氫能更重要的是作為壹種清潔能源和良好的能源載體，具有清潔高效、可儲能、可運輸、應用場景豐富等特點。
氫是二次能源，通過多種方式制取，資源制約小，利用燃料電池，氫能通過電化學反應直接轉化成電能和水，不排放汙染物，相比汽柴油、天然氣等化石燃料，其轉化效率不受卡諾循環限制，發電效率超過 50%，是零汙染的高效能源。
氫能是實現電力、熱力、液體燃料等各種能源品種之間轉化的媒介，是在可預見的未來實現跨能源網絡協同優化的唯壹途徑。當前能源體系主要由電網、熱網、油氣管網***同構成，憑借燃料電池技術，氫能可以在不同能源網絡之間進行轉化，可以同時將可再生能源與化石燃料轉化成電力和熱力，也可通過逆反應產生氫燃料替代化石燃料或進行能源存儲，從而實現不同能源網絡之間的協同優化。
隨著可再生能源滲透率不斷提高，季節性乃至年度調峰需求也將與日俱增，儲能在未來能源系統中的作用不斷顯現，但是電化學儲能及儲熱難以滿足長周期、大容量儲能需求。氫能可以更經濟地實現電能或熱能的長周期、大規模存儲，可成為解決棄風、棄光、棄水問題的重要途徑，保障未來高比例可再生能源體系的安全穩定運行。
氫能應用模式豐富，能夠幫助工業、建築、交通等主要終端應用領域實現低碳化，包括作為燃料電池 汽車 應用於交通運輸領域，作為儲能介質支持大規模可再生能源的整合和發電，應用於分布式發電或熱電聯產為建築提供電和熱，為工業領域直接提供清潔的能源或原料等。
日本、韓國、美國、德國和法國等國都從國家層面制定了氫能產業發展戰略規劃與線路，如日本的《氫能基本戰略》、美國的《氫能經濟路線圖》、歐盟的《歐洲綠色協議》中的“綠氫戰略”、韓國的《氫經濟發展線路圖》等，持續支持氫燃料電池的研發、推進氫燃料電池試點示範以及多領域應用，已在產業鏈構建、氫燃料電池 汽車 研發方面取得優勢。根據國際氫能聯合會發布的《氫能源未來發展趨勢調研報告》預測，至2050年，氫燃料電池 汽車 將占全球機動車的20 25%，創造2.5萬億美元的市值，承擔全球約18%的能源需求。
《中國制造2025》、《能源技術革命創新行動計劃（2016-2030）》、《國家創新驅動發展戰略綱要》、《“十三五”國家戰略性新興產業發展規劃》、《“十三五”國家 科技 創新規劃》等都將氫能與燃料電池列為重要任務，作為引領產業變革的顛覆性技術和戰略性新興產業，提出系統推進氫能 汽車 的研發、產業化和商業化。
今年以來，國家政策傾斜力度加大。6月22日，國家能源局發布了《2020年能源工作指導意見》，從改革創新和推動新技術產業化的角度推動氫能產業發展。文件指出，制定實施氫能產業發展規劃，組織開展關鍵技術裝備攻關，積極推動應用示範。
中國首部《能源法》再次征求意見。其中，氫能被列為能源範疇，是中國第壹次從法律上確認了氫能屬於能源。
目前，全國有20多個省份發布了氫能產業發展規劃，在長三角、珠三角、京津冀等地區，氫能已形成壹些小規模的示範應用。在壹些地方形成了制備、儲運、加註燃料電池和下遊應用的完整產業鏈。
其中，山東省國內首個省級氫能中長期規劃，山東3677戰略打造氫經濟帶。省政府辦公廳印發的《山東省氫能產業中長期發展規劃（2020-2030年）》，以2019年為基準年，規劃期限為2020-2030年，內容主要包括發展環境、總體要求、發展路徑與空間布局、重點發展任務、保障措施和環境影響評價等6個部分。3月26日印發《濟青煙國際招商產業園建設行動方案（2020-2025年）》，新能源 汽車 、氫能等字眼出現頻率很高，也和山東省省級氫能規劃相呼應。濟南“中國氫谷”、青島“東方氫島”兩大高地隨著《方案》要拔地而起。濰坊市人民政府辦公室印發了《濰坊市促進加氫站建設及運營扶持辦法》。本辦法適用於對在本市進行加氫站建設、加氫站加氫的企業給予補貼，即按日加氫能力和建成年限分別給予50~600萬元補貼。
