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氫能熱值高、清潔、來源多樣，與電力一同被視為支撐未來能源轉型的兩大二次能源之一。除清潔環保外，氫能相比電能還具有便于存儲、應用面廣的優點，是實現電力、熱力、液體燃料等能源品種之間轉化的理想媒介，也是構建未來智慧能源系統不可或缺的組成部分。美國、日本、德國等世界主要發達國家高度重視氫能技術與產業的發展，紛紛將氫能發展提升到國家戰略層面，出臺氫能發展規劃，氫能制、儲、運、用相關技術與裝備逐步成熟，氫能開發與利用開始具備商業化推廣條件。
我國政府于2011年以來相繼發布《“十三五”戰略性新興產業發展規劃》《能源技術革命創新行動計劃（2016～2030年）》《節能與新能源汽車產業發展規劃（2012～2020年）》《中國制造2025》等頂層規劃，引導并鼓勵氫能及燃料電池產業發展。截至2018年底，全國累計推廣氫燃料電池車約3500輛，建設加氫站23座。一些地方和企業引進消化吸收國外先進技術，加大自主研發投入力度，聚焦重載貨車、大型客車等細分領域，積極探索適合我國國情的氫能及燃料電池產業發展路徑。
盡管發展前景廣闊，但現階段我國氫能發展也面臨氫能生產和儲運技術路線龐雜、經濟性偏低、市場前景不清晰等問題。例如氫能的來源眾多，包括煤、天然氣、石油、太陽能、風能、海洋能、生物質、微生物、核能、等離子、氨分解、醇類和烴類化合物等十幾種。紛繁的生產技術路線和應用場景也給扶持政策制定帶來較大挑戰。氫氣的能量密度是汽油的三倍以上，可廣泛應用于交通、工業、商業、住宅等用能領域，尤其在道路貨運、重型機械、航運、航空等大容量、高能量密度場景，相比電能具有更廣的理論適用性。與此同時，不同制氫方式的經濟性取決于一次能源成本，氫能在各種應用場景經濟性又取決于對標技術路線（如基于電力的鋰電池）的成本和用戶接受度，加之當前氫能儲運規模較小、儲運成本數據不足等問題，系統的氫能供應鏈經濟性分析較為困難，給企業相關決策帶來較大障礙。因此，如何對氫能應用規模和經濟性水平進行有效評估已成為實現氫能商業行業化發展過程中不可忽視的問題。
（一）制氫成本
我國作為世界第一產氫大國，產能超過2000萬噸/年。煤、天然氣、石油等化石燃料生產的氫氣占了將近70%，工業副產氣體制得氫氣約占30%，電解水占不到1%。我國制氫潛力巨大，煤炭、天然氣制氫幾乎不受資源約束，焦炭、氯堿、甲醇、合成氨的副產氫氣產能也超過千萬噸，2018年全國可再生能源棄電量為1023億千瓦時，理論制氫潛力達到186萬噸。
在各類制氫技術路線中，化石燃料制氫技術具有技術成熟、成本較低等優點，但也面臨碳排放量高、氣體雜質含量高等問題。我國煤制氫技術成熟，已實現商業化且具有明顯成本優勢（0.8～1.2元/標準立方米），適合大規模制氫，且我國煤炭資源豐富，煤制氫是我國當前主要的制氫方式。天然氣制氫成本受原料價格影響較大，綜合成本略高于煤制氫（0.8～1.5元/標準立方米），主要適用于大規模制氫，但也存在碳排放問題，同時我國天然氣大量依賴進口，原料相對較難以保證。雖然未來碳捕捉技術有望解決CO2排放問題，但也會增加制氫成本。此外，化石燃料制氫技術生產的氣體雜質成分多，如果要應用于燃料電池還需要進一步的提純，增加純化成本。
工業副產氫制氫盡管提純工藝相對復雜，但具有技術成熟、成本低、環境相對友好等優點，有望成為近期高純氫氣的重要來源。工業副產氫制氫指利用含氫工業尾氣為原料制氫的生產方式。工業含氫尾氣主要包括焦爐煤氣、氯堿副產氣、煉廠干氣、合成甲醇及合成氨弛放氣等，一般用于回爐助燃或化工生產等用途，利用效率低，有較高比例的富余。目前采用變壓吸附技術（PSA）的焦爐煤氣制氫、氯堿尾氣制氫等裝置已經得到推廣應用，氫氣提純成本僅0.2元/立方米，計入綜合成本后仍具有明顯的經濟性優勢。
