李跃娟， 赵梓茗， 姚占辉， 张筱璐， 李建威， 王 佳

(1.北京工业大学材料与制造学部， 北京 100124； 2.中国汽车技术研究中心有限公司， 天津 300300；3.北京理工大学机械与车辆学院， 北京 100081)

氢能作为一种零排放、来源广、可持续的能源，被视为21世纪最具发展潜力的清洁能源之一，是人类发展的“终极能源”. 在“碳中和”发展目标框架下，氢能有望成为下一个“主体能源”. 世界上主要发达国家和地区均把发展氢能作为未来新能源技术创新的重大战略方向[1-4]. 美国是最早将氢能作为能源战略的国家，1970年便提出了“氢经济”概念[5]，《氢能项目计划2020》指出美国政府将致力于氢能全产业链的技术研发，实现产业规模化，到2050年氢能占能源需求总量的14%[6]. 德国在2020年出台了《国家氢能战略》，将“绿氢”作为未来氢能战略发展的重点[7]. 欧盟提出2050年“零碳欧洲”的目标，大规模发展氢能是欧洲实现脱碳目标的必由之路，到2050年氢能占能源需求总量的25%，交通和供热是氢能未来重要的应用场景[8-10]. 日本由于自身能源结构特点，在氢能方面比欧美决心更大. 日本政府欲在全球率先实现氢能社会，将氢能与电力、热力共同构成二次能源的三大支柱，广泛应用于日常生活和经济活动中，实现低碳化社会，预计到2050年甚至更早实现零碳排放[11-12]. 2021年日本开始从澳大利亚运输液态氢，这是日本氢能商业化的关键一步，意味着日本将进入氢能发展新时代.

2020年年底，我国向世界提出了2030年实现碳达峰、2060年实现碳中和的承诺. 美国、欧盟和日本等发达国家和地区分别于2007年、1979年和2008年已经实现了碳达峰，并计划在2050年前实现碳中和，所以它们分别有43、71和42 a转型时间. 而我国从碳达峰到碳中和的时间仅有30 a，这意味着减碳任务异常艰巨. 参考发达国家的减排战略路线，发展氢能是我国实现“碳承诺”的重要手段. 氢能作为可同时用于交通、储能、发电等领域的新能源有利于我国能源结构的优化调整. 我国自“十三五”以来出台了一系列支持氢能技术开展的政策， 2021年3月13日，在《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》中，氢能被列为国家“十四五”规划和2035年远景目标纲要，成为前瞻谋划的六大未来产业之一. 当前我国氢能产业发展迅速，据中国氢能联盟预计，2030年中国氢气需求量将达到3 500万t/a，在终端能源体系中占比5%. 2050年氢能将在终端能源体系中占比超过10%，并与电力协同互补成为我国终端能源体系的消费主体之一[1]. 未来氢气消费需求预测如图1所示，交通领域是氢能需求的主要增量源，也是实现氢能向其他领域大规模拓展的突破口，预计2050年氢能在交通运输领域的应用为2 458万t，占比41%[13]. 氢燃料电池汽车是现阶段实现氢能在交通领域推广和应用的切入点和关键点，是未来构建以清洁能源为主的多元能源体系的重要载体，也是氢能产业的主要发展方向. 在国家和地方有关氢能产业政策及规划方面，在氢能技术与产业发展研究方面，大部分聚焦在氢燃料电池在交通领域的应用[14-19]. 根据《中国氢能产业发展报告2020》预计到2025年燃料电池汽车保有量为10万辆，到2050年要比2025年翻300倍，各种车型的渗透率如表1所示. 截止到2021年5月，我国燃料电池汽车累计上险量为7 259辆. 其中珠三角、长三角和京津冀地区分别为2 872、1 908和913辆，约占燃料电池总保有量的80%. 这些区域的氢能产业很大程度上反映了我国车用氢能产业现状[20].

图1 未来氢气消费需求预测Fig.1 Prediction of future hydrogen consumption

表1 我国氢燃料电池车辆发展路径

本文从氢气制取、储运和加注3个方面，对我国珠三角、长三角和京津冀这3个氢燃料电池汽车主要推广区域的氢能源产业进行分析. 通过重点区域的车用氢能源产业及其经济性分析，对我国氢能产业发展进行思考并提出建议.

