技术
（三）加注成本
加氢站的运营成本主要包括氢气采购、运输、氢气存储，加氢站能耗及人员成本等。加氢站储气系统的储氢容器、储氢压力是其主要技术指标。目前35兆帕加氢站高压储氢容器工作压力为45兆帕。70兆帕加氢站高压储氢容器工作压力为87.5兆帕。由于目前加氢站建设数量少，各类成本无法形成行业标准。以国内某示范项目为例，其45兆帕，300标准立方米/小时压缩机成本为60万元，45兆帕和25兆帕储氢瓶成本分别为50万元和10万元，35兆帕加氢机成本为65万元，长罐拖车成本120万元，加之其他管束、监控、站内制氢等周边成本，加氢站（4压缩机×4储氢瓶）综合建站成本超过1000万元（不含土地）。
国内目前正在规划、建设中的加氢站大约有20座以上，加氢能力大都小于400公斤/天，属于示范型加氢站。以400公斤/天的加氢站为例计算，车载储氢量为4公斤，则可服务100辆轿车；公共交通客车百公里耗氢量按照８公斤计算，车载储氢量为25公斤，则可服务16辆公共交通客车。相比单个加油站平均服务上千辆汽车，加氢站单站的供应能力明显偏小。单站供应能力将影响到加氢站的经济性，考虑加氢站投资运营环节，目前氢气储运及加注占总成本近70%。随着氢能应用规模的扩大和管道运输的引入，未来氢能储运和加注成本有较大下降潜力。
氢能应用前景分析
（一）交通应用
目前不论是乘用还是商用车辆，氢燃料电池汽车成本都明显高于燃油和纯电动车型。但燃料电池的功率单元（燃料电池电堆）和能量单元（储氢系统）彼此分离，其中功率单元成本较高。因此，若燃料电池电堆成本有所下降，在功率/能量之比较低的应用场景中，其相比于纯电动车型的经济性优势或将显现。
例如，同为100千瓦/50千瓦时的乘用车动力系统，若2025年锂离子电池和燃料电池系统成本分别降至100美元/千瓦时和50美元/千瓦，则两种动力系统的成本相当，同为5000美元，但电动汽车充电成本（0.12元/公里）明显低于燃料电池汽车加氢成本（0.3元/公里），燃料电池乘用车TCO经济性仍显不足。与乘用车不同，货运场景功率需求/能量需求比明显更低。目前柴油重卡发动机功率在200～300千瓦之间，油箱油量等效电量约为750千瓦时，较高的能量需求可体现燃料电池汽车储氢成本低的特点。目前由于燃料电池成本较高（5000元/千瓦），其单位出行里程综合成本高出电动重卡约3元/公里。随着燃料电池电堆成本的下降，其储氢系统低成本的优势将逐渐显现。若2030年燃料电池电堆成本下降至250元/千瓦，燃料电池重卡车辆的综合成本将有望与同级别电动车型基本持平。
燃料电池动力系统能够取代传统轨道交通车辆用大功率柴油发电机组或弓网受流系统，显著降低基础设施投资，具有高效率、无污染、低噪音和环境兼容性强等优点。2015年，世界首列氢能源现代有轨电车在中车青岛四方机车车辆股份有限公司成功下线，中车四方股份公司在此基础上开发了燃料电池有轨电车示范车，并于2017年3月份与佛山市高明现代轨道交通建设投资有限公司签订了佛山市高明区现代有轨电车示范线项目首期工程总包供货合同，将为项目提供8列氢燃料电池有轨电车等设备。这是迄今为止，全球首个落地的氢能源现代有轨电车市场订单，示范车使用模块化设计，可2～5辆灵活编组，车辆续航超过100公里，目前中车正在开发净输出功率为100千瓦的燃料电池电堆和350千瓦的动力系统，预期于2020年，可将模块化设计的燃料电池系统作为有轨电车、轻轨、小功率调车机车及特种车辆的主动力进行应用，但与实际商业推广仍有较大差距。预计燃料电池有轨电车在2030年前以技术示范为主。
与国外先进国家相比，国内船用氢燃料电池系统还未有示范应用，其法规规范符合性研究不足，技术成熟度有待提高，工程化方面的部分关键技术有待突破。目前船用燃料电池动力系统可作为推进动力和辅助动力装置，应用于内河、内湖和近海的游船和游艇，满足该类型船舶对节能减排和提升船舶舒适度的需求。预计近期国内船运氢能将处于研发和示范阶段，有望在2030年后开始市场化推广。
