制氢加氢一体站发展前景剖析

曹田田，，张颖超，刘铉东，徐润，方斌一，严文锐

（1.中国石化石油化工科学研究院有限公司，北京 100083；2.中国石化销售股份有限公司，北京 100728；3.石油和化学工业规划院，北京 100013）

温室气体排放引发的全球气候变暖，促使人类社会向低碳发展转型，极大地推动了能源革命。氢能作为人类社会应对气候变化的首选清洁、零碳排放能源，得到世界各国的广泛关注和政策支持[1-3]。加氢站作为交通运输领域氢能应用的关键基础设施，初级发展阶段正在全球范围内快速布局。特别在国内“双碳”背景和中央及地方省市的氢能战略规划引导下[4]，中国加氢站建设连创新高，截至2023 年5 月，国内加氢站数量已突破300 座，年新增和累计加氢站数量均为全球第一。尽管加氢站建设如火如荼，氢能利用成本问题却愈显掣肘。现阶段国内加氢站的氢气实际销售价格较高，导致氢能利用成本高于传统燃油车。如何有效降低制氢、储氢和加氢全产业链成本，是未来加氢站市场化运营面临的关键问题。

1 国内外加氢站建设进展

作为打通交通运输领域氢能应用的关键一公里，加氢站的布局受到各国广泛关注。根据公开数据统计的近年来全球和国内燃料电池汽车销量和加氢站建设情况见图1。由图1（a）可知，截至2022年底，全球燃料电池汽车销售规模已达到67 488辆，近6年年均增长率达到69.5%；同期全球加氢站数量达到727 座，近6 年年均增长率17.9%，车/站比为93∶1。由图1（b）可知，截至2022年底，国内燃料电池汽车销售规模已达到12 566辆，占全球18.6%，近6年年均增长率达到64.4%；国内加氢站数量达到296座，占全球40.7%，位居全球第一，近6年年均增长率为86.6%，车/站比为42∶1。国内加氢站的增长速度明显高于全球，燃料电池汽车的增长速度同全球相当。

图1 近6年来燃料电池汽车销量加氢站建设情况

全球范围内燃料电池汽车规模稳步快速上升，国内燃料电池汽车规模和加氢站建设也实现了跨越式发展，表明氢能市场发展潜力巨大。特别地，在国内“双碳”背景和“氢能战略”推动下，各省市相继发布了氢能发展规划，推广以氢能公交车、环卫车、重卡和冷藏车为主的燃料电池汽车。根据各省市规划的发展目标，2025年全国燃料电池汽车规模将达到约10万辆；按照车/站比100∶1计，加氢站将达到1 000 座左右，存在较大缺口，市场潜力巨大。

2 加氢站建站模式分析

现阶段国内外加氢站建站模式见图2。按照氢气“产、输、用”三个环节，可将其分为三种模式，即：工厂氢＋气态管车运输＋加氢站模式、工厂氢＋液态罐车运输＋加氢站模式和制氢加氢一体站模式[5]。

图2 现阶段加氢站运营模式

（1）工厂氢＋气态管车运输＋加氢站模式。通常要求附近100 km内具有工业氢源，将工厂氢纯化后利用20 MPa的氢气管车运输至加氢站高压氢储罐中，而后进一步增压至加氢机工作压力（35 MPa/70 MPa），为燃料电池汽车供氢。该模式为最常用的建站方式，建站速度快，适用于氢源距离较近的应用场景。

（2）工厂氢＋液态罐车运输＋加氢站模式。工厂氢经纯化后冷却至-253 ℃液化，而后通过液氢罐车运送至加氢站，经蒸发器气化加压后送至加氢机为燃料电池汽车供氢。该模式建站投资大，技术壁垒高，适用于氢源距离较远的应用场景，多见于北美地区，国内处于起步试点阶段。

