氢能产业链项目布局报告
氢气是二次能源，制备方法多，资源约束小。有了燃料电池，氢可以通过电化学反应直接转化为电和水，没有污染物排放。与汽油、柴油、天然气等化石燃料相比，其转换效率不受卡诺循环限制，发电效率超过50%，是一种零污染的高效能源。
氢能是实现电、热、液体燃料等多种能源之间转换的媒介，是在可预见的未来实现跨能源网络协同优化的必由之路。目前，能源系统主要由电网、供热网和油气管网组成。借助燃料电池技术，氢能可以在不同的能源网络之间转化，可再生能源和化石燃料可以同时转化为电能和热能，通过逆反应生成氢燃料替代化石燃料或储存能量，实现不同能源网络之间的协同优化。
随着可再生能源的渗透率越来越高，季节性甚至年度调峰的需求也将与日俱增，储能在未来能源体系中的作用将不断显现，但电化学储能和热储能难以满足长期大容量储能的需求。氢能可以更经济地实现电能或热能的长期、大规模储存，可以成为解决弃风、弃光、弃水问题，保障未来高比例可再生能源系统安全稳定运行的重要途径。
氢能有多种应用模式，可以帮助工业、建筑、交通等主要终端应用领域实现低碳化，包括在交通领域用作燃料电池汽车，作为储能介质支持大规模可再生能源的集成和发电，用于分布式发电或热电联产为建筑提供电力和热量，直接为工业领域提供清洁能源或原料。
日本、韩国、美国、德国、法国在国家层面制定了氢能产业发展的战略规划和路线，如日本的氢能基本战略、美国的氢能经济路线图、欧盟的绿色协议的绿色氢能战略、韩国的氢能经济发展路线图等。，并继续支持氢燃料电池的研发，推动氢燃料电池的中试示范和多领域应用。根据国际氢能联合会发布的《氢能未来发展趋势调查报告》，到2050年，氢燃料电池汽车将占全球机动车的20.25%，创造2.5万亿美元的市场价值，承担全球约18%的能源需求。
《中国制造2025》、《能源技术革命与创新行动计划(2016-2030)》、《国家创新驱动发展战略纲要》、《十三五国家战略性新兴产业发展规划》、《十三五国家科技创新规划》都将氢能和燃料电池列为重要任务，作为引领产业变革的颠覆性技术和战略性新兴产业。
今年以来，国家政策倾斜力度加大。6月22日，国家能源局发布《2020年能源工作指导意见》，从改革创新和推进新技术产业化的角度推动氢能产业发展。文件指出，制定实施氢能产业发展规划，攻关关键技术和装备，积极推进应用示范。
中国首部能源法再次征求意见。其中，氢能被列为能源，这是我国首次从法律上确认氢能属于能源。
目前，我国已有20多个省份发布了氢能产业发展规划。在长三角、珠三角、京津冀等地区，氢能已经形成了一些小规模的示范应用。有的地方已经形成了制备、储运、燃料电池加注、下游应用的完整产业链。
其中，山东省是首个省级氢能中长期规划，山东3677战略是打造氢经济带。省政府办公厅印发的《山东省氢能产业中长期发展规划(2020-2030年)》以2019年为基准年，规划期为2020-2030年，主要包括发展环境、总体要求、发展路径与空间布局、重点发展任务、保障措施、环境影响评价六个部分。3月26日，《吉庆延国际招商产业园建设行动计划(2020-2025年)》发布。新能源汽车、氢能等字眼频频出现，也与山东省省级氢能规划相呼应。两个高地，济南的“中国氢谷”和青岛的“东方氢岛”，将随着规划而崛起。潍坊市人民政府办公室印发《潍坊市推进加氢站建设运营办法》。本办法适用于对在本市从事加氢站建设和加氢的企业给予补贴，即日加氢能力和建成期分别给予500-600万元。
