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原创下载-幕后消息：氢能的开始
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1. 制氢：技术路径多样化、低碳降本是关键
目前，化石燃料是制氢的主流，具有成本低廉的优势，但是高碳排放阻碍了其可持续发展。利用可再生能源电解水制氢被认为是未来的发展方向，其方法主要分为以下几类：1）化石燃料制氢：主要包括煤制氢、天然气重整制氢等，该技术比较成熟，已经投入工业化生产。2）从含氢尾气中回收副产氢气：主要包括氯碱工业、焦炉煤气、合成氨等。3）高温分解制氢：主要包括甲醇裂解制氢等。4）水电解制氢：利用新能源电力生产氢气，可实现零碳排放，电力来源包括太阳能、风能、水电、核能等。5）其他制氢方式：主要包括光解水制氢、生物质气化等。
世界能源理事会根据市场来源将氢能分为“灰氢”“蓝氢”和“绿氢”三类。“灰氢”是指由煤炭等化石燃料生产的氢气，制造过程排放大量二氧化碳，且难以实现经济的碳捕获、利用和封存。“蓝氢”是指已利用碳捕获和封存（CCS）技术脱碳的灰氢，可由天然气等化石燃料生产。“绿氢”是指由可再生能源或核能生产的氢气，是实现可持续能源转型最适合的氢能类型。在2019氢能产业发展创新峰会上，工信部原部长李毅中指出：“灰氢不可取，蓝氢可利用。再利用废氢，生产绿氢是方向。”
从制氢方式占比来看，天然气SMR是全球制氢的主要方式，而我国制氢以煤气化为主。2020年全球59%的氢气来自甲烷蒸汽重整，其次为21%，我国生产的氢气来源于工业副产氢，电解水仅占0.03%。对于我国来说，煤制氢依然是制氢的主要方式，占比达到62%，其次是天然气制氢和工业副产氢，占比分别为19%和18%，占比最小的也是电解水制氢。我国氢源结构与全球的差异可能与国内能源结构有关，由于我国煤炭资源比天然气丰富，因此与天然气制氢相比，煤制氢成本更低，在规模化生产上更具有优势。
1. 化石燃料制氢：大规模、低成本人工生产氢气的最佳方式
煤气化是大规模工业制氢的首选方法之一，具有技术成熟、成本低廉的优势。煤气化的具体过程是煤在高温下气化生成合成气（H2+CO）、CO和水蒸气转化为H2和CO2，经过酸性气体（CO2+SO2）脱除、氢气净化等工艺步骤，得到不同纯度的氢气。煤制油、煤制烯烃等煤化工产业的快速发展也让煤气化技术有了更多的发展空间，尤其是在我国这种富煤、贫油、少气的国家，随着价格的上涨，石油加工所需的氢气将逐步由煤制氢生产来供应，这将促进煤制氢生产规模的进一步扩大。
煤制氢技术设备结构复杂，操作周期相对较短，制氢效率低，二氧化碳排放量大，与可持续低碳发展的目标相悖。目前使用的煤气化技术有十几种，根据气化炉操作条件和流体力学的不同，可分为固定床气化、流化床气化、气流床气化三大类。在低成本、有效减少碳排放的大环境下，能否低成本、有效地完成是决定煤制氢技术发展前景的关键因素，因此缺乏低成本的碳捕获、利用与封存（CCUS）技术限制了煤气化制氢的低成本、低碳化发展。目前，气流床气化技术得到广泛的应用和推广。
我们测算，在煤炭价格950元/吨时，煤制氢成本为1.11元/Nm3或12.46元/kg。测算依据如下：（1）假设制氢23.4吨/日，需消耗原煤179吨（根据中国工程院煤炭清洁高效可持续开发利用重大研究项目数据）。（2）煤炭价格以山西产量为准，2022年均价为950元/吨。电价以北京大工业用电高峰电价为准，平季售电平均电价为0.77元/千瓦时。购氧气成本为0.5元/m3（3）煤制氢采用水煤浆技术，建设投资2.5亿元，折旧年限20年，采用直线折旧法。修理费用占总投资的3%，财务费用占5%。从成本构成来看，对于煤制氢来说，原料煤成本占总成本的58.34%，氧气成本占14.75%，电力成本占6.55%。
与煤制氢相比，天然气制氢产量高、碳排放低，是国外主要的制氢方式。天然气工业制氢主要技术有蒸汽重整法、部分氧化法、天然气催化裂解法等。其中天然气蒸汽重整法是常用的制氢路线，其主要工艺是将天然气预处理后在高温下用水蒸气重整生成合成气，再通过余热锅炉产生蒸汽回收热量，中温合成气中的CO进一步与水蒸气转化得到H2和CO2，转化后的气体经换热冷凝除水，再经变压吸附（PSA）分离纯化得到氢气。由于我国天然气产量低，天然气制氢成本高于美国、俄罗斯、中东等天然气资源丰富的国家和地区。
我们估算，当天然气价格为2.87元/m3时，天然气制氢成本为2.19元/m3或24.63元/kg。根据常洪刚《天然气制氢技术及经济性分析》报道，天然气制氢过程生产1m3氢气消耗：原料天然气0.48m3、燃料天然气0.12m3、锅炉给水1.7kg、电0.2KWh。天然气价格以北京恭城六区商品气非采暖季价格2.87元/m3为准。报告显示，天然气价格是最重要的构成部分，占比62.84%，远高于煤制氢中煤炭成本的占比，其次是燃料气成本，占比15.71%，电力成本占比7.02%。因此，原料对天然气制氢的影响大于对煤制氢的影响。考虑到煤炭占我国能源结构的70%左右，而天然气资源供应有限且主要依赖进口，且含硫量高、预处理工艺复杂，国内天然气制氢的经济性远低于国外。从这个角度看，我国煤制氢还是优于天然气制氢。
（二）工业副产氢：回收利用工业副产气，为氢能产业发展初期提供低成本、分布式氢源
我国含氢工业尾气资源丰富，包括氯碱副产氢、焦炉煤气制氢、炼油重整制氢、轻烃裂解制氢(丙烷脱氢PDH和乙烷裂解)等方式。煤炭、化工、焦化等各大行业产生的副产气大多含有H2，部分副产气H2含量较高。与化石燃料制氢相比，工业副产气制氢流程短、能耗低，可以与工业生产相结合，工业副产气是目前最理想的氢气来源，常见的工业副产氢方式有炼油重整、丙烷脱氢、焦炉煤气、氯碱化工等生产过程中产生的氢气。烧碱尾气由电解饱和NaCl溶液产生，氢含量在97%左右；焦炉气是由煤经高温干馏得到的，氢含量约为57%；丙烷脱氢副产品气是由丙烷催化脱氢生成的，氢含量为80-92%；炼厂气是由石脑油生产的，氢含量为14-90%。
