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【干货】分布式制氢技术及应用前景
更新时间：2021-10-26 点击量：2185
文/杜泽学 慕旭宏，中国石化石油化工科学研究院，石油炼制与化工
2017年以来中国氢能产业呈现爆发式发展，加氢站作为氢能的交通基础设施正在全国多个城市布局建设，已建成并投入运营的加氢站有45座，其中2019年投入运营的有16座。加氢站供应的氢气主要依靠长管拖车运输，而长管拖车运输氢气存在安全风险，并且装卸载时间长，运输能力低，运输成本高，综合能效不合理，使得加氢站的氢气保供与价格问题变得越来越突出，成为制约整个氢能产业持续发展的关键要素。按照2016年中国汽车工程学会主持编制和发布的《节能与新能源汽车技术路线图》预测的加氢站建设数量，2020年为100座，2025年为300座，2030年为1 000座。加氢站越多，依靠长管拖车运输氢气的弊端将越突出。因此，分布式站内制氢就地供氢方式越来越受到关注，并在美国、日本以及欧洲等地得到了应用。以下主要阐述发展分布式制氢的必要性，回顾天然气、甲醇和水电解技术用于分布式制氢的发展状况，展望分布式制氢技术经济性的优势和发展前景，提出我国分布式制氢发展的建议。现有车用动力燃料的能量密度及其液态密度见表1。由表1可以看出：氢气作为交通动力燃料，其质量能量密度的优势明显，为142.69MJ/kg，是汽柴油能量密度的3倍以上，是车用液化气（LPG）和压缩天然气（CNG）的2倍以上；但从体积能量密度看，氢气没有优势，气态时其体积能量密度不到LPG的1/8和天然气的1/3，液态时其体积能量密度不到汽柴油的1/3，LPG和天然气的1/2。这是由氢气的本性决定的。实际上，作为能量的载体，体积能量密度更值得关注，因为无论是运输、储存还是使用，都需要把氢装在容器中，体积能量密度低，意味着相同体积的设施储存的能量单元少，增加成本。氢气作为动力能源进入市场，像汽柴油、天然气一样面临生产供应、储存运输和销售3个环节，各个环节既有优势又有不足。当前，氢气的生产供应环节中，煤制氢、天然气制氢、副产氢精制、可再生能源制氢等技术相对成熟、工业生产和成本控制经验丰富，是有保障的环节。销售环节关键的基础设施是加氢站，其关键设备和设计建造技术也比较成熟，而且不少地方政府也热衷于建设加氢站，尽管建设投入高，成本压力很大，但随着关键设备国产化和氢能产业规模化发展，必将摊薄建设成本。实际上，氢气的储存和运输是当前和未来影响氢能市场竞争力的关键环节。氢气以液体或气体的形式都能够实现运输。常压下由于液态氢气密度（70.85 kg/m3）是气态氢气密度（0.089 kg/m3）的近800 倍，即使将气态氢气的压力压缩至70 MPa，其密度也仅增加到约40.85 kg/m3，还不到液态氢气的60%。所以，单从储能角度上考虑，低温液态储氢运输具有优势。但氢气的液化技术要求很高，常压下液化温度低至－252.76℃。虽然加压可以提高其液化温度，但其液化临界温度是－239.96℃，也就是说，在温度高于－240℃时不能通过加压实现氢气的液化。在如此低的温度下实施氢气液化存在技术难度大、装备要求高、投资巨大的缺点，而且由于储存温度与环境温差很大使得生产出来的液氢对容器的绝热性能要求很高，进一步增大了容器的制造成本。另外，氢气液化过程耗能很大，虽然理论上液化1kg氢气的能耗约为14.4MJ，仅占其自身能量的10%，但实际能耗却高出3倍以上。目前能够提供商业化液氢生产装置的公司主要有普莱克斯、林德、法国液化空气集团公司等。其中，普莱克斯公司的装置多采用修正的Claude循环的氢制冷方式，每千克液氢的生产能耗约为45～54MJ；法国液化空气集团公司的液氢生产装置采用氦制冷氢液化流程，每千克液氢的生产能耗约为63MJ。