基于液氢的绿氢供应体系及全链条成本分析

闪文晓¹，潘伟伟²

（1.中广核资本控股有限公司，广东深圳518028；2.河南中科清能科技有限公司，河南郑州450018）

　　摘要：氢能发展，对于我国确保能源安全和实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。目前我国绿氢生产侧仍处于示范阶段，由于其储运成本较高、无法长距离运输、消费侧终端用氢价格过高等特性，制约了氢能在交通、工业等领域的应用推广。国内仍未建立起低成本、大规模、跨区域的绿氢供应体系。本文提出基于液氢的绿氢供应体系方案，分析其优点并对其全链条成本进行研究，明确各环节的关键成本构成因素及降本路径，最后提出基于液氢的绿氢供应体系发展建议。

　　2022年3月，国家发展和改革委员会、国家能源局联合印发了《氢能产业发展中长期规划（2021～2035年）》[1]，明确氢能的三个重要定位，一是未来国家能源体系的重要组成部分，二是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，三是战略性新兴产业的重要方向。氢是优质的绿色二次能源和绿色工业原料，其产业发展对我国实现碳达峰碳中和目标和确保能源安全均具有重要意义。一方面，氢能作为绿色无污染、应用前景广泛的可再生能源，可实现大规模、跨季节、跨地域储能，电+氢耦合体系将在清洁低碳、安全高效的新型能源体系中发挥重要作用，氢也是推动交通、工业、建筑等领域深度清洁脱碳的重要途径；另一方面，氢来源广泛，随着制绿氢技术的逐步成熟及规模化发展和氢能的大规模应用，依托我国丰富的风光资源，将部分解决我国能源尤其是油气的对外依存问题。从国际来看，欧洲、美国也高度重视氢能产业发展，均出台了清洁氢规划目标和多项支持政策，力求争夺全球氢能产业发展主导权[2-3]。

　　我国氢能产业发展迅速，已涵盖上游制氢、中游储运、下游应用的全链条，并成为全球第一大产氢国，年产量超3000万吨，但是以灰氢为主，碳排放较高，占比约80%，蓝氢、绿氢占比较低，未来需要逐步替换为低碳氢甚至绿氢；储运环节以高压气态就近储运为主，随着低碳氢及绿氢的规模化发展和新应用领域的扩张，未来需要重点解决绿氢的大规模、长距离、低成本储运问题；氢应用领域广泛，目前氢气作为主要工业原料广泛应用于石油、化工、冶金、电子、医疗等领域，根据其对氢气品质、规模和成本的要求不同，基本以现场制氢或就近制氢为主，作为绿色能源或绿色原料，氢气在交通、钢铁、建筑和电力等诸多领域应用才刚刚起步[4]。2021年以来，国家批准了京津冀、上海、广东、河南、河北等五个燃料电池汽车示范城市群，重点通过推动交通领域的示范应用，带动氢能全产业链的发展和规模化应用。2022年，氢能产业中长期发展规划出台后，氢能行业发展进入快车道，已建成可再生能源电解水制氢项目5.6万吨/年，电解槽名义总产能达10GW[2]。

　　一、 我国氢能供应体系存在的问题

　　从产业发展实践来看,终端用氢价格过高在很大程度上制约了氢能的规模化应用。以大湾区为例，交通领域加氢价格普遍达60～80元/千克，而且还无法保障供应，使得众多示范车辆运营成本过高，缺乏经济性，用氢仍需要大量补贴。即便是副产氢资源非常丰富的河南，其省会郑州市加氢价格也达到40元/千克，相邻的安徽省加氢成本达60元/千克。据我国氢价指数显示，全国消费侧氢价平均水平为60元/千克[5]。以上均距离五部委期望的氢终端售价35元/千克仍有较大差距[6]。目前，交通领域用氢主要来自于工业副产氢，提纯后的工业副产氢出厂价格约为20元/千克，采用20MPa高压气态方式进行储存和运输，扣除加注成本后，预计储运成本占比超过40%～50%，运输成本约6～8元/(千克×百千米)，运氢成本过高，经济运输半径较小[7-8]。

　　随着风光等新能源发电成本大幅下降，通过风光发电再以电解水方式制取的绿氢已逐步具有经济性，近年来国内风光制氢一体化项目迅速增加，但由于我国绿氢项目集中于“三北”地区，下游应用主要分布在东南沿海省份，缺少绿氢大规模储运技术和设施，绿氢生产区域与应用区域无法匹配，无法实现绿氢向氢能应用聚集区域的低成本输送，使得绿氢目前只能就地生产、就地消费[9]。氢能应用的普及、氢能产业的高质量发展需要谋划、构建低成本、大规模、跨区域的绿氢供应体系。

