全球绿氢产业大会48条金句

2023年8月22-23日，由上海嘉定氢能港指导，香橙会研究院和上海交通大学安泰经济与管理学院联合举办的全球绿氢产业大会上，来自全球产业链的头部企业演讲嘉宾，发表了许多前沿信息和精彩观点。香橙会研究院做了编辑整理，提炼出48条金句，分享如下。

中石化石油化工科学研究院有限公司 首席科学家荣俊峰

嘉宾观点分享：

1、氢能行业发展的核心驱动力是碳中和。而实现碳中和的途径有三种：化石能源转型可再生能源；燃料与原料的脱碳；CCUS技术。但最根本途径在于能源转型。我认为碳中和意味着更经济、更清洁和更安全的能源结构。更经济现在已经实现了，例如太阳能发电度电价格在西北地区已经低于2毛钱了，煤电也就2.5毛。对于传统的工业企业来讲，可再生能源制氢是实现工业碳中和的一个重要的途径，在可预见的未来，它将是氢能的“龙脉”。氢能确定性机会最早还是在大规模的工业用氢方面。

2、包括电解水制氢、生物质制氢和光解水制氢在内的可再生能源制氢方式中，电解水制氢是当前阶段最现实的大规模制氢手段。所以说绿氢制备技术将成为未来构建氢基产业重要的前提和基础。这里使用氢基产业这个词。是说氢能只是盯着氢的能源属性，而氢基产业则会对整个传统工业行业的脱碳构成一个非常重要的基础，而且它可能还是未来离我们所谓的“氢能蓬勃发展”最近的领域。

3、未来当石油退出能源舞台，大宗能源贸易以什么为载体？氢能（包括甲醇和氨）恐怕是不二之选。

4、当前绿氢成本很高，但未来一定会低于灰氢。未来如何降低绿氢的成本，无外乎两个方面：首先，电力成本要降低，现在电占了70%的成本，电力成本的降低有一个确定性的时间，未来10年度电成本降到1毛钱以下我认为是有可能的。其次要降低装备运行维护费用，现在这部分占据了30%的成本，这就需要从整个电解水技术水平上进一步来提高，如降低贵金属的用量，同时提高它的可靠性。

5、除电力成本降低和技术持续进步之外，未来碳税价格对绿氢成本竞争力有重要影响:碳税50元/吨对应煤制氢成本为11元/kg;500元/吨对应煤制氢成本就达到了20元/kg。当国内碳税达到欧盟价格标准的话，实际上现在的技术水平绿氢已经具有技术经济性了。

河钢集团可持续发展研究中心首席研究员李梦龙

嘉宾观点分享：

6、钢铁和氢能是未来要喜结良缘的行业。氢冶金根本目的是为了实现钢铁生产过程中碳排放的降低，以及未来近零碳排生产流程的研发，是低碳优质铁素原料的补充。河钢集团最近完成的氢冶金的示范工程全球首次采用以焦炉煤气为还原气体的高压竖炉零重整氢冶金技术，工艺气体中氢碳比高达8:1以上，这是目前最接近纯氢还原的状态，且未来可实现纯氢还原的无缝工艺。

7、以焦炉煤气为还原气的氢冶金工艺是当前最符合中国资源禀赋的选择，焦炉煤气为还原气源的氢冶金工艺，其烟气排放量是高炉长流程的三分之一，可实现CO2、SO2、NOx、烟粉尘排放分别减少约70%、30%、70%、80%以上。如果用“氢冶金（基于焦炉煤气）”替代传统“碳冶金”，可实现吨钢能耗降低约23%，吨钢CO2产生量减少约60%。

华北电力大学氢能技术创新中心主任刘建国教授

8、电力系统不能储能，要实时消耗掉，电力需要平衡，电量也要平衡。很多时候解决了电量的问题，难以解决电力平衡。2022年国内用电量8.64万亿千瓦时，装机容量为25.6万亿千瓦时，到2060年用电量会翻倍达到约15.7万亿千瓦时，而需要的装机量要翻2-3倍（达到约67万亿千瓦时），甚至4倍。原因就是光伏等新能源电力越来越多导致电力系统需要出现很大调整。从以火力为主转变为光伏、风电为主的波动性电力系统，这种波动系统更多的时候，对电力系统提出了很多的要求。其中储能对于未来电力系统的构建有很大的需求。对电力行业来说氢储能必然是绕不开的，氢储能可以解决长时间、跨季节、大容量的储能。氢未必说一定再转化成电，转化成氨、转化成甲醇也是大的氢储能概念。

