现代化工ModernChemicalIndustryISSN0253-4320,CN11-2172/TQ《现代化工》网络首发论文题目：氢能可持续发展模式探讨作者：张轩，樊昕晔收稿日期：2021-06-24网络首发日期：2021-08-27引用格式：张轩，樊昕晔．氢能可持续发展模式探讨．现代化工.https://kns.cnki.net/kcms/detail/11.2172.TQ.20210826.1602.004.html网络首发：在编辑部工作流程中，稿件从录用到出版要经历录用定稿、排版定稿、整期汇编定稿等阶段。录用定稿指内容已经确定，且通过同行评议、主编终审同意刊用的稿件。排版定稿指录用定稿按照期刊特定版式（包括网络呈现版式）排版后的稿件，可暂不确定出版年、卷、期和页码。整期汇编定稿指出版年、卷、期、页码均已确定的印刷或数字出版的整期汇编稿件。录用定稿网络首发稿件内容必须符合《出版管理条例》和《期刊出版管理规定》的有关规定；学术研究成果具有创新性、科学性和先进性，符合编辑部对刊文的录用要求，不存在学术不端行为及其他侵权行为；稿件内容应基本符合国家有关书刊编辑、出版的技术标准，正确使用和统一规范语言文字、符号、数字、外文字母、法定计量单位及地图标注等。为确保录用定稿网络首发的严肃性，录用定稿一经发布，不得修改论文题目、作者、机构名称和学术内容，只可基于编辑规范进行少量文字的修改。出版确认：纸质期刊编辑部通过与《中国学术期刊（光盘版）》电子杂志社有限公司签约，在《中国学术期刊（网络版）》出版传播平台上创办与纸质期刊内容一致的网络版，以单篇或整期出版形式，在印刷出版之前刊发论文的录用定稿、排版定稿、整期汇编定稿。因为《中国学术期刊（网络版）》是国家新闻出版广电总局批准的网络连续型出版物（ISSN2096-4188，CN11-6037/Z），所以签约期刊的网络版上网络首发论文视为正式出版。收稿日期：2021-06-24；修回日期：2021-08-26作者简介：张轩（1987—），男，博士，工程师，研究方向为石油化工和新能源，通讯联系人，010-63591443，zhangx@cptdc.cnpc.com.cn。氢能可持续发展模式探讨张轩，樊昕晔（中国石油技术开发有限公司，北京100028）摘要：氢能具有清洁环保、能量密度高等优势，被视为极具潜力的可再生替代能源，是实现国家“双碳”目标的重要支撑。目前的核心问题是用氢成本过高，与燃油车和电动车相比没有价格优势。从制氢—运氢—加氢的产业链角度出发，对近、中、远期氢能产业链进行了成本分析，发现在近期和中期，制约氢气价格下降的瓶颈主要在于加氢站，而加氢站氢气成本下降的核心在于提升加氢量、摊薄成本。如果氢燃料电池汽车数量提高，每日加氢量提升至一定水平，会迅速降低氢气成本，并为中、远期的CCUS、电解制氢等更为低碳的制氢技术留出足够的利润空间。同时给出了具体建议，包括通过政策引导大力增加燃料电池汽车数量以增加加氢量；合理规划，减少运氢距离；增加运氢压力以增加单次氢气运载量；优化加氢站工艺，减少日常运营成本等。关键词：氢能；制氢；运氢；加氢站；成本中图分类号：TQ54文献标识码：ADiscussionontheshort-term,mediumterm,long-termsustainabledevelopmentmodelofhydrogenenergyZHANGXuan,FANXinye（ChinaPetroleumTechnologyandDevelopmentCorporation,Beijing100028）Abstract:Hydrogenenergyhastheadvantagesofclean,environmentalprotectionandhighenergydensity.Itisregardedasapotentialrenewablealternativeenergyandisanimportantsupportfortherealizationofthenational"dualcarbon"goal.Butthecurrentcoreproblemisthatthecostofusinghydrogenistoohigh,andithasnoadvantagecomparedwithfuelvehiclesandelectricvehicles.Fromtheperspectiveofthehydrogenproduction-hydrogen-transport-hydrogenationindustrialchain,thisarticleanalyzesthecostofthehydrogenenergyindustrialchainintheshort-term,mid-termandlong-term,andfoundthatintheshortandmediumterm,thebottleneckrestrictingtheprofitabilityofhydrogenliesinhydrogenrefuelingstations.Thecoreofthereductioninhydrogencostofhydrogenrefuelingstationsistoincreasetheamountofhydrogenrefuelingandtodilutethecost.Ifthenumberofhydrogenfuelcellvehiclesincreasesandthedailyhydrogenrefuelingvolumerisestoacertainlevel,itwillquicklyreducethecostofhydrogenandleaveenoughprofitmarginsforlow-carbonhydrogenproductiontechnologiessuchasCCUSandelectrolysishydrogenproductioninthemediumandlongterm.Atthesametime,specificsuggestionsweregiven,includingthroughpolicyguidancetovigorouslyincreasethenumberoffuelcellvehiclestoincreasethehydrogenrefuelingcapacity;rationalplanningtoreducethehydrogentransportationdistance;increasethehydrogentransportationpressuretoincreasethesinglehydrogencarryingcapacity;optimizethehydrogenrefuelingstationprocesstoreduceDailyoperatingcosts,etc.Keyword：hydrogen;hydrogenproduction;Hydrogentransportation;hydrogenrefuelingstation;cost迄今为止，人类共经历了两次能源革命，第一次发生在19世纪初，伴随着工业革命及蒸汽机的普及，煤炭取代柴薪，成为主要动力能源，建立了煤炭—铁路为核心的工业链条；网络首发时间：2021-08-2708:52:05网络首发地址：https://kns.cnki.net/kcms/detail/11.2172.TQ.20210826.1602.004.html第二次发生在19世纪末，伴随内燃机革命，石油和天然气逐渐取代煤炭，成为主要能源，建立了以油气田—管道（油轮）—炼油厂—加油站为核心的能源供应链条。但是，200年来，以化石燃料为主要能源的工业体系使二氧化碳排放量增加，在大气中的浓度上升，温室效应加剧，全球气候变暖，极端天气增多。面对日益严重的气候挑战，各国纷纷制定碳减排及最终“脱碳”路线图。由此，第三次能源革命呼之欲出。在此次重大变革中，以太阳能、风能、核能和氢能为主的可再生清洁能源将逐渐取代化石能源，成为人类未来的主要能量来源。