氯碱工业副产氢气净化回收成本低且环境友好，净化后用作燃料电池汽车燃料是一种很好的途径。以氯碱工业副产氢气为原料时，氢气中的主要杂质有氯气、氯化氢、氧和氮等。具体制氢工艺包括4个步骤，即脱氯步骤、原料气压缩步骤、脱氧干燥步骤和变压吸附步骤。电解步骤出来的氢气经过浸出塔，用硫化钠溶液喷淋，除去氢气中的氯气。除去氯气后的含氢尾气经过旋风分离器除去夹带的水，经氢气压缩机加压至0.8MPa后，进入汽水分离器除水，再进入脱氧器进行脱氧反应，除去氢气中的氯气。由于脱氧过程中放出大量热量，脱氧器出来的气体先经过氢气冷却器冷却，再经过冷却冷凝器中冷冻水进一步冷却，冷却后的气体再经过变压吸附脱除氮气和少量杂质气体，最终输出纯度99.99%以上的氢气。目前，氯碱工业副产的氢气被誉为最有可能为大型燃料电池提供廉价氢源的重要途径。
焦炉煤气中含有55%左右的氢气，主流的制氢工艺是将焦炉煤气压缩净化后再采用变压吸附直接分离净化氢气，焦炉煤气是煤炭炼焦过程的副产品，经过初步净化后的焦炉煤气中富含体积分数55%-60%的H2、23%-27%的CH4、5%-8%的CO、1.5%-3%的CO2、3%-5%的N2、0.3%-0.5%的O2、2%-3%的CnHm等常量组分，还含有大量的焦油、苯、萘、氨、氢氰酸、有机硫、无机硫等杂质。变压吸附制氢工艺主要分为四个步骤，第一阶段压缩，将焦化厂产生的焦炉煤气压缩，第二阶段预处理净化。焦炉煤气经冷却后进入预净化装置，除去有机物、H2S、NH3等杂质。然后采用变温吸附（TSA）工艺，进一步除去容易引起吸附剂中毒的成分，如焦油、萘、硫化物等。第三阶段是变压吸附（PSA），该阶段被认为是整个工艺的核心，用于除去除氢以外的大部分杂质。第四阶段是氢气精制。前一过程得到的氢气一般含有少量的氧和水。为了获得纯度为99.999%的高纯氢气，需要严格控制氧含量。
我们估算，一套产氢能力为1.39元/Nm3或15.57元/Kg的焦炉煤气制氢装置，制氢成本为，假设该制氢设备总投资500万元，折旧年限为15年，折旧方法为，该装置每小时可产氢气，消耗焦炉煤气，每小时耗电，消耗循环水346吨，当电费为0.77元/kWh，水费为0.3元/吨，焦炉煤气为0.5元/m3时，假设项目运营期间每年人工费用为150万元，修理费用占总投资的3%，财务费用占5%，设备每年运行8000小时。因此煤焦炉煤气制氢单位成本为1.39元/m3，成本构成中，原料焦炉煤气占总成本的75.25%，电力占18.26%。
（三）电解水制氢：最理想制氢路线，大规模商业化应用正在推进
目前，水电解制氢主要有三种技术，其中碱性水电解制氢技术（AKL）历史最悠久，市场最成熟，制氢成本最低；质子交换膜（PEM）水电解制氢技术相对成熟，能适应可再生能源的波动，是重要的研究方向；固体氧化物水电解（SOE）技术是能耗最低、能量转换效率最高的水电解制氢技术，目前还处于不断完善阶段。其基本原理是当在电极间施加足够大的电压时，水分子在阳极发生氧化反应生成氧气，在阴极发生还原反应生成氢气。这种制氢技术设备简单，无污染，得到的氢气纯度高，杂质少，但能耗大，成本高。当前水电解制氢技术的主要技术挑战是如何减少电解过程中的能量损失，提高能量转换效率。研究表明，最有效的办法就是降低反应过程中电极过热，其重点研究领域主要在电极材料、催化剂和隔膜材料三大领域。
水电解制氢的电力来源包括火电、风电、光伏电、水电等，其中可再生能源是最理想的电力来源，传统水电解制氢技术在发电过程中多采用火电，电价高昂且伴随有大量的二氧化碳排放，而可再生能源制氢则采用风电、光伏等能源，是真正的绿色制氢技术。水电解制氢通过利用弃风、弃光电，可以平衡风电、光伏等发电的产出。但目前可再生能源电解制氢成本较高，因此“绿色氢气”的生产亟待进一步研究可再生能源电解水制氢技术，降低制氢成本，助力推进碳达峰、碳中和目标。
风电制氢技术是将风力发电产生的电能经过简单处理后直接用于电解水制氢的一种新型环保制氢技术，被视为一种清洁高效的能源利用模式，其基本思路是将超出电网容量的风电直接送入电解水制氢设备，实现电-氢转换，生成的氢气通过储氢罐储存和运输，应用于氢燃料电池汽车、化工、医疗等领域。利用风力发电产生的富余电能电解水制氢，通过控制系统调节风电接入电网与电力的比例，可以最大限度的消纳弃风电量，缓解大规模风电“上网难”的问题。
目前世界上大多数光伏发电制氢系统采用的是太阳能光伏板与电解槽间接连接的方式，整个光伏发电制氢系统包括光伏阵列、蓄电池、DC/DC变换器、电解槽等部件，而直接连接的方式是将光伏阵列的电能输出直接馈入电解槽，省去了蓄电池、DC/DC等部件，其优点是系统比较简单，故障频率较低，但是电压、电流无法调节，如果光伏阵列的最大功率点输出电压、电流与电解槽的工作电压、电流不能很好的匹配，那么光伏阵列就会工作在远离最大功率点的位置，导致光伏电池的转换效率下降，从而导致系统效率下降。在系统中，光伏阵列与电解槽的合理匹配是一个难点。另外直联系统中没有蓄电池、DC/DC变换器等调节装置，这也对电解槽的宽电源适应性提出了更高的要求。
我们测算，对于额定产氢量/h的水电解制氢装置，在年运行2000小时的情况下，ALK和PEM水电解制氢的单位成本分别为3.29和4.66元/Nm3或36.99和52.31元/Kg。固定投资方面，主要设备包括：制氢电源、纯水生产系统、电解槽系统、储罐、压缩机及灌装管路系统。其中电解槽系统成本最高，假设运行寿命为20年，两种电解槽成本分别为1000亿和0.7亿。运行维护投资方面，假设运行维护需12人，平均每人年薪8万元；设备每20年需大修一次，大修费用为固定投资的20%；每产出1Nm3氢气，理论消耗纯氢量为0.8L，考虑纯水产出效率80%，则耗水量为1L/Nm3H2；两种水电解制氢技术所需电耗分别为4.78kWh/Nm3、3.69kWh/Nm3，碱性水电解制氢成本为3.29元/Nm3，其中电费占58.08%，电解槽成本占7.59%；PEM水电解制氢成本为4.66元/Nm3，其中电费占31.70%，电解槽成本占7.59%，PEM水电解制氢成本占37.59%。可以看出，水电解制氢的经济性受电价和电解槽成本的影响很大。
