氫氣是二次能源，制備方法多，資源約束小。有了燃料電池，氫可以通過電化學反應直接轉化為電和水，沒有汙染物排放。與汽油、柴油、天然氣等化石燃料相比，其轉換效率不受卡諾循環限制，發電效率超過50%，是壹種零汙染的高效能源。
氫能是實現電、熱、液體燃料等多種能源之間轉換的媒介，是在可預見的未來實現跨能源網絡協同優化的必由之路。目前，能源系統主要由電網、供熱網和油氣管網組成。借助燃料電池技術，氫能可以在不同的能源網絡之間轉化，可再生能源和化石燃料可以同時轉化為電能和熱能，通過逆反應生成氫燃料替代化石燃料或儲存能量，實現不同能源網絡之間的協同優化。
隨著可再生能源的滲透率越來越高，季節性甚至年度調峰的需求也將與日俱增，儲能在未來能源體系中的作用將不斷顯現，但電化學儲能和熱儲能難以滿足長期大容量儲能的需求。氫能可以更經濟地實現電能或熱能的長期、大規模儲存，可以成為解決棄風、棄光、棄水問題，保障未來高比例可再生能源系統安全穩定運行的重要途徑。
氫能有多種應用模式，可以幫助工業、建築、交通等主要終端應用領域實現低碳化，包括在交通領域用作燃料電池汽車，作為儲能介質支持大規模可再生能源的集成和發電，用於分布式發電或熱電聯產為建築提供電力和熱量，直接為工業領域提供清潔能源或原料。
日本、韓國、美國、德國、法國在國家層面制定了氫能產業發展的戰略規劃和路線，如日本的氫能基本戰略、美國的氫能經濟路線圖、歐盟的綠色協議的綠色氫能戰略、韓國的氫能經濟發展路線圖等。，並繼續支持氫燃料電池的研發，推動氫燃料電池的中試示範和多領域應用。根據國際氫能聯合會發布的《氫能未來發展趨勢調查報告》，到2050年，氫燃料電池汽車將占全球機動車的20.25%，創造2.5萬億美元的市場價值，承擔全球約18%的能源需求。
《中國制造2025》、《能源技術革命與創新行動計劃(2016-2030)》、《國家創新驅動發展戰略綱要》、《十三五國家戰略性新興產業發展規劃》、《十三五國家科技創新規劃》都將氫能和燃料電池列為重要任務，作為引領產業變革的顛覆性技術和戰略性新興產業。
今年以來，國家政策傾斜力度加大。6月22日，國家能源局發布《2020年能源工作指導意見》，從改革創新和推進新技術產業化的角度推動氫能產業發展。文件指出，制定實施氫能產業發展規劃，攻關關鍵技術和裝備，積極推進應用示範。
中國首部能源法再次征求意見。其中，氫能被列為能源，這是我國首次從法律上確認氫能屬於能源。
目前，我國已有20多個省份發布了氫能產業發展規劃。在長三角、珠三角、京津冀等地區，氫能已經形成了壹些小規模的示範應用。有的地方已經形成了制備、儲運、燃料電池加註、下遊應用的完整產業鏈。
其中，山東省是首個省級氫能中長期規劃，山東3677戰略是打造氫經濟帶。省政府辦公廳印發的《山東省氫能產業中長期發展規劃(2020-2030年)》以2019年為基準年，規劃期為2020-2030年，主要包括發展環境、總體要求、發展路徑與空間布局、重點發展任務、保障措施、環境影響評價六個部分。3月26日，《吉慶延國際招商產業園建設行動計劃(2020-2025年)》發布。新能源汽車、氫能等字眼頻頻出現，也與山東省省級氫能規劃相呼應。兩個高地，濟南的“中國氫谷”和青島的“東方氫島”，將隨著規劃而崛起。濰坊市人民政府辦公室印發《濰坊市推進加氫站建設運營辦法》。本辦法適用於對在本市從事加氫站建設和加氫的企業給予補貼，即日加氫能力和建成期分別給予500-600萬元。
