氫能源行業(yè)深度報(bào)告：尋找雙碳戰(zhàn)略下制氫供給格局演變邏輯1.前言：尋找雙碳戰(zhàn)略下制氫供給格局演變邏輯氫能是一種來(lái)源豐富、綠色低碳、應(yīng)用廣泛的二次能源，隨著制氫、氫能儲(chǔ)運(yùn)及燃料電池技術(shù)的發(fā)展，正逐步成為全球能源轉(zhuǎn)型發(fā)展的重要載體之一。經(jīng)過(guò)多年的工業(yè)積累，我國(guó)已是世界上最大的制氫國(guó)，2021年我國(guó)氫氣產(chǎn)量約3300萬(wàn)噸。從供給結(jié)構(gòu)來(lái)看，目前我國(guó)氫氣供給仍然以化石能源制氫為主；根據(jù)中國(guó)氫能聯(lián)盟統(tǒng)計(jì)，目前煤制氫占比63%，天然氣制氫占比13%，工業(yè)副產(chǎn)氣制氫占比21%，電解水制氫3%。2020年我國(guó)發(fā)布“2030年碳達(dá)峰、2060年碳中和”宣言；2021年國(guó)務(wù)院印發(fā)《2030年前碳達(dá)峰行動(dòng)方案》。從降碳的路徑來(lái)看，主要包括需求端節(jié)約能源、提高能源利用效率，供給端調(diào)整能源結(jié)構(gòu)、大力發(fā)展低碳能源，同時(shí)發(fā)展碳匯、碳捕集。氫能在這三方面都發(fā)揮著不可替代的作用：在節(jié)能和能效提升方面，氫能在燃料電池應(yīng)用上，能量轉(zhuǎn)換不受“卡若循環(huán)”限制，能量轉(zhuǎn)換效率高于傳統(tǒng)發(fā)電模式和燃油車(chē)，大大提高能效，通過(guò)帶來(lái)一次能源化石能源的使用減少，從而實(shí)現(xiàn)降碳。在調(diào)整能源結(jié)構(gòu)方面，氫能能夠很好地解決光伏、風(fēng)力等可再生能源的時(shí)空不穩(wěn)定性，通過(guò)儲(chǔ)能方式與需求端形成匹配。是連接可再生能源和用戶的橋梁，能夠促進(jìn)一次能源中可再生能源占比的提升，最終實(shí)現(xiàn)能源供給低碳化。在碳捕集方面，煤炭清潔利用可以借助煤制氫、大規(guī)模碳捕集（CCU）實(shí)現(xiàn)藍(lán)氫，實(shí)現(xiàn)能源供給；同時(shí)CO2通過(guò)加氫催化，能夠制造甲醇、甲烷、乙烯等重要化工品。氫能與碳捕集形成協(xié)同發(fā)展，共同降碳。2022年3月國(guó)家發(fā)改委、能源局聯(lián)合印發(fā)《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長(zhǎng)期規(guī)劃（2021-2035年）》，規(guī)劃對(duì)氫能的定位是：氫能是未來(lái)國(guó)家能源體系的重要組成部分、氫能是用能終端實(shí)現(xiàn)綠色低碳轉(zhuǎn)型的重要載體、氫能產(chǎn)業(yè)是戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)和未來(lái)產(chǎn)業(yè)重點(diǎn)發(fā)展方向。規(guī)劃對(duì)氫能未來(lái)的供給和需求都做出了戰(zhàn)略設(shè)計(jì)，氫能在國(guó)內(nèi)經(jīng)濟(jì)結(jié)構(gòu)地位再次提高。規(guī)劃目標(biāo)：到2025年形成較為完善的氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展制度政策環(huán)境，產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新能力顯著提高，基本掌握核心技術(shù)和制造工藝，初步建立較為完整的供應(yīng)鏈和產(chǎn)業(yè)體系。氫能示范應(yīng)用取得明顯成效，清潔能源制氫及氫能儲(chǔ)運(yùn)技術(shù)取得較大進(jìn)展，市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力大幅提升，初步建立以工業(yè)副產(chǎn)氫和可再生能源制氫就近利用為主的氫能供應(yīng)體系。燃料電池車(chē)輛保有量約5萬(wàn)輛，部署建設(shè)一批加氫站。可再生能源制氫量達(dá)到10-20萬(wàn)噸/年，成為新增氫能消費(fèi)的重要組成部分，實(shí)現(xiàn)二氧化碳減排100-200萬(wàn)噸/年。到2030年，形成較為完備的氫能產(chǎn)業(yè)技術(shù)創(chuàng)新體系、清潔能源制氫及供應(yīng)體系，產(chǎn)業(yè)布局合理有序，可再生能源制氫廣泛應(yīng)用，有力支撐碳達(dá)峰目標(biāo)實(shí)現(xiàn)。到2035年，形成氫能產(chǎn)業(yè)體系，構(gòu)建涵蓋交通、儲(chǔ)能、工業(yè)等領(lǐng)域的多元?dú)淠軕?yīng)用生態(tài)。可再生能源制氫在終端能源消費(fèi)中的比重明顯提升，對(duì)能源綠色轉(zhuǎn)型發(fā)展起到重要支撐作用。從需求端來(lái)看，作為氫能最重要的應(yīng)用領(lǐng)域，規(guī)劃提出到2025年燃料電池車(chē)輛保有量5萬(wàn)輛。根據(jù)中國(guó)汽車(chē)工業(yè)協(xié)會(huì)發(fā)布的數(shù)據(jù)，截止2021年國(guó)內(nèi)燃料電池車(chē)保有量1.07萬(wàn)輛。2021年8月財(cái)政部等五部委發(fā)布《關(guān)于啟動(dòng)新一批燃料電池汽車(chē)示范應(yīng)用工作的通知》，在北京市、上海市、廣東省等城市群將啟動(dòng)實(shí)施燃料電池汽車(chē)示范應(yīng)用工作，開(kāi)展已獎(jiǎng)代補(bǔ)。2021年燃料電池車(chē)銷(xiāo)量1596量。整體來(lái)看，十四五期間國(guó)內(nèi)燃料電池車(chē)銷(xiāo)量需要實(shí)現(xiàn)高增長(zhǎng)，才能實(shí)現(xiàn)保有量目標(biāo)。作為工業(yè)代碳的重要方式，氫能在重化工行業(yè)產(chǎn)業(yè)化探索也在逐步推進(jìn)。《十四五工業(yè)綠色發(fā)展規(guī)劃》明確提出鼓勵(lì)氫能等替代能源在鋼鐵、水泥、化工等行業(yè)的應(yīng)用；2021年國(guó)內(nèi)最大的鋼鐵企業(yè)集團(tuán)中國(guó)寶武發(fā)布碳達(dá)峰行動(dòng)方案，明確高爐富氫、氫冶金是為未來(lái)六大降碳技術(shù)路徑，目前中國(guó)寶武在新疆、廣東湛江投資建設(shè)相關(guān)涉氫項(xiàng)目。從氫氣市場(chǎng)來(lái)看，2021年年末以來(lái)國(guó)內(nèi)大部分地區(qū)高純氫價(jià)格出現(xiàn)一波大幅上漲。根據(jù)隆眾化工統(tǒng)計(jì)的數(shù)據(jù)，4月廣東市場(chǎng)4N級(jí)高純氫平均價(jià)格4.5元/Nm3，相比2021年年中上漲29%；陜西上漲40%；北京、江蘇、重慶等地區(qū)價(jià)格均有一定程度上漲。從供給端來(lái)看，氫作為二次能源，在地球上幾乎沒(méi)有現(xiàn)存的氫，必須將含氫物質(zhì)加工后方能得到氫氣。最豐富的的含氫物質(zhì)是水（H2O），其次就是各種化石燃料及各種生物質(zhì)。從技術(shù)原理來(lái)看，制氫方式有十多種。目前國(guó)內(nèi)的主流制氫工藝模式有工業(yè)副產(chǎn)氫、煤氣化、天然氣制氫、甲醇制氫、水電解等五種方式。本報(bào)告將從資源、成本、碳排放約束、技術(shù)等四方面入手，對(duì)上述五種制氫方式進(jìn)行研究，分析制氫供給格局演變邏輯。2.焦?fàn)t煤氣制氫：成本低、潛力大，但面臨焦炭供給減少帶來(lái)的原料氣下降的影響焦?fàn)t煤氣制氫工藝簡(jiǎn)單、技術(shù)成熟：