ALK制氢经济性主要受电力成本制约，而PEM制氢经济性主要受电解槽和电力成本制约，在上述测算条件下可见，电力成本在两种制氢成本中分别占58.08%和31.70%，而电解槽成本分别占7.59%和37.59%。可见，在ALK制氢中，电力成本是影响单位制氢成本的最大因素，而电力成本取决于用电量和电价。今年2月14日，隆基氢能发布了新款ALK电解槽，在电流密度2500A/m2时，生产每标准立方米绿色氢气耗电4kWh；在电流密度满载3000A/m2时，生产每标准立方米绿色氢气耗电4kWh。制氢耗电量可低至4.04kWh，试验期间平均耗电量为4.07kWh。随着用电量的降低，即便电价不变，ALK制氢的经济性也会提升。用电成本方面，根据国家发改委的数据，光伏发电标杆上网电价近十年下降了69.57%，未来光伏发电成本仍有下降空间，碱性水电解制氢成本或将低于化石燃料制氢，真正实现“零成本”。除了电价，电解槽价格也是影响电解水制氢成本的关键因素，尤其在PEM中，电解槽成本占比超过37%，因此控制电解槽系统成本也是降低绿氢成本的关键因素，成本是关键。
我们以ALK制氢技术电耗为4.2kWh/Nm3为前提，测算了绿氢生产成本。当电价为0.05元/KWh，电解槽设备不到1000万元，设备每年运行3200小时时，绿氢生产成本较低。模拟中，当设备每年运行2000h时，即使电价降至0.05元/KWh，电解槽成本降至600万元，碱性水电解制氢成本为1.47元/Nm3，仍与成本为1.11元/Nm3的煤制氢技术存在一定差距，因此提高设备运行时间、提高设备利用率是进一步降低绿氢生产成本的关键。当电价、电解槽价格不变，设备年运行小时数由2000小时提高到3200小时时，只要电解槽成本在1000万元以内，ALK制氢技术在经济性上就会超越煤气化制氢，成为绿色制氢技术，为进一步替代灰色氢气提供了可能。
（四）高温分解制氢：以甲醇裂解制氢为主，适用于中小规模制氢
甲醇裂解制氢工艺简单，操作方便，是主要的高温分解制氢方法。甲醇裂解制氢的工艺路线是将加压汽化的甲醇气体与水蒸气混合，然后在铜催化剂作用下进行反应。250~300℃甲醇裂解转化生成氢气、二氧化碳和少量的一氧化碳和甲烷混合气体，作为制氢的原料气，然后采用变压吸附法对氢气进行纯化。采用不同的操作方法可得到不同纯度的氢气。最高可达99.9%以上。在实际应用中，甲醇裂解制氢操作简便，所需设备较少。另外，作为制氢原料的甲醇在常温常压下为液体，便于储存和运输，可节省生产成本。所用的铜基催化剂也廉价易得，产生的副产物很少。
我们估算，对于额定产氢量为/h的甲醇裂解制氢装置，制氢单位成本为2.50元/Nm3或28.06元/Kg。在固定投资方面，与其他制氢设备相比，甲醇裂解制氢设备单项投资较小。假设设备投资为400万元，运行寿命为20年，年运行小时数为8000小时。在运行维护投资方面，假设运行维护需人员12人，平均年薪8万元。年维护费用为1万元。根据《甲醇制氢技术及其在燃料电池中的应用》资料显示，每产出1Nm3氢气，理论消耗原料甲醇0.72kg、冷却水30kg、除盐水0.4kg，电耗0.7KWh，假设甲醇价格为2500元/吨，经测算，甲醇裂解制氢成本为2.50元/Nm3，其中原料成本占72.07%，电费占21.58%。
甲醇裂解制氢设备投资较小，适合中小规模制氢，但利用化石能源生产甲醇后，需要再次分解才能产生氢气，浪费能源。
（五）其他制氢方法：技术成熟度与经济可行性制约其发展
生物量生产技术可以分为热化学转换，而前者已广泛使用。 ，在大规模生产中已经部分地实现了氢的发展，尽管氢生产过程的优点，例如简单的过程和节能，但它会受到其自身的副产品或外部环境的影响。通过生物量预处理单元，然后发送到生物质气化装置，以进行生物质气化反应并产生原始合成气体。目前，合成气体仍然含有杂质，例如氨，苯酚，苯酚等。杂质被水蒸气洗掉，并发送到水气体变速单元。效率高达52％。
We that the cost of from is that of from water and coal , which is 2.28 yuan/Nm³ or 25.59 yuan/Kg. From the " of ", it can be seen that 0.54Nm³ of can be after of each of , that is, 0.54Nm³ of can be . The cost of raw cost, raw cost, cost, cost, cost and PSA cost. If all these costs are taken into to raw cost, the cost of from is 1.230 yuan per kg, and 0.54 Nm³ of can be in the end. , the cost of from is to be 2.28 yuan/Nm³, or 25.59 yuan/kg. This cost is low. 至于水电解产生的氢，从长远来看，它可以在具有丰富生物质的区域促进和应用，但目前受到催化剂活性，成本等的限制，其氢效率相对较低。
从成本的角度来看，在大多数地区，化石燃料的生产的成本优势将在短期内继续存在，煤炭到氢技术的含量适用于自然的氢气，而燃料的成本则适用于最低限度的燃料。在具有良好的家庭资源的国家，每种主要的氢生产方法的成本都会有所不同。
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2.氢存储：大规模促进和应用氢能的先决条件
氢的储存是大规模促进的先决条件，关键在于增加氢的能量密度，同时确保氢能的基本联系。因此，每单位体积的能量密度仅为12.1MJ，因此，在储存过程中，氢的能量密度至关重要。 。
常见的氢储存方法可以分为两类：物理氢的储存和化学氢的储存过程仅通过更改氢存储条件来增加氢密度，而氢的储存量很低。某些条件是形成稳定的化合物，然后通过改变条件，包括固体氢，有机液体氢的储存等条件。目前，最成熟和广泛使用的方法是高压气体储存，该储存在氢加油站中使用。
1.高压气态氢存储：最成熟和常用的氢储存技术
高压气体存储在高压下压缩氢气，并将其放置在高压气缸中。相对简单，由于氢的分子渗透，可以通过减少瓣膜来调节氢气，因此，高压气缸易于氢化，这会使氢气的选择尤其是较高的，这使得氢渗透量尤其是驱动器。纤维包裹的瓶子的类型：纤维包裹的瓶装瓶装（II型），带有铝制衬里（III型）的纤维包裹的瓶子和带有塑料衬里的纤维包裹的瓶子（IV型）。
高压气体储存容器具有自己的特征，可以满足所有金属氢储存缸（I型）的需求。用于固定的，小体积的氢储存。目前，中国的III型坦克技术相对成熟，35KPA III型坦克实际上已用于生产和使用。塑料衬里纤维孔（IV型）使用具有良好屏障特性的工程热塑料，其与氢具有更好的兼容性，并且具有较高的空气紧密度，耐腐蚀性，高温抗性，高强度和高韧性：目前具有最高的体积量。