而1kg氢气的热值为142.69MJ，可见，采用上述公司的装置时，仅氢气液化过程就消耗掉氢气中超过1/3的能量，再加上运输和储存过程的能耗，这显然是不合理的，而天然气液化能耗仅为其自身能量的6%～8%。当前，技术相对成熟、运行相对可靠的还是以高压气态方式实施氢气的储存与运输。截至2019年底，美国、欧洲、日本、韩国和中国已经建成的加氢站有432座，其中大多数接收、储存和运营的都是气态氢。对于加氢站来说，集装格拖车因其一次性运输量不到10kg、运输成本高不适宜选择。管道输送氢气管线建设投资很大，约500万元/km（设计压力4MPa），目前燃料电池车发展还不成规模，氢气需求量不大，加氢站又分散，经济上行不通，可行性差。因此，当前现实的还是长管拖车运输氢气到加氢站。长管拖车由牵引车和管束车组成，牵引车和管束车可分离，所以管束车也可用于加氢站辅助储氢。长管拖车整车（含牵引车）自重约36 t，满载装填的氢气重量约0.32 t，到达加氢站后，管束内氢气卸载率一般70%～85%的氢气。长管拖车运输方便，技术成熟，管理经验丰富，是当前国内外多数加氢站运输氢气的首先选择。但长管拖车运输的氢气重量约占拖车总重的1%，而且装卸时间一般需要4h左右，所以运输效率很低。未来燃料电池车规模发展壮大后，依靠长管拖车运输氢气肯定难以保障供应。从以上分析比较可以看出，当前各类燃料电池车示范运行阶段，氢气需求量小，依靠长管拖车运输来保障加氢站氢气的供应是现实可行的。未来燃料电池车大规模发展，对氢气需求量增大，加氢站变多，管道输送氢气的方式只有其经济性得到改善才有可能变得可行。然而，无论是当前还是未来，采用分布式就地制氢方式实现站内供氢都不失为一个可行性强的技术方案。从技术层面看，采用电解水制氢、天然气制氢或甲醇制氢等技术都可以在加氢站内建立分布式制氢装置，就地为加氢站供氢。而且，2016年3月，国家发展改革委员会和国家能源局发布的《能源技术革命创新行动计划》(2016—2030年)，也将分布式制氢技术列为氢能与燃料电池领域技术创新的战略发展方向。但是，氢能产业发展的初衷是减排机动车尾气和二氧化碳，提高环境质量，缓解因温室气体排放导致的生态气候恶化问题。因此，中国工程院副院长、中国工程院院士杜祥琬特别强调，“氢从哪儿来"是发展氢能及燃料电池汽车的主要问题，发展氢能产业链要从可再生能源制氢着眼，搞清楚源头。可见，利用可再生能源电解水制氢，保障氢能供应才符合时代发展的要求。天然气制氢是工业用氢的主要来源之一，常用的技术包括水蒸气重整法、部分氧化法和直接裂解法等等，这些技术在工业上都得到了广泛应用，技术成熟，生产管理经验丰富。对于天然气来源便利的加氢站，选择天然气分布式制氢就地供氢经济上优势明显，但由于生产规模小，现有大型天然气制氢装置采用的技术并不合适，需要开发新技术满足市场需求。分布式天然气制氢技术多是在水蒸气重整法和部分氧化法技术的基础上开发的。由于天然气水蒸气重整制氢反应过程是强吸热的慢反应，反应器体积大，生产过程需要外供大量的热量，显然不能适应分布式制氢的要求。为此，将水蒸气重整技术与部分氧化技术进行耦合开发了天然气自热水蒸气重整制氢技术，包括联合自热转化技术和自热重整工艺技术。联合自热转化技术的特点是将水蒸气转化和部分氧化工艺组合在一个管壳式反应器中，利用在壳程自热转化反应放出的热量供给管程的水蒸气重整所需的热量，可节能约1/4，节省投资近30%，天然气消耗降低约15%，技术优势明显。该技术的核心是反应器和气体燃烧器的设计，由伍德公司(Uhde)掌握。自热重整工艺由丹麦Topsoe公司开发，是天然气非催化部分氧化反应和重整反应的结合。天然气、氧和水蒸气在反应器顶部混合并发生非催化部分氧化反应，生成的高温混合气再与催化剂接触并在950～1 150 ℃下发生重整反应，生成含氢气体，整个反应实现了绝热操作，过程操作压力为2～2.5 MPa。