图10. 风光氢储一体化项目
在地下储氢的应用上，2021年8月23日，中国石化重庆首座加氢站——半山环道综合加能站于近日正式建成。该站是国内首座应用储氢井技术的加氢站，日供氢能力1000公斤，将为重庆首批氢能示范公交车和市内物流车提供加氢服务，是氢能产业技术创新发展的良好实践和示范。
2.2
氢能运输技术
氢和氧能形成爆炸混合物，在运输和使用过程中需要十分小心。目前氢能的运输通常根据储氢状态的不同和运输量的不同有所调整，主要有气氢输送、液氢输送和固氢输送3种方式。
2.2.1 气氢输送
氢能的气态输运分为长管拖车和管道输运2种。长管拖车灵活便捷，但在长距离大容量输送时，成本则会更高。与此相比，管道运输的输氢量大、能耗低，但是建造管道一次性投资也更大。在管道输运发展初期，可以积极探索掺氢天然气方式——将氢气逐步引入天然气网络，这也是大规模推广氢气的现实解决方案。
2.2.2 液氢输送
液氢一般采用车辆或船舶运输，液氢生产厂至用户较远时，可以把液氢装在专用低温绝热槽罐内，放在卡车、机车、船舶或者飞机上运输。这是一种既能满足较大输氢量，又比较快速、经济的运氢方法。在特别的场合，液氢也可用专门的液氢管道输送。由于液氢是一种低温(-253℃)液体，其存储的容器及输送液氢管道都需要高度的绝热性能，所以管道容器的绝热结构就比较复杂，且液氢管道一般只适用于短距离输送。
2.2.3 固氢输送
采用固体储氢材料对氢气进行物理吸附，或与氢气发生化学反应等方式，储存、释放氢能的方法被称为“固氢”储运技术。其中，储氢材料是实现固氢运输的核心部分，它能够对氢气进行有效的吸附与释放，或者能够与氢气发生高效、可逆的化学反应，从而实现氢能的储存与释放。常用的固体储氢材料包括金属储氢合金、碳质储氢材料等。
表1：不同输送方式的技术比较
总体来看，气氢储运由于工艺及设备相对简单而被应用地最为广泛，但它储能密度低、不经济，适用于短距离运输。因此，采用输氢管道输送氢气对于分布集中的用户非常合适。液氢储运由于其储能密度较气氢高得多，因此适用于对储能量要求很高的航空火箭等场合，但其对设备的绝热、密封性等要求高。固氢储运兼具能量密度高、运输安全、经济等优点，适用于工业、交通工具等多种场合，但其对固体储氢材料性能要求较高，对新型储氢材料的开发提出了新要求。
#03
氢能的发展瓶颈与展望
尽管氢能存在多方面的优势，有多种储存、运输方式，但其生产过程存在着重要瓶颈，制约着当前氢能的大规模应用和发展。
3.1
电力系统仍未完成脱碳
氢能本身是清洁的可再生能源，在使用的过程中没有碳排放，但目前生产氢能的过程却并非完全零碳。如果用目前电网中的电，发电过程会产生碳排放，再电解水制氢，氢能也间接产生碳排放。氢能按照其制取方式，可分为灰氢、蓝氢、绿氢三种，其中只有绿氢是零碳的。
图11. 氢气制备过程示意图
3.1.1 灰氢
灰氢是通过化石燃料，经过化学反应制造的氢气。如通过煤气化，用C H2O ⇌ H2 CO2的原理制氢，显然会产生大量碳排放。目前，市面上绝大多数氢气是灰氢，约占当今全球氢气产量的95％左右。
灰氢的生产成本较低，制氢技术较为简单，而且所需设备、占用场地都较少，看似具有优势，但是从本质上看并不是清洁能源。
3.1.2 蓝氢
蓝氢是将化石燃料通过蒸汽甲烷重整或自热蒸汽重整等制造的氢气。虽然仍采用化石燃料，也会产生温室气体，但其使用了碳捕捉、利用与储存（CCUS）等先进技术。温室气体被捕获，减轻了对地球环境的影响，实现了低排放生产。
蓝氢相对生产成本低、技术成熟，适合作为一种“过渡清洁能源”，用于现阶段的减碳行动。
3.1.3 绿氢
绿氢，是通过使用再生能源（如太阳能、风能、核能等）制造的氢气。一般通过可再生能源发电，再通过电解水制氢，生产绿氢的全过程中没有碳排放，又称为新能源制氢。
国际氢能协会副主席、清华大学教授毛宗强说：“2020年，中国氢气主要来源于灰氢，在2030年之后，绿氢应该成为主体。”但绿氢受到目前技术及制造成本的限制，实现大规模应用还需要时间。
要充分应用绿氢，首先要构建以新能源为主体的新型电力系统。而新能源发电具有高度波动性和不确定性等特点，目前的电力系统尚不能完全适应。未来需要构建“电-氢”耦合体系，才能建立低碳电氢网络，实现全过程的低碳。从这个角度看，氢能的一大瓶颈不在氢气本身，而在于电力系统。