1 区域制氢产业及经济性分析

氢能价格与氢能的制、储、运、加四大关键环节相关，其中制氢环节是首要环节. 我国是世界最大的制氢国，也是氢能产量增速最快的国家之一，2020年我国氢气产量约3 343万t，比2019年增产将近40%. 目前，氢的制取工艺主要有以下几种方式：化石原料制氢、电解水制氢和工业副产氢.

化石原料制氢是指以煤炭、天然气为原料制取氢气的方式. 煤制氢方式以煤的气化为主，其工艺流程是煤经过高温加热气化生成混合型气体，经过水煤气变化分离处理后提纯得到高浓度氢气. 煤制氢原料丰富成本低廉，但具有工艺流程较长、设备装置数量多、投资成本大、碳排放量大的劣势[21]. 天然气制氢的主要技术有蒸汽重整制氢、部分氧化制氢、自热重整制氢和化学链重整制氢[22]. 天然气蒸汽重整制氢是指天然气经过脱硫预处理后，在催化剂的作用下与水蒸气重整生成氢气和二氧化碳，经提纯后得到氢气，该技术具有工艺成熟、装置简单可靠、转化率高的特点，但是建设地点受限于天然气供应[23-24]. 目前煤制氢的氢气价格约为10～15元/kg；天然气制氢的氢气价格约为15～20元/kg[25].

电解水制氢根据电解质种类的不同，分为碱性电解水、质子交换膜电解水和固体氧化物电解水[26]. 碱性电解水制氢结构原理简单、技术成熟，不需使用贵金属. 质子交换膜电解水与碱水制氢相比，效率和能耗得到了改善，但是催化剂采用了贵金属，成本较高. 固体氧化物电解水通过高温电解，产氢效率得到了提高，但技术发展还不成熟. 电解水制氢方法绿色环保，生产的氢气纯度高，但能耗较高，电解水制氢的氢气价格在30～40元/kg. 将风能和太阳能发电与电解水制氢相结合，可使制氢成本大大降低[27].

工业副产氢是指在工业生产过程中生成的氢气，这种氢气通过变压吸附(pressure swing adsorption，PSA)提纯为高品质的氢气用于燃料电池汽车运行[28-29]. 工业副产氢主要包括氯碱副产物制氢、焦炉煤气制氢和轻烃裂解制氢. 氯碱副产物制氢是指在电解饱和NaCl溶液制取NaOH时产生氢气，纯度约达到98.5%，适用于车用燃料电池所需的氢气原料[30]. 焦炉煤气制氢是指煤炭经高温干馏后生成焦炭和焦油的同时得到的氢气，这种制氢方式投资低生产效率高，适用于大规模氢气的制取. 轻烃裂解制氢方法主要有丙烷脱氢和乙烷裂解制氢，轻烃裂解的氢气纯度较高，杂质含量低. 副产焦炉气制氢价格一般不高于12元/kg，烧碱副产物制氢等价格一般不高于18元/kg.

除了上述的制氢方式之外，还有生物质制氢、热化学制氢和光化学制氢[31-32]. 生物质制氢原料获取来源广泛、节能环保、成本低廉，但存在原料处理困难、制氢纯度低等缺陷. 热化学制氢发展潜力大，经济性好，但当前存在技术不成熟、能耗大等劣势. 太阳能光催化制氢效率低，但通过光电化学- 光伏(photoelectrochemical-photovoltaic,PEC- PV)耦合光化学转化方法可提高转化效率，有望成为光解水制氢工业化的重要发展方向[33].

