氫能的應(yīng)用場景較為豐富。上游氫氣制取的方式包括化石能源制氫、工業(yè)副產(chǎn)提純 制氫、電解水制氫等，氫氣運輸?shù)姆绞桨ǖ缆奋囕v、鐵路、船舶、管道運輸?shù)龋?氫站是氫能大規(guī)模應(yīng)用的關(guān)鍵性基礎(chǔ)設(shè)施，氫能的終端應(yīng)用領(lǐng)域包括交通、工業(yè)、 電力、建筑等。

　　(一)制氫：綠氫成為重要方向

　　根據(jù)國際氫能委員會(Hydrogen Council)預(yù)測，到2050年，氫能將創(chuàng)造3000萬個 工作崗位，減少60億噸CO2排放，創(chuàng)造2.5萬億美元產(chǎn)值，在全球能源中所占比重有 望達到18%。根據(jù)《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書(2019)》和《中國氫能源 及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書(2020)》，2018年，中國氫氣產(chǎn)量約2100萬噸，如按照能 源管理，換算熱值占終端能源總量的份額為2.7%;在2030年碳達峰情境下，我國氫 氣的年需求量將達到3500萬噸，在終端能源體系中占比約為5%;在2060年碳中和情 境下，我國氫氣的年需求量將增至1.3億噸左右，在終端能源體系中占比達到20%。

　　根據(jù)《中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告》，在中國，氫能的生產(chǎn)利用已經(jīng)非常廣泛，不過主要 是把氫作為工業(yè)原料而非能源使用。中國是世界第一產(chǎn)氫大國，2019年全國氫氣產(chǎn) 量約2000萬噸，中國發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)具有較好的基礎(chǔ)。中國在合成氨、合成甲醇、煉 焦、煉油、氯堿、輕烴利用等傳統(tǒng)石油化工行業(yè)中具有較為成熟的經(jīng)驗。

　　從各制取氫路徑的特點來看，傳統(tǒng)制氫工業(yè)中以煤、天然氣等化石能源為原料，制 氫過程產(chǎn)生CO2排放，制得氫氣中普遍含有硫、磷等危害燃料電池的雜志，對提純及 碳捕獲有著較高的要求。焦?fàn)t煤氣、氯堿尾氣等工業(yè)副產(chǎn)提純制氫，能夠避免尾氣 中的氫氣浪費，實現(xiàn)氫氣的高效利用，但從長遠看無法作為大規(guī)模集中化氫能供應(yīng) 來源;電解水制氫純度等級高，雜質(zhì)氣體少，易與可再生能源結(jié)合，被認(rèn)為是未來最 有發(fā)展?jié)摿Φ木G色氫能供應(yīng)方式。

　　1. 煤制氫

　　從供應(yīng)潛力看，中國當(dāng)前煤化工行業(yè)發(fā)展較為成熟，煤制氫產(chǎn)量大且產(chǎn)能分布廣， 可以基于當(dāng)前的煤氣化爐裝置生產(chǎn)氫氣，并利用變壓吸附(PSA)技術(shù)將其提純到 燃料電池用氫要求。煤制氫產(chǎn)能適應(yīng)性強，可以根據(jù)當(dāng)?shù)貧錃庀牧康牟煌O(shè)置 氫氣提純規(guī)模并調(diào)節(jié)產(chǎn)能，在車用氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期對企業(yè)整體運營影響較小。傳 統(tǒng)煤制氫采用固定床、流化床、氣流床等工藝，合成氣中CO2、CO等體積分?jǐn)?shù)高達 45-70%，碳排放較高，不滿足低碳化制氫路徑，且含有硫化物等腐蝕性氣體。近年 來，新型煤氣化制氫技術(shù)也在不斷發(fā)展，超臨界水煤氣化技術(shù)利用超臨界水(溫度 ≥374℃、壓力≥22.1MPa)作為均相反應(yīng)媒介，具有傳統(tǒng)煤氣化技術(shù)無法比擬的氣 化效率高、氫氣組分高、污染少等優(yōu)點，但目前尚未產(chǎn)業(yè)化。

　　2. 天然氣制氫

　　天然氣制氫技術(shù)以天然氣為主要原料成本，由于中國天然氣資源供給有限且含硫量 較高，預(yù)處理工藝復(fù)雜，導(dǎo)致國內(nèi)天然氣制氫的經(jīng)濟性遠低于國外。

