1、 1. 引言 当前氢能产业正处于快速发展期，从中央到地方，关于氢能产业的规划和布局正在紧锣密鼓地进行。在氢能产业快速发展的同时，产业链面临的关键问题也亟需深入的研究讨论，从而确定各方共识，向政府提供决策参考，保障氢能发展的关键制度供给。 目前全球多个国家和地区已经颁布了氢能发展路线图。例如，2019年 2 月，欧洲燃料电池和氢能联合组织（FCH-JU）发布欧洲氢能路线图 ， 显示发展氢能将为欧洲带来巨大的社会经济和环境效益， 目标到 2030年推广 370 万辆氢燃料电池乘用车，创造约 1300 亿欧元的产值。美国燃料电池与氢能协会（FCHEA）于 2019 年 11 月发布氢能经济路线图 ，

2、目标到 2025 年，各种应用的氢需求总量将达到 1300 万吨，将有 12.5 万辆氢燃料电池汽车。 日本政府将 氢能及燃料电池路线图 更新到第三版，持续在技术研发、加氢基础设施建设、氢能供给和终端应用等方面投入资金支持。韩国政府计划到 2040 年燃料电池产量扩大至 15GW，氢燃料电池汽车产量至 620 万辆，加氢站至 1200 座。 我国氢能领域缺乏顶层设计，有必要尽快制定我国的氢能发展路线图。 目前氢能领域的研究较为分散， 多集中于各个子板块， 例如燃料电池、车用氢能等，缺乏顶层统筹。自 2016 年以来，中国电动汽车百人会就氢能发展问题，召开多次行业研讨会，进行多项专题研究工作，相

3、关课题研究单位及与会专家均认为有必要将氢能纳入国家能源战略层面统一规划，明确氢能发展路线，推进氢能在交通运输、能源供应、工业生产、家庭生活等多个领域的产业应用。 氢能顶层设计需要跨部门、跨行业、跨学科协同。氢能行业管理涉及多个部门，例如在氢的管理上，作为危险化学品还是能源属性尚不明确， 在相关基础设施建设审批上，涉及工商、土地规划、住建、安监、消防、环境评价等多个部门，主管单位尚不明确。同时，氢能供应与应用涉及多个行业，例如煤化工、炼油、炼钢、焦化等传统工业，与氢燃料电池汽车、固定式燃料电池储能应用等新兴产业。另外，氢能技术突破涉及多个学科，例如化学、化工、热能、机械、车辆等能源基础学科以及新

4、能源融合的交叉学科。总体而言，过去单一学科、单一产业、单一部门归口的模式难以胜任氢能发展规划与路线图这项顶层设计工作，亟需多部门、多行业、多学科协同。 课题组在 2019 年启动了“中国氢能发展路线图”项目，通过梳理中国当前氢能发展现状，研判未来氢能发展趋势，探索我国氢能发展的解决方案，重点聚焦绿色高效经济的氢能供应体系和全球领先的氢能应用网络。 恰逢 2020 年中国电动汽车百人会年会召开之际，课题组发布中国氢能发展路线图 1.0：如何实现绿色高效经济的氢能供应体系？ ，聚焦于氢能供应体系，通过梳理处于产业链上游的氢能供应体系存在的诸多挑战， 发现我国氢能产业发展中面临的问题， 探索具有中国

5、特色的解决方案，以实现氢经济的美好愿景。 本报告详细描述了中国氢能供应体系的现状与问题， 同时基于现状与问题，描述未来如何通过模式创新、技术进步与规模升级、管理体制与政策优化逐步实现绿色高效经济的氢能供应体系。 希望我们的研究可以为从业人士、政府机构、咨询机构和投资机构等更好的了解产业发展情况以及面临的问题提供帮助。 中国氢能发展路线图 1.0：如何实现绿色高效经济的氢能供应体系？是课题组 2019 年度在氢能领域研究的一部分，接下来我们会继续开展氢能应用网络的深入研究，我们也真诚的希望产业内的企业、研究机构、专家和学者共同参与，一起为中国氢能产业的发展贡献一份力量。 2. 中国氢能供应体系发

6、展现状 在中国，现阶段主要把氢作为工业原料而非能源使用。我国是产氢大国，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，氢气的生产与利用具有较为成熟的经验。一般由企业购买煤炭、天然气、石油等原料，利用自有设备制得氢气，并把其用于相应产品合成的原料及为生产供热。 总体上，由于煤炭是我国主体能源和基础产业，我国煤气化制氢（以下称煤制氢）占比超过其他制氢方式。目前氢产量的统计通常采取由下游产品产量倒推计算的方法，然而企业在实际生产过程中通常会留有余量，因此各口径下的产量统计数据略有差异。 图表 1 全球与中国的氢气生产结构现状 制氢原料及方式 全球1 国内- 统计口径 12 国内

7、- 统计口径 23 化石能源制氢 煤制氢 18% 43% 62% 天然气重整制氢 48% 16% 19% 石油制氢 30% 13% 合计 18% 工业副产提纯制氢 焦炉煤气、氯碱尾气等 28% 电解水制氢 4% 微量 1% 其他方式制氢 生物质、光催化等 微量 微量 1 Hydrogen From Renewable Power 2017 2 清华大学，车百智库 3 中国标准化研究院, 全国氢能标准化技术委员会.中国氢能产业基础设施发展蓝皮书(2018) 资料来源：车百智库 2.1 制氢环节 2.1.1 概述 从各制氢路径的特点来看，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 C

8、O2排放，制得氢气中普遍含有硫、磷等危害燃料电池的杂质，对提纯及碳捕集有着较高的要求。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的氢能供应来源；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。 图表 2 主要制氢路径及其优缺点 制氢方式 原料 优点 缺点 适用范围 化石能源 制氢 煤 技术成熟 储量有限， 制氢过程存在碳排放问题， 须提纯及去除杂质 合成氨、合成甲醇、石油炼制等 天然气 技术成熟 电解水制氢 电、水 工 艺 过 程 简单，制氢过程不 存 在 碳 排放 消耗电

9、量大 电子、有色金属冶炼等对气体纯度及杂质含量有特殊要求 化工过程副产氢 焦炉煤气、化肥工业、氯碱、轻烃利用等 成本低 须提纯及杂质去除， 无法作为大规模集中化的氢能供应源 合成氨、石油炼制等 制氢方式 原料 优点 缺点 适用范围 生物质制氢 农作物、藻类等 原料成本低 氢含量较低 核能制氢 水 合 理 利 用 核能发电废热 技术不成熟 光催化制氢 水 原料丰富 技术不成熟 资料来源：中国船舶重工集团第七一八研究所，车百智库 为控制氢气制取环节的碳排放，化石能源制氢需结合碳捕集、封存和利用（CCUS）技术。CCUS 技术在碳捕集与封存（CCS）技术基础上增加了 CO2利用，包括上游碳捕集、中游

10、碳运输与下游碳利用等环节。相较于CCS，CCUS 可以有效摊销前沿技术体系与巨大工程规模带来的巨额投资和运营成本，但目前还处于研发和示范的初级阶段。 图表 3 CCUS 上下游技术路径 技术路径 技术原理 适用范围 上游 燃烧前捕集 通过燃烧前将碳从燃料中脱除 新建发电厂 燃烧后捕集 从燃烧生成的烟气中分离二氧化碳 新建和已投产的发电厂、煤化工厂等 富氧燃烧 氧气、二氧化碳燃烧技术或空气分离、烟气再循环技术 新建和已投产的发电厂、煤化工厂等 中游 运输 高浓度、高压力的液态CO2输送 罐车或管道输送 技术路径 技术原理 适用范围 下游 物理应用 利用CO2的物理特性用于食品行业 啤酒、碳酸饮料

11、的生产；固态或液态CO2用于食品的冷藏储运；果蔬的自然降氧、气调保鲜剂等 化工应用 CO2的化学转化 合成尿素、生产轻质纳米级超细活性碳酸盐、催化加氢制取甲醇、共聚生产高聚物等 生物应用 植物光合作用等的CO2生物转化 生物肥料、食品和饲料添加剂等 地质应用 将CO2注入地下，利用地下矿物或地质条件生产 原油、煤层气、天然气、页岩气采收 矿化应用 利用地球上广泛存在的橄榄石、蛇纹石等碱土金属氧化物将CO2转化为稳定的碳酸盐类化合物 目前我国在CO2矿化磷石膏技术上取得成果 资料来源：文献调研4，车百智库 2.1.2 煤制氢 煤制氢是当前我国大规模稳定制取廉价工业氢气的主要途径。 传统煤制氢采用

12、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 4570%，碳排放较高，不满足低碳化的制氢路径，且含有硫化物等腐蚀性气体。近年来，新型煤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374oC、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， 4 米剑锋, 马晓芳. 中国CCUS技术发展趋势分析J. 中国电机工程学报, 2019(9). 但目前尚未产业化。 图表 4 典型煤气化技术性能参数 固定床 流化床 气流床 （粉煤） 气流床 （水煤浆） 超临界 水煤气化 技术 成熟度 大规模工业应用 大规模工业

13、应用 大规模工业应用 大规模工业应用 尚未产业化 气化炉 中试加压气化炉 常压 Winkler Shell 气化炉 多喷嘴气化炉 高压釜 气化温度 560oC 8161204 oC 1450oC 1260oC 650oC 气化压力 22.5MPa 0.1MPa 3.0MPa 3.8MPa 26MPa 合成气 H2占比 38.138.6% 40% 25.9% 34.7% 80% 合成气 CO2占比 32.634% 19.5% 0. 9% 18% 0.2% 合成气 CO 占比 1414.7% 36% 68.4% 48.3% 合成气 硫含量 H2S 0.3% H2S 0.3% H2S 0.13% H

14、2S 0.24% 以硫化盐形式固化 其他 污染物 焦油产率0.35%； 轻油产率0.11% 不含酚类及焦油等污染物 不含酚类及焦油等污染物 不含酚类及焦油等污染物 不含酚类及焦油等污染物 冷煤气 效率5 79.381.9% 74.4% 82% 74.9% 123.9% 资料来源：文献调研6，车百智库 5 冷煤气效率即气化效率，煤气化生成煤气的热量与为制取煤气所消耗的煤的热量之比。 6 杨小彦,陈刚,殷海龙,徐婕,张生军.不同原料制氢工艺技术方案分析及探讨J.煤化工,2017,45(06). 从供应潜力看，我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，并可以基于当前的煤气化炉装置生产

15、氢气，并利用变压吸附（PSA）技术将其提纯到燃料电池用氢能要求。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的整体运营影响较小。一台投煤量 2000 吨/天的煤气化炉，只需把其约 23%的负荷用作提纯制氢，就可提供 15602340kg/天的氢气，按照车辆氢耗 7kg/100km、日均行驶 200km 计算，则可满足111167 辆氢燃料电池公交车的用氢需求。 图表 5 煤制氢的产能适应性特点 资料来源：航天长征化学工程股份有限公司，车百智库 煤制氢需要大型的气化设备，煤制氢一次装置投资价格较高，单位投资成本在 11.7 万元/(N

16、m3/h)之间7。只有规模化生产才能降低成本，在大规模制氢条件下， 其投资与运营成本能够得到有效摊销， 在煤价 2001000元/吨时，制氢成本约 6.7712.14 元/kg。因此，煤制氢不适合分布式制氢，适合于中央工厂集中制氢。 7 中国石油化工集团公司，河南省煤气（集团）有限责任公司 图表 6 煤制氢成本随煤炭价格的变化趋势 资料来源：未势能源，车百智库 煤制氢过程会排放大量 CO2，据相关研究8，煤制氢的碳排放水平达到约 19kgCO2/kgH2，需要添加 CCUS 设备加以控制。利用 CCUS 技术能有效降低生产过程的碳排放水平，国外已有天然气蒸汽重整（SMR）+CCUS结合生产的案

