韓紅梅 王 敏 劉思明 邢 磊 田桂麗 楊 錚

(石油和化學(xué)工業(yè)規(guī)劃院，北京市東城區(qū)，100013)

氫能作為一種來源廣泛、清潔無碳、靈活高效、應(yīng)用場景豐富的二次能源，是推動傳統(tǒng)化石能源清潔高效利用和支撐可再生能源大規(guī)模發(fā)展的互聯(lián)媒介，也是實現(xiàn)交通運輸、工業(yè)和建筑等領(lǐng)域大規(guī)模深度脫碳的最佳選擇[1]，已成為全球能源技術(shù)革命和產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要方向。

我國正處于能源革命關(guān)鍵時期，面臨壯大清潔能源、構(gòu)建清潔低碳、安全高效能源體系的重大需求。我國發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)，應(yīng)充分結(jié)合我國氫能產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)和應(yīng)用領(lǐng)域，構(gòu)建適宜的氫能供應(yīng)體系。

我國具有豐富的化工用氫生產(chǎn)經(jīng)驗和產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)?；洚a(chǎn)能大、技術(shù)成熟、形式多樣、分布廣泛且成本較低。在氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期，適宜就近依托現(xiàn)有企業(yè)，利用少量化工氫作為氫源，構(gòu)建便捷、低成本的制、儲、運、加氫能供給網(wǎng)絡(luò)。長遠來看，化工氫仍將主要服務(wù)于化工工業(yè)。未來隨著能源用氫需求的增長和可再生能源規(guī)模不斷壯大，可再生能源制氫將成為我國氫能的主供來源。

1 制氫產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)分析

1.1 主要原料和技術(shù)路線

1.1.1 化工氫

立足于我國資源基礎(chǔ)，我國化工氫的生產(chǎn)原料主要是以煤炭、天然氣為主的化石原料，以煉廠干氣、焦?fàn)t煤氣、氯堿尾氣、丙烷脫氫副產(chǎn)氣、甲醇等為主的二次原料。不同的原料首先進行初級轉(zhuǎn)化，再根據(jù)要求進行變換、凈化，用于下游產(chǎn)品合成。關(guān)鍵技術(shù)主要有煤氣化、天然氣等輕烴蒸汽轉(zhuǎn)化、甲醇蒸汽重整、焦?fàn)t氣凈化轉(zhuǎn)化、一氧化碳變換、凈化、氫氣提純等?；渲饕a(chǎn)路徑如圖1所示。

我國石化化工產(chǎn)業(yè)發(fā)展歷史長，技術(shù)不斷更替升級，與制氫相關(guān)的技術(shù)成熟、可靠，整體技術(shù)和裝備能夠?qū)崿F(xiàn)國產(chǎn)化。

圖1 化工氫主要生產(chǎn)路徑

1.1.2 電解水制氫

水電解制氫也是目前比較成熟的工業(yè)制氫方法，其生產(chǎn)裝置是水電解槽，通電后將水分解成氫氣和氧氣。水電解制氫技術(shù)主要有堿性水電解制氫(AEC)、質(zhì)子交換膜水電解制氫(PEMEC)和固體氧化物水電解制氫(SOEC)這3種類型。堿性水電解槽發(fā)展最成熟、商業(yè)化程度最高，成本更低，應(yīng)用最廣泛。目前商業(yè)化的水電解制氫裝置的操作壓力為0.8～3 MPa，操作溫度為80℃～90℃，制氫純度達到99.7%以上。

