氫能供應鏈成本分析及建議

張軒，樊昕曄，吳振宇，鄭麗君

(1 中國石油技術開發有限公司，北京 100028；2 中國石油石油化工研究院,北京 102200)

氣候變化和溫室氣體減排問題始終是各界關注的焦點，隨著各國政府“脫碳”步伐進一步加大，Shell、BP、中國石化集團公司等傳統能源公司紛紛開始布局轉型，其中氫能是轉型的重要方向。氫能作為一種高效、清潔、可持續的能源，被視為21 世紀最具發展潛力的“終極能源”。隨著我國2030年碳達峰和2060年碳中和（30·60）目標的提出及為實現目標的政策落地，氫能將有更大的發展空間。預計未來10～20年，清潔氫將逐步在可持續能源中承擔越來越重要的角色，在各種能源消費占比中也將逐步顯現，對工業和交通行業減碳做出更重要的貢獻。在國家政策鼓勵和企業積極參與下，氫能呈現出迸發式發展，正在從產業化初期向快速發展期過渡，但在這一過程中仍面臨諸多問題，其中氫氣的高成本是目前產業化階段的核心問題。下文從制氫-儲氫-加氫產業鏈的角度對氫氣成本進行分析。

1 制氫成本分析

1.1 天然氣制氫和煤制氫成本分析

我國有著豐富的氫氣資源，2020 年我國氫氣產能約4100 萬噸，產量約3343 萬噸，已經為世界上第一制氫大國。由于我國當前氫燃料電池汽車數量較少，所以用作動力能源的氫氣不多，氫氣主要用于化工原料，如合成氨、煉油油品精制、甲醇生產和費托合成等。目前我國制氫方式主要有煤制氫、天然氣制氫、電解水制氫以及工業副產氫。天然氣制氫主要通過甲烷蒸汽重整，在催化劑的作用下生成H和CO，分離后再對CO 變換，與水蒸氣反應生成CO和H。天然氣蒸氣重整制氫是傳統制氫工藝，技術成熟，廣泛應用于生產煉廠氫氣、純氫、合成氣和合成氨原料，是工業上最常用的制氫方法。

煤制氫是煤炭主要以水煤漿或煤粉的形式，經氣化爐在1000℃以上的高溫條件下與氣化劑（蒸汽/氧氣）反應生成合成氣（H+CO），CO 與H分離后CO 經水蒸氣變換轉變為H和CO，再經過脫除酸性氣體（CO+SO）以及氫氣PSA 提純等工藝流程，得到高純度的氫氣。近些年從原料的易得性和成本角度出發，越來越多的制氫企業，如煉廠和尿素廠選擇煤制氫工藝，同時近幾年煤制油和煤制烯烴等煤化工行業的迅速發展也使煤氣化技術獲得了更大發展空間，技術研發、工程設計和操作水平獲得了極大提升。

根據相關行業氫氣成本模型的計算方法計算天然氣制氫和煤制氫的氫氣成本，結果見表1。

表1 天然氣制氫和煤制氫的氫氣成本分析

以上計算以原料天然氣到廠價為2.5CNY/m，煤炭800CNY/t 為計算依據，同時對外售價加15%毛利進行核算。通過以上靜態考察，可知天然氣成本占到天然氣制氫成本73%以上，煤炭成本占到煤制氫成本54%以上，相對而言，天然氣制氫對原料價格更為敏感。圖1為動態條件下相同氫氣成本與天然氣和煤炭價格的對比。由于我國天然氣價格主要由政府制定，煤炭價格市場化定價，所以天然氣價格相對固定，波動幅度不大，而煤炭價格受國家政策和市場供需的影響較大，在短期內往往會有大幅波動，所以煤制氫的成本往往會隨之波動。因此雖然一般情況下煤制氫成本低于天然氣制氫，但在市場發生巨大變化時其成本可能會超過天然氣制氫。

圖1 不同氫氣成本對應天然氣及煤炭價格

無論天然氣制氫還是煤制氫，生產過程中都伴隨二氧化碳產生，即所產氫氣屬于“灰氫”。在雙碳目標下，通過碳捕捉（CCUS）技術所生產的“藍氫”是未來發展的方向。但由于CCUS 技術尚不成熟，國內除了幾個示范項目外，尚未大規模推廣。在目前的技術水平下，天然氣制氫疊合CCUS，會使氫氣成本上升33%，由于煤制氫碳排放強度高于天然氣制氫，疊合CCUS后煤制氫成本會提高近50%。如果開征碳稅，在175CNY/t CO的條件下，天然氣制氫的成本將增加0.84CNY/kg，煤制氫增加3.85CNY/kg H，考慮到碳排放的成本，如果未來原料價格不發生大的變化，天然氣制氫成本將可能低于煤制氫。顯然，在氫能發展的起步階段，氫氣成本仍相對較高時，CCUS 和碳稅的推廣并不利于氫能的快速推廣。

