氢站运行效率不高，是否可以调整一下氢能产业发展思路？
原创 郑贤玲 产业观察者
 2024年10月03日 1029 湖北
作者：郑贤玲  编辑：李铭沨
这几天看到有研究机构调研北京的加氢站运行情况，调查报告显示，北京13座加氢站只有7座在运营，其余加氢站处于停运或荒废状态。这让我想起这几年我跟很多业内人士就中国燃料电池汽车发展路线的一些争论，是关于商用车路线和乘用车路线的争论，是的，我必须说是“争论”而不是“讨论”。我曾经跟一个政府部门的研究员建议商乘并举，我跟他说，如果燃料电池汽车只发展商用车将会形成比较大的困局，我想现在这个困局正在显现。
根据国际氢能委员会和麦肯锡的《氢能洞察》，目前，全球有超过1150个加氢站在运营，从2021年起，部署量增长了65%。中国、日本、韩国是最大的市场，共有850多座，其次是欧洲，有250多座。中国有390座，加氢站运行数占全球33.91%。在欧洲和北美，去年以来加氢站的数量呈下降趋势，运营的加氢站数量分别下降了约10%和40%。

《氢能洞察》称，如果雄心勃勃的政府目标得以实现，加氢站的数量可能会增加。韩国和日本计划到2030年将其网络扩大到600多个站点，这可能会使亚洲的站点数量增加一倍。在欧盟，最近通过的《替代燃料基础设施条例》(AFIR)将要求在跨欧洲运输网络(TEN-T)沿线每200公里部署一个加氢站，到2030年相当于400多个加氢站。