焦?fàn)t煤氣制氫采用變壓吸附回收焦?fàn)t煤氣的氫，其主要原理是使用固體吸附劑來(lái)選擇氣體吸附，并且隨著氣壓的下降，氣體在吸附劑中的吸附特性會(huì)降低。氣體混合物的完全分離和吸附的恢復(fù)是通過(guò)真空和非氫過(guò)程完成。由于焦?fàn)t煤氣成分復(fù)雜且產(chǎn)品氫純度要求高，在清潔原料氣之前，需要脫除雜質(zhì)較多，必須對(duì)PSA進(jìn)行調(diào)整以適應(yīng)原料氣成分。整個(gè)過(guò)程分為以下幾個(gè)處理部分：壓縮、預(yù)處理、變壓吸附（PSA）和脫氧干燥。焦?fàn)t煤氣制氫供給釋放潛力大，但面臨焦炭供給減少帶來(lái)的原料氣下降的影響焦?fàn)t煤氣是煉焦副產(chǎn)品，焦?fàn)t煤氣產(chǎn)量受配煤成分比重的影響較大，揮發(fā)分較高的煤種焦?fàn)t煤氣產(chǎn)量高，反之亦然。根據(jù)云煤能源披露的數(shù)據(jù)，可以測(cè)算1噸焦炭產(chǎn)生約400m3的焦?fàn)t煤氣。氫能價(jià)值的提高，越來(lái)越多的鋼企和獨(dú)立焦化企業(yè)重新審視焦?fàn)t煤氣價(jià)值，進(jìn)行副產(chǎn)制氫。焦?fàn)t煤氣以往在鋼廠主要作為熱源用來(lái)燃燒加熱，對(duì)于獨(dú)立焦化廠主要用來(lái)供給市政燃?xì)狻ｋS著國(guó)內(nèi)經(jīng)濟(jì)進(jìn)入低碳發(fā)展時(shí)期，氫能在代碳、減碳方面的價(jià)值凸顯，越來(lái)越多的企業(yè)重新審視焦?fàn)t煤氣價(jià)值，近年來(lái)包括中國(guó)寶武、鞍鋼集團(tuán)、河鋼集團(tuán)等鋼鐵企業(yè)，以及中國(guó)旭陽(yáng)、美錦能源、山西鄭旺等獨(dú)立焦化企業(yè)都在推進(jìn)焦?fàn)t煤氣副產(chǎn)制氫項(xiàng)目。國(guó)內(nèi)焦炭供給進(jìn)入了平臺(tái)區(qū)，焦?fàn)t煤氣制氫面臨原料氣減少帶來(lái)的影響。自2018年發(fā)布《打贏藍(lán)天保衛(wèi)戰(zhàn)三年行動(dòng)計(jì)劃》以來(lái)，國(guó)內(nèi)重點(diǎn)地區(qū)推進(jìn)焦?fàn)t淘汰工作；河北、山東、河南省要按照2020年底前煉焦產(chǎn)能與鋼鐵產(chǎn)能比達(dá)到0.4左右的目標(biāo)，制定“以鋼定焦”方案，加大獨(dú)立焦化企業(yè)淘汰力度，根據(jù)上海鋼聯(lián)統(tǒng)計(jì)截止2021年國(guó)內(nèi)焦炭產(chǎn)能5.26億噸，2018年以來(lái)減少4000萬(wàn)噸。受焦?fàn)t去產(chǎn)能和以鋼定焦政策的驅(qū)動(dòng)，2019年以來(lái)國(guó)內(nèi)焦炭產(chǎn)量進(jìn)入平臺(tái)期，2021年我國(guó)焦炭產(chǎn)量4.64億噸，同比減少2.2%。十四五焦化行業(yè)一方面面臨節(jié)能、降碳?jí)毫Γ瑫r(shí)疊加下游鋼鐵產(chǎn)量增速放緩，國(guó)內(nèi)焦炭產(chǎn)量業(yè)進(jìn)入了平臺(tái)期。焦?fàn)t煤氣制氫面臨原料氣減少帶來(lái)的影響。區(qū)域上，華北、西北地區(qū)更具備條件利用焦炭副產(chǎn)煤氣制氫。從國(guó)內(nèi)各區(qū)域的焦炭產(chǎn)量來(lái)看，2021年華北四省焦炭產(chǎn)量18726萬(wàn)噸，占全國(guó)比重40.3%，西北五省焦炭產(chǎn)量8443萬(wàn)噸，占全國(guó)比重18.2%。華北和西北是國(guó)內(nèi)焦炭重要產(chǎn)區(qū)，更具備條件利用焦炭副產(chǎn)煤氣制氫。焦?fàn)t煤氣制氫成本：煉焦煤價(jià)格的上升對(duì)制氫成本形成壓力投資成本：焦?fàn)t煤氣投資涉及到煤氣壓縮、PSA、干燥、充裝等主體設(shè)備，以及土建施工、公輔裝置等；從近兩年的部分焦?fàn)t煤氣制氫的投資項(xiàng)目來(lái)看，其投資強(qiáng)度在1.7萬(wàn)元/Nm3.H—2.4萬(wàn)元/Nm3.H。焦?fàn)t煤氣成本按照焦炭成本、焦炭?jī)r(jià)格關(guān)系推算。由于焦?fàn)t煤氣制氫主要是焦化企業(yè)或鋼鐵企業(yè)焦化單元，其原材料焦?fàn)t煤氣是煉焦單元的副產(chǎn)品，原先主要供鋼廠或市政用燃燒，大部分企業(yè)對(duì)焦?fàn)t煤氣成本難以直接測(cè)算，因此無(wú)法收集到直接成本數(shù)據(jù)。我們這里用焦炭?jī)r(jià)格推算焦炭成本，選取A股上市公司云煤能源、陜西黑貓、山西焦化、寶泰隆披露的焦炭毛利率，三年平均值8%。用焦炭成本推算焦?fàn)t煤氣成本，按照參照云煤能源披露的數(shù)據(jù)，焦?fàn)t煤氣成本與單位焦炭成本三年平均值0.00083。2022年4月國(guó)內(nèi)焦?fàn)t煤氣制氫成本，華北地區(qū)為2.60元/m3，華東地區(qū)為2.69元/m3，西北地區(qū)為2.46元/m3。整體受煉焦煤價(jià)格的提升，2022年以來(lái)焦?fàn)t煤氣制氫成本均有55%-84%的同比增幅。焦?fàn)t煤氣制氫作為化石能源制氫，面臨碳排放壓力。焦?fàn)t煤氣制氫裝置產(chǎn)生的碳排放包括兩方面，一是焦?fàn)t煤氣吸附后，剩下的CH4替代氫氣燃燒產(chǎn)生的碳排放，二是能耗產(chǎn)生的碳排放。目前焦?fàn)t煤氣制氫電耗在0.3KW.H，按照1kW·h折算10.89MJ計(jì)算，這部分能耗在清潔能源供給沒(méi)有大幅占比上升時(shí)，勢(shì)必還會(huì)產(chǎn)生碳排放。根據(jù)《煉鋼焦?fàn)t煤氣提純氫氣與天然氣轉(zhuǎn)化制氫經(jīng)濟(jì)性對(duì)比》研究，焦?fàn)t煤氣制氫的碳排放比天然氣制氫相當(dāng)或略高約3%。根據(jù)《考慮碳排放的化石能源和電解水制氫成本》研究，天然氣制氫的CO?的排放量約為0.43kg/(Nm3H?)，則焦?fàn)t煤氣制氫的CO?的排放量約為0.44kg/(Nm3H?)。考慮碳價(jià)，焦?fàn)t煤氣制氫成本增加0.03元/m3。按照4月國(guó)內(nèi)統(tǒng)一碳市場(chǎng)交易價(jià)格60元/噸，測(cè)算每立方米氫氣成本增加0.03元。如采用焦?fàn)t煤氣制氫+CCS技術(shù)，成本增加0.15元/m3-0.17元/m3。為控制氫氣制取環(huán)節(jié)的碳排放，需結(jié)合碳捕集與封存(CCS)技術(shù)。根據(jù)《中國(guó)碳捕集利用與封存技術(shù)發(fā)展路線圖(2019版)》規(guī)劃，當(dāng)前國(guó)內(nèi)CCS成本在0.35~0.40元/kgCO2，如考慮焦?fàn)t煤氣制氫+CCS技術(shù)，則氫氣成本增加0.15元/m3-0.17元/m3。部分上市公司相關(guān)焦?fàn)t煤氣制氫投資情況：