1.2 電解水制氫成本分析

電解水是一種綠色環保、操作靈活的制氫手段，產品純度高，技術相對成熟，且可與風電、光伏等可再生能源耦合制氫，實現氫氣的大規模生產。在現有技術條件下，電解水作為綠氫生產的主要方式，近幾年受到市場青睞，制氫規模逐漸從兆瓦級向吉瓦級邁進。根據電解質的不同，目前共有三種電解水技術，分別為堿性電解水制氫（AWE）、質子交換膜電解水制氫（PEM）、固體氧化物電解水制氫（SOEC）。三種電解水技術對比見表2。

表2 主流電解水技術對比

堿性電解水制氫技術產業化時間較長，技術最為成熟，具有投資費用少、操作簡便、長運行壽命等優點，但能量轉化效率較低，且產氣需要脫堿；質子交換膜電解池原理與堿性電解池不同，用固態的質子交換膜代替了傳統AWE 技術中的液態電解質和隔膜，能夠將氫氣和氧氣隔開，保證了產物的純度，同時具有電流密度大、電解效率高、無污染、結構密集、體積小等優點，而且可以快速變載，響應時間短，與光伏、風電（發電的隨機性和波動性大）匹配性較好。雖然目前受制于膜電極的高成本，但是該技術被廣為看好，是目前研發的主要方向；固體氧化物電解池由于工作溫度較高，受限于材料選擇，目前還未商業化。

為測算電解水制氫的成本，參考相關計算方法做出如下假設：①采用堿性電解池制氫，制氫規模1000m/h，年產氫2×10m；②設備投資1000萬元，土建、安裝調試以及其他費用300 萬元，總投資1300萬元，10年折舊，每年工作2000h，采用直線折舊法，無殘值；③光伏電站供電，1m氫氣生產用電5kWh，電價0.3CNY/kWh；④維護費用（包括人員工資）60萬元；⑤毛利15%。

由表3可知，電費在電解水氫氣的成本中占到60%以上，其他為固定成本。需要注意的是，此考察以0.3CNY/kWh 根據測算基準，電價偏低，如果采用正常上網電價，氫氣成本更高，同時電費所占成本比重也更大。如果電解水制氫要獲得與化石能源制氫相同的價格競爭力，電價需降至0.05 元以下，這在近期很難實現。結合表1和表3可知，雖然目前各國都在大力發展電解水制氫，我國在碳達峰和碳中和30·60 政策目標的指引下，“綠氫”也獲得越來越多的重視，但在當前價格水平下，電解水制氫成本遠遠高于化石能源制氫，因此在當下的氫能市場推廣期，還必須依賴低成本的“灰氫”資源。

表3 電解水制氫成本核算

1.3 工業副產氫成本分析

工業副產氫是指工業過程中所產氫氣并非目標產品，而是副產品，主要包括煉廠的催化重整、丙烷脫氫、焦爐煤氣及氯堿化工等，這部分副產氫氣產量很大，對于氫燃料電池汽車產業發展具有很大的回收利用潛力。各副產氫的產品性質和成本見表4。

表4 我國幾種副產氫的資源特點和成本

雖然我國工業副產氫資源豐富，在產業發展起步階段可以起到助推作用，但氫能行業的長期發展無法完全依賴副產氫。究其原因，一方面是由于副產氫資源分布不均，如副產氫資源最為豐富的焦炭行業與我國煤炭產地高度重合，基本分布在西北地區，而丙烷脫氫項目幾乎都在沿海地區，無法覆蓋全國；另一方面，隨著近年來我國環保和節能要求提高，企業精細管理水平也隨之提升，絕大多數企業都上馬了副產氫回收裝置，很大一部分氫氣已經內部消化，如焦化企業利用焦爐煤氣生產甲醇、合成氨、液化天然氣（LNG）或用于煤焦油加氫，氯堿行業使用副產氫氣生產鹽酸或聚氯乙烯等，所以實際可用的副產氫并不如預計多。因此副產氫只能作為氫能發展的局部補充，無法全面支撐我國未來的氫能產業。

