作者簡介：徐東，男，正高級經(jīng)濟師、注冊造價工程師、注冊咨詢師。2017年畢業(yè)于天津大學管理科學與工程專業(yè)，獲博士學位?，F(xiàn)在中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院，從事經(jīng)濟研究、經(jīng)濟評價和管理咨詢工作。
E-mail：xudong@petrochina.com.cn
徐 東*1 劉 巖1 李志勇2，
丁世強3 陳樹宏4
1.中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院；2.中國石油國際勘探開發(fā)有限公司；3.中國石油天然氣集團有限公司規(guī)劃計劃部；4.中石油煤層氣有限責任公司
【摘要】發(fā)展氫能已經(jīng)提升到國家能源戰(zhàn)略，研究氫能的開發(fā)利用經(jīng)濟性是當前我國優(yōu)化能源消費結(jié)構(gòu)和能源轉(zhuǎn)型的迫切需要之一。在總結(jié)國內(nèi)外氫能發(fā)展戰(zhàn)略、相關(guān)支持政策和氫能生產(chǎn)、消費狀況的基礎(chǔ)上，通過對國內(nèi)氫能生產(chǎn)、儲存、銷售經(jīng)濟性的研究和文獻進行歸納梳理，對使用不同原料、采取各種技術(shù)工藝、在不同生產(chǎn)規(guī)模下生產(chǎn)氫能的投資和制氫成本、氫能儲運成本、加氫站投資和運營成本、氫燃料汽車與其他運輸工具單位耗能、單位燃料成本等數(shù)據(jù)開展了總結(jié)、對比和分析。結(jié)果表明，持續(xù)探索氫能產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)投資的經(jīng)濟評價和經(jīng)濟分析的方法論，對優(yōu)化氫能的投資決策和投資管理具有現(xiàn)實意義，也是下一階段需要予以深入研究的方向。
本文轉(zhuǎn)自“油氣與新能源”公眾號，原題為《徐東，等：氫能開發(fā)利用經(jīng)濟性研究綜述》，僅代表作者觀點，供諸讀者思考。
0 引言
氫能是指氫氣和氧氣發(fā)生化學反應，氫氧原子生成水分子過程中，釋放的化學能。氫能產(chǎn)生的過程中，不會產(chǎn)生二氧化碳、二氧化硫、煙塵等污染物，是最具發(fā)展?jié)摿Φ那鍧嵞茉春投文茉础Ｒ欢螘r間以來，世界各國對于發(fā)展氫能都十分重視，但氫能發(fā)展戰(zhàn)略、生產(chǎn)技術(shù)狀況、消費狀況及其相關(guān)支持政策不盡相同，相應的投資和運營成本等數(shù)據(jù)也有所差異，我國如果加大開展氫能產(chǎn)業(yè)的開發(fā)利用，必須深入總結(jié)、梳理和研究現(xiàn)有國內(nèi)外研究文獻的既有成果，針對氫能投入產(chǎn)出的經(jīng)濟性分析等投資決策和投資管理的核心問題提出方法和策略。
1 國內(nèi)外氫能發(fā)展戰(zhàn)略、支持政策和綜合現(xiàn)狀研究進展
經(jīng)過數(shù)十年持之以恒的嘗試，自2019年起，氫能作為能量載體的發(fā)展定位終于被世界大多數(shù)國家及能源、油氣公司所接受。國內(nèi)研究學者在氫能發(fā)展戰(zhàn)略、支持政策以及生產(chǎn)技術(shù)、利用和消費現(xiàn)狀方面開展了卓有成效的研究。
1.1 氫能發(fā)展戰(zhàn)略
