在新冠疫情影響下，氣候變化和溫室氣體減排問題更加突出，各國政府進一步加大“脫碳”力度，殼牌、BP、中石化等傳統能源企業已經開始重組。其中，氫能是一種轉型的重要方向。氫能作為一種高效、清潔、可持續的能源，被視為21世紀最具發展潛力的“終極能源”。隨著我國碳達峰和碳中和目標的出臺以及實現30/60目標的政策實施，氫能將有更大的發展空間。預計未來10至20年，清潔氫在可持續能源中將逐漸發揮越來越重要的作用，并逐漸出現在各種能源消費的比重中，為工業和交通領域的碳減排做出更重要的貢獻。在國家政策的鼓勵和企業的積極參與下，氫能源呈現出爆發式的發展。正從工業化初期過渡到快速發展期。但是，在這個過程中仍然存在很多問題。其中，氫氣的高成本是現階段的產業化階段核心問題。下面從制氫-儲氫-加氫產業鏈的角度分析氫氣成本。

1、制氫成本分析

1.1 天然氣和煤制氫成本分析

我國擁有豐富的氫氣資源，2020年我國氫氣產能約4100萬噸，產量約3343萬噸。中國已成為全球最大的氫生產國。由于我國氫燃料電池汽車數量較少，用作動力源的氫并不多。氫氣主要用于合成氨、煉油、甲醇生產、費托合成等化工原料。目前，我國的制氫方式主要有煤制氫、天然氣制氫、水電解制氫、工業副產氫等。天然氣制氫主要是通過甲烷蒸汽重整，在催化劑的作用下產生H2和CO。分離后，CO被轉化并與水蒸氣反應生成CO2和H2。天然氣水蒸氣重整制氫是一種技術成熟的傳統制氫工藝，廣泛用于煉油廠制氫、純氫、合成氣和合成氨原料，它是工業上最常用的制氫方法。

煤制氫主要以水煤漿或煤粉的形式，在氣化爐中在1000℃以上的高溫下與氣化劑（蒸汽/氧氣）反應生成合成氣（H2+CO）、CO和H2分離后，CO通過水蒸汽轉化為H2和CO2，再經過脫酸性氣體（CO2+SO2）和氫氣PSA提純，得到高純度氫氣。近年來，從原料的可獲得性和成本的角度來看，越來越多的煉油廠、尿素廠等制氫企業選擇煤制氫工藝。近年來，煤制油、煤制烯烴等煤化工行業的飛速發展，也為煤氣化技術提供了更大的發展空間，技術研發、工程設計和運行水平不斷提高。

根據相關行業氫氣成本模型的計算方法，計算天然氣生產和煤炭生產的氫氣成本，結果如表1所示。

以上計算以原料天然氣價格2.5元/Nm3、煤炭800元/噸計算，同時對外銷售價格按毛利15%計算。通過以上靜態調查可以看出，天然氣成本占天然氣制氫成本的73%以上，煤炭成本占煤炭制氫成本的54%以上。相對而言，天然氣制氫對原材料價格更為敏感。圖1顯示了動態條件下相同氫氣成本與天然氣和煤炭價格的比較。由于我國天然氣價格主要由政府定價，煤炭價格市場化，天然氣價格相對固定，波動不大。但煤炭價格受國家政策和市場供需影響較大，短期內往往會出現大幅波動。煤制氫成本往往會相應波動。因此，雖然煤制氫成本普遍低于天然氣制氫，但當市場發生劇烈變化時，其成本可能會超過天然氣制氫。

無論是天然氣制氫還是煤制氫，在生產過程中都會產生二氧化碳，即產生的氫屬于“灰氫”。在雙碳目標下，通過碳捕獲（CCUS）技術生產的“藍氫”是未來的方向。但由于CCUS技術不成熟，除國內少數示范項目外，尚未得到廣泛推廣。在目前的技術水平下，用CCUS疊加天然氣制氫將使氫氣成本增加33%。由于煤制氫的碳排放強度高于天然氣，因此疊加CCUS后，煤制氫的成本將增加近50%。如果征收碳稅，在175元/t CO2的條件下，天然氣制氫成本將增加0.84元/kg，煤制氫成本將增加3.85元/kgH2。考慮到碳排放成本，如果未來原材料價格不顯著，天然氣制氫成本可能低于煤炭制氫成本。顯然，在氫能發展的初期，在氫的成本還比較高的時候，CCUS和碳稅的推廣不利于氫能的快速推廣。