電解水制氫技術成熟、氫氣純度高且環境友好，但是制氫成本高。電解水制氫技術主要包括堿性電解水制氫、固體質子交換膜電解水（SPE）制氫和固態氧化物電解水（SOEC）制氫。我國堿性電解水制氫技術早已成熟，是目前最成熟的電解水制氫方法，但成本仍然偏高。目前生產1立方米氫氣需要消耗大約5～5.5千瓦時電能，即使采用低谷電制氫（電價取0.25元/千瓦時），加上電費以外的固定成本（約0.5元/立方米），則目前制氫綜合成本至少在1.7元/立方米。SPE制氫技術在國外已進入市場導入階段，但與SOEC技術一樣，在國內還都處于研發階段。與堿性電解水制氫技術相比，SPE制氫設備價格高出數倍，但具有對負荷變化響應速度快的特點，更適應可再生能源發電間歇性、波動性、隨機性的特點，有望在裝備成本降低后，成為未來更具市場前景的電解水制氫技術。總體而言，電解水制氫高靈活性和高成本的特點決定了其更適合在分布式場景進行現場制氫。
（二）儲運成本
高壓氣態儲氫是目前氫氣儲存的主要方式，具有容器結構簡單、能耗較低、充放速度快等優點。按照氫氣狀態的不同以及技術發展的不同階段，目前國內外氫氣儲運方式可分為三大類：一是壓縮氣態儲存技術，這是目前國內外最成熟的技術。根據氫氣壓力級別不同，可分為低壓、中壓和高壓三類。其中，低壓儲罐一般用于就地儲存，常見為15兆帕低壓儲罐；中壓儲罐通常儲存壓力為16兆帕～45兆帕，可用于加氫站的固定式儲氫或其他對空間要求比較苛刻的場景；國內高壓儲罐最高設計壓力為98兆帕，主要用于加氫站的固定式儲氫。
對于車載儲氫來說，目前常用的儲氫罐壓力為35兆帕和70兆帕，國際上70兆帕車載儲氫技術成熟，已被應用于乘用車并已實現商業化應用；國內目前還普遍使用35兆帕車載儲氫罐，還未形成70兆帕車載儲氫罐使用標準。二是液氫技術，目前國外已經推廣應用，國內只用于航天領域。液氫儲氫罐的優勢是儲氫密度大，按每立方米液氫儲罐可儲存70公斤（90兆帕高壓氣態儲氫罐儲存47公斤氫氣），但液氫液化過程能耗高，折合每千克氫氣耗電約13千瓦時，且外部侵入熱量會造成每天約1%的蒸發損失。三是固體儲氫和有機液體儲氫材料技術，國內外均仍處于研究開發階段。固體儲氫指各種類型的儲氫合金或金屬氫化物吸附儲氫，這類儲氫材料體積較小，因此體積儲氫密度高且壓力小，使用安全。但固態儲氫技術要實現應用，還需要進一步提高質量儲氫密度、降低釋氫溫度以及提高使用壽命等。有機液體儲氫，一般具有儲氫密度較高和運輸方便的優點，如果能在降低放氫溫度、減少能量消耗等方面獲得突破性進展，將有望得到推廣應用。
氫輸送技術主要包括高壓氣態輸送、管道輸氫和液態氫輸送。高壓氣態氫氣輸送技術將氫氣增壓至20兆帕至40兆帕左右充裝到大容積氣瓶組，以長管拖車從制氫廠運送至使用廠家或加氫站。通常每輛長管拖車的載運氫氣量約300～500公斤，由于拖車裝運的氫氣重量只占運輸總重量的1%～2%，運輸效率較低，因此高壓氣態輸氫技術適用于運輸距離較近（不超過150公里）和輸送量較低的場景，國內加氫站的外進氫氣目前均采用長管拖車進行運輸。管道運輸則適用于大規模、長距離的氫氣運輸，可有效降低運輸成本。隨著氫能產業的快速發展，新建輸氫管網可以滿足巨大的用氫需求，是大規模、長距離氫氣運輸的發展趨勢。液氫運輸是將液氫裝在壓力通常為0.6兆帕的專用低溫絕熱槽罐內，利用卡車、機車和船舶進行運輸。每輛汽車的液氫裝載量超過2000公斤，經濟運輸距離超過500公里，具有氫氣運輸量較大，運輸距離較遠的優點，但是制取液氫的能耗較大，并且液氫儲存、輸送過程均有一定的蒸發損耗。液氫輸送技術較為成熟，國外應用也已經有一定規模；而國內由于相關的法規標準欠缺，暫時沒有液氫卡車罐車，僅有液氫鐵路罐車。
