燃料电池引领氢能开发利用

摘要:能源利用形式从氢碳比为1:3~10 的木柴、1:1的煤炭、2:1的石油再到4:1的天然气,验证能源持续朝低碳、多氢的清洁利用方式演进;可以预见未来能源利用形式中,氢能作为应用场景广泛的新能源,其占比将会继续提高。燃料电池车为氢能利用核心载体,其商业化大幕逐...

  能源利用形式从氢碳比为1:3~10 的木柴、1:1的煤炭、2:1的石油再到4:1的天然气,验证能源持续朝低碳、多氢的清洁利用方式演进;可以预见未来能源利用形式中,氢能作为应用场景广泛的新能源,其占比将会继续提高。燃料电池车为氢能利用核心载体,其商业化大幕逐步拉开。降低氢能车运行的燃料成本的重要性不亚于降低车辆购置成本,而制氢在终端氢气价格构成(制氢、运氢、储氢、加注)中占据重要地位、成本下降空间也较大,因此低成本的氢气制备是氢燃料电池大规模商用化的基础,在考虑经济性的同时兼顾能源转换效率和全生命周期排放,不违背节能减排的初衷。

  制氢路线比较与产业发展探析:低成本工业副产氢为中短期优选,水电解制氢路线将贯穿氢能发展全过程。

  燃料电池车的用氢需求中短期可优先通过成本较低、减排效益好的工业尾气制氢供应满足,尤其以纯度高、 投资低的氯碱副产氢为优,轻烃裂解副产氢新增规模较大,2030 年之前工业副产氢若妥善加以利用、完全可以满足需求,并为可再生能源电解制氢的技术攻关留出时间余量。产业发展中期预计为工业副产氢、可再生能源电解制氢协同发展阶段,电解水制氢是能源利用结构变化的最重要力量,将贯穿于氢能发展的全过程:水电解制氢是当前唯一的直接原材料不依赖含碳化石资源,一次产物中不直接产生碳的技术路线。随着技术的发展和成本的降低,电解水制氢未来有望能逐渐满足商业化的要求,充分利用可再生能源、使用弃风弃水弃光所产生电能进行电解水制氢是目前来看最有希望降低其成本的方式之一。

  从海外经验看燃料电池车用制氢产业发展趋势:氯碱副产氢已获成熟应用,可再生能源制氢是长期方向。

  日本的氢燃料电池车产业链发展进度全球居首,电解水制氢在日本氢工业中占有特殊的地位,其盐水电解制氢的产能占该国所有人工制氢总产能的63%,从其实质的技术工艺原理上说与氯碱工业副产氢是一致的,其国外已有多个氯碱氢燃料电站项目验证经济性;日本远期也以可再生能源水电解制氢作为最主要发展方向“福岛氢能源研究站”预计于2019 年10 月前完成建设,系统装置采用太阳能电解水制氢路线、将具备世界最大规模的1 万kW 制氢能力,用于制造、储藏和供应最大900 吨的氢。

  纵观能源的发展历史,从最初使用固态的木柴、煤炭,到液态的石油,直至气态的天然气,不难看出其H/C 比提高的趋势和固-液-气形式的渐变过程。木柴的氢碳比在到1:3~10 之间,煤为1:1,石油为2:1,天然气为4:1。在18 世纪中叶至今,氢碳比上升超过6 倍。每一次能源的“脱碳”都会推动人类社会的进步和文明程度的提高,可以预见未来能源利用形式中,氢能的占比将会继续提高。

  氢虽然主要用作化工基础原料,但在能源转型过程中,其更重要的是作为一种清洁能源和良好的能源载体,具有清洁高效、可储能、可运输、应用场景丰富等特点。氢能能够帮助工业、建筑、交通等主要终端应用领域实现低碳化,包括作为燃料电池汽车应用于交通运输领域,作为储能介质支持大规模可再生能源的整合和发电,应用于分布式发电或热电联产为建筑提供电和热,为工业领域直接提供清洁的能源或原料等。

  在氢能源产业链中,上游是氢气的制取、运输和储藏,在加氢站对氢燃料电池系统进行氢气的加注;中游是电堆等关键零部件的生产,将电堆和配件两大部分进行集成,形成氢燃料电池系统;在下游应用层面,主要有交通运输、便携式电源和固定式电源三个方向。

  19 世纪30 年代,人们提出了燃料电池的初步构想。此后,随着技术的发展,不同级别的燃料电池问世,并逐步由军用推广至民用领域。自20 世纪后半段开始,各大汽车厂商纷纷开展了燃料电池汽车的研究,其中尤其以日本最为领先。目前全世界已有多种高性能燃料电池汽车产品,初步进入了商业化应用阶段。

