來源 |《南方能源建設(shè)》

摘要

目的——文章研究規(guī)?；瘹淠芄?yīng)鏈的經(jīng)濟性，未來十年，氫能作為戰(zhàn)略能源將會重構(gòu)社會的能源結(jié)構(gòu)，并影響未來社會能源總成本。預(yù)測大規(guī)模氫能時代的制氫、儲氫、輸氫、分銷、應(yīng)用的成本，和市場化的趨勢有著重要的意義。氫氣由于高儲運成本，用途、品質(zhì)的多樣性，氫氣市場存在分層結(jié)構(gòu)。

分析氫能與常規(guī)能源的可比價格，提出原油當量價格(POE)的概念，預(yù)測未來氫能價格的合理區(qū)間。解決供應(yīng)鏈問題是獲得低成本氫能的關(guān)鍵，由此提出干線門站模式，解決綠氫的資源分布與長距離輸送氫能的問題。

方法——利用平準化氫氣成本(LCOH)分析模型，測算大型光伏制氫管道輸氫LCOH，分析大規(guī)?？稍偕茉粗茪漭敋涞慕?jīng)濟性。利用氫能供應(yīng)鏈的儲、輸、卸六個象限成本公式，分析氣氫、液氫、固氫、有機氫、管道氫等不同儲運技術(shù)，短距離氫儲運成本，分析門站后輸氫的場景和成本，預(yù)測短距離輸氫的成本趨勢。

結(jié)果——研究表明：我國有豐富的綠氫資源，隨著投資下降，預(yù)計大規(guī)模綠氫管道輸送的城市門站LCOH將低于2.0 RMB/Nm3，將成為未來主要的氫源。

當前，氫儲運技術(shù)氣氫、液氫、甲醇、合成氨、有機氫、固氫、管道氫，隨著規(guī)模的增加實現(xiàn)遠距離輸送。在現(xiàn)有的技術(shù)下，城市門站到終端的輸送，氫短距輸送（<100 km）測算成本都在1.2 RMB/Nm3以下，由此評估的氫能供應(yīng)鏈的總成本，干線門站模式下氫能最終到達終端的價格約為3.2 RMB/Nm3，當量價格POE與汽油價格接近，考慮燃料電池的能效因素，氫能汽車在4.0 RMB/Nm3的氫價下，具有比汽油車更低的百公里燃料費用。

結(jié)論——因此，氫能作為戰(zhàn)略能源，在無補貼的情況下實現(xiàn)中國氫能源的綠氫替代，在技術(shù)經(jīng)濟上是可行的。

引言

氫能作為中國能源問題的最終解決方案，將深刻影響中國能源應(yīng)用的前景。2019年，中國氫能聯(lián)盟發(fā)布了《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書》，到2050年，氫能將在中國終端能源體系中占比達到10%（約5億噸標煤，折合1.1億噸氫氣），與電力協(xié)同互補，共同成為中國終端能源體系的消費主體之一。

屆時，可實現(xiàn)二氧化碳減排約7億噸/年，累計拉動33萬億元經(jīng)濟產(chǎn)值。而“綠氫”可再生能源制氫將是未來的主要氫氣來源，到2050年，可再生能源制氫超過80%。

這個億噸級氫能的目標，將改變中國的能源結(jié)構(gòu)并推動中國進入氫能社會，中國具有廣闊的西部荒漠和良好的光照條件，可開發(fā)的“綠氫”資源超過3億噸。完全能夠滿足我國可持續(xù)發(fā)展的自給自足的無碳氫能，將從根本上改變我國能源戰(zhàn)略安全。

但我國西部儲量豐富的綠氫資源，遠離中東部的能源負荷中心，需要遠距離的輸送。因此如何達到開發(fā)規(guī)模，建立“產(chǎn)、儲、輸、分銷、應(yīng)用”完整的低成本氫能供應(yīng)鏈，就需要進行氫能儲運模式的構(gòu)建，并進行技術(shù)經(jīng)濟分析。