3.2
产氢成本过高
中国石油和化学工业规划院新能源发展研究中心主任刘思明曾表示：“降低氢能使用成本是产业发展的关键所在，成本的下降趋势和速度将决定这个产业发展的速度。”
表2：产氢成本估算
（假设：电$0.095/kWh，天然气$9/MMBtu，煤价$20/t）
整体来看，蓝氢的成本略高于灰氢，但碳排放显著减少。如果不考虑发电本身的碳排放，电解水制氢是最为环保的，但其成本仍然偏高。单位制氢成本主要取决于煤、天然气及电价，但是目前看来，这些价格均存在上涨的可能，绿氢的成本短期难以大幅下降。
一般认为，当电解水制氢的综合成本降低到约1元/Nm，也即11.2元/kg时，用氢能才是经济的。电解水过程中，通常电费占制备成本的80%左右。尽管近年在制氢的工艺、设备、催化剂上有一定突破，成本有所下降，但未能解决根本问题。有人预计，2025年，我国60%地区的光伏上网电价将在度电0.13元左右，风电度电成本将控制在0.15元左右，可再生能源制氢成本将很快降至1元/Nm，届时氢能的成本将比汽油更有优势。
3.3
产氢效率偏低
产氢效率因方法而不同，但整体上偏低，或存在效率、方法、安全性等不可兼得的问题。就电解水制氢而言，通过碱性电制氢，技术较为成熟，但效率偏低，能量利用效率仅为21.42%～26.04%。通过质子交换膜（PEM）制氢，可实现高电流密度和较高效率（31.08%～33.18%），但膜与催化剂相对昂贵。通过高温电制氢，效率高（38.22%～48.98%），但技术不够成熟，相对昂贵。
即便是较为先进的方法，其制氢的能量利用效率也不超过50%。制得的氢气常用于燃料电池，而燃料电池理论效率85%~90%，实际工作时效率约为40%~60%，远达不到理论效率。如果用氢气作为储能媒介，在“电能→氢能→电能/其他”的过程中，能量浪费是巨大的，这也是制约氢气大规模应用的一大瓶颈。未来在制氢效率及燃料电池效率上还需进一步突破。
#04
氢能的展望
目前，虽然氢能由于效率低、成本高等缺点，仍未得到大规模的应用，但由于其在各个重要领域中脱碳的关键作用，在未来，氢能具有广阔的发展前景。
4.1
政策支持
首先，世界各国在政策层面为氢能的推广制定了发展路线。国际氢能理事会（Hydrogen Council）发布的 《氢能观察2021》 (Hydrogen Insights 2021）统计显示，截至2021年2月，已有30多个国家发布了氢能路线图[31]。美国的氢能战略的目标是在未来十年，使清洁氢能的价格降低至1美元/千克，到2030年，预计美国氢能经济每年可产生约1400亿美元的收入，并在整个氢价值链中提供70万个工作岗位。欧盟委员会于2020年3月10日宣布成立“清洁氢能联盟”，并在2020年7月公布的欧盟的氢战略中提出，将在2024年生产100万吨清洁氢能，并在2030年扩大至1000万吨;日本在《2050碳中和绿色增长战略》中也提出，到2030年将氢能年度供应量增加到300万吨，到2050年氢能供应量达到2000万吨/年，力争在发电和交通运输等领域将氢能成本降低到30日元/立方米，到2050年降至20日元/立方米。在未来越来越多政策的支持下，氢能将会得到更加广泛的应用。
4.2
技术展望
在氢能的生产方面，未来的氢能，将以可再生能源电解水制氢为主。在可再生能源成本下降之前，站内天然气制氢能大幅降低全产业链成本，是加氢站未来发展的趋势之一。
在氢能的运输方面，储运是限制氢能产业发展的瓶颈，氢气专输管道投资大、审批难，短期内仍然以高压气氢储运为主。低温液态储氢密度高但成本高，主要应用于航空领域。固氢及有机液氢储运容量大、安全经济，因此发展潜力巨大。以商用车带动加氢站建设，有望形成正反馈降低氢能源成本。
在氢能的应用方面，氢能应用模式丰富，能够帮助工业、建筑、交通等主要终端应用领域实现低碳化。目前氢能以工业原料消费为主，未来氢能在交通部门应用潜力巨大，尤其是远程重货运、航空等，其形式则包括燃料电池、氢能热机等。通过氢能作为主要能源，将会为目前难以减排的行业部门（如图10所示）提供可行的深度减排路径。