  燃料电池是一种以电化学反应方式将燃料与氧化剂的化学能转变为电能的能量转换装置。燃料电池发电原理与原电池类似,实质是燃料气体和氧化剂发生电化学反应,可看作是另一种“燃烧反应”;但与原电池和二次电池比较,需要具备相对复杂的系统,通常包括燃料供应、氧化剂供应、水热管理及电控等子系统,工作方式与内燃机 类似。理论上只要外部不断供给燃料与氧化剂,燃料电池就可以持续发电。

  根据电解质的不同,燃料电池可分为碱性燃料电池(AFC)、质子交换膜燃料电池(PEMFC)、磷酸燃料电池(PAFC)、熔融碳酸盐燃料电池(MCFC)、固体氧化物燃料电池(SOFC)等多种类型,其使用的燃料和适应的应用场景各有不同,其中质子交换膜燃料电池具有高比功率、可快速启动、无腐蚀性、反应温度低、氧化剂需求低等优势, 是当前燃料电池汽车的首选。

  在氢燃料电池产业链中,上游是氢气的制取、运输和储藏,在加氢站对氢燃料电池系统进行氢气的加注;中游是电堆等关键零部件的生产,将电堆和配件两大部分进行集成,形成氢燃料电池系统;在下游应用层面,主要有交通运输、便携式电源和固定式电源三个方向。

  目前在交通运输用动力源方面,主要有四种技术路线:锂离子电池、氢燃料电池、超级电容和铝空气电池。其中锂离子电池、超级电容和氢燃料电池得到广泛的应用,铝空气电池尚处于实验室研究阶段。氢燃料电池由于其燃料电池功率和储能单元彼此独立、增加能量单元对车辆成本和车重影响相对较小的性质,在长续航里程和能源补给速度上优势很明显。

  现阶段燃料电池技术仍不够完善,技术及实践层面面临的问题还较多:如氢的制备、储运、加注以及电池铂催化剂的昂贵、易中毒制约寿命和稳定性等问题,导致燃料电池目前的经济性还不能得以保证,其成本是制约燃料电池车商业化的最大因素。

  长期来看,未来燃料电池汽车成本有望比动力电池汽车更低,和燃油车的成本相当。燃料电池成本下降速率将明显高于锂离子电池,其原因主要在于:锂离子电池产业已具备较大规模,成本下降速率已逐渐趋于稳定,而燃料电池产业仍处在发展初期,规模化空间大,其成本下降潜力大;近10 年来在技术进步推动下,单位功率铂用量大幅下降,丰田Mirai 燃料电池铂含量仅约0.2g/kW,未来有望降低至0.1g/kW 以下,且铂可以回收利用,可以有效降低电堆成本。

  基于燃料电池汽车的良好前景,各国对其的关注程度正在不断提升。燃料电池汽车正处在由技术研发向商业化推广过渡的阶段,各国政策鼓励和投入持续增加。相比之下,日本政府对燃料电池及燃料电池汽车技术的推动力度更大,技术水平也更高,其先进的燃料电池乘用车车型已经初步实现了商业化,在燃料电池汽车领域位于世界前列。

  在国家政策的大力支持和行业的共同努力下,我国燃料电池汽车产业取得长足进步,燃料电池汽车产业链体系初步建立,在氢燃料电池商用车领域初步形成装备制造业基础。近年来我国燃料电池车产销量保持每年千辆左右,2018 年我国燃料电池车产量达到1619 辆,相比2017 年增加27%,带动燃料电池需求51MW。销量结构上看,我国 氢燃料电池车以客车和专用车为主,其中专用车产量为909辆,相比2017 年增长尤为明显,客车产量为710 辆,中通汽车、飞驰汽车两家企业占据全国总产量的70%以上。预计自2020 年开始我国氢能源汽车总体进入量产阶段,2024 年左右步入商业化应用阶段。

  全球氢工业发展迅猛,市场规模从2011 年的1870.82 亿美元增长到2017 年的2514.93 亿美元,增速达34.4%。我国工业氢气的需求量和生产量旺盛且逐年上升、均居世界首位,其中用于炼化产品生产和工业生产领域的纯度大于或等于99%的氢气年产量约 为700 亿m3(约600 万t)。在不考虑工业用氢、仅考虑能源用氢的情况下,按照《节能与新能源汽车技术路线 万和百万辆氢燃料电池汽车的应用,则对应2020、2025和2030年相比目前将分别新增0.75 亿、7.5 亿和150 亿m3 的能源用氢气需求,相对比于当前对应新增0.1%、1%和20%的氢气需求,相当于2020~2030 年复合需求增速1.8%,且增速逐年递增。按照国内2030 年百万辆氢燃料电池汽车的规划,制氢产业市场规模将达约400 亿元(氢气价格按30000~40000 元/吨)。

