最近新疆某企业咨询了关于氢能收集液化、运输等一些问题。该公司本来是一家焦炉煤气副产氢企业，因为目前面临的高额消费税，企业苦不堪言，面临更换原材料或下游更换路径的选择。
总体而言，我国氢能生产以化石能源为主，氢能的减碳潜力尚未充分挖掘，氢能产业处于初步阶段。
氢能发展的需求将以降碳和降成本两方面为主，一是氢气生产要逐步从化石能源为主，过渡到以可再生能源为主的清洁氢的生产，将氢气生产碳排放强度降低到4.9%。二是加快推进氢能清洁低碳的生产成本，到2030年可再生能源制氢平均生产成本要降低至25元/公斤以下。现在工业副产品制氢成本最低，相当于可再生能源制氢的三分之一，预计未来我国氢能需求量比较可观，到2030年预计氢能需求量达3700—4200万吨，可再生能源制氢约占12%—15%左右，二氧化碳减排规模有望达到1亿吨以上；到2060年，预计我国氢能需求将达到1—1.8亿吨左右，可再生能源制氢占比达到75%到90%，有望实现二氧化碳减排规模16亿吨以上。
下面我们分几期系统性聊聊氢能那些事。本期主要讲讲氢能产业发展总体情况主要包含
氢气的生产、储运和加注。
（一） 氢气的生产
传统的制氢方法主要有化石燃料制氢、副产气体制氢和电解水制氢三大类。其中化石燃料制氢主要包括煤制氢、天然气制氢、副产氢气主要来自氯碱副产氢和焦炉煤气副产氢。2023年我国氢能产量3500万吨，其中煤制氢约占60%，天然气制氢和工业副产品合计占20%，电解水占不到1%。与此同时，可再生能源资源较为丰富的西部和北部地区，以及产业技术储备较强的东南沿海地区正在加快可再生能源制氢项目部署，产业集群初具规模，到2023年年底，可再生能源制氢已累计建成超过7万吨/年。
化石燃料制氢技术具有技术成熟、成本较低等优点，是当前最主要的氢气生产方式，但是面临碳排放量高、气体杂质含量高等问题。我国煤制氢技术成熟，已实现商业化且具有明显成本优势（7~12元/kg），适合大规模制氢，且我国煤炭资源丰富，煤制氢是我国当前主要的制氢方式，但这种方法过程较烦琐且排放大量CO2，不能实现氢能利用的无碳排放。天然气制氢成本受原料价格影响较大，综合成本略高于煤制氢，主要适用于大规模制氢，但也存在碳排放问题，同时我国天然气大量依赖进口，原料相对难以保证。尽管未来碳捕捉技术有望解决CO2排放问题，但也会增加制氢成本。此外，化石燃料制氢技术生产的气体杂质成分多，如果要应用于燃料电池，还需要进一步提纯，增加纯化成本。
尽管工业副产氢制氢提纯工艺相对复杂，但具有技术成熟、成本低、环境相对友好等优点，有望成为未来高纯氢气的重要来源。工业副产氢制氢指利用含氢工业尾气为原料制氢的生产方式。工业尾气主要包括氯碱工业副产气、煤化工焦炉煤气、合成氨产生的尾气、炼油厂副产尾气等，基本都是混合气体，一般用于回炉助燃或化工生产等用途，利用效率低，且有较高比例的剩余。通过提纯回收利用其中的氢气，既能提高资源利用效率和经济效益，又可降低大气污染、改善环境。目前最常采用变压吸附技术（Pressure Swing Adsorption，PSA）进行提纯，变压吸附提氢工艺过程简单，技术成熟，采用PSA技术的焦炉煤气制氢、氯碱尾气制氢等装置已经得到推广应用，即使计入氢气提纯成本，仍具有较高的成本优势（10~20元/kg）。
