氢能作为中国能源问题的最终解决方案，将深刻影响中国能源应用的前景。2019年，中国氢能联盟发布了《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，到2050年，氢能将在中国终端能源体系中占比达到10%（约5亿吨标煤，折合1.1亿吨氢气），与电力协同互补，共同成为中国终端能源体系的消费主体之一。

届时，可实现二氧化碳减排约7亿吨/年，累计拉动33万亿元经济产值。而“绿氢”可再生能源制氢将是未来的主要氢气来源，到2050年，可再生能源制氢超过80%。

这个亿吨级氢能的目标，将改变中国的能源结构并推动中国进入氢能社会，中国具有广阔的西部荒漠和良好的光照条件，可开发的“绿氢”资源超过3亿吨。完全能够满足我国可持续发展的自给自足的无碳氢能，将从根本上改变我国能源战略安全。

但我国西部储量丰富的绿氢资源，远离中东部的能源负荷中心，需要远距离的输送。因此如何达到开发规模，建立“产、储、输、分销、应用”完整的低成本氢能供应链，就需要进行氢能储运模式的构建，并进行技术经济分析。

目的 —— 文章研究规模化氢能供应链的经济性，未来十年，氢能作为战略能源将会重构社会的能源结构，并影响未来社会能源总成本。预测大规模氢能时代的制氢、储氢、输氢、分销、应用的成本，和市场化的趋势有着重要的意义。氢气由于高储运成本，用途、品质的多样性，氢气市场存在分层结构。

分析氢能与常规能源的可比价格，提出原油当量价格(POE)的概念，预测未来氢能价格的合理区间。解决供应链问题是获得低成本氢能的关键，由此提出干线门站模式，解决绿氢的资源分布与长距离输送氢能的问题。

方法 —— 利用平准化氢气成本(LCOH)分析模型，测算大型光伏制氢管道输氢LCOH，分析大规模可再生能源制氢输氢的经济性。利用氢能供应链的储、输、卸六个象限成本公式，分析气氢、液氢、固氢、有机氢、管道氢等不同储运技术，短距离氢储运成本，分析门站后输氢的场景和成本，预测短距离输氢的成本趋势。

结果 —— 研究表明：我国有丰富的绿氢资源，随着投资下降，预计大规模绿氢管道输送的城市门站LCOH将低于2.0 RMB/Nm³，将成为未来主要的氢源。

当前，氢储运技术气氢、液氢、甲醇、合成氨、有机氢、固氢、管道氢，随着规模的增加实现远距离输送。在现有的技术下，城市门站到终端的输送，氢短距输送（<100 km）测算成本都在1.2 RMB/Nm³以下，由此评估的氢能供应链的总成本，干线门站模式下氢能最终到达终端的价格约为3.2 RMB/Nm³，当量价格POE与汽油价格接近，考虑燃料电池的能效因素，氢能汽车在4.0 RMB/Nm³的氢价下，具有比汽油车更低的百公里燃料费用。

结论——氢能作为战略能源，在无补贴的情况下实现中国氢能源的绿氢替代，在技术经济上是可行的。