可再生能源制氢跨省供应的技术经济可行性研究.pdf

中国正在大力发展氢能，积极实现“3060”碳排放目标，根据测算，中国将成为最大的氢能生产国和消费国之一。中国各省资源禀赋、经济发展情况各不相同，跨省际能源合作尤为重要。为研究绿色氢能跨省供应的可行性，包括氢能运输的技术可行性，采用全成本(total cost of ownership，TCO)理论建立了氢能跨省运输的全成本模型。在此基础上，通过案例研究分析了江西省制氢供粤的相关情况，通过模型计算，得到了江西供粤氢能的成本为31.9元/kg，与当地氢能售价持平。同时还总结出影响外省氢能价格的主要因素，制氢电费占制氢成本的42.38%。研究结果可为中国省际绿色氢能的供给提供解决方案，也可为构建能源运输新通道提供新思路。关键词关键词：氢能；可再生能源；技术可行性；经济可行性ABSTRACT:China is vigorously developing hydrogen energy and actively realizing the“3060”carbon emission target.It is estimated that China will become one of the largest producers and consumers of hydrogen energy.The resource endowment and economic development of Chinese provinces are different,so the inter-provincial energy cooperation is particularly important.In order to study the feasibility of inter-provincial supply of green hydrogen energy,including the technical feasibility of hydrogen energy transportation,the total cost of ownership(TCO)model of inter-provincial transportation of hydrogen energy was established by using the TCO theory.On this basis,the case study of hydrogen production in Jiangxi province for Guangdong province was analyzed.After model calculation,the cost of hydrogen energy from Jiangxi to Guangdong was found to be 31.9 yuan/kg,which is equal to the local price of hydrogen energy.Meanwhile,the main factors affecting the price of hydrogen energy from other provinces were summarized.It is found that the electricity cost of hydrogen production accounts for 42.38%of the cost of hydrogen production.This research results provide a solution for the supply of green hydrogen energy in China,and also provide a new idea for constructing a new energy transportation channel.KEY WORDS:hydrogen storage;renewable energy;technical feasibility;economic feasibility0引言引言随着全球范围内政策的大力支持，氢能获得了前所未有的发展势头。