大家好！今天让小编来大家介绍下关于nasa光伏利用小时数_光伏发电真的值得装吗？能省多少电费？的问题，以下是小编对此问题的归纳整理，让我们一起来看看吧。
文章目录列表:
1.2021年江苏省光伏发电利用小时数2.光伏发电真的值得装吗？能省多少电费？
3.光伏备电天数是什么
4.布局氢能源产业链项目报告书
2021年江苏省光伏发电利用小时数
3991小时。光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术。根据江苏省电力官网显示，2021年江苏省光伏发电利用小时数为3991小时。同比增长253小时。其中，统调电厂累计平均利用小时4299小时，同比增长324小时。
光伏发电真的值得装吗？能省多少电费？
2019年全国各省光伏实际年利用小时数如下。
1、2019年各重点省份的利用小时数，重点省份包括安徽、甘肃、广东、河北、江苏、内蒙古、宁夏、青海、新疆、云南等省份，本月内蒙古平均利用小时数为123小时，排名第一。
2、2019年1月，除河北、江苏、宁夏外，其他省份的利用小时数均与去年同期相差不大，江苏的平均等效利用小时数较去年同期同比减少最多，达19小时。
光伏备电天数是什么
2019年中国光伏行业市场分析：平价上网趋势日渐明显，新能源消纳形势依旧严峻
光伏“新政”在出台 进入精细化发展新阶段
让光伏行业在一季度焦灼等待的“新政”，终于在4月上旬连续发布的多份文件中找到答案。4月12日，国家能源局发布《关于报送2019年度风电、光伏发电平价上网项目名单的通知》;而前两天《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案(征求意见稿)》才刚发布——推进平价上网文件接踵而至，表明相关部门加快推动平价项目上报和建设进程的决心。
中国光伏行业协会副秘书长刘译阳告诉第一财经，在宏观政策引导下，中国的光伏产业将由粗放式发展转向精细化发展的新阶段，由拼规模、拼速度、拼价格转向拼质量、拼技术、拼效益转变的新阶段。在新的形势下，中国光伏产业将会进一步加强技术创新，加快提质、降本、增效的步伐，以求尽快地实现全面平价上网。
平价上网趋势日显
随着光伏发电技术的进步和产业规模的持续扩大，光伏建设成本和发电成本不断下降，光伏平价上网成为可能。
发电成本方面，水电水利规划设计总院副院长易跃春近日表示，自2011年起出台标杆电价、2013年起出台分区标杆电价以来，平均电价水平逐年降低。2015年启动领跑基地建设后，第二批、第三批光伏领跑基地项目通过竞争产生的上网电价，比当时光伏上网标杆电价平均低0.21元/千瓦时和0.24元/千瓦时，其中第三批基地中青海格尔木基地项目最低入选电价0.31元/千瓦时，已低于当地燃煤标杆电价。
建设成本方面，2018年第四季度，新建光伏系统的建设成本已降至5元/瓦以下。
易跃春认为，光伏平价上网在我国部分地区具备条件。全国能够实现平价上网的地方，现阶段主要集中在资源和建设条件较好、消纳保障条件较好、当地燃煤标杆电价相对较高的地区。
刘译阳表示，由于产品价格和投资成本的快速下降，我国光伏发电的竞争力得以进一步提升。2018年，“5·31”新政之后，国内新增装机仍能保持一定规模。
2018年，国家能源局会同有关部门对光伏产业发展政策及时进行了优化调整，全年光伏发电新增装机4426万千瓦，仅次于2017年新增装机，为历史第二高。其中，集中式电站和分布式光伏分别新增2330万千瓦和2096万千瓦，发展布局进一步优化。到12月底，全国光伏发电装机达到1.74亿千瓦，其中，集中式电站12384万千瓦，分布式光伏5061万千瓦。
李创军强调，2018年，全国光伏发电量1775亿千瓦时，同比增长50%。平均利用小时数1115小时，同比增加37小时;光伏发电平均利用小时数较高的地区中，蒙西1617小时、蒙东1523小时、青海1460小时、四川1439小时。