符冠云等［1］88-89在開展日本、德國、美國氫能發(fā)展模式研究時，得出：日本發(fā)展氫能的戰(zhàn)略基點是提升能源安全，鞏固產(chǎn)業(yè)優(yōu)勢，聚焦于氫能在交通和建筑領(lǐng)域的應用；德國的戰(zhàn)略出發(fā)點是促進能源轉(zhuǎn)型，開展深度減排，將落腳點置于常規(guī)技術(shù)不能解決的碳減排領(lǐng)域；美國發(fā)展氫能是為了儲備戰(zhàn)略技術(shù)。
吳善略等［2］在開展世界主要國家氫能發(fā)展規(guī)劃研究過程中發(fā)現(xiàn)，2019年1月，韓國政府發(fā)布了《氫能經(jīng)濟發(fā)展路線圖》，謀劃以氫燃料汽車和燃料電池為核心，成為世界最高水平的氫能經(jīng)濟利用國家；2019年2月，歐洲燃料電池和氫能聯(lián)合組織發(fā)布了《歐洲氫能路線圖：歐洲能源轉(zhuǎn)型的可持續(xù)發(fā)展路徑》，指出氫能是歐洲國家在工業(yè)、建筑、交通與運輸?shù)刃袠I(yè)大規(guī)模實施減碳、低碳和脫碳的最佳選擇；繼2017年出臺《氫能基本戰(zhàn)略》后，日本在2019年3月又公布《氫能利用進度表》，明確了至2030年的應用氫能關(guān)鍵發(fā)展目標，包括有效降低氫燃料汽車價格、增加加氫站數(shù)量，以及持續(xù)降低氫氣供應成本等。
張震等［3］58認為，日本氫能產(chǎn)業(yè)在全球產(chǎn)業(yè)發(fā)展中居于領(lǐng)先，明確的國家政策導向和初具體系的產(chǎn)業(yè)發(fā)展是最為重要的驅(qū)動因素。
符冠云等［4］在總結(jié)全球主要國家氫能發(fā)展實踐時，總結(jié)出了四種典型發(fā)展模式，即：視氫能為實現(xiàn)深度減排的重要工具的德國模式；將氫能作為戰(zhàn)略新型產(chǎn)業(yè)落腳點的日本模式；將氫能作為中長期技術(shù)儲備的美國模式；將氫能作為出口創(chuàng)匯來源的澳洲模式。
2020年11月，智利宣布了醞釀已久的國家綠氫戰(zhàn)略，致力于發(fā)展綠氫產(chǎn)業(yè)，助推智利在2040年前轉(zhuǎn)變?yōu)榫G氫強國。2021年初，美國能源部發(fā)布《氫能計劃發(fā)展規(guī)劃》，更新了2002年發(fā)布的《國家氫能路線圖》和2004年啟動的“氫能計劃”，提出了美國未來十年及更長時期的氫能研究、開發(fā)和示范總體戰(zhàn)略框架。
符冠云［5］15提出，針對我國能源體系現(xiàn)狀，氫能將發(fā)揮“清潔高效的二次能源、靈活智慧的能源載體、綠色低碳的工業(yè)原料”等三重戰(zhàn)略定位。符冠云等［6］發(fā)現(xiàn)，2019年起我國氫能產(chǎn)業(yè)布局發(fā)生了深刻變化，逐漸形成了以“培育市場聚集產(chǎn)業(yè)”的珠三角模式、“建設氫能走廊，串聯(lián)產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)作網(wǎng)絡”的長三角模式和“打造明星工程”的京津冀模式。2019年3月，氫能源首次寫入《政府工作報告》，明確將推動加氫等設施建設；2020年4月，國家能源局發(fā)布《中華人民共和國能源法（征求意見稿）》，氫能被列為能源范疇；2020年6月，氫能先后被寫入《2020年國民經(jīng)濟和社會發(fā)展計劃》《2020年能源工作指導意見》。
