深度制氫成本分析：中國規模化氫能供應鏈的經濟性
來源：南方能源建設 2020-12-21
1.摘要
目的——文章研究規模化氫能供應鏈的經濟性，未來十年，氫能作為戰略能源將會重構社會的能源結構，并影響未來社會能源總成本。預測大規模氫能時代的制氫、儲氫、輸氫、分銷、應用的成本，和市場化的趨勢有著重要的意義。氫氣由于高儲運成本，用途、品質的多樣性，氫氣市場存在分層結構。
分析氫能與常規能源的可比價格，提出原油當量價格(POE)的概念，預測未來氫能價格的合理區間。解決供應鏈問題是獲得低成本氫能的關鍵，由此提出干線門站模式，解決綠氫的資源分布與長距離輸送氫能的問題。
方法——利用平準化氫氣成本(LCOH)分析模型，測算大型光伏制氫管道輸氫LCOH，分析大規?？稍偕茉粗茪漭敋涞慕洕浴＠脷淠芄湹膬Α⑤?、卸六個象限成本公式，分析氣氫、液氫、固氫、有機氫、管道氫等不同儲運技術，短距離氫儲運成本，分析門站后輸氫的場景和成本，預測短距離輸氫的成本趨勢。
結果——研究表明：我國有豐富的綠氫資源，隨著投資下降，預計大規模綠氫管道輸送的城市門站LCOH將低于2.0 RMB/Nm3，將成為未來主要的氫源。
當前，氫儲運技術氣氫、液氫、甲醇、合成氨、有機氫、固氫、管道氫，隨著規模的增加實現遠距離輸送。在現有的技術下，城市門站到終端的輸送，氫短距輸送（<100 km）測算成本都在1.2 RMB/Nm3以下，由此評估的氫能供應鏈的總成本，干線門站模式下氫能最終到達終端的價格約為3.2 RMB/Nm3，當量價格POE與汽油價格接近，考慮燃料電池的能效因素，氫能汽車在4.0 RMB/Nm3的氫價下，具有比汽油車更低的百公里燃料費用。
結論——因此，氫能作為戰略能源，在無補貼的情況下實現中國氫能源的綠氫替代，在技術經濟上是可行的。
2.引言
氫能作為中國能源問題的最終解決方案，將深刻影響中國能源應用的前景。2019年，中國氫能聯盟發布了《中國氫能源及燃料電池產業白皮書》，到2050年，氫能將在中國終端能源體系中占比達到10%（約5億噸標煤，折合1.1億噸氫氣），與電力協同互補，共同成為中國終端能源體系的消費主體之一。
屆時，可實現二氧化碳減排約7億噸/年，累計拉動33萬億元經濟產值。而“綠氫”可再生能源制氫將是未來的主要氫氣來源，到2050年，可再生能源制氫超過80%。
這個億噸級氫能的目標，將改變中國的能源結構并推動中國進入氫能社會，中國具有廣闊的西部荒漠和良好的光照條件，可開發的“綠氫”資源超過3億噸。完全能夠滿足我國可持續發展的自給自足的無碳氫能，將從根本上改變我國能源戰略安全。
但我國西部儲量豐富的綠氫資源，遠離中東部的能源負荷中心，需要遠距離的輸送。因此如何達到開發規模，建立“產、儲、輸、分銷、應用”完整的低成本氫能供應鏈，就需要進行氫能儲運模式的構建，并進行技術經濟分析。
3.中國氫氣市場的現狀
中國是氫氣生產和消費大國，2018年中國氫氣生產約2000萬噸，99%以上為化石能源轉換得到，電解制氫不足1%；氫氣消費結構中合成氨、甲醇、石油煉化占99%以上，用于燃料電池的能源氫消費不足0.1%。
氫氣在中國主要是化工原料用于生產甲醇、合成氨以及相關化工產品與化肥；其次是作為燃料，以及少量的高純度氫氣作為工業原料，如高純度電子氫氣等。
氫氣供應鏈成本遠高于天然氣，因而，氫氣的供應與使用受運輸距離限制，根據國內的資料顯示（見表1），中國氫氣的市場大致分為燃料氫、化工氫、能源氫，對應的氫氣市場價格分別為：
6 MPa化工氫，1~5萬 m3/h供應量，直供價<1.5 RMB/Nm3；
20 MPa工業氫，100~2 000 m3/h，工業氫價為3.5 RMB/Nm3；