1. 中國氫氣市場的現(xiàn)狀

中國是氫氣生產(chǎn)和消費大國，2018年中國氫氣生產(chǎn)約2000萬噸，99%以上為化石能源轉(zhuǎn)換得到，電解制氫不足1%；氫氣消費結(jié)構(gòu)中合成氨、甲醇、石油煉化占99%以上，用于燃料電池的能源氫消費不足0.1%。

氫氣在中國主要是化工原料用于生產(chǎn)甲醇、合成氨以及相關(guān)化工產(chǎn)品與化肥；其次是作為燃料，以及少量的高純度氫氣作為工業(yè)原料，如高純度電子氫氣等。

氫氣供應(yīng)鏈成本遠高于天然氣，因而，氫氣的供應(yīng)與使用受運輸距離限制，根據(jù)國內(nèi)的資料顯示（見表1），中國氫氣的市場大致分為燃料氫、化工氫、能源氫，對應(yīng)的氫氣市場價格分別為：

• 6 MPa化工氫，1~5萬 m3/h供應(yīng)量，直供價<1.5 RMB/Nm3；
• 20 MPa工業(yè)氫，100~2 000 m3/h，工業(yè)氫價為3.5 RMB/Nm3；
• 35 MPa以上能源氫，通過加氫站加注，6~20 kg/次，加氫站燃料電池用氫價格（扣除政府補貼）為4.5~5.0 RMB/Nm3。

氫氣市場的價格分層結(jié)構(gòu)，主要原因是需求的巨大差異，化工氫（包括合成氣和石化原料氣）是目前氫氣市場的需求主體。

高純氫和能源氫對高純度要求和相對較少的需求量，導(dǎo)致運輸成本極高、經(jīng)濟規(guī)模不足，而價格大大高于化工氫和燃料氫。這也是目前一方面大量副產(chǎn)氫和煤制氫處于低端市場，另一方面能源氫和高純氫又價格高企。 尋找合適的應(yīng)用場景，促進能源氫大規(guī)模的需求增長，將是未來氫能發(fā)展的關(guān)鍵。

2. 氫能作為交通能源的經(jīng)濟性

作為交通能源的氫能源，利用燃料電池作為供能的方式。燃料電池可以達到45%~50%的燃料效率，以及與動力電池組合的混動模式的動力總成，使得氫能源車與常規(guī)燃料汽車相比，有比較明顯的能效優(yōu)勢。

中國汽車工程學(xué)會發(fā)布的《世界氫能與燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告（2018）》分析了乘用車和商用車的氫能耗。通過整理公開渠道公布的燃料消耗進行比較，氫能汽車和其他乘用車的燃料消耗如表2和圖1所示。

從表2中可以看到，氫能汽車的能耗水平低于純?nèi)加蛙?，并還有進一步降低的空間，在假定的4 RMB/Nm3的氫氣價格下，實際的燃料費用，氫能汽車低于燃油車，高于柴油天然氣車和純電動車。而在公交車、重型卡車等應(yīng)用場景上能源費用，需要更為低價的氫才能滿足和柴油卡車的競爭。

因此，進一步提高可再生能源制氫的效率、降低成本； 積極探討氫能源的清潔溢價，使氫能源在供應(yīng)終端盡快達到經(jīng)濟性拐點。

3. 氫油當量：氫能可比價格分析

氫氣如果作為戰(zhàn)略能源，則需要在能源最終價格上有經(jīng)濟性，這樣才能夠擺脫持續(xù)的補貼，成為可以市場運作的能源形式。氫能可以是直接獲得的一次能源，也是可以直接消費的二次能源。

因此，我們能源當量價格比較時，將氫能價格與二次能源價格進行縱向與橫向的對比，以分析其經(jīng)濟性條件。氫氣與成品油、天然氣等市場價格折合成原油當量的價格比較如表3所示。

原油當量價格是依據(jù)標準原油熱值，對不同能源價格進行比較的方法，原油當量價格(POE，單位USD/BOE)，參考原油的標準熱值為41.87 MJ/kg，原油密度為137 kg/bbl，按公式進行換算：