　　二、基于液氢的绿氢供应体系特点分析

　　绿氢供应体系建设主要面临绿氢资源与需求空间分布不匹配、绿氢生产与消费时间特性不匹配等问题，而氢储运环节是链接资源与应用的关键环节，在绿氢供应体系建设中发挥重要作用[9]。目前制约绿氢低成本、大规模、跨区域供应的主要瓶颈在于储运环节；氢液化储运技术将为突破这一瓶颈提供解决方案。液氢是氢气的液态形式，温度为-253℃，基于液氢的绿氢供应体系具有规模效益高、供应灵活、氢气品质好、技术成熟等优势。

　　（一）规模效益高，液氢制取、储运具有较强的规模效应，储存密度高、释能成本低，规模化供应成本较低。

　　1.液氢制取方面，大规模液氢工厂单体产能可达每天百吨，可以建在风光发电基地附近或与风光发电制氢一体化建设，直接使用低成本的绿电，规模效应明显，随着规模的扩大和绿电成本的下降，液氢制取成本将不断下降；而且液氢除了有氢气本身的能量之外，还包含高品质的冷能，在后续应用和释能过程中不再需要或仅需很少的能源输入[10]。

　　2.液氢储运方面，液氢储存密度高，在常压下的密度为70.9kg/m³,是标准氢气的788倍，是20MPa氢气的4.9倍，是35MPa氢气的3倍，是70MPa氢气的1.8倍；同样载重的20MPa压缩氢运输车仅能运输300千克，而液氢槽车可以运输4～5吨液氢，运输成本将大幅降低。液氢采用常压储存，单个储罐规模可达数百吨[10-11]。

　　（二）供应灵活，液氢供应可以从数吨级拓展到万吨级，可以实现从区域供应、跨省供应以及跨国跨洋供应，采用公路、铁路、海运等多种运输方式，日本川崎重工、法国道达尔已在建设万吨级液氢运输船[12-13]。

　　（三）氢气品质好，在氢液化过程中，杂质被固化，液氢纯度等级可达99.9999%，有利于提升燃料电池的寿命，也可以适用于半导体、光伏等多种超纯氢应用领域。

　　（四）技术成熟，欧美液氢技术领先，法液空、林德、AP等公司都拥有成熟的氢液化技术；美国PlugPower公司已在美国建立起了初步的液氢供应网络，2023年平均供应量可达65吨/天，计划2023年底液氢产能达到300吨/天，2025年达到500吨/天[14]。国内氢液化技术主要应用于航天领域，在民用领域的研发应用已起步，有望在面向能源场景的大型氢液化装备研发应用上，与欧美实现同步。

　　以风光发电、绿电制氢、液化工厂、液氢储运、加注应用等构建的绿氢供应体系如图1所示。

　　三、基于液氢的绿氢供应全链条成本分析

　　基于液氢的绿氢供应体系包括风光发电、电解水制氢、氢气液化、液氢储运、液氢加注等环节；结合目前的产业实际，设计了全链条示范项目方案，优选资源较好的风电项目，采用技术成熟的碱性电解水工艺、5吨/天氢液化装备，并配套储能、压缩暂存等装置，建设风光制氢、液化一体化项目，再将液氢运输至1000km外的气液混合加氢站，采用液氢储存、气氢加注，并重点分析每一个环节的成本构成及关键影响因素。

　　（一）全链条示范项目整体方案

　　1.风电制氢、液化一体化项目方案

　　在项目设计时，主要考虑因素如下：

　　（1）优选度电成本低、利用小时数长的风电项目，并配建储能：蒙西某80MW风电项目，年利用小时数超3300小时，配建储能容量25%×4h（20MW/80MWh），年发电量26400万千瓦时；储能每天充放一次，每次8万千瓦时，累计用电量2640万千瓦时；绿电整体度电成本低于0.2元/千瓦时；扣除制氢、压缩暂存、液化后项目剩余电量约3547.5万千瓦时上网，占比13.4%；上网电价0.2829元/千瓦时。

