第2部分 相關(guān)加氫站技術(shù)的介紹
本節(jié)簡要介紹了在加氫站中為燃料電池公交車加氫的相關(guān)概念，主要應(yīng)用的模塊和最常用的加氫技術(shù)。本節(jié)中相關(guān)知識(shí)的介紹也是為了對(duì)后續(xù)部分中提供的分析和建議的理解。
在NewBusFuel項(xiàng)目中提出的的所有加氫站概念旨在為燃料電池公交車車隊(duì)加氫服務(wù)的。氫能燃料電池公交車具有一系列的優(yōu)點(diǎn)，例如完全避免如一氧化氮和二氧化氮等氮氧化合物、顆粒物質(zhì)等污染物的排放。此外，如果我們應(yīng)用的氫氣是來源于可再生能源，那么由氫能燃料電池公交車運(yùn)行帶來的溫室氣體排放可以幾乎降低為零。
由于氫氣有許多來源，與傳統(tǒng)的柴油車輛相比，使用燃料電池公交車增加了能源的的靈活性。
氫也可以在內(nèi)燃機(jī)中使用。然而，這種技術(shù)氫的消耗量明顯較高，因此目前的發(fā)展重點(diǎn)在于更有效的燃料電池動(dòng)力系統(tǒng)。
目前存在多種的加氫站概念。以下段落挑選其中最重要，典型的方式進(jìn)行描述。圖1顯示了可以區(qū)分四個(gè)不同模塊的典型加氫站概念的方案。他們分別是H2生產(chǎn)或輸送單元（用于外部供應(yīng)），壓縮單元，氫氣儲(chǔ)存和分配單元。由于壓縮和存儲(chǔ)彼此強(qiáng)烈相關(guān)，因此它們?cè)趫D1中一起示出，并且將在該部分內(nèi)一起解決。
圖1 典型的加氫站結(jié)構(gòu)
H2的生產(chǎn)和運(yùn)輸
加氫站概念的本質(zhì)區(qū)別是氫的來源。如果所需氫氣直接在加氫站生產(chǎn)，這稱為現(xiàn)場制氫。相比之下，一些加氫站只能將來自其他工廠和場地的氫氣運(yùn)輸?shù)郊託湔緸槿剂想姵剀囕v提供加氫服務(wù)。一般來說這種工廠可以分為專門進(jìn)行氫氣生產(chǎn)的大型工廠和以氫氣為副產(chǎn)物的工廠如氯堿工廠等化工廠。這兩種情況都是異地生產(chǎn)氫氣的方式。如果生產(chǎn)的氫氣不是在加氫站內(nèi)而是在周邊的區(qū)域，就被稱為近現(xiàn)場生產(chǎn)，一般采用卡車拖車的運(yùn)輸或管道輸送將氫氣運(yùn)送到加氫站。
如果加氫站使用異地工廠中生產(chǎn)的氫氣，則需要區(qū)分兩種不同形式的氫氣輸送：氣態(tài)和液態(tài)氫氣（GH2和LH2）。氫氣的液化消耗大量的能量。使用目前的技術(shù)，液化過程需要大約三分之一的氫氣所含有的能量，但據(jù)研究發(fā)現(xiàn)未來可以將這部分能源消耗減少將近50％。然而，使用卡車拖車運(yùn)送氫氣，與輸送氣態(tài)氫相比，液態(tài)氫輸送可以在一次運(yùn)輸中運(yùn)送更大量的氫氣。因此，對(duì)于LH2而言，每公斤運(yùn)輸成本通常較GH2更小，可以補(bǔ)償液態(tài)氫的較高生產(chǎn)成本。如果以氣態(tài)形式運(yùn)輸，由于其在環(huán)境中低密度的特點(diǎn)，H2會(huì)被被壓縮至200巴或更高的壓力。
現(xiàn)場制氫通常采用以下兩種技術(shù)：電解或蒸汽重整。電解槽使用電力將水分解成氫氣和氧氣。蒸汽重整器使用甲烷和水蒸汽并通過催化反應(yīng)產(chǎn)生氫氣。
圖2 現(xiàn)場電解制氫和蒸汽重整制氫的加氫站內(nèi)部結(jié)構(gòu)
H2的壓縮和存儲(chǔ)
壓縮單元和氫存儲(chǔ)彼此強(qiáng)相關(guān)。需要區(qū)分GH2處理的兩個(gè)基本概念：第一個(gè)（參見圖1頂部的兩條路徑）使用高壓儲(chǔ)存，壓力水平高于公交車氫氣儲(chǔ)罐中的目標(biāo)壓力。由于這種壓力差，加氫過程可以通過溢流灌裝進(jìn)行，而不需要在實(shí)際加氫過程中使用壓縮機(jī)提升壓力。相對(duì)較新的技術(shù)就是所謂的恒壓儲(chǔ)存。它在加氫期間使用液壓單元來保持氫氣儲(chǔ)罐中所需的壓力水平。