天然气化学链制氢技术是正在开发的新技术，由化学链燃烧与蒸汽铁法制氢技术结合而成，其反应装置由燃料反应器、蒸汽反应器、空气反应器3个反应器组成，全部过程按照3个步骤进行氢气的制取及CO2的捕集。在燃料反应器中，燃料与载氧体(Fe2O3)发生反应，被*氧化为CO2和水(将水蒸气冷凝下来即可得到纯净的CO2)，同时载氧体被还原为还原态(FeO)；还原态的载氧体进入蒸气反应器中，与通入的水蒸气发生反应产生氢气，同时载氧体被部分氧化；部分氧化的载氧体进入空气反应器中，空气将其*氧化，并在空气反应器中除去反应过程中产生的积炭等污染物。总的反应结果是天然气和水蒸气反应生成CO2和氢气。与水蒸气重整制氢相比，化学链制氢的技术优势表现在：①装置相对简单，无需水汽变换装置、氢气与CO2提纯分离装置；②不使用催化剂，只需要使用一种载氧体；③排出反应器的氢气和CO2只含有水蒸气，直接冷凝即可分离，精制方便；④反应温度相对较低。化学链制氢技术目前尚不成熟，存在的问题中，载氧体的机械强度差、产氢量低、易烧结、易积炭、不耐高温等问题比较棘手，不易解决。另外反应器还需要设计优化，重点解决载氧体在反应器之间的循环方式以及反应器之间的密封等关键问题。为了更加适应分布式制氢的要求，新型反应器的开发也很受重视，其中进展比较突出的是膜反应器和等离子反应器。膜反应器制氢是将天然气转化和变换反应与气体膜分离耦合在一起，原位分离获得高纯度的氢，同时打破了化学反应平衡的限制，使天然气能在较低的温度下达到较高的转化率，以期缩短工艺流程，降低生产操作成本。目前，制氢膜反应器研究进展突出的是钯膜反应器。钯膜对氢气的选择性高、渗透压低，钯膜反应器可以将反应产生的氢气就地分离从而降低反应器内氢气的浓度，促进平衡向产物方向移动，可以在较温和的操作条件下获得较高的转化率。目前化肥工业采用的固定床水蒸气重整制氢通常要求反应温度1000 ℃以上，甲烷转化率才能超过90%，而采用膜反应器，使用相同的镍催化剂，在600 ℃左右，甲烷的转化率和收率都超过90%。钯膜反应器中钯膜的厚度对氢气流率有较大的影响，渗透膜越薄，阻力越小，越有利于氢气的渗透，膜的厚度从 11 μm降低到 8 μm时，氢气透过率能提高2倍，但膜太薄，其强度、抗中毒能力也下降，设计时需要平衡考虑。此外，钯膜反应器还存在造价高、选择性下降快、钯膜的制造和安装难度大等问题需要研究解决。等离子体是由大量带电粒子组成的中性非凝聚系统，由于处于等离子态的各种物质粒子具有*的化学活性，许多化学稳定性物质如甲烷都可以在等离子体条件下进行较*的化学反应。将等离子体法技术应用到天然气制氢中，具有原料适应性强、装置规模灵活、工艺流程短、场地要求不大的优点，比较适合分散式制氢。等离子体反应器的关键部件是电极，其对甲烷的裂解反应影响很大。尽管过渡金属制造的电极多数对甲烷裂解反应具有促进作用，但只有钯和铂等贵金属电极作用下的甲烷裂解转化率和氢气吸收率高，而且电极的失活率醉低。使用镍的电极材料，由于裂解过程产生的炭烧结在电极表面而使之快速失活。在等离子体反应器中可以装填催化剂，以促进中间产物碳氢气体的转化从而提高甲烷的转化率和选择性，但在等离子催化制氢过程中会产生导电性炭粉末，影响电离效果，而且微细的炭粉沉积在催化剂表面和气孔中，将使催化剂迅速失活。总之，等离子反应器制氢虽然具有较突出的优势，但等离子体作为制氢反应器仍有较多的缺陷，选择性较差，容易生成碳氢副产物，导致氢产率降低，而且等离子的形成过程电力消耗大，会增加能耗。甲醇制氢技术包括甲醇裂解制氢和甲醇水蒸气重整制氢，其中甲醇水蒸气重整用于加氢站分布式制氢更受重视。甲醇水蒸气重整制氢技术以甲醇和水为原料，在催化剂的作用下转化为氢气和二氧化碳，不仅将甲醇中的氢全部转化为氢气，还*把水中的氢也转化为氢气，使得甲醇的储氢率达到18.75%，是70 MPa高压储氢瓶的3倍以上。此外甲醇水蒸气重整操作条件相对温和，产物组成相对简单，分离提纯简便，规模在10～10 000 m3/h内均能建设装置，产量可根据需求调整，制氢成本适中，适应加氢站内分布式制氢就地供氢的要求。