單彤文，宋鵬飛，侯建國，王秀林，李又武，張 丹

（中海石油氣電集團技術研發(fā)中心，北京 100007）

得益于燃料電池成本的快速下降和整個產(chǎn)業(yè)鏈上下游技術的迅速發(fā)展，氫能在全球掀起了發(fā)展熱潮。交通能源電動化替代汽柴油已成為世界各國交通發(fā)展的大趨勢，推動化石能源向清潔、低碳能源轉(zhuǎn)型。完整的氫能產(chǎn)業(yè)鏈包括制氫、儲運、利用，還包括燃料電池和燃料電池汽車等，鏈條長且復雜，被稱為“亞馬遜叢林”式的產(chǎn)業(yè)生態(tài)鏈[1-6]（見圖1）。

圖1 氫能產(chǎn)業(yè)鏈上下游示意

在制氫端，長期來看綠色、零碳排放的可再生能源電解水制氫是未來發(fā)展的趨勢，但由于技術和成本因素，在相當長一段時期內(nèi)，大宗氫源依然需要依賴化石能源。大規(guī)模制氫主要是煤制氫和天然氣制氫[7-9]。天然氣制氫在環(huán)保、效率、能耗、投資、碳排放等方面相比煤制氫有明顯優(yōu)勢，基于目前已經(jīng)完善的天然氣產(chǎn)業(yè)和基礎設施，能為氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展提供穩(wěn)定、充足、低價和低碳的氫源[10-12]。

1 LNG產(chǎn)業(yè)鏈與氫能產(chǎn)業(yè)的融合模式

1.1 LNG產(chǎn)業(yè)鏈組成

2018年，我國天然氣消費量約2830億m3，占一次能源消費量的7.43%，其中進口LNG約735億m3，占天然氣消費量的25.98%[13-15]（見圖2）?？梢灶A期LNG將在我國天然氣供應中占比越來越大，為我國清潔能源供應和環(huán)境保護做出更大的貢獻。

圖2 2018年我國一次能源消費結構組成及天然氣消費構成

LNG產(chǎn)業(yè)經(jīng)過多年發(fā)展已經(jīng)形成完整、成熟的產(chǎn)業(yè)鏈條，包括天然氣開采、凈化、液化、LNG跨洋運輸，LNG的接收、儲存和氣化，天然氣長輸、配送和利用等[16-18]。氫能的快速發(fā)展為LNG產(chǎn)業(yè)提供了寶貴的延伸產(chǎn)業(yè)鏈、擴展價值鏈、提高天然氣附加值的戰(zhàn)略機遇。氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期，如果能夠利用LNG接收站、管道、加注站、燃氣發(fā)電等LNG產(chǎn)業(yè)上下游的基礎設施，如開展靈活的天然氣制氫、天然氣管道摻氫、LNG-H2混合加注、摻氫燃氣輪機發(fā)電、天然氣分布式與氫氣分布式發(fā)電等，將有利于實現(xiàn)氫能新產(chǎn)業(yè)與傳統(tǒng)能源產(chǎn)業(yè)的融合、協(xié)同發(fā)展，降低氫能制、儲、運、用各環(huán)節(jié)的成本，加快產(chǎn)業(yè)發(fā)展的速度和質(zhì)量[19]。

1.2 LNG產(chǎn)業(yè)鏈與氫能產(chǎn)業(yè)的融合模式

按照氫氣來源和運輸場景的不同，LNG產(chǎn)業(yè)與氫能產(chǎn)業(yè)融合發(fā)展的可能路徑（見圖3）主要有以下三種：

路徑一：在接收站附近或管道所及的用氫城市群地區(qū)開展天然氣制氫，發(fā)展氫氣在工業(yè)、交通加注、燃氣輪機發(fā)電和分布式發(fā)電方面的應用。此路徑下的天然氣制氫適合于大、中規(guī)模?？紤]到氫氣運輸成本較高，優(yōu)先選址在城市周邊有利于降低氫氣成本。

路徑二：直接在天然氣資源國獲得低價、大宗的氫資源，通過液氫或有機物氫載體（LOHC）跨洋運輸至國內(nèi)，再開展后續(xù)的氫氣利用。此路徑即為國際氫供應鏈，利用不同國家、地區(qū)的制氫資源稟賦和生產(chǎn)成本的差異，有望形成新的類似于LNG的國際能源貿(mào)易新品類[20-21]。LOHC的競爭力在于適用于大規(guī)模氫氣儲運，集中式的LOHC處理相比分散式成本更低。因此，可以考慮先把LOHC運輸至城市周邊，集中轉(zhuǎn)化釋放氫氣后，再通過氫氣管道或氫氣管束車運輸至加氫站的方式。而液氫則可以通過槽車直達加氫站，在加氫站內(nèi)氣化。

路徑三：在加氫站內(nèi)開展小型的天然氣制氫。站內(nèi)小型的天然氣制氫能夠?qū)崿F(xiàn)橇裝化、模塊化，運輸靈活、建造速度快，能夠省去昂貴的氫氣運輸環(huán)節(jié)，顯著降低氫氣成本。站內(nèi)天然氣制氫是未來加氫站發(fā)展的重要趨勢之一。