綜上所述，氫氣儲運方式的選擇需根據需求量、運輸距離綜合考慮：氣態長管拖車運輸適合用于短距離和300千克/天需求量加氫站，目前高壓儲氫罐拖車運輸百公里儲運成本為20元/公斤，占終端氫氣售價約50%；液氫儲運適用于長距離運輸和大于500千克/天需求量加氫站；管道運輸適合大于1000千克/天需求量加氫站。固態儲氫材料和有機液體儲氫是氫氣儲存與運輸的重要研究方向，目前都處于研發或小規模示范運用階段。
（三）加注成本
加氫站的運營成本主要包括氫氣采購、運輸、氫氣存儲，加氫站能耗及人員成本等。加氫站儲氣系統的儲氫容器、儲氫壓力是其主要技術指標。目前35兆帕加氫站高壓儲氫容器工作壓力為45兆帕。70兆帕加氫站高壓儲氫容器工作壓力為87.5兆帕。由于目前加氫站建設數量少，各類成本無法形成行業標準。以國內某示范項目為例，其45兆帕，300標準立方米/小時壓縮機成本為60萬元，45兆帕和25兆帕儲氫瓶成本分別為50萬元和10萬元，35兆帕加氫機成本為65萬元，長罐拖車成本120萬元，加之其他管束、監控、站內制氫等周邊成本，加氫站（4壓縮機×4儲氫瓶）綜合建站成本超過1000萬元（不含土地）。
國內目前正在規劃、建設中的加氫站大約有20座以上，加氫能力大都小于400公斤/天，屬于示范型加氫站。以400公斤/天的加氫站為例計算，車載儲氫量為4公斤，則可服務100輛轎車；公共交通客車百公里耗氫量按照８公斤計算，車載儲氫量為25公斤，則可服務16輛公共交通客車。相比單個加油站平均服務上千輛汽車，加氫站單站的供應能力明顯偏小。單站供應能力將影響到加氫站的經濟性，考慮加氫站投資運營環節，目前氫氣儲運及加注占總成本近70%。隨著氫能應用規模的擴大和管道運輸的引入，未來氫能儲運和加注成本有較大下降潛力。
（一）交通應用
目前不論是乘用還是商用車輛，氫燃料電池汽車成本都明顯高于燃油和純電動車型。但燃料電池的功率單元（燃料電池電堆）和能量單元（儲氫系統）彼此分離，其中功率單元成本較高。因此，若燃料電池電堆成本有所下降，在功率/能量之比較低的應用場景中，其相比于純電動車型的經濟性優勢或將顯現。
例如，同為100千瓦/50千瓦時的乘用車動力系統，若2025年鋰離子電池和燃料電池系統成本分別降至100美元/千瓦時和50美元/千瓦，則兩種動力系統的成本相當，同為5000美元，但電動汽車充電成本（0.12元/公里）明顯低于燃料電池汽車加氫成本（0.3元/公里），燃料電池乘用車TCO經濟性仍顯不足。與乘用車不同，貨運場景功率需求/能量需求比明顯更低。目前柴油重卡發動機功率在200～300千瓦之間，油箱油量等效電量約為750千瓦時，較高的能量需求可體現燃料電池汽車儲氫成本低的特點。目前由于燃料電池成本較高（5000元/千瓦），其單位出行里程綜合成本高出電動重卡約3元/公里。隨著燃料電池電堆成本的下降，其儲氫系統低成本的優勢將逐漸顯現。若2030年燃料電池電堆成本下降至250元/千瓦，燃料電池重卡車輛的綜合成本將有望與同級別電動車型基本持平。
燃料電池動力系統能夠取代傳統軌道交通車輛用大功率柴油發電機組或弓網受流系統，顯著降低基礎設施投資，具有高效率、無污染、低噪音和環境兼容性強等優點。2015年，世界首列氫能源現代有軌電車在中車青島四方機車車輛股份有限公司成功下線，中車四方股份公司在此基礎上開發了燃料電池有軌電車示范車，并于2017年3月份與佛山市高明現代軌道交通建設投資有限公司簽訂了佛山市高明區現代有軌電車示范線項目首期工程總包供貨合同，將為項目提供8列氫燃料電池有軌電車等設備。這是迄今為止，全球首個落地的氫能源現代有軌電車市場訂單，示范車使用模塊化設計，可2～5輛靈活編組，車輛續航超過100公里，目前中車正在開發凈輸出功率為100千瓦的燃料電池電堆和350千瓦的動力系統，預期于2020年，可將模塊化設計的燃料電池系統作為有軌電車、輕軌、小功率調車機車及特種車輛的主動力進行應用，但與實際商業推廣仍有較大差距。預計燃料電池有軌電車在2030年前以技術示范為主。