可再生能源制取绿色氢气供应成本的下降以及减缓温室气体排放的紧迫性，是这一发展势头的主要原因。氢能作为一种清洁能源，可以改善中国的能源结构，减轻环境污染，是实现碳中和的重要途径1-3。同时，氢能产业是实现经济高质量转型发展的重要起点4-5。然而，与石油和天然气相比，氢能成本较高，这严重制约了氢能产业的发展和商业化。若要实现氢能的商业化，不仅要满足技术可行性，还要满足经济可行性。在氢能产业链的各个环节中，上游制氢一直是制约各省氢能可持续健康发展的主要因素。特DOI：10.12096/j.2096-4528.pgt.22016 中图分类号：TK 91基金项目：国家重点研发计划项目(2021YFF0601004)。Project Supported by National Key R&D Program of China(2021YFF0601004).Vol.44 No.4兰宇等兰宇等：可再生能源制氢跨省供应的技术经济可行性研究可再生能源制氢跨省供应的技术经济可行性研究别是随着氢燃料电池汽车推广应用规模的扩大，对氢的需求也随之增加6。氢气短缺、氢能价格高等问题制约了氢能产业的快速发展。目前，中国的氢能来源主要是化石燃料制氢，可再生能源制氢尚未得到广泛推广。同时，风电、光伏发电等可再生能源的高成本和储能问题制约了其大规模发展7-8。大力发展可再生能源制氢，既可以提高风电、光伏发电等可再生能源的利用率，又有利于促进氢能产业发展9。对此，许多学者对可再生能源制氢进行了相关研究。文献10-12计算了多种情景下的制氢成本，认为可以通过降低低谷电价、使用混合系统制氢来降低电解氢的成本，减少对化石燃料的依赖性。文献13-14研究发现，目前可再生能源制氢成本高于采用碳捕集与封存(carbon capture and storage，CCS)技术的天然气制氢成本，不具有市场竞争力，将市场转向可再生能源禀赋好或低成本地区，可以有效解决可再生能源消纳问题。与此同时，利用可再生能源制氢的技术便捷性和经济效率需进一步提高，以便大规模应用15。氢能储运是制氢的下游环节，关注度较制氢偏低，因此跨区域储运的研究较少。国际上有可再生能源制氢跨洲际运输的研究案例，其采用了管道天然气掺氢的方式16-17。国内相关研究尚处于萌芽阶段，有学者18提出了一种解决中国能源分配不平衡的新方法，利用风能、太阳能的富余绿电制氢，并掺入天然气管道内与天然气(混合物简称为HCNG)共同运输。产业上，国内氢能供应基本为本地区供应，但是目前不少地区在本地氢能供应上存在较大缺口，利用周边省份丰富的可再生能源制氢是解决本地氢能供应缺口的有效手段。基于此，本文对可再生能源制氢跨省供应的技术可行性和经济可行性进行分析研究，采用全成本(total cost of ownership，TCO)理论建立氢能跨省运输的全成本模型，将液氢运输和管道运输纳入考察范围。最后，通过案例分析验证模型的有效性，分析影响跨省供应氢能价格的主要因素。1技术可行性分析技术可行性分析根据氢能在输送过程中的不同状态，氢能的输送可分为气态氢、液态氢和固态氢。对于气态氢、液态氢，运输前加压或液化是目前加氢站所采用的运输方式19。多种氢能运输技术特征19-29如表1所示。氢气通常加压到一定压力后，再通过集装箱、长管拖车和管道输送。长管拖车运输技术成熟，规格完善，因此国外许多加氢站使用长管拖车来运输氢气。采用管道输送氢气的方式规模大、距离长，可有效降低运输成本20,30。管道输送氢气的方式主要分为天然气掺氢输送和氢气专用管道输送2类。由于高压氢气输送的经济距离在300 km左右，而省际运输距离在500 km以上，因此高压氢气不适合省际运输。