“既然是二次能源，何必不就在站內制氫呢？”你可能想不到這句話出自國內氫能儲運裝備龍頭中集氫能研究院院長李懷恩。雖然工作的緣故，我需要經常與李院長溝通，但還是被他這句話所震動了，我想這項可能擠出李院長自身儲運裝備業務的判斷一定是客觀，也是理性的。也許我們在討論各種氫能運輸的成本、安全帶來的局限性時，忽略了氫能最本質的內涵——二次能源，并因此人為增加了氫能產業鏈的難度。“二次能源”運輸不便，可轉換的“一次能源”運輸方便不就沒有那么麻煩了嗎？

儲運：氫能產業鏈最大的瓶頸

在燃料電池滿足了汽車基本性能和燃料電池汽車的成本后，需要解決的問題是氫能應用的成本問題。氫氣運輸的成本和儲運的安全性一直橫亙在氫氣生產與消費之間，儲運一直是困擾行業發展的一個難題。

燃料電池技術已經基本成熟，而且成本已經與燃油系統和電動車系統的差距不大，而氫氣的制取雖有方法上的差異，但傳統制氫方法如天然氣制氫、煤制氫、工業副產氫、電解水制氫基本上都屬于成熟工藝，氫氣作為一般化學原料的制取成本也不算太高。1、煤制氫：當煤炭價格為450元/噸時，煤制氫成本約10元/kg，考慮碳捕集后成本約16元/kg;2、天然氣制氫：當天然氣成本2.5元/m3時，天然氣制氫成本約18元/kg；3、工業副產氫：焦爐煤氣副產氫成本9~15元/kg；氯堿化工、輕烴利用、合成氨醇等工藝綜合成本13~22元/kg。

4、電解水制氫：穩定電源下，以成都2023年5月份為例高峰電價為0.7536元/kWh，平段價格為0.5464元/kWh，夜間低谷時段充電價格則低至0.2602元/kWh，如果每4.6度電產1Nm3氫，則高峰段、平段和低谷段制氫成本分別為38.83元/kg、28.15元/kg、13.41元/kg。在儲運及加注領域，20MPa長管拖車氣態儲運百公里運輸成本約7.79元/kg；35Mpa日加氫量500kg的加氫站滿負荷運行，加注成本約11.33元/kg。如果以制氫成本平均價格18元/kg，再加上實際運行中制氫廠家還要收取20%左右的利潤，則出廠價22元/kg左右，到加氫站槍口價41元/kg左右。實際運行中無論是天然氣制氫、煤制氫或是工業副產氫，原料成本和設備成本相對比較穩定，變動比較大的是運輸成本和氣體運營企業的毛利，在供不應求的局面下，能源企業或工業企業的自產氫價格遠遠低于商業氫氣。所以，我們會發現鋼鐵企業“體內循環”車輛很容易達到經濟性。第二個敏感的成本就是運輸費用，20MPa的氫氣運輸車整車+氫氣重量接近40噸左右，但實際有效的氫氣運輸量僅300多公斤，占整車重量的不足1%，主要變動成本來自運輸里程所的耗油量，所以，當長管拖車尤其是20MPa的長管拖車運行里程增加時，費用就會增加。因為國內燃料電池汽車主要示范區如粵港澳、長三角地區并非氫氣主要生產地，所以，實際運行過程中氫氣的運輸成本達到10-15元/kg，氫氣槍口價格達到60元/kg以上。傳統制氫不是瓶頸、燃料電池技術也已經突破，實際最大的瓶頸是氫氣的運輸。尤其是在韓國、日本等國家，他們需要通過國際貿易來解決氫氣供應的問題，所以，氫氣的長途運輸就成為一個重要的問題。在這種情況下，各國紛紛尋求氫氣的儲運方案，包括低溫液氫，固態儲氫、有機化合物儲氫等等，但都不便宜。除了成本，高壓和液氫的安全管理難度也遠遠高于液體能源。現行的高壓輸氫可以通過升壓來降低一些成本，當長管拖車壓力到30MPa時百公里運輸成本可以降至5元/kg，長管拖車壓力到52MPa時可以降至3.5元/kg，而在500km以內，其他儲運方式都比高壓儲氫貴，雖然長距離費用變化不大，起點都在10元/kg或以上。現實中高壓輸氫已然成為氫能發展的經濟性障礙，除了大規模應用的管道運輸，想要用其他的運輸方式降低成本非常困難。

