全球氢储运与供应链发展趋势观察.doc

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1、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

2、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

3、。（见图1）。图1：全球氢资源及需求中心分布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）。图2：氢供应链及储运成本架构预计到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

4、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。图3：全球特定运输路线的港口氢气到岸成本预测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，

5、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）。图4：各种氢储运形式对比从

6、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，

7、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）图5：氢气管道对比表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

8、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。）图6：从

9、沙特阿拉伯运往欧洲的绿氢成本构成中国将构建安全、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。8