺乏现状引起产业界关注，2019 年两会期间，众多能源巨头和车企 和高管均有 推动加 氢站建 设建议， 主要包 括:( 1)制定 加氢站 等基础 设施 规划;(2 )健全 加氢站建 设、规范 和审批 制度;( 3)加 大加氢站 补贴力 度。
加氢站工作原理和建设模式
现有加氢站技术来源于天然气加气站，有两种建设方式:1)站内制氢供氢 加 氢 站 技术;2)外 供氢加氢站技术。中国加氢站以外供 氢路线为主。
1)站内制氢加氢站技 术:来源于天然 气管网标准加 气站原理，即加氢 站内有制氢设备(如天然气重整制氢)产生氢气(相当于天然气管道 输送来的气源)和加气站设备的组合。
2)外供氢加氢站技术:来源于天然气 母站和子站原 理，即从外面工厂(相当于母站提供气源)经加氢站(子站)二次加压完成对外加气。
加氢站的工作原理(以外供氢加氢站为例):氢气通过管束槽车运输至加氢 站 ，经由 氢气压缩 机增压 后储存 至站内 的高压储 罐中， 再通过 氢气加气 机 为 燃料电 池汽车 加注氢 气。 当管束槽车的压力 足够高 时，可从 槽车中 直接 给车辆加氢;压力不够部分从氢气高压储罐中给汽车进行补充氢气。
实际操作中，氢气储罐可由多个压力级别不同的储罐并联而成，先将 低压储罐中的氢气用于加注，直到低压储罐与车载容器达到压力平衡， 再换为高压储罐进行加注。
加氢站核心设备依赖进口，国产化逐步开启
加氢站的主要设备:包括储氢装置、压缩设备、加注设备、站控系统等， 其中压缩机占总成本较高(约30%)。目前设备制造的发展方向主要是加速 国 产 化 进程，从而降 低加氢站的建设成本，促进氢能产业 链的发展。
高压储氢装置:一般有两种方式，一种是用具有较大容积的气瓶，该 类气瓶的单个水容积在600L~1500L 之间，为无缝锻造压力容器;另 一种是采用小容积的气瓶，单个气瓶的水容积在45L~80L。从成本角度看，大型储氢瓶的前期投资成本较高，但后期维护费用低，且安全 性和可靠性较高。北京永丰加氢站储氢装置是美国CPI 公司生产的TAE/EVO-121 氢气高压储罐。
氢气压缩设备:常用的氢气压缩设备为隔膜式压缩机，该型压缩机靠 金属膜片在气缸中作往复运动来压缩和输送气体。氢气压缩机在加氢 站中占据重要地位，目前我国加氢站所采用的氢气压缩机仍需外购。 未来国内加氢站与生产压缩机的外资企业加强合作以及加快国产化速 度的情况下，有望将压缩机的成本减少50%以上。
氢气加注设备:氢气加注设备与天然气加注设备原理相似，由于氢气 的加注压力达到35Mpa，远高于天然气25Mpa 的压力，因此对于加氢机 的承压能力和安全性要求更高。根据加注对象的不同，加氢机设置不 同规格的加氢枪。如安亭加氢站设置TK16 和TK25 两种规格的加氢枪， 最大加注流量分别为2kg/min 和5kg/min。加注一辆轿车约用3-5 分钟， 加注一辆公交车约需要10-15 分钟。
站控系统:作为加氢站的神经中枢，站控系统控制着整个加氢站的所 有工艺流程有条不紊的进行，站控系统功能是否完善对于保证加氢站 的正常运行有着至关重要的作用。
中国所生产的加氢站设备各项技术指标仍有欠缺，但是目前国产化已经开 启 ， 业 内企业在各领 域均推出自主产品。
高压储氢装置:2 018 年1 月，安瑞科生产87.5MP a 缠绕大容积储氢容 器用于863 项目70MPa 加氢站。该储氢容器率先采用了碳纤维全缠绕 增 强钢内胆 的结构形 式，解 决了结构 设计、成 型工艺 、密封、 氢脆等 多 个 技 术难题，填补 了国内空白，技术达到世界领先水平 。