根据不同的储存目的和安装位置，高压气体储存可以分为三种类型：固定的氢气存储瓶主要用于汽车中的氢燃料电池中的氢气。通常在氢加油站上使用氢的氢，需要使用固定的氢存储容器的设计压力，是50kpa的设计压力，需要70KPA氢气的设计压力，以便使用98KPA的设计压力，以便使用固定的氢气。主要使用的氢通过高压长管拖车或管束容器从生产地点运输到氢加油站。由于需要公路运输，这种类型的气缸目前具有更高的安全要求，我的国家主要使用20KPA纯钢I型圆柱体，该气缸仍然远远落后于III型高级水平和IV型。
（ii）低温液体储存：高成本，主要用于航空航天
液化氢的最大优势是其高质量储存密度，但是氢液化会消耗大量能量，容易泄漏，并且在一个大气下具有相对复杂的安全性，而液体液体的液体含量更高。根据当前的技术，从成本的角度来看，每单位质量的氢密度可以超过5％。问题。因此，液化氢储存方法不适合间歇性地使用的汽车等场合，但对航空航天场很有用。
为了避免因内部和外部之间的温度差异而引起的液体差异，低温液体储存的储存量很高。绝缘性能通常是使用双壁真空结构，并配置了自动控制设备，以减少冲击和冲击力，这增加了氢储存系统的复杂性和整体质量。
（iii）固体氢存储：该国的第一个固体氢存储项目已连接到发电的电网，实现了“绿色电”和“绿色氢”之间的灵活转换
固体储存是安全的，有效的和高密度的。液态氢需要高压和低温条件。从可再生能源促进大规模氢生产的里程碑意义并加速了新的电力系统的构建。
在固定氢中，氢以分子，离子，原子等的形式存在，并且有两个机制：物理和化学物质，将氢与分子状态中的材料结合在一起，而在化学机制中，氢在化学机制中与固体构造形式结合在一起。分为三种类型：物理吸附氢储存材料，金属氢化氢储存合金和配位氢储存是近年来快速开发的固体氢储存方法，因为其氢储存质量更高，氢存储量更高
氢在金属氢储罐中以氢气合金的形式存在。如果将氢的氢氢化物的氢储存密度可以在标准条件下达到1000倍的氢，这与液体氢相当，与液体氢相当，可以用于仪器匹配，燃料电池，半导体工业，保护性气体，保护液体储存罐和其他储藏室。
基于镁的氢储存材料具有高氢存储能力，丰富的镁资源和低成本，被认为是一种具有良好应用的固体储存材料。良好的应用前景。
（4）有机液体储存：新的有机氢培养基的开发是目前的研发阶段。
有机氢的储存能力很大，可以实现大规模和较长的距离运输的特征。 s也是不同的。
有机氢储存技术仍然需要解决一系列技术瓶颈，首先需要高转化率，高选择性和脱氧催化剂的稳定性，以提高氢的效率和安全性。反应器被阻断，因此需要连续满足催化剂的反应条件，改善氢的纯度是一个紧迫的技术问题。
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第三，氢运输：从生产到使用的过渡步骤
目前，有三种主要的运输方法，即液体氢运输和管道氢运输的高压氢运输。氢运输是用氢或液化的重复运输压缩，但是对于固体氢而言，迄今为止没有特殊的传输方法。
（1）高压气体氢运输：目前是最主流的氢运输法
气态的氢能通常在压力容器中，并通过容器进行了长时间，这是相对成熟的。 ％，中国常用的自行车运输量约为260 〜460千克，预计将通过改善压力，包括压缩机压缩，空气卸载柱，并减少氢气管网络的压力。
我们计算出，当运输距离为100公里时，20MPA长管拖车的氢运输成本为6.65 yuan/kg，当运输距离为100公里时，50MPA长管拖车的成本为3.19元/千克。
（1）长管拖车的质量为350千克，在管中的氢残留率为20％，柴油价格为7.5 rean/l。负载运算符。
为了将足够数量的氢运送到拖车的时间限制内，以满足其要求的要求，您想要的长管拖车的数量为2。当运输距离为6.65 yuan/kg时，当50MPA拖车的运输距离为3.19 yuan/kg时，它的运输距离为100k。将来。
从成本组成的角度来看，劳动成本和石油成本是20MPA长管拖车的最重要组成部分，劳动力成本和石油成本的比例为62.48％，成本和石油成本占总成本的54.98％，电力成本的比例占总成本的比例。氢容器的压力减少了所需的长管拖车的数量。
（ii）LCD运输：外国技术相对成熟，国内尚未商业化
液体运输可改善氢的能量密度，但是氢的能量消耗很大，并且在运输过程中存在一定的蒸发损失。
液体运输主要是指将氢氢冷却21k液化，然后通过特殊的低温热罐进行0.6MPa的运输方法，因为液体的密度为71G/L。 OUS氢气，但从家庭条件的角度来看，由于我所在国家 /地区的液体氢的关键设备（例如，液体氢储罐上方，液体氢气泵等），液态氢的主要手段。
液体适用于长时间的距离和大量的运输方式。将来将解决液体氢运输中的氢气流量。
我们计算出，从成本的角度来看，考虑到运输距离为100公里时，液体氢的蒸发损失后的运输成本为24.05 yuan/kg，在长距离运输方案中具有优势。
核心的假设如下：（1）65m3液体氢油罐完全氢气；（2）距氢加油站100公里Ogen去除，需要6.5个小时，氢的损失成本为11.1元/千克；约450,000元/车辆，贬值为10年，折旧方法是一种直线方法。 （6）每辆车，有1名驾驶员和1辆已安装和卸载操作员，人员成本为100,000元/人·年，车辆保险费用为10,000 ran/car/car·年，维护成本为0.3 ran/km，收费费为0.6 yuan/km;
（7）每种氢压缩消耗为11kWh/kg，电力价格为0.6 yuan/kWh；据说，液体氢运输的价格为24.05 yuan/kg
（3）管道氢传输：早期大量投资，适用于长距离和大型氢传输
氢管道可以分为长度距离，并具有较短的范围分布管道，它们具有较大的投资和低的能量消耗的特征。很长一段时间，尤其是在高温和高压下，强度将大大降低甚至是无效的，而“氢和浓汤”的现象将大约是630,000美元/公里，大约是天然气管道的成本的2.5倍。
在我的国家和国外，氢管道的总差距很大。建造。
2021年，中国天然气管道工程有限公司（ Co. hebei的新区的需求将建造超过3,000公里的长氢输液管道。
现有的天然气管网氢运输可以大大降低氢运输的成本，并在新的传输基础设施的发展中进行投资，这可能会使氢气管道变成一定的前景。因此。
