刘坚、钟财富：氢能供应链经济性及应用前景分析

氢能热值高、清洁、来源多样，与电力一同被视为支撑未来能源转型的两大二次能源之一。除清洁环保外，氢能相比电能还具有便于存储、应用面广的优点，是实现电力、热力、液体燃料等能源品种之间转化的理想媒介，也是构建未来智慧能源系统不可或缺的组成部分。美国、日本、德国等世界主要发达国家高度重视氢能技术与产业的发展，纷纷将氢能发展提升到国家战略层面，出台氢能发展规划，氢能制、储、运、用相关技术与装备逐步成熟，氢能开发与利用开始具备商业化推广条件。

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部” 作者：刘坚 钟财富）

我国政府于2011年以来相继发布《“十三五”战略性新兴产业发展规划》《能源技术革命创新行动计划（2016～2030年）》《节能与新能源汽车产业发展规划（2012～2020年）》《中国制造2025》等顶层规划，引导并鼓励氢能及燃料电池产业发展。截至2018年底，全国累计推广氢燃料电池车约3500辆，建设加氢站23座。一些地方和企业引进消化吸收国外先进技术，加大自主研发投入力度，聚焦重载货车、大型客车等细分领域，积极探索适合我国国情的氢能及燃料电池产业发展路径。

尽管发展前景广阔，但现阶段我国氢能发展也面临氢能生产和储运技术路线庞杂、经济性偏低、市场前景不清晰等问题。例如氢能的来源众多，包括煤、天然气、石油、太阳能、风能、海洋能、生物质、微生物、核能、等离子、氨分解、醇类和烃类化合物等十几种。纷繁的生产技术路线和应用场景也给扶持政策制定带来较大挑战。氢气的能量密度是汽油的三倍以上，可广泛应用于交通、工业、商业、住宅等用能领域，尤其在道路货运、重型机械、航运、航空等大容量、高能量密度场景，相比电能具有更广的理论适用性。与此同时，不同制氢方式的经济性取决于一次能源成本，氢能在各种应用场景经济性又取决于对标技术路线（如基于电力的锂电池）的成本和用户接受度，加之当前氢能储运规模较小、储运成本数据不足等问题，系统的氢能供应链经济性分析较为困难，给企业相关决策带来较大障碍。因此，如何对氢能应用规模和经济性水平进行有效评估已成为实现氢能商业行业化发展过程中不可忽视的问题。

氢能供应链成本分析

（一）制氢成本

我国作为世界第一产氢大国，产能超过2000万吨/年。煤、天然气、石油等化石燃料生产的氢气占了将近70%，工业副产气体制得氢气约占30%，电解水占不到1%。我国制氢潜力巨大，煤炭、天然气制氢几乎不受资源约束，焦炭、氯碱、甲醇、合成氨的副产氢气产能也超过千万吨，2018年全国可再生能源弃电量为1023亿千瓦时，理论制氢潜力达到186万吨。

在各类制氢技术路线中，化石燃料制氢技术具有技术成熟、成本较低等优点，但也面临碳排放量高、气体杂质含量高等问题。我国煤制氢技术成熟，已实现商业化且具有明显成本优势（0.8～1.2元/标准立方米），适合大规模制氢，且我国煤炭资源丰富，煤制氢是我国当前主要的制氢方式。天然气制氢成本受原料价格影响较大，综合成本略高于煤制氢（0.8～1.5元/标准立方米），主要适用于大规模制氢，但也存在碳排放问题，同时我国天然气大量依赖进口，原料相对较难以保证。虽然未来碳捕捉技术有望解决CO2排放问题，但也会增加制氢成本。此外，化石燃料制氢技术生产的气体杂质成分多，如果要应用于燃料电池还需要进一步的提纯，增加纯化成本。

工业副产氢制氢尽管提纯工艺相对复杂，但具有技术成熟、成本低、环境相对友好等优点，有望成为近期高纯氢气的重要来源。工业副产氢制氢指利用含氢工业尾气为原料制氢的生产方式。工业含氢尾气主要包括焦炉煤气、氯碱副产气、炼厂干气、合成甲醇及合成氨弛放气等，一般用于回炉助燃或化工生产等用途，利用效率低，有较高比例的富余。目前采用变压吸附技术（PSA）的焦炉煤气制氢、氯碱尾气制氢等装置已经得到推广应用，氢气提纯成本仅0.2元/立方米，计入综合成本后仍具有明显的经济性优势。

