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氢能全产业链成本测算：制氢、储运、加注、应用在制氢领域，煤制氢在考虑碳捕集后成本约16元/kg；天然气制氢成本约 18 元/kg；绿氢制氢成本最低可达16元/kg，可与灰氢、与蓝氢平价。
在储运及加注领域，长管拖车气态储运成本约7.79 元/kg；35Mpa日加氢量500kg的加氢站满负荷运行，加注成本约11.33 元/kg。
假设加氢站承担储运环节，则中游储运+加注环节毛利率约29%。
在应用领域，预计2026年氢燃料重卡与电动重卡平价。
一、我国目前氢能源现状我国氢气年产量超 3300 万吨，已初步掌握氢能产业链主要技术和工艺。
产能：我国是世界上最大的制氢国，据中国氢能产业联盟与石油和化学规划院的统计，2019 年我国氢气产能约 4100 万吨/年，产量约 3342 万吨，按照能源管理，换算热值占终端能源总量份额仅 2.7%。
目前国内已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，在部分区域实现燃料电池汽车小规模示范应用。
企业：全产业链规模以上工业企业超过 300 家，集中分布在长三角、粤港澳大湾区、京津冀等区域。
总体来看，我国氢能产业仍处于发展初期，但制氢基础良好，政策目标清晰，未来成长空间大。
二、规划目标：1）到 2025 年：初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。
燃料电池车辆保有量约 5 万辆，部署建设一批加氢站。
可再生能源制氢量达到 10-20 万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳减排100-200 万吨/年。
2）到 2030 年：形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，可再生能源制氢广泛应用。
3）到 2035 年：形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。
可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升。
降本重点：重点突破“卡脖子”技术，扩大可再生能源制氢规模和应用比重。
氢能技术链条长、难点多，现有技术经济性还不能完全满足实用需求，亟需从氢能制备、储运、加注、燃料电池、氢储能系统等主要环节创新突破，重点突破“卡脖子”技术，降低氢能应用成本。
氢气成本元立方氢气是一种清洁、高效、可再生的能源，赢得了越来越多的关注和重视。
目前，中国已经建成了一批氢能产业基地，以及一些氢能装备制造企业。
然而，氢气的成本一直是氢能发展的一个瓶颈。
那么，氢气的成本到底是多少呢？首先，我们需要了解氢气的生产方式。
目前主要有三种生产方式：热化学法、电解法和生物法。
其中，电解法是目前商业应用最广的生产氢气的方式，而且未来也将是氢气生产的主流方式。
电解法将水分解成氢气和氧气，需要使用电力驱动反应，因此氢气的生产成本与电力价格和气体制氧的能耗有关。
那么，氢气的成本是多少呢？一般而言，氢气的成本分为生产成本和送气成本。
生产成本是指将水电解成氢气的成本，从技术角度来看，目前生产氢气的成本在1.5-5元/立方米之间，这个价格会根据不同生产技术进行浮动。
而随着氢气生产技术的不断完善和产量的不断增加，氢气的生产成本也有望进一步降低。
送气成本则是指氢气从氢气生产基地运往使用场所的成本，这个成本因为物流、人力、设备和工艺等多种因素而异，一般此类成本约为生产成本的1/3。
换言之，氢气的成本主要取决于氢气的生产技术和能源成本，以及送气成本等因素。
此外，氢气的成本还受到政策的影响。
为了推动氢能产业的发展，政府在税收、财政补贴、用能政策等方面进行了大力支持。
这些政策不仅可以帮助降低氢气的生产成本，还可以推动氢气的应用市场进一步扩大。
综合来看，目前氢气的成本仍然较高，但随着技术的进步、政策的支持和市场的扩大，氢气的成本有望进一步降低。
同时，氢能源具有丰富的来源（如太阳能和水能等），并且是一种极其清洁的能源，未来几十年内，氢气生产和应用的规模和市场前景仍将十分广阔。