碱性电解水制氢技术成熟、氢气纯度高且环境友好，但是制氢成本高，将是未来分布式制氢的主要方式。电解水制氢技术主要包括碱性电解水制氢、固体质子交换膜电解水（SPE）制氢和固态氧化物电解水（SOEC）制氢。我国碱性电解水制氢技术是目前最成熟的制氢方法，也是现阶段国内主流的电解水制氢方法，工艺简单、制氢规模灵活、氢气产品纯度高。SPE制氢技术在国外已进入市场导入阶段，但其在国内还处于早期开发阶段，与国外相比存在较大的差距。与碱性电解水制氢技术相比，SPE制氢设备价格高出数倍，但具有对负荷变化响应速度快的特点，更适应可再生能源发电间歇性、波动性、随机性的特点，有望在装备成本降低后，成为未来更具市场前景的电解水制氢技术。总体而言，当前的电价下电解制氢综合成本较高，目前生产1kg氢气需要消耗55~60kW·h电能，制氢成本一般难以低于30元/kg，较高的制氢成本限制了电解水制氢方式的大规模推广，电解水制氢高灵活性和高成本的特点决定了当前阶段其更适合在分布式场景进行现场制氢。
总体而言，中国当前化工工业基础具有较好的制氢基础。尤其是在近期电解制氢成本较高，化石能源制氢又面临碳排放争议的情况下，利用中国的工业副产氢资源来满足燃料电池领域的应用，在经济性和清洁性上都是最好的选择。以当前约600万吨副产氢测算，只要给予副产氢合适的收购价格，副产氢就会有足够的经济动力进行提纯，应用于燃料电池汽车。即使实现10%的应用，也足够约30万辆燃料电池大巴或公交车一年的使用（按每辆大巴车年耗氢2t计算）。所以，在中国氢能经济发展的初期阶段，中国工业制氢基础有能力提供充足且廉价的氢气资源。
与此同时，我国的能源央企纷纷将构建氢能供给体系作为重要的发展方向。当前国家电投、国家能源集团、中国石油、中国石化等能源央企、法液空等国际能源巨头，结合其各自优势选择不同技术路线，纷纷在我国布局氢能生产与供给；中船重工及部分民企制氢技术和设备也已具备商业化推广条件。除此之外，我国企业及科研院所也在积极探索其他新型制氢技术或低价制氢技术，如生物质制氢、光催化制氢技术等，当前距产业化还有一定距离，但若技术得以突破，则具有发展前景。
二）氢气储运和加注
生产氢仅仅是构建氢能产业链的第一个环节，从氢气生产到应用，中间还需要经历储存运输和终端加氢环节，氢气规模化储运技术的经济性和可靠性也是氢能利用的关键。氢在常温下为气态，密度仅为空气的1/14，在通常条件下，氢气和汽油有相同能量时，氢气所占体积大约是汽油的3000多倍，因此提高氢能的储运效率对产业发展十分重要，而将氢气压缩、液化或者吸附在一种固态材料中进行存储便是解决氢能储运问题的有效方式。
高压气态储氢是目前氢气储存的主要方式，具有容器结构简单、能耗较低、充放速度快等优点。按照氢气状态的不同以及技术发展的不同阶段，目前国内外氢气储存方式可分为三大类：一是压缩气态储存技术，这是当前国内外最成熟的技术。根据氢气压力级别不同，可分为低压、中压和高压三类。其中，低压储罐一般用于就地大规模储存，常见的为15MPa低压储罐；中压储罐通常储存压力为16MPa~45MPa，可用于加氢站的固定式储氢或其他对空间要求比较苛刻的场景；国内高压储罐最高设计压力为98MPa，主要用于加氢站的固定式储氢。二是液氢储存技术，在国外已经被推广应用，国内只用于航天领域。液氢储氢罐的优势是储氢密度大，每立方米液氢储罐可储存70kg（90MPa的高压气态储氢罐也只能储存约47kg氢气），但液氢液化过程能耗高，折合每千克氢气耗电约13kW·h，且外部侵入热量会造成每天约1%的蒸发损失。三是固体储氢和有机液体储氢材料技术，国内外均仍处于研究开发阶段。固体储氢是指各种类型的储氢合金或金属氢化物吸附储氢，这类储氢材料体积较小，因此体积储氢密度高，且压力小，使用安全。但固体储氢技术要实现应用，还需要进一步提高储氢密度、降低释氢温度以及提高使用寿命等。有机液体储氢，一般具有储氢密度较高和运输方便的优点，如果能在降低放氢温度、减少能量消耗等方面获得突破性进展，将有望得到推广应用。
