光伏制氢可行性调研报告

1、光伏制氢可行性调研报告氢在自然界中分布广泛，并且在自然状态下仅存在着极少量的游离态氢。工业氢气是指通过一定的手段，从工业原料中大规模制取的可燃气态氢产物。这种通过能量输入从含氢原料中提取工业氢气的过程，被称为人工制氢，包括化石燃料制氢、水分解制氢、生物技术制氢和太阳能制氢等。氢能作为氢的化学能表现为物理与化学变化过程中释放由能量，是具有二次能源属性的一种重要的能源类型。这种大规模人工制氢并利用氢能的产业被称为氢工业，包括上游制氢、中游储运和下游应用。氢工业体系中各个产业部门之间基于一定的技术经济关联即为氢工业产业链，包括氢工业价值链、氢工业企业链、氢工业供需链和氢工业空间链。氢能是被公认的清洁

2、能源，被誉为21世纪最具发展前景的二次能源。氢能在解决能源危机、全球变暖及环境污染等问题方面将发挥重要的作用，也将成为我国优化能源消费结构、保障国家能源供应安全的战略选择。据预测，炼油业、新能源汽车以及清洁能源发电等将是氢能利用的最大终端市场，其中工业氢气在全球炼油业中的用量将占到全球工业氢气消耗总量的90%。随着燃料环保要求的日趋严格，炼油厂加氢精制将需要更多的工业氢气来生产低硫清洁燃料，这将极大地刺激工业氢气需求量的快速增长。、国内外研究和发展现状1、国外研究和发展现状全球主要国家高度重视氢能及燃料电池的发展，美国、日本、德国等发达国家已经将氢能上升到国家能源战略高度，不断加大对氢能及燃料

3、电池的研发和产业化扶持力度。美国是最早将氢能及燃料电池作为能源战略的国家。早在1970年便提由“氢经济”概念，奥巴马政府发布全面能源战略，特朗普政府将氢能和燃料电池作为美国优先能源战略，开展前沿技术研究。美国在氢能及燃料电池领域拥有的专利数仅次于日本，尤其在全球质子交换膜燃料电池、燃料电池系统、车载储氢三大领域技术专利数量上，两国的技术占比总和约超过了50%。日本提由成为第一个实现氢能社会的国家。政府先后发布了日本复兴战略氢能源基本战略氢能及燃料电池战略路线图规划了实现氢能社会的技术路线。日本氢能和燃料电池技术拥有专利数全球第一，已实现燃料电池车和家用热电联供系统的大规模商业化推广。并以202

4、0年东京奥运会为契机推广燃料电池车，打造氢能小镇。欧盟在战略层面提由了2020气候和能源一揽子计划«2030气候和能源框架等文件，德国是欧洲发展氢能最具代表性的国家，氢能与可再生能源融合发展是德国可再生能源系统和低碳经济中的重要组成部分。在传统制氢方法中，化石燃料制取的氢占全球的90%以上。化石燃料制氢主要以蒸汽转化和变压吸附相结合的方法制取高纯度的氢。利用电能电解水制氢也占有一定的比例。太阳能制氢是近30-40年才发展起来的。到目前为止，对太阳能制氢的方法研究主要集中在如下几种方法：直接热分解法、热化学循环法、光催化法以及光电化学分解法。经了解，美国、日本、德国等发达国家发展迅速。

5、德国长期致力于推广可再生能源发电制氢技术，在可再生能源制氢规模上全球第一。燃料电池的供应和制造规模全球第三。2、我国研究和发展现状中国是全球氢能利用的大国，已形成京津冀、长江三角洲、珠江三角洲、华中、西北、西南、东北等7个氢能产业集群。2011年以来，政府相继由台了十三五战略性新兴产业发展规划中国制造2025能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）等文件。提生了氢工业（氢的制取、储运及加氢站）、先进燃料电池、燃料电池分布式发电等3个战略发展方向，以及大规模制氢技术、分布式制氢技术、氢气储运技术、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

