非化工园区建设制氢加氢一体站有望“松绑”
广东省近日发布的《广东省燃料电池汽车加氢站管理暂行办法(征求意见稿)》（下称《办法》）明确提出，允许在非化工园区建设制氢加氢一体站。业内认为，这一政策对氢能产业将产生积极影响，非化工园区建设制氢加氢一体站在广东有望“松绑”。
不过，受访人士认为，制氢加氢一体站要从化工园区的限制中走出来，实现氢能产业的更好发展，除了政策支持外，氢能能源属性的进一步明确和相关标准法规的完善也同样重要。
1、政策“开口”利好产业发展
《办法》明确，加氢站的布局规划应与国土空间规划相衔接。各地市要加快推进加氢站建设，重点支持加氢合建站和制氢加氢一体站建设。其中，制氢加氢一体站制氢规模不得超过3000千克/天，储氢罐总容量不得超过3000千克，并允许在非化工园区建设制氢加氢一体站。
“允许站内制氢，推行制氢加氢一体，对氢能产业的发展意义重大。目前，氢能在交通领域的应用技术已经相当成熟，但由于氢气密度低，加氢站所需氢源均采用长管拖车运输，效率极低，导致运输成本居高不下，进而推高了终端售价，这也是制约氢燃料电池汽车产业发展的瓶颈之一。”内蒙古自治区能源局原二级巡视员白振华认为，氢能从前端制取到终端应用要经过制、储、运、加、用多个环节，各环节都在一定程度上推高了使用成本。因此，在氢能应用的起步阶段，适当减少中间环节也是降低氢能使用成本的有效措施。采取制加氢一体模式，减少中间储运环节，可有效降低成本，从而促进产业健康发展。
“考虑到用氢成本偏高、氢储运瓶颈仍存等因素，制氢加氢一体化被视为降低氢气利用成本、解决部分地区用氢荒问题的有效途径。而允许制氢加氢一体站走出化工园区，将为氢能在交通领域的应用提供更多便利，有助于优化加氢基础设施布局，利好氢能汽车产业发展。”四川博能燃气股份有限公司总工程师彭雪峰表示。
江苏国富氢能技术装备股份有限公司战略总监魏蔚表示，制氢加氢一体站在国外已实践很多年。在我国，最早是在化工园区内集中制氢，把氢气作为化学工业品使用。最近几年随着氢能及燃料电池汽车产业的发展，氢气开始作为能源用在氢能汽车上，新的应用场景催生了制氢加氢一体站的市场需求，标准法规和管理办法也亟待更新完善。“要根据应用场景细化管理，充分考虑安全风险，对于制氢量小、风险可控的制氢加氢一体站，没有必要按照化工产品生产管理。”
2、能源属性需要法律支撑
“一直以来，氢气在我国都属于危险化学品，其生产、储存和运输都受到相关法规的限制，制氢项目必须设置在化工园区内。在化工园区以外进行站内制氢，就牵涉到危化品的生产，必须有危化品生产许可证。此外，还要按照危化品建设项目的要求选择制氢地点。如此一来，很多地方在化工园区外推进建设制氢加氢一体站难度较大。”上海舜华新能源系统有限公司总工程师阮伟民介绍，此前，他们曾计划在上海临港建设一座制氢加氢一体站，但在可研评审时，由于临港不是化工园区，相关法规也不完善，各种条件均不成熟，最终只得将制氢项目作为二期项目推迟建设。
白振华认为，《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》（以下简称《中长期规划》）已经明确了氢的能源属性，提出氢能是国家能源体系的重要组成部分。建议尽快出台《中华人民共和国能源法》，为氢能的能源定位提供有力法律支撑。
值得注意的是，与制氢相关的产业转折点有望在短期内到来。阮伟民提到，最新的《中华人民共和国危险化学品安全法（征求意见稿）》已被全国人大常委会列为2022年度立法工作计划，其中明确写道“新建危险化学品生产建设项目应当进入化工园区，资源类和为其他行业配套的危险化学品建设项目除外。”这一法律的正式颁布有望进一步助推制氢加氢一体站走出化工园区，利好产业发展。
与此同时，加氢站的审批也离不开主管部门的支持。《城镇燃气管理条例》提到，燃气是指作为燃料使用并符合一定要求的气体燃料。阮伟民认为，氢气目前具有危化品和能源产品双重属性，如能被写入《城镇燃气管理条例》，将有利于进一步明确加氢站的管理部门，加快加氢站建设进程。
3、多方合力促进项目落地
不过，彭雪峰提醒，在非化工园区建设制氢加氢一体站的政策要真正落地，还需要做很多工作。
“《中长期规划》明确提出了1+N政策保障体系。需要注意的是，氢能产业链长、涉及面广，需要多方配合。目前，除了氢能中长期规划外，其它相关配套政策和行业标准等还相对滞后，应尽快完善标准、修定规章、制定鼓励措施，以适应氢能产业发展需要。”白振华指出。
政策不断突破的同时，也要拓展应用场景，进一步发挥制氢加氢一体站的经济性优势。白振华表示，以内蒙古为例，该区可围绕矿产资源开发形成的特殊运力需求来发展氢能重卡。矿区地域空旷，不用特别担心制氢安全问题。同时，重卡矿区线路固定，选择几个特定地点建设一体站就可以充分保证氢能重卡的稳定运输。另外，内蒙古风、光资源丰富，站内电解水制氢更加方便且成本较低，非常适合制氢加氢一体站的推广。
“为推进制氢加氢一体化进程，实现规模化的站内电解水制氢，应进一步完善绿电交易机制，鼓励购买绿电制氢；同时，建议不断完善碳市场体系，用碳收益来冲抵制氢成本，进一步降低氢气生产成本。”阮伟民称。