圖3 LNG產(chǎn)業(yè)鏈與氫能產(chǎn)業(yè)融合發(fā)展路徑

基于LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展氫能的以上三種路徑，采用天然氣制氫為加氫站供應氫氣資源，可能的組合模式可以有很多，但在考慮實際應用場景后，甄選出最貼近實際、最可能實施的以下六種模式（見表1）[22-25]。

表1 LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展天然氣制氫為加氫站供氫的不同模式

2 不同天然氣制氫模式的終端氫氣成本分析

2.1 三種路徑的制氫成本分析

三種發(fā)展路徑對應了三種氫氣來源方式，其中路徑一對應大、中規(guī)模的天然氣制氫；路徑二為以液氫或LOHC進口的氫氣，對應成本為包含了海外制氫、跨洋運輸和進口、出口終端的成本；路徑三為站內(nèi)小型天然氣制氫，相比大、中規(guī)模的天然氣制氫價格稍貴。對比工業(yè)副產(chǎn)氫的制氫，幾種路徑的氫氣成本如圖4[26-33]。

圖4 不同路徑的制氫成本

從制氫成本來看，目前包含進出口的終端和遠洋運輸費用的國際氫，供應氫氣成本已經(jīng)高于40元/kg H2，無經(jīng)濟優(yōu)勢。且從圖4中可以看出，氫氣的液化成本較高，進口液氫的成本比進口LOHC還要高出約51%。但未來隨著國際氫供應鏈和氫氣貿(mào)易的成熟，以及運輸規(guī)模的增加，國際氫供應的價格有較大的下降空間。

站內(nèi)天然氣制氫價格比大、中規(guī)模天然氣制氫成本高約45%，比工業(yè)副產(chǎn)氫氣成本高約59%，但省去了氫氣運輸環(huán)節(jié)。

2.2 不同模式的運輸距離假設及對應的運輸成本分析

不同模式的運輸方式和運輸距離見表2。考慮到城市周邊的大、中型天然氣制氫的輻射距離，假設運輸為50km。進口氫氣需要在沿海建設接收終端，距離用氫市場相對遠，假設運輸為200km。氫氣管束車選擇目前最為普遍的類型，壓力為20MPa。LOHC罐箱的鐵路運輸參考目前LNG罐箱鐵路運輸?shù)膬r格，已包含裝卸、堆場、集中轉(zhuǎn)化等環(huán)節(jié)。不同模式的運輸成本見圖5[21,34-41]。

表2 不同模式假設運輸距離

圖5 不同模式假設距離下的運輸成本（a）和不同運輸方式百千米運輸距離的成本（b）

近距離城市區(qū)域的氫氣運輸主要是管束車運輸和管道輸送[42-43]。管道輸送的成本相比管束車方式低約64%。但管理部門和公眾對氫氣管道的泄露風險和安全性擔憂高于天然氣管道，在路由選擇上的難度更大。液氫和LOHC更適合遠距離運輸，百千米運輸成本相比壓縮氫氣有明顯優(yōu)勢。LOHC需要再轉(zhuǎn)化過程，會增加相應的成本。集中轉(zhuǎn)化環(huán)節(jié)約占模式四運輸成本的40%、模式五運輸成本的60%。從百千米的運輸成本來看，管束車方式最高，液氫槽車方式最低。

2.3 加氫站環(huán)節(jié)成本分析

在產(chǎn)業(yè)和補貼政策的引導下，目前國內(nèi)加氫站規(guī)模朝著500kg/d和1000kg/d甚至更大規(guī)模發(fā)展。國內(nèi)加氫規(guī)模為500kg/d的加氫站的投資約1200～1500萬元，1000kg/d的加氫站投資約2000～2500萬元，其中設備及土建的投資占約70%以上[44-48]。在不考慮政府補貼的情況下，對應的固定成本和變動成本（主要為運營成本）預計如圖6[49-50]。

圖6 500kg/d和1000kg/d加氫站環(huán)節(jié)氫氣成本預計

可以看出，從每千克氫氣成本上看，500kg/d加氫站的固定成本占加注環(huán)節(jié)成本的80%以上，如果規(guī)模擴大至1000kg/d，能使固定成本占比下降至74%。

2.4 不同天然氣制氫模式的終端氫氣成本分析

考慮以上適合于LNG產(chǎn)業(yè)的不同模式的天然氣制氫、儲運和加注各環(huán)節(jié)的成本，至加氫槍出口終端的氫氣成本分析見圖7。對比城市周邊的工業(yè)副產(chǎn)氫，假設運輸距離也為50km，采用20MPa的氫氣管束車運輸。

