氫能熱值高、清潔、來源多樣，與電力一同被視為支撐未來能源轉(zhuǎn)型的兩大二次能源之一。除清潔環(huán)保外，氫能相比電能還具有便于存儲、應(yīng)用面廣的優(yōu)點(diǎn)，是實現(xiàn)電力、熱力、液體燃料等能源品種之間轉(zhuǎn)化的理想媒介，也是構(gòu)建未來智慧能源系統(tǒng)不可或缺的組成部分。美國、日本、德國等世界主要發(fā)達(dá)國家高度重視氫能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，紛紛將氫能發(fā)展提升到國家戰(zhàn)略層面，出臺氫能發(fā)展規(guī)劃，氫能制、儲、運(yùn)、用相關(guān)技術(shù)與裝備逐步成熟，氫能開發(fā)與利用開始具備商業(yè)化推廣條件。

我國政府于2011年以來相繼發(fā)布《“十三五”戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃》《能源技術(shù)革命創(chuàng)新行動計劃（2016～2030年）》《節(jié)能與新能源汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃（2012～2020年）》《中國制造2025》等頂層規(guī)劃，引導(dǎo)并鼓勵氫能及燃料電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展。截至2018年底，全國累計推廣氫燃料電池車約3500輛，建設(shè)加氫站23座。一些地方和企業(yè)引進(jìn)消化吸收國外先進(jìn)技術(shù)，加大自主研發(fā)投入力度，聚焦重載貨車、大型客車等細(xì)分領(lǐng)域，積極探索適合我國國情的氫能及燃料電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展路徑。

盡管發(fā)展前景廣闊，但現(xiàn)階段我國氫能發(fā)展也面臨氫能生產(chǎn)和儲運(yùn)技術(shù)路線龐雜、經(jīng)濟(jì)性偏低、市場前景不清晰等問題。例如氫能的來源眾多，包括煤、天然氣、石油、太陽能、風(fēng)能、海洋能、生物質(zhì)、微生物、核能、等離子、氨分解、醇類和烴類化合物等十幾種。紛繁的生產(chǎn)技術(shù)路線和應(yīng)用場景也給扶持政策制定帶來較大挑戰(zhàn)。氫氣的能量密度是汽油的三倍以上，可廣泛應(yīng)用于交通、工業(yè)、商業(yè)、住宅等用能領(lǐng)域，尤其在道路貨運(yùn)、重型機(jī)械、航運(yùn)、航空等大容量、高能量密度場景，相比電能具有更廣的理論適用性。與此同時，不同制氫方式的經(jīng)濟(jì)性取決于一次能源成本，氫能在各種應(yīng)用場景經(jīng)濟(jì)性又取決于對標(biāo)技術(shù)路線（如基于電力的鋰電池）的成本和用戶接受度，加之當(dāng)前氫能儲運(yùn)規(guī)模較小、儲運(yùn)成本數(shù)據(jù)不足等問題，系統(tǒng)的氫能供應(yīng)鏈經(jīng)濟(jì)性分析較為困難，給企業(yè)相關(guān)決策帶來較大障礙。因此，如何對氫能應(yīng)用規(guī)模和經(jīng)濟(jì)性水平進(jìn)行有效評估已成為實現(xiàn)氫能商業(yè)行業(yè)化發(fā)展過程中不可忽視的問題。


（一）制氫成本

我國作為世界第一產(chǎn)氫大國，產(chǎn)能超過2000萬噸/年。煤、天然氣、石油等化石燃料生產(chǎn)的氫氣占了將近70%，工業(yè)副產(chǎn)氣體制得氫氣約占30%，電解水占不到1%。我國制氫潛力巨大，煤炭、天然氣制氫幾乎不受資源約束，焦炭、氯堿、甲醇、合成氨的副產(chǎn)氫氣產(chǎn)能也超過千萬噸，2018年全國可再生能源棄電量為1023億千瓦時，理論制氫潛力達(dá)到186萬噸。