2019年，中國石油對外依存度首次突破70%的關口，而天然氣對外依存度也高達45%。自2018年中美貿易戰爆發以來，高度依賴海外油氣進口所帶來的能源安全隱患越來越讓決策層與 社會 各界側目。新冠疫情又進壹步暴露了在緊急狀態下產業鏈全球化的隱患和風險，致使原本已有擡頭之勢的逆全球化趨勢進壹步加深，將能源安全的地位上升到新的政治高度。
全球氣候變化是21世紀人類面臨的最復雜的挑戰之壹，減緩氣候變化的措施之壹是減少溫室氣體的人為排放。中國是僅次於美國的第二大碳排放國家，已承諾力爭2030年前二氧化碳排放達到峰值2060年前實現碳中和。在碳中和的道路上，氫能是壹個不可或缺的二次能源形式
盡管氫能發展前景廣闊，但當前也面臨著產業基礎薄弱、裝備和燃料成本偏高以及存在安全性爭議等方面的問題。目前我國制氫技術相對成熟且具備壹定產業化基礎，全國化石能源制氫和工業副產氫已具相當規模，堿性電解水制氫技術成熟。但在氫氣儲運技術、燃料電池終端應用技術方面與國際先進水平相比仍有較大的差距。
譬如在儲運方面，實現氫能規模化、低成本的儲運仍然是我國乃至全球***同面臨的難題。高壓氣氫作為目前國內外主流的氫能儲運模式，還存在儲氫密度仍然不夠高、儲運成本太高等問題。
氫氣是二次能源，需要通過壹定的方法利用其它能源制取，目前主要包括以下方法：
天然氣中的烷烴在適當的壓力和溫度下，在轉化爐中發生壹系列化學反應生成包含壹氧化碳和氫氣的轉化氣，轉化氣再經過換熱、冷凝等過程，使氣體在自動化的控制下通過裝有多種吸附劑的PSA裝置後，壹氧化碳、二氧化碳等雜質被吸附塔吸附，從而得到氫氣。
以煤為原料制取含氫氣體的方法主要有兩種：壹是煤的焦化，二是煤的氣化。焦化是指煤在隔絕空氣條件下，在90-1000 制取焦碳，副產品為焦爐煤氣。焦爐煤氣組成中含氫氣55-60%左右。煤的氣化是指煤在高溫常壓或加壓下，與氣化劑反應轉化成氣體產物，組成主要是氫及壹氧化碳，經轉化後可制得純氫。
通常不直接用石油制氫，而用石油初步裂解後的產品，如石腦油、重油、石油焦以及煉廠幹氣制氫。石腦油制氫主要工藝過程有石腦油脫硫轉化、CO變換、PSA，其工藝流程與天然氣制氫極為相似；重油制氫是在壹定壓力下與水蒸氣及氧氣反應制得含氫氣體產物；石油焦制氫與煤制氫非常相似，是在煤制氫的基礎上發展起來的；煉廠幹氣制氫主要是輕烴水蒸氣重整加上變壓吸附分離法，與天然氣制氫非常相似。
氯堿工業采用電解鹽水的方式生產氯氣和燒堿，在電解槽陽極生成氯氣，陰極生成氫氣，陰極附近生成燒堿，氫氣進入脫氧塔脫除其中氧氣，然後經過變壓吸附脫除其中N2、H2、CO2、H2O等雜質，可獲得高純度氫氣。
甲醇蒸汽重整制氫由於氫收率高，能量利用合理，過程控制簡單，便於工業操作而更多地被采用。甲醇與水蒸氣在壹定的溫度、壓力條件下在催化劑的作用下，發生甲醇裂解反應和壹氧化碳的變換反應，生成氫和二氧化碳，重整反應生成的H2和CO2，再經過變壓吸附法（PSA）將H2和CO2分離，得到高純氫氣。
電解水制氫是壹種較為方便的制取氫氣的方法。在充滿電解液的堿性電解槽（ALK）中通入直流電，水分子在電極上發生電化學反應，分解成氫氣和氧氣。也可使用PEM電解槽直接電解純水產生氫氣。此方式可利用光電、風電以及水電等清潔能源進行電解水制取氫氣。
（1）風力發電機組的原理及特點：風力發電機組通過控制風輪轉速，達成在低風速下最優能量捕捉；在高風速時，保持風輪轉速和功率穩定。因此，在額定風速前（大部分工作狀態），風力發電機組發岀的有功功率壹直在隨著風的改變而波動，表現在秒級上的發電功率波動性。另外，風力發電機組是壹個電流源，也就是說風電機組每時每刻在跟隨電網的50Hz交流電頻率，把能量通過電流的方式輸岀給電網。如果沒有電網的電壓維持，目前的風電機組很難獨立發電。