2019年，我国石油对外依存度首次超过70%，而天然气对外依存度高达45%。自2018中美贸易战爆发以来，高度依赖海外油气进口带来的能源安全隐患越来越受到决策者和社会各界的关注。新冠肺炎疫情在紧急情况下进一步暴露了产业链全球化的隐患和风险，进一步深化了反全球化思潮，将能源安全的地位提升到新的政治高度。
全球气候变化是21世纪人类面临的最复杂的挑战之一，减缓气候变化的措施之一是减少温室气体的人为排放。中国是仅次于美国的第二大碳排放国，并承诺努力在2060年实现碳中和，在2030年达到二氧化碳排放峰值。在碳中和的道路上，氢能是不可或缺的二次能源形式。
氢能虽然发展前景广阔，但也面临着工业基础薄弱、设备和燃料成本高、安全争议等问题。目前，我国制氢技术相对成熟，具有一定的产业化基础。全国化石能源制氢和工业副产氢气已达到相当规模，碱性电解水制氢技术成熟。但在氢气储运技术和燃料电池终端应用技术方面，与国际先进水平相比仍有较大差距。
比如在储运方面，实现氢能的大规模、低成本储运，仍然是中国乃至全球面临的难题。高压气态氢作为国内外氢能储运的主流方式，仍然存在储氢密度低、储运成本高等问题。
氢气是二次能源，需要通过一定的方法由其他能源生产。目前主要包括以下几种方法:
天然气中的烷烃在适当的压力和温度下在重整器中经历一系列化学反应，生成含有一氧化碳和氢气的重整气体。重整后的气体在自动控制下通过装有各种吸附剂的PSA装置后，一氧化碳、二氧化碳等杂质被吸附塔吸附，得到氢气。
从煤中生产含氢气体的方法主要有两种:一种是煤的焦化，另一种是煤的气化。炼焦是指煤在隔绝空气的条件下，在90-1000的温度下生产焦炭，副产品是焦炉煤气。焦炉气的成分包含大约55-60%的氢气。煤气化是指煤在高温、常压或压力下与气化剂反应，转化为气体产物，主要由氢气和一氧化碳组成，转化后可得到纯氢气。
通常，氢气不是直接从石油中产生，而是从石油初级裂解后的产品中产生，如石脑油、重油、石油焦和炼厂干气。石脑油制氢的主要工艺有石脑油脱硫转化、CO变换和PSA，与天然气制氢非常相似。重油制氢是在一定压力下与水蒸气和氧气反应，生成含氢的气体产物；石油焦制氢和煤制氢非常相似，都是在煤制氢的基础上发展起来的。炼厂干气制氢主要是轻烃蒸汽重整加变压吸附分离，与天然气制氢非常相似。
氯碱工业用电解盐水生产氯气和烧碱。电解槽阳极产生氯气，阴极产生氢气，阴极附近产生烧碱。氢气进入脱氧塔除氧，然后通过变压吸附除去N2、H2、CO2和H2O等杂质，从而获得高纯度的氢气。
甲醇水蒸气重整制氢因其氢气产率高、能量利用合理、过程控制简单、工业操作方便而得到广泛应用。在一定的温度和压力条件下，甲醇和水蒸气在催化剂的作用下发生甲醇裂解反应和一氧化碳变换反应，生成氢气和二氧化碳，重整反应生成的H2和CO2通过变压吸附(PSA)分离得到高纯氢气。
电解水制氢是一种简便的制氢方法。在充满电解质的碱性电解池(ALK)中通入直流电，水分子在电极上发生电化学反应，分解为氢气和氧气。PEM电解槽也可以用来直接电解纯水产生氢气。这样就可以利用光电、风电、水电等清洁能源电解水制氢。
(1)风力发电机的原理和特点:风力发电机通过控制转子的转速，实现低风速下的最优能量捕获；在高风速下，保持风轮的速度和功率稳定。因此，在额定风速之前(大多数工况下)，风力发电机组的有功功率一直随着风力的变化而波动，表现为以秒为单位的发电量波动。另外，风力发电机组是一个电流源，也就是说，风力发电机组始终跟随电网50Hz的交流频率，通过电流向电网输送能量。没有电网的电压维持，目前的风力发电机很难独立发电。