電解水制備1 m3氫氣和0.5 m3氧氣的理論電耗即最低電耗為2.95 kW·h，目前商業(yè)化AEC能耗水平約為4.5～5.5 kW·h /Nm3H2。

1.2 產(chǎn)能現(xiàn)狀

我國化工氫產(chǎn)能基礎(chǔ)大，主要分布于氮肥、甲醇、現(xiàn)代煤化工(煤制油、煤制天然氣、煤制烯烴、煤制乙二醇)、煉油、焦化、氯堿等行業(yè)，全國除西藏以外均有分布。初步統(tǒng)計，目前我國化工氫產(chǎn)能約3800萬t/a。其中，合成氨工廠的中間氫產(chǎn)能約1250萬t/a，甲醇工廠的中間氫產(chǎn)能約1100萬t/a，現(xiàn)代煤化工工廠的中間氫產(chǎn)能約750萬t/a，焦化廠和蘭炭廠副產(chǎn)外送焦?fàn)t氣中直接含有的氫氣扣除生產(chǎn)合成氨和甲醇的重復(fù)計算量后約400萬t/a，氯堿等其它副產(chǎn)氫產(chǎn)能約70～100萬t/a。此外，雙氧水、己內(nèi)酰胺等基礎(chǔ)化工產(chǎn)品和一些精細化工產(chǎn)品的生產(chǎn)過程也會利用氫氣，但數(shù)量較少。

我國電解水制氫裝置數(shù)量約1500～2000套，氫氣產(chǎn)量約為10～20萬t，在氫氣總產(chǎn)量中占比不足1%。

1.3 不同制氫路徑的對比

不同的制氫路徑之間主要在能效、污染物排放、碳排放、經(jīng)濟性方面存在較大差異。按照制氫典型路線、典型工藝和典型項目情況進行計算和對比，結(jié)果如下所述。

1.3.1 能源利用效率

不同路線的氫氣生產(chǎn)過程能效由高到低大致可分為4個檔次(電按等價值)。氯堿副產(chǎn)氣制氫、煉廠干氣制氫、焦?fàn)t氣直接提氫的能效總體上高于80%，列為第一檔；天然氣制氫、乙烷裂解副產(chǎn)氣制氫、丙烷脫氫副產(chǎn)氣制氫、焦?fàn)t氣轉(zhuǎn)化制氫、甲醇制氫的能效約為60%～80%，列為第二檔；煤制氫能效約為50%～60%，列為第三檔；電解水制氫能效僅為25%～30%，列為第四檔。此時按照電廠供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗308 g/kW·h計算。

1.3.2 污染物排放

總體上煤制氫的污染物排放強度最高，其次是天然氣制氫、甲醇制氫和幾種副產(chǎn)氣制氫，電解水制氫基本沒有污染物排放。

煤制氫按典型項目、大氣達標(biāo)排放、廢水零排放的標(biāo)準(zhǔn)計算，每1 kg氫氣的主要污染物排放水平為二氧化硫166 g、粉塵18 g、廢渣2 t。如果煤制氫生產(chǎn)過程的燃料及動力由工廠供應(yīng)，則沒有NOx排放。需要注意，與煤炭燃燒方式(考慮尾氣脫硫脫硝)相比，煤制氫過程的污染物排放僅為1/5～1/10，屬于更加清潔的化石能源利用方式。

1.3.3 碳排放

工業(yè)副產(chǎn)氣制氫的碳排放強度最低，煤制氫的碳排放強度最高，天然氣制氫、甲醇制氫居中，電解水制氫如果用現(xiàn)狀電網(wǎng)作為電源，則碳排放強度超過煤制氫；如果采用新建機組作為電源，則略低于煤制氫。

按照氫氣生產(chǎn)典型路線、典型工藝和典型項目情況計算，氫氣生產(chǎn)過程的碳排放由低到高大致可分為4個檔次。工業(yè)副產(chǎn)氫，包括氯堿副產(chǎn)氣制氫、丙烷脫氫(PDH)副產(chǎn)氣制氫、乙烷裂解副產(chǎn)氣制氫、焦?fàn)t氣轉(zhuǎn)化制氫和焦?fàn)t氣提取制氫等的碳排放強度低于5 kgCO2/kgH2，列為第一檔；天然氣制氫、干氣制氫、甲醇制氫的碳排放強度約5～15 kgCO2/kgH2，列為第二檔；煤制氫的碳排放強度約15～25 kgCO2/kgH2，列為第三檔；電解水制氫過程沒有碳排放，但大量消耗的電力按現(xiàn)有電網(wǎng)碳排放因子0.56 kgCO2/kW·h計算后，電解水制氫的碳排放強度高于25 kgCO2/kgH2，列為第四檔。

