加氫站建設運營現狀思考

王匡禹

（上海電氣集團國控環球工程有限公司， 山西 太原 030000）

0 引言

當今世界面臨著日益嚴重的能源危機和環境污染問題，迫切要求人們開發新的潔凈、經濟能源。氫能以其燃燒產物潔凈、燃燒效率高、可再生等優點被認為是新世紀的重要二次能源。氫是能源革命的突破口，它的發展和利用必將帶來能源結構的重大改變。正如全球對石油高度依賴導致了石油經濟一樣，氫能的廣泛應用將影響到每個人的生活方式，進而成為主導經濟的主要因素，人類正在建構一個“氫能經濟”的未來。隨著氫燃料電池和氫氣汽車的迅速發展與產業化，燃料電池反應堆的功率也得到提升，燃料電池整體性能提升不少，續航里程跟內燃機車并沒有太大的區別，完全可以滿足日常使用。氫燃料電池技術并不是問題，最大障礙是加氫站的建設，因此加氫站建設項目得到各國政府的大力支持。我國加氫站數量的缺少嚴重制約著以氫為燃料的燃料汽車的發展。各個地方政府在加氫站建設方面有明顯的積極性，同時帶動上游制氫和下游氫能輸出產業鏈的隨風起舞。

1 加氫站概述

近年來，許多地方紛紛嫁接國際國內一流合作伙伴技術優勢，積極公關，努力打通從氫氣到氫車的產品、服務產業鏈，打造市場競爭力較強的氫能生產、利用示范基地，致力于推動區域加氫站建設。筆者有幸比較深入地參與到了這一領域的工作中，經過近三年的摸爬滾打，形成了關于加氫站運營方面有一些個人認識和思考，供大家分享。

2 有序推動加氫站發展的積極作用

1）推動市場經濟的發展。我國經濟體制改革的中心環節是搞活企業。市場經濟的特點是經濟活動的市場化、企業行為的自主化、宏觀調控的間接化和經營管理的法制化，響應國家“創新、協調、綠色、開放、共享”的發展理念，清潔能源將成為未來能源經濟發展的方向。

2）全面治理機動車輛排放污染。建設生態文明城市環境保護部辦公廳發布的《關于印發〈2011 年度城市環境管理與綜合整治年度報告〉的通知》環辦函[2012]1358 號文件附件中環境綜合整治定量考核結果顯示，全國空氣質量整體降低。而公路運輸車輛使用氫氣燃料，汽車尾氣綜合排放與燃油車輛相比可下降80%，所以，建設加氫站，一定程度上可使公路沿線區域及城市的大氣環境得到明顯的改善。

3）調整能源結構，實現能源多元化。長期以來，公路運輸車輛以石油為燃料，在世界性的石油緊張的嚴峻現實下，發展氫氣汽車，減少對石油的依賴、實現能源多元化，有利于我國的能源安全，有利于我國國民經濟的可持續發展。

4）符合國家產業政策。2012 年6 月國務院印發了《節能與新能源汽車產業發展規劃（2012 年—2020年）》，規劃中強調，我國燃料電池汽車、車用氫能源產業要與國際同步發展，并持續開展燃料電池汽車運行示范，提高燃料電池系統的可靠性和耐久性，帶動氫的制備、儲運和加注技術發展。2014 年6 月國務院辦公廳印發了《能源發展戰略行動計劃（2014 年—2020年）》，其中明確了氫能源與燃料電池等20 個重點創新方向。2015 年5 月《中國制造2025》予以公布，《中國制造2025》是我國實施制造強國戰略第一個十年的行動綱領。其中提出持續支持燃料電池汽車發展，同時推進新能源和可再生能源裝備、先進儲能裝置的發展。同時，隨著低碳經濟時代到來，氫氣汽車技術相關產業發展一直得到經濟發達國家的普遍重視。

3 加氫站建設運營過程中遇到的主要問題

完善的氫氣供應基礎設施網絡是氫能與燃料電池汽車產業快速發展的關鍵要素。中國現有的加氫站多數為示范項目，僅為示范性汽車提供加注服務，暫未實現全商業化運營，且數量遠少于國外。當前中國加氫站建設面臨的問題主要體現在建設運營成本高、標準不完善、建設用地獲取困難及審批主管部門不明確等方面。

1）目前中國以發展電動汽車為主。據中汽協數據顯示，2020 年中國新能源汽車保有量達到492 萬輛，比2019 年增加111 萬輛，增長29.18%。其中，純電動汽車保有量為400 萬輛，占新能源汽車總量的81.32%。燃料電池汽車發展相對緩慢，商業化推廣相對滯后，這降低了加氫站項目的盈利預期，不利于社會資本參與加氫站等氫能基礎設施建設。

