氢能产业链这个环节太关键！咋布局？

关键词 | 加氢站  现状与新模式

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氢能被视为 21 世纪最具发展潜力的清洁能源，加氢站作为氢能基础设施建设，是整个氢能产业链的核心部分之一，加快推进加氢站建设布局，是促进我国碳达峰、碳中和，实现能源结构转型的重要举措。本文对国内外氢能发展战略和产业布局、我国加氢站现状进行了调研，并对站内制氢、储氢和加氢一体化加氢站新模式进行了探析，同时分析了当前我国加氢站发展过程中存在的问题，并提出了解决路径。

2021年，国务院印发了《2030年前碳达峰行动方案》，随着国家双碳战略的发布，氢能进入快速发展阶段。氢作为一种清洁、低碳、可持续的二次能源，是解决全球能源需求的潜在方案。加氢站作为氢能基础设施建设，是整个氢能产业链的核心部分之一。加快推进加氢站建设布局，是促进我国碳达峰、碳中和，实现能源结构转型的重要举措。

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国内外氢能发展战略与产业布局

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国外概况

根据国际氢能委员会预测，到2050年氢能将承担全球18%的能源终端需求。当前全球加快氢能产业布局。根据2022年2月H2stations发布的第14次全球加氢站统计报告，截止到2021年底全球加氢站投运主要国家有中国、日本、美国、德国、韩国、法国等。

日本是最早开始发展氢能的国家，于1973年成立氢能协会，并于2017年公布了《基本氢能战略》，这是全球首个氢能基本战略。2019年日本政府公布《氢能利用进度表》，计划到2030年建成900座加氢站。当前日本加氢站建设体系和政策最为完备，技术最为成熟，这也得益于日本丰田、本田等汽车企业多年的大力投入研发。日本加氢站布局以首都圈为中心向九州岛方向延伸，形式多采用外供氢的方式，站内制氢较少，同时低温液态储氢加氢站技术发达，并且注重与原有加油站加气站等的结合。

1990年美国颁布了《氢能研究、开发及示范法案》，提出了美国向氢经济过渡的4个阶段。1996年颁布了《氢能前景法案》，确定了氢能发展的基本方向。2002年发布《国家氢能发展路线图》，明确美国氢能经历发展路线的4个阶段。2014发布《全面能源战略》，指出预计到2050年氢能将占据美国终端能源需要的14%。美国加氢站布局是一大优势和特色，主要以加利福尼亚为中心，建设注重与氢能源应用场景结合，打造特色氢能产业生态圈。当前美国加氢站大多数可以实现35MPa和70MPa双压力加注，供氢方式多样化，站内制氢技术相对较为成熟，液氢体系供应完善。

2003年韩国将氢能定位为“21世纪前沿科学计划”的主攻技术领域之一，2018年韩国政府将氢能经济与人工智能、大数据并列为三大战略投资领域。2019年发布《氢能经济路线图》提出2030年进入氢能社会，计划2040年完成建设1200个加氢站的目标。2021年韩国政府公布“氢能领先国家愿景。韩国加氢站发展主要得益于政府的大力支持，补贴力度高，并着力于制定相应的法律体系，韩国政府还设置专门的职能部门以推动加氢站的发展。目前韩国氢燃料汽车运营数量居全球首位。

2005年欧盟制定了《欧洲氢能研发和示范战略》，2019年发布了《欧洲氢能路线图》，2020年发布了《欧盟氢能战略》。欧盟成员国中德国走在了前列，2020年德国颁布了《国家氢能战略》，成立了国家氢能委员会，预计到2025年德国将建成400座加氢站。德国注重加氢站核心设备的自主研发能力，其加氢站相关技术也是位于全球领先水平。德国在氢能发展中注重基础设施的建设，致力于打造加氢站网络，并且注重产业应用。当前德国加氢站加注压力以70MPa为主，其余也均可实现70MPa和35MPa双压力加注。