在各類制氫技術(shù)路線中，化石燃料制氫技術(shù)具有技術(shù)成熟、成本較低等優(yōu)點(diǎn)，但也面臨碳排放量高、氣體雜質(zhì)含量高等問題。我國煤制氫技術(shù)成熟，已實現(xiàn)商業(yè)化且具有明顯成本優(yōu)勢（0.8～1.2元/標(biāo)準(zhǔn)立方米），適合大規(guī)模制氫，且我國煤炭資源豐富，煤制氫是我國當(dāng)前主要的制氫方式。天然氣制氫成本受原料價格影響較大，綜合成本略高于煤制氫（0.8～1.5元/標(biāo)準(zhǔn)立方米），主要適用于大規(guī)模制氫，但也存在碳排放問題，同時我國天然氣大量依賴進(jìn)口，原料相對較難以保證。雖然未來碳捕捉技術(shù)有望解決CO2排放問題，但也會增加制氫成本。此外，化石燃料制氫技術(shù)生產(chǎn)的氣體雜質(zhì)成分多，如果要應(yīng)用于燃料電池還需要進(jìn)一步的提純，增加純化成本。

工業(yè)副產(chǎn)氫制氫盡管提純工藝相對復(fù)雜，但具有技術(shù)成熟、成本低、環(huán)境相對友好等優(yōu)點(diǎn)，有望成為近期高純氫氣的重要來源。工業(yè)副產(chǎn)氫制氫指利用含氫工業(yè)尾氣為原料制氫的生產(chǎn)方式。工業(yè)含氫尾氣主要包括焦?fàn)t煤氣、氯堿副產(chǎn)氣、煉廠干氣、合成甲醇及合成氨弛放氣等，一般用于回爐助燃或化工生產(chǎn)等用途，利用效率低，有較高比例的富余。目前采用變壓吸附技術(shù)（PSA）的焦?fàn)t煤氣制氫、氯堿尾氣制氫等裝置已經(jīng)得到推廣應(yīng)用，氫氣提純成本僅0.2元/立方米，計入綜合成本后仍具有明顯的經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢。

電解水制氫技術(shù)成熟、氫氣純度高且環(huán)境友好，但是制氫成本高。電解水制氫技術(shù)主要包括堿性電解水制氫、固體質(zhì)子交換膜電解水（SPE）制氫和固態(tài)氧化物電解水（SOEC）制氫。我國堿性電解水制氫技術(shù)早已成熟，是目前最成熟的電解水制氫方法，但成本仍然偏高。目前生產(chǎn)1立方米氫氣需要消耗大約5～5.5千瓦時電能，即使采用低谷電制氫（電價取0.25元/千瓦時），加上電費(fèi)以外的固定成本（約0.5元/立方米），則目前制氫綜合成本至少在1.7元/立方米。SPE制氫技術(shù)在國外已進(jìn)入市場導(dǎo)入階段，但與SOEC技術(shù)一樣，在國內(nèi)還都處于研發(fā)階段。與堿性電解水制氫技術(shù)相比，SPE制氫設(shè)備價格高出數(shù)倍，但具有對負(fù)荷變化響應(yīng)速度快的特點(diǎn)，更適應(yīng)可再生能源發(fā)電間歇性、波動性、隨機(jī)性的特點(diǎn)，有望在裝備成本降低后，成為未來更具市場前景的電解水制氫技術(shù)。總體而言，電解水制氫高靈活性和高成本的特點(diǎn)決定了其更適合在分布式場景進(jìn)行現(xiàn)場制氫。

（二）儲運(yùn)成本

高壓氣態(tài)儲氫是目前氫氣儲存的主要方式，具有容器結(jié)構(gòu)簡單、能耗較低、充放速度快等優(yōu)點(diǎn)。按照氫氣狀態(tài)的不同以及技術(shù)發(fā)展的不同階段，目前國內(nèi)外氫氣儲運(yùn)方式可分為三大類：一是壓縮氣態(tài)儲存技術(shù)，這是目前國內(nèi)外最成熟的技術(shù)。根據(jù)氫氣壓力級別不同，可分為低壓、中壓和高壓三類。其中，低壓儲罐一般用于就地儲存，常見為15兆帕低壓儲罐；中壓儲罐通常儲存壓力為16兆帕～45兆帕，可用于加氫站的固定式儲氫或其他對空間要求比較苛刻的場景；國內(nèi)高壓儲罐最高設(shè)計壓力為98兆帕，主要用于加氫站的固定式儲氫。

