核心觀點(diǎn)：

◆低成本的氫源和儲(chǔ)運(yùn)是燃料電池行業(yè)發(fā)展的一大關(guān)鍵:氫燃料電池車使用氫氣作為燃料產(chǎn)生電力，實(shí)現(xiàn)化學(xué)能向機(jī)械能的轉(zhuǎn)換，目前技術(shù)儲(chǔ)備和商業(yè)模式仍處于積極探索中，電堆、整車技術(shù)的可靠性和經(jīng)濟(jì)性都是制約燃料電池行業(yè)發(fā)展的瓶頸。如何獲得低成本的氫源，并選擇合理的儲(chǔ)存和輸送方式，是實(shí)現(xiàn)終端加氫站運(yùn)營經(jīng)濟(jì)性的關(guān)鍵。

◆化工副產(chǎn)集中式供氫+水電解分散式制氫是未來發(fā)展方向:國內(nèi)外加氫站的供氫方式可分為站內(nèi)制氫和外供氫氣，目前化石燃料制氫、化工副產(chǎn)氫、水電解制氫、甲醇制氫四種工業(yè)制氫的技術(shù)都已經(jīng)比較成熟，且氫源儲(chǔ)備充足，綜合比較，由于負(fù)荷中心的集中區(qū)域華東地區(qū)煤炭總量指標(biāo)控制嚴(yán)格，且中期內(nèi)天然氣供給仍將緊張，投資較重的化石燃料制氫的可行性仍待驗(yàn)證;水電解路線的發(fā)展程度則取決于未來國內(nèi)風(fēng)電和光伏的棄電利用水平;從目前來看，利用低成本的氯堿、PDH和乙烷裂解等化工副產(chǎn)集中供氫+水電解分散式制氫或?qū)?huì)是未來供氫模式的發(fā)展方向。

◆PDH和乙烷裂解副產(chǎn)氫將是最具優(yōu)勢(shì)的副產(chǎn)氫源選擇:考慮在建和規(guī)劃中的產(chǎn)能，未來國內(nèi)PDH(丙烷脫氫)產(chǎn)能將達(dá)915萬噸產(chǎn)能，而規(guī)劃中的乙烷裂解產(chǎn)能達(dá)1460萬噸。兩者合計(jì)可副產(chǎn)外售123.9萬噸氫氣，可滿足約866萬輛燃料電池車用氫需求。PDH和乙烷裂解集中在沿海港口地區(qū)，通過低強(qiáng)度的改造便可滿足燃料電池用氫氣，PDH和乙烷裂解副產(chǎn)的氫氣將是未來潛在最具優(yōu)勢(shì)的燃料電池車用氫源選擇之一。

報(bào)告內(nèi)容：

1、低成本氫源是決定燃料電池車經(jīng)濟(jì)性的關(guān)鍵

氫是目前全球公認(rèn)的最潔凈的燃料，也是重要的化工合成原料。氫不是一次能源，需要使用一次能源通過轉(zhuǎn)換來生產(chǎn)出能量載體，目前氫氣的工業(yè)應(yīng)用大多采用高壓氣態(tài)形式作為燃料或原料。氫燃料電池車(Fuelcellvehicle-FCEV)是使氫或含氫物質(zhì)及空氣中的氧通過燃料電池以產(chǎn)生電力，再以電力推動(dòng)電動(dòng)機(jī)，由電動(dòng)機(jī)推動(dòng)車輛，整個(gè)過程將氫的化學(xué)能轉(zhuǎn)換為機(jī)械能。氫能源的最大好處是跟空氣中的氧反應(yīng)產(chǎn)生水蒸氣之后排出，可有效減少燃油汽車造成的空氣污染問題，現(xiàn)階段下高速車輛、巴士、潛水艇和火箭已經(jīng)在不同形式使用氫燃料，而燃料電池車一般在內(nèi)燃機(jī)的基礎(chǔ)上改良而成。目前燃料電池行業(yè)無論從技術(shù)儲(chǔ)備還是商業(yè)模式仍處于積極探索中，技術(shù)上(電堆和整車技術(shù))的可靠性和經(jīng)濟(jì)性都是制約燃料電池行業(yè)發(fā)展的瓶頸。

當(dāng)前影響國內(nèi)加氫站終端氫氣售價(jià)的主要因素是氫氣到站成本(占70%)，其中包括氫氣成本和儲(chǔ)氫、運(yùn)氫成本。因此除降低儲(chǔ)氫和運(yùn)氫成本之外，如何獲得低成本的氫源，將是實(shí)現(xiàn)終端加氫站運(yùn)營經(jīng)濟(jì)性的關(guān)鍵。

