化
工进展
Chemical Industry and Engineering Progress
2022年第41卷第5期
氢能供应链成本分析及建议
张轩1，樊昕晔1，吴振宇1，郑丽君2
(1中国石油技术开发有限公司，北京100028；2中国石油石油化工研究院，北京102200)
摘要：氢能具有能量密度高、环保清洁可再生的优势，已经成为未来能源发展的重要方向，被视为实现碳减排的必由之路。但目前氢能发展的核心问题是用氢成本过高，与电动车和传统燃油车相比没有经济优势。本文从制氢-运氢-加氢的产业链角度分析，发现电解水制氢成本远远高于化石能源制氢，且氢气的成本主要在运氢和加氢环节被抬升。文中指出：究其原因，主要由于氢气储存不易，在现有的长管拖车运输条件下，每次运输氢气量少，效率不高；同时由于燃料电池汽车数量少，每日加注量不足，叠合加氢站关键设备不能国产化，固定资产投资高导致折旧成本高，增加了氢气成本。针对这一问题，文中给出了具体
降低成本建议，包括增加运氢压力以增加单次氢气运载量；加快科技攻关，关键设备国有化；突破政策限制，实现站内制氢；优化加氢站工艺，减少日常运营成本等。
关键词：氢；制氢；电解水；运输；加氢站；成本分析中图分类号：TQ028.1
文献标志码：A
文章编号：1000-6613（2022）05-2364-08
Hydrogen energy supply chain cost analysis and suggestions
ZHANG Xuan 1，FAN Xinye 1，WU Zhenyu 1，ZHENG Lijun 2
(1China Petroleum Technology and Development Corporation,Beijing 100028,China;2PetroChina Petrochemical Research
Institute,Beijing 102200,China)
Abstract:Hydrogen energy has the advantages of high energy density,environmental protection,cleanness,and renewable energy.It has become an important direction for future energy dev
elopment and is regarded as the only way to achieve carbon emission reduction.However,the core problem of the development of hydrogen energy is that the cost of using hydrogen is too high,which has no economic advantage compared with electric vehicles and traditional fuel vehicles.From the perspective of the hydrogen production-transport-hydrogenation industrial chain,it is found that the cost of hydrogen production from electrolysis of water is much higher than that of fossil energy production.At the same time,the cost of hydrogen is mainly raised in the hydrogen transportation and hydrogenation links.This is mainly due to hydrogen storage is not easy.Under the existing long tube trailer transportation conditions,the amount of hydrogen transported each time is too small and the efficiency is not high.At the same time,because the number of fuel cell vehicles is too small,the daily filling volume is insufficient,and the key equipment of the superimposed hydrogen refueling station localization,fixed capital investment is too high,resulting in too high depreciation costs,increasing the cost of hydrogen.In response to this problem,specific suggestions for reducing costs were given,including increasing the pressure of hydrogen
研究开发
DOI ：10.16085/j.issn.1000-6613.2021-1062
收稿日期：2021-05-19；修改稿日期：2021-06-10。第一作者：张轩（1987—），男，博士，工程师，研究方向为石油化工和新能源。E-mail ：***************** 。
通信作者：郑丽君，硕士，高级工程师，主要从事新材料跟踪研究及炼化知识产权管理。E-mail ：************************* 。引用本文：张轩，樊昕晔，吴振宇，等.氢能供应链成本分析及建议[J].化工进展,2022,41(5):2364-2371.
Citation ：ZHANG Xuan,FAN Xinye,WU Zhenyu,et al.Hydrogen energy supply chain cost analysis and suggestions[J].Chemical Industry and Engineering Progress,2022,41(5):2364-2371.
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2022年5月张轩等：氢能供应链成本分析及建议transportation to increase the amount of hydrogen carried per time;speeding up scientific and technological research and nationalizing key equipment;breaking through policy restrictions to achieve hydrogen production in the station;optimizing the hydrogen refueling station process,reduce daily operating costs,etc.
