得益于燃料電池成本的快速下降和整個產業(yè) 鏈上下游技術的迅速發(fā)展，氫能在全球掀起了發(fā)展 熱潮。 交通能源電動化替代汽柴油已成為世界各國 交通發(fā)展的大趨勢，推動化石能源向清潔、低碳能 源轉型。 完整的氫能產業(yè)鏈包括制氫、儲運、利用， 還包括燃料電池和燃料電池汽車等， 鏈條長且復 雜，被稱為“亞馬遜叢林”式的產業(yè)生態(tài)鏈^[1-6]（見圖 1）。能源電解水制氫是未來發(fā)展的趨勢，但由于技術和 成本因素，在相當長一段時期內，大宗氫源依然需 要依賴化石能源。 大規(guī)模制氫主要是煤制氫和天然 氣制氫^[7-9]。 天然氣制氫在環(huán)保、效率、能耗、投資、碳 排放等方面相比煤制氫有明顯優(yōu)勢，基于目前已經 完善的天然氣產業(yè)和基礎設施，能為氫能產業(yè)的發(fā) 展提供穩(wěn)定、充足、低價和低碳的氫源^[10-12]。

1 LNG產業(yè)鏈與氫能產業(yè)的融合模式

1.1 LNG產業(yè)鏈組成

    2018年，我國天然氣消費量約2830億m3 ，占一 次能源消費量的7.43%， 其中進口LNG約735億m³ ， 占天然氣消費量的25.98%^[13-15]（見圖2）。 可以預期 LNG將在我國天然氣供應中占比越來越大，為我國 清潔能源供應和環(huán)境保護做出更大的貢獻。

    LNG產業(yè)經過多年發(fā)展已經形成完整、成熟的 產業(yè)鏈條，包括天然氣開采、凈化、液化、LNG跨洋 運輸， LNG的接收、儲存和氣化，天然氣長輸、配送 和利用等^[16-18]。氫能的快速發(fā)展為LNG產業(yè)提供了寶 貴的延伸產業(yè)鏈、擴展價值鏈、提高天然氣附加值 的戰(zhàn)略機遇。 氫能產業(yè)發(fā)展初期， 如果能夠利用 LNG接收站、管道、加注站、燃氣發(fā)電等LNG產業(yè)上 下游的基礎設施，如開展靈活的天然氣制氫、天然 氣管道摻氫、LNG-H2混合加注、摻氫燃氣輪機發(fā)電、 天然氣分布式與氫氣分布式發(fā)電等，將有利于實現(xiàn) 氫能新產業(yè)與傳統(tǒng)能源產業(yè)的融合、 協(xié)同發(fā)展，降 低氫能制、儲、運、用各環(huán)節(jié)的成本，加快產業(yè)發(fā)展 的速度和質量^[19]。

1.2 LNG產業(yè)鏈與氫能產

    按照氫氣來源和運輸場景的不同，LNG產業(yè)與 氫能產業(yè)融合發(fā)展的可能路徑（見圖3）主要有以下三種：

路徑一：在接收站附近或管道所及的用氫城市 群地區(qū)開展天然氣制氫，發(fā)展氫氣在工業(yè)、交通加 注、燃氣輪機發(fā)電和分布式發(fā)電方面的應用。 此路 徑下的天然氣制氫適合于大、中規(guī)模。 考慮到氫氣 運輸成本較高，優(yōu)先選址在城市周邊有利于降低氫 氣成本。

    路徑二：直接在天然氣資源國獲得低價、大宗 的氫資源，通過液氫或有機物氫載體（LOHC）跨洋 運輸至國內，再開展后續(xù)的氫氣利用。 此路徑即為 國際氫供應鏈，利用不同國家、地區(qū)的制氫資源稟 賦和生產成本的差異，有望形成新的類似于LNG的 國際能源貿易新品類^[20-21]。 LOHC的競爭力在于適用 于大規(guī)模氫氣儲運， 集中式的LOHC處理相比分散 式成本更低。 因此，可以考慮先把LOHC運輸至城市 周邊，集中轉化釋放氫氣后，再通過氫氣管道或氫 氣管束車運輸至加氫站的方式。 而液氫則可以通過 槽車直達加氫站，在加氫站內氣化。

    路徑三： 在加氫站內開展小型的天然氣制氫。 站內小型的天然氣制氫能夠實現(xiàn)橇裝化、 模塊化， 運輸靈活、建造速度快，能夠省去昂貴的氫氣運輸 環(huán)節(jié)，顯著降低氫氣成本。 站內天然氣制氫是未來 加氫站發(fā)展的重要趨勢之一。