甲醇水蒸气重整制氢技术成熟，工业应用广泛。作为分布式制氢依托的技术，其技术核心包括催化剂、反应器和氢气提纯3个方面，与其相关的技术研究正不断取得进步。甲醇水蒸气重整制氢催化剂是关键核心技术，包括非贵金属催化剂和贵金属催化剂。工业上应用多的是非贵金属催化剂，分镍系催化剂和铜系催化剂两类。镍系催化剂较早得到应用，活性组分镍负载在常用的载体Al2O3或SiO2上，制备较为简便，价格低廉。但镍系催化剂低温时活性不高，甲醇得不到*转化，提高温度后甲烷化反应较严重，增加了后续氢气提纯的难度，降低了氢气产率，随贵金属催化剂和Cu系催化剂的开发应用，逐渐被市场淘汰的Ni的应用越来越少。铜系催化剂工业上使用的主要是Cu/Zn/Al催化剂，前躯体是复合氧化物，使用时先还原，使铜以金属形态发挥活性组分的作用；氧化铝为载体，起分散作用；氧化锌起稳定作用，抑制铜颗粒的长大。但随着使用时间延长，铜颗粒聚集长大导致催化剂活性降低以致失活是难以避免的，成为铜基催化剂的致命弱点。为了改善铜系催化剂的性能，研究了稀土(Ce，Sm，Gd)掺杂Cu/Zn/Al对催化剂催化性能的影响，发现稀土元素掺杂能够改善活性组分 Cu 的分散度和还原性质，提高催化活性，但铜系催化剂使用寿命问题一直没有得到解决。贵金属催化剂则主要是以 Pt、Pd为活性组分，以多种金属氧化物为载体，并采用稀土金属 Ce、La等掺杂改性，因为以纯Pt为活性组分的催化剂活性并不高，需要通过适量的稀土元素如 La、Ce等掺杂来提高活性。铂钯系催化剂稳定性较好，不易中毒，低温(200 ℃)活性高，选择性好，长期工作性能衰减较少，但价格昂贵。为了进一步降低反应温度，Lin Lili等[24-25]设计合成了 Pt/α-MoC 双功能催化剂，在低温下(150～190 ℃)实现了对水和甲醇的高效活化和重整产氢。Pt/α-MoC 催化甲醇水相重整是一个双中心反应，甲醇和水的氧氢键解离发生在载体碳化钼上，原子级分散的铂催化甲醇的碳氢键解离，甲醇解离产物CO在Pt-Mo界面处与高表面覆盖度的羟基发生高效水煤气变换反应转化为 CO2。甲醇水蒸气重整分布式制氢的另一个技术关键是反应器技术。甲醇水蒸气重整制氢是强吸热反应，存在一个复杂的多组分流动与扩散传质过程。局部催化活性和热负荷的平衡与否对制氢过程有重要影响。对于目前常用的固定床反应器，由于催化剂床层对传热有阻碍作用，使得温度分布不均、局部温度降低，从而导致催化剂效率下降、甲醇转化率降低。为此，可以通过优化催化剂床层轴向温度分布来提高氢气产率，但局部温度控制是工业上的难点。反应器发展的方向之一是微通道反应器，有利于反应温度均匀分布，从而消除低温区，促进甲醇转化，提高氢气产率。氢气精制技术也是甲醇水蒸气重整分布式制氢的一项关键技术，因为加氢站的服务对象是氢燃料电池车，对氢气品质有*的要求[28]。甲醇水蒸气重整得到的富氢产物气体中 CO 的体积分数通常为0.5%～3.0%，必须将其中的CO及其他杂质含量处理到满足燃料电池车的使用要求。氢气的纯化方法有变压吸附法、膜分离、水煤气变换、CO选择性甲烷化和CO的选择性氧化等，但适合分布式制氢场合的技术主要是膜分离法或甲烷法。膜分离法利用混合气体中各组分对膜渗透率的差异将混合气体中的各组分予以分离。目前主要使用的是钯金属渗透膜分离 CO。钯金属渗透膜高温下热稳定性好，化学性质稳定，耐酸碱、有机溶剂，但是其性脆，密封较为困难，而且制造成本高。将CO转换成甲烷来降低CO含量也是一个可行的办法，但由于CO含量很低，对变换催化剂的活性和使用寿命要求很高。实际上，不论是膜分离法还是甲烷化法，都很难直接精制到满足燃料电池使用氢气的质量标准，还需配套采用选择性技术来进一步去除痕量杂质。水电解制氢是施加外电流使水发生电化学反应分解为氢气与氧气。