美錦能源：旗下華盛化工擁有焦?fàn)t煤氣制氫產(chǎn)線，工藝上采用焦?fàn)t煤氣經(jīng)PSA-H2單元經(jīng)變壓吸附制取合格氫氣產(chǎn)品；其中一期2000Nm3\/h工業(yè)高純氫項(xiàng)目，目前已投產(chǎn)；二期10000Nm3/h工業(yè)高純氫項(xiàng)目。按照公司焦?fàn)t煤氣產(chǎn)量規(guī)模測(cè)算，可提取潛在氫氣產(chǎn)能為6.4萬(wàn)噸/年，可以滿足2.4萬(wàn)輛中型卡車(chē)或1.8萬(wàn)輛客車(chē)一年的用量。3.煤氣化制氫：擁有成本和資源優(yōu)勢(shì)，面臨碳排放約束大，具備經(jīng)濟(jì)性實(shí)現(xiàn)CCS的潛力煤的氣化是指煤在高溫常壓或加壓下，與氣化劑反應(yīng)轉(zhuǎn)化為其他產(chǎn)物。氣化劑為水蒸氣或氧氣（空氣），氣化后產(chǎn)物中含H2、CO等組分；然后經(jīng)過(guò)凈化、CO變換和分離、提純等處理而獲得一定純度的產(chǎn)品氫。煤氣化制氫技術(shù)工藝路線包括：氣化反應(yīng)、煤氣凈化、CO變換、變壓吸附提純。煤氣化技術(shù)的形式多種多樣，但按照煤料與氣化劑在氣化爐內(nèi)流動(dòng)過(guò)程中的不同接觸方式，通常分成固定床氣化、流化床氣化、氣流床氣化。國(guó)內(nèi)煤氣化制氫技術(shù)成熟、世界領(lǐng)先，煤氣化制氫技術(shù)在全球發(fā)展已有一百余年發(fā)展歷史，20世紀(jì)30年代至50年代初，德國(guó)最早完成“第一代”煤氣化工藝的研究與開(kāi)發(fā)，典型的工藝有碎煤加壓氣化Lurgi爐的固定床工藝、常壓Winkler爐的流化床和常壓KT爐的氣流床，這些工藝都以氧氣為氣化劑，實(shí)行連續(xù)操作，氣化強(qiáng)度和冷煤氣效率得到極大提高。20世紀(jì)70年代德、美等國(guó)開(kāi)始研發(fā)

“第二代”煤氣化工藝，典型工藝有BGL、HTW、Texaco、Shell、KRW等，加壓操作是第二代爐型顯著特點(diǎn)。“第三代”技術(shù)目前仍處于實(shí)驗(yàn)室研究階段，典型工藝有煤催化氣化、煤等離子體氣化、煤太陽(yáng)能氣化和煤核能余熱氣化等。國(guó)內(nèi)從上世紀(jì)60年代開(kāi)展煤氣化制氫技術(shù)研究。目前形成了以航天爐技術(shù)、清華爐水冷壁技術(shù)和華理四噴嘴技術(shù)為代表的煤氣化技術(shù)處于世界領(lǐng)先地位，在煤制油、合成氨和煤化工領(lǐng)域，實(shí)現(xiàn)了對(duì)煤炭的清潔利用，國(guó)內(nèi)煤氣化制氫裝置最大的規(guī)模超過(guò)每小時(shí)20萬(wàn)立方米。過(guò)去十年來(lái)茂名、淄博、九江、南京、安慶等地?zé)拸S建設(shè)了一系列大規(guī)模煤制氫裝置，其中