目前國內(nèi)用于外供氫氣的氫能儲(chǔ)備非常充足，但目前下游供氫體系尚處于萌芽探索階段，幾種制氫路線的經(jīng)濟(jì)性尚處驗(yàn)證之中。展望未來，由于負(fù)荷中心的集中區(qū)域華東地區(qū)煤炭總量指標(biāo)控制嚴(yán)格，且中期內(nèi)天然氣供給仍將較為緊張，投資較重的化石燃料制氫(煤制氫和天然氣重整制氫)作為定向的供氫路線，其可行性獲得確認(rèn)之前難以大規(guī)模推廣;而水電解路線雖然可以實(shí)現(xiàn)分散式供氫，但其經(jīng)濟(jì)性取決于電力成本的降低，國內(nèi)風(fēng)電和光伏的棄電利用水平是制約該路線未來發(fā)展程度的關(guān)鍵。

從目前來看，國內(nèi)化工副產(chǎn)氫的利用是燃料電池行業(yè)供氫的較優(yōu)選擇，國內(nèi)氯堿、PDH和快速發(fā)展的乙烷裂解行業(yè)可提供充足的低成本氫氣資源，且集中在負(fù)荷中心密集的華東地區(qū)，在對(duì)這些裝置進(jìn)行低強(qiáng)度的改造之后可同時(shí)解決燃料電池行業(yè)的供氫和副產(chǎn)氫高效利用的問題，未來化工副產(chǎn)集中式供氫+水電解分散式制氫將會(huì)是國內(nèi)燃料電池行業(yè)供氫模式的發(fā)展方向。

(1)從出廠成本來看，焦?fàn)t氣、氯堿、丙烷脫氫制丙烯和乙烷裂解制烯烴副產(chǎn)的粗氫氣可以經(jīng)過脫硫、變壓吸附和深冷分離等精制工序后作為燃料電池車用氫源，成本遠(yuǎn)低于化工燃料制氫、甲醇重整制氫和水電解制氫等路線。

(2)從副產(chǎn)的氫氣量來看，國內(nèi)焦化行業(yè)產(chǎn)能巨大，可副產(chǎn)氫氣量較大，但由于焦化產(chǎn)能集中在山西、河北和山東等華北地區(qū)，距離長(zhǎng)三角等負(fù)荷中心較遠(yuǎn)，且分離精制成本較高，而考慮到儲(chǔ)氫和運(yùn)氫后的綜合成本與氯堿、丙烷脫氫和乙烷裂解制氫相比更是不占優(yōu)勢(shì)。

(3)綜合來看，現(xiàn)有的PDH產(chǎn)能約588萬噸，考慮在建和前期準(zhǔn)備中的產(chǎn)能，未來國內(nèi)將合計(jì)擁有915萬噸產(chǎn)能，可副產(chǎn)并外售30.5萬噸氫氣，可以滿足約213萬輛燃料電池車用氫量;而規(guī)劃中的乙烷裂解產(chǎn)能達(dá)1460萬噸，可以實(shí)現(xiàn)的外供氫氣量達(dá)93.4萬噸，規(guī)模更為巨大，可滿足約653萬輛燃料電池車用氫需求。此外丙烷脫氫和乙烷裂解裝置基本上集中在沿海港口地區(qū)，通過進(jìn)一步的低投資強(qiáng)度的精制工序，氫氣中的總硫、CO等雜質(zhì)含量便可符合燃料電池用氫氣標(biāo)準(zhǔn)，因此丙烷脫氫和乙烷裂解副產(chǎn)的氫氣將是未來潛在最具優(yōu)勢(shì)的燃料電池車用氫源選擇之一。

2、氫能體系和質(zhì)子交換膜燃料電池的氫氣標(biāo)準(zhǔn)

氫能作為二次能源，相比電力可實(shí)現(xiàn)跨地域和跨季節(jié)的優(yōu)化配置，優(yōu)化現(xiàn)有的電力能源系統(tǒng);發(fā)展氫能燃料電池，有助于解決石油與天然氣等的消費(fèi)總量問題，降低國內(nèi)消費(fèi)的對(duì)外依存度;國內(nèi)可再生能源氫資源豐富，發(fā)展水電解制氫利用棄水、棄風(fēng)、棄光資源，可以實(shí)現(xiàn)可再生能源利用率的提高，從長(zhǎng)期來看構(gòu)建與可再生能源相補(bǔ)充的氫能體系是能源清潔化發(fā)展的重要方向，但從目前的實(shí)際情況來看燃料氫氣的來源仍將多元化發(fā)展。