（2）光伏發電：光伏電池將太陽能轉化為電能，光伏逆變器壹方面通過控制，追蹤光伏電池的最佳功率點，壹方面作為電流源，跟蹤電網50Hz交流電頻率，把能量通過電流方式輸岀到電網。由於陽光在分鐘級上變化不大，相對於風電，波動性較小。但是光伏發電表現出晝夜的間歇性。
光伏發電制氫主要利用光伏發電系統所發直流電直接供應制氫站制氫用電。主要有3種技術路線。
堿性電解槽制氫。 該種電解槽的結構簡單，適合大規模制氫，價格較便宜，效率偏低約70%~80%，主要設備包括電源、陰陽極、橫膈膜、電解液和電解槽箱體組成，電解液通常為氫氧化鈉溶液，電解槽主要包括單極式和雙極式。
質子交換膜電解槽（PEM Electrolyzer）制氫。 效率較堿性電解槽效率更高，主要使用了離子交換技術。電解槽主要由聚合物薄膜、陰陽兩電極組成，由於較高的質子傳導性，電解槽工作電流可大大提高，從而提升電解效率。
固體氧化物電解槽（Solid Oxide Electrolyzer）制氫。 可在高溫下工作，部分電能可由熱能替代，效率高、成本低，固體氧化物電解槽是三種電解槽中效率最高的設備，反應後的廢熱可與汽輪機、制冷系統進行聯合循環利用，提升效率，可達到90%。
電解水制氫技術路線成熟，目前未大規模推廣關鍵因素為電價問題，以目前工業用電用來制氫成本過高，市場競爭力較差。
甲醇制氫投資較低，適合2500Nm3以下制氫規模，按照1Nm3氫氣消耗0.72千克甲醇，甲醇價格按2319元 / 噸計算，制氫成本如下表：甲醇制氫成本表
天然氣制氫單位投資成本低，在1000Nm3以上經濟性較好，按照1Nm3氫氣消耗0.6Nm3天然氣，天然氣價格按1.82元/Nm3計算，制氫成本下表：
天然氣制氫成本表
以1000Nm3/h 水電解制氫為例，總投資約1400萬元，按照1Nm3氫氣消耗5kWh 電能計算，不同電價測算制氫成本分析如下表：
光伏發電制氫成本表
由此分析，光伏發電制氫電價控制在0.3元 / 千瓦時以下時，制氫成本才具有競爭力。按照目前市場價格進行測算，以100MW光伏發電直流系統造價如下表：
光伏發電直流系統造價
以壹類資源區域為例，首年光伏利用小時數為1700小 時 計 算，其他參數為 ：裝機容量100MW，建設期1年，資本金投資比例20%，流動資金10元 /kW，借款期限10年，還本付息方式為等額本息，長期貸款利率4.90%，折舊年限20年，殘值率5%，維修費率0.5%，人員數量5，人工年平均工資7萬元，福利費及其他70%，保險費率0.23%，材料費3元 /kW，其他費用10元 /kW。按照全部投資內部收益率滿足8% 反算電價，並分別分析計算造價為2.3億、2億、1.8億、1.6億元時的電價。通過計算，在滿足全部投資內部收益率為 8% 時，不同造價下的電價如下表：
不同造價反算電價
光伏發電制氫在資源壹類區域已具備經濟可行性，較天然氣制氫、甲醇制氫成本較低，隨著光伏發電成本的持續下降，光伏發電制氫競爭力將進壹步增強。本文未考慮氫氣運輸成本，光伏發電直供電制氫應與需求方靠近，資源壹類區域主要集中在西北區域，該區域氫氣用戶主要為煉化、化工企業，用氣量較大，對制氫站規模要求較大。
光伏組件價格下降較快，隨著價格進壹步降低，部分二類資源區光伏發電制氫也將具有競爭力，該類區域相對靠近負荷中心，經濟發達，氫氣需求量較大。光伏發電制氫工藝簡單、運維難度低，制氫規模可根據場地和需求進行模塊化組合，隨著燃料電池技術的進步，分布式可再生能源制氫供應燃料電池也將是未來重要發展趨勢。