根据使用电解质的不同，电解水的方式可分为碱水电解、质子交换膜水电解、固体氧化物高温水蒸气电解。3种电解水制氢方式的基本性能参数对比见表2。由于加氢站内环境的特殊性和公用工程条件的局限性，高温水蒸气电解制氢难以实施；相对来说，碱水电解制氢、质子交换膜水电解制氢较方便实施。碱水电解使用铁基或/和镀镍铁基材料作为阴极催化剂，镍作为阳极催化剂，不需使用贵金属，电解液为KOH水溶液，价廉易得，中间隔膜可使用石棉制造，所以电解槽制造成本相对较低。碱水电解的核心设备是电解槽，由多个电解池组成，每个电解池由镀镍的铁电极或镍系金属电极与隔膜构成，根据阴阳极板配置与联接方式的不同分为单极型电解槽和双极型电解槽[32-33]。双极型电解槽系统结构紧凑，适宜大规模生产，工作温度为70～90 ℃，单池工作电压为1.8～2.2 V，电解电流密度为常压型时0.2 A/cm2、加压型时1 A/cm2，电解效率介于50%～80%之间。电解系统除电解槽外，还包括电源设备、纯水设备、电解质溶液调整设备、气液分离器、生成气中碱雾和水分等的去除设备、运输设备等。碱水电解系统的特点是装机投资低，规模灵活，国内醉大制氢规模可到 10000 m3/h，国外大制氢规模可到 30 000 m3/h。碱水电解制氢技术已经推广应用近百年，过去用户主要是气象部门、医药企业、电力企业、精细化工企业等，这些部门用氢需求少且规模相对稳定，因此，碱水电解制氢发展缓慢，产氢量远低于煤制氢和天然气制氢。氢能产业崛起发展后，采用可再生电力电解水生产的氢被称为“绿氢"，受到发达国家高度重视，碱水电解制氢技术迎来发展机会，许多公司应运而生，典型的公司与产品如表3所示。这些公司基本都在现有碱水电解技术上发展，其中美国Teledyne公司和德国Lurgi公司是老牌公司，技术基础雄厚、人才优势强，抢得发展先机[34]。美国Teledyne公司从1967年开始研发电解水制氢技术，掌握隔膜和电极制作的先进技术，能根据加氢站内氢气的需求量开发生产对应规模的中型和大型水电解制氢设备。中型电解槽的产氢量为12 m3/h，电解液自循环，采用程序控制并设有声光报警系统，氢气纯度高达99.998%(带干燥装置)，系统的工作压力为0.7 MPa，直流电耗为5.3～6.1(kW·h)/m3(H2)；大型电解槽的产氢量可达到42 m3/h，自控运行，电解液强制循环，工作压力为0.42～0.91 MPa，氢气纯度高达 99.998%(带干燥装置)，直流电耗为6.4(kW·h)/m3(H2)。Lurgi公司瞄准大型加氢站，开发大型工业水电解制氢装置，产氢量通常为110～750 m3/h，电解液为25%的KOH溶液，工作压力为3.2 MPa，工作温度可达到90 ℃，电解池工作电压为1.9 V，直流电耗为4.3～4.6(kW·h)/m3(H2)，制氢系统可随着氢储罐压力的升高自动地调节直流电流的大小来调节产氢量。碱水电解制氢技术采用20%～30%氢氧化钾水溶液为电解液，所使用的石棉隔膜常为电解槽运行带来故障，增加维护成本；而且电解效率相对较低，单位制氢电耗高达5(kW·h)/m3(H2)，制取的氢气纯度约为99.7%，并有残碱，需要进一步精制；电解槽工作电流密度低，生产效率低。因此，碱水电解制氢技术还需要不断改进，解决存在的各种问题，发展到更高水平。由于碱水电解制氢技术存在的技术问题难以跟治，PEM水电解技术应运而生，它以质子交换膜传导质子并隔断电极两侧的气体，直接电解纯水。由于质子交换膜强大的功能，PEM 水电解池可采用零间隙结构，电解池结构紧凑，欧姆极化作用降低，电解槽运行电流密度通常至少是碱水电解槽的4倍以上，效率高、气体纯度高、能耗降低，安全可靠性大大提高，被*为是电解水制氢领域有良好发展前景的先进技术。PEM 水电解槽是关键设备，一般由多个电解池组合而成，每个电解池由一个膜电极和其两面的阴阳级端板组成。