35 MPa以上能源氫，通過加氫站加注，6~20 kg/次，加氫站燃料電池用氫價格（扣除政府補貼）為4.5~5.0 RMB/Nm3。
氫氣市場的價格分層結構，主要原因是需求的巨大差異，化工氫（包括合成氣和石化原料氣）是目前氫氣市場的需求主體。
高純氫和能源氫對高純度要求和相對較少的需求量，導致運輸成本極高、經濟規模不足，而價格大大高于化工氫和燃料氫。這也是目前一方面大量副產氫和煤制氫處于低端市場，另一方面能源氫和高純氫又價格高企。尋找合適的應用場景，促進能源氫大規模的需求增長，將是未來氫能發展的關鍵。
4.氫能作為交通能源的經濟性
作為交通能源的氫能源，利用燃料電池作為供能的方式。燃料電池可以達到45%~50%的燃料效率，以及與動力電池組合的混動模式的動力總成，使得氫能源車與常規燃料汽車相比，有比較明顯的能效優勢。
中國汽車工程學會發布的《世界氫能與燃料電池汽車產業發展報告（2018）》分析了乘用車和商用車的氫能耗。通過整理公開渠道公布的燃料消耗進行比較，氫能汽車和其他乘用車的燃料消耗如表2和圖1所示。
從表2中可以看到，氫能汽車的能耗水平低于純燃油車，并還有進一步降低的空間，在假定的4 RMB/Nm3的氫氣價格下，實際的燃料費用，氫能汽車低于燃油車，高于柴油天然氣車和純電動車。而在公交車、重型卡車等應用場景上能源費用，需要更為低價的氫才能滿足和柴油卡車的競爭。
因此，進一步提高可再生能源制氫的效率、降低成本；積極探討氫能源的清潔溢價，使氫能源在供應終端盡快達到經濟性拐點。
5.氫油當量：氫能可比價格分析
氫氣如果作為戰略能源，則需要在能源最終價格上有經濟性，這樣才能夠擺脫持續的補貼，成為可以市場運作的能源形式。氫能可以是直接獲得的一次能源，也是可以直接消費的二次能源。
因此，我們能源當量價格比較時，將氫能價格與二次能源價格進行縱向與橫向的對比，以分析其經濟性條件。氫氣與成品油、天然氣等市場價格折合成原油當量的價格比較如表3所示。
原油當量價格是依據標準原油熱值，對不同能源價格進行比較的方法，原油當量價格(POE，單位USD/BOE)，參考原油的標準熱值為41.87 MJ/kg，原油密度為137 kg/bbl，按公式進行換算：
POE=PH×63.78POE=PH×63.78
根據能量換算的石油當量的價格，主要的制氫成本如表4和圖2所示。
但由于氫氣供應鏈的成本遠高于車用汽油和天然氣，因此市場上的氫氣價格高于天然氣和汽油。
商業化的20 MPa高壓氣氫的供應鏈，100 km距離上，運輸成本約為1.2 RMB/Nm3，折合約81 USD/BOE；作為能源氫，在加氫站得分銷成本大約1.35 RMB/Nm3，折合86 USD/BOE。
綜合而言，能源氫到達終端的價格大致為制氫、輸氫、分銷各占三分之一，如圖3所示。
通過以上氫氣的成本和經濟性分析，我們可以看到在出廠價和消費端，能源能量價格差異顯著。而氫能由于供應鏈的高成本，則更為明顯的差異如圖4所示。
由此，通過對氫和其他能源在同等當量價格的基準下，進行的價格比較發現，在4.0 RMB/Nm3的氫氣價格下，氫能價格已經具備經濟性。而氫能供應鏈的成本降低具有更大的潛力，是未來氫能實現平價供應的關鍵。
6.綠氫與灰氫，制氫成本比較分析
目前主要的制氫技術是化石能源制氫，通過煤氣化、天然氣重整、甲醇重整等技術，已經實現大規模的工業化應用，我國67%的氫氣是通過煤氣化和天然氣制氫技術工業化生產，其余為焦爐煤氣、氯堿化工副產氫，電解制氫的裝置普遍偏小，產能不足1%。
我國工業制氫絕大部分是煤制氫和天然氣制氫，其中以航天爐技術、清華爐水冷壁技術和華理四噴嘴技術為代表的煤氣化技術處于世界領先地位，在煤制油、合成氨和煤化工領域，實現了對煤炭的清潔利用，裝置規模超過每小時20萬立方米合成氣，煤氣化制氫技術的轉化效率55%~60%左右，CO?的排放量約為2.710 kg/(Nm3 H?)。
