中國儲能網(wǎng)訊：加氫站作為我國交通運輸領(lǐng)域氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的關(guān)鍵基礎(chǔ)設(shè)施迎來發(fā)展機遇期?！豆?jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖2.0》規(guī)劃，我國加氫站的建設(shè)目標(biāo)是到2025年至少1000座、到2035年至少5000座。
當(dāng)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(guān)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(dāng)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(shù)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(shù)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(shè)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(shè)備是建設(shè)制氫加氫一體站的關(guān)鍵設(shè)備，我國需要從小型化、本質(zhì)安全化和智能化三個方面加強對現(xiàn)有制氫技術(shù)的二次迭代開發(fā)。
加氫站建設(shè)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(lǐng)域氫能應(yīng)用的關(guān)鍵一公里，加氫站的布局受到各國廣泛關(guān)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(dá)到81939輛，近7年年均增長率達(dá)到61.6%；全球加氫站數(shù)量達(dá)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(dá)到18371輛，占全球22.4%，近7年年均增長率達(dá)到61.7%；我國加氫站數(shù)量達(dá)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(dāng)，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(biāo)，2025年我國燃料電池汽車規(guī)模將達(dá)到10萬輛；按照車、站比100∶1計算，加氫站將達(dá)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(shè)一套小型站內(nèi)制氫裝置，可有效規(guī)避氫氣運輸風(fēng)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(yīng)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(shù)難度低，適用于氫源距離較近（100公里以內(nèi)）的應(yīng)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(dāng)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(shù)，少量來源于電解水制氫。考慮到生產(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(guān)鍵設(shè)備依賴進口，技術(shù)儲備不足，導(dǎo)致建站成本遠(yuǎn)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(dǎo)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(wù)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(lǐng)域市場化運營中亟須解決的關(guān)鍵問題。
針對當(dāng)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(shù)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(dǎo)致設(shè)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(shù)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(xué)品，可有效解決氫氣運輸風(fēng)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(shù)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(shù)目前均處于試點階段。
從技術(shù)層面來看，天然氣、甲醇、電解水和氨分解制氫技術(shù)均為工業(yè)上成熟的制氫技術(shù)，不存在明顯的技術(shù)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(shù)在橇裝化、集成化、智能化、本質(zhì)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(shù)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(biāo)準(zhǔn)化的加氫站現(xiàn)場制氫模式并示范應(yīng)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(shù)的示范站分別有5座、2座、2座和16座（部分為合建站）。
結(jié)合各站站內(nèi)制氫技術(shù)的特點和運行情況，當(dāng)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(fù)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(shù)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(shù)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(yīng)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(fēng)/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(fēng)能和光能資源有限，風(fēng)/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(fēng)/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(dǎo)致實際制氫成本遠(yuǎn)高于正常測算值。相較而言，采用天然氣和甲醇制氫技術(shù)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(shù)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(shù)仍是未來制氫技術(shù)的重要發(fā)展方向。然而，在當(dāng)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(shù)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(yuǎn)端（富光/風(fēng)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(shù)開發(fā)兩個方面。
政策層面，根據(jù)國家相關(guān)政策要求，新建化工項目及危險化學(xué)品生產(chǎn)項目必須全部進入合規(guī)設(shè)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(yīng)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(guān)政策規(guī)定，項目審批困難，使得制氫加氫一體站建設(shè)面臨巨大挑戰(zhàn)。
我國加氫站在建設(shè)過程中主要參考的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范有GB50156-2021《汽車加油加氣加氫站技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)》、GB50516-2010《加氫站技術(shù)規(guī)范》（2021年版）、GB50177-2005《氫氣站設(shè)計規(guī)范》和GB/T34584-2017《加氫站安全技術(shù)規(guī)范》等。各技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范對加氫站建設(shè)過程中涉及的現(xiàn)場平面布置、涉氫設(shè)備和管道材質(zhì)、安全環(huán)保等技術(shù)細(xì)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(shè)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(shù)要求，如設(shè)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(shù)開發(fā)方面，受應(yīng)用場景限制，加氫站周圍環(huán)境較復(fù)雜，建設(shè)用地緊張。業(yè)界普遍認(rèn)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(shè)的重要手段。為滿足未來加氫站的建設(shè)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(shù)優(yōu)勢顯著，是未來加氫站建設(shè)的發(fā)展趨勢。盡管天然氣制氫和甲醇制氫技術(shù)在工業(yè)上已十分成熟，但針對加氫站應(yīng)用場景的站內(nèi)制氫技術(shù)在橇裝化、集成化、智能化、本質(zhì)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(yīng)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(shè)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(shè)的政策，將氫氣從“化工”屬性逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)椤澳茉础睂傩裕酝黄啤拔ｋU化學(xué)品生產(chǎn)項目進入化工園區(qū)”的限制。
在標(biāo)準(zhǔn)建設(shè)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(biāo)準(zhǔn)《制氫加氫一體站技術(shù)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(shù)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(shù)規(guī)范》地方標(biāo)準(zhǔn)，并于當(dāng)年開工建設(shè)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(biāo)準(zhǔn)《制氫加氫一體站技術(shù)指南》。上述標(biāo)準(zhǔn)的實施和制氫加氫一體站示范項目的建設(shè)正當(dāng)時。未來應(yīng)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(biāo)準(zhǔn)，為一體站項目的審批、設(shè)計、建設(shè)、驗收和運營筑牢政策基礎(chǔ)，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(shù)的二次開發(fā)問題，結(jié)合國內(nèi)外制氫加氫一體站的建設(shè)和技術(shù)開發(fā)經(jīng)驗，橇裝化小型站內(nèi)制氫技術(shù)應(yīng)當(dāng)從小型化、本質(zhì)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(jié)合過程強化技術(shù)，優(yōu)化反應(yīng)器結(jié)構(gòu)，強化傳熱和傳質(zhì)，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(yīng)加氫站周圍復(fù)雜的環(huán)境及安全因素，應(yīng)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(zhì)安全水平；最后，為適應(yīng)加氫站的運營需求，站內(nèi)橇裝化制氫裝置應(yīng)具有智能化控制系統(tǒng)，具備“一鍵開停車”“自動負(fù)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。
