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1、氢气制取是氢能利用经济性考量的重要环节
1.1氢燃料电池“颠覆”传统用能方式
氢能作为能源技术革命的重要发展方向，其潜力和重要性愈发受到全球的普遍认可，被视为21世纪最具前景的清洁能源之一。氢能以其清洁环保、效能高、来源广、可储能等优势，被称为“终极能源”，是未来替代矿物能源的最佳选择，并且能够有效解决可再生能源的消纳问题，以解决全球化石能源危机、全球变暖以及环境污染等。
燃料电池是将氢能转化为电能最有效的转换装置。使用氢做燃料时，氢燃料电池理论上不产生任何空气污染物，总生命周期排放量取决于氢的生产过程(与电力一样)，而且在非常小的尺寸下也具有很高的转换效率。燃料电池具备的模块化特性意味着燃料电池可以广泛应用在从小型便携式电子设备到大型固定设备，以及交通运输等不同领域。燃料电池被视为一种“颠覆性技术”，它可以显著加快我们从现有世界向一个新的、更清洁、更高效的氢能源世界的转变。根据E4Tech数据显示，交通运输是当前燃料电池最主要的应用场景，装机量出货规模占据70%。燃料电池汽车不仅能量转换效率高于内燃机，而且在汽车使用周期内真正实现了零污染、零排放。由于燃料电池机械构造简单，燃料电池汽车还具备平稳，舒适和噪音低的特点。
1.2氢气成本是制约燃料电池汽车商业化的瓶颈之一
目前燃料电池汽车较高的综合使用成本是限制其商业化的主因。通过与目前市场上其他类型汽车的使用成本拆解对比，燃料电池汽车的高成本主要来源有二：1）车辆购置成本，主要是当前技术和规模下较高的生产成本所致；2）燃料消耗成本，氢气在制备、储存、运输等过程中需要更多技术处理而导致更高的单位使用成本。最终直接导致燃料电池电动车的综合成本偏高。
氢气相比于其他燃料更高的价格主要来自生产制备环节。氢气的制备、存储和运输等技术均影响到氢气燃料能否方便快捷低成本地获取，其中氢气的大规模、低成本和高效制备是需首要解决的关键性难题。据中商情报网，从我国目前的供氢基础设施完善程度和技术水平来看，包括制氢和储运在内的氢气成本占到加氢站终端售价的70%左右，其中氢气原材料成本占比达到50%。因此制氢环节较大程度上决定了氢燃料使用的经济性。
1.3氢能来源广泛，制备技术多元
氢能是一种二次能源，因为氢在自然界中只以化合物的形式存在，所以需要通过特定的生产过程才能获取利用。氢能来源多样，不仅可以通过煤炭、石油、天然气等化石能源重整、生物质热裂解，或微生物发酵等途径制取，还可以来自焦化、氯碱、钢铁、冶金等工业副产气，也可以利用电解水制取。若与可再生能源发电结合，不仅实现全生命周期绿色清洁，更拓展了可再生能源的利用方式。
目前已有多种制氢技术，以如下三种技术路线为主导：一是以煤和天然气为主的化石能源重整制氢;二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为主的工业副产气制氢，三是电解水制氢。其他制氢工艺包括生物质制氢、太阳能光解水制氢等尚处于实验开发阶段。当前制氢原料主要以石油、天然气、煤炭等化石资源为主,较之于其他制氢方法,化石能源重整制氢工艺更为成熟,原料价格相对低廉,但会排放大量的温室气体,污染环境。从全球范围来看，天然气制氢是现今最主流的形式，占比近50%；醇类次之，占比为30%；仅有4%左右来源于电解水。我国则以煤炭制氢为主，占比为62%，天然气次之，占比为19%，与“富煤贫油少气”的能源禀赋特征相符。
1.4中国具备氢能制取的禀赋优势
作为全球氢能利用的大国,中国自年工业氢气产量首次突破1,×t以来,已经连续9年保持世界第一。我国氢气的需求量和生产量旺盛,呈逐年上升的态势,目前保持着供需平衡的状态。年度氢气产量超过1,万吨，但超过95%以上的氢气用于炼化、煤制化学品、合成氨等产业，目前用于燃料电池应用的氢气占比较低。我国氢能来源广泛，既有大量的工业副产氢气，又有大量的弃风弃光电、低谷电等可供制氢的存量资源。
