“氢氢”的我来了—总理看好的能源，了解一下？

2019年3月28日，国务院总理李克强同出席博鳌亚洲论坛2019年年会的工商、金融、媒体、智库代表举行对话会，并在会上指出：“当前新一轮产业和技术革命方兴未艾。中国正在积极实施创新驱动发展战略,推动大众创业、万众创新,着力培育壮大新动能,加快发展人工智能、自动驾驶、氢能源等新兴产业,并为科技成果转化提供更好的市场环境。”

在博鳌亚洲论坛上，氢能作为要加快发展的新兴产业被总理提及。近年来，氢能的发展被越来越多的国家列入规划，也吸引着越来越多的人的目光。一个新兴能源“王者”正在崭露头角。

你了解氢能吗？

氢能的用途非常广泛，在氢燃料电池交通工具、家用燃料电池、炼油和焊接及金属加工等领域发挥重要作用。其中，燃料电池成为氢能的重要应用成果，具有燃料能量转化率高、噪音低以及“零排放”等优点，从20世纪末以来便受到各国关注，其研发、示范和商业化应用的资金投入不断增加。

此外，发电、工业能源、建筑等，同样是氢能和燃料电池的重要应用领域。

国际氢能委员会发布2017年发布 告称，氢能源是能源结构转型的重要方式，预计在2050年之前，通过更大规模的普及，氢能源将占整个能源消耗量的大约20%。氢能产业的发展前景可期。

各国在做什么？

世界上的许多国家，如美国、日本、法国、韩国都在开展核能制氢技术的研发工作，在氢能基础研究、应用研究方面进行了大规模投入。在日本、美国、德国等地，氢燃料电池车部分已经投入使用。丰田FCV燃料电池商业车最大续航里程约700公里，美国“尼古拉”燃料电池拖车头最大输出1000马力，德国已批准燃料电池火车应用于商业化。

日本

日本首相安倍晋三称“氢是解决能源安全保障和全球变暖问题的王牌”，强调了日本领先于世界实现氢能源社会的重要性。2019年3月26日，日本政府在相关阁僚会议上敲定了《氢基本战略》。除了到2030年前实现氢发电商用化之外，还将在汽车和巴士等交通领域扩大氢的利用。政府计划完善可大量消费氢能源的社会基础，并将氢的采购价控制在较低水平。

该战略设想，到2030年为止的阶段，使靠氢气行驶的燃料电池车达到80万辆，配合发电的氢使用量每年达到30万吨。据悉假设30万吨均通过发电使用的话，发电量相当于一座大型核电机组。

韩国

韩国提出了“活用氢能源经济路线图”，旨在发展氢能源相关新兴产业，确保技术优势，同时推动环保事业发展。其中，氢能发电是重要组成部分。韩国准备大力推动氢能发电，从而进一步推动以清洁能源取代化石燃料发电。

根据“活用氢能源经济路线图”，韩国的目标是用氢能取代煤炭、石油等化石燃料，并在氢能生产、储存、运输、使用等各环节创造出新产业和新的就业岗位，力求在2030年时，韩国氢燃料电池和氢燃料电池汽车的世界市场占有率均达到世界第一的水平。到2040年时，将氢能发电设备的容量由现在的0.3GW扩增至8GW。在具体实施过程中，韩国将对用于发电、建筑、交通等方面的氢能源产业给予创业支持，并强化生产力量，构建氢燃料电池产业生态圈，增设相关产业园，保障氢燃料电池供应。

中国

近两年，氢能及燃料电池行业正式进入产业化元年，国家陆续发布了《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》、《能源发展“十三五”规划》、《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》、《汽车产业中长期发展规划》等一系列政策及规划。

《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》将氢能与燃料电池技术创新作为重点任务之一，提出将研究基于可再生能源及先进核能的制氢技术、新一代煤催化气化制氢和甲烷重整/部分氧化制氢技术、分布式制氢技术、氢气纯化技术，开发氢气储运的关键材料及技术设备，实现大规模、低成本氢气的制取、存储、运输、应用一体化，以及加氢站现场储氢、制氢模式的标准化和推广应用。研究氢气/空气聚合物电解质膜燃料电池（PEMFC）技术、甲醇/空气聚合物电解质膜燃料电池（MFC）技术，解决新能源动力电源的重大需求，并实现 PEMFC 电动汽车及 MFC 增程式电动汽车的示范运行和推广应用。研究燃料电池分布式发电技术，实现示范应用并推广。

《能源发展“十三五”规划》中提到，鼓励“三北”地区风电和光伏发电参与电力市场交易和大用户直供，支持采用供热、制氢、储能等多种方式，扩大就地消纳能力；制氢等领域，将建设一批创新示范工程，推动先进产能建设，提高能源科技自主创新能力和装备制造国产化水平；氢能和燃料电池也被列为能源科技创新重点任务进行集中攻关。