阴阳级端板起导电、促进水和气的传递、分隔氢气和氧气、支撑膜电极等作用，要求阴阳级端板的材料必须满足导电性好、与膜电极接触电阻低、抗腐蚀性能好、在氢气和氧气气氛中长期稳定等要求。端板材料选择要考虑到金属氢脆现象和阳级端氧原子对材料强氧化作用的影响。常用的端板主要有2种，一种是采用耐腐蚀钛板两面刻出或者冲压出流道形成流场，另一种是复层结构，中间采用金属薄板作为分隔板，面向阳极和阴极的两侧涂敷多孔材料构成阳极和阴极流场板，提供水和气体流动通道，阳极侧流场板必须抗腐蚀，主要选用一层或者多层钛丝网、或钛栅、或烧结多孔钛板等，阴极侧流场板可选石墨材料，也可选金属材料，如钛材料、不锈钢等，但必须进行防氢脆处理。美国、欧洲和日本等发达国家十分重视PEM水电解技术开发，商业化开发也如火如荼。美国Proton Onsite、Hamilton等公司在PEM水电解池开发与装备制造方面处于岭先地位，占据了世界上PEM水电解制氢70%的市场。由于PEM水电解装置能适应宽范围的输入功率的变化，更适应风电、光伏电等可再生电力波动性的特点。国外更加重视在加氢站内建设PEM水电解装置，进行分布式制氢和就地供应。如2009年Proton Onsite公司推出了高压PEM 水电解制氢设备，能在操作压力约为16.5 MPa的高压环境下运行超过18 000 h；2015年该公司又解决了PEM 水电解制氢设备产能小的问题，推出了世界首套兆瓦级质子交换膜水电解池设备，大生产能力达400 m3/h，产氢量可达1 t/d。国内，主要有中国科学院大连化学物理研究所、中国船舶重工集团718研究所、中国航天科技集团公司507所等围绕不同应用背景开发的PEM 电解制氢技术，水平不断进步，但在产能规模、设备制造与控制水平上与国外公司相比差距还很明显，关键是制造电解槽装置需要的质子交换膜需要依靠进口[42]。3、分布式水电解制氢的应用前景3.1 氢燃料电池汽车发展对氢气的需求据不*统计，氢气作为动力燃料在2019年经加氢站销售的量不足千吨，这跟汽柴油上亿吨的消费量不可同日而语，主要是因为燃料电池车目前还处于示范阶段，尽管有超过5 000辆的保有量，但行驶里程有限。氢能产业正在蓬勃发展，燃料电池车保有量和加氢站的建设必将快速增长。由工信部主导起草的《新能源汽车产业发展规划(2021—2035年)》征求意见稿提出，到2025年新能源汽车占比达到25%，包括电动汽车和燃料电池车等。2016年10月国家工信部委托中国汽车工程学会牵头编制并发布了《节能与新能源汽车技术路线图》，中国汽车工程学会组织发布了我国《氢能燃料电池汽车路线图》，对于氢燃料电池车保有量和加氢站建站量，提出：到2020年，保有量5 000辆、加氢站100座；到2025年，保有量50 000辆、加氢站300座；到2030年，保有量达到100万辆、加氢站1 000座。2016年版《氢能燃料电池汽车路线图》中上述目标没有调整，因为我国目前示范的主流车型为商用车(物流货车和客运大巴)，100万辆的数目已经很庞大。结合车辆年平均行驶里程和百公里耗氢量可估算加氢站每天的加氢量。2020年，100座加氢站，平均规模为500 kg/d，氢气需求量约18 kt/a；2025年，300座加氢站，平均规模为1 000 kg/d，氢气需求量约110 kt/a；2030年，1 000座加氢站，平均规模为2.0 t/d，氢气需求量约750 kt/a。10年之后，氢气消费量不足1 Mt，适宜在加氢站内建设分布式制氢装置，实施站内电解水制氢和就地供应。2020年1月国际氢能委员会(Hydrogen Council)发布了题为《Path to hydrogen competitiveness-A cost perspective》的报告，认为当前燃料电池汽车的TCO(Total Cost of Ownership)成本构成中50%是燃料电池、氢瓶等部件成本，25%是用氢成本；未来随着燃料电池系统关键材料和关键部件供应规模扩大、生产自动化程度提高，供应价格会明显降低，车用燃料电池系统成本也将大幅度降低，如燃料电池车年产规模发展到60万辆时，整车成本将比目前降低70%。