目前，研究表明，如果在15％至20％的范围内控制了与天然气的氢含量，那么现有的天然气管道可以直接运输意大利，而英国则具有类似的示范项目。 INE可以氢气加热；如果氢混合技术已成功开发，并且可以将氢混合技术置于23％的氢气中，并且可以解决我国家的西部氢气和天然气管道的兼容性，那么我国家的西部地区可以使用丰富的光伏和风能来供应供应量的巨大供应。大大降低了家庭氢运输的成本。
We that for with a of 25km and an of 100,400 tons, the price of is 0.80 yuan/kg. , costs, gas loss, , etc.), fee and costs, etc. to my 's "-" , it is 25km The cost is 6.16 /km, and the life of the is 20 years. 1kWh/KG, the price is 0.6 yuan/kWh. This cost has great to the of long tube and tank , when the for a scale is .
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4.氢化：氢能降落的最后一个环
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(1) There are many types of , each with its own
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From the of , the main is into high - gas and . and are more to and have .
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From the of , the can be into fixed, and type. to gas , it an area of 2000 ~, the large -scale fixed is to in the case of tight urban land. The and its of the base (disk) of the base (disk) use a with an area of about 200 ~ 600m3. Or gas fuel such as gas fuel , the of fuel, has a small , with a small and .
(2) The of in my , and core lags in and the
with such as and the , Japan, the of in my has , and the rate has in years. The was in in 2006. From the of the , as of the end of 2022, Japan has 165 in the world
First; South Korea ranks , and the of is 149; China ranks third in the world with 138 . In , was at 25 of the and in . It was far ahead of other . in 20 seats in , by , , Hubei, and other and . There are far more than .
The core of my 's is still in the R & D stage, and the of is lower than that of in and the . Key such as has not , and core still rely on . The in the field has the below 30MPa, which meet the of . The parts need to be by the , and there is still a long from the . Guofu Co., Ltd. and Huaqi Houpu Co., Ltd. have a , with a of 45MPA. It has been at . Core .
(3) are by .
In years, the has from the , which has a broad for the of the . As a for with fuel cells. 2025 out that by 2030, the large -scale of fuel cell will be , of which the such as - and of will be by 2025. The of the of .
In 2021, the "State 's on the and of the of Green Low - " to the of such as new and , , and other . After the year, the of under the of fuel cell will at high speed.
The and local have , which has the of to large -scale . The are for 4 yuan of new fuel cell that meet the and the daily of not less than 200 . The out that the " with " is used to key core , and to build a fuel cell chain in about 4 years. with a with 500kg/d, and large , such as - -Hebei, River Delta, and the Pearl River Delta , the has .