1.1 京津冀地区

京津冀地区以北京为中心，辐射天津、河北各市以及郑州和淄博等周边城市，是我国北方经济版图的核心区域，政治经济地位突出，科研力量强大，产业基础实力雄厚，燃料电池汽车产业链完整[34]. 截止到2020年末，京津冀地区已推广燃料电池车辆913辆(北京370辆、河北220辆、郑州223辆、淄博100辆). 由于京津冀自身的地理位置以及产业特点，氢气来源途径众多，不仅拥有雄厚的副产制氢基础，还拥有丰富的石化产业和可再生能源资源. 氢能来源以工业副产氢和天然气重整制氢为主，在确保氢气供给充足的基础上，将进一步挖掘可再生能源制氢. 北京市根据房山、顺义地区的产业特点发展天然气重整制氢和工业副产物制氢，唐山市依靠钢铁焦化产业工业副产物制氢优势明显，张家口市与保定市依靠丰富的风力发电、光伏发电以及生物能等多种可再生能源发电制氢. 京津冀地区能源、电力及汽车企业云集，车用氢能产业规划布局全面，参与氢气供应的核心企业众多，主要制氢企业有北京环宇京辉京城气体科技有限公司、天津渤海化工集团、河钢工业技术服务有限公司、张家口海珀尔新能源科技有限公司等约23个，各个企业制氢方式如表2所示. 2020年京津冀地区车用氢气产能5 508 t，其中北京市3 513 t、河北省唐山市和保定市530 t、山东省淄博市和滨州市1 465 t，整体可再生能源制氢产能547 t. 随着国家政策支持力度的增强，燃料电池的推广使氢能产量将进一步提升，到2025年预计到达15万t，如图2所示. 氢能产量的提升、国家政策的支撑将进一步提升公众用氢的信心，氢燃料使用规模必然进一步提升，车用氢能价格将持续下降，制氢价格趋势如图3所示，价格的下降有利于长期的氢气成本维持与产业推广.

表2 京津冀、长三角和珠三角地区主要产氢企业

1.2 长三角地区

长三角地区以上海为中心，辐射苏州、嘉兴、南通等周边城市，构成了我国最发达的经济地带. 燃料电池汽车产业的整车技术和关键基础部件性能指标领先[35]. 截至2020年，已推广燃料电池车辆1 908辆(上海1 483辆、苏州255辆、南通70辆、嘉兴100辆). 长三角地区已初步形成较为完整的制氢、储运氢、加氢的供给体系. 氢气资源丰富，供应保障充足，氢源以化工副产氢为主，同时在发展天然气重整以及可再生能源制氢等技术. 上海市依托雄厚的化工基础发展天然气重整制氢和工业副产氢，苏州主要在张家港等地开展工业副产氢，嘉兴依托国家级化工新材料园区大力开展工业副产氢. 长三角地区经济发达，企业聚集，主要供氢企业有浙江嘉化能源化工股份有限公司、苏州理文化工有限公司等约13个(见表2). 2020年长三角地区车用氢气产能5 700 t，其中上海4 000 t、苏州700 t、嘉兴1 000 t，预计到2025年将达到7万t，如图2所示. 如图3所示，制氢价格将从当前的20～30元降低到13～16元.

图3 京津冀、长三角和珠三角地区制氢价格预测Fig.3 Price prediction for hydrogen production in the Beijing-Tianjin-Hebei region, Yangtze River Delta and Pearl River Delta

1.3 珠三角地区

珠三角地区以广州为中心，辐射深圳、珠海、佛山、东莞等广东省主要经济发达城市. 广东省是我国汽车制造业大省，新能源汽车产业发展水平和推广应用在国内处于领先地位. 广州市拥有国内首条氢燃料电池公交运营示范线，佛山市拥有目前我国唯一氢能产业标准创新基地，深圳市现有超60家与氢能燃料电池产业相关企业. 珠三角地区已经初步完成氢能全方位布局，具有燃料电池汽车应用推广的坚实基础和条件. 截至2020年，累计推广2 872辆燃料电池汽车，其中佛山市推广燃料电池车辆1 457辆. 珠三角地区已初步形成较为完整的制氢、储运氢、加氢的供给体系，具有强大的供氢能力，氢气资源丰富，供应保障充足. 目前车用氢气供给主要依托化石能源制氢，同时在积极开展天然气重整以及可再生能源制氢技术，并探索利用低成本蓄冷电价开展电解水制氢. 东莞市依托雄厚的化工基础发展工业副产氢，珠海市依托丰富的化石能源开展石脑油重整制氢，深圳阳江发挥富裕核电和海上风电资源优势，推进核电电解水制氢和海上风电可再生能源电解水制氢. 珠三角地区正在努力打造完整的燃料电池产业链，其中氢能产业链相关企业很多，主要供氢企业有巨正源股份有限公司、珠海长炼石化有限公司、广州广钢气体能源股份有限公司等约11家(见表2). 广东省现有制氢能力为30万t/a，具备制氢潜力达71万t/a. 到2025年车用氢能预计达到12万t(见图2). 到2025年初，珠三角地区制氢价格从当前的15～23元降低到11～16元，如图3所示，价格的下降有利于长期的氢气成本维持与产业推广.