6、）技术和燃料电池分布式发电技术等6项创新行动。其中在大规模制氢技术方面，研究基于可再生能源低成本制氢技术，重点突破太阳能光解制氢和热分解制氢等关键技术，建设示范系统；在分布式制氢技术方面，研究可再生能源发电与质子交换膜/固体氧化物电池电解水制氢一体化技术，掌握适应可再生能源快速变载的高效中压电解制氢电解池技术，建设可再生能源电解水制氢示范并推广应用。目前我国的很多著名的科研院所对制氢的研究工作也在有声有色的进行。“973”计划“氢能的规模制备、储运及相关燃料电池的基础研究”项目首席科学家清华大学毛宗强教授，主要从事化石燃料制氢等方面的研究工作。西安交通大学郭烈锦教授主要从事生物及有机废料的超临

7、界水热化学制氢的研究。中国科学院大连化学物理研究所、中国科学院兰州化学物理研究所主要进行的是光催化分解水制氢等方面的研究工作。我国氢的制取产业主要有以下三种比较成熟的技术路线：一是以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢；三是电解水制氢，年制取氢气规模占比约3%。生物质直接制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术路线仍处于实验和开发阶段，产收率有待进一步提升，尚未达到工业规模制氢要求。化石能源制氢主要是由天然气（CH4）、原油（烧）或煤等原料，与水蒸汽在高温下经蒸汽转化法、部分氧化法、煤气化法等工艺生成。在转化过程中，化石能源中的碳首先变为CO

8、（或CO2）,再通过水汽变换反应CO+H2O=H2+CO2获得氢气，而CO进一步转化为CO2。所以，由化石能源制氢就会排放CO2,其CO2排放量：煤油天然气，这是由原料的碳氢比所决定的。当前在中国氢气制取成本是较高的（相对于其它国家来说），主要是因为我国一次能源是以煤为主，煤比石油、天然气含氢量少，制氢过程就需要用更多的蒸汽，消耗较多的能量。根据中国氢能联盟2019年6月26日发布的中国氢能源及燃料电池产业白皮书预测展望，我国在现阶段主要为化石能源重整制取氢，平均成本不高于10元/公斤；在2025年前将积极利用工业副产氢，大力发展可再生能源电解水制氢示范，平均成本不高于20元/公斤；中期在20

9、26-2035年，将以可再生能源发电制氢、煤制氢等大规模集中稳定供氢为主，工业副产氢为补充手段，平均成本不高于15元/公斤；远期在2036-2050年，将以可再生能源发电制氢为主，煤制氢配合CCS技术、生物制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术为有效补充，平均成本不高于10元/公斤。全国各地将结合自身资源禀赋，兼顾技术发展、经济性以及环境容量，因地制宜选择制氢路线。以下为不同类型制氢成本比较表。不同类型制氢成本比较表制氢类型制氢方式能源价格制氢成本（兀/kg）电解制氢低谷电0.3元/KW.h20大工业用电0.6元/KW.h38可再生能源弃电0.1元/KW.h10化石能源制氢天然气3元/m313煤炭

10、550元/t10工业副产氢：焦炉气、氯碱8至14综上，我国与发达国家相比，在氢能技术研发、装备制造、基础设施等方面仍有一定差距。但产业化态势全球领先。二、电解水制氢技术研究目前，电解水制氢技术主要有碱性水电解槽（AE）、质子交换膜水电解槽（PEM）和固体氧化物水电解槽（SOE）o其中，碱性电解槽技术最为成熟，生产成本较低，国内单台最大产气量为1000m3h;质子交换膜电解槽流程简单，能效较高，国内单台最大产气量为50m3/h,但因使用贵金属电催化剂等材料，成本偏高；固体氧化物水电解槽采用水蒸气电解，高温环境下工作，能效最高，尚处于实验室研发阶段。电解水制氢具有绿色环保、生产灵活、纯度高（通常在

11、99.7%以上）以及副产高价值氧气等特点。但其单位能耗约在4-5千瓦时/立方氢，制取成本受电价影响很大，电价占到总成本的70%以上。若采用市电生产，制氢成本约为30-40元/公斤,且考虑火电占比较大，依旧面临碳排放问题。一般认为当电价低于0.3元/千瓦时，电解水制氢成本会接近传统化石能源制氢。按照当前中国电力的平均碳强度计算，电解水制得1公斤氢气的碳排放量为35.84千克，是化石能源重整制氢单位碳排放的3-4倍。未来，可再生能源发电制氢的潜力很大，一方面作为全周期零碳排放技术，随着可再生能源发电平价上网，电解水制氢成本将持续下降，尤其是近年来局部区域弃风、弃光制氢的经济性较为突生，可提供制氢量