李创军指出，2018年，全国光伏发电弃光电量同比减少18亿千瓦时，弃光率同比下降2.8个百分点，实现弃光电量和弃光率“双降”。弃光主要集中在新疆和甘肃，其中，新疆(不含兵团)弃光电量21.4亿千瓦时，弃光率16%，同比下降6个百分点;甘肃弃光电量10.3亿千瓦时，弃光率10%，同比下降10个百分点。
光伏行业补贴缺口大超过600亿元
光伏平价上网在提升光伏发电竞争力的同时，可有效促进度电补贴的下降，缓解补贴资金收支缺口。
因广受国家补贴，光伏产业受到“巨婴症”的指责，国家财政面临较大压力。中国光伏行业协会统计数据显示，2018年，我国可再生能源补贴缺口超过1400亿元，其中光伏行业缺口超过600亿元。
为何会产生巨额补贴缺口?一方面是收入不足。可再生能源电价附加作为可再生能源补贴的唯一来源，自2016年可再生能源电价附加调整到1.9分/千瓦时之后，再未做调整;部分自备电厂拖欠缴纳可再生能源电价附加。
另一方面是支出超出预期。2018年，全国光伏发电装机达到174.5GW，提前完成可再生能源“十三五”规划提出的底线目标。其中，集中式电站123.84GW，分布式光伏50.61GW。光伏发电补贴强度较高，补贴需求增大。
多位接受第一财经记者采访的业内专家认为，对于已经颁布的政策还需承担履约责任，补贴资金应该及时到位。否则会动摇市场对绿色发展的决心，引发行业发展危机。
借鉴可再生能源发展较好的国家，可再生能源发展到一定阶段，补贴逐步退坡是大势所趋。德国在2010年至2012年期间光伏装机量急速增长。一方面政府提高了可再生能源附加税，电力消费者买单;另一方面政府调低了补贴。
业内人士认为，可再生能源补贴逐步退坡，最终实现平价上网，更加符合新一轮电改的方向。通过实行竞价上网，可以突出风电、光伏变动成本低的优势，在风大和光照充足的区域，风电和光伏可以报极低的价格来获取发电权，这将在一定程度上降低弃风弃光率，同时降低整体电力市场交易价格，使得电力系统获得既便宜又清洁的电力。而补贴退坡也不能“一刀切”“断崖式”，应设计合理退坡机制，以确保发电企业和相关装备制造业持续健康发展，避免大起大落。
2019年1月，财政部在“关于可再生能源发电补贴政策”座谈会上表达的思路是，先保证补贴的年度收支平衡，再考虑累计缺口如何应对。
按照有关规定，可再生能源电价附加由电网企业向电力用户代征，并向有关可再生能源发电企业发放。
国家电网公司财务部相关负责人对第一财经记者表示，征收方面，可再生能源电价附加随终端售电量收取，收取标准为1.9分/千瓦时，国家电网公司所属各级电网企业按月将收取的可再生能源补贴上缴中央财政。目前，电网企业直供用户全都按时缴纳了可再生能源电价附加，但部分自备电厂自发自用电量、地方电网售电量，有的不通过电网企业上缴，情况不太清楚。
发放方面，电网企业统计纳入可再生能源补助目录项目的补贴电量、补贴金额，提前向财政部申请补贴资金，今年3月初，它们已经向财政部申请了全年的可再生能源补助资金。财政部补贴资金将直接拨到各省电网企业，电网企业在收到钱的结算周期将补贴拨付至各项目。今年，财政部正在研究将补助资金直接拨付至各可再生能源发电项目，电网企业将积极配合做好工作。
新能源消纳“天花板”仍存
可再生能源利用率在2018年显著提升，弃水、弃风、弃光状况明显缓解。2018年，全国光伏发电量1775亿千瓦时，同比增长50%。弃光电量54.9亿千瓦时，全国平均弃光率3%，同比下降2.8个百分点。
但值得关注的是，部分地区光伏等新能源发电消纳形势依然严峻。目前弃光主要集中在新疆和甘肃地区，其中，新疆(不含兵团)弃光电量21.4亿千瓦时，弃光率16%，同比下降6个百分点;甘肃弃光电量10.3亿千瓦时，弃光率10%，同比下降10个百分点。
业内人士认为，新疆、甘肃新能源消纳主要面临以下问题：本地负荷低于新能源装机容量，电力供大于求;系统灵活性不足,自备电厂参与系统调峰不够;外送通道容量受限。此外，部分地区未严格执行国家全额保障性收购政策，制定了低于国家规定的新能源保障小时数，影响企业收益。