第二個(gè)概念（參見圖1中壓縮+儲(chǔ)存的第三個(gè)路徑）在氫氣儲(chǔ)罐中使用較低的壓力水平，以及在為公交車加氫時(shí)將氫氣儲(chǔ)罐中的氫氣通過增壓壓縮機(jī)進(jìn)行增壓。
通過增加存儲(chǔ)壓力，可以提升固定體積和固定占地面積的儲(chǔ)罐的儲(chǔ)氫能力。另一方面，較高的壓力水平需要更高強(qiáng)度的儲(chǔ)罐，并且可能更高的投資成本。
液態(tài)氫氣在環(huán)境壓力下沸點(diǎn)為-253℃，因此液態(tài)氫必須儲(chǔ)存在高度絕熱的儲(chǔ)罐中，以避免LH2升溫導(dǎo)致液氫沸騰以氣態(tài)氫氣蒸發(fā)（蒸發(fā)）（見底部H2路徑在圖1中）?？梢允褂玫蜏乇没虻蜏貧鋲嚎s機(jī)（CHC）代替壓縮機(jī)，將氫氣從儲(chǔ)罐移動(dòng)到分配器單元。當(dāng)通過組合的蒸發(fā)器/熱交換器單元時(shí)，氫被調(diào)節(jié)到適當(dāng)?shù)膲毫蜏囟人剑栽诩託錁屘帿@得標(biāo)準(zhǔn)的350 bar加氣氣態(tài)氫氣。
請(qǐng)注意，公交車儲(chǔ)氫罐的壓力水平目前為350 bar，而小型乘用車車輛通常需要700 bar的壓力水平，這使得公共汽車加氫站復(fù)雜程度降低，成本低。
請(qǐng)注意，壓縮機(jī)在加氫站設(shè)計(jì)中的作用也很重要。在CHIC項(xiàng)目及其前身項(xiàng)目CUTE，ECTOS和HyFLEET：CUTE中，大部分加氫站停機(jī)是由氫壓縮機(jī)的問題引起的。這個(gè)加氫站模塊的重要性不能被低估。
氫氣加注設(shè)備
燃料電池公交車使用氫氣分配單元連接到加氫站。不同的標(biāo)準(zhǔn)和協(xié)議，用于為不同的車輛，如乘用車，公交車或叉車加注氫氣。一個(gè)重要的參數(shù)是加氫速度，可以分為以下三個(gè)標(biāo)準(zhǔn)考慮：緩慢加注（高達(dá)30g / s或1.8kg / min），正常加注（高達(dá)60g / s或3.6kg / min），以及快速加注（高達(dá)120 g / s或7.2 kg / min）。這些數(shù)字指的是最快加氫速度，整個(gè)加氫過程中的平均值可能遠(yuǎn)低于這些限制標(biāo)準(zhǔn)。根據(jù)不同的加氫方案，可能需要對(duì)氫氣進(jìn)行預(yù)冷，例如采用快速加氫時(shí)特別是乘用車加氫，70 MPa的高壓需要額外的設(shè)備和更高的加注成本。
圖3 異地氫氣運(yùn)輸加氫站
第3部分 技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析
第3節(jié)對(duì)項(xiàng)目案例研究開發(fā)解決方案的要求和技術(shù)經(jīng)濟(jì)性能進(jìn)行了總結(jié)和分析，來了解了加氫站設(shè)計(jì)和運(yùn)行的主要影響因素。
在NewBusFuel項(xiàng)目中，為七個(gè)歐洲國家的12個(gè)不同城市開發(fā)了13個(gè)案例研究（見下圖4）。八個(gè)參與城市在以往項(xiàng)目中獲得了氫能公交車的運(yùn)營經(jīng)驗(yàn)，而伯明翰，波茨坦，里加和伍珀塔爾等四個(gè)城市是新加入的，之前并沒有參與燃料電池和氫能聯(lián)合事業(yè)（FCH JU）的早期項(xiàng)目。在CHIC或HyTransit等項(xiàng)目中，公共汽車運(yùn)營商一直在測試運(yùn)營少量燃料電池公交車，一般一個(gè)車隊(duì)運(yùn)營4至10輛公交車，以及相關(guān)的加氫基礎(chǔ)設(shè)施。