2019年，我國石油對外依存度首次超過70%，而天然氣對外依存度高達45%。自2018中美貿易戰爆發以來，高度依賴海外油氣進口帶來的能源安全隱患越來越受到決策者和社會各界的關註。新冠肺炎疫情在緊急情況下進壹步暴露了產業鏈全球化的隱患和風險，進壹步深化了反全球化思潮，將能源安全的地位提升到新的政治高度。
全球氣候變化是21世紀人類面臨的最復雜的挑戰之壹，減緩氣候變化的措施之壹是減少溫室氣體的人為排放。中國是僅次於美國的第二大碳排放國，並承諾努力在2060年實現碳中和，在2030年達到二氧化碳排放峰值。在碳中和的道路上，氫能是不可或缺的二次能源形式。
氫能雖然發展前景廣闊，但也面臨著工業基礎薄弱、設備和燃料成本高、安全爭議等問題。目前，我國制氫技術相對成熟，具有壹定的產業化基礎。全國化石能源制氫和工業副產氫氣已達到相當規模，堿性電解水制氫技術成熟。但在氫氣儲運技術和燃料電池終端應用技術方面，與國際先進水平相比仍有較大差距。
比如在儲運方面，實現氫能的大規模、低成本儲運，仍然是中國乃至全球面臨的難題。高壓氣態氫作為國內外氫能儲運的主流方式，仍然存在儲氫密度低、儲運成本高等問題。
氫氣是二次能源，需要通過壹定的方法由其他能源生產。目前主要包括以下幾種方法:
天然氣中的烷烴在適當的壓力和溫度下在重整器中經歷壹系列化學反應，生成含有壹氧化碳和氫氣的重整氣體。重整後的氣體在自動控制下通過裝有各種吸附劑的PSA裝置後，壹氧化碳、二氧化碳等雜質被吸附塔吸附，得到氫氣。
從煤中生產含氫氣體的方法主要有兩種:壹種是煤的焦化，另壹種是煤的氣化。煉焦是指煤在隔絕空氣的條件下，在90-1000的溫度下生產焦炭，副產品是焦爐煤氣。焦爐氣的成分包含大約55-60%的氫氣。煤氣化是指煤在高溫、常壓或壓力下與氣化劑反應，轉化為氣體產物，主要由氫氣和壹氧化碳組成，轉化後可得到純氫氣。
通常，氫氣不是直接從石油中產生，而是從石油初級裂解後的產品中產生，如石腦油、重油、石油焦和煉廠幹氣。石腦油制氫的主要工藝有石腦油脫硫轉化、CO變換和PSA，與天然氣制氫非常相似。重油制氫是在壹定壓力下與水蒸氣和氧氣反應，生成含氫的氣體產物；石油焦制氫和煤制氫非常相似，都是在煤制氫的基礎上發展起來的。煉廠幹氣制氫主要是輕烴蒸汽重整加變壓吸附分離，與天然氣制氫非常相似。
氯堿工業用電解鹽水生產氯氣和燒堿。電解槽陽極產生氯氣，陰極產生氫氣，陰極附近產生燒堿。氫氣進入脫氧塔除氧，然後通過變壓吸附除去N2、H2、CO2和H2O等雜質，從而獲得高純度的氫氣。
甲醇水蒸氣重整制氫因其氫氣產率高、能量利用合理、過程控制簡單、工業操作方便而得到廣泛應用。在壹定的溫度和壓力條件下，甲醇和水蒸氣在催化劑的作用下發生甲醇裂解反應和壹氧化碳變換反應，生成氫氣和二氧化碳，重整反應生成的H2和CO2通過變壓吸附(PSA)分離得到高純氫氣。
電解水制氫是壹種簡便的制氫方法。在充滿電解質的堿性電解池(ALK)中通入直流電，水分子在電極上發生電化學反應，分解為氫氣和氧氣。PEM電解槽也可以用來直接電解純水產生氫氣。這樣就可以利用光電、風電、水電等清潔能源電解水制氫。
(1)風力發電機的原理和特點:風力發電機通過控制轉子的轉速，實現低風速下的最優能量捕獲；在高風速下，保持風輪的速度和功率穩定。因此，在額定風速之前(大多數工況下)，風力發電機組的有功功率壹直隨著風力的變化而波動，表現為以秒為單位的發電量波動。另外，風力發電機組是壹個電流源，也就是說，風力發電機組始終跟隨電網50Hz的交流頻率，通過電流向電網輸送能量。沒有電網的電壓維持，目前的風力發電機很難獨立發電。