氢气输送技术主要包括高压气态输送、管道运输和液态氢输送。运用高压气态氢气输送技术将氢气增压至20MPa~40MPa，充装到大容积气瓶组，以长管拖车从制氢厂运送至使用厂家或加氢站，20MPa管束车是国内氢气运输的主要方式。通常每辆长管拖车的载运氢气量为300~500kg。拖车装运的氢气重量只占运输总重量的1%~2%，运输效率较低，因此高压气态输氢技术适用于运输距离较近（不超过150km）和输送量较低的场景，国内加氢站的外进氢气目前均采用长管拖车进行运输。管道运输则适用于大规模、长距离的氢气运输，可有效降低运输成本。随着氢能产业的快速发展，新建输氢管网可以满足巨大的用氢需求，是大规模、长距离氢气运输的发展趋势，但管网建设需要国家统一规划部署。在国外，气氢管道输送相对国内较成熟，美国、欧洲已分别建成2400km、1500km的输氢管道。我国目前氢气管网仅有300~400km，最长的输氢管线为“巴陵—长岭”氢气管道，全长约42km，压力为4.0MPa。液态氢输送是指将液态氢（液氢）装在压力通常为0.6MPa的专用低温绝热槽罐内，利用卡车、机车和船舶进行运输。每辆汽车的液氢装载量超过2000kg，经济运输距离超过500km，具有氢气运输量较大、运输距离较远的优点，但是制取液氢的能耗大，并且液氢储存、输送过程均有一定的蒸发损耗。液氢输送技术较为成熟，国外应用也已经有一定规模。国内中石化巴陵石油化工有限公司和湖南核电有限公司共同投资11亿元建设国内首座液氢工厂，鸿达兴业生产的液氢已完成首次国内长距离运输，中科富海实现了我国大型氢液化设备的首次出口。
加氢站是氢能产业基础设施的终端装备。目前国内已建和在建站以35MPa加氢站为主，也有少数70MPa加氢站在建或建成，暂无液氢加氢站。截至2020年底，全国在建和已建加氢站共181座，其中已经建成124座，2020年建成加氢站55座。从现有加氢站区域保有量来看，广东省加氢站有31座，居全国首位。山东、江苏、上海等地加氢站保有量均超10座。在2020年国内建成的124座加氢站中，105座有明确的加注能力，其中加？氢能力为500kg/d（12h）的加氢站有50座，占比47.26%；1000kg/d（12h）的加氢站有20座，占比19.05%；大于1000kg/d的加氢站有7座，占比6.67%。建站模式呈现多元化，同济—新源大连加氢站是我国第一座风光互补发电耦合制氢的70MPa加氢站，集成了可再生能源现场制氢技术、90MPa超高压氢气压缩和存储技术、70MPa加注技术以及70MPa加氢站集成技术；上海驿蓝加氢充电合建站是我国首个通过管道输送氢气的加氢站；佛山樟坑油氢合建站是我国首座油、氢、电综合能源补给站。随着储氢容器、压缩机、加氢机、安全系统等关键设备的国产化率提高，加氢站建设成本逐年降低。我国的35MPa加氢站技术已趋于成熟，加氢站的设计、建设以及三大关键设备：45MPa大容积储氢罐、35MPa加氢机整机和45MPa隔膜式压缩机均已实现国产化。随着氢能应用端需求的变化，加氢站加注压力将从35MPa提高到70MPa，但我国70MPa加氢站相关设备和标准法规还不够成熟。
数据资料来源：
1：《中国电力企业管理》王馨垚 李丽萍
2：《氢能产业有序发展路径和机制》钟财富
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