國外化石能源制氫主要是水合天然氣重整，裝置簡單，能效較高，能量轉化率可達70%以上，CO?排放約為1.07 kg/(Nm3 H?)。
作為未來的主流，電解水制氫和清潔一次電力相結合，可以實現氫能的CO?零排放，電解水制氫原理上的技術主要有堿性水電解，PEM膜純水電解，固體氧化物水電解等技術。
其中堿性水電解技術已經在國內商業化應用，為替代石棉隔膜，718所等研究機構開展堿性陰離子交換膜電解水制氫技術的研究，相較于傳統堿性電解水技術，采用非貴金屬催化劑，成本較低、可達到更高的電解電流密度，大幅縮小電解槽體積，是未來水電解技術的重要發展方向之一，國內現處于預研階段。
歐洲主要采用的是純水電解技術，挪威等國在利用水電資源，通過水電解制氫供應加氫站，美國Prot公司和Hydrogenics公司、挪威Nel Hydrogen公司等，都致力于PEMc純水電解制氫技術，德國Siemens的10 MW級PEM膜水電解設備已經試制完成。
與堿水電解相比，PEMc純水電解技術電流密度更大，對電源的波動適應性更好，是比較理想的新能源制氫技術。
丹麥的Bent Sorensen，在《氫與燃料電池：新興技術及其應用（第二版）》中，分析了SOEc固體氧化物水電解技術的優勢，是近年來研究比較多的燃料電池和水電解技術，因為高溫電解，電解所需的焓變低于低溫電解技術，因此效率大大高于PEM純水電解，且具有可逆的潛力，成為固定式燃料電池發電和儲能技術的研究方向之一。
不同制氫技術的比較如表5所示。
現有技術的制氫成本大致如下：
煤和天然氣常規能等源制氫的成本為0.8~1.4 RMB/Nm3；
新能源制氫成本為1.5~3.0 RMB/Nm3；
可再生能源中水電制氫的成本最接近常規能源；
核電制氫穩定性最好。
目前已經實現大規模工業化制氫的煤化工制氫和天然氣制氫，根據中國石油經濟研究院惠州煉油項目測算的制氫成本大致如表6所示。
我們收集整理了目前國內化石能源和潛在的制氫技術，并進行成本建模分析，包括能源成本和變動費用、設備成本和固定費用，以及輸送的成本，如表7和圖5所示。
顯然，在現有的條件下，清潔能源制氫的成本大大高于常規能源制氫，其經濟性受到制氫方式、應用場景、運輸距離和儲運方式等多因素的影響，需要在商業模式進行突破。
7.氫氣儲運方式的經濟性比較
氫氣的儲運是比較復雜的，現有和在研究具備工業應用條件的儲運技術，包括高壓氫、液氫、金屬固氫、有機液氫、管道氫等技術，綜合目前工業應用的實際情況，氫儲運技術的關鍵指標比較如表8所示。
IEA國際能源署提出的目標是質量儲氫密度w(H?)>5%，體積儲氫密度 φφ (H?)>50 kg H?/m3，并且放氫溫度低于423 K，循環壽命超過1 000次。
現有的化學儲氫方法，基本能夠滿足以上目標，但由于化學儲氫大約10 kWh/kg的析氫能耗，導致在100 km以內的運距上，儲運能效低于高壓儲氫。而低溫液氫則由于液化能耗高，液化和接收成本高，在短距離上的氫氣儲運能效最低。
為進一步分析氫氣儲運的經濟性，構建氫氣儲運供應鏈成本如下：
CH?=Cf+Cr+CtCH?=Cf+Cr+Ct
式中C f為出廠前儲運成本；C r為輸過程中儲運成本；C t為接收過程的儲運成本。
每個部分又分為固定成本和變動成本，共同構成供應鏈的六個成本象限，氫儲運技術的成本象限及分析如表9所示。
根據現有資料，已經工業化應用20 MPa氣氫TT車的供應鏈，和固氫、液氫、有機氫的小規模裝置的情況，規模在2000 Nm3/h的供應能力的條件下，氫氣運輸的固定成本大致如圖6所示。
