制氫加氫一體站發(fā)展前景剖析

曹田田，，張穎超，劉鉉東，徐潤，方斌一，嚴文銳

（1.中國石化石油化工科學(xué)研究院有限公司，北京 100083；2.中國石化銷售股份有限公司，北京 100728；3.石油和化學(xué)工業(yè)規(guī)劃院，北京 100013）

溫室氣體排放引發(fā)的全球氣候變暖，促使人類社會向低碳發(fā)展轉(zhuǎn)型，極大地推動了能源革命。氫能作為人類社會應(yīng)對氣候變化的首選清潔、零碳排放能源，得到世界各國的廣泛關(guān)注和政策支持[1-3]。加氫站作為交通運輸領(lǐng)域氫能應(yīng)用的關(guān)鍵基礎(chǔ)設(shè)施，初級發(fā)展階段正在全球范圍內(nèi)快速布局。特別在國內(nèi)“雙碳”背景和中央及地方省市的氫能戰(zhàn)略規(guī)劃引導(dǎo)下[4]，中國加氫站建設(shè)連創(chuàng)新高，截至2023 年5 月，國內(nèi)加氫站數(shù)量已突破300 座，年新增和累計加氫站數(shù)量均為全球第一。盡管加氫站建設(shè)如火如荼，氫能利用成本問題卻愈顯掣肘?，F(xiàn)階段國內(nèi)加氫站的氫氣實際銷售價格較高，導(dǎo)致氫能利用成本高于傳統(tǒng)燃油車。如何有效降低制氫、儲氫和加氫全產(chǎn)業(yè)鏈成本，是未來加氫站市場化運營面臨的關(guān)鍵問題。

1 國內(nèi)外加氫站建設(shè)進展

作為打通交通運輸領(lǐng)域氫能應(yīng)用的關(guān)鍵一公里，加氫站的布局受到各國廣泛關(guān)注。根據(jù)公開數(shù)據(jù)統(tǒng)計的近年來全球和國內(nèi)燃料電池汽車銷量和加氫站建設(shè)情況見圖1。由圖1（a）可知，截至2022年底，全球燃料電池汽車銷售規(guī)模已達到67 488輛，近6年年均增長率達到69.5%；同期全球加氫站數(shù)量達到727 座，近6 年年均增長率17.9%，車/站比為93∶1。由圖1（b）可知，截至2022年底，國內(nèi)燃料電池汽車銷售規(guī)模已達到12 566輛，占全球18.6%，近6年年均增長率達到64.4%；國內(nèi)加氫站數(shù)量達到296座，占全球40.7%，位居全球第一，近6年年均增長率為86.6%，車/站比為42∶1。國內(nèi)加氫站的增長速度明顯高于全球，燃料電池汽車的增長速度同全球相當。

圖1 近6年來燃料電池汽車銷量加氫站建設(shè)情況

全球范圍內(nèi)燃料電池汽車規(guī)模穩(wěn)步快速上升，國內(nèi)燃料電池汽車規(guī)模和加氫站建設(shè)也實現(xiàn)了跨越式發(fā)展，表明氫能市場發(fā)展?jié)摿薮?。特別地，在國內(nèi)“雙碳”背景和“氫能戰(zhàn)略”推動下，各省市相繼發(fā)布了氫能發(fā)展規(guī)劃，推廣以氫能公交車、環(huán)衛(wèi)車、重卡和冷藏車為主的燃料電池汽車。根據(jù)各省市規(guī)劃的發(fā)展目標，2025年全國燃料電池汽車規(guī)模將達到約10萬輛；按照車/站比100∶1計，加氫站將達到1 000 座左右，存在較大缺口，市場潛力巨大。

2 加氫站建站模式分析

現(xiàn)階段國內(nèi)外加氫站建站模式見圖2。按照氫氣“產(chǎn)、輸、用”三個環(huán)節(jié)，可將其分為三種模式，即：工廠氫＋氣態(tài)管車運輸＋加氫站模式、工廠氫＋液態(tài)罐車運輸＋加氫站模式和制氫加氫一體站模式[5]。

圖2 現(xiàn)階段加氫站運營模式

（1）工廠氫＋氣態(tài)管車運輸＋加氫站模式。通常要求附近100 km內(nèi)具有工業(yè)氫源，將工廠氫純化后利用20 MPa的氫氣管車運輸至加氫站高壓氫儲罐中，而后進一步增壓至加氫機工作壓力（35 MPa/70 MPa），為燃料電池汽車供氫。該模式為最常用的建站方式，建站速度快，適用于氫源距離較近的應(yīng)用場景。