17、例， 采取稀释烟气捕集 CO2的技术路径可减少 90%以上的碳排放量。根据国外相关研究9，结合 CCUS 的煤制氢将增加 130%的运营成本以及 5%的燃料和投资成本，增加约 1.1 元/Nm3的成本。结合 CCUS 技术的煤制氢的经济性暂未体现。 此外，煤制氢过程会产生含有危害燃料电池的杂质，按提纯成本 8 中国标准化研究院, 全国氢能标准化技术委员会.中国氢能产业基础设施发展蓝皮书(2018). 9 International Energy Agency (IEA). The Future of Hydrogen: Seizing Todays Opportunities (Report

18、Prepared for the G20, Japan). 201906. 6.778.119.4510.812.004006008001000（工业用氢级别）煤制氢成本（元/kg）煤炭价格（元/吨） 0.50.9 元/Nm3计算10， 则结合 CCUS+杂质去除提纯的煤制氢综合成本达到2.32.9 元/Nm3，即 25.832.1 元/kg。此外，由于硫、磷等杂质具有较强的吸附性，检测难度较高，目前的常规检测手段无法完成国家标准 4ppm 的指标检测。 图表 7 结合 CCUS 的煤制氢成本 资料来源：车百智库 2.1.3 天然气制氢 蒸汽重整制氢（SMR）在天然气制氢

19、技术中发展较为成熟、应用较为广泛。 根据天然气价格的变化， 天然气制氢成本可从 7.5 元/kg 增加到 24.3元/kg，其中天然气原料成本的占比到 7090%。其生产过程需要将原料气的硫含量降至 1ppm 以下，以防止重整催化剂的中毒，因此制得氢气的杂质浓度相对较低。我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。 10 车百智库调研数据 设备折旧成本16.5%原料成本43.3%用电成本5.3%用水成本0.6%其他材料成本25.8%人力成本1.2%运维成本7.3%煤炭600元/吨：23N级别煤制氢成本约10元/kg煤制氢成本（23N级）34.9%杂

20、质去除提纯成本25.2%CCUS处理成本39.8%提纯及去除杂质成本 0.7元/Nm3CCUS成本 1.1元/Nm3（CO2排放1.7kg/Nm3，CCUS0.65元/kgCO2）煤制氢+CCUS综合成本为 31元/kg 图表 8 天然气制氢成本随天然气价格的变化趋势 资料来源：未势能源，车百智库 由于我国“富煤、缺油、少气”的资源特点，仅有如西部盆地等天然气资源充足的区域适合探索发展 SMR 技术。 2.1.4 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。我国工业副产氢大多数已有下游应用，

21、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。 2.1.4.12.1.4.1 轻烃利用副产氢轻烃利用副产氢1111 轻烃利用的副产氢主要是丙烷脱氢、乙烷裂解两类。 11 国家电投提供 545天然气制氢成本（元/kg）天然气价格（元/Nm3) 丙烷脱氢制丙烯（PDH）装置对原料丙烷的纯度要求极高。国内丙烷基本为炼油副产品，纯度及杂质含量均难以满足丙烷脱氢的要求。国外通常采用以湿性油田伴生气为来源的高纯低硫丙烷为原料。 因此国内的 PDH装置通常采用进口的高纯度液化丙烷，20142017 年，中东和北美的供给大约占据了中

22、国丙烷进口量的 8095%。 目前国内在运行及在建的丙烷脱氢项目的氢气供应潜力约 28 万吨/年12。 丙烷脱氢后粗氢的纯度已经高达 99.8%， 变压吸附提纯后可达 99.999%，其中 O2、H2O、CO 和 CO2的含量基本达到燃料电池用氢气的标准要求，仅有总硫含量超出标准，采用成本较低的 PSA 提纯装置可满足燃料电池用氢气的生产。 丙烷脱氢副产氢生产成本约 1.01.3 元/Nm3，提纯成本约 0.250.5 元/Nm3，提纯压缩设施单位投资成本约 10000 元/(Nm3/h)，综合成本为 1.251.8 元/Nm3。 乙烷裂解目前的国内项目基本处于在建或在规划的状态， 暂未释放氢

23、气供应的潜力。乙烷裂解制乙烯工艺以项目投资低、原料成本低、乙烯收率高、乙烯纯度高等优势引起国内炼化企业的关注。用乙烷裂解方法生产乙烯， 每生产 1 吨乙烯大约产生 107.25kg 氢气， 乙烷裂解产生的氢气纯度为 95%以上，采用 PSA 提纯后可满足燃料电池用氢标准的要求。 乙烷裂解副产氢生产成本约为 1.11.3 元/Nm3， 提纯成本约为 0.250.5元/Nm3，提纯压缩设施单位投资成本约 10000 元/(Nm3/h) ，综合成本为1.351.8 元/Nm3。 2.1.4.22.1.4.2 氯碱副产氢氯碱副产氢1313 氯碱行业的离子膜烧碱装置每生产 1 吨烧碱可副产 280Nm3

24、氢气，尽 12 林德集团 13 国家电投提供 管大型氯碱装置多数配套盐酸和聚氯乙烯等生产装置， 以平衡氯气并回收利用副产氢气，但是仅有 60%左右得到回收，其余氢气大部分都被用作锅炉燃料或者直接放空， 因此 40%左右的氯碱副产氢被低水平利用或直接浪费。 理论上 2018 年全国氯碱行业可以提供 33 万吨副产氢气用来供应氢能需求。 单个氯碱化工企业可利用放空副产氢量较小，且产能比较分散，但其比较接近氢能应用下游市场，氯碱工业副产氢更适合用于短距离、小规模的分布式氢源供应。 离子膜电解的副产氢纯度一般在 99.99%以上，CO 含量较低且不含有机硫和无机硫。但氯碱副产氢中含有微量的氯和少量的氧

25、，对燃料电池有毒害作用，使膜电极导电率降低，影响发电效率，且易造成管道、设备腐蚀等安全事故；其还含有惰性气体氮、氩等杂质，长时间使用将造成惰性气体累积，对燃料电池发电效率有一定影响。氯碱副产氢生产成本约为1.11.4 元/Nm3，PSA 提纯成本在 0.10.4 元/Nm3，提纯压缩设施单位投资成本约 12000 元/(Nm3/h) ，综合成本为 1.21.8 元/Nm3。 2.1.4.32.1.4.3 焦炉煤气副产氢焦炉煤气副产氢 焦炭是我国炼钢行业的主要原材料， 煤焦化过程中每 1 吨焦炭可产生约 400Nm3的焦炉煤气，其中氢气含量约 44%（体积分数） ，有 4050%供焦炉自身加热，

26、有一小部分作为合成氨与合成甲醇的原料，剩下的约 39%几乎全部放空14。若这部分放空量被回收利用，按 2018 年焦炭产量计算，则理论上全国焦化行业可以提供约 271 万吨副产氢。 目前焦炉煤气呈现出向下游利用的发展趋势， 有企业建设了焦炉煤气制甲醇再制烯烃装置、焦炉煤气制乙二醇装置、焦炉煤气制乙醇装置。对于现有的焦炉煤气制化学品装置， 加建氢气分离提纯和压缩单元可达到燃 14 钱程，王贺武. 清华大学；车百智库 料电池用氢气的生产要求， 企业投入成本低， 但能实现下游产品的多元化，以对冲合成氨、甲醇等化学品价格波动的市场风险。焦炉煤气压力只有5kPa，为满足 PSA 提纯制氢的要求，需预先将

27、焦炉煤气压力分段压缩提升，并进行脱萘脱烃脱焦油的预处理。 从焦炭产量分布区域来看，华北地区焦炭产量占全国 43%，华东地区占比 20%15， 有利于就近供应华东和华北地区的氢燃料电池汽车示范项目。单个焦化厂的焦炭产量通常在百万吨以上，可供副产氢规模较大，并且离城市较近，在氢气运输距离上有一定优势。由于焦炉煤气生产规模通常较大，提纯制氢综合成本16约为 0.831.33 元/Nm3。 2.1.4.42.1.4.4 合成氨合成甲醇等副产氢合成氨合成甲醇等副产氢 合成氨与合成甲醇是传统煤化工产品。目前，用于合成氨、合成甲醇的氢气消耗量在我国氢气消费结构中占比共计可达 50%以上，煤、天然气与焦炉煤气

28、是生产需要氢气的主要原料。 合成氨和合成甲醇生产过程会有合成放空气及驰放气排出，其中氢气含量在 1855%之间。按照 2018 年合成氨及合成甲醇的产量， 则全国的驰放气放空量回收利用的副产氢供应潜力达到 118 万吨17。 合成氨醇企业可通过回收利用现有合成放空气及驰放气、 调整下游产品结构等途径实现氢气的外供。目前生产成本在 0.81.5 元/Nm3，提纯成本按照0.5 元/Nm3计算， 则合成氨合成甲醇的副产氢成本18为1.32 元/Nm3。 综上，从工业副产氢的放空量现状看，供应潜力可达到 450 万吨/年，能够支持超过 97 万辆公交客车的全年运营，但其存在地域性分布差异的 15 国

29、家统计局 16 山西省焦炭集团有限责任公司 17 清华大学 18 企业调研数居 特点。 PDH 及乙烷裂解项目主要分布在华东及沿海地区， 较大规模的氯碱厂主要分布在新疆、山东、内蒙古、上海、河北等省市，焦化厂主要分布在华北、华东地区，合成氨醇企业主要分布在山东、山西、河南等省份。 图表 9 我国工业副产氢制氢的供应潜力 现有年制氢潜力19 可供应公交车数量20 轻烃利用副产氢 28 万吨 6.0 万辆 氯碱副产氢 33 万吨 7.1 万辆 焦炉煤气副产氢 271 万吨 58.9 万辆 合成氨合成甲醇等副产氢 118 万吨 25.6 万辆 合计 450 万吨 97.6 万辆 资料来源：车百智库

30、图表 10 我国工业副产氢制氢综合成本（元/Nm3） 19 2018年现状 20 计算依据：车辆氢耗7kg/100km、日均行驶200km、年出勤率90% 1.251.20.831.31.81.81.33200.511.522.5轻烃利用副产氢轻烃利用副产氢氯碱副产氢氯碱副产氢焦炉煤气副产氢焦炉煤气副产氢合成氨合成甲醇等副产氢合成氨合成甲醇等副产氢 资料来源：车百智库 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。 2.1.5 电解水制氢 目前碱性电解、质子交换膜（PEM）电解、

31、固体氧化物（SOEC）等技术路线被广泛应用与研究，根据各自技术特点的不同，与可再生能源结合的应用领域有所差异。 碱性电解技术已经实现大规模工业应用，国内关键设备的主要性能指标均接近或达到国际先进水平，单槽电解制氢产量较大，较易实现大规模应用，目前主要用于国内风电制氢项目。 PEM 电解技术国内较国际先进水平差距较大， 体现在技术成熟度、装置规模、使用寿命、经济性等方面，国外已有通过多模块集成实现百 MW 级 PEM 电解水制氢系统应用的项目案例。其运行灵活性和反应效率较高，能够以最低功率保持待机模式，与装机规模较小、波动性较大的光伏发电系统具有良好的匹配性。 SOEC 电解技术的电耗低于碱性和

32、 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。 图表 11 国内电解水制氢主要技术路线的性能特点对比 碱性电解 PEM 电解 SOEC 电解 碱性电解 PEM 电解 SOEC 电解 技术成熟度 大规模应用 小规模应用 尚未商业化 运行温度 7090 7080 6001000 电流密度 0.20.4 A/cm2 1.02.0 A/cm2 1.010.0 A/cm2 单台装置制氢规模 0.51000Nm3/h 0.01200Nm3/h 电解槽能耗 4.55.5 kWh/Nm3 3.8

