當前，我國能源危機和環境污染問題日益突出，調整產業結構、提高能效的壓力進一步擴大，能源的發展面臨著一系列的問題和挑戰。氫能源具有無污染、*、噪聲低、可持續、只生成水的特殊優勢，被認為是21世紀重要的二次能源，成為各國能源戰略轉移和研究的重點。加氫站是氫能供應的重要保障。總體而言，加氫站建設將成為我國未來發展的趨勢。其中，一種符合我國能源結構和現狀的制氫加氫“子母站”建設成為一種氫能利用的全新形式。

制氫加氫“子母站”的規劃設計工作意義重大，主要體現在以下幾個方面：

①將很大程度上加快氫氣站、加油站改建、加油加氣合建站在我國合理、高效布局的進程，并對今后各個地方制氫加氫合建站規劃建設提供指導；

②可促使整個氫能產業鏈上下游企業及氫能行業的可持續、良性、健康發展，加快我國加氫站標準規范與國外相關標準規范接軌的腳步。

加氫站是氫燃料電池汽車實現商業化的關鍵基礎設施之一，加氫站的建設數量及普及程度決定了氫燃料電池汽車的商業化進程。美、日、歐盟等主要國家和地區將燃料電池汽車和加氫站納入國家和地區戰略發展體系進行規劃，設立專項進行研發和示范推廣，如日本計劃到2020年投入約4萬輛燃料電池汽車，建設160座加氫站；德國計劃在2023年投入10萬輛，建設400座加氫站。據H2stations.org統計，截止到2019年1月quan球正在運行的加氫站數量突破369座，其中亞洲136座、歐洲152座、北美地區78座。2019年3月，“推動充電、加氫等設施建設”*寫入中國政府工作報告，引發了國內投資加氫站的一輪熱潮。隨著國家政策對氫能與氫燃料電池汽車的持續支持及各地區加氫站建設補貼標準及政策的出臺，我國在建和規劃中的加氫站數量也急劇增長。

我國對加氫站基礎設施的建設始于“十一·五”計劃期間，早的加氫站為建成于2006年的北京永豐加氫站，但其后多年發展較為緩慢。2016年，工信部委托中國汽車工程學會組織行業力量開展了節能與新能源汽車技術路線圖的研究和編制工作，包括節能汽車等7大領域。2016年10月，《節能與新能源汽車技術路線圖》正式發布，其中的燃料電池汽車發展路線圖明確指出了我國氫能基礎設施的發展路線與目標。我國加氫站的發展目標在2020年、2025年和2030年將分別超過100座、300座和1000座。同年，由中國標準化研究院和quanguo氫能標準化技術委員會聯合研究編著的《中國氫能產業基礎設施發展藍皮書（2016）》發布也明確了相同的目標。

在上述路線圖和藍皮書的指引下，中國的氫能燃料電池產業發展自2017年起呈現出進入快車道的趨勢，地方政府紛紛布局氫能產業，出臺氫能與燃料電池產業發展規劃，引導加氫基礎設施建設。

隨著相關政策和規劃的出臺，近兩年我國在建和規劃中的加氫站數量也急劇增長，據不*統計，截止2019年7月，中國大陸共建成43座加氫站，其中包含已停運或拆除的北京綠能竟立加氫站、上海世博加氫站、深圳大運會加氫站和廣州亞運會加氫站。

2017—2019年，我國加氫站數量增長迅速，整體上加氫壓力仍為35MPa，能加注70MPa的加氫站也逐漸增多。與此同時，加氫站加注能力不斷提升，日供氫1000kg以上規模的加氫站開始涌現。這其中，2019年建成的兩個標志性加氫站分別為上海驛藍金山加氫站和山東濰柴加氫站，見圖1及圖2。