　　3. 工業(yè)副產(chǎn)氫

　　工業(yè)副產(chǎn)氫是指在生產(chǎn)化工產(chǎn)品的同時得到的氫氣，主要有焦?fàn)t煤氣、氯堿化工、 輕烴利用(丙烷脫氫、乙烷裂解)、合成氨合成甲醇等工業(yè)的副產(chǎn)氫。中國工業(yè)副產(chǎn) 氫大多數(shù)已有下游應(yīng)用，也存在部分放空。當(dāng)前工業(yè)副產(chǎn)氫基本為各企業(yè)自產(chǎn)自用， 較難統(tǒng)計，實際可利用情況還需與企業(yè)相互協(xié)調(diào)與平衡。

　　根據(jù)《中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告》，由于副產(chǎn)氫主要作為化工過程的副產(chǎn)品或放空氣， 可作為近期低成本的分布式氫能供應(yīng)源。工業(yè)副產(chǎn)氫的供應(yīng)潛力與成本能根據(jù)生產(chǎn) 企業(yè)的下游產(chǎn)品結(jié)構(gòu)與氫氣的經(jīng)濟附加值調(diào)整。

　　4. 電解水制氫

　　當(dāng)前電解水制氫工藝主要有堿性電解，質(zhì)子交換膜(PEM)電解、固體氧化物(SOEC)電解技術(shù)。其中堿性電解水制氫與質(zhì)子交換膜電解制氫技術(shù)相對較為成熟，SOEC電 解技術(shù)的電耗低于堿性和PEM電解技術(shù)，但尚未廣泛商業(yè)化，國內(nèi)僅在實驗室規(guī)模 上完成驗證示范。由于SOEC電解水制氫需要高溫環(huán)境，其較為適合產(chǎn)生高溫、高壓 蒸汽的光熱發(fā)電等系統(tǒng)。根據(jù)《中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告2022》，可再生能源電價是綠氫成本的重要組成部分， 占比約60-70%，目前可再生能源在全球范圍內(nèi)逐步實現(xiàn)發(fā)電平價，未來發(fā)展?jié)摿?大，發(fā)電成本的不斷降低使得帶凝結(jié)水制氫逐步具備市場競爭力。此外，隨著可再 生能源發(fā)電占比的提升，電力系統(tǒng)季節(jié)性調(diào)峰壓力不斷加大，接近于零成本的棄風(fēng) 棄光量將成為未來電解水制氫的重要電源。

　　根據(jù)《中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告》，從供應(yīng)潛力看，2019年中國全年棄風(fēng)電量169億千 瓦時、棄光電量46億千瓦時、棄水電量約300億千瓦時，三者合計總棄電量達到515 億千瓦時，理論上可制氫92萬噸。

　　考慮減排效益，結(jié)合可再生能源的電解水制氫才符合綠色氫能的發(fā)展路徑。如果考 慮當(dāng)前中國電力的平均碳強度，電解水制氫的綜合碳排放是化石能源制氫過程碳排 放的2-3倍;隨著可再生能源平價上網(wǎng)，中國電力平均碳排放強度將持續(xù)下降。

　　(二)氫儲運：探尋大規(guī)模運輸技術(shù)路線

　　與傳統(tǒng)石油燃料易運輸、可規(guī)模存儲的特點不同，國內(nèi)氫的儲運技術(shù)在能效性、安 全性上尚未完全解決。目前普遍采用的高壓氣氫儲運方式存在儲氫密度低、壓縮能 耗高的缺點，而且由儲氫罐安全設(shè)計冗余帶來的材料成本較高。根據(jù)氫的物理特性與儲存行為特點，可將各類儲氫方式分為：壓縮氣態(tài)儲氫、低溫 液態(tài)儲氫、液氨/甲醇儲氫、吸附儲氫(氫化物/液體有機氫載體(LOHC))等。壓 縮氣態(tài)儲氫，以其技術(shù)難度低、初始投資成本低、壓配當(dāng)前氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展等特征優(yōu) 勢，在國內(nèi)外廣泛應(yīng)用。低溫液態(tài)儲氫在國外應(yīng)用較多，國內(nèi)的應(yīng)用基本僅限于航 空領(lǐng)域，民用領(lǐng)域尚未得到規(guī)模推廣。液氨/甲醇儲氫、氫化物吸附儲氫、LOHC儲 氫等技術(shù)目前國內(nèi)產(chǎn)業(yè)化極少，基本處于小規(guī)模實驗階段。

　　根據(jù)《中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告》，氫的運輸方式包括道路車輛、鐵路、輪船、管道運 輸四種。道路運輸方面，氣氫拖車是目前應(yīng)用最為廣泛的一種氫運輸方式，國內(nèi)長 管拖車儲氫罐壓力均在20MPa;液氫槽車的單車運氫能力是氣氫拖車的10倍以上， 運輸效率提高，綜合成本降低，在國外應(yīng)用比較廣泛，國內(nèi)目前僅用于航天及軍工 領(lǐng)域。氫的鐵路運輸應(yīng)用較少，且一般與液氨儲氫技術(shù)結(jié)合。現(xiàn)階段，中國普遍采用20MPa氣態(tài)高壓儲氫與集束管車運輸?shù)姆绞健Ｔ诩託湔救招?求量500kg以下的情況下，氣氫拖車運輸節(jié)省了液化成本與管道建設(shè)前期投資成本， 在一定儲運距離以內(nèi)經(jīng)濟性較高。當(dāng)用氫規(guī)模擴大、運輸距離增長后，提高氣氫運 輸壓力或采用液氫槽車、輸氫管道等運輸方案才能滿足高效經(jīng)濟的要求。