俄罗斯作为能源大国，也着手进行氢能产业布局。俄罗斯氢能产业起步相对较晚，2020年5月，俄罗斯首座加氢站在莫斯科建成，2020年6月俄罗斯发布《2035年俄罗斯联邦能源战略》，加紧布局氢能产业发展。2020年10月，俄罗斯发布了《2024年俄罗斯联邦发展氢能计划书》，制定了俄罗斯氢能源发展战略规划。俄罗斯氢能注重在航空航天、潜艇等方面的应用。俄罗斯有丰富的油气、风能、核能等资源，可以为氢能源发展提供基础，同时其天然气管道系统发达，可以保障氢气的运输。

2.

国内概况

在“十三五”之前氢能处于推广阶段，国家并没有制定明确的规划，2016年国家发改委、国家能源局联合印发《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》，明确提出把可再生能源制氢、氢能与燃料电池技术创新作为重点发展内容。2019年氢能被首次写入政府工作报告。2020年国家能源局印发《2020年能源工作指导意见》，制定了实施氢能产业发展规划。2021年《“十四五”规划》中提出，在氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划。2021年工信部印发的《“十四五”工业绿色发展规划》中指出加快氢能技术创新和基础设施建设，推动氢能多元利用。2022年国家发改委、国家能源局联合印发的《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》中指出探索建立氢能产供销体系，健全氢能技术标准和安全标准。2022年3月国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，指出氢能是未来国家能源体系的重要组成部分。地方政府也积极响应践行绿色发展理念大力发展氢能，吸引一批氢能相关企业落地，促进各地产业结构转型。

氢能产业链庞大，包括上游制氢、中游储运氢以及下游用氢等多个环节，氢燃料汽车是当前最常见的应用场景。目前全国主要氢能分布地区有以佛山、广州为中心的珠三角氢能圈，以上海、苏州为中心的长三角氢能圈，以山东、京津冀为中心的环渤海氢能圈，加氢站格局呈现出“各地开花”的特点，还未形成统一的体系。总的来看，目前我国已经基本构建了较为完善的涵盖制氢、储运、加注和应用的氢能产业链。在制氢环节，我国整体处于并跑阶段；储运环节，仍有较大的短板；加注环节，我国正在加速追赶；应用方面，我国氢能以交通领域为突破口快速发展；其他领域不断取得突破，部分国产化装备竞争力明显提升。

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加氢站发展现状

1.

类型

根据分类方式不同，加氢站类型不同。根据氢气加注压力的不同，加氢站可分为35MPa和70MPa 2种类型；根据建设形式不同，分为固定式加氢站和移动撬装式加氢站；根据建造类型的不同，分为单建式加氢站、加氢加油合建站和加油加气加电加氢等全方位一体的合建站；根据用途不同，可分为自用站、商用站和示范站；根据等级不同，可分为一级站、二级站和三级站；根据供氢方式的不同，可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站；根据储氢方式的不同，可分为气氢加氢站和液氢加氢站等。在承担国家重点研发计划课题“加氢站关键零部件损伤机制及失效模式研究”的过程中，作者调研了上海7所加氢站，其基本情况汇总如表 1所示。

表1  上海7座加氢站基本情况

当前我国加氢站以35MPa为主，大多为外供氢加氢站，储氢方式一般是高压气体储氢。接下来具体介绍几种典型的加氢站内部布局。

2.

内部布置

单建式加氢站是以给氢燃料电池车加氢为单一功能的加氢站，早期我国建立的加氢站以单建站为主。位于上海嘉定安亭国际汽车城的安亭加氢站是上海首座示范型加氢站，其站内平面布置如图 1所示。安亭加氢站有着完善的运营管理程序，为我国加氢站国家标准、法规制订提供了重要依据。该加氢站加注压力为35MPa，依靠长管拖车进行氢气运输。

