科普 | 什么是站内制氢加氢站？

加氢站有很多不同的种类，其中有一种是在站内制氢式加氢站。

据报道显示，2023年国内新建加氢站87座，从披露类型看（有的未披露类型），有13座是站内制氢加氢一体站，这意味着2023年站内制氢加氢一体站占比至少有14.9%。而2024年1-8月，国内新建成加氢站33座，其中站内制氢加氢一体站有7座，占比超过20%，增长势头明显。

截至2024年8月，国内站内制氢加氢一体站累计已经建成41座。那么到底什么是站内制氢加氢站呢？它未来的发展前景如何？

站内制氢加氢站的定义

站内制氢加氢站是一种特殊的加氢站，它的特点是在加氢站内部设置制氢设备，用于现场制备氢气。氢气制备完成后，会经过纯化系统进行纯化，然后通过压缩机压缩并储存到储氢罐中，最后通过加氢机加注到燃料电池汽车上。

站内制氢加氢站有6大系统：

制氢系统：使用电解水等方法制取氢气，常用设备有电解槽等。

纯化系统：对制取的氢气进行纯化处理，去除杂质。

压缩系统：将纯化后的氢气压缩，以便储存和加注，主要设备是压缩机。

储存系统：包括高压储氢罐和冷却系统，用于储存压缩后的氢气。

加注系统：将储氢罐中的氢气通过加注设备加注到燃料电池汽车中，包括二次加压泵、加注单元等。

控制系统：对整个加氢站进行自动化控制，确保各系统协调运行

这种建设方式实现了氢气的现场制取和使用，省去了氢气运输环节的费用，同时也减少了中间环节，降低了氢能的使用成本。

站内制氢加氢站的工作原理

站内制氢加氢站的工作原理是通过电解水的方式来制备氢气。具体来说，就是将两个电极浸没在碱液中，并在电极之间施加直流电压，促使水分解产生氢气和氧气。

站内制氢加氢站简易流程

生成的氢气和氧气会分别通过氢分离器和氧分离器，然后进入冷却器进行冷却。最后，通过捕滴器释放出氢气和氧气，制得的氢气会被压缩机压缩并储存在储氢罐中，待需要加注时再通过加氢机为车辆提供氢气。

站内制氢加氢站的优势

氢能汇（微信公众号：h2-2005）了解到，站内制氢加氢目前优势明显，具备技术优势、经济优势、安全优势、规模优势四个方面。

技术优势

站内制氢加氢一体站的流程及主要设备则相对简约，它采用“分布式制氢+站内加注设备”提供稳定氢源的氢气供应方式，可以实现氢气的现制现用、自给自足，最大限度减少氢气储运过程带来的高额费用和安全风险，能有效降低车用加氢站氢源成本，降低氢燃料电池汽车用氢价格。

经济优势站内制氢加氢站具有明显的经济优势。首先，它省去了氢气运输成本，避免了高压卸气、加气、运输环节的安全隐患，同时可作为加氢母站向周边加氢站供氢，帮助“氢荒”地区解决气源供应问题。其次，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。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。安全优势站内制氢加氢一体站避免了高压卸气、加气、运输环节的安全隐患。而且，氢气由于其易燃易爆的属性，目前仍属于危险化学品。在法规的限制下，制氢项目大多集中在有较高安全管理和环保要求的化工园区内。规模优势站内制氢加氢一体站可以就近为附近的加氢站提供供氢服务，每天额定的产氢量在180公斤左右，能够覆盖大约两条本地公交线路的用氢需求。

站内制氢加氢站的成本测算

站内制氢加氢站作为一种常见的加氢站形式，其建设成本受到多种因素的影响。其成本计算包括建设费用、制氢设备（电解装置）、氢气纯化、压缩设备（压缩机）、储氢设备（储氢瓶）和加氢设备（加氢及冷却系统）等几大方面的成本支出，具体成本构成如下表：

站内制氢加氢站适合的技术类型

国内外适用于制氢加氢一体站的制氢技术主要包括：天然气重整、甲醇重整、电解水制氢和氨分解制氢，上述技术目前均处于试点阶段。

从技术层面来看，天然气、甲醇、电解水和氨分解制氢技术均为工业上成熟的制氢技术，不存在明显的技术难点。然而，为了满足制氢加氢一体站在矿山、港口、城镇周边，甚至城市中心布点的需求，必须对站内制氢技术在橇装化、集成化、智能化、本质安全和节能降耗等方面进行二次开发。