9、储能在发电侧、电网侧以及负荷侧的驱动因素不同。在发电侧其驱动力在于国家强制性新能源配套储能政策，预计2030年储能装机需求将达到132GW；在电网侧储能驱动力则是基于新能源比例提升后电力系统对调峰、调频等辅助服务的巨大需求，预计2030年电网侧储能装机功率达到39.7GW；在负荷侧储能驱动力在于峰谷价差拉大套利空间、部分地区（例如：浙江、江苏、山东）分布式电源配储政策等，预计2030年负荷侧储能装机容量将达到17.7GW。

未来储能规模预测（来源：华北电力大学）

10、“绿电+绿氢”氢电耦合将是未来理想的能源体系。如果我们想要化工、交通、冶金等领域进一步脱碳，就需要更多的风光电力，这个时候风跟光加在一起，有可能实现真正的碳中和，使得我们生产的碳跟消耗的碳达到动态的平衡。

各部门氢气需求测算（来源：华北电力大学）

预计2030年我国供给侧绿氢比例达到15%，氢能的终端应用主要聚焦于工业、交通与建筑部门。基于保守、基准和激进的需求预测，到2030年，交通部门的氢气消费需求将分别达到57万吨/125万吨/486万吨；工业部门氢气消费需求将分别达到3852万吨/3916万吨/4050万吨/;建筑部门的用氢需求将分别达到16.9万吨/75.4万吨/175.9万吨。

11、电价是现阶段绿氢成本偏高关键因素。电解水制氢成本对电价具有较高的敏感性：当电价为0.4元/度时，约占碱性电解总成本的80%以上，占PEM电解总成本的50%；电价0.3元/度时，电解水制氢成本具备与蓝氢竞争潜力。

艾默生系统及软件解决方案副总裁瞿昭

嘉宾观点分享：

12、节能降耗、提高效率、温度控制等氢能生产应用背后的问题，都离不开数字自动化解决方案。基于数据的模型和人工智能的分析，在整个氢能行业中，有很多的工艺还处于一个不成熟的阶段，过去我们可能完全是基于一个机理的建模，现在有了大数据的方式，如何用大数据的方式分析各个参数之间的相关性，找到最优解，可能也是大数据在整个氢能行业的应用。

13、基于氢能行业，如何建立未来数字化氢能工厂？可以从两个维度去考虑。首先，全生命周期可持续发展的概念。在整个生命周期当中，首先看氢技术的创新，如何利用先进数字化建模的技术，如数字双胞胎，在工艺设计的第一阶段可以用数字化的模型建模，基于各个物性的原理，基于第一性原理来寻找最优的工艺；到了生产运营阶段，还可继续用这样虚拟数字化的模型去研究最优的控制策略，最优的节能降耗的策略。因此，绿氢工厂可以尝试先进的构建框架：智能传感+边缘控制分析+云应用和数字孪生。

中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司投资开发事业部副总经理李明

嘉宾观点分享：

14、目前如果要大规模生产绿氢，通过可再生能源发电制绿氢是非常可行的发展方式，通过近几年能源类央企、石化类央企投资的方向，可以看到这个路径非常可行，目前可以看到可再生能源的装机逐年增加。就全球层面来看，可再生能源发电量2025年一定会超过煤炭。预计2022年-2027年间可再生能源装机量将增加2400GW。其中光伏装机量远超其他的电源形式，预计2022年-2027年全球年均光伏装机约300GW。

15、中国当前每年氢气需求约3300万吨，不过当前都是基本化石能源制氢，如果都替换为可再生能源制氢，对应光伏装机量为1200GW，超过当前已有全球光伏装机895GW。因此氢能对于上游可再生能源的发展是重大机遇。

16、通过什么方式把氢制出来、运出去、变成能源的产品？就是要从原来传统的煤制氢、石油制氢、天然气制氢变成电制氢，这是比较有优势的项目，电制氢就是通过氢到产品X这样一个路径。

林德集团大中华区清洁氢能业务总经理许永伟

嘉宾观点分享：

17、低碳氢处于发展的早期阶段，没有一家公司有资源、有能力独立创造新的市场，世界上最大的公司也不例外。无论生产氢还是保证下游客户消纳使用氢气方面，我们都在积极建立伙伴关系。