POE=PH×63.78POE=PH×63.78

根據(jù)能量換算的石油當量的價格，主要的制氫成本如表4和圖2所示。

但由于氫氣供應(yīng)鏈的成本遠高于車用汽油和天然氣，因此市場上的氫氣價格高于天然氣和汽油。

商業(yè)化的20 MPa高壓氣氫的供應(yīng)鏈，100 km距離上，運輸成本約為1.2 RMB/Nm3，折合約81 USD/BOE；作為能源氫，在加氫站得分銷成本大約1.35 RMB/Nm3，折合86 USD/BOE。

綜合而言， 能源氫到達終端的價格大致為制氫、輸氫、分銷各占三分之一，如圖3所示。

通過以上氫氣的成本和經(jīng)濟性分析，我們可以看到在出廠價和消費端，能源能量價格差異顯著。而氫能由于供應(yīng)鏈的高成本，則更為明顯的差異如圖4所示。

由此，通過對氫和其他能源在同等當量價格的基準下，進行的價格比較發(fā)現(xiàn)， 在4.0 RMB/Nm3的氫氣價格下，氫能價格已經(jīng)具備經(jīng)濟性。而氫能供應(yīng)鏈的成本降低具有更大的潛力，是未來氫能實現(xiàn)平價供應(yīng)的關(guān)鍵。

4. 綠氫與灰氫，制氫成本比較分析

目前主要的制氫技術(shù)是化石能源制氫，通過煤氣化、天然氣重整、甲醇重整等技術(shù)，已經(jīng)實現(xiàn)大規(guī)模的工業(yè)化應(yīng)用，我國67%的氫氣是通過煤氣化和天然氣制氫技術(shù)工業(yè)化生產(chǎn)，其余為焦爐煤氣、氯堿化工副產(chǎn)氫，電解制氫的裝置普遍偏小，產(chǎn)能不足1%。

我國工業(yè)制氫絕大部分是煤制氫和天然氣制氫，其中以航天爐技術(shù)、清華爐水冷壁技術(shù)和華理四噴嘴技術(shù)為代表的煤氣化技術(shù)處于世界領(lǐng)先地位，在煤制油、合成氨和煤化工領(lǐng)域，實現(xiàn)了對煤炭的清潔利用，裝置規(guī)模超過每小時20萬立方米合成氣，煤氣化制氫技術(shù)的轉(zhuǎn)化效率 55%~60%左右，CO?的排放量約為 2.710 kg/(Nm3 H?)。

國外化石能源制氫主要是水合天然氣重整，裝置簡單，能效較高，能量轉(zhuǎn)化率可達70%以上，CO?排放約為1.07 kg/(Nm3 H?)。

作為未來的主流，電解水制氫和清潔一次電力相結(jié)合，可以實現(xiàn)氫能的CO?零排放，電解水制氫原理上的技術(shù)主要有堿性水電解，PEM膜純水電解，固體氧化物水電解等技術(shù)。

其中 堿性水電解技術(shù)已經(jīng)在國內(nèi)商業(yè)化應(yīng)用，為替代石棉隔膜，718所等研究機構(gòu)開展堿性陰離子交換膜電解水制氫技術(shù)的研究，相較于傳統(tǒng)堿性電解水技術(shù)，采用非貴金屬催化劑，成本較低、可達到更高的電解電流密度，大幅縮小電解槽體積，是未來水電解技術(shù)的重要發(fā)展方向之一，國內(nèi)現(xiàn)處于預(yù)研階段。

歐洲主要采用的是 純水電解技術(shù)，挪威等國在利用水電資源，通過水電解制氫供應(yīng)加氫站，美國Prot公司和Hydrogenics公司、挪威Nel Hydrogen公司等，都致力于PEMc純水電解制氫技術(shù)，德國Siemens的10 MW級PEM膜水電解設(shè)備已經(jīng)試制完成。