Keywords:hydrogen;hydrogen production;electrolysis of water;transportation;hydrogen refueling statio
n;cost analysis
气候变化和温室气体减排问题始终是各界关注的焦点，随着各国政府“脱碳”步伐进一步加大，
Shell、BP、中国石化集团公司等传统能源公司纷纷开始布局转型，其中氢能是转型的重要方向。氢能作为一种高效、清洁、可持续的能源，被视为21世纪最具发展潜力的“终极能源”。随着我国2030年碳达峰和2060年碳中和（30·60）目标的提出及为实现目标的政策落地，氢能将有更大的发展空间。预计未来10~20年，清洁氢将逐步在可持续能源中承担越来越重要的角，在各种能源消费占比中也将逐步显现，对工业和交通行业减碳做出更重要的贡献。在国家政策鼓励和企业积极参与下，氢能呈现出迸发式发展，正在从产业化初期向快速发展期过渡，但在这一过程中仍面临诸多问题，其中氢气的高成本是目前产业化阶段的核心问题。下文从制氢-储氢-加氢产业链的角度对氢气成本进行分析。
1制氢成本分析
水氢汽车1.1天然气制氢和煤制氢成本分析
我国有着丰富的氢气资源，2020年我国氢气产能约4100万吨，产量约3343万吨[1]，已经为世界上第一制氢大国。由于我国当前氢燃料电池汽车数量较少，所以用作动力能源的氢气不多，氢气主要用于化工原料，如合成氨、炼油油品精制、甲醇生产和费托合成等。目前我国制氢方式主要有煤制氢、天然气制
氢、电解水制氢以及工业副产氢。天然气制氢主要通过甲烷蒸汽重整，在催化剂的作用下生成H2和CO，分离后再对CO变换，与水蒸气反应生成CO2和H2。天然气蒸气重整制氢是传统制氢工艺，技术成熟，广泛应用于生产炼厂氢气、纯氢、合成气和合成氨原料，是工业上最常用的制氢方法[2]。
煤制氢是煤炭主要以水煤浆或煤粉的形式，经气化炉在1000℃以上的高温条件下与气化剂（蒸汽/氧气）反应生成合成气（H2+CO），CO与H2分离后CO经水蒸气变换转变为H2和CO2，再经过脱除酸性气体（CO2+SO2）以及氢气PSA提纯等工艺流程，得到高纯度的氢气。近些年从原料的易得性和成本角度出发，越来越多的制氢企业，如炼厂和尿素厂选择煤制氢工艺，同时近几年煤制油和煤制烯烃等煤化工行业的迅速发展也使煤气化技术获得了更大发展空间，技术研发、工程设计和操作水平获得了极大提升[3]。
根据相关行业氢气成本模型的计算方法[4-5]计算天然气制氢和煤制氢的氢气成本，结果见表1。
以上计算以原料天然气到厂价为2.5CNY/m3，煤炭800CNY/t为计算依据，同时对外售价加15%毛利进行核算。通过以上静态考察，可知天然气成本占到天然气制氢成本73%以上，煤炭成本占到煤制氢成本54%以上，相对而言，天然气制氢对原料价格更为敏感。图1为动态条件下相同氢气成本与天然气和煤炭价格的对比。由于我国天然气价格主要由政府制定，煤炭价格市场化定价，所以天然气价格相对固定，波动幅度不大，而煤炭价格受国家政策和市场供需的影响较大，在短期内往往会有大幅波动，所以
煤制氢的成本往往会随之波动。因此虽然一般情况下煤制氢成本低于天然气制氢，但在市场发生巨大变化时其成本可能会超过天然气制氢。
表1天然气制氢和煤制氢的氢气成本分析
项目
原料（煤炭/天然气）/CNY·m-3
氧气/CNY·m-3
辅助材料/CNY·m-3
燃料动力能耗/CNY·m-3
直接工资/CNY·m-3
制造费用/CNY·m-3
财务及管理费/CNY·m-3
体积成本（标准状态）/CNY·m-3
折算质量成本/CNY·kg-1
单位价格（15%利润）/CNY·kg-1
成本
天然气制氢
0.838
0.014
0.184
0.012
0.065
0.029
1.142
12.8
14.72
煤制氢
0.6
0.21
0.043
0.069
0.012
0.135
0.06
1.129
12.64
14.54
