氢能的应用场景较为丰富。上游氢气制取的方式包括化石能源制氢、工业副产提纯 制氢、电解水制氢等，氢气运输的方式包括道路车辆、铁路、船舶、管道运输等，加 氢站是氢能大规模应用的关键性基础设施，氢能的终端应用领域包括交通、工业、 电力、建筑等。
(一)制氢：绿氢成为重要方向
根据国际氢能委员会(Hydrogen Council)预测，到2050年，氢能将创造3000万个 工作岗位，减少60亿吨CO2排放，创造2.5万亿美元产值，在全球能源中所占比重有 望达到18%。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书(2019)》和《中国氢能源 及燃料电池产业白皮书(2020)》，2018年，中国氢气产量约2100万吨，如按照能 源管理，换算热值占终端能源总量的份额为2.7%;在2030年碳达峰情境下，我国氢 气的年需求量将达到3500万吨，在终端能源体系中占比约为5%;在2060年碳中和情 境下，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源体系中占比达到20%。
根据《中国氢能产业发展报告》，在中国，氢能的生产利用已经非常广泛，不过主要 是把氢作为工业原料而非能源使用。中国是世界第一产氢大国，2019年全国氢气产 量约2000万吨，中国发展氢能产业具有较好的基础。中国在合成氨、合成甲醇、炼 焦、炼油、氯碱、轻烃利用等传统石油化工行业中具有较为成熟的经验。
从各制取氢路径的特点来看，传统制氢工业中以煤、天然气等化石能源为原料，制 氢过程产生CO2排放，制得氢气中普遍含有硫、磷等危害燃料电池的杂志，对提纯及 碳捕获有着较高的要求。焦炉煤气、氯碱尾气等工业副产提纯制氢，能够避免尾气 中的氢气浪费，实现氢气的高效利用，但从长远看无法作为大规模集中化氢能供应 来源;电解水制氢纯度等级高，杂质气体少，易与可再生能源结合，被认为是未来最 有发展潜力的绿色氢能供应方式。
1. 煤制氢
从供应潜力看，中国当前煤化工行业发展较为成熟，煤制氢产量大且产能分布广， 可以基于当前的煤气化炉装置生产氢气，并利用变压吸附(PSA)技术将其提纯到 燃料电池用氢要求。煤制氢产能适应性强，可以根据当地氢气消耗量的不同，设置 氢气提纯规模并调节产能，在车用氢能产业发展初期对企业整体运营影响较小。传 统煤制氢采用固定床、流化床、气流床等工艺，合成气中CO2、CO等体积分数高达 45-70%，碳排放较高，不满足低碳化制氢路径，且含有硫化物等腐蚀性气体。近年 来，新型煤气化制氢技术也在不断发展，超临界水煤气化技术利用超临界水(温度 ≥374℃、压力≥22.1MPa)作为均相反应媒介，具有传统煤气化技术无法比拟的气 化效率高、氢气组分高、污染少等优点，但目前尚未产业化。
2. 天然气制氢
天然气制氢技术以天然气为主要原料成本，由于中国天然气资源供给有限且含硫量 较高，预处理工艺复杂，导致国内天然气制氢的经济性远低于国外。
3. 工业副产氢
工业副产氢是指在生产化工产品的同时得到的氢气，主要有焦炉煤气、氯碱化工、 轻烃利用(丙烷脱氢、乙烷裂解)、合成氨合成甲醇等工业的副产氢。中国工业副产 氢大多数已有下游应用，也存在部分放空。当前工业副产氢基本为各企业自产自用， 较难统计，实际可利用情况还需与企业相互协调与平衡。
根据《中国氢能产业发展报告》，由于副产氢主要作为化工过程的副产品或放空气， 可作为近期低成本的分布式氢能供应源。工业副产氢的供应潜力与成本能根据生产 企业的下游产品结构与氢气的经济附加值调整。
4. 电解水制氢
当前电解水制氢工艺主要有碱性电解，质子交换膜(PEM)电解、固体氧化物(SOEC)电解技术。其中碱性电解水制氢与质子交换膜电解制氢技术相对较为成熟，SOEC电 解技术的电耗低于碱性和PEM电解技术，但尚未广泛商业化，国内仅在实验室规模 上完成验证示范。由于SOEC电解水制氢需要高温环境，其较为适合产生高温、高压 蒸汽的光热发电等系统。根据《中国氢能产业发展报告2022》，可再生能源电价是绿氢成本的重要组成部分， 占比约60-70%，目前可再生能源在全球范围内逐步实现发电平价，未来发展潜力巨 大，发电成本的不断降低使得带凝结水制氢逐步具备市场竞争力。此外，随着可再 生能源发电占比的提升，电力系统季节性调峰压力不断加大，接近于零成本的弃风 弃光量将成为未来电解水制氢的重要电源。
根据《中国氢能产业发展报告》，从供应潜力看，2019年中国全年弃风电量169亿千 瓦时、弃光电量46亿千瓦时、弃水电量约300亿千瓦时，三者合计总弃电量达到515 亿千瓦时，理论上可制氢92万吨。