(4) At , the cost of is high, but there is a broad space space
The of is huge, but with the large-scale of and the of and , costs are to be in the next 1-2 years. The cost ( land costs) is about 10 yuan, of which the is on , for 32%of the total cost, by civil costs, for about 16%. are for the total cost of .
If the scale of the is 500kg/d, the cost of at the is 10.85 yuan/kg. The daily is 500kg. The is 360 days. The fee and costs are 12 yuan, the land and civil costs are 3 yuan, and the fixed cost is 15 yuan. In the year, the was ; (3) a was with 5 with an of 90,000; 0.7 yuan/kwh; (5) The fee is 150,000 years.
With the of the scale of the chain and the of , the scale will make the cost of a . At 500 units/year, the cost of the will , and the will 80%of the cost. When the rate is 80%of the power , the cost of at/D large by 37% to 200kg/d with a large scale. KG. Under the of , has a broad space space.
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V. : four major areas of , , power and
The use of can , but also on , and rich , four major areas of , , power and . In 2050, the for will to about 60 tons, for 10%of the in my , of which the field, field, , and other are 57%and 41%, . And 2%. To to 2060, the for will to about 130 tons, for 20%of the in my .
(1) : my 's fuel cell is in the early stage of
The of is broad, and fuel cells are core . with fuel , fuel cell have the of and . The of the car is by parts, fuel cells, , , , , etc. of car . After -sales , car , car IT, etc.
The key parts in the fuel cell are heaps and air . In to the heap, the fuel cell also air , , water, heat , , , etc. The of the is the for the load . The air needs to meet the five major of , power , small size, low noise and low , and .
The urban plans to 33,000 fuel cell in 2025, and it is to the of 100,000 in 2025. The and the ) the " on the of Fuel Motor " ( to as ) to start the of of fuel cells. The first batch of urban group areas were .
At this point, the of the of fuel cell urban has a new of "3+2". The of 100,000 fuel cell is to . The top five urban . the - -Hebei urban , in 2022, 887 fuel cell , for 74.1%of the total of in the city group in 2022.
In 2022, the and sales of fuel cell a high, and the was . There are three for the rapid : First, after the urban group has , the has in a four -year . In the next four years, the five major urban will more than 30,000 fuel cell . and "Long-term of (2021-2035)", with the of in more than 20 (, ) in 2022, there are clear in some areas, , , , , , , , , , . The and of fuel cell in urban and non - areas has . .
(2) : help steel to a win -win in the and
At , my 's steel are too much on , and it is to the of . 53.3%, while the CO2 of the steel were 2.227 tons, for about 16%of my 's total , which is one of the most . of fuel , it is also an raw . can coke and gas as a agent, which can most of the and . Such as are to large and in the field of .
The of have a short , high , and and . , P, CU, Zn and other of are low, and the of iron is . CO2 and SO2 have .
(3) : is to the "" of the power grid
can the of and the of peak - and grids of the power grid. Or power in the power grid the of , and then uses power to to power and back to the power grid, or it to the user for power . In the way of , can also the of and the of the power grid and grid in the of " - -". New power for power to my 's . The of the grid plays an role
The cost of for -based power is about 0.75 yuan/kWh. The total power of the power . Wait. The total power of the full life cycle to the total of power of the power . is , and solid -state are used. About 0.75 yuan/kwh.