18、当前，林德已在全球建了200多个加氢站，大约是全世界加氢站的1/4，完成了超过150万次的加氢操作。林德加氢站技术的独特之处在于从气态氢气压缩到液氢泵压缩。能够提供900bar的供氢压力，这种高压使得加氢的周转速度更快，非常适应车辆的需求。

中集安瑞科控股氢能业务中心战略营销部副总监季浩华

嘉宾观点分享：

19、高压气氢的储存运输方式和手段，是目前全行业唯一商业化储氢的方式。目前市面上常规长管氢气运输车还是以20MPa氢气运输车为主，运输半径200公里。中集安瑞科2021年开始推出30MPa的长管氢气运输车质量达到了627公斤，同等运营成本条件下可以有效将氢气的运输半径扩大到400公里的水平。这款产品中集安瑞科2022年实现批量销售，帮助客户大幅提升氢气运输效率。

20、针对当前各地开始涌现的大规模可再生能源制氢项目，中低压储氢是目前最易实现的一种物理储氢的形式，基于大容积、高储量的安全储氢要求，中压大容积球形储罐是首选。

21、目前在氢气用量相对较小且运输半径有限的情况下，采用高压气态储存在经济性和实用性上最优；随着液氢装备技术的进步和远距离运氢需求的出现，液氢储运将逐渐降本并加速商业化进程；在未来有大规模、长距离陆上氢气输运需求情况下，利用管网进行大规模氢气运输有望成为富氢地区外输氢源的重要途径；随着海事领域的脱碳和氢资源的跨洋贸易，绿色甲醇与绿氨这些氢的衍生物，将成为国际氢贸易的最重要介质或能源。

庄信万丰氢能科技新业务拓展、战略&市场总监熊燚

嘉宾观点分享：

22、绿氢未来将会是非常重要的一个能源载体。我们内部研究显示，从现在到2030年差不多7年时间，整个绿氢在氢气总体消费的占比将会从现在不到1%提升到2030年的10%。在7年、8年的时间里面将会有10倍的提升。整个绿氢消费的绝对值，从现在到2030可能会有将近90倍的提升。

23、考虑到资源对于燃料电池发展可能带来限制的可能性，我们有两种思路解决资源也就是Pt带来的限制：第一，通过技术进一步优化金属在膜电极、催化剂用的量，保证性能、寿命不受影响的情况下，逐步降低载量。第二，结合闭环回收的理念，营造循环经济。具体的做法就是投建如膜电极的回收产线等，帮助客户回收催化剂的洗水，膜电池的边角料。

海德氢能源科技（江苏）有限公司副总经理胡骏明

嘉宾观点分享：

24、规模越来越大的风电制氢项目，需要匹配单槽制氢量更大的制氢设备，同时也对制氢设备的可靠性和易维护性提出了更高的要求。商业化技术中，碱性电解制氢具有长期竞争力，但设备性能及生产方式优化空间巨大。从海德氢能自身的一些实践经验来看，对比碱性电解水制氢电解槽的圆形方案和方形方案验证，随着制氢量逐渐增大，在单片面积更大，数量更多的情况下，方形的内部流场一致性更高。

四川亚联氢能创始人/董事长王业勤

嘉宾观点分享：

25、从电到氢，氢到氨的整个过程，最难的地方在于可再生能源的不确定性，因为它有不确定性和不稳定性两个因素来影响整个流程。所以说可再生能源电力的输出决定了未来我们应该怎么去做合成氨装备，传统化工厂运行是围绕主工艺装置进行的，而使用可再生能源制氢，所有的装置要围绕变化的负荷来进行调节和生产。我们的许多理念需要从原来大化工生产理念转变成以可再生能源电力为消纳对象的理念，包括装备设计、调节、甚至还包括配套的一些储能、储氢等等，都必须围绕变化的电力来考虑。

26、以消纳可再生电为前提配置合成氨装置并非规模越大越好。在传统化工合成氨方式中规模越大、能耗越高则其能耗投资就越低，但以消纳电为基础配置合成氨装置规模时这一规律却并不适用。水电解制氢技术简化传统合成氨原料氢气生产流程使得小规模模块化合成氨变为现实。氢能产业中，作为P2C（Power to Chemicals）基本的商业逻辑就是用便宜的弃电＋低成本的设备=绿色的化学品，只有这个逻辑才能够成立。一套成熟的合成氨装置，水电解制氢这块应该选用的是成熟、可靠、稳定的设备。电解槽的成本实际上对整个装置影响非常巨大，我们之所以做模块化、标准化的设备，大幅度降低电解槽的成本，期待未来降到现在1/3的价格，都是对我这个商业逻辑最强有力的一个支撑。

