氫能供應(yīng)鏈成本分析及建議

張軒，樊昕曄，吳振宇，鄭麗君

(1 中國石油技術(shù)開發(fā)有限公司，北京 100028；2 中國石油石油化工研究院,北京 102200)

氣候變化和溫室氣體減排問題始終是各界關(guān)注的焦點，隨著各國政府“脫碳”步伐進一步加大，Shell、BP、中國石化集團公司等傳統(tǒng)能源公司紛紛開始布局轉(zhuǎn)型，其中氫能是轉(zhuǎn)型的重要方向。氫能作為一種高效、清潔、可持續(xù)的能源，被視為21 世紀最具發(fā)展?jié)摿Φ摹敖K極能源”。隨著我國2030年碳達峰和2060年碳中和（30·60）目標(biāo)的提出及為實現(xiàn)目標(biāo)的政策落地，氫能將有更大的發(fā)展空間。預(yù)計未來10～20年，清潔氫將逐步在可持續(xù)能源中承擔(dān)越來越重要的角色，在各種能源消費占比中也將逐步顯現(xiàn)，對工業(yè)和交通行業(yè)減碳做出更重要的貢獻。在國家政策鼓勵和企業(yè)積極參與下，氫能呈現(xiàn)出迸發(fā)式發(fā)展，正在從產(chǎn)業(yè)化初期向快速發(fā)展期過渡，但在這一過程中仍面臨諸多問題，其中氫氣的高成本是目前產(chǎn)業(yè)化階段的核心問題。下文從制氫-儲氫-加氫產(chǎn)業(yè)鏈的角度對氫氣成本進行分析。

1 制氫成本分析

1.1 天然氣制氫和煤制氫成本分析

我國有著豐富的氫氣資源，2020 年我國氫氣產(chǎn)能約4100 萬噸，產(chǎn)量約3343 萬噸，已經(jīng)為世界上第一制氫大國。由于我國當(dāng)前氫燃料電池汽車數(shù)量較少，所以用作動力能源的氫氣不多，氫氣主要用于化工原料，如合成氨、煉油油品精制、甲醇生產(chǎn)和費托合成等。目前我國制氫方式主要有煤制氫、天然氣制氫、電解水制氫以及工業(yè)副產(chǎn)氫。天然氣制氫主要通過甲烷蒸汽重整，在催化劑的作用下生成H和CO，分離后再對CO 變換，與水蒸氣反應(yīng)生成CO和H。天然氣蒸氣重整制氫是傳統(tǒng)制氫工藝，技術(shù)成熟，廣泛應(yīng)用于生產(chǎn)煉廠氫氣、純氫、合成氣和合成氨原料，是工業(yè)上最常用的制氫方法。

煤制氫是煤炭主要以水煤漿或煤粉的形式，經(jīng)氣化爐在1000℃以上的高溫條件下與氣化劑（蒸汽/氧氣）反應(yīng)生成合成氣（H+CO），CO 與H分離后CO 經(jīng)水蒸氣變換轉(zhuǎn)變?yōu)镠和CO，再經(jīng)過脫除酸性氣體（CO+SO）以及氫氣PSA 提純等工藝流程，得到高純度的氫氣。近些年從原料的易得性和成本角度出發(fā)，越來越多的制氫企業(yè)，如煉廠和尿素廠選擇煤制氫工藝，同時近幾年煤制油和煤制烯烴等煤化工行業(yè)的迅速發(fā)展也使煤氣化技術(shù)獲得了更大發(fā)展空間，技術(shù)研發(fā)、工程設(shè)計和操作水平獲得了極大提升。