對于車載儲氫來說，目前常用的儲氫罐壓力為35兆帕和70兆帕，國際上70兆帕車載儲氫技術(shù)成熟，已被應(yīng)用于乘用車并已實現(xiàn)商業(yè)化應(yīng)用；國內(nèi)目前還普遍使用35兆帕車載儲氫罐，還未形成70兆帕車載儲氫罐使用標(biāo)準(zhǔn)。二是液氫技術(shù)，目前國外已經(jīng)推廣應(yīng)用，國內(nèi)只用于航天領(lǐng)域。液氫儲氫罐的優(yōu)勢是儲氫密度大，按每立方米液氫儲罐可儲存70公斤（90兆帕高壓氣態(tài)儲氫罐儲存47公斤氫氣），但液氫液化過程能耗高，折合每千克氫氣耗電約13千瓦時，且外部侵入熱量會造成每天約1%的蒸發(fā)損失。三是固體儲氫和有機(jī)液體儲氫材料技術(shù)，國內(nèi)外均仍處于研究開發(fā)階段。固體儲氫指各種類型的儲氫合金或金屬氫化物吸附儲氫，這類儲氫材料體積較小，因此體積儲氫密度高且壓力小，使用安全。但固態(tài)儲氫技術(shù)要實現(xiàn)應(yīng)用，還需要進(jìn)一步提高質(zhì)量儲氫密度、降低釋氫溫度以及提高使用壽命等。有機(jī)液體儲氫，一般具有儲氫密度較高和運(yùn)輸方便的優(yōu)點(diǎn)，如果能在降低放氫溫度、減少能量消耗等方面獲得突破性進(jìn)展，將有望得到推廣應(yīng)用。


氫輸送技術(shù)主要包括高壓氣態(tài)輸送、管道輸氫和液態(tài)氫輸送。高壓氣態(tài)氫氣輸送技術(shù)將氫氣增壓至20兆帕至40兆帕左右充裝到大容積氣瓶組，以長管拖車從制氫廠運(yùn)送至使用廠家或加氫站。通常每輛長管拖車的載運(yùn)氫氣量約300～500公斤，由于拖車裝運(yùn)的氫氣重量只占運(yùn)輸總重量的1%～2%，運(yùn)輸效率較低，因此高壓氣態(tài)輸氫技術(shù)適用于運(yùn)輸距離較近（不超過150公里）和輸送量較低的場景，國內(nèi)加氫站的外進(jìn)氫氣目前均采用長管拖車進(jìn)行運(yùn)輸。管道運(yùn)輸則適用于大規(guī)模、長距離的氫氣運(yùn)輸，可有效降低運(yùn)輸成本。隨著氫能產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展，新建輸氫管網(wǎng)可以滿足巨大的用氫需求，是大規(guī)模、長距離氫氣運(yùn)輸?shù)陌l(fā)展趨勢。液氫運(yùn)輸是將液氫裝在壓力通常為0.6兆帕的專用低溫絕熱槽罐內(nèi)，利用卡車、機(jī)車和船舶進(jìn)行運(yùn)輸。每輛汽車的液氫裝載量超過2000公斤，經(jīng)濟(jì)運(yùn)輸距離超過500公里，具有氫氣運(yùn)輸量較大，運(yùn)輸距離較遠(yuǎn)的優(yōu)點(diǎn)，但是制取液氫的能耗較大，并且液氫儲存、輸送過程均有一定的蒸發(fā)損耗。液氫輸送技術(shù)較為成熟，國外應(yīng)用也已經(jīng)有一定規(guī)模；而國內(nèi)由于相關(guān)的法規(guī)標(biāo)準(zhǔn)欠缺，暫時沒有液氫卡車罐車，僅有液氫鐵路罐車。