與堿水電解相比，PEMc純水電解技術(shù)電流密度更大，對電源的波動適應(yīng)性更好，是比較理想的新能源制氫技術(shù)。

丹麥的Bent Sorensen，在《氫與燃料電池：新興技術(shù)及其應(yīng)用（第二版）》中，分析了SOEc固體氧化物水電解技術(shù)的優(yōu)勢，是近年來研究比較多的燃料電池和水電解技術(shù)，因為高溫電解，電解所需的焓變低于低溫電解技術(shù)，因此效率大大高于PEM純水電解，且具有可逆的潛力，成為固定式燃料電池發(fā)電和儲能技術(shù)的研究方向之一。

不同制氫技術(shù)的比較如表5所示。

現(xiàn)有技術(shù)的制氫成本大致如下：

• 煤和天然氣常規(guī)能等源制氫的成本為0.8~1.4 RMB/Nm3；
• 新能源制氫成本為1.5~3.0 RMB/Nm3；
• 可再生能源中水電制氫的成本最接近常規(guī)能源；
• 核電制氫穩(wěn)定性最好。

目前已經(jīng)實現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)化制氫的煤化工制氫和天然氣制氫，根據(jù)中國石油經(jīng)濟研究院惠州煉油項目測算的制氫成本大制如表6所示。

我們收集整理了目前國內(nèi)化石能源和潛在的制氫技術(shù)，并進行成本建模分析，包括能源成本和變動費用、設(shè)備成本和固定費用，以及輸送的成本，如表7和圖5所示。

顯然，在現(xiàn)有的條件下，清潔能源制氫的成本大大高于常規(guī)能源制氫，其經(jīng)濟性受到制氫方式、應(yīng)用場景、運輸距離和儲運方式等多因素的影響，需要在商業(yè)模式進行突破。

5. 氫氣儲運方式的經(jīng)濟性比較

氫氣的儲運是比較復(fù)雜的，現(xiàn)有和在研究具備工業(yè)應(yīng)用條件的儲運技術(shù)，包括高壓氫、液氫、金屬固氫、有機液氫、管道氫等技術(shù)，綜合目前工業(yè)應(yīng)用的實際情況，氫儲運技術(shù)的關(guān)鍵指標比較如表8所示。

IEA國際能源署提出的目標是質(zhì)量儲氫密度w(H?)>5%，體積儲氫密度 φφ (H?)>50 kg H?/m3，并且放氫溫度低于423 K，循環(huán)壽命超過1 000次。

現(xiàn)有的化學(xué)儲氫方法，基本能夠滿足以上目標，但由于化學(xué)儲氫大約10 kWh/kg的析氫能耗，導(dǎo)致在100 km以內(nèi)的運距上，儲運能效低于高壓儲氫。而低溫液氫則由于液化能耗高，液化和接收成本高，在短距離上的氫氣儲運能效最低。

為進一步分析氫氣儲運的經(jīng)濟性，構(gòu)建氫氣儲運供應(yīng)鏈成本如下：

CH?=Cf+Cr+CtCH?=Cf+Cr+Ct

式中C f為出廠前儲運成本；C r為輸過程中儲運成本；C t為接收過程的儲運成本。

每個部分又分為固定成本和變動成本，共同構(gòu)成供應(yīng)鏈的六個成本象限，氫儲運技術(shù)的成本象限及分析如表9所示。

根據(jù)現(xiàn)有資料，已經(jīng)工業(yè)化應(yīng)用20 MPa氣氫TT車的供應(yīng)鏈，和固氫、液氫、有機氫的小規(guī)模裝置的情況，規(guī)模在2000 Nm3/h的供應(yīng)能力的條件下，氫氣運輸?shù)墓潭ǔ杀敬笾氯鐖D6所示。

液氫、固氫和有機氫，在現(xiàn)有條件下固定成本1.0~1.9 RMB/Nm3，超過TT車0.9 RMB/Nm3，主要成本在制備和接收兩端，液氫15 kWh/kg的液化能耗、固氫和有機氫10 kWh/kg的脫氫電耗，直接影響了氫的儲運成本。氫氣的運輸成本與運輸距離的關(guān)系如圖7所示。