(2)光伏发电:光伏电池将太阳能转化为电能。一方面，光伏逆变器通过控制跟踪光伏电池的最佳功率点；另一方面跟踪电网50Hz交流频率作为电流源，通过电流模式向电网输送能量。因为太阳光分分钟变化不大，波动比风力小。但是光伏发电是日夜断断续续的。
光伏发电制氢主要是利用光伏发电系统产生的直流电直接向制氢站提供制氢电力。技术路线主要有三条。
碱性电解槽制氢。该电解槽结构简单，适合大规模制氢，价格低廉，效率低约70%~80%。主要设备包括电源、阴阳极、隔膜、电解液和电解槽箱。电解液通常是氢氧化钠溶液，电解槽主要有单极和双极两种。
质子交换膜电解槽(PEM电解槽)制氢。效率高于碱性电解槽，主要采用离子交换技术。该电解槽主要由聚合物膜和阳极、阴极电极组成。由于质子传导率高，可以大大提高电解槽的工作电流，从而提高电解效率。
固体氧化物电解槽制氢。它可以在高温下工作，热能可以替代部分电能，效率高，成本低。固体氧化物电解槽是三个电解槽中效率最高的设备，反应后的余热可与汽轮机和制冷系统一起回收，提高效率，可达90%。
电解水制氢的技术路线已经成熟，但目前尚未大规模推广的关键因素是电价。目前工业用电制氢成本过高，市场竞争力差。
甲醇制氢投资低，适用于2500Nm3以下的制氢规模。按照氢气消耗量1 nm3，消耗甲醇0.72 kg，甲醇价格计算为2319元/吨。从甲醇生产氢气的成本如下表所示。
天然气制氢的单位投资成本低，在1000 nm3以上经济性好。氢气消耗量按1 Nm3为0.6Nm3，天然气价格按1.82元/Nm3计算。制氢成本如下表所示:
天然气制氢成本表
以1000Nm3/h水电解制氢为例，总投资约14万元。根据1Nm3氢气的5kWh能耗计算，不同电价计算的制氢成本分析如下表:
光伏发电制氢成本表
由此分析，只有光伏发电电价控制在0.3元/千瓦时以下，制氢成本才有竞争力。根据目前的市场价格，100MW光伏DC系统的成本如下:
光伏DC系统的成本
以一级资源区为例，第一年光伏利用小时数为1.700小时，其他参数为:装机容量100MW，建设期1年，资金投入比例20%，流动资金10元/kW，贷款期限10年，以等额本息方式还本付息。残值率5%，维修率0.5%，人员5人，人工平均年薪7万元，福利及其他70%，保险费率0.23%，材料费3元/kW，其他费用10元/kW。按照全部投资内部收益率满足8%计算电价，分别分析计算成本为2.3亿、2亿、654.38+0.8亿、654.38+0.6亿时的电价。经计算，当全部投资的内部收益率为8%时，不同建设成本下的电价如下:
不同工程造价下的电价反算
光伏发电制氢在资源类地区已具有经济可行性，其成本低于天然气和甲醇。随着光伏发电成本的不断下降，光伏发电制氢的竞争力将进一步增强。本文不考虑氢气的运输成本，光伏发电的直供电源应靠近需求侧。资源一类地区主要集中在西北地区，氢气用户以炼化企业为主，用气量大，需要较大规模的制氢站。
光伏组件价格快速下降。随着价格的进一步降低，一些二类资源地区的光伏发电制氢也将具有竞争力。这类地区离负荷中心比较近，经济发达，氢气需求量大。光伏发电制氢简单，不易操作维护，制氢规模可根据场地和需求模块化。随着燃料电池技术的进步，分布式可再生能源制氢用于燃料电池也将是未来的重要发展趋势。
根据氢的状态不同，氢的运输方式可分为气态氢(GH2)、液态氢(LH2)和固态氢(SH2)。运输方式的选择应基于以下四个综合考虑:运输过程中的能源效率、氢气运输、运输过程中的氢气损失和运输里程。
在消耗量小、用户分散的情况下，气体和氢气通常通过储氢容器在车、船等交通工具上运输，在消耗量大的情况下，一般采用管道运输。液态氢通过车、船和其他运输工具运输。