管道运输对距离相对不敏表表1氢能运输技术特征氢能运输技术特征Tab.1Hydrogen energy transport technology characteristics技术特征运输设备运输条件优点缺点技术进展高压气态氢运输长管拖车高压常温运输方便；技术成熟；压缩氢气能耗低；充放速度快单车运输量少；车身笨重，储运氢效率低；气态运输安全较差35 MPa 型瓶已实现国产化，沈阳斯林达等企业已掌握70 MPa 型瓶核心技术低温液态氢运输液氢罐车常压低温单车运输量大；储运氢效率高；广泛应用于航空航天领域液化氢气能耗高；液态氢运输需保证低温，解决气化问题；缺乏民用标准欧、美、日等液氢技术发展已相对成熟；中国数十年航天军事领域液氢发展已具备经验与能力管道运输(专属)氢气管道高压常温连续运输，运输量大；运输过程能耗低前期投资高，审批困难；需保证上游氢源充足全球范围内氢气输送管道总里程已超过4 600 km；我国已建成氢气管道400 km(金陵扬子，巴陵长岭，济源洛阳)管道运输(天然气掺氢)天然气管道高压常温可利用现有西气东输管道，减少前期投资成本；连续运输，运输量大国内技术尚不成熟，相关操作参数(如掺氢比等)不确定；氢气掺入使管道安全性下降国外已有VG2、NaturalHy等掺氢天然气输送项目；国内朝阳市掺氢天然气管道安全关键技术验证项目正在进行固态储氢运输金属氢化物等常温常压体积储氢密度大；中间体储运安全方便质量储氢密度低；固态储氢装置的充装和释放速率较慢实验室研究阶段474第第 44 卷卷 第第 4 期期发电技术发电技术感，适合大型运输。液态氢的体积密度为 70.8 kg/m3，体积能量密度为 8.5 MJ/L，在输送压力为 15 MPa 时是气态氢体积能量密度的6.5倍。因此，氢气经过低温冷却至21 K，液化后可通过罐车或管道运输，大大提高了运输效率。目前，国外的加氢站使用罐式卡车运送液态氢略多于气态氢。液态氢是未来氢能发展的重点方向，省际运输距离在5001 000 km，适合液态氢运输21-23。20 世纪 70 年代初，荷兰 Philips 公司和美国Brookhaven实验室先后研究发现，LaNi5、Mg2Ni等合金具有可逆吸收和释放氢的能力，它们通过化学键“束缚”了固态储氢材料中的H原子，因此，固态氢储存技术被载入史册24。但由于固态储氢目前储存密度偏低，暂未用于实际应用，只能停留在实验室阶段。在制氢方面，电解制氢因其绿色环保、生产灵活、氢纯度高(99.97%)和氧气副产品价值高等特点，被认为是最具有潜力的制氢方法之一。目前，电解制氢技术主要有碱性电解、质子交换膜电解和固体氧化物电解。其中，我国的碱性电解技术处于世界领先地位，是目前工艺最成熟、生产成本最低的技术，电解水制氢与储运成本在3060元/kg31-33；质子交换膜电解工艺简单，但能耗高，且使用贵金属催化剂导致生产成本高；固体氧化物电解需要在高温环境下工作，能耗在3种电解制氢技术中最高，且目前尚处于实验室研发阶段34-35。随着未来技术的研究突破，利用可再生能源制氢是生产高纯氢的有效途径。结合目前的技术现状和前沿研究，氢能输送方式主要考虑液氢运输和管道运输。截至2022年6月，国内外液氢长距离运输有示范性项目正在开展，如表2所示。2021年，国内首车民用液氢自内蒙古乌海运抵广州，标志着国内液氢跨省运输迈出重要一步。2022 年 3月，由日本川崎重工建造的全球首艘液氢运输船“Suiso Frontier”号运载第一批液氢返回日本，这标志着世界上首次液氢长距离国际运输顺利完成。2经济可行性分析经济可行性分析2.1方法介绍方法介绍本文采用的经济分析模型是TCO模型，该模型基于TCO理论，其最早由Lisa M.Ellram提出，并被不断完善36。通过采用TCO模型进行成本计算，可以用一个更加宏观的角度去看待成本，而不是局限于简单的商品单价37。成本计算方面常用的方法还有平准化电力成本(levelized cost of electricity，LCOE)。美国国家可再生能源实验室最先提出LCOE的概念，德国Fraunhofer协会提出平准化度电成本的概念，用于研究新能源发电项目，主要目的是评估各种能源类型的平均发电成本38。平准化度电成本是指对项目生命周期内的成本和发电量进行平准化后得到的度电成本。LCOE多用于新能源发电或制备时全生命周期成本计算，便于不同能源品种间比较38-40。而本文研究范畴从可再生能源制氢开始，直至目的地加氢站前，包括制取、运输、转化全流程，采用TCO模型计算成本更加合适。目前，TCO模型广泛应用于通信、建筑、零售各个行业，在能源行业中也有较多应用，如石化、新能源汽车等41-42。TCO成本一般由直接购买成本和运营成本组成。