根据中国氢能联盟估算，国内现有工业制氢产能2,万吨/年，工业副产氢、天然气重整制氢等可以提供低成本的氢气供应；富集的煤炭资源配合二氧化碳捕捉与封存技术(ccs)可提供大规模低成本的稳定氢源供给。同时中国还是全球第一大可再生能源发电国，由于分布不平衡导致发电中心与用电负荷中心脱离，电的远距离跨区域输送需求超出现有电网配套能力，大量的水电、风电和光电成为弃电，每年仅风电、光伏等可再生能源弃电约1,亿千瓦时。氢能将是富余可再生能源消纳和转移的重要方式，若将弃电按照10%用于制氢计算，可满足超过万辆乘用车用氢需求，未来随着燃料电池汽车大规模应用，弃风、弃光等可再生能源电解水制氢是最为环保的能源利用方式。
2、化石能源制氢：需结合地区资源条件，因地制宜
2.1煤制氢工艺成熟，成本低廉但下降空间小
煤是我国制氢的主要原料,虽然煤焦化副产的焦炉气也用于制氢,但煤气化制氢目前在国内氢气生产中占据主导地位。煤气化制氢是先将煤炭与氧气发生燃烧反应,进而与水反应,得到以氢气和CO为主要成分的气态产品,然后经过脱硫净化,CO继续与水蒸气发生变换反应生成更多的氢气,最后经分离、提纯等过程而获得一定纯度的产品氢。煤气化制氢技术的工艺过程一般包括煤气化、煤气净化、CO变换以及氢气提纯等主要生产环节。
煤制氢历史悠久、技术成熟，是制备合成氨、甲醇、液体燃料、天然气等多种产品的原料，广泛应用于煤化工、石化、钢铁等领域。几十年来，化工和化肥行业一直在使用这项技术生产氨(尤其在中国)。全球约有座煤炭气化厂在营，其中80%以上在中国。煤制氢技术路线成熟高效，可大规模稳定制备，是当前成本最低的制氢方式。据IEA数据，煤气化制氢的成本中，资本支出约占50%，燃料需求占15%-20%，因此，煤的可用性和成本对煤制氢项目的可行性起着重要的决定作用。根据中国氢能联盟测算，以技术成熟成本较低煤气化技术为例，每小时产能为54万方合成气的装置，在原料煤（6大卡，含碳量80%以上)价格元/吨的情况下，制取氢气成本约为8.85元/公斤。
煤制氢工艺二氧化碳排放量约是天然气制氢的4倍，需结合碳捕集与封存(ccs)技术实现减排。据IEA数据，在煤制氢生产中加入CCS预计将使资本支出和燃料成本分别增加5%和%，中国氢能联盟计算在前述基础上增加ccs后煤制氢成本约增加至15.85元/公斤。中国作为煤炭大国，煤炭资源丰富易得，并且已建立了大量煤炭开采基础设施。由于国内缺乏廉价的天然气源，配备CCS的煤制氢工艺很可能至少在中期是清洁制氢中最便宜的选择。
2.2天然气制氢受制于国内高原料成本
天然气制取氢气的工艺技术主要根据氧化剂性质的不同分为三种：
蒸汽重整(Steamreforming):纯水蒸气用作氧化剂，反应需要吸热;
部分氧化(Partialoxidation):使用氧气或空气，反应过程放热；
自热重整(Autothermalreforming):蒸汽重整和部分氧化的结合，混合空气和水蒸气，并调整两种氧化剂的比例，使之不需要吸收或排放热量(等温)。
甲烷蒸汽重整(SMR)是目前天然气大规模制氢最广泛的技术。重整是通过化学过程在催化剂条件下将碳氢化合物和醇转化为氢，产生副产品水(蒸汽)、一氧化碳和二氧化碳。反应温度大约在℃和℃之间。在短期内，SMR仍将是大规模制氢的主导技术，因为它的经济效益更好，并且在世界范围内有大量的SMR装置在运行。
天然气的制氢流程主要包括四个:原料气预处理、天然气蒸汽转化、一氧化碳变换、氢气提纯。首先是原料预处理,这里主要指的就是原料气脱硫,实际工艺运行当中一般采用天然气钴钼加氢串联氧化锌作为脱硫剂将天然气中的有机硫转化为无机硫再进行去除。其次是进行天然气蒸汽转化,在转化炉中采用镍系催化剂,将天然气中的烷烃转化成为主要成分是一氧化碳和氢气的原料气。然后是一氧化碳变换,使其在催化剂存在的条件下和水蒸气发生反应,从而生成氢气和二氧化碳,得到主要成分是氢气和二氧化碳的变换气。最后一个步骤就是提纯氢气,现在最常用的一种氢气提纯系统就是变压吸附净化分离(PAS)系统,这种系统能耗低、流程简单、制取氢气的纯度较高,最高时氢气的纯度可达99.99%。