（2）工廠氫＋液態(tài)罐車運輸＋加氫站模式。工廠氫經(jīng)純化后冷卻至-253 ℃液化，而后通過液氫罐車運送至加氫站，經(jīng)蒸發(fā)器氣化加壓后送至加氫機為燃料電池汽車供氫。該模式建站投資大，技術(shù)壁壘高，適用于氫源距離較遠的應(yīng)用場景，多見于北美地區(qū)，國內(nèi)處于起步試點階段。

（3）制氫加氫一體站模式。需在加氫站內(nèi)建設(shè)一套小型站內(nèi)制氫裝置，在滿足加氫站需求的同時可作為氫氣母站向外供應(yīng)氫氣，從而有效規(guī)避氫氣運輸和儲存成本。

國內(nèi)運營的加氫站普遍采用模式1。加氫站運行成本主要由制氫、氫氣儲運和氫氣加注成本三部分組成。具體而言，在制氫環(huán)節(jié)，當前氫氣的主要來源是煤制氫、天然氣制氫、甲醇制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫等成熟的工業(yè)制氫技術(shù)，少量來源于電解水制氫，其生產(chǎn)成本如圖3 所示[1,6-8]。煤制氫的生產(chǎn)成本同氯堿、PDH和焦爐氣副產(chǎn)氫的成本相當，甲醇制氫成本略高于天然氣，電解水制氫的成本最高。當前“雙碳”目標下，煤制氫碳排放強度高，工業(yè)副產(chǎn)氫是加氫站運營的首選氫源。即便如此，考慮到生產(chǎn)裝置的折舊、利潤、稅金等影響，氫氣的實際起運價格應(yīng)在15～25元，且降本難度大。在氫氣儲運環(huán)節(jié)，國內(nèi)普遍采用20 MPa 高壓氣態(tài)管車運輸，全車自重約34 t，1次充裝可裝載380～410 kg氫氣，按照卸載率72%計，每次僅可運氫274～300 kg，有效運載率不足1%[9,10]。同時，高壓氣態(tài)管車的運氫成本對運輸距離十分敏感，運輸距離為100 km 時，運氫成本約為8.7 元/kg；運輸距離為200 km時，成本增加至19元/kg。因此，高壓氣態(tài)管車運輸方式多應(yīng)用于加氫站附近有氫源，且運輸距離短（一般200 km 以內(nèi)）的場景。在氫氣加注環(huán)節(jié)，國內(nèi)主流加氫站規(guī)模為500 kg/d和1 000 kg/d兩種，其建站成本分別為800萬元和1 200萬元（不考慮土地成本），遠高于普通加油站，導(dǎo)致氫氣加注成本保持在10～20 元/kg。加氫站建站成本中占比最大的是設(shè)備投資（超過70%），主要包括壓縮機、儲氫容器、加氫機及配套冷卻系統(tǒng)、順序控制盤、卸氣柱等，其中壓縮機、加氫槍、管閥件因技術(shù)儲備不足，依賴進口[11]；隨著關(guān)鍵設(shè)備的國產(chǎn)化和加氫站建設(shè)的規(guī)模化發(fā)展，未來建站成本必將被攤薄。據(jù)中國氫能聯(lián)盟測算，未來氫氣的加注成本有望降低至8元/kg。

圖3 不同制氫技術(shù)的氫氣生產(chǎn)成本

因此，在當前加氫站的運營模式下，當采用工業(yè)廉價氫源，運輸距離100 km 左右且不考慮稅收條件下，制氫、氫氣儲運和氫氣加注成本分別為15～25、10和10～20元/kg，加氫站的運營成本為35～55 元/kg。在不考慮各類氫氣補貼情況下，同燃油車百公里費用相比，用氫成本較高，缺乏一定市場競爭力。因此，如何有效降低加氫站的運營成本是未來氫能在交通運輸領(lǐng)域市場化運營中需解決的關(guān)鍵問題。