氢 气压缩 设备: 北京天高和江苏恒 久机械均 有隔膜压 缩机研发 ，北京 天高压缩机 产品运用 在国内 近十座加 氢站的 项目，参 与了国家 科技部 环保新能源“863”计划中的汽车加氢项目。
氢 气加注 设备: 张家港富瑞氢能加 氢机取得 国内整机 防爆认证 ，并且 供应国内超过15 座加氢站项目。上海舜华35MPa 加氢机已成功应用于 世博会加氢站和大运会加氢站。
大规模低成本氢气是产业关键，氯碱制氢+气氢拖车是当下合理路线
氢之于燃料电池，正如石油之于传统汽车、锂矿石之于电动车，为必不可 少之基础 。燃料电 池产业 的发展 ，便捷 地获得低 成本的 氢燃料 成为行 业能 否顺利发 展的关键 。氢气 的成本 主要包 括制氢和 储运成 本，当 下氢气 核心 在于采取合理制氢和储运方式。
我们认为现阶段最佳的制氢和运氢方式搭配为:氯碱工业副产氢+气氢拖车 运输，其氢气成本范围在17.9~19.2 元/kg。该氢源路线的选择主要是基于 成本和环 保的角度 考虑的 。此外 ，通过 测算氢气 作为燃 料的经 济性， 我们 得出结论:如果使 氢燃料 电池车 具有较 强的竞争 力(百 公里耗 氢成本 较百 公里耗油成本低20%以上)，则氢气到站成本需控制在22.78 元/kg 以下。
氯碱工业副产氢是目前最现实的大规模燃料电池用氢气的来源:在现阶段， 选择成本 较低、氢 气产物 纯度较 高的氯 碱工业副 产氢的 路线， 已经可 以满 足下游燃 料电池车 运营的 氢气需 求;在 未来氢能 产业链 发展得 比较完 善的 情况下，利用可再生能源电解水制氢将成为终极能源解决方案。
气氢拖车是未来一段时间的主要运输方式。基于200km 左右运输距离和每 天10 吨的运输规模来看，气氢拖车的成本可以达到2.02 元/kg， 液氢罐 车是未来 的重要方 向，其 运输能 力是气 氢拖车的 十倍以 上，配 合大规 模可 再生能源或者核电的弃电，是燃料电池大规模部署后的氢气解决方案。
制氢分析:氯碱制氢可满足当前下游需求 ，化石燃料制氢成本低廉， 可再生能源电解水助力实现未来零排放
目前，制备氢气的几种主要方式包括氯碱工业副产氢、电解水制氢、化工 原料制氢(甲醇裂解、乙醇裂解、液氨裂解 等)、石化资源制氢(石油裂 解、 水煤气法等)和新型制氢方法(生物质、光化学等)。
我们认为氯碱工业副产氢是现阶段最适合的制氢方式，主要基于以下两点 判断:
(1)从制氢工艺的成本和环保性能角度来看，氯碱制氢的工艺成本最为适 中，且所制取的氢气纯度高达99.99%，环保和安全性能也较好，是目前较 为 适 宜 的制氢方法。分析如下:
水煤气法制氢成本最低，适用规模大，但是二氧化碳排放量最高，且 所产生氢气含硫量高，如果用于燃料电池，会导致燃料电池催化剂中 毒，如果应用脱硫装置对其产生氢气进行处理，不但增加了额外的成 本，对技术标准的要求也很高;
石油和天然气蒸汽重整制氢的成本次之，约为0.7~1.6 元/Nm3 ，能量转 化率高达 72%以上，但环保性不强，未来可以考虑通过碳捕捉技术减少 碳排放;
氯碱制氢工艺成本适 中，在1.3~1.5 元/Nm3 之间，且 环保性能较好， 生产的氢气纯度高，目前而言适用于大规模制取燃料电池所使用的氢 气原料，也是可实现度最高的氢气来源。
甲醇裂解和液氨裂解成本较氯碱制氢高50%左右，较化石资源制氢技术 前期投资低、能耗低，较水电解法制氢单位氢成本低。
