随着我国氢能产业快速发展，对于加氢站的需求日益旺盛，截至2023年底，我国虽已建成加氢站407座，但距离工信部2030年建成5000座加氢站的规划目标，仍有很大距离。
目前氢能需求端和供给端之间的资源错配矛盾愈发突出，为解决氢气储运成本过高的问题，具有现场制氢特点的制氢加氢一体站模式得到了政策青睐。自去年以来，河北、广东、吉林等地先后出台政策，取消制氢加氢一体站必须位于化工园区的限制，自此之后，制氢加氢一体站建设开始提速，目前占比已升至19%，数量约80座。
我国制氢加氢一体站有分布式和撬装式两种模式。目前各地的加氢站补贴政策普遍侧重于固定式加氢站，并强调了日加氢能力、储氢规模等标准，很多地区的一次性加氢站建设补贴仅适用于固定式加氢站。因此分布式加氢站可选择的建设区域更广，发展速度也相对更快。
目前市场上比较成熟的分布式制氢站共有以下四种技术路线：
分布式甲醇制氢站一般选择易于小型化的甲醇蒸汽重整工艺，该工艺以甲醇和水为原料，在催化剂的作用下进行吸热反应，转化为氢气和二氧化碳。该技术不仅将甲醇中的氢全部转化为氢气，还把水中的氢也一同转化为氢气，因此产氢效率较高。
甲醇重整制氢条件相对温和，能耗较低，反应温度250～300℃，产品氢气纯度约为99%，出口压力为1.5~2.5Mpa。甲醇重整制取的氢气中，杂质组成相对简单，主要为二氧化碳，为满足工业和燃料电池领域的需求，甲醇制氢站需要额外配备氢气纯化系统。
虽然甲醇在制氢过程的碳排放量较少，但在制取过程会产生大量的碳排放。这是因为我国主流的甲醇制取方式是煤制甲醇，每生产1千克甲醇大约会排放3千克二氧化碳，是目前碳排放最高的化工行业之一。理论上采用非化石能源的绿色甲醇作为制氢原料可以实现全流程无碳化，但绿色甲醇价格高昂，是灰色甲醇的2-3倍，如果改用绿色甲醇的话，势必会导致项目亏损。
分布式天然气制氢站一般选择天然气蒸汽重整工艺，该工艺类似甲醇重整制氢，以甲醇和水为原料，通过吸热反应，利用催化剂生成氢气和二氧化碳等物质。
天然气蒸汽重整工艺的反应温度在800℃~1000℃之间，能耗相对甲醇重整制氢更高，不过在
单位产氢量的原材料消耗量上，天然气制氢要优于甲醇，因此两者综合制氢成本相差不大。
天然气成分复杂，其中含有的硫会导致重整催化剂中毒，因此在制氢之前，需要额外配备脱硫工艺。天然气重整制氢的纯度约为99%，杂质复杂，所以氢气纯化系统负荷更大，纯化成本也相对更高。
常规天然气蒸汽重整工艺流程长，操作复杂，反应器体积大，并不适用于中小规模制氢场景。目前一些机构重点研发小型化的天然气蒸汽重整反应器，并取得了一些成果，但案例较少，设备稳定性无法充分验证。
天然气是自然界存在的天然能源在开采过程不会直接产生碳排放。在天然气重整工艺下，虽然会产生一定二氧化碳，但可以通过加装碳捕集设备的方式解决，间接实现无碳化。
分布式氨制氢站一般选择氨热裂解制氢工艺，该工艺是在高温和催化剂作用下，通过吸热反应打破氨分子的氮氢键，形成75%氢原子和25%氮原子，然后这些原子重新组合成氢气和氮气的混合气。
氨热裂解制氢工艺的反应温度在450℃~700℃之间，能耗介于甲醇和天然气之间。氨制氢纯度只有75%，但杂质简单，纯化成本相对较低。相比天然气和甲醇制氢路线，氨制氢路线的设备成本更低，大约是同等规模甲醇制氢的三分之一。
由于氨本身不含碳元素，所以在制氢过程中不会产生碳排放，其副产物氮气可以不需处理直接排放到空气中，因此也属于绿氢的范畴。不过氨路线和甲醇路线一样存在原材料制取过程的碳排放问题，目前绿氨价格同样远高于灰氨，经济问题决定该路线不能实现无碳化。
分布式电解水制氢站分为碱性电解槽路线和PEM电解槽路线，碱性电解槽成本低，是大型制氢项目的主流电解槽配置，但存在占地面积大、响应时间长、产氢纯度低等缺点。PEM电解槽虽然更切合小规模间接性的等可再生能源制氢场景，但价格是碱性电解槽的5倍，投资成本高昂。碱性电解槽和PEM电解槽的制氢成本分别为24.2元/kg和29.3元/kg，有较大的价格差距。