根據(jù)相關(guān)行業(yè)氫氣成本模型的計算方法計算天然氣制氫和煤制氫的氫氣成本，結(jié)果見表1。

表1 天然氣制氫和煤制氫的氫氣成本分析

以上計算以原料天然氣到廠價為2.5CNY/m，煤炭800CNY/t 為計算依據(jù)，同時對外售價加15%毛利進行核算。通過以上靜態(tài)考察，可知天然氣成本占到天然氣制氫成本73%以上，煤炭成本占到煤制氫成本54%以上，相對而言，天然氣制氫對原料價格更為敏感。圖1為動態(tài)條件下相同氫氣成本與天然氣和煤炭價格的對比。由于我國天然氣價格主要由政府制定，煤炭價格市場化定價，所以天然氣價格相對固定，波動幅度不大，而煤炭價格受國家政策和市場供需的影響較大，在短期內(nèi)往往會有大幅波動，所以煤制氫的成本往往會隨之波動。因此雖然一般情況下煤制氫成本低于天然氣制氫，但在市場發(fā)生巨大變化時其成本可能會超過天然氣制氫。

圖1 不同氫氣成本對應(yīng)天然氣及煤炭價格

無論天然氣制氫還是煤制氫，生產(chǎn)過程中都伴隨二氧化碳產(chǎn)生，即所產(chǎn)氫氣屬于“灰氫”。在雙碳目標(biāo)下，通過碳捕捉（CCUS）技術(shù)所生產(chǎn)的“藍氫”是未來發(fā)展的方向。但由于CCUS 技術(shù)尚不成熟，國內(nèi)除了幾個示范項目外，尚未大規(guī)模推廣。在目前的技術(shù)水平下，天然氣制氫疊合CCUS，會使氫氣成本上升33%，由于煤制氫碳排放強度高于天然氣制氫，疊合CCUS后煤制氫成本會提高近50%。如果開征碳稅，在175CNY/t CO的條件下，天然氣制氫的成本將增加0.84CNY/kg，煤制氫增加3.85CNY/kg H，考慮到碳排放的成本，如果未來原料價格不發(fā)生大的變化，天然氣制氫成本將可能低于煤制氫。顯然，在氫能發(fā)展的起步階段，氫氣成本仍相對較高時，CCUS 和碳稅的推廣并不利于氫能的快速推廣。

1.2 電解水制氫成本分析

電解水是一種綠色環(huán)保、操作靈活的制氫手段，產(chǎn)品純度高，技術(shù)相對成熟，且可與風(fēng)電、光伏等可再生能源耦合制氫，實現(xiàn)氫氣的大規(guī)模生產(chǎn)。在現(xiàn)有技術(shù)條件下，電解水作為綠氫生產(chǎn)的主要方式，近幾年受到市場青睞，制氫規(guī)模逐漸從兆瓦級向吉瓦級邁進。根據(jù)電解質(zhì)的不同，目前共有三種電解水技術(shù)，分別為堿性電解水制氫（AWE）、質(zhì)子交換膜電解水制氫（PEM）、固體氧化物電解水制氫（SOEC）。三種電解水技術(shù)對比見表2。

表2 主流電解水技術(shù)對比

堿性電解水制氫技術(shù)產(chǎn)業(yè)化時間較長，技術(shù)最為成熟，具有投資費用少、操作簡便、長運行壽命等優(yōu)點，但能量轉(zhuǎn)化效率較低，且產(chǎn)氣需要脫堿；質(zhì)子交換膜電解池原理與堿性電解池不同，用固態(tài)的質(zhì)子交換膜代替了傳統(tǒng)AWE 技術(shù)中的液態(tài)電解質(zhì)和隔膜，能夠?qū)錃夂脱鯕飧糸_，保證了產(chǎn)物的純度，同時具有電流密度大、電解效率高、無污染、結(jié)構(gòu)密集、體積小等優(yōu)點，而且可以快速變載，響應(yīng)時間短，與光伏、風(fēng)電（發(fā)電的隨機性和波動性大）匹配性較好。雖然目前受制于膜電極的高成本，但是該技術(shù)被廣為看好，是目前研發(fā)的主要方向；固體氧化物電解池由于工作溫度較高，受限于材料選擇，目前還未商業(yè)化。