1.3.4 經(jīng)濟性

工業(yè)制氫的生產(chǎn)成本與原料價格、生產(chǎn)規(guī)模等有很大關(guān)系?？傮w上，工業(yè)副產(chǎn)氣制氫的生產(chǎn)成本最低，其次是煤制氫，再次是甲醇制氫或天然氣制氫，電解水制氫生產(chǎn)成本最高。

氫氣生產(chǎn)過程的經(jīng)濟性主要體現(xiàn)在氫氣出廠價格(按生產(chǎn)成本+投資回報計，下同)，與主要原材料的價格水平、生產(chǎn)規(guī)模、生產(chǎn)過程消耗、項目投資等均有直接關(guān)系。

按照我國可能出現(xiàn)的典型制氫情景、價格水平和合理收益水平進行計算，氫氣體格與主要原材料價格的對應(yīng)關(guān)系如圖2所示。

圖2 不同生產(chǎn)路線的氫氣價格與主要原材料價格關(guān)系

由圖2可以看出，對于工廠制氫，各種工業(yè)副產(chǎn)氣制氫和煤制氫具有更低的價格范圍，原料價格低情景時，均可實現(xiàn)氫氣價格低于10元/kgH2；原料價格高情景時，可以實現(xiàn)氫氣價格20元/kgH2左右。上述氫氣生產(chǎn)環(huán)節(jié)均已實現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)化，未來進一步降低成本的潛力較小。

如果考慮將來可以在加氫站建設(shè)小規(guī)模的甲醇制氫或天然氣制氫裝置，則現(xiàn)場制氫的氫氣價格也可以控制在30元/kgH2以下?，F(xiàn)場制氫的優(yōu)勢是原料運輸方便、價格低，可以節(jié)省氫氣運輸費用。

水電解制氫價格水平與電價關(guān)系非常大，總體上電價范圍為0.1～0.65元/kW·h時，氫氣價格范圍為13～46元/kgH2。我國不同地區(qū)、不同類型的電價水平差異較大，低電價情景主要有富余風(fēng)電、富余水電、部分資源地自發(fā)電、個別資源地峰谷電或燃料電廠邊際成本。這些情景下，電價有可能低于0.25元/kW·h，電解水制氫價格可低于25元/kgH2。

1.4 化工氫和燃料電池用氫的產(chǎn)品質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)分析

在化工廠，原料氫的純度、雜質(zhì)含量等需要滿足下游裝置對原料氣的成份要求。如果作為氣體產(chǎn)品對外出售，則執(zhí)行《氫氣第一部分工業(yè)氫》(GB/T 3634.1-2006)或《氫氣第二部分純氫、高純氫和超純氫》(GB/T 3634.2-2011)。

《質(zhì)子交換膜燃料電池汽車用燃料氫氣》(GB/T 37244-2018)已于2019年7月1日開始實施。工業(yè)氫或純氫與燃料電池用氫相比，水分、總烴、一氧化碳、二氧化碳均不能直接滿足要求，還增加了總硫、甲醛、甲酸、總鹵化物等指標(biāo)，要求更加嚴(yán)格，工業(yè)氫或純氫都必須再經(jīng)過純化、除雜，才能使用。

2 氫儲運技術(shù)和應(yīng)用分析

2.1 氫的儲存

氫的儲存方式主要有高壓氣態(tài)儲氫、低溫液態(tài)儲氫、有機液態(tài)儲氫和固態(tài)儲氫等。高壓氣態(tài)儲氫已經(jīng)廣泛應(yīng)用，低溫液態(tài)儲氫主要應(yīng)用在航天領(lǐng)域，有機液態(tài)儲氫處于示范階段，固態(tài)儲氫處于研發(fā)階段。

2.1.1 高壓氣態(tài)儲氫

高壓氣態(tài)儲氫是將氫氣壓縮到一個耐高壓的容器中儲存，具有充放速度快、容器結(jié)構(gòu)簡單等優(yōu)點，是現(xiàn)階段主要的儲氫方式，分為高壓氫瓶和高壓容器兩大類。其中，鋼質(zhì)氫瓶和鋼質(zhì)壓力容器技術(shù)最成熟，優(yōu)點是結(jié)構(gòu)簡單、壓縮過程能耗低、充裝和排放速度快，成本最低。缺點主要是存在泄露爆炸隱患，安全性能較差。目前20 MPa鋼質(zhì)氫瓶已得到廣泛應(yīng)用，并與45 MPa鋼質(zhì)氫瓶、98 MPa鋼帶纏繞式壓力容器組合應(yīng)用于加氫站中。