2）建設加氫站所需的關鍵部件大多依賴進口，使得加氫站建設成本較高。此前于2014 年11 月，財政部、科技部、工信部、國家發改委印發《關于新能源汽車充電設施建設獎勵的通知》，指出對符合國家技術標準且日加氫能力不少于200 kg 的新建燃料電池汽車加氫站每個站獎勵400 萬元。但是該政策執行期限為2013—2015 年，之后并沒有相關國家政策出臺。高昂的建設成本與國家補貼的不確定性導致許多企業望而卻步。

3）加氫站運行維護成本高，加氫站需要依靠加氫規模效應平衡收支來盈利。當前中國氫燃料電池汽車尚屬起步階段，運營車輛較少，加氫站企業盈利較為困難。此外，值得注意的是，中國當前加氫站主要加注壓力為35 MPa，而國外主要為70 MPa 甚至液氫加氫站。中國仍需加強對70 MPa 加氫站及液氫加氫站用關鍵零部件及相關技術的研發。

4）政策問題主要包括：省市加氫站的的審批流程以及歸口管理部門不明確；省市市氫能源產業政策及產業規劃尚未出臺，沒有明確建站補貼及氫氣的價格補貼，沒有明確可選建站地址、油- 氣- 氫混合站建站等政策；配套氫能源公交路線公交車數量、物流車或貨運車等應用場景的確定及相關設施配套需要政府協調支持，甚至于主導推動；需要政策明確加氫站土地性質是否可以采用租賃工業用地或者租賃政府劃撥給公交公司的用地。

4 加氫站建設運營真正的核心問題是經濟性問題

目前加氫站建設遇到的主要經濟性問題體現在高純氫氣生產費用、氫氣運輸費用、加氫站建設費用、氫能源汽車運營費用四個方面。在產業鏈培養期間，為了使相關環節不虧損或少虧損，一些地區因地制宜地出臺了相應的補貼政策，但是補貼不是長久之計，主流方面還是立足于各環節參與企業自行采取市場措施，形成適當的商業模式，靠自力挖潛，在產業鏈能順暢運行起來的前提下，互相合作，取盈補虧或均擔共虧，上下相顧，以保證各環節參與企業不虧損或少虧損。這種情況將一直持續到氫能產業鏈技術、市場、應用場景、商業模式各方面逐漸成熟，直到形成合適的利潤分配體系。為了說明加氫站建設運營的經濟性，筆者就有關加氫站建設運營相關測算情況列述如下。

4.1 取定主要測算參數

1）關于兩種制氫途徑下氫源價格測算。焦爐煤氣甲烷化提LNG 后，尾氣提取氫氣價格測算。PSA 提氫設施建設投資，2 000 Nm3/h 大約投資3 000 萬元人民幣。氫氣熱值3 000 大卡/Nm3，焦爐煤氣熱值4 000大卡/Nm3，所以原料氣價格大約比值是，氫氣：焦爐煤氣=3∶4，焦爐煤氣如果按焦化公司供給下游化學加工的價格按1 元/Nm3保守計算，氫氣就是0.75 元/Nm3。提純、充裝可以按0.25 元/Nm3估算。可以得出，焦爐煤氣甲烷化提LNG 后尾氣提取氫氣的制造成本約1 元/Nm3。如果氫氣用于合成氨，氫氣可實現價格測算。合成氨價格取大漲價之前的正常價格2 300 元/t、99.99%液氮價格取350 元/t，按分子式計算，5.67 kg合成氨含4.67 kg氮和1 kg氫，則簡易地可以計算出合成氨中氫氣價格為5.67×2.3-4.67×0.35=11.4 元/kg，折合約1 元/Nm3。

2）基于上述氫源價格，建設一座500 kg/d 加氫站，按20 年經營期限考慮，并加入氫氣的運輸成本（注：氫氣單車運輸量小導致運費的價格占比較大），氫氣到站取定不含稅價格為：經營期第1—2 年取27 000 元/t（最高進價27 元/kg 或2.4 元/Nm3）；第3—7 年取24 000 元/t（最高進價24 元/kg 或2.1 元/Nm3）；第8—9 年取20 400 元/t（最高進價20.4 元/kg 或1.8 元/Nm3），第10—11 年取18000 元/t（最高進價18 元/kg或1.6 元/Nm3），第12—20 年取14 800 元/t（最高進價14.8 元/kg 或1.3 元/Nm3）計算。

