全球氢储运与供应链发展趋势观察

今年6月，中国石油启动国内最长氢气运输管道项目建设（定州-高碑店145公里），设计输氢量10万吨/年；而在此前，由日本川崎重工建造的全球首艘液氢运输船“SUISOFRONTIER（氢先锋号）”于今年5月24日在神户市面向媒体公开，该船单次航行可运输1250立方米的液化氢，同时计划在今年内开启从澳大利亚到日本的试运输项目；与此同时，在世界的另一端，挪威也致力在本国西海岸建立一条氢供应链，以船舶为运输工具向加氢站供氢。

由上不难看出，各国氢能供应“动脉”的建设正在加速，助推全球产业发展迈进快速发展时代。本篇为全球氢能观察2021系列研报的第三篇——全球氢储运与供应链发展趋势观察，以当前氢能供应链形式、多种储运方式成本对比及各情景下储运网络发展为视角，对未来全球氢能储运发展趋势进行梳理，让我们一起开启氢能新视野。

未来全球氢储运成本或低于2-3美元/公斤

随着氢能产业规模的不断提升，氢储存、配送、运输在整个氢供应链中的重要性日益凸显。当前国际间的氢供应网络，是由于各国及地区可再生能源禀赋及利用率、传统化石能源（天然气、煤炭、石油等）对外依存度、现有基础设施及其建造的便利性和时效性、土地使用限制（危化品管制）等差异导致的氢供应成本不均，迫使部分用氢需求较大、但氢供应成本过高的国家和地区（如欧洲、韩国、日本及我国部分地区）采取从供应成本较低的国家和地区进口氢来满足自身需求。（见图1）。

受全球各地区氢源禀赋不同，氢应用规模大小、形式各异等因素影响，氢储运可根据实际情况灵活调整，主要构建出三种氢供应链：在可再生能源或传统化石能源资源（煤炭、石油、天然气）富集地区，大型氢供应中心采用就地制氢并直接应用，这样氢储运的成本几乎为零；较小的采购商，例如加氢站、建筑和家庭供能等，则需要以区域内短途氢运输的方式供氢；在缺少氢源的地区，采购商将依赖进口或长途氢能运输网络进行储运。（见图2）。

预计到2030年，全球大规模绿氢生产基地和运输基础设施布局完备，届时氢可以从澳大利亚、智利或中东等地运送到美国、欧洲、日本等需求中心地区，储运成本为有望降低至2-3美元/公斤。低廉的氢获取成本加上具有经济性的储运成本，将促成全球氢能贸易格局，释放更多氢能应用（例如运输、化工、冶炼、原料等）的需求（见图3）。下文将展开讨论。

多形式储运筑成灵活高效的全球氢供应网络

氢可以通过三种运输载体（管道、轮船或卡车）以多种形态在全球范围内储运（氢气、液氢、有机液态氢﹝LOHC﹞、氨、甲醇、LNG/LCO2﹝去程运载液化天然气、回程运载液态CO2的两用船﹞和固态储氢）。全球各地氢储运方式需要综合运输距离、地理位置和终端应用等因素来决策最佳的储运解决方案。

对于中短距离运输，在现有管道的基础上，经改造后输氢，可实现最低的储运成本（500公里以内的管道输氢成本可低于0.1美元/公斤）。但对于无管道分布或氢需求不稳定的地区，以卡车运输氢（气态或液态）是最经济的选择（每300公里约1.2美元/公斤的储运成本），根据最终应用及需求规模可选择高压气态或低温液态方式进行储运。

对于长距离运输，应用新建或改造后的海底输氢管道进行大规模氢气运输，成本比航运更具经济性，但并非适用于所有国家和地区。在没有管道的情况下，目前主要以液氢、LOHC和氨的形式储存，并以船实现远距离运输。同时由于三种形态的储运成本差距较小，因此最佳储运方式取决于目的地的终端应用形式、氢气纯度和压力水平等因素（见图4）。