針對當前加氫站運營面臨的問題，業(yè)內(nèi)提出了兩種不同的建站模式：即工廠氫＋液態(tài)罐車運輸＋加氫站模式和制氫加氫一體站模式。前者采用罐車運輸液氫，較氣態(tài)管車的運輸效率提高了10倍，但氫氣的液化技術(shù)難度高，理論上液化1 kg氫氣需耗電4 kW·h，實際耗電達到理論值的3～4倍。氫氣液化所消耗的能量達到氫氣總熱值的30%以上，儲運過程中還面臨液氫蒸發(fā)損失問題[10]。同時，液氫儲運過程中，對材料的絕熱性要求高，導(dǎo)致設(shè)備投資進一步上升。因此，盡管液氫儲運在成本上優(yōu)于高壓氣態(tài)管車儲運，但加上液化成本后到站成本高于12元/kg H2，考慮到國內(nèi)液氫技術(shù)發(fā)展水平，對于現(xiàn)階段降低加氫站運營成本并無明顯優(yōu)勢。反觀后者，制氫加氫一體站模式將運輸“氫氣”變?yōu)檫\輸“天然氣或甲醇”等大宗化學(xué)品，可有效規(guī)避氫氣運輸成本高的問題，是一種切實可行的降低加氫站運營成本的建站模式，將有助于推動氫能產(chǎn)業(yè)的市場化進程。

3 站內(nèi)制氫技術(shù)對比

國內(nèi)外適用于制氫加氫一體站的制氫技術(shù)主要包括：天然氣重整、甲醇重整和電解水制氫技術(shù)，目前均處于試點階段。表1 為各國具有代表性的制氫加氫一體站情況。

表1 各國典型制氫加氫一體站

得益于風、光等可再生能源資源豐富、電價便宜，歐洲和北美地區(qū)的制氫加氫一體站普遍采用堿性水電解（ALK）或質(zhì)子交換膜電解（PEM）水制氫技術(shù)。美國、日本和中國還對天然氣重整和甲醇重整制氫加氫一體站進行了示范。國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《能源技術(shù)革命創(chuàng)新行動計劃（2016—2030 年）》中也明確提出，到2030 年實現(xiàn)加氫站現(xiàn)場制氫，包括天然氣、氨氣、甲醇、液態(tài)烴類等制氫，形成標準化的加氫站現(xiàn)場制氫模式并示范應(yīng)用。

表2 對站內(nèi)天然氣、甲醇和電解水制氫技術(shù)的特點進行了對比。從技術(shù)層面來看，天然氣、甲醇和電解水制氫技術(shù)均為工業(yè)上成熟的制氫技術(shù)，不存在明顯的技術(shù)難點。然而，為了適應(yīng)制氫加氫一體站在礦山、港口、城鎮(zhèn)周邊，甚至城市中心進行布點的需求，必須對站內(nèi)制氫技術(shù)在撬裝化、集成化、智能化、本質(zhì)安全和降耗節(jié)能等方面進行二次開發(fā)。

表2 500 Nm3/h 制氫裝置技術(shù)對比

為了進一步分析制氫加氫一體站建站模式的成本優(yōu)勢，對當前利用站內(nèi)天然氣、甲醇和電解水制氫技術(shù)建站的運營成本進行了分析，如表3 所示。該分析針對主流1 000 kg/d（12 h）的加氫站，年運營時間8 400 h，平均加注成本為15元/kg。計算基礎(chǔ)：（1）設(shè)備制氫能力均為500 Nm3/h，項目周期10年，天然氣、甲醇和堿性水電解制氫的原料單耗分別為0.5 Nm3天然氣、0.65 kg 甲醇和5 kW·h；（2）設(shè)備和土建成本按10年線性折舊；（3）維修費、管理費、財務(wù)費等歸入其它費用按人工費的100%折算；（4）站內(nèi)制氫裝置的自動化水平要求高，人員定額均為2 人×3 班，共6 人，年均人工費用12萬元/人。