  当前化石资源制氢居主导地位:人工制氢的原料主要以石油、天然气、煤炭等化石资源为主,较之于其他的制氢方法,化石资源制氢工艺成熟,原料价格相对低廉,但会排放大量的温室气体,对环境造成污染。2017 年,全球主要人工制氢原料的96%以上都来源于传统化石资源的热化学重整,仅有4%左右来源于电解水。煤炭和天然气是 我国人工制氢的主要原料,占比分别为62%和19%。

  在氢气的下游用途方面:国内氢气除用作合成氨、甲醇等化工原料气外,不低于90% 的纯度99%左右的氢气用于炼化产品生产过程中的加氢。仅有2%~4%的氢气作为工业气体用于治金、钢铁、电子、建材、精细化工等行业的还原气、保护气、反应气等。

  除氢燃料电池车的一次购置成本尚高之外,当前氢气价格下的氢燃料电池车的运行成本也居高不下,也是当前制约氢燃料电池车大规模商业化应用的重要因素之一。决定加氢站终端氢气售价的主要是制氢成本、运氢成本、储氢成本和加注成本,其中制氢成本占据主导地位、且其下降空间潜力较大,因此低成本的氢气制备是氢燃料电池大规模商用化的重要基础,我们本篇报告也先从制氢角度讨论未来氢燃料电池车商用化进程中的制氢环节路线发展。

  工业副产氢制氢是指利用含氢工业尾气为原料制氢的生产方式,目前的工业尾气来源主要有氯碱工业副产气、煤化工焦炉煤气、轻烃裂解副产氢以及合成氨、甲醇驰放气副产氢气等。与其他制氢方式相比,利用工业副产氢最大的优点就是无需额外的资本投入和化石原料投入,获得的氢气在成本和减排方面有巨大优势。

  氯碱工业指的是通过电解饱和NaCl 溶液来制取NaOH、Cl2和H2,并以此为原料合成盐酸、聚氯乙烯等化工产品。目前国内很多氯碱企业主要关注氯和碱产品,往往忽略副产氢气的价值,氢气利用很不充分,甚至有大量氢气被白白放空(氢气直接燃烧,产生热能,需要的投资较大)。

  测算可外供的氯碱副产氢潜在规模:按照2018 年的统计数据,理论上全国氯碱企业可联产氢气约85.5 万吨/年,即96 亿m3/年(1 吨氢气折1.12 万m3,1kg 折11.2m3,1m3 氢气折0.0893kg 即89.3g)。虽然氯碱行业的氢气利用率在逐年提高,但仍有约16.5 万吨的氢气没有被充分利用、相当于放空率20%。如果将每年放空的16.5 万吨 氢气充分利用,至少可以供8 万辆氢燃料车使用(每年每辆氢燃料车消耗2.0 万m3 氢气),或产生114.8 亿kWh 的电(折每m3 氢气每年发电0.7 度电)。

  氯碱副产氢用于氢燃料电池车具有非常明显的优势:纯度高,流程少,投资低。一般在来说湿氢气中含有饱和水,可能夹带一些碱雾。在洗涤,冷却脱水(不需要额外的变压吸附)之后即作为成品氢气在99%(V/V)以上,甚至大于99.84%,主要杂质是氧气、氮气和水蒸气,而容易致使燃料电池催化剂中毒的硫含量和CO 含量都极低,提纯难度小,需要新增的设备投资和运行成本都很低。

  焦炉气(COG),又称焦炉煤气,其产率和组成因炼焦用煤质量和焦化过程条件不同而有所差别,一般每吨干煤可生产焦炉煤气300~400m3,其中40%~45%用于保证焦化炉炉温,其余外供。我国是世界上最大的焦炭生产国,截止2018 年我国焦炭产量已经达到4.38 亿吨,占世界总产量的60%。焦炉煤气成分中,氢气浓度在50%以上,是提纯氢潜力最大的工业尾气之一。

  焦炉煤气属于中热值气,其热值为17~19MJ/标方(4000~4500 大卡),适合用做高温工业炉的燃料和城市煤气。焦炉煤气通过净化和变压吸附技术,可以获得纯度高,价格低的氢气(净化和提氢运行费用0.3~0.5 元/m3)。焦炉煤气含氢气量高可直接作化工原料用,可提纯氢气作为合成氨或甲醇等。由于净化和变压吸附技术的进步,焦炉 煤气提纯氢气的质量完全能满足氢燃料电池的使用要求。