在NewBusFuel的每個(gè)案例研究中，公交運(yùn)營商或運(yùn)輸機(jī)構(gòu)與氫能產(chǎn)業(yè)的合作伙伴和設(shè)備供應(yīng)商合作，為每個(gè)案例研究共同開發(fā)定制解決方案。在本節(jié)中，對(duì)單個(gè)案例開發(fā)解決方案的要求和技術(shù)經(jīng)濟(jì)性能進(jìn)行了總結(jié)和分析，來更好地了解HRS的設(shè)計(jì)和運(yùn)行的主要影響因素。
來自公交運(yùn)營商的要求
能夠使用目前現(xiàn)有的部件和技術(shù)為所有13個(gè)案例研究開發(fā)出適合的解決方案，這代表了NewBusFuel項(xiàng)目的顯著成就。每一個(gè)項(xiàng)目解決方案都考慮到該項(xiàng)目的一些特殊要求和條件，例如公交車隊(duì)運(yùn)營，H2需求，加氫操作以及滿足當(dāng)?shù)胤伞⒎ㄒ?guī)和標(biāo)準(zhǔn)（RCS）的要求。表1對(duì)相關(guān)的關(guān)鍵要求及其在NewBusFuel案例研究中的變化范圍進(jìn)行了總結(jié)。指示H2目標(biāo)成本采用極限評(píng)估，其中包括公交運(yùn)營商需要承擔(dān)的所有CAPEX和OPEX成本。
圖4 NewBusFuel項(xiàng)目概覽
表1 NewBusFuel項(xiàng)目研究的以洗具體參數(shù)要求
NewBusFuel項(xiàng)目開發(fā)解決方案的技術(shù)特性
開發(fā)的案例研究包括第2節(jié)中描述的所有氫的來源，一些研究涉及多個(gè)來源以及備用選項(xiàng)。通過電解進(jìn)行現(xiàn)場制氫受到青睞，有八項(xiàng)研究方案選擇現(xiàn)場電解制氫，三個(gè)研究方案選用現(xiàn)場蒸汽重整制氫。場外制氫并以氣態(tài)氫的輸送方案有兩種，而采用液態(tài)運(yùn)氫的有三項(xiàng)研究案例。
壓縮和存儲(chǔ)模塊考慮了不同的概念。對(duì)于大多數(shù)加氫站處理氣態(tài)氫的方案，使用溢流灌裝的都會(huì)采用高壓氫氣儲(chǔ)存，高壓儲(chǔ)存通常被分為具有不同壓力水平（低，中，高壓）的三個(gè)等級(jí)，并且利用車廂與儲(chǔ)罐之間的壓力差，以級(jí)聯(lián)方式加注燃料。中壓儲(chǔ)能和增壓壓縮機(jī)的組合也被少數(shù)案例采用。
一些研究考慮使用恒壓儲(chǔ)存罐，以便更好地利用儲(chǔ)存在儲(chǔ)罐中的H2，并顯著減少儲(chǔ)罐的壓力循環(huán)次數(shù)，從而延長儲(chǔ)罐的使用壽命。
令人驚訝的是，在NewBusFuel項(xiàng)目中，所需的自主時(shí)間不約而同的得到了減少。最初研究考慮的單個(gè)存儲(chǔ)自主期限，平均約三天。對(duì)于許多案例研究而言，為了降低成本，最終的工程設(shè)計(jì)方案中，平均時(shí)間由3天降低為2天。
加氫模式的特點(diǎn)也差別很大。這包括加氫窗口的持續(xù)時(shí)間（見表1）以及需要同時(shí)加氫的公共汽車數(shù)量。例如，每輛巴士的背靠背加氫時(shí)間為12分鐘（假設(shè)平均速度為2.5公斤H2 /分鐘，以加油25公斤H2加上2分鐘的機(jī)動(dòng)和啟動(dòng)時(shí)間）4個(gè)加氫裝置同時(shí)需要工作在5小時(shí)內(nèi)為100輛公共汽車的加氫。大多數(shù)研究旨在采用正常加氫速度（見第2節(jié)），但在案例研究中還考慮到同時(shí)進(jìn)行大量公交車的快速加氫和緩慢加氫。除了公交車之外，燃料電池乘用車的加氫方案也被納入了一項(xiàng)研究。
應(yīng)該注意的是，NewBusFuel項(xiàng)目中的技術(shù)選擇有時(shí)受到所涉及的行業(yè)合作伙伴的產(chǎn)品或公共汽車經(jīng)營者采取的某些預(yù)先決定等因素的影響。因此，最終的設(shè)計(jì)不一定反映出最佳的加氫站設(shè)計(jì)。