圖1 各種運輸方式運輸成本（元/kg）

資料來源：中集氫能

站內制氫，也就是制氫加氫一體站將制、儲、運、加多個環節壓縮到一個區域，減少了運輸過程中的壓縮、液化或固態儲氫催化的過程，將大大節省運輸成本。國內制加氫一體站典型案例站內制氫可以有多種方式，包括利用谷電或綠電電解水制氫、天然氣制氫、甲醇制氫、氨制氫、沼氣制氫等多種方案。目前，全球大約有500多座一體化制氫站在建或運行。很多日本、歐洲、北美加氫站采用一體化站內制氫加氫站運行模式，中國是全球最大的甲醇、合成氨生產國，而且在電解槽領域也有優勢，一體化制氫加氫站是目前加氫站實現商業化運行的重要模式。目前，國內已經有多地已經開展了制加一體化項目的運行或建設，并在一些項目中看到了經濟性或降本路徑。2020年10月，由中集安瑞科與大連化物所聯合開發的“液態陽光（綠色甲醇）”現場制氫通過了中國產業促進會組織的技術成果鑒定，并通過了液態陽光加氫站安全運行專家論證，2022年2月作為張家口可再生能源示范區冬奧示范項目運行。

中集安瑞科的整套氫能撬裝裝備占地面積較小，可廣泛應用于港口碼頭、公路場站及大型交通工具等多種制氫用氫場景。其碳回收裝置可將制氫過程產生的二氧化碳液化回收利用。將二氧化碳轉化為液態陽光甲醇是運用碳捕獲利用（CCU）技術，在獲得液態能源產品的同時實現可再生能源轉化利用、二氧化碳減排和大規模儲能，比碳捕集與封存技術（CCS）更加靈活，且環境更加友好。佛山是我國燃料電池汽車先行示范城市，也比較早就遭遇了氫氣供應的瓶頸，為解決氫氣供應的成本和缺口，在國內率先嘗試站內制氫。

2020年底便論證開工建設南莊站內制氫-加氫母站項目。2021年7月28日，國內首套日產氫氣1000kg的站內天然氣制氫加氫加氣一體站在佛山南莊順利試運行。如果對照當地氫氣價格60元/kg，一年可以賺1370萬元，如果賣50元/kg，一年可以賺790萬左右。正常運行兩年可以收回加氫站制氫部分的增量投資。2021年2月9日，佛燃能源集團股份有限公司正式啟動“橇裝制氫裝備研發”和“液氫儲氫加氫站項目”。2022年8月23日，中國海油發布，我國首套自主研發的橇裝天然氣制氫裝置在廣東佛山明城綜合能源站正式投用，這套裝置可以整體安裝、整體移動。該套自主研發的橇裝天然氣制氫裝置采用天然氣和水蒸氣重整工藝制氫，可從城市天然氣管道就地取氣，從集中制氫廠使用長管拖車運氫到站相比，可使氫氣終端成本降低20%至30%。

明城站天然氣制氫規模為1500kg/日，可滿足公交車125車次或物流車250車次的加氫需求。項目分兩期建設。2022年8月19日，由紫金礦業旗下福大紫金自主開發的全國首座氨現場制氫加氫一體示范站在福州長樂正式啟動。

該項具有三重意義：

一是突破了氫能產業發展的安全性“卡脖子”技術瓶頸；二是大幅度降低了終端用氫成本和加氫站建設成本；三是實現以氨為儲能載體的全鏈條零碳綠色能源循環經濟。

2023年9月，全國首個大規模沼氣制氫加氫一體化項目——瀚藍可再生能源（沼氣）制氫項目已于日前在佛山市南海區正式投產，年產氫氣約2200噸。結合氫能工業、交通運輸等領域的應用，對傳統能源的替代效應，預計可減少二氧化碳排放近100萬噸。