PEM电解槽的产氢纯度约99.99%，可满足大部分工业场景，而碱性电解槽产氢纯度一般在99.8%左右，需要额外配备氢气纯化系统。
分布式电解水制氢站的电力来源分为谷电和风光电两种。谷电方面，我国各地的工商业谷电价格和时间段有很大差异，有的地区谷电价格仅0.2元/kWh，有的地区谷电价格则超0.5元/kWh。风光电方面，虽然各地的风光资源也有很大差异，但差异幅度要小于谷电，一般在0.2-0.3/kWh之间，因此风光电模式相对谷电模式在选址上限制更少，适用区域更广。
综合来看，位于谷电价格较低区域且规模较大的项目适合选择使用谷电+碱性电解槽路线；位于谷电价格较高区域或规模较小的项目适合选择使用风光电+PEM电解槽路线。
由于各地甲醇、天然气、氨价格以及工商业谷电政策有很大差别，所以难以判断这四种路线具体的制氢成本。依据目前已投运的大规模制氢项目的经验来看，天然气制氢的成本最低，甲醇制氢和氨制氢次之，电解水制氢成本最高。
但是天然气制氢的成本控制是基于大型化设备的，在设备小型化后，制氢成本和制氢效率皆会受到影响，同时天然气制氢需要额外配备的碳捕集设备也有较高成本；甲醇制氢和氨制氢路线情况相似，都存在制取过程的碳排放问题，无法通过后端加装碳捕集解决，随着环保政策趋严，相关项目可能要被迫改用绿色甲醇和绿氨，届时将无法保证项目盈亏；电解水制氢路线制氢成本高，且受制氢时间段影响，相比其它三种路线，需配备更大的储氢装置。
综合来看，这四种路线各有优劣，甲醇制氢和氨制氢路线适合作为短期内的过渡方案，天然气制氢路线需要等待小型化技术进一步成熟，电解水制氢路线适合于谷电价格较低或风光资源充足的区域。项目方在具体路线选择上，需要综合考虑多方面因素，结合消费端需求，选择最适合自己的制氢路线。
分布式加氢站商用化时间尚短，在快速发展过程中，也暴露出了很多问题。
分布式加氢站虽然可以省掉氢气运输环节，有运营成本优势，但是建设成本也相对更高，相比同等规模的外供氢源加氢站，分布式加氢站的总投资要高50%左右，因此回本周期更长。
其次，我国氢燃料电池汽车规模仍相对有限，分布式加氢站和外供氢源加氢站一样面临外供氢源加氢站加氢运营率低，设备空转等问题，经营风险较大。
虽然我国政策上一直在大力支持氢能产业发展，但基本都是鼓励性政策。对于加氢站而言，能带来经济效益的政策只有按比例的一次性建设补贴，而非像光伏、风电一样有度电补贴，所以盈利空间相对有限。
氢气具有易燃易爆的理化特性，属于第二类危险化学品，因此对操作环境有很高要求。虽然我国一些地区地区放开必须在化工园区制氢的限制，但不代表操作环境就可以和外供氢源加氢站一样。
对于制加氢一体站项目，虽然各地政府均持支持态度，但对于具体的操作环境和运营规范尚不明确，也没有制定详细的规划文件，因此很多地区为安全起见，审批态度相对谨慎。据了解，一些分布式制氢项目虽已竣工，但实际并未取证，甚至无证可取。
相对外供氢的加氢站，分布式制氢站可能需要额外增设危化品燃料储存、新能源发电、碳捕集系、分析提纯等系统，对于设计和运营人员，提出了更高的技术要求。在实际工作中还需将各个环节柔性协同，其中任何一个环节的技术不过关，都会严重降低设备运行效率。
分布式制氢站并非制氢设备和加氢站的简单结合，在安全性、小型化、智能化等技术细节上，都需要进行针对化的二次开发。由于分布式加氢站尚处于发展早期，相关设备有待完善，也缺乏足够充分的数据积累。
分布式制氢站的集成模式，可以有效降低加氢站的运行成本，是未来加氢站的重要发展方向。随着政策利好和氢能市场的发展，分布式制氢站有着较为广阔的发展前景。
目前国内分布式制氢站市场面临技术路线选择的分歧，短期内无法形成明确的行业共识，出于规避技术迭代风险的考虑，相关投资比较谨慎。
目前分布式制氢站在经营、证件与资质、技术等方面存在众多问题，制约了行业发展速度，需要继续等待政策松绑和技术完善，并积累更多可参照成功案例。
浏览:次
收藏
网站公告
业务洽谈