LNG产业视角下不同天然气制氢模式的终端氢气成本分析 单彤文，宋鹏飞，侯建国，王秀林，李又武，张 丹 （中海石油气电集团技术研发中心，北京 100007）

    得益于燃料电池成本的快速下降和整个产业 链上下游技术的迅速发展，氢能在全球掀起了发展 热潮。 交通能源电动化替代汽柴油已成为世界各国 交通发展的大趋势，推动化石能源向清洁、低碳能 源转型。 完整的氢能产业链包括制氢、储运、利用， 还包括燃料电池和燃料电池汽车等， 链条长且复 杂，被称为“亚马逊丛林”式的产业生态链^[1-6]（见图 1）。能源电解水制氢是未来发展的趋势，但由于技术和 成本因素，在相当长一段时期内，大宗氢源依然需 要依赖化石能源。 大规模制氢主要是煤制氢和天然 气制氢^[7-9]。 天然气制氢在环保、效率、能耗、投资、碳 排放等方面相比煤制氢有明显优势，基于目前已经 完善的天然气产业和基础设施，能为氢能产业的发 展提供稳定、充足、低价和低碳的氢源^[10-12]。

1 LNG产业链与氢能产业的融合模式

1.1 LNG产业链组成

    2018年，我国天然气消费量约2830亿m3 ，占一 次能源消费量的7.43%， 其中进口LNG约735亿m³ ， 占天然气消费量的25.98%^[13-15]（见图2）。 可以预期 LNG将在我国天然气供应中占比越来越大，为我国 清洁能源供应和环境保护做出更大的贡献。

    LNG产业经过多年发展已经形成完整、成熟的 产业链条，包括天然气开采、净化、液化、LNG跨洋 运输， LNG的接收、储存和气化，天然气长输、配送 和利用等^[16-18]。氢能的快速发展为LNG产业提供了宝 贵的延伸产业链、扩展价值链、提高天然气附加值 的战略机遇。 氢能产业发展初期， 如果能够利用 LNG接收站、管道、加注站、燃气发电等LNG产业上 下游的基础设施，如开展灵活的天然气制氢、天然 气管道掺氢、LNG-H2混合加注、掺氢燃气轮机发电、 天然气分布式与氢气分布式发电等，将有利于实现 氢能新产业与传统能源产业的融合、 协同发展，降 低氢能制、储、运、用各环节的成本，加快产业发展 的速度和质量^[19]。

1.2 LNG产业链与氢能产

    按照氢气来源和运输场景的不同，LNG产业与 氢能产业融合发展的可能路径（见图3）主要有以下三种：

路径一：在接收站附近或管道所及的用氢城市 群地区开展天然气制氢，发展氢气在工业、交通加 注、燃气轮机发电和分布式发电方面的应用。 此路 径下的天然气制氢适合于大、中规模。 考虑到氢气 运输成本较高，优先选址在城市周边有利于降低氢 气成本。

    路径二：直接在天然气资源国获得低价、大宗 的氢资源，通过液氢或有机物氢载体（LOHC）跨洋 运输至国内，再开展后续的氢气利用。 此路径即为 国际氢供应链，利用不同国家、地区的制氢资源禀 赋和生产成本的差异，有望形成新的类似于LNG的 国际能源贸易新品类^[20-21]。 LOHC的竞争力在于适用 于大规模氢气储运， 集中式的LOHC处理相比分散 式成本更低。 因此，可以考虑先把LOHC运输至城市 周边，集中转化释放氢气后，再通过氢气管道或氢 气管束车运输至加氢站的方式。 而液氢则可以通过 槽车直达加氢站，在加氢站内气化。

    路径三： 在加氢站内开展小型的天然气制氢。 站内小型的天然气制氢能够实现橇装化、 模块化， 运输灵活、建造速度快，能够省去昂贵的氢气运输 环节，显著降低氢气成本。 站内天然气制氢是未来 加氢站发展的重要趋势之一。