為測算電解水制氫的成本，參考相關(guān)計算方法做出如下假設(shè)：①采用堿性電解池制氫，制氫規(guī)模1000m/h，年產(chǎn)氫2×10m；②設(shè)備投資1000萬元，土建、安裝調(diào)試以及其他費用300 萬元，總投資1300萬元，10年折舊，每年工作2000h，采用直線折舊法，無殘值；③光伏電站供電，1m氫氣生產(chǎn)用電5kWh，電價0.3CNY/kWh；④維護費用（包括人員工資）60萬元；⑤毛利15%。

由表3可知，電費在電解水氫氣的成本中占到60%以上，其他為固定成本。需要注意的是，此考察以0.3CNY/kWh 根據(jù)測算基準，電價偏低，如果采用正常上網(wǎng)電價，氫氣成本更高，同時電費所占成本比重也更大。如果電解水制氫要獲得與化石能源制氫相同的價格競爭力，電價需降至0.05 元以下，這在近期很難實現(xiàn)。結(jié)合表1和表3可知，雖然目前各國都在大力發(fā)展電解水制氫，我國在碳達峰和碳中和30·60 政策目標(biāo)的指引下，“綠氫”也獲得越來越多的重視，但在當(dāng)前價格水平下，電解水制氫成本遠遠高于化石能源制氫，因此在當(dāng)下的氫能市場推廣期，還必須依賴低成本的“灰氫”資源。

表3 電解水制氫成本核算

1.3 工業(yè)副產(chǎn)氫成本分析

工業(yè)副產(chǎn)氫是指工業(yè)過程中所產(chǎn)氫氣并非目標(biāo)產(chǎn)品，而是副產(chǎn)品，主要包括煉廠的催化重整、丙烷脫氫、焦?fàn)t煤氣及氯堿化工等，這部分副產(chǎn)氫氣產(chǎn)量很大，對于氫燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展具有很大的回收利用潛力。各副產(chǎn)氫的產(chǎn)品性質(zhì)和成本見表4。

表4 我國幾種副產(chǎn)氫的資源特點和成本

雖然我國工業(yè)副產(chǎn)氫資源豐富，在產(chǎn)業(yè)發(fā)展起步階段可以起到助推作用，但氫能行業(yè)的長期發(fā)展無法完全依賴副產(chǎn)氫。究其原因，一方面是由于副產(chǎn)氫資源分布不均，如副產(chǎn)氫資源最為豐富的焦炭行業(yè)與我國煤炭產(chǎn)地高度重合，基本分布在西北地區(qū)，而丙烷脫氫項目幾乎都在沿海地區(qū)，無法覆蓋全國；另一方面，隨著近年來我國環(huán)保和節(jié)能要求提高，企業(yè)精細管理水平也隨之提升，絕大多數(shù)企業(yè)都上馬了副產(chǎn)氫回收裝置，很大一部分氫氣已經(jīng)內(nèi)部消化，如焦化企業(yè)利用焦?fàn)t煤氣生產(chǎn)甲醇、合成氨、液化天然氣（LNG）或用于煤焦油加氫，氯堿行業(yè)使用副產(chǎn)氫氣生產(chǎn)鹽酸或聚氯乙烯等，所以實際可用的副產(chǎn)氫并不如預(yù)計多。因此副產(chǎn)氫只能作為氫能發(fā)展的局部補充，無法全面支撐我國未來的氫能產(chǎn)業(yè)。

2 運氫成本分析

目前氫氣的主要運輸手段有三種，即高壓氣氫、低溫液氫、管道輸氫，其中高壓氣氫運輸是現(xiàn)下主流的運輸方式。高壓氣氫運輸是通過壓縮機將高壓氫氣（工作壓力10～30MPa，通常20MPa）儲存在壓力容器中，并由長管拖車運輸。長管拖車的壓力容器通常由6～10 個大容積無縫高壓鋼瓶組成。該方法目前技術(shù)成熟、使用廣泛，但由于氫氣密度小，而儲氫壓力容器自重大，所以最終拖車所運氫氣的質(zhì)量只占總運輸質(zhì)量的1%～2%，國內(nèi)常見的單車運氫量為260～460kg。另外氫氣瓶卸車時間較長，需要2～6h，效率較低。

