王匡禹

（上海电气集团国控环球工程有限公司， 山西 太原 030000）

0 引言

当今世界面临着日益严重的能源危机和环境污染问题，迫切要求人们开发新的洁净、经济能源。氢能以其燃烧产物洁净、燃烧效率高、可再生等优点被认为是新世纪的重要二次能源。氢是能源革命的突破口，它的发展和利用必将带来能源结构的重大改变。正如全球对石油高度依赖导致了石油经济一样，氢能的广泛应用将影响到每个人的生活方式，进而成为主导经济的主要因素，人类正在建构一个“氢能经济”的未来。随着氢燃料电池和氢气汽车的迅速发展与产业化，燃料电池反应堆的功率也得到提升，燃料电池整体性能提升不少，续航里程跟内燃机车并没有太大的区别，完全可以满足日常使用。氢燃料电池技术并不是问题，最大障碍是加氢站的建设，因此加氢站建设项目得到各国政府的大力支持。我国加氢站数量的缺少严重制约着以氢为燃料的燃料汽车的发展。各个地方政府在加氢站建设方面有明显的积极性，同时带动上游制氢和下游氢能输出产业链的随风起舞。

1 加氢站概述

近年来，许多地方纷纷嫁接国际国内一流合作伙伴技术优势，积极公关，努力打通从氢气到氢车的产品、服务产业链，打造市场竞争力较强的氢能生产、利用示范基地，致力于推动区域加氢站建设。笔者有幸比较深入地参与到了这一领域的工作中，经过近三年的摸爬滚打，形成了关于加氢站运营方面有一些个人认识和思考，供大家分享。

2 有序推动加氢站发展的积极作用

1）推动市场经济的发展。我国经济体制改革的中心环节是搞活企业。市场经济的特点是经济活动的市场化、企业行为的自主化、宏观调控的间接化和经营管理的法制化，响应国家“创新、协调、绿色、开放、共享”的发展理念，清洁能源将成为未来能源经济发展的方向。

2）全面治理机动车辆排放污染。建设生态文明城市环境保护部办公厅发布的《关于印发〈2011 年度城市环境管理与综合整治年度报告〉的通知》环办函[2012]1358 号文件附件中环境综合整治定量考核结果显示，全国空气质量整体降低。而公路运输车辆使用氢气燃料，汽车尾气综合排放与燃油车辆相比可下降80%，所以，建设加氢站，一定程度上可使公路沿线区域及城市的大气环境得到明显的改善。

3）调整能源结构，实现能源多元化。长期以来，公路运输车辆以石油为燃料，在世界性的石油紧张的严峻现实下，发展氢气汽车，减少对石油的依赖、实现能源多元化，有利于我国的能源安全，有利于我国国民经济的可持续发展。

4）符合国家产业政策。2012 年6 月国务院印发了《节能与新能源汽车产业发展规划（2012 年—2020年）》，规划中强调，我国燃料电池汽车、车用氢能源产业要与国际同步发展，并持续开展燃料电池汽车运行示范，提高燃料电池系统的可靠性和耐久性，带动氢的制备、储运和加注技术发展。2014 年6 月国务院办公厅印发了《能源发展战略行动计划（2014 年—2020年）》，其中明确了氢能源与燃料电池等20 个重点创新方向。2015 年5 月《中国制造2025》予以公布，《中国制造2025》是我国实施制造强国战略第一个十年的行动纲领。其中提出持续支持燃料电池汽车发展，同时推进新能源和可再生能源装备、先进储能装置的发展。同时，随着低碳经济时代到来，氢气汽车技术相关产业发展一直得到经济发达国家的普遍重视。

3 加氢站建设运营过程中遇到的主要问题

完善的氢气供应基础设施网络是氢能与燃料电池汽车产业快速发展的关键要素。中国现有的加氢站多数为示范项目，仅为示范性汽车提供加注服务，暂未实现全商业化运营，且数量远少于国外。当前中国加氢站建设面临的问题主要体现在建设运营成本高、标准不完善、建设用地获取困难及审批主管部门不明确等方面。

1）目前中国以发展电动汽车为主。据中汽协数据显示，2020 年中国新能源汽车保有量达到492 万辆，比2019 年增加111 万辆，增长29.18%。其中，纯电动汽车保有量为400 万辆，占新能源汽车总量的81.32%。燃料电池汽车发展相对缓慢，商业化推广相对滞后，这降低了加氢站项目的盈利预期，不利于社会资本参与加氢站等氢能基础设施建设。