氢气制取成本高的原因氢气是一种潜力巨大的清洁能源，而氢气制取的成本一直是制约其大规模应用的一个关键问题。
本文将从生产原材料、能源消耗、工艺技术和市场需求等方面，详细讨论氢气制取成本高的原因，并提供相关的指导意义。
首先，氢气的制取成本高主要与原材料有关。
当前，主要的氢气制取方法是水电解法和天然气重整法，其中水电解法是最常用的方法。
水电解需要使用大量的电力来将水分解成氢和氧气，而电力的成本较高，这就直接影响到氢气的制取成本。
尤其在使用常规电力时，电能转化效率较低，造成能源浪费，进一步推高氢气的制取成本。
其次，氢气制取过程中的能源消耗也是导致成本高的重要原因。
水电解法和天然气重整法都需要大量的能源供给，而能源价格的高低直接影响氢气制造成本。
如果能源供给不稳定，需要使用更多的能源储备，从而增加了成本。
此外，氢气存储和运输过程中的能源消耗也需要考虑，这些能源消耗进一步提高了氢气的制取成本。
再次，氢气的制取成本高还与工艺技术密切相关。
当前，氢气制取技术仍处于不断发展的阶段，尚未形成成熟的工业标准。
制取过程中存在诸多的技术难题，如催化剂的选择、电解反应的速率等，这些都需要在实践中不断改进和优化。
同时，制取过程中可能会产生一些副产物或废弃物，处理这些副产物和废弃物的成本也需要纳入氢气制取成本的考量之中。
最后，市场需求不足也是导致氢气制取成本高的因素之一。
目前，氢能技术的应用领域还比较窄，市场需求相对有限。
由于缺乏规模经济效应，生产厂家往往难以获得足够的销售收入来覆盖高昂的制取成本。
因此，提高市场需求，扩大应用领域，可以有效推动氢气制取成本的降低。
要降低氢气制取成本，可以从多个方面着手。
首先，注重技术创新和工艺改进，提高氢气制取的效率和能源利用率。
其次，加强能源供应的稳定性和可再生能源的开发利用，降低氢气制取过程中的能源消耗。
此外，推动氢气技术的应用拓展，扩大市场需求，形成规模经济效应，可以降低制取成本。
此外，还可加大对氢气制取技术研发的支持力度，提升相关工程师及研究人员的技能和专业水平。
制氢储运和加注全产业链氢气成本分析氢气作为一种清洁能源，具有较高的能量密度和零排放的特点，受到了越来越多的关注。
然而，氢气的生产、储运和加注过程中存在一系列的成本，这是发展氢能产业所面临的重要挑战之一、下面将从制氢、储运和加注三个环节进行氢气成本的分析。
其次，储运环节。
氢气的储存和运输是一个关键的环节。
当前常用的氢气储存和运输方法有压缩氢气和液化氢气。
在压缩氢气的储运过程中，需要投入大量的能源用于将氢气压缩到一定的压力，并需要相应的压缩设备和储罐。
液化氢气则需要将氢气通过低温技术冷却至液态，然后将其储存在特殊的容器内。
这两种方法的成本主要包括设备成本、能源成本和运输成本。
目前，液化氢气的成本更高，主要是由于低温工艺和设备的体积大、能耗高。
最后，加注环节。
将氢气加注到氢能源车辆中需要投入相应的加注设备和站点建设。
加注设备的成本主要包括设备购置成本和设备维护成本。
站点建设的成本则包括土地购置、建筑物建设、仪表设备等。
此外，氢气的运输成本也会对加注成本产生一定的影响。
另外，加注环节中的安全问题也需要引起重视，这将进一步增加成本。
总体来说，制氢、储运和加注是氢能产业链中的重要环节，也是氢气成本的重要组成部分。
当前，氢气的生产成本主要受限于制氢方法和电力成本，储运成本受到液化氢气的高成本和压缩氢气的能耗问题的制约，而加注成本则主要受到设备和站点建设的影响。
随着技术的进一步发展和成熟，相信氢气的成本将逐渐降低，为氢能产业的发展提供更多的支持。
制氢储运和加注全产业链氢气成本分析制氢环节是氢气产业链中的第一环节，主要包括水电解制氢和热解制氢两种方式。
水电解制氢是目前应用较广泛的制氢方式，它通过水电解设备将水分解成氢气和氧气。
制氢的成本主要由电力成本和设备维护成本两部分组成。
目前，电力成本占制氢成本的主要比例，因此，水电解制氢的成本随着电力价格的变动而变动。
而热解制氢的成本主要由原料成本和设备维护成本决定，由于目前热解制氢技术尚未得到广泛应用，因此成本较高，但随着技术的发展和成熟，未来成本有望进一步降低。
储运环节是氢气产业链中的第二环节，主要包括压缩气体储运和液氢储运两种方式。
