得益于燃料電池成本的快速下降和整個(gè)產(chǎn)業(yè)鏈上下游技術(shù)的迅速發(fā)展，氫能在全球掀起了發(fā)展熱潮。交通能源電動(dòng)化替代汽柴油已成為世界各國(guó)交通發(fā)展的大趨勢(shì)，推動(dòng)化石能源向清潔、低碳能源轉(zhuǎn)型。完整的氫能產(chǎn)業(yè)鏈包括制氫、儲(chǔ)運(yùn)、利用，還包括燃料電池和燃料電池汽車等，鏈條長(zhǎng)且復(fù)雜，被稱為“亞馬遜叢林”式的產(chǎn)業(yè)生態(tài)鏈（見圖1）。

 圖1 氫能產(chǎn)業(yè)鏈上下游示意

在制氫端，長(zhǎng)期來(lái)看綠色、零碳排放的可再生能源電解水制氫是未來(lái)發(fā)展的趨勢(shì)，但由于技術(shù)和成本因素，在相當(dāng)長(zhǎng)一段時(shí)期內(nèi)，大宗氫源依然需要依賴化石能源。大規(guī)模制氫主要是煤制氫和天然氣制氫。天然氣制氫在環(huán)保、效率、能耗、投資、碳排放等方面相比煤制氫有明顯優(yōu)勢(shì)，基于目前已經(jīng)完善的天然氣產(chǎn)業(yè)和基礎(chǔ)設(shè)施，能為氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展提供穩(wěn)定、充足、低價(jià)和低碳的氫源。

1 LNG產(chǎn)業(yè)鏈與氫能產(chǎn)業(yè)的融合模式

1.1  LNG產(chǎn)業(yè)鏈組成

2018年，我國(guó)天然氣消費(fèi)量約2830億m3，占一次能源消費(fèi)量的7.43%，其中進(jìn)口LNG約735億m3，占天然氣消費(fèi)量的25.98%（見圖2）。可以預(yù)期LNG將在我國(guó)天然氣供應(yīng)中占比越來(lái)越大，為我國(guó)清潔能源供應(yīng)和環(huán)境保護(hù)做出更大的貢獻(xiàn)。

圖2 2018年我國(guó)一次能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)組成及天然氣消費(fèi)構(gòu)成

LNG產(chǎn)業(yè)經(jīng)過(guò)多年發(fā)展已經(jīng)形成完整、成熟的產(chǎn)業(yè)鏈條，包括天然氣開采、凈化、液化、LNG跨洋運(yùn)輸，LNG的接收、儲(chǔ)存和氣化，天然氣長(zhǎng)輸、配送和利用等。氫能的快速發(fā)展為L(zhǎng)NG產(chǎn)業(yè)提供了寶貴的延伸產(chǎn)業(yè)鏈、擴(kuò)展價(jià)值鏈、提高天然氣附加值的戰(zhàn)略機(jī)遇。氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期，如果能夠利用LNG接收站、管道、加注站、燃?xì)獍l(fā)電等LNG產(chǎn)業(yè)上下游的基礎(chǔ)設(shè)施，如開展靈活的天然氣制氫、天然氣管道摻氫、LNG-H2混合加注、摻氫燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電、天然氣分布式與氫氣分布式發(fā)電等，將有利于實(shí)現(xiàn)氫能新產(chǎn)業(yè)與傳統(tǒng)能源產(chǎn)業(yè)的融合、協(xié)同發(fā)展，降低氫能制、儲(chǔ)、運(yùn)、用各環(huán)節(jié)的成本，加快產(chǎn)業(yè)發(fā)展的速度和質(zhì)量。

1.2  LNG產(chǎn)業(yè)鏈與氫能產(chǎn)業(yè)的融合模式

按照氫氣來(lái)源和運(yùn)輸場(chǎng)景的不同，LNG產(chǎn)業(yè)與氫能產(chǎn)業(yè)融合發(fā)展的可能路徑（見圖3）主要有以下三種：

路徑一：在接收站附近或管道所及的用氫城市群地區(qū)開展天然氣制氫，發(fā)展氫氣在工業(yè)、交通加注、燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電和分布式發(fā)電方面的應(yīng)用。此路徑下的天然氣制氫適合于大、中規(guī)模。考慮到氫氣運(yùn)輸成本較高，優(yōu)先選址在城市周邊有利于降低氫氣成本。