2 区域氢能储运产业及经济性分析

氢气的储存技术分为高压气态储氢、低温液态储氢及固态储氢材料储存等三大类[36]. 高压气态储氢技术难度低、成本低、应用范围最广；低温液态储氢在国外应用较多，国内只用于航空领域；储氢材料储氢技术目前国内外产业化极少，基本处在小规模实验阶段.

针对氢气的储存方式，氢气运输方式主要是3种：气态氢气输送、液态氢气输送和固态氢气输送，其中气氢运输和液氢运输是目前主流的输送方式. 气态氢气输送需先经过加压处理后通过交通工具运输，根据交通工具的不同分为集装格运输、长管拖车运输和管道运输. 集装格运输是将多个高压氢气钢瓶通过金属框架固定在一起进行运输的方式，运输效率低，每次运输氢气质量仅占钢瓶质量的0.067%，一次运输量小于10 kg[37]. 长管拖车运输是通过若干个高压气瓶及相应的管道阀门组装设置在汽车拖车上实现气氢运输的方式，运输氢气质量仅占钢瓶质量的5%，运输效率依旧不高[38]. 气氢管道运输通过在地下建设运输管道实现气氢运输，对管道的材料及工艺要求高，受运能利用率的影响显著，运输成本昂贵. 利用现有天然气管道进行混氢天然气输氢能够降低运输成本[39]. 液态氢气输送时需先经过液化处理再通过不同途径运输，根据运输途径的不同可分为陆运、海运和管道运输. 陆运液态氢气采用槽罐车作为运输工具，通过公路或铁路运输. 液氢槽罐车运输的方式效率高，单次运输量大约为气氢拖车单车运量的10倍以上，但对设备材料性能要求很严格[16, 40]. 海运液态氢气通常采用在船舶上装在大容量液态储氢罐进行运输，适用于长距离运输. 液氢管道运输通过管道输送液态氢气，对液氢输送管路的低温性能和绝热性能要求较高，运输成本较高.

我国氢气存储和运输企业较少，技术和产业化水平有待提高. 京津冀、长三角和珠三角地区主要储运企业如表3所示. 氢气运输方式主要有气氢长管拖车运输、气氢管道运输和液氢槽罐车运输. 目前300 km以下的短距离运输，液氢管道运输成本和气氢拖车拥有成本优势，400 km以上的长距离运输则液氢罐车更具优势. 长管拖车运输虽然存在高压氢气泄漏的风险，但仍是我国最常见的氢气运输方式. 我国长管拖车产量和保有量均居世界第一，目前大多采用氢气运输压力20 MPa，单车运输量约300 kg[41]，运输效率仅为1%～2%，适用于200 km内的小规模短途运输. 当运输距离为100 km时，运输成本为8.66元/kg，随着距离增加运输成本显著上升，当距离为500 km时运输成本将增加到22元/kg，在天然气制氢、输运压力为20 MPa时，不同运输距离氢气各部分成本占比如图4所示. 所以提高运输压力能够很大程度上降低运输成本，若国内运输压力标准由20 MPa提升至50 MPa，100 km的运输成本可降至5.60元/kg[42]. 我国气氢管道运输仍处于起步阶段，氢气输送系统建设较为滞后，与美国、欧洲等国家和地区仍有较大差距[43]，输氢管道主要分布在环渤海湾、长三角地区. 现阶段国内有2个代表性的管道项目，巴陵—长岭输送管道于2014年建成，全长42 kg，是我国长度最长运行时间最久的输氢管道. 河南济源市化工园区—洛阳市吉利区管道输送项目于2015年建成，全长25 km[44]. 2021年6月9日，河北定州至高碑店氢气长输管道可行性研究全面启动，管道全长145 km，是国内目前规划建设的最长氢气管道. 气氢管道运输初始投资较大，每千米管道投资额约584万元，但运输成本低，在正常运能利用率下当运输距离为100 km时，运输成本仅为1.20元/kg[42]. 我国液氢储运技术发展起步较晚且关键设备进口受限，导致液氢运输产业薄弱，液氢槽罐车运输现阶段仅用于军事领域及航天领域.