     圖1 上海驛藍金山加氫站

  圖2 濰柴加氫站

除上述兩個加氫站以外，國家能源集團如皋加氫站（圖3）已于2019年上半年投運，該加氫站氫氣儲量為980kg，日加氫能力約為2000kg，兼具35MPa和70MPa兩種加注壓力，設計日加氫能力為1000kg。此外，如皋還計劃在港區和沈海高速如皋段規劃建設4座加氫站，目標是到2020年，南通各地至少建成一座加氫站，使氫能源車跑得更遠。

   圖3 國家能源集團如皋加氫站

   1、制氫加氫“子母站”

1.1 制氫加氫“子母站”簡介

制氫加氫“子母站”采取分布式供氫模式，即“母站”制氫加氫集成為一體，“子站”作為純加氫站，“母站”與“子站”之間采用長管拖車運輸，“母站”為制氫加氫一體站，“母站”總裝置內的制氫站以制氫原料劃分，可分為天然氣等烴類[包括液化石油氣（LPG）、石腦油、頁巖氣等，以下統稱為天然氣]制氫、甲醇水蒸氣制氫和電解水制氫三大類。

目前，國內多數長管拖車均用來裝載壓縮天然氣（CNG）陸路運輸，通過長管拖車運輸高壓氣態氫隨著氫能應用的不斷深入也開始成為一種新趨勢，目前通用的長管拖車高壓鋼瓶工作壓力為20MPa。據悉，2020年內，國家將針對30MPa氣態氫長管拖車運輸方式下發許可，這將大大提高長管拖車的裝載量，從而提高其經濟性。從而有力推動制氫加氫“子母站”中“母站”與“子站”之間運輸距離的擴大，制氫加氫“子母”站的經濟性得到大幅度提高。

我國能源分布極不平衡。本文作者認為，在中國制氫加氫合建站zjia的設計模式為“衛星”模式，即一座日產氫量達到6000kg規模的制氫加氫合建站作為“母站”，可輻射周圍多達10座以上的純加氫為目的的“子站”，原理圖見圖4。如“子站”日供氫量達到500kg；“母站”即可實現自身獨立對外加注氫氣（假定母站對外加氫量1000kg/d），又可同時滿足10座日供氫量500kg的子站用氫需求；此外，母站與子站之間的運輸距離在輸送氫氣經濟半徑以內。這種模式既節省了“子站”建設綜合投資，又提高了“母站”利用率，同時節約占地，減少占地，是一種因地制宜、惠國惠民的氫能應用新舉措。

圖4制氫加氫合建站“衛星”模式概念圖

1.2 制氫加氫“子母站”供氫模式分析

在設計制氫加氫“母站”中，制氫模式的選擇，應綜合考慮年運行時間、原料成本、規模效應等影響因素，計算成本、能效等指標。首先，簡要分析上述3種制氫方式的特點。

1.2.1 天然氣制氫

天然氣制氫在整個工藝過程中利用清潔能源進行加工，并采取極ju規模的工藝制造手段，實現了環保與提升生產效益的“雙贏”，并進一步推動我國制氫技術的不斷進步和成長。從20世紀90年代至2010年左右，天然氣主產地為四川和新疆，天然氣資源的匱乏加之尚未成熟的液化天然氣（LNG）技術和市場，導致甲醇制氫大行其道，走出了一波具有中國特色的制氫之路；在2010年以后，隨著我國“西氣東輸，川氣東輸”等gojiaji層面的能源規劃的落實和推進，同時我國天然氣管網不斷成熟、LNG工藝得到了長足發展、我國頁巖氣開采力度不斷加大，天然氣供應愈發充足，天然氣價格回歸理性，我國已經成為僅次于美國和加拿大的shijie第三大頁巖氣生產國。