綜上所述，氫氣儲運(yùn)方式的選擇需根據(jù)需求量、運(yùn)輸距離綜合考慮：氣態(tài)長管拖車運(yùn)輸適合用于短距離和300千克/天需求量加氫站，目前高壓儲氫罐拖車運(yùn)輸百公里儲運(yùn)成本為20元/公斤，占終端氫氣售價約50%；液氫儲運(yùn)適用于長距離運(yùn)輸和大于500千克/天需求量加氫站；管道運(yùn)輸適合大于1000千克/天需求量加氫站。固態(tài)儲氫材料和有機(jī)液體儲氫是氫氣儲存與運(yùn)輸?shù)闹匾芯糠较颍壳岸继幱谘邪l(fā)或小規(guī)模示范運(yùn)用階段。

（三）加注成本

加氫站的運(yùn)營成本主要包括氫氣采購、運(yùn)輸、氫氣存儲，加氫站能耗及人員成本等。加氫站儲氣系統(tǒng)的儲氫容器、儲氫壓力是其主要技術(shù)指標(biāo)。目前35兆帕加氫站高壓儲氫容器工作壓力為45兆帕。70兆帕加氫站高壓儲氫容器工作壓力為87.5兆帕。由于目前加氫站建設(shè)數(shù)量少，各類成本無法形成行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。以國內(nèi)某示范項目為例，其45兆帕，300標(biāo)準(zhǔn)立方米/小時壓縮機(jī)成本為60萬元，45兆帕和25兆帕儲氫瓶成本分別為50萬元和10萬元，35兆帕加氫機(jī)成本為65萬元，長罐拖車成本120萬元，加之其他管束、監(jiān)控、站內(nèi)制氫等周邊成本，加氫站（4壓縮機(jī)×4儲氫瓶）綜合建站成本超過1000萬元（不含土地）。

國內(nèi)目前正在規(guī)劃、建設(shè)中的加氫站大約有20座以上，加氫能力大都小于400公斤/天，屬于示范型加氫站。以400公斤/天的加氫站為例計算，車載儲氫量為4公斤，則可服務(wù)100輛轎車；公共交通客車百公里耗氫量按照８公斤計算，車載儲氫量為25公斤，則可服務(wù)16輛公共交通客車。相比單個加油站平均服務(wù)上千輛汽車，加氫站單站的供應(yīng)能力明顯偏小。單站供應(yīng)能力將影響到加氫站的經(jīng)濟(jì)性，考慮加氫站投資運(yùn)營環(huán)節(jié)，目前氫氣儲運(yùn)及加注占總成本近70%。隨著氫能應(yīng)用規(guī)模的擴(kuò)大和管道運(yùn)輸?shù)囊耄磥須淠軆\(yùn)和加注成本有較大下降潛力。


（一）交通應(yīng)用

目前不論是乘用還是商用車輛，氫燃料電池汽車成本都明顯高于燃油和純電動車型。但燃料電池的功率單元（燃料電池電堆）和能量單元（儲氫系統(tǒng)）彼此分離，其中功率單元成本較高。因此，若燃料電池電堆成本有所下降，在功率/能量之比較低的應(yīng)用場景中，其相比于純電動車型的經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢或?qū)@現(xiàn)。

例如，同為100千瓦/50千瓦時的乘用車動力系統(tǒng)，若2025年鋰離子電池和燃料電池系統(tǒng)成本分別降至100美元/千瓦時和50美元/千瓦，則兩種動力系統(tǒng)的成本相當(dāng)，同為5000美元，但電動汽車充電成本（0.12元/公里）明顯低于燃料電池汽車加氫成本（0.3元/公里），燃料電池乘用車TCO經(jīng)濟(jì)性仍顯不足。與乘用車不同，貨運(yùn)場景功率需求/能量需求比明顯更低。目前柴油重卡發(fā)動機(jī)功率在200～300千瓦之間，油箱油量等效電量約為750千瓦時，較高的能量需求可體現(xiàn)燃料電池汽車儲氫成本低的特點(diǎn)。目前由于燃料電池成本較高（5000元/千瓦），其單位出行里程綜合成本高出電動重卡約3元/公里。隨著燃料電池電堆成本的下降，其儲氫系統(tǒng)低成本的優(yōu)勢將逐漸顯現(xiàn)。若2030年燃料電池電堆成本下降至250元/千瓦，燃料電池重卡車輛的綜合成本將有望與同級別電動車型基本持平。

