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2020年12月12日中國在氣候雄心峰會上宣布了關于應對氣候變化的最新目標，要求2030年相比2005年碳排放強度降低65%以上。
因此未來單位GDP碳排放下降幅度依然會較高。為完成2021-2025年、2026-2030的碳排放強度下降目標都需要在18%左右。
中國國家主席習近平在9月22日召開的第七十五屆聯合國大會上再次表示：“中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，爭取在2060年前實現碳中和。”
在“雙碳”目標的背景下，大力發展可再生能源，促進我國能源結構快速轉型是達成“雙碳”目標的必經之路和必要手段。
從能源安全的角度講，開發風能、太陽能等可再生能源是減少我國經濟對國際油氣依賴程度、推動能源轉型升級的有效途徑，也是未來提高能源自給率的重點方向。
此外，從貨幣安全的角度考慮，目前國際石油貿易中的交易貨幣以美元為主，為了購買石油而儲備美元是必要手段。
但由于近幾年來美元的不穩定性對我國貨幣安全造成一定影響，例如近期美聯儲為了拉動內需，刺激本國國內經濟，增發貨幣導致美元一定幅度貶值等事件。由此對各國的美元貨幣儲備都有一定程度的負面影響。因此，對于發展可再生能源，減少能源對外依存度，提升我國能源安全與貨幣安全環境是勢在必行。
針對我國現階段各個產業的碳排放量結構發現，電力和熱力的碳排放量占比51.4%，其中火力發電占我國電力系統發電比重最大，占全國發電總量的73%。預計未來電力等能源活動的減排力度最大。該領域專家提出，實現碳中和的關鍵在于發展“零碳電力”。與此同時，發展可再生能源發電來維持我國的電力系統穩定就顯得尤為重要，目前我國現有的多種可再生能源發電方式都處于較快的發展階段，如光伏、風力、潮汐發電等。
具體而言，我國目前的能源活動（包括能源生產過程和能源使用過程）碳排放需要減排87億噸，占總減排量之比為81%。能源生產過程（2018年，電熱生產二氧化碳排放量為49.2億噸），電力生產需要減排38億噸。2019 年我國碳排放量 115 億噸，其中發電碳排放量 45.69 億噸 CO2，占比 40%；工業燃燒碳排放量 33.12 億噸 CO2，占比 29%。
針對電力生產行業的碳減排工作，會造成我國對煤炭資源的使用率逐年下降。這對我國傳統能源結構轉型提出了更高的要求，發展可再生替代能源成為了必經之路和必要手段。氫能因其可存儲、可發電、可燃燒，且無碳、燃燒熱值高的特點，被稱為是作為21世紀最具前景的清潔能源之一。未來對氫氣的開發和利用有望助力解決我國能源的可持續發展問題。
據《中國氫能源及燃料電池產業白皮書》，中國作為全球第一產氫大國，現有工業制氫產能為2500萬t/a。
★ 預計到2030年，中國氫氣需求量將達到3500萬t，在終端能源體系中占5%（以熱值計算）。
★ 預計到2050年氫能在中國能源體系中的占比約為10%，氫氣需求量接近6000萬t。
但對于電力行業的碳減排工作的進行，會在一定程度上影響我國氫氣總產量。2020年中國氫氣產量主要來源在煤制氫占比62%，天然氣占比19%，工業副產氫占比18%以及電解水制氫1%。
煤制氫在氫氣產量中占62%，在控制煤炭用量尋求碳減排的同時，也需要尋求發展其他高效低成本的制氫方式，現階段的煤制氫+CCUS碳捕捉技術、工業副產氫、電解水制氫等方式都需要大力發展來彌補因控制碳排放導致煤炭使用率下降進而導致的煤制氫產量的下降。
由于化石能源制氫的碳排較高，且CCUS碳捕捉技術尚未成熟。對于未來煤制氫和天然氣制氫仍有很長的發展道路。本文將針對我國目前現有制氫方式中工業副產氫和電解水制氫從技術、成本、經濟可行性等方面進行分析論述。
中國是全球最大的工業副產氫國家，因此副產氫在氫氣供應方面有著得天獨厚的優勢。目前我國氫能發展路線分為初期、中期和遠期。
★ 氫能產業發展初期，由于短期內電解水制氫成本高，短時間內很難成為氫氣的主要來源，工業副產氫由于成本低、運輸方便等優勢將成為短中期發展重點。
★ 進入中期階段，將以可再生能源發電制氫、煤制氫+CCUS碳捕捉技術等大規模集中穩定供氫為主，工業副產氫為輔助手段。
★ 遠期來看，將以可再生能源發電制綠氫為主，煤制氫配合CCUS技術、生物制氫等技術成為有效補充。
從氫能發展總體發展路線來看，工業副產氫將是氫能產業發展初期和中期的主要氫氣來源之一。工業副產氫氣純化制氫不僅能提高資源有效利用率和經濟效益，同時在碳排放量方面相對于現階段電解水和化石能源制氫具有相對優勢。
此外，工業副產氫的市場容量巨大、分布廣泛，能提供百萬噸級的氫氣供應，可為氫能產業發展初期提供低成本高效益的分布式氫源。與其他方法相比，工業副產氫純化制取高純氫氣，幾乎無需額外資本及化石原料的投入，既節約成本，又能實現對工業廢氣的處理和回收利用，適于規模化推廣發展。