與國外先進國家相比，國內船用氫燃料電池系統還未有示范應用，其法規規范符合性研究不足，技術成熟度有待提高，工程化方面的部分關鍵技術有待突破。目前船用燃料電池動力系統可作為推進動力和輔助動力裝置，應用于內河、內湖和近海的游船和游艇，滿足該類型船舶對節能減排和提升船舶舒適度的需求。預計近期國內船運氫能將處于研發和示范階段，有望在2030年后開始市場化推廣。
（二）工業應用
目前我國年產氫氣2100萬噸左右，主要應用于合成氨、合成甲醇和石油煉化等化工行業。預計傳統用氫領域氫能需求隨市場變化有所波動，但大體保持穩定，其中合成氨工業氫能需求在2030年前有所增加。隨著鋼鐵行業減煤壓力日益趨緊，氫氣在鋼鐵行業中的需求量有望快速增加。
燃料電池叉車在部分發達國家已開始商業化運營。在國內，內燃機叉車仍占據絕對主導，電動叉車尚處于發展期，燃料電池叉車基本屬于空白。2015年我國叉車銷量達33萬臺，國內企業已開始向國外提供叉車用燃料電池的關鍵零部件。憑借其氫能加注速度快、無排放等優勢，預計燃料電池叉車有望在2020年后逐步啟動商業化運營。
礦山機械是能源消耗大戶，地下裝載機除了能耗高，加上柴油機的廢氣污染，必須加強地下巷道的通風，從而提高了采礦成本。電動地下裝載機解決了排放問題，但因電纜與架線問題，大大限制了設備使用范圍。蓄電池地下裝載機雖沒有排放問題，也沒有電纜與架線問題，但充電時間長、壽命短等因素制約著它的使用。燃料電池則提供了一個無排放、無污染、靈活性好、壽命長的解決方案。
（三）建筑應用
目前，我國建筑普遍存在耗能大，效率低，圍護結構的保溫隔熱性能不高等問題，并具有夏季空調用電量大，冬季采暖能耗高等特點。天然氣重整制氫用于燃料電池熱電聯產，不僅可以有效降低天然氣終端利用的排放強度，且具有多能互補、能綜合效高、保障供能可靠性等方面的優點，未來具有一定市場推廣空間。此外，當前我國應急（EPS）與備用電源（UPS）市場主要以鉛酸電池為主，部分企業也開始采購退役動力電池開展基站備電技術示范，采用氫能的燃料電池可作為用戶側作為應急或備用電源的備選方案。
（四）電力系統應用
雖然傳統的靈活性資源（電池、抽水蓄能）可以滿足較短時間尺度的調節，但隨著可再生能源滲透率達到一定高度，季節性調峰必不可少。基于燃料電池和儲氫技術，氫能可將功率和能量單元進行分離，大幅降低了大規模能量存儲的邊際成本。其次，氫能可在不同能源網絡之間進行轉化，可將可再生能源與化石燃料轉化成電力和熱力，也可通過逆反應產生氫燃料替代化石燃料或進行能源存儲，從而實現了不同能源網絡之間的協同優化。第三，氫能可與二氧化碳結合，通過合成氣的方式聯結能源及化工部門，實現能量在更大尺度上的優化運行。因此，基于氫能的多能互補也是實現未來高比例可再生能源的重要能源系統運行方式。
結論及展望
總體而言，氫能供應鏈環節較多、技術路線復雜、應用場景多樣。在制氫環節，化石燃料制氫技術具有技術成熟、成本較低等優點，是當前最主要的氫氣生產方式，但是面臨碳排放量高、氣體雜質含量高等問題。工業副產氫制氫盡管提純工藝相對復雜，但具有技術成熟、成本低、環境相對友好等優點，是目前及未來一段時期內高純氫氣的重要來源。電解水制氫技術成熟、氫氣純度高且環境友好，但制氫成本高，大規模推廣取決于可再生能源發電成本的持續下降。儲運和加注方面，目前國內氫能儲運基本采用高壓氫氣技術路線，低溫液態儲氫、固態儲氫、有機液體儲氫仍處在研發示范階段，儲運和加注成本在終端售價中的比例仍然偏高。應用方面，近中期氫能應用將主要集中在商車用領域。隨著燃料電池成本的下降，部分公交、物流及重卡氫燃料汽車有望在2030年前從技術示范過渡至商業化運行。在部分化工（鋼鐵、合成氨、合成甲醇）、叉車、重型機械等領域，氫能也有望得到一定推廣。長遠而言，降低供應成本和減少生命周期排放將是氫能發展長期需要面對的課題，而與可再生能源和電力系統儲能相結合的發展思路或將給氫能的可持續發展提供一條現實路徑。