电解水制氢技术成熟、氢气纯度高且环境友好，但是制氢成本高。电解水制氢技术主要包括碱性电解水制氢、固体质子交换膜电解水（SPE）制氢和固态氧化物电解水（SOEC）制氢。我国碱性电解水制氢技术早已成熟，是目前最成熟的电解水制氢方法，但成本仍然偏高。目前生产1立方米氢气需要消耗大约5～5.5千瓦时电能，即使采用低谷电制氢（电价取0.25元/千瓦时），加上电费以外的固定成本（约0.5元/立方米），则目前制氢综合成本至少在1.7元/立方米。SPE制氢技术在国外已进入市场导入阶段，但与SOEC技术一样，在国内还都处于研发阶段。与碱性电解水制氢技术相比，SPE制氢设备价格高出数倍，但具有对负荷变化响应速度快的特点，更适应可再生能源发电间歇性、波动性、随机性的特点，有望在装备成本降低后，成为未来更具市场前景的电解水制氢技术。总体而言，电解水制氢高灵活性和高成本的特点决定了其更适合在分布式场景进行现场制氢。

（二）储运成本

高压气态储氢是目前氢气储存的主要方式，具有容器结构简单、能耗较低、充放速度快等优点。按照氢气状态的不同以及技术发展的不同阶段，目前国内外氢气储运方式可分为三大类：一是压缩气态储存技术，这是目前国内外最成熟的技术。根据氢气压力级别不同，可分为低压、中压和高压三类。其中，低压储罐一般用于就地储存，常见为15兆帕低压储罐；中压储罐通常储存压力为16兆帕～45兆帕，可用于加氢站的固定式储氢或其他对空间要求比较苛刻的场景；国内高压储罐最高设计压力为98兆帕，主要用于加氢站的固定式储氢。

对于车载储氢来说，目前常用的储氢罐压力为35兆帕和70兆帕，国际上70兆帕车载储氢技术成熟，已被应用于乘用车并已实现商业化应用；国内目前还普遍使用35兆帕车载储氢罐，还未形成70兆帕车载储氢罐使用标准。二是液氢技术，目前国外已经推广应用，国内只用于航天领域。液氢储氢罐的优势是储氢密度大，按每立方米液氢储罐可储存70公斤（90兆帕高压气态储氢罐储存47公斤氢气），但液氢液化过程能耗高，折合每千克氢气耗电约13千瓦时，且外部侵入热量会造成每天约1%的蒸发损失。三是固体储氢和有机液体储氢材料技术，国内外均仍处于研究开发阶段。固体储氢指各种类型的储氢合金或金属氢化物吸附储氢，这类储氢材料体积较小，因此体积储氢密度高且压力小，使用安全。但固态储氢技术要实现应用，还需要进一步提高质量储氢密度、降低释氢温度以及提高使用寿命等。有机液体储氢，一般具有储氢密度较高和运输方便的优点，如果能在降低放氢温度、减少能量消耗等方面获得突破性进展，将有望得到推广应用。

氢输送技术主要包括高压气态输送、管道输氢和液态氢输送。高压气态氢气输送技术将氢气增压至20兆帕至40兆帕左右充装到大容积气瓶组，以长管拖车从制氢厂运送至使用厂家或加氢站。通常每辆长管拖车的载运氢气量约300～500公斤，由于拖车装运的氢气重量只占运输总重量的1%～2%，运输效率较低，因此高压气态输氢技术适用于运输距离较近（不超过150公里）和输送量较低的场景，国内加氢站的外进氢气目前均采用长管拖车进行运输。管道运输则适用于大规模、长距离的氢气运输，可有效降低运输成本。随着氢能产业的快速发展，新建输氢管网可以满足巨大的用氢需求，是大规模、长距离氢气运输的发展趋势。液氢运输是将液氢装在压力通常为0.6兆帕的专用低温绝热槽罐内，利用卡车、机车和船舶进行运输。每辆汽车的液氢装载量超过2000公斤，经济运输距离超过500公里，具有氢气运输量较大，运输距离较远的优点，但是制取液氢的能耗较大，并且液氢储存、输送过程均有一定的蒸发损耗。液氢输送技术较为成熟，国外应用也已经有一定规模；而国内由于相关的法规标准欠缺，暂时没有液氢卡车罐车，仅有液氢铁路罐车。