（3）制氢加氢一体站模式。需在加氢站内建设一套小型站内制氢装置，在满足加氢站需求的同时可作为氢气母站向外供应氢气，从而有效规避氢气运输和储存成本。

国内运营的加氢站普遍采用模式1。加氢站运行成本主要由制氢、氢气储运和氢气加注成本三部分组成。具体而言，在制氢环节，当前氢气的主要来源是煤制氢、天然气制氢、甲醇制氢和工业副产氢等成熟的工业制氢技术，少量来源于电解水制氢，其生产成本如图3 所示[1,6-8]。煤制氢的生产成本同氯碱、PDH和焦炉气副产氢的成本相当，甲醇制氢成本略高于天然气，电解水制氢的成本最高。当前“双碳”目标下，煤制氢碳排放强度高，工业副产氢是加氢站运营的首选氢源。即便如此，考虑到生产装置的折旧、利润、税金等影响，氢气的实际起运价格应在15～25元，且降本难度大。在氢气储运环节，国内普遍采用20 MPa 高压气态管车运输，全车自重约34 t，1次充装可装载380～410 kg氢气，按照卸载率72%计，每次仅可运氢274～300 kg，有效运载率不足1%[9,10]。同时，高压气态管车的运氢成本对运输距离十分敏感，运输距离为100 km 时，运氢成本约为8.7 元/kg；运输距离为200 km时，成本增加至19元/kg。因此，高压气态管车运输方式多应用于加氢站附近有氢源，且运输距离短（一般200 km 以内）的场景。在氢气加注环节，国内主流加氢站规模为500 kg/d和1 000 kg/d两种，其建站成本分别为800万元和1 200万元（不考虑土地成本），远高于普通加油站，导致氢气加注成本保持在10～20 元/kg。加氢站建站成本中占比最大的是设备投资（超过70%），主要包括压缩机、储氢容器、加氢机及配套冷却系统、顺序控制盘、卸气柱等，其中压缩机、加氢枪、管阀件因技术储备不足，依赖进口[11]；随着关键设备的国产化和加氢站建设的规模化发展，未来建站成本必将被摊薄。据中国氢能联盟测算，未来氢气的加注成本有望降低至8元/kg。

图3 不同制氢技术的氢气生产成本

因此，在当前加氢站的运营模式下，当采用工业廉价氢源，运输距离100 km 左右且不考虑税收条件下，制氢、氢气储运和氢气加注成本分别为15～25、10和10～20元/kg，加氢站的运营成本为35～55 元/kg。在不考虑各类氢气补贴情况下，同燃油车百公里费用相比，用氢成本较高，缺乏一定市场竞争力。因此，如何有效降低加氢站的运营成本是未来氢能在交通运输领域市场化运营中需解决的关键问题。

针对当前加氢站运营面临的问题，业内提出了两种不同的建站模式：即工厂氢＋液态罐车运输＋加氢站模式和制氢加氢一体站模式。前者采用罐车运输液氢，较气态管车的运输效率提高了10倍，但氢气的液化技术难度高，理论上液化1 kg氢气需耗电4 kW·h，实际耗电达到理论值的3～4倍。氢气液化所消耗的能量达到氢气总热值的30%以上，储运过程中还面临液氢蒸发损失问题[10]。同时，液氢储运过程中，对材料的绝热性要求高，导致设备投资进一步上升。因此，尽管液氢储运在成本上优于高压气态管车储运，但加上液化成本后到站成本高于12元/kg H2，考虑到国内液氢技术发展水平，对于现阶段降低加氢站运营成本并无明显优势。反观后者，制氢加氢一体站模式将运输“氢气”变为运输“天然气或甲醇”等大宗化学品，可有效规避氢气运输成本高的问题，是一种切实可行的降低加氢站运营成本的建站模式，将有助于推动氢能产业的市场化进程。

3 站内制氢技术对比

国内外适用于制氢加氢一体站的制氢技术主要包括：天然气重整、甲醇重整和电解水制氢技术，目前均处于试点阶段。表1 为各国具有代表性的制氢加氢一体站情况。

表1 各国典型制氢加氢一体站

得益于风、光等可再生能源资源丰富、电价便宜，欧洲和北美地区的制氢加氢一体站普遍采用碱性水电解（ALK）或质子交换膜电解（PEM）水制氢技术。美国、日本和中国还对天然气重整和甲醇重整制氢加氢一体站进行了示范。国家发改委、国家能源局联合发布的《能源技术革命创新行动计划（2016—2030 年）》中也明确提出，到2030 年实现加氢站现场制氢，包括天然气、氨气、甲醇、液态烃类等制氢，形成标准化的加氢站现场制氢模式并示范应用。