在氯堿工業、乙烷裂化、合成氨、丙烷裂化等工業生產過程中均有大量氫氣可回收。據全球能源互聯網估計，每年中國各類工業副產氫氣的可回收總量可達15億m3，其理論產氫規模發電量可達21億kWh（按照轉化效率為50%計）。
從氫氣含量方面來看，氯堿工業副產的氫氣量很大，每生產1 t燒堿可產生約278 m3副產氫氣。目前，中國有氯堿生產企業近200家，可產生副產氫氣約97億m3。雖然很多氯堿企業配套了聚氯乙烯和鹽酸生產線以利用副產氫氣，但利用率僅在60%左右，所以每年可剩余副產氫氣1.6億m3（1.4萬t），具有很大的原料氫應用潛力。
丙烷脫氫（PDH）是將丙烷經過催化反應脫氫制丙烯，同時副產氫氣。據中國氫能聯盟統計，2019年國內PDH總產能已達6085 kt/a。目前，中國的PDH項目投產共8個，在建5個，另規劃有多個PDH項目，其中4個有確切投產年份規劃，預計至2023年，PDH項目將副產氫氣約41億m3（37萬t），可支持燃料電池發電約57億kWh。
焦爐煤氣是煤在煉焦爐內干餾過程中產生的一種可燃性氣體，其中含有大量氫氣。中國是全球最大的焦炭生產國，每t焦炭可產生焦爐煤氣約350~450 m3，2019年全國焦炭產量為4.7億t，產生的焦爐煤氣達1645~2115億m3。焦爐煤氣除用于回爐助燃、火力發電、城市煤氣等用途外，剩余部分可經純化獲取高純氫氣，其中氫含量約為55%~60%。
從成本方面來看，根據《中國氫能源及燃料電池產業白皮書（2019年）》，綜合考慮設備折舊、運維和公用工程消耗后，副產氫氣純化作為燃料電池原料氫氣的純化成本約為0.3~0.6元/kg，再將副產氣體成本計入，則制氫成本為10~16元/kg[22]。化石能源制氫價格最為低廉，工藝最為成熟，但其制備過程碳排放高。
電解水制氫的氫氣品質最好，但成本也是最高的。根據萬聯證券19年10月發布的關于制氫終極方案的研究報告中提到，參考平均原料價格比較不同制氫工藝下的制氫成本：煤制氫成本為9-11元/公斤，是當前國內成本最低的制氫路線（煤炭價格為550元/噸時）；天然氣制氫成本為20-24元（天然氣價格為3.5元/立方米時）；甲醇制氫成本為23元-25元/公斤（甲醇價格為3000元 /噸時）；電解水制氫成本為40元－50元/公斤（電力價格為0.6元/kWh時）。工業副產氫平均成本為12元-18元/公斤。由此可見與其他制氫方式相比，工業副產氫純化制氫方式的優勢在于無化石原料參與且幾乎不需額外資本投入，所獲氫氣在成本和減排方面均具有顯著優勢。
電解水制氫的氫氣品質最好，但成本也是最高的。根據萬聯證券19年10月發布的關于制氫終極方案的研究報告中提到，參考平均原料價格比較不同制氫工藝下的制氫成本：
★ 煤制氫成本為9-11元/公斤，是當前國內成本最低的制氫路線（煤炭價格為550元/噸時）
★ 天然氣制氫成本為20-24元（天然氣價格為3.5元/立方米時）
★ 甲醇制氫成本為23元-25元/公斤（甲醇價格為3000元 /噸時）
★ 電解水制氫成本為40元－50元/公斤（電力價格為0.6元/kWh時）
★工業副產氫平均成本為12元-18元/公斤
由此可見與其他制氫方式相比，工業副產氫純化制氫方式的優勢在于無化石原料參與且幾乎不需額外資本投入，所獲氫氣在成本和減排方面均具有顯著優勢。
盡管從長期來看，電解水制氫是最清潔環保的方式。但考慮到目前電解水制氫用電結構中火電占比較大，依然面臨碳排放問題。按照當前中國電力的平均碳強度計算，電解水制得1公斤氫氣的碳排放為35.84千克，是化石能源重整制氫單位碳排放的3-4倍。
但現階段，如果考慮“離網”電解制氫，風能與太陽能發電均有具有較大的波動性與間歇性，若電解水裝置完全離網運行，其運行時間就完全取決于發電裝置的運行狀態。其運行時間僅為并網制氫的1/5，因此造成制造費用較并網制氫高約4倍。根據GGII調研，目前國內MW級以上的風光耦合制氫示范性項目沒有離網制氫，均為并網制氫。
因此，現階段電解水制氫面臨電價、設備成本過高等因素影響，發展尚不成熟，但隨著技術的完善和推廣應用，其成本有望快速下降，必然是未來制氫的發展趨勢之一。但就短期來看，工業副產氫是未來10—20年過渡階段最佳途徑之一。
相關報告：
1. 化學副產氫過渡，可再生能源制氫是終極方案（萬聯證券）
2. 低成本的化工副產氫是未來氫源的最佳選擇（光大證券）
3. 碳中和背景下工業副產氫氣能源化利用前景淺析（中國煤炭）
4. 適于PEM燃料電池的工業副產氫純化技術及其在電網中的應用前景
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