2015年底，ISOTC197年會在美國洛杉磯的豐田北美銷售中心召開，期間筆者有幸參觀了殼牌石油公司在NewPort的一處加油加氫站，該加油加氫采取的就是站內制氫模式，由站內的天然氣制氫裝置作為氫源。目前，約96%的氫是以煤、石油和天然氣等化石資源制取的，其中采用天然氣（主要成分是甲烷）制氫以其工藝技術路線成熟、資源豐富等眾多優勢成為wei經濟與合理的制氫方式，以天然氣為原料制取的氫氣占quan球全部氫氣產量的70%～80%。同時，伴隨燃料電池技術的發展，以天然氣為原料的中小型分布式制氫技術在世界范圍內被廣泛研究。一些應用選擇性透過膜、流化床膜反應器、微通道反應器等的天然氣制氫新技術在不斷出現和發展。

1.2.2 甲醇水蒸氣制氫

甲醇水蒸氣制氫裝置投資低、建設周期短、制氫裝置規模靈活，而且原料易獲取，另外甲醇制氫項目審批容易，對氫氣價格承受較高的用戶，這種制氫方式是較為適宜的選擇。利用甲醇制氫可以實現在加氫站周圍現場制氫，在此過程中，便于儲存運輸的甲醇實際上充當了氫氣載體的作用，避免了高壓氫或液體氫在儲存和運輸過程中對儲運材料技術要求高、安全風險較大、儲運成本較高的問題。用戶需求的高效、可靠的甲醇制氫系統是促進以甲醇作為氫能載體的氫能相關產業發展的技術關鍵。與水電解制氫裝置類似，甲醇水蒸氣轉化制氫裝置可以集成在一個較小的框架內，可實現高度集中的整體式設備，十分便于安裝，大幅提高自動化程度，減少設備占用空間，便于運輸和現場運輸；此外，甲醇制氫投資成本低，是同等規模煤制氣裝置投資的1/10左右，同等規模天然氣制氫裝置投資的(1/3)～(1/2)；甲醇作為通用化工原料，有長期穩定的供貨渠道和物流體系，在中國有龐大的用戶群體。

傳統甲醇制氫技術總體成熟，在中小規模的制氫中有一定應用，技術發展集中于催化劑優化和完善及反應耦合上，降低反應溫度，提高有效氣體選擇性和效率。quan球針對甲醇制氫技術的研發方興未艾，目前主要集中在實現常溫低壓反應、高轉化率、低能耗及減少催化劑使用等方面。

作為快速發展的發展中國家，過去30年我國溫室氣體排放量增長迅速，年排放量已位居世界前列。盡管我國單位GDP的能耗和溫室氣體排放強度呈下降趨勢，但能源消耗和溫室氣體排放總量持續增加的趨勢短期內難以扭轉。作為補救措施，碳捕集利用與封存技術（carbon capture,utilization and storage,CCUS）成為應對quaniqu氣候變化的關鍵技術與新趨勢，與碳捕獲、利用和儲存（carbon capture，utilization and storage,CCS）相比，可將CO2資源化，能產生經濟效益，更具有現實操作性。尤其針對上述兩種石化能源制氫，如何有效地把生產過程中排放的CO2進行提純，繼而投入到新的生產過程中，不是簡單地封存，而是有效地加以循環再利用成為有效降低溫室氣體排放總量的研究重點。

1.2.3 電解水制氫

電解水制氫的技術已十分成熟，歐洲大多數站內制氫加氫站均采用這種技術。2015年12月，筆者參觀美國加州大學洛杉磯分校的加氫站，該加氫站也采用了水電解制氫提供氫源的模式。電解水制氫裝置利用電解裝置將水分解成氫氣和氧氣后，利用壓縮機將氫氣先后輸送至高壓、中壓、低壓儲氫罐中分級儲存。需要加注服務時，加氫機可先后從低壓、中壓、高壓儲氫罐中按順序取氣加注。由于回收成本的問題，電解水制氫過程中產生的氧氣一般都直接排放到大氣中。

根據電解過程使用電解質的不同，電解水技術目前分為堿性水電解、聚合物電解質膜（PEM）水電解和高溫固體氧化物水電解（SOEC）這3種制氫方式，三者均有一定的發展應用。

