【福瑞电气•聚焦】国内8个重点区域的氢气供应能力如何？
近年来燃料电池汽车热度逐年攀升，但其实际推广进度并不如人意，其中一个重要原因在于氢气供给体系不健全，以及加氢站基础设施缺乏。好在各方力量正在大力投入推动氢能发展，氢气供应难题有望逐步解决。
高工产研氢电研究所（GGII）不完全统计，2020年中国新投资制氢项目约23个。其中，电解水制氢项目7个，占比30%；焦炉气制氢项目6个，占比26%。从制氢项目投建地点来看，项目主要分布在山西、山东、河北、内蒙古、浙江、安徽等11个省份。
从投建项目主体来看，主要有国家电力集团、煤企/焦化企业、化工企业、国外气体公司和能源公司等类型企业；从制氢项目氢气的用途来看，国内投建的制氢项目不仅仅用于氢燃料电池汽车，还用于冶金、电子、化工等领域。
随着新投建制氢项目的逐步投产，国内氢气供应有望得到有效保障。而目前国内各个主要燃料电池汽车区域的氢能资源禀赋如何，氢气供应体系建设进展到什么程度？高工氢电系统梳理河北、山东、山西、内蒙古、宁东、广东、浙江、四川等8个地区氢能发展概况如下：
河北省可再生能源丰富，风电制氢具有一定优势，同时该省是钢铁、煤炭、化工大省，工业副产氢产量也较大。
从可再生能源制氢来看，目前海珀尔制氢项目（年产氢气1400吨）已投产；河北建投沽源风电制氢综合利用示范项目（一期工程年产氢气637吨）已具备生产条件；河北建投崇礼大规模风光储互补制氢项目（设计年产氢气1475吨）建成在即。海珀尔制氢项目二期、河北建投沽源制氢项目二期、河北建投崇礼制氢项目正在建设，将于2021年6月底前建成。
此外，旭阳集团在2020年宣布入局河北氢能市场，现已具备高纯氢的制备能力；位于唐山的河钢焦化副产品制氢项目现在也已整体完工，投产后每年可提纯氢气16亿立方米；河北启明氢能源在2020年已发布了4600Nm³/h氢能源综合利用项目，年产高纯氢3680万Nm³，工业氢408.8万Nm³。
随着上述项目的逐步投产，预计将为河北乃至整个京津冀地区的氢气供应提供强有力的保障。
山东工业副产氢资源丰富且制氢方式多样。截止到2020年，其工业副产氢已可达57万吨/年。制氢方式方面包括：焦炉煤气制氢、天然气制氢、离子膜烧碱制氢、甲醇制氢、氯碱尾气制氢、电解水制氢等。山东可再生资源丰富，也具备可再生能源发展绿氢的巨大潜力。
氢气制取方面，目前山东典型企业有兖矿集团，已建成800Nm³/h的氢气提取设施；安泽特种气体，拥有2条水电解生产线，具备工业副产氢纯化工艺，可服务半径覆盖山东省及周边省市；滨化集团，制氢、储氢和加氢方面技术实力雄厚，氢气产量丰富，烧碱副产氢气1.6万吨/年；滨化集团旗下滨华新材料有60万吨/年丙烷脱氢制丙烯装置，副产氢气达2.8万吨/年等。强大的氢源保障足以让山东在燃料电池汽车示范期将车用氢气价格降低至30元/公斤以下。
山东氢气供应体系仍在进一步完善中。2020年10月，山东铁雄冶金开工投建了140t/h干熄焦投产暨焦炉煤气提氢项目，目前该公司副产氢气约达77000m2/h。此外，明泉集团、泰钢、山钢、富伦等企业也均在利用副产氢资源积极推进当地氢气生产项目，可年产高纯氢气超10万吨，并可提高产能至14万吨/年。
山西是全国规模最大的焦炭生产基地，年产焦炭9000万吨左右，焦炉煤气资源非常丰富，副产的焦炉煤气如果全部制氢，仅此一项氢气产能可达88亿立方米。焦炉气制氢成本较低，依托基础雄厚的焦化产业，山西发展氢能经济也具有相当大的成本优势。山西的目标是将自身打造成中国的“氢源”中心。
目前山西省正着力打造太原市、大同市、阳泉市、长治市、晋中市、运城市等多个氢能产业集群，其中大同市是这场能源革命的尖兵。该市正在充分利用自身煤炭资源禀赋发展煤制氢、工业副产氢，同时也在凭借丰富的风电、光电资源大力发展可再生能源发电—电解水制氢。去年大同市正式开工建设了该省首座制氢与储能综合能源互补项目，该项目一期建成后每天可制取高纯度的氢气5000kg，可同时满足10座500kg加氢站的需求。
具体在企业层面，目前该省煤炭/煤化工企业美锦能源、潞安集团、阳煤集团等均在全力布局焦炉煤制氢业务。其中美锦能源主业是焦化业务，炼焦过程中产出的焦炉煤气含50%以上氢气，以570万吨/年焦炭产能粗略计算，可从焦炉煤气中提取氢气5.1万吨/年，满足1.3万辆中型卡车或9000辆客车一年的用量。其他煤炭/煤化工企业的制氢能力亦可见一斑。