天然气制氢成本受多种技术经济因素的影响，其中天然气价格和资本支出是最重要的两个因素。燃料成本是最大的成本组成部分，在不同国家和地区占生产成本的45%至75%。中东、俄罗斯和北美的天然气价格较低，因此制氢成本也最低。中国等天然气进口国因为面对更高的天然气进口价格，导致氢气生产成本上升。据中国氢能联盟数据，国内天然气原料占制氢成本的比重达70%以上，天然气价格是决定制氢价格的重要因素。并且考虑到碳排放处理需要结合CCUS技术，会导致平均资本支出增加约50%，燃料成本增加约10%。由于二氧化碳的运输和储存成本，还导致平均运营成本增加一倍。考虑到中国“缺油少气”的资源禀赋条件，仅有中西部等少数天然气资源富集的地区可以开展探索这一制氢路径。
3、工业副产氢：可满足短期需求的低成本分布式氢源
人们对于工业生产过程中的副产氢气兴趣逐渐高涨可追溯至年代左右，当时以燃料电池为驱动的车辆数目逐渐增长，以氢作为运输燃料可行性的讨论日趋激烈。一些研究评估了将工业副产氢用于燃料电池汽车早期示范的潜力，副产氢可作为可再生能源制氢广泛应用前的切入点。并且，分布式的工业基础设施也可看作是普遍性供氢系统的基础或垫脚石。工业副产氢气主要分布在钢铁、化工等行业，主要来源包括焦炉煤气制氢、氯碱副产品制氢、轻烃裂解副产氢等几种方式。提纯利用其中的氢气既能提高资源利用效率和经济效益，又可降低污染、改善环境。
3.1焦炉煤气制氢理论规模庞大
中国是全球最大的焦炭生产国，年国内焦炭产量达到4.3亿吨，每吨焦炭可产生焦炉煤气约-立方米，焦炉煤气中氢气含量约占50%-60%，可副产氢气万吨以上，数量极大,占据工业副产氢总量的90%以上。除用于回炉助燃、城市煤气、发电和化工生产外，剩余部分可采用变压吸附(PSA)提纯技术制取纯度高,价格低的氢气(净化和提氢运行费用0.3～0.5元/m3)。焦炉煤气组分复杂、原料气压力低、产品氢气纯度要求高,工艺流程由压缩工序、预处理工序、变压吸附工序和净化工序组成。另外为使系统排放的污水能达到环保要求,还应配有一套污水处理工序。焦炉煤气制氢的关键在于杂质的净化和产品氢气中微量杂质的控制,只有解决这两方面的难题,才能长周期稳定地生产出满足氢燃料电池用的合格氢气。
3.2氯碱副产氢提纯成本低、纯度高
考虑到焦炉煤气制氢虽然规模较大，但所制氢气纯度不高（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。相比之下，氯碱副产制氢具备提纯成本低、难度小、纯度高等优势。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(NaCl)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。经过PSA提氢装置处理去掉杂质后，可获得高纯度氢气（氢纯度可达99%~99.%）。目前已有很多氯碱厂将回收的部分氢气用于双氧水、制药、电子等工业中,1m3纯氢的生产成本约1.3元人民币。
我国是世界烧碱产能最大的国家,占全球产能的40%,除年产量有所下滑,近几年依然保持着较大的增长势头，产量基本稳定在3,万-3,万吨之间。根据氯碱平衡表，烧碱与氢气的产量配比为40:1，以生产1t烧碱产生m3氢气计算得到,我国氯碱工业每年副产氢气75万-87.5万吨。目前氯碱厂约60%的氢气被配套聚氯乙烯和盐酸利用，剩余约28万-34万吨直接燃烧，产生热能。但因后者投资较大，因此高达30%的氢气实际上都被氯碱厂直接放空。按每辆氢燃料电池车每天加注5公斤氢气计算，这些剩余副产氢每年可供15万辆以上燃料电池车行驶。
氯碱化工单个企业可利用放空副产氢量较小，且产能分散，单个企业可利用的放空氢量均不超过1万吨。因此氯碱工业副产氢更适合使用运输半径较短的气氢运输。
3.3轻烃裂解是颇具潜力的潜在氢源