33、5.0 kWh/Nm3 2.63.6 kWh/Nm3 系统转化效率 6075% 7090% 85100% 系统寿命 可达 2030 年 已达 1020 年 启停速度 启停较快，分钟级 启停快，毫秒级 启停慢 动态响应能力 较强 强 较弱 电源质量需求 稳定电源 稳定或波动电源 稳定电源 负荷调节范围 15100%额定负荷 0160%额定负荷 系统运维 有腐蚀液体，后期运维复杂，运维成本高 无腐蚀性液体， 运维简单，运维成本低 目前以技术研究为主，尚无运维需求 占地面积 较大 较小 电解槽价格 20003000元/kW （国产） 60008000元/kW （进口） 1200020000 元/kW

34、 特点 技术成熟、成本低、易于实现大规模应用，但实际电能消耗较大、需要稳定电源 可承受差压大、易于实现小型化与轻量化， 但成本较高、规模较小 高温电解能耗低、可采用非贵金属催化剂， 但存在电极材料稳定性问题、 需要额外加热 碱性电解 PEM 电解 SOEC 电解 与可再生能源的结合 适用于装机规模较大的风力发电系统，但需针对不稳定电源特点开发 适用于装机规模较小、波动性大的光伏发电系统 适用于产生高温、高压蒸汽的光热发电系统 资料来源：中国船舶第七一八研究所，国家能源集团大渡河流域水电开发有限公司，中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司，车百智库 考虑减排效益， 结合可再生能源的电解水制氢才符

35、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 23 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。 图表 12 电解水制氢与化石能源制氢的碳排放强度对比 制氢方式 单位碳排放21 (kgCO2/kgH2) 煤制氢 传统煤气化 19 传统煤气化+CCUS 2 天然气制氢 SMR 9.5 SMR+CCUS 1 电解水制氢 电网电力22 3845 水电风电 1 光伏发电 3 21 IEA, The Future of Hydrogen: Seizing Todays Opportunities. 201906. 22 中国标

36、准化研究院等.中国氢能产业基础设施发展蓝皮书(2018). 资料来源：公开资料，车百智库 目前国内碱性电解水制氢成本在各电解水制氢技术路线中最具经济性。对比目前已经商业化的碱性电解与 PEM 电解两条技术路线的制氢成本，电解槽成本在制氢系统设备成本中的占比分别为 50%、60%21，假设年均全负荷运行小时 7500h、使用电价 0.3 元/kWh，则碱性与 PEM 电解水的制氢成本分别为约 21.6 元/kg、31.7 元/kg，其中电费成本是制氢成本构成的主要部分，占比分别为 86%和 53%。 图表 13 当前技术条件下碱性电解与 PEM 电解制氢成本构成 资料来源：车百智库 碱性与 PE

37、M 电解水制氢的成本结构存在差异。一是商业化发展阶段不同，碱性电解槽基本实现国产化，价格 20003000 元/kW；PEM 电解槽由于关键材料与技术仍需依赖进口，价格 1200020000 元/kW。二是制氢规模不同，PEM 电解槽单槽制氢规模约 200Nm3/h，国内还未有大规模制氢应用的案例；碱性电解槽单槽产能已达到 1000Nm3/h，国内已有 MW 级制氢应用，规模化使其在设备折旧、土建折旧、运维成本上低于 PEM 电解。 总体上， 我国电解水制氢规模仍处于 MW 级， 规模经济效益尚未发挥，设备折旧成本0.13 元/Nm36.6%土建折旧成本0.01 元/Nm30.4%运维成本0.

38、10元/Nm35.2%电费成本1.65元/Nm385.7%水费成本0.04元/Nm31.8%碱液成本0.004元/Nm30.2%碱性电解制氢成本1.92元/Nm3规模1000Nm3/h，电解槽2500元/kW设备折旧成本0.79 元/Nm327.9%土建折旧成本0.04 元/Nm31.3%运维成本0.50 元/Nm317.7%电费成本1.50 元/Nm353.0%水费成本0.004 元/Nm30.1%PEM电解制氢成本2.83元/Nm3规模200Nm3/h，电解槽14000元/kW 且目前电价很难达到 0.3 元/kWh 的价格， 即当前电解水制氢尚未体现经济性。 图表 14 当前技术条件下电

39、价对电解水制氢成本的影响 资料来源：车百智库 从供应潜力看，据国家能源局统计数据，2018 年我国全年弃风电量277 亿 kWh、弃光电量 54.9 亿 kWh、弃水电量约 691 亿 kWh，三者合计总弃电总量达到 1023 亿 kWh，理论上可制氢 180 万吨。 图表 15 我国 2018 年弃风、弃光、弃水电量电解水制氢的潜力 电量 制氢潜力23 可供应公交车数量24 弃风 277 亿 kWh 49.5 万吨 10.8 万辆 弃光 55 亿 kWh 9.8 万吨 2.1 万辆 弃水 691 亿 kWh 123.4 万吨 26.8 万辆 23 电解水制氢电耗按5kWh/Nm3计算。 24

40、 公交车平均百公里氢耗量为7kg，日均行驶200km，全年出勤率90%。 9.215.421.627.733.940.020.526.131.737.342.948.50.010.020.030.040.050.00.10.20.30.40.50.6电价（元/kWh）电解水制氢成本（元/kg）碱性电解PEM电解 电量 制氢潜力23 可供应公交车数量24 合计 1023 亿 kWh 182.7 万吨 39.7 万辆 资料来源：国家能源局，车百智库 我国可再生能源资源丰富，但地域性分布存在差异。东北、西北等地区可再生能源制氢潜力较大， 其中宁夏风能资源总储量 2253 万 kW， 太阳能光伏电站可

41、开发规模约 1750 万 kW；吉林省白城具有约 1600 万 kW 风能、约 1300 万 kW 光伏的开发潜力。在张家口风电多、四川水电多、以及富余电力和可再生能源充足的地区，电解水制氢的供应潜力较大。 图表 16 我国利用可再生能源电解水制氢的成本潜力 资料来源：IEA，长城汽车股份有限公司，车百智库 2.2 储运环节 2.2.1 概述 根据氢的气体特性与储存行为特点，可将目前各类储氢方式分为：高压气态储氢、低温液态储氢、金属氢化物储氢、有机化合物储氢、吸附储 氢等。 全球范围内， 目前已经实现商业化应用的储氢方式为高压气态与低温液态两种，高压气氢拖车、液氢槽车已具有广泛的应用。氢化物、

42、有机化合物和吸附技术存在产业化验证不足的问题。 图表 17 不同储氢方式的对比 高压气态 低温液态 金属氢化物 有机化合物 吸附 质量储氢密度 15% 5.17.4% 14.5% 4.57% 2.58.25% 技术原理 将氢气压缩于高压容器中，储氢密度与储存压力、储存容器类型相关 低温（20K）条件下对氢气进行液化 利用合金不同金属组分对氢的吸附作用强弱实现氢分子的储存与释放 利用可循环液体化学氢载体储氢 物理吸附和化学吸附、采用分子筛、高比表面积活性炭和新型吸附剂（纳米材料）等材料 优点 储存能耗低、充放氢速率可调 储氢量大、储存容器体积小、液氢体积密度高、长距离大规模运输成本低 安全性高、

43、 储存压力低、 运输方便 储氢密度高、安全性较好、储运方便 压力适中、储存容器自重轻、形状选择多样、安全性高 缺点 储氢密度提升难、容器耐压要求高、长距离运输成本高 液化过程能耗高、使用过程冷能利用率低、容器绝热性能要求高 普遍存在价格高、寿命短、 储存释放条件苛刻等问题 涉及化学反应、技术操作复杂、含杂质气体、往返效率相对较低 普遍存在价格高、寿命短、储存释放条件苛刻等问题 技术成熟发展成熟，广泛应用于国外约 70%使用液氢运输，安大多处于研发试验阶段 距离商业化大规模使用距离商业化大规模使用尚远 高压气态 低温液态 金属氢化物 有机化合物 吸附 度 车用氢能领域 全运输问题验证充分 尚远

44、国内技术水平 关键零部件仍依赖进口，储氢密度较国外低 民用技术处于起步阶段，与国外先进水平存在差距 与国际先进水平存在较大差距 处于攻克研发阶段 处于攻克研发阶段 资料来源：中化石油勘探开发有限公司，中国工业气体工业协会，公开资料，车百智库 现阶段，我国普遍采用 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。 从成本下降潜力看， 高压气氢拖车运输成本结构中， 人工费

45、占比较高，成本下降空间小；液氢槽车运输成本构成中，液化费用占比较高，未来采用混合工质预冷或提高液化规模，液化过程成本下降潜力较大；管道运输的方式适合大规模用氢场景，储运成本较低，可与氢能的多领域应用结合。 图表 18 不同储运方案的经济性对比 20MPa 高压 气氢拖车 液氢槽车 管道气氢 说明 全年运输 氢气可用量 100.8 吨/辆 1047.6 吨/辆 9.2 万吨 20MPa 高压 气氢拖车 液氢槽车 管道气氢 说明 固定成本 压缩/液化 1.05 元/kg 19.25 元/kg 0.5 元/kg 电价 0.5 元/kWh，液氢采用液氮制冷 设备折旧 0.94 元/kg 0.32 元/

46、kg 0.31 元/kg 人工 3.97 元/kg 0.38 元/kg 每辆车配置 2 司机，充卸装操作工人各1，平均年薪10万元/人 车辆保险 0.10 元/kg 0.01 元/kg 每辆车 1 万元/年 可变成本 耗油 1.25 元/kg 0.12 元/kg 百公里耗油 25L，柴油价格 7 元/L 过路/保养 0.64 元/kg 0.06 元/kg 0.05 元/kg 车辆：保养费 0.3 元/km，过路费 0.6 元/km 管道及管线配气站的维护费占投资额的 15% 合计成本 7.95 元/kg 20.14 元/kg 0.86 元/kg 按运输距离 100km、单日 1 次 （气氢与液

47、氢公路运输） 往返计算 适用场景 规模较小、运输距离较短 规模较大、长距离运输 大规模用氢、多领域应用 20MPa 高压 气氢拖车 液氢槽车 管道气氢 说明 特点 单车装载量约350kg， 装卸时间各需 48h，技术及产品成熟，前期投资小 单 车 装 载 量约 3000kg， 装卸时间 12h，液化成本高，未 来 采 用 混合 工 质 预 冷等 方 案 降 低液化成本 可解决氢气资源与应用市场空间分布不均问题，前期投资大，存在氢脆等技术难点 注：该测算只基于单车或管道的氢气技术可运输量，不考虑由于商业运营等带来的运输效率降低。 资料来源：车百智库 2.2.2 高压气氢拖车 20MPa 气氢拖车

48、储运不适用于长距离运输情景。一般来说，20MPa 长管拖车装载、卸载十分耗时，两端充卸时长至少需 8h，单日往返次数通常不超过 1 次，运输效率较低。在 1000kg/d 加氢站规模下，当运输距离从200km 增大到 800km，储运成本从 9.6 元/kg 提高到 22.3 元/kg，其中可变成本（包括耗油费、车辆保养及过路费）等与运输距离的相关性很大。 图表 19 不同运输距离下 20MPa 气氢拖车储运成本 注： （1）固定成本包含设备折旧、人员费用、车辆保险费、两端氢气压缩耗电； （2）可变成本与运输距离相关性大，包含车辆保养费、过路费、油费。 资料来源：车百智库 实际上，超过 200

49、km 的运输距离将导致拖车及人员配置冗杂的问题。200km 运输距离下，两端充卸及拖车往返时间已达到 16h，当运输距离再增大时， 需要配置更多的拖车和司机， 产生更高的成本费用， 经济性降低。 2.2.3 液氢槽车 由于低温液态氢高密度的特性（体积密度分别是 20、30、70MPa 气氢密度的 4.9、3.4、1.8 倍） ，液氢槽车运输方式相较于 20MPa 高压气氢拖车，可使单车储运量提高约 9 倍，充卸载时间减少约 1 倍，并且在液化过程还能提高氢气纯度， 一定程度上节省了提纯成本。 随着氢能产业的发展，液氢储运是大规模长距离储运氢的方向之一。 目前，全球液氢产能约 400 吨/天，其

