势银（TrendBank）数据显示，截至目前全国已建成21座制氢加氢一体站（包含停运站、制加一体示范项目、撬装耦合站）。
在政策方面，国内已有多地出台制加一体站相关政策，从规划审批、建站补贴、运营支持等方面为制加一体站的发展“亮绿灯”，制加一体站建设运营也正在提速。
目前，国内已建成的加氢站主要为外供氢加氢站，因此氢气出厂价格成为加氢站到站氢价的决定性因素，再加以氢气储运环节，到站氢气成本水涨船高。
由于中国各地区副产氢资源禀赋不同，各地高纯氢市场价差巨大，从2元/Nm³到4元/Nm³不等。势银（TrendBank）线下调研显示，国内外供氢加氢站氢气到站成本约为40元/kg，占整体成本近70%。
图片来源：势银（TrendBank）
对于制氢加氢一体站来说，站内电解水制氢成本在电价为0.45元/千瓦时情况下，碱性水电解与质子交换膜水电解技术制氢成本分别为26元和39元，相较于外供氢到站氢价均有优势。
且制氢加氢一体站氢源为自产，不受市场高纯氢价格波动影响，氢源成本敏感性被大大削弱。据势银（TrendBank）分析得出，当氢价在2元/Nm³以上时，制氢加氢一体站对比外供氢站具有绝对的经济性优势。
同时，也正是因为氢源自产，除省去氢气运输成本外，还可作为供氢母站向外供氢，这在一定程度上能够增加收入平摊成本。因此从表面来看，制氢加氢一体站对比于常规外供氢加氢站，解决了外供氢加氢站仅在同时满足低氢源价格和高加注负荷的情况下才可能实现运营盈利的问题。
但从实际出发，制氢加氢一体站成本账并不能这么算，制氢端耦合的装备投入成本与水电解制氢的电力成本不容小觑。
开源便是增加日均加注负荷，势银（TrendBank）对比分析了外供氢站与制加一体站在不同加注负荷下的加注利润：以2023年加氢价格35元/kg，补贴15元/kg计算（示范城市群氢价要求），电解水制加一体站在日均加注负荷达到30%可基本实现盈亏平衡；日均加注负荷超过70%，可实现无运营补贴条件下加注盈利。
但从国内已投运制加一体站乃至全类型加氢站实际运营情况来看，目前仅少数站点日均加注符合达到盈利标准，大部分仍处于较低加注负荷水平甚至无法取证投入运营状态。因此，现阶段制氢加氢一体站降本的主要方向还是在于节流。
图片来源：势银（TrendBank）
从节流来说，在建设及运营成本较为固定的情况下，制氢加氢一体站的主要成本来源便是电费，即寻找更低的电价。
其中在电价方面，势银（TrendBank）线下实际调研发现，水电解制取1kg氢气需耗电56—60度，以国内现已投入运营的碱性水电解制加一体站实际电价统计，制氢成本并没有明显下降，甚至在电价较高地区其成本约为36元/kg氢气，再加以站内建设、循环用水、设备购置与维护等成本，制加实际经济性并不明显。
此外，电解水制加一体站在相同加注负荷下，谷电电价显著影响终端加氢成本，每降低0.1元/kWh电费，氢成本下降6元/kg，成本降幅超过10%。以深圳站内制氢可用蓄冷电价0.186元/kWh为例，日均加注50%负荷情况下，电费/加注成本占比下降至36%，总加注成本仅30.8元/kg。
从大方向来看，未来随着氢能产业的发展，制氢加氢一体站日均加注负荷必定会提升，在合适电价的情况下制氢加氢一体站将是发展的趋势。
但回归制氢加氢一体站本身，其最大的优势在于可自产氢源，即消除无氢源或氢源距离远的“氢荒”问题，但在河南、宁夏等高纯氢主流价格不高于2元/Nm³的地区，制氢加氢一体站加注成本相对与外供氢加氢站经济性优势并不如在高纯氢主流价格超过3元/Nm³地区来的显著。
因此，开展制氢气加氢一体站项目也应当因地制宜，综合考虑地方政策、预期运营负荷情况、电价政策以及高纯氢市场价格，从而减少加氢站的运维成本，实现经济利益最大化。
- 15926923176
- Zjqc@ige-live.com
top