目前工業(yè)上生產(chǎn)氫氣的技術(shù)已經(jīng)非常成熟，化石燃料制氫、化工副產(chǎn)氫、水電解制氫、甲醇制氫各種路線均已經(jīng)大規(guī)模商業(yè)應(yīng)用，此外光電化學(xué)和生物制氫尚處于技術(shù)開發(fā)階段。而從目前國內(nèi)外加氫站的運(yùn)營情況來看，目前供氫的方式主要分為兩種:站內(nèi)制氫和外供氫氣。其中站內(nèi)制氫主要是水電解制氫，該技術(shù)已經(jīng)相當(dāng)成熟并且在歐洲大多數(shù)加氫站獲得應(yīng)用;而外供氫氣則是大規(guī)模的利用天然氣重整制氫或者鋼廠、化工廠副產(chǎn)氫氣，在凈化之后使用高壓氧氣瓶集束拖車運(yùn)輸至加氫站。

質(zhì)子交換膜燃料電池汽車用氫氣的標(biāo)準(zhǔn)

燃料電池將燃料中的化學(xué)能通過電化學(xué)反應(yīng)直接轉(zhuǎn)換為電能，按其電解質(zhì)不同，可以分為質(zhì)子交換膜燃料電池(PEMFC)、磷酸燃料電池(PAFC)、堿性燃料電池(AFC)、固體氧化物燃料電池(SOFC)和熔融碳酸鹽燃料電池(MCFC)等。目前燃料電池汽車主要使用質(zhì)子交換膜燃料電池，因?yàn)槠涔に囅鄬?duì)簡(jiǎn)單、制造成本較低、應(yīng)用范圍廣、啟動(dòng)速度快。質(zhì)子交換膜燃料電池主要組成部分包括催化劑、質(zhì)子交換膜、電極和雙極板等，質(zhì)子交換膜在發(fā)電時(shí)作為傳遞氫離子的介質(zhì)，只允許氫離子通過，工作時(shí)相當(dāng)于一個(gè)直流電源。由于催化劑一般使用金屬鉑和鉑碳顆粒作為催化劑，因此對(duì)燃料氫氣的規(guī)格和其中雜質(zhì)含量有一定要求，其標(biāo)準(zhǔn)與工業(yè)氫氣相比要求更為嚴(yán)格。

目前國際上燃料電池的氫氣標(biāo)準(zhǔn)已經(jīng)較為完善，但是國內(nèi)尚未正式實(shí)施質(zhì)子交換膜燃料電池用氫氣的國家標(biāo)準(zhǔn)，現(xiàn)行的《氫氣》國家標(biāo)準(zhǔn)經(jīng)國家技術(shù)監(jiān)督局批準(zhǔn)發(fā)布并于1996年開始實(shí)施，定義純度99.99%以下的氫氣為工業(yè)氫，大于或等于99.99%的為純氫，大于或等于99.999%的為高純氫，大于或等于99.9999%的為超純氫。

國內(nèi)燃料電池行業(yè)發(fā)展迅速，為了規(guī)范氫氣中微量污染物的測(cè)試方法和指標(biāo)，2017年12月全國氫能標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會(huì)推動(dòng)下，中國節(jié)能協(xié)會(huì)聯(lián)合13單位起草并發(fā)布實(shí)施了燃料電池氫氣的團(tuán)體標(biāo)準(zhǔn)《質(zhì)子交換膜燃料電池汽車用燃料氫氣》，該標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了聚全氟磺酸類質(zhì)子交換膜電池(PEMFC)汽車用燃料氫氣的純度、雜質(zhì)含量要求及其分析試驗(yàn)方法等。2018年12月28日以上述標(biāo)準(zhǔn)為基礎(chǔ)，國家市場(chǎng)監(jiān)督管理總局和中國國家標(biāo)準(zhǔn)化管理委員會(huì)發(fā)布了燃料電池氫氣的國家標(biāo)準(zhǔn)GB/T37244-2018，并將于2019年7月1日正式實(shí)施。相比與工業(yè)氫標(biāo)準(zhǔn)和純氫、高純氫、超純氫標(biāo)準(zhǔn)，用于質(zhì)子交換膜燃料電表池的氫氣標(biāo)準(zhǔn)在總硫、總氯化物以及其他雜質(zhì)的含量上指定了嚴(yán)格的標(biāo)準(zhǔn)。