50、中北美占比达到 85%以上，且5.335.335.334.2410.6016.969.57 15.93 22.29 0.005.0010.0015.0020.0025.00运输距离(200km)运输距离(500km)运输距离(800km)元/kg固定成本可变成本加氢站规模1000kg/d 大多为 1030 吨/天以上的大型装置，规模效应显著25。美国、日本、德国等国家已将液氢的运输成本降低到了高压气态储运的八分之一。 国内，液氢只在航天领域有少量实际应用。液氢产储运各环节涉及的设备主要有氢液化装置、储罐、罐车和加注系统等，均已基本具备自主国产化的技术和产品，只是目前由于缺乏相应需求和国家法律法

51、规，产业还未进入高速发展阶段。 在 2019 年由全国氢能标准化技术委员会提出并归口的氢能汽车用燃料 液氢 液氢生产系统技术规范 液氢贮存和运输安全技术要求三项液氢应用相关国家标准已发布征求意见稿， 但国内液氢距离产业化仍存在距离。 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。 在现有技术条件下，采用液氮预冷循环，每生产 1kg 液氢需消耗 1011kg 液氮和1720kWh 电，则液氮 600 元/吨、电价 0.5 元/kWh 时，液化过程的总成本约为 18.520 元/kg25。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

52、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。 25 中科富海 图表 20 不同运输距离下液氢槽车储运成本 注： （1）固定成本包含槽车折旧、人员费用、车辆保险费、液化过程费用； （2）可变成本与运输距离相关性大，包含车辆保养费、过路费、油费。 资料来源：车百智库 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。 2.3 加氢站环节 2.3.1 规模现状 技术方面，我国的 35MPa 加氢站技术已

53、趋于成熟，加氢站的设计、建设以及三大关键设备：45MPa 大容积储氢罐、35MPa 加氢机和 45MPa隔膜式压缩机均已实现国产化。目前，我国已经开始主攻 70MPa 加氢站技术，2016 年我国首座利用风光互补发电制氢的 70MPa 加氢站（同济-19.9619.9619.9619.960.360.911.462.7320.3220.8721.4222.690.005.0010.0015.0020.0025.00运输距离(200km)运输距离(500km)运输距离(800km)运输距离(1500km)元/kg固定成本可变成本 新源加氢站）在大连建成，集成了可再生能源现场制氢技术、90MPa

54、超高压氢气压缩和存储技术、70MPa 加注技术以及 70MPa 加氢站集成技术。 截至 2019 年 10 月，中国已建和在建的加氢站有 120 座以上，其中49 座已经建成，投入运营的共计 41 座26。2016 年以后中国加氢站建设开始提速，2016 至 2018 年翻倍增长，2019 年 110 月建成的加氢站数量已超过 2018 年全年。从地域分布来看，加氢站主要集中在东部沿海等氢燃料电池汽车产业发展较为领先的省市，如广东佛山、上海等。 图表 21 我国每年建成加氢站数量（座） 资料来源：车百智库 26 公开资料整理 图表 22 我国各省市建成加氢站情况（截至 2019 年 10 月）

55、 资料来源：车百智库 从加氢站建设参与主体来看， 我国加氢站建设前期以行业标杆企业为主，如亿华通、舜华新能源、液空厚普、派瑞华氢、海德利森、国富氢能等公司。近年来加氢站建设参与主体呈现多样化发展，氢能产业各环节的企业都有参与加氢站建设的案例，包括上游的能源、化工和气体公司以及专业的加氢站建设运营商和设备供应商，中游的燃料电池电堆和系统企业，下游的整车企业和车辆运营企业。大型能源化工企业大多从 2018 年开始有实质性动作，凭借自身强大的资源背景，参与加氢站建设的进程明显快于其他参与者。 44815安徽北京河北内蒙古山西新疆河南四川浙江辽宁山东湖北江苏上海广东 图表 23

56、中国加氢站建设参与主体分析 产业链位置 主体性质 企业名称 上游 加氢站投资建设运营企业 舜华新能源、 国富氢能、 氢枫能源、 海德利森、派瑞华、中极氢能、液空厚普、雄韬股份 上游 气体公司 浦江气体、美国 AP、法国液化空气集团 上游 化工企业 华昌化工、鸿达兴业 上游 能源企业 神华集团、中石油、中石化、美锦能源、嘉化能源、四川燃气 中游 燃料电池系统（电堆）企业 亿华通、南通百应、明天氢能、大洋电机、新源动力、国鸿氢能 下游 车企 宇通客车、中通客车、丰田、上汽集团、潍柴等 下游 车辆运营企业 国联氢能、沐与康、雄川氢能 资料来源：车百智库 2.3.2 经济性分析 加氢站的投资成本高。目

57、前一座加注能力 500kg/d 的加氢站投资规模在大约需要 7001200 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、人工等费用也将进一步加大投资。 加氢站建设用地性质的规定影响了土地使用成本及布局规划。 根据国内多省市的加氢站建设审批程序显示，加氢站项目属于经营性项目，其用地性质须为商服用地，执行招拍挂程序，从一定程度上提高了加氢站的投资成本。 图表 24 不同加注能力的 35MPa 固定式加氢站成本对比（不含土地） 加注能力 500kg/d 500800kg/d 10001200kg/d 2000kg/d 占地面积 4000m2 5000m2 500

58、0m2 6000m2 设备购置费 480 万元 700 万元 950 万元 1200 万元 安装工程费 300 万元 350 万元 400 万元 500 万元 土建工程费 120 万元 150 万元 150 万元 180 万元 设计评估验收费 150 万元 150 万元 150 万元 150 万元 预备费 100 万元 100 万元 100 万元 100 万元 流动资金 50 万元 50 万元 50 万元 50 万元 总投资 1200 万元 1500 万元 1800 万元 2180 万元 资料来源：北京海珀尔氢能科技有限公司，车百智库 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

59、到站价的基础上增加运营成本。以加注能力为 200kg/d 的固定式加氢站为例，建设成本约 513 万元，在加氢站氢气销售量达到 200kg/d 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 14 元/kg 的折算运营成本。 图表 25 加氢站的运营成本拆分 成本分类 单价 数量 年费用 固定资产折旧 36.44 万元 人力成本 8 万元/人/年 4 人 32 万元 用电成本 0.8 元/kWh 440190kWh 35.2 万元 维护成本 10 万元/次 1 次 10 万元 合计 113.64 万元 资料来源：中化石油勘探开发有限公司，车百智库 图表 26 加氢站运营成本折算到氢气销

60、售量的价格（元/kg） 资料来源：中化石油勘探开发有限公司，车百智库 图表 27 加注能力为 200kg/d 的加氢站各设备的折旧成本 设备 购买成本（万元） 折旧年限（年） 年折旧费27（万元） 压缩机 150 10 14.25 储氢瓶组 130 15 8.23 加氢机 70 10 6.65 卸氢柱 10 15 0.63 氮气汇流排 3 15 0.19 管道及阀门 50 15 3.16 站控系统 50 20 2.38 土建 50 50 0.95 27 残值率按5%来计算 合计 513 36.44 资料来源：中化石油勘探开发有限公司，车百智库 我国现有在站碱性电解水制氢项目的示范项目，由于免去

61、储运环节，氢气的损耗率降低，长期看具有经济性优势。根据企业提供的案例数据，对于 500Nm3/h 产能的制氢规模，按氢气利用率 93%以上计算，该加氢站的加注量为 1000kg/d。分析其成本构成，在电价 0.3 元/kWh 下，电力成本占材料成本的 98%；按现场管理人员 10 人的配置，运营维护成本年均 15万元计入，则该项目的氢气成本约为 30 元/kg。 图表 28 在站碱性电解水制氢项目（产能 500Nm3/h，约合 1000kg/d）成本 成本项 单价 消耗量 成本 说明 原材料 电 0.3 元/kWh 6kWh/Nm3 1.8 元/Nm3 含制氢电耗与动力电，留有富余量 纯水 3

62、.5 元/t 0.01t/Nm3 0.035 元/Nm3 辅助材料 KOH 10 元/kg 0.0004kg/Nm3 0.004 元/Nm3 冷却 0.2 元/kWh 0.001kWh/Nm3 0.0002 元/Nm3 人员工资 1万元/人月 10 人 0.31 元/Nm3 3 人/班，3 班，1 管理人员 运营维护 15 万元/年 0.04 元/Nm3 每年 15 万元维护费用 制氢成本 未考虑折旧 2.15 元/Nm3 （24.1 元/kg） 未考虑设备折旧成本和前期投资 考虑折旧 2.65 元/Nm3 含制氢及加氢设备 成本项 单价 消耗量 成本 说明 （29.7 元/kg） 折旧费 资

63、料来源：北京中电丰业技术开发有限公司，车百智库 电力成本是影响在站电解水制氢一体站经济型的关键因素。 基于上述500Nm3/h 规模的在站制氢项目的案例，电价 0.3 元/kWh 的情况下，电力成本占氢气总成本的比例约为 68%。 当电价上升到 0.5 元/kWh、 0.8 元/kWh时，电力成本占比增大，随之氢气成本也分别增加到 43 元/kg、63 元/kg，因此降低用电价格是提高在站制氢方案经济性的重要途径。 图表 29 电力成本对在站电解水制氢一体站经济性的影响 资料来源：北京中电丰业技术开发有限公司，车百智库 一线企业28的数据显示，利用当地废弃水电和富余电力进行水电解制氢，其制氢所

64、需电力成本可低于 11 元/kg，具有很高的经济性优势。但目 28 国家能源集团大渡河水电开发有限公司 前仍存在阻碍，一是储氢技术尚未成熟，未能实现利用富余电力集中制氢存储再使用；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 3080元/kg，且大部分加氢站处于盈亏平衡或亏损状态。 图表 30 目前我国部分加氢站的氢气销售价格 地区 加氢站类型 氢气销售价格 佛山南海 外供氢加氢站

65、 6080 元/kg 上海 外供氢加氢站 6070 元/kg 山西大同 在站电解水制氢一体站 （由于法规限制，目前采用外供氢模式） 50 元/kg 张家口望山 在站电解水制氢一体站 （加氢协议价） 30 元/kg 资料来源：车百智库 2.4 小结 根据中国氢气供应体系的现状分析， 目前我国在管理体制上还未把氢纳入为能源领域，传统炼化行业把氢作为工业原料使用，氢能与燃料电池产业的快速发展正在促使现有供应体系向绿色经济高效的氢能供应体系转变。 图表 31 我国目前氢能供应各环节的经济性现状 环节 技术路径 成本现状 制氢 煤制氢 未结合 CCUS：612 元/kg 结合 CCUS：25.832.1

66、 元/kg 制氢 天然气制氢 7.524.3 元/kg （天然气价格 15 元/Nm3，未结合 CCUS） 制氢 工业副产氢 14.626.9 元/kg 制氢 电解水制氢 碱性电解：9.240 元/kg PEM 电解：20.548.5 元/kg （电价 0.10.6 元/kWh） 环节 技术路径 成本现状 储运 20MPa 气氢拖车 9.322.4 元/kg（运输距离 200800km） 储运 液氢槽车 20.322.7 元/kg （当前技术条件下，运输距离 2001500km） 加注 外供氢 约 14 元/kg（200kg/d 加注能力） 加注 在站制氢一体站 30 元/kg （含制氢成本，