我國政府于2011年以來相繼發布《“十三五”戰略性新興產業發展規劃》《能源技術革命創新行動計劃（2016～2030年）》《節能與新能源汽車產業發展規劃（2012～2020年）》《中國制造2025》等頂層規劃，引導并鼓勵氫能及燃料電池產業發展。截至2018年底，全國累計推廣氫燃料電池車約3500輛，建設加氫站23座。一些地方和企業引進消化吸收國外先進技術，加大自主研發投入力度，聚焦重載貨車、大型客車等細分領域，積極探索適合我國國情的氫能及燃料電池產業發展路徑。
盡管發展前景廣闊，但現階段我國氫能發展也面臨氫能生產和儲運技術路線龐雜、經濟性偏低、市場前景不清晰等問題。例如氫能的來源眾多，包括煤、天然氣、石油、太陽能、風能、海洋能、生物質、微生物、核能、等離子、氨分解、醇類和烴類化合物等十幾種。紛繁的生產技術路線和應用場景也給扶持政策制定帶來較大挑戰。氫氣的能量密度是汽油的三倍以上，可廣泛應用于交通、工業、商業、住宅等用能領域，尤其在道路貨運、重型機械、航運、航空等大容量、高能量密度場景，相比電能具有更廣的理論適用性。與此同時，不同制氫方式的經濟性取決于一次能源成本，氫能在各種應用場景經濟性又取決于對標技術路線（如基于電力的鋰電池）的成本和用戶接受度，加之當前氫能儲運規模較小、儲運成本數據不足等問題，系統的氫能供應鏈經濟性分析較為困難，給企業相關決策帶來較大障礙。因此，如何對氫能應用規模和經濟性水平進行有效評估已成為實現氫能商業行業化發展過程中不可忽視的問題。
氫能供應鏈成本分析
（一）制氫成本
我國作為世界第一產氫大國，產能超過2000萬噸/年。煤、天然氣、石油等化石燃料生產的氫氣占了將近70%，工業副產氣體制得氫氣約占30%，電解水占不到1%。我國制氫潛力巨大，煤炭、天然氣制氫幾乎不受資源約束，焦炭、氯堿、甲醇、合成氨的副產氫氣產能也超過千萬噸，2018年全國可再生能源棄電量為1023億千瓦時，理論制氫潛力達到186萬噸。
在各類制氫技術路線中，化石燃料制氫技術具有技術成熟、成本較低等優點，但也面臨碳排放量高、氣體雜質含量高等問題。我國煤制氫技術成熟，已實現商業化且具有明顯成本優勢（0.8～1.2元/標準立方米），適合大規模制氫，且我國煤炭資源豐富，煤制氫是我國當前主要的制氫方式。天然氣制氫成本受原料價格影響較大，綜合成本略高于煤制氫（0.8～1.5元/標準立方米），主要適用于大規模制氫，但也存在碳排放問題，同時我國天然氣大量依賴進口，原料相對較難以保證。雖然未來碳捕捉技術有望解決CO2排放問題，但也會增加制氫成本。此外，化石燃料制氫技術生產的氣體雜質成分多，如果要應用于燃料電池還需要進一步的提純，增加純化成本。
工業副產氫制氫盡管提純工藝相對復雜，但具有技術成熟、成本低、環境相對友好等優點，有望成為近期高純氫氣的重要來源。工業副產氫制氫指利用含氫工業尾氣為原料制氫的生產方式。工業含氫尾氣主要包括焦爐煤氣、氯堿副產氣、煉廠干氣、合成甲醇及合成氨弛放氣等，一般用于回爐助燃或化工生產等用途，利用效率低，有較高比例的富余。目前采用變壓吸附技術（PSA）的焦爐煤氣制氫、氯堿尾氣制氫等裝置已經得到推廣應用，氫氣提純成本僅0.2元/立方米，計入綜合成本后仍具有明顯的經濟性優勢。