可以看出對于兩種不同規(guī)模的加氫站，模式一、模式二、模式六和副產(chǎn)氫模式都能使終端氫氣成本低于40元/kg，尤其是模式二在貼近用氫市場的城市周邊開展大、中規(guī)模天然氣制氫，通過氫氣專輸管道配送至加氫站的模式的氫氣成本最低。模式一相比模式二，成本主要高在氫氣運輸環(huán)節(jié)，氫氣管束車運輸方式成本占總成本的22%～26%。管束車運輸相比氫氣專輸管道在城市地區(qū)的可行度更高、實施難度更小，因此模式一是未來LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展制氫和氫氣加注產(chǎn)業(yè)的重要方向之一。模式六站內(nèi)小型天然氣制氫由于省去氫氣運輸環(huán)節(jié)，氫氣成本有望低于副產(chǎn)氫模式。副產(chǎn)氫模式雖然制氫成本低于站內(nèi)小型天然氣制氫約17%，但在運輸環(huán)節(jié)增加了23%的成本，使其總成本略高于模式六。

圖7 不同天然氣制氫模式下對于500kg/d加氫站 （a）和1000kg/d加氫站（b）終端氫氣成本

進口氫氣的總成本目前仍大幅高于國內(nèi)天然氣制氫，尤其是以液氫為跨洋運輸方式的模式，這是由于氫氣的液化成本較高，產(chǎn)業(yè)鏈越長、轉(zhuǎn)化環(huán)節(jié)越多，使終端成本越高。對于采用LOHC的進口氫氣模式，雖然相比液氫成本低，但由于轉(zhuǎn)化過程的能耗高、費用高，使整體的成本偏高。但國際氫供應鏈能夠?qū)崿F(xiàn)大規(guī)模的氫氣資源跨洋運輸和貿(mào)易，日本、澳大利亞等國已在探索氫氣的國際貿(mào)易模式，未來一旦氫氣發(fā)展為大宗能源貿(mào)易品類，各環(huán)節(jié)的成本有望大幅降低。比如，借鑒LNG罐箱運輸?shù)慕?jīng)驗，國際氫供應鏈配合液氫或LOHC的罐箱聯(lián)運，有望進一步降低大宗氫氣的運輸成本，使模式五運輸環(huán)節(jié)的成本比模式四低約35%。IEA預計到2030年，日本從澳大利亞進口的可再生能源電解水制氫，通過LOHC運輸至國內(nèi)的氫氣成本將降至約37.8元/kg，比日本國內(nèi)氫氣生產(chǎn)成本低約15%[21]。

3 結論與建議

天然氣制氫是國外獲取氫源的主要方式，我國受限于資源稟賦而現(xiàn)階段以煤制氫為主。但發(fā)展氫能為了降低污染、減少碳排放的初衷決定了我國未來氫能發(fā)展也會逐漸向國際主流模式靠攏，即以天然氣制氫為主的低碳制氫方式逐漸過渡到以可再生能源制氫的零碳制氫方式。LNG將在我國天然氣供應中占據(jù)越來越重要的地位，未來從“藍氫”到“綠氫”的轉(zhuǎn)變也將離不開LNG產(chǎn)業(yè)的深度參與。

站在LNG行業(yè)發(fā)展氫能的角度，結合實際情況設想了三種路徑和六種可能的發(fā)展模式。評判這些模式的經(jīng)濟性不能僅從制氫或加注某一個環(huán)節(jié)，應從全產(chǎn)業(yè)鏈看最終加氫槍出口終端的氫氣成本。綜合以上分析，對LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展氫能有以下初步的結論和建議：

（1）從天然氣制氫、儲運和加注三個環(huán)節(jié)的全局來看，LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展氫能在終端氫氣成本上能夠與副產(chǎn)氫模式競爭，在成本上具備一定競爭力。

（2）在貼近用氫市場的城市周邊發(fā)展大、中規(guī)模的天然氣制氫，以及在加氫站內(nèi)開展小型天然氣制氫是LNG產(chǎn)業(yè)融合發(fā)展氫能的重要方向。

（3）雖然目前國際氫供應鏈成本尚高，但未來成本降低潛力巨大，有望形成新的國際大宗能源商品。建議積極探索與LNG產(chǎn)業(yè)鏈類似和平行的國際氫供應鏈，發(fā)展進口LNG為主，進口氫氣為輔的多品種清潔能源貿(mào)易模式。

（4）國際氫供應鏈中的跨洋大宗運輸技術中，LOHC技術相比液氫更具成本優(yōu)勢，且由于常溫、常壓、穩(wěn)定性高，到達目的國后可以采用罐箱和鐵路運輸，使運輸成本更低，經(jīng)濟輻射距離更遠。但目前LOHC技術依然不夠成熟，轉(zhuǎn)化過程的能耗還比較高，建議加大技術研發(fā)，降低轉(zhuǎn)化環(huán)節(jié)費用。

（5）大、中規(guī)模的天然氣制氫配合二氧化碳捕集、利用與封存（CCUS）能大幅降低溫室氣體排放。建議關注氫能上下游在碳減排方面的貢獻，通過碳交易機制進一步降低氫氣成本，體現(xiàn)氫能的環(huán)保價值。