加氢站的商业化阶段到来了吗

氢是一种清洁的二次能源载体，相比电力，氢具有能量密度高和适合大规模存储的优点，还可桥接电力、热力、油气等不同形式的能源载体，是实现未来能源系统全局优化的关键技术。
近年来我国可再生能源和新能源汽车产业快速发展，煤炭及石油等传统化石能源消费增速放缓。随着环保标准日益严苛以及可再生能源、新能源汽车技术不断成熟，化石能源市场将逐渐萎缩，传统大型能源企业转型需求迫切。氢既可通过化石能源生产，又可通过可再生能源制取，可兼顾当前和未来的商业形态，是传统能源企业转型的重要途径。
鉴于突飞猛进的市场表现，预计电动汽车激励政策将在2020年基本退坡。相比之下，氢燃料电池汽车市场增长乏力，2018年销量不足两千辆，市场规模仅为电动汽车千分之一。作为与电动汽车互补的技术路线，氢燃料电池汽车发展的滞后有悖于我国汽车产业升级的整体战略。虽然在燃料电池等关键技术方面与国外先进水平有一定差距，但我国基于商用车的应用方向与国外有所差异，且技术路线及产业布局较早，部分地区已基本形成氢能制取、储运、加注和消费的产业闭环，商用燃料汽车车型具备从技术示范向商业运行过渡的基本条件。

补贴下的国内加氢站
截至2018
年底，我国在营加氢站共23 座，占全球加氢站的比例约为6%。其中固定式加氢站11 座，撬装站10
座，厂内站2座；日加注量规模在200千克到1吨之间。虽然我国已形成了一批从加氢站设计到运营的相关企业，但基本处于示范运营状态，经济性偏低。加氢站成本大体分为投资和运维两个环节，其中投资成本包括氢气压缩机、储氢罐、氢气加注机、管道及阀门、站控系统以及土建成本等。对于一座加注量为200公斤/天的加氢站，氢气压缩机和储氢罐成本接近300万元，占加氢站总成本一半以上；运维环节成本以上游购氢成本为主，其他成本包括场站运维、氢气运输及工作人员工资等，每年运维成本在200万元以上。
其次，国内加氢站技术尚不成熟，以北京永丰加氢站和上海安亭加氢站为例，两者均从国外引进核心设备和技术咨询服务，且由于我国示范性加氢站及燃料电池客车车载供氢系统尚处于35兆帕压力技术水平，现有加氢站一般采用45兆帕隔膜式压缩机及储氢罐和35兆帕氢气加注机等设备，较低的储运和加注压力导致加氢站运行效率偏低，进一步增加了加氢站运营成本。
为鼓励加氢站基础设施的建设，国家给与400万元/站的财政补贴，且除国家补贴外，地方补贴政策也陆续出台，例如《佛山市南海区促进加氢站建设运营及氢能源车辆运行扶持办法（暂行）》明确新建固定式加氢站建设最高补贴800万元，是目前我国补贴力度最大城市。然而，高昂的财政补贴显然难以长期为继，加氢站的商业化运行是燃料电池产业长期可持续发展的必要条件。

加氢站商业运营前景
加氢站的商业化一方面取决于氢气压缩机等关键设备投资成本的下降，另一方面取决于运营效率的提升。
国际上为提升加氢站运营效率，广泛采用串级高压氢气加注设计，采用一个或多个大容量的中低压储氢罐，按压力等级由高到低的顺序加注氢气，从而降低氢气压缩机购置成本，提高压缩机使用率。当然，降低压缩机功率也会提升高压储氢系统的控制要求和成本，因此在具体项目选型中需平衡高压储氢系统容量和压缩机功率以达到总体经济性最优。
随着加氢量的增加，低温液氢加注站同样是未来加氢站发展的重要方向。虽然液氢储运设备的投资成本为气氢设备的2倍以上，但液氢能量密度为是高压气氢7倍，从而可大幅降低氢气储运的运营成本。其次，液态储氢扩容仅需增加有限液氢泵和汽化器，加氢强度从500公斤/天增加至2吨/天，投资仅增加20-30%，而气态加氢站成本增幅在50%以上。此外，气态加氢站的增压和冷却设备投资和运维成本较高，低温液氢加注站采用液态增压，能耗较少，且通过合理利用冷源，可避免或降低冷却设备的投资和运营成本。最后，液氢温度低至零下253摄氏度，除氦气、氖气外，其他气体皆为固态，便于氢气提纯，氢气品质因而更高。
根据美国能源部的预计，未来加氢站的成本仍有较大下降空间，近中期主要依靠增加加氢规模降低单位加氢量成本；而中长期主要通过采用低温液氢、管道储运等储运和加注方式进一步提升加氢经济性，进而帮助实现4美元/公斤的氢气零售价格长期目标。

加氢站规划与管理缺失
虽然近年来局部地区在加氢站建设上有所突破，但我国加氢站整体上还面临一系列政策法规方面问题。除佛山市、武汉经济技术开发区（汉南区）等地分别出台了《加氢站管理办法》和《加氢站审批及管理暂行办法》外，现行法律、行政法规、地方性法规尚没有对加氢站审批、建设、管理，经营与服务、安全保障和事故防范等提出具体规定，主要问题主要体现在以下三个方面：
首先，主管部门不清晰。国务院2019年发布的《关于落实〈政府工作报告〉重点工作部门分工的意见》提出“推动充电、加氢等设施建设”由“财政部、工业和信息化部、国家发展改革委、商务部、交通运输部、住房城乡建设部、国家能源局等按职责分工负责”，但具体责任划分仍不明确。例如广东省加氢站设计、建设及运营的管理体制和建设标准由省住房城乡建设厅负责，而武汉经济技术开发区（汉南区）加氢站项目准入由行政审批局负责。
第二，行政许可要求不一。例如，佛山市《加氢站管理办法》规定加氢站建设后投入运营需取得《加氢站经营许可证》，而武汉经济技术开发区（汉南区）《加氢站审批及管理暂行办法》规定加氢站的经营参照《城镇燃气管理条例》核发经营许可。
第三，加氢站规划布局缺失。2018年实施的《加氢站安全技术规范》（GB/T34584-2017）规定，加氢站应符合城镇规划，但目前各省市均未就加氢站出台具体的规划布点方案。
因此建议各地加快建立和完善加氢站相关政策制定，对加氢站建设投资审批、用地要求、施工与验收、运营与监管等做出明确规定，明确相关的责任部门和项目审批程序，在保证安全运行的前提下，尽可能缩短建站周期。此外，随着燃料电池汽车规模和加氢需求的不断提升，高压及液氢加氢站将成为未来加氢站的主要发展方向，相关部门应适时推进70MPa高压和液氢加氢技术布局和试点示范，尽快完善相关标准体系建设，以适应商用燃料电池汽车市场规模化发展要求。(编辑：杨海霞)