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张朋程，杨洁
（山东石油化工学院，山东东营257061）
摘要：针对全球气候变化，中国已经明确提出力争在2030年前实现碳达峰、在2060年前实现碳中和的目标。在此背景下，如何优化调整中国能源消费结构和供给结构，推动二氧化碳排放量持续降低是目前亟待解决的问题。氢气是世界各国公认的清洁能源，是低碳和零碳能源，如何推广氢气利用，推动氢能产业发展已成为实现双碳目标的关键。目前，世界各国都十分重视氢气应用和氢能产业发展，其氢能产业发展策略对中国有很大的借鉴意义。通过具体分析全球氢气价格现状，结合国内外氢气价格，从制氢成本、运氢成本和加氢站氢气成本三个视角分析了氢气价格的影响因素，并提出了降低绿氢制氢成本、加快政策制定与落地、寻找合适储运方法、降低加氢站成本、推动氢气规模化利用发展、因地制宜发展氢能、加大氢能技术创新与研发投入、加快建设氢交易所等对策建议。
一、引言
当今社会普遍使用的能源如石油、天然气、煤等均属于不可再生的一次性化石能源，地球上存量有限。随着化石能源消耗逐年增长，传统化石储量逐年减少，探索不依赖化石燃料的且储量丰富的新能源成为全球范围能源转型的关键。氢气既是化工原料，同时也是一种清洁的新能源载体，目前能够作为燃料电池，将太阳能、风能等可再生能源进行转化储存，发展前景广阔，市场潜力巨大。氢气既可以从煤、石油等传统化石燃料高温裂解或工业副产中获取，还可以利用光解电解等先进科技制取，来源非常丰富，具备绿色低碳特点，应用领域十分广泛，已经成为全球范围推动能源转型的重要载体。中国煤炭资源丰富，能源消费结构偏煤，能源消费结构中，化石能源占比86.7%，非化石能源仅占比13.3%。[1]氢气的应用能加速推进中国能源结构转型，保障中国能源安全，同时减少中国因化石能源燃烧而产生的大量碳排放，因此中国政府非常重视氢能产业发展。21世纪以来，中国加速氢能相关研究，并出台了许多促进氢能发展的政策文件。[2]2022年3月国家能源局、发改委联合发布的《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，从顶层设计了中国氢能产业发展思路，并提出了加速推动氢能产业发展的一系列重大举措，进一步引导规范了中国氢能产业发展。笔者结合国家能源发展需求，通过研究氢气价格影响因素，提出了对策建议，以期为氢气定价及其商业化发展提供参考。
二、氢气价格现状分析
（一）全球氢气价格现状分析
2017年11月联合国气候变化会议在德国波恩召开，会议召开期间，国际氢能源委员会向各国公开了全球第1份氢能源发展调研报告。该报告突出了氢气在推动世界各国加快能源结构转型中的重要作用和地位，提出氢能产业拥有十分巨大的商业价值，可以为各国提供更多就业机会，并预测在2050年之前，通过以普及化和规模化为原则推动氢能产业发展，氢能在全部能源消耗总量中的占比将提升约20%，全年CO2排放量预计减少60亿吨左右，对全球温度控幅2℃以内的贡献将达到20%左右。[3]氢能的商业价值、环保价值和社会价值推动着全球多个国家制定氢能发展规划，积极进行氢能产业技术研发。目前各国的氢气价格和配套补贴政策并不相同，[4]具体情况如表1所示。
由表1可知，美国氢气价高、油价低，而相较于德国和美国，日本在没有氢气补贴的情况下，氢气价较低，这与其氢能政策有很大关系。在国外，氢气价/油价从低到高依次为德国、日本、美国，表明作为替代能源，氢能产业推动力由大到小依次为德国、日本、美国。对于中国氢能产业而言，无补贴情况下，氢气价/油价是8.38～9.78（95号），补贴后是5.59（95号），表明补贴政策有助于推动氢能产业发展。