12、约263万吨/年；另一方面，当波动性可再生能源在电源结构中占到较高比重时，单纯依靠短周期（小时级）储能将无法满足电力系统稳定运行需要。日间、月度乃至季节性储能将是实现高渗透率可再生能源调峰的主要手段。国家发展和改革委与国家能源局先后发文，支持高效利用廉价且丰富的可再生能源制氢。四川、广东等地纷纷给与电价支持政策，电解水制氢最高电价限定0.3元/千瓦时和0.26元/千瓦时。经了解，我国电解水制氢走在前列的主要企业有中国船舶重工集团公司第七一八研究所、天津市大陆制氢设备有限公司及苏州竞力制氢设备有限公司。国内可再生能源发电制氢的案例如下：（一）兰州新区液态太阳能燃料合成示范项目兰州新区液态太阳能燃

13、料合成示范项目是国内首个光伏制氢并与二氧化碳结合制甲醇的示范项目，位于兰州新区精细化工园区内。项目主要由光伏发电、电解水制氢、二氧化碳加氢合成甲醇三个单元组成。项目规模为10MWp光伏发电系统、2套规模各1000Nm3h电解水制氢装置（1套为普通电解槽制氢装置+1套电解水催化制氢装置，实验室测算，电解水催化制氢装置比普通电解槽制氢装置制氢效率提高约20%）及二氧化碳加氢合成甲醇装置（年产甲醇1440吨）。项目总投资：14100万元，其中2套电解水制氢及二氧化碳合成甲醇单元投资约7600万元；光伏单元投资约6500万元。项目光伏占地256亩；电解水制氢及二氧化碳合成甲醇单元占地面积约33亩。项目

14、投资业主单位为兰州新区石化产业投资有限公司，该公司为兰州新区政府直属国有企业；工艺包设计单位为华陆工程科技有限责任公司；施工单位新区石化集团下属化学工程公司。核心技术是中国科学院大连化物所李灿院士团队的太阳能电解水催化制氢和二氧化碳加氢合成甲醇专利技术。工程于2019年3月份动工，9月初10MWp光伏单元全部安装调试完成；目前，电解水制氢单元安装前土建工程完成，设备到场40%;二氧化碳加氢合成甲醇单元安装前土建工程完成，主要设备就位40%;预计在2019年11份所有设备安装完成，12月份调试投运转入试运行。（二）河北张家口沽源县风电制氢综合利用示范项目沽源风电制氢综合利用示范项目由河北省建投新

15、能源有限公司与德国迈克菲及欧洲安能公司联手打造，2014年12月31日获得省发改委核准（冀发改能源核字【20141163号）。项目受到国务院李克强总理的高度重视，2014年5月18日，正式签约落地沽源县西辛营乡。项目包含200MWp风电场和10MWp电解水制氢系统及氢气综合利用系统两个部分。项目总投资20.3亿元，其中风电场投资约15.1亿元，电解水制氢系统投资5.2亿元。2016年10月3日风电场转商业运营。电解水制氢系统投资5.2亿元，分为两期建设：一期投资2.5亿元，建设制氢站及年制氢量280万标方的电解水制氢系统（含配套氢气储存运输设备），制氢站工程位于张家口沽源县西辛营东约2公里，场

16、区距离沽源县城35公里；二期投资2.7亿元，建设年制氢量420万标方的电解水制氢系统（含配套氢气储存运输设备）。电解水制氢系统及氢气综合利用系统引进德国先进储氢及氢气利用技术。项目规划建设10MWp电解水制氢系统，主要由补水系统、碱液循环系统、整流变、电解槽、气液分离装置、氢气纯化装置、氢气储存系统等部分组成。规划用地面积约28.35亩。10MWp电解水制氢系统其中4MWp于2017年5月5日开工建设，计划于2019年6月建成投运，目前处于待调试阶段。三、下一步发展建议光伏制氢虽然可以解决弃光、弃电问题，但如何用氢，如何形成氢产业链至关重要，发展方向重点是氢燃料电池及其下游产业，利用氢气与二氧化碳合成甲醇技术尚处于研发中试阶段，因此建议如下：1、重点跟进两个示范项目在今年内转产投运后工艺技术路线可靠性、