以上研究表明，世界主要國家根據(jù)自身的資源稟賦和能源發(fā)展、轉(zhuǎn)型計劃，制定了不同的氫能戰(zhàn)略和發(fā)展路線圖，并根據(jù)內(nèi)外部環(huán)境變化予以動態(tài)更新和調(diào)整。個別國家將氫能規(guī)劃提升到國家能源戰(zhàn)略高度，規(guī)劃建設“氫能社會”等［5］19。也有部分研究學者提出中國氫能發(fā)展定位和戰(zhàn)略設想，但由于存在技術(shù)水平、產(chǎn)業(yè)鏈體系、相關(guān)政策、標準體系方面的制約，我國氫能發(fā)展戰(zhàn)略和路線圖總體模糊。隨著我國做出2030年“碳達峰”和2060年實現(xiàn)“碳中和”的承諾，氫能在我國整體能源格局中的發(fā)展定位、發(fā)展戰(zhàn)略和施工路線圖的研究和分析需要進一步深化，助力形成我國氫能發(fā)展戰(zhàn)略和各地區(qū)發(fā)展規(guī)劃。
1.2 氫能開發(fā)利用支持政策
符冠云等［1］86-87發(fā)現(xiàn)，德國推進氫能開發(fā)利用的政策主要聚焦在政府提供資金支持研發(fā)示范和市場開拓；美國則是由能源部每年為氫能和燃料電池的開發(fā)利用提供1×108～3×108美元不等的支持，加利福尼亞州為加氫站和氫燃料電動車提供補貼，紐約州采取綠色金融扶持政策，佛羅里達州出臺了稅收優(yōu)惠政策。
張震等［3］60發(fā)現(xiàn)，日本針對加氫站建設、家庭用燃料電池系統(tǒng)、燃料電池以及購買燃料電池汽車的消費者開展持續(xù)補貼。
可以看出，世界上氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展較好的國家都出臺了針對性較強的補貼和資金支持政策。由于目前我國的氫能產(chǎn)業(yè)尚處于早期發(fā)展階段，缺少相關(guān)的發(fā)展、扶持和激勵政策，因此有關(guān)的研究文獻也相應缺乏。未來在明確頂層設計的基礎(chǔ)上，按照助力實現(xiàn)“碳中和”的目標，有望在研發(fā)資金、產(chǎn)業(yè)推廣、消費補貼、試點示范等諸多方面制定和出臺更多適宜的支持政策和發(fā)展機制。
1.3 氫能生產(chǎn)技術(shù)現(xiàn)狀
氫能產(chǎn)業(yè)鏈較長，包括生產(chǎn)、儲存、運輸和利用等諸多環(huán)節(jié)。氫氣可以直接從化石能源制氫得到，稱之為灰氫；也可以通過化石能源配套CCUS（碳捕獲、利用與封存）工藝技術(shù)產(chǎn)生，稱之為藍氫；還可以通過使用可再生能源或核能來全程無碳生產(chǎn)，這樣得到的氫氣叫綠氫。曹勇［7］1統(tǒng)計得出，2017年全球96%的氫氣來自化石能源直接加工產(chǎn)生，其中，天然氣、石油和煤制氫分別占比49%、29%和18%，僅4%來自電解氫或工業(yè)副產(chǎn)品制氫。黃格省等［8］認為，全球工業(yè)化用氫主要來自天然氣路線，我國以煤制氫生產(chǎn)路線為主。
洪虹等［9］2認為，我國的氫氣主要來源于以煤、石油、天然氣為原料的化石能源，目前有比較成熟的生產(chǎn)工藝并建有工業(yè)生產(chǎn)裝置。但是其他副產(chǎn)制氫、傳統(tǒng)電解水法制氫、可再生能源制氫等技術(shù)也在不斷成熟和進展。以2018年的數(shù)據(jù)為例，我國生產(chǎn)氫氣2 000 t，99%為化石能源轉(zhuǎn)換得到，電解法制氫量不足1%［10］2。也有統(tǒng)計表明，中國工業(yè)副產(chǎn)氫約800×104 t/a，大部分被直接排放或燃燒處置；電網(wǎng)無法消納的可再生能源“棄電”可轉(zhuǎn)化的氫能大約為200×104 t/a。
我國典型制氫工藝技術(shù)路線的技術(shù)成熟度及優(yōu)缺點分析詳見表1。