表3 京津冀、长三角和珠三角地区主要储运氢企业

图4 随运输距离变化氢气成本构成占比Fig.4 Ratio of cost for hydrogen production, storage and filling with transportation distance

2.1 京津冀地区

氢气储运方面，京津冀地区采用“择优组合、就近供应、区域协同、开放互补”的原则，鼓励加氢站企业优先选择质量好、距离近、成本低的氢源. 目前车用氢能的主要储运方式为长管拖车20 MPa气氢运输方式. 首先满足区域内用氢，然后供给周边用户，力争实现短距离供氢，例如可再生能源制氢丰富的房山区氢源质量高，在满足自身用氢外，同时还供应北京其他区县，运输距离均小于100 km，实现了择优组合、就近供应. 同时从供氢稳定性出发，北京市积极寻求与周边近距离氢源合作，除大兴区的其他6个区的氢能供给可由北京市房山区、延庆区和顺义区保障；大兴区氢能供给可利用河北省保定市氢源进行双重保障，运输距离小于200 km. 河北张家口市车用氢能从2018年起由北京环宇京辉京城气体科技有限公司、河北欣国氢能科技有限公司提供，通过20 MPa长管拖车从北京和沧州运输至张家口. 河北省唐山市、保定市则通过租用具有运输资质企业的氢气运输车辆满足运氢需求. 天津市与林德气体合作实现氢气运输. 京津冀地区基本形成相对完善、稳定、高效的氢气运输网络，并且拥有一批优质的工程研究中心以及储运氢企业(见表2). 位于邯郸市的氢能源储运装备河北省工程研究中心(新兴能源装备)拥有世界领先的储运设备. 北京环宇京辉是华北地区首屈一指的具有氢气运输资质车队的企业，拥有150多辆20 MPa氢气运输车辆，每车载氢量350 kg，长期为北京市、张家口市和周边地区供应氢气，运输及安全管理经验丰富. 未来公司将配置载氢量更高的运输车. 京津冀地区依托创新平台和优质企业，运氢能力将会大幅度提高，运氢成本也会大幅度降低. 预计到2025年北京市运氢成本将会降低到每千米氢气百千米4元左右，津冀地区将会降低到7元左右.

2.2 长三角地区

在氢能储运方面，长三角地区在全国处于领先地位，尤其气氢储运技术优势明显，这里有国内主要的高压储氢瓶企业中材科技股份有限公司和中集安瑞科控股有限公司. 中材生产的氢气瓶规格覆盖1.5～385 L，2020年公司氢气瓶市场占有率约25%. 其中车用氢气瓶产能为3万只/a，同时生产加氢站站用固定式储运装备、运氢长管拖车、车用70 MPa Ⅳ型瓶等装置. 中集安瑞科在我国清洁能源装备智能制造领域是头部企业，从2006年开展氢能业务，产品涉及范围包括氢气管束运输车、加氢车、液氢储罐、加氢站储氢瓶组等. 2021年5月，中集安瑞科和全球Ⅳ型高压气瓶生产商Hexagon签署战略合作意向书，共同拓展中国氢气储运装备市场. 在全面开展气氢储运市场的同时，长三角地区也在努力改变国内液氢技术和装备相对落后的局面，国富氢能作为我国领先的氢能装备解决方案供应商，已经掌握了成熟的氢液化设计流程，2021年2月，与佛燃能源集团股份有限公司、上海重塑能源集团股份有限公司、广东泰极动力科技有限公司三大企业签署合作协议，旨在共同推动建设液氢储氢型加注站，为长续航的燃料电池汽车提供快速加氢服务. 为加速氢能产业发展，长三角生态圈产业集聚优势，宝武吴淞氢能产业园在上海宝山区成立，中集安瑞科控股有限公司、氢储(上海)能源科技有限公司、宝武清洁能源有限公司、林德气体(上海)有限公司、航天氢能(上海)科技有限公司等一批企业入园. 配套吴淞氢能产业园，宝武集团计划利用现有能源气体通廊(现为氮气供应管道，已有7 km管道路由)进行施工改建，建成一条DN200的12 000 m3/h高品质供氢管路，改建后的氢气管路辅以氮气保护，实现国内首条管道供氢，将氢气运输成本降至1元/kg以下.

