氢能产业链中，氢的存储运输是连接氢气生产端与需求端的关键桥梁，深刻影响着氢能发展节奏及进度。由于氢气在常温常压状态下密度极低（仅为空气的1/14）、单位体积储能密度低、易燃易爆等，其特性导致氢能的安全高效输送和储存难度较大。因此，发展安全、高效、低成本的储运氢技术是氢能大规模商业化发展的前提。
氢能资源呈逆向分布，氢能储运供应链建设是实现“氢经济”的保障。总体来说，我国能源供应和能源需求呈逆向分布，在资源上“西富东贫、北多南少”，在需求上则恰恰相反。未来，一方面要积极开发大容量氢气储运技术；另一方面要积极开展就近化工副产氢气资源和沿海可再生能源开发利用。
庞大的氢能需求需依靠完善的氢储运供应链，将带来千亿级设备投资规模。在氢能行业深度报告系列二中，我们详尽分析了氢能在工业、交通、建筑等领域参与深度脱碳的潜力，即在 2060碳中和目标下，据中国氢能联盟预测，到2040年，我国氢气的年需求量将增至5700万吨左右，庞大的氢能需求量需依靠完善的氢储运供应链。假设按照终端氢气售价30元/kg，储运成本占比30%，设备投资成本占比70%，对应储运设备市场规模将达5200亿元。
根据中国氢能联盟发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019版）》关于我国氢能储运技术路线展望：我国氢能储运将按照“低压到高压”“气态到多相态”的方向发展，由此逐步提高氢气储存和运输的能力。氢能市场渗入前期，氢气用量及运输半径相对较小，此时高压气态运输的转换成本较低，更具性价比；氢能市场发展到中期，氢气需求半径将逐步提升，将以气态和低温液态为主；远期来看，高密度、高安全储氢将成为现实，完备的氢能管网也将建成，同时出台固态、有机液态等储运标准及管道输配标准作为配套。
氢能的存储及运输成为了氢能实现大规模发展的重要影响因素之一，而氢能的储运方式建立在氢的不同存储状态之上，按照氢的不同形态，通常将氢储运技术分为气态储运（高压气态、管道氢）、液态储运（低温液态、有机液态）、固态储运，不同的储运方式具有不同特点及适应性：
1）高压气氢储运运营成本低、能耗相对小、氢气充放响应速度快，适用于短距离、用户分散场合，是目前运用最普遍的储运方式，但对设备承压要求高、单位体积储氢密度低、安全性较低；
2）管道氢输送运输成本低、能耗小，可实现氢能连续性、规模化、长距离输送，是未来氢能大规模利用的必然发展趋势。由于管道铺设难度大，一次性投资成本高，目前还难以实现大规模氢气管道运输。
3）低温液氢储运储氢能量密度高、运输效率高，适用于中远距离输送，目前主要作为航空运载火箭推进剂燃料，对储氢装置真空绝热、减振抗冲击、防泄漏性能要求高，且深冷液化存在大量消耗、成本较高；
4）固氢及有机液氢储运一般较为安全、高效、储氢密度高、可循环性好，但对储氢材料性能要求较高，是未来氢能储运的重要研究方向，但距离商业化较远。
2.1气态氢储运：技术成熟度高，使用广泛，将贯穿氢能产业发展始末
氢能的气态储运通常是将氢气采取压缩气体体积、增加单位气体压力的方式进行储存、运输，并且以高压气体的状态储存于特定容器中，储氢容器通常为耐高压的压力容器，同时气氢也可经过加压后通过特制运输管道进行输送。
高压气态氢能储运是目前工业中使用最普遍、最直接的氢能储运方式，通过连接减压阀即可方便、快捷释放所需氢气。具有运营成本低、压缩氢气技术成熟、承压容器结构简单、能耗较小、氢气充放响应速度快等优点。区别于运输方式的不同，高压气态长管拖氢适用于当前氢能发展初级阶段，未来随着氢能需求规模的扩大，管道氢将为氢能产业链提供大规模量的低成本氢气。