由于光伏具有随机性与波动性的特点，传统模式难以满足清洁能源大规模接入后的消纳需求。国家电网国调中心相关负责人对第一财经表示，需以“全国一盘棋”的思路来促进清洁能源跨区消纳。
具体来说，以“全国一盘棋”的思路来加强清洁能源发展科学规划研究，统筹源-网-荷协调发展，统筹大规模清洁能源发展、消纳问题，推动电源和电网、清洁能源与其他电源统一规划、统一平衡，促进清洁能源健康可持续发展;加快推进特高压工程建设，确保具备“全国一盘棋”的电网基础。通过特高压跨区工程来扩大清洁能源资源配置范围，促进清洁能源消纳;构建全国统一电力市场，加大清洁能源跨省跨区交易规模。通过市场手段拓展清洁能源消纳空间
展望2019年，刘译阳表示，尽管新的补贴政策尚未出台，但是“稳中求进”的发展思路已经确定，中国仍将会保持一定的光伏市场体量。全球市场上，预计光伏装机仍将保持持续向上的发展态势。中、美、印等主要市场需求保持平稳;欧洲市场老树新芽，可能会出现较大幅度增长;新兴市场正在快速崛起，越来越多的国家将进入到GW级市场的行列。
更多数据来源参考前瞻产业研究院发布的《中国光伏行业投融资前景与战略分析报告》。
布局氢能源产业链项目报告书
光伏备电天数是光伏发电的年限。光伏发电的年限，产一天能用7个多小时，光伏电站平均等效利用小时数曝光，内蒙古最高为5小时每天，云南最低为3小时每天。同样概念的还有一个指标：设备利用率，是用报告期发电设备利用小时数与该时期日历小时数的比率。这里要注意是用报告期，在用这两个指标时都要注意报告期是什么时候。
氢能更重要的是作为一种清洁能源和良好的能源载体，具有清洁高效、可储能、可运输、应用场景丰富等特点。
氢是二次能源，通过多种方式制取，资源制约小，利用燃料电池，氢能通过电化学反应直接转化成电能和水，不排放污染物，相比汽柴油、天然气等化石燃料，其转化效率不受卡诺循环限制，发电效率超过 50%，是零污染的高效能源。
氢能是实现电力、热力、液体燃料等各种能源品种之间转化的媒介，是在可预见的未来实现跨能源网络协同优化的唯一途径。当前能源体系主要由电网、热网、油气管网共同构成，凭借燃料电池技术，氢能可以在不同能源网络之间进行转化，可以同时将可再生能源与化石燃料转化成电力和热力，也可通过逆反应产生氢燃料替代化石燃料或进行能源存储，从而实现不同能源网络之间的协同优化。
随着可再生能源渗透率不断提高，季节性乃至年度调峰需求也将与日俱增，储能在未来能源系统中的作用不断显现，但是电化学储能及储热难以满足长周期、大容量储能需求。氢能可以更经济地实现电能或热能的长周期、大规模存储，可成为解决弃风、弃光、弃水问题的重要途径，保障未来高比例可再生能源体系的安全稳定运行。
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，包括作为燃料电池 汽车 应用于交通运输领域，作为储能介质支持大规模可再生能源的整合和发电，应用于分布式发电或热电联产为建筑提供电和热，为工业领域直接提供清洁的能源或原料等。
日本、韩国、美国、德国和法国等国都从国家层面制定了氢能产业发展战略规划与线路，如日本的《氢能基本战略》、美国的《氢能经济路线图》、欧盟的《欧洲绿色协议》中的“绿氢战略”、韩国的《氢经济发展线路图》等，持续支持氢燃料电池的研发、推进氢燃料电池试点示范以及多领域应用，已在产业链构建、氢燃料电池 汽车 研发方面取得优势。根据国际氢能联合会发布的《氢能源未来发展趋势调研报告》预测，至2050年，氢燃料电池 汽车 将占全球机动车的20 25%，创造2.5万亿美元的市值，承担全球约18%的能源需求。
《中国制造2025》、《能源技术革命创新行动计划（2016-2030）》、《国家创新驱动发展战略纲要》、《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》、《“十三五”国家 科技 创新规划》等都将氢能与燃料电池列为重要任务，作为引领产业变革的颠覆性技术和战略性新兴产业，提出系统推进氢能 汽车 的研发、产业化和商业化。