路徑二：直接在天然氣資源國(guó)獲得低價(jià)、大宗的氫資源，通過(guò)液氫或有機(jī)物氫載體（LOHC）跨洋運(yùn)輸至國(guó)內(nèi)，再開展后續(xù)的氫氣利用。此路徑即為國(guó)際氫供應(yīng)鏈，利用不同國(guó)家、地區(qū)的制氫資源稟賦和生產(chǎn)成本的差異，有望形成新的類似于LNG的國(guó)際能源貿(mào)易新品類。LOHC的競(jìng)爭(zhēng)力在于適用于大規(guī)模氫氣儲(chǔ)運(yùn)，集中式的LOHC處理相比分散式成本更低。因此，可以考慮先把LOHC運(yùn)輸至城市周邊，集中轉(zhuǎn)化釋放氫氣后，再通過(guò)氫氣管道或氫氣管束車運(yùn)輸至加氫站的方式。而液氫則可以通過(guò)槽車直達(dá)加氫站，在加氫站內(nèi)氣化。

路徑三：在加氫站內(nèi)開展小型的天然氣制氫。站內(nèi)小型的天然氣制氫能夠?qū)崿F(xiàn)橇裝化、模塊化，運(yùn)輸靈活、建造速度快，能夠省去昂貴的氫氣運(yùn)輸環(huán)節(jié)，顯著降低氫氣成本。站內(nèi)天然氣制氫是未來(lái)加氫站發(fā)展的重要趨勢(shì)之一。

圖3 LNG產(chǎn)業(yè)鏈與氫能產(chǎn)業(yè)融合發(fā)展路徑

基于LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展氫能的以上三種路徑，采用天然氣制氫為加氫站供應(yīng)氫氣資源，可能的組合模式可以有很多，但在考慮實(shí)際應(yīng)用場(chǎng)景后，甄選出最貼近實(shí)際、最可能實(shí)施的以下六種模式（見表1）。

表1 LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展天然氣制氫為加氫站供氫的不同模式

2 不同天然氣制氫模式的終端氫氣成本分析

2.1 三種路徑的制氫成本分析

三種發(fā)展路徑對(duì)應(yīng)了三種氫氣來(lái)源方式，其中路徑一對(duì)應(yīng)大、中規(guī)模的天然氣制氫；路徑二為以液氫或LOHC進(jìn)口的氫氣，對(duì)應(yīng)成本為包含了海外制氫、跨洋運(yùn)輸和進(jìn)口、出口終端的成本；路徑三為站內(nèi)小型天然氣制氫，相比大、中規(guī)模的天然氣制氫價(jià)格稍貴。對(duì)比工業(yè)副產(chǎn)氫的制氫，幾種路徑的氫氣成本如圖4。

圖4 不同路徑的制氫成本

從制氫成本來(lái)看，目前包含進(jìn)出口的終端和遠(yuǎn)洋運(yùn)輸費(fèi)用的國(guó)際氫，供應(yīng)氫氣成本已經(jīng)高于40元/kgH2，無(wú)經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)。且從圖4中可以看出，氫氣的液化成本較高，進(jìn)口液氫的成本比進(jìn)口LOHC還要高出約51%。但未來(lái)隨著國(guó)際氫供應(yīng)鏈和氫氣貿(mào)易的成熟，以及運(yùn)輸規(guī)模的增加，國(guó)際氫供應(yīng)的價(jià)格有較大的下降空間。

站內(nèi)天然氣制氫價(jià)格比大、中規(guī)模天然氣制氫成本高約45%，比工業(yè)副產(chǎn)氫氣成本高約59%，但省去了氫氣運(yùn)輸環(huán)節(jié)。

2.2 不同模式的運(yùn)輸距離假設(shè)及對(duì)應(yīng)的運(yùn)輸成本分析

不同模式的運(yùn)輸方式和運(yùn)輸距離見表2?？紤]到城市周邊的大、中型天然氣制氫的輻射距離，假設(shè)運(yùn)輸為50km。進(jìn)口氫氣需要在沿海建設(shè)接收終端，距離用氫市場(chǎng)相對(duì)遠(yuǎn)，假設(shè)運(yùn)輸為200km。氫氣管束車選擇目前最為普遍的類型，壓力為20MPa。LOHC罐箱的鐵路運(yùn)輸參考目前LNG罐箱鐵路運(yùn)輸?shù)膬r(jià)格，已包含裝卸、堆場(chǎng)、集中轉(zhuǎn)化等環(huán)節(jié)。不同模式的運(yùn)輸成本見圖5。