3、不同的制氫路線:化工副產(chǎn)+水電解制氫或?qū)⑹俏磥砉淠Ｊ降慕K極選擇

3.1、化石燃料制氫:已廣泛應(yīng)用于合成氨和煉廠加氫等大規(guī)模工業(yè)制氫

氫氣的工業(yè)應(yīng)用廣泛，除作為化工原料用于合成氨、甲醇生產(chǎn)以及煉油時(shí)的加氫反應(yīng)之外，在電子、冶金、食品加工、玻璃、精細(xì)化工合成、特種航天等領(lǐng)域也有應(yīng)用。目前全球氫氣的最大下游仍是生產(chǎn)合成氨，而基于環(huán)保的要求，國內(nèi)外對(duì)汽柴油標(biāo)準(zhǔn)不斷提升，煉油過程的加氫裂化和加氫精制過程，也需要消耗大量的氫氣，煉油廠重整單元副產(chǎn)的氫氣無法滿足加工原料重質(zhì)化趨勢(shì)下的加氫需求，煉廠普遍需要配套獨(dú)立的制氫裝置。在國外，這些合成氨和煉廠的制氫裝置大多采用天然氣或者輕油作為重整原料，而在國內(nèi)，隨著新型氣流床煤氣化技術(shù)的成熟，普遍采用煤制合成氣裝置來制備并分離提純氫氣。

天然氣重整制氫流程與生產(chǎn)成本分析

目前工業(yè)用氫中大部分是通過化石燃料的二次處理得到的，可通過蒸汽重整、氧化重整和自熱重整等處理烴類或醇類，其中蒸汽重整應(yīng)用最為廣泛。重整產(chǎn)品中除氫氣外還包括CO、CO2等雜質(zhì)氣體，必須通過凈化工藝除去雜質(zhì)氣體，才能不影響燃料電池的正常使用。以天然氣制氫的過程為例，在一定的壓力和高溫及催化劑作用下，天然氣中烷烴和水蒸汽發(fā)生化學(xué)反應(yīng)。轉(zhuǎn)化氣經(jīng)過沸鍋換熱、進(jìn)入變換爐使CO變換成H2和CO2。再經(jīng)過換熱、冷凝、汽水分離,通過程序控制將氣體依序通過裝有3種特定吸附劑的吸附塔，由變壓吸附(PSA)升壓吸附N2、CO、CH4、CO2，提取產(chǎn)品氫氣。

天然氣重整制氫流程與生產(chǎn)成本分析

國內(nèi)基于富煤缺油少氣的資源結(jié)構(gòu)，煤制氫成為目前制取工業(yè)氫的主流路線，煤制氫包括以下幾個(gè)單元:煤氣化、一氧化碳耐硫變換、酸性氣體脫除、硫回收、變壓吸附提氫(PSA)等。煤制氫以煤和氧氣為主要原料，通過氣化反應(yīng)制取粗合成氣，通過變換工藝把粗合成氣中的CO轉(zhuǎn)化為H2，變換氣再經(jīng)酸性氣體脫除工藝脫除CO2、H2S和COS等，凈化氣送至PSA進(jìn)行提純，生產(chǎn)出氫氣產(chǎn)品，而H2S和COS進(jìn)硫回收裝置制硫磺或硫酸。

已建的大型煉廠煤制氫裝置中，除個(gè)別裝置采用干煤粉氣流床氣化技術(shù)外，多采用水煤漿氣流床氣化技術(shù)，水煤漿氣化的優(yōu)勢(shì)在于:(1)原料適應(yīng)性好，水煤漿氣化可以氣化煙煤、次煙煤和部分石油焦;(2)制氫壓力高，與后續(xù)系統(tǒng)需求壓力匹配性好;(3)產(chǎn)品匹配性好，氣化合成氣中氫氣含量高;(4)單臺(tái)爐投資低，設(shè)置備爐可確保氣化連續(xù)供氫。