氫氣的運輸方式可根據氫氣狀態不同分為氣態氫氣(GH2)輸送、液態氫氣(LH2)輸送和固態氫氣(SH2)輸送。選擇何種運輸方式，需基於以下四點綜合考慮：運輸過程的能量效率、氫的運輸量、運輸過程氫的損耗和運輸裏程。
在用量小、用戶分散的情況下，氣氫通常通過儲氫容器裝在車、船等運輸工具上進行輸送，用量大時壹般采用管道輸送。液氫運輸多用車船等運輸工具。
雖然氫氣運輸方式眾多，但從發展趨勢來看，我國主要以氣氫拖車運輸(tube trailer)、氣氫管道運輸(pipeline)和液氫罐車運輸(liquid truck)三種運氫方式為主。
長管拖車是國內最普遍的運氫方式。這種方法在技術上已經相當成熟。但由於氫氣密度很小，而儲氫容器自重大，所運輸氫氣的重量只占總運輸重量的1~2%。因此長管拖車運氫只適用於運輸距離較近(運輸半徑200公裏)和輸送量較低的場景。
其工作流程如下：將凈化後的產品氫氣經過壓縮機壓縮至20MPa，通過裝氣柱裝入長管拖車，運輸至目的地後，裝有氫氣的管束與車頭分離，經由卸氣柱和調壓站，將管束內的氫氣卸入加氫站的高壓、中壓、低壓儲氫罐中分級儲存。
該方法的運輸效率較低。國內標準規定長管拖車氣瓶公稱工作壓力為10-30MPa，運輸氫氣的氣瓶多為20MPa。
以上海南亮公司生產的TT11-2140-H2-20-I型集裝管束箱為例，其工作壓力為20MPa，每次可充裝體積為4164Nm3、質量為347kg的氫氣，裝載後總質量33168kg，運輸效率1.05%。國內生產長管拖車的主要廠商有中集安瑞科、魯西化工、上海南亮、浦江氣體、山東濱華氫能源等。
長管拖車運氫成本測算
為測算長管拖車運氫的成本，我們的基本假設如下：
（1）加氫站規模為500kg/天，距離氫源點100km；
（2）長管拖車滿載氫氣質量350kg，管束中氫氣殘余率20%，每日工作時間15h；
（3）拖車平均時速50km/h，百公裏耗油量25升，柴油價格7元/升；
（4）動力車頭價格40萬元/臺，以10年進行折舊；管束價格120萬元/臺，以20年進行折舊，折舊方式均為直線法；
（5）拖車充卸氫氣時長5h；
（6）氫氣壓縮過程耗電1kwh/kg，電價0.6元/kwh；
（7）每臺拖車配備兩名司機，灌裝、卸氣各配備壹名操作人員，工資10萬元/人·年；
（8）車輛保險費用1萬元/年，保養費用0.3元/km，過路費0.6元/km；根據以上假設，可測算出規模為500kg/d、距離氫源點100km的加氫站，運氫成本為8.66元/kg。
測算過程如下表：
運輸成本隨距離增加大幅上升。當運輸距離為50km時，氫氣的運輸成本5.43元/kg，隨著運輸距離的增加，長管拖車運輸成本逐漸上升。
距離500km時運輸成本達到20.18元/kg。
考慮到經濟性問題，長管拖車運氫壹般適用於200km內的短距離運輸。
提高管束工作壓力可降低運氫成本
由於國內標準約束，長管拖車的最高工作壓力限制在20MPa，而國際上已經推出50MPa的氫氣長管拖車。
若國內放寬對儲運壓力的標準，相同容積的管束可以容納更多氫氣，從而降低運輸成本。
當運輸距離為100km時，工作壓力分別為20MPa、50MPa的長管拖車運輸成本為8.66元/kg、5.60元/kg，後者約為前者的64.67%。
具有發展潛力的低成本運氫方式，但我國氫氣管網發展不足，建設需提速。
低壓管道運氫適合大規模、長距離的運氫方式。由於氫氣需在低壓狀態（工作壓力1~4MPa）下運輸，因此相比高壓運氫能耗更低，但管道建設的初始投資較大。
我國布局氫氣管網布局有較大提升空間。美國和歐洲是世界上最早發展氫氣管網的地區，已有70年 歷史 。
根據PNNL在2016年的統計數據，全球***有4542公裏的氫氣管道，其中美國有2608公裏的輸氫管道，歐洲有1598公裏的輸氫管道，而中國僅有100公裏。