压缩气体储运是目前应用较广泛的储运方式，它通过将氢气压缩成液态或气态的方式进行储运。
储运的成本主要由压缩设备、储气罐和运输费用等组成。
目前，压缩气体储运的成本较高，主要是因为需要大量的能源进行氢气的压缩和冷却，同时压缩设备、储气罐和运输设施的投资和维护成本也较高。
而液氢储运的成本也较高，主要是因为液氢对于温度和压力的要求较高，同时储运设备的技术难度也较大。
未来随着技术的改进和成本的降低，储运成本有望进一步降低。
加注环节是氢气产业链中的第三环节，主要包括液氢加注和压缩气体加注两种方式。
加注的成本主要由加注设备、加注站建设和运营成本等组成。
目前，液氢加注的成本较高，主要是因为加注设备的技术难度高，同时液氢对于温度和压力的要求较高。
压缩气体加注的成本相对较低，主要是因为压缩气体加注设备的投资和维护成本相对较低。
综上所述，制氢储运和加注全产业链中的氢气成本主要受制氢、储运和加注三个环节的影响。
目前整个产业链中的各个环节都面临着技术难题和成本挑战，尤其是制氢环节的电力成本和水电解制氢的技术难题，以及储运环节的装备投资和维护成本。
为了降低氢气成本，需要加大对制氢、储运和加注关键技术的研发力度，并推动相关装备和设施的成本降低。
未来随着技术的进步和经济规模的扩大，相信氢气成本将会不断降低，促进氢能经济的快速发展。
液化氢气成本分析报告液化氢气成本分析报告一、引言液化氢气是一种高效、清洁的能源，具有广泛的应用领域，包括航空航天、电力和化工等行业。
由于氢气是一种高压、低温的物质，液化氢气的生产和储存成本相对较高。
本报告旨在对液化氢气的生产成本进行分析，以便企业和投资者能够更好地了解液化氢气产业的发展和商机。
二、液化氢气的生产过程液化氢气的生产主要包括氢气的制备、冷却和压缩三个过程。
1.氢气制备：氢气的制备方式有多种，包括水解法、热解法和电解法等。
具体选择哪种制备方式取决于生产规模和成本效益。
水解法是目前应用最广泛的制备方式，其成本相对较低。
2.冷却过程：冷却是将氢气从气态转化为液态的关键过程。
冷却过程涉及到制冷机、冷凝器等设备的运行，而这些设备的成本和能耗较高。
3.压缩过程：液化氢气在储存和运输时需要进行压缩。
压缩过程会带来能耗和设备成本的增加。
三、液化氢气的成本分析液化氢气的成本主要包括生产成本和运输成本。
1.生产成本：生产成本涉及到氢气制备、冷却和压缩过程中的能耗和设备成本。
氢气制备过程中，水解法相对其他制备方式更加经济高效。
而冷却和压缩过程则需要大量的能耗和设备投入，成本相对较高。
因此，降低能耗和提高设备效率将有助于降低液化氢气的生产成本。
2.运输成本：液化氢气的运输成本主要包括储存和运输过程中的能耗和设备成本。
液化氢气需要进行高压和低温储存，以确保其保持液态。
储存和运输设备的建设和维护成本相对较高。
此外，液化氢气的运输还面临着技术和安全等方面的挑战，这也会增加其运输成本。
四、降低液化氢气成本的建议为了降低液化氢气的生产成本和运输成本，以下是一些建议：1.改进制冷技术：研发更高效节能的制冷机和冷凝器，减少制冷过程中的能耗。
2.优化压缩工艺：改进压缩过程，减少能耗和设备成本。
3.增加制备效率：采用更高效的氢气制备技术，提高氢气制备效率，降低成本。
4.提高储存和运输技术：研发更安全、节能的储存和运输设备，提高液化氢气的装载密度和运输效率。
化工进展Chemical Industry and Engineering Progress2022年第41卷第5期氢能供应链成本分析及建议张轩1，樊昕晔1，吴振宇1，郑丽君2(1中国石油技术开发有限公司，北京100028；2中国石油石油化工研究院,北京102200)摘要：氢能具有能量密度高、环保清洁可再生的优势，已经成为未来能源发展的重要方向，被视为实现碳减排的必由之路。
但目前氢能发展的核心问题是用氢成本过高，与电动车和传统燃油车相比没有经济优势。
本文从制氢-运氢-加氢的产业链角度分析，发现电解水制氢成本远远高于化石能源制氢，且氢气的成本主要在运氢和加氢环节被抬升。
文中指出：究其原因，主要由于氢气储存不易，在现有的长管拖车运输条件下，每次运输氢气量少，效率不高；同时由于燃料电池汽车数量少，每日加注量不足，叠合加氢站关键设备不能国产化，固定资产投资高导致折旧成本高，增加了氢气成本。