综上所述，氢气储运方式的选择需根据需求量、运输距离综合考虑：气态长管拖车运输适合用于短距离和300千克/天需求量加氢站，目前高压储氢罐拖车运输百公里储运成本为20元/公斤，占终端氢气售价约50%；液氢储运适用于长距离运输和大于500千克/天需求量加氢站；管道运输适合大于1000千克/天需求量加氢站。固态储氢材料和有机液体储氢是氢气储存与运输的重要研究方向，目前都处于研发或小规模示范运用阶段。

（三）加注成本

加氢站的运营成本主要包括氢气采购、运输、氢气存储，加氢站能耗及人员成本等。加氢站储气系统的储氢容器、储氢压力是其主要技术指标。目前35兆帕加氢站高压储氢容器工作压力为45兆帕。70兆帕加氢站高压储氢容器工作压力为87.5兆帕。由于目前加氢站建设数量少，各类成本无法形成行业标准。以国内某示范项目为例，其45兆帕，300标准立方米/小时压缩机成本为60万元，45兆帕和25兆帕储氢瓶成本分别为50万元和10万元，35兆帕加氢机成本为65万元，长罐拖车成本120万元，加之其他管束、监控、站内制氢等周边成本，加氢站（4压缩机×4储氢瓶）综合建站成本超过1000万元（不含土地）。

国内目前正在规划、建设中的加氢站大约有20座以上，加氢能力大都小于400公斤/天，属于示范型加氢站。以400公斤/天的加氢站为例计算，车载储氢量为4公斤，则可服务100辆轿车；公共交通客车百公里耗氢量按照８公斤计算，车载储氢量为25公斤，则可服务16辆公共交通客车。相比单个加油站平均服务上千辆汽车，加氢站单站的供应能力明显偏小。单站供应能力将影响到加氢站的经济性，考虑加氢站投资运营环节，目前氢气储运及加注占总成本近70%。随着氢能应用规模的扩大和管道运输的引入，未来氢能储运和加注成本有较大下降潜力。

氢能应用前景分析

（一）交通应用

目前不论是乘用还是商用车辆，氢燃料电池汽车成本都明显高于燃油和纯电动车型。但燃料电池的功率单元（燃料电池电堆）和能量单元（储氢系统）彼此分离，其中功率单元成本较高。因此，若燃料电池电堆成本有所下降，在功率/能量之比较低的应用场景中，其相比于纯电动车型的经济性优势或将显现。

例如，同为100千瓦/50千瓦时的乘用车动力系统，若2025年锂离子电池和燃料电池系统成本分别降至100美元/千瓦时和50美元/千瓦，则两种动力系统的成本相当，同为5000美元，但电动汽车充电成本（0.12元/公里）明显低于燃料电池汽车加氢成本（0.3元/公里），燃料电池乘用车TCO经济性仍显不足。与乘用车不同，货运场景功率需求/能量需求比明显更低。目前柴油重卡发动机功率在200～300千瓦之间，油箱油量等效电量约为750千瓦时，较高的能量需求可体现燃料电池汽车储氢成本低的特点。目前由于燃料电池成本较高（5000元/千瓦），其单位出行里程综合成本高出电动重卡约3元/公里。随着燃料电池电堆成本的下降，其储氢系统低成本的优势将逐渐显现。若2030年燃料电池电堆成本下降至250元/千瓦，燃料电池重卡车辆的综合成本将有望与同级别电动车型基本持平。

燃料电池动力系统能够取代传统轨道交通车辆用大功率柴油发电机组或弓网受流系统，显著降低基础设施投资，具有高效率、无污染、低噪音和环境兼容性强等优点。2015年，世界首列氢能源现代有轨电车在中车青岛四方机车车辆股份有限公司成功下线，中车四方股份公司在此基础上开发了燃料电池有轨电车示范车，并于2017年3月份与佛山市高明现代轨道交通建设投资有限公司签订了佛山市高明区现代有轨电车示范线项目首期工程总包供货合同，将为项目提供8列氢燃料电池有轨电车等设备。这是迄今为止，全球首个落地的氢能源现代有轨电车市场订单，示范车使用模块化设计，可2～5辆灵活编组，车辆续航超过100公里，目前中车正在开发净输出功率为100千瓦的燃料电池电堆和350千瓦的动力系统，预期于2020年，可将模块化设计的燃料电池系统作为有轨电车、轻轨、小功率调车机车及特种车辆的主动力进行应用，但与实际商业推广仍有较大差距。预计燃料电池有轨电车在2030年前以技术示范为主。