(2)光伏發電:光伏電池將太陽能轉化為電能。壹方面，光伏逆變器通過控制跟蹤光伏電池的最佳功率點；另壹方面跟蹤電網50Hz交流頻率作為電流源，通過電流模式向電網輸送能量。因為太陽光分分鐘變化不大，波動比風力小。但是光伏發電是日夜斷斷續續的。
光伏發電制氫主要是利用光伏發電系統產生的直流電直接向制氫站提供制氫電力。技術路線主要有三條。
堿性電解槽制氫。該電解槽結構簡單，適合大規模制氫，價格低廉，效率低約70%~80%。主要設備包括電源、陰陽極、隔膜、電解液和電解槽箱。電解液通常是氫氧化鈉溶液，電解槽主要有單極和雙極兩種。
質子交換膜電解槽(PEM電解槽)制氫。效率高於堿性電解槽，主要采用離子交換技術。該電解槽主要由聚合物膜和陽極、陰極電極組成。由於質子傳導率高，可以大大提高電解槽的工作電流，從而提高電解效率。
固體氧化物電解槽制氫。它可以在高溫下工作，熱能可以替代部分電能，效率高，成本低。固體氧化物電解槽是三個電解槽中效率最高的設備，反應後的余熱可與汽輪機和制冷系統壹起回收，提高效率，可達90%。
電解水制氫的技術路線已經成熟，但目前尚未大規模推廣的關鍵因素是電價。目前工業用電制氫成本過高，市場競爭力差。
甲醇制氫投資低，適用於2500Nm3以下的制氫規模。按照氫氣消耗量1 nm3，消耗甲醇0.72 kg，甲醇價格計算為2319元/噸。從甲醇生產氫氣的成本如下表所示。
天然氣制氫的單位投資成本低，在1000 nm3以上經濟性好。氫氣消耗量按1 Nm3為0.6Nm3，天然氣價格按1.82元/Nm3計算。制氫成本如下表所示:
天然氣制氫成本表
以1000Nm3/h水電解制氫為例，總投資約14萬元。根據1Nm3氫氣的5kWh能耗計算，不同電價計算的制氫成本分析如下表:
光伏發電制氫成本表
由此分析，只有光伏發電電價控制在0.3元/千瓦時以下，制氫成本才有競爭力。根據目前的市場價格，100MW光伏DC系統的成本如下:
光伏DC系統的成本
以壹級資源區為例，第壹年光伏利用小時數為1.700小時，其他參數為:裝機容量100MW，建設期1年，資金投入比例20%，流動資金10元/kW，貸款期限10年，以等額本息方式還本付息。殘值率5%，維修率0.5%，人員5人，人工平均年薪7萬元，福利及其他70%，保險費率0.23%，材料費3元/kW，其他費用10元/kW。按照全部投資內部收益率滿足8%計算電價，分別分析計算成本為2.3億、2億、654.38+0.8億、654.38+0.6億時的電價。經計算，當全部投資的內部收益率為8%時，不同建設成本下的電價如下:
不同工程造價下的電價反算
光伏發電制氫在資源類地區已具有經濟可行性，其成本低於天然氣和甲醇。隨著光伏發電成本的不斷下降，光伏發電制氫的競爭力將進壹步增強。本文不考慮氫氣的運輸成本，光伏發電的直供電源應靠近需求側。資源壹類地區主要集中在西北地區，氫氣用戶以煉化企業為主，用氣量大，需要較大規模的制氫站。
光伏組件價格快速下降。隨著價格的進壹步降低，壹些二類資源地區的光伏發電制氫也將具有競爭力。這類地區離負荷中心比較近，經濟發達，氫氣需求量大。光伏發電制氫簡單，不易操作維護，制氫規模可根據場地和需求模塊化。隨著燃料電池技術的進步，分布式可再生能源制氫用於燃料電池也將是未來的重要發展趨勢。
根據氫的狀態不同，氫的運輸方式可分為氣態氫(GH2)、液態氫(LH2)和固態氫(SH2)。運輸方式的選擇應基於以下四個綜合考慮:運輸過程中的能源效率、氫氣運輸、運輸過程中的氫氣損失和運輸裏程。
在消耗量小、用戶分散的情況下，氣體和氫氣通常通過儲氫容器在車、船等交通工具上運輸，在消耗量大的情況下，壹般采用管道運輸。液態氫通過車、船和其他運輸工具運輸。