  按照每生产1t 焦炭可副产425.6m3 焦炉气,利用变压吸附技术,从焦炉煤气提纯得到的符合加氢站用气标准(99.99%)的氢气,假设氢气收率80%,1m3 焦炉煤气就可以产生0.44m3 氢气,单吨焦炭副产氢气量=425.6*55%*80%*50%=93.6m3,对应0.0084 吨。我们测算:理论上全国焦化企业理论上可副产氢气约73.2 万吨/年(取50%回炉助燃部分的40%计),即164 亿m3/a(1 吨氢气折1.12 万m3,1kg 折11.2m3,1m3 氢 气折0.0893kg 即89.3g)。至少可以供82 万辆氢燃料车使用(每年每辆氢燃料车消耗2.0 万m3 氢气),或产生114.8 亿kWh 的电(折每m3 氢气每年发电0.7 度电)。

  注:焦炭企业分为独立焦化企业和钢铁联合体焦化企业。钢铁联合体焦化企业自身循环利用系统通常较为完善,焦化气已有利用;上述测算暂未扣除钢铁联合体焦化企业影响。

  丙烷脱氢是以丙烷为原料来制造丙烯和氢气的一种工艺方式,生成产品丙烯的同时,副产同等摩尔量的氢气,混合在乙烷、乙烯、一氧化碳、甲烷等的混合尾气中,采用变压吸附PSA 的分离手段,可获得大量的高纯度氢气。以Catofin PDH 工艺为例,PDH 装置通常由进料预处理及汽化单元,反应单元(包括反应器再生系统),压缩与干燥,低温回收单元(含丙烯、乙烯制冷系统),脱乙烷塔,产品分离塔,废水汽提塔工艺单元组成。

  每生产1 吨丙烯约可产生37.9kg 氢气(理论上47.6kg,相当于氢气 PSA 收率80%),对应426m3 氢气;截止目前,国内PDH 总产能约572 万吨/年,对应副产氢气量约21.7 万吨/年,按变压吸附氢气收率85%计算,氢气产品约18.43 万吨/年,即20.64 亿Nm3/ 年,按每辆氢燃料电池车每天行驶里程200 公里、加注5 公斤氢气来算,每年每辆氢燃料车消耗2 万m3 氢气,这些副产氢气每年可供约10 万辆氢燃料电池车行驶、或产 生14 亿kWh 的电;若当前在建及规划中PDH 产能全部投产,国内PDH 总产能将达 到1035 万吨/年,副产氢气达34 万吨,每年可供约18 万辆氢燃料电池车行驶、或产生26 亿kWh 的电。

  乙烷裂解制乙烯副产氢气方面,结合项目规划与进展,预计至2022 年,中国乙烷裂解制乙烯产能将达到858 万吨/年,按单吨乙烯副产64.5kg 氢气(理论上每吨乙烯副产氢气71.4kg、PSA 变压吸附氢气收率85%计算),届时乙烯裂解副产氢气理论上将达到47 万吨、对应52.7 亿Nm3氢气;按每辆氢燃料电池车每天加注5 公斤氢气、行驶里程200 公里来算,理论上这些副产氢气每年约可供26 万辆氢燃料电池车行驶、或产生37 亿kWh 的电。

  化石能源制氢技术具有产量大以及价格相对较低的优点,缺点是在生产过程中碳排放较大和产生一定的污染,而且成本受原材料价格波动的影响,尤其是天然气制氢更容易受此方面的影响。严格意义上说化石能源制氢除非有除碳或耗碳措施,否则并不能达到减排的目的,而增设二氧化碳补集单元无疑大大增加综合能耗、有潜在的增收碳税大幅削弱经济性的风险;因此大规模的煤制氢或天然气制氢更适合于能耦合耗碳的合成氨-尿素工业或目标产品种类较多的炼化等。

  煤气化制氢工艺原理: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。

  天然气制氢工艺原理:甲烷是天然气中的主要气体成分,天然气制氢技术的主体依托于各类甲烷转化制氢反应。甲烷转化制备氢气按反应原理分主要为两种技术路线:一种是先将甲烷与水蒸气在一定反应条件下反应生成合成气,再将合成气中的CO 成分进行转化,从而制得高纯度氢气,即甲烷水蒸气重整技术,其是目前工业上天然气制氢应用最广的方法;另一种是通过制应条件使甲烷直接分解成氢气和积炭,再通过分离提纯产物获得氢气,即甲烷热解技术。