其中氢能作为一种高效、清洁、可持续的能源，质量能量密度为传统汽柴油的3倍以上，被认为是人类的“终极能源”。为应对气候挑战，我国作为世界上二氧化碳排放量第一大国，已经提出30/60的碳减排目标，发展氢能等清洁能源作为替代能源已经成为国家战略，被写入国家“十四五”发展规划，地方鼓励政策也陆续出台。但目前阻碍氢能发展的关键问题仍然是氢气成本太高，燃料成本与传统燃油车相比没有经济优势，如果没有政府政策介入很难获得大规模推广。本文主要探讨氢能供应链上各个环节如何在不依赖补贴的条件下，实现可持续发展。1近期模式探讨我国目前正处于氢能产业的起步阶段，近期的政策目标是氢气终端售价不高于35元/kg，当前各地政府的政策补贴也将其作为基准。本文从制氢—运氢—加氢角度分别进行分析，探究是否可以在不依赖补贴的前提下实现这一目标。1.1制氢由于我国当前的电价相对较高，而且电力结构仍以火电为主，二氧化碳排放强度高，所以电解水制氢不但成本高昂，没有经济性，且环境效益差，每1kg氢气碳排放可达30kgCO2，高于化石燃料制氢[1]。以全生命周期考察，当前的电解水制氢并非真正的“绿氢”。由此，在氢能发展的初期，我国还不具备电解水制氢的发展条件。当前氢气来源以化石能源制氢为主，主要是天然气制氢和煤制氢。无论是煤制氢还是天然气制氢，目前工艺技术都已经十分成熟，且成本相对低廉。由于我国多煤少气的资源现状以及煤炭的低成本优势，近10年来煤制氢项目一直占据相关行业的主流。但与天然气制氢相比，煤制氢有如下不利方面：①煤制氢的一次性投资高于天然气制氢，以90000Nm3/h制氢装置为例，煤制氢需投资12.4亿元，天然气制氢只需6亿元，相差近1倍[2]，而且天然气制氢装置小型化撬装化技术已经成熟，适合分布式制氢发展[3]。②在当前“双碳”政策目标的大背景下，煤制氢的二氧化碳排放强度是天然气制氢的4倍以上[4]，煤制氢与当前的环境政策目标相悖。③我国煤炭资源分布不均，主要分布在西北地区，而未来氢能推广和消费的主要区域是华东和华南，需要远距离运输煤炭资源；与此相对，我国已经建成西气东输、中俄天然气管道等天然气主干管道7.7万km，依托主线同时修建了遍布全国的管道支线，天然气基本覆盖我国城市地区，目前天然气原料的获得便利性优于煤炭，这为分布式天然气制氢创造了条件。④目前我国天然气由政府定价，价格相对固定，波动性小；而煤炭属于市场定价，价格随市场变化，可能在短期内剧烈波动，所以煤制氢既不利于氢气价格判断，也不利于维持市场的价格稳定。由此，在氢能发展初期阶段，应该以天然气分布式制氢作为制氢主要手段，给氢能行业以原料支撑。根据参考文献中天然气制氢成本的计算方法[5]，设计产能20000Nm3/h，预计投资1.6亿元，对外销售利润为20%，测算在2.5～3.5元/Nm3的天然气价格范围内制氢价格，结果见图1。图120000Nm3/h装置氢气成本随天然气价格的变化从图1可以看出，在天然气价格2.5～3.5元/m3的范围内，对外售价保持在大概14～19元/kg的范围内，其中天然气原料成本占到总成本80%左右，即天然气价格直接决定着氢气价格。1.2运氢目前国际主流的运氢方式主要有高压气氢、低温液氢、管道输氢。由于技术及基础设施造价等问题，液氢运输及管道输氢在我国应用较少，目前主流的运氢方式仍然以长管拖车运输高压气氢为主。通过高压将氢气压缩至拖车内的储氢单元中，通常由6～10个高压钢瓶组成。该方法已经非常成熟，但由于氢气密度小，而储氢压力容器自重大，所以最终拖车所运氢气的质量只占总运输质量的1%～2%。国内常见的单车运氢量约为350kg，而且氢气装卸过程时间较长，效率不高。目前长管拖车钢瓶主要为Ⅰ型瓶，受制于材料，运输压力约为20MPa。随运输距离的变化，运氢成本会随之变化，同时附加毛利15%，氢气运费具体见图2[6]。