TABAK J在《Natural gas and hydrogen》提到：美國在氫能產(chǎn)業(yè)起步于NASA的航天用液氫，因而美國有比較完整的液氫供應(yīng)鏈。但其他國家的液氫產(chǎn)業(yè)的規(guī)模小，除航天以外，液氫的用量并不大。

短距離小規(guī)模的運輸，高壓長管車運輸仍是主要方式，隨著里程增加其他的儲運方式逐步顯現(xiàn)經(jīng)濟性，但液氫由于目前過高的基礎(chǔ)投資和液化能耗，而更適合于大規(guī)模遠距離輸送。

在100 km的運輸距離下，氫氣綜合儲運成本約 1.2 RMB/Nm3，隨著氫氣輸送規(guī)模的增加，固氫和有機氫開始顯現(xiàn)出遠距離的成本優(yōu)勢，有機氫由于脫氫的化工屬性和流體輸送的特點，應(yīng)該更適用于遠程的海運場景，液氫則具有特殊的高純優(yōu)勢和單車運輸量，可能作為未來的應(yīng)用。

因此，短程的氫能分銷場景，城市氫管、高壓氣氫和金屬固氫未來將成為相互補充的短距離輸送模式。

管道輸氫由于管道的基礎(chǔ)投資大，屬于連續(xù)的供氫系統(tǒng)，要求更高的輸氫量，目前管道輸氫都用于化工氫的供應(yīng)，歐洲的大型輸氫管道供應(yīng)量在5萬Nm3/h以上，規(guī)模超過其他運輸方式。參考天然氣管網(wǎng)的氫能管網(wǎng)將成為干線輸氫的主要模式。

6. 干線管道輸氫的經(jīng)濟性

干線輸氫和中國西電東送、西氣東送類似，和未來的西氫東送都屬于國家戰(zhàn)略能源運輸，在未來會支撐起中國能源的骨干體系。氫氣配送管道建設(shè)成本較低，但氫氣長輸管道建設(shè)難度大、成本高，目前氫氣長輸管道的造價約為 63萬USD/km。

管道運輸對運輸規(guī)模非常敏感，是現(xiàn)有的化工氫的主要運輸方式，輸氫量在50 000 m3/h以上，有比較好的經(jīng)濟性。歐洲大約有1 500 km的低壓氫氣管道，美國現(xiàn)有的氫氣管道超過1 400 km。世界最長的氫氣管道位于法國和比利時之間，長約400 km。

2014年， 中國建成的最長氫氣長輸管道——巴陵石化氫氣長輸管道，全長42 km，其主要功能是為石化行業(yè)加氫反應(yīng)器提供氫氣原料如表10所示。

與天然氣管道相比，目前的氫氣管道壓力低、管徑小、輸送規(guī)模小，從單位能源輸送效率分析，小型氫能管道的單位能量的輸送費用（GJ·100 km）是天然氣主干網(wǎng)的40倍，是特高壓電網(wǎng)的25倍。但從管道輸送氫氣的技術(shù)發(fā)展，壓力等級的提高和規(guī)模增加，預(yù)計將在未來接近天然氣能量輸送成本。

與原油和天然氣相比，氫氣運輸距離對成本的影響更加顯著，而氫氣未來可以直接應(yīng)用于終端能源消費。

而管道輸氫對距離和規(guī)模的敏感性，高于管道天然氣，因此，如果氫主干網(wǎng)的建設(shè)將和未來的氫能規(guī)模密切相關(guān)， 構(gòu)建大規(guī)模氫能輸送與分銷用氫模式，是作為戰(zhàn)略能源的氫能發(fā)展的必然趨勢。

7. 大規(guī)模制氫輸氫的案例分析

為進一步分析大規(guī)模輸氫的技術(shù)經(jīng)濟性，我們構(gòu)建一個制氫能力為80萬t/a的光伏制氫系統(tǒng)（如圖8所示），以分析其中氫礦開發(fā)成本的影響因素的敏感性，和綠氫的成本趨勢。

