中國儲能網(wǎng)訊：加氫站作為我國交通運輸領域氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的關鍵基礎設施迎來發(fā)展機遇期?！豆?jié)能與新能源汽車技術路線圖2.0》規(guī)劃，我國加氫站的建設目標是到2025年至少1000座、到2035年至少5000座。
當前，我國普遍采用“工廠氫＋氣態(tài)管車運輸＋加氫站”建站模式，面臨的關鍵問題是運營成本過高（40~50元/公斤）、缺乏市場競爭力。制氫加氫一體站模式不僅可以有效解決當前氫氣運營成本高的問題，而且可作為供氫母站拓寬氫氣來源，助力區(qū)域“1+X”加氫站快速布局，推動氫能產(chǎn)業(yè)市場化發(fā)展。
目前，采用天然氣、甲醇、氨分解和堿性水電解制氫技術的制氫加氫一體站運營成本分別為34.3~42.7元/公斤、33.2~44.1元/公斤、46.5~52.5元/公斤和40.7~57.5元/公斤，站內(nèi)天然氣和甲醇重整制氫技術的成本優(yōu)勢顯著，是現(xiàn)階段加氫站發(fā)展的重要方向。
然而，制氫加氫一體站的建設存在政策不統(tǒng)一、審批受限、缺少明確規(guī)范作為建站依據(jù)的問題，亟待政策松綁和規(guī)范出臺。同時，橇裝化小型站內(nèi)制氫成套設備是建設制氫加氫一體站的關鍵設備，我國需要從小型化、本質安全化和智能化三個方面加強對現(xiàn)有制氫技術的二次迭代開發(fā)。
加氫站建設快速布局，市場缺口巨大
在全球減碳和國內(nèi)“雙碳”背景下，氫能作為清潔能源已成為推動能源革命的重要抓手。作為打通交通運輸領域氫能應用的關鍵一公里，加氫站的布局受到各國廣泛關注。
公開數(shù)據(jù)顯示，截至2023年底，全球燃料電池汽車銷售規(guī)模達到81939輛，近7年年均增長率達到61.6%；全球加氫站數(shù)量達到921座，近7年年均增長率19.2%，車、站比為89∶1；我國燃料電池汽車銷售規(guī)模達到18371輛，占全球22.4%，近7年年均增長率達到61.7%；我國加氫站數(shù)量達到397座，占全球43.1%，位居第一，近6年年均增長率為78%，車、站比為46∶1。
我國燃料電池汽車的增長速度同全球相當，加氫站的增長速度明顯高于全球，實現(xiàn)了跨越式發(fā)展?！笆奈濉币詠?，在國家“雙碳”戰(zhàn)略和氫能產(chǎn)業(yè)規(guī)劃的推動下，各省相繼發(fā)布了氫能發(fā)展規(guī)劃，推廣以氫能公交車、環(huán)衛(wèi)車、重卡和冷藏車為主的燃料電池汽車。根據(jù)各省規(guī)劃的發(fā)展目標，2025年我國燃料電池汽車規(guī)模將達到10萬輛；按照車、站比100∶1計算，加氫站將達到1000座，市場缺口大，發(fā)展?jié)摿Υ蟆?