结合各站站内制氢技术的特点和运行情况，当天然气、甲醇、液氨和用电的价格分别为2.0~3.5元/立方米、2000~3000元/吨，3000~4000元/吨和0.3~0.6元/千瓦时的时候，站内制氢装置满负荷（1000公斤/日）生产条件下，采用天然气、甲醇、氨分解和电解水制氢技术的制氢加氢一体站的运营成本分别为34.3~42.7元/公斤、33.2~44.1元/公斤、46.5~52.5元/公斤和40.7~57.5元/公斤。

从地域上看，天然气制氢在四川具有优势，甲醇制氢在陕西、内蒙古和山西具有优势。在相同供氢能力下，目前电解水制氢加氢站建设成本远高于天然气重整制氢加氢站和甲醇重整制氢加氢站。

但未来，随着相关企业在电解水制氢领域的突破，我们预计电解水制氢将逐步成为主流。

站内制氢加氢站的建设流程

目前加氢站大部分属于危化品管理范畴，建设加氢站需要多个部门审批才能完成建设流程。

1. 项目立项审批：当地发改局进行立项审批。

2. 用地审批：新建加氢站及需要扩大用地面积的合建站，须向规划和自然资源部门提出用地申请。

3. 编制安环评报告：根据安环评报告书进行三同时建设，申请相关主管部门组织验收批复。

4. 消防安全验收备案：向公安消防部门提请消防安全验收备案。

5. 建设工程规划许可证：项目建设单位在签订土地出让合同后，由区行政审批局核发建设用地规划许可证。

6.  施工报建：区级建设局负责受理加氢站工程报建、施工图审查及施工合同备案。

7.  建筑工程施工许可证：区级行政审批局在取得审批要件后根据相关规定核发建筑工程施工许可证。

8.  特种设备监督检验：取得资质的特种设备施工单位将拟进行的特种设备安装情况书面告知区市场监管局，并向市特种设备监督检验所申请对施工过程进行监督检验。

9.  综合验收：区城管局牵头组织规划、建设、消防、市场监管、气象、环保、人防、行政审批等相关职能部门进行综合验收。

10.  特种设备登记：特种设备使用单位在特种设备投入使用前或者投入使用后三十日内，向市质监局办理使用登记。

站内制氢加氢站存在的问题

站内制氢加氢一体站在土地审批、法规限制、安全技术、成本控制等方面仍面临诸多挑战。

1. 法规限制和安全问题

站内制氢加氢一体站的主要难题之一是法规的限制和氢气的安全问题。氢气由于其易燃易爆的属性，在我国被列为危险化学品，因此，氢气的生产、储存和运输都受到相关法规的严格限制。制氢项目大多集中在有较高安全管理和环保要求的化工园区内。此外，氢气的运输能力低，装卸时间长，运输成本高，综合能效低。

2. 土地问题和审批困难

站内制氢加氢一体站的建设用地审批流程复杂且耗时，具有高度的不确定性。相比之下，利用现有加油站改造为加氢站的方式能够避免土地问题，但规模往往较小，且加氢能力不足。此外，氢被国内政策列为危险化学品范畴，因此加氢站需要按照燃气管理审批路径进行审批，并需要取得“两证一照”。

3. 成本控制和盈利难题

尽管站内制氢加氢一体站具有节省运输成本和提高运营效率的优势，但在实际运营中，大部分站点仍然处于较低的加注负荷水平，甚至有些站点无法取得运营许可证并投入运营。因此，当前阶段制氢加氢一体站降低成本的主要方向仍然是节约开支，无法实现真正的盈利。

4. 技术标准和创新能力

氢能作为技术驱动的产业，标准体系的建设对行业的发展起着至关重要的引领作用。然而，目前相关标准体系尚不完善，这也限制了站内制氢加氢一体站的发展。

站内制氢加氢站的政策导向

制氢加氢一体站具有明显的成本优势，是未来加氢站布局和建设的重要发展方向。针对制氢加氢一体站审批难的现状，国家发展改革委、国家能源局、上海市、广东省、辽宁省、新疆维吾尔自治区、山东省、安徽省、河北省、四川省、唐山市和武汉市等相继出台了推动制氢加氢一体站建设的政策，将氢气从“化工”属性逐渐转变为“能源”属性，以突破“危险化学品生产项目进入化工园区”的限制。

2023年1月，辽宁大连市发布实施了我国首个地方标准“制氢加氢一体站技术规范”，并在大连自贸区建成了国内首座站内甲醇制氢加氢一体站；同年3月，广东省发布《制氢加氢一体站安全技术规范》（报批稿），并在佛山投用了国内首座集天然气重整制氢和电解水制氢于一体的制氢加氢一体站；同年12月，新疆哈密市发布实施《制氢加氢一体站技术规范》地方标准，并于当年开工建设首座甲醇制氢加氢一体站。