表2 对站内天然气、甲醇和电解水制氢技术的特点进行了对比。从技术层面来看，天然气、甲醇和电解水制氢技术均为工业上成熟的制氢技术，不存在明显的技术难点。然而，为了适应制氢加氢一体站在矿山、港口、城镇周边，甚至城市中心进行布点的需求，必须对站内制氢技术在撬装化、集成化、智能化、本质安全和降耗节能等方面进行二次开发。

表2 500 Nm3/h 制氢装置技术对比

为了进一步分析制氢加氢一体站建站模式的成本优势，对当前利用站内天然气、甲醇和电解水制氢技术建站的运营成本进行了分析，如表3 所示。该分析针对主流1 000 kg/d（12 h）的加氢站，年运营时间8 400 h，平均加注成本为15元/kg。计算基础：（1）设备制氢能力均为500 Nm3/h，项目周期10年，天然气、甲醇和碱性水电解制氢的原料单耗分别为0.5 Nm3天然气、0.65 kg 甲醇和5 kW·h；（2）设备和土建成本按10年线性折旧；（3）维修费、管理费、财务费等归入其它费用按人工费的100%折算；（4）站内制氢装置的自动化水平要求高，人员定额均为2 人×3 班，共6 人，年均人工费用12万元/人。

表3 站内天然气、甲醇和电解水制氢的成本构成

从制氢成本的角度来看，三种技术的制氢成本分别为18.6～27.0，17.6～28.5和22.9～39.7元/kg。

具体而言，对于天然气重整制氢，国内东部地区的天然气价格普遍在3～3.5元/Nm3，对应制氢成本24.2～27.0元/kg；

对于甲醇重整制氢，国内东部地区近5 年平均价格约2 500元/t，对应制氢成本为24.9元/kg；

对于电解水制氢，其成本中70%～85%均由用电费用产生，国内大工业用电电价约0.6 元/kW·h（39.7元/kg H2），低谷电价约0.4元/kW·h（28.5元/kg H2）[7]。虽然光伏发电已降至0.3元/kW·h（22.9元/kg H2），但供电时间受光照条件影响很大（大部分地区不超过3 000 h/年），实际制氢成本远高于此。相比于当前加氢站的运营模式（工业副产氢，25～35元/kg H2），采用天然气和甲醇制氢技术的制氢加氢一体站具有明显的成本优势[12]。

氢能技术发展的初衷是为了减少温室气体的排放，随着未来绿电成本的压缩和控制，采用电解水制氢技术的制氢加氢一体站是未来加氢站的重要发展方向。而当前的氢能产业发展阶段，成本控制迫在眉睫。因此，采用天然气和甲醇制氢技术的制氢加氢一体站具有更广阔的发展前景。

续表

4 制氢加氢一体站面临问题及对策

4.1 面临问题

制氢加氢一体站面临的问题主要有国家政策和工艺技术开发两个方面。政策层面，根据国家相关政策要求，新建化工项目及危险化学品生产项目必须全部进入合规设立的化工园区。国内制氢加氢一体站尚属于化工项目范畴，应用场景却主要分布在矿山、港口、城市周边，不符合国家对现行化工项目的有关政策规定，项目审批困难，使得制氢加氢一体站建设面临巨大挑战。同时，国内加氢站建设过程中主要参考的技术标准和规范有GB50156-2021《汽车加油加气加氢站技术标准》、GB50516-2010《加氢站技术规范》（2021年版）、GB50177-2005《氢气站设计规范》和GB/T34584-2017《加氢站安全技术规范》等。各技术标准和规范对加氢站建设过程中涉及的现场平面布置、涉氢设备和管道材质、安全环保等技术细节作出了限定，基本可满足外供氢加氢站的建站需求。然而，制氢加氢一体站建设尚无明确规范可作为依据，特别对于站内制氢装置的技术要求如设备尺寸、供热方式、有无明火、安全距离等，亟待解决[13]。