14.0214.4714.9215.3715.8216.2716.7217.1717.6218.0718.52024681012141618202.52.62.72.82.933.13.23.33.43.5制氢成本，元/kg天然气价格，元/Nm34.907.809.5411.2913.0314.7816.5218.2620.0121.75051015202550100150200250300350400450500氢气运输成本，元/kg运输距离/km图220MPa运输压力下长管拖车运氢成本随距离的变化情况从图2可知，随着运输距离的增加，单位质量氢气运输成本直线上升。一般认为，高压气氢运输的经济运输半径在200km以内[7]，200km范围内的运氢价格可以控制在12元/kg以下，如果在150km范围内，则可以将运输成本控制在10元/kg以下。1.3加氢加氢站是整个氢能产业链的终端，其成本也要被包含在用氢成本中。一个典型的加氢站由储存系统、压缩系统、加注系统和控制系统等组成。从站外长管拖车运进的氢气，通过压缩系统压缩至一定压力，加压后的氢气储存在固定式高压容器中。当需要加注氢气时，氢气在加氢站固定高压容器与车载储氢容器之间高压差的作用下，通过加注系统迅速充装至车载储氢罐。除去土建成本和管阀外，加氢站建设成本占比较大的主要是一些核心设备，如压缩机、加注设备和储氢罐。由于国内缺乏成熟量产的加氢站设备厂商，进口设备推高了加氢站建设成本。一个具备1000kg/d加注能力的加氢站投资约为2000万元，每年运营成本约250万元，如果投资回报率按20%计，按每日不同的加氢量分析，单位氢气成本见图3。图3加氢站每日不同加氢量对氢气成本的影响从图3可以看出，每日加注量越多，加注环节的成本越低，尤其在日加注量500kg以下，每增加100kg的加氢量其成本几乎以指数形式下降。由于加注量的增加可以摊薄折旧和运营成本，但由于我国目前加氢站平均日加氢量只有240kg，所以加氢环节成本仍然很高。122.7461.3740.9130.6824.5520.4617.5315.3412.2710.238.777.676.826.14020406080100120140100200300400500600700800100012001400160018002000氢气加注成本，元/kg加氢站每日加氢量/kg122.7421.7518.526.144.914.02020406080100120140加氢运氢制氢氢气成本，元/kg图4制氢-运氢-加氢成本汇总图4是近期氢气供应链的成本汇总分析。从图中可知，由于制氢成本主要取决于天然气价格，但我国天然气定价体制并非完全市场化，所以制氢成本相对变化幅度不大，人为可控因素较小。运氢成本取决于氢源与加氢站的距离，实际相对比较固定，所以波动也不大。加氢站的加氢成本波动幅度较大，主要由加氢站每日的加氢量决定，每日加氢需求越高，加注成本越低。所以要想在不依赖补贴的条件下实现35元/kg的氢气售价，关键还是取决于制氢工厂与加氢站的设置距离和氢气每日的加注需求。但在当前的现实条件下，受制于燃料电池汽车数量稀少、加氢需求不足、以及运输距离过长等因素，在没有政府补贴的情况下，一般很难达到35元/kg的目标价位。因此，在氢能产业发展的初期，要特别注意制氢工厂以及加氢站的区位选择，在项目的可研阶段要将当地加氢需求纳入统筹考虑范围，避免资源的浪费和项目建成后的亏损。2中期模式探讨在2030年后，预计我国氢能产业已经逐渐从起步期过渡到产业化快速发展期，在这期间，氢气售价的目标价位为25元/kg[8]。遵循相同思路，对此阶段氢能的制氢—运氢—加氢产业链进行价值分析。2.1制氢在2030年后的氢能产业快速发展期，氢气来源会更加多元化，电解水制氢会占据一定的比例，但化石燃料制氢仍然占据主流。由于规模化效益以及折旧和财务费用的递减，天然气制氢的成本会比现在降低大约12%，但随着双碳目标的推进，此时制氢项目会通过二氧化碳捕集技术（CCUS）实现氢气的脱碳化生产，即将“灰氢”变为“蓝氢”。如果叠加CCUS，预计每吨CO2处理成本为210元，则天然气制氢成本上升1.26元/kg[9]。