液氫運輸是將氫氣深度冷凍至21K液化，再通過0.6MPa 的專用低溫絕熱槽罐進行運輸?shù)姆椒?。由于液氫的密度達到71g/L，液氫槽罐車的容量大約為65m，每次可運輸氫氣約4000kg，是氣氫拖車運量的10 倍以上，大大提高了運輸效率，適合大批量、遠距離運輸。但該方法的缺點是制取液氫能耗較大（總能量的30%～40%用在液化上），并且液氫儲存、輸送過程會產(chǎn)生一定的蒸發(fā)損失，并需在終端建設(shè)專用接收設(shè)施，抬高了成本。此外，由于我國的液氫關(guān)鍵設(shè)備（如透平膨脹機、3000m以上大型液氫儲罐、液氫泵等）與發(fā)達國家差距較大，很大程度上依然依賴進口，因此液氫在短期內(nèi)還無法成為氫氣儲運的主要手段。

管道輸氫是實現(xiàn)氫氣大規(guī)模、長距離、低成本運輸?shù)闹匾绞健Ｄ壳叭蛞呀ǔ傻臍錃夤艿澜?000km，而中國不足100km。由于管材存在“氫脆”現(xiàn)象，氫氣管道需選用低碳鋼材且要特殊處理，導(dǎo)致造價是普通天然氣管道的2倍以上，所以成本是制約氫氣管道建設(shè)的重要因素。目前的研究熱點是利用現(xiàn)有的天然氣管網(wǎng)混氫運輸。據(jù)研究，如果將摻混的氫氣控制在15%～20%以內(nèi)，可以直接利用現(xiàn)有天然氣管道輸送，德國、英國等已有類似示范項目。如果摻氫路線驗證成功，并能解決氫氣與天然氣管道相容性問題，西部地區(qū)可以利用自身的光伏和風(fēng)能優(yōu)勢制氫，并充分利用現(xiàn)有西氣東輸管道等天然氣主干管道和龐大的支線網(wǎng)絡(luò)向東部地區(qū)遠距離輸氫，大大降低了運氫成本。目前該項研究僅停留在試驗階段，且要面臨分離等技術(shù)難題，所以管輸氫短期內(nèi)不具備成為運氫主要方式的可能。

除以上三種方式外，還有利用化合物儲氫等方式，常用儲氫物質(zhì)有環(huán)己烷、咔唑、十氫萘、液氨、甲醇、氫化鎂、氫氧化鎳等，但目前仍處于實驗室研究階段，暫時不具備推廣可行性。

由此可見，未來中短期內(nèi)，高壓氣氫仍然是主要的運氫方式，所以本文主要以高壓氣氫方式考察用氫成本。受國家標(biāo)準約束，目前長管拖車的最高工作壓力限制20MPa，每次運送氫氣質(zhì)量不足500kg，而國際上已經(jīng)推出50MPa的氫氣長管拖車，每次可運氫氣1000～1500kg。若國內(nèi)放寬對儲運壓力的標(biāo)準，相同容積的管束可以容納更多氫氣，從而降低運輸成本，所以也對50MPa壓力下的運輸成本進行考察。為了計算便利，做出如下假設(shè)：①長管拖車滿載氫氣質(zhì)量350kg（20MPa）/1200kg（50MPa），管束中氫氣殘余率20%；②氫源距離加氫站100km，加氫站每天用氫500kg；③拖車100km 耗油量25L，柴油價格6.5CNY/L；④拖車車頭和管束70萬元，10年折舊，折舊方式均為直線法；⑤每車配司機及裝卸操作員各1 人，人員費用1×10CNY/a，車輛保險費用1×10CNY/a，保養(yǎng)費用0.3CNY/km，過路費0.6CNY/km；⑥每次氫氣壓縮過程耗電1kWh/kg，電價0.6CNY/kWh；⑦運氫毛利15%。分析結(jié)果見圖2。