2 運氫成本分析

目前氫氣的主要運輸手段有三種，即高壓氣氫、低溫液氫、管道輸氫，其中高壓氣氫運輸是現下主流的運輸方式。高壓氣氫運輸是通過壓縮機將高壓氫氣（工作壓力10～30MPa，通常20MPa）儲存在壓力容器中，并由長管拖車運輸。長管拖車的壓力容器通常由6～10 個大容積無縫高壓鋼瓶組成。該方法目前技術成熟、使用廣泛，但由于氫氣密度小，而儲氫壓力容器自重大，所以最終拖車所運氫氣的質量只占總運輸質量的1%～2%，國內常見的單車運氫量為260～460kg。另外氫氣瓶卸車時間較長，需要2～6h，效率較低。

液氫運輸是將氫氣深度冷凍至21K液化，再通過0.6MPa 的專用低溫絕熱槽罐進行運輸的方法。由于液氫的密度達到71g/L，液氫槽罐車的容量大約為65m，每次可運輸氫氣約4000kg，是氣氫拖車運量的10 倍以上，大大提高了運輸效率，適合大批量、遠距離運輸。但該方法的缺點是制取液氫能耗較大（總能量的30%～40%用在液化上），并且液氫儲存、輸送過程會產生一定的蒸發損失，并需在終端建設專用接收設施，抬高了成本。此外，由于我國的液氫關鍵設備（如透平膨脹機、3000m以上大型液氫儲罐、液氫泵等）與發達國家差距較大，很大程度上依然依賴進口，因此液氫在短期內還無法成為氫氣儲運的主要手段。

管道輸氫是實現氫氣大規模、長距離、低成本運輸的重要方式。目前全球已建成的氫氣管道近5000km，而中國不足100km。由于管材存在“氫脆”現象，氫氣管道需選用低碳鋼材且要特殊處理，導致造價是普通天然氣管道的2倍以上，所以成本是制約氫氣管道建設的重要因素。目前的研究熱點是利用現有的天然氣管網混氫運輸。據研究，如果將摻混的氫氣控制在15%～20%以內，可以直接利用現有天然氣管道輸送，德國、英國等已有類似示范項目。如果摻氫路線驗證成功，并能解決氫氣與天然氣管道相容性問題，西部地區可以利用自身的光伏和風能優勢制氫，并充分利用現有西氣東輸管道等天然氣主干管道和龐大的支線網絡向東部地區遠距離輸氫，大大降低了運氫成本。目前該項研究僅停留在試驗階段，且要面臨分離等技術難題，所以管輸氫短期內不具備成為運氫主要方式的可能。

除以上三種方式外，還有利用化合物儲氫等方式，常用儲氫物質有環己烷、咔唑、十氫萘、液氨、甲醇、氫化鎂、氫氧化鎳等，但目前仍處于實驗室研究階段，暫時不具備推廣可行性。

由此可見，未來中短期內，高壓氣氫仍然是主要的運氫方式，所以本文主要以高壓氣氫方式考察用氫成本。受國家標準約束，目前長管拖車的最高工作壓力限制20MPa，每次運送氫氣質量不足500kg，而國際上已經推出50MPa的氫氣長管拖車，每次可運氫氣1000～1500kg。若國內放寬對儲運壓力的標準，相同容積的管束可以容納更多氫氣，從而降低運輸成本，所以也對50MPa壓力下的運輸成本進行考察。為了計算便利，做出如下假設：①長管拖車滿載氫氣質量350kg（20MPa）/1200kg（50MPa），管束中氫氣殘余率20%；②氫源距離加氫站100km，加氫站每天用氫500kg；③拖車100km 耗油量25L，柴油價格6.5CNY/L；④拖車車頭和管束70萬元，10年折舊，折舊方式均為直線法；⑤每車配司機及裝卸操作員各1 人，人員費用1×10CNY/a，車輛保險費用1×10CNY/a，保養費用0.3CNY/km，過路費0.6CNY/km；⑥每次氫氣壓縮過程耗電1kWh/kg，電價0.6CNY/kWh；⑦運氫毛利15%。分析結果見圖2。

圖2 不同運輸距離下20MPa及50MPa單位運氫成本

當運輸距離為50km 時，氫氣的運輸成本為4.9CNY/kg；隨著運輸距離的增加，長管拖車運輸成本逐漸上升，當距離為500km 時運輸成本近22CNY/kg，所以考慮到經濟性問題，長管拖車運氫一般適用于200km內的短距離和運量較少的運輸場景。此外可以看出，隨著距離增加，20MPa 和50MPa運輸條件下的成本逐漸分化，50MPa下的成本優勢越來越明顯，當運輸距離為200km時，其成本差距約4CNY/kg。所以從經濟性角度出發，加大鋼瓶儲氫壓力勢在必行，這將是未來高壓氣氫運輸的發展方向。