剔除设备折旧和财务费用后，计算分析利润率20%，有CCUS和无CCUS两种情况的天然气制氢的氢气价格，结果见图5。图5不同情况下天然气制氢价格分析从图5可知，在2.5～3.5元/Nm3的天然气价格范围内，叠加CCUS后的氢气价格基本在13～18元/kg范围内波动。由于技术进步以及产业的完善，即便叠加CCUS，此时的制氢费用仍然比当前费用更加低廉。2.2运氢在2030年后由于氢能产业的快速发展，当下20MPa的运氢压力已经不能满足发展的需13.6714.1214.5715.0215.4715.9216.3716.8217.2717.7218.1712.4112.8613.3113.7614.2114.6615.1115.5616.0116.4616.91024681012141618202.52.62.72.82.933.13.23.33.43.5制氢成本，元/kg天然气价格，元/Nm3有CCUS无CCUS求，运氢压力会比现在有所提高，长管拖车储氢的Ⅰ型瓶会逐渐被Ⅲ型或Ⅳ型瓶取代，运氢压力可以达到目前国外的50MPa甚至更高，单次运氢可以达到1200kg以上。由此，采用相同的计算方法，计算出50MPa压力下的运氢费用，详见图6。图650MPa运输压力下长管拖车运氢成本随距离的变化通过对比图2和图6可知，由于压力的提高导致单次运氢量的提升，使每公斤氢气运输成本平均下降50%，运氢效率获得了极大提升。在此条件下，氢气运输的经济距离大大增加，可以向更远的地方运氢。2.3加氢随着氢能行业的发展，加氢站的数量逐渐到达一定规模，建设费用和运营费用会比现在有一定的降低，但幅度有限。但由于氢燃料电池汽车数量增加，每日的加注量会比现在上一台阶。预计在此阶段，1000kg/d加注能力的加氢站投资约为1800万元，每年运营成本约200万元，投资回报率按20%计，根据每日不同的加氢量计算加氢成本，结果见图7。图7加氢站每日不同加氢量对氢气成本的影响从图7可知，在此阶段，加氢环节成本会比当前降低近20%。由于燃料电池汽车数量的增加，预计可以将每日平均加氢量稳定在500kg以上，此时加注环节的氢气成本将在203.814.455.105.756.407.057.708.348.999.6402468101250100150200250300350400450500氢气运输成本，元/kg运输距离/km101.9250.9633.9725.4820.3816.9914.5612.7410.198.497.286.375.665.10020406080100120100200300400500600700800100012001400160018002000氢气加注成本，元/kg每日加注量/kg元/kg以下。对以上成本分析进行汇总，如图8所示。图8制氢-运氢-加氢成本汇总从图8可知，在氢能产业的发展中期，虽然由于技术进步，产业链各个环节对比现在都会有一定幅度的降低，尤以运氢环节降低幅度最大，但此时制约氢气成本下降的瓶颈仍与现在相同，即在加注环节上。如果氢燃料电池汽车数量发展至一定水平，使加注量可以维持1400kg/d以上，才有可能达到25元/kg的目标价位。由此可见，在氢能发展中期阶段，全行业盈利的平衡点主要仍在于市场对于氢气的加注需求。3远期模式探讨预计在2050年后，氢气在动力能源消费比例中将达到10%[10]，氢燃料电池汽车获得广泛应用，加氢站等配套设施基本完善，氢能行业将进入产业成熟期。此时，可再生能源制氢成本相比现在将大幅降低，市场在售氢气基本以电解水的“绿氢”为主，同时，站内制氢将成为主流，制氢加氢一体化，避免了运输成本。3.1制氢根据国家相关部门的氢能发展规划，2050年之后，氢能行业将进入成熟期。天然气制氢和煤制氢在此阶段虽然仍占据一定的市场份额，但由于“双碳”政策的深化，化石能源制氢将逐步退出市场，电解水制氢将占据市场的主流，而PEM电解槽将成为电解水制氢的主流设备。由于光伏电力成本和电解槽价格的降低，以及技术进步带来的电解槽能耗效率的提升，预计制氢的平均电耗将降至4kWh/Nm3以下，1000Nm3/h的PEM电解槽购置成本将降至1000万元以下，光伏、风能等可再生能源电费将降至0.13元/kWh以下[11]。