| 氫云鏈 |

《巴黎協(xié)定》確定了本世紀(jì)不超過工業(yè)化前的1.5℃的全球溫控目標(biāo)，世界主要國家頒布了更嚴(yán)格的碳排放法規(guī)，迫切需要低碳能源替代高碳排放的傳統(tǒng)化石燃料。氫氣是理想的零碳排放的可持續(xù)能源，單位質(zhì)量的氫氣能量密度約是天然氣的2.8倍、煤的5倍，還具有來源廣泛、高轉(zhuǎn)化效率和清潔性的優(yōu)點，利用產(chǎn)物僅有水。氫氣利用的最佳方式是通過燃料電池電化學(xué)轉(zhuǎn)化。近年來燃料電池技術(shù)的成熟和成本的快速下降，掀起了全球燃料電池交通的發(fā)展熱潮。美國、德國、日本、韓國等部分國家和地區(qū)相繼把氫能上升到國家能源戰(zhàn)略高度。 

我國在經(jīng)濟(jì)高速發(fā)展的同時，能源對外依存度不斷升高，環(huán)境保護(hù)壓力增大，迫切需要在氫能和燃料電池產(chǎn)業(yè)有所突破。發(fā)展氫能有望成為我國能源技術(shù)革命的重要方向之一，有利于優(yōu)化能源消費結(jié)構(gòu)，支撐清潔能源轉(zhuǎn)型，保障國家能源安全。

1、全球燃料電池汽車和加氫基礎(chǔ)設(shè)施的發(fā)展現(xiàn)狀

全球燃料電池汽車（FCV）和加氫站的發(fā)展尤為迅速，包括豐田、本田、現(xiàn)代、奔馳等汽車制造商紛紛發(fā)布了量產(chǎn)燃料電池車型。截止到2018年底，全球累計投用的FCV有14596輛，加氫站數(shù)量為369座，大部分集中在美國、日本、韓國、德國和加拿大等國。2010—2018年全球燃料電池汽車數(shù)量統(tǒng)計見圖1，近三年全球加氫站數(shù)量見圖2。我國燃料電池和氫能產(chǎn)業(yè)相比發(fā)達(dá)國家尚有差距，但發(fā)展速度較快。截止到2018年，我國已有41家FCV整車企業(yè)、56款FCV車型，累計產(chǎn)量3447輛，主要集中在上海、廣東和北京等地區(qū)。

圖1 2010—2018年全球燃料電池汽車數(shù)量（輛）

圖2 近三年全球加氫站數(shù)量（座）

但目前FCV和加氫站運營過程中，盈利能力并不強(qiáng)，對政府補(bǔ)貼依賴程度高。FCV的保有量小、加氫基礎(chǔ)設(shè)施不完善是造成這種情況的表觀原因，而背后更深層的原因是成本和經(jīng)濟(jì)性問題。

（1）雖然燃料電池成本正在快速下降，但依然未達(dá)到使燃料電池車造價與汽油車和電動車同等或更低的臨界點，在沒有政府補(bǔ)貼的情況下用戶購買FCV要付出更多的成本，限制了FCV的大規(guī)模應(yīng)用。

（2）氫氣價格昂貴，F(xiàn)CV的每百公里燃料成本仍大大高于汽柴油和電，用戶選擇氫氣的意愿不強(qiáng)，也使加氫基礎(chǔ)設(shè)施投資收益率偏低，進(jìn)一步造成加氫基礎(chǔ)設(shè)施滯后的惡性循環(huán)。

氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期，政府的補(bǔ)貼和支持不可缺少，但產(chǎn)業(yè)從“政策驅(qū)動”到“市場驅(qū)動”的轉(zhuǎn)化，僅靠“輸血”非長久之計，需要具有“造血能力”。而氫能產(chǎn)業(yè)的核心市場驅(qū)動力就在于氫氣和燃料電池成本。針對氫氣的成本，不僅要關(guān)注制氫環(huán)節(jié)，還要同時考慮儲運和利用（加注）環(huán)節(jié)，要站在全產(chǎn)業(yè)鏈角度看最終加注槍出口端的氫氣總成本。