　　（2）采用技术成熟、成本低的碱性电解槽，并配建压缩暂存装置：11台1000Nm³/h碱性电解槽，总制氢能力11000Nm³/h，年利用小时数与风电保持一致，为3300小时。年产能3630万标方，约3241吨，设备投资约1亿元，使用年限20年；年用电量18150万千瓦时；压缩暂存装置每天储氢能力约65000Nm³，采用球罐储存方式，储气压力1.4Mpa，单罐有效储氢容积22000Nm³，水容积2000m³，配置氢气压缩机2台（出口压力1.4Mpa，流量6500Nm³/h），设备投资约5600万元，使用年限20年；年耗电量约247.5万千瓦时，每天绿电及储能支持10小时；电价为0.2元/千瓦时。

　　（3）采用技术成熟的5吨/天氢液化装备：2台5吨/天氢液化装备，液化能力10吨/天，约3300吨/年，年工作小时数7920小时；设备投资约3.6亿元，使用年限20年；年用电量约4455万千瓦时，其中绿电支持约10小时，储能支持约14小时；电价为0.2元/千瓦时。

　　2.液氢储运、加注项目方案

　　液氢运输距离约1000km，采用载氢量为4吨/辆的液氢槽车；液氢槽车投资约500万元，使用年限10年，年有效运行里程10万千米（不含空车返回里程）。

　　加氢站加注能力1吨/天，采用液氢储存、气氢加注模式，设备投资约1500万元，使用年限20年[15]。

　　（二）各环节成本及关键影响因素分析

　　1.制氢环节成本及关键影响因素分析电解水制氢成本主要在于电费和设备折旧及维护，其中电费占比约80.7%，折旧及维护占比约17.6%（见表1）[16]。电解水制氢降低成本的核心在于电费，即电价和电耗。绿电的电价主要与资源条件（利用小时数）、风电及光伏设备造价等相关，目前条件下需要优选风光资源较好、利用小时数长的项目；未来随着风光单位造价的持续下降，电价将持续下降。电解水制氢的电耗下降，需要电解水设备的不断改进和能效提升，目前条件下可以适当加大电解槽容量来降低运行电耗，同时做好电解槽造价（设备折旧及维护成本）和电耗降低成本之间的平衡。综合考核电价和电耗趋势，预计每年将下降5%～10%，其中电价降低是关键，预计2025年资源较好的绿电制氢成本可降低至10.6元/千克（0.15元/千瓦时，4.7千瓦时/标方），与煤制氢平价；远期看绿电制氢成本可降低至7元/千克左右（0.1元/千瓦时，4.3千瓦时/标方）。

　　2.压缩暂存环节成本及关键影响因素分析

　　配置压缩暂存环节主要因为每小时液化能力低于制氢能力。压缩暂存环节固定资产投资较大，利用率相对较低，因此折旧及维护占比高达85%，电费占比约15%（见表2），需要优化压缩暂存环节的设置，通过制氢、暂存、液化各环节的统筹优化、提升整体规模等方式，来降低暂存环节的单位固定资产投资；预计压缩暂存环节的成本仍有30%～40%的下降空间。

　　3.液化环节成本及关键影响因素分析

　　液化环节的成本主要在于设备折旧、维护和电费，其中折旧和维护占比约70.5%，电费占比约26.8%（见表3）。目前液化环节降低成本的核心在于降低设备投资，其次是降低能耗和电价。之前的多数分析比较关注氢液化环节的能耗[8-10][17]，但忽视了氢液化工厂可以建在低成本的绿电基地附近，低成本的电价使得整体电费占比较低。

　　目前氢液化装备主要面向工业气体市场，液化产能普遍较小，压缩机、透平膨胀机等核心零部件尚未实现国产化，导致整体设备投资较高；未来面向能源领域的氢液化工厂规模将扩大数倍，从现在的5吨/天扩大到30吨/天、60吨/天甚至每天百吨以上，而氢液化技术具有非常好的规模效应，随着规模的扩大，投资成本及能耗都会随之下降，具体的降成本路径包括：

　　（1）加快氢液化装备及关键零部件的国产化、自主化进程，目前一些核心零部件仍采用价格较高的进口产品，随着国内氢液化装备企业的研发推进，预计三年左右可以实现主要高价值进口零部件的国产化，五年内可以实现100%国产化，可降低总体设备生产成本30%～40%以上。

　　（2）标准化、模块化生产，面向能源应用场景后，氢液化装备的市场规模将大幅增加，足以支撑氢液化装备从定制化、小批量生产转向标准化、模块化、大规模生产，可降低总体设备生产成本30%以上。