《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》中提到，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。

在《汽车产业中长期发展规划》的重点任务中，明确提出要制定氢能燃料电池汽车技术路线图。

各地也正积极推动燃料电池发展。2017年9月，上海发布《上海市燃料电池汽车发展规划》，规划到2020年，上海将聚集超过100家燃料电池汽车相关企业，于2025年建成50座加氢站，到2030年实现燃料电池汽车技术和制造总体达到国外同等水平，上海燃料电池汽车全产业链年产值突破3000亿元。

目前，氢燃料电池汽车已在上海、郑州、张家口、佛山、云浮、十堰等多地实现商业化运营。国内各大知名汽车企业纷纷布局，传统能源企业、汽车零部件企业、产业资本也相继在氢能及燃料电池产业加码投入。中国有实力构建具有中国特色的“氢能经济”。

全国两会话氢能

在2019年全国两会期间，氢能与燃料电池被更多的代表委员所倡议。

全国政协常委、全国工商联副主席、正泰集团董事长南存辉在《关于加快推动氢能源产业发展的提案》中指出，氢能的全面产业化对优化能源结构、保障国家能源安全有着重大的战略意义。在相关政策支持下，我国氢能源产业发展取得了一定进展，已初步形成华东、华中、华南和京津冀四大产业集群。但总体而言，仍存在诸如缺乏针对性的配套产业支持政策、缺乏全国统一配套的加氢站建设规划和制-储-运-用氢技术标准、缺乏支持核心材料与关键技术研发的鼓励政策等多方面问题。为此，南存辉委员提出：开展氢能战略研究，制定氢能产业发展规划，健全加氢站的建设标准、规范及审批管理制度，制定支持氢能源产业技术创新政策等。具体来看，南存辉建议，随着制氢、储氢、运氢、加氢技术的进步，调整氢气危化品为能源属性管理；开展氢能战略研究与制定氢能产业发展规划，确立我国氢能源产业的发展定位、方向和战略路径。制定鼓励支持氢能源产业发展和应用的标准、政策与管理办法。

全国政协委员、中国氢能联盟理事长、国家能源集团总经理凌 表示，氢能毫无疑问在世界各国得到认可，它是未来清洁能源的重要方向之一，在这方面中国很有信心，虽然起步较晚，但是我国有很好的优势。

作为产业链的上游，全国人大代表、中国石化湖南石油分公司总经理黄河建议，制定国家车用氢能产业发展规划，明确车用氢能产业发展的领导机构和牵头部门；同时，加快加氢站等基础设施规划建设，有详细的站点 络规划，加氢站布局以油氢合建站为主，单一加氢站为辅。

“应将‘核能制氢与氢能冶金’列入国家科技重大专项，充分集成各方力量和资源，解决技术攻关和工程示范问题。”全国政协委员、中核集团科技质量与信息化部主任钱天林认为，核能制氢具有不产生温室气体、以水为原料、高效率、大规模等优点，是未来氢气大规模供应的重要解决方案。

全国人大代表、奇瑞汽车董事长尹同跃建议将氢能源产业提升到国家能源战略层面统一规划。他表示，美国、日本等发达国家已将氢能规划上升到国家能源战略高度，但我国在氢能生产、储存、运输方面目前还缺少统一规划与布局，相关配套检测与检验机构尚不完善，氢燃料产业发展进程相对缓慢。建议由国家层面统筹规划，将氢能从国家发展重点方向升级为国家发展战略的层面，做好顶层设计，促进氢能产业健康发展。

全国人大代表、长城汽车副董事长、总裁王凤英对氢能提出了几项具体建议，改变加氢站补贴形式，加大补贴力度，避免加氢站成为地方政府形象工程；制定相关政策，聚焦车用氢燃料电池关键核心技术，以及制氢、储氢、加氢等核心技术的研发；细化氢能源技术标准并出台相关政策，明确加氢站建设及运营监管的相关制度，统一规划全国加氢基础设施，降低审批难度；整合优质资源，统一规划我国氢燃料电池汽车基础设施建设，形成具有国际竞争优势的战略布局，促进氢能源产业上下游产业链全面发展。

全国人大代表、东风技术研究院院长谈民强书写了一份长达2000字的《关于氢燃料电池汽车发展的建议》。除了提出制定氢燃料电池汽车发展的国家战略、行业战略外，还建议由国家与地方政府层面协调解决制氢、储运氢的方案，加强氢燃料电池汽车及产业链的安全性问题研究，以及同步甚至要超前研究，取得核心技术关及关键部件突破。

业内人士认为，氢能早已过了“概念性”的阶段，现在要进入踏踏实实干的阶段。预计在未来的三到五年时间内，即2020年左右，氢能产业会进入一个爆发期。随着越来越多目光的聚焦，“氢能时代”，未来可期。