今年以来，国家政策倾斜力度加大。6月22日，国家能源局发布了《2020年能源工作指导意见》，从改革创新和推动新技术产业化的角度推动氢能产业发展。文件指出，制定实施氢能产业发展规划，组织开展关键技术装备攻关，积极推动应用示范。
中国首部《能源法》再次征求意见。其中，氢能被列为能源范畴，是中国第一次从法律上确认了氢能属于能源。
目前，全国有20多个省份发布了氢能产业发展规划，在长三角、珠三角、京津冀等地区，氢能已形成一些小规模的示范应用。在一些地方形成了制备、储运、加注燃料电池和下游应用的完整产业链。
其中，山东省国内首个省级氢能中长期规划，山东3677战略打造氢经济带。省政府办公厅印发的《山东省氢能产业中长期发展规划（2020-2030年）》，以2019年为基准年，规划期限为2020-2030年，内容主要包括发展环境、总体要求、发展路径与空间布局、重点发展任务、保障措施和环境影响评价等6个部分。3月26日印发《济青烟国际招商产业园建设行动方案（2020-2025年）》，新能源 汽车 、氢能等字眼出现频率很高，也和山东省省级氢能规划相呼应。济南“中国氢谷”、青岛“东方氢岛”两大高地随着《方案》要拔地而起。潍坊市人民政府办公室印发了《潍坊市促进加氢站建设及运营扶持办法》。本办法适用于对在本市进行加氢站建设、加氢站加氢的企业给予补贴，即按日加氢能力和建成年限分别给予50~600万元补贴。
2019年，中国石油对外依存度首次突破70%的关口，而天然气对外依存度也高达45%。自2018年中美贸易战爆发以来，高度依赖海外油气进口所带来的能源安全隐患越来越让决策层与 社会 各界侧目。新冠疫情又进一步暴露了在紧急状态下产业链全球化的隐患和风险，致使原本已有抬头之势的逆全球化趋势进一步加深，将能源安全的地位上升到新的政治高度。
全球气候变化是21世纪人类面临的最复杂的挑战之一，减缓气候变化的措施之一是减少温室气体的人为排放。中国是仅次于美国的第二大碳排放国家，已承诺力争2030年前二氧化碳排放达到峰值2060年前实现碳中和。在碳中和的道路上，氢能是一个不可或缺的二次能源形式
尽管氢能发展前景广阔，但当前也面临着产业基础薄弱、装备和燃料成本偏高以及存在安全性争议等方面的问题。目前我国制氢技术相对成熟且具备一定产业化基础，全国化石能源制氢和工业副产氢已具相当规模，碱性电解水制氢技术成熟。但在氢气储运技术、燃料电池终端应用技术方面与国际先进水平相比仍有较大的差距。
譬如在储运方面，实现氢能规模化、低成本的储运仍然是我国乃至全球共同面临的难题。高压气氢作为目前国内外主流的氢能储运模式，还存在储氢密度仍然不够高、储运成本太高等问题。
氢气是二次能源，需要通过一定的方法利用其它能源制取，目前主要包括以下方法：
天然气中的烷烃在适当的压力和温度下，在转化炉中发生一系列化学反应生成包含一氧化碳和氢气的转化气，转化气再经过换热、冷凝等过程，使气体在自动化的控制下通过装有多种吸附剂的PSA装置后，一氧化碳、二氧化碳等杂质被吸附塔吸附，从而得到氢气。
以煤为原料制取含氢气体的方法主要有两种：一是煤的焦化，二是煤的气化。焦化是指煤在隔绝空气条件下，在90-1000 制取焦碳，副产品为焦炉煤气。焦炉煤气组成中含氢气55-60%左右。煤的气化是指煤在高温常压或加压下，与气化剂反应转化成气体产物，组成主要是氢及一氧化碳，经转化后可制得纯氢。
通常不直接用石油制氢，而用石油初步裂解后的产品，如石脑油、重油、石油焦以及炼厂干气制氢。石脑油制氢主要工艺过程有石脑油脱硫转化、CO变换、PSA，其工艺流程与天然气制氢极为相似；重油制氢是在一定压力下与水蒸气及氧气反应制得含氢气体产物；石油焦制氢与煤制氢非常相似，是在煤制氢的基础上发展起来的；炼厂干气制氢主要是轻烃水蒸气重整加上变压吸附分离法，与天然气制氢非常相似。
氯碱工业采用电解盐水的方式生产氯气和烧碱，在电解槽阳极生成氯气，阴极生成氢气，阴极附近生成烧碱，氢气进入脱氧塔脱除其中氧气，然后经过变压吸附脱除其中N2、H2、CO2、H2O等杂质，可获得高纯度氢气。