我国规划的加氢站也非常多，但从目前加氢站运行的效率来看，市场并没有找到太多扩建加氢站的理由。
据中国氢能联盟研究院统计，到今年8月国内建成加氢站505座，其中，具备运营能力加氢站368座，占比72.9%，累计供给能力达到27.8万千克天。如果按照2023年统计燃料电池保有量数据和国际氢能委员会统计的加氢站进行比较，中国在运行加氢站平均每座服务车辆46座，考虑到中国是以商用车为主，国外是乘用车为主，中国的加氢站运行效率并不比国外差。
不过，实际运行情况并非公开数据所表现出来的数据，按照国内研究机构不同口径的统计，到目前为止，国内已建成加氢站493座或505座，运营中加氢站419座，其中广东地区列第一，运营中加氢站67座；北京、上海的加氢站运行数均为17座。
图3 各省加氢站运行及规划数据
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数据来源：香橙会研究院
而来自中心2021年8月-2024年4月示范城市推广燃料电池汽车分别为：上海示范城市群2961辆，京津冀示范城市群2703辆、河北1948辆、河南1624辆、广东地区562辆。显然，北京不是加氢站效率最差的地区，实际上北京大兴、张家口、天津等地的加氢站有排队加氢的现象，而广东地区平均每座加氢服务车辆不到10辆。
如果我们拿示范区运行的9798辆燃料电池汽车与已建成的加氢站来计算的话，每个加氢站实际对应的车辆不到20辆。即使车辆满负荷运行，也无法让1000kg天的加氢站达到经济运行。由于商用车有一些固定路线，所以，加氢站的站点较好的地方排队加氢，但站点距离固定路线远的地方就只能低效运行或停运了。
加氢站停运不仅仅是加氢站本身的经济性问题，还是有一些根本就是“准生证”的问题，一些地区为了响应“3060”和能源转型目标，将加氢站作为启动氢能产业的基础建设，但很多加氢站建成后因为手续不全无法营业，只能闲置等待。据了解，山东青岛已建成11座站只有一座在运行，另外10座加氢站有些因为手续不全被政府关停，有些没有车进站不得不停运。
在绿氢产业爆发前，各国、各地区氢能产业规划的主要目标是燃料电池汽车销量和加氢站建站数量。一个地区是否发展氢能产业，首先是看有没有加氢站。到目前为止，加氢站建站数和燃料电池汽车推广量依然是地方政府氢能战略最好的抓手。
理论上，加氢站的密度是推广燃料电池汽车的重要基础。如果是家用乘用车，一座加氢站可以覆盖周边的居民，加氢站的布局依照加油站的模式就可以逐步将市场铺开。中石化，根据中国汽车工程学会2020年发布的《节能与新能源汽车技术路线图2.0》，2030年-2035年，我国加氢站将超过5000座。2021年，中石化提出把氢能作为其新能源业务的主要方向，在“十四五”期间建设1000座加氢站，成为中国第一氢能公司。
但显然，以加氢站带动燃料电池汽车销售和以场景设置加氢服务是两个完全不同的商业逻辑：
前者是有了加氢站，就会带动一方车辆销售，每建一座加氢站就会增加新的燃料电池汽车购买，并持续提高燃料电池汽车的比例，通过加氢站的密度和燃料电池汽车两个密度的增加可以预期车辆的销售数量，或者，反过来希望达到一定数量的燃料电池汽车，就会按照预期布局加氢站。
后者则是根据应用场景，如钢铁企业、物流公司或码头他们的车辆大概有多少，计划多少采用燃料电池汽车，再根据车队的运行预期布局加氢站。
所以，我们发现先行城市主动布局的加氢站划的服务半径与实际应用场景并不匹配，一些加氢站建起来后既没有氢气供应，也没有固定路线的车队，加氢站无法运行。
这种情况下，中石化的1000座加氢站的计划非常不好实施，因为他们无法以加氢站的量去带动车辆销售，而是要根据应用场景去建站，这个逻辑下的加氢站是无法用数量来预估的，同样，无论是发展路线图2.0还是3.0都无法提前预设加氢站的数量，而是等待推广车辆的单位提出需求。
也就是说能源企业对交通企业的关系发生了逆转，以乘用车为目标的市场能源企业可以接受适当超前布局基础建设，他们处于主动地位；而以商用车为目标的市场，能源企业处于被动地位，他们无法超前布局，必须算好账才决定投资。
对于一个没有经验的新型产业，几乎没有哪个国家能够一步到位，而是所有探索者在相互借鉴中寻求一条更优的路径。不过替代性产业的成本优势几乎起着决定性作用，这就是我们看到的能源进入制造业，中国在光伏、风电、电动汽车行业在产业化进程上领先于世界的原因。
所以，在氢能产业化的发展过程中，我们既需要借鉴其他国家的先进经验，也不能将国外的经验或困境作为判断中国能否推动氢能产业化的理由。既然我们的主题是讨论加氢站，我们最关心的是加氢站的上下游，一个是如何供氢，一个是谁来加氢。
世界上最早的加氢站可以追溯到二十世纪80年代美国LOSALAMOS，当时美国阿拉莫斯国家实验室为了验证液态氢气作为燃料的可行性而建造了该站。世界第一座商业化加氢站1995年5月在德国慕尼黑机场建成，此举引起了能源和交通领域的高度重视，许多国家和企业成立了各种国际性和地区性的组织，这些组织及一些单独民间力量在各地建立加氢站，并大大推进了氢能产业链的生态建设。
进入21世纪，加氢站的建设随着氢燃料汽车的发展而迅速扩张，尤其是在亚洲地区发展迅速。2002年，日本第一座全尺寸加氢站由岩谷在大阪建设完成。2006年，中国建成国内第一家燃料电池加氢站，为北京奥运会提供服务。截至2024年第一季度，亚洲地区投入运营的加氢站数量已超全球规模的70%。
近年来，随着国产压缩机、加氢机、阀门等关键零部件国产化以及储氢装备的规模上升，国内加氢站建站成本明显下降，但一个普遍的困境是氢气的运输成本太高。

有媒体报道，在韩国随着加氢的燃料电池汽车数量增加，加氢站需要采购比原合同定额更多的氢气。当要求长管拖车多交付氢气时，氢气供应商虽然答应提供更多的氢气，但是却报以更高的价格。但由于缺乏其他氢气供应的替代方案，加氢站经常只能忍气吞声，无奈接受高价氢气，导致加氢站经营赤字加剧。这种现象在国内也不少见，一些示范城市群原本与工业副产氢单位商议的价格会因为需求增加或地方政府补贴出现涨价。
而真正影响运行成本的还是氢气的运输成本。目前使用长管拖车运输氢气，氢气运输成本通常占到了加氢站终端销售价格的 20% 到50%。致使许多加氢站处于高价买、低价卖的运营状态。
氢气价格的成本可以通过提高供应量和供应商来引进竞争机制，而最大的问题还是运输成本。以运氢量4 吨天来测算，当运输距离从 50 km增加到 600km时， 20 MPa长管拖车的运输成本就会由2.4元kg增加到13.3元kg。
那么降低行业运行成本，提高加氢站的运行效率还需要从实际运行的经验对原有的发展思路进行适当的调整：

