氢能源汽车使用成本？

我国作为世界第一产氢大国，产能超过2000万吨/年。煤、天然气、石油等化石燃料生产的氢气占了将近70%，工业副产气体制得氢气约占30%，电解水占不到1%。我国制氢潜力巨大，煤炭、天然气制氢几乎不受资源约束，焦炭、氯碱、甲醇、合成氨的副产氢气产能也超过千万吨，2018年全国可再生能源弃电量为1023亿千瓦时，理论制氢潜力达到186万吨。

在各类制氢技术路线中，化石燃料制氢技术具有技术成熟、成本较低等优点，但也面临碳排放量高、气体杂质含量高等问题。我国煤制氢技术成熟，已实现商业化且具有明显成本优势(0.8～1.2元/标准立方米)，适合大规模制氢，且我国煤炭资源丰富，煤制氢是我国当前主要的制氢方式。天然气制氢成本受原料价格影响较大，综合成本略高于煤制氢(0.8～1.5元/标准立方米)，主要适用于大规模制氢，但也存在碳排放问题，同时我国天然气大量依赖进口，原料相对较难以保证。虽然未来碳捕捉技术有望解决CO2排放问题，但也会增加制氢成本。此外，化石燃料制氢技术生产的气体杂质成分多，如果要应用于燃料电池还需要进一步的提纯，增加纯化成本。

工业副产氢制氢尽管提纯工艺相对复杂，但具有技术成熟、成本低、环境相对友好等优点，有望成为近期高纯氢气的重要来源。工业副产氢制氢指利用含氢工业尾气为原料制氢的生产方式。工业含氢尾气主要包括焦炉煤气、氯碱副产气、炼厂干气、合成甲醇及合成氨弛放气等，一般用于回炉助燃或化工生产等用途，利用效率低，有较高比例的富余。目前采用变压吸附技术(PSA)的焦炉煤气制氢、氯碱尾气制氢等装置已经得到推广应用，氢气提纯成本仅0.2元/立方米，计入综合成本后仍具有明显的经济性优势。

电解水制氢技术成熟、氢气纯度高且环境友好，但是制氢成本高。电解水制氢技术主要包括碱性电解水制氢、固体质子交换膜电解水(SPE)制氢和固态氧化物电解水(SOEC)制氢。我国碱性电解水制氢技术早已成熟，是目前最成熟的电解水制氢方法，但成本仍然偏高。目前生产1立方米氢气需要消耗大约5～5.5千瓦时电能，即使采用低谷电制氢(电价取0.25元/千瓦时)，加上电费以外的固定成本(约0.5元/立方米)，则目前制氢综合成本至少在1.7元/立方米。SPE制氢技术在国外已进入市场导入阶段，但与SOEC技术一样，在国内还都处于研发阶段。与碱性电解水制氢技术相比，SPE制氢设备价格高出数倍，但具有对负荷变化响应速度快的特点，更适应可再生能源发电间歇性、波动性、随机性的特点，有望在装备成本降低后，成为未来更具市场前景的电解水制氢技术。总体而言，电解水制氢高灵活性和高成本的特点决定了其更适合在分布式场景进行现场制氢。

(二)、储运成本

高压气态储氢是目前氢气储存的主要方式，具有容器结构简单、能耗较低、充放速度快等优点。按照氢气状态的不同以及技术发展的不同阶段，目前国内外氢气储运方式可分为三大类：一是压缩气态储存技术，这是目前国内外最成熟的技术。根据氢气压力级别不同，可分为低压、中压和高压三类。其中，低压储罐一般用于就地储存，常见为15兆帕低压储罐;中压储罐通常储存压力为16兆帕～45兆帕，可用于加氢站的固定式储氢或其他对空间要求比较苛刻的场景;国内高压储罐最高设计压力为98兆帕，主要用于加氢站的固定式储氢。

对于车载储氢来说，目前常用的储氢罐压力为35兆帕和70兆帕，国际上70兆帕车载储氢技术成熟，已被应用于乘用车并已实现商业化应用;国内目前还普遍使用35兆帕车载储氢罐，还未形成70兆帕车载储氢罐使用标准。二是液氢技术，目前国外已经推广应用，国内只用于航天领域。液氢储氢罐的优势是储氢密度大，按每立方米液氢储罐可储存70公斤(90兆帕高压气态储氢罐储存47公斤氢气)，但液氢液化过程能耗高，折合每千克氢气耗电约13千瓦时，且外部侵入热量会造成每天约1%的蒸发损失。三是固体储氢和有机液体储氢材料技术，国内外均仍处于研究开发阶段。固体储氢指各种类型的储氢合金或金属氢化物吸附储氢，这类储氢材料体积较小，因此体积储氢密度高且压力小，使用安全。但固态储氢技术要实现应用，还需要进一步提高质量储氢密度、降低释氢温度以及提高使用寿命等。有机液体储氢，一般具有储氢密度较高和运输方便的优点，如果能在降低放氢温度、减少能量消耗等方面获得突破性进展，将有望得到推广应用。

