在新冠疫情影响下，气候变化和温室气体减排问题更加突出，各国政府进一步加大“脱碳”力度，壳牌、BP、中石化等传统能源企业已经开始重组。其中，氢能是一种转型的重要方向。氢能作为一种高效、清洁、可持续的能源，被视为21世纪最具发展潜力的“终极能源”。随着我国碳达峰和碳中和目标的出台以及实现30/60目标的政策实施，氢能将有更大的发展空间。预计未来10至20年，清洁氢在可持续能源中将逐渐发挥越来越重要的作用，并逐渐出现在各种能源消费的比重中，为工业和交通领域的碳减排做出更重要的贡献。在国家政策的鼓励和企业的积极参与下，氢能源呈现出爆发式的发展。正从工业化初期过渡到快速发展期。但是，在这个过程中仍然存在很多问题。其中，氢气的高成本是现阶段的产业化阶段核心问题。下面从制氢-储氢-加氢产业链的角度分析氢气成本。

1、制氢成本分析

1.1 天然气和煤制氢成本分析

我国拥有丰富的氢气资源，2020年我国氢气产能约4100万吨，产量约3343万吨。中国已成为全球最大的氢生产国。由于我国氢燃料电池汽车数量较少，用作动力源的氢并不多。氢气主要用于合成氨、炼油、甲醇生产、费托合成等化工原料。目前，我国的制氢方式主要有煤制氢、天然气制氢、水电解制氢、工业副产氢等。天然气制氢主要是通过甲烷蒸汽重整，在催化剂的作用下产生H2和CO。分离后，CO被转化并与水蒸气反应生成CO2和H2。天然气水蒸气重整制氢是一种技术成熟的传统制氢工艺，广泛用于炼油厂制氢、纯氢、合成气和合成氨原料，它是工业上最常用的制氢方法。

煤制氢主要以水煤浆或煤粉的形式，在气化炉中在1000℃以上的高温下与气化剂（蒸汽/氧气）反应生成合成气（H2+CO）、CO和H2分离后，CO通过水蒸汽转化为H2和CO2，再经过脱酸性气体（CO2+SO2）和氢气PSA提纯，得到高纯度氢气。近年来，从原料的可获得性和成本的角度来看，越来越多的炼油厂、尿素厂等制氢企业选择煤制氢工艺。近年来，煤制油、煤制烯烃等煤化工行业的飞速发展，也为煤气化技术提供了更大的发展空间，技术研发、工程设计和运行水平不断提高。

根据相关行业氢气成本模型的计算方法，计算天然气生产和煤炭生产的氢气成本，结果如表1所示。

以上计算以原料天然气价格2.5元/Nm3、煤炭800元/吨计算，同时对外销售价格按毛利15%计算。通过以上静态调查可以看出，天然气成本占天然气制氢成本的73%以上，煤炭成本占煤炭制氢成本的54%以上。相对而言，天然气制氢对原材料价格更为敏感。图1显示了动态条件下相同氢气成本与天然气和煤炭价格的比较。由于我国天然气价格主要由政府定价，煤炭价格市场化，天然气价格相对固定，波动不大。但煤炭价格受国家政策和市场供需影响较大，短期内往往会出现大幅波动。煤制氢成本往往会相应波动。因此，虽然煤制氢成本普遍低于天然气制氢，但当市场发生剧烈变化时，其成本可能会超过天然气制氢。

无论是天然气制氢还是煤制氢，在生产过程中都会产生二氧化碳，即产生的氢属于“灰氢”。在双碳目标下，通过碳捕获（CCUS）技术生产的“蓝氢”是未来的方向。但由于CCUS技术不成熟，除国内少数示范项目外，尚未得到广泛推广。在目前的技术水平下，用CCUS叠加天然气制氢将使氢气成本增加33%。由于煤制氢的碳排放强度高于天然气，因此叠加CCUS后，煤制氢的成本将增加近50%。如果征收碳税，在175元/t CO2的条件下，天然气制氢成本将增加0.84元/kg，煤制氢成本将增加3.85元/kgH2。考虑到碳排放成本，如果未来原材料价格不显着，天然气制氢成本可能低于煤炭制氢成本。显然，在氢能发展的初期，在氢的成本还比较高的时候，CCUS和碳税的推广不利于氢能的快速推广。

