我国首座商用分布式氨制氢加氢一体站建成并试投产

今天（12月8日），国内首座商用分布式氨制氢加氢一体站——南宁振兴加能站，在广西建成并成功试投产，为解决我国氢能产业发展面临的运输存储难题提供了新路径。

广西南宁振兴氨分解制氢加能站，采用制、储、加、运一体化全产业链模式。液态氨到站卸入储氨罐，送至制氢舱后，通过自主研发的氨分解-氢气纯化一体化工艺，分解出氢气和氮气，再经过压缩和分离提纯，氢气从制氢舱产出，即可通过管束车运送到周边场站或直接加入车内。

中国石化广西石油分公司代表李力波：振兴站制氢和加氢直接在站内完成，相比以前只能从外省采购长距离运输，我们的氢气产储运成本降幅将超60%。

氢能产业发展的关键制约因素是氢气的运输和储存。氨分解制氢是站内制氢的技术路线之一，相比传统加氢站，该站增加了制氢环节，设计氢气回收率达96%以上，有效解决了氢气长距离运输带来高成本等问题。

中国石化广西石油分公司代表李力波：未来，将积极推动能源绿色转型升级，打造更多氢能商业化应用场景，带动氢能全产业链布局发展。

振兴氨分解制氢加能站具有实时信息采集、云端监控、自动报警等智能控制功能。制氢装置占地面积仅80平方米，每天可产500公斤99.999%的高纯度氢气，目前可满足南宁、柳州、北海等地车用氢气需求。此外，制氢设备采用单元模块化、撬装化设计，可实现现场快速安装、投运，便于快速推广复制。

氢气密度小，而储氢容器自重大，所运输氢质量约占总运输质量的1％，整体运输效率很低，运输成本较高，分布式站内制氢技术有效解决了氢气长距离运输困扰，分布式制氢的主要包括电解水制氢、天然气制氢、甲醇制氢、氨分解制氢等几种路径。

电解水制氢技术应用最早，主要有碱性电解水制氢和质子交换膜电解水制氢两类。分布式电解水制氢过程的电耗成本占氢气总成本的75％~85％，而且电价越高，此占比越高。

质子交换膜电解水制氢是新一代电解水制氢技术，与碱性电解水制氢相比，设备结构紧凑，占地面积低于碱性电解水制氢设备，但设备投资较高，是碱性电解水制氢设备价格的5倍左右。

天然气制氢将甲烷和氧气经过催化剂的处理，并用水热技术将甲烷完全燃烧，从而得到含有大量氢原子的氢气，它的优势是原料获取方便。

甲醇制氢以甲醇和水为原料，在催化剂的作用下转化为氢气和二氧化碳。

氨是高效储氢介质，具有能量密度高、储运容易、储运成本低、产出的氢气纯度高、用户终端无碳排放等优势。作为全球第二大化学品，氨的所用原料来源广泛。我国是世界上最大的合成氨生产国和消费国，合成氨产业遍布全国，发展分布式氨制氢具有良好的基础。2022年3月，国家发改委和能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，首次将“氨”作为重要储氢载体列入重点攻关方向，明确提出开展“氨氢储能”示范。

目前，美国、日本、澳大利亚等国均已积极布局“氨经济”，通过“氢—氨—氢”这一流程完成“绿氢”运输。

助推产业发展 液氢高效储运实现重大技术突破

从中国航天科技集团六院获悉，该院航天氢能科技有限公司自主研制的国产“5吨/天氢液化系统冷箱”在北京成功下线，该产品是国内首台连续型转化换热器大型氢液化系统核心设备。据介绍，该液氢设备的成功下线，标志着我国在液氢高效储运领域实现重大技术突破，在智能化、单位能耗等方面均比肩国际先进水平。

氢储运是氢能产业链的中间环节，是连接氢气生产端与需求端的关键桥梁。氢气在常温常压状态下密度极低、单位体积储能密度低、易燃易爆等特性导致氢能的安全高效输送和储存难度较大。根据国际氢能网的数据，氢能储运环节的成本占氢气总成本的30-40%，因此，发展安全、高效、低成本的储运技术是氢能大规模商业化发展的前提。

国产“5吨/天氢液化系统冷箱”预计2024年投产，投产后可使我国氢液化装备产能水平跃上新台阶，同时大幅降低氢储运成本，保障“源-网-荷-储”新能源体系建设，为推动国家能源结构转型升级提供重要技术和装备基础，有力助推我国氢能产业发展。

东方财富证券指出，氢能储运、加注环节产业链发展尚在早期，建议关注布局相关设备、或在相应赛道储备扎实的企业。气瓶环节：Ⅳ型瓶替代趋势明确，建议关注京城股份；管网环节：建议关注积极布局气态管网、紧跟中石化战略的石化机械；加注环节：建议关注加氢站布局领先的国富氢能（未上市）、厚普股份，压缩机领域储备深厚的开山股份；阀门方面：氢阀领域进展领先的江苏神通，布局氢能全产业链，氢阀进度较快的富瑞特装。

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