中石化茂名煤制氫規(guī)模達(dá)20萬(wàn)m3/h，裝置主要包括水煤漿氣化裝置、合成氣凈化裝置等，以煤、煉廠副產(chǎn)的高硫石油焦和純氧為主要原料。根據(jù)世界能源委員會(huì)的數(shù)據(jù)，2020年國(guó)內(nèi)煤炭?jī)?chǔ)量1432億噸，其中無(wú)煙煤和煙煤儲(chǔ)量為1351億噸，亞煙煤和褐煤儲(chǔ)量81.3億噸。相比天然氣、石油等能源，我國(guó)煤炭資源儲(chǔ)量相對(duì)豐富。2021年國(guó)內(nèi)原煤產(chǎn)量41.3億噸，同比5.84%。按照制取1噸氫需要7.5噸褐煤，國(guó)內(nèi)褐煤資源儲(chǔ)量能夠生產(chǎn)10.84億噸氫氣。2021年9月份我國(guó)核增煤炭產(chǎn)能2.2億噸左右，并增加應(yīng)急產(chǎn)能約1億噸。2022年4月20日國(guó)務(wù)院常務(wù)會(huì)議再次明確，將通力合作優(yōu)化煤炭企業(yè)生產(chǎn)、項(xiàng)目建設(shè)等核準(zhǔn)審批政策，落實(shí)地方穩(wěn)產(chǎn)保供責(zé)任，充分釋放先進(jìn)產(chǎn)能；通過(guò)核增產(chǎn)能、擴(kuò)產(chǎn)、新投產(chǎn)等新增煤炭產(chǎn)能3億噸。兩年內(nèi)核增新增煤炭產(chǎn)能近6億噸，將進(jìn)一步使得未來(lái)2年以后國(guó)內(nèi)煤炭供給提升有保障。傳統(tǒng)煤制氫下游需求的趨弱，將進(jìn)一步推動(dòng)煤制氫應(yīng)用轉(zhuǎn)向新產(chǎn)業(yè)領(lǐng)域。根據(jù)中國(guó)氫能聯(lián)盟發(fā)布的數(shù)據(jù)，2021年煤制氫產(chǎn)量約2100萬(wàn)噸。煤制氫項(xiàng)目主要以石化企業(yè)為主，生產(chǎn)的氫氣主要應(yīng)用的汽油加氫、粗柴油加氫、燃料加氫脫硫以及合成氨等產(chǎn)品。2021年國(guó)內(nèi)汽油產(chǎn)量15457.3萬(wàn)噸，同比17.3%，柴油產(chǎn)量16337萬(wàn)噸，同比2.7%。整體來(lái)看，從2019年以來(lái)隨著交通運(yùn)輸電動(dòng)化滲透率的提升，對(duì)汽油、柴油消費(fèi)需求趨弱。2021年國(guó)內(nèi)合成氨產(chǎn)量4950萬(wàn)噸，同比基本持平；十三五以來(lái)在去產(chǎn)能政策的推動(dòng)下，以及農(nóng)業(yè)需求趨穩(wěn)，合成氨產(chǎn)量從2015年開(kāi)始回落，近三年呈穩(wěn)定態(tài)勢(shì)，產(chǎn)能利用率維持在70%左右，相比2015年的高峰期下降6個(gè)百分點(diǎn)。整體來(lái)看在汽油、柴油、合成氨等傳統(tǒng)煤制氫下游需求的趨弱的態(tài)勢(shì)下，將能夠推動(dòng)煤制氫應(yīng)用轉(zhuǎn)向新產(chǎn)業(yè)領(lǐng)域。2022年以來(lái)，隨著地緣沖突的加劇，能源安全保障進(jìn)一步凸顯。圍繞鼓勵(lì)煤炭清潔高效利用的政策不斷加碼，煤制氫作為煤炭清潔高效化利用的主要方式或?qū)⑹艿焦膭?lì)。煤氣化制氫成本分析：

投資成本：煤氣化制氫投資涉及到煤粉準(zhǔn)備、水煤漿制備、氣化爐、變化單元、吸附裝置等；從部分以工業(yè)氫為主的煤氣化制氫的投資項(xiàng)目來(lái)看，其投資強(qiáng)度在1.25萬(wàn)元/Nm3.H—1.77萬(wàn)元/Nm3.H。如需要達(dá)到高純氫4N級(jí)標(biāo)準(zhǔn)，參照中石化茂名氫燃料電池項(xiàng)目投資強(qiáng)度，預(yù)計(jì)投資強(qiáng)度達(dá)到3.3萬(wàn)元/Nm3.H左右。制造成本：

固定成本：按照90000Nm3/h，投資強(qiáng)度3.3萬(wàn)元/Nm3.h，折舊年限20年；其他固定費(fèi)用包括：維修費(fèi)用按照設(shè)備購(gòu)置及安裝費(fèi)的2％來(lái)計(jì)算，工作人員按照10人（每人12萬(wàn)元）考慮。根據(jù)《制氫工藝與技術(shù)》的數(shù)據(jù)，以9萬(wàn)m3/h煤氣化制氫規(guī)模為基準(zhǔn)；每生產(chǎn)一噸氫，需要消耗7.5噸褐煤，輔助材料消耗為90元/噸，制造費(fèi)用2622元/噸，副產(chǎn)物能收回446元/噸，燃料動(dòng)力3731元/噸。2021年三季度以來(lái)國(guó)內(nèi)褐煤價(jià)格大幅上升，截止2022年4月內(nèi)蒙古赤峰褐煤車(chē)板價(jià)為508元/噸，錦州港褐煤平倉(cāng)價(jià)為635元/噸。以此測(cè)算，2022年4月如在內(nèi)蒙褐煤資源主產(chǎn)地，用當(dāng)?shù)睾置哼M(jìn)行煤氣化制氫，其成本1.08元/m3；在國(guó)內(nèi)華東地區(qū)和華南地區(qū)，用褐煤進(jìn)行煤氣化制氫成本為1.20元/m3和1.21元/m3。煤氣化制氫碳排放強(qiáng)度高，但具備實(shí)現(xiàn)更經(jīng)濟(jì)CCS的潛力。煤氣化制氫過(guò)程中，不可避免地會(huì)產(chǎn)生CO2，根據(jù)《考慮碳排放的化石能源和電解水制氫成本》研究，煤氣化制氫的CO?的排放量約為2kg/(Nm3H?)。但煤氣化制氫分離之后的CO2純度高（接近100%）、壓力高，完全區(qū)別于化石燃料普通燃燒過(guò)程匯總產(chǎn)生的常壓、低溶度CO2（含量?jī)H為12%左右），具備更經(jīng)濟(jì)實(shí)現(xiàn)CO2的捕捉封存（CCS）的潛力；隨著CO2埋藏技術(shù)的迅速發(fā)展，煤氣化制氫系統(tǒng)完全可以實(shí)現(xiàn)零排放。考慮碳價(jià)，煤氣化制氫成本增加0.12元/m3。按照4月國(guó)內(nèi)統(tǒng)一碳市場(chǎng)交易價(jià)格60元/噸，測(cè)算每立方米氫氣成本增加0.12元。如采用煤制氫+CCS技術(shù)，成本增加0.7元/m3-0.8元/m3。為控制氫氣制取環(huán)節(jié)的碳排放，需結(jié)合碳捕集與封存(CCS)技術(shù)。根據(jù)《中國(guó)碳捕集利用與封存技術(shù)發(fā)展路線圖(2019版)》規(guī)劃，當(dāng)前國(guó)內(nèi)CCS成本在0.35~0.40元/kgCO2，如考慮煤制氫+CCS技術(shù)，則氫氣成本增加0.7元/m3-0.8元/m3。煤氣化制氫項(xiàng)目及相關(guān)上市公司涉及煤氣化制氫情況：