1.2 電解水制氫成本分析

電解水是一種操作靈活的綠色環保制氫方法，該產品純度高，技術相對成熟，可與風電、光伏等可再生能源耦合制氫，實現規模化制氫。在現有技術條件下，電解水作為綠色制氫的主要方式，近年來受到市場的青睞，制氫規模也逐漸從兆瓦級向千兆瓦級邁進。根據電解液的不同，目前水電解技術分為堿性電解水（AWE）、質子交換膜電解水（PEM）和固體氧化物電解水（SOEC）三種。三種電解水技術的比較見表2。

堿水電解制氫技術產業化時間較長，技術最為成熟，具有投資成本低、操作簡單、使用壽命長等優點，但能量轉換效率低，產氣需脫堿；質子交換膜電解槽原理與堿性電解槽不同。固體質子交換膜取代了傳統AWE技術中的液體電解質和隔膜，具有無污染、結構致密、體積小等優點，能快速改變負載，響應時間短，與光伏、風電（發電的隨機性和波動性）匹配性好。雖然目前受制于膜電極的高成本，但該技術被廣泛看好，是目前研發的主要方向；固體氧化物電解槽由于工作溫度高，材料選擇有限，尚未商業化。

為估算水電解制氫成本，參照相關計算方法，作如下假設：

(1)采用堿性電解池制氫，制氫規模1000Nm3/h，年產氫200萬Nm3；

（2）設備投資1000萬元，土建、安裝調試等費用300萬元，總投資1300萬元，10年折舊，年工時2000小時，采用直線折舊法，無殘值；

（3）光伏電站供電，1Nm3制氫電耗5kWh，電價0.3元/kWh；

（4）維修費用（含人員工資）60萬元；

(5) 毛利15%。

從表3可以看出，電費占電解水氫氣成本的60%以上，其余為固定成本。需要注意的是，本次調查采用0.3元/千瓦時計算基準，電價偏低。如果采用正常的上網電價，氫的成本會更高，電費也將占成本的更大比例。電解水制氫要達到與化石能源制氫同等的價格競爭力，需要將電價降到0.05元以下，這在近期很難實現。結合表1和表3可以看出，雖然目前各國都在大力發展電解水制氫，但在30/60政策目標的引導下，“綠色氫”也受到越來越多的關注，但在當前價格水平，電解水制氫成本遠高于化石能源。因此，在當前的氫能市場推廣期，要依靠低成本的“灰氫”資源。

1.3 工業副產氫成本分析

工業副產氫是指工業過程中產生的氫氣不是目標產品，而是副產品，主要包括煉油廠催化重整、丙烷脫氫、焦爐煤氣和氯堿化學品等。本部分副產氫氣產量大，對氫燃料電池汽車產業的發展具有巨大的回收利用潛力，每種副產氫的產品性質和成本見表4。

雖然我國工業副產氫資源豐富，在工業發展初期可以起到助推器的作用，但氫能產業的長遠發展不能完全依賴副產氫。究其原因，一方面是副產氫資源分布不均。例如，副產氫資源最多的焦炭行業與我國煤炭產區高度重疊，基本分布在西北地區。幾乎所有的丙烷脫氫項目都位于沿海地區。不能覆蓋全國；另一方面，隨著近年來我國環保節能要求的提高，企業的精細化管理水平也有所提高。焦化企業利用焦爐煤氣生產甲醇、合成氨、LNG 或煤焦油加氫，氯堿工業利用副產氫生產鹽酸或聚氯乙烯，實際可利用的副產氫不及大如預期。因此，副產氫只能作為發展氫能的部分補充，不能完全支撐我國未來的氫能產業。

2 氫運輸成本分析

目前，氫輸運方式主要有高壓氣氫、低溫液態氫和管道輸氫三種。其中，高壓氣氫運輸是目前主流的運輸方式，高壓氫氣運輸是通過壓縮機將高壓氫氣（工作壓力10~30MPa，通常為20MPa）儲存在壓力容器中，用長管拖車運輸，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。這種方法目前已經成熟，應用廣泛。但由于氫氣密度低，儲氫壓力容器較重，拖車運輸的氫氣質量僅占總運輸質量的1%～2%。這是每輛車常見的國內氫運輸量，約260~460kg。另外，氫氣瓶卸車時間長，約需2～6小時，效率低。

