滕欣余，张国华，胡辰树，等：我国典型城市氢能经济性和低成本氢源探索分析
滕欣余，张国华，胡辰树，等：我国典型城市氢能经济性和低成本氢源探索分析
huagongjinzhan
中国化工学会会刊，EI、SCOPUS等收录，中国科技期刊卓越行动计划入选期刊，2020版《中文核心期刊概目要览》化工类第1名
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我国典型城市氢能经济性和低成本氢源探索分析
滕欣余 1,2 ，张国华 1,2 ，胡辰树 1,2 ，朱成 1,2 ，于丹 1,2 ，刘頔 1,2 ，刘沙 1,2
1 中国汽车技术研究中心有限公司，天津 300300； 2 中汽数据有限公司，北京 100070
● 引用本文： 滕欣余, 张国华, 胡辰树, 等. 我国典型城市氢能经济性和低成本氢源探索分析[J]. 化工进展, 2022, 41(12): 6295-6301.
● DOI： 10.16085/j.issn.1000-6613.2022-0393
文章摘要
氢能经济性一直是氢能与燃料电池汽车产业发展关注的重点。本文构建了一种简洁、有效的加氢站氢气成本计算模型，可适用于现阶段已投入运行的加氢站经济性研究计算。应用该成本计算模型，通过实地调研，本文得到了张家口、郑州、盐城、佛山等地典型加氢站的氢气成本，经对比分析可知，由于氢气来源、储运距离、应用端市场规模等现实条件不同，加氢站的氢能经济性具有很大差异。为进一步提升氢能经济性、探索加氢站氢气成本低于40CNY/kg的可行性，本文以张家口市氢气来源于风电电解水制氢的某加氢站为例，详细分析其氢气成本构成情况，得出低成本氢源开发对于降低加氢站氢气成本具有重要意义。本文还根据氢能产业发展现状和在交通领域的应用前景，从降低氢气制取成本、氢气储运成本、加氢站固定资产折旧及运营成本等方面为进一步提升氢能经济性、降低加氢站氢气成本提出建议。
近年来，我国氢能与燃料电池汽车产业在国内外产业形势和各方推动下开始快速发展，政策标准体系不断完善，产业技术水平不断提升，加氢站审批建设不断加快，车辆示范运行规模持续增加。在产业发展过程中，加氢站建设数量较少、氢气来源不足、氢气售价高、氢能经济性不足等问题成为了产业发展的痛点，极大地限制了氢能与燃料电池汽车产业的发展。其中，加氢站氢能经济性问题一直是产业研究的重点，寻找低成本氢气来源、降低加氢站氢气使用成本以及氢能制取、储运、加注等方面经济性研究和计算备受产业关注。
目前，行业在加氢站氢能经济性研究方面已经做了很多工作，建立了一些氢气制取、储运、加注的成本计算模型。如周莎等采取全生命周期经济性评估的方法，分初期投资建设、运营维护和成本回收3个阶段对加氢站的总成本和总收入进行测算。杨海昌等构建了制氢站和加氢站的年收益函数，利用项目现金流量估计模型，给出电价、氢价对净现值和内部收益率的影响程度和经济可行区间。张理等提出了考虑产业链传导的风电制氢经济性计算模型，分析制氢及储运等全环节成本效益变化。但整体上看，现有加氢站氢能经济性计算模型较复杂、理论性很强，计算模型也缺少在实际示范运行的加氢站中进行应用和考量。
因此，本文构建了一种简洁、有效的加氢站氢气成本计算模型，并结合张家口、郑州、盐城、佛山实际投入运行的加氢站运行数据，得到应用计算模型后4个城市典型加氢站的氢气成本并进行对比分析研究。为进一步研究氢能经济性提升方法、探索低成本氢源，本文还梳理了现阶段在氢能与燃料电池汽车产业活跃度较高的京津冀、中原、长三角、珠三角区域的制氢资源，并以氢气来源为风电电解水制氢的张家口市某加氢站为例，进行氢气成本达到40CNY/kg及以下的可行性分析，并提出进一步降低氢气成本、提升加氢站氢能经济性的路径和建议，为氢能与燃料电池汽车产业商业化发展提供了重要的信息来源。