2019年日本川崎重工牽頭，聯(lián)合日本的J-Power、巖谷公司、丸紅公司、住友公司和澳大利亞的AGL能源有限公司在澳大利亞成立“氫能供應(yīng)鏈”簡(jiǎn)稱(chēng)“HESC”項(xiàng)目，投資3.6億美元，該項(xiàng)目利用AGL旗下礦場(chǎng)的褐煤，進(jìn)行煤氣化制氫，然后氫氣通過(guò)卡車(chē)運(yùn)到墨爾本郊區(qū)黑斯廷斯，經(jīng)冷卻液化后被冷卻到零下253攝氏度，在用運(yùn)往日本，在日本川崎重工的神戶機(jī)場(chǎng)島的液化氫裝卸基地“Hytouch神戶進(jìn)行卸裝。該項(xiàng)目2021年實(shí)現(xiàn)每天提取70公斤的氫氣；2022年1月首船液氫運(yùn)往日本。HESC的合作伙伴最終希望該項(xiàng)目每年生產(chǎn)多達(dá)22.5萬(wàn)噸的氫氣。神馬股份：2022年4月2日公司發(fā)布可轉(zhuǎn)債預(yù)案，公司投資建設(shè)煤制40萬(wàn)噸/年液氨、40,000萬(wàn)Nm3/年氫氣、同時(shí)副產(chǎn)硫酸的氫氨裝置。項(xiàng)目采用先進(jìn)的水煤漿氣化技術(shù)，投資總額為230,066.56萬(wàn)元。航天工程：2022年1月7日公司發(fā)布公告，擬與航天氫能滄州氣體有限公司簽署《煤炭清潔高效綜合利用項(xiàng)目EPC總承包（空分、氣化、凈化裝置及其配套工程部分）工程合同》，合同總金額146,600萬(wàn)元。該煤炭清潔高效綜合利用項(xiàng)目是公司一直跟蹤和接觸的大型煤氣化項(xiàng)目，公司能夠發(fā)揮一直以來(lái)在煤氣化工程領(lǐng)域的專(zhuān)業(yè)能力和工程建設(shè)能力，為本項(xiàng)目提供空分、氣化、凈化裝置的專(zhuān)業(yè)化設(shè)計(jì)、系統(tǒng)集成、關(guān)鍵設(shè)備制造、數(shù)字化交付和裝置建設(shè)和生產(chǎn)運(yùn)營(yíng)服務(wù)。項(xiàng)目有助于持續(xù)推廣先進(jìn)的煤炭清潔高效利用技術(shù)，鞏固公司煤氣化板塊的市場(chǎng)份額，推動(dòng)公司戰(zhàn)略轉(zhuǎn)型。蘭石重型裝：公司氫能裝備主要為制氫、儲(chǔ)氫和加氫站裝備。圍繞煤制氫、渣油POX造氣制氫裝置、大型高壓儲(chǔ)氫球形儲(chǔ)罐和臥式儲(chǔ)罐（45MPa/75MPa）、加氫站相關(guān)設(shè)備等開(kāi)展技術(shù)研發(fā)和制造，公司已完成盤(pán)錦浩業(yè)20萬(wàn)Nm3/h煤制氫裝置、榆林華秦氫能產(chǎn)業(yè)園一期項(xiàng)目?jī)?chǔ)氫球罐設(shè)計(jì)制造及安裝，完成加氫站微通道換熱器（PCHE）研制并交付客戶試用。后續(xù)，公司在氫能源裝備新興賽道，將加快推進(jìn)新技術(shù)、新產(chǎn)品研發(fā)，盡快完成氫能裝備產(chǎn)業(yè)鏈關(guān)鍵環(huán)節(jié)的卡位布局，掌握關(guān)鍵技術(shù)，形成先發(fā)優(yōu)勢(shì)，重點(diǎn)推廣現(xiàn)有的煤制氫、低壓儲(chǔ)氫容器和微通道換熱器等產(chǎn)品，建立細(xì)分市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)。4.天然氣制氫：國(guó)內(nèi)原料資源進(jìn)口依賴度高，區(qū)域制氫成本差別大天然氣制氫是以天然氣為原料,用水蒸氣作為氧化劑,來(lái)制取富氫混合氣。制氫包含兩個(gè)過(guò)程：天然氣脫硫過(guò)程和甲烷蒸汽轉(zhuǎn)化過(guò)程。脫硫過(guò)程：根據(jù)原料氣中硫組分和含量,在一定溫度、壓力下,原料氣通過(guò)氧化錳及氧化鋅脫硫劑,將原料氣中的有機(jī)硫、H2S脫至0.2×10-6以下,以滿足蒸汽轉(zhuǎn)化催化劑對(duì)硫的要求。天然氣經(jīng)緩沖罐、調(diào)壓預(yù)熱后依次進(jìn)入加氫反應(yīng)器和脫硫槽，將硫醇、二硫醚、噻吩、羥基硫和二硫化碳中的硫轉(zhuǎn)化成硫化氫后脫除。脫硫后的天然氣進(jìn)入轉(zhuǎn)化爐與水蒸氣反應(yīng)制取氫氣，反應(yīng)后氣體進(jìn)入中變爐，在中變爐中一氧化碳和水反應(yīng)生成氫氣和二氧化碳，變換后氣體進(jìn)入PSA吸附裝置，經(jīng)分子篩選擇性吸附去除雜質(zhì)后得到高純氫氣。高純氫氣在充裝系統(tǒng)中分別充入魚(yú)雷車(chē)、集裝格和鋼瓶中，經(jīng)成品檢驗(yàn)合格后成品入庫(kù)。天然氣制氫技術(shù)已在國(guó)內(nèi)成功運(yùn)用20多年，生產(chǎn)技術(shù)成熟，生產(chǎn)規(guī)模的可選擇性較大。運(yùn)行安全可靠，操作控制穩(wěn)妥實(shí)用，自動(dòng)化程度高，占地面積小，投資較低，基本無(wú)“三廢”

