制氢、储运和加注全产业链氢气成本分析

世界 主要国家颁布了更严格的碳排放法规，迫切需要低碳能源替代高碳排放的传统化 石燃料。氢气是理想的零碳排放的可持续能源，单位质量的氢气能量密度约是天 然气的 2.8 倍、煤的 5 倍，还具有来源广泛、高转化效率和清洁性的优点，利用 产物仅有水。氢气利用的最佳方式是通过燃料电池电化学转化。近年来燃料电池 技术的成熟和成本的快速下降，掀起了全球燃料电池交通的发展热潮。美国、德 国、日本、韩国等部分国家和地区相继把氢能上升到国家能源战略高度。 我国在经济高速发展的同时，能源对外依存度不断升高，环境保护压力增大， 迫切需要在氢能和燃料电池产业有所突破。发展氢能有望成为我国能源技术革命 的重要方向之一，有利于优化能源消费结构，支撑清洁能源转型，保障国家能源 安全。

1、全球燃料电池汽车和加氢基础设施的发展现状
全球燃料电池汽车（FCV）和加氢站的发展尤为迅速，包括丰田、本田、现 代、奔驰等汽车制造商纷纷发布了量产燃料电池车型。截止到 2018 年底，全球 累计投用的 FCV 有 14596 辆，加氢站数量为 369 座，大部分集中在美国、日本、 韩国、德国和加拿大等国。
但目前 FCV 和加氢站运营过程中，盈利能力并不强，对政府补贴依赖程度高。 FCV 的保有量小、加氢基础设施不完善是造成这种情况的表观原因，而背后更深 层的原因是成本和经济性问题。
（1）虽然燃料电池成本正在快速下降，但依然未达到使燃料电池车造价与 汽油车和电动车同等或更低的临界点，在没有政府补贴的情况下用户购买 FCV 要付出更多的成本，限制了 FCV 的大规模应用。
（2）氢气价格昂贵，FCV 的每百公里燃料成本仍大大高于汽柴油和电，用 户选择氢气的意愿不强，也使加氢基础设施投资收益率偏低，进一步造成加氢基 础设施滞后的恶性循环。
氢能产业发展初期，政府的补贴和支持不可缺少，但产业从“政策驱动”到 “市场驱动”的转化，仅靠“输血”非长久之计，需要具有“造血能力”。而氢 能产业的核心市场驱动力就在于氢气和燃料电池成本。针对氢气的成本，不仅要关注制氢环节，还要同时考虑储运和利用（加注）环节，要站在全产业链角度看 最终加注枪出口端的氢气总成本。

2、 制氢、储运与利用全产业链
氢能产业包括制氢、氢气储运和氢气利用三个主要环节。

2.1 制氢
制氢的方式很多，主要包括化石燃料制氢、电解水制氢、化工尾气制氢、生 物质制氢等。2018 年全球氢气产量约 7000 万 t，约 96%的氢气是由煤、石油和 天然气等化石能源制取的，其中 76%来源于天然气，约 23%来自煤炭，仅不到 2% 来自电解水，大宗制氢方式主要是天然气制氢和煤制氢。目前我国制氢成本最低 的方式是煤制氢，但天然气制氢相比煤制氢，在环保、投资、能耗等方面都具有明显优势。
可再生能源电解水制氢能从制氢源头上实现零碳或低碳,从长远来看，未来 的氢源将以可再生能源制氢为主。电解水制氢的产品纯度高，但目前每立方米氢 气的电耗高达 4.5～5kWh，且生产 1kg 氢气需要消耗约 9L 水，约是天然气制氢 水耗的 2 倍，同时电解水制氢装置的经济规模也偏小、价格昂贵。未来随着风电、 光电成本的降低，电解水制氢成本有望不断降低。生物质制氢、光化学制氢等技 术尚在研究阶段，距离工业化实施较远；焦炉气或工业弛放气的制氢成本较低， 但受地点、规模、运输半径等的限制；所以，短期内化石能源制氢依然是我国获 得大宗、低价氢气的主要方式。