1
加氢站氢气成本经济性计算模型
本文经过调研研究，根据实际运行的加氢站成本构成，建立了加氢站购氢、储运、加注的成本计算模型，并构建出加氢站氢气总成本计算方法。该方法从运营商角度出发，计算方法简洁、高效，现阶段已投入运行的加氢站可利用本方法评估加氢站氢气成本经济性。
1.1
加氢站购氢成本计算模型
制氢厂氢气制取成本主要包括原料成本、固定资产折旧、运行维护费用等，可按如式(1)计算。
式中， p c 为制氢厂单位质量氢气制取成本，CNY/kg； C 固定资产 为制氢厂固定资产投入，包括设备和厂房等，CNY； C 原料 为折旧年限内制氢原料成本，包括原料开采成本、原料运输成本等，本模型以原料到制氢厂的成本进行计算，CNY； C 运行 为折旧年限内制氢厂动力成本、人力成本、能耗成本、维护成本等，CNY； δ 为制氢厂设备残值率，%； AD H2 为折旧年限内氢气总产量，kg。
加氢站氢气采购价格（制氢厂氢气销售价格）可由式(2)表示。
式中， p s 为制氢厂单位质量氢气销售价格，CNY/kg； p c 为制氢厂单位质量氢气制取成本，CNY/kg； η 为制氢厂设定的利润率，%。
1.2
加氢站氢气储运成本计算模型
若加氢站采用自购设备来运输氢气，则年氢气运输成本主要包括年度固定设备（车头、长管拖车及钢瓶）折旧成本、能耗成本、人工及运维成本等，因而加氢站年氢气储运成本可由式(3)表示。
式中， C t 为加氢站年氢气储运成本，CNY； C tq 为固定设备年折旧成本，CNY； C to 为储运年能耗成本，CNY； C th 为年人工成本，CNY； C tm 为年运维成本，CNY。
加氢站单位质量氢气储运成本见式(4)。
式中， p t 为加氢站单位质量氢气储运成本，CNY/kgH 2 ； C t 为加氢站年氢气储运成本，CNY；为加氢站年储运氢气量，kg。
若加氢站采用租赁设备来储运氢气，则加氢站年氢气储运成本Ct包括长管拖车的运输费用和租赁费用两部分，运输费用一般按照CNY/km为单位进行计算，且计算空车驶回距离，租赁费用一般按照CNY/d为单位进行计算。
1.3
加氢站加注成本计算模型
加氢站加注成本可分为加氢站固定资产年折旧成本和加氢站年运营成本两个部分。其中，加氢站固定资产年折旧成本计算公式如式(5)。
式中， C d 为加氢站固定资产年折旧成本，CNY； C e 为加氢站固定资产成本，CNY； γ 为残值率，%； N e 为设备折旧年限。
加氢站年运营成本计算模型为式(6)。
式中， C o 为加氢站年运营成本，CNY； C oe 为年电力使用成本，CNY； C om 为加氢站年维护成本，CNY； C or 为加氢站年用地租金，CNY； C oh 为人力成本，CNY； C os 为加氢站保险费用，CNY。
因此，加氢站单位质量氢气加注成本为式(7)。
式中， p m 为加氢站单位质量氢气加注成本，CNY/kg； C d 为加氢站固定资产年折旧成本，CNY； C o 为加氢站年运营成本，CNY；W H 2 为加氢站年加注氢气量（采用长管拖车运输高压氢气的加氢站此数值可约等于加氢站年运输氢气量），kg。
1.4
加氢站氢气总成本计算模型
氢气总成本为单位质量氢气销售价格、氢气储运成本和氢气加注成本之和，见式(8)。
式中， p 为加氢站单位质量氢气总成本，CNY/kg； p s 为制氢厂单位质量氢气销售价格，CNY/kg； p t 为加氢站单位质量氢气储运成本，CNY/kg； p m 为加氢站单位质量氢气加注成本，CNY/kg。
