制氫加氫一體站發展前景剖析

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.石油和化學工業規劃院，北京 100013）

溫室氣體排放引發的全球氣候變暖，促使人類社會向低碳發展轉型，極大地推動了能源革命。氫能作為人類社會應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注和政策支持[1-3]。加氫站作為交通運輸領域氫能應用的關鍵基礎設施，初級發展階段正在全球范圍內快速布局。特別在國內“雙碳”背景和中央及地方省市的氫能戰略規劃引導下[4]，中國加氫站建設連創新高，截至2023 年5 月，國內加氫站數量已突破300 座，年新增和累計加氫站數量均為全球第一。盡管加氫站建設如火如荼，氫能利用成本問題卻愈顯掣肘。現階段國內加氫站的氫氣實際銷售價格較高，導致氫能利用成本高于傳統燃油車。如何有效降低制氫、儲氫和加氫全產業鏈成本，是未來加氫站市場化運營面臨的關鍵問題。

1 國內外加氫站建設進展

作為打通交通運輸領域氫能應用的關鍵一公里，加氫站的布局受到各國廣泛關注。根據公開數據統計的近年來全球和國內燃料電池汽車銷量和加氫站建設情況見圖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，國內燃料電池汽車銷售規模已達到12 566輛，占全球18.6%，近6年年均增長率達到64.4%；國內加氫站數量達到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情況

全球范圍內燃料電池汽車規模穩步快速上升，國內燃料電池汽車規模和加氫站建設也實現了跨越式發展，表明氫能市場發展潛力巨大。特別地，在國內“雙碳”背景和“氫能戰略”推動下，各省市相繼發布了氫能發展規劃，推廣以氫能公交車、環衛車、重卡和冷藏車為主的燃料電池汽車。根據各省市規劃的發展目標，2025年全國燃料電池汽車規模將達到約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

現階段國內外加氫站建站模式見圖2。按照氫氣“產、輸、用”三個環節，可將其分為三種模式，即：工廠氫＋氣態管車運輸＋加氫站模式、工廠氫＋液態罐車運輸＋加氫站模式和制氫加氫一體站模式[5]。

圖2 現階段加氫站運營模式

（1）工廠氫＋氣態管車運輸＋加氫站模式。通常要求附近100 km內具有工業氫源，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用場景。

（2）工廠氫＋液態罐車運輸＋加氫站模式。工廠氫經純化后冷卻至-253 ℃液化，而后通過液氫罐車運送至加氫站，經蒸發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，技術壁壘高，適用于氫源距離較遠的應用場景，多見于北美地區，國內處于起步試點階段。

（3）制氫加氫一體站模式。需在加氫站內建設一套小型站內制氫裝置，在滿足加氫站需求的同時可作為氫氣母站向外供應氫氣，從而有效規避氫氣運輸和儲存成本。

國內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，在制氫環節，當前氫氣的主要來源是煤制氫、天然氣制氫、甲醇制氫和工業副產氫等成熟的工業制氫技術，少量來源于電解水制氫，其生產成本如圖3 所示[1,6-8]。煤制氫的生產成本同氯堿、PDH和焦爐氣副產氫的成本相當，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，工業副產氫是加氫站運營的首選氫源。即便如此，考慮到生產裝置的折舊、利潤、稅金等影響，氫氣的實際起運價格應在15～25元，且降本難度大。在氫氣儲運環節，國內普遍采用20 MPa 高壓氣態管車運輸，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，高壓氣態管車運輸方式多應用于加氫站附近有氫源，且運輸距離短（一般200 km 以內）的場景。在氫氣加注環節，國內主流加氫站規模為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、順序控制盤、卸氣柱等，其中壓縮機、加氫槍、管閥件因技術儲備不足，依賴進口[11]；隨著關鍵設備的國產化和加氫站建設的規模化發展，未來建站成本必將被攤薄。據中國氫能聯盟測算，未來氫氣的加注成本有望降低至8元/kg。

圖3 不同制氫技術的氫氣生產成本

因此，在當前加氫站的運營模式下，當采用工業廉價氫源，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域市場化運營中需解決的關鍵問題。

針對當前加氫站運營面臨的問題，業內提出了兩種不同的建站模式：即工廠氫＋液態罐車運輸＋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，較氣態管車的運輸效率提高了10倍，但氫氣的液化技術難度高，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，導致設備投資進一步上升。因此，盡管液氫儲運在成本上優于高壓氣態管車儲運，但加上液化成本后到站成本高于12元/kg H2，考慮到國內液氫技術發展水平，對于現階段降低加氫站運營成本并無明顯優勢。反觀后者，制氫加氫一體站模式將運輸“氫氣”變為運輸“天然氣或甲醇”等大宗化學品，可有效規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業的市場化進程。

3 站內制氫技術對比

國內外適用于制氫加氫一體站的制氫技術主要包括：天然氣重整、甲醇重整和電解水制氫技術，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，歐洲和北美地區的制氫加氫一體站普遍采用堿性水電解（ALK）或質子交換膜電解（PEM）水制氫技術。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。國家發改委、國家能源局聯合發布的《能源技術革命創新行動計劃（2016—2030 年）》中也明確提出，到2030 年實現加氫站現場制氫，包括天然氣、氨氣、甲醇、液態烴類等制氫，形成標準化的加氫站現場制氫模式并示范應用。