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无论天然气制氢还是煤制氢，生产过程中都伴随二氧化碳产生，即所产氢气属于“灰氢”。在双碳目标下，通过碳捕捉（CCUS ）技术所生产的“蓝氢”是未来发展的方向。但由于CCUS 技术尚不成熟，国内除了几个示范项目外，尚未大规模推广。在目前的技术水平下，天然气制氢叠合CCUS ，会使氢气成本上升33%[6]，由于煤制氢碳排放强度高于天然气制氢，叠合CCUS 后煤制氢成本会提高近50%[7]。如果开征碳税，在175CNY/t CO 2
的条件下，天然气制氢的成本将增加0.84CNY/kg ，煤制氢增加3.85CNY/kg H 2[8]
，考虑到碳排放的成本，如果未来原料价格不发生大的变化，天然气制氢成本将可能低于煤制氢。显然，在氢能发展的起步阶段，氢气成本仍相对较高时，CCUS 和碳税的推广并不利于氢能的快速推广。1.2
电解水制氢成本分析
电解水是一种绿环保、操作灵活的制氢手段，产品纯度高，技术相对成熟，且可与风电、光伏等可再生能源耦合制氢，实现氢气的大规模生产[9]
。在现有技术条件下，电解水作为绿氢生产的主要方式，近几年受到市场青睐，制氢规模逐渐从兆瓦级向吉瓦级迈进。根据电解质的不同，目前共有三种电解水技术，分别为碱性电解水制氢（AWE ）、质子交换膜电解水制氢（PEM ）、固体氧
化物电解水制氢（SOEC ）。三种电解水技术对比
见表2[10]。
碱性电解水制氢技术产业化时间较长，技术最为成熟，具有投资费用少、操作简便、长运行寿命等优点，但能量转化效率较低，且产气需要脱碱；质子交换膜电解池原理与碱性电解池不同，用固态的质子交换膜代替了传统AWE 技术中的液态电解质和隔膜，能够将氢气和氧气隔开，保证了产物的
纯度，同时具有电流密度大、电解效率高、无污染、结构密集、体积小等优点，而且可以快速变载，响应时间短，与光伏、风电（发电的随机性和波动性大）匹配性较好。虽然目前受制于膜电极的高成本，但是该技术被广为看好，是目前研发的主要方向；固体氧化物电解池由于工作温度较高，受限于材料选择，目前还未商业化[11]。
为测算电解水制氢的成本，参考相关计算方法[12]
做出如下假设：①采用碱性电解池制氢，制氢规模1000m 3/h ，年产氢2×106m 3；②设备投资1000万元，土建、安装调试以及其他费用300万元，总投资1300万元，10年折旧，每年工作2000h ，采用直线折旧法，无残值；③光伏电站供电，1m 3氢气生产用电5kWh ，电价0.3CNY/kWh ；④维护费用（包括人员工资）60万元；⑤毛利15%。
由表3可知，电费在电解水氢气的成本中占到
60%以上，其他为固定成本。需要注意的是，此考察以0.3CNY/kWh 根据测算基准，电价偏低，如果
采用正常上网电价，氢气成本更高，同时电费所占成本比重也更大。如果电解水制氢要获得与化石能源制氢相同的价格竞争力，电价需降至0.05元以下，这在近期很难实现。结合表1和表3可知，虽然目前各国都在大力发展电解水制氢，我国在碳达峰和碳中和30·60政策目标的指引下，“绿氢”也获得越来越多的重视，但在当前价格水平下，电解水制氢成本远远高于化石能源制氢，因此在当下的
氢能市场推广期，还必须依赖低成本的“灰氢”资源。
图1不同氢气成本对应天然气及煤炭价格
表2
主流电解水技术对比
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2022年5月张轩等：氢能供应链成本分析及建议
1.3工业副产氢成本分析
工业副产氢是指工业过程中所产氢气并非目标产品，而是副产品，主要包括炼厂的催化重整、丙烷脱氢、焦炉煤气及氯碱化工等，这部分副产氢气产量很大，对于氢燃料电池汽车产业发展具有很大的回收利用潜力。各副产氢的产品性质和成本见表4[13-14]。