電解水制氫技術成熟、氫氣純度高且環境友好，但是制氫成本高。電解水制氫技術主要包括堿性電解水制氫、固體質子交換膜電解水（SPE）制氫和固態氧化物電解水（SOEC）制氫。我國堿性電解水制氫技術早已成熟，是目前最成熟的電解水制氫方法，但成本仍然偏高。目前生產1立方米氫氣需要消耗大約5～5.5千瓦時電能，即使采用低谷電制氫（電價取0.25元/千瓦時），加上電費以外的固定成本（約0.5元/立方米），則目前制氫綜合成本至少在1.7元/立方米。SPE制氫技術在國外已進入市場導入階段，但與SOEC技術一樣，在國內還都處于研發階段。與堿性電解水制氫技術相比，SPE制氫設備價格高出數倍，但具有對負荷變化響應速度快的特點，更適應可再生能源發電間歇性、波動性、隨機性的特點，有望在裝備成本降低后，成為未來更具市場前景的電解水制氫技術。總體而言，電解水制氫高靈活性和高成本的特點決定了其更適合在分布式場景進行現場制氫。
（二）儲運成本
高壓氣態儲氫是目前氫氣儲存的主要方式，具有容器結構簡單、能耗較低、充放速度快等優點。按照氫氣狀態的不同以及技術發展的不同階段，目前國內外氫氣儲運方式可分為三大類：一是壓縮氣態儲存技術，這是目前國內外最成熟的技術。根據氫氣壓力級別不同，可分為低壓、中壓和高壓三類。其中，低壓儲罐一般用于就地儲存，常見為15兆帕低壓儲罐；中壓儲罐通常儲存壓力為16兆帕～45兆帕，可用于加氫站的固定式儲氫或其他對空間要求比較苛刻的場景；國內高壓儲罐最高設計壓力為98兆帕，主要用于加氫站的固定式儲氫。
對于車載儲氫來說，目前常用的儲氫罐壓力為35兆帕和70兆帕，國際上70兆帕車載儲氫技術成熟，已被應用于乘用車并已實現商業化應用；國內目前還普遍使用35兆帕車載儲氫罐，還未形成70兆帕車載儲氫罐使用標準。二是液氫技術，目前國外已經推廣應用，國內只用于航天領域。液氫儲氫罐的優勢是儲氫密度大，按每立方米液氫儲罐可儲存70公斤（90兆帕高壓氣態儲氫罐儲存47公斤氫氣），但液氫液化過程能耗高，折合每千克氫氣耗電約13千瓦時，且外部侵入熱量會造成每天約1%的蒸發損失。三是固體儲氫和有機液體儲氫材料技術，國內外均仍處于研究開發階段。固體儲氫指各種類型的儲氫合金或金屬氫化物吸附儲氫，這類儲氫材料體積較小，因此體積儲氫密度高且壓力小，使用安全。但固態儲氫技術要實現應用，還需要進一步提高質量儲氫密度、降低釋氫溫度以及提高使用壽命等。有機液體儲氫，一般具有儲氫密度較高和運輸方便的優點，如果能在降低放氫溫度、減少能量消耗等方面獲得突破性進展，將有望得到推廣應用。
氫輸送技術主要包括高壓氣態輸送、管道輸氫和液態氫輸送。高壓氣態氫氣輸送技術將氫氣增壓至20兆帕至40兆帕左右充裝到大容積氣瓶組，以長管拖車從制氫廠運送至使用廠家或加氫站。通常每輛長管拖車的載運氫氣量約300～500公斤，由于拖車裝運的氫氣重量只占運輸總重量的1%～2%，運輸效率較低，因此高壓氣態輸氫技術適用于運輸距離較近（不超過150公里）和輸送量較低的場景，國內加氫站的外進氫氣目前均采用長管拖車進行運輸。管道運輸則適用于大規模、長距離的氫氣運輸，可有效降低運輸成本。隨著氫能產業的快速發展，新建輸氫管網可以滿足巨大的用氫需求，是大規模、長距離氫氣運輸的發展趨勢。液氫運輸是將液氫裝在壓力通常為0.6兆帕的專用低溫絕熱槽罐內，利用卡車、機車和船舶進行運輸。每輛汽車的液氫裝載量超過2000公斤，經濟運輸距離超過500公里，具有氫氣運輸量較大，運輸距離較遠的優點，但是制取液氫的能耗較大，并且液氫儲存、輸送過程均有一定的蒸發損耗。液氫輸送技術較為成熟，國外應用也已經有一定規模；而國內由于相關的法規標準欠缺，暫時沒有液氫卡車罐車，僅有液氫鐵路罐車。
綜上所述，氫氣儲運方式的選擇需根據需求量、運輸距離綜合考慮：氣態長管拖車運輸適合用于短距離和300千克/天需求量加氫站，目前高壓儲氫罐拖車運輸百公里儲運成本為20元/公斤，占終端氫氣售價約50%；液氫儲運適用于長距離運輸和大于500千克/天需求量加氫站；管道運輸適合大于1000千克/天需求量加氫站。固態儲氫材料和有機液體儲氫是氫氣儲存與運輸的重要研究方向，目前都處于研發或小規模示范運用階段。