2023年12月8日，國內首座商用分布式氨制氫加氫一體站——南寧振興加能站在廣西建成并成功試投產。廣西南寧振興氨分解制氫加能站，采用“制、儲、加、運”一體化全產業鏈模式。液態氨到站卸入儲氨罐，送至制氫艙后，通過自主研發的氨分解-氫氣純化一體化工藝，分解出氫氣和氮氣，再經過壓縮和分離提純，氫氣從制氫艙產出，即可通過管束車運送到周邊場站或直接加入車內。氨分解制氫是站內制氫的技術路線之一，相比傳統加氫站，該站增加了制氫環節，設計氫氣回收率達96%以上。

2024年1月12日，兵團首個商用制加氫一體化站和氫能重卡運營項目在石河子投入運行。制加氫一體化站和氫能重卡運營項目由師市招商引資的新疆氫聯世紀有限公司建設。項目利用石河子現有電網的綠電份額，通過電解槽進行綠氫制取，綠氫通過氫能重卡進行消納。項目計劃總投資5億元，滿產后日產氫氣可達8噸，可滿足200輛左右氫能重卡的運營。2024年2月15日，由中石化北方能源（大連）有限公司建設的國內首個分布式甲醇制氫加氫一體站，在大連自貿區正式投用。甲醇制氫加氫一體站采用了制、儲、加、運一體化發展的全產業鏈模式。相比加氫站傳統，該站增加了制造環節，用氫成本約可降低20%以上。

2024年3月，三一綠電制氫加氫一體站建設在長沙完成。站點制氫的電能主要來源于三一智聯重卡產業園內鋪設的26萬㎡的光伏發電設備。站點總投資超3700萬元，占地6300平方米，主要用于滿足三一氫能電池車輛、三一氫能源重卡和氫能源攪拌車等設備測試加氫需求。制氫設備是由三一自主研發，每日的制氫加氫量不少于2噸，是國內首個具備運行條件的2000kg級制氫加氫一體站。增壓儲存區總儲氫量超過1000kg，可滿足4臺氫能源車輛同時加注氫氣，每天可服務氫能源車數量超過100輛。三一稱，這座站點有望在除去國家補貼的情況下做到氫油同價。

另外，2023年11月，安徽省六安金安經濟開發區拿到了安徽省首個制氫加氫一體站的經營許可證。該站額定產氫量180kg/天，可覆蓋當地兩條公交線路的加氫需求，示范站通過屋頂光伏和網電谷電制取氫氣，再通過管道直接送到一墻之隔的加氫站，實現非化工園區一體化制氫加氫服務。該站建成后，氫氣價格可以降到30元/kg以內。該項目能源轉換效率40%，該項目在低谷時制氫，在尖峰時放電，通過峰谷價差（安徽達到0.9元/度）獲取收益，基本上可以覆蓋項目的運營成本。2024年1月16日，佛山市高明區佛鐵制氫發展有限公司高明區制氫裝備智造項目暨3000kg級電解水制氫加氫一體化示范站進入施工建設階段。項目設計年產制氫裝備規模為（1000Nm3/h）300套，相應建設應用示范展示區（3000kg級制加氫一體化示范站）、檢測試驗平臺、及研發辦公區。項目總投資約3.63億元，項目達產后年生產總值約為24.31億元人民幣。

表1 國內主要制加氫一體站項目

資料來源：根據公開資料整理

相比之下，國外加氫站沒有國內化工園區的限制，天然氣制氫是成熟的技術，日本美國主要以天然氣制氫為主。2019年我到日本福岡市也參觀過一個三菱化工建造的污水處理廠沼氣制氫的項目。多地站內制氫政策性突破2023年6月，上海、廣東先后推出制加氫一體站建設相關支持政策。上海市經信息委智能制造推進處處長韓大東在2023長三角燃料電池產業高峰論壇暨燃料電池產融對接路演會上表示，上海正推動臨港、嘉定等重點區域開展加氫站現場制氫試點；廣東省住房城鄉建設廳、發展改革委等12部門共同印發《廣東省燃料電池汽車加氫站建設管理暫行辦法》，允許在非化工園區建設制氫加氫一體站。

