氫能的應用場景較為豐富。上游氫氣制取的方式包括化石能源制氫、工業副產提純 制氫、電解水制氫等，氫氣運輸的方式包括道路車輛、鐵路、船舶、管道運輸等，加 氫站是氫能大規模應用的關鍵性基礎設施，氫能的終端應用領域包括交通、工業、 電力、建筑等。

　　(一)制氫：綠氫成為重要方向

　　根據國際氫能委員會(Hydrogen Council)預測，到2050年，氫能將創造3000萬個 工作崗位，減少60億噸CO2排放，創造2.5萬億美元產值，在全球能源中所占比重有 望達到18%。根據《中國氫能源及燃料電池產業白皮書(2019)》和《中國氫能源 及燃料電池產業白皮書(2020)》，2018年，中國氫氣產量約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《中國氫能產業發展報告》，在中國，氫能的生產利用已經非常廣泛，不過主要 是把氫作為工業原料而非能源使用。中國是世界第一產氫大國，2019年全國氫氣產 量約2000萬噸，中國發展氫能產業具有較好的基礎。中國在合成氨、合成甲醇、煉 焦、煉油、氯堿、輕烴利用等傳統石油化工行業中具有較為成熟的經驗。

　　從各制取氫路徑的特點來看，傳統制氫工業中以煤、天然氣等化石能源為原料，制 氫過程產生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。焦爐煤氣、氯堿尾氣等工業副產提純制氫，能夠避免尾氣 中的氫氣浪費，實現氫氣的高效利用，但從長遠看無法作為大規模集中化氫能供應 來源;電解水制氫純度等級高，雜質氣體少，易與可再生能源結合，被認為是未來最 有發展潛力的綠色氫能供應方式。

　　1. 煤制氫

　　從供應潛力看，中國當前煤化工行業發展較為成熟，煤制氫產量大且產能分布廣， 可以基于當前的煤氣化爐裝置生產氫氣，并利用變壓吸附(PSA)技術將其提純到 燃料電池用氫要求。煤制氫產能適應性強，可以根據當地氫氣消耗量的不同，設置 氫氣提純規模并調節產能，在車用氫能產業發展初期對企業整體運營影響較小。傳 統煤制氫采用固定床、流化床、氣流床等工藝，合成氣中CO2、CO等體積分數高達 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也在不斷發展，超臨界水煤氣化技術利用超臨界水(溫度 ≥374℃、壓力≥22.1MPa)作為均相反應媒介，具有傳統煤氣化技術無法比擬的氣 化效率高、氫氣組分高、污染少等優點，但目前尚未產業化。

　　2. 天然氣制氫

　　天然氣制氫技術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，預處理工藝復雜，導致國內天然氣制氫的經濟性遠低于國外。

　　3. 工業副產氫

　　工業副產氫是指在生產化工產品的同時得到的氫氣，主要有焦爐煤氣、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的副產氫。中國工業副產 氫大多數已有下游應用，也存在部分放空。當前工業副產氫基本為各企業自產自用， 較難統計，實際可利用情況還需與企業相互協調與平衡。

　　根據《中國氫能產業發展報告》，由于副產氫主要作為化工過程的副產品或放空氣， 可作為近期低成本的分布式氫能供應源。工業副產氫的供應潛力與成本能根據生產 企業的下游產品結構與氫氣的經濟附加值調整。

　　4. 電解水制氫

　　當前電解水制氫工藝主要有堿性電解，質子交換膜(PEM)電解、固體氧化物(SOEC)電解技術。其中堿性電解水制氫與質子交換膜電解制氫技術相對較為成熟，SOEC電 解技術的電耗低于堿性和PEM電解技術，但尚未廣泛商業化，國內僅在實驗室規模 上完成驗證示范。由于SOEC電解水制氫需要高溫環境，其較為適合產生高溫、高壓 蒸汽的光熱發電等系統。根據《中國氫能產業發展報告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逐步實現發電平價，未來發展潛力巨 大，發電成本的不斷降低使得帶凝結水制氫逐步具備市場競爭力。此外，隨著可再 生能源發電占比的提升，電力系統季節性調峰壓力不斷加大，接近于零成本的棄風 棄光量將成為未來電解水制氫的重要電源。