　　采用液氫槽車儲運在長距離大規(guī)模運輸上有很強的競爭力。根據(jù)《中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā) 展報告》，在現(xiàn)有技術(shù)條件下，采用液氮預(yù)冷循環(huán)，液氫生產(chǎn)能耗約為17-20kWh/kg， 則電價0.5元/kWh時，液化過程的總成本約為18.5-20元/kg。此外，根據(jù)法液空數(shù)據(jù)， 當(dāng)有外部冷源(如有LNG輔助時)，其生產(chǎn)單耗會下降30%以上，因此有條件的LNG 終端配備液氫生產(chǎn)裝置的經(jīng)濟可行性提高。從液化到運輸全過程成本分析，由于液 氫槽車儲運量較大，可減少槽車及人員的配置，盡管長距離運輸也會帶來成本的提 高，但提高的幅度并不大。因此，液氫在長距離、大規(guī)模的運輸中，相較于20MPa 高壓氣氫拖車儲運有著顯著的成本優(yōu)勢。現(xiàn)有技術(shù)條件下，液化過程的能耗和固定 投資較大，液化過程的成本占到整個液氫儲運環(huán)節(jié)的90%以上。未來，由于液化設(shè) 備的規(guī)模效應(yīng)和技術(shù)升級，液化能耗和設(shè)備成本還有較大的下降空間。

　　(三)加氫站：產(chǎn)業(yè)鏈重要基礎(chǔ)設(shè)施

　　加氫站是氫燃料電池產(chǎn)業(yè)化、商業(yè)化的重要基礎(chǔ)設(shè)施，主要通過將不同來源的氫氣 通過壓縮機增壓儲存在站內(nèi)的高壓罐中，再通過加氣機為氫燃料電池汽車加注氫氣 的燃?xì)庹尽＜託湔镜闹饕O(shè)備包括儲氫裝置、壓縮設(shè)備、加注設(shè)備、站控系統(tǒng)等，其 中壓縮機占總成本較高，目前設(shè)備制造方向主要是加速氫氣壓縮機的國產(chǎn)化進程， 從而降低加氫站的建設(shè)成本，促進氫能產(chǎn)業(yè)鏈的發(fā)展。根據(jù)《中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告》，目前一座加注能力500kg/d的固定式加氫站投資規(guī) 模在大約需要700-1200萬元(不含土地成本)，相當(dāng)于傳統(tǒng)加油站的3倍，除建設(shè)成 本外，設(shè)備維護、運營、人工等運營成本也同樣較高。保證加氫站的盈虧平衡的前提 下，加氫站的終端售價還需在氫氣到站價的基礎(chǔ)上增加約14元/kg的運營成本。

　　我國現(xiàn)有在站堿性電解水制氫項目的示范項目，由于免去儲運環(huán)節(jié)，氫氣的損耗率 降低，長期看具有經(jīng)濟性優(yōu)勢。根據(jù)《中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告》，當(dāng)前在站堿性電解 水制氫項目中，原材料占比較大的項目主要為電力成本，由于節(jié)省了運輸環(huán)節(jié)成本， 最終制氫成本約24-30元/kg。

　　根據(jù)《中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告》的調(diào)查顯示，利用當(dāng)?shù)貜U棄水電和富余電力進行水 電解制氫，其制氫所需電力成本可低于11元/kg，具有很高的經(jīng)濟性優(yōu)勢。但目前仍 存在阻礙，一是儲氫技術(shù)尚未成熟，如果能實現(xiàn)利用富余電力集中制氫存儲再使用， 則經(jīng)濟性能進一步提升;二是管理體制帶來的制氫加氫一體站用地性質(zhì)不一致、直 購電范疇不明確等問題。現(xiàn)階段，由于市場用氫需求較小，各地的用氫市場規(guī)模、氫源供應(yīng)、加氫站類型不 一，且制氫、儲運、加氫各環(huán)節(jié)的商業(yè)模式還未成形，因此，不同區(qū)域、不同模式的 加氫站氫氣銷售價格差異較大，價格區(qū)間在30-80元/kg，且部分加氫站處于盈虧平衡 或虧損狀態(tài)。