3 加氫站氫氣成本分析

加氫站是保障燃料電池汽車運行的重要基礎設施，作為整個氫氣供應鏈的終端，其成本也要被包含在用氫成本中。一個典型的加氫站由壓縮系統、儲存系統、加注系統和控制系統等組成。從站外長管拖車運進的氫氣，通過壓縮系統壓縮至一定壓力，加壓后的氫氣儲存在固定式高壓容器中。當需要加注氫氣時，氫氣在加氫站固定高壓容器與車載儲氫容器之間的高壓差的作用下，通過加注系統迅速充裝至車載儲氫罐。除去土建成本和管閥外，加氫站成本占比較大的主要是核心設備，如壓縮機、加注設備和儲氫罐。由于國內缺乏成熟量產的加氫站設備廠商，進口設備推高了加氫站建設成本。為計算單位氫氣在加氫站的成本，做出如下假設：①加氫站日加氫量為500kg，全年運營365天，設備費采購及安裝費用1200萬元，土地和土建費用300萬元，固定成本共1500萬元；②設備折舊15年，土地房屋折舊30 年，采用直線折舊法，無殘值；③管理維護和人工成本每年200萬元；④毛利20%。

從表5可知，加氫站占到氫氣成本占比仍然較大，一方面是氫氣性質導致加氫站比傳統加油站工藝更加復雜，同時關鍵設備依賴進口造成原始投資較高；另一方面由于當前氫燃料電池汽車數量不多，每日加氫量有限，造成折舊及公攤成本較高。如果加氫量翻一番，則單位加氫成本可以降低一倍，極大降低了加注環節的成本。

表5 加氫站成本核算

綜合以上分析，對全產業鏈的氫氣成本進行核算，核算結果見表6。同時以天然氣制氫為例，考察20MPa 條件下不同運輸距離氫氣不同部分成本占比，結果見圖3。

從表6 和圖3 可知，當前氫氣成本過高的原因在于運輸和加注環節成本占比過大，占到總成本的60%以上，這遠遠高于傳統成品油產業鏈對應的環節。與電動車和燃油車相比，氫燃料電池汽車能耗成本普遍較高，仍需要進一步降低成本。

圖3 隨運輸距離變化氫氣成本構成的占比

表6 不同運輸距離條件下20MPa和50MPa氫氣成本匯總

4 降低用氫成本的建議

針對以上分析表，為了盡快推廣氫燃料電池汽車，必須進一步壓縮氫氣成本，降低車輛用氫負擔，提出以下建議。

（1）降低可再生能源電價，大力發展電解水制氫。通過以上價格對比可知，電費需降至0.05CNY以內，電解水制氫的成本才能與化石能源制氫相競爭，當下與化石能源氫氣成本相比還有不小差距，在未來很長一段時間內，氫氣的生產和氫能的推廣還離不開傳統的煤與天然氣。無論是天然氣制氫還是煤制氫，經過幾十年的發展技術上已相當成熟，通過技術提升降本空間不大，且成本構成以原料價格為主，受市場控制，波動性較強，因此雖然“灰氫”仍是中短期氫氣的主要來源，但無論從政策導向還是可降成本空間，氫能未來的可持續發展仍要靠電解水生產的“綠氫”。降低電解水制氫成本應從兩方面入手，首先要降低電費，由于目前我國工業用電成本仍然較高，因而通過風光“棄電”制氫將是未來行業的主要發展方向，目前已經有相關企業進行嘗試；另一方面應該著力降低電解槽采購成本。由于堿性電解槽已經發展成熟，所以應集中力量科技攻關PEM 電解槽，設法降低制造成本，努力提高使用壽命，合力降低氫氣的生產成本，力求降低至天然氣或煤制氫的成本水平。