水电解法制氢成本最 高，在2.5~3.5 元/Nm3 之间，且成 本在不断降低 ， 碳排放量低，且在应用水力、潮汐、风能的情况下能量转化率高达70% 以上。在未来与可再生能源发电紧密结合的条件下，水电解法制氢将 发展成为氢气来源的主流路线。
(2)从理论储备和经济储备的角度来看，氯碱工业副产氢的经济储备能够 满足长三角地区对于氢气的需求，全国范围来看也储备充足。我们通过统 计氯碱工 业和其他 化工原 料(天 然气、 甲醇、液 氨等) 的产能 ，计算 了理 想情况下氢气的理论产能和经济产能(如图表3)。
假设(1)产能利用率 为76%;(2)化 工原料和天然 气裂解制氢的部分 相当于原有产能的3%;(3)燃料电池乘用车以丰田Mirai 作为数据样 本(储氢量5kg，续驶里程482km);(4)燃料电池物流车以E-truck 为数据样本(储氢量7.5kg，续驶里程400km，载重量4-8 吨);(5)乘用车年行驶里程数取值1 万公里;(6)物流车年行驶里程数取值12 万公里。
我们得出结论:目前全国范围内的氯碱工业制取的氢气相当于76 万吨/年的产能，可供34 万辆燃料电池物流车使用一年，或者可供243 万 辆燃料电池乘用车使用一年。如加上现有天然气、甲醇、液氨裂解产 生氢气的量，约为202 万吨/年，可满足90 万辆物流车或648 万辆乘 用车一年的氢气需求量。
我们以目前燃料电池 车数量较集中 的江苏上海一带 作为中心，200km、500km 作为半径，划定了两种不同的范围，分别考虑其产能。可以发现， 在所划定的200km 范围内，氯碱副产氢气产能可以供14 万辆物流车或99 万辆乘用车使用;在500km 范围内，氯碱副产氢气产能可供16 万辆 物流车或112 万辆乘用车使用。
氯碱工业副产氢:目前最现实的大规模燃料电池用氢气的来源
氢气的制备技术和存储运输等技术等，均影响到燃料电池所用燃料是否能 方 便快捷 低成本 地获得 。 其中氢能的大规模、 低成本 和高效制 备是首 先需 要解决的关键性难题。根据Hydrogen Analysis Resource Center的统计 数据显示，全球制氢能力约保持在1440 百万标准立方英尺/天。其中中国 的制氢能力保持在1320.86 吨/天以上。
根据日本经济产业省 的统计分析，201 4 年日本氢气售 价的构成主要由 氢气原材料、氢气的生产运输成本、加氢站的固定和可变成本以及加 氢站运营维护几个部分组成。其中涉及到氢气的制备和储运的成本占38%。而对比看来，汽油售价的重要组成部分则是汽油的消费税。
影响我国氢气售价的最主要因素是包括制氢和储运氢气在内的氢气成 本部分。比较日本和我国的加氢站氢气售价价格组成可以发现，影响 日本氢气售价的最主要的两个因素是氢气成本(约占38%)和加氢站固 定成本(约占26%)，而影响我国氢气售价最主要的因素是氢气成本(约占65%)。
根据氢气的原料不同，氢气的制备方法可以分为非再生制氢和可再生制氢， 前 者 的 原料是化石燃 料，后者的原料是水或可再生物质。
制备氢气的方法目前较为成熟，从多种能源来源中都可以制备氢气，每种 技 术的成 本及环 保属性 都不相 同。 主要分为五种技术路 线:氯 碱 工业副 产 氢、电解水制氢、化工原料制氢、石化资源制氢和新型制氢方法等。目前 制备氢气的最主要问题是如何控制制氢过程中的碳排放 、成本方面，未来 技术的主 要发展方 向是使 用可再 生能源 电解水， 包括生 物制氢 和太阳 能制 氢等。