虽然氢气运输方式很多，但从发展趋势来看，我国氢气运输的三种方式主要是气氢拖车、气氢管道和液氢卡车。
长管拖车是中国运输氢气最常见的方式。这种方法在技术上已经相当成熟。但由于氢气密度低，储氢容器重量大，运输的氢气重量只占总运输重量的1~2%。所以长管拖车只适用于运输距离短(运输半径200公里)，运输能力低的场景。
其工作流程为:净化后的产品氢气经压缩机压缩至20MPa，通过空气柱装入长管拖车，运输至目的地，装满氢气的管束与机车分离，管束中的氢气通过空气卸载柱和调压站排入加氢站的高压、中压和低压储氢罐进行分级储存。
这种方法的运输效率低。国内标准规定长管拖车用气瓶公称工作压力为10-30MPa，运输氢气用气瓶多为20MPa。
以海南梁公司生产的集装箱管束箱11-2140-H2-20-I为例，其工作压力为20MPa，每次可充入体积为4164Nm3、质量为347kg的氢气，装车后总质量为33168kg。国内长管拖车的主要制造商有CIMC安瑞科、鲁西化工、上海南梁、浦江燃气和山东华斌氢能。
长管拖车氢运输成本的计算
为了计算长管拖车运输氢气的成本，我们的基本假设如下:
(1)氢气站规模为500kg/天，距离氢气源点100km；；
(2)长管拖车满载氢气350kg，管束内氢气剩余率20%，日工作时间15h；；
(3)拖车平均速度50km/h，百公里油耗25升，柴油价格7元/升；
(4)动力车头价格40万元/台，65，438+00年折旧；捆绑价654.38+0.2万元/套，按20年折旧，折旧方法为直线法；
(5)拖车充氢和卸氢5小时；
(6)氢气压缩时耗电量为1kwh/kg，电价为0.6元/kWh；
(7)每辆拖车配备2名司机，1名装卸操作工，工资654.38+万元/人·年；
(8)车辆保险费用1，000元/年，保养费用0.3元/公里，过路费0.6元/公里；根据以上假设，可以估算出规模为500kg/d，距离氢源点100km的氢气站，氢气运输成本为8.66元/kg。
计算过程如下:
运输成本随着距离的增加而急剧上升。当运输距离为50km时，氢气的运输成本为5.43元/kg。随着运输距离的增加，长管拖车的运输成本逐渐增加。
当距离为500km时，运输成本达到20.18元/kg。
考虑到经济问题，长管拖车一般适合200km以内的短途运输。
提高管束的工作压力可以降低运输氢气的成本。
由于国内标准的约束，长管拖车的最大工作压力被限制在20MPa，而国际上已经推出了50MPa的氢气长管拖车。
如果国内放宽储运压力的标准，同样体积的管束可以容纳更多的氢气，从而降低运输成本。
当运输距离为100km时，工作压力为20MPa和50MPa的长管拖车运输成本分别为8.66元/kg和5.60元/kg，后者约为前者的64.67%。
有一种潜在的低成本运输氢气的方式，但中国氢气管网发展不足，需要加快建设。
低压管道输送氢气适用于大规模、长距离的氢气输送。由于氢气需要在低压下输送(工作压力为1~4MPa)，能耗比高压氢气输送低，但管道建设初期投资大。
我国氢气管网的布局还有很大的改进空间。美国和欧洲是世界上发展氢气管网最早的地区，已有70年的历史。
根据PNNL 2065 438+06年的统计数据，全球共有氢气管道4542公里，其中美国2608公里，欧洲1598公里，中国只有100公里。
随着氢能产业的快速发展，日益增长的氢气需求将推动我国氢气管网的建设。
氢气管道成本高，投资大，通过天然气管道输送氢气可以降低成本。