隨著氫能產業的快速發展，日益增加的氫氣需求量將推動我國氫氣管網建設。
氫氣管道造價高、投資大，天然氣管道運氫可降低成本
天然氣管道是世界上規模最大的管道，占世界管道總長度的壹半以上，相比之下氫氣管道數量很少。據IEA報告，目前世界上有300萬公裏的天然氣管道，氫氣管道僅有5000公裏，現有的氫氣管道均由制氫企業運營，用於向化工和煉油設備運送成品氫氣。
由於管材易發生氫脆現象（即金屬與氫氣反應而引起韌性下降），從而造成氫氣逃逸，因此需選用含炭量低的材料作為運氫管道。美國氫氣管道的造價為31~94萬美元/km，而天然氣管道的造價僅為12.5~50萬美元/km，氫氣管道的造價是天然氣管道造價的兩倍以上。
雖然氫氣在管道中的流速是天然氣的2.8倍，但由於氫氣的體積能量密度小，同體積氫氣的能量密度僅為天然氣的三分之壹，因此用同壹管道輸送相同能量的氫氣和天然氣，用於押送氫氣的泵站壓縮機功率高於壓送天然氣的壓縮機功率，導致氫氣的輸送成本偏高。
氫氣輸運網絡基礎設施建設需要巨大的資本投入和較長的建設周期，管道的建設還涉及占地拆建問題，這些因素都阻礙了氫氣管道的建設。
研究表明，含20%體積比氫氣的天然氣-氫氣混合燃料可以直接使用目前的天然氣輸運管道，無需任何改造。
在天然氣管網中摻混不超過20%的氫氣，運輸結束後對混合氣體進行氫氣提純，這樣既可以充分利用現有管道設施，出於經濟性考慮，也能降低氫氣的運送成本。
目前國外已有部分國家采用了這種方法。
為測算管道運氫的成本，我們參考濟源-洛陽氫氣管道的基本參數，做出如下假設：
（1）管道長度25km，總投資額1.46億元，則單位長度投資額584萬元/km；（10）年輸氫能力為10.04萬噸，運輸過程中氫氣損耗率8%；
（2）管線配氣站的直接與間接維護費用以投資額的15%計算；
（3）氫氣壓縮過程耗電1kwh/kg，電價0.6元/kwh；
（4）管道壽命20年，以直線法進行折舊。
根據以上假設，可測算出長度25m、年輸送能力10.04萬噸的氫氣管道，運氫價格為0.86元/kg。
當輸送距離為100km時，運氫成本為1.20元/kg，僅為同等距離下氣氫拖車成本的1/5，通過管道運輸氫氣是壹種降低成本的可靠方法。
適合長距離運輸，國內外應用差距明顯，但液氫運輸相比氣氫效率更高，國內應用程度有限。
液氫罐車運輸系統由動力車頭、整車拖盤和液氫儲罐3部分組成。
由於液氫的運輸溫度需保持在-253 以下，與外部環境溫差較大，為保證液氫儲存的密封和隔熱性能，對液氫儲罐的材料和工藝有很高的要求，使其初始投資成本較高。
液氫罐車運輸是將將氫氣深度冷凍至21K液化，再將液氫裝在壓力通常為0.6兆帕的圓筒形專用低溫絕熱槽罐內進行運輸的方法。
由於液氫的體積能量密度達到8.5MJ/L，液氫槽罐車的容量大約為65m3,每次可凈運輸約4000kg氫氣，是氣氫拖車單車運量的10倍多，大大提高了運輸效率，適合大批量、遠距離運輸。
但缺點是制取液氫的能耗較大（液化相同熱值的氫氣耗電量是壓縮氫氣的11倍以上），並且液氫儲存、輸送過程均有壹定的蒸發損耗。
在國外尤其是歐、美、日等國家，液氫技術發展已經相對較為成熟，液氫在儲運等環節已進入規模化應用階段，某些地區液氫槽車運輸超過了氣氫運輸規模。
而國內目前僅用於航天及軍事領域，這是由於液氫生產、運輸、儲存裝置等標準均為軍用標準，無民用標準，極大地限制了液氫罐車在民用領域的應用。
國內相關企業已著手研發相應的液氫儲罐、液氫槽車，如中集聖達因、富瑞氫能等公司已開發出國產液氫儲運產品。
2019年6月26日，全國氫能標準化技術委員會發布關於對《氫能 汽車 用燃料液氫》、《液氫生產系統技術規範》和《液氫貯存和運輸安全技術要求》三項國家標準征求意見的函。