2
典型城市加氢站氢气总成本归纳与分析
张家口、郑州、盐城、佛山是我国率先开展燃料电池汽车示范的一批城市，城市大力发展氢能产业，梳理区域制氢资源，加速推进加氢站建设。由于这4个城市分别地处北方、中原、东南沿海和珠三角地区，城市内某加氢站的氢气来源可分别为电解水制氢、氯碱工业副产氢提纯和丙烷脱氢，在地域和制氢来源方面极具代表性。因此，本文选择张家口、郑州、盐城、佛山的典型加氢站作为代表，以单位质量氢气总成本为指标对加氢站氢气成本进行考量，应用上述经济性计算模型，得到4个典型加氢站的氢气成本并进行对比分析。经企业调研证实，该模型计算得出的加氢站氢气总成本能基本反映出该加氢站的氢能经济性，对加氢站的氢能经济性评估具有一定的借鉴和参考意义。
表1 典型城市加氢站氢气总成本汇总表
根据表1中数据可知，由于氢气来源、储运距离、应用端市场规模等现实条件不同，加氢站的氢能经济性具有很大差异性，张家口和郑州加氢站氢气总成本低于40CNY/kg，10%利润下氢气售价41~43CNY/kg；而盐城和佛山某加氢站氢气总成本较高，10%利润下氢气售价达到了100CNY/kg以上。其中，在氢气采购价格方面，张家口某加氢站的氢气来源于风电电解水制氢厂，制氢厂用电采用政府给予的优惠电价后制氢成本大幅降低，因此张家口某加氢站氢气采购价格与其他城市氢气来源于工业副产氢提纯制氢的加氢站差距不大。在氢气储运成本方面，其主要受运输距离、氢气有效装卸量影响，张家口某加氢站氢气运输距离＜30km，郑州某加氢站氢气运输距离约120km，盐城和佛山某加氢站氢气运输距离均在200km以上且加氢站装卸氢气效率较低，因此盐城和佛山某加氢站的氢气储运成本相较张家口和郑州大幅提升。在氢气加注成本方面，其主要受氢气加注量影响，由于盐城燃料电池汽车数量较少，因此加氢站氢气加注量较低，氢气加注成本很高。
3
示范区域制氢资源分析
近年来，我国京津冀、中原、长三角、珠三角区域大力推动氢能与燃料电池汽车产业的发展，鼓励加氢站建设和燃料电池汽车示范运行。各示范区域工业基础雄厚，氢气资源可来源于化石能源制氢、工业副产氢提纯制氢、电解水制氢等多个方面。现阶段，各示范区域内加氢站的氢气来源主要来自于工业副产氢提纯制氢和电解水制氢。
中国是全球第一产氢大国，2020年工业制氢产量为2.5×10 7 t；同时，中国也是全球最大的工业副产氢国家，各类工业副产氢气的可回收总量可达1.5×10 9 m 3 ，能实现工业副产氢的充分回收、提纯和利用，可为发展氢能在交通领域的应用提供保障。但是，目前我国电解水制氢产能占比较低，根据我国推进“碳达峰”“碳中和”的政策和措施，本文积极探索低成本氢源开发，主张充分利用示范区域内的可再生能源，极力推动低碳、环保的可再生能源发电-电解水制氢等“绿氢”的生产和应用。
在可再生能源分布和利用方面，京津冀地区拥有丰富的风能、太阳能等可再生能源资源。其中，张家口作为国家级可再生能源示范区，是京津冀地区风能和太阳能资源最丰富的地区之一，截至2020年10月，张家口可再生能源装机规模达到1.764×10 7 kW，非水可再生能源规模位居全国第一。位处中原地区的河南省是农业和畜牧业大省，秸秆等生物质原料可采用热化学法、生物法等多种生物质制氢技术进行氢气生产。长三角地区可再生能源丰富，其中盐城海上风电资源丰富，近海100m高度年平均风速超过7.6m/s，远海接近8m/s，是全省乃至全国海上风电开发建设条件最好的区域之一，也是“海上三峡”的主战场。珠三角地区在政策的鼓励下，以风电、太阳能和生物质为主的可再生能源发电装机容量迅速增长，并逐步开展制氢项目，增加区域“绿氢”供应比例。各示范区域应利用可再生能源资源优势，积极推动可再生能源发电-水电解制氢、生物质制氢项目等，保障氢能与燃料电池汽车产业应用示范和长远发展的氢气来源。