排放，反應(yīng)熱和余熱能夠充分利用，裝置能耗顯著降低（如PSA解吸氣可回?zé)冉档腿剂舷模譁p少?gòu)U氣排放），生產(chǎn)規(guī)模的選擇性較大（標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下400m3/h～200000m3/h）。我國(guó)天然氣進(jìn)口依賴度高，資源相對(duì)不足。根據(jù)BP世界能源統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，2020年我國(guó)天然氣產(chǎn)量194十億立方米，消費(fèi)量330.6十億立方米；進(jìn)口天然氣138.4十億立方米。根據(jù)EIA發(fā)布的數(shù)據(jù)，2021年我國(guó)已探明天然氣儲(chǔ)量為234993十億立方英尺，全球占比為3.1%。整體來(lái)看，我國(guó)天然氣進(jìn)口依賴度高，資源相對(duì)不足。且天然氣作為一種綠色能源，在國(guó)內(nèi)消費(fèi)結(jié)構(gòu)中城市用氣占比較大，2021年占比38%，可用來(lái)制氫的供給比較緊張。天然氣制氫成本分析：

投資成本：天然氣制氫投資主要包括設(shè)備投資，有原料加氫反應(yīng)器、氧化鋅脫硫反應(yīng)器、中溫變換反應(yīng)器、提氫吸附塔、PSA吸附塔、轉(zhuǎn)化爐，冷換設(shè)備和壓縮機(jī)充裝裝置等。以近幾年部分天然氣制氫項(xiàng)目的投資強(qiáng)度來(lái)看，在0.6萬(wàn)元/Nm3.H-1.4萬(wàn)元/Nm3.H。如需要達(dá)到高純氫4N級(jí)標(biāo)準(zhǔn)且具備加氫能力，參照中石化茂名氫燃料電池項(xiàng)目投資強(qiáng)度，預(yù)計(jì)投資強(qiáng)度達(dá)到2.9萬(wàn)元/Nm3.H左右。制造成本：

固定成本：按照3000m3/h，投資強(qiáng)度為2.9萬(wàn)元/Nm3.H，其中設(shè)備按20年折舊，設(shè)備年運(yùn)行時(shí)間按照8000h來(lái)計(jì)算。其他固定費(fèi)用包括：維修費(fèi)用按照設(shè)備購(gòu)置及安裝費(fèi)的2％來(lái)計(jì)算，工作人員按照10人（每人12萬(wàn)元）考慮。可變成本：?jiǎn)魏陌凑?.6m3天然氣/m3（H2）來(lái)計(jì)算；1.3kg去離子水/m3（H2），去離子水價(jià)格取0.04元/kg。生產(chǎn)6kg冷卻水/m3（H2）。冷卻水價(jià)格取0.003元/kg，則每生產(chǎn)1m3氫氣所耗冷卻水的費(fèi)用為0.018元/m3；0.35kW·h電/m3（H2）。取國(guó)內(nèi)新疆、華東、華南、華北、西南地區(qū)的工業(yè)天然氣價(jià)格進(jìn)行測(cè)算測(cè)算得出：2022年4月在新疆地區(qū)外購(gòu)天然氣制氫成本為1.81元/m3，華東：3.42元/m3，華南為3.20元/m3，華北為2.16元/m3，西南為2.73元/m3。與煤制氫相比，天然氣制氫溫室氣體排放量相對(duì)較少。天然氣制氫的本質(zhì)是以甲烷中的碳取代水中的氫，碳起到化學(xué)試劑作用并為置換反應(yīng)提供熱量，產(chǎn)生的氫大部分來(lái)自水，小部分來(lái)自天然氣本身。根據(jù)《考慮碳排放的化石能源和電解水制氫成本》研究，天然氣制氫的CO?的排放量約為0.43kg/(Nm3H?)。考慮碳價(jià)，煤氣化制氫成本增加0.03元/m3。按照4月國(guó)內(nèi)統(tǒng)一碳市場(chǎng)交易價(jià)格60元/噸，測(cè)算每立方米氫氣成本增加0.03元。如采用天然氣制氫+CCS技術(shù)，成本增加0.15元/m3-0.17元/m3。為控制氫氣制取環(huán)節(jié)的碳排放，需結(jié)合碳捕集與封存(CCS)技術(shù)。根據(jù)《中國(guó)碳捕集利用與封存技術(shù)發(fā)展路線圖(2019版)》規(guī)劃，當(dāng)前國(guó)內(nèi)CCS成本在0.35~0.40元/kgCO2，如考慮天然氣制氫+CCS技術(shù)，則氫氣成本增加0.15元/m3-0.17元/m3。5.甲醇制氫：原材料是二次能源產(chǎn)品，制氫將面臨下游其他行業(yè)對(duì)資源擠占甲醇制氫的常用方法有:甲醇裂解、甲醇部分氧化重整以及甲醇水蒸氣重整。由于甲醇熱裂解反應(yīng)以及部分氧化甲醇重整產(chǎn)物里氫氣含量低，CO含量高(一般在10%以上)，故應(yīng)用較少。而甲醇水蒸氣重整制氫的產(chǎn)物中氫氣含量高，CO含量低(一般在1%左右)，甲醇水蒸氣重整制氫是指在一定的溫度、壓力條件下，甲醇和水在催化劑的作用下在重整反應(yīng)器內(nèi)發(fā)生反應(yīng)生成氫氣、二氧化碳以及少量的一氧化碳。轉(zhuǎn)化催化劑具有裂解和轉(zhuǎn)化兩個(gè)功能,兩步反應(yīng)可耦合在一起同時(shí)在轉(zhuǎn)化器內(nèi)完成。甲醇裂解屬于吸熱反應(yīng)，原料汽化和反應(yīng)所需要的熱量由導(dǎo)熱油鍋爐提供。反應(yīng)生成的轉(zhuǎn)化氣經(jīng)冷卻、冷凝及凈化后送至變壓吸附工段除去雜質(zhì)，合格后送至用戶。甲醇制氫技術(shù)在我國(guó)發(fā)展成熟，主要以石化產(chǎn)業(yè)配套為主。我國(guó)甲醇制氫工藝技術(shù)自1993年第一套600Nm3/h工業(yè)化以來(lái)，迄今為止，僅石化領(lǐng)域運(yùn)行大小裝置愈千套之。整體來(lái)看甲醇制氫工藝流程簡(jiǎn)單,運(yùn)行條件限制較少,原料利用率高,主體設(shè)備為簡(jiǎn)單常見(jiàn)的設(shè)備,無(wú)特殊材質(zhì)要求,操作維護(hù)比較簡(jiǎn)單。根據(jù)氫能匯統(tǒng)計(jì)，2016年以來(lái)國(guó)內(nèi)建設(shè)的58個(gè)甲醇制氫項(xiàng)目主要以石化行業(yè)配套為主。其中山東壽光魯清石化有限公司60000Nm3/h甲醇制氫裝置為該公司230萬(wàn)噸/年柴油加氫精制的配套項(xiàng)目，于2018年1月建成投產(chǎn)，至今已連續(xù)運(yùn)行兩年，滿負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，重整氣達(dá)到93000Nm3/h，是中國(guó)運(yùn)行較好、產(chǎn)氣量最大的裝置之一。甲醇屬于二次能源產(chǎn)品，我國(guó)甲醇消費(fèi)需求烯烴等基礎(chǔ)化工產(chǎn)品為主，原料成本較高。甲醇作為一種重要的有機(jī)化工基本原料，其下游領(lǐng)域應(yīng)用廣泛。其中下游烯烴占據(jù)最大份額，根據(jù)金聯(lián)創(chuàng)統(tǒng)計(jì)，2021年占烯烴比50.6%，燃料需求占比15.7%，其他需求領(lǐng)域較為分散。根據(jù)隆眾化工統(tǒng)計(jì)，2021年國(guó)內(nèi)甲醇產(chǎn)量7885萬(wàn)噸，2015年以來(lái)國(guó)內(nèi)甲醇產(chǎn)量復(fù)合增速12.2%。2021年國(guó)內(nèi)甲醇產(chǎn)能10555萬(wàn)噸，2015年以來(lái)產(chǎn)能復(fù)合增速7.6%；近三年甲醇產(chǎn)能增速趨于平緩。2021年國(guó)內(nèi)甲醇表觀消費(fèi)量8974萬(wàn)噸，2015年以來(lái)需求復(fù)合增速為12%。整體來(lái)看，甲醇作為重要的基礎(chǔ)化工原料，下游消費(fèi)需求廣泛，近三年國(guó)內(nèi)進(jìn)口量均超過(guò)千萬(wàn)噸。近年來(lái)，甲醇價(jià)格波動(dòng)較大。國(guó)內(nèi)甲醇價(jià)格主要受成本、供需、開(kāi)工率三方面影響。2020年以來(lái)甲醇價(jià)格與煤炭?jī)r(jià)格走勢(shì)基本一致。另一方面國(guó)內(nèi)甲醇價(jià)格受開(kāi)工率影響較大，2021年三季度國(guó)內(nèi)能耗雙控期間甲醇價(jià)格出現(xiàn)大幅波動(dòng)。以新疆地區(qū)為例，750元/噸，最高到過(guò)3100元/噸。在個(gè)別季節(jié)性限產(chǎn)時(shí)間段，甲醇價(jià)格波動(dòng)更大，以2021年三季度為例，新疆地區(qū)甲醇價(jià)格從3100元/噸高點(diǎn)在兩個(gè)月內(nèi)降到1600元/噸左右。甲醇制氫成本測(cè)算：