图1  安亭加氢站平面布置图

加氢站与加油站、天然气加气站、充电站等联合建设的站称为合建站，一般为固定式加氢站。我国首座油氢合建站樟坑油氢合建站于2019年7月1日建成，之后广东、上海、江苏等地加氢合建站纷纷落地。以加油站等为基础建设加氢站，不仅安全且成本低，还省去了选址的麻烦，同时简化建站审批流程，容易推广。合建站还可以整合管理资源，进一步降低综合运营成本，根据燃油汽车、天然气汽车、电动汽车、氢燃料电池汽车等多元用户发展趋势，今后可以实现油、气、电、氢一体化能源发展。近年来，中国石化、中国石油、国家电投、国家能源等大型央企纷纷加快氢能产业布局，中国石化提出在“十四五”期间将加快发展以氢能为核心的新能源业务，拟布局1000座加氢站或油氢合建站，推动加油站逐步向“油、气、氢、电、服”综合加能站转型，基于合建站的优势，预测未来合建站将成为主流，尤其是“以油养氢”模式的油氢合建站。

上海安智油氢合建站是由中国石化建成的上海首批商业化提供加油加氢服务的综合功能站，其站内平面布置如图 2所示。该加氢站加注压力为35MPa，同时预留了70MPa的加氢机，外供氢气主要依靠长管拖车运输。固定式加氢合建站主要受制于原加油站的拓展空间。

图2  安智油氢合建站平面布置图

为了在空间较小的原加油站基础上，拓展加氢业务，撬装结构应运而生。撬装加氢站是将储氢系统、压缩机、冷却机组、卸气柱、加氢机、站控系统等集成在同一个撬装底盘上，具有结构紧凑占地面积小、投资成本低、施工工期短、设备安装扩容方便等特点，能在较短时间内满足不同企业的多元化需求。撬装加氢站与固定式加氢站的主要区别只是将储氢系统与加氢系统组装集成在一起。

3.

主要设备

外供氢加氢站的工艺流程其实并不复杂，复杂的是站内制氢部分。国内主要加氢站工艺流程如图3所示，其中储氢容器、加氢机和压缩机是加氢站主要设备，加氢站的技术含量、投资成本和安全运行都取决于这些设备。

图3  加氢站主要工艺流程

01.  储氢压力容器

储氢是加氢站的重要环节之一，目前高压气态储氢是我国加氢站最主要的储氢方式，最常见的储氢容器为高压储氢压力容器。

对于35MPa加注压力的加氢站，高压储氢容器的设计压力一般为45、47和50MPa，对于70MPa加注压力加氢站设计压力主要为82、87.5、98和103MPa。储氢容器主要分为单层钢制瓶式容器组、钢带错绕式储氢容器、包扎式容器和碳纤维缠绕气瓶组等几种类型，使用最多的为单层钢制瓶式容器组和钢带错绕式储氢容器。其中单层钢制瓶式容器组是通过管道将多个大容积钢质无缝气瓶连成一个整体的储气装置。钢带错绕式储氢容器由内筒、绕带层、半球形封头、加强箍和外保护壳组成。随着加氢站进一步发展，为了提高储氢容器的储氢量，会进一步提高储氢压力，合肥通用院姚佐权等人已研制出一种超高压储氢容器，可以储存压力高于100MPa的氢气。

02. 加氢机

加氢机与加油机、加气机类似，一般由氢气流量计、检测报警装置、过滤器、电磁阀、安全阀、加氢枪、加氢软管、电子计控器、辅助装置等组成，一般都遵循SAE J2601氢燃料电池加注协议。加氢机由于结构受限，因此当前国内大部分加氢机采用外部冷却，将包括冷却系统在内的所有模块集成在加氢机内，既可以减少占地空间，也可以降低安装等成本。其中加氢枪是加氢机的核心部件，也是主要攻克对象。一方面加氢机的加注压力分为35MPa和70MPa 2种，在高压环境下气体对加氢枪密封结构要求更高；另外一方面加氢枪工作时流速高，会产生高热量；同时加氢枪结构复杂，部件多，因此需要高集成度。