高压气态储氢容器主要包括纯钢制金属瓶（I型）、钢制内胆纤维缠绕瓶（II型）、铝内胆纤维缠绕瓶（III型）及塑料内胆纤维缠绕瓶（IV型）。20MPa钢制瓶（I型）早已实现工业应用，并与45MPa钢制瓶（II型）和98MPa钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站中。但是I型和II型瓶储氢密度低、氢脆问题严重，难以满足车用储氢容器的要求。车用储氢容器主要为III型瓶和IV型瓶。通过对比I型至IV型高压储氢瓶性能参数及特点，高压储氢容器发展本质是通过改变结构及材料，提升储氢工作压力来提高质量储氢密度。此外，研究表明，氢气质量密度随压力增加而增加，在30~40MPa时，氢气质量密度增加较快，而压力70MPa以上时，氢气质量密度变化很小，因此大多储氢瓶的工作压力在35~70MPa范围内。
高压气态氢运输方式方面，长管拖氢适合短距、小规模、就地应用，管道输氢适合长距、大规模应用
高压气氢运输主要分为长管拖车和管道运输2种方式。其中，长管拖车运输技术较为成熟，中国常以20MPa长管拖车运氢，单车运氢约为300kg，正在积极发展35MPa运氢技术。国外则采用45MPa纤维全缠绕高压氢瓶长管拖车运氢，单车运氢可提至700kg。由于中国目前氢能发展处于起步阶段，整体产氢规模较小，氢能利用的最大特点是就地生产、就地消费，氢气的运输距离相对较短，因此多采用长管拖车运输；管道运输的压力相对较低，一般为1~4MPa，具有输氢量大、能耗小和成本低等优势，但是建造管道的一次性投资较大，不适合作为氢能发展初期的运输方式。中国可再生能源丰富的西北地区有望成为未来氢能的主产地，而中国能源消费地主要分布在东南沿海地区。在未来氢能大规模发展的前提下，管道运输可实现氢能的低成本、低能耗、高效率跨域运输。
未来长管拖车氢储运成本降低可通过提高储氢压力及生产规模效应来实现
据中石油化工研究院数据，当运输距离为50km时，氢气的运输成本为4.9元/kg；随着运输距离的增加，长管拖车运输成本逐渐上升，当距离500km时运输成本近22元/kg，所以考虑到经济性问题，长管拖车运氢一般适用于200km内的短距离和运量较少的运输场景。此外可以看出，随着距离增加，20MPa和50MPa运输条件下的成本逐渐分化，50MPa下的成本优势越来越明显，当运输距离为200km时，其成本差距约4元/kg。实际上，超过200km的运输距离将导致拖车及人员配置冗杂的问题。
200km运输距离下，两端充卸及拖车往返时间已达到16h，当运输距离再增大时，需要配置更多的拖车和司机，产生更高的成本费用，经济性降低。
未来长管拖氢储运成本下降的有效路径是：一方面可通过提高储氢压力，实现储氢密度和运输效率都更高的氢气储运方式；另一方面，未来氢气气态储运成本下降的有效路径是扩大相关设备生产量。单位成本将在规模效应下逐步下降。据NREL（National Renewable Energy Laboratory）预测，当储氢容器需求量从10增加到100个时，储氢容器成本可下降约45%。
管道运输是氢能产业发展成熟阶段实现氢气长距离、大规模运输的必然趋势，当前发展初期阶段可积极探索天然气管道掺氢输送
从氢能规模化、长远发展看，高压气氢、低温液氢输运方式远不能实现氢能的规模化及大面积区域辐射，管道输运是未来发展的必然趋势。目前，欧洲和美洲是世界上最早发展氢气管网的地区，已有70年历史，在管道输氢方面已经有了很大规模，根据美国太平洋西北国家实验室统计数据，全球共有4542km的氢气管道，其中美国有2608km，欧洲有1598km。我国氢气管网发展相对不足，目前全国累计仅有100km输氢管道，分布在环渤海湾、长江三角洲等地，随着氢能产业的快速发展，日益增加的氢气需求量将推动我国氢气管网建设，氢气管网布局有较大的提升空间。