圖2 不同運輸距離下20MPa及50MPa單位運氫成本

當(dāng)運輸距離為50km 時，氫氣的運輸成本為4.9CNY/kg；隨著運輸距離的增加，長管拖車運輸成本逐漸上升，當(dāng)距離為500km 時運輸成本近22CNY/kg，所以考慮到經(jīng)濟性問題，長管拖車運氫一般適用于200km內(nèi)的短距離和運量較少的運輸場景。此外可以看出，隨著距離增加，20MPa 和50MPa運輸條件下的成本逐漸分化，50MPa下的成本優(yōu)勢越來越明顯，當(dāng)運輸距離為200km時，其成本差距約4CNY/kg。所以從經(jīng)濟性角度出發(fā)，加大鋼瓶儲氫壓力勢在必行，這將是未來高壓氣氫運輸?shù)陌l(fā)展方向。

3 加氫站氫氣成本分析

加氫站是保障燃料電池汽車運行的重要基礎(chǔ)設(shè)施，作為整個氫氣供應(yīng)鏈的終端，其成本也要被包含在用氫成本中。一個典型的加氫站由壓縮系統(tǒng)、儲存系統(tǒng)、加注系統(tǒng)和控制系統(tǒng)等組成。從站外長管拖車運進的氫氣，通過壓縮系統(tǒng)壓縮至一定壓力，加壓后的氫氣儲存在固定式高壓容器中。當(dāng)需要加注氫氣時，氫氣在加氫站固定高壓容器與車載儲氫容器之間的高壓差的作用下，通過加注系統(tǒng)迅速充裝至車載儲氫罐。除去土建成本和管閥外，加氫站成本占比較大的主要是核心設(shè)備，如壓縮機、加注設(shè)備和儲氫罐。由于國內(nèi)缺乏成熟量產(chǎn)的加氫站設(shè)備廠商，進口設(shè)備推高了加氫站建設(shè)成本。為計算單位氫氣在加氫站的成本，做出如下假設(shè)：①加氫站日加氫量為500kg，全年運營365天，設(shè)備費采購及安裝費用1200萬元，土地和土建費用300萬元，固定成本共1500萬元；②設(shè)備折舊15年，土地房屋折舊30 年，采用直線折舊法，無殘值；③管理維護和人工成本每年200萬元；④毛利20%。

從表5可知，加氫站占到氫氣成本占比仍然較大，一方面是氫氣性質(zhì)導(dǎo)致加氫站比傳統(tǒng)加油站工藝更加復(fù)雜，同時關(guān)鍵設(shè)備依賴進口造成原始投資較高；另一方面由于當(dāng)前氫燃料電池汽車數(shù)量不多，每日加氫量有限，造成折舊及公攤成本較高。如果加氫量翻一番，則單位加氫成本可以降低一倍，極大降低了加注環(huán)節(jié)的成本。

表5 加氫站成本核算

綜合以上分析，對全產(chǎn)業(yè)鏈的氫氣成本進行核算，核算結(jié)果見表6。同時以天然氣制氫為例，考察20MPa 條件下不同運輸距離氫氣不同部分成本占比，結(jié)果見圖3。

從表6 和圖3 可知，當(dāng)前氫氣成本過高的原因在于運輸和加注環(huán)節(jié)成本占比過大，占到總成本的60%以上，這遠遠高于傳統(tǒng)成品油產(chǎn)業(yè)鏈對應(yīng)的環(huán)節(jié)。與電動車和燃油車相比，氫燃料電池汽車能耗成本普遍較高，仍需要進一步降低成本。