在工艺技术开发方面，制氢加氢一体站的主要应用场景在矿山、港口、城市周围，甚至中心区域，加氢站周围的环境较复杂，建设用地紧张。业界普遍认为将加氢站与传统加油站、加气站和充电站相耦合，是加快加氢站布局和建设的重要手段。为应对未来加氢站建设需求，集成度高、布局方便、占地面积小、土建施工少、安装快捷、建站速度快的撬块化站内制氢技术优势显著，是未来加氢站建设的发展趋势[11,14,15]。尽管天然气制氢和甲醇制氢技术在工业上已经十分成熟，但针对加氢站应用场景的站内制氢技术在撬装化、集成化、智能化、本质安全和降耗节能等方面仍需进行二次开发，而国内目前尚处于开发、示范应用阶段。

4.2 对策

制氢加氢一体站具有明显的成本优势，是未来加氢站布局和建设的重要发展方向。针对制氢加氢一体站审批难，国家发改委、国家能源局、上海市、广东省、辽宁省、山东省、河北省、四川省、唐山市和武汉市等相继出台了推动制氢加氢一体站建设的政策，以突破“危险化学品生产项目进入化工园区”的限制。其中，辽宁省发展最为迅速，已颁发实施了国内首个地方规范《制氢加氢一体站技术规范》，并在大连自贸区建成了国内首座站内甲醇制氢加氢一体站；其次为广东省，已发布了《制氢加氢一体站安全技术规范》（征求意见稿），并已在佛山投用了国内首座集天然气重整和电解水制氢的制氢加氢一体站。上述两个规范的实施和制氢加氢一体站示范项目的投营，为制氢加氢一体站项目的审批、设计、建设和运营提供了良好范例。未来应努力推动制氢加氢一体站政策的进一步松绑，加快制定适用于一体站的技术规范和标准，为一体站项目的审批、设计、建设、验收和运营筑牢政策基础，从而加快制氢加氢一体站项目的布局和落地。

在工艺技术开发方面，结合国内外制氢加氢一体站的建设和技术开发经验，撬块化小型站内制氢技术应当从催化剂、反应器设计、工艺流程开发和系统智能化4个方面进行开发。（1）在催化剂方面，为适应装置小型化需求，应开发适用于高空速条件的高性能制氢催化剂，以缩小反应器体积；（2）在反应器设计方面，应结合过程强化技术，优化反应器结构，强化传热和传质，实现能量和物流的优化匹配，进一步缩小反应器尺寸；（3）在工艺流程开发方面，为了适应加氢站周围复杂的环境及安全因素，应尽可能减少工艺流程对公用工程的依赖，减少物料种类需求，实现系统内热量和冷量的有机耦合，最大限度地提升系统热利用率，同时应满足工艺流程的本质安全；（4）在系统智能化方面，为适应加氢站的运营需求，站内撬块化制氢装置应具有智能化控制系统，可实现“一键开停车”、“自动负荷调整”和“热备—开工模式智能切换”等功能，实现“傻瓜”式运行，杜绝用户现场操作行为，确保加氢站安全稳定运行。

5 结语

加氢站作为交通运输领域氢能产业发展的关键基础设施正迎来发展机遇期。当前普遍采用的“工厂氢＋气态管车运输＋加氢站”建站模式所面临的关键问题是运营成本过高，缺乏市场竞争力。制氢加氢一体站可解决当前建站模式下氢气到站成本高的问题，有助于推动氢能产业的市场化发展。站内天然气、甲醇和碱性水电解制氢技术的成本分别为18.6～27.0，17.6～28.5和22.9～39.7元/kg H2，站内天然气和甲醇重整制氢技术的成本优势较为明显，是当前阶段加氢站发展的重要方向。此外，制氢加氢一体站的建设尚存在政策不统一，审批受限，缺少明确规范作为建站依据的问题，亟待政策的松绑和规范的出台。撬块化小型站内制氢成套设备是实现制氢加氢一体站建设的关键设备，国内仍需对现有站内制氢技术进行二次开发。