氢能产业发展初期阶段，管道氢可由天然气管道掺氢来实现过渡。由于纯氢管道的初始投资较大，不适合作为氢能发展初期应用，在管道运输发展初期，可以积极探索掺氢天然气方式，即利用已建设的天然气输配管网与基础设施进行天然气和氢气混合输送，也可经改造后输送纯氢，可实现低成本、规模化、连续性氢能供应。研究结果表明，在含量较低时（10-20%掺氢比例），氢气可以在不做重大技术调整的情况下掺混至天然气。未来大力发展天然气掺氢管道输送技术，关键需要解决管材、调压站、流量计、探测器等配套装备的掺氢相容性与适应性并完善管网安全运行保障技术。天然气掺氢管道输送技术是目前进行大规模、长距离氢气输送最为有效手段之一。
2.2液态氢储运：储氢密度高，适合跨洋及长周期存储运输
氢能的液态储运是指将氢能从气态转化为液态进行储运的技术。按照转化技术的不同，液态储运又可分为两大类：1）物理法，即将氢冷却到沸点以下（-253摄氏度以下）形成液氢，储存于低温绝热液氢罐进行储运；2）化学法，即氢通过化学反应，生成含氢的化合物，主要有三种方式，包括有机液态储运、氨-氢储运、甲醇-氢。
低温液态氢储运是将氢气冷却至21K（约-253摄氏度），液化储存于低温绝热液氢罐中，储氢密度可达到70.8kg/m3，是标况下氢气密度0.083kg/m3的近850倍，单台液氢运输罐车的满载约65m3，可净运输4000kg氢，大大提高了运输效率，并且在液化过程还能提高氢气纯度，相应程度上节省了提纯成本。因此液氢适合长距离、大容量储运，是配合我国未来实现大规模绿氢脱碳应用的首要储氢选择。
提高核心设备及材料国产化率，降低液化成本是加快低温液氢发展主要途径
从当前实际应用来看，目前全球液氢产能约400吨/天，其中北美占比达到85%以上，且大多为10~30吨/天以上的大型装置，规模效应显著。美国、日本、德国等国家已将液氢的运输成本降低到了高压气态储运的八分之一。相较于国外70%左右的液氢运输，国内液氢还仅限于航天领域，民用还未涉及，仅中科富海等部分企业在尝试低温液氢民用领域推广，过高的使用成本及安全法规问题限制了低温液化储氢技术的规模化应用，主要体现在：1）绝热性能要求高。液氢的沸点极低（-253摄氏度），与环境温差极大，对容器的绝热要求很高；2）液化过程耗能极大。液化1千克氢气需消耗13-17千瓦时的电量，液化所消耗的能量约占氢能的30%；3）核心设备及材料国产化程度低，包括压缩机、膨胀机、正仲氢转换装置、高性能低温绝热材料、液氢储罐制造技术与装备等。因此，缩小与国外先进液氢技术水平间的差距，实现核心设备及材料的国产化，是实现低温液氢参与绿氢脱碳供应链亟待解决的问题。
从低温液氢运输成本构成来看，液化成本占总成本近70%，是低温液氢运输成本主要构成，因此降低低温液氢运输成本首要解决的是降低氢气液化成本。
为了加快液氢在民用领域中的应用，市场监管总局（国家标准委）于2021年5月6日批准发布了《氢能汽车用燃料液氢》、《液氢生产系统技术规范》和《液氢贮存和运输技术要求》三项液氢国家标准，于11月1日起实施。对于氢能产业链而言，这三项标准的推出填补了液氢民用市场无标准可依的空白。
有机液体储氢技术（LOHC）基于不饱和液体有机物在催化剂作用下进行加氢反应，生成稳定化合物，当需要氢气时再进行脱氢反应。
有机液体储氢优势在于：加氢后的有机氢化物性能稳定，安全性高，可常温常压储存，储存方式与石油相似，质量储氢密度高，可达5.0-7.2%/wt。其劣势在于：氢气纯度不高，有几率发生副反应，产生杂质气体；反应温度较高、脱氢效率较低、催化剂易被中间产物毒化；液氢储存压缩能耗过大，需配备相应的加氢、脱氢设备。未来的技术突破方向是：提高低温下有机液体储氢介质的脱氢速率与效率、催化剂反应性能，改善反应条件、降低脱氢成本及操作难度。
液氨储氢技术是指将氢气与氮气反应生成液氨，作为氢能的载体进行利用。