（三）加注成本
加氫站的運營成本主要包括氫氣采購、運輸、氫氣存儲，加氫站能耗及人員成本等。加氫站儲氣系統的儲氫容器、儲氫壓力是其主要技術指標。目前35兆帕加氫站高壓儲氫容器工作壓力為45兆帕。70兆帕加氫站高壓儲氫容器工作壓力為87.5兆帕。由于目前加氫站建設數量少，各類成本無法形成行業標準。以國內某示范項目為例，其45兆帕，300標準立方米/小時壓縮機成本為60萬元，45兆帕和25兆帕儲氫瓶成本分別為50萬元和10萬元，35兆帕加氫機成本為65萬元，長罐拖車成本120萬元，加之其他管束、監控、站內制氫等周邊成本，加氫站（4壓縮機×4儲氫瓶）綜合建站成本超過1000萬元（不含土地）。
國內目前正在規劃、建設中的加氫站大約有20座以上，加氫能力大都小于400公斤/天，屬于示范型加氫站。以400公斤/天的加氫站為例計算，車載儲氫量為4公斤，則可服務100輛轎車；公共交通客車百公里耗氫量按照８公斤計算，車載儲氫量為25公斤，則可服務16輛公共交通客車。相比單個加油站平均服務上千輛汽車，加氫站單站的供應能力明顯偏小。單站供應能力將影響到加氫站的經濟性，考慮加氫站投資運營環節，目前氫氣儲運及加注占總成本近70%。隨著氫能應用規模的擴大和管道運輸的引入，未來氫能儲運和加注成本有較大下降潛力。
氫能應用前景分析
（一）交通應用
目前不論是乘用還是商用車輛，氫燃料電池汽車成本都明顯高于燃油和純電動車型。但燃料電池的功率單元（燃料電池電堆）和能量單元（儲氫系統）彼此分離，其中功率單元成本較高。因此，若燃料電池電堆成本有所下降，在功率/能量之比較低的應用場景中，其相比于純電動車型的經濟性優勢或將顯現。
例如，同為100千瓦/50千瓦時的乘用車動力系統，若2025年鋰離子電池和燃料電池系統成本分別降至100美元/千瓦時和50美元/千瓦，則兩種動力系統的成本相當，同為5000美元，但電動汽車充電成本（0.12元/公里）明顯低于燃料電池汽車加氫成本（0.3元/公里），燃料電池乘用車TCO經濟性仍顯不足。與乘用車不同，貨運場景功率需求/能量需求比明顯更低。目前柴油重卡發動機功率在200～300千瓦之間，油箱油量等效電量約為750千瓦時，較高的能量需求可體現燃料電池汽車儲氫成本低的特點。目前由于燃料電池成本較高（5000元/千瓦），其單位出行里程綜合成本高出電動重卡約3元/公里。隨著燃料電池電堆成本的下降，其儲氫系統低成本的優勢將逐漸顯現。若2030年燃料電池電堆成本下降至250元/千瓦，燃料電池重卡車輛的綜合成本將有望與同級別電動車型基本持平。
燃料電池動力系統能夠取代傳統軌道交通車輛用大功率柴油發電機組或弓網受流系統，顯著降低基礎設施投資，具有高效率、無污染、低噪音和環境兼容性強等優點。2015年，世界首列氫能源現代有軌電車在中車青島四方機車車輛股份有限公司成功下線，中車四方股份公司在此基礎上開發了燃料電池有軌電車示范車，并于2017年3月份與佛山市高明現代軌道交通建設投資有限公司簽訂了佛山市高明區現代有軌電車示范線項目首期工程總包供貨合同，將為項目提供8列氫燃料電池有軌電車等設備。這是迄今為止，全球首個落地的氫能源現代有軌電車市場訂單，示范車使用模塊化設計，可2～5輛靈活編組，車輛續航超過100公里，目前中車正在開發凈輸出功率為100千瓦的燃料電池電堆和350千瓦的動力系統，預期于2020年，可將模塊化設計的燃料電池系統作為有軌電車、輕軌、小功率調車機車及特種車輛的主動力進行應用，但與實際商業推廣仍有較大差距。預計燃料電池有軌電車在2030年前以技術示范為主。
與國外先進國家相比，國內船用氫燃料電池系統還未有示范應用，其法規規范符合性研究不足，技術成熟度有待提高，工程化方面的部分關鍵技術有待突破。目前船用燃料電池動力系統可作為推進動力和輔助動力裝置，應用于內河、內湖和近海的游船和游艇，滿足該類型船舶對節能減排和提升船舶舒適度的需求。預計近期國內船運氫能將處于研發和示范階段，有望在2030年后開始市場化推廣。