碳纖維纏繞鋼瓶的開發(fā)應(yīng)用，實現(xiàn)了高壓氣態(tài)儲氫由固定式應(yīng)用向車載儲氫應(yīng)用的轉(zhuǎn)變。目前70 MPa碳纖維纏繞IV型瓶已是國外燃料電池乘用車車載儲氫的主流技術(shù)。35 MPa碳纖維纏繞III型瓶是我國燃料電池商用車的車載儲氫方式，70 MPa碳纖維纏繞III型瓶已經(jīng)應(yīng)用于我國燃料電池商用車中。碳纖維材料價格昂貴，未來必須大幅降低成本才能實現(xiàn)經(jīng)濟適用，高壓碳纖維復(fù)合材料及儲氫罐設(shè)備是未來發(fā)展方向。

2.1.2 低溫液態(tài)儲氫

低溫液態(tài)儲氫將氫氣冷卻至-253℃，液化儲存于低溫絕熱液氫罐中，儲氫密度可達到70.6 kg/m3，是氣體氫的 845 倍，因此液態(tài)氫的體積能量密度比壓縮狀態(tài)下的氫氣高出數(shù)倍。但氫氣液化過程也存在較大的技術(shù)難度，主要體現(xiàn)在4個方面：一是液氫裝置相對復(fù)雜，一次性投資較大；二是液化過程能耗較高，理論上液化 1 kg 的氫氣需耗電 4 kW·h，目前技術(shù)水平則需要10～15 kW·h；三是液氫儲存容器需要抗凍、抗壓、保持超低溫，必須嚴(yán)格絕熱；四是液氫儲存過程中有一定的蒸發(fā)損失，蒸發(fā)率與儲氫罐容積有關(guān)，大儲罐的蒸發(fā)率遠低于小儲罐。

目前國內(nèi)液氫在航天工程中成功應(yīng)用，但民用缺乏相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。我國液氫用于航天基地火箭發(fā)射，法國液空公司在我國建設(shè)了4座液氫工廠；我國航天101研究所具有長期的液氫生產(chǎn)、儲運、應(yīng)用經(jīng)驗，并已轉(zhuǎn)化形成自主技術(shù)，可做液氫EPC工程；中科富海公司也開發(fā)了液氫生產(chǎn)技術(shù)，液氫生產(chǎn)相關(guān)設(shè)備中，透平膨脹機、液氫調(diào)節(jié)閥等少量設(shè)備的國產(chǎn)化水平低，其它多數(shù)設(shè)備均具備國產(chǎn)化能力，法國液空公司、日本的川崎重工和千代田等公司均有液氫技術(shù)和工業(yè)實踐。

2.1.3 有機液體儲氫

有機液體儲氫利用某些不飽和有機物(如烯烴、炔烴或芳香烴)與氫氣進行可逆加氫和脫氫反應(yīng)，實現(xiàn)氫的儲存。加氫后形成的液體有機氫化物性能穩(wěn)定，安全性高，儲存方式與石油產(chǎn)品相似。但存在反應(yīng)溫度較高、脫氫效率較低、催化劑易被中間產(chǎn)物毒化等問題。國內(nèi)已有燃料電池客車車載儲氫示范應(yīng)用案例。

2.1.4 固態(tài)儲氫

固態(tài)儲氫是以金屬氫化物、化學(xué)氫化物或納米材料等作為儲氫載體，通過化學(xué)吸附和物理吸附的方式實現(xiàn)氫的儲存。固態(tài)儲氫具有儲氫密度大、儲氫壓力低、安全性好、放氫純度高等優(yōu)點。目前主流金屬儲氫材料重量儲氫率仍低于3.8%wt。

2.2 氫輸送技術(shù)