液氨储氢优势在于：液氨在标准大气压下-33℃就能够实现液化，其储存条件远远缓和于液氢，与丙烷类似，可直接利用丙烷的技术基础设施，大大降低了设备投入；液氨储氢中体积储氢密度相对液氢可高1.7倍；在脱氢过程中，液氨在常压、400℃条件下即可得到H2，能耗水平低；液氨除了储氢也可以直接作为燃料燃烧，其燃烧产物为氮气和水，无对环境有害气体，液氨燃烧涡轮发电系统的效率（69%）与液氢系统效率（70%）近似。其劣势在于：有腐蚀性、易挥发，有强烈气味，有毒性；其对燃料电池也有毒性，体积分数1×10^6未被分解的液氨混入氢气中，也会造成燃料电池的严重恶化。未来技术突破方向：提升液氨脱氢纯度。
截至目前，日本、澳大利亚等国均已在积极布局“氨经济”。在“碳中和”愿景下，利用可再生能源电解水制氢后，通过“氢-氨-氢”这一流程完成“绿氢”运输。从当前多国布局来看，氨-氢运输这一方式在大型氢出口项目领域具有优势。
甲醇储氢技术是指将二氧化碳与氢气在相应条件下反应生成液体甲醇，作为氢能的载体进行利用。
甲醇储氢优势在于：储氢密度高，其理论质量储氢密度高达12.5wt%；甲醇可分解得到氢气，用于燃料电池，同时，甲醇还可直接用作燃料；甲醇的储存条件为常温常压，且没有刺激性气味，存储条件缓和于LOHC及液氨。其劣势在于：二氧化碳单程转化率和甲醇产率较低，目前的经济性较低。未来技术突破方向是：开发同时满足单程高CO转化率（>20%）和高甲醇选择性（>90%）的催化剂，改善催化剂寿命。
全球范围来看，CO2加氢合成甲醇已有不少成功案例：2012年欧洲已经建成了当时全球最大的CO基甲醇制造厂（年产4000吨甲醇，消耗5600t CO2，利用地热电厂电解水制氢），日本计划2021年建成日产20吨的碳回收甲醇合成装置；2020年1月17日，中国科学院大连化学物理研究所的全球首套千吨级规模化太阳燃料合成示范项目在甘肃兰州新区绿色化工园区试车成功。未来随着电解水制氢成本的下降以及碳减排价值的提升，CO2加氢合成甲醇的经济性将会有很高的改善。
2.3固态氢储运：储氢压力低、安全性好，但距离商业化较远
固态储氢是以金属氢化物、化学氢化物或纳米材料作为储氢载体，通过化学吸附和物理吸附实现氢的存储，固态储氢的储氢压力低、安全性好、放氢纯度高，体积储氢密度高于液氢；劣势是储氢合金材料的重量储氢率较低，目前主流金属储氢材料重量储氢率低于3.8wt%，重量储氢率大于7wt%的轻质储氢材料吸放氢温度偏高、循环性能较差。未来技术突破的主要方向是提高质量储氢密度，降低成本及温度要求。
目前该领域技术尚未成熟，在燃料电池潜艇中实现了商业应用，在分布式发电和风电制氢规模储氢中进行示范应用，但在燃料电池汽车上的应用优点明显，未来潜力较大。
3、成本的差异性决定各储运方式出现在氢能不同发展阶段
通过对氢能气、液、固三种形态储运方式的特点及适用性进行分析，定性角度而言，我们认为未来氢能供应链网络中，将主要以高压气态、低温液氢及管道输氢三种运氢方式为主：在氢能产业发展初期阶段，氢气用量及运输半径相对较小，此时高压气态运输的转换成本较低，更具性价比；氢能市场发展到中期，氢气需求半径将逐步提升，将以气态和低温液态为主；远期来看，高密度、高安全储氢将成为现实，管道输氢将被实现。
为此，我们针对这三种氢储运方式建立成本模型，从定量角度进一步分析三种运输方式的成本变化特征：
3.1高压长管拖氢在小规模、短半径用氢时经济性最佳
高压气氢长管拖车运输成本主要包括：固定成本（折旧费、人员工资等）和变动成本（包括氢气压缩耗电费、油料费等）。为了测算成本，提出如下核心假设目前国内集装管束拖车的价格约120万/台，折旧年限10年。每辆拖车配备司机以及多名操作人员，人员费用共40万。拖车满载氢气可达300kg，每百公里消耗柴油约25升。拖车平均运行速度假设为50km/小时，两端装卸氢气时间约8小时。氢气压缩过程耗电1kwh/kg。