1.日本氢气价格情况
2021年7月，日本的氢气价格约为100日元/Nm³（约人民币70元/kg），但据日本铁钢联盟估算，如果氢气价格不能降至8日元/Nm³左右，则不能实现与现在使用炼焦煤的钢铁生产同等的经济性。
在日本神奈川县海老名市，加氢站设置的加氢机每台加注氢气的效率大约是5～6辆/小时，如果把储氢罐压力提升到70MPa，与加注压力保持相同时，可进一步提升氢气加注效率，每辆车约缩短为3分钟。目前，氢燃料折合到每百公里的费用与混动车辆相同。
日本大学特任教授西宫伸幸曾经对日本氢气价格和供应量作出研判，即到2030年、2050年，氢气价格分别为30日元（1.88元）/Nm³和20日元（1.25元）/Nm³，供应量分别为30万吨和1000万吨。
2.德国氢气价格情况
2002年以来，TOTAL公司一直参与氢气基础设施的研究和试点项目。氢气以kg计费，1kg氢气足以满足100公里的行程需求，目前德国各地氢气的售价为9.50欧元/kg，这意味着其燃料成本与传统车辆的燃料成本相当。2021年，德国的氢气价格为9.50欧元/kg（约合人民币74.40元/kg）。国际气体联盟、彭博新能源财经和意大利天然气基础设施公司联合发布的《2020年全球气体报告》指出，至2050年，德国可以通过可再生能源电解制氢或从北非或南欧的氢气输送管道进口氢气能源，届时其氢气价格可降至约1美元/kg。
3.美国氢气价格情况
目前，美国采用聚合物电解质膜技术进行电解水制氢和采用生物质气化技术制氢所需的成本已分别降低至天然气重整制氢的2倍和1.6倍左右；采用可再生能源制氢的价格约为5美元/kg（约合人民币33.85元/kg）。目前，美国的氢气价格在15美元/kg（约合人民币106.35元/kg），价格仍然较高，原因在于美国氢气中二次能源制氢占比较高（33%），被征收碳税的氢气占比为67%。
4.中国氢气价格情况
目前，中国的氢气价格约为60～70元/kg（无补贴）。一般情况下，公共汽车百公里氢耗约8kg，约合人民币480～560元，百公里柴油消耗约合人民币220元，氢气成本远高于柴油成本。普通乘用车百公里氢耗约1kg，约合人民币60～70元，与普通汽油车成本基本一致。2021年，中国高纯氢供需继续增加，但需求增速不及供应增速，价格比2020年有所下降。
5.其他地区氢气价格情况
普氏推出了世界上第一套碳中和氢（CNH）评估，并于2021年12月9日生效。普氏CNH的评估主要反映了氢的碳中和值，在没有大量市场交易价格参考的情况下，CNH评估首先是基于氢生产成本。CNH的第一份评估报告于2021年12月9日发布，报告显示价格区域差异明显。在亚太地区，澳大利亚的CNH工厂交货价格为3.45美元/kg，而中东的CNH估值为4.05美元/kg。远东CNH的价格要高得多，碳中和氢的价格是7.95美元/kg，西北欧CNH的价格为7.35欧元/kg（8.30美元/kg）。相比之下，美国普氏CNH的价格低于其他任何地区，普氏USGCCNH的价格是1.70美元/kg。
（二）国内氢气价格现状分析
财政部等部委分别于2021年9月和12月发布了《关于启动燃料电池汽车示范应用工作的通知》和《关于启动新一批燃料电池汽车示范应用工作的通知》，要求北京市、上海市、广东省、河北省、河南省等5省份积极主动进行燃料电池汽车示范推广，激励方式主要采用“以奖代补”。目前，中国已经初步形成北京市城市群、上海市城市群、广东省城市群、河北省城市群、河南省城市群等5大燃料电池汽车政策支持示范城市群，各示范群氢气价格见图1。