67、1000kg/d 规模，0.3 元/kWh 电价） 资料来源：车百智库 图表 32 我国目前氢能供应各环节的成本展示（元/kg） 资料来源：车百智库 625.87.514.620.59.29.320.31232.124.326.948.54022.422.7煤制氢煤制氢（带CCUS）天然气制氢工业副产氢PEM电解水碱性电解水20MPa气氢拖车液氢槽车 制氢环节，煤制氢等途径普遍依赖传统化石能源，存在碳排放问题，且含有硫磷等杂质，结合 CCUS 技术的高纯度煤制氢成本目前仍然较高；采用电网电力的电解水制氢从全生命周期角度仍然存在碳排放问题， 且目前电价较高、电解槽能耗高使其制氢成本较高；工业副产

68、氢的回收利用是传统企业转型升级的战略途径，但从减排环保角度看，工业副产氢生产企业未来将转变为绿色氢气的需求者。 储运环节，上游氢气资源与下游氢能应用市场的空间分布不匹配，亟待经济安全的储运方式的建立。 目前相关标准缺失与管理体制的问题极大地限制了储运行业的发展。比如，国家法规均对氢气的存储与运输提出监管要求，但在执行层面责任主体不明确、管理体系不完善；标准体系建立过程阻碍大，20MPa 以上高压气氢、液氢、管道运氢等尚无相关标准和法律法规；储运环节关键技术和材料仍有瓶颈。 加注环节，加氢站等基础设施的建设审批程序复杂且涉及工商、土地规划、住建、安监、消防、环境评价等多个部门。主管部门不明确、政

69、策体系不完善带来了若干难题，如：制氢属于工业用地性质，加氢站属商业用地性质， 具有成本优势的在站电解水制氢加氢一体站项目通常只能建于工业园区。 氢气终端销售价格目前仍然较高。一方面，上游基础设施与下游市场相互制约，市场规模小导致企业成本分担不足。另一方面，国内整个供应产业链的制储运加各环节尚未打通，各种技术路线尚处于发展阶段。 总体上而言，当前氢气供应体系距离绿色、高效、经济的目标仍存在较大差距。 3. 中国氢能供应体系未来目标 以实现绿色、高效、经济的氢能供应体系为目标，我国将在氢的制储运加各环节上逐渐突破。 到 2025 年，以工业副产氢与结合可再生能源的电解水制氢为主要氢源，平均制氢成本

70、降至 20 元/kg，加氢站数量达到 200 座。 到 2035 年，形成可再生能源电解水制氢、工业副产氢与化石能源制氢+CCUS 构成的氢能供应格局，制氢成本降至 15 元/kg，储运成本降至1215 元/kg，加氢站数量增至 1900 座。 到 2050 年，制储运加各环节形成规模化网络化布局，实现低成本的绿氢蓝氢供应。 图表 33 我国氢能供应体系发展总体战略目标 资料来源：车百智库 4. 中国氢能供应体系未来路径 氢能的终端价格降低需依靠上游产业链各环节的整合，寻找更绿色、经济的氢气来源、采用更高效的氢气运输渠道和更安全的氢气供应网络。从长远看，随着用氢需求的扩大，结合可再生能源的分布

71、式制氢加氢一体站，结合集中式制氢与液氢储运的方案将会是主要的发展方向。 图表 34 我国氢能供应体系发展路径 资料来源：车百智库 4.1 制氢环节：打造绿氢为主、蓝氢为辅的氢源结构29 制氢环节是氢能供应体系的首要环节。只有落实氢源，氢能应用产业链才能成为有源之水、有本之木。世界能源理事会与国际能源署等各大国际研究机构在 2019 年发布的相关报告中，均指出可以用颜色代表不同生产来源的氢。使用可再生能源产生的清洁电力或核能、太阳能、生物质等 29 本小节概述部分根据百人会2019年氢能产业发展创新峰会李毅中部长讲话内容整理 非化石能源制得的氢是“绿氢” ；依赖煤、天然气等碳基能源制取的氢为“灰

72、氢” ，制氢过程中伴生大量的二氧化碳；结合碳捕集、利用和封存（CCUS）技术能减少甚至避免碳基能源制氢的碳排放，可使“灰氢”转化为“蓝氢” 。工业副产氢部分被低水平利用或直接放空，是“废氢” 。 在未来制氢路径选择上，首先要把握环保性，在制氢过程不能发生温室气体 CO2的大量排放。 “灰氢”不可取， “蓝氢”可以用， “废氢”可回收， “绿氢”才是方向。其次要把握经济性，不断改进制氢工艺、降低成本。最后一定要重视安全性及高效性。 展望未来的制氢路径，可再生能源发电电解水制氢是实现“绿氢”的最好途径。从经济性看，随着可再生能源发电成本的不断下降，经济性不断凸显，可再生能源发电电解水制取的“绿氢”

73、在经济性上也将取得竞争力。 从中国的国情来看，煤制氢技术路线仍将长期存在，但是需要叠加CCUS 技术，将“灰氢”变为“蓝氢” ，才是实现可持续发展的方向。秉承“废氢”可以用的原则，工业副产氢将是近期氢气来源的重要补充。 4.1.1 可再生能源电解水制氢 目前，通过可再生能源发电制取“绿氢”主要面临成本高的问题。一方面，当前阶段以风电光伏为代表的可再生能源发电成本还较高；另一方面，电解槽的能耗和初始投资成本较高，规模还较小。 未来，通过可再生能源发电成本的下降、电解槽能耗和投资成本的下降以及碳税等政策的引导，可再生能源发电制取“绿氢”的经济性将不断凸显。 4.1.1.14.1.1.1 可再生能源

74、可再生能源发电规模发电规模和发电和发电成本成本变化变化趋势趋势 从中国能源结构中可再生能源的占比来看，2017 年，中国可再生能 源在一次能源需求中占比约 7%；到 2050 年，可再生能源在一次能源需求中的占比预计将达到 61%。可再生能源将成为一次能源消费中的主体。 图表 35 不同能源形式在一次能源需求占比 资料来源： 中国可再生能源展望 2018 ，车百智库 从可再生能源的类型来看， 未来风电和光伏的发展空间最大， 到 2050年，预计风电和光伏在可再生能源中的合计占比将超过 70%30。 30 数据来自中国可再生能源展望2018 64%20%7%2%7%2017年煤石油天然气核能可再

75、生能源11%14%5%10%61%2050年 图表 36 不同可再生能源类型未来潜力（百万吨标煤） 资料来源： 中国可再生能源展望 2018 ，车百智库 从风电光伏的建设节奏来看， 随着发电经济性的提高， 2020 2030 年，中国将迎来光伏与风电大规模建设高峰。新增光伏装机容量约 80160 GW/年31，新增风电装机约 70140 GW/年。 31 数据来自中国可再生能源展望2018 图表 37 中国风电光伏年均开发水平（GW/年） 资料来源： 中国可再生能源展望 2018 ，车百智库 以光伏为例，2025 年和 2035 年，中国光伏发电总装机规模将分别达到 730 GW 和 3000

76、 GW，到 2050 年该数据将达 5000 GW32。 图表 38 未来光伏总装机规模（GW） 32 数据来自中国2050年光伏发展展望 73030005000004000500060002025年2035年2050年光伏发电总装机规模（GW） 资料来源： 中国 2050 年光伏发展展望 ，车百智库 从可再生能源发电成本及电价角度看，以光伏发电为例，2018 年，在等效利用小时数为 1200 小时条件下，中国光伏发电的度电成本在 0.4元/kWh 左右。 图表 39 2018 年中国光伏发电在不同利用小时数下的度电成本（元/kWh） 资料来源： 中国光伏产业发展路线图（

77、2018 年版） ，车百智库 预计到 2025 年，光伏新增装机发电成本将低于 0.3 元/kWh。光伏发电的成本优势在未来将愈加明显。到 2035 年和 2050 年，新增光伏发电成本将降至约 0.2 元/kWh 和 0.13 元/kWh33。 33 数据来自中国2050年光伏发展展望 0.480.40.320.270.000.100.200.300.400.500.601000小时1200小时1500小时1800小时 图表 40 未来新增光伏装机发电成本（元/kWh） 资料来源： 中国 2050 年光伏发展展望 ，车百智库 4.1.1.24.1.1.2 电解槽电解槽能耗和能耗和成本下降成本

78、下降趋势趋势 投资成本方面，根据国际可再生能源署（IRENA）的数据，2017 年，碱性电解槽和PEM 电解槽的系统安装成本分别为 5842.5 元/kW 和9348 元/kW34。IRENA 预测，到 2025 年，碱性电解槽和 PEM 电解槽的总系统安装成本将分别下降至 3739.2 元/kW 和 5453 元/kW。系统安装成本的年均下降幅度分别为 5.74%和 6.97%。 耗电量方面，2017 年，碱性电解槽和 PEM 电解槽的耗电量分别为 51 kWh/kg和58kWh/kg。 预计到2025年， 耗电量下降至49kWh/kg和52kWh/kg。碱性电解槽和 PEM 电解槽生产单位

79、千克的氢气所消耗的电量的年均下降速度分别为 0.50%和 1.37%。 34 2017年底，欧元兑人民币汇率约为7.79。 0.30.20.1300.050.10.150.20.250.30.352025年2035年2050年 图表 41 碱性电解槽和 PEM 电解槽的投资成本和耗电量下降趋势 2017 2025 成本年均下降幅度 碱性电解槽投资成本（元/kW） 5842.5 3739.2 5.74% PEM 电解槽投资成本（元/kW） 9348 5453 6.97% 碱性电解槽耗电量（kWh/kg） 51 49 0.50% PEM 电解槽耗电量（kWh/kg） 58 52 1.37% 资料来

80、源：可再生能源发电制氢能源转型的技术前景（IRENA） ，车百智库 当前阶段，国内碱性电解槽的价格在 20003000 元/kW 之间， PEM 电解槽的价格在 1200020000 元/kW 之间。 假设未来国内电解槽的成本下降幅度与国外保持一致， 以此推算国内电解槽在 2025 年和 2035 年的安装成本数据。 根据测算， 到2025年， 国内碱性电解槽的安装成本大约在1860元/kW，PEM 电解槽的安装成本大约在 11149 元/kW；到 2035 年，国内碱性电解槽的安装成本大约在 1030 元/kW，PEM 电解槽的安装成本大约在 5413 元/kW。 耗电量方面，国内外电解槽差

81、别不大。预计到 2035 年，国内碱性电解槽和 PEM 电解槽耗电量分别为 46.6 kWh/kg 和 45.3 kWh/kg。 图表 42 国内碱性电解槽和 PEM 电解槽的投资成本预测（元/kW） 资料来源：车百智库 图表 43 国内碱性电解槽和 PEM 电解槽的耗电量预测（kWh/kg） 资料来源：车百智库 020004000600080004000020年2025年2035年国内碱性电解槽投资成本（元/kW）国内PEM电解槽投资成本（元/kW）404244464850525456582020年2025年2035年国内碱性电解槽耗电量（kWh/

82、kg H2）国内PEM电解槽耗电量（kWh/kg H2） 4.1.1.34.1.1.3 对碳排放征收对碳排放征收碳税碳税有利于“有利于“绿氢绿氢”发展发展 碳税是一种环境税， 是以化石燃料中碳含量或其燃烧产生二氧化碳量为税基征收的一种从量税，征收目的是减少温室气体二氧化碳的排放。 专栏 1 全球碳税现状 为实现巴黎协定提出的长期应对气候变化目标，世界各国提出了近期和中长期温室气体减排目标和行动。 在实现这些目标的政策措施中，以碳排放交易制度和碳税为代表的碳定价政策是区域化组织、国家和地区减排温室气体的重要措施。 截至 2019 年上半年，全球有 57 个已经或计划实施的重要举措，其中包括 28