早期我国所用加氢机主要依赖进口，当前国内已有多家企业可以生产加氢机，已取得突破性进展。2020年9月，北京低碳院研发35MPa加氢机首次获得国内相关认证。2020年11月，舜华新能源发布了第三代加氢机，集成了35MPa和70MPa 2种压力等级的加注模式。2021年6月厚普发布了自主研发的首台70MPa加氢机，多项氢能加注设备关键部件打破了国际垄断。2021年9月北京低碳院开发的70MPa加氢机成为国内首个获得国际认证的70MPa加氢机。当前我国液态加氢机还处于研发阶段。目前加氢站卡脖子技术主要为加氢机冷却系统集成问题，加氢枪密封结构、高流速高热量的安全保护问题以及加氢枪的高集成度问题。

03.  氢压缩机

压缩机是加氢站主要设备之一，氢气压缩机的发展方向为低成本、高排压、大排量，对于目前加氢站几种常见压缩机的特点汇总如表2所示。

表2  加氢站用氢压缩机特点

隔膜压缩机、往复活塞压缩机、液驱活塞压缩机是传统类型压缩机，目前我国加氢站使用最多的是隔膜压缩机，其技术相对来说更为成熟，但是在加氢站工况下需要频繁启动，导致压缩机寿命较短，同时单机难以实现大排量，进一步增加了成本。离子液压缩机是由Linde公司开发的一种新型压缩机，其基本原理是用一种几乎不可压缩的离子液代替传统压缩机的活塞，气体在气缸中随着离子液的上下运动所产生的容积变化而被压缩，其入口压力可以低至0.3MPa，出口压力可以达到100MPa。离子液压缩机在一定程度上兼顾了几种传统压缩机的综合优势，并且可以大幅度降低能耗，目前仅有Linde公司一家可以生产。

国内目前有部分企业可以自主生产加氢站用压缩机，例如北京天高、豫氢装备、中鼎恒盛等压缩机制造厂商，且在当前国内建成的加氢站中已有应用。2021年12月由北京低碳院和丰电金凯威联合研发的70MPa加氢站压缩机成为国内首台在氢气介质下排气压力到达87.5MPa的隔膜压缩机。但是当前国产氢压缩机核心技术未能完全突破，可靠性不足，其卡脖子技术主要是性能最佳的离子液压缩机技术未能掌握，压缩机关键零部件材料如膜片、密封材料等设计制造技术落后等。因此加氢站用压缩机还主要依赖进口，若要大范围推广，还需要继续进行国产化研发。

与成熟的加油站相比，目前加氢站的建设成本相对较高，且固定式加氢站建成后具有不可逆性，因此加氢站选址应充分考虑交通、成本、市场、产业链协同、上游资源等要素。当前油氢合建站是加氢站选址的首要考虑原则，如果依托原有加油站等建加氢站，不仅可充分利用土地等资源，而且可以满足快速适应用户加氢市场需求。加氢站选址既要能够保证可以便利和稳定地获取氢源，又要尽可能多地满足终端客户需求。

目前，氢燃料电池车发展较慢的原因之一是加氢站较少，而加氢站较少的原因之一是建设和运营成本较高。加氢站成本主要分为加氢站初期投资成本和运营成本两部分，其成本构成如图 4所示。

图4  加氢站成本构成

不同种类加氢站成本不同，Song等人以上海加氢站为例，给出了12种不同的供氢方案，包括6种上海市内站外供氢、4种省外站外供氢以及2种站内制氢方式，详见表 3。

表3  上海加氢站供氢方案

作者通过计算给出了12种不同方案的氢供应成本（包括氢出厂价格和总运输价格），如图 5所示。由图可知，两种站内制氢加氢站方案7、8（如图中虚线框所示）的氢供应成本低于外供氢加氢站，且天然气制氢成本最低。不同的氢气短距离运输一般采用长管拖车和管道运输，长距离运输一般采用液氢和有机液体储氢方式，短距离运输成本远远小于长距离运输，且管道运输成本最低。对于短距离运输氢，制氢成本占大部分；对于长距离运输氢，制氢成本与运输成本大约各占一半。因此，发展站内制氢技术可能是降低成本的一种选择。