表3 站內(nèi)天然氣、甲醇和電解水制氫的成本構(gòu)成

從制氫成本的角度來看，三種技術(shù)的制氫成本分別為18.6～27.0，17.6～28.5和22.9～39.7元/kg。

具體而言，對于天然氣重整制氫，國內(nèi)東部地區(qū)的天然氣價格普遍在3～3.5元/Nm3，對應(yīng)制氫成本24.2～27.0元/kg；

對于甲醇重整制氫，國內(nèi)東部地區(qū)近5 年平均價格約2 500元/t，對應(yīng)制氫成本為24.9元/kg；

對于電解水制氫，其成本中70%～85%均由用電費用產(chǎn)生，國內(nèi)大工業(yè)用電電價約0.6 元/kW·h（39.7元/kg H2），低谷電價約0.4元/kW·h（28.5元/kg H2）[7]。雖然光伏發(fā)電已降至0.3元/kW·h（22.9元/kg H2），但供電時間受光照條件影響很大（大部分地區(qū)不超過3 000 h/年），實際制氫成本遠高于此。相比于當前加氫站的運營模式（工業(yè)副產(chǎn)氫，25～35元/kg H2），采用天然氣和甲醇制氫技術(shù)的制氫加氫一體站具有明顯的成本優(yōu)勢[12]。

氫能技術(shù)發(fā)展的初衷是為了減少溫室氣體的排放，隨著未來綠電成本的壓縮和控制，采用電解水制氫技術(shù)的制氫加氫一體站是未來加氫站的重要發(fā)展方向。而當前的氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展階段，成本控制迫在眉睫。因此，采用天然氣和甲醇制氫技術(shù)的制氫加氫一體站具有更廣闊的發(fā)展前景。

續(xù)表

4 制氫加氫一體站面臨問題及對策

4.1 面臨問題

制氫加氫一體站面臨的問題主要有國家政策和工藝技術(shù)開發(fā)兩個方面。政策層面，根據(jù)國家相關(guān)政策要求，新建化工項目及危險化學(xué)品生產(chǎn)項目必須全部進入合規(guī)設(shè)立的化工園區(qū)。國內(nèi)制氫加氫一體站尚屬于化工項目范疇，應(yīng)用場景卻主要分布在礦山、港口、城市周邊，不符合國家對現(xiàn)行化工項目的有關(guān)政策規(guī)定，項目審批困難，使得制氫加氫一體站建設(shè)面臨巨大挑戰(zhàn)。同時，國內(nèi)加氫站建設(shè)過程中主要參考的技術(shù)標準和規(guī)范有GB50156-2021《汽車加油加氣加氫站技術(shù)標準》、GB50516-2010《加氫站技術(shù)規(guī)范》（2021年版）、GB50177-2005《氫氣站設(shè)計規(guī)范》和GB/T34584-2017《加氫站安全技術(shù)規(guī)范》等。各技術(shù)標準和規(guī)范對加氫站建設(shè)過程中涉及的現(xiàn)場平面布置、涉氫設(shè)備和管道材質(zhì)、安全環(huán)保等技術(shù)細節(jié)作出了限定，基本可滿足外供氫加氫站的建站需求。然而，制氫加氫一體站建設(shè)尚無明確規(guī)范可作為依據(jù)，特別對于站內(nèi)制氫裝置的技術(shù)要求如設(shè)備尺寸、供熱方式、有無明火、安全距離等，亟待解決[13]。

在工藝技術(shù)開發(fā)方面，制氫加氫一體站的主要應(yīng)用場景在礦山、港口、城市周圍，甚至中心區(qū)域，加氫站周圍的環(huán)境較復(fù)雜，建設(shè)用地緊張。業(yè)界普遍認為將加氫站與傳統(tǒng)加油站、加氣站和充電站相耦合，是加快加氫站布局和建設(shè)的重要手段。為應(yīng)對未來加氫站建設(shè)需求，集成度高、布局方便、占地面積小、土建施工少、安裝快捷、建站速度快的撬塊化站內(nèi)制氫技術(shù)優(yōu)勢顯著，是未來加氫站建設(shè)的發(fā)展趨勢[11,14,15]。盡管天然氣制氫和甲醇制氫技術(shù)在工業(yè)上已經(jīng)十分成熟，但針對加氫站應(yīng)用場景的站內(nèi)制氫技術(shù)在撬裝化、集成化、智能化、本質(zhì)安全和降耗節(jié)能等方面仍需進行二次開發(fā)，而國內(nèi)目前尚處于開發(fā)、示范應(yīng)用階段。