液氫、固氫和有機氫，在現有條件下固定成本1.0~1.9 RMB/Nm3，超過TT車0.9 RMB/Nm3，主要成本在制備和接收兩端，液氫15 kWh/kg的液化能耗、固氫和有機氫10 kWh/kg的脫氫電耗，直接影響了氫的儲運成本。氫氣的運輸成本與運輸距離的關系如圖7所示。
TABAK J在《Natural gas and hydrogen》提到：美國在氫能產業起步于NASA的航天用液氫，因而美國有比較完整的液氫供應鏈。但其他國家的液氫產業的規模小，除航天以外，液氫的用量并不大。
短距離小規模的運輸，高壓長管車運輸仍是主要方式，隨著里程增加其他的儲運方式逐步顯現經濟性，但液氫由于目前過高的基礎投資和液化能耗，而更適合于大規模遠距離輸送。
在100 km的運輸距離下，氫氣綜合儲運成本約1.2 RMB/Nm3，隨著氫氣輸送規模的增加，固氫和有機氫開始顯現出遠距離的成本優勢，有機氫由于脫氫的化工屬性和流體輸送的特點，應該更適用于遠程的海運場景，液氫則具有特殊的高純優勢和單車運輸量，可能作為未來的應用。
因此，短程的氫能分銷場景，城市氫管、高壓氣氫和金屬固氫未來將成為相互補充的短距離輸送模式。
管道輸氫由于管道的基礎投資大，屬于連續的供氫系統，要求更高的輸氫量，目前管道輸氫都用于化工氫的供應，歐洲的大型輸氫管道供應量在5萬Nm3/h以上，規模超過其他運輸方式。參考天然氣管網的氫能管網將成為干線輸氫的主要模式。
8.干線管道輸氫的經濟性
干線輸氫和中國西電東送、西氣東送類似，和未來的西氫東送都屬于國家戰略能源運輸，在未來會支撐起中國能源的骨干體系。氫氣配送管道建設成本較低，但氫氣長輸管道建設難度大、成本高，目前氫氣長輸管道的造價約為63萬USD/km。
管道運輸對運輸規模非常敏感，是現有的化工氫的主要運輸方式，輸氫量在50 000 m3/h以上，有比較好的經濟性。歐洲大約有1 500 km的低壓氫氣管道，美國現有的氫氣管道超過1 400 km。世界最長的氫氣管道位于法國和比利時之間，長約400 km。
2014年，中國建成的最長氫氣長輸管道——巴陵石化氫氣長輸管道，全長42 km，其主要功能是為石化行業加氫反應器提供氫氣原料如表10所示。
與天然氣管道相比，目前的氫氣管道壓力低、管徑小、輸送規模小，從單位能源輸送效率分析，小型氫能管道的單位能量的輸送費用（GJ·100 km）是天然氣主干網的40倍，是特高壓電網的25倍。但從管道輸送氫氣的技術發展，壓力等級的提高和規模增加，預計將在未來接近天然氣能量輸送成本。
與原油和天然氣相比，氫氣運輸距離對成本的影響更加顯著，而氫氣未來可以直接應用于終端能源消費。
而管道輸氫對距離和規模的敏感性，高于管道天然氣，因此，如果氫主干網的建設將和未來的氫能規模密切相關，構建大規模氫能輸送與分銷用氫模式，是作為戰略能源的氫能發展的必然趨勢。
9.大規模制氫輸氫的案例分析
為進一步分析大規模輸氫的技術經濟性，我們構建一個制氫能力為80萬t/a的光伏制氫系統（如圖8所示），以分析其中氫礦開發成本的影響因素的敏感性，和綠氫的成本趨勢。
荒漠氫田是以制氫為目的的光伏、風電和電解制氫、管道輸氫系統，包括：400 km2的荒漠光伏電站及附屬系統，80萬t/a的電解水系統，和100萬t/a、2 000 km集氣高壓輸氫管線。
根據現有的各部分投資水平，該項目總投資預計為2060億RMB，折合每噸氫年產能靜態投資為25.8萬RMB，如表12和圖9所示。
主要的投資，65%用于光伏電站，光伏發電用來電解制氫，10%的高峰電力用于外送，以平衡系統負荷，提高項目的經濟性?；哪畾涮餃y算收益如表13所示。
參考能源行業的測算基礎，項目經濟性分析的基礎數據如表14所示：
項目的IRR和NPV測算如下，在含稅0.3 RMB/kWh電價，2.2 RMB/Nm3的門站氫價條件下，項目IRR約為10%，滿足能源行業對項目投資的回報率要求。