液氫相關標準和政策規範形成後，儲氫密度和傳輸效率都更高的低溫液態儲氫將是未來重要的發展方向。
為測算液氫槽車運輸的成本，我們的基本假設如下：
（1）加氫站規模為500kg/天，距離氫源點100km；
（2）槽車裝載量為15000加侖（約68m3，即4000kg），每日工作時間15h；
（3）槽車平均時速50km/h，百公裏耗油量25升，柴油價格7元/升；
（4）液氫槽車價格約為50萬美元/輛，以10年進行折舊，折舊方式為直線法；
（5）槽車充卸液氫時長6.5h；
（6）氫氣壓縮過程耗電11kwh/kg，電價0.6元/kwh；
（7）每臺拖車配備兩名司機，灌裝、卸載各配備壹名操作人員，工資10萬元/人·年；
（8）車輛保險費用1萬元/年，保養費用0.3元/km，過路費0.6元/km。根據以上假設，可測算出規模為500kg/d、距離氫源點100km的加氫站，運氫成本為13.57元/kg。
測算過程如下表：
液氫罐車成本變動對距離不敏感。當加氫站距離氫源點50~500km時，液氫槽車的運輸價格在13.51~14.01元/kg範圍內小幅提升。雖然運輸成本隨著距離增加而提高，但提高的幅度並不大。這是因為成本中占比最大的壹項——液化過程中消耗的電費（約占60%左右）僅與載氫量有關，與距離無關。而與距離呈正相關的油費、路費等占比並不大，液氫罐車在長距離運輸下更具成本優勢。
第四章 加氫站建設
1.投資估算
加氫站投資主要包含設備投資、土建工程投資以及設計、監理、審批等費用。
項目投資估算表如下：
序號 名 稱 費用（萬元） 備註
1 工藝設備 222.00
1.1 增壓系統 160.00
1.2 加註系統 56.00
1.3 卸車系統 6.00
2 現場管道、儀表電纜等 12.00
3 PLC櫃、火焰探頭、氫氣泄漏探頭、視頻監控等 28.00
4 設備安裝及調試 40.00 含輔材
5 土建工程 80.00
6 設計、監理、審批等費用 45.00
7 合計 424.00
2.運營成本估算
加氫站建成後，運營成本包括土地租金、設備折舊、運營維護成本、人員工資等。
項目總投資為424萬元，固定資產采用直線法綜合折舊，不計殘值，按照10年折舊攤銷，每年42.4萬元。
每年運維成本包括設備維護費、管理費及人工成本費、電費和水費等，其中設備維護費用約55萬元，管理費及人工（4名工人）成本費15萬元，電費及水費30萬元，每年運維成本費用為100萬元。
本項目單站占地面積約2畝，參照目前服務區征地費用，土地租金暫按每年每畝10萬元計取，單站每年土地租金為20萬元。
3.效益測算
加氫站對外銷售價格為35元/kg，進銷價差壹般為20元/kg。
本次加氫站項目設計日加氫能力：500kg/d，加註壓力：35MPa；按照其70%加註負荷計算，日加註350kg，年可實現加註量120000kg。
按照價差收入，年毛利潤額估算為252萬元。
經濟效益情況分析：
序號 名稱 單位 金額（萬元） 備註
1 價差收入（毛利潤） 萬元 240.00
2 土地租金 萬元 20.00
3 年運行成本 萬元 100.00
4 折舊及攤銷 萬元 42.4 按10年折舊
5 年稅前利潤 萬元 97.6
5 稅金及附加 萬元 24.4
6 年利潤 萬元 73.2
靜態投資回收期為：424萬元/73.2萬元 5.79年。
但是當前投運氫燃料車輛較少，但氫能源在政策利好下不斷發展中，當前預測存在較大的困難和不可預見性，測算中取設計負荷的70%進行的估算。
山東省下發國內首個省級氫能中長期規劃，山東3677戰略打造魯氫經濟帶，濟南“中國氫谷”、青島“東方氫島”兩大高地隨著《方案》要拔地而起，具有廣闊的發展前景和潛力，在當前國家碳達峰、碳中和戰略背景下，氫能必將迎來大發展階段。