针对这一问题，文中给出了具体降低成本建议，包括增加运氢压力以增加单次氢气运载量；加快科技攻关，关键设备国有化；突破政策限制，实现站内制氢；优化加氢站工艺，减少日常运营成本等。
关键词：氢；制氢；电解水；运输；加氢站；成本分析中图分类号：TQ028.1文献标志码：A文章编号：1000-6613（2022）05-2364-08Hydrogen energy supply chain cost analysis and suggestionsZHANG Xuan 1，FAN Xinye 1，WU Zhenyu 1，ZHENG Lijun 2(1China Petroleum Technology and Development Corporation,Beijing 100028,China;2PetroChina Petrochemical ResearchInstitute,Beijing 102200,China)Abstract:Hydrogen energy has the advantages of high energy density,environmental protection,cleanness,and renewable energy.It has become an important direction for future energy development and is regarded as the only way to achieve carbon emission reduction.However,the core problem of the development of hydrogen energy is that the cost of using hydrogen is too high,which has no economic advantage compared with electric vehicles and traditional fuel vehicles.From the perspective of the hydrogen production-transport-hydrogenation industrial chain,it is found that the cost of hydrogen production from electrolysis of water is much higher than that of fossil energy production.At the same time,the cost of hydrogen is mainly raised in the hydrogen transportation and hydrogenation links.This is mainly due to hydrogen storage is not easy.Under the existing long tube trailer transportation conditions,the amount of hydrogen transported each time is too small and the efficiency is not high.At the same time,because the number of fuel cell vehicles is too small,the daily filling volume is insufficient,and the key equipment of the superimposed hydrogen refueling station localization,fixed capital investment is too high,resulting in too high depreciation costs,increasing the cost of hydrogen.In response to this problem,specific suggestions for reducing costs were given,including increasing the pressure of hydrogen研究开发DOI ：10.16085/j.issn.1000-6613.2021-1062收稿日期：2021-05-19；修改稿日期：2021-06-10。