   基于LNG產業(yè)發(fā)展氫能的以上三種路徑，采用 天然氣制氫為加氫站供應氫氣資源，可能的組合模 式可以有很多，但在考慮實際應用場景后，甄選出 最貼近實際、 最可能實施的以下六種模式 （見表 1）^[22-25]。

2 不同天然氣制氫模式的終端氫氣成本分析

2.1 三種路徑的制氫成本分析

    三種發(fā)展路徑對應了三種氫氣來源方式，其中 路徑一對應大、中規(guī)模的天然氣制氫；路徑二為以 液氫或LOHC進口的氫氣， 對應成本為包含了海外 制氫、跨洋運輸和進口、出口終端的成本；路徑三為 站內小型天然氣制氫，相比大、中規(guī)模的天然氣制 氫價格稍貴。 對比工業(yè)副產氫的制氫，幾種路徑的 氫氣成本如圖4^[26-33]。

    從制氫成本來看，目前包含進出口的終端和遠 洋運輸費用的國際氫，供應氫氣成本已經高于40元/kg H₂，無經濟優(yōu)勢。 且從圖4中可以看出，氫氣的液化 成本較高， 進口液氫的成本比進口LOHC還要高出 約51%。 但未來隨著國際氫供應鏈和氫氣貿易的成 熟，以及運輸規(guī)模的增加，國際氫供應的價格有較 大的下降空間。

    站內天然氣制氫價格比大、中規(guī)模天然氣制氫 成本高約45%，比工業(yè)副產氫氣成本高約59%，但省 去了氫氣運輸環(huán)節(jié)。

2.2 不同模式的運輸距離假設及對應的運輸成本分析

    不同模式的運輸方式和運輸距離見表2。 考慮 到城市周邊的大、 中型天然氣制氫的輻射距離，假 設運輸為50km。 進口氫氣需要在沿海建設接收終 端，距離用氫市場相對遠，假設運輸為200km。 氫氣 管束車選擇目前最為普遍的類型， 壓力為20MPa。 LOHC罐箱的鐵路運輸參考目前LNG罐箱鐵路運輸 的價格，已包含裝卸、堆場、集中轉化等環(huán)節(jié)。 不同 模式的運輸成本見圖5^[21,34-41]。

    近距離城市區(qū)域的氫氣運輸主要是管束車運 輸和管道輸送^[42-43]。 管道輸送的成本相比管束車方 式低約64%。 但管理部門和公眾對氫氣管道的泄露 風險和安全性擔憂高于天然氣管道，在路由選擇上 的難度更大。 液氫和LOHC更適合遠距離運輸，百千 米運輸成本相比壓縮氫氣有明顯優(yōu)勢。 LOHC需要 再轉化過程，會增加相應的成本。 集中轉化環(huán)節(jié)約 占模式四運輸成本的40%、模式五運輸成本的60%。 從百千米的運輸成本來看，管束車方式最高，液氫 槽車方式最低。

2.3 加氫站環(huán)節(jié)成本分析

    在產業(yè)和補貼政策的引導下，目前國內加氫站 規(guī)模朝著500kg/d和1000kg/d甚至更大規(guī)模發(fā)展。 國 內加氫規(guī)模為500kg/d的加氫站的投資約1200～1500 萬元，1000kg/d的加氫站投資約2000～2500萬元，其 中設備及土建的投資占約70%以上[44-48]。在不考慮政 府補貼的情況下，對應的固定成本和變動成本（主 要為運營成本）預計如圖6^[49-50]。

    可以看出，從每千克氫氣成本上看， 500kg/d加 氫站的固定成本占加注環(huán)節(jié)成本的80%以上， 如果 規(guī)模擴大至1000kg/d， 能使固定成本占比下降至 74%。

2.4 不同天然氣制氫模式的終端氫氣成本分析

    考慮以上適合于LNG產業(yè)的不同模式的天然 氣制氫、儲運和加注各環(huán)節(jié)的成本，至加氫槍出口 終端的氫氣成本分析見圖7。 對比城市周邊的工業(yè) 副產氫，假設運輸距離也為50km，采用20MPa的氫 氣管束車運輸。