為評估大規?？稍偕茉粗茪涞慕洕?，對項目進行平準化單位成本測算。平準化單位成本即是在行業平均社會投資回報的機會成本下，對項目產品產量折現到當期，進行的項目產品的平均成本測算。在本項目中對氫氣的終端成本進行平準化成本測算。
LCOH=I0?Rv(1+i)N+∑Nn=1(An+Tn)(1+i)n∑Nn=1Yn(1+i)n
LCOH=I0-Rv(1+i)N+∑n=1N(An+Tn)(1+i)n∑n=1NYn(1+i)n
式中：I 0為項目初始投資；R v為項目運營期后殘值；An 為項目年度運營費用；Tn 為項目年度稅收；Yn 為年度產品數量（氫氣和其他產品折算）；i為項目折現率。
根據公式（3）測算項目平準化成本可得：項目總投資為2069億RMB，初始折現率為8%，氫價為2.2 RMB/Nm3，電價為0.3 RMB/kWh，LCOH為2.56 RMB/Nm3。
大規模的制氫的終端成本已經接近常規能源的價格，隨著技術和產業的進一步發展，預計總投資水平還將會有較大幅度的下降。
從敏感性分析（見表15和圖10）可以看出，投資對LCOE的影響顯著，隨著投資變化10%，氫能的LCOE的相應有略低于10%變化。
因此，隨著太陽能光伏發電單位投資的下降，預計氫能LCOE還會進一步下降，接近零售汽油的當量價格。因此，可以看到，大規?？稍偕茉粗茪涞腖COH平準制氫成本，對資產投資的敏感性很高，未來隨著光伏的價格進一步下降，氫氣門站的LCOH將有望降低到2.0 RMB以下，成為具有競爭力的能源類型。
10.氫能干線門站模式分析
氫能作為戰略能源應用，必將伴隨著大規模的氫氣輸送。氫能的輸送本質上也是高密度的能量輸送的模式。我國的天然氣經歷了近20年的快速發展，我國完成了多點干線輸氣管網，和完善的城市管網系統。
同樣，從西部送氫到東部、以及未來進口氫等多來源的供應，將會主導我國氫能供應。與天然氣類似，多點供應的氫能管網將會促進全網氫氣價格平衡，從而建立統一的氫能市場價格體系。
2016年，全國氫能標準化技術委員會發布的《中國氫能產業基礎設施發展藍皮書》提出：到2030年，氫能產業將成為我國新的經濟增長點和新能源戰略的重要組成部分，產業產值將突破10 000億元；加氫站數量達到1 000座，燃料電池車輛保有量達到200萬輛，高壓氫氣長輸管道建設里程達到3 000 km，氫能產業基礎設施技術標準體系完善程度迫近發達國家水平，氫能與燃料電池檢驗檢測技術發展及服務平臺建設形成對氫能產業發展的有效支撐。
因此，我國未來的“干線門站模式”將會成為大規模輸氫的主導，如圖11所示。規模化的氫能應用和氫能供應鏈，綠氫通過輸氫干線到達城市門站后，通過多種儲運方式如高壓氣氫、固氫、有機液氫、以及城市管道輸氫，進入城市終端加氫站和小型氫能冷熱電聯產發電系統，或者其他的用氫終端，完成千公里的干線輸氫和百公里氫能的分輸。
劉自亮等在《氫氣管道與天然氣管道的對比分析》認為，相較于天然氣管道，氫氣管道建設量較少，管道直徑和設計壓力較低，相關標準體系仍不完善，目前國內仍沒有適用于氫氣長輸管道的設計標準。因此完善氫氣管道的標準制定，是我國干線輸氫的關鍵。
特別需要提出的是，天然氣管道摻氫輸送和末端提氫，已被研究和試驗。毛宗強教授在2007年就在《將氫氣輸送給用戶》文章里指出：現有的天然氣管道就可用于輸送氫氣和天然氣的混合氣體, 也可經過改造輸送純氫氣，這主要取決于鋼管材質中的含碳量,低碳鋼更適合輸送純氫。
蔣慶梅等在《氫氣與天然氣長輸管道線路設計》[12]中提出，氫氣與天然氣長輸管道對冷彎彎管、環焊縫無損檢測、閥室設置以及嚴密性試壓的相關要求是一致的。所以，應用現有天然氣管網設施輸送氫氣及天然氣管道轉變為氫氣管道時需要進行全面分析、論證，確保管道安全可靠。