2）建设加氢站所需的关键部件大多依赖进口，使得加氢站建设成本较高。此前于2014 年11 月，财政部、科技部、工信部、国家发改委印发《关于新能源汽车充电设施建设奖励的通知》，指出对符合国家技术标准且日加氢能力不少于200 kg 的新建燃料电池汽车加氢站每个站奖励400 万元。但是该政策执行期限为2013—2015 年，之后并没有相关国家政策出台。高昂的建设成本与国家补贴的不确定性导致许多企业望而却步。

3）加氢站运行维护成本高，加氢站需要依靠加氢规模效应平衡收支来盈利。当前中国氢燃料电池汽车尚属起步阶段，运营车辆较少，加氢站企业盈利较为困难。此外，值得注意的是，中国当前加氢站主要加注压力为35 MPa，而国外主要为70 MPa 甚至液氢加氢站。中国仍需加强对70 MPa 加氢站及液氢加氢站用关键零部件及相关技术的研发。

4）政策问题主要包括：省市加氢站的的审批流程以及归口管理部门不明确；省市市氢能源产业政策及产业规划尚未出台，没有明确建站补贴及氢气的价格补贴，没有明确可选建站地址、油- 气- 氢混合站建站等政策；配套氢能源公交路线公交车数量、物流车或货运车等应用场景的确定及相关设施配套需要政府协调支持，甚至于主导推动；需要政策明确加氢站土地性质是否可以采用租赁工业用地或者租赁政府划拨给公交公司的用地。

4 加氢站建设运营真正的核心问题是经济性问题

目前加氢站建设遇到的主要经济性问题体现在高纯氢气生产费用、氢气运输费用、加氢站建设费用、氢能源汽车运营费用四个方面。在产业链培养期间，为了使相关环节不亏损或少亏损，一些地区因地制宜地出台了相应的补贴政策，但是补贴不是长久之计，主流方面还是立足于各环节参与企业自行采取市场措施，形成适当的商业模式，靠自力挖潜，在产业链能顺畅运行起来的前提下，互相合作，取盈补亏或均担共亏，上下相顾，以保证各环节参与企业不亏损或少亏损。这种情况将一直持续到氢能产业链技术、市场、应用场景、商业模式各方面逐渐成熟，直到形成合适的利润分配体系。为了说明加氢站建设运营的经济性，笔者就有关加氢站建设运营相关测算情况列述如下。

4.1 取定主要测算参数

1）关于两种制氢途径下氢源价格测算。焦炉煤气甲烷化提LNG 后，尾气提取氢气价格测算。PSA 提氢设施建设投资，2 000 Nm3/h 大约投资3 000 万元人民币。氢气热值3 000 大卡/Nm3，焦炉煤气热值4 000大卡/Nm3，所以原料气价格大约比值是，氢气：焦炉煤气=3∶4，焦炉煤气如果按焦化公司供给下游化学加工的价格按1 元/Nm3保守计算，氢气就是0.75 元/Nm3。提纯、充装可以按0.25 元/Nm3估算。可以得出，焦炉煤气甲烷化提LNG 后尾气提取氢气的制造成本约1 元/Nm3。如果氢气用于合成氨，氢气可实现价格测算。合成氨价格取大涨价之前的正常价格2 300 元/t、99.99%液氮价格取350 元/t，按分子式计算，5.67 kg合成氨含4.67 kg氮和1 kg氢，则简易地可以计算出合成氨中氢气价格为5.67×2.3-4.67×0.35=11.4 元/kg，折合约1 元/Nm3。

2）基于上述氢源价格，建设一座500 kg/d 加氢站，按20 年经营期限考虑，并加入氢气的运输成本（注：氢气单车运输量小导致运费的价格占比较大），氢气到站取定不含税价格为：经营期第1—2 年取27 000 元/t（最高进价27 元/kg 或2.4 元/Nm3）；第3—7 年取24 000 元/t（最高进价24 元/kg 或2.1 元/Nm3）；第8—9 年取20 400 元/t（最高进价20.4 元/kg 或1.8 元/Nm3），第10—11 年取18000 元/t（最高进价18 元/kg或1.6 元/Nm3），第12—20 年取14 800 元/t（最高进价14.8 元/kg 或1.3 元/Nm3）计算。