当前学术研究中使用TCO测算成本的角度有多种，本文不涉及供应商选择，因此按组织经营流程来计算，计算边界如图1所示，即制氢和储运。计算公式如下：CTCO=C1+C2+C3+C4(1)式中：CTCO为案例的全成本；C1、C2分别为制氢环节的直接采购成本、运营成本；C3、C4分别为储运环节的直接采购成本、运营成本。表表2示范性项目示范性项目Tab.2Demonstration projects参数氢源地目的地距离氢能物态运输工具运量国内内蒙古乌海广东广州2 500 km液态液氢罐车1车国际澳大利亚黑斯廷斯日本神户8 000 km液态液氢运输船2.6 t(设计容量88 t)475Vol.44 No.4兰宇等兰宇等：可再生能源制氢跨省供应的技术经济可行性研究可再生能源制氢跨省供应的技术经济可行性研究2.2模型构建模型构建通过对氢能生产和储运全流程成本的分析，将所有涉及到的过程都纳入成本计算中。首先计算出制氢端的总成本，然后在运输端计算出不同运输方式的成本，最后对管道与液氢的运输成本进行比较，给出合理的运输方案。表3为制氢成本，主要由三大类11项构成，其中，设备、土地和建设部分是直接采购成本，运营与维护部分是运营成本。运输方面主要分为气态、液态和固态运输，其中气态和液态运输技术较为成熟。一般来说，气态罐车运输在300 km范围内经济效益较好，跨省运输已经超过这个范围，因此不考虑气态高压槽车43。制氢、液化、液氢罐车、液氢加气站形成完整的液氢产业链。与其他运输方式相比，液态氢运输需要增加一个氢气液化站来液化氢气厂生产的气态氢。目前，我国民用液氢装置的建设正在逐步成形，前景广阔。液氢罐车运输是指将氢冷却至253，液化后装入低温储罐运输。由于液氢质量密度大(70.6 kg/m3)，液氢罐车单次运输质量可达3 000 kg以上，比长管拖车运输效率更高。液氢运输成本如表4所示，分为液化站液化和液氢罐车运输2部分，其中，液化设备一次投入是直接采购成本，液化站其他成本和液氢罐车运输是运营成本。管道输氢是将管道系统埋在地下输送氢气，适用于大规模长距离输氢。管道输氢效率高，但是初期施工成本高。我国输氢管道总里程大约400 km，主要分布在渤海湾、长三角等地。管道输氢更适合固定终端用户，如制氢厂和氢气站。目前，管道输氢有氢气专属管道运输和天然气管道掺氢运输2种技术路线。管道输氢成本如表5所示，其中管道建设是直接采购成本，其他成本是运营成本。3案例分析案例分析3.1案例背景案例背景截至2021年5月，中国有18个省级行政区域出台了关于发展氢能相关产业和基础设施的政策；此外，中央政府还出台了18个相关政策。在各省市行政部门中，广东省出台的氢能相关政策最多。表表3制氢成本制氢成本Tab.3Cost of hydrogen production成本项设备土地与建设运行与维护构成锂电池制氢设备氢气压缩机土地建设制氢用电原料水冷却水氢氧化钾人工维护表表5管道输氢成本管道输氢成本Tab.5Pipeline hydrogen transport cost类型氢气专属管道天然气管道掺氢成本项管道建设运行与维护人工泵站管道使用费分离与提纯表表4液氢运输成本液氢运输成本Tab.4Transportation cost of liquid hydrogen成本项液化站液化液氢罐车运输构成液化设备一次投入(包括土地与建设成本)液氮液化电费人工维护费液氢罐车人工车辆保险维护费燃料费过路费可再生能源发电厂制氢厂液化装置压缩机液氢罐车管道储氢设备用氢设备计算边界图图1 案例计算边界案例计算边界Fig.1 Case calculation boundaries476第第 44 卷卷 第第 4 期期发电技术发电技术广东省是国内较早布局氢能产业的地区，氢能产业链完善，产业发展配套设施齐全，目前已覆盖氢能生产、氢能运输、氢能加注、燃料电池及系统的全产业链。在示范应用方面，广东省推广了1 600多辆氢燃料电池运营汽车，初步实现了大规模示范应用。在基础设施建设方面，23个加氢站已建成投产，主要集中在佛山和云浮。但是当前广东本地氢能供应能力不能较好地对接终端需求，在交通等领域缺乏高纯度氢能应用，未能有力支撑相关产业发展。