西门子能源可持续能源事业部市场及销售总监胡大麟

嘉宾观点分享：

27、电解水的效率需要平衡高效和低投入，选择更适合的运行模式。对于整个制氢工厂大型项目来说，不光要考虑电解槽本身还要考虑整个系统匹配度，系统越复杂效率往往越低，整厂效率曲线是电解槽效率和系统效率包括工作点的组成效率，我们考虑整厂效率一定要规范系统运行，特别是系统运行的工况。西门子PEM电解设备Silyzer 300标准制氢工厂成本结构为电解槽成本约50%，压缩设备成本占比5%-10%，系统辅机成本占比18%-28%，公用工程18%-30%。

碳能科技有限公司副总经理孙波

嘉宾观点分享：

28、国内电解槽隔膜最早用的是石棉隔膜，中国于2018年前后加入了禁用石棉法案，石棉隔膜不让用了。我们做了一些选择，首先想到了复合隔膜，由于欧美国家在很早期就开始禁用石棉隔膜，国内电解槽在一些出口订单上，很早期就有了从石棉隔膜转向使用复合隔膜的使用案例，对于复合隔膜的性能有一定了解。但是复合隔膜的价格却让我们望而却步，现在要卖到260美金左右，260美金接近2000块钱，2018年在禁用石棉隔膜后，买复合隔膜非常贵，当时大概要翻一番的价格，大概四五千块钱一平米。一个电解槽要用到1000平方的隔膜，这样的成本大家无法接受，所以采用了日本产的PPS布。复合隔膜的国产化，解决了性价比的痛点，必将成为行业的主流产品。

29、对于电解槽来说，什么样的隔膜是被市场需要的？之前大家一直在追求性能，经过多次调研和市场预判，我们认为加强安全性应在首位，其次是寿命，最后是性能。通过五年研发，三次技术迭代，隔膜的安全性大幅提升；同时建议大家安装电解槽的过程中，隔膜密封区域受密封件和极板台阶挤压造成的厚度压缩量小于25%。

湖北英特利电气董事长贺明智

嘉宾观点分享：

30、整流器为电解过程提供必需的直流电，是电解水制氢必不可少的供电设备，最重要核心指标是：可靠性、电效率。修饰性指标有：功率因数、谐波。当下大家很多时候关注“系统能否运行起来”，整流电源适应系统的一部分，各种方案都可以满足修饰性指标。而从系统的构架考虑，“绿氢项目中电气设备能否开得起来”可以分解成两个层面：（1）整套装备系统能否运行正常？（2）运行后，能否达到预想的运营效果？

电气设备在可再生能源里面能不能运行起来有几个关键点：首先是频率的问题，如果电气设备没有办法发多少用多少有功功率，会造成频率的飘移；解决这一问题方式可以加储能单元这类柔性环节，发的和用的有差额的时候，通过柔性环节调节；第二点是电压幅值稳定性的问题；第三点则是综合保护和安全区的问题；最后则是功能时序问题，各个运行阶段要限定有功和无功在边界范围之内。系统就能够运行起来，这些问题是能量管理系统要完成的任务！

英美资源中国区贵金属市场拓展副总经理倪慧峰

嘉宾观点分享：

31、从大规模利用可再生能源到最终脱碳整个氢能产业链当中，铂族金属目前正发挥着核心作用，也是能源技术里面唯一横跨制、储、运、用四大领域的清洁能源解决方案的重要支撑。铂金电极肯定可以显著降低析氢的过电位，加上一个良好的隔膜以及优化的结构和电控策略，我们相信可以实现更低的制氢能耗，显著提升电解槽的电流密度以及更高的一个电解效率。

英美资源希望通过其铂族金属市场开发业务开展的促进高效碱槽开发专项合作计划，与终端制氢厂商、碱槽设备商和贵金属催化剂及电极供应商一起协力迈向更清洁、更绿色和更可持续的未来。

山东赛克赛斯氢能源有限公司副总经理丁孝涛

嘉宾观点分享：

32、基于PEM来说，有效面积做到15000平方厘米的膜电极以后，再大就不是很合算了；未来实现单槽产氢量的提升，只能依靠实现电流密度来提升，比如现在单槽产绿电制绿氢1000立方电流密度提升2-3倍。