　　（3）随着氢液化装备液化产能的提升，同步将进一步优化工艺流程，使得能耗从目前的13.5千瓦时/千克（产能5吨/天）降低到9～10千瓦时/千克（产能10吨/天）、6～8千瓦时/千克（产能30吨/天）[17]。

　　仍以本示范项目的10吨/天液氢工厂为例，预计2025年5吨/天氢液化装备可以实现国产化，设备投资可降低约30%，氢液化成本可降低至7元/千克(设备投资2.5亿元，能耗12千瓦时/千克，电价0.15元/千瓦时)，远期随着标准化、模块化生产的推进，设备投资可较目前下降约50%，氢液化成本可降低至4.77元/千克(设备投资1.8亿元，能耗9千瓦时/千克，电价0.1元/千瓦时)。未来随着液氢工厂规模的扩大，30吨/天液氢工厂设备投资将比10吨/天液氢工厂再降低20%～40%，能耗进一步下降20%～30%，氢液化成本可进一步降低。

　　4.运输环节成本及关键影响因素

　　液氢运输环节的成本主要在于燃料费、折旧和人工费，其中燃料费占比约59.8%，折旧占比约28.7%，人工占比约11.5%（见表4）。液氢运输环节降低成本的核心在于降低燃料费用，包括提升能效、降低用氢价格。随着燃料电池能效的不断提升，百公里耗氢量将逐步减少，预计可较目前的13千克/百千米下降30%～50%；随着基于液氢的氢供应体系逐步建立，终端氢价格也将不断下降，2025年预计可降低至35元/千克，远期可降低至20～25元/千克；相应运输成本也将降低至0.25元/(千克×百千米)；未来，液氢大规模运输还可采用铁路、船舶等运输方式，运输成本也将进一步下降，据川崎重工预测，万吨级液氢运输船的运输成本可降低至0.0155元/(千克×百千米)[18]。

　　5.加注环节成本及关键影响因素分析

　　加注环节的成本主要在于折旧、电费和人工费，其中折旧费占比约63.5%，电费占比约19.6%，人工占比约16.9%（见表5）。加注环节降低成本的核心在于折旧费用，包括提升加注规模及设备使用率、降低设备投资。随着燃料电池汽车的普及，加氢站将逐步扩大规模，单站加注能力将持续提升，单位投资成本将下降30%～50%；另外，随着液氢应用的普及，液氢加氢站的投资成本将较气氢加氢站降低约30%～50%；而且液氢更加适合大规模加注。将加氢站加注能力提升到2吨/天，加注成本将降低到2.5元/千克，若纯液氢加注，加注成本可降低到2元/千克。

　　（三）全链条成本分析与未来下降趋势

　　在交通应用领域，目前国内的氢供应体系主要以副产氢就近采用20MPa管束车运输为主，目前的研究普遍认为，压缩氢运输在300km内有成本优势，但是考虑压缩充装、卸车需要较长的时间，存在严重的压车现象，一座1吨/天加氢站至少需要三台管束车进行保障，使得管束车的运输半径大大降低，如果每天工作10个小时往返两趟，有效运输距离预计小于150km；综合考虑全链条成本，包括提纯后的副产氢成本、压缩充装成本、管束车运输成本（100km）、卸车压缩及加注成本，合计为31.73元/千克[7-8]；未来降低成本的空间主要在于副产氢规模化供应后的成本下降，以及运输成本的下降，空间有限。

　　基于液氢的绿氢供应体系，综合考虑各环节的成本，全链条成本约为32.87元/千克，已接近基于压缩氢的副产氢供应体系全链条成本。而且基于液氢的绿氢供应体系具有明确的成本降低路径，制氢成本随着绿电价格的下降和制氢装备能效的提升不断下降；液化工厂随着规模的扩大、投资成本下降和能效的提升，成本将下降70%；运输环节随着终端氢价的下降、运输规模的提升，成本下降超40%。如果考虑铁路、海运，则运输成本将进一步下降；加注环节随着液氢加注的普及，成本也能够下降超40%。到2025年，资源条件较好的绿氢全链条成本可下降至25元/千克以下，远期（2030年）可下降至20元/千克以下（见表6）。从经济性方面分析，按35元/千克的终端售价，绿氢全链条整体已能实现盈利。