面对日益增长的氢能终端需求，广东省内的氢能供应已经受到限制，如佛山部分氢燃料电池汽车只能暂停使用，从外省调氢势在必行。本文将以江西省制氢供粤为案例，利用江西省风电制氢为氢源，考虑采用液氢储运技术和管道输氢技术2种运输方式，分析可再生能源制氢跨省供应的技术经济可行性。通过案例计算江西省氢能运输到广东省的价格，研究氢能跨省供应的现实意义，并分析重要的影响因素，为解决广东省氢源问题提供解决方案和路径分析，同时也为优化氢能供应网络体系、确保氢能产业持续高质量发展提供新思路。3.2案例情况案例情况目前，广东省氢能供应以化石燃料和工业副产品制氢为主，温室气体排放较多，绿氢供应较少，不符合可持续发展的要求。在目前广东省氢能供应不足的情况下，利用其他省份可再生能源制氢不仅可以为广东省提供绿色动力、促进经济发展，还可以减轻对生态环境的压力。本案例以广东佛山为氢气运输终点。江西省位于中国东南部，处于长江中下游南岸，属于华东地区，其南部与广东相连。2019年12月，江西省能源局批准建设泰和县南溪分布式风电制氢项目，该项目是广东省周边可再生能源制氢进展最快的项目之一。因此，本案例选择该项目作为氢源，将氢能运往佛山。从江西南溪到广东佛山距离超过500 km，远远超出了高压气氢400 km的应用范围，因此在这种情况下不考虑高压气氢。由于30 MW制氢项目的制氢能力较小，日制氢能力约为12.36 t，如果采用管道输氢，管道利用率过低，因此本案例不考虑使用管道储运方式。基于以上分析，江西泰和30 MW项目应采用液氢输送方式。因设备折旧以10 a计，故该案例时间段为10 a。3.3案例计算案例计算3.3.1制氢成本估算假设 30 MW 制氢项目采用碱性水电解槽制氢，参考文献18研究结果，将年运行时间设置为8 000 h，根据苏州竞立制氢设备有限公司相关数据，在标准状态下生产 1 m3氢气的耗电量为4.814 8 kWh。表6为30 MW制氢项目的产能、耗电量情况。可再生能源制氢的成本主要来源于土地租赁成本、厂房建设成本、设备成本、运行维护成本、设备定期维护成本。其中，土地租赁成本、厂房建设成本、设备成本与生产能力直接相关18。假设江西省土地租赁价格为200元/m2，氢气厂建设周期为1 a，建设成本为7.13万元/MW，设备维护周期为5 a，30 MW制氢项目一次投资成本如表7所示。可再生能源电解制氢的运行维护费用主要包括电费、原料水、冷却水、氢氧化钾和人工费用。表表630 MW制氢项目的产能制氢项目的产能、耗电量情况耗电量情况Tab.6Capacity and power consumption of 30 MW hydrogen production project参数制氢功率/MW年产氢气体积/(万m3)年产氢气质量/t制氢年耗电量/(万kWh)数值304 984.634 450.5624 000表表730 MW制氢项目一次投资成本制氢项目一次投资成本Tab.7Primary investment cost of 30 MW hydrogen production project项目土地厂房建设锂电池制氢设备氢压缩机大修费用换电池费用总计成本/万元120213.9559.85 296.171 246.17529.62559.808 525.46477Vol.44 No.4兰宇等兰宇等：可再生能源制氢跨省供应的技术经济可行性研究可再生能源制氢跨省供应的技术经济可行性研究2017年美国咨询公司Lazard评估美国各类能源发电的全生命周期平准化电力成本，其中美国陆上风电成本可降至0.22元/(kWh)。随着我国风电技术的不断发展，陆上风电平均平准化电力成本有望下降到欧美发达国家水平。因此，本案例中风电成本取0.25元/(kWh)。根据苏州竞立制氢设备有限公司提供的相关数据，30 MW制氢项目制氢成本如表8所示，该设备折旧以10 a计。综上所述，江西省30 MW风电制氢项目的单位成本由一次投入与制氢生产成本2部分组成，制氢端成本项目汇总如表9所示。制氢成本占比如图2所示，可以看出，制氢电费约占制氢总成本的80%。因此，若要在制氢方面降低总成本，就需要采取相应的措施来降低风电价格，如利用成熟的技术与材料降低风电场的建设成本。