3）规模为500 kg/d 加氢站建设投资情况取定值。加氢站建设总投资为3 000 万元，建设投资为2 900万元，建设期贷款利息为50 万元，铺底流动资金为50 万元，可抵扣增值税约为200 万元。

4）政府对加氢站补贴取定额度：500 kg/d 加氢站建成之后政府一次性补贴800 万元，经营期前两年每销售1 kg 氢气政府补贴24 元，经营期第3—4 年每销售1 kg 氢气政府补贴18 元，经营期第5—7 年每销售1 kg 氢气政府补贴12 元，加氢站运营财政贡献奖励，2019—2021 年奖励金额为加氢业务增值税和所得税政府留成部分的100%，2022—2023 年度为50%。

5）税率费率取定。氢气9%、水为9%，电及其他为13%。城市维护建设税及教育费附加，城市维护建设费率率为5%，教育费附加率为3%，地方教育费附加率为2%。

4.2 采用上述取定值进行测算得出的结论

1）加氢站的税后内部收益率为5.50%；税后财务净现值55 万元，所得税后投资回收期为13.5 年（含建设期1 年）。从盈利能力、财务生存能力、盈亏平衡分析和敏感性分析等结果均可表明加氢站盈利能力和抗风险能力一般，可以说一定是亏损的状态。

2）从氢气的下游用户角度考察，以大涨价前的价格为基准比较能源消费的量价情况：以33 t 重卡为例，LNG 耗量20 kg/100 km，折价90 元/100 km；柴油耗量37 L/100 km，折价180 元/100 km；氢气耗量12 kg/100 km，根据目前市场情况折价360～480元/100 km。（注：如果按电解水制氢，假设耗绿色电力0.2 元/kWh，那么制氢气电解部分折价12 元/kg（按60 kWh 电制一千克氢气计算），但这种假设目前没有商业案例。）由此得出比较结果，目前33 t 重卡多数是柴油车，如果实施“柴转氢”战略，耗能价格差额达到300 元/100 km，市场难以承受。

5 结语

以加氢站建设运营为着眼点，结合计算，系统、全面、动态地从价格、场景、政策等角度考察以加氢站为原点的氢应用产业链，引发笔者对加氢站建设运营现状的一些思考，仅供各位业界同仁探讨：

1）把氢看作一种能源还是一种储能介质，这个问题需要澄清。笔者建议把氢定义为储能介质更切合实际，类似于抽水蓄能，这样就能从物理意义和经济意义上，把各种“绿氢、蓝氢、灰氢……”之类的说法统一归于“能氢”，这样，不仅把加氢站定义为蓄能站，为加氢站的发展打开更大的想想空间，而且可以避免为“跟氢风”而制氢，引导氢向“蓄能储备”的战略方向开拓应用场景，实现物理意义与经济意义的协调发展。

2）加氢站建设运营考虑灵活运用多种方式。制氢单位自建加氢站（建议新建综合站），通过卖油、卖CNG/LNG 补亏卖氢，前提是核算固定资产投资和运营成本后有补亏的可能性；缺点是制氢单位运营加氢站不专业、成本高；制氢单位除投资制氢装置外，还要投资加氢站，固定投资的财务成本高。加氢站设备集成商自建加氢站（建议新建综合站），不但能做到专业的人运营加氢站，而且能通过卖油、卖CNG/LNG 补亏卖氢，前提是约定氢气供应价格和销售价格，既要保障制氢企业利益又要保障用氢企业利益，加氢站设备集成商自己核算自身利益，自负盈亏，同时承担利益分配角色，照顾上下，防止出现“上下亏损自己盈利”这种不可持续现象，这样有利于实现全链条利益分配简单高效。

3）建议从政策取向方面，支持在现有加油、加气站内部新增加氢板块，一方面无论谁建加氢装置、运营售氢，都可以大幅降低土地和手续成本；另一方面原有加气站接收运营加氢站容易上手。政策的重点选为培育新兴产业，着力全链条利益分配，而不是把产业链条割裂开来，孤立地支持某一段，比如针对氢能重卡产业链，可以通过对购买氢能源车辆从事氢能运输的企业严格实施招投标，优先保障链条末端司机（运输公司）的利益后，再最优化其他各方的利益。