除上述两类工业副产氢气外，包括丙烷脱氢(PDH)和乙烷裂解在内的轻烃裂解副产氢气也可作为燃料电池供氢的潜在来源。轻烃的原料组分决定其氢气杂质含量远低于煤制氢和焦炉气制氢，因此氢气纯度较高，提纯难度小。亚化咨询数据显示，截至年5月，中国共有8个PDH项目投产、5个在建，还有多家企业PDH项目处于前期工作，其中有确切投产年份规划的有4个，17个PDH项目丙烯总产能将达万吨/年，副产氢气37万吨/年，按每辆氢燃料电池车每天加注5公斤氢气计算，这些副产氢气每年可供约20万辆氢燃料电池车行驶。
4.电解水制氢：利用可再生能源中国具备比较优势
4.1用电成本是电解水制氢的关键
电解水是一种将水分解成氢和氧的电化学过程。通过这种方法可生产很高纯度的氢。取决于技术类型和负载系数的不同，目前电解槽系统的效率在60%到81%之间。目前存在三种主要的电解槽技术:碱性电解槽(AE)、质子交换膜(PEM)电解槽和固体氧化物电解槽(SOEC)。碱性电解槽技术最为成熟，生产成本较低，国内单台最大产气量为1,立方米/小时;质子交换膜电解槽流程简单，能效较高，国内单台最大产气量为50立方米/小时，因使用贵金属电催化剂等材料，成本偏高;固体氧化物水电解糟采用水蒸气电解，能效最高，尚处于实验室研发阶段。
电解水制氢的优势是绿色环保、生产灵活、纯度高(通常在99.7%以上)以及副产高价值氧气等，其氢气产品的纯度一般可以达到99-99.9%水平，且主要杂质只有H2O和O2，特别适合对CO等杂质含量要求严格的质子交换膜燃料电池。但其单位能耗约在4-5千瓦时/立方氢，制取成本受电价的影响很大，电价占到总成本的70%以上。据中国氢能联盟数据，若采用市电生产，制氢成本约为30-40元/公斤。一般认为当电价低于0.3元/千瓦时(利用“谷电”电价)，电解水制氢成本会接近传统化石能源制氢。
4.2可再生能源电力制氢是长期必然趋势
考虑到目前电解水制氢用电结构中火电占比较大，依然面临碳排放问题。按照当前中国电力的平均碳强度计算，电解水制得1公斤氢气的碳排放为35.84千克，是化石能源重整制氢单位碳排放的3-4倍。我国可再生能源丰富，开发力度居世界前列，新能源新增及累计装机容量均位列世界第一，但新能源电力发电量受季节及气候影响波动较大，无法满足用电侧负荷的稳定性，因而弃风、弃光现象十分严重。大量弃风弃水弃光导致的弃电是发展电解水制氢的有利条件。生产低成本氢必须获得充足的低成本电力以确保电解槽能够长时间运行，可再生能源推广产生的大量低成本弃电，利用其进行水电解制氢并储存供以后使用，也是利用弃电的方法之一。据中国氢能联盟数据，局部区域弃风、弃光、弃水及弃核制氢可提供的制氢量约万吨/年。
由于弃风弃电产生的电压不稳定、难以大规模推广，弃电的不可持续性限制了其使用，因为高载荷运行并支付额外电力的电解槽比仅使用弃电低载荷运行的电解槽成本更低。如果低成本的电力一年内只能使用较少时间，意味着电解槽利用率低，高资本支出导致氢气成本变高，虽然电力成本随着时间的增加而增加，但电解槽利用率的提高能使单位氢成本下降。因此从长期来看，弃电不是解决电解水制氢成本问题的最佳选择，未来光伏和风电等可再生能源平价上网为电网电力制氢提供了另一种选择。随着太阳能发电和风力发电的成本降低，在可再生资源丰富的地区建造电解槽制氢可能成为低成本的供氢来源。
中国太阳能和风能资源条件优越，未来可能受益于制氢的成本优势。从世界范围内看，中国拥有非常丰富的可再生能源资源。虽然这些资源往往分布在远离大型产业集群的广袤人烟稀少的地区，但即使考虑到从偏远地区向终端用户输送氢气的较高的输送成本，资源条件优越的地区也能降低氢气的总供应成本。国际能源署的经济评估显示，中国部分省份的可再生能源产氢成本为2-2.3美元/kgH2，优于世界其它地区。
5.发展趋势：结合各地区实际条件，不存在单一最优路径