（2）盡快提高運氫壓力，降低單位運氫成本。在可預期間內，受技術限制，利用長管拖車公路運輸高壓氣氫是目前的唯一選擇。如上文分析，如提高運氫壓力至國外的50MPa，則可多運氫3～4 倍，降低單位運輸成本（如當運輸距離100km時，可降低運費75.3%），且隨著運距增加，高壓力優勢更加明顯。但國內目前主流的氫氣壓縮管束還是Ⅰ型瓶為主，無法承受20MPa 以上壓力，如要做到50MPa需要裝載Ⅲ型瓶或者Ⅳ型瓶管束。目前國內有關部門對高壓氫氣Ⅳ型瓶還沒有出臺相應標準，且面臨技術壁壘，國內還沒有可以生產制造Ⅳ型瓶的企業，所以還未實現商業化。而Ⅲ型瓶由于外層纏繞的高強度碳纖維主要依賴進口，成本是Ⅰ型瓶的數倍，主要作為燃料電池車載氫氣容器使用，還未應用在拖車管束上。針對上述情況，一方面應加強科技開發力度，力爭關鍵材料國產化，降低Ⅲ型和Ⅳ型瓶生產成本；另一方面，應該向政府相關部門呼吁，盡快修改高壓氫氣容器相關標準規范，給Ⅳ型瓶市場留出空間，同時放松相關法規要求，提高公路運輸的運氫壓力。

（3）攻克“卡脖子”技術，關鍵設備國產化。相比傳統的成品油產業鏈，加氫站所占成本比重遠遠高于加油站，原因之一在于加氫站的主要設備依靠進口，抬高了投資成本。以核心設備壓縮機為例，我國加氫站采用的壓縮機多以進口為主，國產壓縮機在關鍵指標和系統可靠性上還有很大差距，導致單此一項占到全部投資的30%以上，高于其他投資。除壓縮機外，站用儲氫瓶組和加氫機雖然國產化程度稍高，但在很多核心指標上與國外產品相比還有差距。因此應通過政策扶持鼓勵，加大對關鍵設備的研發投入，爭取加氫站核心裝備早日國產化，降低投資成本。

（4）突破政策限制，實現站內制氫。通過上面的成本分析可知，運輸成本在整個氫氣成本中所占比重大，而解決這一問題的方法之一是分布式站內制氫，即制氫和加氫“零距離”。由于我國仍把氫氣列為危險化學品，要求必須在化工園區內生產，導致我國加氫站絕大多數為站外供氫。因此應該盡快將氫氣納入能源類產品管理，優先在有條件的地區實現站內制氫，利用小型化制氫裝置，如撬裝式天然氣制氫設備或光伏發電耦合電解水制氫，省掉運輸成本，壓縮產業鏈長度，降低用氫成本。

（5）提升加氫站工藝水平，優化配置，技術創新。加氫站除了建設投資外，日常管理運營水平同樣決定了氫氣成本。目前我國加氫站在穩定性和可靠性上與國外相比仍有很大提升空間，實現連續運轉且保持運行狀況的平穩仍需大量改進工作。研究表明，如果加氫站連續無故障加氫次數提高1 倍，可以降低氫氣成本1.5CNY/kg，如果日加氫能力提高15%，會降低成本1.0CNY/kg，如果電耗降低50%，會降低氫氣1.0CNY/kg。應優化加氫站配置，提高設備壽命，降低運行能耗，增強可靠性，由此帶來的收益可能高于單純建設成本的降低。

（6）提高儲氫設施利用率。受制于氫氣性質和當前技術，無論是長管拖車的集裝管束還是加氫站的高壓瓶組，氫氣的使用率只能達到70%～80%，造成很大損失，提高了用氫成本。相關企業應該加大科研開發，通過技術創新和工藝優化提高高壓氣瓶內的氫氣利用率，降低損耗，從而降低運輸過程和加氫站內氫氣成本。

5 結論

隨著碳減排政策的不斷推進、氫燃料電池汽車的規模化推廣和氫能市場的逐漸成熟，市場對氫氣的需求將呈爆發式增長。雖然傳統的化石原料生產的“灰氫”在中短期內仍將占據市場主流，但通過CCUS 所產的“藍氫”和可再生能源耦合電解水所產的“綠氫”將是未來發展方向。盡管目前受制于高成本，氫能的推廣期還必須依賴低價“灰氫”，但隨著技術進步和電價降低，低碳氫氣的市場份額會逐步擴大，占據市場主流。同時，通過科技創新和管理創新，疊合氫燃料電池汽車數量的穩步增加以及產業配套設施的逐步完善，到達某一臨界點后，氫氣的運輸成本和加氫站的建設及運營成本會快速降低，氫氣會變得更為廉價，氫能產業也將進入快速擴張階段。相信在我國政府的統一部署和大力推動下，通過相關科研單位、裝備制造企業、能源企業和燃料電池車企的持續努力和通力合作，氫能行業會很快跨過當下的產業導入期，在逐步離開政策扶持的條件下進入實質性產業化快速發展階段，“氫能社會”的目標不久將會在我國變為現實。