此时站内制氢会取代站外制氢成为主流，如果按照站内制氢产能800万Nm3/a、毛利20%计算，不同电价条件下的电解氢气价格见图9。101.929.6416.9121.145.13.8112.4115.51020406080100120加氢运氢制氢(无CCUS)制氢(有CCUS)氢气成本，元/kg图9电解水的氢气价格从图9可知，如果光伏、风能等可再生能源电力成本在0.13元以下，则单位氢气生产价格可在14元/kg以下，与当前的天然气或煤制氢价格处于同一水平。随着技术的进步，“灰氢”向“绿氢”的过渡不会带来成本的提升。3.2加氢在2050年后，预计全国氢燃料电池汽车数量将达到500万辆以上，加氢站数量达10000座以上，加氢站每日加氢量可以稳定在1000kg以上，甚至有可能达到2000kg[12]。由于制氢-加氢一体化，大部分加氢站都将配备电解制氢设施。假设此时加氢站建设成本在1000万元以下，运营成本每年150万元，毛利20%，站内制氢，不同每日加氢量下的加氢成本详见图10。图10加氢站每日不同加氢量对氢气售价的影响从图10可知，当氢能行业发展到成熟期后，加氢站每日加氢量可以稳定在1000kg以上，结合技术进步带来的成本下降，氢气的加注成本将在8元/kg以下，如果加氢量达到1500kg，则加注成本可以进一步降低到5元/kg以下。在加氢需求达到一定水平后，加氢环节将不再是制约氢气成本的瓶颈。对远期的氢气价格组成进行分析汇总，详见图11。7.808.879.9511.0212.1013.1714.2515.3216.4017.47024681012141618200.020.040.060.080.10.120.140.160.180.2制氢成本，元/kg电价，元/kWh7.456.215.735.324.974.143.733.242.98012345678100012001300140015001800200023002500氢气加注成本，元/kg每日加氢量/kg图11远期站内制氢成本汇总从图11可知，如果未来光伏、风电等可再生能源行业发展顺利，“绿色”电力成本比现在大幅降低，同时氢燃料电池汽车数量稳步增加，氢气加注需求同步增长，那么加氢站加注环节将不再是制约氢气成本降低的核心。在2050年前后，氢气售价将极有可能降到20元/kg以下，届时氢燃料电池汽车的使用成本将在乘用车、商用车、重卡等细分领域全面低于燃油车。4可持续发展的建议当前氢能市场尚处于起步阶段，无论是燃料电池汽车数量还是加氢站等配套设施还都很短缺，为了使这一行业获得可持续发展的动力，提出以下建议：（1）加大对燃料电池汽车政策扶持，降低购车成本。通过以上分析可知，在近期和中期，降低氢气成本的瓶颈在于加氢站加注环节，其核心在于提高加氢需求以摊薄折旧和运营费用。短期内，由于燃料电池汽车购置成本高于燃油车和电动车，因此，需要政府介入，以补贴或者产业优惠政策等形式努力降低燃料电池汽车的购置成本，尽可能增加燃料电池汽车数量，增加加氢需求。（2）通过合理规划，缩短运氢距离。在目前阶段，由于我国供应燃料电池汽车的氢气仍以工业副产氢为主，尚未建立成熟的分布式的制氢网络，所以现在氢气平均运输距离仍比较长，成本较高。未来应通过合理规划，科学选址，为加氢站和制氢工厂确立合理的运氢距离，尽量不大于200km，以150km甚至100km为宜，以降低运氢成本。（3）提升运氢压力，提高单次运氢能力。受技术限制，利用长管拖车公路运输高压氢气是我国目前的唯一选择。如提高运氢压力至国外的50MPa，则可多运氢气3～4倍，从350kg左右提升至1000～1500kg，可极大降低单位运输成本，且随着运输距离的增加，高压的优势更加明显。这就要求必须替换现有长管拖车的Ⅰ型高压气瓶，更换为Ⅲ型瓶或者Ⅳ型瓶管束，以提高压力等级降低运输成本。（4）优化加氢站工艺，降低运营成本。