  总体而言,化石资源制氢尤其是煤制氢路线成本低,但对环境也不够友好,尤其是煤制氢由于原料氢碳比较高导致二氧化碳排放很高;天然气制氢碳排放相对较低,但其对原材料价格波动耐受力较差。在煤气化制氢系统中,采用二氧化碳捕集设备可大大减少二氧化碳的直接排放,对系统的环保效益产生积极影响。但是,加入二氧化碳捕 集装置无疑也会造成较大的能耗,降低了制氢系统的能源利用率;同时,二氧化碳捕集单元的建设成本较高,这对制氢系统的经济效益会带来不良影响。综合来看,我们认为煤气化或天然气以氢气为单一目标产品来说虽然成本尚可,但碳排放较高,增设CCS 单元或一旦征收碳税其成本优势也大大削弱,有悖于节能减排的初衷;因此,煤气化不以氢气为单一目标产品、而是以H2 和CO 作为目标产品,耦合到耗碳化工装置是比较合理的选择。

  电解水原理:在电解液中通入直流电,在电节的阴极和阳极上分别发生放电反应,阴极反应: 4e+4H20=2H2↑+4OH-,阳极反应:4OH-=2H20+O2↑+4e,总反应式为:2H2O=2H2↑+O2↑,从而在阴极和阳极分别产生氢气和氧气。

  根据隔膜不同,可分为碱水电解、质子交换膜水电解、固体氧化物水电解。碱性电解槽是目前最成熟的技术,投资成本明显低于其他电解槽类型;PEM、SOE 电解在技术先进性上优于碱水电解,但目前PEM 成本较高、SOE 尚处于研发阶段,但PEM 电解槽在未来成本降低的潜力较大,PEM 电解槽具有最高的电流密度和操作范围,是降低投 资成本和提高操作灵活性所必需的先决条件。根据美国可再生能源国家实验室发布以风能提供电力、以PEM 水电解制氢的评估报告中对PEM 技术的放大进行的成本预测,预计当PEM 制氢技术的规模从10kg/d 发展到1000kg/d 时,电解池堆的成本所占份额将从目前的40%降至10%,说明PEM 制氢的规模话将在降低成本上有较大幅度的空间。因此,PEM 电解槽是未来最有希望在氢燃料电池车中实现大规模工业化应用的水电解制氢技术。

  当前制约水电解制氢商业化应用的主要问题是全生命周期排放高、综合能源效率低、成本高。针对电解水技术方面的改进主要集中在电解池、聚合物薄膜电解池和固体氧化物电解池等种类,电池能效率由70%提高到90%,但考虑到发电效率,实际上电解水制氢的能量利用效率不足35%(考虑到火电站燃料变电的换能效率为30~40%)。目前每生产1m3 常温常压氢气需要消耗电能大约5~5.5kWh,采用最便宜的谷电制氢(如0.3 元/kWh),加上电费以外的固定成本(约0.3~0.5 元/m3),综合成本在1.8~2.0 元/m3,即制氢成本为20~22 元/kg;如果是利用当前的可再生能源弃电制氢,弃电按 0.1 元/kWh 计算,则制氢成本可下降至约10 元/kg,这和煤制氢或天然气制氢的价格相当;但是电价如果按照2017 年的全国大工业平均电价0.6 元/kWh 计算,则制氢成本约为38 元/kWh,成本远高于其他制氢方式。

  远期来看,电解水制氢是能源利用结构变化的最重要力量,将贯穿于氢能发展的全过程。在各种制氢技术中,只有水电解制氢技术的直接原材料不依赖含碳化石资源,其一次产物中不直接产生碳排放(非全生命周期视角下),是一种清洁、无污染、高纯度制氢的方式。中短期的氢能需求主要依赖化石资源、尤其是以低成本的工业副产氢为主,充足的副产氢至少可以满足100 万辆燃料电池汽车需求,为水电解制氢的技术攻关提供时间,远期来说水电解制氢将成为氢能的最主要来源。未来未来水电解制氢主要通过降低电解过程的能耗以及充分利用可再生能源、使用弃风弃水弃光所产生电能进行电解水来实现成本下降和商业应用。

  2.4 度比较不同制氢工艺适用性及未来发展路线 基于成本、规模、稳定性和碳排放综合比较各种制氢路线

  成本能力上,工业副产气制氢煤制氢天然气制氢电解水制氢:工业副产气制氢由于投资低(现有装置+变压吸附单元即可)、原料成本低(副产气零成本、或仅体现其燃料热值成本)具备当前阶段最低的产氢成本;电解水制氢成本最高,通过利用谷电或者可再生能源弃电可以降低成本。