83、 个正在或计划实行的区域、国家和地方层面的碳交易体系和29 个正在或计划实施的国家层面为主的碳税政策。 这些政策措施覆盖了46 个国家和 28 个地区的 110 亿吨二氧化碳当量温室气体，约占当前全球排放总量的 20%35。2018 年全年，各国/地方政府的碳价收入约 440 亿美元，其中一半以上来自碳税，其余来自配额拍卖。 以美国加州为例，2013 年以来，加州碳税和碳交易量不断增长。在2019 年 10 月份，碳交易量达到 199 万吨，征收的碳税折算为人民币已经达到 1375 元/吨36。 35 世界银行. State and Trends of Carbon Pricing 2019

84、36 汇率按照中国人民银行公布的美元对人民币即期汇率折算 图表 44 美国加州碳交易量（吨）及交易价格（元/吨） 资料来源：California Air Resources Board，车百智库 征收碳税对于煤炭的消耗量产生较大影响，随着碳税税率的提高，煤炭消费量将大幅降低，为了避免因购买、燃烧煤炭被征收的碳税，煤炭消耗者将选择减少煤炭消耗，转而寻找成本更低、更清洁的能源37。 4.1.1.44.1.1.4 可再生能源电解水制氢成本预测可再生能源电解水制氢成本预测 在电解水制氢的氢气成本结构中， 耗电成本和电解槽折旧成本占了较大比例。 分别对 PEM 电解水制氢和碱性电解水制氢成本进行了模型测

85、算。 （1）利用可再生能源发电的 PEM 电解水制氢成本测算 以 200Nm3/h 的 PEM 电解槽为例进行测算。基本假设如下： 37 张皓月, 张静文, 何彦雨. 征收碳税对山西省煤炭开采行业的影响及应对措施J. 煤炭经济研究. 2019. 02004006008001,0001,2001,4001,600 - 500,000 1,000,000 1,500,000 2,000,000 2,500,0------112015-01201

86、5--------------072019-09碳交易量(吨)交易价格（元/吨） 图表 45 国内 PEM 电解制氢成本测算假设 参数 数值 单位 电解槽功率 200 Nm3/h 全年设备利用率 85% 电解槽投资成本占制氢系统成本比例 60% 电解槽折旧年限

87、15 年 除电解槽外的辅助系统折旧年限 30 年 耗水量 0.001 吨/Nm3 人力成本 12 万元/年/人 人员数量 5 人 资料来源：车百智库测算 图表 46 国内 PEM 电解制氢成本假设 参数 2025 年 2035 年 可再生能源电价（元/kWh） 0.3 0.2 PEM 电解槽投资成本（元/kW） 11149 5413 PEM 电解槽耗电量（kWh/kg） 52 45.3 资料来源：车百智库测算 根据以上假设，未来 510 年内，可再生能源电价下降，PEM 电解水制氢能耗下降，电解槽等核心零部件逐步实现国产化规模化生产，由于PEM 电解与光伏发电系统具有较好的适配性，2025 年

88、和 2035 年的 PEM电解制氢成本分别为 28.25 元/kg 和 17.94 元/kg。 图表 47 国内 PEM 电解制氢成本预测 资料来源：车百智库 （2）利用可再生能源发电的碱性电解水制氢成本测算 基本假设如下： 图表 48 国内碱性电解制氢成本测算假设 参数 数值 单位 电解槽功率 1000 Nm3/h 全年设备利用率 85% 电解槽投资成本占制氢系统成本比例 50% 电解槽折旧年限 25 年 除电解槽外的辅助系统折旧年限 30 年 人力成本 12 万元/年/人 0.005.0010.0015.0020.0025.0030.002025年2035年单位：元/kg电费成本水费成本设

89、备折旧成本土建折旧成本运维成本28.2517.94 人员数量 5 人 资料来源：车百智库 图表 49 国内碱性电解制氢成本假设 参数 2025 年 2035 年 可再生能源电价（元/kWh） 0.3 0.2 碱性电解槽投资成本（元/kW） 1860 1030 碱性电解槽耗电量（kWh/kg） 51 49 资料来源：车百智库 根据以上假设，测算得到，2025 年和 2035 年的碱性电解制氢成本分别为 17.83 元/kg 和 11.99 元/kg。 图表 50 国内碱性电解制氢成本 资料来源：车百智库 0.005.0010.0015.0020.002025年2035年单位：元/kg电费成本碱液

90、及用水成本设备折旧成本土建折旧成本运维成本17.8311.99 利用可再生能源电站离网制氢， 是当下降低可再生能源制氢成本的重要途径。可再生能源离网后，不需要电网接入设备等投资，能大幅降低可再生能源度电成本。以光伏为例，在光照资源好的地方，光伏制氢的度电成本大概在 0.15 元/kWh38，大幅度低于现在制氢的电力成本。在 0.15 元/kWh 的用电成本下，现有技术与规模条件的 PEM 电解水制氢成本大约24.36 元/kg,已经具备一定的经济性。 4.1.2 工业副产氢 副产氢可作为我国氢能发展初期的重要过渡性氢源加以利用。 基于环保限产、提纯成本以及可获得性等方面的考虑，近期的利用重点应

91、在轻烃利用和氯碱行业（离子膜烧碱工艺）的工业副产氢。 焦炭和烧碱等相关化工产业制备工艺比较成熟， 且近年来面临着淘汰落后产能的问题， 未来焦炉煤气副产氢和氯碱工业副产氢在产量规模上基本维持平稳。 图表 51 国内未来副产氢产能情况预测 副产氢来源 未来产能预测 说明 焦炉煤气 维持平稳 焦炭行业属于产能过剩行业，根据政策39，十三五期间要化解过剩焦化产能 5000 万吨。 2018 年， 全国焦炭产量同比增长 0.8%。 氯碱 维持平稳 氯碱行业属于产能过剩行业，根据政策40，对符合政策要求的先进工艺改造提升项目 38 数据来源：阳光电源测算 39 焦化行业“十三五”发展规划纲要 40 201

92、6年8月国务院办公厅发布的关于石化产业调结构促转型增效益的指导意见 应实行等量或减量置换。 乙烷裂解41 2019-2022年副产氢气约 92.25 万吨/年 2019-2022 年规划中的乙烷裂解产能达到1460 万吨 资料来源：车百智库 考虑到工业副产氢产能分布比较分散，随着未来氢气需求量的增加，未来工业副产氢制取氢气的可能路径有： 发展生产企业直接供应的模式。采用销售公司供应模式， 容易造成销售公司为追求利润最大化随意更换副产氢生产厂家，导致氢源质量不稳定的问题42。生产企业直接供应，能够保证供应质量与数量的稳定，并有助于副产氢生产企业的长期战略调整。 将分散的副产氢集中提纯处理，减小单

93、位氢气的提纯成本。此外，不断优化氢气分离装置工艺，减少氢气分离装置建设成本。 建立副产氢生产企业与下游储运行业与加氢站的联动机制，能够实现低成本、稳定的氢源，是氢能产业发展初期的理想供应源。在加氢站的选址时充分考虑周边工业副产氢源的分布情况，制定最佳的运输路径，最大化的减少运输成本等。 完善氢燃料检测标准，建立第三方氢燃料检测中心，健全氢能管理体制。工业副产氢由于生产原料与工艺路线的不同，氢气的纯度与杂质浓度有所差异，必须建立第三方检测中心，提高检测技术，规定对每个副产氢供应企业必须进行周期检测和全样检测，以确保氢源的质量。 41 国家电投提供 42 中国工业气体工业协会 4.1.3 煤制氢4

94、3 CCUS在技术成熟的前提下有可能实现近零排放， 是我国未来减少CO2排放、保障能源安全和实现可持续发展的重要手段。未来煤制氢技术只有与 CCUS 等技术结合，将“灰氢”变为“蓝氢” ，才能继续使用。 发展 CCUS 面临的最大挑战是示范项目的成本相对过高。现有技术条件下，安装碳捕集装置，将产生额外的资本投入和运行维护成本等，以火电厂安装为例，将额外增加 140600 元/吨的运行成本，直接导致发电成本大幅增加。如华能集团上海石洞口捕集示范项目，在项目运行时的发电成本从 0.26 元/kWh 提高到 0.5 元/kWh。 CO2目前输送主要以罐车为主， 运输成本高，而 CO2管网建设投入高、

95、风险大，也影响着 CCUS 技术的推广。受现有 CCUS 技术水平的制约，在部署时将使一次能耗增加 1020%甚至更多，效率损失很大，严重阻碍着 CCUS 技术的推广和应用。 根据 CCUS 技术的发展趋势和目标，到 2025 年 CO2捕集成本大约为0.150.4 元/kg。煤制氢技术每产生 1kgH2，伴生的 CO2约为 19kg，以此推算，2025 年结合 CCUS 技术的氢气制取成本将增加 2.857.6 元/kg。 图表 52 CCUS 技术成本（元/kg CO2） 43 Science and Technology DailyWhere is the difficulty of c

96、arbon capture and utilization in dealing with climate change?EB/OL. 2019. 资料来源：文献调研44，车百智库 4.2 储运环节：构建安全、高效、多元的氢能储运网络 由于运输距离及资源禀赋的不同，高压气态储运、液态储运和管道运输三种运输方式将并行发展。未来随着氢气需求的增加，液氢储运和管道运输的使用场景将更为广阔。 图表 53 不同氢气运输方式可同时存在 44 米剑锋, 马晓芳.中国CCUS技术发展趋势分析J. 中国电机工程学报, 2019(9). 0.150.120.110.40.280.24202520352050 资料

97、来源：未势能源45，车百智库 4.2.1 气态储运实现路径 4.2.1.14.2.1.1 提高压力、寻求规模化发展提高压力、寻求规模化发展 未来氢气气态储运成本下降的有效路径之一是通过提高储氢压力， 实现储氢密度和运输效率都更高的氢气储运方式。 45 图片由未势能源战略规划部提供 专栏 2 国外超高压气态储运案例 目前中国高压气态氢以管束车的方式进行运输的成本约为 10 元/100km，储运环节价格占氢气销售终端价格的比例约 1016.7%。 国外的空气产品公司开发了 52MPa 超高压氢气运输管车，这些管车采用复合材料制成的管束集合而成，和普通的氢气运输车相比，输送压力提升到 52MPa，且

98、配备了自动控制阀门，在和加氢站控制系统对接后，氢气将直接进入加氢机进行加氢。挪威采用上述超高压氢气运输车进行氢气配送的价格约为 10 元/kg， 使氢气终端销售价格下降到40 元/kg 以下。 另一方面， 未来氢气气态储运成本下降的有效路径是扩大相关设备生产量。单位成本将在规模效应下逐步下降。例如，当储氢容器需求量从10 增加到 100 个时，储氢容器成本下降幅度约为 45%。 图表 54 储氢容器成本下降空间（加氢站用大直径储氢长管，万美元/个） 资料来源：文献调研46，车百智库 46 Mayyas A , Mann M . Manufacturing competitiveness ana

99、lysis for hydrogen 3217.610个100个 4.2.1.24.2.1.2 注重安全性注重安全性、加强技术研究、加强技术研究4747 储氢容器属于特殊用途的高压容器，是随着氢能发展而出现的新事物，是加氢站及氢气储运场景的关键设备。由于压力较高，有必要提出相应的安全要求。 为了提高安全性，除了要加强氢气泄漏及火源检测、安全使用和规范管理外，也要从设计环节开始采用合适的材料、合理的容器结构以提高本质安全性。TSG21固定式压力容器安全技术监察规程规定了非焊接瓶式储氢容器材料的化学成分和力学性能，TSGR0006气瓶安全技术监察规程对盛装氢气的长管拖车、管式集装箱提出了材料力学性

100、能要求。但这些要求主要针对的是公称工作压力(设计压力)35MPa 以内的氢气瓶(容器)。对于压力更高的储氢容器，其服役性能不仅仅取决于材料化学成分和力学性能，而且与应力(应力比、加载频率等)、环境(氢气压力、温度、纯度等)和制造(热处理、无损检测等)密切相关，需要提出进一步的安全技术要求。 目前，我国在役加氢站大多数属于示范站，加氢量不大，储氢容器的氢气充放次数少，均在几十到几百次之间，最多也不到 800 次，不能作为储氢容器对比经验设计的依据， 也不能据此证明此类容器不会发生疲劳失效。 值得特别关注的是， 国内外加氢站已发生多起疲劳引起的筒体、 气缸、隔膜、弹簧等零部件开裂/断裂事故。有的瓶