2、制氫、儲運與利用全產(chǎn)業(yè)鏈

氫能產(chǎn)業(yè)包括制氫、氫氣儲運和氫氣利用三個主要環(huán)節(jié)。

2.1制氫

制氫的方式很多，主要包括化石燃料制氫、電解水制氫、化工尾氣制氫、生物質(zhì)制氫等。2018年全球氫氣產(chǎn)量約7000萬t，約96%的氫氣是由煤、石油和天然氣等化石能源制取的，其中76%來源于天然氣，約23%來自煤炭，僅不到2%來自電解水，大宗制氫方式主要是天然氣制氫和煤制氫。目前我國制氫成本最低的方式是煤制氫，但天然氣制氫相比煤制氫，在環(huán)保、投資、能耗等方面都具有明顯優(yōu)勢，比如：CH4氫碳比為4:1，原油氫碳比為1.7~1.8:1，煤炭氫碳比1:10，在化學(xué)組成上天然氣比煤更適合制氫；天然氣制氫僅有少量鍋爐污水，而煤制氫有大量的灰渣、酸性氣體和污水；同等制氫規(guī)模的天然氣制氫裝置投資約為煤制氫的40%，每1000m3產(chǎn)品能耗約為煤制氫的50%，碳排放約為煤制氫的50%。國外主流的制氫方式也是選擇天然氣制氫，事實上全球目前正在運行的130座煤炭氣化廠，超過80%都集中在中國。

氫氣來源對天然氣和煤炭的依賴，意味著大量的二氧化碳排放，需要配合碳捕捉與封存（CCS）和碳捕捉、利用和封存（CCUS）技術(shù)，但同時也會增加制氫成本。比如，天然氣制氫工廠采用CCUS后，碳排放量能夠減少90%以上，但資本性支出（CAPEX）和運營成本（OPEX）將會各增加約50%，使最終制氫成本增加約33%。目前全球已經(jīng)有多個實施了CCUS的天然氣制氫項目，氫氣總產(chǎn)量約為50萬t/年。

可再生能源電解水制氫能從制氫源頭上實現(xiàn)零碳或低碳,從長遠(yuǎn)來看，未來的氫源將以可再生能源制氫為主。電解水制氫的產(chǎn)品純度高，但目前每立方米氫氣的電耗高達(dá)4.5～5kWh，且生產(chǎn)1kg氫氣需要消耗約9L水，約是天然氣制氫水耗的2倍，同時電解水制氫裝置的經(jīng)濟(jì)規(guī)模也偏小、價格昂貴。未來隨著風(fēng)電、光電成本的降低，電解水制氫成本有望不斷降低。生物質(zhì)制氫、光化學(xué)制氫等技術(shù)尚在研究階段，距離工業(yè)化實施較遠(yuǎn)；焦?fàn)t氣或工業(yè)弛放氣的制氫成本較低，但受地點、規(guī)模、運輸半徑等的限制；所以，短期內(nèi)化石能源制氫依然是我國獲得大宗、低價氫氣的主要方式。

2.2氫氣儲運

氫氣的儲運方式包括氫氣專用管道、壓縮氫氣（CH2）、液化氫氣（LH2）、液體有機(jī)物氫載體（LOHC）、金屬合金儲氫等方式。各方式的優(yōu)缺點見表1。

表1不同氫氣儲運方式的優(yōu)缺點對比

目前氫氣主要是以壓縮氣態(tài)或低溫液態(tài)儲運，壓縮氫氣的高壓和液氫的低溫、易氣化等特點都限制了氫氣的儲運規(guī)模和儲存時間，使儲運成本較高，降低了氫氣相比于其他燃料的競爭力。

氫氣的密度極小，使得壓縮氫氣的體積能量密度并不高，70MPa氫氣的體積能量密度也僅為汽油的約15%。目前氫氣管束車操作壓力多為20MPa，滿載氫氣的質(zhì)量僅為200～300kg，且回空壓力不能過低，整體利用率僅為75%～85%，低儲運效率意味著高昂的成本。

氫氣的液化溫度為-253℃，液化規(guī)模為1000kg/h的氫氣液化工廠，液化過程消耗的能量如果用氫的能量衡量，約占初始?xì)錃饬康?5%～40%，遠(yuǎn)高于天然氣液化消耗天然氣初始量10%的比例。但液氫的體積約是氣態(tài)氫的1/800，密度為70.8kg/m3，單臺液氫運輸罐車的滿載約65m3，可凈運輸4000kgH2，大大提高了運輸效率。但長距離運輸液氫需要解決液氫不斷氣化、壓力升高的問題。