固态储运氢技术的主要应用场景包括氢冶金、加氢站、季节性储能、交通运输、氢化工等领域。
从目前的技术来看，由于氢冶金等应用场景的用氢量十分巨大，且对氢气价格十分敏感，要求终端供氢价格低于21元/kg H2，因此，未来预计以管道输氢为主要供氢方式，同时采用镁基固态储氢系统辅助，用于氢气的规模储存，保证氢气供应的连续性。
对于可再生能源的调峰储能领域，由于需要跨季节长时间储存氢气，对储氢系统的固定投入成本较为敏感，镁基固态储氢系统由于其储氢合金的成本低至~0.1元/Wh（按照6wt.%储氢量，循环寿命1000次来计算），将会在该领域占有一席之地。
在交通运输领域，尤其是重卡、大型巴士、船舶等中重型运输工具，V基固溶体、Ti基储氢合金等高体积储氢密度的固态储氢材料将是重要的发展方向。
在加氢站方面，由于现有高压储氢方式的安全性风险，以及现有20MPa长管拖车运氢成本过高，国内加氢站及氢燃料电池车难以快速发展，若采用固态储氢材料（如V基固溶体、Ti基储氢合金、镁基储氢合金）作为加氢站的氢气储存方式，可在4MPa以下相对安全的储存氢气，结合镁基储氢合金的高效高安全氢运输和固态储氢燃料电池车，可实现“制-储-运-加-燃料电池”全流程的低氢气压力，可大幅提升氢能产业的安全性，不失为一种潜在的氢能发展路径。
以氢气运输为例，对比了高压气瓶、管道氢、液氢、富氢液态化合物、固态储运氢等技术，综合目前工业应用的实际情况，氢储运技术的关键指标比较如表X所示。
氢气的储运成本主要由固定成本、运行成本组成，固定成本包括储氢装备、运输装备和放氢装备的投资，运行成本主要包括充氢电耗、运输里程费和放氢电耗。
根据各种储运氢技术的特点，高压气瓶和管道两种方式的电耗较小，而液氢、富氢化合物和固态储氢运行时的电耗较高。
这导致在短距离小规模输运时，高压气瓶是较为经济的方式；在中长距离运输时，液氢、富氢化合物和固态储氢则更具有竞争；在超大规模超远距离运输时，管道输氢是目前的最佳选择。
2024年氢储运市场前景分析引言随着全球能源需求的不断增长和环保意识的增强，氢储运作为一种清洁能源储存和运输方式，受到了越来越多的关注。
本文将对氢储运市场的前景进行深入分析，讨论其发展潜力和市场机会。
氢储运技术的发展现状氢储运技术包括氢气的储存和运输两个方面。
目前，氢气的储存主要采用压缩氢气和液化氢气两种方式。
压缩氢气技术相对成熟，成本较低，但能储存的氢气量有限；液化氢气技术能储存更多的氢气，但成本较高。
氢气的运输主要采用管道输送和氢气罐车运输两种方式，且随着长距离海上和长距离陆上氢气运输技术的发展，氢气的远距离运输也变得更为可行。
氢储运市场的潜力1.氢能源市场的发展推动氢储运市场的增长。
随着可再生能源的快速发展，如太阳能和风能等，氢能作为一种储存和利用这些能源的手段，具备良好的发展前景。
氢储运作为氢能源的重要环节，其市场需求将随着氢能源的发展而不断增加。
2.能源转型和碳减排政策的实施推动了氢储运市场的增长。
各国纷纷加大对可再生能源的投资和利用，加快能源转型的步伐。
氢储运作为一种清洁能源储存和运输方式，符合低碳经济的要求，将受到政府的大力支持和推广。
3.产业链的完整和成熟将有利于氢储运市场的发展。
随着氢能源产业链的逐渐完善和成熟，包括氢气的制备、储存和运输在内的一系列技术和设备得到了广泛应用和推广，这将为氢储运市场的发展提供坚实的基础。
氢储运市场的挑战和机遇1.技术挑战。
目前，氢储运技术仍存在一些技术难题，如氢气的储存效率和安全性、远距离氢气运输的可行性等。
解决这些技术挑战是发展氢储运市场的关键。
2.成本挑战。
目前，氢储运的成本较高，主要是由于氢气储存和运输过程中能耗较高，且氢气设备和储运设施建设投资较大。
降低氢储运的成本是提升市场竞争力的重要因素。
3.政策机遇。
随着全球对可再生能源的逐渐重视和碳减排政策的实施，氢储运市场将得到政府的大力支持和鼓励。
政府的相关政策和激励措施将为氢储运市场提供良好的发展机遇。