荒漠氫田是以制氫為目的的光伏、風(fēng)電和電解制氫、管道輸氫系統(tǒng)，包括：400 km2的荒漠光伏電站及附屬系統(tǒng)，80萬t/a的電解水系統(tǒng)，和100萬t/a、2 000 km集氣高壓輸氫管線。

根據(jù)現(xiàn)有的各部分投資水平，該項目總投資預(yù)計為2060億RMB，折合每噸氫年產(chǎn)能靜態(tài)投資為25.8萬RMB，如表12和圖9所示。

主要的投資，65%用于光伏電站，光伏發(fā)電用來電解制氫，10%的高峰電力用于外送，以平衡系統(tǒng)負荷，提高項目的經(jīng)濟性。荒漠氫田測算收益如表13所示。

參考能源行業(yè)的測算基礎(chǔ)，項目經(jīng)濟性分析的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如表14所示：

項目的IRR和NPV測算如下，在含稅0.3 RMB/kWh電價，2.2 RMB/Nm3的門站氫價條件下，項目IRR約為10%，滿足能源行業(yè)對項目投資的回報率要求。

為評估大規(guī)?？稍偕茉粗茪涞慕?jīng)濟性，對項目進行平準化單位成本測算。平準化單位成本即是在行業(yè)平均社會投資回報的機會成本下，對項目產(chǎn)品產(chǎn)量折現(xiàn)到當期，進行的項目產(chǎn)品的平均成本測算。在本項目中對氫氣的終端成本進行平準化成本測算。

LCOH=I0?Rv(1+i)N+∑Nn=1(An+Tn)(1+i)n∑Nn=1Yn(1+i)n

LCOH=I0-Rv(1+i)N+∑n=1N(An+Tn)(1+i)n∑n=1NYn(1+i)n

式中：I 0為項目初始投資；R v為項目運營期后殘值；An 為項目年度運營費用；Tn 為項目年度稅收；Yn 為年度產(chǎn)品數(shù)量（氫氣和其他產(chǎn)品折算）；i為項目折現(xiàn)率。

根據(jù)公式（3）測算項目平準化成本可得：項目總投資為2069億RMB，初始折現(xiàn)率為8%，氫價為2.2 RMB/Nm3，電價為0.3 RMB/kWh，LCOH為2.56 RMB/Nm3。

大規(guī)模的制氫的終端成本已經(jīng)接近常規(guī)能源的價格，隨著技術(shù)和產(chǎn)業(yè)的進一步發(fā)展，預(yù)計總投資水平還將會有較大幅度的下降。

從敏感性分析（見表15和圖10）可以看出，投資對LCOE的影響顯著，隨著投資變化10%，氫能的LCOE的相應(yīng)有略低于10%變化。

因此，隨著太陽能光伏發(fā)電單位投資的下降，預(yù)計氫能LCOE還會進一步下降，接近零售汽油的當量價格。因此，可以看到，大規(guī)?？稍偕茉粗茪涞腖COH平準制氫成本，對資產(chǎn)投資的敏感性很高， 未來隨著光伏的價格進一步下降，氫氣門站的LCOH將有望降低到2.0 RMB以下，成為具有競爭力的能源類型。

8. 氫能干線門站模式分析

氫能作為戰(zhàn)略能源應(yīng)用，必將伴隨著大規(guī)模的氫氣輸送。氫能的輸送本質(zhì)上也是高密度的能量輸送的模式。我國的天然氣經(jīng)歷了近20年的快速發(fā)展，我國完成了多點干線輸氣管網(wǎng)，和完善的城市管網(wǎng)系統(tǒng)。

同樣，從西部送氫到東部、以及未來進口氫等多來源的供應(yīng)，將會主導(dǎo)我國氫能供應(yīng)。與天然氣類似，多點供應(yīng)的氫能管網(wǎng)將會促進全網(wǎng)氫氣價格平衡，從而建立統(tǒng)一的氫能市場價格體系。