分析加氫站占地以應(yīng)用要求
由于公共汽車站經(jīng)常位于城市地區(qū)，被商業(yè)或住宅區(qū)包圍，所以對(duì)加氫站占地面積的限制通常是非常嚴(yán)格和具有挑戰(zhàn)性的。
圖5 加氫站占地面積與制氫量和氫氣運(yùn)輸量之間的關(guān)系
圖5顯示了加氫站占地面積與每日加氫能力之間的相關(guān)性。如可能預(yù)期的那樣，具有現(xiàn)場制氫（參見圖5 - 頂部）的加氫站比采用氫氣運(yùn)輸?shù)募託湔拘枰嗟目臻g（參見圖5 - 底部）。一些加氫站概念旨在通過增加設(shè)施的高度來減少占地面積。通過將組件彼此堆疊，例如在雙層建筑物中。然而，所有組件都需要進(jìn)行維護(hù)，并且需要尊重潛在的高度限制。請(qǐng)注意，所有這些高度限制都是從NewBusFuel項(xiàng)目的案例研究中得到的實(shí)例。
根據(jù)現(xiàn)場制氫技術(shù)，所需的設(shè)施用品需要在加氫站現(xiàn)場提供。生產(chǎn)能力為1000 kg H2 /天的電解槽需要大約2.5 MW的電力輸入。其他組件同樣也具有顯著的功率需求，例如：壓縮機(jī)?，F(xiàn)場電解制氫的加氫站需要大量的電力需求，并且如果電力需求超過當(dāng)?shù)啬壳暗碾娏Ψ植既萘肯拗?，則可能需要在較高電壓（例如已經(jīng)用于較長距離傳輸?shù)?/span>110kV）的網(wǎng)絡(luò)連接。顯然，現(xiàn)場蒸汽重整需要足夠的天然氣供應(yīng)。根據(jù)經(jīng)驗(yàn)，為生產(chǎn)1000公斤氫氣需要5000 Nm3的天然氣。所有形式的現(xiàn)場氫氣生產(chǎn)都需要水，這通常根據(jù)各自的水純度要求在現(xiàn)場進(jìn)行純化。
對(duì)于非現(xiàn)場制氫，每天需要的拖車數(shù)量和相關(guān)物流很重要。高壓管拖車運(yùn)載不同數(shù)量的氫氣，取決于拖車的壓力水平。目前200 bar的拖車包含約350公斤氫氣，最近開發(fā)的拖車可達(dá)到500 bar，載重量超過1000公斤H2，而LH2拖車含有超過3000公斤的H2。根據(jù)氫的需求，在加氫站交付和交換拖車的日常工作是至關(guān)重要的。
公交經(jīng)營商氫燃料成本經(jīng)濟(jì)分析
如前表1所示，NewBusFuel的典型目標(biāo)成本范圍為4-6歐元/公斤H2，一般旨在實(shí)現(xiàn)氫氣和柴油客車之間的燃油成本平價(jià)。這一目標(biāo)成本范圍由NewBusFuel項(xiàng)目中提供的不同加氫站設(shè)計(jì)的三項(xiàng)研究達(dá)成，而另外三項(xiàng)研究則最終達(dá)到的氫成本范圍為6-8€/ kg H2。其余七項(xiàng)研究的H2成本超過8歐元/公斤H2。 NewBusFuel項(xiàng)目中所有研究的平均H2成本約為8.00歐元/公斤H2，這相當(dāng)于CHIC項(xiàng)目內(nèi)支付的實(shí)際H2成本（13 - 20歐元/公斤H2），實(shí)現(xiàn)了氫氣成本的大幅降低。這種成本的改善主要是由于NewBusFuel項(xiàng)目設(shè)計(jì)較大的加氫站，以及由此帶來的規(guī)模經(jīng)濟(jì)。然而，鑒于一半以上的研究未達(dá)到設(shè)定的氫目標(biāo)成本，所有利益相關(guān)方都需要進(jìn)一步努力（見第4節(jié)建議）。