堿性水電解制氫由于技術成熟、性能穩定、價格低廉等特點，在可再生能源的利用與開發上仍將占據主導地位。PEM水電解制氫裝置可作為小氣量的可再生能源示范項目的氫源，要得到廣泛推廣，必須從單位產氫的設備投入成本環節入手，同時要解決電極活性隨時間衰減的問題。

1.2.4 成本分析

制氫加氫“子母”站的氫氣成本包括原料成本、固定資產折舊、運行維護費用、氫氣壓縮成本和氫氣運輸成本等。

針對現有氫燃料電池汽車領域而言，分布式供氫模式在經濟性上具有一定的成本優勢。對比天然氣等烴類制氫、甲醇水蒸氣制氫和電解水制氫這3種制氫方式，在能效方面，天然氣制氫ju優勢，其次是甲醇制氫。與分布式供氫模式相對應，集中供氫是指氫氣集中制備，再通過管道或者運輸的方式供應給加氫站，加氫站氫氣來源為站外制氫。對于集中式供氫而言，從制氫到用氫包括了氫氣制備和儲運兩個部分，總成本均高于分布式供氫模式成本。

根據行業相關氫氣成本模型數據，通過測算，對煤制氫、天然氣制氫、甲醇制氫及水電解制氫成本進行折算、比較。制氫成本與制氫原料種類及其價格密切關聯，不同原料、不同價格以及不同的電價、水價等均對制氫成本有直接影響。以下對各種制約氫氣成本的關鍵因素進行簡要分析。

（1）原料、氫氣的生產成本

制氫原料價格的高低對氫氣成本的影響wei明顯，上述3種制氫方法的原料價格對氫氣成本的影響見表1。根據當地原料價格、電價、稅收、生產規模、工藝流程等諸多因素的差別，按人民幣每標準立方計算，裝置出口壓力也不盡相同，從常壓～3.5MPa不等。

從表1中可以看出，原料費用占天然氣水蒸氣重整制氫成本的74%～90%、原料費用約占甲醇重整制氫成本的90%、用電費用占水電解制氫成本的70%～90%，這3種制氫方式原料對其制氫成本的影響見表2。

表1 3種水電解制氫方式指標對比

表2 氫氣生產成本與原料價格對比表

注：其中制氫成本只要指生產環節成本，不含投資、土地廠房、人工、折舊、壓縮、儲運等環節。

四川成都某一專業制氫工業裝置生產廠家長期致力于氫能技術的研發和示范應用，尤其在制氫技術的創新和研發領域，截止到2019年底，共承接國內外制氫裝置565臺（套），其中甲醇制氫裝置288臺（套），天然氣制氫裝置83臺（套）；該公司長期致力于中小型制氫技術的創新與研發，截止到2019年12月底，中小型制氫（制氫規模≤5000m3/h）業務占到整個公司全部制氫業務的90.43%。根據其多年多套制氫設備供應和運行經驗，實際的氫氣生產成本要比表2中的成本高出10%～15%。

（2）氫氣的儲運

氫氣運輸成本與氫源距離密切相關，公路運輸則需要考慮儲氫技術和運輸安全所帶來的成本，氣態氫的運輸半徑以200～300km以內為宜，液氫的運輸距離可達1000km，隨著運輸距離的增加，氫氣的運輸成本也增加明顯，詳見表3；公路運輸裝載量有限（一般不超過4000m3），液氫運輸裝載量可增加至壓縮氫的6倍以上，但液化過程耗能高達全部氫能量的30%～40%，參照CNG和LNG的運輸成本計算，壓縮氫氣和液化氫氣的百公里運輸成本均在20元/kg以上。由于氫氣的特殊性，管道輸氫受距離、城鄉規劃、沿途地址等條件等影響，一般僅在化工園區等小范圍內采用，其一次投資成本高。