3.3.2储运成本估算液氢储运方式需要选择氢气液化的方法和设备，本案例中采用克劳德循环(氢膨胀制冷循环)方法，这种氢气液化方法需要氢压缩机、预冷压缩机、冷箱、控制系统、储罐等设备44-46。同时，根据德国林德公司最新10TPD氢气液化站技术数据，该项目日产氢量在10 t以内，因此液化1 kg氢气的耗电量为10 kWh。设备折旧以10 a计，以张家港氢云新能源研究院有限公司实际参数为准，液化成本如表10所示。对于液氢的运输，主要考虑卡车折旧、人工、保险、维修、燃料和通行费用。根据佛山燃气、中电丰业等行业提供的辅助数据(如表11所示)，结合生产能力，可以计算出运输环节的成本，如表12所示。加上液化环节和运输环节的成本，江西省30 MW 风力发电液氢储运方式的单位成本为15.05元/kg。液氢储运成本汇总如表13所示。液氢运输各项成本占比如图3所示，可以看出，液化电费和液氮的价格对液氢的储运影响较大。因此，若要降低成本，就需要减少液化电费和液氮的使用。表表9制氢端成本项目汇总制氢端成本项目汇总Tab.9Summary of hydrogen production end cost project项目制氢用电运行与维护设备和建造年折旧总计原料水冷却水KOH其他运行人工年维修大修生产1 kg氢气成本/元13.520.0500.070.151.010.130.251.6816.8580.25%6.02%9.95%制氢电费 原料水费用 冷却水费用 KOH费用 其他运行费用 人工费用 年维修费用 大修费用 年折旧费用 图图2 制氢成本占比制氢成本占比Fig.2 Proportion of hydrogen production costs表表830 MW制氢项目制氢成本制氢项目制氢成本Tab.8Hydrogen production cost of 30 MW hydrogen production project项目电原料水冷却水氢氧化钾折旧维修大修其他运行人工合计单价0.25元/(kWh)3.5元/t0.25元/t10元/kg743.60万元/a56.51万元/a108.94万元/a65.60万元/a7.5万元/(人a)生产1 m3 氢气消耗量4.814 8 kWh0.001 17 t0.001 t0.000 6 kg生产1 m3氢气成本/元1.203 70.004 10.000 30.006 00.149 20.011 30.021 90.013 20.090 31.499 9表表10液化成本液化成本Tab.10Liquefaction cost项目液化用电液化设备液氮维护合计液化1 kg氢气成本/元6.52.513.650.3412.99478第第 44 卷卷 第第 4 期期发电技术发电技术3.3.3案例结果分析将制氢、液化与运输成本进行汇总，可得江西省可再生能源制氢供粤的成本和技术参数，分别如表14、15所示。由TCO模型测算可知，将江西省氢源运输到广东佛山的总成本为31.9元/kg。3.4敏感性分析敏感性分析本文以某单一成本项20%的变化来分析其对总成本影响的敏感性，结果如图4所示。可以看出，本案例制氢电费对总成本的影响最大，其次是液化费用。为了降低总成本，有必要寻找更便宜的可再生能源，同时促进液氢技术的开发和应用，以降低液化成本。4.37%3.89%3.45%16.66%24.23%43.20%2.24%罐车折旧费 人工费 保险费 保养费 油费 过路费 液化设备费 液氮费 液化电费 维修费 图图3 液氢储运各项成本占比液氢储运各项成本占比Fig.3 Proportion of liquid hydrogen storage and transportation cost表表11液氢运输假设条件液氢运输假设条件Tab.11Assumptions of liquid hydrogen transport参数液氢罐车费用/(元/辆)折旧年限/a单次运输量/kg工作时间/d每天工作时间/h罐车平均时速/(km/h)平均百千米油耗/L柴油价格/(元/L)车辆保险/(元/a)维修费用/(元/km)过路费/(元/km)人工费/元/(人a)员工数量/人氢气冲放时间/h数值4 500 000104 0003601250286.425 0000.30.6100 