2.3 珠三角地区

珠三角地区目前重点发展高压气态储氢和长管拖车运输，政府支持压力容器制造许可单位研发制造高压氢气储运设备，鼓励改装车企开发氢气运输鱼雷车产品，满足氢气运输需求. 在氢能储运及加注设备领域，拥有一批氢气储运相关的著名制造企业. 舜华氢能科技有限公司致力于车载储氢系统的关键技术——集成瓶阀研发和产业化，达到同类产品国际领先水平. 深圳市佳华利道新技术开发有限公司专注于低压合金储氢装置及配套低压加氢系统的开发，低压加氢系统工作压力1～20 MPa，可直接使用运氢槽罐车减压加氢，储氢装置循环寿命大于3 000次. 在开展氢能高压气态储运的同时，珠三角地区开展了液氢、管道输氢等方式试点. 广州的鸿达兴业股份有限公司将自主生产的液氢从内蒙古运到广东，首次实现了国内民用液氢超长距离运输. 中科富海低温装备制造有限公司的大型液氢化装置核心技术及设备研发，为推广低成本的液氢运输提供有利条件. 近期珠三角地区重点建设广州- 深圳、广州- 珠海、深圳- 深汕特别合作区氢能运输走廊，逐步在沿海经济带打造氢能高速通道. 支持企业开展更高压力等级气态氢气长管拖车运输和低温液氢运输示范，推进氢气运输的规范化建设，加强运输安全管理，提升氢气储运效率. 适时开展区域性氢气管道运输试点，逐步扩大管道运输范围和距离. 运氢成本到2025年有望降低到每千克氢气百千米6元左右.

3 区域加氢站产业及经济性分析

加氢站是连接上游氢气制取、运输，下游燃料电池汽车应用的重要枢纽，是氢能供应的重要保障. 加氢站根据氢气的来源可分为外供氢加氢站和内供氢加氢站2类[45]. 我国以外供氢加氢站为主，内供氢加氢站有北京永丰加氢站、大连新源加氢站等. 按建设形式不同，加氢站可分为固定式、撬装式和移动式加氢站. 固定式加氢站占地面积比较大，约为2 000～4 000 m2，对建设用地紧张的城市规划压力较大. 撬装式和移动式加氢站将压缩机、储氢装置、加氢机等设备进行集成化、模块化设置，设备的占地面积很小，可小于600 m2，适合与加气、加油站、环卫厂区、物流园区等合建[46]. 按供氢压力等级可分为35、70 MPa[47]，建设初期以35 MPa为主，随着氢燃料轿车推广，70 MPa加氢站需求增加.

制约我国加氢站发展的主要因素包括以下3方面：成本问题、安全问题及行业管理滞后问题[48]. 其中，由于加氢站建设成本昂贵，表4为不同加注能力的35 MPa固定式加氢站成本(不含土地)对比，很大程度上制约了氢气的终端销售成本. 采用油氢合建站的方式可降低土地成本和运营管理成本，是未来发展的重要趋势[49]. 我国已建成多个油氢合建站，佛山樟坑油氢合建站是我国首个油氢合建站. 在推动碳达峰、碳中和的目标实现过程中，我国加氢站数量将急剧增长，到2050年将达到1.2万座，平均建设成本将降到800万元[50]. 截止2020年底，我国已建设超过120座加氢站，跃居世界第二. 加氢站分布主要集中在京津冀、长三角和珠三角区域.

表4 35 MPa固定式加氢站成本(不含土地)

3.1 京津冀地区

京津冀地区已建成加氢站约20座，如表5所示，设计加注能力为15 t/d，预计到2025年加氢站数量再增加100座. 加氢站的多项“第一”产生在京津冀地区，中国第一座车用加氢站——永丰加氢站，坐落于北京，该加氢站为2008年北京奥运会燃料电池车示范运营提供加氢保障服务. 国内钢铁行业首个固定式加氢示范站——河钢加氢站，位于河钢邯钢厂区内，该加氢站日加注能力为500 kg，具备35、70 MPa双压力加注能力. 河北省首座商业化运营固定加氢站——张家口纬三路加氢站，可满足150辆氢燃料电池车辆的氢气供给. 国家电力投资集团有限公司首座加氢站——延庆园加氢站，是国家电投助力2022年北京冬奥会的创新示范项目. 张家口氢能产业化应用示范项目——海珀尔东望山制氢加氢站，制氢加氢在一起，采用张家口绿电电解水制氢，一期氢气产量4 000 kg/d，二期产量达到20 t/d. 随着氢燃料电池汽车数量增多，加氢站设备造成折旧及公摊成本将大大降低. 加氢站建设工艺以及管理经验的成熟也会推动车用氢能加注环节成本降低，京津冀地区的加注成本到2025年预计从现在的14～17元/kg降到10元以下.