虽然我国工业副产氢资源丰富，在产业发展起步阶段可以起到助推作用，但氢能行业的长期发展无法完全依赖副产氢。究其原因，一方面是由于副产氢资源分布不均，如副产氢资源最为丰富的焦炭行业与我国煤炭产地高度重合，基本分布在西北地区，而丙烷脱氢项目几乎都在沿海地区，无法覆盖全国；另一方面，随着近年来我国环保和节能要求提高，企业精细管理水平也随之提升，绝大多数企业都上马了副产氢回收装置，很大一部分氢气已经内部消化，如焦化企业利用焦炉煤气生产甲醇、合成氨、液化天然
气（LNG）或用于煤焦油加氢，氯碱行业使用副产氢气生产盐酸或聚氯乙烯等，所以实际可用的副产氢并不如预计多。因此副产氢只能作为氢能发展的局部补充，无法全面支撑我国未来的氢能产业。
2运氢成本分析
目前氢气的主要运输手段有三种，即高压气氢、低温液氢、管道输氢，其中高压气氢运输是现下主流的运输方式。高压气氢运输是通过压缩机将高压氢气（工作压力10～30MPa，通常20MPa）储存在压力容器中，并由长管拖车运输。长管拖车的压力容器通常由6～10个大容积无缝高压钢瓶组成。该方法目前技术成熟、使用广泛，但由于氢气密度小，而储氢压力容器自重大，所以最终拖车所运氢气的质量只占总运输质量的1%～2%，国内常见的单车运氢量为260～460kg。另外氢气瓶卸车时间较长，需要2～6h，效率较低[15]。
液氢运输是将氢气深度冷冻至21K液化，再通过0.6MPa的专用低温绝热槽罐进行运输的方法。由于液氢的密度达到71g/L，液氢槽罐车的容量大约为65m3，每次可运输氢气约4000kg，是气氢拖车运量的10倍以上，大大提高了运输效率，适合大批量、远距离运输。但该方法的缺点是制取液氢能耗较大（总能量的30%～40%用在液化上），并且液氢储存、输送过程会产生一定的蒸发损失，并需在终端建设专用接收设施，抬高了成本。此外，由于我国的液氢关键设备（如透平膨胀机、3000m3以上大型液氢储罐、液氢泵等）与发达国家差距较大，很大程度上依然依赖进口，因此液氢在短期内还无法成为氢气储运的主要手段[16]。
管道输氢是实现氢气大规模、长距离、低成本运输的重要方式。目前全球已建成的氢气管道近
5000km，而中国不足100km[17]。由于管材存在“氢脆”现象，氢气管道需选用低碳钢材且要特殊处理，导致造价是普通天然气管道的2倍以上，所以成本是制约氢气管道建设的重要因素。目前的研究热点是利用现有的天然气管网混氢运输。据研究，如果将掺混的氢气控制在15%～20%以内，可以直接利用现有天然气管道输送，德国、英国等已有类似示范项目[18]。如果掺氢路线验证成功，并能解决氢气与天然气管道相容性问题，西部地区可以利用自身的光伏和风能优势制氢，并充分利用现有西气东输管道等天然气主干管道和庞大的支线网络向东部地区远距离输氢，大大降低了运氢成本。目前该项研究仅停留在试验阶段，且要面临分离等技术难题，所以管输氢短期内不具备成为运氢主要方式的可能。
除以上三种方式外，还有利用化合物储氢等方式，常用储氢物质有环己烷、咔唑、十氢萘、液氨、甲醇、氢化镁、氢氧化镍等，但目前仍处于实验室研究阶段，暂时不具备推广可行性[19-20]。
由此可见，未来中短期内，高压气氢仍然是主要的运氢方式，所以本文主要以高压气氢方式考察用氢成本。受国家标准约束，目前长管拖车的最高工作压力限制20MPa，每次运送氢气质量不足
表3电解水制氢成本核算
项目
每年折旧/CNY·m-3
每年运维/CNY·m-3
电费/CNY·m-3
体积成本（标准状态）/CNY·m-3折算质量成本/CNY·kg-1
单位价格（15%利润）/CNY·kg-1成本0.65
0.3
1.5
2.45 27.44 31.56
表4我国几种副产氢的资源特点和成本
资源焦炉煤气氯碱化工丙烷脱氢产量/kt·a-1
7210
810
300
氢气体积分数/%
55～60
≥98
≥85
出厂价格/CNY·m-3
0.83～1.33
1.2～1.8
0.9～1.5
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500kg ，而国际上已经推出50MPa 的氢气长管拖车，