表2 不同模式假設(shè)運(yùn)輸距離

圖5 不同模式假設(shè)距離下的運(yùn)輸成本（a）和不同運(yùn)輸方式百千米運(yùn)輸距離的成本（b）

近距離城市區(qū)域的氫氣運(yùn)輸主要是管束車運(yùn)輸和管道輸送。管道輸送的成本相比管束車方式低約64%。但管理部門和公眾對(duì)氫氣管道的泄露風(fēng)險(xiǎn)和安全性擔(dān)憂高于天然氣管道，在路由選擇上的難度更大。液氫和LOHC更適合遠(yuǎn)距離運(yùn)輸，百千米運(yùn)輸成本相比壓縮氫氣有明顯優(yōu)勢(shì)。LOHC需要再轉(zhuǎn)化過(guò)程，會(huì)增加相應(yīng)的成本。集中轉(zhuǎn)化環(huán)節(jié)約占模式四運(yùn)輸成本的40%、模式五運(yùn)輸成本的60%。從百千米的運(yùn)輸成本來(lái)看，管束車方式最高，液氫槽車方式最低。

2.3 加氫站環(huán)節(jié)成本分析

在產(chǎn)業(yè)和補(bǔ)貼政策的引導(dǎo)下，目前國(guó)內(nèi)加氫站規(guī)模朝著500kg/d和1000kg/d甚至更大規(guī)模發(fā)展。國(guó)內(nèi)加氫規(guī)模為500kg/d的加氫站的投資約1200～1500萬(wàn)元，1000kg/d的加氫站投資約2000～2500萬(wàn)元，其中設(shè)備及土建的投資占約70%以上。在不考慮政府補(bǔ)貼的情況下，對(duì)應(yīng)的固定成本和變動(dòng)成本（主要為運(yùn)營(yíng)成本）預(yù)計(jì)如圖6。

圖6 500kg/d和1000kg/d加氫站環(huán)節(jié)氫氣成本預(yù)計(jì)

可以看出，從每千克氫氣成本上看，500kg/d加氫站的固定成本占加注環(huán)節(jié)成本的80%以上，如果規(guī)模擴(kuò)大至1000kg/d，能使固定成本占比下降至74%。

2.4 不同天然氣制氫模式的終端氫氣成本分析

考慮以上適合于LNG產(chǎn)業(yè)的不同模式的天然氣制氫、儲(chǔ)運(yùn)和加注各環(huán)節(jié)的成本，至加氫槍出口終端的氫氣成本分析見圖7。對(duì)比城市周邊的工業(yè)副產(chǎn)氫，假設(shè)運(yùn)輸距離也為50km，采用20MPa的氫氣管束車運(yùn)輸。

可以看出對(duì)于兩種不同規(guī)模的加氫站，模式一、模式二、模式六和副產(chǎn)氫模式都能使終端氫氣成本低于40元/kg，尤其是模式二在貼近用氫市場(chǎng)的城市周邊開展大、中規(guī)模天然氣制氫，通過(guò)氫氣專輸管道配送至加氫站的模式的氫氣成本最低。模式一相比模式二，成本主要高在氫氣運(yùn)輸環(huán)節(jié)，氫氣管束車運(yùn)輸方式成本占總成本的22%～26%。管束車運(yùn)輸相比氫氣專輸管道在城市地區(qū)的可行度更高、實(shí)施難度更小，因此模式一是未來(lái)LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展制氫和氫氣加注產(chǎn)業(yè)的重要方向之一。模式六站內(nèi)小型天然氣制氫由于省去氫氣運(yùn)輸環(huán)節(jié)，氫氣成本有望低于副產(chǎn)氫模式。副產(chǎn)氫模式雖然制氫成本低于站內(nèi)小型天然氣制氫約17%，但在運(yùn)輸環(huán)節(jié)增加了23%的成本，使其總成本略高于模式六。

圖7不同天然氣制氫模式下對(duì)于500kg/d加氫站（a）和1000kg/d加氫站（b）終端氫氣成本

進(jìn)口氫氣的總成本目前仍大幅高于國(guó)內(nèi)天然氣制氫，尤其是以液氫為跨洋運(yùn)輸方式的模式，這是由于氫氣的液化成本較高，產(chǎn)業(yè)鏈越長(zhǎng)、轉(zhuǎn)化環(huán)節(jié)越多，使終端成本越高。對(duì)于采用LOHC的進(jìn)口氫氣模式，雖然相比液氫成本低，但由于轉(zhuǎn)化過(guò)程的能耗高、費(fèi)用高，使整體的成本偏高。但國(guó)際氫供應(yīng)鏈能夠?qū)崿F(xiàn)大規(guī)模的氫氣資源跨洋運(yùn)輸和貿(mào)易，日本、澳大利亞等國(guó)已在探索氫氣的國(guó)際貿(mào)易模式，未來(lái)一旦氫氣發(fā)展為大宗能源貿(mào)易品類，各環(huán)節(jié)的成本有望大幅降低。比如，借鑒LNG罐箱運(yùn)輸?shù)慕?jīng)驗(yàn)，國(guó)際氫供應(yīng)鏈配合液氫或LOHC的罐箱聯(lián)運(yùn)，有望進(jìn)一步降低大宗氫氣的運(yùn)輸成本，使模式五運(yùn)輸環(huán)節(jié)的成本比模式四低約35%。IEA預(yù)計(jì)到2030年，日本從澳大利亞進(jìn)口的可再生能源電解水制氫，通過(guò)LOHC運(yùn)輸至國(guó)內(nèi)的氫氣成本將降至約37.8元/kg，比日本國(guó)內(nèi)氫氣生產(chǎn)成本低約15%。