表5 京津冀、长三角与珠三角地区主要加氢站分布

3.2 长三角地区

以上海市为中心，长三角地区形成了“以车促站、车站联动”的建站模式，构建了纯氢站、油氢合建站等多种模式的供氢网络. 已建成加氢站15座(上海9座、苏州3座、南通1座、嘉兴2座)，加注能力为12 t/d. 西上海油氢合建站、中石化安智路油氢合建站是上海市第一批获得充装许可证的油氢合建站. 由上汽集团和上海化工区联合打造的上海化工区加氢站是国内首个、全球最大的燃料电池车全场景应用加氢站. 已经投入使用的驿蓝加氢站是全球规模领先的燃料电池车全场景应用加氢站，日氢气供应能力可达1 920 kg. 到2025年长三角地区将新建加氢站73座，可支撑超过7 000辆燃料电池车的正常运营，加注成本有望降至10～13元，预计在2030年前建成20余条氢高速公路、500余座加氢站.

3.3 珠三角地区

珠三角地区加氢基础设施完善，截至2020年底已建成的主要加氢站为27座(佛山17座、广州4座、云浮1座、中山2座、东莞2和深圳1座)，数量居全国第一，年加氢能力合计超过8万t；珠三角地区有4座油氢合建站：佛山河滘油氢合建站、广州开泰北油氢合建站、东莞东发油氢合建站和樟坑油氢合建站，4座加氢站日均加氢量超过1 400 kg，能够覆盖广州、佛山、东莞等多个珠三角地市氢能需求. 国内最大容量的45 MPa高压储氢加氢站松岗加氢站坐落在佛山，日均供应氢气达到2 000 kg. 《广东省加快氢燃料电池汽车产业发展实施方案》提出，要在珠三角核心地区进一步布局建设加氢站，重点支持油、氢、气、电一体化综合能源补给站建设，鼓励利用现有加油(气)站改扩建加氢站. 预计到2025年，加氢站数量将超过200座，加注成本有望降到9元.

4 其他地区氢能源产业发展

京津冀、长三角和珠三角地区是我国的主要氢能产业发展地区. 在这些地区的示范带领下，更多的城市正在开展氢能规划，同时国家也出台了许多政策来支持地方因地制宜地发展氢能[51]. 2021年1月，《西部地区鼓励类产业目录(2020年本》发布，鼓励贵州省、陕西省、内蒙古自治区发展氢能产业. 在政策支撑下内蒙古乌海正在规划建设乌海化工5万t制氢项目和国内首座民用液氢工厂项目. 西部其他省市利用自身地理优势，积极规划氢能项目[52]. 甘肃张掖开工了光储氢热综合应用示范项目，每年约155万t的二氧化碳排放. 青海将建设国家清洁能源示范省,研究规划氢能核能利用项目. 宁夏宁东正在努力成为中西部乃至全国最大的副产氢综合利用基地[53]. 再产氢方面，宁东具有全国最大的煤化工基地，副产氢气庞大，现有煤制氢产能230万t/a，化工副产氢约3.4万t/a. 宁东拥有丰富的太阳能资源，可以实现可再生能源制取绿氢45万t/a，绿氢价格可低至15～20元/kg，满足燃料电池车用氢气的充足、稳定供应. 在氢能储运方面，宁东利用西气东输一线、二线、三线工程途经地区的地理优势，以及可再生能源制氢优势，结合成熟的西气东输管道，具有率先实现低成本管道输氢的潜力[54]. 在加氢站方面，考虑氢燃料重型货车的需要，宁东将建设62座加氢站.

在实现碳中和目标的迫切需求下，会有更多的地区加入到发展氢能产业之中[55]. 在京津冀、长三角和珠三角等地区的示范带领下，氢能会在更多领域得到推广应用.