  产氢规模和稳定性上,煤制氢、天然气制氢 工业副产气制氢 电解水制氢:传统化石资源煤/天然气制氢均具备成熟的大规模气化制氢工艺技术,但目前主要应用于炼厂加氢、合成氨等化工领域,以氢气作为单一目标产品时其碳排放太高;工业副产气制氢主要受制于主产品规模,同时如焦炭企业环保限产下影响供氢稳定性;可再生能源电解水制氢受制于能量供应密度小、无法连续供应等制约,规模问题亦较为突出,未来成本问题解决后,在风能和太阳能资源富裕的局部地区,风电/光伏发电制氢可在该区域占据主导位置。

  从温室气体减排上,可再生电解制氢工业副产气制氢天然气制氢煤制氢:虽然可再生能源发电站建设过程会造成较大的能耗和温室气体释放,但由于在运行过程中几乎没有排放,所以可再生能源发电制氢相比于传统能源制氢仍有着非常大的节能环保优势,随着运行年限的增长,这种优势更加明显;在以传统能源为基础的制氢路径中,工业副产气制氢能取得最佳的碳排放削减效益,主要源于通过 PSA 分离得到氢气的过程本身不产生碳,排放主要来自变压吸附装置消耗的电力和用作补充燃料的天然气的消耗。

  基于成本、规模、稳定性和地域性比较不同工业副产气制氢工艺,氯碱副产氢在成本、规模、稳定性和地域 性上综合优势较好:

  提纯难度和成本优势上:氯碱轻烃裂解焦炉气:氯碱工艺绝对了电解正负极分别出氢气和氯气,通常不需要额外新增提纯吸附装置其氢气纯度即可达到99%以上,焦炉气含硫量相对较高、提纯难度加大、需要额外的除硫步骤加大投资强度;

  规模上,焦炉气 氯碱 轻烃裂解,虽然当前轻烃裂解制氢规模潜力不大,但未来丙烷脱氢和乙烷裂解新增产能较多有望后来居上;工业副产气当前合计约120 万吨 氢气规模,若全部加以利用,则能支撑每年超 500 万辆氢燃料电池乘用车、或超过 130 万辆的氢燃料电池客车的使用需求(按照 1 辆燃料电池乘用车年行驶里程 20000km,消耗 224kg 氢气计算;按1 辆燃料电池客车行驶里程 14400km,消耗 882.32kg 氢气计算),完全可以满足“2030 年实现百万辆氢燃料电池汽车的商业化应用”的需求,且后续轻烃裂解将继续扩大产能;

  地域性优势上,氯碱 轻烃裂解 焦炉气,行业产能在西北和东部地域呈现不同特征,西北地区坐拥电石优势、通常以氯定碱、富裕氢气资源较少,东部地区氯碱企业通常以碱定氯、富余氢气资源相对较多,恰好匹配目前加氢站和氢能源汽车的产业推进较快地区。

  短期的潜在供给规模和供给成本不存在问题、潜在需求完全可以承接,近期可以优先使用成本较低的工业尾气制氢供应、尤其以氯碱副产氢为优,2030 年之前工业副产氢若妥善加以利用、完全可以满足需求,并为可再生能源电解制氢的技术攻关留出时间余量;

  中期至 2030 年后预计为工业副产氢、可再生能源电解制氢协同发展的阶段;同时对核能热化学制氢、生物质制氢等新型前沿制氢技术加大科研力度,争取在2050年后工业化应用有所突破;

  日本的氢燃料电池车产业链发展进度全球居首,电解水制氢在日本氢工业中占有特殊的地位,其盐水电解制氢的产能占该国所有人工制氢总产能的63%。电解水制氢主要分为制碱工业中的电解盐水和电解纯水两种方式。就目前而言,电解纯水相对电解盐水成本更高。这是因为盐水中富含大量的正负离子,在传导电流方面有着纯水不可比拟的优势。两者制备氢气的纯度相仿,都可以达到99.99%,但盐水电解要更具规模更容易形成产业化,电解水在速度和能耗两方面依旧比不上电解盐水。电解盐水的副产品是苛性碱、氯气、氢气、氧气,而电解纯水的产物只有氧气和氢气。因此,日本的电解盐水制氢工艺从实质原理上说与氯碱工业副产氢是一样的。

  氢燃料电池技术已走向成熟,该技术不仅用于新型汽车动力上,同时利用氢燃料电池技术建造大型氢燃料电站在欧洲也获得了成功,国内紧随其后。

  荷兰 AkzoNobel 氯碱工厂 2007 年建成行业内第一台利用氯碱氢的氢燃料电站,功率 70kW,利用氯碱副产氢气发电,已成功运行了 45000h 以上;采用该技术建造与氯碱配套的氢燃料电站,可以直接利用氯碱副产氢气,通过氢燃料电站可回收电解单元总电耗 20%的电能和 10%的热能。