2016年，全國氫能標準化技術(shù)委員會發(fā)布的《中國氫能產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)設(shè)施發(fā)展藍皮書》提出：到2030年，氫能產(chǎn)業(yè)將成為我國新的經(jīng)濟增長點和新能源戰(zhàn)略的重要組成部分，產(chǎn)業(yè)產(chǎn)值將突破10 000億元；加氫站數(shù)量達到1 000座，燃料電池車輛保有量達到200萬輛，高壓氫氣長輸管道建設(shè)里程達到3 000 km，氫能產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)設(shè)施技術(shù)標準體系完善程度迫近發(fā)達國家水平，氫能與燃料電池檢驗檢測技術(shù)發(fā)展及服務(wù)平臺建設(shè)形成對氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的有效支撐。

因此，我國未來的 “干線門站模式”將會成為大規(guī)模輸氫的主導(dǎo)，如圖11所示。規(guī)?；臍淠軕?yīng)用和氫能供應(yīng)鏈，綠氫通過輸氫干線到達城市門站后，通過多種儲運方式如高壓氣氫、固氫、有機液氫、以及城市管道輸氫，進入城市終端加氫站和小型氫能冷熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電系統(tǒng)，或者其他的用氫終端，完成千公里的干線輸氫和百公里氫能的分輸。

劉自亮等在《氫氣管道與天然氣管道的對比分析》認為，相較于天然氣管道，氫氣管道建設(shè)量較少，管道直徑和設(shè)計壓力較低，相關(guān)標準體系仍不完善，目前國內(nèi)仍沒有適用于氫氣長輸管道的設(shè)計標準。因此完善氫氣管道的標準制定，是我國干線輸氫的關(guān)鍵。

特別需要提出的是，天然氣管道摻氫輸送和末端提氫，已被研究和試驗。毛宗強教授在2007年就在《將氫氣輸送給用戶》文章里指出：現(xiàn)有的天然氣管道就可用于輸送氫氣和天然氣的混合氣體, 也可經(jīng)過改造輸送純氫氣，這主要取決于鋼管材質(zhì)中的含碳量,低碳鋼更適合輸送純氫。

蔣慶梅等在《氫氣與天然氣長輸管道線路設(shè)計》[12]中提出，氫氣與天然氣長輸管道對冷彎彎管、環(huán)焊縫無損檢測、閥室設(shè)置以及嚴密性試壓的相關(guān)要求是一致的。所以，應(yīng)用現(xiàn)有天然氣管網(wǎng)設(shè)施輸送氫氣及天然氣管道轉(zhuǎn)變?yōu)闅錃夤艿罆r需要進行全面分析、論證，確保管道安全可靠。

因此，在我國天然氣管網(wǎng)已經(jīng)成型，依靠天然氣摻氫進行遠距離輸氫，將有可能成為合理的方案。

現(xiàn)有的氫氣儲運技術(shù)，可以提供大規(guī)模氫氣輸送的方式有管道、液氫和化學(xué)儲氫，表16給出了不同規(guī)模下的氫儲運模式，對應(yīng)的經(jīng)濟性和系統(tǒng)效率：

表16注①中，在1000 km光伏制氫、液氫運輸?shù)妮敋潴w系總效率可以通過效率公式計算：

N=η1×η2×η3×(1?η4)Ν=η1×η2×η3×(1-η4)

式中：N為系統(tǒng)總體效率（%）；η1η1 為制氫效率（%）；η2η2 為液化效率（%）；η3η3 為運輸效率（%）；η4η4 為系統(tǒng)氫氣損耗（%）。

在西部高輻照度的地區(qū)采用“氫礦”模式，獲得的系統(tǒng)總體效率大約為：N=75% × 61.6% × 85% × （1-5%）=37.3%。

表16注②中，伊立其等在《基于有機液體儲氫載體的氫儲能系統(tǒng)能效分析》[13]中分析了有機液體儲氫材料氫儲能系統(tǒng)的能效分析模型，研究結(jié)果表明：乙基咔唑儲氫效率為84.17%、系統(tǒng)能效為47.58%。