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

表2 500 Nm3/h 制氫裝置技術對比

為了進一步分析制氫加氫一體站建站模式的成本優勢，對當前利用站內天然氣、甲醇和電解水制氫技術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：（1）設備制氫能力均為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）設備和土建成本按10年線性折舊；（3）維修費、管理費、財務費等歸入其它費用按人工費的100%折算；（4）站內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 站內天然氣、甲醇和電解水制氫的成本構成

從制氫成本的角度來看，三種技術的制氫成本分別為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，國內東部地區的天然氣價格普遍在3～3.5元/Nm3，對應制氫成本24.2～27.0元/kg；

對于甲醇重整制氫，國內東部地區近5 年平均價格約2 500元/t，對應制氫成本為24.9元/kg；

對于電解水制氫，其成本中70%～85%均由用電費用產生，國內大工業用電電價約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（工業副產氫，25～35元/kg H2），采用天然氣和甲醇制氫技術的制氫加氫一體站具有明顯的成本優勢[12]。

氫能技術發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的制氫加氫一體站是未來加氫站的重要發展方向。而當前的氫能產業發展階段，成本控制迫在眉睫。因此，采用天然氣和甲醇制氫技術的制氫加氫一體站具有更廣闊的發展前景。

續表

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開發兩個方面。政策層面，根據國家相關政策要求，新建化工項目及危險化學品生產項目必須全部進入合規設立的化工園區。國內制氫加氫一體站尚屬于化工項目范疇，應用場景卻主要分布在礦山、港口、城市周邊，不符合國家對現行化工項目的有關政策規定，項目審批困難，使得制氫加氫一體站建設面臨巨大挑戰。同時，國內加氫站建設過程中主要參考的技術標準和規范有GB50156-2021《汽車加油加氣加氫站技術標準》、GB50516-2010《加氫站技術規范》（2021年版）、GB50177-2005《氫氣站設計規范》和GB/T34584-2017《加氫站安全技術規范》等。各技術標準和規范對加氫站建設過程中涉及的現場平面布置、涉氫設備和管道材質、安全環保等技術細節作出了限定，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尚無明確規范可作為依據，特別對于站內制氫裝置的技術要求如設備尺寸、供熱方式、有無明火、安全距離等，亟待解決[13]。

在工藝技術開發方面，制氫加氫一體站的主要應用場景在礦山、港口、城市周圍，甚至中心區域，加氫站周圍的環境較復雜，建設用地緊張。業界普遍認為將加氫站與傳統加油站、加氣站和充電站相耦合，是加快加氫站布局和建設的重要手段。為應對未來加氫站建設需求，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制氫技術優勢顯著，是未來加氫站建設的發展趨勢[11,14,15]。盡管天然氣制氫和甲醇制氫技術在工業上已經十分成熟，但針對加氫站應用場景的站內制氫技術在撬裝化、集成化、智能化、本質安全和降耗節能等方面仍需進行二次開發，而國內目前尚處于開發、示范應用階段。

4.2 對策

制氫加氫一體站具有明顯的成本優勢，是未來加氫站布局和建設的重要發展方向。針對制氫加氫一體站審批難，國家發改委、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的政策，以突破“危險化學品生產項目進入化工園區”的限制。其中，遼寧省發展最為迅速，已頒發實施了國內首個地方規范《制氫加氫一體站技術規范》，并在大連自貿區建成了國內首座站內甲醇制氫加氫一體站；其次為廣東省，已發布了《制氫加氫一體站安全技術規范》（征求意見稿），并已在佛山投用了國內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、設計、建設和運營提供了良好范例。未來應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規范和標準，為一體站項目的審批、設計、建設、驗收和運營筑牢政策基礎，從而加快制氫加氫一體站項目的布局和落地。

在工藝技術開發方面，結合國內外制氫加氫一體站的建設和技術開發經驗，撬塊化小型站內制氫技術應當從催化劑、反應器設計、工藝流程開發和系統智能化4個方面進行開發。（1）在催化劑方面，為適應裝置小型化需求，應開發適用于高空速條件的高性能制氫催化劑，以縮小反應器體積；（2）在反應器設計方面，應結合過程強化技術，優化反應器結構，強化傳熱和傳質，實現能量和物流的優化匹配，進一步縮小反應器尺寸；（3）在工藝流程開發方面，為了適應加氫站周圍復雜的環境及安全因素，應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，實現系統內熱量和冷量的有機耦合，最大限度地提升系統熱利用率，同時應滿足工藝流程的本質安全；（4）在系統智能化方面，為適應加氫站的運營需求，站內撬塊化制氫裝置應具有智能化控制系統，可實現“一鍵開停車”、“自動負荷調整”和“熱備—開工模式智能切換”等功能，實現“傻瓜”式運行，杜絕用戶現場操作行為，確保加氫站安全穩定運行。

5 結語

加氫站作為交通運輸領域氫能產業發展的關鍵基礎設施正迎來發展機遇期。當前普遍采用的“工廠氫＋氣態管車運輸＋加氫站”建站模式所面臨的關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，有助于推動氫能產業的市場化發展。站內天然氣、甲醇和堿性水電解制氫技術的成本分別為18.6～27.0，17.6～28.5和22.9～39.7元/kg H2，站內天然氣和甲醇重整制氫技術的成本優勢較為明顯，是當前階段加氫站發展的重要方向。此外，制氫加氫一體站的建設尚存在政策不統一，審批受限，缺少明確規范作為建站依據的問題，亟待政策的松綁和規范的出臺。撬塊化小型站內制氫成套設備是實現制氫加氫一體站建設的關鍵設備，國內仍需對現有站內制氫技術進行二次開發。