2024年2月，中国石化牵头发布了国内首个针对制氢加氢一体站的团体标准《制氢加氢一体站技术指南》。2024年3月26日，新疆印发《关于加快推进氢能产业发展的通知》明确，对于可再生能源电解水制氢项目（简称“绿氢项目”，主要为太阳能、风能等可再生能源电解水制氢，不包括化石能源制氢和工业副产制氢），允许在化工园区外建设制氢项目且无须取得危险化学品安全生产许可。上述政策和标准的实施正在为站内制氢加氢站的未来发展扫清障碍。

站内制氢加氢站的项目建设情况

今年开始，国内站内制氢加氢站项目建设也在如火如荼地开展中。

1月12日，新疆生产建设兵团首个商用制加氢一体化站和氢能重卡运营项目在新疆石河子投入运行。据了解，该制氢加氢一体站制氢满产后日产氢气可达8吨，可满足200辆左右氢能重卡的运营。其中投运的氢能重卡会被用于南山宏业煤矿与天富集团发电产业天河热电燃煤物流服务。

1月16日，佛山市高明区佛铁制氢发展有限公司（简称“佛铁制氢公司”）高明区制氢装备智造项目暨3000KG级电解水制氢加氢一体化示范站动工仪式在高明区更合镇举行，标志广东省首个获得四证齐全并通过节能审查的电解水制氢加氢一体化站正式进入施工建设阶段。示范站预计今年试运营，日制氢加氢能力达到3000公斤，可满足佛山市350辆氢能源汽车实际使用需求。

3月15日，三一氢能新建设的绿电制氢加氢一体站建成，主要服务氢燃料车下线调试和车辆运行测试。据了解，该项目总投资3000多万元，制氢能力为每小时2000标方，加氢能力为每天2000千克，可以满足100辆以上氢能车辆加注需求。该项目也是三一氢能对未来实现氢能大规模商用的一次重要探索。

3月28日，内蒙古汇能正和新能源有限公司加氢加气（LNG）一体站项目首站正式开业投用，该站为目前内蒙古自治区充装能力最大的加氢站，正式运营后，加氢站不仅可以满足100台燃料电池重卡用氢需求，同时作为加氢母站，也具备对下游子站日输送3吨氢气的能力。

6月，鑫思创氢能EPC承建的台湾省首座制氢加氢一体化站项目顺利通过了客户的现场验收。验收过程中，专家代表对站内的水电解制氢装备、分离及纯化系统、高效氢气储存与运输系统及自动化控制管理平台进行了严格检查。

7月，海口市首座制氢加氢一体化站及配套分布式光伏项目已建设完成并正式投入运营。该一体化站采用海马汽车厂内的光伏发电站产生的电力，通过电解水的方式制氢，每小时可生产50标方的氢气，日产量约为107kg。

同样在7月，华电山东潍坊制氢加氢一体站试点项目在高新区开工。该项目规划分两期建设，规划总系统容量105MW；由榆林学院与蓝博氢能源携手合作，共同研发并建设完成的全国首个光热补能甲醇制氢加氢一体站正式投入使用。该站可将太阳能转化为热能，再利用热化学工艺将甲醇高效转化为纯净氢气。

综上所述，国内制氢加氢一体站的发展，在机遇与挑战中缓慢前行。今年一体站发展局面虽然可能还不会迎来质的大变化，但是它已经走在积极向好的路上。

站内制氢加氢站相关企业

1. 厚普股份

从2013年起，厚普股份就积极开拓氢能相关业务，开展氢能领域的技术研发与储备。2019年将氢能提升到战略发展层面，与世界500强企业——法国液化空气集团合资成立了子公司，打造全球技术领先的氢能装备整体解决方案。2020年，厚普股份形成了从加氢站场站工程设计、零部件研发生产、成套设备集成和运营，到现场安装和服务的EPC总承包等综合能力。

2. 佛燃能源

实控人佛山市国资委，主营管道燃气销售；公司南庄站内天然气制氢加氢一体化站及明城综合能源供应站一期主要采用天然气蒸汽转化制氢工艺，另辅以光伏发电耦合碱性电解水制氢。

3. 石化机械

公司打造中石化氢能产业关键装备的研发、制造和服务基地；公司可提供就地制氢加氢站、标准加氢站以及加氢供氢站建设方案，同时提供卸气柱、压缩机、顺序控制盘、氮气阀箱、氢气阀箱、加氢机、站控系统等装备。

4. 正星氢电

公司是国家高新技术企业，国家级专精特新小巨人企业，河南省专精特新企业，企业综合信用等级AAA。正星氢电在加氢站整站业务领域已完全具备从设计到关键部件研发、装备制造、项目设计、施工管理、安装调试、项目运营与售后服务、信息化管理等在内的多业务集成化的综合能力。

素材来源：天风证券研究所、California Energy Commission 新能源技术与装备等