氢能供应链成本分析及建议一、本文概述随着全球能源结构的转型和环境保护意识的提升，氢能作为一种清洁、高效的能源形式，正受到越来越多的关注和重视。
氢能供应链作为氢能产业发展的关键环节，其成本构成和控制策略对于氢能产业的可持续发展具有重要影响。
本文旨在对氢能供应链的成本进行深入分析，揭示各环节的成本构成特点，并提出相应的成本控制和优化建议，以期为氢能产业的健康发展提供有益的参考。
本文将首先介绍氢能供应链的基本概念、组成环节及其相互之间的关系。
在此基础上，通过对氢能供应链各环节的成本进行细致剖析，包括原材料成本、生产成本、运输成本、储存成本等，揭示各环节成本的主要影响因素和变动趋势。
本文还将结合国内外氢能供应链的发展现状和趋势，对比分析不同供应链模式下的成本差异和优劣，为氢能企业的供应链管理和成本控制提供借鉴和参考。
本文将提出一系列针对氢能供应链成本控制的建议和措施，包括优化供应链布局、提高生产效率、降低运输和储存成本等，以期帮助氢能企业实现成本的有效控制和产业竞争力的提升。
这些建议将基于实际的市场需求、技术进步和政策环境等因素进行综合考虑，旨在为氢能产业的可持续发展提供有力的支撑和保障。
二、氢能供应链成本构成分析氢能供应链的成本构成相对复杂，涉及从氢气的生产、储存、运输到最终应用的各个环节。
以下是对氢能供应链成本构成的详细分析：氢气生产成本：氢气的生产成本主要取决于生产方法和原料。
目前，主要的氢气生产方法有天然气重整、煤制氢和电解水制氢等。
天然气重整和煤制氢的成本相对较低，但会产生碳排放；而电解水制氢虽然环保，但成本较高。
原料的价格和可获得性也会对氢气生产成本产生影响。
储存成本：氢气的储存成本主要包括储罐建设、维护和操作成本。
氢气需要在高压或低温条件下储存，因此需要特殊的储罐和设备。
氢气的泄漏和安全性问题也需要考虑，这会增加储存成本。
运输成本：氢气的运输成本取决于运输距离和运输方式。
目前，氢气主要通过管道、液化或压缩气体形式进行运输。
制氢储运和加注全产业链氢气成本分析《巴黎协定》确定了本世纪不超过工业化前的1.5℃的全球温控目标，世界主要国家颁布了更严格的碳排放法规，迫切需要低碳能源替代高碳排放的传统化石燃料。
氢气是理想的零碳排放的可持续能源，单位质量的氢气能量密度约是天然气的2.8倍、煤的5倍，还具有来源广泛、高转化效率和清洁性的优点，利用产物仅有水。
氢气利用的最佳方式是通过燃料电池电化学转化。
近年来燃料电池技术的成熟和成本的快速下降，掀起了全球燃料电池交通的发展热潮。
美国、德国、日本、韩国等部分国家和地区相继把氢能上升到国家能源战略高度。
我国在经济高速发展的同时，能源对外依存度不断升高，环境保护压力增大，迫切需要在氢能和燃料电池产业有所突破。
发展氢能有望成为我国能源技术革命的重要方向之一，有利于优化能源消费结构，支撑清洁能源转型，保障国家能源安全。
1、全球燃料电池汽车和加氢基础设施的发展现状全球燃料电池汽车（FCV）和加氢站的发展尤为迅速，包括丰田、本田、现代、奔驰等汽车制造商纷纷发布了量产燃料电池车型。
截止到2018年底，全球累计投用的FCV有14596辆，加氢站数量为369座，大部分集中在美国、日本、韩国、德国和加拿大等国。
2010—2018年全球燃料电池汽车数量统计见图1，近三年全球加氢站数量见图2。
我国燃料电池和氢能产业相比发达国家尚有差距，但发展速度较快。
截止到2018年，我国已有41家FCV整车企业、56款FCV车型，累计产量3447辆，主要集中在上海、广东和北京等地区。
图1 2010—2018年全球燃料电池汽车数量（辆）图2 近三年全球加氢站数量（座）但目前FCV和加氢站运营过程中，盈利能力并不强，对政府补贴依赖程度高。
FCV的保有量小、加氢基础设施不完善是造成这种情况的表观原因，而背后更深层的原因是成本和经济性问题。
（1）虽然燃料电池成本正在快速下降，但依然未达到使燃料电池车造价与汽油车和电动车同等或更低的临界点，在没有政府补贴的情况下用户购买FCV要付出更多的成本，限制了FCV的大规模应用。
（2）氢气价格昂贵，FCV的每百公里燃料成本仍大大高于汽柴油和电，用户选择氢气的意愿不强，也使加氢基础设施投资收益率偏低，进一步造成加氢基础设施滞后的恶性循环。