表1 我國典型制氫工藝技術(shù)路線
由表1可以看出，生產(chǎn)氫氣的工藝路線較多，多數(shù)也相對技術(shù)成熟。但是生產(chǎn)環(huán)節(jié)如何與資源稟賦、消費指向等因素密切結(jié)合，以較好的經(jīng)濟性出現(xiàn)在市場和用戶面前需要進一步深化研究。
1.4 氫能利用和消費現(xiàn)狀
氫能是全球未來構(gòu)建以清潔能源為主的多元能源供給系統(tǒng)的重要載體，其開發(fā)與利用已經(jīng)成為新一輪世界能源技術(shù)變革的主流方向。
根據(jù)曹勇［7］1的研究，2017年全球氫氣消費量為6 905×104 t，99%是作為工業(yè)原料和還原劑，其中，應用于化工領(lǐng)域的占比66%，使用在煉油工業(yè)的占比26%，用于冶金和玻璃加工行業(yè)的占比7%，僅有不到1×104 t、大約1%比例作為燃料用于交通、建筑等領(lǐng)域。
全球氫氣消費75%在歐洲、中東和美國，剩下25%左右的消費量集中在中國。在過去十年中，全球氫氣年需求一直穩(wěn)步攀升至8 000×104 t，直到2020年才有所下降。2020年與新冠肺炎疫情大流行有關(guān)的旅行限制減少了煉油廠的運營，從而減少了氫需求，而氫氣制氨生產(chǎn)化肥需求的減少也導致了氫氣需求的下降。然而，全球氫氣需求市場預計在2022年將全面反彈，年度需求將恢復增長。
洪虹等［9］1指出，國際氫能委員會預測，到2050年，氫能在全球能源消費結(jié)構(gòu)中占比將升至18%，氫經(jīng)濟市場規(guī)模將達到2.5×1012美元。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟預計，氫能在2030年將占能源消費總量的5%，在2050年在中國的終端能源中占比達到10%。
根據(jù)黃宣旭等［10］2的研究，2018年中國氫氣消費結(jié)構(gòu)中，合成氨、甲醇、石油煉化占比99%以上，其他用于交通燃料電池等消費不足0.1%。根據(jù)《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書》，到21世紀中葉，氫能在中國的消費量將達到1.1×108 t，在終端能源體系占比將達到10%，約5×108 t標準煤；全國加氫站達到10 000座以上，交通運輸、工業(yè)等領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)氫能普及應用。
以上研究表明，氫能作為最為清潔的潛力能源，在我國具有一定的發(fā)展前景。目前我國氫氣消費主要集中在化工領(lǐng)域作為原料或化學劑，如何在交通領(lǐng)域、建筑領(lǐng)域擴大應用，為我國盡早實現(xiàn)“碳達峰”和“碳中和”的目標貢獻力量，應該做進一步研究。
2 氫能產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟性綜述
從目前全球氫能開發(fā)利用情況看，氫能產(chǎn)業(yè)鏈由制氫、氫氣儲運和氫氣利用三部分組成（見圖1）。與之相對應，終端氫能成本由制氫、氫氣儲運和氫氣利用三個環(huán)節(jié)構(gòu)成。
圖1 氫能產(chǎn)業(yè)鏈示意圖
在制氫端，長期來看，利用可再生能源電解水制氫方法是未來發(fā)展的趨勢，但由于當下技術(shù)和成本等因素限制，在相當長一段時期內(nèi)，我國氫能依然需要依賴化石能源。