随着技术的进步和国产化程度的提高，加氢站核心设备的购置成本会越来越低，使用寿命会越来越长，每年的折旧成本也会随之降低，那么加氢站每年的主要成本就来自于日常运营。目前各种经济性分析主要集中于加氢站的建设成本，但加氢站的运营成本为250万～300万元/年，是成本核算中的大头，如果可以通过工艺优化，如降低故障次数或电耗、减少工作人员等手段来降低运营成本，其收益大于仅单纯降低设备投资的手段[13]。7.4517.472.987.805101520加氢制氢氢气成本，元/kg5结语通过上述分析，在近期和中期，氢能是否可以实现全行业盈利、吸引更多资本进入的关键仍然在于氢燃料电池汽车的数量，如果数量不足，加氢站的加氢量无法突破临界点，那么在完全市场化的条件下，氢气成本无法大规模降低，企业也无法获得投资回报。因此应该在氢能产业的发展初期，通过政府的政策引导，大幅增加燃料电池汽车数量，在充分的加氢需求的驱动下，带动制氢—运氢—加氢产业链的全面发展，各个环节均可获得合理利润，实现全行业的健康可持续发展。与此同时，在碳达峰碳中和政策的推动下，CCUS、电解水制氢等热点技术会持续进步，成本持续降低，但相关技术的大规模产业化市场化同样需要足够的市场容量。所以，氢能行业的长远可持续发展离不开燃料电池汽车应用端的需求支撑。相信在我国政府的统一部署和大力推动下，通过相关科研单位、装备制造企业、能源企业和燃料电池车企的持续努力和通力合作，氢能行业会很快跨过当下的产业导入期，在逐步离开政策扶持的条件下进入实质性产业化快速发展阶段，氢能的可持续发展会最终实现。参考文献[1]SiddiquiO,DincerI.Awelltopumplifecycleenvironmentalimpactassessmentofsomehydrogenproductionroutes[J].InternationalJournalofHydrogenEnergy,2019,44(12):5773-5786[2]张彩丽.煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议[J].石油炼制与化工，2018，49(1):94-98.[3]侯建国，单彤文，张超，等.小型橇装天然气制氢技术现状与发展趋势分析[J/OL].天然气化工（C1化学与化工）)，46(3):1-6.http://kns.cnki.net/kcms/detail/51.1336.TQ.20210609.1649.012.html.[4]沈威，杨炜樱.考虑碳排放的化石能源和电解水制氢成本[J].煤气与热力，2020，40(3):30-33.[5]苗军,郭卫军.氢能的生产工艺及经济性分析[J].能源化工,2020,41(6):6-10.[6]张轩，樊昕晔，吴振宇，等.氢能供应链成本分析及建议[J/OL].化工进展，2021:1-10:https://doi.org/10.16085/j.issn.1000-6613.2021-1062.[7]单彤文，宋鹏飞,，李又武，等.制氢、储运和加注全产业链氢气成本分析[J].天然气化工(C1化学与化工)，2020，45(01):85-90[8]中国电动汽车百人会.中国氢能产业发展报告2020[R].2020[9]徐冬，孙楠楠，张九天，等.通过耦合碳捕集、利用与封存实现低碳制氢的潜力分析[J/OL].热力发电，2021:1-9.https://doi.org/10.19666/j.rlfd.202102034.[10]罗佐县，曹勇.氢能产业发展前景及其在中国的发展路径研究[J].中外能源，2020，25(2):9-15.[11]中国国家发改委能源研究所.中国2050年光伏发展展望[R].2019[12]中国氢能联盟.中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020[R].2021[13]何广利，许壮，董辉，等.35MPa/70MPa加氢站运行优化技术分析[J].当代化工，2020，49(11):2625-2628.