通過部署現(xiàn)場蒸汽重整的加氫站可以實(shí)現(xiàn)的氫成本通常低于現(xiàn)場電解制氫的加氫站實(shí)現(xiàn)的氫成本。對(duì)于后者來說，缺點(diǎn)主要是由于相對(duì)于電價(jià)明顯高于天然氣。通過氫氣輸送的加氫站的氫成本相對(duì)于來自現(xiàn)場制氫的加氫站氫氣成本而言具有競爭優(yōu)勢，無論是運(yùn)送氣態(tài)還是液態(tài)氫氣到加氫站。然而，很多方面，例如，每次運(yùn)輸中購買的氫氣量，交付頻率，交貨距離，合同期限，合同取消條件，不履行的處罰以及許多其他合同方面在確定氫氣最終成本方面受到地區(qū)條件的約束。
采用現(xiàn)場電解制氫的加氫站
下面將會(huì)對(duì)資本和業(yè)務(wù)支出（CAPEX固定投資和OPEX運(yùn)營投資）進(jìn)行分別評(píng)估，包括每個(gè)部分對(duì)加氫站模塊的成本的貢獻(xiàn)。以現(xiàn)場電解制氫能力3000 kg H2 / 天（根據(jù)燃料電池公交車每日的氫氣消耗量，可以滿足100輛以上公交車的永清需求）的加氫站來示例說明成本估算和貢獻(xiàn)。通用技術(shù)和財(cái)務(wù)假設(shè)在表2中給出。關(guān)于每個(gè)加氫站組件成本估算的更多背景資料由“NewBusFuel大型加氫燃料加氫指導(dǎo)文件提供。
對(duì)于四個(gè)主要模塊，一般加氫站需要初始投資2350萬歐元，相當(dāng)于指定折舊期間的資本支出為1.54歐元/公斤。包括其他費(fèi)用，如額外的土建工程，融資成本和項(xiàng)目管理費(fèi)用，這一數(shù)額增加到2820萬歐元或1.76歐元/公斤。假設(shè)每年為H2設(shè)備總資本支出占3％的維護(hù)總計(jì)約70萬歐元，這將氫氣成本提高0.64歐元/公斤。
表2 加氫站采用現(xiàn)場電解制氫技術(shù)相關(guān)的財(cái)政與技術(shù)假設(shè)
圖6 采用電解水制氫日產(chǎn)氫量為3000kg/天的典型加氫站氫氣成本預(yù)算
加氫站消耗的總電量為62 kWh / kg H2（H2生產(chǎn)時(shí)為58 kWh / kg H2，壓縮為4 kWh / kg H2）。使用這些假設(shè)，圖6顯示了由電力消耗造成的氫氣的總成本變化關(guān)系。從圖中可以看出，考慮到大部分電力成本范圍，運(yùn)營成本明顯高于前期資本支出。為了實(shí)現(xiàn)在所需成本目標(biāo)范圍內(nèi)氫氣的極限成本（即低于6歐元/公斤H2），對(duì)于這種類型加氫站及以上基本假設(shè)，電價(jià)需要低于6歐分/ kWh（0.06 歐元/kWh）（見表2）。
圖7顯示，根據(jù)歐盟統(tǒng)計(jì)局統(tǒng)計(jì)顯示，歐洲各國的電價(jià)差異較大，工業(yè)消費(fèi)者平均電價(jià)約為12歐分/kWh（含稅）。然而，需要提及的是這個(gè)統(tǒng)計(jì)價(jià)格適用于每年消耗500至2000兆瓦之間企業(yè)，而一般的加氫站通過現(xiàn)場電解制氫需要每年大約7萬兆瓦時(shí)的電量。
圖7 歐洲不同國家工業(yè)消費(fèi)者年消耗電量在0.5-2 GWh的電價(jià)情況（歐洲統(tǒng)計(jì)局2016年數(shù)據(jù)）
圖8不同國家工業(yè)消費(fèi)者年消耗電量在100 GWh的電價(jià)情況（CREG 2016年數(shù)據(jù)）
圖8顯示了根據(jù)[CREG 2016]一些歐洲市場的工業(yè)消費(fèi)者，年耗電量為100 G瓦時(shí)的電價(jià)變化情況。電力市場上，電力作為商品（如EEX或EPEX）在幾個(gè)國家的價(jià)格是低于4歐分/kWh的。即使包括稅費(fèi)征收，歐洲國家大型工業(yè)消費(fèi)者的電價(jià)可能在6歐分/kWh甚至更低。