1.2 电解水制氢成本分析

电解水是一种操作灵活的绿色环保制氢方法，该产品纯度高，技术相对成熟，可与风电、光伏等可再生能源耦合制氢，实现规模化制氢。在现有技术条件下，电解水作为绿色制氢的主要方式，近年来受到市场的青睐，制氢规模也逐渐从兆瓦级向千兆瓦级迈进。根据电解液的不同，目前水电解技术分为碱性电解水（AWE）、质子交换膜电解水（PEM）和固体氧化物电解水（SOEC）三种。三种电解水技术的比较见表2。

碱水电解制氢技术产业化时间较长，技术最为成熟，具有投资成本低、操作简单、使用寿命长等优点，但能量转换效率低，产气需脱碱；质子交换膜电解槽原理与碱性电解槽不同。固体质子交换膜取代了传统AWE技术中的液体电解质和隔膜，具有无污染、结构致密、体积小等优点，能快速改变负载，响应时间短，与光伏、风电（发电的随机性和波动性）匹配性好。虽然目前受制于膜电极的高成本，但该技术被广泛看好，是目前研发的主要方向；固体氧化物电解槽由于工作温度高，材料选择有限，尚未商业化。

为估算水电解制氢成本，参照相关计算方法，作如下假设：

(1)采用碱性电解池制氢，制氢规模1000Nm3/h，年产氢200万Nm3；

（2）设备投资1000万元，土建、安装调试等费用300万元，总投资1300万元，10年折旧，年工时2000小时，采用直线折旧法，无残值；

（3）光伏电站供电，1Nm3制氢电耗5kWh，电价0.3元/kWh；

（4）维修费用（含人员工资）60万元；

(5) 毛利15%。

从表3可以看出，电费占电解水氢气成本的60%以上，其余为固定成本。需要注意的是，本次调查采用0.3元/千瓦时计算基准，电价偏低。如果采用正常的上网电价，氢的成本会更高，电费也将占成本的更大比例。电解水制氢要达到与化石能源制氢同等的价格竞争力，需要将电价降到0.05元以下，这在近期很难实现。结合表1和表3可以看出，虽然目前各国都在大力发展电解水制氢，但在30/60政策目标的引导下，“绿色氢”也受到越来越多的关注，但在当前价格水平，电解水制氢成本远高于化石能源。因此，在当前的氢能市场推广期，要依靠低成本的“灰氢”资源。

1.3 工业副产氢成本分析

工业副产氢是指工业过程中产生的氢气不是目标产品，而是副产品，主要包括炼油厂催化重整、丙烷脱氢、焦炉煤气和氯碱化学品等。本部分副产氢气产量大，对氢燃料电池汽车产业的发展具有巨大的回收利用潜力，每种副产氢的产品性质和成本见表4。

虽然我国工业副产氢资源丰富，在工业发展初期可以起到助推器的作用，但氢能产业的长远发展不能完全依赖副产氢。究其原因，一方面是副产氢资源分布不均。例如，副产氢资源最多的焦炭行业与我国煤炭产区高度重叠，基本分布在西北地区。几乎所有的丙烷脱氢项目都位于沿海地区。不能覆盖全国；另一方面，随着近年来我国环保节能要求的提高，企业的精细化管理水平也有所提高。焦化企业利用焦炉煤气生产甲醇、合成氨、LNG 或煤焦油加氢，氯碱工业利用副产氢生产盐酸或聚氯乙烯，实际可利用的副产氢不及大如预期。因此，副产氢只能作为发展氢能的部分补充，不能完全支撑我国未来的氢能产业。