图5  不同方案氢供应成本

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站内制氢、储氢和加氢一体化加氢站新模式探析

加氢站首先要有氢气的来源，目前我国加氢站氢气来源主要是外供氢。按照氢气制备过程碳排放情况可以将其分为绿氢、蓝氢、灰氢3种。绿氢是助力碳中和目标实现的终极能源，在未来将成为制氢主要发展方向。

在储氢环节，我国大多数加氢站以高压气态压力容器储氢为主，少量采用深冷液态，近几年发展起来的还有固体金属储氢（LiAIH4 、MgH2和NaAIH4等）和液体氢载体储氢（氨、甲醇等），尤其是液体储氢表现出储存密度高、安全便捷等特点，引起氢能界的高度关注。几种储氢方式的储存密度（质量分数）如图 6所示，可以看到高压气态和液态储氢方式储氢密度低，因此需要寻求更高储氢密度的储氢方式。由图可知，甲醇和氨的储氢密度高，约为气态储氢（70MPa）的3倍，同时这2种储氢方式更加安全。

图6  几种储氢方式的储存密度

本文课题组针对绿色环保制氢和高储氢密度储氢方式开展研究，对站内制氢、储氢和加氢一体化加氢站新模式进行探析，总结为如下3个方面。

我国《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》指出，推动“风光氢储”一体化融合发展，为可再生能源规模化消纳提供解决方案。随着燃料电池等氢能利用技术开发成熟，氢能-热能-电能将实现灵活转化、耦合发展。全国加氢站主要分布在东南沿海以及中部地区，虽然西部地区风能、光能等资源丰富，但其加氢站建设缓慢，无法充分利用这部分资源，因此充分利用风能、光能等可再生能源电解水制氢成为一种新的可供选择的方案。

当前我国大多数加氢站以站外供氢为主，氢气在运输过程中存在安全隐患，而且运输成本较高，站内制氢可能是未来的发展方向之一。站内制氢加氢站初始建站成本虽然高于外供氢加氢站，但其省去了长途运输氢气的费用，同时加氢站选址可以避免上游氢源供应的制约。从长远来看，可再生能源制氢属于绿氢范畴，大大减少制氢过程的碳排放，这种结合可再生能源的分布式制氢加氢一体站是未来发展的方向之一，该类加氢站基本流程如图7所示。

图7  可再生能源电解水制氢加氢充电一体站流程

通过风力或者光伏机组进行发电，使用整流器将交流电变为直流电，由于风力发电仅在风力强时工作，光伏发电仅在光照充足时工作，两种发电方式存在一定的不稳定性，因此可以将一部分电通过储能系统储存起来。当发电充足时，风力或光伏发电既可以通过充电桩给电动汽车充电，也可以进行水电解制氢，余量可以存储到储能系统；当发电不足时，使用储能系统的电进行充电和制氢。制氢所得氢气通过氢压缩机存储到储氢压力容器中，通过加氢机实现氢气的加注，从而消纳可再生能源电力制氢，解决弃风、弃光产生的资源浪费，打造可再生能源电解水制氢加氢充电一体站。2016年我国首座风光互补发电制氢加氢站在大连建成，之后各地也陆续规划可再生能源制氢加氢站，该类加氢站得到了一定的工程应用验证。

可再生能源制氢加氢站一方面受制于地理位置的选择，需要选择风能、光能资源丰富地区，另一方面风力光伏发电机组、电解水制氢投资规模较大，建站成本高且需要较大场地，比较适合西部沙漠、戈壁等高速公路附近建站。同时可再生能源发电制氢技术可靠性还需要进一步研究。