隨著煤化工技術(shù)的進(jìn)步，利用煤制氫已經(jīng)是技術(shù)成熟、環(huán)境友好的生產(chǎn)方式，但相較于天然氣制氫工藝，煤制氫有更多的“三廢”排放。天然氣制氫的特點(diǎn)在于流程短，投資低，運(yùn)行穩(wěn)定，但由于天然氣價(jià)格相對(duì)較高，制氫成本高。煤制氫的特點(diǎn)在于流程長(zhǎng)，投資高，運(yùn)行相對(duì)復(fù)雜，因煤炭?jī)r(jià)格相對(duì)較低，制氫成本低。當(dāng)制氫規(guī)模低于6萬Nm3/h時(shí)，煤制氫的氫氣成本中固定資產(chǎn)折

舊成本高，與天然氣制氫相比沒有優(yōu)勢(shì)，但當(dāng)制氫規(guī)模大于6萬Nm3/h，煤制氫成本中固定資產(chǎn)折舊成本較低，其氫氣成本具有競(jìng)爭(zhēng)能力。制氫規(guī)模越大，煤制氫路線的成本優(yōu)勢(shì)越明顯。

天然氣制氫路線的制氫成本受天然氣價(jià)格的變化影響較大，天然氣價(jià)格上漲0.5元/Nm3時(shí)，制氫成本提升約1850元/噸。而煤制氫路線的制氫成本隨著煤炭?jī)r(jià)格的變化影響較小，煤炭?jī)r(jià)格上漲100元/噸時(shí)，制氫成本僅提升約800元/噸，由于煤炭?jī)r(jià)格的波動(dòng)幅度遠(yuǎn)較天然氣小，所以從原料價(jià)格的上漲趨勢(shì)看，煤炭制氫的價(jià)格抗風(fēng)險(xiǎn)能力也要優(yōu)于天然氣。

3.2、化工副產(chǎn)制氫:氯堿和輕烴利用(PDH和乙烷裂解)副產(chǎn)制氫可行性較高

除了以直接制氫為目的的煤制氫和天然氣制氫外，目前國內(nèi)部分化工裝置也副產(chǎn)大量的氫氣，這些氫氣也可以作為燃料電池用氫的穩(wěn)定來源。除了煉廠的重整裝置副產(chǎn)大量氫氣并自供之外，乙烯裝置、氯堿裝置和焦炭裝置均副產(chǎn)大量的氫氣，由于下游耗氫化工產(chǎn)品的市場(chǎng)體量較小，且主要集中在苯胺、己內(nèi)酰胺和雙氧水等行業(yè)，大量副產(chǎn)的氫氣無法消化，只能作為燃料氣使用。燃料電池行業(yè)實(shí)現(xiàn)規(guī)?；罂梢钥紤]對(duì)這些化工副產(chǎn)氫氣進(jìn)行高水平的利用。

3.2.1、焦?fàn)t氣制氫:規(guī)模較大，但產(chǎn)能集中在北方，易受環(huán)保限產(chǎn)影響

焦?fàn)t氣是焦碳生產(chǎn)過程中的副產(chǎn)品，通常生產(chǎn)1噸焦碳可副產(chǎn)420Nm3焦?fàn)t氣。一焦?fàn)t煤氣組成中含氫氣55—60%(體積)、甲烷23—27%、一氧化碳6-8%等，將其中的萘、硫等雜質(zhì)去除之后，使用變壓吸附裝置可以將焦?fàn)t煤氣中的氫氣提純。以年產(chǎn)100萬噸的焦炭企業(yè)為例，可副產(chǎn)焦?fàn)t氣4.2億Nm3，按2.5Nm3焦?fàn)t氣提1.0Nm3氫氣計(jì)，可制取1.68億Nm3(1.512萬噸)氫氣。2018年國內(nèi)焦炭產(chǎn)量約為4.3億噸，理論上可提純副產(chǎn)氫氣量超過650萬噸/年。

近年來由于環(huán)保要求趨嚴(yán)，大部分焦炭裝置副產(chǎn)的焦?fàn)t煤氣下游都配套了深加工裝置，用來作為合成氨、甲醇、LNG、合成氣制烯烴、合成氣制乙二醇等裝置的原料。部分鋼廠配套建設(shè)的焦化廠，少數(shù)企業(yè)經(jīng)變壓吸附裝置提純氫氣，作為冷軋廠等生產(chǎn)過程的保護(hù)氣或作為商品氣出售。除了上述應(yīng)用途徑之外，仍有50%左右的焦?fàn)t煤氣作為城市煤氣或企業(yè)自身燃料回爐助燃，因此理論上全國焦化行業(yè)可以提供325萬噸副產(chǎn)氫氣用來滿足燃料電池需求。