The route, power , and scale have a great on the cost of . At , the use of and solid is the . that the - is with PEM - , and the cost of will to 1.3 yuan/kWh; It will be to 0.74 yuan/kWh. Power and 200kg . to the same , the cost of of the is 2.19 yuan/kWh, that the is an ALK water , and its of costs to 1.63 yuan/kWh .
(4) : " Gas "+" power " to help the field and
在建筑行业，一方面天然气掺氢用作家用燃料，可以降低燃气使用碳排放强度。另一方面，氢驱动的燃料电池热电联供系统，为建筑物供电供热，综合能源利用效率超过80%。利用掺氢天然气供暖是实现建筑领域能源消费低碳转型最有潜力的发展方向。加拿大、美国和西欧等主要供暖市场已有成功经验，将一定比例的氢气混合到天然气管网中，对锅炉和煤气灶等最终使用设备几乎没有影响。2022 年1 月，国家电投荆门绿动电厂成功实现15%掺氢燃烧改造和运行，成为全球首个在天然气商业机组中进行掺氢燃烧的联合循环、热电联供示范项目。
欧美日韩在燃料电池热电联供领域的技术和应用都处于全球领先地位，我国燃料电池热电联供市场正逐渐铺开。热电联供系统指在氢气发电过程中将供热和发电联合在一起，将氢气发电过程中原本浪费的热能加以利用，为工业建筑或居民提供廉价的取暖用热，从而提升能源利用效率。作为全球小型热电联供的最大市场，日本的家用燃料电池热电联供Ene-Farm 项目已部署了超过40 万台套；东芝也推出H2Rex 系列系统，用于零售店和酒店等小型商业应用。美国和韩国专注于开发兆瓦级的大型燃料电池分布式发电站系统，Bloom 、 、LG、斗山等企业均有布局。而我国生物燃料电池热电联供市场正处于发展初期，在各项政策推动下，小规模示范应用正在稳步铺开。
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六、氢能各环节重点公司梳理
（一）制氢：目前以碱性电解制氢技术为主
派瑞氢能产品以电解水制氢设备为核心，逐步拓展加氢、供氢等领域。中船派瑞氢能是中国船舶第七一八研究所全资子公司，以七一八研究所六十余年在氢能领域的技术实力和工程经验为依托，是目前国内电解水制氢设备、氢能装备产业链较为完备的科研生产企业，公司官网数据显示年产量可达1.5 GW，具有年生产碱性制氢设备350 台套、PEM制氢设备120 台套的生产能力，以及进行各型加氢站建设。公司在水电解制氢、甲醇裂解制氢、富氢尾气提纯、车载氢系统研制加工、加氢站建设等方面具有雄厚的技术实力，已形成以制氢为核心，加氢、供氢为拓展的产业发展架构，业务涵盖水电解制氢、化石燃料制氢、氢能交通等多个领域，其中水电解制氢装备在全国市场占有率保持领先地位。
苏州竞立深耕于水电解制氢设备二十余年，主要布局于大型制氢设备和微型制氢设备。公司于1993 年注册成立，是一家集研发、生产、销售水电解制氢设备、气体纯化、回收设备及各种类型的氢能专业设备于一体的高科技企业，并积极引进国外氢能设备行业专业技术，曾为江苏省氢能科技企业。
2018 年，公司被考克利尔竞立收购，后者为集团全资子公司。公司研制生产的水电解制氢设备氢气产量从0.3m3 /h- /h，设备主要技术指标都达到或接近国际先进水平，并取得了电解槽、气液分离器、隔膜垫片等多项国家专利和“CE”认证。在产品系统中，公司单机产量向两个方向发展，一是大型制氢设备，800m3 /h- /h 压力型制氢设备即将问世;一是微型制氢设备，公司研制出集成化程序更高的0.3~2m3 /h 微型化制氢纯化一体设备，为氢燃料电池、移动式加氢站行业提供更好的产品和服务。
隆基绿能（.SZ）成立全资控股子公司隆基氢能，重点发力碱性电解水制氢设备。自2018 年起，隆基开始对氢能产业链进行战略研究，与国内外科研机构合作研发电解水制氢装备技术，于2021 年3 月31 日在西安正式成立隆基氢能科技有限公司。目前，隆基氢能主要业务范围涵盖电解水制氢设备制造和可再生能源制氢系统解决方案。2023 年2 月，隆基氢能面向全球发布全新一代碱性电解水制氢设备ALK Hi1 系列产品。该系列包含产氢量800、1000 和/h 三款产品，满足国标一级能效的标准，纯化后氢气浓度可达99.999%，寿命大于20 万小时。根据2022 氢能市场展望报告，隆基氢能以1.5GW 产能在2022 年度排名中位列榜首，2023 年电解水制氢设备产能有望达到2.5GW。
天津大陆专注制氢设备二十余年，首创FDQ 分立式循环流程。天津大陆天津市大陆制氢设备有限公司成立1994 年，现有员工100 多人，其中高、中级科技人员占员工总数的50%。公司首创并独家采用FDQ 分立式循环流程，可生产0.1Nm3/h～/h 的电解水制氢设备和2Nm3/h～/h 的气体纯化设备。所生产压力为5.0MPa 的电解水制氢设备是目前生产运行压力最高的制氢设备。公司主要产品还有：氢气纯化装置、氧气纯化装置、氮气纯化装置变压吸附制氢装置、变压吸附制氧装置、变压吸附制氮装置、甲醇裂解制氢装置以及纯水装置。
阳光电源（.SZ）设立全资子公司阳光氢能科技，专注于可再生能源电解水制氢技术的研究。可再生能源制氢系统主要产品有制氢电源、制氢装置、智慧氢能管理系统，致力于提供“高效、智慧、安全”的绿电制氢系统及解决方案。制氢电源有IGBT 整流电源和IGBT 直流变换电源；制氢装置中碱性电解水制氢装置的额定产氢能力为1000 Nm³/h，PEM 电解制氢设备的额定产氢能力为200Nm³/h；智慧氢能管理系统实现多套制氢系统之间，制氢系统与多种能量来源之间的协调控制，实现100%绿电制氢。
昇辉科技（.SH）设立子公司昇辉新能源，已初步打通氢能源产业链上、中、下游。昇辉科技于2021 年8 月在广东佛山设立控股子公司昇辉新能源，控股80%，随后接连投资国鸿氢能、飞驰汽车，进一步加强氢能产业的规划与布局。目前昇辉新能源已初步打通氢能源产业链上、中、下游，依托上游自主生产的制氢设备，在谷期时段进行站内制氢，用电价格执行蓄冷电价政策，省却氢气运储等中间环节成本，为公司物流运营平台提供稳定、经济的氢气。通过整合供应链及客户资源，打造“新能源车（氢车）+移动方舱+一车多温运输”新模式，开拓氢能应用场景，深耕氢能全产业链。
华电重工（.SH）背靠华电集团，实现氢能业务快速起步和发展。公司于2020 年设立氢能事业部，正式涉足氢能业务，2022 年并购深圳氢能，控股51%。产品方面，公司同时布局碱性电解槽和PEM 电解槽，首台套/h 碱性电解槽已成功下线，多项指标达行业领先水平，另外主要产品还有气体扩散层、质子交换膜、氢燃料电池分布供能系统。战略方面，收购氢燃料电池核心企业深圳通用氢能51%股权。
亿利洁能（.SH）加速构建“全球沙漠风光氢储新材料产业链领先企业”。亿利洁能旗下全资子公司亿利氢田时代自建的500 台套1000 标方碱性电解槽生产线已于2022 年9 月投产，2023 年可望达产200 台套，3 年达产500 台套。2023 年1 月4 日，亿利洁能与国家电投合作的鄂尔多斯0.4GW 风光制氢一体化示范项目获批，可望6 月开工建设。目前，公司着力实现沙漠新能源与氢储新材料的融合，正在推动投资建设三个低碳产业基地，包括库布其阳光谷5GW 风光氢储新材料低碳产业基地、甘肃阳光谷5GW 立体生态光伏治沙低碳产业基地、上海庙阳光谷5GW 风光氢储新材料低碳产业基地。
华光环能（.SH）尚处于布局培育阶段，产品尚未商业化。公司在选择氢能业务方向时考虑公司自身装备制造的优势，选择在上游制氢环节切入，主攻碱性水电解槽制氢技术、装备及系统集成。2022 年10 月，公司成功研发30Nm3 /h 的碱性电解槽制氢设备；2023 年第一季度， /h 的碱性电解槽制氢设备成功下线，但两款设备均未形成订单，均未进入商业化应用。
双良节能（.SH）成立氢能研究中心，重点聚焦制氢技术。双良集团积极布局氢能产业，成立氢能产业专业技术研究机构——氢能研究中心，规划氢能产业链技术研发，布局上游电解制氢技术、储氢技术，以及下游氢气高效利用技术。双良绿电制氢装备智造基地规划厂房面积超，能够实现年化1000m³/h-1500m³/h 电解槽100 台套的产能，预计可实现产值10 亿元。2022 年9 月，子公司双良新能源首套³/h 绿电智能制氢系统成功下线，为用能终端实现绿色低碳转型提供氢能支撑.