2023年7月，安徽省六安市委市政府印發《六安市新能源汽車產業配套基地建設行動計劃》；9月22日，為了支持六安市有關氫能龍頭企業做大做強，提高市場占有率，探索建設制氫加氫一體站，積極在制氫、加氫領域培育新的市場主體，起草《六安市加氫站管理暫行辦法》（征求意見稿)，允許在非化工園區建設制氫加氫一體站。制氫加氫一體站規模不得超過3000kg/d,儲氫容器總容量不得超過3000kg。

2023年8月29日，內蒙古城建廳就政協委員《關于加快氫燃料重卡產業發展的提案》給予答復，表示下一步將優先在氫源有保障、產業基礎好、燃料電池車推廣應用多的呼和浩特市、包頭市、鄂爾多斯市、烏海市推進加氫站建設，探索站內制氫、儲氫和加氫一體化的加氫站新模式。2023年11月15日，吉林省人民政府印發《吉林省氫能產業安全管理辦法（試行）》。管理辦法對氫能產品的定義是“氫能產品是指不按照危險化學品管理的、作為能源使用的氫產品。”對電解水制氫（太陽能、風能等可再生能源）等綠氫生產項目及其制氫加氫一體站不需在化工園區內建設。

對氫能企業按行業類別歸口安全監督管理。化工企業的氫能生產，應取得危險化學品安全生產許可；綠氫生產不需取得危險化學品安全生產許可。2024年3月19日，中國石化聯合國內數十家氫能頭部企業發布了國內首個《制氫加氫一體站技術指南》團體標準。該標準的制定為未來制氫加氫一體站的建設提供了依據。站內制氫帶動緊湊型設備的需求對于化工產品或能源裂解制氫一般需要有化工原料或天然氣資源，沼氣制氫可以復制但資源亦是有限，對天然氣資源并不豐富的中國來說，預計電解水制氫將會成為最普及的現場制氫方式。打破化工園區的束縛就意味著未來加氫站建站地址更加接近市場，與此同時，因為城市交通中心寸土寸金，加氫站對設備的小型化和緊湊性要求更高。中集液態陽光項目和佛山明城綜合能源站都采用的撬裝裝置，更加具有靈活性。而長江三峽的“氫舟一號”項目采用的則是占地面積更小的PEM制氫。天然氣制氫是最成熟的技術，但未來站內制氫會有碳捕集要求。天然氣制氫龍頭企業亞聯高科董事長王業勤說，過去他們的一些設備服務于電子產業，大部分都不在化工園區，就連北京的望京也有天然氣設備在運行。但小型裝備具有優勢，亞聯認為國外小型的制氫技術是一體化天然氣加氫站的關鍵。

表2  國際市場天然氣制氫代表企業業績（單位Nm3/h）

資料來源：亞聯高科

表3 日本、美國在運行的站內重整制氫加氫站（部分）

資料來源：亞聯高科

2024年年初，擁有超過13年的綠色制氫經驗的HNO International (HNOI)，研制的緊湊型加氫站(CHRS?)在德克薩斯州休斯頓的一個氫氣工作場所為豐田Mirai成功加氫。CHRS是一種創新的、節省空間的加氫系統，經過精心設計，可以通過陰離子交換膜(AEM)電解從水中提取高質量的、燃料電池級的清潔氫氣，用于生產、儲存和分配。這項開創性的技術確保了安全高效的加氫過程，同時滿足了最高的氫標準和認證，將其定位為可持續未來的理想解決方案。

在此基礎上，豐田于2024年3月完成了對AEM電解槽初創企業Ecolectro的A輪投資。Ecolectro是綠色制氫領域的初創企業，在康奈爾大學進行的開創性研究的基礎上，Ecolectro開發了專有的AEM電解槽(陰離子交換膜)，他們在膜基電解槽中使用AEM技術，達到了同類最佳性能里程碑：Ecolectro在電流密度