重要的是要注意，電價(jià)格情況對(duì)歐洲個(gè)別國家和稅法規(guī)定是非常具體的。在一些國家，如德國和意大利，總體電價(jià)可以包括高稅收（見圖7和圖8）。對(duì)于年消費(fèi)量為70-150 GWh的德國工業(yè)消費(fèi)者來說，2015年德國的平均電價(jià)為9.76美分/千瓦時(shí)，其中包括不可退稅的稅費(fèi)為4.21美分/kWh，占據(jù)了40％多。稅收這一高份額對(duì)可實(shí)現(xiàn)的氫成本具有重要影響。特別是在德國的情況下，目前德國現(xiàn)有的電力稅收監(jiān)管框架非常復(fù)雜，有許多豁免條例存在。因此，適用的電價(jià)取決于法律和組織方面的范圍。表3說明了以不同電價(jià)購買電力的影響，包括或不包括不退還的稅費(fèi)。
表3 德國大型工業(yè)消費(fèi)者氫氣成本隨電價(jià)變化關(guān)系
對(duì)于這里討論的通用加氫站示例，電價(jià)9.76歐分/ kWh產(chǎn)生的氫成本低于8.50歐元/公斤H2，而不征稅的電價(jià)可以使氫成本低于6歐元/公斤H2，達(dá)到氫氣的目標(biāo)成本范圍為4 - 6€/ kg H2。
NewBusFuel項(xiàng)目分析了電解制氫的幾種不同商業(yè)化模型。其強(qiáng)烈的依賴于電力的價(jià)格，并且對(duì)NewBusFuel項(xiàng)目選擇的商業(yè)模式存在潛在的負(fù)面影響。
現(xiàn)戰(zhàn)重整制氫的加氫站
對(duì)于現(xiàn)場蒸汽重整的加氫站而言，運(yùn)營成本對(duì)最終H2成本的貢獻(xiàn)通常大于項(xiàng)目的固定投資。根據(jù)經(jīng)驗(yàn)，生產(chǎn)1公斤H2需要大約4.5 - 5.5 Nm3的天然氣。假設(shè)消耗5 Nm3生產(chǎn)1kg氫氣，能量密度為10 kWh / Nm3（相對(duì)于較低的發(fā)熱值），通用加氫站（日產(chǎn)氫3000kg）示例的年度天然氣需求量約為55 GWh。以歐洲工業(yè)消費(fèi)者的平均價(jià)格為2.75歐分/ kWh（見圖9和圖10），天然氣相關(guān)運(yùn)營成本為1.38歐元/千克H2。
對(duì)運(yùn)營成本的其他貢獻(xiàn)是由蒸汽重整器帶來的電力消耗，氫氣壓縮消耗的電力和維護(hù)成本引起的。與電力相比，天然氣能源成本較低（參見圖7至圖10）意味著由蒸汽重整產(chǎn)生的氫氣成本通常低于電解氫氣的成本。
根據(jù)其他文獻(xiàn)來源（參見[H2A-生產(chǎn)研究]），NewBusFuel中報(bào)道的數(shù)據(jù)中，對(duì)蒸汽重整器相對(duì)于電解設(shè)備而言，其前期投入考慮較低，然而他們的差異相對(duì)于運(yùn)營成本而言就已經(jīng)微不足道了。
采用異地氫氣運(yùn)輸?shù)募託湔?/span>
由于依靠運(yùn)輸氫氣的加氫站不需要部署任何H2生產(chǎn)技術(shù)及設(shè)備，所以這種類型的加氫站通常需要最低的資本投入。然而，如前所述，運(yùn)輸氫氣的成本由技術(shù)決定并且隨著合同參數(shù)而顯著變化。它的成本可能高于或低于在現(xiàn)場產(chǎn)生的氫氣。
圖9 各個(gè)國家工業(yè)消費(fèi)者年消耗天然氣在2.8-27.8 GWh的天然氣價(jià)格情況（歐洲統(tǒng)計(jì)局，2016）
有關(guān)技術(shù)-經(jīng)濟(jì)分析的總結(jié)
如本節(jié)所述，建設(shè)加氫站的合適的技術(shù)解決方案，特別是關(guān)于最終氫氣成本的技術(shù)解決方案是高度變化的，取決于許多方面，例如當(dāng)?shù)仉娏吞烊粴夤?yīng)，H2源的可用性和潛在的H2運(yùn)輸途徑，地方立法和稅收的影響等等。
圖10 各個(gè)國家工業(yè)消費(fèi)者年消耗天然氣在100 GWh的天然氣價(jià)格情況（CREG，2016）
聯(lián)系客服