33、降低PEM的制氢成本主要在电解槽上，电解槽大头是膜电极，膜电极占比最大的是贵金属催化剂。所以未来的技术创新方面肯定是开发低载的贵金属催化剂。

康明斯氢能（上海）有限公司氢能业务拓展负责人赵川

嘉宾观点分享：

34、今年发现燃料电池主要的头部企业已经开始布局PEM电解水制氢。这些企业做PEM电解水制氢的的确确有他们自身的优势，本身PEM电解水制氢的部件90%以上是和燃料电池有相通性的。

阳光氢能科技有限公司研发部总监魏广科

嘉宾观点分享：

35、西北可再生能源制氢大都是离网场景，并网的不多，对PEM电解槽和碱性电解槽的耐电流冲击要求比较严苛，柔性制氢目前来讲是比较可行的方式，比较适合全离网或者是半离网可再生能源发电制氢场景。当前，我们从制氢电源、电解水制氢设备、系统控制以及氢能智慧管理方面都在进行柔性制氢方案设计和项目验证。

36、制氢电源：做快速动态响应能力，适应可再生能源发电。输入波动大启停速度快、不均衡风光发电的谐波性能，对整个制氢模块的稳定电源输出要求更高。

② 电解水制氢设备：要适应可再生能源的冲击性，大功率波动和大频率波动的冲击，以及制氢电源的输出稳定性的冲击。

③ 能量管理系统：光伏风力发电和整个系统里面的能源进行匹配管理，什么状态下该启动ALK或PEM电解槽，电源的容载率，电解槽的容配比和集群技术，对可再生能源系统的适应性等等都需求管理，最大限度提高制氢系统的柔性以及对可再生能源制氢的适应性。

安徽枡水新能源科技有限公司市场总监张东

嘉宾观点分享：

37、目前PEM的成本相对于ALK应该在4-5倍的样子，这也是目前大家更多选择ALK而没有选择PEM的关键因为，因为制造成本太高了。根据统计，未来发展方向PEM降低成本有三个方面：

①电流密度及规模效应：如果2023年年末可以把电流密度升到2.5A，载量做到1mg，以及把规模做到100MW的话，整体的降本成果可以从350美元/千瓦做到200美元/千瓦，2025年可以电流密度进一步提升做到3A，载量降到更低，规模效应做到1GW的话成本可以做到100美元/千瓦。由于制造费用的降低，我们也可以带动氢气价格的大幅度降低。通过这些电流密度的提升，以及我们一些其他部件的成本降低，整个氢气的价格可以通过两个阶段降低到2美元/千克或者1美元/千克。

② 效率：PEM相对于ALK来说优点在于自己的能量密度可以做到非常高，我们统计如果能量密度能达到3A或者是4A以上降本的效果更加明显。PEM的设备成本占比非常高，如果我们能够将现有能量密度提高2-3倍，制造成本相对应可以降低50%、60%甚至更高。

③ 降低贵金属的量：贵金属的储量非常有限，若使PEM更进一步发展，需要减少贵金属使用量。根据机构的推测，到2030年全球PEM产能可达130GW，2050年可达1.3TW 。通过贵金属的循环使用，若能达到100%的循环，每一年会有20%Ir的开采量用到PEM上，保守估计到2050年PEM的产能可以达到466GW，乐观估计可以达到1.3TW，这个值和没有进行贵金属循环使用相比，分别可以提升170%和158%。若要降低PEM的成本，第一应该降低贵金属的使用量，第二使贵金属的资源循环利用起来。

通过上面质子交换膜的降本，以及贵金属载量的降低，还有其他部件整体状态的提升以及价格的下降，我们估计在2025年的时候，PEM整个成本相对于ALK可以达到1.5倍。

上海治臻新能源股份有限公司总经理蓝树槐

嘉宾观点分享：

38、我们做一个基本的判断，基于冲压工艺的电解槽极板，我们认为未来是大规模降本切实可行的一个途径。从基材的厚度上来说，现有铣削的、蚀刻的极板，厚度不会少于三个毫米，而如果是用精冲的话，可以降低到0.3-0.5毫米，所以从基材本身，可以在钛板基材的用料上有一个大规模的降本，至于像效率啊、节拍啊，使用冲压工艺之后都会有大幅度的提升。所以从成本占比上，极板在电解槽中的成本占比可以从现在的30%-50%，大幅降低到10%左右。这是我们经过简单分析后的这么一个判断。