燃料电池汽车产量和保有量增加促进氢能源消耗，有助于降低用氢成本，从目前的10～12美元/kg降低到4.5～5美元/kg，这些有助于增强道路交通领域氢能源竞争力。目前，氢能供应的各个环节中，我国成本分布大致是：制氢30%～50%、储存和运输35%～55%、加注环节15%左右，氢气降本关键在于降低制氢和储运的成本。分布式制氢在储运环节优势明显，难点在制氢环节，投资大，能耗高，增加成本。以目前各种来源的氢为例，在合理的原材料价格和电价的前提下，不同制氢方式的生产成本分别为煤制氢10 元/kg，天然气、石脑油、重油、甲醇制氢约17 元/kg，工业副产氢回收提纯21 元/kg，电解水制氢30 元/kg。再考虑到生产装置折旧、税金、人工、财务等各项费用和制氢企业的合理利润，氢气的出厂价至少是上述成本价的1.5倍。氢气运输通过长管拖车，运输距离不超过100 km时，运输费用约10元/kg。储存费用主要考虑加氢站接收、卸载和储存规模，考虑到设备折旧，750～1 000 kg规模的加氢站，氢气进出过程和加注成本约28元/kg。这样算来，即使是来源于煤制氢，价格也高达53元/kg，其他氢源的氢气就更高了。加氢站分布式制氢站内供氢，没有运输费用负担，而且站内储氢规模大幅度下降，储氢罐投资明显减少，*可以抵消制氢环节增加的成本。以天然气分布式制氢站内供氢为例，装置制氢能力大为1 000 m3/h，建设内容包括原料气预处理、蒸汽转化、CO 变换及氢气提纯系统。产品氢气的品质满足国家标准GB/T 37244的要求，出装置后进一步加压进入氢气暂存罐以备加注使用，预计建设总投资约2 600万元。生产费用考虑到天然气等原材料费用、能耗和折旧费(10年)、维护费、人员等。制氢成本主要的影响因素是天然气的价格和装置的运行负荷。装置满负荷运转，天然气的价格平均按3.0元/m3计算，氢气的生产成本约为2.5元/m3；如果装置负荷仅60%，则氢气的生产成本将上涨到约2.8元/m3，即制氢成本为27.5～31.1元/kg。对于电解水制氢，以碱水电解技术为例，装置产能为1 000 m3/h，建设装置除电解水装置外，还配套水和氢气精制设备，再加上其他费用，总投资约1 500万元。装置按10年计算折旧，人工、管理和财务费用等按通行标准取费，满负荷运行时间为8 000 h/a，电耗以外的其他物耗为0.1元/m3，电耗为5(kW·h)/m3，电价按2020年陆上风电上网指导价0.29～0.47元/(kW·h)核算，则制氢成本为1.925～2.825元/m3，合21.2～31.1元/kg，电耗成本占比75%～85%，且电价越高，此比例越高。光伏电上网指导价为0.33～0.46元/(kW·h)，与风电相近，核算出来的制氢成本为24.01～33.47元/kg。可见，站内制氢成本控制在35元/(kW·h)以下，算上加压、暂存和加注带来的成本15元/kg，氢气总价不超过50元/kg，比站外供氢气的经济性好。分布式加氢站内制氢、供氢可以利用加氢站现有的储氢基础设施和水、电等公用工程条件，不需要为制氢建造新的基础设施，有利于减少建设成本，降低氢气销售价格，也可以减少因氢气运输增加的成本和安全风险。分布式甲醇制氢和天然气制氢优势比较明显，应该是当前发展的重点。分布式电解水制氢过程的电耗成本占氢气总成本的75%～85%，而且电价越高，此占比越高，所以从公共电网取电进行电解水制氢因电价高而不利于降低供氢的价格，建议有条件的加氢站自建风力发电装置和光伏发电装置，就地发电制氢，只将电网取电作为辅助，能够进一步降低制氢成本。
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