液氫輸送是將氫氣深度冷凍至21K液化，然后通過0.6MPa的特制低溫保溫罐輸送。由于液氫密度達到71g/L，液氫罐車容量約為65m3，每次可運輸約4000kg氫氣，是氣氫拖車運輸量的10倍以上，這大大提高了運輸效率，適用于大規模、長距離運輸，但這種方法的缺點是生產液氫消耗大量能量（總能量的30%～40%用于液化），并且在液氫的儲存和運輸過程中會發生一定的蒸發損失，需要在終端建設特殊的接收設施抬高成本。此外，由于我國關鍵液氫設備（如透平膨脹機、3000立方米以上大型液氫儲罐、液氫泵等）與發達國家差距較大，仍很大程度上依賴進口，它還不能成為氫儲存和運輸的主要手段。

管道氫氣運輸是實現氫氣大規模、長距離、低成本運輸的重要途徑。目前，全球有近5000公里的氫氣管道，而中國只有不到100公里。由于管材存在“氫脆”現象，氫氣管道需要采用低碳鋼，需要特殊處理，導致成本是普通天然氣管道的兩倍以上。因此，成本是制約氫氣管道建設的重要因素。目前的研究熱點是利用現有的天然氣管網混合輸送氫氣。據研究，如果混合氫氣控制在15%～20%，可直接利用現有天然氣管道輸送。德國和英國也建立了類似的示范項目。如果成功驗證氫氣混合路線，解決氫氣和天然氣管道的兼容性問題，西部地區可以利用自身在光伏和風能方面的優勢生產氫氣，充分利用現有的天然氣主管道和支線網絡進行西氣東輸，將氫氣遠距離運輸到東部地區，大大降低了氫氣運輸成本。目前，該研究僅處于實驗階段，面臨分離等技術難點。因此，管道氫運輸短期內不具備成為氫運輸主要方式的可能性。

除上述三種方法外，還有利用化合物儲氫等方法，常用的儲氫材料有環己烷、咔唑、十氫化萘、液氨、甲醇、氫化鎂、氫氧化鎳等，但仍在試驗中。在實驗室研究階段，暫時沒有推廣的可行性。

可以看出，未來中短期內高壓氣氫仍將是輸送氫氣的主要方式，因此本文主要以高壓氣氫來考察氫氣的成本。受國內標準約束，目前長管拖車的最大工作壓力限制在20MPa，每次氫氣質量小于500kg，但國際上已經引進了50兆帕氫氣長管拖車，每次可運輸1000～1500公斤氫氣。如果放寬國內儲運壓力標準，同樣體積的管束可以含有更多的氫氣，從而降低運輸成本，因此也研究了50MPa壓力下的運輸成本。

為計算方便，作如下假設：

(1)長管拖車滿氫質量為350kg(20MPa)/1200kg(50MPa)，管束內氫殘留率為20%；

(2)氫源距加氫站100km，加氫站每天使用氫氣500kg；

（3）拖車百公里油耗25L，柴油價格6.5元/L；

（4）拖車車頭與管束70萬元，折舊10年，折舊方法為直線法；

（5）每輛車配備一名司機和一名裝卸操作員，人員費用10萬元/年，車險費用1萬元/年，維修費用0.3元/公里，過路費0.6元/公里；

（6）每個氫氣壓縮過程耗電1kWh/kg，電價0.6元/kWh；

(7) 氫運輸毛利為15%。

運輸距離為50km時，氫氣運輸成本為4.9元/kg；隨著運輸距離的增加，長管拖車的運輸成本逐漸上升，當運輸距離為500km時，運輸成本接近22元/kg，所以要考慮經濟問題，長管拖車一般適用于200km以內距離較短、運輸量較小的運輸場景。另外可以看出，隨著距離的增加，20MPa和50MPa運輸條件下的成本逐漸分化，50MPa下的成本優勢越來越明顯。運輸距離為200km時，成本差約為4元/kg。因此，從經濟角度來看，提高鋼瓶儲氫壓力勢在必行，這將是未來高壓氫氣運輸的發展方向。