2 氢运输成本分析

目前，氢输运方式主要有高压气氢、低温液态氢和管道输氢三种。其中，高压气氢运输是目前主流的运输方式，高压氢气运输是通过压缩机将高压氢气（工作压力10~30MPa，通常为20MPa）储存在压力容器中，用长管拖车运输，长管拖车的压力容器通常由6-10个大容积无缝高压钢瓶组成。这种方法目前已经成熟，应用广泛。但由于氢气密度低，储氢压力容器较重，拖车运输的氢气质量仅占总运输质量的1%～2%。这是每辆车常见的国内氢运输量，约260~460kg。另外，氢气瓶卸车时间长，约需2～6小时，效率低。

液氢输送是将氢气深度冷冻至21K液化，然后通过0.6MPa的特制低温保温罐输送。由于液氢密度达到71g/L，液氢罐车容量约为65m3，每次可运输约4000kg氢气，是气氢拖车运输量的10倍以上，这大大提高了运输效率，适用于大规模、长距离运输，但这种方法的缺点是生产液氢消耗大量能量（总能量的30%～40%用于液化），并且在液氢的储存和运输过程中会发生一定的蒸发损失，需要在终端建设特殊的接收设施抬高成本。此外，由于我国关键液氢设备（如透平膨胀机、3000立方米以上大型液氢储罐、液氢泵等）与发达国家差距较大，仍很大程度上依赖进口，它还不能成为氢储存和运输的主要手段。

管道氢气运输是实现氢气大规模、长距离、低成本运输的重要途径。目前，全球有近5000公里的氢气管道，而中国只有不到100公里。由于管材存在“氢脆”现象，氢气管道需要采用低碳钢，需要特殊处理，导致成本是普通天然气管道的两倍以上。因此，成本是制约氢气管道建设的重要因素。目前的研究热点是利用现有的天然气管网混合输送氢气。据研究，如果混合氢气控制在15%～20%，可直接利用现有天然气管道输送。德国和英国也建立了类似的示范项目。如果成功验证氢气混合路线，解决氢气和天然气管道的兼容性问题，西部地区可以利用自身在光伏和风能方面的优势生产氢气，充分利用现有的天然气主管道和支线网络进行西气东输，将氢气远距离运输到东部地区，大大降低了氢气运输成本。目前，该研究仅处于实验阶段，面临分离等技术难点。因此，管道氢运输短期内不具备成为氢运输主要方式的可能性。

除上述三种方法外，还有利用化合物储氢等方法，常用的储氢材料有环己烷、咔唑、十氢化萘、液氨、甲醇、氢化镁、氢氧化镍等，但仍在试验中。在实验室研究阶段，暂时没有推广的可行性。

可以看出，未来中短期内高压气氢仍将是输送氢气的主要方式，因此本文主要以高压气氢来考察氢气的成本。受国内标准约束，目前长管拖车的最大工作压力限制在20MPa，每次氢气质量小于500kg，但国际上已经引进了50兆帕氢气长管拖车，每次可运输1000～1500公斤氢气。如果放宽国内储运压力标准，同样体积的管束可以含有更多的氢气，从而降低运输成本，因此也研究了50MPa压力下的运输成本。

为计算方便，作如下假设：

(1)长管拖车满氢质量为350kg(20MPa)/1200kg(50MPa)，管束内氢残留率为20%；

(2)氢源距加氢站100km，加氢站每天使用氢气500kg；

（3）拖车百公里油耗25L，柴油价格6.5元/L；

（4）拖车车头与管束70万元，折旧10年，折旧方法为直线法；

（5）每辆车配备一名司机和一名装卸操作员，人员费用10万元/年，车险费用1万元/年，维修费用0.3元/公里，过路费0.6元/公里；

（6）每个氢气压缩过程耗电1kWh/kg，电价0.6元/kWh；

(7) 氢运输毛利为15%。

运输距离为50km时，氢气运输成本为4.9元/kg；随着运输距离的增加，长管拖车的运输成本逐渐上升，当运输距离为500km时，运输成本接近22元/kg，所以要考虑经济问题，长管拖车一般适用于200km以内距离较短、运输量较小的运输场景。另外可以看出，随着距离的增加，20MPa和50MPa运输条件下的成本逐渐分化，50MPa下的成本优势越来越明显。运输距离为200km时，成本差约为4元/kg。因此，从经济角度来看，提高钢瓶储氢压力势在必行，这将是未来高压氢气运输的发展方向。