加氫站建站模式該何去何從？
從氫氣產(chǎn)、輸、用三個環(huán)節(jié)看，產(chǎn)業(yè)鏈分為三種模式，即工廠氫＋氣態(tài)管車運輸＋加氫站模式、工廠氫＋液態(tài)罐車運輸＋加氫站模式、制氫加氫一體站模式。
工廠氫＋氣態(tài)管車運輸＋加氫站模式，通常要求附近100公里內(nèi)有工業(yè)氫源，將工廠氫純化后利用20兆帕的氫氣管車運輸至加氫站高壓氫儲罐中，而后進一步增壓至加氫機工作壓力（35兆帕/70兆帕），為燃料電池汽車供氫。
工廠氫＋液態(tài)罐車運輸＋加氫站模式，工廠氫經(jīng)純化后冷卻至零下253攝氏度液化，而后通過液氫罐車運送至加氫站，經(jīng)蒸發(fā)器氣化加壓后送至加氫機。
制氫加氫一體站模式，需在加氫站內(nèi)建設一套小型站內(nèi)制氫裝置，可有效規(guī)避氫氣運輸風險、降低儲運成本，在滿足加氫站需求的同時可作為氫氣母站供應氫氣，助力區(qū)域形成“1+X”加氫站格局。
工廠氫＋氣態(tài)管車運輸＋加氫站模式是國內(nèi)目前最常用的加氫站建站方式，建站速度快、技術難度低，適用于氫源距離較近（100公里以內(nèi)）的應用場景。
加氫站運行成本主要由制氫、儲運和加注成本三部分組成。
在制氫環(huán)節(jié)，當前氫氣的主要來源是煤制氫、天然氣制氫、甲醇制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫等成熟的工業(yè)制氫技術，少量來源于電解水制氫?？紤]到生產(chǎn)裝置的折舊、利潤、稅金等影響，氫氣的實際起運價格為15～25 元/公斤，降本難度大。
在氫氣儲運環(huán)節(jié)，我國普遍采用20兆帕高壓氣態(tài)管車運輸，全車自重約34噸，1次充裝可裝載380～410公斤氫氣，按照卸載率72%計算，每次僅可運氫274～300公斤，有效運載率不足1%。高壓氣態(tài)管車的運氫成本對運輸距離十分敏感，運輸距離為100公里時，運氫成本8.7元/公斤；運輸距離為200公里時，成本增至19元/公斤。
在氫氣加注環(huán)節(jié)，我國主流加氫站規(guī)模為500公斤/日和1000公斤/日，由于加氫站使用的高壓壓縮機、加氫槍、管閥件等關鍵設備依賴進口，技術儲備不足，導致建站成本遠高于普通加油站。氫氣加注成本基本保持在15元/公斤左右。氫氣制取、儲運和加注成本疊加導致加氫站運營成本為40～50 元/公斤，考慮實際運營的土地、財務費用及合理的利潤，我國加氫站氫氣的實際銷售價格（不考慮補貼）普遍超過60元/公斤，用氫成本高，缺乏市場競爭力。因此，如何有效降低加氫站的運營成本是未來氫能在交通運輸領域市場化運營中亟須解決的關鍵問題。
針對當前加氫站運營難題，業(yè)內(nèi)提出了兩種不同的建站模式：工廠氫＋液態(tài)罐車運輸＋加氫站、制氫加氫一體站。
前者采用罐車運輸液氫，較氣態(tài)罐車的運載效率提高了10倍，但氫氣的液化技術難度高，理論上液化1公斤氫氣需要耗電4千瓦時，而實際耗電為理論值的3～4倍。氫氣液化所消耗的能量在氫氣總熱值的30%以上，儲運過程中還面臨液氫蒸發(fā)損失問題，能效計算不合理。同時，液氫儲運對材料的絕熱性要求高，導致設備投資進一步加大。因此，盡管液氫儲運在運載效率上優(yōu)于高壓氣態(tài)罐車儲運，但加上液化成本后運輸成本仍高于12元/公斤，考慮到我國液氫技術發(fā)展水平，該模式對于現(xiàn)階段降低加氫站運營成本并無優(yōu)勢。制氫加氫一體站模式可將運輸“氫氣”變?yōu)檫\輸“天然氣或甲醇”等大宗化學品，可有效解決氫氣運輸風險高、成本高的問題，是一種切實可行的降低加氫站運營成本的建站模式。
市場化競爭的選擇——制氫加氫一體站模式