投資成本：甲醇制氫投資主要包括設(shè)備投資，有轉(zhuǎn)換器、汽化器、過(guò)熱器、凈化塔、脫碳塔、壓縮機(jī)、工業(yè)爐等；以及公輔、原料儲(chǔ)運(yùn)裝置、氫氣充裝等。以近幾年部分甲醇制氫項(xiàng)目的投資強(qiáng)度來(lái)看，整體來(lái)看，具備外銷(xiāo)高純氫的投資強(qiáng)度在1.8-2.3萬(wàn)元/Nm3.H。制造成本：

固定成本：按照2600m3/h，投資強(qiáng)度為2.3萬(wàn)元/Nm3.H，其中設(shè)備按20年折舊，設(shè)備年運(yùn)行時(shí)間按照8000h來(lái)計(jì)算。其他固定費(fèi)用包括：維修費(fèi)用按照設(shè)備購(gòu)置及安裝費(fèi)的2％來(lái)計(jì)算，工作人員按照10人（每人12萬(wàn)元）考慮。可變成本：?jiǎn)魏母鶕?jù)《甲醇制氫技術(shù)及在燃料電池中的應(yīng)用》報(bào)告數(shù)據(jù)，甲醇制氫單位能源消耗情況為:甲醇0.58~0.69kg/m3(H2)，取0.64kg/m3。除鹽水0.3~0.45kg/m3(H2)，取均值；電0.15~1.25kW·h/m3(H2)，取均值0.7kW·h/m3(H2)。冷卻水30~100kg/m3(H2)。取國(guó)內(nèi)新疆、華南、西北、華北、華東地區(qū)的甲醇市場(chǎng)價(jià)測(cè)算：2022年4月在新疆地區(qū)外購(gòu)甲醇制氫成本為1.88元/m3，華南為2.43元/m3，西北為2.25元/m3，華北為2.37元/m3，華東為2.47元/m3。與煤制氫相比，甲醇制氫溫室氣體排放量相對(duì)較少。根據(jù)《考慮碳排放的化石能源和電解水制氫成本》研究，甲醇制氫的CO?的排放量低于煤制氫、高于天然氣制氫；約為0.74kg/(Nm3H?)。考慮碳價(jià)，甲醇制氫成本增加0.05元/m3。按照4月國(guó)內(nèi)統(tǒng)一碳市場(chǎng)交易價(jià)格60元/噸，測(cè)算每立方米氫氣成本增加0.05元。如采用甲醇制氫+CCS技術(shù)，成本增加0.26元/m3-0.3元/m3。為控制氫氣制取環(huán)節(jié)的碳排放，需結(jié)合碳捕集與封存(CCS)技術(shù)。根據(jù)《中國(guó)碳捕集利用與封存技術(shù)發(fā)展路線圖(2019版)》規(guī)劃，當(dāng)前國(guó)內(nèi)CCS成本在0.35~0.40元/kgCO2，如考慮甲醇制氫+CCS技術(shù)，則氫氣成本增加0.26元/m3-0.3元/m3。上市公司華特氣體（688268）擁有甲醇水蒸氣重整制氫，根據(jù)公司招股說(shuō)明書(shū)披露的數(shù)據(jù)，其產(chǎn)能為180噸，公司產(chǎn)品以高純氫（6N）為主，根據(jù)公司披露2019年1-6月甲醇制氫損耗率為34.63%，公司氫氣生產(chǎn)成本包含充裝。6.電解水制氫：資源優(yōu)勢(shì)逐步建立，未來(lái)降本幅度可期，產(chǎn)業(yè)空間大水電解制氫是施加外電流使水發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)分解為氫氣與氧氣。用可再生能源發(fā)電來(lái)電解水制氫，能夠?qū)崿F(xiàn)零碳排放；電解水制氫是發(fā)展綠氫的重要手段。截止2021年，我國(guó)風(fēng)電裝機(jī)容量3.28億千瓦，占國(guó)內(nèi)發(fā)電整體裝機(jī)容量比重為13.8%；