　　就氢作为能源的供应体系建设而言，除了要考虑成本，还需要考虑供应保障水平。目前的压缩氢供应体系以少量、就近供应保障为主，无法实现规模化保障，以保障10万辆燃料电池重卡用氢需求为例，每天需要供应氢气5000吨，需要3万辆20MPa管束车或者1.5万辆50Mpa管束车进行保障，不仅能源消耗巨大，供应及安全管理将非常复杂；采用液氢供应体系，仅需约2000辆液氢槽车即可，管理复杂度也大幅下降。

　　四、基于液氢的绿氢供应体系发展建议

　　基于液氢的绿氢供应体系能够满足大规模、低成本的氢能供应需要，具有广阔的发展前景，但是国内液氢产业整体还处于起步阶段，在氢液化装备、关键零部件、储运、加注装备等方面较国外还有差距；国内仍缺乏民用液氢各环节的具体标准、规范体系，在液氢生产、示范、多领域应用方面还没有真正落地，国外已经进行了规模化的产业布局。综合而言，为了加快液氢产业的发展，建议加大对于面向能源市场的大型氢液化装备、液氢输送及加注装备的研发和国产化的支持力度，加快民用液氢全链条重点环节的标准、规范体系建设，推进多领域的液氢示范应用。

　　（一）加大面向能源市场的液氢核心装备研发及国产化的支持力度

　　目前国内在面向工业气体市场的中小型氢液化装备（单机10吨/天以下）方面较国外有差距，但是面向能源市场的大型氢液化装备（单机30吨/天以上）属于全新的产品，尤其是可适应离网场景的装备国内外几乎同时起步，可以通过加大政策支持力度，加快推进大型氢液化装备研发以及大型压缩机、透平膨胀机等核心零部件的国产化，同步沿着液氢储运、应用链条，推进液氢输送泵、增压泵等关键设备研发[10][17]，实现液氢产业在技术上的弯道超车。

　　（二）尽快建立贯通产业链条的民用液氢相关法规、标准、规范体系，推进多领域的示范应用

　　2021年，我国已出台民用液氢的三项主要标准，《氢能汽车用燃料液氢》（GB/T40045—2021）、《液氢生产系统技术规范》（GB/T40061—2021）、《液氢贮存和运输技术要求》（GB/T40060—2021），为指导液氢生产、贮存和运输，加强氢燃料质量管理提供了标准支撑。但是目前液氢运输、交通领域以外的应用方面还缺乏明确的规范体系，液氢运输还无法上路，建议沿着液氢生产、储运、应用链条尽快完善相关法规、规范体系，可优先在燃料电池示范城市群推进先行先试。近期国家标准委联合五部委出台《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，交通运输部发布的《关于下达2023年交通运输标准化计划（第一批）的通知》中也包含了《氢气（含液氢）道路运输技术规范》，将大幅加快液氢产业标准体系建设，打通产业链关键环节[19-21]。

　　（三）以终端需求为导向，推进液氢全链条示范项目落地

　　结合我国绿色能源需求与供给的区域分布特性，通过液氢实现绿氢由生产区域向氢能应用聚集区域的低成本输送，以促进氢能多领域应用的推广，建议优先考虑两类典型的液氢示范区域：一是在内蒙、宁夏等“三北”地区用风光发电制液氢，运往京津冀、长三角；二是在广西、四川、云南、贵州等西南地区用水电+风光发电制液氢，运往粤港澳大湾区、成渝地区。示范项目要优选资源条件最好的区域，建立成本优势，以市场化方式推进上下游的良好协同，需要政府、能源企业、液氢技术企业等各方形成合力，可由能源企业作为示范项目的主要经营主体，负责项目的投资和运营；液氢技术企业作为技术和装备的输出方，负责技术支持和运营支持，协助联通供给与需求方；政府为示范项目提供政策保障、资源保障（风光指标）、应用场景，也可协调地方投资平台直接参与项目投资。

　　五、结语与展望

　　氢液化技术将使氢气能够实现大规模、长距离、低成本的运输；目前全链条成本已低于35元/千克，初步具备了可行性，并且每个环节都具有较为清晰、明确的成本下降路径；建议加大对于面向能源市场的液氢核心装备研发及国产化的支持力度，尽快建立贯通产业链条的民用液氢相关法规、标准、规范体系，推进多领域的示范应用；预计2025～2026年，我国大型液氢核心装备将实现突破，多领域示范应用可实现落地，之后将具备大规模推广的条件，逐步构建起基于液氢的绿氢供应体系，以大幅降低国内氢能终端应用成本，有利于氢能应用的普及推广，对国内氢能产业高质量发展具有重要意义。