考慮到焦?fàn)t煤氣中雜質(zhì)含量較大，且組成較為復(fù)雜，需設(shè)計(jì)較復(fù)雜的凈化流程以生產(chǎn)出滿足燃料電池用的合格氫氣。但是焦?fàn)t氣制取氫氣應(yīng)用于燃料電池行業(yè)的最大障礙來自于焦化產(chǎn)能的集中區(qū)域與燃料電池行業(yè)負(fù)荷中心分布的錯(cuò)配，目前山西、河北和山東是焦炭產(chǎn)能的前三省份，2018年三省份合計(jì)產(chǎn)能占國內(nèi)總焦炭產(chǎn)能的52%，而國內(nèi)產(chǎn)能的80%以上集中在北方地區(qū)，華南和西南焦化產(chǎn)能很少，且大部分集中在鋼企手中。

除了焦化產(chǎn)能的分布存在較強(qiáng)的地域性限制之外，焦化行業(yè)也面臨著來自環(huán)保端的巨大壓力，2016年以來環(huán)保監(jiān)管日益強(qiáng)化下焦炭限產(chǎn)已經(jīng)成為常態(tài)，由于重點(diǎn)督察的“2+26”個(gè)城市所在省份合計(jì)焦炭產(chǎn)量在全國總產(chǎn)量中占比超過45%，因此在冬季開工受限時(shí)如何保證氫源的穩(wěn)定供應(yīng)仍存在不確定性。

3.2.2、氯堿副產(chǎn)氫氣提純成本低，且接近負(fù)荷中心，是燃料電池氫源的較優(yōu)選擇

燒堿行業(yè)在電解食鹽水生產(chǎn)燒堿的過程中副產(chǎn)大量的氫氣，國內(nèi)燒堿產(chǎn)能從2008年的2472萬噸快速增長(zhǎng)至2018年的4075萬噸，盡管受到氯堿平衡的制約，2018年燒堿產(chǎn)量同比略有下滑，但仍高達(dá)3410.7萬噸的較高水平。離子膜燒堿裝置每生產(chǎn)1噸燒堿可副產(chǎn)280Nm3(0.025噸)氫氣，理論上燒堿行業(yè)副產(chǎn)氫氣量約為85.3萬噸，盡管大型氯堿裝置多數(shù)配套鹽酸和聚氯乙烯裝置，以平衡氯氣并回收利用副產(chǎn)氫氣，但是僅有60%左右得到回收以生產(chǎn)鹽酸、氯乙烯單體和雙氧水等，其余氫氣除少量經(jīng)氫壓站壓縮后用鋼瓶外送之外，大部分氫氣都被用作鍋爐燃料或者直接放空，由于用作燃料時(shí)和同熱值燃煤(假設(shè)5500KCal標(biāo)煤價(jià)格為550元/噸)相比其價(jià)值僅為0.18元/Nm3左右，因此30%以上的氫氣被低水平利用或直接浪費(fèi)掉，理論上全國氯堿行業(yè)可以提供25.6萬噸副產(chǎn)氫氣用來滿足燃料電池需求。

離子膜法生產(chǎn)的氯堿氫非常適合作為低成本的燃料電池氫源

催化劑是質(zhì)子交換膜燃料電池(PEMFC)膜電極(MEA)的關(guān)鍵材料，直接影響到放電性能和壽命，由于PEMFC工作溫度不足100度，對(duì)催化劑活性有較高要求，盡管國內(nèi)外對(duì)低鉑與非鉑催化劑進(jìn)行了大量研發(fā)工作，但是目前鉑催化劑仍是最理想的和唯一成功商業(yè)化的膜電極催化劑。鉑金價(jià)格昂貴，且易受燃料氫氣中的一氧化碳和硫等物質(zhì)污染而失活，進(jìn)而會(huì)導(dǎo)致電堆壽命縮減，為了提高鉑系催化劑的使用壽命，如何獲得高純度的氫源顯得至關(guān)重要。

目前包括天然氣重整和煤氣化在內(nèi)的化石燃料制氫盡管適用于大規(guī)模工業(yè)制氫，但是工藝復(fù)雜、投資較大且能耗較高;焦炭行業(yè)副產(chǎn)的焦?fàn)t氣中雖有大量氫氣可供提純，但焦?fàn)t氣中氫氣含量(vol)僅有55%，且伴生大量一氧化碳和硫化物，因此氫氣提純和精制成本相對(duì)較高。而國內(nèi)氯堿行業(yè)目前基本上全部采用離子膜電解路線，副產(chǎn)氫氣的純度一般在99%以上，一氧化碳含量較低且無化石燃料中的有機(jī)硫和無機(jī)硫，因此純化成本相對(duì)較低，目前氯堿廠用于雙氧水生產(chǎn)、制藥、電子和石英加工的回收氫氣成本僅約1.3元/Nm3。而從規(guī)模上看，一套40萬噸/年的燒堿裝置每年除供下游鹽酸和PVC裝置用氫外，仍可外供0.3萬噸氫氣。