（二）储氢：多家公司掌握IV 型瓶生产技术
富瑞特装（.SZ）早早布局储氢管，近年又开拓氢燃料电池产业链相关产品。公司早在2016 年6 月便积极布局氢能源产业公司，其控股56%的张家港富瑞氢能装备有限公司于2016 年6 月成立，主要经营范围是高压储氢瓶、车载供氢系统和加氢站等氢能装备。2022 年1 月，公司出资成立合资公司上海富瑞氢新能源科技有限公司，占51%股权，用产业的机遇，专业从事研发制造各类氢燃料电池系统配套零部件产品。除目前量产的高压车载氢阀外，正积极研发氢燃料电池车用的液氢供氢系统、增湿回路等核心零部件，并衍生开发液氢产业链的关键装备及部件。公司于2021 年6 月投建氢能试验检测中心，计划2023 年投入运营，建成后中心业务主要包括:燃料电池关键零部件测试、燃料电池车载供氢系统测试、燃料电池零部件耐久测试、燃料电池HiL 测试等。
京城股份（.SH）在氢燃料储氢瓶技术领域处于领先地位，募资迅速提升III 型瓶、IV 型瓶产能。公司下属的天海工业公司于2021 年5 月推出具有完全自主知识产权的新一代车载储氢气瓶——IV 型瓶。该产品与同规格III 型瓶相比重量可降低约30%，质量储氢密度更高，为氢燃料电池汽车提供了轻量化车载供氢系统新选择。目前，京城股份已建成一条柔性化IV 型瓶生产线。生产线设计产能为年产一万支气瓶，后续会随市场需求而进行扩容。此外，京城股份所生产的35MPa 高压铝内胆碳纤维全缠绕复合气瓶（储氢气瓶）也已批量应用于氢燃料电池汽车领域，70MPa 高压储氢气瓶承担北京科委和国家科技部等重点项目，目前已完成研制工作。
中材科技（.SZ）氢储运全面开花，三型、四型、站用储氢、运氢皆有成果，稳步推进氢气瓶产业拓量增收。中材科技在氢储运领域出色成绩，离不开子公司中材科技（苏州）有限公司的大力布局。公司储氢技术相关专利有8 项。公司重点布局70MPa 氢气瓶产业化、站用储氢容器、管束式集装箱运氢产品和70MPa 加氢站用储氢容器等核心技术开发，已系统掌握各压力等级加氢站用储氢容器成套技术，填补国内空白，实现行业引领。
（三）加氢：行业内公司多从压缩机切入加氢领域
厚普股份（.SZ）成立多个子公司全面布局氢能领域，是国内重点加氢站集成商之一。公司在氢能方面布局包括氢能加注设备的研发、生产和集成以及氢能源等相关工程的EPC，在加注领域拥有完整产品系列，业务稳定发展。在氢气核心部件研制上，公司已实现高压气氢、液氢、固态储氢三种储氢方式的布局，参与北京冬奥会4 座加氢站、北京大兴氢能科技园加氢站、马来西亚电氢合建站项目、山西鹏飞集团鹏湾氢港一期2万吨焦炉煤气制氢项目、三峡集团制储运加加氢站EPC 项目等多个大型氢能项目。此外，公司积极研发布局低压固态储氢装备和活塞式氢气压缩机，持续投入研发，目前低压固态储氢装备已通过小批量测试，活塞式氢气压缩机已经完成1000 小时的连续运行测试。
石化机械（.SZ）是油气装备重点公司，战略目标是跟进中国石化打造“中国第一氢能公司”。公司紧跟中石化集团公司氢能重点工作布署，致力于打造成为中国石化氢能关键装备的研发、制造和服务基地。公司已研制了系列化压缩机，覆盖加氢站和供氢中心，并形成了加氢站成套装备解决方案能力，于2021 年11 月为中国石化首座自主建设的以氢能为主、集合多种能源为一体的综合加能站——湖北石油武汉群力综合加能站，提供了安全、规范、高效的加氢成套解决方案。同时，公司正在开展制氢装备、输氢管线等规划和研究。根据公司2023 年1 月17 日发布的投资者问答，中国石化到2025 年将建成保底600 座、力争1000 座加氢站，总加注能力12 万吨/年的加氢站网络，截至2022 年底，中石化已在全国建成98 座加氢站。公司有望深度受益于母公司的加氢站建设规划。
雪人股份（.SZ）在“加氢+氢燃料电池”双发力，但目前氢能领域收入占比较小。在氢能燃料电池汽车产业中的两条主链，公司目前均已实现布局。在氢气端产业链上，公司技术储备已拥有“储氢、运氢、加氢装备及液氢装备技术”；在车辆端产业链上，拥有“燃料电池系统集成、空压机及氢循环泵等核心零部件技术”。公司空压机技术优势全球领先，系列化产品已在国内实现量产，推动成本大幅降低。公司氢燃料电池系统已搭载在厦门金龙、厦门金旅等车企的氢能源车辆上。同时，公司积极推动加氢站建设运营，在福州建设固定式加氢站，并参与行业标准制定。
开山股份（.SZ）深耕于压缩机领域，加盟氢能领域将打开新局面。开山股份借助压缩机业务切入氢能业务，压缩机在氢能社会有丰富的应用。压力为30-80bar 的压缩机，用于氢气管网输送或天然气掺氢输送； 压缩机可用于氢气高压储存；350- 压缩机用于加氢站。公司于2016 年4 月收购了奥地利LMF95.5%股份，并于2023 年全资拥有了该公司。LMF 是全球领先的专业制造高压往复式压缩机的著名企业，近两年签下了多笔来自德国、英国、俄罗斯和荷兰的氢气压缩机订单。
（四）氢燃料电池：亿华通以燃料电池起家，雄韬股份从蓄电池切入