孙仁金，周昕洁，于楠，贺美

中国石油大学（北京）经济管理学院

0 引言

为应对气候变化，全球积极寻找低碳能源，其中氢能正逐渐成为热门替代能源。全球许多国家都在推动氢能产业化发展，纷纷颁布了氢能相关规划与政策，致力于占领氢能产业市场制高点［1-3］。2019年，欧洲燃料电池和氢能联合组织发布Hydrogen RoadmapEurope:ASustainablePathwayforthe EuropeanEnergyTransition（欧洲氢能路线图：欧洲能源转型的可持续发展路径），提出控制2 ℃温升的目标［4-6］；2020 年，美国能源部发布Hydrogen ProgramPlan（氢能项目计划），设立了美国2030年氢能的技术、经济指标［7］。中国氢能产业发展也进入关键阶段。2020 年4 月11 日，国家能源局发布《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》，正式将氢能源纳入能源行业管理［8］；2022 年3 月23 日，国家发展和改革委员会、国家能源局共同发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035 年）》，指出氢能是中国能源体系的构成部分，是推进产业转型升级、建设绿色低碳产业体系的新着力点［9-10］。

目前中国已经成为全球最大的制氢国，2022 年氢气产能约为4 000×104t，产量约为3 300×104t［11-12］。加氢站作为氢能实现市场化、规模化应用的重要基础设施，近年来呈现迅猛的发展态势。截至2022 年底，中国已累计建成加氢站358 座［13］。到2025 年，中国加氢站的建设目标为至少1 000 座，到2035 年为至少5 000 座［14］。但目前加氢站发展存在着管理、标准和技术方面的制约。本文在分析中国加氢站发展现状及存在问题的基础上，提出相关的对策建议，以期推动加氢站的进一步发展。

1 中国加氢站发展现状

1.1 加氢站相关政策

近年来，中国积极推动可再生能源的发展，大力支持新能源应用。尤其是“十四五”期间，中国可再生能源发展步伐明显加快，特别是氢能应用加速发展。《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》和《“十四五”可再生能源发展规划》充分体现了中国对氢能发展的决心。在政策加持下，国内多地政府加快氢能产业的布局，加大了加氢站建设、运营、配套设备的补贴力度，有力地促进了加氢站建设发展［15］。中国氢能利用及加氢站相关政策见表1。

表1 中国氢能利用及加氢站相关政策

在加氢站补贴层面，北京、上海、广东、河南等省份对加氢站提出了明确补贴，补贴领域以加氢站建设和运营两方面为主。建设补贴是根据日加注能力给予一定设备投资比例或一定数额的补贴，如补贴数额最高的河南省濮阳市，按照投资比例给予不超过1 000×104元的建设补贴。运营补贴是为促进市场发展从而降低终端销售价格而给予的补贴，定价区间主要为30 ～ 35 元，如广东省佛山市南海区对销售价格不高于35 元/kg 的加氢站给予18 元/kg的运营补贴［16］。截至2022 年底部分省份对加氢站的扶持政策见表2。

表2 截至2022 年底部分省份对加氢站扶持政策

1.2 加氢站建设情况

中国的加氢站规划布局和建设运营起步较晚，但目前处于快速发展阶段。2016 年初，中国仅有3座加氢站；2017 年、2018 年加氢站分别新增5 个和10 个；至2019 年，加氢站保有量已达49 座（含已被拆除的2 座）；2020 年加氢站数量激增至118 座；2021 年新增加氢站100 座，共建成加氢站218 座；至2022 年底，共建成投运加氢站358 座。

虽然加氢站数目增长迅猛，但与2022 年底全国加油站数量10.76×104座相比，加氢站发展之路仍然漫长。从氢能全产业链的发展来看，加氢站作为上游制氢和下游氢燃料电池汽车的纽带，发展速度相对较慢［17］。但随着燃料电池汽车保有量的不断增加，以及中国石油化工集团有限公司、中国石油天然气集团有限公司等能源央企的加速入局，国内加氢站数量也将快速增加。