煤制氢？天然气制氢？成本对比与建议

随着原油劣质化和成品油质量升级加快，炼油厂对氢气的需求剧增，降低氢气成本成为炼油厂一项重要发展战略。氢气是公认的优良绿色燃料，其燃烧热值是汽油的２．７倍、煤炭的３．５倍，目前主要用作航天火箭二级／三级推进燃料。

２制氢装置原料路线的选择

炼油厂对氢气需求的稳定性要求高，配套建设独立制氢装置优先要确保装置稳定运行，确保原料性质和数量的稳定供应，工艺技术要成熟可靠。制氢原料路线的选择取决于原料资源的可获得性、技术成熟度和原料经济合理，制氢原料主要有炼厂干气、天然气、煤、轻石脑油和重油等。

３测算依据

１０Ｍｔ／ａ规模炼油厂加工含硫原油（硫质量分数为２％），采用全加氢和最大化重整规模，产品以生产成品油和化工料为主的炼油工艺流程，成品油满足国Ⅴ排放标准，以所需独立制氢装置规模最小９００００ｍ３／ｈ为基础，对两种工艺路线进行比较。

（１）原料以上海地区价格为基准，天然气到厂价为２．５元／ｍ３（不含税、热值３５９４８ｋＪ／ｍ３），煤炭４５０元／ｔ（不含税、热值２２９９０ｋＪ／ｋｇ）。

（２）氧气外购０．５元／ｍ３；３．５ＭＰａ蒸汽１００元／ｔ，１．０ＭＰａ蒸汽７０元／ｔ；新鲜水４元／ｍ３；电０．５６元／（ｋＷ·ｈ）。

（３）煤制氢采用水煤浆技术，建设投资１２．４亿元、天然气制氢建设投资６亿元。人员费用统一。装置１０年折旧后残值５％；修理费３％／ａ，财务费用按建设资金７０％贷款，年利率按５％计。

（４）比较范围为装置界区内，建设投资不含征地费以及配套储运设施。

４主要结果

４．１价格及成本参数

天然气制氢和煤制氢成本测算结果见表１。

上海地区天然气价格２．５元／ｍ３时（不含税，下同），天然气制氢成本１２８３１元／ｔ，折１．１４元／ｍ３。煤炭４５０元／ｔ时，煤制氢成本９９０３元／ｔ，折０．８６９元／ｍ３。９００００ｍ３／ｈ煤制氢比天然气制氢年节约成本约２亿元。

４．２天然气制氢成本构成

天然气制氢成本构成见图１。从图１可以看出，天然气制氢成本主要由天然气、燃料气和制造成本构成，其中天然气价格是最主要因素，占７３．４％。燃料气是成本的第二因素，占１３．７％。按照总投资７０％融资考虑，制造及财务费将占成本构成的９．３％。除燃料气外的燃料动力能耗占２．４％。其它费用占１．２％。

４．３煤制氢成本构成

煤制氢成本构成见图２。从图２可以看出，煤制氢成本主要由煤炭、氧气、燃料动力能耗和制造成本构成，但煤炭费用的比例远小于天然气费用的比例，仅占３６．９％。一般煤制氢气采用部分氧化工艺，按照配套空气分离装置氧气成本测算，占氢气生产的２５．９％。由于煤制氢气投入大，制造及财务费用成为重要的成本影响因素，占比达到２２．５％。燃料动力费用占７．９％，其它占６．７％。

４．４天然气制氢与煤制氢同等成本的对应关系

４．５天然气和煤炭价格分布

２０１６年１２月各省（区、市）非居民用天然气基准门站价格（含增值税）见表３，２０１４—２０１６年我国主要区域煤炭价格指数见表４。天然气和煤炭两种资源价格有明显的地域性，主要分为华东和华南、华北、西北地区。其中华东和华南地区远离天然气主产区，无论是管输还是ＬＮＧ运输，均存在成本高的问题，目前售价在２．５元／ｍ３以上，而煤炭限制少，可依托海运优势实施进口，售价与国内运输价环渤海湾指数基本相同。华北地区天然气靠近资源产地和国家主进口管道，资源可获得性较好，气价相对较低，目前售价２元／ｍ３左右。煤炭虽也靠近产地，但基本以铁路和公路运输为主，物流费用较高，售价与国家环渤海湾指数相同。同时，京津冀地区环保压力大，压缩煤炭数量指标高。西北地区位于天然气和煤炭主产地，售价较低。

４．６碳税对制氢成本的影响

全球变暖和环境污染，要求控制温室气体和污染物排放，减排任务日益严峻。随着环保压力的加大，尤其是２０１５年中国在《联合国气候变化框架公约》的巴黎气候大会上提出到２０３０年单位ＧＤＰ的二氧化碳排放量比２００５年下降６０％～６５％，并在２０３０年前后化石能源消费的二氧化碳排放达到峰值的目标，征收碳税将不可避免，煤制氢工艺外排二氧化碳约是天然气制氢的４倍。