   基于LNG产业发展氢能的以上三种路径，采用 天然气制氢为加氢站供应氢气资源，可能的组合模 式可以有很多，但在考虑实际应用场景后，甄选出 最贴近实际、 最可能实施的以下六种模式 （见表 1）^[22-25]。

2 不同天然气制氢模式的终端氢气成本分析

2.1 三种路径的制氢成本分析

    三种发展路径对应了三种氢气来源方式，其中 路径一对应大、中规模的天然气制氢；路径二为以 液氢或LOHC进口的氢气， 对应成本为包含了海外 制氢、跨洋运输和进口、出口终端的成本；路径三为 站内小型天然气制氢，相比大、中规模的天然气制 氢价格稍贵。 对比工业副产氢的制氢，几种路径的 氢气成本如图4^[26-33]。

    从制氢成本来看，目前包含进出口的终端和远 洋运输费用的国际氢，供应氢气成本已经高于40元/kg H₂，无经济优势。 且从图4中可以看出，氢气的液化 成本较高， 进口液氢的成本比进口LOHC还要高出 约51%。 但未来随着国际氢供应链和氢气贸易的成 熟，以及运输规模的增加，国际氢供应的价格有较 大的下降空间。

    站内天然气制氢价格比大、中规模天然气制氢 成本高约45%，比工业副产氢气成本高约59%，但省 去了氢气运输环节。

2.2 不同模式的运输距离假设及对应的运输成本分析

    不同模式的运输方式和运输距离见表2。 考虑 到城市周边的大、 中型天然气制氢的辐射距离，假 设运输为50km。 进口氢气需要在沿海建设接收终 端，距离用氢市场相对远，假设运输为200km。 氢气 管束车选择目前最为普遍的类型， 压力为20MPa。 LOHC罐箱的铁路运输参考目前LNG罐箱铁路运输 的价格，已包含装卸、堆场、集中转化等环节。 不同 模式的运输成本见图5^[21,34-41]。

    近距离城市区域的氢气运输主要是管束车运 输和管道输送^[42-43]。 管道输送的成本相比管束车方 式低约64%。 但管理部门和公众对氢气管道的泄露 风险和安全性担忧高于天然气管道，在路由选择上 的难度更大。 液氢和LOHC更适合远距离运输，百千 米运输成本相比压缩氢气有明显优势。 LOHC需要 再转化过程，会增加相应的成本。 集中转化环节约 占模式四运输成本的40%、模式五运输成本的60%。 从百千米的运输成本来看，管束车方式最高，液氢 槽车方式最低。

2.3 加氢站环节成本分析

    在产业和补贴政策的引导下，目前国内加氢站 规模朝着500kg/d和1000kg/d甚至更大规模发展。 国 内加氢规模为500kg/d的加氢站的投资约1200～1500 万元，1000kg/d的加氢站投资约2000～2500万元，其 中设备及土建的投资占约70%以上[44-48]。在不考虑政 府补贴的情况下，对应的固定成本和变动成本（主 要为运营成本）预计如图6^[49-50]。

    可以看出，从每千克氢气成本上看， 500kg/d加 氢站的固定成本占加注环节成本的80%以上， 如果 规模扩大至1000kg/d， 能使固定成本占比下降至 74%。

2.4 不同天然气制氢模式的终端氢气成本分析

    考虑以上适合于LNG产业的不同模式的天然 气制氢、储运和加注各环节的成本，至加氢枪出口 终端的氢气成本分析见图7。 对比城市周边的工业 副产氢，假设运输距离也为50km，采用20MPa的氢 气管束车运输。