（二）工业应用
目前我国年产氢气2100万吨左右，主要应用于合成氨、合成甲醇和石油炼化等化工行业。预计传统用氢领域氢能需求随市场变化有所波动，但大体保持稳定，其中合成氨工业氢能需求在2030年前有所增加。随着钢铁行业减煤压力日益趋紧，氢气在钢铁行业中的需求量有望快速增加。
燃料电池叉车在部分发达国家已开始商业化运营。在国内，内燃机叉车仍占据绝对主导，电动叉车尚处于发展期，燃料电池叉车基本属于空白。2015年我国叉车销量达33万台，国内企业已开始向国外提供叉车用燃料电池的关键零部件。凭借其氢能加注速度快、无排放等优势，预计燃料电池叉车有望在2020年后逐步启动商业化运营。
矿山机械是能源消耗大户，地下装载机除了能耗高，加上柴油机的废气污染，必须加强地下巷道的通风，从而提高了采矿成本。电动地下装载机解决了排放问题，但因电缆与架线问题，大大限制了设备使用范围。蓄电池地下装载机虽没有排放问题，也没有电缆与架线问题，但充电时间长、寿命短等因素制约着它的使用。燃料电池则提供了一个无排放、无污染、灵活性好、寿命长的解决方案。
（三）建筑应用
目前，我国建筑普遍存在耗能大，效率低，围护结构的保温隔热性能不高等问题，并具有夏季空调用电量大，冬季采暖能耗高等特点。天然气重整制氢用于燃料电池热电联产，不仅可以有效降低天然气终端利用的排放强度，且具有多能互补、能综合效高、保障供能可靠性等方面的优点，未来具有一定市场推广空间。此外，当前我国应急（EPS）与备用电源（UPS）市场主要以铅酸电池为主，部分企业也开始采购退役动力电池开展基站备电技术示范，采用氢能的燃料电池可作为用户侧作为应急或备用电源的备选方案。
（四）电力系统应用
虽然传统的灵活性资源（电池、抽水蓄能）可以满足较短时间尺度的调节，但随着可再生能源渗透率达到一定高度，季节性调峰必不可少。基于燃料电池和储氢技术，氢能可将功率和能量单元进行分离，大幅降低了大规模能量存储的边际成本。其次，氢能可在不同能源网络之间进行转化，可将可再生能源与化石燃料转化成电力和热力，也可通过逆反应产生氢燃料替代化石燃料或进行能源存储，从而实现了不同能源网络之间的协同优化。第三，氢能可与二氧化碳结合，通过合成气的方式联结能源及化工部门，实现能量在更大尺度上的优化运行。因此，基于氢能的多能互补也是实现未来高比例可再生能源的重要能源系统运行方式。
结论及展望
总体而言，氢能供应链环节较多、技术路线复杂、应用场景多样。在制氢环节，化石燃料制氢技术具有技术成熟、成本较低等优点，是当前最主要的氢气生产方式，但是面临碳排放量高、气体杂质含量高等问题。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，是目前及未来一段时期内高纯氢气的重要来源。电解水制氢技术成熟、氢气纯度高且环境友好，但制氢成本高，大规模推广取决于可再生能源发电成本的持续下降。储运和加注方面，目前国内氢能储运基本采用高压氢气技术路线，低温液态储氢、固态储氢、有机液体储氢仍处在研发示范阶段，储运和加注成本在终端售价中的比例仍然偏高。应用方面，近中期氢能应用将主要集中在商车用领域。随着燃料电池成本的下降，部分公交、物流及重卡氢燃料汽车有望在2030年前从技术示范过渡至商业化运行。在部分化工（钢铁、合成氨、合成甲醇）、叉车、重型机械等领域，氢能也有望得到一定推广。长远而言，降低供应成本和减少生命周期排放将是氢能发展长期需要面对的课题，而与可再生能源和电力系统储能相结合的发展思路或将给氢能的可持续发展提供一条现实路径。
原标题:刘坚 钟财富：氢能供应链经济性及应用前景分析