如圖12所示，隨著規(guī)模的擴大，氫能的綜合成本、門站氫價在逐步下降，隨著氫能規(guī)模的上升和制氫儲氫成本下降，有望在未來 低于2.0 RMB/Nm3。

結(jié)合短距離的氫能儲運分析計算，終端100 km范圍內(nèi)的成本約為1.2 RMB/Nm3。氫能最終到達終端的成本約為3.2 RMB/Nm3，POE價格約為200 USD/BOE，與汽油價格接近并有進一步降低的空間。

9. 結(jié)論

綜合以上分析，我們認為隨著氫能產(chǎn)業(yè)鏈的迭代完善，氫能作為獨立的能源類型已經(jīng)具備產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)。

（1）氫能由于較高的利用效率和環(huán)境友好性，作為交通能源具有比較優(yōu)勢，和常規(guī)的汽柴油比較，在低于4.0 RMB/Nm3的終端價格下，氫能具備大規(guī)模使用的經(jīng)濟性。

（2）傳統(tǒng)的氫氣主要作為化工原料和直接燃料，少量高純氫是高端電子工業(yè)、制藥工業(yè)的原料，這也導(dǎo)致了氫能市場的獨特性，能源氫與原料氫氣在市場上有明顯的市場分層。

（3）氫氣難于儲存的特性和安全標準高，導(dǎo)致儲運困難、供應(yīng)鏈成本高，直接影響了氫能市場的快速發(fā)展。通過對氣氫、液氫、固氫、有機氫、管道氫的輸送成本分析。在100 km的運輸距離下，氫氣綜合儲運成本約1.3 RMB/Nm3，高壓氣氫更為簡單廉價，隨著氫氣輸送規(guī)模的增加，固氫和有機氫開始顯現(xiàn)出遠距離的成本優(yōu)勢，有機氫由于脫氫的化工屬性和流體輸送的特點，應(yīng)該更適用于遠程的海運場景，液氫則具有特殊的高純優(yōu)勢和單車運輸量，可能作為未來的應(yīng)用。

（4）通過對氫能中遠期的發(fā)展過程，規(guī)模化輸送模式的經(jīng)濟性比較，未來大規(guī)模綠氫門站價格將進一步降低，在大規(guī)模遠距離輸送中，管道門站模式將成為未來氫能的最終模式，門站氫的綜合能源效率預(yù)計在37%~55%。通過構(gòu)建一個80萬t/a制氫輸氫一體的，距離1 500 km的西部氫田，預(yù)測在當前造價水平下，氫氣平準成本（含輸氫）門站價約2.6 RMB/Nm3。預(yù)計未來投資繼續(xù)下降的背景下，大規(guī)模綠氫到東部的門站價格將有望低于2.0 RMB/Nm3，管網(wǎng)門站模式將成為經(jīng)濟可行的氫能供應(yīng)鏈。

（5）干線門站模式和城市氫氣分輸相結(jié)合，在現(xiàn)有的技術(shù)條件下，將有望實現(xiàn)氫能大規(guī)模低成本的制氫、儲氫和輸氫，成為我國可再生能源與儲氫結(jié)合，提供完整的解決方案。在這個模式下氫能最終到達終端的價格約為3.3 RMB/Nm3，POE價格約為200 USD/BOE，與汽油價格接近，可以通過燃料電池更高的能量利用效率，實現(xiàn)氫能的規(guī)模化替代。

（6）綜合分析，氫能供應(yīng)鏈的規(guī)?；瘜⑼ㄟ^干線門站模式，實現(xiàn)氫能的低成本化，終端價格具備和汽柴油的競爭力，而燃料電池更高的能量利用效率。在未來十年，綠氫將實現(xiàn)氫能的規(guī)?；娲?，從而從根本上改變我國的能源戰(zhàn)略格局。