全球来看，目前主要的制氢原料96%以上来源于传统能源的化学重整(48% 来自天然气重整、30%来自醇类重整，18%来 自焦炉煤气)，4%左右来源 于电 解水。
日本盐水电解的产能占所有制氢产能的63%，此外产能占比较高的还包 括天然 气改制(8%)、乙 烯制氢(7%)、焦 炉煤气 制氢(6%) 和甲醇改 质(6%)等。
目前国内主流的氢气来源为焦炉煤气制氢，但考虑到所制得的氢气纯 度不高(含硫)，且制 氢的过程耗时长 、对环境造成 污染，如果再经过 脱硫脱硝的步骤则增加了制氢的成本。因此在考虑燃料电池所使用的 氢气来源时，主要依靠氯碱工业副产氢、天然气、甲醇、液氨重整产 生的氢气，未来在体系完善技术加强的情况下将逐步选用可再生能源 电解水制氢，打造真正零污染的氢能供应链。
目前燃料电池所使用的氢气来源最主要的途径是来源于氯碱工业的副产品。 虽然从整 个氢气产 量来看 ，利用 煤作为 原料来制 备氢气 占全部 制氢产 量的2/3，但是由于煤制氢气中含有杂质较多， 对于纯化装置要求较高从而 增加 了成本， 因此作为 氯碱工 业副产 品的氢 气用于供 应给燃 料电池 作为原 料的 路线较为常见。
氯碱厂 以食盐 水(NaC l)为 原料 ，采 用离子 膜或 石棉隔 膜电 解槽生产 烧碱(NaOH)和氯气(Cl2 )，同时可得到副产品氢气。(2NaCl+2H2O→ 2NaOH+H2 ↑+Cl2 ↑)把这类氢气再去掉 杂质，可制得纯 氢。我国许多氯 碱厂都采用PSA 提氢装置处理，可获得高纯度氢气(氢纯度可达99%~99.999%)。
PSA 技术是利用气体组分在固体吸附材料上吸附特性的差异,通过周 期性的压力变化过程实现气体的分离与净化。PSA 技术是一种物理吸 附法。PSA 具有能耗低、 投资少、 流程简单、 自动化程度高、 产品 纯度高、 无环境污染等优点。
根据国家统计局的数据，2015 年，我国氯碱厂产能为3961 万吨，产量为3028.1 万吨。根据氯碱平衡表，烧碱与氢气的产量配比为40:1，理论上将 产生氢气75.7 万吨，即85 亿Nm3 氢气，理论上可以供243 万辆乘用车使用。 但考虑氯 碱厂区域 分布、 运输距 离、期 间损耗及 不同车 型的耗 氢量， 几十 万辆的规模问题不大。
目前氯碱厂对氢气的利用主要是两个方面，一是与氯气反应生产盐酸， 另一方面将氢气直接燃烧，产生热能。但是后者需要的投资较大，因 此大量的氯碱厂实际上将氢气都直接放空了。这样对于氢气资源实质 上是一种浪费，如能合理收集氯碱厂所生产的氢气，对于发展燃料电 池而言是一种合理的途径。
氯碱工业副产制氢的成本约为14.6~16.85 元/kg(即1.3~1.5 元/Nm3)。氯 碱工业副产制氢的方法成本较低，且所制备的氢气纯度能达到99.99%以上， 同 时理论 储量和经 济储量 都相对 较高， 足以满足 现有燃 料电池 对于氢气 的 需求量。
水电解制氢:利用可再生能源电解水制氢助力未来实现零排放
电解水技术与光解水、热化学制氢的不同特点:电解水技术成熟、设备简 单、无污 染，所得 氢气纯 度高、 杂质含 量少，适 用于各 种场合 ，缺点 是耗 能大、制氢 成本高;光 解 水技术 目前难点是催化 剂研制;热 化 学 循环制 氢 系统更复杂，但制氢效率较高，结合可再生能源，利用效率更高。
目前商品化的水电解制氢装置的操作压力为0.8~3Mpa,操作温度为80~90°C，制氢纯度达到99.7%，制氧纯度达到99.5%。