除增加的運輸成本外，由于氫氣的特殊性質，還必須考慮運輸安全性。氫氣運輸中需要付出較高的安全成本，且氫氣在運輸過程中容易污染，以至于氫氣品質降低。

表3 不同運輸距離的氫氣運輸成本

注：①氣態氫氣運輸，設定條件為長管拖車水容積25.9m3、滿載高壓18MPa、卸載后低壓5MPa，單臺單次運輸氫氣3360m3，即306kg；長管拖車水容積25.9m3，滿載高壓30MPa，卸載后低壓5MPa；單臺單次運輸氫氣6470m3，即577kg。②采用長管拖車為日加氫量為500kg的加氫站輸送氫氣，30MPa輸氫壓力條件下，每天需要1趟才能滿足加氫站用氫需求。

（3）制氫站的建設成本

在規模相近的條件下，采取租賃氫氣長管拖車、站外制氫加氫站的建設成本小。采取甲醇水蒸氣制氫工藝的站內制氫加氫站的建設成本要低于采取天然氣重整制氫工藝的站內制氫加氫站，也低于水電解制氫工藝。在上述工藝制氫裝置建設成本中，天然氣制氫一次性投資高，一般適合1000m3/h（標準）以上的制氫規模；甲醇制氫投資較低，適用于2500m3/h（標準）以下的制氫規模；水電解制氫投資較高，單槽適合1000m3/h（標準）以下的制氫規模。

綜上所述，在規劃加氫站時，需要綜合考慮站外制氫以及各種工藝類型站內制氫的一次性建設成本和制氫成本，結合建設地點實際情況，綜合考慮采取heshi的氫氣來源方式。考慮到在眾多制氫技術中心，天然氣制氫、甲醇制氫的優勢明顯；加之站外輸氫的綜合成本較高，加氫站采取站內天然氣制氫或甲醇制氫成為較為適宜的建站模式。

（4）運營成本

在不考慮設備維護及人員工資的前提下，站外制氫加氫站的運行成本取決于氫源的制氫成本和運輸成本。若加氫站距離氫源較遠，運輸成本將大幅上升，將導致加氫站經濟性明顯下降。

氫氣相比于其他燃料更高的價格主要來自制氫環節。氫氣的制備、存儲和運輸等技術均影響到氫氣燃料能否方便快捷、低成本獲取，其中氫氣的大規模、低成本和高效制備是需要首要解決的關鍵性難題。據中商情報網，從我國目前的供氫基礎設施完善程度和技術水平來看，包括制氫和儲運在內的氫氣成本占到加氫站終端售價的70%左右，其中氫氣原料成本占比達到50%。因此制氫環節較大程度上決定了氫燃料使用的經濟性。國內加氫站（站內制氫和站外制氫）氫氣售價組成見圖5。

圖5 加氫站氫氣售價組成圖

2、結語

通過對制氫加氫合建站的建站模式進行簡要的分析，結合建設實際情況的復雜性，提出了如下具有建設性的意見和建議，希望對政府管理機構、科研單位及相關企業進行加氫站提供指導和建議，共同推動氫能社會的前進步伐以及對以后加氫站標準及規范的起草和修編提供參考。

（1）因地制宜，根據本地資源特點，選擇wei適宜的制氫方式。

（2）加氫站采用制氫加氫合建站模式，即分布式供氫模式，可大限度避免氫氣儲運帶來的成本和風險，用氫總體成本優于集中供氫，是氫燃料電池發展初期的首要選擇。各種制氫方法中，天然氣制氫和甲醇制氫以其各自具有的優勢成為分布式供氫（即制氫加氫合建站）的2種可供選擇的模式，由于中國各個地方的能源結構存在很大差異，可以結合自身條件和需求進行合理的站內制氫方式（水電解制氫、天然氣制氫、甲醇制氫）的選擇。