圖3 隨運輸距離變化氫氣成本構(gòu)成的占比

表6 不同運輸距離條件下20MPa和50MPa氫氣成本匯總

4 降低用氫成本的建議

針對以上分析表，為了盡快推廣氫燃料電池汽車，必須進一步壓縮氫氣成本，降低車輛用氫負擔(dān)，提出以下建議。

（1）降低可再生能源電價，大力發(fā)展電解水制氫。通過以上價格對比可知，電費需降至0.05CNY以內(nèi)，電解水制氫的成本才能與化石能源制氫相競爭，當(dāng)下與化石能源氫氣成本相比還有不小差距，在未來很長一段時間內(nèi)，氫氣的生產(chǎn)和氫能的推廣還離不開傳統(tǒng)的煤與天然氣。無論是天然氣制氫還是煤制氫，經(jīng)過幾十年的發(fā)展技術(shù)上已相當(dāng)成熟，通過技術(shù)提升降本空間不大，且成本構(gòu)成以原料價格為主，受市場控制，波動性較強，因此雖然“灰氫”仍是中短期氫氣的主要來源，但無論從政策導(dǎo)向還是可降成本空間，氫能未來的可持續(xù)發(fā)展仍要靠電解水生產(chǎn)的“綠氫”。降低電解水制氫成本應(yīng)從兩方面入手，首先要降低電費，由于目前我國工業(yè)用電成本仍然較高，因而通過風(fēng)光“棄電”制氫將是未來行業(yè)的主要發(fā)展方向，目前已經(jīng)有相關(guān)企業(yè)進行嘗試；另一方面應(yīng)該著力降低電解槽采購成本。由于堿性電解槽已經(jīng)發(fā)展成熟，所以應(yīng)集中力量科技攻關(guān)PEM 電解槽，設(shè)法降低制造成本，努力提高使用壽命，合力降低氫氣的生產(chǎn)成本，力求降低至天然氣或煤制氫的成本水平。

（2）盡快提高運氫壓力，降低單位運氫成本。在可預(yù)期間內(nèi)，受技術(shù)限制，利用長管拖車公路運輸高壓氣氫是目前的唯一選擇。如上文分析，如提高運氫壓力至國外的50MPa，則可多運氫3～4 倍，降低單位運輸成本（如當(dāng)運輸距離100km時，可降低運費75.3%），且隨著運距增加，高壓力優(yōu)勢更加明顯。但國內(nèi)目前主流的氫氣壓縮管束還是Ⅰ型瓶為主，無法承受20MPa 以上壓力，如要做到50MPa需要裝載Ⅲ型瓶或者Ⅳ型瓶管束。目前國內(nèi)有關(guān)部門對高壓氫氣Ⅳ型瓶還沒有出臺相應(yīng)標(biāo)準，且面臨技術(shù)壁壘，國內(nèi)還沒有可以生產(chǎn)制造Ⅳ型瓶的企業(yè)，所以還未實現(xiàn)商業(yè)化。而Ⅲ型瓶由于外層纏繞的高強度碳纖維主要依賴進口，成本是Ⅰ型瓶的數(shù)倍，主要作為燃料電池車載氫氣容器使用，還未應(yīng)用在拖車管束上。針對上述情況，一方面應(yīng)加強科技開發(fā)力度，力爭關(guān)鍵材料國產(chǎn)化，降低Ⅲ型和Ⅳ型瓶生產(chǎn)成本；另一方面，應(yīng)該向政府相關(guān)部門呼吁，盡快修改高壓氫氣容器相關(guān)標(biāo)準規(guī)范，給Ⅳ型瓶市場留出空間，同時放松相關(guān)法規(guī)要求，提高公路運輸?shù)倪\氫壓力。

（3）攻克“卡脖子”技術(shù)，關(guān)鍵設(shè)備國產(chǎn)化。相比傳統(tǒng)的成品油產(chǎn)業(yè)鏈，加氫站所占成本比重遠遠高于加油站，原因之一在于加氫站的主要設(shè)備依靠進口，抬高了投資成本。以核心設(shè)備壓縮機為例，我國加氫站采用的壓縮機多以進口為主，國產(chǎn)壓縮機在關(guān)鍵指標(biāo)和系統(tǒng)可靠性上還有很大差距，導(dǎo)致單此一項占到全部投資的30%以上，高于其他投資。除壓縮機外，站用儲氫瓶組和加氫機雖然國產(chǎn)化程度稍高，但在很多核心指標(biāo)上與國外產(chǎn)品相比還有差距。因此應(yīng)通過政策扶持鼓勵，加大對關(guān)鍵設(shè)備的研發(fā)投入，爭取加氫站核心裝備早日國產(chǎn)化，降低投資成本。