3 結(jié)論與建議

天然氣制氫是國(guó)外獲取氫源的主要方式，我國(guó)受限于資源稟賦而現(xiàn)階段以煤制氫為主。但發(fā)展氫能為了降低污染、減少碳排放的初衷決定了我國(guó)未來(lái)氫能發(fā)展也會(huì)逐漸向國(guó)際主流模式靠攏，即以天然氣制氫為主的低碳制氫方式逐漸過(guò)渡到以可再生能源制氫的零碳制氫方式。LNG將在我國(guó)天然氣供應(yīng)中占據(jù)越來(lái)越重要的地位，未來(lái)從“藍(lán)氫”到“綠氫”的轉(zhuǎn)變也將離不開LNG產(chǎn)業(yè)的深度參與。

站在LNG行業(yè)發(fā)展氫能的角度，結(jié)合實(shí)際情況設(shè)想了三種路徑和六種可能的發(fā)展模式。評(píng)判這些模式的經(jīng)濟(jì)性不能僅從制氫或加注某一個(gè)環(huán)節(jié)，應(yīng)從全產(chǎn)業(yè)鏈看最終加氫槍出口終端的氫氣成本。綜合以上分析，對(duì)LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展氫能有以下初步的結(jié)論和建議：

（1）從天然氣制氫、儲(chǔ)運(yùn)和加注三個(gè)環(huán)節(jié)的全局來(lái)看，LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展氫能在終端氫氣成本上能夠與副產(chǎn)氫模式競(jìng)爭(zhēng)，在成本上具備一定競(jìng)爭(zhēng)力。

（2）在貼近用氫市場(chǎng)的城市周邊發(fā)展大、中規(guī)模的天然氣制氫，以及在加氫站內(nèi)開展小型天然氣制氫是LNG產(chǎn)業(yè)融合發(fā)展氫能的重要方向。

（3）雖然目前國(guó)際氫供應(yīng)鏈成本尚高，但未來(lái)成本降低潛力巨大，有望形成新的國(guó)際大宗能源商品。建議積極探索與LNG產(chǎn)業(yè)鏈類似和平行的國(guó)際氫供應(yīng)鏈，發(fā)展進(jìn)口LNG為主，進(jìn)口氫氣為輔的多品種清潔能源貿(mào)易模式。

（4）國(guó)際氫供應(yīng)鏈中的跨洋大宗運(yùn)輸技術(shù)中，LOHC技術(shù)相比液氫更具成本優(yōu)勢(shì)，且由于常溫、常壓、穩(wěn)定性高，到達(dá)目的國(guó)后可以采用罐箱和鐵路運(yùn)輸，使運(yùn)輸成本更低，經(jīng)濟(jì)輻射距離更遠(yuǎn)。但目前LOHC技術(shù)依然不夠成熟，轉(zhuǎn)化過(guò)程的能耗還比較高，建議加大技術(shù)研發(fā)，降低轉(zhuǎn)化環(huán)節(jié)費(fèi)用。

（5）大、中規(guī)模的天然氣制氫配合二氧化碳捕集、利用與封存（CCUS）能大幅降低溫室氣體排放。建議關(guān)注氫能上下游在碳減排方面的貢獻(xiàn)，通過(guò)碳交易機(jī)制進(jìn)一步降低氫氣成本，體現(xiàn)氫能的環(huán)保價(jià)值。

編輯：陳丹  校對(duì)：楊東川  審核：楊東川

來(lái)源：《天然氣化工》，中海油技術(shù)中心，單彤文，氫云鏈整理

注：文章為作者獨(dú)立觀點(diǎn)，不代表氫云鏈立場(chǎng)。如因作品內(nèi)容、版權(quán)等存在問(wèn)題，請(qǐng)與聯(lián)系氫云鏈小編處理（微信號(hào)：chencjn168）。

▼

歡迎加入氫云鏈交流群