甲醇蒸汽重整制氢由于氢收率高，能量利用合理，过程控制简单，便于工业操作而更多地被采用。甲醇与水蒸气在一定的温度、压力条件下在催化剂的作用下，发生甲醇裂解反应和一氧化碳的变换反应，生成氢和二氧化碳，重整反应生成的H2和CO2，再经过变压吸附法（PSA）将H2和CO2分离，得到高纯氢气。
电解水制氢是一种较为方便的制取氢气的方法。在充满电解液的碱性电解槽（ALK）中通入直流电，水分子在电极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气。也可使用PEM电解槽直接电解纯水产生氢气。此方式可利用光电、风电以及水电等清洁能源进行电解水制取氢气。
（1）风力发电机组的原理及特点：风力发电机组通过控制风轮转速，达成在低风速下最优能量捕捉；在高风速时，保持风轮转速和功率稳定。因此，在额定风速前（大部分工作状态），风力发电机组发岀的有功功率一直在随着风的改变而波动，表现在秒级上的发电功率波动性。另外，风力发电机组是一个电流源，也就是说风电机组每时每刻在跟随电网的50Hz交流电频率，把能量通过电流的方式输岀给电网。如果没有电网的电压维持，目前的风电机组很难独立发电。
（2）光伏发电：光伏电池将太阳能转化为电能，光伏逆变器一方面通过控制，追踪光伏电池的最佳功率点，一方面作为电流源，跟踪电网50Hz交流电频率，把能量通过电流方式输岀到电网。由于阳光在分钟级上变化不大，相对于风电，波动性较小。但是光伏发电表现出昼夜的间歇性。
光伏发电制氢主要利用光伏发电系统所发直流电直接供应制氢站制氢用电。主要有3种技术路线。
碱性电解槽制氢。 该种电解槽的结构简单，适合大规模制氢，价格较便宜，效率偏低约70%~80%，主要设备包括电源、阴阳极、横膈膜、电解液和电解槽箱体组成，电解液通常为氢氧化钠溶液，电解槽主要包括单极式和双极式。
质子交换膜电解槽（PEM Electrolyzer）制氢。 效率较碱性电解槽效率更高，主要使用了离子交换技术。电解槽主要由聚合物薄膜、阴阳两电极组成，由于较高的质子传导性，电解槽工作电流可大大提高，从而提升电解效率。
固体氧化物电解槽（Solid Oxide Electrolyzer）制氢。 可在高温下工作，部分电能可由热能替代，效率高、成本低，固体氧化物电解槽是三种电解槽中效率最高的设备，反应后的废热可与汽轮机、制冷系统进行联合循环利用，提升效率，可达到90%。
电解水制氢技术路线成熟，目前未大规模推广关键因素为电价问题，以目前工业用电用来制氢成本过高，市场竞争力较差。
甲醇制氢投资较低，适合2500Nm3以下制氢规模，按照1Nm3氢气消耗0.72千克甲醇，甲醇价格按2319元 / 吨计算，制氢成本如下表：甲醇制氢成本表
天然气制氢单位投资成本低，在1000Nm3以上经济性较好，按照1Nm3氢气消耗0.6Nm3天然气，天然气价格按1.82元/Nm3计算，制氢成本下表：
天然气制氢成本表
以1000Nm3/h 水电解制氢为例，总投资约1400万元，按照1Nm3氢气消耗5kWh 电能计算，不同电价测算制氢成本分析如下表：
光伏发电制氢成本表
由此分析，光伏发电制氢电价控制在0.3元 / 千瓦时以下时，制氢成本才具有竞争力。按照目前市场价格进行测算，以100MW光伏发电直流系统造价如下表：
光伏发电直流系统造价
以一类资源区域为例，首年光伏利用小时数为1700小 时 计 算，其他参数为 ：装机容量100MW，建设期1年，资本金投资比例20%，流动资金10元 /kW，借款期限10年，还本付息方式为等额本息，长期贷款利率4.90%，折旧年限20年，残值率5%，维修费率0.5%，人员数量5，人工年平均工资7万元，福利费及其他70%，保险费率0.23%，材料费3元 /kW，其他费用10元 /kW。按照全部投资内部收益率满足8% 反算电价，并分别分析计算造价为2.3亿、2亿、1.8亿、1.6亿元时的电价。通过计算，在满足全部投资内部收益率为 8% 时，不同造价下的电价如下表：