（二）工業應用
目前我國年產氫氣2100萬噸左右，主要應用于合成氨、合成甲醇和石油煉化等化工行業。預計傳統用氫領域氫能需求隨市場變化有所波動，但大體保持穩定，其中合成氨工業氫能需求在2030年前有所增加。隨著鋼鐵行業減煤壓力日益趨緊，氫氣在鋼鐵行業中的需求量有望快速增加。
燃料電池叉車在部分發達國家已開始商業化運營。在國內，內燃機叉車仍占據絕對主導，電動叉車尚處于發展期，燃料電池叉車基本屬于空白。2015年我國叉車銷量達33萬臺，國內企業已開始向國外提供叉車用燃料電池的關鍵零部件。憑借其氫能加注速度快、無排放等優勢，預計燃料電池叉車有望在2020年后逐步啟動商業化運營。
礦山機械是能源消耗大戶，地下裝載機除了能耗高，加上柴油機的廢氣污染，必須加強地下巷道的通風，從而提高了采礦成本。電動地下裝載機解決了排放問題，但因電纜與架線問題，大大限制了設備使用范圍。蓄電池地下裝載機雖沒有排放問題，也沒有電纜與架線問題，但充電時間長、壽命短等因素制約著它的使用。燃料電池則提供了一個無排放、無污染、靈活性好、壽命長的解決方案。
（三）建筑應用
目前，我國建筑普遍存在耗能大，效率低，圍護結構的保溫隔熱性能不高等問題，并具有夏季空調用電量大，冬季采暖能耗高等特點。天然氣重整制氫用于燃料電池熱電聯產，不僅可以有效降低天然氣終端利用的排放強度，且具有多能互補、能綜合效高、保障供能可靠性等方面的優點，未來具有一定市場推廣空間。此外，當前我國應急（EPS）與備用電源（UPS）市場主要以鉛酸電池為主，部分企業也開始采購退役動力電池開展基站備電技術示范，采用氫能的燃料電池可作為用戶側作為應急或備用電源的備選方案。
（四）電力系統應用
雖然傳統的靈活性資源（電池、抽水蓄能）可以滿足較短時間尺度的調節，但隨著可再生能源滲透率達到一定高度，季節性調峰必不可少。基于燃料電池和儲氫技術，氫能可將功率和能量單元進行分離，大幅降低了大規模能量存儲的邊際成本。其次，氫能可在不同能源網絡之間進行轉化，可將可再生能源與化石燃料轉化成電力和熱力，也可通過逆反應產生氫燃料替代化石燃料或進行能源存儲，從而實現了不同能源網絡之間的協同優化。第三，氫能可與二氧化碳結合，通過合成氣的方式聯結能源及化工部門，實現能量在更大尺度上的優化運行。因此，基于氫能的多能互補也是實現未來高比例可再生能源的重要能源系統運行方式。
結論及展望
總體而言，氫能供應鏈環節較多、技術路線復雜、應用場景多樣。在制氫環節，化石燃料制氫技術具有技術成熟、成本較低等優點，是當前最主要的氫氣生產方式，但是面臨碳排放量高、氣體雜質含量高等問題。工業副產氫制氫盡管提純工藝相對復雜，但具有技術成熟、成本低、環境相對友好等優點，是目前及未來一段時期內高純氫氣的重要來源。電解水制氫技術成熟、氫氣純度高且環境友好，但制氫成本高，大規模推廣取決于可再生能源發電成本的持續下降。儲運和加注方面，目前國內氫能儲運基本采用高壓氫氣技術路線，低溫液態儲氫、固態儲氫、有機液體儲氫仍處在研發示范階段，儲運和加注成本在終端售價中的比例仍然偏高。應用方面，近中期氫能應用將主要集中在商車用領域。隨著燃料電池成本的下降，部分公交、物流及重卡氫燃料汽車有望在2030年前從技術示范過渡至商業化運行。在部分化工（鋼鐵、合成氨、合成甲醇）、叉車、重型機械等領域，氫能也有望得到一定推廣。長遠而言，降低供應成本和減少生命周期排放將是氫能發展長期需要面對的課題，而與可再生能源和電力系統儲能相結合的發展思路或將給氫能的可持續發展提供一條現實路徑。
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