天然气管道是世界上最大的管道，占世界管道总长度的一半以上，相比之下氢气管道数量很少。根据国际能源署的报告，目前世界上有300万公里的天然气管道，只有5000公里的氢气管道。现有氢气管道均由制氢企业运营，将成品氢气输送至化工和炼油装置。
由于氢脆(即金属与氢反应导致韧性下降)导致氢逸出，因此需要选择含碳量低的材料作为输氢管道。美国氢气管道造价为31 ~ 94万美元/公里，而天然气管道造价仅为1 . 2 . 5 ~ 50万美元/公里，氢气管道造价是天然气管道的两倍多。
虽然氢气在管道中的流量是天然气的2.8倍，但同样体积的氢气由于体积能量密度小，能量密度只有天然气的三分之一。因此，同样能量用于输送氢气的泵站压缩机功率要高于用于压缩天然气的压缩机，导致氢气的输送成本很高。
氢气运输网络的基础设施建设需要巨大的资金投入和较长的建设周期，管道的建设还涉及土地的拆迁和建设，这些都阻碍了氢气管道的建设。
研究表明，氢气体积含量为20%的天然气-氢气混合燃料可以直接使用现有的天然气输送管道，无需任何改造。
在天然气管网中掺入不超过20%的氢气，并对输送后的混合气进行净化，既可以充分利用现有的管道设施，又可以从经济上降低氢气的运输成本。
目前国外已经有一些国家采用了这种方法。
为了计算管道输送氢气的成本，我们参考济源-洛阳氢气管道的基本参数，做如下假设:
(1)管道长度25km，总投资1.46亿元，单位长度投资584万元/km；(10)年输氢量100400吨，运输过程中氢损失率8%；
(2)管道配气站的直接和间接维护费用按投资的15%计算；
(3)氢气压缩时耗电量为1kwh/kg，电价为0.6元/kWh；
(4)管道使用年限20年，采用直线法折旧。
根据上述假设，可以计算出一条长25m，年输量为10.04万吨的氢气管道，运输氢气的价格为0.86元/kg。
当运输距离为100km时，运输氢气的成本为1.20元/kg，仅为同等距离气氢拖车成本的1/5。通过管道输送氢气是降低成本的可靠方法。
适用于长途运输，国内外应用差距明显。但液氢运输比气氢运输效率高，国内应用有限。
液氢罐车的运输系统由动力机车、车辆拖车和液氢储罐三部分组成。
由于液氢的运输温度需要保持在-253℃以下，且与外界环境温差较大，为保证液氢储存的密封和隔热性能，对液氢储罐的材料和工艺要求较高，使其初期投资成本较高。
液氢罐车运输是将氢气深冷至21K液化，然后用压力为0.6 MPa的圆柱形专用低温绝热罐运输液氢的方法。
由于液氢体积能量密度达到8.5MJ/L，液氢罐车容量约65m3，一次可运输氢净约4000kg，是气氢拖车的10倍以上，大大提高了运输效率，适合大规模、长距离运输。
但缺点是制备液氢的能耗较大(液化同热值氢气的能耗是压缩氢气的11倍以上)，液氢在储运过程中有一定的蒸发损失。
在国外，尤其是欧、美、日等国家，液氢技术发展已经比较成熟，液氢已经进入储运规模化应用阶段。在一些地区，液氢罐车的运输规模超过了气氢运输规模。
目前国内只在航空航天和军事领域使用，因为液氢生产、运输和储存装置的标准都是军用标准，没有民用标准，极大地限制了液氢罐车在民用领域的应用。
国内相关企业已经开始研发相应的液氢储罐和液氢罐车。例如，CIMC胜达因和傅锐氢能等公司已经开发了国内液氢储存和运输产品。
2065438+2009年6月26日，全国氢能标准化技术委员会就《氢能汽车用液氢》、《液氢生产系统技术规范》、《液氢储运安全技术要求》三项国家标准发函征求意见。
在液氢相关标准和政策规范形成后，储氢密度和传输效率更高的低温液氢存储将是未来的重要发展方向。