氢输送技术主要包括高压气态输送、管道输氢和液态氢输送。高压气态氢气输送技术将氢气增压至20兆帕至40兆帕左右充装到大容积气瓶组，以长管拖车从制氢厂运送至使用厂家或加氢站。通常每辆长管拖车的载运氢气量约300～500公斤，由于拖车装运的氢气重量只占运输总重量的1%～2%，运输效率较低，因此高压气态输氢技术适用于运输距离较近(不超过150公里)和输送量较低的场景，国内加氢站的外进氢气目前均采用长管拖车进行运输。管道运输则适用于大规模、长距离的氢气运输，可有效降低运输成本。随着氢能产业的快速发展，新建输氢管网可以满足巨大的用氢需求，是大规模、长距离氢气运输的发展趋势。液氢运输是将液氢装在压力通常为0.6兆帕的专用低温绝热槽罐内，利用卡车、机车和船舶进行运输。每辆汽车的液氢装载量超过2000公斤，经济运输距离超过500公里，具有氢气运输量较大，运输距离较远的优点，但是制取液氢的能耗较大，并且液氢储存、输送过程均有一定的蒸发损耗。液氢输送技术较为成熟，国外应用也已经有一定规模;而国内由于相关的法规标准欠缺，暂时没有液氢卡车罐车，仅有液氢铁路罐车。

综上所述，氢气储运方式的选择需根据需求量、运输距离综合考虑：气态长管拖车运输适合用于短距离和300千克/天需求量加氢站，目前高压储氢罐拖车运输百公里储运成本为20元/公斤，占终端氢气售价约50%;液氢储运适用于长距离运输和大于500千克/天需求量加氢站;管道运输适合大于1000千克/天需求量加氢站。固态储氢材料和有机液体储氢是氢气储存与运输的重要研究方向，目前都处于研发或小规模示范运用阶段。

(三)、加注成本

加氢站的运营成本主要包括氢气采购、运输、氢气存储，加氢站能耗及人员成本等。加氢站储气系统的储氢容器、储氢压力是其主要技术指标。目前35兆帕加氢站高压储氢容器工作压力为45兆帕。70兆帕加氢站高压储氢容器工作压力为87.5兆帕。由于目前加氢站建设数量少，各类成本无法形成行业标准。以国内某示范项目为例，其45兆帕，300标准立方米/小时压缩机成本为60万元，45兆帕和25兆帕储氢瓶成本分别为50万元和10万元，35兆帕加氢机成本为65万元，长罐拖车成本120万元，加之其他管束、监控、站内制氢等周边成本，加氢站(4压缩机×4储氢瓶)综合建站成本超过1000万元(不含土地)。

国内目前正在规划、建设中的加氢站大约有20座以上，加氢能力大都小于400公斤/天，属于示范型加氢站。以400公斤/天的加氢站为例计算，车载储氢量为4公斤，则可服务100辆轿车;公共交通客车百公里耗氢量按照8公斤计算，车载储氢量为25公斤，则可服务16辆公共交通客车。相比单个加油站平均服务上千辆汽车，加氢站单站的供应能力明显偏小。单站供应能力将影响到加氢站的经济性，考虑加氢站投资运营环节，目前氢气储运及加注占总成本近70%。随着氢能应用规模的扩大和管道运输的引入，未来氢能储运和加注成本有较大下降潜力。

从最近公布的数据来看，日本计划到2030年对于燃料电池的开发投入将达到1万亿日元;2016年美国对于燃料电池和氢能源的研发就已经超过了7600万美元;在加州目前已经建成了31个加氢站，计划2023年将建设超过100个加氢站。其实从这些数据中我们就已经可以看出全球都已经非常重视对于燃料电池的开发和氢能源的使用。

氢能源+燃料电池的组合具有非常明显的优势。首先就是排放问题，氢能源在使用的时候与燃料电池发生反应，而排出的唯一物质就是水，这可是百分百满足国际环保排放需求。加注速度快也是其主要的优势之一，据氢能源制造企业给出的数据来看，加注100L的储氢罐只需要两分钟。从加注的速度上来说就已经可以和传统的燃油加注速度媲美，这也是目前纯电动卡车在能源补速度充上无法超越的。

续航里程在纯电动卡车上来说，一直是难以解决的问题，但是氢能源+燃料电池的组合却可以很好地解决续航里程问题。这还是依靠于氢能源的加注速度，换而言之氢能源车未来其实就跟目前的燃油车一样，只是加注的能源从燃油变成了氢能源。

首先是燃料电池的寿命问题，这是目前困扰了全球所有研究燃料电池企业的一大难题。目前即便是本田新一代燃料电池系统的寿命也仅有5000小时，算下来差不多也就是200余天。对于重卡来说如此短寿命的燃料电池当然是无法满足日常使用需求的，同时短寿命也注定需要高频率的更换燃料电池，这成本对于普通用户来说根本是无法想象的。

据了解，储存一公斤氢的乘用车氢瓶需要约1000美元。由于氢需要很大的压力来压缩，氢瓶压力一般可以达到700个大气压，因此，瓶子既要轻便又要保证强度。铝合金与高强度碳纤维材料的组合，导致氢瓶成本居高不下，如果换算到重卡之上这一成本必定会呈几何倍数增加。同时安全也是一大难题，低压储氢罐如果装在卡车之上，一旦发生严重的碰撞事故是否会发生让人担心的“氢弹”爆炸?这都是未解难题!

加氢站的建设也是未来的一大难题，因为它并非我们想象中的那么容易。就拿日本已建成的加氢站为例，其建设一座加油站仅需1亿日元(约650万人民币)，但是建一座中规模的FCV加氢站则需要4.5亿日元(约2700万人民币)，这还不算基础建设的费用以及加注设备的费用，由此可见其成本方面是很高昂的。截止到2017年底，全世界正在运营中的加氢站也仅有274座，而中国只有7座，如此稀有的配套措施无疑让氢能源汽车进度更加缓慢。