由图1可知，广东省城市群的氢气价格最高，河南省城市群的氢气价格最低。广东城市群氢气价格较高的原因主要是相较于长三角、京津冀区域，珠三角区域的副产氢资源比较缺乏，通过甲醇裂解和天然气制氢的成本相对较高。以天然气为例，2021年天然气国际市场变化较大，天然气价格翻番，广东地区天然气价格超过4元/Nm³，该价格下氢气生产成本超2.5元/Nm³。河南地区价格较低是因为其下游需求不足，下游需求有交通、工业、发电等，河南应加大此方面氢气使用推广力度。
三、氢气定价的主要影响因素
在国家政策大力支持和推动下，氢能产业发展态势向好，但氢气的高成本是目前发展阶段遇到的核心问题。氢气价格受多种因素影响，考虑到产品成本是开展商品定价的最低经济界限，加之现阶段氢能产业处于发展初期，其定价主要受成本影响。鉴于此，笔者基于产业链角度[5]重点从制氢成本（占50%）、运氢成本（占20%）和加氢站成本（占30%）三个方面进行分析。
（一）制氢成本
目前，煤制氢和天然气制氢是中国氢气的主要来源，占所有氢气来源的80%以上，而工业副产氢和电解水制氢在氢气来源方面还处于较低位置，其中电解水制氢约占1%（见图2）。以生产来源和过程碳排放为原则，氢气可被划分为灰氢、蓝氢和绿氢。其中，灰氢是煤制氢和天然气制氢，具有成本最低、化石能源依赖性高、碳排放高的特点；蓝氢是天然气制氢，采用了碳捕集和CCUS等技术降碳，其生产成本比灰氢的生产成本稍高；绿氢是可再生能源制氢，具有电耗大、成本高的特点。目前，中国氢气主要为灰氢，因此如何降低绿氢制氢成本，从氢气来源进行成本控制，寻求合理可靠制氢方法显得尤为重要。
1.煤制氢
煤炭制氢为吸热过程，重整过程需要额外的热量，气化炉提供1000℃以上的高温条件，产物中CO再通过水气转移反应被进一步转化为CO2和H2，再通过脱除酸性气体（CO2+SO2）和氢气PSA提纯，得
到高纯氢气。[6]
化学反应过程为：C（s）+H2O+heat→CO+H2
CO+H2O→CO2+H2+热
该工艺制氢成本情况如下：（1）煤炭制氢过程非常复杂，致使该方式下的制氢成本较高。（2）制氢过程会排放CO2，这与中国生产氢气的目的相悖。如果中国开征碳税或能源税，相应的也会增加氢气生产成本。（3）煤炭价格市场化定价，波动幅度大，受国家政策和市场供需的影响较大，导致成本起伏不定。若市场供需差异很大，会增加氢气成本。
2.天然气制氢
天然气开发利用主要有开采、集输和处理、常减压蒸馏、催化裂化、催化重整和芳烃生产。在一定的压力、温度、催化剂共同作用下，天然气中含有的烷烃和水蒸气发生相应的化学反应。转化气经历费锅换热，然后流入变换炉使CO转换为H2和CO2。然后通过换热、冷凝、汽水分离等工艺过程，利用相应的程序控制技术把气体依序经历吸附塔，由变压吸附（PSA）升压吸附N2、CO、CH4、CO2提取产品氢气，降压解析放出杂质并使吸附剂得到再生。[7]
化学反应过程为:
CH4+H2O→CO+3H2
CO+H2O→CO2+H2
该工艺制氢成本情况如下：（1）天然气水蒸气重整制氢（灰氢）。①中国能源结构为“富煤少气”，相对煤资源天然气资源较少，因此天然气制氢成本相比煤制氢要高；②天然气制氢反应使用的仪器价格非常贵，购买材料所花费的费用叠加到制氢成本里会导致成本上升；③天然气制氢能耗高，导致成本中燃料成本高，在生产成本中占比52%～68%，且天然气制氢速率较慢。（2）采用碳捕获、利用与封存技术制造出蓝氢，被称为是应对气候变化的关键技术之一。[8]通过将生产过程的二氧化碳进行提纯压缩液化，然后将达到一定纯度的二氧化碳应用于其他产品生产中，实现连续的循环再利用。另外，在天然气制氢过程中，叠合采用CCUS技术，将进一步拉高氢气成本。
3.工业副产氢
工业副产氢是指钢铁、化工企业在生产目标产品过程中生成的纯度较高的氢气。如氯碱厂副产氢、烧碱工业副产氢、焦炉煤气副产氢等。工业副产氢资源丰富，潜力巨大。但其发展存在两个问题：（1）绝大多数企业都配备了副产氢回收装置，很大一部分氢气已经被企业内部回收。（2）工业副产氢产量丰富的焦炭行业，根据煤炭分布情况，多分布于西北地区，但是中国氢能产业链企业大多位于东部沿海地区，两者不重合，无法覆盖全国。