如上所述，以目前来看国内可用于燃料电池汽车供氢的资源非常可观，可供选择的制氢途径也较为多样：可再生能源方面，仅弃电如果全部用来电解水制氢的话可生产清洁氢气万吨以上；工业副产氢方面，氯碱工业加上丙烷脱氢和即将上马的乙烷裂解项目，可合计副产氢量超过万吨；两者合计能够提供超过万吨的清洁氢气，足以满足中短期的氢能产业需求。
但各类型制氢路线的经济性尚不足以保障燃料电池汽车的大规模商业化。参考平均原料价格比较不同制氢工艺下的制氢成本：煤制氢成本为9-11元/公斤，是当前国内成本最低的制氢路线（煤炭价格为元/吨时）；天然气制氢成本为20-24元（天然气价格为3.5元/立方米时）；甲醇制氢成本为23元－25元/公斤（甲醇价格为3元/吨时）；电解水制氢成本为40元－50元/公斤（电力价格为0.6元/kWh时）。工业副产氢平均成本为12元－18元/公斤。
原料价格和当地基础能源价格决定了化石能源和电解水制氢的氢气生产成本;提纯处理装置等资本支出决定了工业副产氢气的成本。同时还应考虑到的是目前氢气储运环节存在的掣肘，氢气运输瓶颈尚未完全突破、成本较高，有时下游用户需要支付的储运成本甚至比氢气生产成本还高。目前氢气运输主要以管拖车短距离气态运输为主，经济半径在-km以内;液氢运输和管道运输尚未大规模应用，长距离氢气运输成本很高，整个供氢系统的基础设施还不健全。以上海某加氢站为例，其购买的氯碱副产氢出厂价格为20元/公斤，经过储运后的到站价格已超过50元/公斤。可见在当前供氢体系下，包括生产和储运在内的氢气成本不具备市场竞争力。因此，根据地区资源禀赋选择生产成本适宜的氢源并且下游氢气消纳市场位于运输经济半径以内更加合理。
综上，单纯以生产成本为依据决定采用哪种制氢方式并不可取，还需要考虑当地的资源情况。因此可以预见，中西部水电、天然气资源丰富，价格相对较低，天然气重整制氢加分布式电解水制氢是可采方案；东部沿海和环渤海地区化工、钢铁企业较多，工业副产氢是更好的选择；东北、华北、西北地区光伏、风能等可再生资源丰富，电解制氢可获得较好发展；内蒙、山西、陕西等地煤炭资源优渥，煤制氢潜力巨大。
下游加氢站布局和应用市场的建立对上游制氢企业亦至关重要，前段制氢环节与后端应用环节结合较好的区域能得地利之势。中国氢能产业已初步形成“东西南北中”五大发展区域，贯穿从制氢到应用整条产业链的配套建设，商业生态初具雏形，不论是当地政府的政策友好度还是产业链配套完整度都发展较好。再结合制氢原料的资源禀赋，短期看好长三角地区、长期看好四川和河北地区，布局于此的企业更具潜力。
长期来看可再生能源制氢是唯一选择。氢能开发的初衷是降低碳排放，当前中国氢源结构以煤为主，这与发展氢能实现中国能源绿色低碳转型的目标无异于南辕北辙。据测算，若年实现1亿吨氢气的终端应用，需要消耗煤炭、天然气等化石能源超过5亿吨标准煤，排放二氧化碳接近12亿－18亿吨，氢能产业反而会成为最大的耗能和碳排放领域。
煤制氢虽然技术成熟、成本低廉，但过程中需要消耗大量煤炭，并造成环境污染和碳排放；年我国天然气进口量超过45%，已超过能源安全警戒线，且天然气制氢后再利用效率与经济性反倒降低，属于舍本逐末；化工副产氢具有一定开发潜力，但在副产氢气的同时也不可避免地副产大量碳排放，并且中国大部分传统化工产品都已产能过剩，并且如果鼓励开发化工副产氢，可能造成企业“主副颠倒”、提高化工品产量，造成更严重的产能过剩问题；电解水制氢虽然在制氢环节清洁，但用煤电来电解水制氢，高消耗、高污染、高排放等问题将更为严重，从全生命周期角度测算，煤电制氢的能耗、碳排放比煤制氢更高。因此若要合理发展氢能经济，突破可再生能源电力制氢的技术瓶颈是唯一途径。
6.相关投资标的
制氢环节是决定氢燃料电池汽车经济性的关键因素。从短期来看，工业副产氢是解决氢气需求的过渡性办法，从中长期来看，可再生能源电解制氢是氢源的终极解决方法，一方面取决于可再生能源电力生产成本的进一步下降；另一方面，风光水等可再生能源地区往往远离用氢负荷中心，储运环节成本下降也需要同步配合，如管道运氢，液罐运氢等的发展，扩大经济运输半径。从未来2-3年来甚至更长的时间来看，还是以工业副产氢为主，建议