3）規模為500 kg/d 加氫站建設投資情況取定值。加氫站建設總投資為3 000 萬元，建設投資為2 900萬元，建設期貸款利息為50 萬元，鋪底流動資金為50 萬元，可抵扣增值稅約為200 萬元。

4）政府對加氫站補貼取定額度：500 kg/d 加氫站建成之后政府一次性補貼800 萬元，經營期前兩年每銷售1 kg 氫氣政府補貼24 元，經營期第3—4 年每銷售1 kg 氫氣政府補貼18 元，經營期第5—7 年每銷售1 kg 氫氣政府補貼12 元，加氫站運營財政貢獻獎勵，2019—2021 年獎勵金額為加氫業務增值稅和所得稅政府留成部分的100%，2022—2023 年度為50%。

5）稅率費率取定。氫氣9%、水為9%，電及其他為13%。城市維護建設稅及教育費附加，城市維護建設費率率為5%，教育費附加率為3%，地方教育費附加率為2%。

4.2 采用上述取定值進行測算得出的結論

1）加氫站的稅后內部收益率為5.50%；稅后財務凈現值55 萬元，所得稅后投資回收期為13.5 年（含建設期1 年）。從盈利能力、財務生存能力、盈虧平衡分析和敏感性分析等結果均可表明加氫站盈利能力和抗風險能力一般，可以說一定是虧損的狀態。

2）從氫氣的下游用戶角度考察，以大漲價前的價格為基準比較能源消費的量價情況：以33 t 重卡為例，LNG 耗量20 kg/100 km，折價90 元/100 km；柴油耗量37 L/100 km，折價180 元/100 km；氫氣耗量12 kg/100 km，根據目前市場情況折價360～480元/100 km。（注：如果按電解水制氫，假設耗綠色電力0.2 元/kWh，那么制氫氣電解部分折價12 元/kg（按60 kWh 電制一千克氫氣計算），但這種假設目前沒有商業案例。）由此得出比較結果，目前33 t 重卡多數是柴油車，如果實施“柴轉氫”戰略，耗能價格差額達到300 元/100 km，市場難以承受。

5 結語

以加氫站建設運營為著眼點，結合計算，系統、全面、動態地從價格、場景、政策等角度考察以加氫站為原點的氫應用產業鏈，引發筆者對加氫站建設運營現狀的一些思考，僅供各位業界同仁探討：

1）把氫看作一種能源還是一種儲能介質，這個問題需要澄清。筆者建議把氫定義為儲能介質更切合實際，類似于抽水蓄能，這樣就能從物理意義和經濟意義上，把各種“綠氫、藍氫、灰氫……”之類的說法統一歸于“能氫”，這樣，不僅把加氫站定義為蓄能站，為加氫站的發展打開更大的想想空間，而且可以避免為“跟氫風”而制氫，引導氫向“蓄能儲備”的戰略方向開拓應用場景，實現物理意義與經濟意義的協調發展。

2）加氫站建設運營考慮靈活運用多種方式。制氫單位自建加氫站（建議新建綜合站），通過賣油、賣CNG/LNG 補虧賣氫，前提是核算固定資產投資和運營成本后有補虧的可能性；缺點是制氫單位運營加氫站不專業、成本高；制氫單位除投資制氫裝置外，還要投資加氫站，固定投資的財務成本高。加氫站設備集成商自建加氫站（建議新建綜合站），不但能做到專業的人運營加氫站，而且能通過賣油、賣CNG/LNG 補虧賣氫，前提是約定氫氣供應價格和銷售價格，既要保障制氫企業利益又要保障用氫企業利益，加氫站設備集成商自己核算自身利益，自負盈虧，同時承擔利益分配角色，照顧上下，防止出現“上下虧損自己盈利”這種不可持續現象，這樣有利于實現全鏈條利益分配簡單高效。

3）建議從政策取向方面，支持在現有加油、加氣站內部新增加氫板塊，一方面無論誰建加氫裝置、運營售氫，都可以大幅降低土地和手續成本；另一方面原有加氣站接收運營加氫站容易上手。政策的重點選為培育新興產業，著力全鏈條利益分配，而不是把產業鏈條割裂開來，孤立地支持某一段，比如針對氫能重卡產業鏈，可以通過對購買氫能源車輛從事氫能運輸的企業嚴格實施招投標，優先保障鏈條末端司機（運輸公司）的利益后，再最優化其他各方的利益。