氫氣儲運主要包括高壓儲運、氣氫管道液氫儲運、固態(tài)儲運和有機液態(tài)儲運，目前氫氣主要是壓縮氣態(tài)或低溫液態(tài)儲運，但隨著氫能產(chǎn)業(yè)逐步發(fā)展，未來氣氫管道會是氫氣儲運新的發(fā)展方向。
從目前氫氣利用來看，除了化工消耗，以燃料汽車為代表的氫氣利用逐步受到各國重視，未來交通領(lǐng)域的氫氣利用預計會得到大幅提升。
2.1 氫能生產(chǎn)經(jīng)濟性現(xiàn)狀
2.1.1 煤制氫
與其他工藝相比，國內(nèi)煤制氫工藝原料成本低，但裝置規(guī)模大，初始設備投資大，因此適合產(chǎn)氫規(guī)模大于8×104 m3/h的制氫項目。張彩麗［15］95以煉油廠所需獨立制氫裝置的最小規(guī)模9 000 m3/h為例，采用水煤漿技術(shù)工藝的制氫項目，其建設投資為12.4×108元，在煤炭價格為450元/t條件下，制氫成本為9.903元/kg；尹忠輝［16］以20×104m3/h的制氫項目為研究對象，當原料煤價格為600元/t時，制氫成本為10.513元/kg。綜合國內(nèi)煤制氫成本數(shù)據(jù)，根據(jù)不同裝置工藝、規(guī)模和原料價格水平，單位煤制氫成本大多在9～11元/kg。
2.1.2 天然氣制氫
相對于煤制氫，天然氣制氫設備投資略低，但原料成本高，一般適合1 000 m3/h以上的中等制氫規(guī)模。據(jù)王周［17］48研究，以制氫規(guī)模1 000 m3/h的天然氣裂解制氫為例，項目總投資1 528×104元，當天然氣價格為3.2元/m3時，氫氣成本25.9元/kg；張彩麗等［15］96以煉油廠所需獨立制氫裝置的最小規(guī)模9 000 m3/h為例，建設投資為６×108元，當天然氣價格為2.5元/m3時，天然氣制氫成本12.83元/kg。綜合看來，不同裝置工藝、規(guī)模和原料價格水平下天然氣制氫的投資額度和成本差異明顯，其成本區(qū)間為10～26元/kg。
2.1.3 甲醇制氫
甲醇制氫項目投資較低且投產(chǎn)速度較快，但現(xiàn)階段由于受到技術(shù)、原料價格變動等因素限制，尚未能進行大規(guī)模工業(yè)生產(chǎn)，目前的工藝只適合不大于5 000 m3/h的小型規(guī)模制氫。張佩蘭等［12］56的研究表明，生產(chǎn)規(guī)模為4 000 m3/h條件下，甲醇制氫工藝的設備投資約1 500×104元，煤基甲醇的市場價格在2 500元/t時，制氫成本為19.45元/kg；根據(jù)王周等［17］49研究，以制氫規(guī)模1 000 m3/h的甲醇裂解制氫為例，項目總投資為1 058×104元，當甲醇價格為2 200元/t時，對應的制氫成本21.23元/kg。
2.1.4 工業(yè)副產(chǎn)氫
以氯堿和焦化工業(yè)為代表的化工副產(chǎn)氫氣提純被認為是現(xiàn)階段最有可能提供大規(guī)模廉價氫源的制氫方式。苗軍等［18］統(tǒng)計，由于工業(yè)副產(chǎn)氫成本僅需考慮原料消耗、少量制造費用和氫氣提純成本，測算的副產(chǎn)氣體用于燃料氫的綜合成本為5～6元/kg。劉海軍［19］統(tǒng)計，焦爐煤氣占據(jù)工業(yè)副產(chǎn)氫總量的90%以上，氫氣的凈化和提氫運行費用在3.36～5.60元/kg，已有很多氯堿廠將回收的部分氫氣用于雙氧水、制藥等工業(yè)中，純氫生產(chǎn)成本約14.56元/kg。
2.1.5 傳統(tǒng)電解水制氫