不同造价反算电价
光伏发电制氢在资源一类区域已具备经济可行性，较天然气制氢、甲醇制氢成本较低，随着光伏发电成本的持续下降，光伏发电制氢竞争力将进一步增强。本文未考虑氢气运输成本，光伏发电直供电制氢应与需求方靠近，资源一类区域主要集中在西北区域，该区域氢气用户主要为炼化、化工企业，用气量较大，对制氢站规模要求较大。
光伏组件价格下降较快，随着价格进一步降低，部分二类资源区光伏发电制氢也将具有竞争力，该类区域相对靠近负荷中心，经济发达，氢气需求量较大。光伏发电制氢工艺简单、运维难度低，制氢规模可根据场地和需求进行模块化组合，随着燃料电池技术的进步，分布式可再生能源制氢供应燃料电池也将是未来重要发展趋势。
氢气的运输方式可根据氢气状态不同分为气态氢气(GH2)输送、液态氢气(LH2)输送和固态氢气(SH2)输送。选择何种运输方式，需基于以下四点综合考虑：运输过程的能量效率、氢的运输量、运输过程氢的损耗和运输里程。
在用量小、用户分散的情况下，气氢通常通过储氢容器装在车、船等运输工具上进行输送，用量大时一般采用管道输送。液氢运输多用车船等运输工具。
虽然氢气运输方式众多，但从发展趋势来看，我国主要以气氢拖车运输(tube trailer)、气氢管道运输(pipeline)和液氢罐车运输(liquid truck)三种运氢方式为主。
长管拖车是国内最普遍的运氢方式。这种方法在技术上已经相当成熟。但由于氢气密度很小，而储氢容器自重大，所运输氢气的重量只占总运输重量的1~2%。因此长管拖车运氢只适用于运输距离较近(运输半径200公里)和输送量较低的场景。
其工作流程如下：将净化后的产品氢气经过压缩机压缩至20MPa，通过装气柱装入长管拖车，运输至目的地后，装有氢气的管束与车头分离，经由卸气柱和调压站，将管束内的氢气卸入加氢站的高压、中压、低压储氢罐中分级储存。
该方法的运输效率较低。国内标准规定长管拖车气瓶公称工作压力为10-30MPa，运输氢气的气瓶多为20MPa。
以上海南亮公司生产的TT11-2140-H2-20-I型集装管束箱为例，其工作压力为20MPa，每次可充装体积为4164Nm3、质量为347kg的氢气，装载后总质量33168kg，运输效率1.05%。国内生产长管拖车的主要厂商有中集安瑞科、鲁西化工、上海南亮、浦江气体、山东滨华氢能源等。
长管拖车运氢成本测算
为测算长管拖车运氢的成本，我们的基本假设如下：
（1）加氢站规模为500kg/天，距离氢源点100km；
（2）长管拖车满载氢气质量350kg，管束中氢气残余率20%，每日工作时间15h；
（3）拖车平均时速50km/h，百公里耗油量25升，柴油价格7元/升；
（4）动力车头价格40万元/台，以10年进行折旧；管束价格120万元/台，以20年进行折旧，折旧方式均为直线法；
（5）拖车充卸氢气时长5h；
（6）氢气压缩过程耗电1kwh/kg，电价0.6元/kwh；
（7）每台拖车配备两名司机，灌装、卸气各配备一名操作人员，工资10万元/人·年；
（8）车辆保险费用1万元/年，保养费用0.3元/km，过路费0.6元/km；根据以上假设，可测算出规模为500kg/d、距离氢源点100km的加氢站，运氢成本为8.66元/kg。
测算过程如下表：
运输成本随距离增加大幅上升。当运输距离为50km时，氢气的运输成本5.43元/kg，随着运输距离的增加，长管拖车运输成本逐渐上升。
距离500km时运输成本达到20.18元/kg。
考虑到经济性问题，长管拖车运氢一般适用于200km内的短距离运输。
提高管束工作压力可降低运氢成本
由于国内标准约束，长管拖车的最高工作压力限制在20MPa，而国际上已经推出50MPa的氢气长管拖车。
若国内放宽对储运压力的标准，相同容积的管束可以容纳更多氢气，从而降低运输成本。
当运输距离为100km时，工作压力分别为20MPa、50MPa的长管拖车运输成本为8.66元/kg、5.60元/kg，后者约为前者的64.67%。