　　根據《中國氫能產業發展報告》，從供應潛力看，2019年中國全年棄風電量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，結合可再生能源的電解水制氫才符合綠色氫能的發展路徑。如果考 慮當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，中國電力平均碳排放強度將持續下降。

　　(二)氫儲運：探尋大規模運輸技術路線

　　與傳統石油燃料易運輸、可規模存儲的特點不同，國內氫的儲運技術在能效性、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計冗余帶來的材料成本較高。根據氫的物理特性與儲存行為特點，可將各類儲氫方式分為：壓縮氣態儲氫、低溫 液態儲氫、液氨/甲醇儲氫、吸附儲氫(氫化物/液體有機氫載體(LOHC))等。壓 縮氣態儲氫，以其技術難度低、初始投資成本低、壓配當前氫能產業發展等特征優 勢，在國內外廣泛應用。低溫液態儲氫在國外應用較多，國內的應用基本僅限于航 空領域，民用領域尚未得到規模推廣。液氨/甲醇儲氫、氫化物吸附儲氫、LOHC儲 氫等技術目前國內產業化極少，基本處于小規模實驗階段。

　　根據《中國氫能產業發展報告》，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，氣氫拖車是目前應用最為廣泛的一種氫運輸方式，國內長 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，在國外應用比較廣泛，國內目前僅用于航天及軍工 領域。氫的鐵路運輸應用較少，且一般與液氨儲氫技術結合。現階段，中國普遍采用20MPa氣態高壓儲氫與集束管車運輸的方式。在加氫站日需 求量500kg以下的情況下，氣氫拖車運輸節省了液化成本與管道建設前期投資成本， 在一定儲運距離以內經濟性較高。當用氫規模擴大、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濟的要求。

　　采用液氫槽車儲運在長距離大規模運輸上有很強的競爭力。根據《中國氫能產業發 展報告》，在現有技術條件下，采用液氮預冷循環，液氫生產能耗約為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，根據法液空數據， 當有外部冷源(如有LNG輔助時)，其生產單耗會下降30%以上，因此有條件的LNG 終端配備液氫生產裝置的經濟可行性提高。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勢?，F有技術條件下，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節的90%以上。未來，由于液化設 備的規模效應和技術升級，液化能耗和設備成本還有較大的下降空間。

　　(三)加氫站：產業鏈重要基礎設施

　　加氫站是氫燃料電池產業化、商業化的重要基礎設施，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 的燃氣站。加氫站的主要設備包括儲氫裝置、壓縮設備、加注設備、站控系統等，其 中壓縮機占總成本較高，目前設備制造方向主要是加速氫氣壓縮機的國產化進程， 從而降低加氫站的建設成本，促進氫能產業鏈的發展。根據《中國氫能產業發展報告》，目前一座加注能力500kg/d的固定式加氫站投資規 模在大約需要700-1200萬元(不含土地成本)，相當于傳統加油站的3倍，除建設成 本外，設備維護、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上增加約14元/kg的運營成本。

　　我國現有在站堿性電解水制氫項目的示范項目，由于免去儲運環節，氫氣的損耗率 降低，長期看具有經濟性優勢。根據《中國氫能產業發展報告》，當前在站堿性電解 水制氫項目中，原材料占比較大的項目主要為電力成本，由于節省了運輸環節成本， 最終制氫成本約24-30元/kg。

　　根據《中國氫能產業發展報告》的調查顯示，利用當地廢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，具有很高的經濟性優勢。但目前仍 存在阻礙，一是儲氫技術尚未成熟，如果能實現利用富余電力集中制氫存儲再使用， 則經濟性能進一步提升;二是管理體制帶來的制氫加氫一體站用地性質不一致、直 購電范疇不明確等問題?，F階段，由于市場用氫需求較小，各地的用氫市場規模、氫源供應、加氫站類型不 一，且制氫、儲運、加氫各環節的商業模式還未成形，因此，不同區域、不同模式的 加氫站氫氣銷售價格差異較大，價格區間在30-80元/kg，且部分加氫站處于盈虧平衡 或虧損狀態。