（4）突破政策限制，實現(xiàn)站內(nèi)制氫。通過上面的成本分析可知，運輸成本在整個氫氣成本中所占比重大，而解決這一問題的方法之一是分布式站內(nèi)制氫，即制氫和加氫“零距離”。由于我國仍把氫氣列為危險化學(xué)品，要求必須在化工園區(qū)內(nèi)生產(chǎn)，導(dǎo)致我國加氫站絕大多數(shù)為站外供氫。因此應(yīng)該盡快將氫氣納入能源類產(chǎn)品管理，優(yōu)先在有條件的地區(qū)實現(xiàn)站內(nèi)制氫，利用小型化制氫裝置，如撬裝式天然氣制氫設(shè)備或光伏發(fā)電耦合電解水制氫，省掉運輸成本，壓縮產(chǎn)業(yè)鏈長度，降低用氫成本。

（5）提升加氫站工藝水平，優(yōu)化配置，技術(shù)創(chuàng)新。加氫站除了建設(shè)投資外，日常管理運營水平同樣決定了氫氣成本。目前我國加氫站在穩(wěn)定性和可靠性上與國外相比仍有很大提升空間，實現(xiàn)連續(xù)運轉(zhuǎn)且保持運行狀況的平穩(wěn)仍需大量改進工作。研究表明，如果加氫站連續(xù)無故障加氫次數(shù)提高1 倍，可以降低氫氣成本1.5CNY/kg，如果日加氫能力提高15%，會降低成本1.0CNY/kg，如果電耗降低50%，會降低氫氣1.0CNY/kg。應(yīng)優(yōu)化加氫站配置，提高設(shè)備壽命，降低運行能耗，增強可靠性，由此帶來的收益可能高于單純建設(shè)成本的降低。

（6）提高儲氫設(shè)施利用率。受制于氫氣性質(zhì)和當(dāng)前技術(shù)，無論是長管拖車的集裝管束還是加氫站的高壓瓶組，氫氣的使用率只能達到70%～80%，造成很大損失，提高了用氫成本。相關(guān)企業(yè)應(yīng)該加大科研開發(fā)，通過技術(shù)創(chuàng)新和工藝優(yōu)化提高高壓氣瓶內(nèi)的氫氣利用率，降低損耗，從而降低運輸過程和加氫站內(nèi)氫氣成本。

5 結(jié)論

隨著碳減排政策的不斷推進、氫燃料電池汽車的規(guī)?；茝V和氫能市場的逐漸成熟，市場對氫氣的需求將呈爆發(fā)式增長。雖然傳統(tǒng)的化石原料生產(chǎn)的“灰氫”在中短期內(nèi)仍將占據(jù)市場主流，但通過CCUS 所產(chǎn)的“藍氫”和可再生能源耦合電解水所產(chǎn)的“綠氫”將是未來發(fā)展方向。盡管目前受制于高成本，氫能的推廣期還必須依賴低價“灰氫”，但隨著技術(shù)進步和電價降低，低碳氫氣的市場份額會逐步擴大，占據(jù)市場主流。同時，通過科技創(chuàng)新和管理創(chuàng)新，疊合氫燃料電池汽車數(shù)量的穩(wěn)步增加以及產(chǎn)業(yè)配套設(shè)施的逐步完善，到達某一臨界點后，氫氣的運輸成本和加氫站的建設(shè)及運營成本會快速降低，氫氣會變得更為廉價，氫能產(chǎn)業(yè)也將進入快速擴張階段。相信在我國政府的統(tǒng)一部署和大力推動下，通過相關(guān)科研單位、裝備制造企業(yè)、能源企業(yè)和燃料電池車企的持續(xù)努力和通力合作，氫能行業(yè)會很快跨過當(dāng)下的產(chǎn)業(yè)導(dǎo)入期，在逐步離開政策扶持的條件下進入實質(zhì)性產(chǎn)業(yè)化快速發(fā)展階段，“氫能社會”的目標(biāo)不久將會在我國變?yōu)楝F(xiàn)實。