2021年清洁能源制氢成本与二氧化碳再利用研究报告（23页）.pdf

1、天然气制氢是中东和北美主要采用的制氢路线，这两地油气资源丰富，天然气开采成本较低，而我国工业氢气主要来源于煤制法。比较而言，煤制氢投资较大，装置规模大，单位生产成本低，原料自给率高且供给稳定性有保障，缺点在于二氧化碳排放量大，生产 1 标方的氢气排放的二氧化碳量是天然气的一倍以上。天然气主要成分是甲烷，与水反应后产出的氢气比例较高，且装置投资较小，劣势在于天然气对外依存度较高，价格呈现强季节性特征，供需紧张的时候某些区域的工业用气存在断供的风险，对于企业生产稳定性较差。我们以按天然气价格在 2.5 元/立方米和动力煤价格 450 元/吨对制氢成本进行测算，每标方氢气对应成本分别为 1.14 元

2、和 0.87 元/吨，煤制氢气成本优势显著，这也是我国超六成的工业氢气来源有煤炭的主要原因。从成本构成的角度来看，天然气制氢中原料成本占比超 70%，原料+燃料口径合计占比约 90%，这意味原材料和燃料价格波动对于制氢成本影响明显。煤制氢气里原料成本只有 39%，加上燃料费用也不到 50%，原材料价格波动对于制氢成本影响小于天然气。以我国资源本身属性来看，煤炭供应相对稳定，近五年内剔除今年上半年极端情况产地5500 卡动煤价格多在 250-450 元/吨范围，对应煤制氢气成本在 0.73-0.87 元/吨。天然气制氢要想达到这样的成本需要将天然气成本压在 1.25-1.67 元/方。从近年工业

3、用天然气价格水平来看，几乎是一件不可能的事情，除非公司有自己油气田，纯外购天然气制氢价格是煤炭价格的一倍以上，而且还要面临用气高峰时受限的风险。电解水工艺发展成熟，电费占总成本90%以上电解水制氢从工艺路线上主要分为三种，分别是碱性电解法、质子交换膜法和固体氧化物法。碱性电解水技术已经在国内商业化应用，但受限于工业用电价格没有大规模推广应用。质子交换膜法显著减少了电解槽的体积和重量，并且在能耗方面较碱性法有一定优势，缺点在于采用贵金属催化剂和较高的投资成本，正处于商业化推广阶段。固体氧化物法电耗较碱性法省去近半，电流密度和收率显著高于前两种办法，要求的反应条件较高，目前近年来研究较多的电解水技术，一旦技术成熟实现规模化生产预计可以显著降低电解水生产成本。