電解水制氫包括堿性水電解、原子交換膜水電解和高溫水蒸氣電解等工藝，適合規(guī)模在2 000 m3/h以內(nèi)。王周［17］49以制氫規(guī)模1 000 m3/h的電解水制氫項目為例，項目投資合計為1 410×104元，電價為0.8元/kW·h時，制氫成本為47.92元/kg；劉慶超等［20］93研究發(fā)現(xiàn)，一般而言電解水制氫成本是煤制氫的3～4倍，以煤價600元/t和電價0.4元/kW·h為例，電解水制氫成本是煤制氫成本的2.97倍。隨著以風能、太陽能光伏等可再生能源發(fā)電在全國的廣泛開展，電解質(zhì)制氫電費成本有較大的降低空間。
2.1.6 風電和光伏發(fā)電等可再生能源制氫
風電和光伏發(fā)電是近年來國家鼓勵發(fā)展的清潔能源技術(shù)，風電、光伏發(fā)電制氫主要利用風電、光伏發(fā)電系統(tǒng)所發(fā)直流電直接供應制氫站，用于傳統(tǒng)電解水制氫用電，從而解決因電價過高造成的電解質(zhì)制氫成本高的問題。劉慶超等［20］93以1 000 m3/h水電解制氫為例，項目總投資約1 400×104元，按照1 m3氫氣消耗5 kW·h電能計算，若考慮風、光伏棄電等因素，使電價控制在0.3元/kW·h以下時，制氫成本可以在22元/kg以下。不同制氫工藝的經(jīng)濟性對比詳見表2。
表2 不同制氫工藝經(jīng)濟性匯總
綜合目前各種制氫工藝，煤制氫工藝初始投資大，制氫成本相對較低。此外，由于副產(chǎn)氫中氫氣屬于廢物高值利用，故綜合成本同樣較低。受到原料價格影響，其他傳統(tǒng)化石能源制氫工藝成本中，天然氣制氫＜甲醇制氫，且均低于傳統(tǒng)電解水制氫工藝。上述成本沒有考慮除碳工藝或碳稅收取對于制氫成本的增加，考慮到綠氫的未來發(fā)展前景，在氫能消費地，采用可再生能源+水電解工藝制氫應該是一個比較清晰和經(jīng)濟的工藝路線。
2.2 氫能儲運經(jīng)濟性現(xiàn)狀
氫氣的儲運相對比較復雜，已有和在實驗研究的具備工業(yè)應用條件的儲運技術(shù)，包括高壓氫、液氫、金屬固氫、有機液氫、管道氫等技術(shù)［10］6。
張理等［21］8對比氣氫長管拖車、管道和液氫槽車等三種運氫方式成本，管道最低，成本可以控制在每千克4元/km；液氫槽車成本區(qū)間在每千克12～15元/km；20 MPa長管拖車隨著里程變化差異較大，大約在每千克5～20元/km。具體而言，在250 km內(nèi)時，長管拖車運輸費用低于液氫槽車，超過250 km后液氫槽車更具經(jīng)濟優(yōu)勢。
單彤文等［22］88介紹，300 km以上運輸距離，運輸成本排序為有機氫＜液氫＜管道氫＜管束車。高壓氫氣管束的單位運輸成本高，但運輸方式靈活，適合短距離、小規(guī)模運輸。有機氫和液氫成本最具優(yōu)勢，且適合于國際氫供應鏈的長距離、大規(guī)模氫氣的跨洋船運。
黃宣旭等［10］8-9分析，短距離、小規(guī)模的運輸是以高壓長管車為主要方式，在100 km以內(nèi)的短距離下，20 MPa長管車氫氣綜合儲運成本約13.34元/kg；固氫和有機氫在400 km以內(nèi)的中長距離、大規(guī)模儲運中具有成本優(yōu)勢；液氫因投資和液化能耗過高，適合大規(guī)模遠距離輸送，應用可行性還需進一步探討；管道氫受到基礎(chǔ)設施投入大的限制，目前主要應用于化工氫工業(yè)，以歐洲大型管道供應量為例，規(guī)模大多在560 t/h以上。
綜合以上研究可以看出，考慮氫氣不同終端用途和運輸距離，加氫站等終端用途還是短距離以20 MPa氣氫長管拖車為主；固氫和有機氫在中長距離、大規(guī)模的儲運中具有較強優(yōu)勢；液氫槽車儲運目前受到投資、液化能耗等影響，預計在未來大規(guī)模、長距離儲運中會有更大的應用；而隨著產(chǎn)業(yè)規(guī)模的擴大，管道氫是未來氫能儲運的發(fā)展新方向。