3 加氢站加氢成本分析

加氢站是保障燃料电池汽车运行的重要基础设施。作为整个氢气供应链的终端，其成本也应计入氢气成本。典型的加氢站由压缩系统、存储系统、加氢系统和控制系统组成。从站外长管拖车运来的氢气通过压缩系统压缩到一定压力，加压后的氢气储存在固定的高压容器中。当需要加氢时，在加氢站固定高压容器与车载氢气之间的高压差作用下，通过加氢系统将氢气快速填充到车载储氢罐中储存容器。除了土建成本和管道阀门，加氢站成本的主要部分是核心设备，如压缩机、加注设备和储氢罐。由于国内缺乏成熟、量产的加氢站设备制造商，进口设备推高了加氢站的建设成本，为了计算加氢站的单位氢气成本，做出以下假设：

（1）加氢站日加氢能力500kg，全年365天运营，设备采购安装费1200万元，土地及土建费300万元，固定成本共计1500万元。

（2）设备折旧15年，土地房屋折旧30年，采用直线法折旧，无残值；

（3）管理、维护、人工费用200万元/年；

(4) 毛利20%。

从表5可以看出，加氢站仍占氢气成本的很大比例。一方面，氢气的性质使得加氢站比传统加油站更加复杂。同时，关键设备对进口的依赖导致初期投资较高。目前氢燃料电池汽车数量较少，每日加氢量有限，导致折旧及摊销成本较高。如果加氢量增加一倍，单位加氢成本可以增加一倍，大大降低了灌装过程的成本。

基于以上分析，计算了整个产业链的制氢成本，计算结果如表6所示。同时，以天然气制氢为例，不同部分的成本占比考察了20MPa条件下不同运输距离的氢气，结果如图3所示。

从表 6 和图 3 可以看出，目前氢气成本居高不下的原因是运输和加氢成本占比过高，占总成本的 60% 以上，远高于传统成品油产业链相应环节。与电动汽车和燃料汽车相比，氢燃料电池汽车的能源成本普遍较高，仍需进一步降低成本。

4 降低氢气成本的建议

综上所述，要想尽快推广氢燃料电池汽车，必须进一步压缩氢的成本，降低汽车使用氢的负担。提出以下建议：

（1）降低可再生能源电价，大力发展水电解制氢。从以上价格对比可以看出，电费需要降低到0.05元以下，这样电解水制氢成本才能与化石能源制氢成本竞争。与化石能源制氢成本相比，仍有较大差距。这将是未来很长一段时间内，制氢和推广氢能也离不开传统的煤炭和天然气。无论是天然气制氢还是煤制氢，经过几十年的发展，技术已经相当成熟，通过技术改进降低成本的空间不大，成本构成主要基于原材料价格受市场控制，波动性强。因此，虽然“灰氢”在中短期内仍是氢能的主要来源，但无论是政策导向还是成本降低空间，未来氢能的可持续发展仍取决于“绿氢”由水电解产生。

电解水制氢成本应从两方面降低。一是降低电费。由于目前我国工业用电成本仍居高不下，风能、太阳能“弃电”制氢将是未来行业的主要发展方向。已经有相关公司进行尝试；另一方面，要努力降低电解槽的采购成本，随着碱性电解槽日趋成熟，需要重点对PEM电解槽进行科技攻关，努力降低制造成本，提高使用寿命，共同努力降低单边制氢成本，努力降低天然气或煤制氢的成本。

(2)尽快加大氢气运输压力，降低氢气运输单位成本。在可预见的时期内，由于技术限制，使用长管拖车通过公路运输高压氢气是目前唯一的选择。如上分析，如果国外氢气运输压力提高到50MPa，可运输氢气3～4倍，降低单位运输成本（如运输距离为100公里时，运费可降低了 75.3%），并且随着运输距离的增加，高压优势更加明显。但目前国内主流的氢气压缩管束以Ⅰ型瓶为主，不能承受20MPa以上的压力，如果要达到 50 MPa，则需要装载 III 型瓶或 IV 型瓶束。