水电解制氢的关键是如何降低电解过程中的能耗，提高能源转换效率。 电解水制氢一般都以强碱、强酸或含氧盐溶液作为电解液。目前商用 电解槽法，能耗水平约为4.5~5.5kwh/Nm3H2，能效在72%~82%之间。折 算下来，水电解制氢成本相当于30~40 元/kg，用电解法生产气态氢的 价格比汽油约高65%，如果生产液态氢，则比汽油高约260%以上。
热化学循环水分解制氢可耦合核能、太阳能甚至是工业废热进行高效制氢， 每 一步反 应条件温 和，理 论上不 会排放 任何污染 物;若 能在高 温耐腐蚀 材 料等方面实现突破，将是最有希望实现工业化规模应用的技术方式。根据 循环过程中使用过的不同物质，一般将热化学循环水分解制氢分成4 大类: 金属氧化物体系、金属卤化物体系、含硫 体系以及电解-热化学联合的 杂化 体系。
使用电解水的方法大规模制氢有两条主要的降本途径:1)降低电解过程的 能耗;2)充 分利用可再生能源，使用弃风 弃水弃光所产生电能进行电解 水。
各国通过研发新型技术降低电解过程中的能耗，但是根据热力学原理，电 解水制备1m3 氢气和0.5m3 氧气的最低电耗为2.95 度电。由此可知，该途 径降低成本的空间有限、技术复杂。
日本的新型技术将能耗降低到3.8kwh/Nm3 H2;美国GE 公司开发的固体 高分子电解质(SPE) 水解法，以离子 交换膜作为隔膜 和电解质，使电 解过程的能耗大大降低。针对电解水技术方面的改进主要集中在电解 池、聚合物薄膜电解池和固体氧化物电解池等种类，电池能效率由70% 提高到90%，但考虑到发电效率，实际上电解水制氢的能量利用效率不 足35%。
根据我们的测算，在不考虑运输成本的条件下，假设运维和固定投资的成 本占电解水制氢的总成本的25%，计算出水电解制氢达到能够和汽油竞争 的水平，电价必须保证在0.31 元/kwh 以下，如果考虑比汽油的价格更有 竞争力的情况，则对应较92 号汽油价格低10%、20%、30%的情况，电价分 别需要达到0.28 元/kwh、0.25 元/kwh 和0.22 元/kwh 以下。
此外，大规模制氢也不能完全依赖于谷电电价。且目前电价政策对于这一 块没有特 殊的倾斜 ，因此 一般考 虑使用 弃风弃光 所产生 的电能 电解水(电 价能达到0.25 元/kwh 左右)。
我国可再生能源丰富，每年弃水弃风的电量都可以用于电解水。我国拥有 水电资源3.78 亿kw，年发电量达到2800 亿kwh。水电由于丰水器和调峰 需要，产 生了大量 的弃水 电能。 我国风 力资源也 非常丰 富，可 利用风 能约2.53 亿kwh，相当于水力资源的2/3。但风电由于其不稳定的特性，较难 上网，因 此每年弃 风限电 的电量 规模庞 大。如果 将这部 分能源 充分利 用起 来，产生的经济效益是可观的。
例如，三峡电站建成后，在每年的5~8 月弃水电能高达45 亿kwh，即 使建设一座180 万千瓦的抽水蓄能电站联合运行，三峡电站的弃水电 能仍有21 亿kwh。若将此电能用于电解水制氢，可生产氢气4~4.5 亿Nm3 ，可见利用 水电站的 弃水电能 来制氢， 将会使 我国出现 一个巨大的 氢源基地。
目前燃料电池汽车的分布主要以东部沿海城市为主，如果考虑到氢气 的运输成本，使用中西部地区的弃水电能进行氢气的制备尚不具备成 本优势。
2010 年至2015 年，我国弃风电量累计达到997 亿千瓦时，直接经济损 失超过530 亿元。仅过去一年弃风电量就达到339 亿千瓦时，直接经 济损失超180 亿元，几乎抵消全年风电新增装机的社会经济效益。解 决这样的一个现状的合理方式之一是采取储电的方法。若利用氢能燃 料电池来储电，则可解决风能发电的平衡问题——利用风能发电的电 能来电解水制氢，它成为氢能燃料电池的燃料，而燃料电池又用来储 电。这个循环过程，既可解决风能发电的负荷平衡，又可制得一定数 量的氢能。