    可以看出对于两种不同规模的加氢站， 模式 一、模式二、模式六和副产氢模式都能使终端氢气 成本低于40元/kg，尤其是模式二在贴近用氢市场的 城市周边开展大、中规模天然气制氢，通过氢气专输管道配送至加氢站的模式的氢气成本最低。 模式 一相比模式二，成本主要高在氢气运输环节，氢气 管束车运输方式成本占总成本的22%～26%。 管束车 运输相比氢气专输管道在城市地区的可行度更高、 实施难度更小，因此模式一是未来LNG产业发展制 氢和氢气加注产业的重要方向之一。 模式六站内小 型天然气制氢由于省去氢气运输环节，氢气成本有 望低于副产氢模式。 副产氢模式虽然制氢成本低于 站内小型天然气制氢约17%， 但在运输环节增加了 23%的成本，使其总成本略高于模式六。

    进口氢气的总成本目前仍大幅高于国内天然 气制氢， 尤其是以液氢为跨洋运输方式的模式，这 是由于氢气的液化成本较高，产业链越长、转化环 节越多，使终端成本越高。 对于采用LOHC的进口氢 气模式，虽然相比液氢成本低，但由于转化过程的 能耗高、费用高，使整体的成本偏高。 但国际氢供应 链能够实现大规模的氢气资源跨洋运输和贸易，日 本、 澳大利亚等国已在探索氢气的国际贸易模式， 未来一旦氢气发展为大宗能源贸易品类，各环节的 成本有望大幅降低。 比如，借鉴LNG罐箱运输的经 验，国际氢供应链配合液氢或LOHC的罐箱联运，有 望进一步降低大宗氢气的运输成本，使模式五运输 环节的成本比模式四低约35%。 IEA预计到2030年， 日本从澳大利亚进口的可再生能源电解水制氢，通过LOHC运输至国内的氢气成本将降至约37.8元/ kg，比日本国内氢气生产成本低约15%^[21]。

3 结论与建议

    天然气制氢是国外获取氢源的主要方式，我国 受限于资源禀赋而现阶段以煤制氢为主。 但发展氢 能为了降低污染、减少碳排放的初衷决定了我国未 来氢能发展也会逐渐向国际主流模式靠拢，即以天 然气制氢为主的低碳制氢方式逐渐过渡到以可再 生能源制氢的零碳制氢方式。 LNG将在我国天然气 供应中占据越来越重要的地位， 未来从 “蓝氢”到 “绿氢”的转变也将离不开LNG产业的深度参与。

    站在LNG行业发展氢能的角度，结合实际情况 设想了三种路径和六种可能的发展模式。 评判这些 模式的经济性不能仅从制氢或加注某一个环节，应 从全产业链看最终加氢枪出口终端的氢气成本。 综 合以上分析，对LNG产业发展氢能有以下初步的结 论和建议：

（1）从天然气制氢、储运和加注三个环节的全 局来看，LNG产业发展氢能在终端氢气成本上能够 与副产氢模式竞争，在成本上具备一定竞争力。

（2）在贴近用氢市场的城市周边发展大、中规 模的天然气制氢，以及在加氢站内开展小型天然气 制氢是LNG产业融合发展氢能的重要方向。

（3）虽然目前国际氢供应链成本尚高，但未来 成本降低潜力巨大，有望形成新的国际大宗能源商 品。 建议积极探索与LNG产业链类似和平行的国际 氢供应链，发展进口LNG为主，进口氢气为辅的多 品种清洁能源贸易模式。

（4）国际氢供应链中的跨洋大宗运输技术中， LOHC技术相比液氢更具成本优势，且由于常温、常 压、稳定性高，到达目的国后可以采用罐箱和铁路 运输，使运输成本更低，经济辐射距离更远。 但目前 LOHC技术依然不够成熟， 转化过程的能耗还比较 高，建议加大技术研发，降低转化环节费用。

（5）大、中规模的天然气制氢配合二氧化碳捕 集、利用与封存（CCUS）能大幅降低温室气体排放。 建议关注氢能上下游在碳减排方面的贡献，通过碳 交易机制进一步降低氢气成本，体现氢能的环保价值。

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