与国外先进国家相比，国内船用氢燃料电池系统还未有示范应用，其法规规范符合性研究不足，技术成熟度有待提高，工程化方面的部分关键技术有待突破。目前船用燃料电池动力系统可作为推进动力和辅助动力装置，应用于内河、内湖和近海的游船和游艇，满足该类型船舶对节能减排和提升船舶舒适度的需求。预计近期国内船运氢能将处于研发和示范阶段，有望在2030年后开始市场化推广。

（二）工业应用

目前我国年产氢气2100万吨左右，主要应用于合成氨、合成甲醇和石油炼化等化工行业。预计传统用氢领域氢能需求随市场变化有所波动，但大体保持稳定，其中合成氨工业氢能需求在2030年前有所增加。随着钢铁行业减煤压力日益趋紧，氢气在钢铁行业中的需求量有望快速增加。

燃料电池叉车在部分发达国家已开始商业化运营。在国内，内燃机叉车仍占据绝对主导，电动叉车尚处于发展期，燃料电池叉车基本属于空白。2015年我国叉车销量达33万台，国内企业已开始向国外提供叉车用燃料电池的关键零部件。凭借其氢能加注速度快、无排放等优势，预计燃料电池叉车有望在2020年后逐步启动商业化运营。

矿山机械是能源消耗大户，地下装载机除了能耗高，加上柴油机的废气污染，必须加强地下巷道的通风，从而提高了采矿成本。电动地下装载机解决了排放问题，但因电缆与架线问题，大大限制了设备使用范围。蓄电池地下装载机虽没有排放问题，也没有电缆与架线问题，但充电时间长、寿命短等因素制约着它的使用。燃料电池则提供了一个无排放、无污染、灵活性好、寿命长的解决方案。

（三）建筑应用

目前，我国建筑普遍存在耗能大，效率低，围护结构的保温隔热性能不高等问题，并具有夏季空调用电量大，冬季采暖能耗高等特点。天然气重整制氢用于燃料电池热电联产，不仅可以有效降低天然气终端利用的排放强度，且具有多能互补、能综合效高、保障供能可靠性等方面的优点，未来具有一定市场推广空间。此外，当前我国应急（EPS）与备用电源（UPS）市场主要以铅酸电池为主，部分企业也开始采购退役动力电池开展基站备电技术示范，采用氢能的燃料电池可作为用户侧作为应急或备用电源的备选方案。

（四）电力系统应用

虽然传统的灵活性资源（电池、抽水蓄能）可以满足较短时间尺度的调节，但随着可再生能源渗透率达到一定高度，季节性调峰必不可少。基于燃料电池和储氢技术，氢能可将功率和能量单元进行分离，大幅降低了大规模能量存储的边际成本。其次，氢能可在不同能源网络之间进行转化，可将可再生能源与化石燃料转化成电力和热力，也可通过逆反应产生氢燃料替代化石燃料或进行能源存储，从而实现了不同能源网络之间的协同优化。第三，氢能可与二氧化碳结合，通过合成气的方式联结能源及化工部门，实现能量在更大尺度上的优化运行。因此，基于氢能的多能互补也是实现未来高比例可再生能源的重要能源系统运行方式。

结论及展望

总体而言，氢能供应链环节较多、技术路线复杂、应用场景多样。在制氢环节，化石燃料制氢技术具有技术成熟、成本较低等优点，是当前最主要的氢气生产方式，但是面临碳排放量高、气体杂质含量高等问题。工业副产氢制氢尽管提纯工艺相对复杂，但具有技术成熟、成本低、环境相对友好等优点，是目前及未来一段时期内高纯氢气的重要来源。电解水制氢技术成熟、氢气纯度高且环境友好，但制氢成本高，大规模推广取决于可再生能源发电成本的持续下降。储运和加注方面，目前国内氢能储运基本采用高压氢气技术路线，低温液态储氢、固态储氢、有机液体储氢仍处在研发示范阶段，储运和加注成本在终端售价中的比例仍然偏高。应用方面，近中期氢能应用将主要集中在商车用领域。随着燃料电池成本的下降，部分公交、物流及重卡氢燃料汽车有望在2030年前从技术示范过渡至商业化运行。在部分化工（钢铁、合成氨、合成甲醇）、叉车、重型机械等领域，氢能也有望得到一定推广。长远而言，降低供应成本和减少生命周期排放将是氢能发展长期需要面对的课题，而与可再生能源和电力系统储能相结合的发展思路或将给氢能的可持续发展提供一条现实路径。