2.3 加氫站經(jīng)濟性現(xiàn)狀
能源轉(zhuǎn)型和低碳發(fā)展背景下，燃料電池汽車是近年來交通領(lǐng)域新的突破點，隨著燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)的逐步發(fā)展，各國將紛紛加大加氫站的建設速度。截至2020年11月，全球主要氫能國家和地區(qū)共建成加氫站458座，另有255座在建或擬建的加氫站。其中，日本累計建成146座加氫站，數(shù)量位居全球第一；歐洲共有136座加氫站，其中87座位于德國；美國全國共有45座加氫站，其中44座位于加利福尼亞州，該州另有21座在建和擬建的加氫站；韓國現(xiàn)有43座加氫站及21座在建和擬建的加氫站；我國共建成88座加氫站，數(shù)量超過德國成為世界第二，另有149座在建或規(guī)劃當中的加氫站［23］。
目前，加氫站的技術(shù)路線主要有站內(nèi)制氫技術(shù)和外供氫技術(shù)兩種，站內(nèi)制氫技術(shù)又包括天然氣重整制氫和電解水制氫。其中，電解水制氫已經(jīng)得到廣泛應用且技術(shù)已十分成熟，歐洲大多數(shù)加氫站都采用這種技術(shù)。據(jù)不完全統(tǒng)計，當前國內(nèi)正在運營的加氫站中，僅大連新源加氫站、北京永豐加氫站具備站內(nèi)制氫能力，其余加氫站的氫氣主要來源于外部供氫。
加氫站的初始投資包括設備購置、土建投資、土地成本和其他費用。單彤文等［22］88介紹，500 kg/d和1 000 kg/d已經(jīng)成為目前已建和在建加氫站的主流規(guī)模。在不含土地投資的情況下，國內(nèi)加氫規(guī)模為500 kg/d的加氫站投資約1 200×104～1 500×104元，1 000 kg/d加氫站投資約2 000×104～2 500×104元；張震等［3］60研究發(fā)現(xiàn)，按照2018年的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，日本加氫站建設設備成本約為4×108～5×108日元，約3 100×104～3 500×104元人民幣。
國內(nèi)加氫規(guī)模為500 kg/d的加氫站的加注成本約18元/kg；1 000 kg/d的加氫站的加注成本約11元/kg［3］60。
程婉靜等［24］根據(jù)對長三角、珠三角、京津冀等地的加氫站調(diào)研，35～45元/kg是當前主流的氫氣到站價格，終端用戶用氫價格通常在60元/kg以上；2018年，日本加氫站的氫氣售價為1 000～1 100日元/kg，折合人民幣約62～68元/kg［22］8。
據(jù)不完全統(tǒng)計［25］8-26，截至2020年底，全球氫燃料汽車保有量達到33 398輛，主要分布在歐、美、日、韓和中國五大市場。2020年，韓國實現(xiàn)后來者居上，韓國市場保有量達到10 707輛，超過美國市場，一躍成為全球第一大氫燃料汽車保有量國家；美國和中國則緊隨其后，分別排名第二、第三，美國和中國市場的氫燃料汽車保有量分別為8 931輛和7 355輛。目前，歐、美、日、韓市場運營的燃料電池汽車是以乘用車為主；中國市場全部是商用車，如客車、卡車占比最高，沒有量產(chǎn)的氫能乘用車上路。根據(jù)國際能源署預測［25］34，2030年氫燃料電池汽車在世界汽車的銷量比重有望達到2%～3%，2050年則會提高到15%左右。