全球目前氫氣管道總長度約5000km，超過50%位于美國，主要用于向煉化和化工輸送氫氣。氫氣專輸管道單位長度投資約是天然氣管道的3倍，預(yù)計路由獲得批準(zhǔn)的難度也比天然氣管道更大。也可以考慮在現(xiàn)有的天然氣管道網(wǎng)絡(luò)中混合一部分氫氣，因為管道安全和因氣質(zhì)變化對用戶影響等因素的限制，摻入氫氣的比例受到限制。

儲運是限制氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的瓶頸，未來隨著可再生能源的發(fā)展和社會用氫量的逐漸增加，迫切需要解決氫氣的長期、大規(guī)模、低成本儲存難題。

2.3氫氣利用

氫氣在傳統(tǒng)石化行業(yè)和煉鋼等工業(yè)領(lǐng)域已經(jīng)有長期、大量的應(yīng)用。近年來氫氣火熱的應(yīng)用方向主要是用于燃料電池交通、摻氫或純氫燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電及燃料電池分布式電站等，其中在交通領(lǐng)域的應(yīng)用是目前氫能產(chǎn)業(yè)利用端發(fā)展的重點和熱點。

氫燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電和燃料電池分布式發(fā)電正在發(fā)展前期。2018年，三菱日立在實際燃?xì)怆姀S成功測試了30%H2、70%CH4混合燃燒發(fā)電；川崎重工在德國實驗室成功試驗了100%氫燃?xì)獍l(fā)電。日本經(jīng)濟(jì)產(chǎn)業(yè)省下屬新能源與產(chǎn)業(yè)技術(shù)綜合開發(fā)機(jī)構(gòu)（NEDO）發(fā)布的《NEDO氫能源白皮書》中提出，“將推動氫成為電源構(gòu)成的一部分”“以氫為燃?xì)廨啓C(jī)燃料的氫發(fā)電技術(shù)有望成為家用燃料電池和燃料電池車之后的第三大支柱”。大型氫燃料燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電已成為大型燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電的最新趨勢，代表了大型電廠朝著更低NOx排放、低碳排放甚至零碳排放、更高發(fā)電效率的發(fā)展方向。

氫氣在燃料電池中發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)轉(zhuǎn)化為電和熱，整體效率可達(dá)95%以上，生成產(chǎn)物只有水，具有高效、環(huán)保、靜音和模塊化等優(yōu)點，尤其適用于社區(qū)、醫(yī)院、學(xué)校、辦公樓等建筑及家庭使用，已成為全球分布式能源發(fā)展的熱點之一。

3、制氫、儲運與加注全產(chǎn)業(yè)氫氣成本分析

針對交通用氫，最終加氫槍出口端的氫氣總成本由制氫成本、儲運成本和加注成本三部分構(gòu)成。

3.1制氫成本

我國目前已運行的加氫站的氫氣來源主要來自工業(yè)尾氣制氫，但未來隨著加氫站數(shù)量的增多和氫氣需求量的增大，氫氣來源也將更趨多樣化。主要制氫方式的氫氣成本中，煤制氫成本最低，約8～10元/kgH2，其中CAPEX占比接近50%，燃料成本占15%～20%。天然氣制氫成本約12元/kgH2,其中燃料成本是成本構(gòu)成的主要部分，占比達(dá)45%～75%。電網(wǎng)制氫因電價過高，經(jīng)濟(jì)可行度較低，且我國以煤電為主的特點使電網(wǎng)制氫的碳排放強(qiáng)度大，單位質(zhì)量氫氣碳排放為天然氣制氫的3倍以上。可再生能源制氫成本約20元/kgH2，電的成本占總成本約60%，CAPEX占約34%。

除此之外，預(yù)計大規(guī)模的工業(yè)尾氣制氫的氫氣成本約為11.3元/kgH2，6000m3/h制氫規(guī)模的甲醇制氫，在甲醇價格為3元/kg的情況下的氫氣成本約21.3元/kgH2。整體而言，制氫成本的順序為：煤制氫＜工業(yè)尾氣制氫＜天然氣制氫＜可再生能源制氫＜甲醇制氫＜電網(wǎng)制氫。

3.2氫氣儲運成本

考慮運輸300km內(nèi)，不同氫氣儲運方式的成本對比如圖3所示。

圖3不同氫氣儲運方式的成本對比

300km以上運輸距離情況下，運輸成本排序為LOHC＜LH2＜?xì)錃夤艿溃脊苁嚒?/span>高壓氫氣管束的運輸成本較高，但技術(shù)成熟，操作靈活，適合近距離、小規(guī)模運輸。50km以內(nèi)，氫氣管道的運輸成本較低，但隨著輸送距離的增加需要更多的增壓站，使管道輸送成本迅速提高。LOHC和LH2成本最具優(yōu)勢，且適合于國際氫供應(yīng)鏈的跨洋船運，但上游和下游分別需要加氫、脫氫和液化、氣化設(shè)施，更適合長距離、大規(guī)模氫氣運輸。