5 结论与思考

目前全球范围内车用氢能产业链仍处于不成熟阶段，氢燃料汽车作为一种新能源交通运输工具能否被普遍接受，用氢成本是关键. 据测算，氢气终端价格降到30元以下氢燃料电池汽车才能跟柴油重卡竞争[56]. 实现低价、高纯度氢气的可持续供应可提速燃料电池汽车的推广应用，是氢能产业发展的关键目标之一. 通过分析我国主要氢能产业地区以及其他地区的氢能产业现状，提出促进地区协同与差异化发展，从制备、储运、加注各环节全面降低车用氢能终端成本，具体建议如下.

1) 多元制氢保供给、降低制备成本

把工业副产氢提纯和化石能源制氢作为近期主要供氢方式. 整合现有化石能源制氢产能，依托重点企业及科研院所进行针对性的精准提纯，进一步完善提纯技术、提高副产氢气回收利用效率、扩大和优化产能. 同时推进氢能源头的低碳转变，长期发挥地方优势因地制宜地发展可再生能源制氢，从根本上实现零排放绿色制氢. 例如：沿海地区凭借风资源、核能以及海港优势，发展具有沿海特色的氢源基地；农业发达地区依托多样的生物资源积极探索生物质制氢技术；西部风、光资源丰富地区开展风电、光电等可再生能源制氢. 结合变电站调峰需求，利用发电厂低谷时段富余电制氢，能够有效地进行资源分配，降低电解水制氢成本. 通过多元化制氢、规模化生产，降低制氢成本，形成大规模、稳定、经济供给基础保障能力.

2) 提升储运效率，降低储运成本

加快氢气储运技术创新和模式创新，降低储运环节成本，提升氢气储运效率. 科学地进行加氢站规划布局，强化运输综合协调，构建高效储运网络. 通过提升存储容器压力(由20 MPa提高至30、50 MPa)，开展更高压力等级气态氢气长管拖车运输，加大单车氢气运输量，提升运氢效率和经济性. 充分利用现有的连接东西部的西气东输管道，实现低成本的管道输氢. 同时加大针对液氢、固态金属储氢和有机溶剂储氢等技术的培育，开展新型氢气管道运输材料技术创新与应用，为未来储运成本的进一步降低奠定基础. 加强运输协调保障，在车用氢气需求量大的城市周边建设高压氢气储存运输中转基地，鼓励氢源和加氢站企业择优组合、就近供应，缩短运输距离(运距小于100 km)，降低运输成本. 建立“资源共享、信息互通、高效匹配”的氢气运输联动机制，实现不同氢源、加氢站之间灵活调度. 以运输组织创新提升氢气储运效率，推进氢气运输的规范化建设. 适时开展区域性氢气管道运输，并逐步扩大管道运输范围和距离，以大幅度降低氢气运输成本.

3) 对加氢站布局规划，技术攻克，智慧网联，降低加注成本

以市场需求为导向，科学规划加氢站布局. 基于氢源地理位置、市场加氢需求，综合考虑车辆、环境、成本等因素，对加氢站数量、类型及选址进行细致规划，实现车用氢气调度最优化，提高整体氢能经济性. 充分利用现有加油站、制氢厂等资源，鼓励传统能源企业参与加氢站建设，开展加氢/加油、加氢/加气、加氢/充电等合建站模式、站内制氢方式，以减少土地成本、运营成本等投入. 同时大力推进“加氢站关键设备国产化”和“车载储氢关键材料技术创新”，扭转加氢站主要设备依靠进口的局面. 加强“车- 站- 源”联动，引入网联等现代综合管理平台，对生产、运输、库存等情况进行实时跟踪监测及产运销衔接，同时考虑加氢网络服务能力最大化与氢气运输网络成本最小化，开展加氢站智慧建设规划. 实现不同氢源、加氢站之间的灵活调度，有效保障燃料电池汽车的加氢需求，提升加氢站综合利用水平，降低加注成本.

明确氢能产业东部发达地区与中西部欠发达地区的区别和联系，东西结合，差异互补，同步推进氢能产业链发展. 发挥东部地区的示范作用，通过技术创新、规模化生产、装备自主化、商业模式创新、政策支持等多种措施带动西部地区共同发展氢能产业，全面降低车用氢能制备、储运和加注全产业链成本，能够推进氢能的推广，加速能源结构的调整，助力碳中和目标的实现.