4.电解水制氢
电解水技术主要有碱性电解水制氢（AWE）、质子交换膜电解水制氢（PEM）和固体氧化物电解水制氢（SOEC）三种，其对比情况见表2。
该工艺制氢成本情况如下：（1）碱性电解水制氢的电解槽隔膜是石棉。该制氢工艺的有优点是技术成熟、商业化程度高、投资费用少；缺点是能量转化效率较低、运维复杂，会产生碱液流失、腐蚀、能耗高等问题，且产气需要脱碱。（2）质子交换膜电解池制氢选用全氟磺酸质子交换膜作为固体电解质，能保证产物的纯度，且运维简单。但在国内尚未商业化，应用规模较小，目前仍受制于膜电极的高成本。（3）由于工作温度较高，受限于材料选择，目前固体氧化物电解池尚处于实验室研发层面，还没有实现商业化应用。（4）电解水制氢中耗电量高、用电成本高，成本远远高于化石能源制氢成本。
（二）运氢成本
运氢成本主要与运氢方式、运氢容量、运氢距离及运输过程中的氢气损耗有关。[9]当前长管拖车、气体管道、液态氢是100kg以上氢气输运的主要方法。运氢具体成本分析如下。
（1）长管拖车。主要用在高压氢气运输方面。一般是把多个大容积高压氢气瓶组装后配置到汽车拖车，配备附属设施。高压气氢运输具有质量低、压缩能耗高、卸车时间长等特点。运输成本随着运输距离的增加，成本会上升。即其应用场景受限，仅在运输距离较短时应用。
（2）气体管道。与天然气管道不同，氢气管道建设需要较高的投入，运输氢气时一般的管材容易发生氢脆现象，所以管道要用特质材料，这是制约管道输氢的一大问题。目前研究热点“掺氢天然气管道”仍在实验室研究阶段，尚不具备推广可行性。
（3）液态氢。液态氢运输能耗较大，会产生一定的蒸发损失，且要在终端建设专门接收设施，该设施很大程度上依然依赖进口，会在一定程度上抬高氢气成本。
（三）加氢站成本
加氢站是整个氢气供应链的最后一环，其成本在氢气成本中占比为30%。要分析加氢站成本，就要考虑建设成本、运作成本和人工成本等，[10]此外，加氢站位置选择尤为重要。加氢站具体成本分析如下。
（1）加氢站的建设要考虑氢气的性质，导致加氢站建设工艺复杂，搭建成本相应较高。
（2）设备费用较高。压缩器、储氢罐、加氢和冷却系统等设备国产化程度低，依赖进口，进口成本推高了加氢站成本。
（3）加氢站的设备维修需大量专业技术人员，致使人工成本大幅上升。
（4）氢气在生产、运输过程中产生的价格附加会导致终端氢气成本上升。
（5）目前氢燃料电池汽车数量较少，每天加氢量十分有限，但加氢站折旧成本很高。
（6）各地政策不统一，中国加氢站发展存在一定阻力。
（7）加氢站大多分布在经济发达的沿海地区，但经济发达地区土地价格高，土地利用程度高，符合加氢站选址的土地较少。
四、完善氢气定价的对策建议
（一）降低绿氢制氢成本
绿氢是发展氢能的初衷，各国发展氢能产业所关注的焦点。电解水制氢就是绿氢，能实现二氧化碳零排放。从电解水成本分析看，电费是制约该工艺发展的主要因素。因此，应通过调整国家相关政策适当降低电解水用电价格，使电解水制氢成本能与化石燃料制氢成本相抗衡。此外，还可以采取风电制氢。[11]相较于煤电生产成本，风电生产1吨氢燃料的成本低50%。目前，国际上已有实施海上风电制氢的先例，如荷兰的PosHYdon项目，通过整合北海海域的风能、天然气和氢能，已经成为海上风电制氢项目的典型。应学习借鉴国际先进经验，如张家口可以依靠其丰富的风电资源制氢，不断促进氢能产业链发展，通过该供应链实现风能的本地生产和消纳，其重点项目“河北建投风电制氢项目”达产后，氢气生产能力将达到600多吨；再比如内蒙古自治区乌审旗风光氢储一体化项目，规划建设300兆瓦风电、100兆瓦光伏，年产电解制氢1万吨。此外，在电解时产生的废热以及副产物氧气都可以加以循环利用，同时产生的氢气还可与二氧化碳产生反应生产甲醇，并应用到各个领域，这也是一种环保方式。当然，采用风电制氢还面临风能资源氢气市场规模小、跨区输电能力不足等问题，只有不断促进氢能产业发展，才能促进风电制氢发展。
