制氫、儲運和加注全產(chǎn)業(yè)鏈氫氣成本分析

單彤文，宋鵬飛，李又武，侯建國，王秀林，張 丹

（中海石油氣電集團(tuán)技術(shù)研發(fā)中心，北京 100007）

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。 氫氣的利用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[1-5]。

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

近年全球燃料電池汽車（FCV）和加氫站的發(fā)展迅速，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[1-2]。

圖1 2010∽2018年全球燃料電池汽車數(shù)量（輛） 圖

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的保有量小和加氫基礎(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氫能源的成本和經(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的每百千米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)，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)，見圖3。

圖3 制氫、儲運與利用全產(chǎn)業(yè)技術(shù)鏈

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（詳見圖3）。 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)品能耗和碳排放約為煤制氫的50%。 國外主流的制氫方式也是天然氣制氫，全球目前正在運行的炭氣化廠，大多數(shù)集中在中國[3]。

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，能使碳排放量能夠減少90%以上， 但資本性支出（CAPEX）和運營成本（OPEX）將各會增加約50%，使最終制氫成本增加約33%[3]。 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/a。

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，但目前電耗高達(dá)4.5～5kWh/m3， 且生產(chǎn)1kg H2需耗水約9L，約是天然氣制氫水耗的2倍。 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)馳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[4-11]。

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)量僅約200～300kg， 且回空壓力不能過低使整體利用率僅約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的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4000kg氫，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，尤其是在交通領(lǐng)域的應(yīng)用是目前氫能產(chǎn)業(yè)利用端發(fā)展的重點。

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見圖4。

如圖4所示，煤制氫成本最低，約8～10元/kg，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/kg，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)量氫氣碳排放約比天然氣制氫的3倍以上。 可再生能源制氫成本約20元/kg， 電的成本占總成本約60%，CAPEX占約34%[12-21]。

圖4 我國不同制氫方式的成本分析

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/kg，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/kg。 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見圖5[22-25]。

圖5 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?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，是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

500kg/d和1000kg/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1200～1500萬 元，1000kg/d 的加氫站投資約2000～2500萬元，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，對應(yīng)的固定成本和變動成本（主要為運營成本）預(yù)計見圖6[26-30]。

圖6 加氫站投資構(gòu)成及加注成本構(gòu)成

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，但可以明顯看出的是，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

以典型燃料電池汽車每百千米消耗1kg氫與傳統(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/kg。以下設(shè)想兩種組合情景對氫氣總成本進(jìn)行分析。

3.4.1 情景一

考慮不同制氫來源， 以20MPa氫氣管束車運輸100km，500kg/d和1000kg/d加注規(guī)模的加氫槍出口氫氣總成本見圖7。

圖7 情景一500kg/d加氫規(guī)模（左）和1000kg/d加氫規(guī)模（右）的加氫槍出口端氫氣總成本

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/kg；天然氣制氫稍高于工業(yè)尾氣制氫，當(dāng)加氫規(guī)模1000kg/d時能夠低于40元/kg。

3.4.2 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300km，采用液氫方式運輸；500kg/d和1000kg/d加注規(guī)模的加氫槍出口氫氣總成本見圖8。

圖8 情景二500kg/d加氫規(guī)模（左）和1000kg/d加氫規(guī)模（右）的加氫槍出口端氫氣總成本

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。 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300km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；對于大型的煤制氫，如果考慮CCS和CCUS，氫氣成本將更高。

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2。

站內(nèi)天然氣制氫規(guī)模約在100～500m3/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。

表2 日本和美國正在運行的站內(nèi)重整制氫的加氫站（部分）

4 結(jié)語與建議

（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。

（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。

（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。 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。