3 加氫站加氫成本分析

加氫站是保障燃料電池汽車運行的重要基礎設施。作為整個氫氣供應鏈的終端，其成本也應計入氫氣成本。典型的加氫站由壓縮系統、存儲系統、加氫系統和控制系統組成。從站外長管拖車運來的氫氣通過壓縮系統壓縮到一定壓力，加壓后的氫氣儲存在固定的高壓容器中。當需要加氫時，在加氫站固定高壓容器與車載氫氣之間的高壓差作用下，通過加氫系統將氫氣快速填充到車載儲氫罐中儲存容器。除了土建成本和管道閥門，加氫站成本的主要部分是核心設備，如壓縮機、加注設備和儲氫罐。由于國內缺乏成熟、量產的加氫站設備制造商，進口設備推高了加氫站的建設成本，為了計算加氫站的單位氫氣成本，做出以下假設：

（1）加氫站日加氫能力500kg，全年365天運營，設備采購安裝費1200萬元，土地及土建費300萬元，固定成本共計1500萬元。

（2）設備折舊15年，土地房屋折舊30年，采用直線法折舊，無殘值；

（3）管理、維護、人工費用200萬元/年；

(4) 毛利20%。

從表5可以看出，加氫站仍占氫氣成本的很大比例。一方面，氫氣的性質使得加氫站比傳統加油站更加復雜。同時，關鍵設備對進口的依賴導致初期投資較高。目前氫燃料電池汽車數量較少，每日加氫量有限，導致折舊及攤銷成本較高。如果加氫量增加一倍，單位加氫成本可以增加一倍，大大降低了灌裝過程的成本。

基于以上分析，計算了整個產業鏈的制氫成本，計算結果如表6所示。同時，以天然氣制氫為例，不同部分的成本占比考察了20MPa條件下不同運輸距離的氫氣，結果如圖3所示。

從表 6 和圖 3 可以看出，目前氫氣成本居高不下的原因是運輸和加氫成本占比過高，占總成本的 60% 以上，遠高于傳統成品油產業鏈相應環節。與電動汽車和燃料汽車相比，氫燃料電池汽車的能源成本普遍較高，仍需進一步降低成本。

4 降低氫氣成本的建議

綜上所述，要想盡快推廣氫燃料電池汽車，必須進一步壓縮氫的成本，降低汽車使用氫的負擔。提出以下建議：

（1）降低可再生能源電價，大力發展水電解制氫。從以上價格對比可以看出，電費需要降低到0.05元以下，這樣電解水制氫成本才能與化石能源制氫成本競爭。與化石能源制氫成本相比，仍有較大差距。這將是未來很長一段時間內，制氫和推廣氫能也離不開傳統的煤炭和天然氣。無論是天然氣制氫還是煤制氫，經過幾十年的發展，技術已經相當成熟，通過技術改進降低成本的空間不大，成本構成主要基于原材料價格受市場控制，波動性強。因此，雖然“灰氫”在中短期內仍是氫能的主要來源，但無論是政策導向還是成本降低空間，未來氫能的可持續發展仍取決于“綠氫”由水電解產生。

電解水制氫成本應從兩方面降低。一是降低電費。由于目前我國工業用電成本仍居高不下，風能、太陽能“棄電”制氫將是未來行業的主要發展方向。已經有相關公司進行嘗試；另一方面，要努力降低電解槽的采購成本，隨著堿性電解槽日趨成熟，需要重點對PEM電解槽進行科技攻關，努力降低制造成本，提高使用壽命，共同努力降低單邊制氫成本，努力降低天然氣或煤制氫的成本。

(2)盡快加大氫氣運輸壓力，降低氫氣運輸單位成本。在可預見的時期內，由于技術限制，使用長管拖車通過公路運輸高壓氫氣是目前唯一的選擇。如上分析，如果國外氫氣運輸壓力提高到50MPa，可運輸氫氣3～4倍，降低單位運輸成本（如運輸距離為100公里時，運費可降低了 75.3%），并且隨著運輸距離的增加，高壓優勢更加明顯。但目前國內主流的氫氣壓縮管束以Ⅰ型瓶為主，不能承受20MPa以上的壓力，如果要達到 50 MPa，則需要裝載 III 型瓶或 IV 型瓶束。