内蒙古正积极探索以氢能为代表的清洁能源转型新路径。在氢气制备方面，内蒙古优势明显，尤其是乌海市和鄂尔多斯市。其中乌海市仅焦炉和电石炉尾气每年可制氢气总量为81.4亿立方米；同时乌海及周边地区还拥有丰富的风能和太阳能，未来可通过可再生能源制氢扩大氢资源优势；鄂尔多斯则有丰富的煤炭及风、光资源，在煤制氢、可再生能源制氢方面均有一定基础。
依托于上述资源优势，目前河北建投、国家电投、北京京能电力等均正在当地大手笔布局制氢项目。其中北京京能电所开展的是5000MW风、光、氢、储一体化项目，其中在制氢方面是利用当地风光电价优势，规划建设2万m/h水制氢。另外，久泰与空气产品公司已确定联合在内蒙古组建合资公司，利用久泰现有化工产业的煤制合成气，制备高纯氢气和液态氢气；氯碱行业龙头企业鸿达兴业也已确定在内蒙古投建5万吨离子膜电解盐水制氢和储氢项目等。内蒙古的氢能发展已呈崛起之势。
从氢源看，广东省谷电解水制氢拥有不错的制氢潜力，约为67.4亿Nm³/年；石油及化工行业也可提供化工副产氢，其中炼油、丙烷脱氢、烧碱以及次氯酸钠四个细分行业合计制氢潜力约为14.8亿Nm³/年；可再生能源制氢潜力约为12.1亿Nm³/年。相对前三个行业，冶金行业中的炼焦行业制氢潜力最小，但也有约4.3亿Nm³/年。广东省氢气资源区域分布主要集中在惠州、茂名、东莞、湛江、江门等地，氢气资源分布不均。
现阶段，鉴于电解水制氢成本偏高，广东省内氢气资源仍以工业副产氢为主，但用于氢燃料电池汽车需要多次提纯处理。制氢成本控制和氢气品质达标之间的平衡仍是广东省在氢气供应方面面临的一大挑战。
2020年广东省在氢气供应方面的好消息是：广州石化率先启动了年产量可达1500吨的氢燃料电池供氢中心一期项目并于12月实现投产，且氢气纯度高达99.999%，符合国家高纯氢标准，这为广州市乃至整个广东氢能产业提供了氢源的条件。
我国最大的现代煤化工产业示范区—宁夏宁东能源化工基地（下称“宁东基地”），为摆脱对煤基产业的依赖，也正在向氢能产业转型。
一方面，宁东基地依托于自身煤炭资源优势，目前已形成了从煤化工到下游精细化工产业协同发展的较为完整的产业链，制氢方式有煤制氢、甲醇制氢、化工副产氢、电解水制氢等；另一方面，当地年日照时间3000小时以上，太阳能发电时间长达1700小时。光伏发电成本低至0.25元/度，以可再生能源制备“绿氢”成本不足20元/kg。
为了充分利用上述资源优势，2020年，宁夏宝丰能源太阳能电解制氢储能及综合应用示范项目在宁东基地开工建设。该项目由宁夏宝丰能源投建，总投资14亿元，项目采用20万千瓦太阳能发电装置和单台每小时1000标方的高效碱性电解槽制氢装置，年产氢气1亿立方，制氢成本控制在每标方1.54元左右。如此巨大的氢气供应能力，将在一定程度上保障宁东基地向氢能这一新兴产业成功转型。
四川省是西部较早启动氢能产业培育的省份，其发展氢能的“底气”源于当地丰富的氢能资源。可再生能源制氢方面，截至2019年，四川水电装机容量7696万千瓦，电解水制氢潜力巨大。在工业副产氢方面，四川省在炼化、合成氨、电解食盐水、焦化、钢铁等领域有规模以上企业45家，工业副产氢丰富。化石能源制氢方面，天然气资源储量超7万亿立方米，页岩气累计探明地质储量约1.2万亿立方米，可利用天然气、页岩气等发展化石能源制氢。
氢气制备领域，目前四川拥有天一科技、亚联高科、蜀泰化工等国内领先企业；氢气储运领域，聚集了东方锅炉、中材科技等国内领先企业。丰富的氢源，加之领先企业齐聚，预计四川的氢气供应将得到有效保障。
近期，东方电气集团东方锅炉已与四川雅安经开区签订氢能示范项目投资协议书。协议内容之一是为雅安及周边市（州）氢能公交示范线路及相关生产企业提供制氢、加氢等服务。
浙江是能源消耗大省，同时又是资源小省，发展氢能，资源从哪里来？事实上，经调研，该省工业发达，工业副产氢比较多，经过纯度提炼之后，便宜的成本只要1万元/吨，相当于10元/公斤，这一价格很有竞争力。此外，当地还具备风能、水电、潮汐能、太阳能等可再生能源，均可转化为氢能。
依托于当地副产氢资源，目前当地企业浙能集团已经着手布局氢能产业。其通过与航天101所联手对大型国产氢气液化关键技术及装备进行研究，目前已取得重大突破；又与嘉化能源联手利用嘉化能源的工业副产氢在其厂区内合作开展液氢全示范项目，目前已完成土建基础和厂房施工，其目标是建成国内首座民用国产、具有自主知识产权的1.5吨/天氢液化工厂。
看重当地氢能发展进行布局的还有上海浦江特种气体，2020年11月，该公司与浙江舟山就建设舟山首个氢气制取加注项目签订了投资协议，该项目计划利用六横LNG接收站气源稳定供应及价格优势，发展LNG重整制氢等产业。浙江的制氢产业正在“苏醒”。