技术
氢能热值高、清洁、来源多样，与电力一同被视为支撑未来能源转型的两大二次能源之一。除清洁环保外，氢能相比电能还具有便于存储、应用面广的优点，是实现电力、热力、液体燃料等能源品种之间转化的理想媒介，也是构建未来智慧能源系统不可或缺的组成部分。美国、日本、德国等世界主要发达国家高度重视氢能技术与产业的发展，纷纷将氢能发展提升到国家战略层面，出台氢能发展规划，氢能制、储、运、用相关技术与装备逐步成熟，氢能开发与利用开始具备商业化推广条件。
（来源：微信公众号“能源研究俱乐部” 作者：刘坚 钟财富）
我国政府于2011年以来相继发布《“十三五”战略性新兴产业发展规划》《能源技术革命创新行动计划（2016～2030年）》《节能与新能源汽车产业发展规划（2012～2020年）》《中国制造2025》等顶层规划，引导并鼓励氢能及燃料电池产业发展。截至2018年底，全国累计推广氢燃料电池车约3500辆，建设加氢站23座。一些地方和企业引进消化吸收国外先进技术，加大自主研发投入力度，聚焦重载货车、大型客车等细分领域，积极探索适合我国国情的氢能及燃料电池产业发展路径。
尽管发展前景广阔，但现阶段我国氢能发展也面临氢能生产和储运技术路线庞杂、经济性偏低、市场前景不清晰等问题。例如氢能的来源众多，包括煤、天然气、石油、太阳能、风能、海洋能、生物质、微生物、核能、等离子、氨分解、醇类和烃类化合物等十几种。纷繁的生产技术路线和应用场景也给扶持政策制定带来较大挑战。氢气的能量密度是汽油的三倍以上，可广泛应用于交通、工业、商业、住宅等用能领域，尤其在道路货运、重型机械、航运、航空等大容量、高能量密度场景，相比电能具有更广的理论适用性。与此同时，不同制氢方式的经济性取决于一次能源成本，氢能在各种应用场景经济性又取决于对标技术路线（如基于电力的锂电池）的成本和用户接受度，加之当前氢能储运规模较小、储运成本数据不足等问题，系统的氢能供应链经济性分析较为困难，给企业相关决策带来较大障碍。因此，如何对氢能应用规模和经济性水平进行有效评估已成为实现氢能商业行业化发展过程中不可忽视的问题。
氢能供应链成本分析
（一）制氢成本
我国作为世界第一产氢大国，产能超过2000万吨/年。煤、天然气、石油等化石燃料生产的氢气占了将近70%，工业副产气体制得氢气约占30%，电解水占不到1%。我国制氢潜力巨大，煤炭、天然气制氢几乎不受资源约束，焦炭、氯碱、甲醇、合成氨的副产氢气产能也超过千万吨，2018年全国可再生能源弃电量为1023亿千瓦时，理论制氢潜力达到186万吨。
在各类制氢技术路线中，化石燃料制氢技术具有技术成熟、成本较低等优点，但也面临碳排放量高、气体杂质含量高等问题。我国煤制氢技术成熟，已实现商业化且具有明显成本优势（0.8～1.2元/标准立方米），适合大规模制氢，且我国煤炭资源丰富，煤制氢是我国当前主要的制氢方式。天然气制氢成本受原料价格影响较大，综合成本略高于煤制氢（0.8～1.5元/标准立方米），主要适用于大规模制氢，但也存在碳排放问题，同时我国天然气大量依赖进口，原料相对较难以保证。虽然未来碳捕捉技术有望解决CO2排放问题，但也会增加制氢成本。此外，化石燃料制氢技术生产的气体杂质成分多，如果要应用于燃料电池还需要进一步的提纯，增加纯化成本。
工业副产氢制氢尽管提纯工艺相对复杂，但具有技术成熟、成本低、环境相对友好等优点，有望成为近期高纯氢气的重要来源。工业副产氢制氢指利用含氢工业尾气为原料制氢的生产方式。工业含氢尾气主要包括焦炉煤气、氯碱副产气、炼厂干气、合成甲醇及合成氨弛放气等，一般用于回炉助燃或化工生产等用途，利用效率低，有较高比例的富余。目前采用变压吸附技术（PSA）的焦炉煤气制氢、氯碱尾气制氢等装置已经得到推广应用，氢气提纯成本仅0.2元/立方米，计入综合成本后仍具有明显的经济性优势。