  在欧盟氢能利用支持中,氢燃料电池项目得到顺利进行,荷兰 2011 年又成功开发 MW 级的氢燃料电池,安装在索尔维比利时工厂,同样是利用氯碱生产中的副产氢气发电(发电能力:额定 1 MW,初期输出功率≥910kW;回收热能:450kW;氢气消耗:650Nm3/h;氢气质量:T≤40 °C(含饱和水)、P=0.3 bar、氢气纯度≥98%)。

  2016 年 10 月,营创三征(营口)精细化工有限公司以电解氢为驱动能源,建成全球首套 2MW 氢燃料发电站,作为发电能源的氢气来自于氯碱工厂电解氢气,经洗涤、冷却除掉碱雾和大量水分(氢气纯度大于等于 98%),即可用于发电,进入电站的阳极系统,无须提纯和增压。

  滨化集团年产 8 万吨氧阴极烧碱装置于 2015 年底投产,为中国第一套氧阴极工业化装置。采用伍德迪诺拉公司电解槽和拜耳公司氧阴极技术,技术主要针对不需要氢气、只需要碱和氯的企业,通过氧阴极降低了单元槽电压,使电解槽只产碱和氯,不再产氢气,将以往产氢气的电能节省下来,理论上可比传统电解节省 40%以上的电能,但当前的水平可能达到 30%。滨化集团 8 万吨烧碱装置单吨电耗预计 1600 度,而行业普遍不低于 2200 度。

  日本提出了“氢能社会”的构想,丰田量产了第一辆性能优越的氢电池车Mirai,本田也推出了Clarity,加氢三分钟,可续航750 公里,日本已经在氢能的利用上走在世界前列。

  在制氢方面,日本也以可再生能源水电解制氢作为最主要发展方向。2018 年9 月,日本新能源产业技术综合开发机构(NEDO)、东芝能源系统、东北电力及岩谷产业合作,在福岛县浪江町建设利用可再生能源制氢的氢能源系统“福岛氢能源研究站(FH2R)”,系统装置采用太阳能电解水制氢路线、将具备世界最大规模的1 万kW 制氢能力,预计于2019 年10 月前完成建设并开始试运行,于2020 年7 月之前进行实证运行;“福岛氢能源研究站”每年能利用毗邻的光伏发电设备和系统电力,通过1 万kW 的制氢装置来制造、储藏和供应最大900 吨的氢。

  公司是国内C3 产业链龙头,目前拥有90 万吨丙烷脱氢产能,副产氢气量达3 万吨,外供能力达2.6 万吨(其余双氧水自用);未来250 万吨乙烷裂解项目副产氢气量将 达16 万吨。与浙能集团签订战略合作框架协议,共同推进氢能产业链构建,公司将为浙能集团氢能供应提供保障:氢能价格将依据市场情况由双方另行协定

  公司年产22 万吨双氧水项目实现2018 年8 月投产,年产45 万吨PDH 二期项目完已于2019 年2 月投产,年产15 万吨聚丙烯二期项目、年产6 万吨SAP 三期项目、年产36 万吨丙烯酸及酯项目顺利推进,有望于2019 年陆续建成投产。连云港石化320 万吨/年轻烃综合利用加工项目实施顺利。2018 年3 月完成乙烷采购协议与美国乙烷出口设施合资协议正式签约,实现项目原料供应保障,目前ORBIT 项目建设顺利,乙烷储罐、码头项目有序推进。

  公司是国内氯碱行业的领军企业,PVC、烧碱、土壤调理剂等产品产能和综合经营实力在国内名列前茅,其中PVC 产能100 万吨/年、烧碱100 万吨/年、电石150 万吨/ 年、土壤调理剂等环保产品产能120 万吨/年、PVC 制品产能7 万吨/年、碳酸稀土冶炼产能3 万吨/年、稀土氧化物分离产能4,000 吨/年。

  公司拥有完整的制氢、储氢、运氢及氢能应用产业链,子公司乌海化工、鸿达氢能源研究院致力于氢能的生产、存储和应用方面的研究、开发及应用,以及氢液化、加注氢业务的研发和经营。乌海化工拟在乌海市共建设 8 座加氢站,2019 年 5 月第一座加氢站已投入使用,其余 7 座加氢站的建设工作正在有序推进中。同时,公司与北京航天试验技术研究所下属公司北京航天雷特机电工程有限公司在乌海市合作建设氢液化工厂,逐步实现向全国运输供氢。

  公司是山东省内的氯碱行业龙头,具备烧碱产能65 万吨/年(粒碱20 万吨/年、片碱20 万吨/年)、环氧丙烷产能28 万吨/年(全国市场占有率8.5%)、三氯乙烯产能8 万 吨/年(全球最大)。公司建立了综合配套的循环经济产业链,形成了循环经济一体化的产业模式,公司的水、电、原盐等生产要素的自给率较高,生产成本较低。