2 中国加氢站发展的主要问题

2.1 潜在风险大，日常管理难

外供氢加氢站主要工艺流程为：站外供氢→长管拖车→卸气柱→压缩机→储氢容器→加氢机→氢能源汽车［18］。外供氢加氢站整体系统包括卸气、压缩、储存、加注、管理这5 个环节［19-21］，具体见图1。长管拖车运输站外氢气并通过卸气柱将其送达站内，压缩机将氢气二次加压后储存至储氢容器。需要加注氢气时，利用加氢站储氢容器与车载储氢容器之间的高压差，通过加氢机充装至氢能源汽车的车载储氢容器内。

图1 外供氢加氢站工艺流程

加氢站潜在风险主要为氢气特性带来的风险：①常规加油站汽油柴油均有色有味，而氢气无色、无味、无嗅，人体无法感知氢气泄漏。②氢气相对分子质量小、密度小，在储运环节中容易产生泄漏，泄漏时向各个方向迅速扩散并与空气混合形成可燃气云，遇热或明火将迅速爆炸，波及范围极广。③当氢气达到一定温度和压力时会解离成直径很小的氢原子，向金属设备中渗透并与材料中的碳素发生反应，造成脱碳并生成甲烷，在材料内部施加压力，使得材料产生裂纹甚至断裂。运输管道和储存设备均会受到“氢脆”的破坏，需要进行预防，否则产生“氢脆”后难以消除其影响。④氢气具有带电性，易在管口等处产生静电积聚放电现象，造成火灾爆炸事故。高压作用下，氢气泄漏时会从泄漏处高速喷出，产生的静电荷达到临界值也将引发爆炸。

2.2 审批流程复杂，相关标准亟需完善

加氢站的建设用地需要通过审批，但全国各地的审批流程、审批牵头部门尚未统一，相关规定也未完善，缺乏合理完备的全国标准体系。除此之外，加氢站需取得危险化学品经营许可、燃气经营许可、加氢站经营许可等不同许可证类型，审批流程涉及安全、规划、消防等多个部门，协调部门多、时间长、效率低，使得加氢站的建设速度放缓。

全球针对加氢站制定的准则并不统一，近10 个国家对加氢站制定了本国专门的法规和标准，如日本《高压气体保安法》、美国NFPA 2《氢技术规范》等。2021 年，GB 50516—2010《加氢站技术规范》（2021 年版）和GB 50156—2021《汽车加油加气加氢站技术标准》颁布，可为中国加氢站的建设提供指导。但加氢站标准仍需不断完善，如GB/T 34542《氢气储存输送系统》中第8 部分防火防爆技术要求尚未颁布，防火防爆技术标准有待完善。这些缺口增加了行业监管的难度。此外，中国氢能安全技术研究基础相对薄弱，对于加氢站安全的研究局限于氢气储运、加注等过程，尚未建立起完善的加氢站安全标准体系。

2.3 建设运营尚存瓶颈，市场驱动力不足

加氢站主要设备为压缩机、加氢机和储氢容器。加氢站内压缩机分为隔膜压缩机、液驱式压缩机、离子液压缩机等。隔膜压缩机应用程度最高，此类压缩机密封性好，气体洁净度高，但膜片使用寿命较短，单机很难实现大排量，因此成本为重要制约因素；液驱式压缩机实现了单机的大排量，但密封性要求高，且更换周期短，维修费用较高；离子液压缩机除具备隔膜压缩机优点外，还具备高转速、大容积、大排量等特性，但中国尚未突破离子液压缩机技术。加氢机分为压缩氢气加氢机、液氢加氢机等，目前加注压力为35 MPa 和70 MPa 的压缩氢气加氢机均已实现国产化，但加氢机内部的加氢枪仅50 MPa 类型实现了国产化，70 MPa 加氢枪仍依赖进口［22］；液氢加氢机尚在研发阶段，仍受到加氢机冷却系统集成、加氢枪密封结构、加氢枪的高集成度等难点的制约。储氢容器发展前景良好，目前中国已研制出可储存高于100 MPa 氢气的超高压储氢容器。