雖然氫氣運輸方式很多，但從發展趨勢來看，我國氫氣運輸的三種方式主要是氣氫拖車、氣氫管道和液氫卡車。
長管拖車是中國運輸氫氣最常見的方式。這種方法在技術上已經相當成熟。但由於氫氣密度低，儲氫容器重量大，運輸的氫氣重量只占總運輸重量的1~2%。所以長管拖車只適用於運輸距離短(運輸半徑200公裏)，運輸能力低的場景。
其工作流程為:凈化後的產品氫氣經壓縮機壓縮至20MPa，通過空氣柱裝入長管拖車，運輸至目的地，裝滿氫氣的管束與機車分離，管束中的氫氣通過空氣卸載柱和調壓站排入加氫站的高壓、中壓和低壓儲氫罐進行分級儲存。
這種方法的運輸效率低。國內標準規定長管拖車用氣瓶公稱工作壓力為10-30MPa，運輸氫氣用氣瓶多為20MPa。
以海南梁公司生產的集裝箱管束箱11-2140-H2-20-I為例，其工作壓力為20MPa，每次可充入體積為4164Nm3、質量為347kg的氫氣，裝車後總質量為33168kg。國內長管拖車的主要制造商有CIMC安瑞科、魯西化工、上海南梁、浦江燃氣和山東華斌氫能。
長管拖車氫運輸成本的計算
為了計算長管拖車運輸氫氣的成本，我們的基本假設如下:
(1)氫氣站規模為500kg/天，距離氫氣源點100km；；
(2)長管拖車滿載氫氣350kg，管束內氫氣剩余率20%，日工作時間15h；；
(3)拖車平均速度50km/h，百公裏油耗25升，柴油價格7元/升；
(4)動力車頭價格40萬元/臺，65，438+00年折舊；捆綁價654.38+0.2萬元/套，按20年折舊，折舊方法為直線法；
(5)拖車充氫和卸氫5小時；
(6)氫氣壓縮時耗電量為1kwh/kg，電價為0.6元/kWh；
(7)每輛拖車配備2名司機，1名裝卸操作工，工資654.38+萬元/人·年；
(8)車輛保險費用1，000元/年，保養費用0.3元/公裏，過路費0.6元/公裏；根據以上假設，可以估算出規模為500kg/d，距離氫源點100km的氫氣站，氫氣運輸成本為8.66元/kg。
計算過程如下:
運輸成本隨著距離的增加而急劇上升。當運輸距離為50km時，氫氣的運輸成本為5.43元/kg。隨著運輸距離的增加，長管拖車的運輸成本逐漸增加。
當距離為500km時，運輸成本達到20.18元/kg。
考慮到經濟問題，長管拖車壹般適合200km以內的短途運輸。
提高管束的工作壓力可以降低運輸氫氣的成本。
由於國內標準的約束，長管拖車的最大工作壓力被限制在20MPa，而國際上已經推出了50MPa的氫氣長管拖車。
如果國內放寬儲運壓力的標準，同樣體積的管束可以容納更多的氫氣，從而降低運輸成本。
當運輸距離為100km時，工作壓力為20MPa和50MPa的長管拖車運輸成本分別為8.66元/kg和5.60元/kg，後者約為前者的64.67%。
有壹種潛在的低成本運輸氫氣的方式，但中國氫氣管網發展不足，需要加快建設。
低壓管道輸送氫氣適用於大規模、長距離的氫氣輸送。由於氫氣需要在低壓下輸送(工作壓力為1~4MPa)，能耗比高壓氫氣輸送低，但管道建設初期投資大。
我國氫氣管網的布局還有很大的改進空間。美國和歐洲是世界上發展氫氣管網最早的地區，已有70年的歷史。
根據PNNL 2065 438+06年的統計數據，全球共有氫氣管道4542公裏，其中美國2608公裏，歐洲1598公裏，中國只有100公裏。
隨著氫能產業的快速發展，日益增長的氫氣需求將推動我國氫氣管網的建設。
氫氣管道成本高，投資大，通過天然氣管道輸送氫氣可以降低成本。