每次可运氢气1000~1500kg 。若国内放宽对储运压力的标准，相同容积的管束可以容纳更多氢气，从而降低运输成本，所以也对50MPa 压力下的运输成本进行考察。为了计算便利，做出如下假设：①长管拖车满载氢气质量350kg （20MPa ）/1200kg （50MPa ），管束中氢气残余率20%；②氢源距离加氢站100km ，加氢站每天用氢500kg ；③拖车100km 耗油量25L ，柴油价格6.5CNY/L ；④拖车车头和管束70万元，10年折旧，折旧方式均为直线法；⑤每车配司机及装卸操作员各1人，人员费用1×105CNY/a ，车辆保险费用1×104CNY/a ，保养费用0.3CNY/km ，过路费0.6CNY/km ；⑥每次氢气压缩过程耗电1kWh/kg ，电价0.6CNY/kWh ；⑦运氢毛利15%。分析结果见图2。
当运输距离为50km 时，氢气的运输成本为4.9CNY/kg ；随着运输距离的增加，长管拖车运输成本逐渐上升，当距离为500km 时运输成本近22CNY/kg ，所以考虑到经济性问题，长管拖车运氢一般适用于200km 内的短距离和运量较少的运输
场景。此外可以看出，随着距离增加，20MPa 和50MPa 运输条件下的成本逐渐分化，50MPa 下的成
本优势越来越明显，当运输距离为200km 时，其成本差距约4CNY/kg 。所以从经济性角度出发，加大钢瓶储氢压力势在必行，这将是未来高压气氢运输的发展方向。
3加氢站氢气成本分析
加氢站是保障燃料电池汽车运行的重要基础设
施，作为整个氢气供应链的终端，其成本也要被包含在用氢成本中。一个典型的加氢站由压缩系统、储存系统、加注系统和控制系统等组成。从站外长管拖车运进的氢气，通过压缩系统压缩至一定压
力，加压后的氢气储存在固定式高压容器中。当需要加注氢气时，氢气在加氢站固定高压容器与车载储氢容器之间的高压差的作用下，通过加注系统迅速充装至车载储氢罐。除去土建成本和管阀外，加氢站成本占比较大的主要是核心设备，如压缩机、加注设备和储氢罐。由于国内缺乏成熟量产的加氢站设备厂商，进口设备推高了加氢站建设成本。为计算单位氢气在加氢站的成本，做出如下假设：①加氢站日
加氢量为500kg ，全年运营365天，设备费采购及安装费用1200万元，土地和土建费用300万元，固定成本共1500万元；②设备折旧15年，土地房屋折旧30年，采用直线折旧法，无残值；③管理维护和人工成本每年200万元；④毛利20%。
从表5可知，加氢站占到氢气成本占比仍然较大，一方面是氢气性质导致加氢站比传统加油站工艺更加复杂，同时关键设备依赖进口造成原始投资较高；另一方面由于当前氢燃料电池汽车数量不多，每日加氢量有限，造成折旧及公摊成本较高。如果加氢量翻一番，则单位加氢成本可以降低一倍，极大降低了加注环节的成本。
综合以上分析，对全产业链的氢气成本进行核算，核算结果见表6。同时以天然气制氢为例，考察20MPa 条件下不同运输距离氢气不同部分成本占比，结果见图3。
从表6和图3可知，当前氢气成本过高的原因在于运输和加注环节成本占比过大，占到总成本的60%以上，这远远高于传统成品油产业链对应的环
节。与电动车和燃油车相比，氢燃料电池汽车能耗成本普遍较高，仍需要进一步降低成本。4降低用氢成本的建议
针对以上分析表，为了尽快推广氢燃料电池汽
车，必须进一步压缩氢气成本，降低车辆用氢负
担，提出以下建议。
（1）降低可再生能源电价，大力发展电解水制氢。通过以上价格对比可知，电费需降至0.05CNY
以
图2不同运输距离下20MPa 及50MPa 单位运氢成本
表5加氢站成本核算
项目每年折旧
每年运营成本单位成本
单位价格（20%利润）
成本/CNY·kg -1
4.93
10.9615.8919.07·
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