3.3氫氣加注成本

500kgH2/d和1000kgH2/d的加氫站已經(jīng)成為目前已建和在建加氫站的主流規(guī)模。不含土地投資情況下，國內(nèi)加氫規(guī)模為500kg/d的加氫站的投資約1200萬～1500萬元，1000kgH2/d的加氫站投資約2000萬～2500萬元，其中設(shè)備及土建的投資占70%以上。在不考慮政府補(bǔ)貼的情況下，對應(yīng)的固定成本和變動成本（主要為運營成本）在500kg/d和1000kg/d的加氫站對應(yīng)的氫氣成本約為18.0元/kgH2和11.5元/kgH2，其中固定投資分別約為15.0元/kgH2和8.2元/kgH2，分別占比83%和71%。

加氫站加注壓力正在從35MPa向70MPa、甚至90MPa發(fā)展，不同壓力配置的投資和氫氣成本也不同，但可以明顯地看出，提高加氫站規(guī)模能明顯降低氫氣的加注成本。

3.4全產(chǎn)業(yè)鏈加氫槍出口氫氣總成本分析

典型燃料電池汽車每100km消耗1kgH2，與傳統(tǒng)汽油車對比，氫氣成本≤40元/kg時氫燃料具有較強(qiáng)競爭力，因此全產(chǎn)業(yè)鏈加氫槍出口氫氣總成本目標(biāo)為40元/kgH2。以下設(shè)想兩種組合情景對氫氣總成本進(jìn)行分析。

（1）情景一

表2情景一500kgH2/d加氫規(guī)模的加氫槍出口端氫氣總成本元/kgH2

表3情景一1000kgH2/d加氫規(guī)模的加氫槍出口端氫氣總成本元/kgH2

兩種規(guī)模下對于全產(chǎn)業(yè)鏈成本順序均為：煤制氫＜工業(yè)尾氣制氫＜天然氣制氫＜可再生能源制氫＜甲醇制氫＜電網(wǎng)制氫。僅有煤制氫在兩種加氫規(guī)模下成本都低于40元/kgH2；天然氣制氫稍高于工業(yè)尾氣制氫，當(dāng)加氫規(guī)模達(dá)1000kg/d時能夠低于40元/kgH2。

（2）情景二

情景一的估算以理想狀態(tài)運輸距離都為100km為前提，實際上我國用氫市場主要在沿海經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)城市區(qū)域，大規(guī)模的可再生能源制氫和煤制氫大多在西北地區(qū)，氫源和市場空間分布逆向。長距離輸送采用壓縮氫氣的管束車已經(jīng)不合適，應(yīng)優(yōu)先考慮液氫。而電網(wǎng)制氫、甲醇制氫和天然氣制氫可以考慮小型化、橇裝化的站內(nèi)制氫，能夠省去氫氣運輸環(huán)節(jié)，降低氫氣成本；工業(yè)尾氣制氫則可以優(yōu)先選擇距離加氫站較近的氫源點。

當(dāng)考慮電網(wǎng)制氫、甲醇制氫和天然氣制氫為站內(nèi)制氫；工業(yè)尾氣制氫運輸距離100km，采用20MPa管束車運輸；可再生能源制氫和煤制氫運輸距離為500km，采用液氫方式運輸；500kgH2/d和1000kgH2/d加注規(guī)模的加氫槍出口氫氣總成本見表4、表5。