光伏點(diǎn)裝機(jī)容量3.07億千瓦，占比12.9%。2020年以來(lái)國(guó)內(nèi)風(fēng)電和光伏裝機(jī)保持較高的新增水平，2021年風(fēng)電新增裝機(jī)4757萬(wàn)千瓦，光伏新增裝機(jī)5493萬(wàn)千瓦。整體來(lái)看，我國(guó)可再生能源發(fā)電裝機(jī)結(jié)構(gòu)占比的進(jìn)一步提升為發(fā)展電解水制氫，實(shí)現(xiàn)零碳排放構(gòu)建了資源基礎(chǔ)。根據(jù)國(guó)家能源局統(tǒng)計(jì)，2021年國(guó)內(nèi)棄風(fēng)電量206.1億千瓦時(shí)，棄光電量67.8億千瓦時(shí)。如按照制氫電解能耗6KW.H/Nm3測(cè)算，可生成45.6億立方米氫氣，折合40.8萬(wàn)噸氫氣。盡管近幾年國(guó)內(nèi)棄風(fēng)率和棄光率由大幅下降，但棄風(fēng)電量和棄光電量的絕對(duì)數(shù)仍然較大，這也為發(fā)展電解水制氫，實(shí)現(xiàn)電能到化學(xué)能的轉(zhuǎn)移，完成能量?jī)?chǔ)備提供了空間。根據(jù)使用電解質(zhì)的不同，電解水的方式可分為堿性電解水、質(zhì)子交換膜電解水、固體氧化物高溫水蒸氣電解。根據(jù)電能來(lái)源的不同，可將可再生能源制氫技術(shù)分為并網(wǎng)型制氫和離網(wǎng)型制氫兩種。并網(wǎng)型制氫是將發(fā)電機(jī)組接入電網(wǎng)，從電網(wǎng)取電的制氫方式，比如從風(fēng)光耦合系統(tǒng)電網(wǎng)側(cè)取電，進(jìn)行電解水制氫，主要應(yīng)用于大規(guī)模風(fēng)光耦合系統(tǒng)的消納和儲(chǔ)能。離網(wǎng)型制氫是將發(fā)電機(jī)組所產(chǎn)生的電能，不經(jīng)過(guò)電網(wǎng)直接提供給電解水制氫設(shè)備進(jìn)行制氫，主要應(yīng)用于分布式制氫或局部燃料電池發(fā)電供能。盡管離網(wǎng)式電解水制氫，可以獲得較低的電力價(jià)格，但也面臨投資成本的上升。6.1.堿性電解水（AWE）制氫：技術(shù)相對(duì)成熟，未來(lái)有一定降本空間堿性(AWE)電解使用鐵基或鍍鎳鐵基材料作為陰極催化劑，鎳作為陽(yáng)極催化劑，不需使用貴金屬，電解液為KOH水溶液。其原理是，在陰極水分子被分解為H+和OH-，H+得到電子生成氫原子，并進(jìn)一步生成氫分子（H2）；OH-則在陰、陽(yáng)極之間的電場(chǎng)力作用下穿過(guò)多孔的橫隔膜，到達(dá)陽(yáng)極，在陽(yáng)極失去電子生成一個(gè)水分子和氧分子。AWE電解裝置當(dāng)中最核心的是電解槽，如采用并網(wǎng)制氫，須在電解槽之前需配備變壓器和整流柜將高壓交流電轉(zhuǎn)換為電解槽所使用的直流電，供電解槽電解水使用。電解槽由多個(gè)電解池組成，每個(gè)電解池由鍍鎳的鐵電極或鎳系金屬電極與隔膜構(gòu)成，根據(jù)陰陽(yáng)極板配置與聯(lián)接方式的不同分為單極型電解槽和雙極型電解槽。雙極型電解槽系統(tǒng)結(jié)構(gòu)緊湊，適宜大規(guī)模生產(chǎn)，工作溫度為70-90攝氏度。AWE電解制氫技術(shù)采用20%-30%氫氧化鉀水溶液為電解液，所使用的石棉隔膜常為電解槽運(yùn)行帶來(lái)故障，在較高的工作溫度下，石棉耐強(qiáng)堿腐蝕性急劇下降，產(chǎn)氣純度99.7%，增加維護(hù)成本；且醫(yī)學(xué)研究發(fā)現(xiàn)石棉能引發(fā)人體癌變，因此其使用逐漸被其他材料替代。AWE電解槽的優(yōu)勢(shì)在于技術(shù)成熟、規(guī)模靈活、投資和生產(chǎn)成本低。在目前的電解水制氫技術(shù)中，堿性液體電解水于20世紀(jì)中期就實(shí)現(xiàn)了工業(yè)化，技術(shù)已經(jīng)非常成熟，最近十年來(lái)堿性電解槽在國(guó)內(nèi)各行各業(yè)都有著非常多的應(yīng)用實(shí)例。包括中石化新疆庫(kù)車(chē)綠氫項(xiàng)目52臺(tái)電解槽、寶豐能源綠氫項(xiàng)目10臺(tái)電解槽均是采用堿性電解槽。堿水電解系統(tǒng)的制氫規(guī)模靈活，目前國(guó)內(nèi)市場(chǎng)在售的堿性電解槽單臺(tái)設(shè)備制氫能力從幾十到1000Nm3/h，目前國(guó)內(nèi)揚(yáng)州吉道能源最大單套電解槽制氫規(guī)模達(dá)到1500Nm3/h。投資成本比PEM制氫低。由于堿性電解電堆采用低成本、易獲取的催化劑及電極材料可大幅降低折舊，因此生產(chǎn)成本低于PEM電解水制氫。電堆價(jià)格從100萬(wàn)～1000余萬(wàn)元不等。AWE電解水制氫成本測(cè)算：

投資成本：AWE電解水制氫投資主要包括設(shè)備投資，包括電解槽、電源設(shè)備、純水設(shè)備、電解質(zhì)溶液調(diào)整設(shè)備、氣液分離器、堿霧和水分等的去除設(shè)備、運(yùn)輸設(shè)備、充裝單元等。從國(guó)內(nèi)采用AWE電解工藝的項(xiàng)目投資來(lái)看，配套建設(shè)光伏/風(fēng)電裝置的項(xiàng)目投資強(qiáng)度大，大部分制氫項(xiàng)目采取并網(wǎng)模式。制造成本：

固定成本：按照1000m3/h，投資強(qiáng)度為3.6萬(wàn)元/Nm3.H（參照國(guó)投寧夏項(xiàng)目），其中設(shè)備按11.25年（90000h）折舊，采用直線折舊，無(wú)殘值，設(shè)備每年折舊8.9%，設(shè)備年運(yùn)行時(shí)間按照8000h來(lái)計(jì)算，。其他固定費(fèi)用包括：維修費(fèi)用按照設(shè)備購(gòu)置及安裝費(fèi)的2％來(lái)計(jì)算，工作人員按照6人（每人12萬(wàn)元）考慮。可變成本：參照國(guó)電投寧夏項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)：耗新水：120