國內(nèi)氯堿產(chǎn)能分散，更為接近燃料電池下游負(fù)荷中心

如同世界許多地區(qū)的能源資源與能源消費(fèi)中心往往呈逆向分布，未來燃料電池行業(yè)發(fā)展同樣面臨低成本的氫源遠(yuǎn)離負(fù)荷中心的問題。目前國內(nèi)新能源汽車發(fā)展較快的城市集中分布在華東和華南地區(qū)，乘聯(lián)會(huì)數(shù)據(jù)顯示2018年新能源汽車銷量前十城市份額占比約54.7%，未來燃料電池汽車發(fā)展仍將發(fā)端并集中在上述地區(qū)。在目前的化工副產(chǎn)制氫路線中，氯堿產(chǎn)能集中分布在山東、江蘇、浙江、河南和河北等省份，可較好覆蓋與輻射京津冀與長(zhǎng)三角等潛在負(fù)荷中心，是未來低成本氫源的較優(yōu)選擇。

3.2.3、丙烷脫氫和輕烴裂解同樣是燃料電池氫源的重要選項(xiàng)

而除了氯堿行業(yè)副產(chǎn)氫氣之外，北美頁巖油氣革命之后國內(nèi)輕烴資源利用項(xiàng)目高速發(fā)展，來自PDH和輕烴裂解副產(chǎn)的氫氣在未來也將有望成為國內(nèi)燃料電池車用供氫的重要來源，以PDH裝置副產(chǎn)氫氣為例，粗氫氣的純度已經(jīng)高達(dá)99.8%，而其中O2、H2O、CO和CO2的含量與燃料電池用氫氣規(guī)格較為接近，僅總硫含量超出，但輕烴的原料屬性決定其雜質(zhì)含量遠(yuǎn)低于煤制氫、天然氣制氫和焦?fàn)t氣制氫，僅需較小的成本對(duì)其凈化便可用作燃料電池的穩(wěn)定氫源使用。此外國內(nèi)已建成和在建、規(guī)劃中的輕烴資源利用項(xiàng)目均分布在華東和華南的沿海港口地區(qū)，可以完美的輻射燃料電池負(fù)荷中心，降低氫氣運(yùn)輸?shù)某杀尽?br/>
目前國內(nèi)已投產(chǎn)裝置合計(jì)產(chǎn)能約558.5萬噸，而考慮在建和前期準(zhǔn)備中的產(chǎn)能，未來國內(nèi)將合計(jì)擁有915萬噸PDH產(chǎn)能，按照可副產(chǎn)并外售30.5萬噸氫氣的量，可以滿足約213萬輛燃料電池車用氫量;此外國內(nèi)目前在建和規(guī)劃中的約1460萬噸乙烷裂解和輕烴裂解產(chǎn)能，按照副產(chǎn)可外售93.4萬噸的氫氣外售量，可滿足約653萬輛燃料電池車用氫需求。

3.3、甲醇重整制氫:已經(jīng)實(shí)現(xiàn)工業(yè)化，可作為站內(nèi)制氫路線

盡管我國工業(yè)氫氣制取技術(shù)相對(duì)成熟，但燃料電池用氫氣純化仍處于起步中，考慮到外供氫氣之前的提純成本和送至加氫站的運(yùn)輸成本，化工規(guī)?；茪渎肪€存在其局限性，甲醇制氫等站內(nèi)制氫方案在燃料電池領(lǐng)域得以推廣。工業(yè)上甲醇制氫主要通過蒸汽重整來實(shí)現(xiàn)，該路線氫收率高，能量利用合理，過程控制簡(jiǎn)單，已獲得大規(guī)模的工業(yè)應(yīng)用。