表4情景二500kgH2/d加氫規(guī)模的加氫槍出口端氫氣總成本元/kgH2

表5情景二1000kgH2/d加氫規(guī)模的加氫槍出口端氫氣總成本元/kgH2

全產(chǎn)業(yè)鏈成本來看，站內(nèi)天然氣制氫＜煤制氫＜站內(nèi)甲醇制氫＜附近工業(yè)尾氣制氫＜可再生能源制氫＜站內(nèi)電網(wǎng)制氫。情景二更接近實際情況，運輸距離占?xì)錃饪偝杀镜?5%～37%，對總成本影響較大。站內(nèi)制氫具有明顯的成本優(yōu)勢，其中站內(nèi)天然氣制氫的成本最低。煤制氫和液氫運輸方式的結(jié)合，使煤制氫在運輸500km后，氫氣總成本依然能夠低于40元/kg；但若距離遠(yuǎn)于600km以上，成本將高于40元/kg，也將大幅高于站內(nèi)天然氣制氫；站內(nèi)電網(wǎng)制氫雖然省去了運輸費用，但由于電價高，氫氣總成本依然較高；對于大型的煤制氣，如果考慮CCS和CCUS，氫氣成本將更高。站內(nèi)天然氣制氫和甲醇制氫由于分散化和規(guī)模小，不適合做CCS和CCUS。

4、結(jié)論與建議

（1）制氫、儲運和加注全產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)共同降低氫氣成本

充足、穩(wěn)定且價格低于40元/kg的氫氣供應(yīng)，才能使我國氫能產(chǎn)業(yè)擺脫政府補(bǔ)貼，觸發(fā)市場活力的“原動力”，而這一目標(biāo)的實現(xiàn)需要從制氫、儲運和加注三個環(huán)節(jié)共同降低成本。努力方向可以包括氫源的多樣化和站內(nèi)就地化、國際氫供應(yīng)鏈、關(guān)鍵材料和核心部件國產(chǎn)化、新型儲運技術(shù)開發(fā)、加氫站與加油、加氣站合建等。

（2）天然氣制氫是滿足我國氫氣需求市場的重要渠道之一

雖然煤制氫的價格更低，但大規(guī)模煤制氣在能耗、水耗、環(huán)保等方面都非最優(yōu)解，不符合我國“控煤增氣”的能源轉(zhuǎn)型戰(zhàn)略，與發(fā)展氫能用于減排提效的初衷也相違背。在可再生能源未能有效降低成本之前相當(dāng)長一段時期內(nèi)，天然氣制氫有望在氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中發(fā)揮重要作用。天然氣制氫在碳排放、投資和能耗方面都優(yōu)于煤制氫，且依托已經(jīng)較為完善的天然氣基礎(chǔ)設(shè)施可以提升氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展輻射面，有效降低氫氣成本。可以說，氫能為增加天然氣消費、提高天然氣附加值提供了寶貴的戰(zhàn)略機(jī)遇。

（3）站內(nèi)天然氣制氫能大幅降低氫氣成本，是加氫站未來發(fā)展的趨勢之一

相比于大型天然氣制氫，站內(nèi)小型化、橇裝天然氣制氫移動方便，建造速度快，借助天然氣基礎(chǔ)設(shè)施可以在城市燃?xì)饧疤烊粴夤艿浪暗牡胤綄崿F(xiàn)快速、低價、連續(xù)的氫氣供應(yīng)，能夠省去昂貴的氫氣運輸環(huán)節(jié)，大幅降低氫氣成本，有利于氫能產(chǎn)業(yè)上下游的健康、長遠(yuǎn)發(fā)展。

站內(nèi)天然氣制氫是未來加氫站發(fā)展的趨勢之一。目前日本和美國的站內(nèi)天然氣制氫（包括液化石油氣（LPG）制氫）的加氫站（部分）見表6。

表6日本和美國部分正在運行的站內(nèi)重整制氫的加氫站

注：LPG制氫與天然氣制氫都是通過水蒸氣重整工藝，具有類似性。

以上加氫站足以證明站內(nèi)天然氣制氫的安全、可靠。站內(nèi)天然氣制氫規(guī)模約在100m3/h～500m3/h之間，用氣量不大，且通過錯峰可以實現(xiàn)在用氣低谷時制氫，不會與民生用氣競爭。但我國目前規(guī)范仍把小型橇裝天然氣制氫作為化工項目強(qiáng)制入化工園區(qū)，不能放入加氫站中；把氫氣作為?；范悄茉催M(jìn)行管理，限制了站內(nèi)天然氣制氫的發(fā)展，不利于氫能產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展。建議參考國外標(biāo)準(zhǔn)，借鑒實際項目運行經(jīng)驗，對不同規(guī)模的天然氣制氫項目進(jìn)行區(qū)分管理，開展站內(nèi)天然氣制氫的試點和示范。

編輯：陳丹  校對：楊東川  審核：楊東川

來源：《現(xiàn)代化工》，中海石油氣電集團(tuán)技術(shù)研發(fā)中心，單彤文，氫云鏈整理

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