上海翌晶氢能科技有限公司秦溟峰

嘉宾观点分享：

39、SOEC成本下降到5000元/千瓦，大概就是PEM的水平，SOEC是三种电解水制氢LCOH成本化相对来讲成本较低的方案。假设SOEC大概是5000元/千瓦的设备水平，电价大概是0.2元/度，它的氢气成本应该在1元/方，11元/公斤。

国家电投集团中央研究院资深研究员李鑫

嘉宾观点分享：

40、实际上20%掺氢，最大的碳减排效果仅为减碳7.3%。天然气掺氢这个事现在业内有很多争议，掺氢，把氢直接烧掉这个事到底划算不划算？到底从电再变成氢，再当柴火一下烧掉它合适不合适？经济性这块很关键。

41、目前全球范围内没有确定的掺氢比，尚无统一确定标准，不同国家对掺氢比上限的规定也不尽相同。目前经验数据：15~20%的掺氢应该是可行的，需考虑风险承受程度。

42、国内建设的氢管道，主要是掺氢的，现在做的都是示范项目，需要进行更深入的安全性、效益性评估，这是一个前提。关键点是氢达到2美元/公斤的时候就有了经济性。管道输氢依赖于氢经济规模发展，纯氢管道是终极形态，天然气掺氢管道运输是过渡阶段。

43、都说管道经济性很高，管道经济性高没有疑问，必须在满输的情况下，如果输量20%是很贵的，一旦要规模化发展的时候才有经济性，这是有条件的。

44、储运是中间环节，它的规模发展受氢和消费的制约，如果我们消费上不去不可能有大规模的管道建设，像我们经济现在是建立油气资源基础上，所以有油气长输管道、所有的储气库、储油库这么多的设施建设。但是从油气经济转变到氢经济，还会有一段过程，还得等到我们氢能经济规模化发展的时候，大规模纯氢输送、天然气掺氢输送可能会应运而生。

中科富海氢能事业部总经理宁永强

嘉宾观点分享：

45、此前由于液氢没有民用化的需求，大型液氢球罐、转注系统、道路运输槽车等液氢相关装备缺乏市场前景，所以企业和机构对此研发投入较少。随着氢能产业的发展，液氢应用前景逐渐被看好，越来越多的企业和机构都开始加大了液氢相关装备和技术的研发。

46、1.5吨/天的氢液化成本测算：

此前我们根据中科富海1.5吨的氢液化装置测算了液氢的综合成本，经过去年和今年的实际开机运行后，氢液化部分的成本基本与测算值吻合。液氢全周期成本，包括氢液化、运输，加氢站的建设和运行，制氢成本等，最终加氢综合成本可以达到38元左右。

中太(苏州)氢能源科技有限公司总裁冯宪高

嘉宾观点分享：

47、氢能规模化发展需要的技术：

① 风机大型化、光伏转化效率的提高。

② PEM的制氢技术，更加安全、更容易推广。

③ 氢气的长输管道，经过计算最合理的氢气输送压力，长输管道6.3MPa，目前我国钢管最大的口径基本上在610mm左右，未来长管输氢对钢管的制管行业有更高的要求。

④ 大型液氢常压储罐，作为能源还是要选择常压大型储罐。目前液氢球罐最大400方，技术能够达到1000方的水平，到达2000方的水平壁厚要超过30mm，大于30mm要进行热处理，会增加成本。我国大型球罐要扩展到27万方，未来扩展到30万方、45万方的规模才能适应大型能源的需求。10万方的液氢氢脆和10万方的天然气储罐差一倍，大型化才能满足。因为我国能源消耗太高，一天10-20吨的氢气液化，1000-2000方的储罐可能只能作为交通来使用，或者是过渡式的热电联供使用，作为国家能源支撑还有问题。

⑤ 地下的储氢系统，使用地下洞窟作为高压气体储氢的方式，同时大型风光电制氢相结合，能够保证电解水制氢进行有效储存，同时耗能最少。未来这种大规模技术完成以后，才能解决交通用氢成本问题，现在交通用氢成本如此高的情况下，对汽油车、柴油车没有明显优势，交通用氢的一个竞争优势是受限的。

彼欧蓝能能源科技首席商务总监许峰