1、调整示范期没有经济效益的运输方式

运输距离对氢气的运输成本的影响很大，而且拖车储氢瓶工作压力越低影响越大，比如 20 MPa的长管拖车的载氢量大概是 300 kg， 30 MPa能达到 600 kg，而 50 MPa能达到 900 kg。因为长管拖车有余压，20 MPa的长管拖车一次实际供氢量180 ~ 200 kg氢气。
50 MPa将由1.7元kg增加到6.1元kg；对于每天需要加氢1吨到 3 吨的大容量的氢能公交车加氢站，长管拖车的氢气供应方式暴露出了很多问题。不过外供氢也不是只有长管拖车这一种方式，距离合适的氢源可以建输氢管道，也可以利用城市燃气管道进行改造来送氢。制加氢一体站越来越受到加氢站投资者的青睐。
这是燃料电池发展路线争论的一个焦点，主张发展商用的车的人逻辑非常清晰，以为燃料电池汽车适用于重载长距离运输，而且商用车排放更高，采用燃料电池汽车可以更有效的减少交通二氧化碳的排放。更重要的是他们认为，锂离子电池汽车可以很好地满足消费者需求，燃料电池汽车没有竞争力。
2、从以燃料电池供应链为核心转向以氢气供应为核心
早期的项目和示范城市是示范，也是试错、更是探路，无论是100元kg的氢气还是佛山昂贵的氢能有轨电车，都没有到该算经济账的时候，验证设备性能、确定安全运行的模式，以及找到实现经济性的路径才是示范需要解决的问题。
长三角、粤港澳、京津冀是我国经济发达地区，科研能力与工业基础较强，首批示范城市基本上都是依据地方经济实力和燃料电池“八大件”来确定的，但其结果是氢气的运输成本远高于“八大件”的运输成本，示范城市车站运行效果不理想。
沿着成本这条思路，中国燃料电池商用车探索出钢铁企业这个应用场景，毫无疑问，氢气供应量大，成本地的北方的确更容易推动氢能产业链的闭环。在示范城市为氢气成本太高发愁的时候，山西、陕西、内蒙古等地区的氢能项目正在增加。

从灰氢和蓝氢过渡到绿氢是亚洲国家发展氢能产业的共同选择，2023年以来，全球可再生能源发展遭遇消纳瓶颈，电氢耦合成为解决可再生能源波动的共识，全球绿氢项目爆发。也就是说绿氢供应可能比预期更早一些。一个显而易见的事实是，地下煤炭、油气资源好的地区也是风光资源更好的地区，无论是选择过渡期化石能源制氢、工业副产氢还是未来的绿电制氯气，北方的确都有更好的条件。

从要素的可移动性来看，过去沿海经济的发展，煤炭和电都是容易输送的，市场是不易迁移的，所以，产业向东部沿海地区发展；但在可再生能源主导的新型能源体系电网无法承受更多的波动电源，可再生能源可以电解为氢来储存和运输。

据《氢洞察2024》，截至2024年5月，在建项目数量已从2020年12月的228个增加到1572个，其中承诺阶段的项目数量从102个增加到434个。自2020年以来，通过FID的清洁氢供应能力已从2030年的每年716万吨(主要由低碳氢组成)增长到2030年的每年460万吨，其中低碳氢和可再生氢的能力平均分配。全球氢基础设施的承诺投资约为65亿美元，其中45%在中东。

目前，有大约5500公里的氢气管道(主要在现有的灰色氢气中心和工业区)。到2030年欧洲将建成，欧洲、日本在氢能运输上做了巨大的投资。

德国联邦与州政府已向23个氢能项目拨款46亿欧元资金，包含生产端建设总电解槽容量高达1.4吉瓦的可再生能源制氢设施，储存端部署总储存容量达370千兆瓦时的创新储氢方案，运输端建设长达2000km的氢气运输管道，并使用液态有机氢运输船（LOHC）技术，预计每年可运输约1800吨氢气。日本在通过液氢、有机液态储氢探索氢能长途运输问题。中国要打通南北氢气通道，管道运输和其他液态运输项目都在展开，其中有超过2000km的输氢管道正在启动。

不过，现阶段最现实的是将应用选择在氢气富集的地方会更加高效，因为我国北方地区氢气供应价格可以低至20-30元kg，而南方地区目前也有一些地方在80元kg，要么在站内制氢，要么就在氢气富集的地区推广燃料电池汽车，北方的确不仅具有氢气便宜的优势，而且土地资源丰富，地上停车方便，又对锂离子电池有低温接受瓶颈，所以，更容易接受燃料电池。