4.2 對策

制氫加氫一體站具有明顯的成本優(yōu)勢，是未來加氫站布局和建設(shè)的重要發(fā)展方向。針對制氫加氫一體站審批難，國家發(fā)改委、國家能源局、上海市、廣東省、遼寧省、山東省、河北省、四川省、唐山市和武漢市等相繼出臺了推動制氫加氫一體站建設(shè)的政策，以突破“危險化學(xué)品生產(chǎn)項目進入化工園區(qū)”的限制。其中，遼寧省發(fā)展最為迅速，已頒發(fā)實施了國內(nèi)首個地方規(guī)范《制氫加氫一體站技術(shù)規(guī)范》，并在大連自貿(mào)區(qū)建成了國內(nèi)首座站內(nèi)甲醇制氫加氫一體站；其次為廣東省，已發(fā)布了《制氫加氫一體站安全技術(shù)規(guī)范》（征求意見稿），并已在佛山投用了國內(nèi)首座集天然氣重整和電解水制氫的制氫加氫一體站。上述兩個規(guī)范的實施和制氫加氫一體站示范項目的投營，為制氫加氫一體站項目的審批、設(shè)計、建設(shè)和運營提供了良好范例。未來應(yīng)努力推動制氫加氫一體站政策的進一步松綁，加快制定適用于一體站的技術(shù)規(guī)范和標準，為一體站項目的審批、設(shè)計、建設(shè)、驗收和運營筑牢政策基礎(chǔ)，從而加快制氫加氫一體站項目的布局和落地。

在工藝技術(shù)開發(fā)方面，結(jié)合國內(nèi)外制氫加氫一體站的建設(shè)和技術(shù)開發(fā)經(jīng)驗，撬塊化小型站內(nèi)制氫技術(shù)應(yīng)當從催化劑、反應(yīng)器設(shè)計、工藝流程開發(fā)和系統(tǒng)智能化4個方面進行開發(fā)。（1）在催化劑方面，為適應(yīng)裝置小型化需求，應(yīng)開發(fā)適用于高空速條件的高性能制氫催化劑，以縮小反應(yīng)器體積；（2）在反應(yīng)器設(shè)計方面，應(yīng)結(jié)合過程強化技術(shù)，優(yōu)化反應(yīng)器結(jié)構(gòu)，強化傳熱和傳質(zhì)，實現(xiàn)能量和物流的優(yōu)化匹配，進一步縮小反應(yīng)器尺寸；（3）在工藝流程開發(fā)方面，為了適應(yīng)加氫站周圍復(fù)雜的環(huán)境及安全因素，應(yīng)盡可能減少工藝流程對公用工程的依賴，減少物料種類需求，實現(xiàn)系統(tǒng)內(nèi)熱量和冷量的有機耦合，最大限度地提升系統(tǒng)熱利用率，同時應(yīng)滿足工藝流程的本質(zhì)安全；（4）在系統(tǒng)智能化方面，為適應(yīng)加氫站的運營需求，站內(nèi)撬塊化制氫裝置應(yīng)具有智能化控制系統(tǒng)，可實現(xiàn)“一鍵開停車”、“自動負荷調(diào)整”和“熱備—開工模式智能切換”等功能，實現(xiàn)“傻瓜”式運行，杜絕用戶現(xiàn)場操作行為，確保加氫站安全穩(wěn)定運行。

5 結(jié)語

加氫站作為交通運輸領(lǐng)域氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的關(guān)鍵基礎(chǔ)設(shè)施正迎來發(fā)展機遇期。當前普遍采用的“工廠氫＋氣態(tài)管車運輸＋加氫站”建站模式所面臨的關(guān)鍵問題是運營成本過高，缺乏市場競爭力。制氫加氫一體站可解決當前建站模式下氫氣到站成本高的問題，有助于推動氫能產(chǎn)業(yè)的市場化發(fā)展。站內(nèi)天然氣、甲醇和堿性水電解制氫技術(shù)的成本分別為18.6～27.0，17.6～28.5和22.9～39.7元/kg H2，站內(nèi)天然氣和甲醇重整制氫技術(shù)的成本優(yōu)勢較為明顯，是當前階段加氫站發(fā)展的重要方向。此外，制氫加氫一體站的建設(shè)尚存在政策不統(tǒng)一，審批受限，缺少明確規(guī)范作為建站依據(jù)的問題，亟待政策的松綁和規(guī)范的出臺。撬塊化小型站內(nèi)制氫成套設(shè)備是實現(xiàn)制氫加氫一體站建設(shè)的關(guān)鍵設(shè)備，國內(nèi)仍需對現(xiàn)有站內(nèi)制氫技術(shù)進行二次開發(fā)。