天然氣管道是世界上最大的管道，占世界管道總長度的壹半以上，相比之下氫氣管道數量很少。根據國際能源署的報告，目前世界上有300萬公裏的天然氣管道，只有5000公裏的氫氣管道。現有氫氣管道均由制氫企業運營，將成品氫氣輸送至化工和煉油裝置。
由於氫脆(即金屬與氫反應導致韌性下降)導致氫逸出，因此需要選擇含碳量低的材料作為輸氫管道。美國氫氣管道造價為31 ~ 94萬美元/公裏，而天然氣管道造價僅為1 . 2 . 5 ~ 50萬美元/公裏，氫氣管道造價是天然氣管道的兩倍多。
雖然氫氣在管道中的流量是天然氣的2.8倍，但同樣體積的氫氣由於體積能量密度小，能量密度只有天然氣的三分之壹。因此，同樣能量用於輸送氫氣的泵站壓縮機功率要高於用於壓縮天然氣的壓縮機，導致氫氣的輸送成本很高。
氫氣運輸網絡的基礎設施建設需要巨大的資金投入和較長的建設周期，管道的建設還涉及土地的拆遷和建設，這些都阻礙了氫氣管道的建設。
研究表明，氫氣體積含量為20%的天然氣-氫氣混合燃料可以直接使用現有的天然氣輸送管道，無需任何改造。
在天然氣管網中摻入不超過20%的氫氣，並對輸送後的混合氣進行凈化，既可以充分利用現有的管道設施，又可以從經濟上降低氫氣的運輸成本。
目前國外已經有壹些國家采用了這種方法。
為了計算管道輸送氫氣的成本，我們參考濟源-洛陽氫氣管道的基本參數，做如下假設:
(1)管道長度25km，總投資1.46億元，單位長度投資584萬元/km；(10)年輸氫量100400噸，運輸過程中氫損失率8%；
(2)管道配氣站的直接和間接維護費用按投資的15%計算；
(3)氫氣壓縮時耗電量為1kwh/kg，電價為0.6元/kWh；
(4)管道使用年限20年，采用直線法折舊。
根據上述假設，可以計算出壹條長25m，年輸量為10.04萬噸的氫氣管道，運輸氫氣的價格為0.86元/kg。
當運輸距離為100km時，運輸氫氣的成本為1.20元/kg，僅為同等距離氣氫拖車成本的1/5。通過管道輸送氫氣是降低成本的可靠方法。
適用於長途運輸，國內外應用差距明顯。但液氫運輸比氣氫運輸效率高，國內應用有限。
液氫罐車的運輸系統由動力機車、車輛拖車和液氫儲罐三部分組成。
由於液氫的運輸溫度需要保持在-253℃以下，且與外界環境溫差較大，為保證液氫儲存的密封和隔熱性能，對液氫儲罐的材料和工藝要求較高，使其初期投資成本較高。
液氫罐車運輸是將氫氣深冷至21K液化，然後用壓力為0.6 MPa的圓柱形專用低溫絕熱罐運輸液氫的方法。
由於液氫體積能量密度達到8.5MJ/L，液氫罐車容量約65m3，壹次可運輸氫凈約4000kg，是氣氫拖車的10倍以上，大大提高了運輸效率，適合大規模、長距離運輸。
但缺點是制備液氫的能耗較大(液化同熱值氫氣的能耗是壓縮氫氣的11倍以上)，液氫在儲運過程中有壹定的蒸發損失。
在國外，尤其是歐、美、日等國家，液氫技術發展已經比較成熟，液氫已經進入儲運規模化應用階段。在壹些地區，液氫罐車的運輸規模超過了氣氫運輸規模。
目前國內只在航空航天和軍事領域使用，因為液氫生產、運輸和儲存裝置的標準都是軍用標準，沒有民用標準，極大地限制了液氫罐車在民用領域的應用。
國內相關企業已經開始研發相應的液氫儲罐和液氫罐車。例如，CIMC勝達因和傅銳氫能等公司已經開發了國內液氫儲存和運輸產品。
2065438+2009年6月26日，全國氫能標準化技術委員會就《氫能汽車用液氫》、《液氫生產系統技術規範》、《液氫儲運安全技術要求》三項國家標準發函征求意見。
在液氫相關標準和政策規範形成後，儲氫密度和傳輸效率更高的低溫液氫存儲將是未來的重要發展方向。