解决加氢站困境还有一个降低运输成本和提高储运安全的方案就是站内制氢，既然氢是二次能源，就没有必要一定要运输氢，采用方便运输的氢载体不仅可以降低长途运输的成本，还可以提高氢能产业运行的安全性。2023 年国内新建加氢站87座，有13座是制氢加氢一体站，占比不到15%。而 2024 年的 1 ~ 8月，国内新建成加氢站 33 座，其中制氢加氢一体站有七座，占比超20%。
《氢能洞察2024》显示，欧洲和美国建加氢站的热情在下降，我想，应该是他们的氢气成本太高的缘故。目前没有的能源用氢采用的绿氢，成本达到100元以上，如果没有补贴，用户很难选择燃料电池汽车出行。

3、在氢气富集的北方地区商乘并举，构建规模经济
固然，商用车对氢气的消耗量更大，也对减排有更大的贡献，但商用车最大的问题是“应用场景”受限，以应用场景推动的加氢站只能是点状的，无法形成网状服务和规模效应。鲲华科技董事长王亚波说山西经验很难在其他地区复制。
而且以商用车切入有几个障碍，首先商用车是生产资料，对成本极其敏感；其次是商用车工况环境差对非成熟产品容易形成挫折感；其三是商用车规模不及乘用车，比较难以形成规模经济效应；其四是燃料电池本身的性能决定了商用车的使用成本太高，不及乘用车的与燃油车的比较优势。‌
如果燃料仅仅服务于商用车遇到的挫折显然是多重的：
首先，从加氢站和氢气供应商的角度来看，商用车需要更多的氢气来作为气动力可以带动更多的氢能消费；但从消费者的角度来看，氢气这么贵，比如重型卡车每百公里耗氢量达到8-10kg。
以当前油价为例（假设为每升7元），如果重卡百公里油耗为25升，则100公里的油耗费用约为175元；如果氢气价格按照目前指导价（也是一个通过努力可以达到的价格），则燃料电池汽车百公里费用280-300元，只有氢气价格在25元以下燃料电池重卡才能与油车成本相提并论。

燃油乘用车以3.3L100km、7.6元L计算，则乘用车百公里费用为25.08元；丰田Mirai百公里耗氢量仅0.66kg，以35元kg氢气计算，百公里费用约为23.1元；现代NEXO的百公里耗氢量0.76kg，百公里费用约为26.6元，而SUV燃油车一般耗油在8-10L，成本到60.8-76元，费用远高于氢能成本。这也是韩国即使60元kg左右的氢气也有消费者接受燃料电池汽车的原因。

其次，尽管乘用车耗氢量不到重卡的110，但同样，我国商用车4150万辆，占全国汽车保有量的12.5%，目前，市场汽车新增需求增长放缓，主要是存量市场的更新换代，按照10%计算，商用车每年销售大约410万辆，实际2023年商用汽车销量403万辆，其中重卡销量91万辆。如果未来13的重卡采用燃料电池动力，那么，市场规模就是30万辆。那么，我们设想的40万辆、100万辆燃料电池汽车就不可能完全指望重卡来完成。

记得余卓平老说燃料电池商用车路线从战略上是好的（12.5%的商用车交通碳排放中占比高达60%），但战术上要照顾到乘用车，否则，由商用车构建氢能生态链就是孤立的，无法构建规模经济。只有商乘并举加氢站的工作量才可以连续，并真正构建氢能供给的网络体系。
所以，发展氢能可以调整一下思路，从氢气富集且便宜的地区商乘并举，主动构建加氢站服务网点，在已经部署氢能产业链的地方推广站内制氢和更加经济的储运方式（比如30MPa或50MPa长管拖车）。随着氢能管道的延伸，氢气供给将自北向南推进。
4、氢电-化工耦合很好，但交通距离市场化最近
在燃料电池汽车发展遭遇挫折的时候，刚好上游可再生能源的消纳需要电氢耦合来解决，因此，很多人都安慰自己说：交通不是氢能最大应用市场，言外之意是反正化工市场大交通做不做都不重要。
实际上，因为燃料电池投入研发的周期最长，技术最成熟，从市场化的角度来看，目前乘用车可以接受的氢气成本为35元kg，商用车可以接受的氢气成本为25元kg，氢冶金可以接受的成本约为20元kg，而氢化工可以接受的成本是10元kg，现在的绿氢化工也是一种利益平衡的交易机制，能源企业只有卖出去一定比例的绿电才可能弥补绿电制绿氢的亏空。
从近期调研的宁东、盐城绿氢项目来看，业主不仅考虑绿氢供应化工企业，也有规划加氢站项目，只是，还需要建立商乘并举的规模化思路。