（二）加快政策制定与落地
氢能发展离不开国家政策的支持。近些年来，国家及各省份政府相继出台了多项政策鼓励支持氢能产业发展。（1）上海市。基于中央“以奖代补”政策，采用积分制，根据氢能企业获得积分给予补贴，生产企业每获得1积分，政府将给予20万元补贴。（2）山东省。从加氢站、人才、科技研发各个视角进行补贴，并具体到每个地市。从2019年起，济宁市重奖新认定的国家级和省级技术创新示范氢能企业，奖励金额分别高达100万元和30万元；2021年，泰安、淄博、潍坊均出台政策，对氢能全产业链给予扶持；2022年1月，青岛发布氢能产业规划，积极鼓励氢能产业发展和消费。（3）广东省。一是按类型给予补贴。[12]建设1座撬装式、固定式加氢站和油氢电一体化综合能源供应站，政府将分别给予50万元、200万元和250万元补助。二是按销售价格梯度逐步降低补贴。加氢站加氢能力达到500kg/d以上的，将依其运营情况给予补贴。具体情况为：2021年，氢气价格达到35元/kg时可申请补贴20元/kg；2022—2023年，氢气价格达到30元/kg时可申请补贴15元/kg。
珠三角地区根据自身优势，充分发挥当地蓄冷电价政策进行电解水制氢。蓄冷电价是指在夜间电网低谷时区内，充分利用电制冷机技术制作冷能，然后主要以冰的形式储存这部分冷量，至白天电网用电高峰时，对冰采取融化措施以充分释放冷量，满足区域高峰用冷需求，实现用电负荷“移峰填谷”，从而降低企业用电成本。[13]珠三角地区可以充分利用当地蓄冷电价政策，将蓄冷调整为电解水制氢，大幅减少电价对绿氢生产的制约，大力推进两者的结合利用，不断推动绿氢产业发展。
（三）寻找合适储运方法
氢气重量轻、扩散速度快，当氢气和氧气混合达到爆炸极限时，极易引发爆炸，因此，氢气对储运的要求非常高。目前，受技术限制，利用长管拖车公路运输高压氢气是唯一选择。应在保证安全的前提下，对氢气储运方法进行积极的探索。在高压氢气储运方面，探索降低压缩能耗、提高运氢压力、提高卸车效率。目前国内氢气压缩管束还是以Ⅰ型瓶为主，Ⅰ型瓶无法承受20MPa以上压力，所以需要装载Ⅲ型瓶或者Ⅳ型瓶管束。但受国家标准限制和相应技术壁垒制约，加之相关材料需要依赖进口，Ⅲ型瓶或Ⅳ型瓶管束还未实现商业化。中国应尽快修改相应国家标准，打破技术壁垒，同时加大科研力度，早日实现相关核心材料国产化，降低高压运氢成本。在管道运输方面，积极开展掺氢天然气管道、纯氢管道试点。在低温液氢储运方面，要避免因低温液化导致阀门堵塞，同时解决液化带来的能耗问题，积极推动产业化发展，尽量实现设备国产化。
（四）降低加氢站成本
一是实现关键设备国产化。加氢站的主要设备依靠进口，提高了投资成本，致使加氢站成本较高。中国应加大加氢站建设力度，配套相应补贴政策，加大压缩器、储氢罐、加氢机等关键核心部件的研发投入。行政审批方面，应简化加氢站项目审批流程，制定标准化、流程化审批制度。二是要统筹规划好加氢站选址。节约利用土地资源，在现有加氢站基础上扩大规模，实现规模效应。三是尝试加氢站制氢加氢一体化，减少中间运氢距离成本和损耗成本。如珠三角地区可以利用蓄冷电价政策，尝试探索电解水制氢+制氢加氢一体站模式。
（五）推动氢气规模化利用和发展