101、式容器端塞材料为 35CrMo 锻件。按 NB/T47008 规定，35CrMo 锻件的使用温度下限为20，难以满足储氢容器最低工作温度40的要求。 对于商用站或者加注频繁的示范站，储氢容器的压力波动次数有 可能超过 10 万次，气瓶寿命难以满足要求。据报道，日本已成功开发出疲 refueling stationsJ. International Journal of Hydrogen Energy, 2019. 47 郑津洋, 马凯, 周伟明等.加氢站用高压储氢容器J. 压力容器, 2018. 劳寿命达12万次的储氢容器。 ISO/TS 19880 1 Gaseous Hydrogen Fu

102、elling Station，General Requirements规定: 气瓶、长管拖 车用于加氢站储氢时，应充分考虑气瓶和容器的差异，特别是压力波动的影响。 4.2.2 液态储运实现路径 长距离大规模氢运输场景下， 将氢气液化后的槽车运输是一种经济且高效的储运方式。未来，相关法规标准体系建设完善后，国内液氢的生产与运输将实现民用化，液氢的生产与储运成本将快速下降。综合考虑我国当前液氢产业基础及氢液化工厂建设周期较长的实情， 我国液氢储运的发展目标如下表所示。 图表 55 我国液氢储运发展目标 时间节点 2020 年 2025 年 2030 年 2050 年 液化总产能（吨/天） 10 1

103、00 300 3000 液氢总产量（吨/年） 3000 30000 100000 1000000 液氢装置规模（吨/天） 1 25 1030 50 液化过程能耗水平（kWh/kg 液氢） 15 12 10 78 资料来源：中科富海，车百智库 图表 56 储运环节总成本未来变化趋势（元/kg，运输距离 500km） 资料来源：中科富海，车百智库 4.2.2.14.2.2.1 提高氢液化系统效率提高氢液化系统效率 未来面向大规模的液氢生产需求，解决氢液化系统效率低、投资大的主要问题，提高氢液化系统效率是首要途径。 对于大规模液氢装置，可通过改善预冷液化循环、改进压缩机和膨胀机工艺设备等途径，降低氢

104、液化系统的综合能耗和投资成本。 520302050储运环节总成本变化趋势（元/kg，运输距离500km） 图表 57 液氢装置技术发展路径 当前技术水平 2030 年 2040 年 液化能力（吨/天） 2 典型功耗 （kWh/kg， 包括气体压缩和预冷） 13.412.3 12.710.8 10.87.7 9.07.5 资料来源：文献调研48，中科富海，车百智库 专栏 3 欧洲 IDEALHY 项目案例 欧洲在 2011 年启动的 IDEALHY（Integrated Design for Efficient Advanced Liquefactio

105、n of Hydrogen） 项目详细研究了氢液化过程中的不同流程，目标是比现有技术降低 50%的液化能耗，同时降低投资成本。IDEALHY 认为，未来大规模示范运行下可将氢液化能耗和装置投资成本大幅降低，如下图所示，氢液化过程成本将大幅降低到当前水平的约1/3。 48 Ohlig K, Decker L. The latest developments and outlook for hydrogen liquefaction technologyC/ American Institute of Physics, 2014. 图表 58 IDEALHY 对未来氢液化能耗和成本的预期49 资料

106、来源：文献调研50，中科富海，车百智库 4.2.2.24.2.2.2 支持液氢产储运设备的规模化与国产化制造支持液氢产储运设备的规模化与国产化制造 液氢的生产和应用成本具有较强的规模经济性。 目前国内民用液氢市场仍处于空白状态，未来需要推动民用液氢市场发展。此外，需要提升液氢设备的规模化与国产化生产水平，促进技术的军民融合与成果转化应用。 49 运行维护成本含设备维护及液化耗电成本 50 Cardella U, Decker L, Klein H. Economically viable large-scale hydrogen liquefactionJ. 2017. 51%54%48%49

107、%46%52%10kWh/kg7.4kWh/kg6.4kWh/kg6kWh/kg03691200.250.50.751IDEALHY当前液氢装置企业规划产品IDEALHY设计目标(2013年) IDEALHY设计目标(最新)液化过程能耗（kWh/kg）相较于当前液化成本的比值运行维护成本固定投资成本液化过程能耗5吨/天液化能力50吨/天液化能力50吨/天液化能力150吨/天液化能力1/3 图表 59 液氢技术未来发展领域 设备类 10 吨/天及以上规模的大型液氢生产和储运相关系统装备和组件、测试检测与生产装备；如氢液化装置、氢膨胀机、正仲氢转化器、液氢泵、DN50 以上液氢阀门等 材料类 超低

108、温用碳纤维增强复合材料 工艺技术类 10 吨/天及以上氢液化装置与工艺 资料来源：车百智库 专栏 4 国外液氢储运应用先进经验借鉴 美国的液氢产能在全球占比达到 85%。细分美国液氢应用领域，民用占据主流市场，其中 33.5%用于石油化工行业，37.8%用于电子、冶金等其他行业，10%左右用于加氢站供应，仅有 18.6%用于航空航天和科研试验。 图表 60 美国液氢应用领域分布结构 33.5%37.8%10.0%18.7%石油化工行业电子冶金等行业加氢站供应领域航空航天和科研实验 资料来源：文献调研51，车百智库整理 日本目前在千叶、山口、大阪已经运营了三座液化工厂，均具有液氢的生产与储存能力

109、，液氢总产能达到 20 吨/天，总储存能力达到142 吨。 日本液氢产业发展以岩谷产业和川崎重工两大企业为主导。岩谷产业在液氢的生产、储存与加氢站应用等领域均有布局，是日本目前商业化运营液化工厂的投资建设方。川崎重工在液氢船舶运输上布局，计划采用液氢运输船舶把海外澳大利亚、挪威等氢资源国的氢气液化运输到日本，计划到 2030 年液氢运输轮船的运载能力达到 1.1万吨。52 4.2.2.34.2.2.3 突破液氢生产及存储关键技术突破液氢生产及存储关键技术 氢液化过程中的关键技术问题主要包括压缩机、 膨胀机等设备的设计与制造，正仲氢转换装置的设计等。对于氢液化过程中独有的正仲氢转化过程，目前国际

110、上流行的主流转换技术为连续转化，仲氢浓度达到 95%以上，液化能耗明显下降，国内需加紧开展实验研究。 液氢对存储容器的绝热性能要求极高， 公路运输用容器的制造难度也有一定程度的提高。液氢存储容器的关键技术包括绝热技术、容器内胆外壳间的支撑结构、低温材料选材、压力安全、氢安全等。国内目前机械加工精度仍有待提高，相关理论与实验研究有待开展。 51 Songwut Krasae-in, Jacob H.Stang, Petter Neksa. Development of large-scale hydrogen liquefaction processes from 1898 to 2009. I

111、ntermational Jourmal of Hydrogen Energy (2010). 52 岩谷产业，川崎重工 4.2.3 管道储运实现路径 4.24.2.3.1.3.1 合理选材、降低成本合理选材、降低成本 影响氢气成本的诸多变量中， 较高的运氢成本是制约氢气成本下降原因之一。氢气的管道运输是实现长距离、大规模储运氢的重要途径。 专栏 5 国内外管道输氢案例 全球管道输氢起步已有 80 余年，美国、欧洲已分别建成 2400km、1500km 的输氢管道。目前，我国已有多条输氢管道在运行，但与油气管道相比差距仍然巨大，如中国石化洛阳炼化济源洛阳的氢气输送管道全长为 25km，年输气量

112、为 10.04 万吨；乌海银川焦炉煤气输气管线管道全长为 216.4km， 年输气量达 16.1108m3， 主要用于输送焦炉煤气和氢气混合气。巴陵-长岭输氢管道全长 42 km，投资额 1.9 亿元。 图表 61 国内两条氢气管道参数对比 巴陵-长岭 济源-洛阳 建成时间 2014.04.20 2015.08.31 全长 42 km 25 km 年输氢量 4.42 万吨 10.04 万吨 设计压力 4 MPa 4 MPa 投资额 1.9 亿元 1.46 亿元 单位投资额 452.38 万元/公里 584 万元/公里 资料来源：广证恒生、车百智库 氢气管道的运输成本主要包括前期管道建设费用、折

113、旧与摊销、维护管理费用、压缩费用、运输损耗等部分。 图表 62 管道运输的成本构成 成本 成本结构 金额 固定成本 管道折旧费用 320000 元/年公里 维护管理费用 25000 元/年公里 可变成本 压缩费用 0.45 元/kg 运输损耗 14000 元/年公里 资料来源：国内“济源-洛阳”项目测算、车百智库 未来随着燃料电池产业的成熟， 管道运输前期投资建设成本有望进一步降低。 运氢管材的特殊性使氢气管道造价高于天然气管道。 由于管材易发生氢脆现象（即金属与氢气反映而引起韧性下降） ，从而造成氢气逃逸，因此需选用含炭量低的材料作为运氢管道。 美国氢气管道的造价为 3194 万美元/km，

114、 而天然气管道的造价仅为 12.550 万美元/km， 氢气具有腐蚀性、氢脆和氢致开裂等特点，对设计要求较苛刻；阀门、设备及配件选型较天然气更严格，对钢管的化学成分、力学性能、设备制造工艺及材料成分有特殊要求，需要严格控制有害元素含量。运送氢气的管道相比运输天然气会增加最多 68%的成本53（具体数值取决于管道的直径以及输送压力） 。在多数的管道尺寸和输送压力下只需要采用更高强度的合金钢而不是采用更厚的管道就可以做到降低成本。强度更高的钢材自然成本更高，但是可 53 美国国家标准和技术组织（NIST） 以不需要采用更厚的管材， 这样可以节省材料以及相关的焊接以及人工费用，总成本更低。 图表 6

115、3 2030 年具有成本优势的储运方式 内陆运输 内陆+海运 运输距离 3500 公里以下 35005000公里 1500 公里以下 15005000 公里 具有成本优势的储运方式 氢气管道 氨气管道 管道运输 有机液体储氢（LOHC）或氨储氢的船舶运输 资料来源：国际能源署氢能报告，车百智库 图表 64 2030 年不同储运方式下氢气的成本预测（元/kg） 资料来源：国际能源署氢能报告，车百智库 4.2.3.24.2.3.2 稳定需求、提高运能利用率稳定需求、提高运能利用率 管道运输前期投资建设成本较高， 在氢能及燃料电池汽车产业成熟之24.5352828354231.531.53500公里

116、以下3500-5000公里1500公里以下1500-5000公里内陆运输内陆+海运 前有较大风险，其运输成本受运能利用率影响，运能利用率越高越经济。随着氢能产业规模的扩大，在未来长距离、大规模的氢气运输中，管道输氢有望成为为最优运输方式。 另外，氢气输运网络基础设施建设需要巨大的资本投入和较长的建设周期，管道的建设还涉及占地拆建问题，这些因素都阻碍了氢气管道的建设。 4.2.4 其他储运实现路径 目前主要处于研发验证阶段的是有机液体储氢， 其最大的特点是常温下为液态，能够方便地运输和储存，目前新型的有机液态储氢材料安全指标远高于汽油、柴油等传统能源。另外，金属氢化物储氢等其他储氢方式也在不断发

