电气设备行业储能系列报告之三：氢储能潜力巨大产业化尚需时日-210727（30页）.pdf

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1、与电解水制氢类似，产业化程度的提升将有效降低氢气储运的成本，储运基础设施的建设与完善是后续氢能规模化发展的前提。考虑到未来氢能的终端应用场景将更为丰富，我们认为氢气的储运环节也将朝多层次、体系化的方向演进。对于氢气的短途运输而言，高压气态储运仍将是主要的手段。目前储氢瓶+长管拖车是应用最为广泛的氢气储运形式，所需的运输成本与基础设施投入相对较低，但运输规模与运输半径也较为有限。根据材料的不同，可将储氢瓶分为纯钢制金属瓶（I 型）、钢制内胆纤维缠绕瓶（II 型）、铝内胆纤维缠绕瓶（III 型）和塑料内胆纤维缠绕瓶（IV 型）4 种，目前 III 型瓶在国内市场占据主流，日本、韩国、美国、挪威等海

2、外地区则以 IV 型瓶为主。此外，目前国内普遍采用 35MPa 及以下的压强等级，而部分海外地区已经实现 70MPa 的高压储运（压强超过 70MPa 后储氢密度的提升幅度较为有限）。从储氢密度、轻量化等角度出发，IV 型瓶与高压储运的优势更为明显，随着国内标准的逐步完善以及国产化程度的不断提升，长期来看 IV 型瓶有望在国内逐步得到应用。除了高压气态储运，输氢管道也是氢气储运体系的重要组成部分。如前所述，由于各地可再生资源的禀赋不同，跨区域的能量转移是氢储能未来重要的应用场景，长期来看氢气的生产与消费将呈现明显的跨区域性。输氢管道可实现大规模、常态化的氢气长途运输，根据美国能源部的统计，截至

3、 2016 年全球已有超过 4500 公里的输氢管道，其中大部分位于美国与欧洲。在气态形式之外，氢气的液态储运同样具有较大的发展潜力。液氢的密度为高压氢气（20-70MPa）的 2-5 倍，可有效提升单位体积的载氢量，在长距离运输上具有一定的优势。2019 年底，全球首艘液氢运输船在日本下水，自 2020 年起开始试点将澳大利亚的褐煤制氢跨洋送至日本神户，运输里程长达 9000 千米。然而，由于氢气的临界温度约为-240（在此温度以上无论怎样增大压强也不能使氢气液化），液化氢气需要耗费大量的能量（15kWh/kg 以上），当前高昂的成本是氢气液态储运的主要障碍。在低温液态储运以外，液氨储氢或有机液态储氢（LOHC）也是潜在的方案，通过液氨、烯烃、炔烃或芳香烃等储氢剂和氢气产生可逆反应实现加氢和脱氢，能耗相对较低，但工艺与装置较为复杂，目前基本没有实现产业化应用。最后，加氢站也是氢气储运体系的重要组成部分。对于氢燃料电池汽车等小而分散的终端用氢需求，加氢站是必不可少的中转环节。根据 H2Stations 的统计，截至 2020年底，全球范围内在运的加氢站数量已达到 553 个，主要位于欧洲、亚洲与北美地区。从加氢站的种类来看，全球范围内 70MPa 的高压气态加氢站为主流，日本、美国与德国还有部分液氢加氢站，国内目前则主要以 35MPa 加氢站为主。