目前氢气主要是以压缩气态或低温液态储运，压缩氢气的高压和液氢的低 温、易气化等特点都限制了氢气的储运规模和储存时间，使储运成本较高，降低 了氢气相比于其他燃料的竞争力。 氢气的密度极小，使得压缩氢气的体积能量密度并不高，70MPa 氢气的体积 能量密度也仅为汽油的约 15%。目前氢气管束车操作压力多为 20MPa，满载氢气 的质量仅为 200～300kg，且回空压力不能过低，整体利用率仅为 75%～85%，低 储运效率意味着高昂的成本。 氢气的液化温度为-253℃，液化规模为 1000kg/h 的氢气液化工厂，液化过 程消耗的能量如果用氢的能量衡量，约占初始氢气量的 25%～40%，远高于天然 气液化消耗天然气初始量 10%的比例。但液氢的体积约是气态氢的 1/800，密度 为 70.8kg/m3，单台液氢运输罐车的满载约 65m3，可净运输 4000kg H2，大大提高 了运输效率。但长距离运输液氢需要解决液氢不断气化、压力升高的问题。 全球目前氢气管道总长度约 5000km，超过 50%位于美国，主要用于向炼化和 化工输送氢气。氢气专输管道单位长度投资约是天然气管道的 3 倍，预计路由获 得批准的难度也比天然气管道更大。也可以考虑在现有的天然气管道网络中混合 一部分氢气，因为管道安全和因气质变化对用户影响等因素的限制，掺入氢气的 比例受到限制。 储运是限制氢能产业发展的瓶颈，未来随着可再生能源的发展和社会用氢量 的逐渐增加，迫切需要解决氢气的长期、大规模、低成本储存难题。

3、制氢、储运与加注全产业氢气成本分析
针对交通用氢，最终加氢枪出口端的氢气总成本由制氢成本、储运成本和加 注成本三部分构成。
3.1 制氢成本 我国目前已运行的加氢站的氢气来源主要来自工业尾气制氢，但未来随着加 氢站数量的增多和氢气需求量的增大，氢气来源也将更趋多样化。主要制氢方式 的氢气成本中，煤制氢成本最低，约 8～10 元/kgH2，其中 CAPEX 占比接近 50%， 燃料成本占 15%～20%。天然气制氢成本约 12 元/kgH2,其中燃料成本是成本构成 的主要部分，占比达 45%～75%。电网制氢因电价过高，经济可行度较低，且我 国以煤电为主的特点使电网制氢的碳排放强度大，单位质量氢气碳排放为天然气 制氢的 3 倍以上。可再生能源制氢成本约 20 元/kgH2，电的成本占总成本约 60%， CAPEX 占约 34%。 除此之外，预计大规模的工业尾气制氢的氢气成本约为 11.3 元/kgH2， 6000m 3 /h 制氢规模的甲醇制氢，在甲醇价格为 3 元/kg 的情况下的氢气成本约 21.3 元/kgH2。整体而言，制氢成本的顺序为：煤制氢＜工业尾气制氢＜天然气 制氢＜可再生能源制氢＜甲醇制氢＜电网制氢。

氢气加注成本 500kgH2/d 和 1000kgH2/d 的加氢站已经成为目前已建和在建加氢站的主流规 模。不含土地投资情况下，国内加氢规模为 500kg/d 的加氢站的投资约 1200 万～ 1500 万元，1000kgH2/d 的加氢站投资约 2000 万～2500 万元，其中设备及土建的 投资占 70%以上。在不考虑政府补贴的情况下，对应的固定成本和变动成本（主 要为运营成本）在 500kg/d 和 1000kg/d 的加氢站对应的氢气成本约为 18.0 元/kg H2和 11.5 元/kg H2，其中固定投资分别约为 15.0 元/kg H2和 8.2 元/kg H2，分 别占比 83%和 71%。

4、结论与建议
（1）制氢、储运和加注全产业链各环节共同降低氢气成本 充足、稳定且价格低于 40 元/kg 的氢气供应，才能使我国氢能产业摆脱政 府补贴，触发市场活力的“原动力”，而这一目标的实现需要从制氢、储运和加 注三个环节共同降低成本。努力方向可以包括氢源的多样化和站内就地化、国际 氢供应链、关键材料和核心部件国产化、新型储运技术开发、加氢站与加油、加 气站合建等。
（2）天然气制氢是满足我国氢气需求市场的重要渠道之一 虽然煤制氢的价格更低，但大规模煤制气在能耗、水耗、环保等方面都非最 优解，不符合我国“控煤增气”的能源转型战略，与发展氢能用于减排提效的初 衷也相违背。在可再生能源未能有效降低成本之前相当长一段时期内，天然气制 氢有望在氢能产业发展中发挥重要作用。天然气制氢在碳排放、投资和能耗方面 都优于煤制氢，且依托已经较为完善的天然气基础设施可以提升氢能产业发展辐 射面，有效降低氢气成本。可以说，氢能为增加天然气消费、提高天然气附加值 提供了宝贵的战略机遇。
（3）站内天然气制氢能大幅降低氢气成本，是加氢站未来发展的趋势之一 相比于大型天然气制氢，站内小型化、橇装天然气制氢移动方便，建造速度 快，借助天然气基础设施可以在城市燃气及天然气管道所及的地方实现快速、低 价、连续的氢气供应，能够省去昂贵的氢气运输环节，大幅降低氢气成本，有利 于氢能产业上下游的健康、长远发展。