从长远来看，氢气管道运输是最具成本效益的储运方式，管道输氢可仅以输电线路1/8的成本传输其10倍的能量。此外，氢气管道的使用寿命比输电线路更长，并具有双重功能，既可以作为绿色能源的传输介质，也可以作为存储介质。氢气管道的实际建设成本由材料、距离、管径、压力、社会成本及其他条件决定。部分国家和地区有鼓励改造天然气管道的政策，具有一定成本优势。例如，在荷兰，允许企业逐步淘汰天然气应用，并在原有的天然气管道基础上改造成氢气管道。

根据目前的项目来看，陆上氢气管道的改造成本约为60-120万美元/公里，新建管道成本约为220-450万美元/公里；对于海上/海底氢气管道，根据新建或改造的具体条件和建设难度，成本要比陆上管道高出1.3到2.3倍；而短途配送管道由于其较小的管径和较低的压力要求，建设和改造成本比传输管道便宜得多（大约只占传输管道成本的15%），但只有未来住宅和商业建筑对氢气的需求超过天然气掺氢临界值（20%）的情况下，短途配送管道的大规模建设才具有经济性。（见图5）

对于长距离的海上运输，氢气需要转换成能量密度更大的形态进行储运。目前液氢、LOHC和氨的储运技术更具有竞争力，成本最优的解决方案取决于终端应用、纯度要求和存储时间。

如果目的地需要液态或高纯度氢气，液氢储运的效率最高。与氨和有机液态氢相比，液氢无需脱氢或裂解即可转化为氢气，不仅节省成本，且无需提纯。液氢的主要缺点是体积能量密度相对较低，限制了船运的载氢量，同时储运过程中会有蒸发损失。虽然液氢储运是一种经过验证和商业化的技术，但大规模液氢储运仍处于试运营阶段；氨拥有比液氢更高的体积能量密度，因此以氨的形式运输比液氢储运更具经济行。但氨后续裂解成氢的成本较高，且可分离的氢纯度较低。此外，由于氨具有毒性，所以在特定区域会有储运限制；液态有机储氢可以应用现有的柴油基础设施，长期安全储存氢，且不会发生损耗。但LOHC的主要缺点是脱氢过程需要大量的热量，且与液氢和氨相比载氢能力有限。（图6预测了2030年从沙特阿拉伯向西欧运输绿氢的三种储运成本构成情况，包括制氢成本，到岸价格在3-5美元/公斤。）

中国将构建安全、高效、多元的氢储运网络

目前，我国液氢、有机液态储氢等新型氢储运技术还不成熟，仍主要以高压气态形式进行氢储运。当前行业正积极推进液氢储运的示范运行，并进行天然气掺氢、管道输氢、有机液体储运、固体材料储运等技术的开发和布局。

国内氢储运技术未来的主要发展方向是推进70MPaIV型瓶的标准出台和产业化应用、气瓶用碳纤维的自主化、降低氢气液化能耗和氢气液化成本、国产民用液氢技术和装备的逐步突破。预计在2025年可以实现70MPaIV型瓶的广泛使用，初步实现液氢装备自主化，开展一批液氢存储示范项目；至2030年，98MPaIV型瓶将实现规模化生产，气瓶成本进一步下降，液氢装备可以实现规模化生产，成本显著下降，在中远距离大规模储运方面实现规模化应用。远期（2050年）氢气管网将密布于城市、乡村，车载储氢将采用更高储氢密度、更高安全性的储氢技术。

我国“三北”地区风光资源尤其丰富，也是弃风弃光率较高的区域。未来随着国内大循环的推动、储运技术逐步突破及氢能储运网络的持续布局，三北地区利用丰富的可再生资源制氢，并通过储运网络输送到用氢集聚区，实施“西氢东输”战略，不仅解决了东部氢源较少的问题，还将有效提高三北地区风光资源利用率，拓宽全国氢能产业贸易市场。