  公司与北京亿华通科技股份有限公司共同出资设立滨华氢能源子公司并建设氢能源项目,将公司氯碱装置副产的气过一级压缩升压,净化脱除杂质后达到氢燃料电池车用动力氢的质量标准,进一步压缩后充装到长管拖车,再运输到加氢站为燃料电池车加注清洁燃料。项目拟分两期建设,一期实现氢气充装量1000Nm3/h,二期可再增加氢气充装量12000Nm3/h。2019 年5月,一期项目顺利打通全部流程,并于2019 年5 月8 日将精制氢气第一次充入长管车内,工艺合理、达到设计效果,为二期项目的实施奠定良好基础。

  公司是以热电联产为核心源头,多产品链经营的化工企业,主要生产装置包括热电联产、光伏发电、氯碱、脂肪醇(酸)、邻对位和硫酸装置。磺化医药产能有望于2020 年底翻倍扩张;氯碱板块下游30 万吨二氯乙烷、氯乙烯项目、30 万吨PVC项目已经动工,预计2020 年底投产,带来利润增量。

  2019 年3 月28 日,公司与三江化工、空气产品公司签订战略合作协议,将在富氢尾气综合利用项目开展合作,提高氢气利用附加值;2019 年4 月10 日,公司与国投聚力签订战略合作协议,双方将成立产业基金,在氢能源领域、页岩气分离和加工领域进行合作;富瑞氢能、公司以及上海重塑能源进行战略合作,共同投资5000 万元成立合资公司,致力从事加氢站等氢能基础设施的建设和运营,合资公司首期规划在张家港和常熟建设三座加氢站,以确保区域内合作方200 辆燃料电池物流车的运营,未来三年将计划在长三角地区建设不少于50 座加氢站,初步实现江苏、浙江和上海的加氢站网络布局,助力长三角氢能走廊的建设。目前,张家港的第一座加氢站已经完成土地的控规调整,进展顺利的话今年内将有望建成并投入运行。

  公司是国内最大民营LPG 贸易商,2018 年实现贸易量约1070 万吨(同比+51%),贸易规模位居全球行业前列;公司拥有国内最大规模的烷烃资源深加工工厂,张家港新材料和宁波新材料两个烷烃资源综合利用项目具年产126 万吨丙烯、80 万吨聚丙烯产能;宁波新材料项目(二期)包括66 万吨/年丙烷脱氢制丙烯装置及相关配套项目等建设推进中,预计2019 年底建成,宁波三期包括2*40 万吨/年聚丙烯项目正同步建设中,以丙烯下游市场应用广泛的聚丙烯为产业链末端产出物,瞄准高附加值的复合新材料市场。

  公司是一家以煤气化为产业链源头的综合性的化工企业。公司产业链总体分为:(1)煤制合成气,生产合成氨、尿素、纯碱、氯化铵、硝酸等;(2)新型肥料;(3)以合成气与丙烯为原料生产新型材料,如醇类、增塑剂、树脂、涂料等。公司2018 年在氢资源能源利用领域进行了探索与布局,包括:申报立项氢气充装站建设,与电子科技大学合作,成立了《华昌化工、电子科技大学氢能联合研究院》,与研发团队合作成立了产业技术孵化公司—苏州纳尔森能源科技有限公司,未来的产业化公司—苏州市华昌能源科技有限公司,其他包括氢燃料电池测试技术及设备研发、燃料电池电堆及零部件国产化技术研发及测试等。

  2018 年 4 月启动氢气充装站建设,占地约 2000 平方米,计划 2019 年 6 月建成。建成后可提供标准为 T/CECA-G0015-2017 质子交换膜燃料电池汽车用燃料的氢气,充装量为2*300 公斤/天;同时在规划加氢站的建设。

  2018 年 4 月 25 日,华昌化工、电子科技大学氢能联合研究院合作协议签订完成,联合研究院充分利用电子科技大学学科、人才优势及华昌化工氢能方面的产业优势,通过氢能产业相关技术的研发创新、消化吸收提高,积极推进技术和科研成果产业化、服务于当地氢能产业的发展。

  2018 年 10 月,本公司与研发团队投资设立了氢能源产业技术孵化公司-苏州纳尔森能源科技有限公司,及氢能源产业化公司-苏州市华昌能源科技有限公司。本次投资有利于本公司较快速切入氢能源领域,通过合作方的合作,在技术、人才等方面做好准备;有利于优先考虑技术、人力资源支持及后续产业的培育,控制后续投资及产业拓展风险。

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