氫的輸送方式主要有3種，即氣態(tài)輸送、液態(tài)輸送和固體輸送。交通方式主要是氣體管道、公路車輛、鐵路或船舶，根據(jù)輸送距離、輸送量和輸送路線進行選擇。

2.2.1 氣態(tài)運輸

氣態(tài)運氫分為公路高壓運氫和管道運氫兩種方式。

公路高壓運氫主要采用長管拖車，由車頭和拖車組成，管束作為儲氫容器，目前公路長管拖車儲氫容器通常由9個直徑約為0.5 m、長約為10 m的鋼瓶組成，設(shè)計工作壓力為20 MPa，環(huán)境溫度為-40℃～60℃，充裝體積為3500～4000 m3，充裝率約為80%，單車運氫質(zhì)量約為230～340 kg，充裝時間約為1.5～2.5 h，卸車時間約為1.5～3.0 h。

管道運氫是實現(xiàn)氫氣大規(guī)模、長距離運輸?shù)闹匾绞?。管道運行壓力一般為1.0～4.0 MPa，具有輸氫量大、能耗小和成本低的優(yōu)勢。美國已有2500 km的輸氫管道，歐洲已有1598 km的輸氫管道[2]。我國已有2條跨越城市的氫氣專用管道，分別是湖南巴陵至長嶺、河南濟源至洛陽的氫氣管道，用于兩地工廠間的氫氣運輸。巴陵至長嶺氫氣輸送管線全長42 km，跨越了市區(qū)、鄉(xiāng)鎮(zhèn)，穿越了鐵路、高速公路、省道和河流。

氫氣與天然氣混輸需要考慮安全性，避免引發(fā)氫脆、氫致開裂等管道失效。國際上氫與天然氣混合輸送應(yīng)用較多。我國天然氣長輸管道和城市管道的設(shè)計壓力、材質(zhì)等差異大，需針對天然氣管線情況開展“一線一策”的研究工作。

2.2.2 低溫液態(tài)輸送

低溫液態(tài)運氫分為短距離和長距離，通常短距離采用公路槽車，遠距離采用火車槽罐或運輸船槽罐。

公路液氫專用槽車容積約為45～65 m3。按單車單罐65 m3、充裝率80%～85%計，單車單次可運輸液氫約為3.7～4.0 t。我國軍工、航天領(lǐng)域采用低溫鐵路槽車長距離運輸液氫，常用水平放置的圓筒形低溫絕熱槽罐，運氫量可達到8.4 t以上。專用液氫駁船的運氫量可達70 t。

采用液氫儲運可以減少車輛運輸頻次，提高加氫站單站供應(yīng)能力。日本、美國已將液氫罐車作為加氫站運氫的重要方式之一。

2.2.3 固態(tài)輸送

輕質(zhì)儲氫材料(如鎂基儲氫材料)兼具高的體積儲氫密度和重量儲氫率，作為運氫裝置具有較大潛力。將低壓高密度固態(tài)儲罐僅作為隨車輸氫容器使用，加熱介質(zhì)和裝置固定放置于充氫和用氫現(xiàn)場，可同步實現(xiàn)氫的快速充裝及高密度高安全輸送，提高單車運氫量和運氫安全性。

2.2.4 氫氣輸送經(jīng)濟性

經(jīng)濟合理的氫氣輸送方式是氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的必要條件。從經(jīng)濟性角度來看，高壓氣氫長管拖車公路輸送距離不宜太遠，如果長距離運輸成本會快速上揚。液氫輸送可采用罐車或船，可進行長距離輸送，不足之處是液化費用高，運輸過程中會有損失。管道輸送一次性投資大，要求規(guī)模經(jīng)濟和較高的運行負荷，適用于大規(guī)模用氫的場景。

3 加氫站概況

加氫站是為燃料電池車充裝燃料的專門場所，是車用氫能發(fā)展的必要基礎(chǔ)設(shè)施。不同來源的氫氣經(jīng)氫氣壓縮機增壓后，儲存在高壓儲罐內(nèi)，再通過氫氣加注機為氫燃料電池車加注氫氣。