氢燃料电池汽车仍是小众的新能源汽车产品。2022 年，中国新能源汽车产销量分别为705.8×104辆和688.7×104辆， 同比增长96.9% 和93.4%，其中，氢燃料电池汽车产销量分别为3 638 辆和3 367 辆，占比分别为0.051% 和0.048%，氢燃料电池汽车占比仍较小。目前实现量产的氢能源汽车为线路固定、服务范围一定的商务用车或轻型卡车，如公交车、旅游大巴、物流货车等，尚未大规模应用于家用车领域。氢燃料电池汽车的数量难以支撑加氢站获利，这增加了加氢站市场化发展的难度。

3 中国加氢站发展对策

氢能已被正式纳入中国“十四五”规划“前沿科技和产业变革领域”，支持、规范氢能的相关利好政策频出，内容覆盖氢能技术路线、燃料电池汽车发展规划、氢能产业基础设施建设等细分领域。在国家和地方多重利好政策加持下，中国氢能行业有望进入高速成长期。为推动加氢站的快速普及，提出以下发展对策。

3.1 注重加氢站安全维护

一是加强对加氢站的日常管理，建设动态监测平台，对加氢站运行实时监管，保障设备的安全运转。在运输管道、储氢设备等关口设置高灵敏度的氢气浓度自动检测仪表及报警装置，出现氢气泄漏时及时提醒工作人员。完善加氢站操作流程及规章制度，设置应急预案，通过定期演练提高工作人员的安全意识，帮助及时应对突发问题。二是从根源上防止氢气的泄漏，其中对压缩机系统的维护最为关键，在使用3 ～ 6 个月后需对压缩机进行维护。检查气阀、压缩机膜片等，发现损耗后应立即更换。针对核心部件，需注意选用材料与氢气的相容性，以及国产设备与进口设备的兼容性。三是防范氢气泄漏后的积聚，在易泄漏处安装通风设备，出现泄漏时及时启动通风设备，减少氢气聚集从而降低爆炸风险。四是防止静电造成的爆炸事故，在加氢站内设置防静电接地装置并接入站区接地网，便于就近防静电接地。工作人员进行操作前须穿戴防静电服，并触摸人体静电释放装置。

3.2 完善加氢站建设标准

结合中国具体情况，并参考加氢站的实际案例，制定和完善加氢站标准体系，实现审批、建设、运营、安全管理等环节的全面覆盖。为实现建设标准的统一，应固定制定标准的牵头单位，以确保编制视角的一致。除加氢站相关标准的制定外，加氢站安全体系构建还需从设备安全、泄漏检测、爆炸防护等方面深入开展研究，实现卸气、压缩、储存、加注、管理全流程的加氢站安全控制。

3.3 加大技术研发和研究实验投入

从国家层面制定氢能发展总体规划，引导加氢站设备技术创新，实现核心部件的技术转化，全面实现加氢站设备国产化，进一步实现设备的批量生产，降低设备成本。加大补贴力度，支持加油(气)站与加氢站合建等建设模式，利用现有加油站资源建设综合能源服务站的运营模式，节约了土地资源和建设成本，有利于加氢站的推广。未来进一步推动氢能进入乘用车领域，带动加氢站发展。

4 结束语

氢能已被纳入国家能源体系，发展氢能产业是促成“碳达峰、碳中和”目标的重要途径。加氢站是连接氢能产业上下游的枢纽，但目前仍存在潜在风险大、相关标准未完善、建设运营受技术限制等问题。建议：对加氢站的整体系统进行全过程安全维护，事前检查设备兼容性、事中定期查看、事后迅速补救，实现风险最小化；完善加氢站相关标准，学习国际加氢站标准的精华部分，与国内实例相结合，并随着加氢站情况变化进行修改补充；加大加氢站相关技术的研发，同时通过加油（气）站与加氢站合建等方式来推动氢能的示范推广。