117、展中。 专栏 6 国外有机液体储氢应用的先进经验借鉴 利用有机液体储氢是日本从海外大规模进口氢的运输方式之一。 2017 年，在日本新能源和工业技术发展组织（NEDO）指导下，千代田、日本邮船、三井物产、三菱商事四家企业联合设立先进氢能源链技术开发协会（Ahead） ，探索有机液态储氢的商业化运营示范，实现从文莱到日本的基于有机液态储氢的长距离海运输氢。计划于 2020年正式运营，达产后年运输规模达到 210 吨。该项目主要利用甲基环己烷作为载体，由日本千代田公司开发的催化剂，其运行时间达到了10000 小时。 4.3 加氢站环节：推动加氢站“降成本” 、规模化和模式创新 4.3.1 规模经济

118、下的加氢站成本下降 加氢站建设成本下降空间主要依赖于加氢站设备的成本下降以及对加氢站系统设备进行优化配置和选型，采用站内制氢方式，集中在固定时间段进行加氢、加氢站用设备的国产化等方面。 随着市场规模的扩大，在技术进步及规模效应下，压缩机、储氢罐等设备的单位投资成本将大幅下降。以压缩机为例，未来，国内加氢站与生产压缩机的外企加强合作以及加快国产化速度的情况下， 预计可以将压缩机成本减少 50%以上54。 图表65 规模效应下加氢站设备成本下降趋势（以 35MPa 固定式加氢站为例） 10 套/年 （千美元） 100 套/年 （千美元） 压缩机 145 46 储氢罐 320 176 程控盘 87

119、82 冷装置 120 96 其他设备 450 400 安装成本 408 408 总投资成本 1530 1208 资料来源：文献调研55，车百智库 54 国金证券中期看用户绑定、长期看低成本氢获取能力20160822 55 Mayyas A , Mann M . Manufacturing competitiveness analysis for hydrogen 4.3.2 近期依靠补贴支持 自 2018 年以来我国各省市陆续出台了多个地方政策推进加氢站的规划建设与运营管理工作， 加氢站建设根据日加氢能力给予 100900 万元不等的补贴，有地方采取对面向消费者的氢气销售价格补贴后不超过 20

120、 元/kg 的方式来支持氢燃料电池汽车的运营和使用。 refueling stationsJ. International Journal of Hydrogen Energy, 2019, 44(18):9121-9142. 专栏 7 国外加氢站补贴案例 世界范围内对加氢站建设给予补贴支持的国家及地区很多，美国加利福尼亚州投入 2000 万美元资金直至 100 座加氢站建成为止，基于目前的趋势，预计到 2020 年加氢站建设补助都不会退坡。日本根据加氢站规模的不同56，给予 40290 百万日元不等的补贴，德国投资 3.5 亿欧元建造全国加氢站网络。 图表 66 日本加氢站补贴细则 加氢基础

121、设施规模 供给能力（Nm3/h） 供给方式 补贴比例 补贴上限 （百万日元） 折合 人民币 中规模 300 以上 站内制氢（含撬装） 2/3 290 1852 万 站内制氢（不含撬装） 1/2 290 1852 万 外供氢（含撬装） 2/3 250 1596 万 外供氢（不含撬装） 1/2 250 1596 万 移动式 2/3 250 1596 万 小规模 100-300 站内制氢（含撬装） 2/3 220 1405 万 站内制氢（不含撬装） 1/2 220 1405 万 外供氢（含撬装） 2/3 180 1149 万 外供氢（不含撬装） 1/2 180 1149 万 56 Joint Age

122、ncy Staff Report on Assembly Bill 8: 2018 Annual Assessment of Time and Cost Needed to Attain 100 Hydrogen Refueling Stations in California 移动式 2/3 180 1149 万 集中制氢设备（上限为 10 个） 1/2 60 383 万 加氢基础设施规模 供给能力（Nm3/h供给方式 补贴比例 补贴上限 （百万日元） 折合 人民币 ） 液氢设备 1/2 40 255 万 资料来源：日本新能源产业技术综合开发机构，车百智库 从国外补贴情况来看，在产业发展初期

123、，加氢站的补贴数额约占建设成本的一半以上，为氢燃料电池汽车产业形成商业化、规模化提供了有力支撑。 4.3.3 提速合建站模式 加氢/加油、加氢/加气、加氢/充电、氢油气电综合补给、液氢加油等合建站发展模式，是我国发挥联合建站集约优势的重要途径。随着传统大型能源企业的进入， 加油加氢等形式的合建站模式正在逐步成为加氢站的建设主力。 传统加油站通常位于交通便利的地点，拥有现成的土地和基础设施，增加加氢设施是一种可行办法，在未来 5-10 年，有些加油站会变成混合运行模式。随着布局范围的扩大，有助于城市形成真正的零排放交通体系。 专栏 8 国内外合建站案例 现阶段，混合建站正在成为加氢站建设的新趋势

124、，合建站数量逐渐增长，合建形式出现多样化，从已有的加油站并设加氢站，到现在的加油站、加气站并设加氢站的三站合一式混合站、以及与便利店并设的加氢站、与充电基础设施并设的加油站等等，形式更加丰富，为燃料电池汽车的普及提供了更多样化的基础设施解决方案。 目前，我国多个省市出台地方管理法案支持利用现有加油、加气站点网络改扩建加氢设施，鼓励积极参与加氢站投资建设。 图表 67 国内外合建加氢站情况 项目名称 参与方 安亭加氢充电合建站 同济大学、上海舜华新能源、上海国际汽车城 云浮新兴县加油加氢站 中国石化广东云浮石油、云浮新兴县国资办 西上海油氢合建站、安智油氢合建站 中石化、液化空气 日本海老名市加

125、氢站 日本 JX 日矿日石能源 美国加州加氢站 通用汽车、壳牌 德国慕尼黑加氢站、不莱梅市加氢站 戴姆勒、壳牌、林德公司 建设合建站比单独建设加氢站更容易实现还体现在土地审批上。 土地审批周期长是制约现阶段加氢站建设速度的主要原因之一， 目前加油站网点分布广泛，为氢能应用落地提供有力保障，合建站模式成为探索氢能产业和未来能源转型升级的模式创新。 4.3.4 加大政企合作力度 世界各国都在探索加氢站建设推广的新模式， 以平摊成本， 扩大规模，通过产业合作共建，整合优势资源，有助于形成规模化效应。将政府引导与市场驱动相结合、将技术进步与标准引领相结合，引入企业积极参与加 氢站布局。 专栏 9 国外

126、政企合作推动加氢站建设案例 德国方面， 2015 年， H2Mobility 欧洲联盟计划由法国液化空气集团、戴姆勒、林德、OMV（奥地利石油天然气集团） 、壳牌和道达尔六家领先的石油、天然气和汽车公司联合组建，主要负责建立德国全国性的加氢站基础设施，支持德国的燃料电池汽车产业发展。 日本于 2017 年成立加氢站合资公司，与能源公司单独设置加氢站相比，新成立的合资公司可以共享技术、平摊加氢站建设成本。 美国在加氢站建设方面，更加重视与氢能源应用场景结合，美国能源部与汽车制造商建立 H2USA 公私合作关系，来应对建设氢能基础设施所面临的关键挑战。 图表 68 美日德政企合作成员 德国 H2M

127、obility 计划 法国液化空气集团、戴姆勒、林德、OMV（奥地利石油天然气集团） 、壳牌和道达尔 日本 JapanH2Mobility（JHyM）联盟 23 个组织成员，包括本田、日产、岩谷产业等 美国 H2USA 公私合作关系 本田、奔驰、现代、日产、丰田及政府机构、石油供应商、替代能源公司等 资料来源：车百智库 4.3.5 未来加氢站数量预测 根据2050 年世界与中国能源展望（2019 版） 预测，2020 年前中 国经济中高速增长，年均增速 6.7%左右；20212035 年中速增长，年均增速 5%左右； 2036-2050 年稳定增长， 年均增速 3.5%左右。 中国的人均 GD

128、P将不断增加，到 2050 年可达 3.14 万美元左右。 预计 2025 年后， 中国燃料电池汽车产业将进入快速发展阶段， 到 2035年国内燃料电池汽车年销量规模可达百万以上， 配套加氢站数量将在 1900座以上，2050 年加氢站数量可达 12000 座57。 图表 69 中国加氢站发展目标（座） 资料来源：车百智库 图表 70 加氢站未来路径 未来路径 实现方案 加氢站 设备 国产化、规模化、优化配置 建设模式 合建站，政企合作 57 原美国能源部Marc W. Melaina博士及其团队根据美国vision模型中国化后得出，激进情景下，2050年中国加氢站数量将达到4万7万座。 20

129、019002025年2035年2050年12000 补贴 建设成本的一半以上 资料来源：车百智库 5. 建议 综合考虑近中远期的氢能需求增量与氢能应用领域拓展， 未来应形成绿色高效经济的氢能供应体系。 针对中央层面，提出如下建议： 第一，将氢能纳入国家能源战略层面统一规划。明确氢在能源体系中的定位，明确氢气生产、储运、应用等环节的归口管理部门，明确主管部门和相关管理章程、法规体系。 第二，制定国家氢能供应体系发展路线图，明确各阶段发展重点。近中期，基于经济、技术和环境的现状条件，应重点使用好工业副产氢和鼓励可再生能源制氢，发展高压气态与液态储运的关键技术，鼓励不同模式的加氢站、加氢制氢一体站的

130、发展，给予政策支持；远期，重点发展大规模的可再生能源制氢、结合 CCUS 的化石能源制氢，鼓励先进技术的发展。 第三，强化能源和环境政策监管，倒逼传统制氢工艺向清洁化转型。抓好能源消费总量控制、煤炭消费总量控制等政策措施的落实，从源头上避免传统制氢工艺在“氢能热”的形势下“一拥而上” ；鼓励传统制氢企业采取多联产等模式，与盐化工、废弃物综合利用等产业相对接，提升废水、废渣处理水平，实现资源综合利用和循环利用的经济效益。 第四，完善氢能发展体制机制，构建各环节相应标准和政策体系。健全氢能供应全产业链的标准流程体系建设，并落实到执行层面。建立氢气（气态、液态）品质检测中心及氢气“清洁度”评价标准体

131、系，引导氢能产业规范、有序、健康发展。 第五， 通过政府的指导作用和财政投入， 加大氢能相关技术研发力度。应在我国中长期科技规划战略研究的基础上， 将氢能纳入中长期重大专项 计划，由政府亲自领导，官产学研相结合，解决产业链涉及的技术复杂、企业难以承担的问题。 组织有实力的企业和科研院校对包括大规模高效制氢、分布式制氢、氢气纯化技术、氢气储运的关键材料及技术设备等关键领域进行联合攻关。 针对地方层面，提出如下建议： 第一，落实国家重点区域大气污染防治和控制煤炭消费总量政策，对于地区内石化和化工高密集的省市， 进一步挖掘传统石油化工企业控煤减碳潜力，严格落实“双控” 、 “煤控”等相关政策，引导煤

132、制氢等传统制氢工艺向清洁制氢工艺转变。并组织研究机构和工程设计机构，围绕增量需求和调峰需求，精细把握电解水制氢工艺在传统石油化工企业应用可行性，因地制宜、实事求是地推广清洁制氢技术。 第二，挖掘现有与可再生能源制氢相关的政策执行潜力。不断落实国家发改委关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见 ，适当扩大峰谷电价价差、合理设定低谷时段等方式；借鉴四川省发改委关于明确大数据等相关用电输配电价政策的通知中的做法，对电解水制氢等战略新兴产业和绿色高载能产业的增量用电量执行单一制输配电价 0.105 元，免征或扣除基本电费。 第三，鼓励产业园区等试点推广的发展模式创新。探索园区以清洁制氢为纽带多能互补模式；地方政府及园区管理部门应做好园区规划工作、推动相关基础设施建设，建设一体化集成供能基础设施；帮助相关商业模式的构建与运行，实现多能协同供应和能源综合梯级利用，推动园区能源生产和使用以氢能发展为契机向绿色、高效、经济转型。