电解水制氢技术成熟、氢气纯度高且环境友好，但是制氢成本高。电解水制氢技术主要包括碱性电解水制氢、固体质子交换膜电解水（SPE）制氢和固态氧化物电解水（SOEC）制氢。我国碱性电解水制氢技术早已成熟，是目前最成熟的电解水制氢方法，但成本仍然偏高。目前生产1立方米氢气需要消耗大约5～5.5千瓦时电能，即使采用低谷电制氢（电价取0.25元/千瓦时），加上电费以外的固定成本（约0.5元/立方米），则目前制氢综合成本至少在1.7元/立方米。SPE制氢技术在国外已进入市场导入阶段，但与SOEC技术一样，在国内还都处于研发阶段。与碱性电解水制氢技术相比，SPE制氢设备价格高出数倍，但具有对负荷变化响应速度快的特点，更适应可再生能源发电间歇性、波动性、随机性的特点，有望在装备成本降低后，成为未来更具市场前景的电解水制氢技术。总体而言，电解水制氢高灵活性和高成本的特点决定了其更适合在分布式场景进行现场制氢。
（二）储运成本
高压气态储氢是目前氢气储存的主要方式，具有容器结构简单、能耗较低、充放速度快等优点。按照氢气状态的不同以及技术发展的不同阶段，目前国内外氢气储运方式可分为三大类：一是压缩气态储存技术，这是目前国内外最成熟的技术。根据氢气压力级别不同，可分为低压、中压和高压三类。其中，低压储罐一般用于就地储存，常见为15兆帕低压储罐；中压储罐通常储存压力为16兆帕～45兆帕，可用于加氢站的固定式储氢或其他对空间要求比较苛刻的场景；国内高压储罐最高设计压力为98兆帕，主要用于加氢站的固定式储氢。
对于车载储氢来说，目前常用的储氢罐压力为35兆帕和70兆帕，国际上70兆帕车载储氢技术成熟，已被应用于乘用车并已实现商业化应用；国内目前还普遍使用35兆帕车载储氢罐，还未形成70兆帕车载储氢罐使用标准。二是液氢技术，目前国外已经推广应用，国内只用于航天领域。液氢储氢罐的优势是储氢密度大，按每立方米液氢储罐可储存70公斤（90兆帕高压气态储氢罐储存47公斤氢气），但液氢液化过程能耗高，折合每千克氢气耗电约13千瓦时，且外部侵入热量会造成每天约1%的蒸发损失。三是固体储氢和有机液体储氢材料技术，国内外均仍处于研究开发阶段。固体储氢指各种类型的储氢合金或金属氢化物吸附储氢，这类储氢材料体积较小，因此体积储氢密度高且压力小，使用安全。但固态储氢技术要实现应用，还需要进一步提高质量储氢密度、降低释氢温度以及提高使用寿命等。有机液体储氢，一般具有储氢密度较高和运输方便的优点，如果能在降低放氢温度、减少能量消耗等方面获得突破性进展，将有望得到推广应用。
氢输送技术主要包括高压气态输送、管道输氢和液态氢输送。高压气态氢气输送技术将氢气增压至20兆帕至40兆帕左右充装到大容积气瓶组，以长管拖车从制氢厂运送至使用厂家或加氢站。通常每辆长管拖车的载运氢气量约300～500公斤，由于拖车装运的氢气重量只占运输总重量的1%～2%，运输效率较低，因此高压气态输氢技术适用于运输距离较近（不超过150公里）和输送量较低的场景，国内加氢站的外进氢气目前均采用长管拖车进行运输。管道运输则适用于大规模、长距离的氢气运输，可有效降低运输成本。随着氢能产业的快速发展，新建输氢管网可以满足巨大的用氢需求，是大规模、长距离氢气运输的发展趋势。液氢运输是将液氢装在压力通常为0.6兆帕的专用低温绝热槽罐内，利用卡车、机车和船舶进行运输。每辆汽车的液氢装载量超过2000公斤，经济运输距离超过500公里，具有氢气运输量较大，运输距离较远的优点，但是制取液氢的能耗较大，并且液氢储存、输送过程均有一定的蒸发损耗。液氢输送技术较为成熟，国外应用也已经有一定规模；而国内由于相关的法规标准欠缺，暂时没有液氢卡车罐车，仅有液氢铁路罐车。
综上所述，氢气储运方式的选择需根据需求量、运输距离综合考虑：气态长管拖车运输适合用于短距离和300千克/天需求量加氢站，目前高压储氢罐拖车运输百公里储运成本为20元/公斤，占终端氢气售价约50%；液氢储运适用于长距离运输和大于500千克/天需求量加氢站；管道运输适合大于1000千克/天需求量加氢站。固态储氢材料和有机液体储氢是氢气储存与运输的重要研究方向，目前都处于研发或小规模示范运用阶段。