燃料電池動力系統(tǒng)能夠取代傳統(tǒng)軌道交通車輛用大功率柴油發(fā)電機(jī)組或弓網(wǎng)受流系統(tǒng)，顯著降低基礎(chǔ)設(shè)施投資，具有高效率、無污染、低噪音和環(huán)境兼容性強(qiáng)等優(yōu)點(diǎn)。2015年，世界首列氫能源現(xiàn)代有軌電車在中車青島四方機(jī)車車輛股份有限公司成功下線，中車四方股份公司在此基礎(chǔ)上開發(fā)了燃料電池有軌電車示范車，并于2017年3月份與佛山市高明現(xiàn)代軌道交通建設(shè)投資有限公司簽訂了佛山市高明區(qū)現(xiàn)代有軌電車示范線項目首期工程總包供貨合同，將為項目提供8列氫燃料電池有軌電車等設(shè)備。這是迄今為止，全球首個落地的氫能源現(xiàn)代有軌電車市場訂單，示范車使用模塊化設(shè)計，可2～5輛靈活編組，車輛續(xù)航超過100公里，目前中車正在開發(fā)凈輸出功率為100千瓦的燃料電池電堆和350千瓦的動力系統(tǒng)，預(yù)期于2020年，可將模塊化設(shè)計的燃料電池系統(tǒng)作為有軌電車、輕軌、小功率調(diào)車機(jī)車及特種車輛的主動力進(jìn)行應(yīng)用，但與實際商業(yè)推廣仍有較大差距。預(yù)計燃料電池有軌電車在2030年前以技術(shù)示范為主。

與國外先進(jìn)國家相比，國內(nèi)船用氫燃料電池系統(tǒng)還未有示范應(yīng)用，其法規(guī)規(guī)范符合性研究不足，技術(shù)成熟度有待提高，工程化方面的部分關(guān)鍵技術(shù)有待突破。目前船用燃料電池動力系統(tǒng)可作為推進(jìn)動力和輔助動力裝置，應(yīng)用于內(nèi)河、內(nèi)湖和近海的游船和游艇，滿足該類型船舶對節(jié)能減排和提升船舶舒適度的需求。預(yù)計近期國內(nèi)船運(yùn)氫能將處于研發(fā)和示范階段，有望在2030年后開始市場化推廣。

（二）工業(yè)應(yīng)用

目前我國年產(chǎn)氫氣2100萬噸左右，主要應(yīng)用于合成氨、合成甲醇和石油煉化等化工行業(yè)。預(yù)計傳統(tǒng)用氫領(lǐng)域氫能需求隨市場變化有所波動，但大體保持穩(wěn)定，其中合成氨工業(yè)氫能需求在2030年前有所增加。隨著鋼鐵行業(yè)減煤壓力日益趨緊，氫氣在鋼鐵行業(yè)中的需求量有望快速增加。

燃料電池叉車在部分發(fā)達(dá)國家已開始商業(yè)化運(yùn)營。在國內(nèi)，內(nèi)燃機(jī)叉車仍占據(jù)絕對主導(dǎo)，電動叉車尚處于發(fā)展期，燃料電池叉車基本屬于空白。2015年我國叉車銷量達(dá)33萬臺，國內(nèi)企業(yè)已開始向國外提供叉車用燃料電池的關(guān)鍵零部件。憑借其氫能加注速度快、無排放等優(yōu)勢，預(yù)計燃料電池叉車有望在2020年后逐步啟動商業(yè)化運(yùn)營。

礦山機(jī)械是能源消耗大戶，地下裝載機(jī)除了能耗高，加上柴油機(jī)的廢氣污染，必須加強(qiáng)地下巷道的通風(fēng)，從而提高了采礦成本。電動地下裝載機(jī)解決了排放問題，但因電纜與架線問題，大大限制了設(shè)備使用范圍。蓄電池地下裝載機(jī)雖沒有排放問題，也沒有電纜與架線問題，但充電時間長、壽命短等因素制約著它的使用。燃料電池則提供了一個無排放、無污染、靈活性好、壽命長的解決方案。

