一、市場現狀

氫氣是理想的零碳排放的可持續能源，單位質 量的氫氣能量密度約是天然氣的2.8倍，煤的5倍，還 具有來源廣泛、高轉化效率和清潔性的優點，利用 産物僅有水。 氫氣的利用最佳方式是通過燃料電池 電化學轉化。

近年來燃料電池技術的成熟和成本的 快速下降， 掀起了全球燃料電池交通的發展熱潮。 美國、德國、日本、韓國等部分國家和地區相繼把氫 能上升到國家能源戰略高度

我國在經濟高速發展的同時，能源對外依存度 不斷升高，環境保護壓力增大，迫切需要在氫能和 燃料電池産業有所突破。 發展氫能有望成為我國能 源技術革命的重要方向之一，有利于優化能源消費 結構，支撐清潔能源轉型，保障國家能源安全。

二、制氫

氫氣來源對天然氣和煤炭的依賴，意味着大量的二氧化碳排放，需要配合碳捕捉與封存（ CCS ）和碳捕捉、利用和封存（ CCUS ）技術，但同時也會增加制氫成本。

天然氣制氫工廠采用 CCUS 後，能使碳排放量能夠減少 90% 以上， 但資本性支出（ CAPEX ）和運營成本（ OPEX ）将各會增加約 50% ，使最終制氫成本增加約 33% [3] 。

目前全球已經有多個實施了 CCUS 的天然氣制氫項目， 氫氣總産量約為 50 萬 t/a 。

可再生能源電解水制氫能從制氫源頭上實現零碳或低碳。 從長遠來看，未來的氫源将以可再生能源制氫為主。

電解水制氫的産品純度高，但目前電耗高達 4.5~5kWh/m 3 ， 且生産 1kg H 2 需耗水約 9L ，約是天然氣制氫水耗的 2 倍。 電解水制氫裝置的經濟規模也偏小、價格昂貴，未來随着風電、光電成本的降低，電解水制氫成本有望不斷降低。

三、氫氣儲運

氫氣的儲運方式包括氫氣專用管道、壓縮氫氣（ CH 2 ）、 液 化 氫 氣 （ LH 2 ）、 液 體 有 機 物 氫 載 體（ LOHC ）、金屬合金儲氫等方式

不同氫氣儲運方式的優缺點對比

氫氣的密度極小，使得壓縮氫氣的體積能量密度并不高， 70MPa 氫氣的體積能量密度也僅為汽油的約 15% 。 目前氫氣管束車操作壓力多為 20MPa ，滿載氫氣的質量僅約 200~300kg ， 且回空壓力不能過低使整體利用率僅約 75%~85% ，低儲運效率意味着高昂的成本。

氫氣的液化溫度為 -253℃ 。 液化規模為 1000kg/h 的氫氣液化工廠， 液化過程消耗的能量如果用氫的能量衡量，約占初始氫氣量的 25%~40% ，遠高于天然氣液化消耗天然氣初始量的 10% 的比例。 但液氫的體積約是氣态氫的 1/800 ， 密度為 70.8kg/m 3 ，單台液氫運輸罐車的滿載約 65m 3 ， 可淨運輸 4000kg氫，大大提高了運輸效率。 但長距離運輸液氫需要解決液氫不斷氣化，壓力升高的問題。

目前氫氣管道總長度約 5000km ，超過 50%位于美國，氫氣專輸管道單位長度投資約是天然氣管道的 3 倍， 也可以考慮在現有的天然氣管道網絡中混合一部分氫氣，因為管道安全和因氣質變化對用戶影響等因素的限制，摻入氫氣的比例受到限制

氫氣主要是以壓縮氣态或低溫液态儲運，儲運成本較高，降低了氫氣相比于其他燃料的競争力。

迫切需要解決氫氣的長期、大規模、低成本儲存難題

安陽氫億環保設備有限公司

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運輸距離占氫氣總成本的25%~37% ，對總成本影響較大。站内制氫具有明顯的成本優勢，其中站内天然氣制氫的成本最低

煤制氫和液氫運輸方式的結合， 使煤制氫在運輸300km 後，氫氣總成本依然能夠低于 40 元 /kg ；但若距離遠于 600km 以上，成本将高于 40 元 /kg ，也将大幅高于站内天然氣制氫

站内電網制氫雖然省去了運輸費用，但由于電價高，氫氣總成本依然較高；

對于大型的煤制氫，天然氣制氫，如果考慮 CCS 和 CCUS ，氫氣成本将更高。

站内天然氣制氫規模約在 100~500m 3 /h 之間，用氣量不大， 且通過錯峰可以實現在用氣低谷時制氫，不會與民生用氣競争。

站内甲醇制氫是未來加氫站發展的趨勢之一。

甲醇制氫碳氫比1:3，不會增加二氧化碳的排放

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