一、市场现状
氢气是理想的零碳排放的可持续能源，单位质 量的氢气能量密度约是天然气的2.8倍，煤的5倍，还 具有来源广泛、高转化效率和清洁性的优点，利用 产物仅有水。 氢气的利用最佳方式是通过燃料电池 电化学转化。
近年来燃料电池技术的成熟和成本的 快速下降， 掀起了全球燃料电池交通的发展热潮。 美国、德国、日本、韩国等部分国家和地区相继把氢 能上升到国家能源战略高度
我国在经济高速发展的同时，能源对外依存度 不断升高，环境保护压力增大，迫切需要在氢能和 燃料电池产业有所突破。 发展氢能有望成为我国能 源技术革命的重要方向之一，有利于优化能源消费 结构，支撑清洁能源转型，保障国家能源安全。
二、制氢
氢气来源对天然气和煤炭的依赖，意味着大量的二氧化碳排放，需要配合碳捕捉与封存（ CCS ）和碳捕捉、利用和封存（ CCUS ）技术，但同时也会增加制氢成本。
天然气制氢工厂采用 CCUS 后，能使碳排放量能够减少 90% 以上， 但资本性支出（ CAPEX ）和运营成本（ OPEX ）将各会增加约 50% ，使最终制氢成本增加约 33% [3] 。
目前全球已经有多个实施了 CCUS 的天然气制氢项目， 氢气总产量约为 50 万 t/a 。
可再生能源电解水制氢能从制氢源头上实现零碳或低碳。 从长远来看，未来的氢源将以可再生能源制氢为主。
电解水制氢的产品纯度高，但目前电耗高达 4.5~5kWh/m 3 ， 且生产 1kg H 2 需耗水约 9L ，约是天然气制氢水耗的 2 倍。 电解水制氢装置的经济规模也偏小、价格昂贵，未来随着风电、光电成本的降低，电解水制氢成本有望不断降低。
三、氢气储运
氢气的储运方式包括氢气专用管道、压缩氢气（ CH 2 ）、 液 化 氢 气 （ LH 2 ）、 液 体 有 机 物 氢 载 体（ LOHC ）、金属合金储氢等方式
不同氢气储运方式的优缺点对比
氢气的密度极小，使得压缩氢气的体积能量密度并不高， 70MPa 氢气的体积能量密度也仅为汽油的约 15% 。 目前氢气管束车操作压力多为 20MPa ，满载氢气的质量仅约 200~300kg ， 且回空压力不能过低使整体利用率仅约 75%~85% ，低储运效率意味着高昂的成本。
氢气的液化温度为 -253℃ 。 液化规模为 1000kg/h 的氢气液化工厂， 液化过程消耗的能量如果用氢的能量衡量，约占初始氢气量的 25%~40% ，远高于天然气液化消耗天然气初始量的 10% 的比例。 但液氢的体积约是气态氢的 1/800 ， 密度为 70.8kg/m 3 ，单台液氢运输罐车的满载约 65m 3 ， 可净运输 4000kg氢，大大提高了运输效率。 但长距离运输液氢需要解决液氢不断气化，压力升高的问题。
目前氢气管道总长度约 5000km ，超过 50%位于美国，氢气专输管道单位长度投资约是天然气管道的 3 倍， 也可以考虑在现有的天然气管道网络中混合一部分氢气，因为管道安全和因气质变化对用户影响等因素的限制，掺入氢气的比例受到限制
氢气主要是以压缩气态或低温液态储运，储运成本较高，降低了氢气相比于其他燃料的竞争力。
迫切需要解决氢气的长期、大规模、低成本储存难题
安阳氢亿环保设备有限公司
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运输距离占氢气总成本的25%~37% ，对总成本影响较大。站内制氢具有明显的成本优势，其中站内天然气制氢的成本最低
煤制氢和液氢运输方式的结合， 使煤制氢在运输300km 后，氢气总成本依然能够低于 40 元 /kg ；但若距离远于 600km 以上，成本将高于 40 元 /kg ，也将大幅高于站内天然气制氢
站内电网制氢虽然省去了运输费用，但由于电价高，氢气总成本依然较高；
对于大型的煤制氢，天然气制氢，如果考虑 CCS 和 CCUS ，氢气成本将更高。
站内天然气制氢规模约在 100~500m 3 /h 之间，用气量不大， 且通过错峰可以实现在用气低谷时制氢，不会与民生用气竞争。
站内甲醇制氢是未来加氢站发展的趋势之一。
甲醇制氢碳氢比1:3，不会增加二氧化碳的排放
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