中国科学院大连化物所李灿院士等长期致力于研究“液态阳光甲醇”，原理是利用风能、光能等制氢，再通过二氧化碳加氢，在催化剂的作用下生产甲醇，将氢储存在甲醇中，这样既可以减少二氧化碳，又可以储氢。2020年全球首套直接液态太阳燃料规模化合成项目在兰州新区实验成功，这可能是利用我国西部光能等可再生能源的有益探索。

甲醇相较于氢气，可实现大量、长期、稳定储存和安全运输，其运输成本也较低，同时甲醇制备过程消耗大量二氧化碳，有利用实现减少碳排放的目标。2021年10月全球首个甲醇制氢加氢一体化示范项目在张家口落地，该加氢站基本流程如图8所示。

图8 甲醇制氢加氢站流程

甲醇通过站外运输到加氢站，通过甲醇重整和氢气纯化技术制氢，用氢气压缩机将氢气储存在储氢压力容器中，通过加氢机为氢燃料汽车加注氢气。甲醇作为储氢介质，可以减少加氢站氢气的存储量，提高加氢站的安全性。

由于甲醇重整过程中会产生CO，少量的CO便会使氢燃料电池中的催化剂中毒，该加氢站中氢气提纯所用钯膜纯化技术成本太高，会增加建站的成本，因此需要进一步优化提纯技术，以降低建站成本。另外甲醇制氢属于化工生产过程，也会进一步制约该类加氢站的选址。

近年氨制氢成为一大研究热点，2021年中国汽车工程学年年会上李骏教授提到氢能产业要准备向氨方向发展，日本、韩国等国家也相继出台氨发展计划。日本广岛大学团队开发了一种从氨中制取高纯氢气的技术，该技术采用一种负载于MgO上的钌催化剂，在微通道裂解炉中将氨分解为氢气和氨气，氢气纯度高达99.98%，可以满足质子交换膜燃料电池的要求。2018年澳大利亚联邦科学与工业研究组织首次将一种基于金属薄膜的氨制氢技术应用在氢燃料电池汽车上。美国西北大学团队发现了一种新的高效环保的氨制氢方法，可直接应用于燃料电池。氨具有高储氢密度，来源丰富，具有完备的贸易和运输体系，在制氢过程中不产生碳排放，且现有的氨制氢技术证明可以满足燃料电池用要求，也为加氢站提供了一种新的思路，该类加氢站基本流程如图9所示。

图9  氨制氢加氢站流程

与甲醇制氢加氢站类似，将氨运到加氢站中，通过站内氨制氢系统，将氢气从氨中释放。当前氨制氢技术还处于研发阶段，技术还不成熟，寻求价格低廉、安全可靠的氨制氢方式成为发展的关键。同样的氨制氢加氢站也受到选址和化工管理的制约。

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存在的问题与建议

当前氢能产业热度大，加氢站建设也在如火如荼地展开中，但加氢站在建设使用和管理过程中仍然存在许多问题，加氢站建设仍需要不断探索。

1.加氢站相关政策、规划、标准等不细致。应当进一步细化加氢站建设规划标准等，加大燃料电池汽车和加氢站发展政府资金引导，推动站内制氢、储氢和加氢一体化加氢站新模式试点示范项目。

2.研发水平相对滞后。加氢站许多关键零部件和材料还依靠进口，技术支撑不到位，企业和企业、企业和高校之间的技术交流相对匮乏。应当聚焦加氢站高水平科技自立自强，开展国内和国际合作和交流，进行资源整合，突破卡脖子技术，研究固体金属储氢、液体有机氢化物载体储氢等新技术。

3.加氢站应用场景单一。应当发展氢能重型卡车、物流配送车、公共汽车、轮船等清洁交通工具，构建多效能加氢站。

4.加氢站落地建设难。加氢站规划土地成本高，土地审批流程繁琐且效率低下，导致加氢站建设周期长，布局进展迟缓。应当充分利用现有加油站、加气站、充电站等的特点，发挥合建站优势。

来源：《现代化工》2023年第4期

作者：李凤迪，程光旭，贾彤华，陶亦，王亚飞，胡海军

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