碳税的实施对煤制氢项目的竞争力影响远大于天然气制氢。碳税对制氢路线的影响见表５。

以２０１５年上海地区天然气价格２．５元／ｍ３、煤炭价格４５０元／ｔ测算，当碳税为１７５元／ｔ时，采取煤制氢工艺相对于天然气制氢工艺，在成本上失去优势。以华北地区天然气价格２．０元／ｍ３、煤炭价格４５０元／ｔ为基准，当碳税为１００元／ｔ时，采取煤制氢工艺相对于天然气制氢工艺，在成本上失去优势。以西北地区天然气价格１．５元／ｍ３、煤炭价格３００元／ｔ为基准，当碳税为５０元／ｔ时，采取煤制氢工艺相对于天然气制氢工艺，在成本上失去优势。

５几点建议

从计算结果可以看成：天然气制氢与煤制氢两种工艺路线所承受的原料价格和对碳税敏感性不同。原料对天然气制氢的影响大于煤制氢，总体看，天然气价格变化１０％相当于煤炭价格变化２３％左右。碳税对煤制氢的影响大于天然气制氢，碳税每变化２５元／ｔ，天然气制氢成本变化０．０１元／ｍ３，而煤制氢变化０．０５元／ｍ３。煤制氢燃料动力能耗高于天然气制氢，对系统蒸汽和电力要求高，企业需要配套锅炉，统一建设燃煤锅炉受制于政府要求。随着成品油质量升级步伐加快，炼油企业对氢气的需求不断上升，新建或扩建制氢装置不可避免，氢气成本成为提高企业竞争力的主要因素之一。为此，建议在统筹各区域和企业的条件后，合理选择制氢路线。

（１）华东和华南地区天然气价全国最高，与华北地区相比约高０．５元／ｍ３，相当于煤炭价格高２５０元／ｔ。但这两个地区煤炭资源供应渠道多，运输方便。“十三五”期间，在《石化产业规划布局方案》（２０１４年）规划的７大基地中有５个位于此区域，此外还有舟山在建的４０Ｍｔ／ａ炼化一体化基地，市场竞争激烈，降低原料成本尤为关键。同时，此区域也是国内居民生活水平较高地区，加工制造产业发达，天然气资源供应紧张。建议积极与政府协调，制氢路线以煤制氢为主。

（３）对于现有小于５．０Ｍｔ／ａ的非炼化一体化炼油型企业，自产燃料气较多，氢气需求量较小，干气外运成本高，建议利用自产干气建设制氢装置。

（４）现有城市型炼油厂环境要求苛刻，煤炭运输受制因素多，建议结合燃料平衡优先考虑干气和天然气混合制氢路线。

（５）考虑到国家环保要求日益严格，尤其是已出台的“大气污染防治法”明确规定了高硫焦不能出厂（初步定为硫质量分数３％以上），加工高含硫原油企业将面临着石油焦出路难题。２０１５年硫质量分数３％以上的石油焦价格为６８０元／ｔ，青岛和天津硫质量分数７％的石油焦仅售４６０元／ｔ，与煤炭价格基本持平，未来随着环保和运输压力加大，价格将逐渐下滑。但石油焦氢含量较高，从烃类蒸汽转化的化学反应可知，在碳数相同的情况下，氢碳比越高，理论产氢量越高。如果用石油焦作为煤气化的原料，既可解决煤炭的保供问题，又能解决石油焦的出路问题。建议这种类型企业以焦／煤混合制氢路线为主。

（６）目前金属含量高的重质原油采用渣油加氢路线的经济性较差，建议下一步将此减压渣油浅度溶剂脱沥青后再与加氢、催化裂化等工艺组合，以最大限度地将渣油转化为轻质油品，脱油后硬沥青可作为制氢原料或锅炉燃料。但沥青制氢方案如放在炼油结构调整项目中，其效益受原油性质、油价水平及最终产品方案影响较大，需要综合测算。

（７）煤炭和天然气供应能力和价格对制氢工艺需求的动力锅炉采用的燃料选择至关重要，按照上海地区价格初步测算，１０Ｍｔ／ａ炼油系统的两种燃料费用相差约５亿元；华北地区相差３．５亿元。考虑到制氢成本费用，目前状态下，对于１０Ｍｔ／ａ纯炼油企业，天然气比煤炭在上海地区高约７亿元以上，而１５Ｍｔ／ａ炼油企业相差超过１０亿元。如果是炼化一体化企业，煤炭作为燃料和原料，优势将更加明显（预计年费用相差约２０亿元）。