高压长管拖车运输成本随距离增加大幅上升。根据以上假设，可测算出规模为500kg/d、距离氢源点100km的加氢站，运氢成本为6.50元/kg。随着运输距离的增加，长管拖车运输成本逐渐上升。距离500km时运输成本达到16.14元/kg（注：当输送距离超过200km后，单辆拖车已无法实现当日往返多次来满足用氢需求，超过200km后，我们以多辆拖车同时运输来计算）。因此，考虑到经济性问题，长管拖车运氢一般适用于200km内的短距离运输。
3.2低温液氢成本变动对距离不敏感，长距离下更具优势
液氢槽罐车的运输成本结构与长管拖车类似，但增加了氢气液化成本及运输途中液氢的沸腾损耗。槽罐车市场价格约300万/辆，每次装载液氢约4000kg液化过程耗电15kwh/kg，低温液氢输送成本构成如下：
低温液氢输送成本变动对距离不敏感，长距离下更具优势。根据以上假设，可测算出规模为 500kg/d、距离氢源点100km的加氢站，运氢成本为15.31元/kg。当加氢站距离氢源点 100~500km时，液氢槽车的运输价格在15.31~15.91元/kg范围内小幅提升，运输成本并不会因为距离增加而大幅提升。这是由于液化成本占据了运输成本的70%左右，该成本仅与载氢量有关，与距离呈正相关的油费、路费等占比并不大，液氢罐车在长距离运输下更具成本优势。
管道氢气运输的成本主要包括固定成本（折旧费、维护管理费用等）和变动成本（包括氢气压缩耗电费、油料费等）。我们根据国内“济源-洛阳”项目测算，该输氢管道长度25km，总投资额1.46亿元，年输送能力10.04万吨，建设成本为584万元/km，管道使用寿命20年。运行期间维护成本及管理费用按建设成本的8%计算。在管道输氢满负荷运行以及不考虑运输损耗的前提下，管道输氢成本结构如下：
大规模输送下，管道输氢具备明显成本优势。根据以上假设，可测算出长度25m、年输送能力10.04万吨的氢气管道，运氢成本为1.16元/kg。由于压缩每公斤氢气所消耗的电量是相对固定的，管道运氢成本增长的驱动因素主要是与输送距离正相关的管材折旧及维护费用。当输送距离为100km时，运氢成本为1.43元/kg，同等运输距离下管道输氢成本远低于高压长管拖车及低温液态输氢。因此，当氢气下游需求足够支撑大规模的氢能输送，通过管道运输氢气是一种降低成本的可靠方法。
管道氢成本很大程度上受到需求端（利用率）的影响。在上述管道氢成本预测中，我们假设管道运能的利用率达到100%，在这种水平下，管道氢运输成本表现出非常低的水平，但随着利用率水平的下降，管道氢成本陡然上升，当运能利用率仅为20%时，管道运氢的成本已经接近长管拖车运氢。在当前加氢站尚未普及、站点较为分散的情况下，管道运氢的成本优势并不明显。随着氢能产业逐步发展，氢气管网终将成为低成本运氢方式的最佳选择。
通过上述对三种主流氢储运方式的运输成本对比，单从运距角度考虑，管道输氢在各运输范围内的成本最低，在500km以内长管拖车输氢成本低于低温液氢成本，超过500km以外，低温液氢更具成本优势。但结合实际氢运量，以及各储运方式实现所需的条件，长管拖车输氢无疑是当前氢能发展初期阶段，氢储运性价比选择。
随着大规模、长距离运氢需求的增加，低温液氢输送的优势将会显现，并成为中长运距氢储运的主流方式。从氢能发展更远期来看，氢能产业发展将趋于成熟，用氢需求将实现大规模化，且趋于稳定，届时管道输氢综合优势将成为长距离氢运输最佳选择。
根据氢能产业发展不同阶段，给予三条投资主线：1）氢能发展早期阶段，高压气态储运技术成熟，商业化程度高，其中车载储氢瓶将率先受益氢能车规模提升；2）氢能发展中期，低温液氢将满足大规模、长距离氢能需求，低温液化装备作为产业链核心环节将快速发展；3）规模化的氢能储运通常伴随大量的气体处理需求，包括压缩、净化等。
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中科富海