3.1 加氫站類別

按照不同的分類方法，加氫站可以分為多種類型。以建設(shè)形式劃分，可分為固定加氫站和移動加氫站；以氫氣儲存狀態(tài)劃分，可分為液氫加氫站和高壓氫氣加氫站；以加注方式劃分，可分為單級加注加氫站和多級加注加氫站；以制氫方式劃分，可分為電解水制氫站、甲醇現(xiàn)場制氫、天然氣現(xiàn)場制氫等；以氫源劃分，可分為外供氫加氫站和站內(nèi)制氫加氫站；以加注壓力劃分，可分為35 MPa加氫站和70 MPa加氫站。

站內(nèi)制氫包括電解水制氫、天然氣或甲醇重整制氫等。站內(nèi)制氫可以省去較高的氫氣運輸費用，但是增加了加氫站系統(tǒng)的復(fù)雜程度。

3.2 加氫站設(shè)施

目前加氫站主要是高壓壓縮氫氣加氫站，根據(jù)供氫方式的不同，加氫站系統(tǒng)大致相同，主要包括卸氣柱、壓縮機、儲氫罐、加氫機、管道、控制系統(tǒng)、氮氣吹掃裝置、安全監(jiān)控裝置等，核心設(shè)備是壓縮機、儲氫罐和加氫機。

3.3 加氫站標(biāo)準(zhǔn)

近幾年我國陸續(xù)出臺了關(guān)于加氫站相關(guān)的標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范，包含技術(shù)要求和安全要求，推動我國氫能工業(yè)發(fā)展。主要有《氫氣站設(shè)計規(guī)范》(GB 50177-2005)《氫氣使用安全技術(shù)規(guī)程》(GB 4962-2008)《加氫車技術(shù)條件》(QC/T 816-2009)《加氫站技術(shù)規(guī)范》(GB 50516-2010)《氫系統(tǒng)安全的基本要求》(GB/T 29729-2013)《汽車用壓縮氫氣加氣機》(GB/T 31138-2014)《移動式加氫設(shè)施安全技術(shù)規(guī)范》(GB/T 31139-2014)《氫能車輛加氫設(shè)施安全運行管理規(guī)程》(GB/Z 34541-2017)《加氫站用儲氫裝置安全技術(shù)要求》(GB/T 34583-2017)《加氫站安全技術(shù)規(guī)范》(GB/T 34584-2017)。

3.4 加氫站等級

《加氫站技術(shù)規(guī)范》(GB 50516-2010)對我國加氫站、加氫加氣合建站、加氫加油合建站進行了等級劃分，其中加氫站等級劃分見表1。

表1 加氫站等級劃分

3.5 我國加氫站建設(shè)情況

目前我國建設(shè)的加氫站主要形式有移動加氫站、固定加氫站和油氫合建站，絕大多數(shù)加注壓力為35 MPa，個別站具有70 MPa加注能力。

從我國加氫站設(shè)備國產(chǎn)化情況看，大部分設(shè)備可以國產(chǎn)化，少量關(guān)鍵設(shè)備的核心元件需要進口。進口設(shè)備主要有高壓壓縮機、加氫槍等，加氫系統(tǒng)的部分閥門、管道、接口也需要進口。

據(jù)不完全統(tǒng)計，截至2019年9月，我國建成及運行的加氫站達42座，加注能力合計達22210 kg/d，單站最大加注能力約為2000 kg/d。

位于上海化工區(qū)的驛藍金山加氫站于2019年6月建成，氫氣供應(yīng)能力為1920 kg/d，具有35 MPa和70 MPa 2種加注壓力，利用化工區(qū)的副產(chǎn)氫氣為氫源，具有給燃料電池汽車加氫、魚雷車充裝、燃料電池汽車維修保養(yǎng)、新能源汽車充電等功能，是國內(nèi)首個管道輸氫的加氫站、首個商業(yè)化加氫母站及首個商業(yè)化70 MPa加氫站[3]。

中國石化佛山樟坑油氫合建站于2019年7月1日正式建成，是全國首座集油、氫、電能源供給及連鎖便利服務(wù)于一體的新型網(wǎng)點，加氫能力為500 kg/d[4]。