國內(nèi)外適用于制氫加氫一體站的制氫技術主要包括：天然氣重整、甲醇重整、電解水制氫和氨分解制氫，這些技術目前均處于試點階段。
從技術層面來看，天然氣、甲醇、電解水和氨分解制氫技術均為工業(yè)上成熟的制氫技術，不存在明顯的技術難點。然而，為了滿足制氫加氫一體站在礦山、港口、城鎮(zhèn)周邊，甚至城市中心布點的需求，必須對站內(nèi)制氫技術在橇裝化、集成化、智能化、本質安全和節(jié)能降耗等方面進行二次開發(fā)。國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《能源技術革命創(chuàng)新行動計劃（2016~2030年）》明確提出，到2030年實現(xiàn)加氫站現(xiàn)場制氫，包括天然氣、氨氣、甲醇、液態(tài)烴類等制氫，形成標準化的加氫站現(xiàn)場制氫模式并示范應用。截至2023年底，我國已建成21座制氫加氫一體站，其中采用天然氣/沼氣、甲醇、氨分解和電解水制氫技術的示范站分別有5座、2座、2座和16座（部分為合建站）。
結合各站站內(nèi)制氫技術的特點和運行情況，當天然氣、甲醇、液氨和用電的價格分別為2.0~3.5元/立方米、2000~3000元/噸，3000~4000元/噸和0.3~0.6元/千瓦時的時候，站內(nèi)制氫裝置滿負荷（1000公斤/日）生產(chǎn)條件下，采用天然氣、甲醇、氨分解和電解水制氫技術的制氫加氫一體站的運營成本分別為34.3~42.7元/公斤、33.2~44.1元/公斤、46.5~52.5元/公斤和40.7~57.5元/公斤。
對于站內(nèi)氨分解制氫而言，由于上游液氨成本高、氨分解制氫過程電耗高，經(jīng)濟性欠佳。站內(nèi)電解水制氫技術的成本主要受限于電價，正常生產(chǎn)1公斤氫氣耗電55~65千瓦時。我國大工業(yè)用電電價約0.6元/千瓦時，低谷電價約0.4元/千瓦時，對應加氫站運營成本為57.5元/公斤和46.3元/公斤。雖然大規(guī)模風/光電離網(wǎng)電價已降為0.2~0.3元/千瓦時，但受自然條件的限制，東部氫能消費市場的風能和光能資源有限，風/光電的發(fā)電時長均普遍不足2000小時/年。未來若僅采用離散式的風/光電制氫，勢必存在電解水制氫裝置開工率極低的問題，進而導致實際制氫成本遠高于正常測算值。相較而言，采用天然氣和甲醇制氫技術的制氫加氫一體站運營成本優(yōu)勢顯著，原料來源廣泛易得，發(fā)展?jié)摿薮蟆?
發(fā)展氫能技術的初衷是為了減少溫室氣體排放，隨著未來綠電成本大幅下降，電解水制氫技術仍是未來制氫技術的重要發(fā)展方向。然而，在當前的氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展階段，加氫站運營成本控制迫在眉睫。因此，采用天然氣和甲醇制氫技術的制氫加氫一體站具有更廣闊的發(fā)展前景。隨著未來綠電成本大幅壓減，通過耦合遠端（富光/風電區(qū)域）綠電生產(chǎn)綠色甲烷和綠色甲醇，再在東部消費市場用于制氫，便可實現(xiàn)碳資源的循環(huán)，符合碳中和要求。
制氫加氫一體站面臨的問題及對策
制氫加氫一體站面臨的問題主要有國家政策和工藝技術開發(fā)兩個方面。
政策層面，根據(jù)國家相關政策要求，新建化工項目及危險化學品生產(chǎn)項目必須全部進入合規(guī)設立的化工園區(qū)。我國制氫加氫一體站尚屬于化工項目范疇，而應用場景主要分布在礦山、港口、城市周邊，不符合國家對現(xiàn)行化工項目的有關政策規(guī)定，項目審批困難，使得制氫加氫一體站建設面臨巨大挑戰(zhàn)。