氢能产业发展初期，政府的补贴和支持不可缺少，但产业从“政策驱动”到“市场驱动”的转化，仅靠“输血”非长久之计，需要具有“造血能力”。
而氢能产业的核心市场驱动力就在于氢气和燃料电池成本。
针对氢气的成本，不仅要关注制氢环节，还要同时考虑储运和利用（加注）环节，要站在全产业链角度看最终加注***出口端的氢气总成本。
2、制氢、储运与利用全产业链氢能产业包括制氢、氢气储运和氢气利用三个主要环节。
2.1制氢制氢的方式很多，主要包括化石燃料制氢、电解水制氢、化工尾气制氢、生物质制氢等。
2018年全球氢气产量约7000万t，约96%的氢气是由煤、石油和天然气等化石能源制取的，其中76%来源于天然气，约23%来自煤炭，仅不到2%来自电解水，大宗制氢方式主要是天然气制氢和煤制氢。
目前我国制氢成本最低的方式是煤制氢，但天然气制氢相比煤制氢，在环保、投资、能耗等方面都具有氢碳比为4:1，原油氢碳比为1.7~1.8:1，煤炭氢碳比1:10，明显优势，比如：CH4在化学组成上天然气比煤更适合制氢；天然气制氢仅有少量锅炉污水，而煤制氢有大量的灰渣、酸性气体和污水；同等制氢规模的天然气制氢装置投资约为煤制氢的40%，每1000m3产品能耗约为煤制氢的50%，碳排放约为煤制氢的50%。
国外主流的制氢方式也是选择天然气制氢，事实上全球目前正在运行的130座煤炭气化厂，超过80%都集中在中国。
氢气来源对天然气和煤炭的依赖，意味着大量的二氧化碳排放，需要配合碳捕捉与封存（CCS）和碳捕捉、利用和封存（CCUS）技术，但同时也会增加制氢成本。
比如，天然气制氢工厂采用CCUS后，碳排放量能够减少90%以上，但资本性支出（CAPEX）和运营成本（OPEX）将会各增加约50%，使最终制氢成本增加约33%。
目前全球已经有多个实施了CCUS的天然气制氢项目，氢气总产量约为50万t/年。
可再生能源电解水制氢能从制氢源头上实现零碳或低碳,从长远来看，未来的氢源将以可再生能源制氢为主。
电解水制氢的产品纯度高，但目前每立方米氢气的电耗高达4.5～5kWh，且生产1kg氢气需要消耗约9L水，约是天然气制氢水耗的2倍，同时电解水制氢装置的经济规模也偏小、价格昂贵。
未来随着风电、光电成本的降低，电解水制氢成本有望不断降低。
生物质制氢、光化学制氢等技术尚在研究阶段，距离工业化实施较远；焦炉气或工业弛放气的制氢成本较低，但受地点、规模、运输半径等的限制；所以，短期内化石能源制氢依然是我国获得大宗、低价氢气的主要方式。
2.2氢气储运氢气的储运方式包括氢气专用管道、压缩氢气（CH2）、液化氢气（LH2）、液体有机物氢载体（LOHC）、金属合金储氢等方式。
各方式的优缺点见表1。
表1不同氢气储运方式的优缺点对比目前氢气主要是以压缩气态或低温液态储运，压缩氢气的高压和液氢的低温、易气化等特点都限制了氢气的储运规模和储存时间，使储运成本较高，降低了氢气相比于其他燃料的竞争力。
氢气的密度极小，使得压缩氢气的体积能量密度并不高，70MPa氢气的体积能量密度也仅为汽油的约15%。
目前氢气管束车操作压力多为20MPa，满载氢气的质量仅为200～300kg，且回空压力不能过低，整体利用率仅为75%～85%，低储运效率意味着高昂的成本。
氢气的液化温度为-253℃，液化规模为1000kg/h的氢气液化工厂，液化过程消耗的能量如果用氢的能量衡量，约占初始氢气量的25%～40%，远高于天然气液化消耗天然气初始量10%的比例。
但液氢的体积约是气态氢的1/800，密度为70.8kg/m3，单台液氢运输罐车的满载约65m3，可净运输4000kgH2，大大提高了运输效率。
但长距离运输液氢需要解决液氢不断气化、压力升高的问题。
全球目前氢气管道总长度约5000km，超过50%位于美国，主要用于向炼化和化工输送氢气。
氢气专输管道单位长度投资约是天然气管道的3倍，预计路由获得批准的难度也比天然气管道更大。
也可以考虑在现有的天然气管道网络中混合一部分氢气，因为管道安全和因气质变化对用户影响等因素的限制，掺入氢气的比例受到限制。
储运是限制氢能产业发展的瓶颈，未来随着可再生能源的发展和社会用氢量的逐渐增加，迫切需要解决氢气的长期、大规模、低成本储存难题。
2.3氢气利用氢气在传统石化行业和炼钢等工业领域已经有长期、大量的应用。