具有发展潜力的低成本运氢方式，但我国氢气管网发展不足，建设需提速。
低压管道运氢适合大规模、长距离的运氢方式。由于氢气需在低压状态（工作压力1~4MPa）下运输，因此相比高压运氢能耗更低，但管道建设的初始投资较大。
我国布局氢气管网布局有较大提升空间。美国和欧洲是世界上最早发展氢气管网的地区，已有70年 历史 。
根据PNNL在2016年的统计数据，全球共有4542公里的氢气管道，其中美国有2608公里的输氢管道，欧洲有1598公里的输氢管道，而中国仅有100公里。
随着氢能产业的快速发展，日益增加的氢气需求量将推动我国氢气管网建设。
氢气管道造价高、投资大，天然气管道运氢可降低成本
天然气管道是世界上规模最大的管道，占世界管道总长度的一半以上，相比之下氢气管道数量很少。据IEA报告，目前世界上有300万公里的天然气管道，氢气管道仅有5000公里，现有的氢气管道均由制氢企业运营，用于向化工和炼油设备运送成品氢气。
由于管材易发生氢脆现象（即金属与氢气反应而引起韧性下降），从而造成氢气逃逸，因此需选用含炭量低的材料作为运氢管道。美国氢气管道的造价为31~94万美元/km，而天然气管道的造价仅为12.5~50万美元/km，氢气管道的造价是天然气管道造价的两倍以上。
虽然氢气在管道中的流速是天然气的2.8倍，但由于氢气的体积能量密度小，同体积氢气的能量密度仅为天然气的三分之一，因此用同一管道输送相同能量的氢气和天然气，用于押送氢气的泵站压缩机功率高于压送天然气的压缩机功率，导致氢气的输送成本偏高。
氢气输运网络基础设施建设需要巨大的资本投入和较长的建设周期，管道的建设还涉及占地拆建问题，这些因素都阻碍了氢气管道的建设。
研究表明，含20%体积比氢气的天然气-氢气混合燃料可以直接使用目前的天然气输运管道，无需任何改造。
在天然气管网中掺混不超过20%的氢气，运输结束后对混合气体进行氢气提纯，这样既可以充分利用现有管道设施，出于经济性考虑，也能降低氢气的运送成本。
目前国外已有部分国家采用了这种方法。
为测算管道运氢的成本，我们参考济源-洛阳氢气管道的基本参数，做出如下假设：
（1）管道长度25km，总投资额1.46亿元，则单位长度投资额584万元/km；（10）年输氢能力为10.04万吨，运输过程中氢气损耗率8%；
（2）管线配气站的直接与间接维护费用以投资额的15%计算；
（3）氢气压缩过程耗电1kwh/kg，电价0.6元/kwh；
（4）管道寿命20年，以直线法进行折旧。
根据以上假设，可测算出长度25m、年输送能力10.04万吨的氢气管道，运氢价格为0.86元/kg。
当输送距离为100km时，运氢成本为1.20元/kg，仅为同等距离下气氢拖车成本的1/5，通过管道运输氢气是一种降低成本的可靠方法。
适合长距离运输，国内外应用差距明显，但液氢运输相比气氢效率更高，国内应用程度有限。
液氢罐车运输系统由动力车头、整车拖盘和液氢储罐3部分组成。
由于液氢的运输温度需保持在-253 以下，与外部环境温差较大，为保证液氢储存的密封和隔热性能，对液氢储罐的材料和工艺有很高的要求，使其初始投资成本较高。
液氢罐车运输是将将氢气深度冷冻至21K液化，再将液氢装在压力通常为0.6兆帕的圆筒形专用低温绝热槽罐内进行运输的方法。
由于液氢的体积能量密度达到8.5MJ/L，液氢槽罐车的容量大约为65m3,每次可净运输约4000kg氢气，是气氢拖车单车运量的10倍多，大大提高了运输效率，适合大批量、远距离运输。
但缺点是制取液氢的能耗较大（液化相同热值的氢气耗电量是压缩氢气的11倍以上），并且液氢储存、输送过程均有一定的蒸发损耗。
在国外尤其是欧、美、日等国家，液氢技术发展已经相对较为成熟，液氢在储运等环节已进入规模化应用阶段，某些地区液氢槽车运输超过了气氢运输规模。
而国内目前仅用于航天及军事领域，这是由于液氢生产、运输、储存装置等标准均为军用标准，无民用标准，极大地限制了液氢罐车在民用领域的应用。
国内相关企业已着手研发相应的液氢储罐、液氢槽车，如中集圣达因、富瑞氢能等公司已开发出国产液氢储运产品。