因此，在我國天然氣管網已經成型，依靠天然氣摻氫進行遠距離輸氫，將有可能成為合理的方案。
現有的氫氣儲運技術，可以提供大規模氫氣輸送的方式有管道、液氫和化學儲氫，表16給出了不同規模下的氫儲運模式，對應的經濟性和系統效率：
表16注①中，在1000 km光伏制氫、液氫運輸的輸氫體系總效率可以通過效率公式計算：
N=η1×η2×η3×(1?η4)Ν=η1×η2×η3×(1-η4)
式中：N為系統總體效率（%）；η1η1 為制氫效率（%）；η2η2 為液化效率（%）；η3η3 為運輸效率（%）；η4η4 為系統氫氣損耗（%）。
在西部高輻照度的地區采用“氫礦”模式，獲得的系統總體效率大約為：N=75% × 61.6% × 85% × （1-5%）=37.3%。
表16注②中，伊立其等在《基于有機液體儲氫載體的氫儲能系統能效分析》[13]中分析了有機液體儲氫材料氫儲能系統的能效分析模型，研究結果表明：乙基咔唑儲氫效率為84.17%、系統能效為47.58%。
如圖12所示，隨著規模的擴大，氫能的綜合成本、門站氫價在逐步下降，隨著氫能規模的上升和制氫儲氫成本下降，有望在未來低于2.0 RMB/Nm3。
結合短距離的氫能儲運分析計算，終端100 km范圍內的成本約為1.2 RMB/Nm3。氫能最終到達終端的成本約為3.2 RMB/Nm3，POE價格約為200 USD/BOE，與汽油價格接近并有進一步降低的空間。
11.結論
綜合以上分析，我們認為隨著氫能產業鏈的迭代完善，氫能作為獨立的能源類型已經具備產業基礎。
（1）氫能由于較高的利用效率和環境友好性，作為交通能源具有比較優勢，和常規的汽柴油比較，在低于4.0 RMB/Nm3的終端價格下，氫能具備大規模使用的經濟性。
（2）傳統的氫氣主要作為化工原料和直接燃料，少量高純氫是高端電子工業、制藥工業的原料，這也導致了氫能市場的獨特性，能源氫與原料氫氣在市場上有明顯的市場分層。
（3）氫氣難于儲存的特性和安全標準高，導致儲運困難、供應鏈成本高，直接影響了氫能市場的快速發展。通過對氣氫、液氫、固氫、有機氫、管道氫的輸送成本分析。在100 km的運輸距離下，氫氣綜合儲運成本約1.3 RMB/Nm3，高壓氣氫更為簡單廉價，隨著氫氣輸送規模的增加，固氫和有機氫開始顯現出遠距離的成本優勢，有機氫由于脫氫的化工屬性和流體輸送的特點，應該更適用于遠程的海運場景，液氫則具有特殊的高純優勢和單車運輸量，可能作為未來的應用。
（4）通過對氫能中遠期的發展過程，規?；斔湍Ｊ降慕洕员容^，未來大規模綠氫門站價格將進一步降低，在大規模遠距離輸送中，管道門站模式將成為未來氫能的最終模式，門站氫的綜合能源效率預計在37%~55%。通過構建一個80萬t/a制氫輸氫一體的，距離1 500 km的西部氫田，預測在當前造價水平下，氫氣平準成本（含輸氫）門站價約2.6 RMB/Nm3。預計未來投資繼續下降的背景下，大規模綠氫到東部的門站價格將有望低于2.0 RMB/Nm3，管網門站模式將成為經濟可行的氫能供應鏈。
（5）干線門站模式和城市氫氣分輸相結合，在現有的技術條件下，將有望實現氫能大規模低成本的制氫、儲氫和輸氫，成為我國可再生能源與儲氫結合，提供完整的解決方案。在這個模式下氫能最終到達終端的價格約為3.3 RMB/Nm3，POE價格約為200 USD/BOE，與汽油價格接近，可以通過燃料電池更高的能量利用效率，實現氫能的規?；娲?。
（6）綜合分析，氫能供應鏈的規?；瘜⑼ㄟ^干線門站模式，實現氫能的低成本化，終端價格具備和汽柴油的競爭力，而燃料電池更高的能量利用效率。在未來十年，綠氫將實現氫能的規?；娲瑥亩鴱母旧细淖兾覈哪茉磻鹇愿窬帧?/p>