例如，江苏盐城周边有1000 多家风电厂，目前所产生的电能无法并网， 使用这些风电所产生的电能，结合海水电解技术，所产生的氢气成本 可以达到2 元/Nm3，相对而言已经具备了和汽油能源竞争的能力。
石化资源制氢:天然气裂解制氢为主，水煤气法对脱硫技术要求高
石化资源制氢:主要是天然气裂解制氢路线，燃料电池所用氢气一般不使 用 煤制氢 的技术路 线，主 要是因 为煤制 氢存在投 资成本 高、污 染严重和 碳 排 放量大 等问题 。 天然气制氢技术主要 包括水 蒸气重整 、部分 氢化、 自热 重整、绝热催化裂解等。
水煤气法制氢含硫偏高，不适用于燃料电池。水煤气法制氢是传统的煤化 工工艺路径 。通过 无烟煤 或者焦炭 与水蒸 气在高温 下反应 得到水 煤气(C+H2O→CO+H2—热)，净化后再使它与水蒸气一起通过触媒令其中的CO 转 化成CO2(CO+H2O→CO2+H2)可得含氢量在80%以上的气体。最后除去CO2 以 及CO 得到较为纯净的氢气。这种方式制氢量大，成本低。但如果用于燃料 电池，则 其中含硫 量偏高 ，易使 得燃料 电池的铂 催化剂 中毒， 损坏染 料电 池电堆。 因此目前 尚无法 实现大 规模生 产使用。 未来如 果脱硫 技术提 升， 则有颠覆氢气来源的可能。
成本方面，天然气裂解制氢的成本约为9~16.85 元/kg(即0.8~1.5 元/Nm3 之间)。 我们根据中石化集团经济技术研究院所提供的一些数据测算如 图表34。天然 气制氢虽 然成本 方面有 优势， 但需要针 对性地 制氢， 对于前 期投 资要求较高，且制氢过程会产生一定的污染。
天然气重整制氢的成本相对石油售价和天然气售价而言具有竞争力。我们 通过将不同能源折算为热量单位(Btu)进行对比(图表35)，根据我们的 分析和预 测，可发 现目前 同等热 值的可 再生能源 电解水 成本已 经低于 交通 用以及工 业用的石 油售价 ，而天 然气重 整制氢的 成本已 经低于 上述石 油售 价及天然气工业用售价。
从能量转换效率的角度来看，天然气重整制氢的方法能量转换效率最高， 而 乙醇裂 解和电 解水制 氢的方 法次之 。 各种制氢方式的能量转 换效率 比较 如下:
化工原料制氢:甲醇制氢技术应用于众多特定场所，但成本较高
甲醇裂解制氢:由于甲醇具有易于运输、易于获得等特点，甲醇制氢技术 备受关注，并应用于众多特定的场所。利用甲醇制氢有3 种途径:甲醇裂 解、甲醇-蒸汽重整和甲醇部分氧化。在 这三种方法中，甲醇裂解由于 应用 范围更广和原料单一的特点具有更强的竞争力。
甲醇制氢与大规模的天然气、重油转化制氢或者水煤气制氢相比，投资省， 能 耗 低;与水电解制 氢相比，单位氢气成本低。
化石燃料制氢工艺一般需要在800°C以上的高温下进行。所以转化炉等 设备需要特殊材质。同时需要综合考虑能量平衡和利用，不适合小规 模制氢 。而 甲醇转 化制 氢反应 温度 低(260~28 0°C)，工 艺条 件缓和， 燃料消耗低。与同等规 模的化石燃料制 氢装置相比， 甲醇-蒸汽转化制 氢的能耗是前者的50%。
水电解制氢的成本一般在3~5 元/m3 ，而一套规模为1000m3 /h 的甲醇- 蒸汽制氢转化装置的氢气成本一般不高于2 元/m3。