我國加氫站在建設過程中主要參考的技術標準和規(guī)范有GB50156-2021《汽車加油加氣加氫站技術標準》、GB50516-2010《加氫站技術規(guī)范》（2021年版）、GB50177-2005《氫氣站設計規(guī)范》和GB/T34584-2017《加氫站安全技術規(guī)范》等。各技術標準和規(guī)范對加氫站建設過程中涉及的現(xiàn)場平面布置、涉氫設備和管道材質、安全環(huán)保等技術細節(jié)作出了限定，基本可滿足外供氫加氫站的建站需求。然而，制氫加氫一體站建設尚無明確規(guī)范作為依據(jù)，特別是對站內(nèi)制氫裝置的技術要求，如設備尺寸、供熱方式、有無明火、安全距離等，亟待規(guī)范。
在工藝技術開發(fā)方面，受應用場景限制，加氫站周圍環(huán)境較復雜，建設用地緊張。業(yè)界普遍認為將加氫站與傳統(tǒng)加油站、加氣站和充電站耦合，是加快加氫站布局和建設的重要手段。為滿足未來加氫站的建設需求，集成度高、布局方便、占地面積小、土建施工少、安裝快捷、建站速度快的橇裝化站內(nèi)制氫技術優(yōu)勢顯著，是未來加氫站建設的發(fā)展趨勢。盡管天然氣制氫和甲醇制氫技術在工業(yè)上已十分成熟，但針對加氫站應用場景的站內(nèi)制氫技術在橇裝化、集成化、智能化、本質安全和節(jié)能降耗等方面仍需進行二次開發(fā)，而我國目前尚處于開發(fā)、示范應用階段。
制氫加氫一體站具有明顯的成本優(yōu)勢，是未來加氫站布局和建設的重要發(fā)展方向。針對制氫加氫一體站審批難的現(xiàn)狀，國家發(fā)展改革委、國家能源局、上海市、廣東省、遼寧省、新疆維吾爾自治區(qū)、山東省、安徽省、河北省、四川省、唐山市和武漢市等相繼出臺了推動制氫加氫一體站建設的政策，將氫氣從“化工”屬性逐漸轉變?yōu)椤澳茉础睂傩裕酝黄啤拔ｋU化學品生產(chǎn)項目進入化工園區(qū)”的限制。
在標準建設方面，2023年迎來了破局之年。2023年1月，遼寧省大連市發(fā)布實施了我國首個地方標準《制氫加氫一體站技術規(guī)范》，并在大連自貿(mào)區(qū)建成了國內(nèi)首座站內(nèi)甲醇制氫加氫一體站；同年3月，廣東省發(fā)布《制氫加氫一體站安全技術規(guī)范》（報批稿），并在佛山投用了國內(nèi)首座集天然氣重整制氫和電解水制氫于一體的制氫加氫一體站；同年12月，新疆哈密市發(fā)布實施《制氫加氫一體站技術規(guī)范》地方標準，并于當年開工建設首座甲醇制氫加氫一體站。2024年2月，中國石化牽頭發(fā)布了國內(nèi)首個針對制氫加氫一體站的團體標準《制氫加氫一體站技術指南》。上述標準的實施和制氫加氫一體站示范項目的建設正當時。未來應努力推動制氫加氫一體站政策的進一步松綁，加快制定適用于一體站的國家標準，為一體站項目的審批、設計、建設、驗收和運營筑牢政策基礎，從而加快制氫加氫一體站項目的布局和落地。
針對站內(nèi)制氫技術的二次開發(fā)問題，結合國內(nèi)外制氫加氫一體站的建設和技術開發(fā)經(jīng)驗，橇裝化小型站內(nèi)制氫技術應當從小型化、本質安全化和系統(tǒng)智能化三個方面進行開發(fā)。首先，通過高空速催化材料的開發(fā)，結合過程強化技術，優(yōu)化反應器結構，強化傳熱和傳質，實現(xiàn)能量和物流的優(yōu)化匹配，實現(xiàn)裝置的小型化；其次，為了適應加氫站周圍復雜的環(huán)境及安全因素，應盡可能減少系統(tǒng)對公用工程的依賴，提升工藝流程的本質安全水平；最后，為適應加氫站的運營需求，站內(nèi)橇裝化制氫裝置應具有智能化控制系統(tǒng)，具備“一鍵開停車”“自動負荷調(diào)整”和“熱備-開工-停工模式智能切換”等功能，實現(xiàn)“傻瓜”式運行，杜絕用戶現(xiàn)場操作行為，確保加氫站安全穩(wěn)定運行。