4
低成本氢源案例详解
根据京津冀、中原、长三角、珠三角区域可再生能源和加氢站建设运行情况，本文以京津冀地区张家口某加氢站为案例，详细分析氢气来源于风电电解水制氢的加氢站成本，探索加氢站氢气成本低于40CNY/kg的可行性。
在张家口某加氢站示范运行前期，氢源供应从北京、内蒙古、河北等外地采购，主要包含电解水制氢、氯碱工业副产氢提纯制氢等方式，氢气综合成本约70CNY/kg，氢源成本相对较高；当张家口某风电制氢厂投产运行后，张家口某加氢站实现氢源本地供应，多个环节成本大幅下降。
4.1
电解水制氢成本
张家口某制氢厂占地面积10000m 2 ，采用碱性电解槽技术，产能为2000m 3 /h，全年按8000h运行，年产氢气约1400t。电解水制氢工艺流程如图1所示。
图1 电解水制氢工艺流程
为测算电解水制氢成本，将总成本分为固定资产折旧成本、原料成本、人力成本、能耗成本（含制取、压缩环节）、其他成本等，在政府协议优惠电价（风力发电）为0.19CNY/kWh时，制氢厂每年总成本为3.79721×10 7 CNY，单位质量氢气制取成本为27.12CNY/kg。
4.2
氢气储运成本
目前，张家口某加氢站的氢能供应链已实现本地生产和消纳，由于是超短距离运输，储运费用按趟次计，约1000CNY/次，单次储运氢气有效装卸量约270kg，单位质量氢气储运成本为3.70CNY/kg。
4.3
氢气加注成本
加氢站加注压力35MPa，加注能力1500kg/d，全年运营，年氢气加注量约547000kg，加氢站年设备折旧和运营总成本（不计购入氢气的费用）为3.8970×10 6 CNY，单位质量氢气加注成本为7.12CNY/kg。
4.4
张家口某加氢站氢气总成本
综合张家口某加氢站氢气制储运加多个环节的成本（如表2所示），如不计氢制氢环节的利润，则加氢站氢气总成本为37.94CNY/kg；如计入制氢环节的利润（如10%利润率），则加氢站氢气总成本为40.65CNY/kg。另外，如果是站内制氢的供应方案，可节省3.70CNY/kg的氢气储运费用，即加氢站氢气总成本可降至34.24CNY/kg（不含制氢利润）和36.95CNY/kg（含10%制氢利润）。从图2各环节成本占比图（含储运）可以看出，氢气采购端占比最大，约70%以上，其次是加注端（约20%）和储运端（约10%）。由此可见，低成本氢源开发对于降低加氢站氢气成本具有重要意义。
表2 张家口某加氢站氢气总成本分析
图2 张家口某加氢站各环节成本占比图
（不含制氢利润）
4.5
氢气成本下降趋势分析
张家口某加氢站氢气总成本组成具有两个特点：①风电电解水制氢采用相对较低的协议优惠电价，一定程度上降低了氢气制取成本，若按非协议价（0.39CNY/kWh），则氢气制取环节成本将增加12.32CNY/kg，使加氢站氢气总成本增加30%以上；②由于氢气是本地生产及消纳，储运费用相对较低，如从北京输运氢气至张家口某加氢站，则氢气储运环节将增加13.5CNY/kg以上，使加氢站氢气总成本大幅增加。
未来，张家口某加氢站氢气的降本空间在于规模效应：①张家口某制氢厂二期规划产能为20t/d，氢气采购成本将减少约7.50CNY/kg；②长管拖车储罐压力由20MPa提升至30MPa，氢气有效装卸量增至450kg，氢气储运成本将减少约1.50CNY/kg；③加氢站加注能力由1500kg/d提升至2500kg/d，考虑新增设备的投入，氢气加注成本将减少约1.30CNY/kg。
综上，未来五年内，张家口某加氢站氢气总成本有望下降25%，控制在28~30CNY/kg，氢能经济性大幅提升。