考虑减排效益，结合可再生能源的电解水制氢才符合绿色氢能的发展路径。如果考 虑当前中国电力的平均碳强度，电解水制氢的综合碳排放是化石能源制氢过程碳排 放的2-3倍;随着可再生能源平价上网，中国电力平均碳排放强度将持续下降。
(二)氢储运：探寻大规模运输技术路线
与传统石油燃料易运输、可规模存储的特点不同，国内氢的储运技术在能效性、安 全性上尚未完全解决。目前普遍采用的高压气氢储运方式存在储氢密度低、压缩能 耗高的缺点，而且由储氢罐安全设计冗余带来的材料成本较高。根据氢的物理特性与储存行为特点，可将各类储氢方式分为：压缩气态储氢、低温 液态储氢、液氨/甲醇储氢、吸附储氢(氢化物/液体有机氢载体(LOHC))等。压 缩气态储氢，以其技术难度低、初始投资成本低、压配当前氢能产业发展等特征优 势，在国内外广泛应用。低温液态储氢在国外应用较多，国内的应用基本仅限于航 空领域，民用领域尚未得到规模推广。液氨/甲醇储氢、氢化物吸附储氢、LOHC储 氢等技术目前国内产业化极少，基本处于小规模实验阶段。
根据《中国氢能产业发展报告》，氢的运输方式包括道路车辆、铁路、轮船、管道运 输四种。道路运输方面，气氢拖车是目前应用最为广泛的一种氢运输方式，国内长 管拖车储氢罐压力均在20MPa;液氢槽车的单车运氢能力是气氢拖车的10倍以上， 运输效率提高，综合成本降低，在国外应用比较广泛，国内目前仅用于航天及军工 领域。氢的铁路运输应用较少，且一般与液氨储氢技术结合。现阶段，中国普遍采用20MPa气态高压储氢与集束管车运输的方式。在加氢站日需 求量500kg以下的情况下，气氢拖车运输节省了液化成本与管道建设前期投资成本， 在一定储运距离以内经济性较高。当用氢规模扩大、运输距离增长后，提高气氢运 输压力或采用液氢槽车、输氢管道等运输方案才能满足高效经济的要求。
采用液氢槽车储运在长距离大规模运输上有很强的竞争力。根据《中国氢能产业发 展报告》，在现有技术条件下，采用液氮预冷循环，液氢生产能耗约为17-20kWh/kg， 则电价0.5元/kWh时，液化过程的总成本约为18.5-20元/kg。此外，根据法液空数据， 当有外部冷源(如有LNG辅助时)，其生产单耗会下降30%以上，因此有条件的LNG 终端配备液氢生产装置的经济可行性提高。从液化到运输全过程成本分析，由于液 氢槽车储运量较大，可减少槽车及人员的配置，尽管长距离运输也会带来成本的提 高，但提高的幅度并不大。因此，液氢在长距离、大规模的运输中，相较于20MPa 高压气氢拖车储运有着显著的成本优势。现有技术条件下，液化过程的能耗和固定 投资较大，液化过程的成本占到整个液氢储运环节的90%以上。未来，由于液化设 备的规模效应和技术升级，液化能耗和设备成本还有较大的下降空间。
(三)加氢站：产业链重要基础设施
加氢站是氢燃料电池产业化、商业化的重要基础设施，主要通过将不同来源的氢气 通过压缩机增压储存在站内的高压罐中，再通过加气机为氢燃料电池汽车加注氢气 的燃气站。加氢站的主要设备包括储氢装置、压缩设备、加注设备、站控系统等，其 中压缩机占总成本较高，目前设备制造方向主要是加速氢气压缩机的国产化进程， 从而降低加氢站的建设成本，促进氢能产业链的发展。根据《中国氢能产业发展报告》，目前一座加注能力500kg/d的固定式加氢站投资规 模在大约需要700-1200万元(不含土地成本)，相当于传统加油站的3倍，除建设成 本外，设备维护、运营、人工等运营成本也同样较高。保证加氢站的盈亏平衡的前提 下，加氢站的终端售价还需在氢气到站价的基础上增加约14元/kg的运营成本。
我国现有在站碱性电解水制氢项目的示范项目，由于免去储运环节，氢气的损耗率 降低，长期看具有经济性优势。根据《中国氢能产业发展报告》，当前在站碱性电解 水制氢项目中，原材料占比较大的项目主要为电力成本，由于节省了运输环节成本， 最终制氢成本约24-30元/kg。
根据《中国氢能产业发展报告》的调查显示，利用当地废弃水电和富余电力进行水 电解制氢，其制氢所需电力成本可低于11元/kg，具有很高的经济性优势。但目前仍 存在阻碍，一是储氢技术尚未成熟，如果能实现利用富余电力集中制氢存储再使用， 则经济性能进一步提升;二是管理体制带来的制氢加氢一体站用地性质不一致、直 购电范畴不明确等问题。现阶段，由于市场用氢需求较小，各地的用氢市场规模、氢源供应、加氢站类型不 一，且制氢、储运、加氢各环节的商业模式还未成形，因此，不同区域、不同模式的 加氢站氢气销售价格差异较大，价格区间在30-80元/kg，且部分加氢站处于盈亏平衡 或亏损状态。