3.6 加氫站發(fā)展預(yù)測

《節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖(2016)》提出的目標(biāo)是2030年我國燃料電池汽車達到100萬輛，加氫站數(shù)量達到1000座。經(jīng)情景模擬測算，此加氫站數(shù)量遠遠不夠。如果未來商用車和乘用車各占一半，氫氣年需求量或達到160～180萬t。如果考慮我國氫燃料電池汽車以適用于中長距離的商用車為主，氫氣年需求量將更大。屆時如果加氫站以二級站和三級站為主，數(shù)量將達到5000～6000個。建議未來加氫站建設(shè)以加氫加油合建站、加氫加氣合建站、或者集成更多車用能源的綜合加注站為主，以滿足加氫需求，投資節(jié)省，并提供更好的用戶體驗。

4 對我國氫能供應(yīng)網(wǎng)絡(luò)體系建設(shè)的認識和建議

氫能產(chǎn)業(yè)鏈條相對復(fù)雜，我國氫能發(fā)展的重點應(yīng)放在突破燃料電池的生產(chǎn)和打開氫能應(yīng)用市場上。氫能上游是氫能的供應(yīng)系統(tǒng)，包括制氫、儲運、加注環(huán)節(jié)；中游是燃料電池生產(chǎn)，包括燃料電池電堆、燃料電池動力系統(tǒng)、燃料電池發(fā)電系統(tǒng)、燃料電池儲能系統(tǒng)等方面；下游應(yīng)用則更加廣闊，如交通領(lǐng)域的汽車、船舶、軌道交通等，固定式應(yīng)用的叉車、分布式發(fā)電系統(tǒng)、家庭熱電聯(lián)產(chǎn)、備用電源等，以及軍用領(lǐng)域的便攜電源、無人機等。

我國氫能產(chǎn)業(yè)剛剛起步，車用氫能方式剛剛突破；中游燃料電池生產(chǎn)企業(yè)多，但核心技術(shù)裝備均有差距[5-6]；下游車企剛剛具備量產(chǎn)能力，用戶數(shù)量小，車輛制造成本高。以下游帶動上游，氫氣儲運方式正在不斷優(yōu)化。在氫能產(chǎn)業(yè)鏈中，下游決定著氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的速度和程度，是氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的關(guān)鍵所在。

在氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期，我國宜依托化工生產(chǎn)過程的氫氣或副產(chǎn)氫作為主供氫源，以節(jié)省制氫投資，降低成本，助力氫能產(chǎn)業(yè)起步。例如，一座30萬t/a的合成氨工廠，只需分出中間氫氣量的5%，即可以滿足燃料電池出租車500輛、燃料電池公交大巴700輛、燃料電池物流車500輛的用氫需求；一座50萬t/a的甲醇工廠，只需分出中間氫氣量的5%，即可以滿足燃料電池出租車600輛、燃料電池公交大巴800輛、燃料電池物流車500輛的用氫需求；一座200萬t/a的的焦化廠，只需將外送焦?fàn)t氣的5%加工成氫氣，即可以滿足燃料電池出租車100輛、燃料電池公交大巴300輛、燃料電池物流車100輛的用氫需求。與現(xiàn)有化工生產(chǎn)相結(jié)合，因地制宜，就近選擇氫源，可降低生產(chǎn)成本和運輸費用，是我國啟動氫能產(chǎn)業(yè)的現(xiàn)實選擇。氫能產(chǎn)業(yè)的長遠目標(biāo)是實現(xiàn)全產(chǎn)業(yè)鏈的綠色、無碳、清潔、高效。隨著可再生能源發(fā)電成本降低，可再生能源發(fā)電制氫也將具備經(jīng)濟性，屆時“綠氫”[7]將接力成為氫能來源，成為新能源產(chǎn)業(yè)的主力軍。

良好的氫氣運輸方式是氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的必要條件。當(dāng)前我國氫氣運輸以高壓氣氫公路運輸為主，費用過高，既有上下游不能有效銜接的原因，也有下游需求量不足的原因。未來隨著氫氣用量的增長和終端設(shè)施的建設(shè)，我國需要逐步優(yōu)化氫氣運輸方式，逐步構(gòu)建便捷和低成本的氫氣運輸網(wǎng)絡(luò)，大幅降低中間環(huán)節(jié)成本。