为了计算液氢罐车的运输成本，我们的基本假设如下:
(1)氢气站规模为500kg/天，距离氢气源点100km；；
(2)罐车装载量为15000加仑(约68m3，即4000kg)，日工作时间为15h；；
(3)加油机平均速度50km/h，百公里油耗25升，柴油价格7元/升；
(4)液氢罐车价格约50万美元/辆，按10年折旧，折旧方法为直线法；
(5)罐车装卸时间为6.5h；
(6)氢气压缩时用电量为11kwh/kg，电价为0.6元/kWh；
(7)每辆拖车配备2名司机，1名装卸操作工，工资654.38+万元/人·年；
(8)车辆保险费用1，000元/年，保养费用0.3元/公里，过路费0.6元/公里。根据上述假设，可以计算出加氢站规模为500kg/d，距氢源点距离为100km，氢气运输成本为13.57元/kg。
计算过程如下:
液氢罐车的成本变化对距离不敏感。当加氢站距离氢源50~500km时，液氢罐车运输价格在13.51 ~ 14.05438+0元/kg范围内小幅上涨。虽然运输成本随着距离的增加而增加，但是增加的幅度并不大。这是因为占总成本60%左右的液化过程用电量只与氢气负荷有关，与距离无关。而与距离成正相关的燃料费和过路费占比并不大，液氢罐车在长途运输下更具成本优势。
第四章加氢站建设
1.投资估算
加氢站投资主要包括设备投资、土建投资、设计、监理和审批。
项目投资估算表如下:
序号名称费用说明(万元)
1工艺设备222.00
1.1增压系统160.00
1.2灌装系统56.00
1.3卸载系统6.00
2现场管道、仪表电缆等。12.00
3 PLC柜、火焰探头、漏氢探头、视频监控等。
4设备安装和调试40.00包括辅助材料
5土木工程80.00
6设计、监理、审批和其他费用45.00
7总计424.00
2.运营成本估算
加氢站建成后，运营成本包括土地租金、设备折旧、运维成本、人员工资等。
项目总投资424万元，固定资产采用直线法综合折旧，不计残值，按10年折旧摊销，年折旧42.4万元。
年运维成本包括设备维护费、管理费和人工费、电费和水费，其中设备维护费约55万元，管理费和人工费(四个工人)654.38+0.5万元，电费和水费30万元，年运维成本654.38+0.0万元。
本项目单站占地约2亩。根据服务区目前的征地成本，土地租金暂按每亩每年65438+万元计算，单站年土地租金为20万元。
3.效益计算
加氢站对外销售价格为35元/公斤，购销差价一般为20元/公斤。
本氢气站项目设计日加氢能力为500kg/d，充装压力为35MPa；按其70%充装量计算，如果每天充装350kg，则年充装量可为120000kg。
根据利差收入，预计年毛利252万元。
经济效益分析:
序号名称单位金额(万元)备注
1差价收入(毛利)人民币10，000.00元。
土地租金为人民币10，000.00元。
三年运行费用为65，438+000.00元。
4折旧摊销:万元；42.4折旧65，438+00年。
5年税前利润万元97.6
5税费:万元:24.4
6年盈利万元73.2
静态投资回收期为:5.79年424万元/73.2万元。
然而，目前使用氢燃料的车辆很少，但氢能源在政策利好下不断发展，目前的预测存在很大的困难和不可预测性。在计算中，取设计荷载的70%进行估算。
山东省出台全国首个省级氢能中长期规划，山东3677打造山东氢经济带。有了规划，济南“中国氢谷”和青岛“东方氢岛”两个高地，发展前景和潜力广阔。在当前国家二氧化碳排放峰值和碳中和战略下，氢能必将迎来大发展阶段。