2019年6月26日，全国氢能标准化技术委员会发布关于对《氢能 汽车 用燃料液氢》、《液氢生产系统技术规范》和《液氢贮存和运输安全技术要求》三项国家标准征求意见的函。
液氢相关标准和政策规范形成后，储氢密度和传输效率都更高的低温液态储氢将是未来重要的发展方向。
为测算液氢槽车运输的成本，我们的基本假设如下：
（1）加氢站规模为500kg/天，距离氢源点100km；
（2）槽车装载量为15000加仑（约68m3，即4000kg），每日工作时间15h；
（3）槽车平均时速50km/h，百公里耗油量25升，柴油价格7元/升；
（4）液氢槽车价格约为50万美元/辆，以10年进行折旧，折旧方式为直线法；
（5）槽车充卸液氢时长6.5h；
（6）氢气压缩过程耗电11kwh/kg，电价0.6元/kwh；
（7）每台拖车配备两名司机，灌装、卸载各配备一名操作人员，工资10万元/人·年；
（8）车辆保险费用1万元/年，保养费用0.3元/km，过路费0.6元/km。根据以上假设，可测算出规模为500kg/d、距离氢源点100km的加氢站，运氢成本为13.57元/kg。
测算过程如下表：
液氢罐车成本变动对距离不敏感。当加氢站距离氢源点50~500km时，液氢槽车的运输价格在13.51~14.01元/kg范围内小幅提升。虽然运输成本随着距离增加而提高，但提高的幅度并不大。这是因为成本中占比最大的一项——液化过程中消耗的电费（约占60%左右）仅与载氢量有关，与距离无关。而与距离呈正相关的油费、路费等占比并不大，液氢罐车在长距离运输下更具成本优势。
第四章 加氢站建设
1.投资估算
加氢站投资主要包含设备投资、土建工程投资以及设计、监理、审批等费用。
项目投资估算表如下：
序号 名 称 费用（万元） 备注
1 工艺设备 222.00
1.1 增压系统 160.00
1.2 加注系统 56.00
1.3 卸车系统 6.00
2 现场管道、仪表电缆等 12.00
3 PLC柜、火焰探头、氢气泄漏探头、视频监控等 28.00
4 设备安装及调试 40.00 含辅材
5 土建工程 80.00
6 设计、监理、审批等费用 45.00
7 合计 424.00
2.运营成本估算
加氢站建成后，运营成本包括土地租金、设备折旧、运营维护成本、人员工资等。
项目总投资为424万元，固定资产采用直线法综合折旧，不计残值，按照10年折旧摊销，每年42.4万元。
每年运维成本包括设备维护费、管理费及人工成本费、电费和水费等，其中设备维护费用约55万元，管理费及人工（4名工人）成本费15万元，电费及水费30万元，每年运维成本费用为100万元。
本项目单站占地面积约2亩，参照目前服务区征地费用，土地租金暂按每年每亩10万元计取，单站每年土地租金为20万元。
3.效益测算
加氢站对外销售价格为35元/kg，进销价差一般为20元/kg。
本次加氢站项目设计日加氢能力：500kg/d，加注压力：35MPa；按照其70%加注负荷计算，日加注350kg，年可实现加注量120000kg。
按照价差收入，年毛利润额估算为252万元。
经济效益情况分析：
序号 名称 单位 金额（万元） 备注
1 价差收入（毛利润） 万元 240.00
2 土地租金 万元 20.00
3 年运行成本 万元 100.00
4 折旧及摊销 万元 42.4 按10年折旧
5 年税前利润 万元 97.6
5 税金及附加 万元 24.4
6 年利润 万元 73.2
静态投资回收期为：424万元/73.2万元 5.79年。
但是当前投运氢燃料车辆较少，但氢能源在政策利好下不断发展中，当前预测存在较大的困难和不可预见性，测算中取设计负荷的70%进行的估算。
山东省下发国内首个省级氢能中长期规划，山东3677战略打造鲁氢经济带，济南“中国氢谷”、青岛“东方氢岛”两大高地随着《方案》要拔地而起，具有广阔的发展前景和潜力，在当前国家碳达峰、碳中和战略背景下，氢能必将迎来大发展阶段。