研究發(fā)現(xiàn)，由于現(xiàn)階段燃料電池汽車還沒有實現(xiàn)大規(guī)模生產(chǎn)制造和運營，相較于加油站和加氣站，加氫站的建設和運營成本過高，缺乏競爭力。從國內(nèi)外加氫站建設來看，政府和氫燃料整車企業(yè)是加氫站建設的主體，政府補貼的力度均超過50%。
2.4 氫能利用經(jīng)濟性現(xiàn)狀
目前，我國氫氣消費主要集中在化工領(lǐng)域作為原料、化學劑和還原劑，而隨著近年來全球新能源汽車行業(yè)的快速發(fā)展，燃料電池汽車也必將成為氫能應用的新領(lǐng)域。美國、歐盟、日本和韓國都投入了大量資金和人力進行燃料電池汽車的研究，通用、福特、豐田、本田、奔馳等大公司都已經(jīng)開發(fā)出燃料電池車型并且運行狀況良好。而我國已將氫能源與燃料電池汽車提上了戰(zhàn)略高度，在《節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖》等綱領(lǐng)性文件中，我國政府對燃料電池汽車提出了明確的發(fā)展戰(zhàn)略。在此背景下，氫能燃料電池汽車行業(yè)未來具有新的發(fā)展機遇。
然而評價氫能作為交通能源是否具有市場發(fā)展前景，需要了解氫能燃料電池汽車相對其他燃料類型車輛的經(jīng)濟性。根據(jù)中國汽車工程學會發(fā)布的《世界氫能與燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告（2018）》［25］120和某加氫站運營的實際數(shù)據(jù)，以氫氣價格35元/kg計算，公交車百公里耗氫約8kg，共計280元；而使用柴油百公里約需33 L，按柴油價格每升5.8元計算，只需要191元，氫燃料成本偏高。普通乘用車百公里耗氫約0.8 kg，僅為28元，乘用車百公里耗汽油約7 L，按汽油每升6元來計，汽油費約需42元，氫燃料汽車優(yōu)于燃油車；對比電動車的百公里12元的成本耗費，氫能燃料車經(jīng)濟性仍處下風。從氫燃料汽車價格來看，目前氫燃料汽車集中于大巴、公交車等大型車輛，由于無法量產(chǎn)形成的規(guī)模不經(jīng)濟，造成氫燃料汽車購置成本高、市場接受程度低、缺乏競爭力。
3 結(jié)束語
總體而言，氫能的生產(chǎn)、開發(fā)和利用對于我國優(yōu)化能源消費結(jié)構(gòu)、新能源開發(fā)和能源轉(zhuǎn)型具有十分重要的價值和意義。通過梳理、總結(jié)和分析氫能生產(chǎn)、開發(fā)利用經(jīng)濟性的相關(guān)文獻及有關(guān)資料信息，氫能產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)的投資和成本數(shù)據(jù)基本明確。但是考慮到“十四五”及以后，我國氫能可能出現(xiàn)的發(fā)展高峰，產(chǎn)業(yè)鏈不同環(huán)節(jié)下的投資經(jīng)濟分析和評價十分關(guān)鍵和重要，目前國內(nèi)外研究中涉及的內(nèi)容偏少，方法論上也存在一定的模糊。因此，在現(xiàn)有研究基礎(chǔ)上，持續(xù)探索并提出氫能產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)投資的經(jīng)濟評價和經(jīng)濟分析的方法論，對優(yōu)化氫能的投資決策和投資管理具有很高的現(xiàn)實需求和實踐價值，也是下一階段需要予以深入研究的方向。