目前，国内有关部门尚未出台相应的高压氢Ⅳ型钢瓶标准，面临技术壁垒。国内没有企业可以生产IV型气瓶，因此尚未实现商品化。III型瓶由于外层缠绕高强度碳纤维，主要依赖进口，成本是I型瓶的数倍，主要用作燃料电池车载氢气容器，尚未应用于挂车管束。针对上述情况，一方面要加强科技开发，努力实现关键材料国产化，降低III型和IV型瓶的生产成本；为瓶装市场留出空间，放宽相关规定，加大氢运输对公路运输的压力。

（3）攻克“卡脖子”技术，实现关键设备国产化。与传统成品油产业链相比，加氢站成本占比远高于加油站。原因之一是加氢站的主要设备依赖进口，增加了投资成本。以核心设备压缩机为例，我国加氢站使用的压缩机大多以进口为主，国产压缩机在关键指标和系统可靠性方面还存在较大差距，仅此一项就占总投资的 30%以上，高于其他投资，除压缩机外，车站储氢钢瓶、加氢机国产化程度略高，但在许多核心指标上仍落后于国外产品，因此应通过政策支持和鼓励，加大关键设备研发投入，力争加氢站核心设备尽快国产化，降低投资成本。

（4）突破政策限制，实现现场制氢，从以上成本分析可以看出，运输成本占氢气整体成本的比重很大，解决这一问题的方法之一是分布式站制氢，即制氢加氢“零距离”。由于我国仍将氢气列为危险化学品，并要求在化工园区内生产，因此我国大部分加氢站均在站外供应氢气。因此，应呼吁有关部门尽快将氢气纳入能源产品管理，有条件的地区优先在加氢站制氢，利用小型化制氢装置，如撬装式天然气制氢设备或光伏发电耦合电解水制氢，省掉运输成本，压缩产业链长度，降低用氢成本。

（5）提高加氢站技术水平，优化配置和技术创新。除了加氢站的建设和投资，日常管理和运营水平也决定了氢气的成本。目前，我国加氢站的稳定性和可靠性与国外相比还有很大的提升空间，要实现连续运行并保持稳定的运行条件，还需要进行大量的改进工作。研究表明，如果加氢站连续无故障加氢次数增加一倍，氢气成本可降低1.5元/kg，如果每天加氢量增加15%，成本将降低1.0元/kg，如果电耗降低50%，氢气将减少1.0元/kg。优化加氢站配置，提高设备寿命，降低运行能耗，提高可靠性。

其收益可能大于简单建设成本的降低。

（6）提高储氢设施利用率，由于氢气的性质和目前的技术，无论是长管拖车的管束，还是加氢站的高压瓶组，氢气的利用率都只能达到70%~80%，造成巨大的损失和增加氢气的成本。相关企业要加大科研开发力度，通过技术创新和工艺优化，提高高压气瓶氢气的利用率，减少损失，从而降低氢气在运输过程和加氢站的成本。

随着碳减排政策的不断推进、氢燃料电池汽车的大规模推广以及氢能市场的逐渐成熟，市场对氢的需求将呈爆发式增长。虽然中短期内，传统化石原料生产的“灰氢”仍将占据市场主导地位，但CCUS生产的“蓝氢”和电解水结合可再生能源生产的“绿氢”将成为市场主流，未来的发展方向。虽然目前受制于高成本，氢能的推广期必须依靠低价的“灰氢”，但随着技术进步和电价的降低，低碳氢的市场份额将逐渐扩大，占据主流市场。

同时，通过技术创新和管理创新，叠加氢燃料电池汽车数量稳步增加，产业配套设施逐步完善，达到一定临界点后，氢的运输成本和建设运营加氢站的成本将迅速降低，氢会变得更便宜，氢能产业将进入快速扩张阶段。相信在政府的统一部署和大力推动下，通过相关科研单位、装备制造企业、能源企业和燃料电池汽车企业的不断努力与合作，氢能产业将很快通过目前的产业导入时期，逐步脱离政策支持，进入实质性工业化快速发展阶段，我国“氢能社会”的目标即将成为现实。