（三）建筑應(yīng)用

目前，我國建筑普遍存在耗能大，效率低，圍護(hù)結(jié)構(gòu)的保溫隔熱性能不高等問題，并具有夏季空調(diào)用電量大，冬季采暖能耗高等特點(diǎn)。天然氣重整制氫用于燃料電池?zé)犭娐?lián)產(chǎn)，不僅可以有效降低天然氣終端利用的排放強(qiáng)度，且具有多能互補(bǔ)、能綜合效高、保障供能可靠性等方面的優(yōu)點(diǎn)，未來具有一定市場推廣空間。此外，當(dāng)前我國應(yīng)急（EPS）與備用電源（UPS）市場主要以鉛酸電池為主，部分企業(yè)也開始采購?fù)艘蹌恿﹄姵亻_展基站備電技術(shù)示范，采用氫能的燃料電池可作為用戶側(cè)作為應(yīng)急或備用電源的備選方案。

（四）電力系統(tǒng)應(yīng)用

雖然傳統(tǒng)的靈活性資源（電池、抽水蓄能）可以滿足較短時間尺度的調(diào)節(jié)，但隨著可再生能源滲透率達(dá)到一定高度，季節(jié)性調(diào)峰必不可少。基于燃料電池和儲氫技術(shù)，氫能可將功率和能量單元進(jìn)行分離，大幅降低了大規(guī)模能量存儲的邊際成本。其次，氫能可在不同能源網(wǎng)絡(luò)之間進(jìn)行轉(zhuǎn)化，可將可再生能源與化石燃料轉(zhuǎn)化成電力和熱力，也可通過逆反應(yīng)產(chǎn)生氫燃料替代化石燃料或進(jìn)行能源存儲，從而實現(xiàn)了不同能源網(wǎng)絡(luò)之間的協(xié)同優(yōu)化。第三，氫能可與二氧化碳結(jié)合，通過合成氣的方式聯(lián)結(jié)能源及化工部門，實現(xiàn)能量在更大尺度上的優(yōu)化運(yùn)行。因此，基于氫能的多能互補(bǔ)也是實現(xiàn)未來高比例可再生能源的重要能源系統(tǒng)運(yùn)行方式。

結(jié)論及展望

總體而言，氫能供應(yīng)鏈環(huán)節(jié)較多、技術(shù)路線復(fù)雜、應(yīng)用場景多樣。在制氫環(huán)節(jié)，化石燃料制氫技術(shù)具有技術(shù)成熟、成本較低等優(yōu)點(diǎn)，是當(dāng)前最主要的氫氣生產(chǎn)方式，但是面臨碳排放量高、氣體雜質(zhì)含量高等問題。工業(yè)副產(chǎn)氫制氫盡管提純工藝相對復(fù)雜，但具有技術(shù)成熟、成本低、環(huán)境相對友好等優(yōu)點(diǎn)，是目前及未來一段時期內(nèi)高純氫氣的重要來源。電解水制氫技術(shù)成熟、氫氣純度高且環(huán)境友好，但制氫成本高，大規(guī)模推廣取決于可再生能源發(fā)電成本的持續(xù)下降。儲運(yùn)和加注方面，目前國內(nèi)氫能儲運(yùn)基本采用高壓氫氣技術(shù)路線，低溫液態(tài)儲氫、固態(tài)儲氫、有機(jī)液體儲氫仍處在研發(fā)示范階段，儲運(yùn)和加注成本在終端售價中的比例仍然偏高。應(yīng)用方面，近中期氫能應(yīng)用將主要集中在商車用領(lǐng)域。隨著燃料電池成本的下降，部分公交、物流及重卡氫燃料汽車有望在2030年前從技術(shù)示范過渡至商業(yè)化運(yùn)行。在部分化工（鋼鐵、合成氨、合成甲醇）、叉車、重型機(jī)械等領(lǐng)域，氫能也有望得到一定推廣。長遠(yuǎn)而言，降低供應(yīng)成本和減少生命周期排放將是氫能發(fā)展長期需要面對的課題，而與可再生能源和電力系統(tǒng)儲能相結(jié)合的發(fā)展思路或?qū)⒔o氫能的可持續(xù)發(fā)展提供一條現(xiàn)實路徑。