    可以看出對于兩種不同規(guī)模的加氫站， 模式 一、模式二、模式六和副產氫模式都能使終端氫氣 成本低于40元/kg，尤其是模式二在貼近用氫市場的 城市周邊開展大、中規(guī)模天然氣制氫，通過氫氣專輸管道配送至加氫站的模式的氫氣成本最低。 模式 一相比模式二，成本主要高在氫氣運輸環(huán)節(jié)，氫氣 管束車運輸方式成本占總成本的22%～26%。 管束車 運輸相比氫氣專輸管道在城市地區(qū)的可行度更高、 實施難度更小，因此模式一是未來LNG產業(yè)發(fā)展制 氫和氫氣加注產業(yè)的重要方向之一。 模式六站內小 型天然氣制氫由于省去氫氣運輸環(huán)節(jié)，氫氣成本有 望低于副產氫模式。 副產氫模式雖然制氫成本低于 站內小型天然氣制氫約17%， 但在運輸環(huán)節(jié)增加了 23%的成本，使其總成本略高于模式六。

    進口氫氣的總成本目前仍大幅高于國內天然 氣制氫， 尤其是以液氫為跨洋運輸方式的模式，這 是由于氫氣的液化成本較高，產業(yè)鏈越長、轉化環(huán) 節(jié)越多，使終端成本越高。 對于采用LOHC的進口氫 氣模式，雖然相比液氫成本低，但由于轉化過程的 能耗高、費用高，使整體的成本偏高。 但國際氫供應 鏈能夠實現(xiàn)大規(guī)模的氫氣資源跨洋運輸和貿易，日 本、 澳大利亞等國已在探索氫氣的國際貿易模式， 未來一旦氫氣發(fā)展為大宗能源貿易品類，各環(huán)節(jié)的 成本有望大幅降低。 比如，借鑒LNG罐箱運輸?shù)慕?驗，國際氫供應鏈配合液氫或LOHC的罐箱聯(lián)運，有 望進一步降低大宗氫氣的運輸成本，使模式五運輸 環(huán)節(jié)的成本比模式四低約35%。 IEA預計到2030年， 日本從澳大利亞進口的可再生能源電解水制氫，通過LOHC運輸至國內的氫氣成本將降至約37.8元/ kg，比日本國內氫氣生產成本低約15%^[21]。

3 結論與建議

    天然氣制氫是國外獲取氫源的主要方式，我國 受限于資源稟賦而現(xiàn)階段以煤制氫為主。 但發(fā)展氫 能為了降低污染、減少碳排放的初衷決定了我國未 來氫能發(fā)展也會逐漸向國際主流模式靠攏，即以天 然氣制氫為主的低碳制氫方式逐漸過渡到以可再 生能源制氫的零碳制氫方式。 LNG將在我國天然氣 供應中占據越來越重要的地位， 未來從 “藍氫”到 “綠氫”的轉變也將離不開LNG產業(yè)的深度參與。

    站在LNG行業(yè)發(fā)展氫能的角度，結合實際情況 設想了三種路徑和六種可能的發(fā)展模式。 評判這些 模式的經濟性不能僅從制氫或加注某一個環(huán)節(jié)，應 從全產業(yè)鏈看最終加氫槍出口終端的氫氣成本。 綜 合以上分析，對LNG產業(yè)發(fā)展氫能有以下初步的結 論和建議：

（1）從天然氣制氫、儲運和加注三個環(huán)節(jié)的全 局來看，LNG產業(yè)發(fā)展氫能在終端氫氣成本上能夠 與副產氫模式競爭，在成本上具備一定競爭力。

（2）在貼近用氫市場的城市周邊發(fā)展大、中規(guī) 模的天然氣制氫，以及在加氫站內開展小型天然氣 制氫是LNG產業(yè)融合發(fā)展氫能的重要方向。

（3）雖然目前國際氫供應鏈成本尚高，但未來 成本降低潛力巨大，有望形成新的國際大宗能源商 品。 建議積極探索與LNG產業(yè)鏈類似和平行的國際 氫供應鏈，發(fā)展進口LNG為主，進口氫氣為輔的多 品種清潔能源貿易模式。

（4）國際氫供應鏈中的跨洋大宗運輸技術中， LOHC技術相比液氫更具成本優(yōu)勢，且由于常溫、常 壓、穩(wěn)定性高，到達目的國后可以采用罐箱和鐵路 運輸，使運輸成本更低，經濟輻射距離更遠。 但目前 LOHC技術依然不夠成熟， 轉化過程的能耗還比較 高，建議加大技術研發(fā)，降低轉化環(huán)節(jié)費用。

（5）大、中規(guī)模的天然氣制氫配合二氧化碳捕 集、利用與封存（CCUS）能大幅降低溫室氣體排放。 建議關注氫能上下游在碳減排方面的貢獻，通過碳 交易機制進一步降低氫氣成本，體現(xiàn)氫能的環(huán)保價值。

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