目前，國內有關部門尚未出臺相應的高壓氫Ⅳ型鋼瓶標準，面臨技術壁壘。國內沒有企業可以生產IV型氣瓶，因此尚未實現商品化。III型瓶由于外層纏繞高強度碳纖維，主要依賴進口，成本是I型瓶的數倍，主要用作燃料電池車載氫氣容器，尚未應用于掛車管束。針對上述情況，一方面要加強科技開發，努力實現關鍵材料國產化，降低III型和IV型瓶的生產成本；為瓶裝市場留出空間，放寬相關規定，加大氫運輸對公路運輸的壓力。

（3）攻克“卡脖子”技術，實現關鍵設備國產化。與傳統成品油產業鏈相比，加氫站成本占比遠高于加油站。原因之一是加氫站的主要設備依賴進口，增加了投資成本。以核心設備壓縮機為例，我國加氫站使用的壓縮機大多以進口為主，國產壓縮機在關鍵指標和系統可靠性方面還存在較大差距，僅此一項就占總投資的 30%以上，高于其他投資，除壓縮機外，車站儲氫鋼瓶、加氫機國產化程度略高，但在許多核心指標上仍落后于國外產品，因此應通過政策支持和鼓勵，加大關鍵設備研發投入，力爭加氫站核心設備盡快國產化，降低投資成本。

（4）突破政策限制，實現現場制氫，從以上成本分析可以看出，運輸成本占氫氣整體成本的比重很大，解決這一問題的方法之一是分布式站制氫，即制氫加氫“零距離”。由于我國仍將氫氣列為危險化學品，并要求在化工園區內生產，因此我國大部分加氫站均在站外供應氫氣。因此，應呼吁有關部門盡快將氫氣納入能源產品管理，有條件的地區優先在加氫站制氫，利用小型化制氫裝置，如撬裝式天然氣制氫設備或光伏發電耦合電解水制氫，省掉運輸成本，壓縮產業鏈長度，降低用氫成本。

（5）提高加氫站技術水平，優化配置和技術創新。除了加氫站的建設和投資，日常管理和運營水平也決定了氫氣的成本。目前，我國加氫站的穩定性和可靠性與國外相比還有很大的提升空間，要實現連續運行并保持穩定的運行條件，還需要進行大量的改進工作。研究表明，如果加氫站連續無故障加氫次數增加一倍，氫氣成本可降低1.5元/kg，如果每天加氫量增加15%，成本將降低1.0元/kg，如果電耗降低50%，氫氣將減少1.0元/kg。優化加氫站配置，提高設備壽命，降低運行能耗，提高可靠性。

其收益可能大于簡單建設成本的降低。

（6）提高儲氫設施利用率，由于氫氣的性質和目前的技術，無論是長管拖車的管束，還是加氫站的高壓瓶組，氫氣的利用率都只能達到70%~80%，造成巨大的損失和增加氫氣的成本。相關企業要加大科研開發力度，通過技術創新和工藝優化，提高高壓氣瓶氫氣的利用率，減少損失，從而降低氫氣在運輸過程和加氫站的成本。

隨著碳減排政策的不斷推進、氫燃料電池汽車的大規模推廣以及氫能市場的逐漸成熟，市場對氫的需求將呈爆發式增長。雖然中短期內，傳統化石原料生產的“灰氫”仍將占據市場主導地位，但CCUS生產的“藍氫”和電解水結合可再生能源生產的“綠氫”將成為市場主流，未來的發展方向。雖然目前受制于高成本，氫能的推廣期必須依靠低價的“灰氫”，但隨著技術進步和電價的降低，低碳氫的市場份額將逐漸擴大，占據主流市場。

同時，通過技術創新和管理創新，疊加氫燃料電池汽車數量穩步增加，產業配套設施逐步完善，達到一定臨界點后，氫的運輸成本和建設運營加氫站的成本將迅速降低，氫會變得更便宜，氫能產業將進入快速擴張階段。相信在政府的統一部署和大力推動下，通過相關科研單位、裝備制造企業、能源企業和燃料電池汽車企業的不斷努力與合作，氫能產業將很快通過目前的產業導入時期，逐步脫離政策支持，進入實質性工業化快速發展階段，我國“氫能社會”的目標即將成為現實。