氢气用途十分广泛，既是燃料又是化工原料。在燃料利用方面，氢燃料电池汽车是一项重要用途。当前，中国氢燃料电池汽车主要以专用车和客车为主，相较于普通乘用车，客车运行100公里所需的氢气成本较高。因此，中国应将氢燃料电池汽车发展重心转移到普通乘用车上，以此推动氢燃料电池汽车的普及。[14]2016年以来，中国氢燃料电池汽车销量逐年增长，但一直存在产大于销的现象。2020年以来，受新冠肺炎疫情影响，氢燃料电池汽车产量有所下降。应在国外技术相对成熟时，引进国外技术，以降低研发成本；积极举办相关峰会，加大氢燃料电池汽车宣传推广力度；注重体制机制创新，充分利用政策倾斜来推动规模化生产；学习国外先进经验，将氢气利用推广到其他领域，促进氢气利用普及化。
（六）因地制宜发展氢能
一是依托自然优势发展氢气。[15]自然优势包括资源禀赋、人才优势、市场需求、经济发展水平、社会发展需求、环保要求等。如贵州省黔西南地区煤炭资源丰富，可以依托其丰富的煤炭资源发展氢气。虽然绿氢是未来氢能产业的发展趋势，但在绿氢生产成本短时间内无法下降的情况下，煤炭生产的灰氢仍是未来主要的使用对象，发展氢能产业有利于贵州地区经济发展，有利于推进中国氢能产业的地区普及。再比如河北省重工业发达，天然气工业基础较好，可利用其重工业优势发展氢能产业。二是依托人才优势发展氢能。如珠三角、长三角地区人才荟萃，可以依托人才优势实现关键设备国有化，同时营造良好的氢能产业发展环境，大力普及氢燃料电池汽车。三是依托产业结构调整契机发展氢能产业。如山西省煤炭资源丰富，长期以来一直发展煤炭，产业结构单一，可以通过发展氢能产业来调整该省能源产业结构单一的现状。
（七）加大氢能技术创新与研发投入
2016年3月，国家发改委、能源局发布《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》，强调了能源技术创新在能源发展中的关键地位。[16]在加大氢能技术创新与研发方面，可以学习借鉴德国经验。德国成立了专门的国家氢能委员会，计划投资90亿欧元用于支持氢能产业发展，其中约有20亿欧元用于国际交流合作，同其他国家共同探究科技创新方法。中国发布的《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》提出要精准把握创新发展，聚焦面临的短板，持续加大基础研究和技术创新相关工作。向社会公开征集意见和技术创新思路，积极同国际社会进行技术交流与合作。2022年4月，在北京和佛山连线举行了“中国国际经济交流中心-联合国开发计划署氢能产业高峰论坛”，积极探讨氢能国际合作创新。
（八）加快建设全国氢交易所
氢交易所在推进氢能产业成熟化发展过程中不可或缺。中国是世界第一产氢国，必须加速氢交易所建设，构建氢交易体系。可以在中国氢能产业目前发展较好的长三角、珠三角地区酝酿建设氢交易市场，推动中国氢能产业国际化进程。2022年8月26日，上海市发改委发布了《关于支持中国（上海）自由贸易试验区临港新片区氢能产业高质量发展的若干政策》，提出上海将探索建设全国氢交易所。氢能交易平台将探索氢交易及绿氢交易、价格指数、溯源认证、氢储能参与电力市场，通过市场化方式，推动氢能这一新能源更方便地在市场上流通。
五、结束语
目前，氢能产业发展的问题主要体现为氢气价格较高，而制氢、运氢及加氢站成本偏高是造成氢气价格较高的直接原因。中国要尽早实现核心设备国产化，积极探索新的技术手段，加大相关人才培养，加大氢燃料电池汽车宣传推广力度，并对氢能产业链各环节提供针对性政策扶持，同时因地制宜利用区域资源禀赋发展氢能产业，推进氢能产业地区普及。绿氢可以从根本上实现二氧化碳零排放，大规模普及运用可以加速中国向“双碳”社会迈进。
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