2021年电气设备行业氢能产业链与未来前景研究报告（30页）.pdf

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

4、，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。当前加氢站的建设成本较高，前期铺设仍需外部推动。根据美国能源部基于加州加氢站的最新测算，气态加氢站所需的平均投资为 140 万美元（日加氢能力 770kg），液态加氢站的投资成本则为 190-420 万美元（日加氢能力 1400-1620kg），其中压缩机、储氢罐、制冷设备、加氢装置是投资成本的主要构成部分。因此，当前加氢站的盈利性仍然较差，未来盈利能力的提升一方来自设备成本的降低，另一方面则来自下游加氢需求的增长对设备投资、运营成本的摊薄。此外，传统石化企业亦可通过对原有加油站的改造升级实现自身的清洁能源转型。