為了計算液氫罐車的運輸成本，我們的基本假設如下:
(1)氫氣站規模為500kg/天，距離氫氣源點100km；；
(2)罐車裝載量為15000加侖(約68m3，即4000kg)，日工作時間為15h；；
(3)加油機平均速度50km/h，百公裏油耗25升，柴油價格7元/升；
(4)液氫罐車價格約50萬美元/輛，按10年折舊，折舊方法為直線法；
(5)罐車裝卸時間為6.5h；
(6)氫氣壓縮時用電量為11kwh/kg，電價為0.6元/kWh；
(7)每輛拖車配備2名司機，1名裝卸操作工，工資654.38+萬元/人·年；
(8)車輛保險費用1，000元/年，保養費用0.3元/公裏，過路費0.6元/公裏。根據上述假設，可以計算出加氫站規模為500kg/d，距氫源點距離為100km，氫氣運輸成本為13.57元/kg。
計算過程如下:
液氫罐車的成本變化對距離不敏感。當加氫站距離氫源50~500km時，液氫罐車運輸價格在13.51 ~ 14.05438+0元/kg範圍內小幅上漲。雖然運輸成本隨著距離的增加而增加，但是增加的幅度並不大。這是因為占總成本60%左右的液化過程用電量只與氫氣負荷有關，與距離無關。而與距離成正相關的燃料費和過路費占比並不大，液氫罐車在長途運輸下更具成本優勢。
第四章加氫站建設
1.投資估算
加氫站投資主要包括設備投資、土建投資、設計、監理和審批。
項目投資估算表如下:
序號名稱費用說明(萬元)
1工藝設備222.00
1.1增壓系統160.00
1.2灌裝系統56.00
1.3卸載系統6.00
2現場管道、儀表電纜等。12.00
3 PLC櫃、火焰探頭、漏氫探頭、視頻監控等。
4設備安裝和調試40.00包括輔助材料
5土木工程80.00
6設計、監理、審批和其他費用45.00
7總計424.00
2.運營成本估算
加氫站建成後，運營成本包括土地租金、設備折舊、運維成本、人員工資等。
項目總投資424萬元，固定資產采用直線法綜合折舊，不計殘值，按10年折舊攤銷，年折舊42.4萬元。
年運維成本包括設備維護費、管理費和人工費、電費和水費，其中設備維護費約55萬元，管理費和人工費(四個工人)654.38+0.5萬元，電費和水費30萬元，年運維成本654.38+0.0萬元。
本項目單站占地約2畝。根據服務區目前的征地成本，土地租金暫按每畝每年65438+萬元計算，單站年土地租金為20萬元。
3.效益計算
加氫站對外銷售價格為35元/公斤，購銷差價壹般為20元/公斤。
本氫氣站項目設計日加氫能力為500kg/d，充裝壓力為35MPa；按其70%充裝量計算，如果每天充裝350kg，則年充裝量可為120000kg。
根據利差收入，預計年毛利252萬元。
經濟效益分析:
序號名稱單位金額(萬元)備註
1差價收入(毛利)人民幣10，000.00元。
土地租金為人民幣10，000.00元。
三年運行費用為65，438+000.00元。
4折舊攤銷:萬元；42.4折舊65，438+00年。
5年稅前利潤萬元97.6
5稅費:萬元:24.4
6年盈利萬元73.2
靜態投資回收期為:5.79年424萬元/73.2萬元。
然而，目前使用氫燃料的車輛很少，但氫能源在政策利好下不斷發展，目前的預測存在很大的困難和不可預測性。在計算中，取設計荷載的70%進行估算。
山東省出臺全國首個省級氫能中長期規劃，山東3677打造山東氫經濟帶。有了規劃，濟南“中國氫谷”和青島“東方氫島”兩個高地，發展前景和潛力廣闊。在當前國家二氧化碳排放峰值和碳中和戰略下，氫能必將迎來大發展階段。