甲醇水蒸氣重整制氫在二十世紀(jì)70年代由Johnson-Matthey開發(fā)而成，工業(yè)化后的甲醇重整制氫工藝使用甲醇和脫鹽水為原料，在220~280°C下催化發(fā)生重整反應(yīng)，甲醇的單程轉(zhuǎn)化率可達(dá)99%以上，氫氣的選擇性高于99.5%，轉(zhuǎn)化氣中除了氫和二氧化碳以外僅有微量甲烷和一氧化碳，通過變壓吸附后可獲得純度為99.999%的氫氣，一氧化碳的含量低于5ppm。上述裝置已經(jīng)廣泛使用于特種航天、精細(xì)化工、制藥、小型石化、特種玻璃、特種鋼鐵等行業(yè)。利用甲醇水蒸汽重整制氫規(guī)模一般在20Nm3/h~3000Nm3/h之間，屬中小規(guī)模的氫氣需求，獲得的氫氣成本為2.2元/Nm3左右。由于該路線可以實(shí)現(xiàn)零排放，因此采用甲醇水蒸汽重整制氫為氫燃料電池汽車建立現(xiàn)場(chǎng)制氫的加氣站是非常好的選擇。

3.4、水電解制氫:充分利用廢棄的可再生能源

電解水制氫最清潔、最可持續(xù)的制氫方式，并將成為燃料電池發(fā)展中最具潛力的制氫方法之一。當(dāng)前制氫技術(shù)比較發(fā)達(dá)的日本，主要采用的制氫方法就是電解水制氫，日本主要的制氫產(chǎn)能主要來自于電解水制氫，該方式的制氫產(chǎn)能占總制氫產(chǎn)能的63%，而化石原料制氫、化工原料制氫、工業(yè)尾氣制氫的制氫產(chǎn)能占比都比較小。電解水獲得的氫氣純度較高，可以直接用于燃料電池汽車，但是目前電解水制氫受制于較高的成本而難以大規(guī)模運(yùn)用。目前制取一立方米氫氣大約需要4.8~5度電，即便用谷電制氫最終成本也在3元/立方米左右。如果將棄風(fēng)棄水的電量充分利用起來，用于電解水制氫，將有利于電解水制氫產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。

國內(nèi)棄水、棄風(fēng)、棄光資源豐富，2017年中國棄風(fēng)、棄光、棄水量分別達(dá)到419億千瓦時(shí)，73億千瓦時(shí)、515億千瓦時(shí);其中棄風(fēng)、棄光率分別達(dá)到12%、6%。2018年12月，國家發(fā)改委與國家能源局聯(lián)合印發(fā)《清潔能源消納行動(dòng)計(jì)劃(2018-2020年)》，文件指出將確保棄風(fēng)率和棄光率均控制在低于5%的水平，并探索可再生能源富余電力轉(zhuǎn)化為熱能、冷能、氫能，實(shí)現(xiàn)可再生能源多途徑就近高效利用。

總體來看，現(xiàn)階段下可選的制氫途徑多樣，而且氫氣供給也足以推動(dòng)燃料電池汽車的發(fā)展，但是我國氫能供給體系尚未形成，未來國內(nèi)氫能行業(yè)發(fā)展將會(huì)以燃料電池車輛負(fù)荷中心為核心，從工藝和成本的角度結(jié)合考慮，一方面利用化工資源大力發(fā)展規(guī)?；闹茪?儲(chǔ)氫-供氫，另一方面利用廢棄的可再生能源或甲醇蒸汽重整路線發(fā)展分散式的供氫站，將是發(fā)展國內(nèi)氫能供給體系的最佳選擇。

4、投資建議

從目前來看，我們認(rèn)為利用國內(nèi)化工副產(chǎn)氫是燃料電池行業(yè)氫源的較優(yōu)選擇，國內(nèi)氯堿、PDH和快速發(fā)展的乙烷裂解行業(yè)可提供充足的低成本氫氣資源，且集中在負(fù)荷中心密集的華東地區(qū)，在對(duì)這些裝置進(jìn)行低強(qiáng)度的改造之后可同時(shí)解決燃料電池行業(yè)的供氫和副產(chǎn)氫高效利用的問題，未來化工副產(chǎn)集中式供氫+水電解分散式制氫將會(huì)是國內(nèi)燃料電池行業(yè)供氫模式的發(fā)展方向。

我們推薦已涉足前端氫源的公司鴻達(dá)興業(yè)和具有電解水制氫工程業(yè)績(jī)的新奧股份，建議關(guān)注濱化股份和華昌化工，此外根據(jù)我們測(cè)算的理論可外供氫氣量，建議關(guān)注副產(chǎn)氫豐富、具備進(jìn)軍燃料電池氫源潛力的衛(wèi)星石化、東華能源和萬華化學(xué)等。