00042表表12液氢运输成本液氢运输成本Tab.12Transportation cost of liquid hydrogen项目折旧人工保险保养燃料过路费合计运输1 kg液氢成本/元0.660.580.040.090.520.172.06表表13液氢储运成本汇总液氢储运成本汇总Tab.13Liquid hydrogen storage and transportation cost summary项目运输1 kg液氢液化1 kg氢气合计成本/元2.0612.9915.05表表14江西省可再生能源制氢供粤的成本江西省可再生能源制氢供粤的成本Tab.14Cost of Jiangxi renewable energy hydrogen production project for Guangdong阶段制氢液化运输合计项目制氢用电原料水冷却水KOH其他运行制氢人工年维修大修年折旧液化用电液化设备液氮维护折旧运输人工保险保养燃料过路费1 kg氢气成本/元13.520.050.0030.070.151.010.130.251.686.52.513.650.340.660.580.040.090.520.1731.9表表15江西省可再生能源制氢供粤的技术参数江西省可再生能源制氢供粤的技术参数Tab.15Technical parameters of Jiangxi renewable energy hydrogen production project for Guangdong参数距离/km功率/MW制氢电价/元/(kWh)生产1 kg氢气成本/元储运1 kg液氢成本/元赣州泰和佛山线路579300.2516.8515.05479Vol.44 No.4兰宇等兰宇等：可再生能源制氢跨省供应的技术经济可行性研究可再生能源制氢跨省供应的技术经济可行性研究4结论结论1）可再生能源制氢跨省供应的技术可行性较大。在省际范围内，液氢和管道2种技术路线具有较大潜力，从2种技术路线出发、结合实际情况所构建的TCO模型具有较高实用价值。2）目前可再生能源制氢跨省供应的经济可行性较差，使用成本较高，但考虑到当前佛山市乃至广东省存在较大的氢能供应缺口问题，外省氢源可以缓解这一问题，因此具有一定应用市场。3）距离对氢能跨省供应总成本影响不大，制氢电费和液化费用是其主要影响因素，它们分别占总成本的42.38%和20.38%。4）可再生能源制氢具有显著节能减排意义，若案例项目能顺利实施，年供氢量将达4 000 t，可直接减少1.9万t标准煤消耗，减少温室气体排放3.8万t。参考文献参考文献1雷宪章发展氢能技术是实现碳中和目标的重要路径之一J中国电力企业管理，2021(16)：36-39LEI X Z Developing hydrogen energy technology is one of the important paths to achieve carbon neutralityJChina Power Enterprise Management，2021(16)：36-392杨馥源，田雪沁，徐彤，等面向碳中和电力系统转型的电氢枢纽灵活性应用J电力建设，2021，42(8)：110-117YANG F Y，TIAN X Q，XU T，et alFlexibility of electro-hydrogen hub for power system transformation under the goal of carbon neutralityJElectric Power Construction，2021，42(8)：110-1173董辉，葛维春，张诗钽，等海上风电制氢与电能直接 外 送 差 异 综 述 J 发 电 技 术，2022，43(6)：869-879DONG H，GE W C，ZHANG S T，et alSummary of differences between hydrogen production from offshore wind power and direct outward 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