液氨制氢方法由英国化学家亚瑟汀斯利在1894 年提出，主要原理是利用液 氨 和钠单 质反应生 成氨基 化钠， 然后氨 基化钠将 分解成 为氮气 、氢气以 及 钠 单质。 液氨是世界上 产量最大 的无机 化合物 之一，通 常与丙 烷一样 被加 压储存在液氨罐之内(300psi，约20 千帕)，液氮虽然可获得性高，但是 液氨制氢需 要依赖 于钌作 为催化剂 ，而钌 是一种 稀有金属 ，且在 该过程 中， 分离氢气需要极高的温度。
2015 年，英国科学家提 出液氨制氢的 新方法，将分离 氢气的温度降低 到了400°C的温度。一个典型的汽车电池都可以提供足够的能量来加热 一个小型(1.5 立方英寸)钠/氨反应器到达该温度。其设备的输出不 能满足一个大型商业设施所需的氢气，但可以扩大到满足一辆氢能燃 料电池汽车所需的氢气。
目前丰田、本田和现代所使用的氢气，绝大多数都来自天然气重整制 氢，但天然气重整制氢对环境的影响较大，因此如果上述液氨制氢的 方法能够推行，可以降低制氢过程对环境的影响。此外，该制氢方式 的另一个优势是其使用的罐体与现有的其他气体储存罐类似，这也将 降低氢能基础设施建设的成本。
成本方面，液氨制氢目前的成本约为2~2.5 元/Nm3，仍比电解水制氢的成 本 低，如 未来有进 一步的 技术突 破，液 氨制氢的 技术可 以拓展 到直接用 于 车载供氢。
氢气储运:气氢拖车满足现阶段要求，液化氢技术是发展方向
运氢的方式主要分为:气氢拖车运输(tube trailer)、气氢管道运输(pipeline)和液氢罐车运输(liquid truck)。氢能供应链中运氢环节定 义为包括集中制氢厂的运输准备环节(氢 气压缩/液化、存储及加注) 和车 辆/管道运输过程所涉及所有设备。
从现阶段加氢站对运输距离(<500km,200km 为宜)和运输规模(10t/d) 的需求来看，氢气最佳的运输方式仍是气氢拖车，其成本可以达到2.02 元/kg，而在同等条件下的液氢运输成本可以达到12.25 元/kg。未来在液化 氢技术达 到标准 且氢气 需求量 规模上 升(100t/d )的情 况下， 将考虑 采用 液氢运输的方式运送氢气。
气氢拖车运输适合小规模、短距离运输情景;气氢管道运输适合大规模、 短 距 离 运输情景;液 氢罐车运输适合长距离运输。
运输规模 和运输距 离是对 氢气运 输影响 最大的两 个因素 ，对三 种氢气 运输 方式的成 本变化造 成不同 的影响 。根据 不同氢气 运输方 式的变 化规律 ，在 运输规模和运输距离确定的情况下，可以选出成本最低的运氢方式。
主要的三 种氢气运 输方式(气氢 拖车、 管道输氢 和液氢 罐车运 输)的 成本 组成可以划分为:设备投资(存储、压缩 、液化和加注设备)、电力成 本、 管道投资成本、运输车辆投资成本(包括 车载储氢容器)、车辆燃料成 本、 人力成本和其他运行维护费用。通过研究我们可以得出结论:
1)对于气氢拖车运输方式，主要受距离 因素影响，规模对运氢成本影 响比 例较小;
2)对于管道输氢方式，管道投资成本在 运氢成本中占最大比例，适用 于运 氢规模大，距离近的情况;
3)对于液氢罐车运输方式，非常适用于 大规模氢气长距离运输，运氢 成本 与运输规 模成负相 关，规 模越大 运氢成 本越低， 与运输 距离成 正相关 ，距 离越远运氢成本越加上升，但上升幅度远小于气氢拖车。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