5
氢能经济性提升路径
以12m城市公交车为例，燃料电池公交车平均百公里耗氢量为7kg，传统燃油公交车百公里油耗30~35L，以2022年4月11日柴油价格8.49CNY/L为参考，得出车用氢气价格（即加氢站氢气售价）在36~43CNY/kg时，燃料电池公交车百公里燃料成本才与传统燃油公交车相当。因此，从燃料角度，当加氢站按利润率10%计时，只有加氢站氢气成本降至40CNY/kg以下时，燃料电池汽车与传统燃油汽车相比才具有经济性和竞争性。因而，为促进氢能与燃料电池汽车产业的快速发展，未来行业需要进一步降低加氢站氢气成本，提升氢能经济性。
降低加氢站氢气成本的路径主要在降低氢气制取成本、氢气储运成本、加氢站固定资产折旧及运营成本等三个方面，具体如下。
（1）降低氢气制取成本主要需降低制氢能耗成本和固定资产折旧成本，探索低成本氢气来源，如充分利用波谷电、弃风弃光等可再生能源发电等降低电价，进一步降低电解水制氢成本；固定资产折旧费用降低需提高制氢设备国产化率等。
（2）降低氢气储运成本主要采用缩短运输距离和提高氢气有效装卸量这两种方式。其中，提高氢气有效装卸量可采用提升长管拖车高压储氢罐压力并降低长管拖车余气量的方法，同时，探索液氢、液氨、甲醇等其他高效氢气储运手段。
（3）在降低加氢站固定资产折旧及运营成本方面，加氢站需提高加氢站设备国产化率，降低加氢站建设成本；同时，通过扩大燃料电池汽车运行规模从而增加加氢站的氢气年采购量，进一步降低加氢站的运营成本。
综上所述，虽然现阶段氢气成本普遍较高，但其降低成本的路径长期可行。因此，未来加氢站的氢气成本可以控制在40CNY/kg以内，长期来看，有望控制在25CNY/kg以内，氢能经济性有待提升。
6
结论与展望
本文构建了一种基于制氢、储运、加注三个方面的加氢站氢气成本计算模型，并应用模型计算得到4个城市张家口、郑州、盐城、佛山典型加氢站的氢气成本，经对比分析可知：由于氢气来源、储运距离、应用端市场规模等现实条件不同，加氢站的氢能经济性具有很大差异性，其中，张家口和郑州某加氢站成本低于40CNY/kg，而盐城和佛山某加氢站主要受储运距离和市场规模影响，氢气总成本则相对较高。该氢气成本计算模型在已投入运行的加氢站中进行应用，其计算结果基本能够反映出该加氢站的实际情况，表明模型对加氢站氢能经济性评价具有一定的借鉴和参考意义。
为分析加氢站氢气成本达到40CNY/kg及以下的可行性，本文根据京津冀、中原、长三角、珠三角区域可再生能源和加氢站建设运行情况，以京津冀地区张家口某加氢站为案例，详细分析氢气来源于风电电解水制氢的加氢站成本构成。在不含制氢利润的加氢站成本构成中，氢气采购端、储运端和加注端成本占比分别约70%、10%和20%，可见低成本氢源开发对于降低加氢站氢气成本具有重要意义。另外，该加氢站未来将利用规模效应来进一步降低氢气成本，五年内氢气总成本有望控制在28~30CNY/kg，氢能经济性大幅提升。现阶段，氢气成本较高、氢能经济性较差的加氢站还需政府扶持、企业投资等多种手段持续运行以渡过产业发展初期，逐步实现降低成本、提升氢能经济性的目标。
未来，加氢站通过降低氢气制取成本、氢气储运成本、加氢站固定资产折旧及运营成本等多种可行途径，持续探索低成本氢源开发，实现加氢站氢气成本降低，提高氢能利用的经济性，增强产业布局者的信心，为氢能产业的长远发展奠定坚实的基础。
作者简介 ● ●
第一作者及通信作者：滕欣余 ，工程师，硕士，研究方向为氢能与燃料电池汽车领域。
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