近年来氢气火热的应用方向主要是用于燃料电池交通、掺氢或纯氢燃气轮机发电及燃料电池分布式电站等，其中在交通领域的应用是目前氢能产业利用端发展的重点和热点。
氢燃气轮机发电和燃料电池分布式发电正在发展前期。
2018年，三菱日立在实际燃气电厂成功测试了30%H2、70%CH4混合燃烧发电；川崎重工在德国实验室成功试验了100%氢燃气发电。
日本经济产业省下属新能源与产业技术综合开发机构（NEDO）发布的《NEDO氢能源白皮书》中提出，“将推动氢成为电源构成的一部分”“以氢为燃气轮机燃料的氢发电技术有望成为家用燃料电池和燃料电池车之后的第三大支柱”。
大型氢燃料燃气轮机发电已成为大型燃气轮机发电的最新趋势，代表了大型电厂朝着更低NOx排放、低碳排放甚至零碳排放、更高发电效率的发展方向。
氢气在燃料电池中发生电化学反应转化为电和热，整体效率可达95%以上，生成产物只有水，具有高效、环保、静音和模块化等优点，尤其适用于社区、医院、学校、办公楼等建筑及家庭使用，已成为全球分布式能源发展的热点之一。
3、制氢、储运与加注全产业氢气成本分析针对交通用氢，最终加氢***出口端的氢气总成本由制氢成本、储运成本和加注成本三部分构成。
3.1制氢成本我国目前已运行的加氢站的氢气来源主要来自工业尾气制氢，但未来随着加氢站数量的增多和氢气需求量的增大，氢气来源也将更趋多样化。
主要制氢方式的氢气成本中，煤制氢成本最低，约8～10元/kgH，其中CAPEX占比接近50%，2,其中燃料成本是成本构成燃料成本占15%～20%。
天然气制氢成本约12元/kgH2的主要部分，占比达45%～75%。
电网制氢因电价过高，经济可行度较低，且我国以煤电为主的特点使电网制氢的碳排放强度大，单位质量氢气碳排放为天然气，电的成本占总成本约60%，制氢的3倍以上。
可再生能源制氢成本约20元/kgH2CAPEX占约34%。
，除此之外，预计大规模的工业尾气制氢的氢气成本约为11.3元/kgH26000m3/h制氢规模的甲醇制氢，在甲醇价格为3元/kg的情况下的氢气成本约21.3元/kgH。
整体而言，制氢成本的顺序为：煤制氢＜工业尾气制氢＜天然气2制氢＜可再生能源制氢＜甲醇制氢＜电网制氢。
3.2氢气储运成本考虑运输300km内，不同氢气储运方式的成本对比如图3所示。
图3不同氢气储运方式的成本对比300km以上运输距离情况下，运输成本排序为LOHC＜LH＜氢气管道＜管束2车。
高压氢气管束的运输成本较高，但技术成熟，操作灵活，适合近距离、小规模运输。
50km以内，氢气管道的运输成本较低，但随着输送距离的增加需要更多的增压站，使管道输送成本迅速提高。
LOHC和LH2成本最具优势，且适合于国际氢供应链的跨洋船运，但上游和下游分别需要加氢、脱氢和液化、气化设施，更适合长距离、大规模氢气运输。
3.3氢气加注成本500kgH2/d和1000kgH2/d的加氢站已经成为目前已建和在建加氢站的主流规模。
不含土地投资情况下，国内加氢规模为500kg/d的加氢站的投资约1200万～1500万元，1000kgH2/d的加氢站投资约2000万～2500万元，其中设备及土建的投资占70%以上。
在不考虑政府补贴的情况下，对应的固定成本和变动成本（主要为运营成本）在500kg/d和1000kg/d的加氢站对应的氢气成本约为18.0元/kgH2和11.5元/kgH2，其中固定投资分别约为15.0元/kgH2和8.2元/kgH2，分别占比83%和71%。
加氢站加注压力正在从35MPa向70MPa、甚至90MPa发展，不同压力配置的投资和氢气成本也不同，但可以明显地看出，提高加氢站规模能明显降低氢气的加注成本。
3.4全产业链加氢***出口氢气总成本分析典型燃料电池汽车每100km消耗1kgH2，与传统汽油车对比，氢气成本≤40元/kg时氢燃料具有较强竞争力，因此全产业链加氢***出口氢气总成本目标为40元/kgH2。
以下设想两种组合情景对氢气总成本进行分析。
（1）情景一表2情景一500kgH2/d加氢规模的加氢***出口端氢气总成本元/kgH2表3情景一1000kgH2/d加氢规模的加氢***出口端氢气总成本元/kgH2两种规模下对于全产业链成本顺序均为：煤制氢＜工业尾气制氢＜天然气制氢＜可再生能源制氢＜甲醇制氢＜电网制氢。
