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不同形式氢能储运相关成本分析，哪种形式将成为主流？

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来源：流程工业

1氢储运承上启下，千亿级市场空间

1.1氢储运是连接氢气生产端与需求端的关键桥梁
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。

1.2庞大的氢能需求将带来千亿级的储运市场规模
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。

1.3由近及远，氢储运技术发展将循序渐进
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。

2储运技术丰富多样，由近及远多方向协同发展

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。
储氢容器向高压化、轻量化发展

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。

（1）低温液态氢储运
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，仅国富氢能、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。

（2）有机液态氢储运
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。

目前参与有机液体储氢的公司仅为少数，全球从事有机液体储氢的公司主要包括：中国武汉氢阳能源控股有限公司、日本千代田化工建设公司、德国Hydrogenious Technologies。

（3）液氨-氢储运
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。

（4）甲醇-氢储运
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。

3.3管道输氢在大规模输送下，经济性最佳
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。
核心结论：

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。

4氢能产业发展推动储运关键设备及材料需求快速增长
随着氢能产业中长期发展规划落地，氢能产业将进入技术和产业化的快速发展期，相对应的氢能储运产业发展将给特种设备行业带来新的发展机遇，结合上述从定性、定量角度对氢能主流储运方式做对比，高压气态储运更适合当前氢能产业供应链需求，与之对应的氢气承压设备、气体处理设备及相关核心材料将率先得到大规模发展。随着用氢规模、运输半径的逐步提升，低温液氢储运设备将逐步增多。由于管道氢发展基于成熟规模化氢能产业，因此管道氢建设周期较为滞后，相对应的设备及材料中短期内难有机会，本章节也将不对其做分析。

4.1车载储氢瓶商业化程度高，将率先受益氢能车规模提升
车载高压储氢瓶是目前众多储氢承压设备中，技术相对成熟，已经具备商业化程度的一种储氢设备。我们认为车载高压储氢瓶在未来十年将迎来快速发展期。

储氢承压设备可根据氢的状态分为气态储氢设备，液态储氢设备，固态储氢设备；1）气态储运设备：主要用于储存高压氢气，包括固定式储氢压力容器和高压氢气瓶，具有充氢、放氢速度快，设备结构简单等优点，缺点是体积储氢密度较低，并且需要高压力储存，以增大储氢密度。目前，气态储氢设备技术相对成熟，市场需求的主流储氢方式；2）液态储氢设备：主要用于储存液氢，包括固定式液氢储罐和液氢瓶的优点是储氢密度高，缺点是氢气液化能耗高、长时间存放液氢存在蒸发损失的问题。在我国目前主要应用于航空航天领域，民用领域正在提速；3）固态储氢容器：固态储氢是通过氢与材料发生化学反应或者物理吸附将氢储存与固体材料中，优点是储氢压力较低、体积储氢密度高、可纯化氢气；缺点是质量储氢密度低、充放氢需要热交换。我国固态储氢容器已在通讯基站、加氢站有应用。

国内车载储氢瓶仍以35MPa III型为主，趋势向大容积IV型发展

就储氢罐市场结构而言，目前我国车载储氢方式大多为35MPa碳纤维缠绕III型瓶，70MPa 碳纤维缠绕III型瓶也已少量用于国产汽车中，国外氢燃料电池汽车已经广泛使用 70MPa 碳纤维缠绕IV型瓶。据GGII统计，2021年70MPa储氢瓶出货量为1203只，占比仅为 4%。但目前 70 MPa 车载储氢瓶出货多属于项目型，短 期较难有大规模市场增长。

在车载储氢系统轻量化、低成本化和低重容比的行业趋势下，I 型对 III 型储氢瓶的替代大势所趋。京城股份、中材科技、亚普股份、斯林达、科泰克等企业正在重点布局IV型车载氢气瓶领域。此外，从储氢瓶的容积来看，2019年，国内市场35MPa储氢瓶市场多为140L的储氢瓶，其市场占比超80%。2020年国内储氢瓶市场表现为140L为主流，165L和210L逐步增长。在2021年国内储氢瓶市场逐渐发展为140L、165L、210L平分市场的形态。另外有部分企业推出 260L、385L 大容积车载储氢瓶， 更有部分企业计划推出 400L 以上车载储氢瓶，整体趋势向大容积方向发展。

降低碳纤维应用成本是储氢瓶降本的关键

根据DOE及中科院宁波材料所测算，对于储氢质量均为5.6kg的35MPa、70MPa高压储氢III 型、IV型瓶成本组成来看，主要成本贡献者是碳纤维复合材料，均占到总成本的70%左右水平。此外，当III型及IV型瓶储氢压力增至70MPa时，碳纤维复合材料应用成本及比例大幅提升。因此降低碳纤维应用成本是储氢瓶降本的关键。

预计到2030年储氢系统市场规模达到259.3亿元，年均复合增速48%，且将成 为国内碳纤维市场重要增长点

根据我们测算，国内储氢系统（包含气瓶、管阀、线材等）市场规模到2025年及2030年将分别达到34.4亿元、259.3亿元，市场规模复合增速达到48%。其中储氢瓶规模将由2022 年4万只规模分别增长至2025年的12万只及2030年的80万只，年均复合增速达到 45%；储氢瓶中核心材料碳纤维的用量也将伴随气瓶数量 及储氢压力的提升而快速增长，预计碳纤维用量到2025年及2030年将分别达到0.72万吨、5.28万吨，年均复合增速达到50%。

4.2储运量提升带动气体净化、压缩等处理设备需求
储运过程伴随大量气体处理需求。通常氢气从制氢厂制取后，经运输到加氢站， 最终加注到应用端，需对氢气进行净化、压缩（液化）等多步骤的气体处理，而非直 接从制氢端到用氢端。

以20MPa长管拖氢储运为例：氢气从制氢厂生产出来后，气体需经过净化处理，随后经过压缩机压缩至 20MPa，通过装气柱装入长管拖车，运输到目的地后，装有氢气的管束与车头分离，经由卸气柱和调压站，将管束内的氢气卸入加氢站的高压、中压、低压储氢罐中分级存储，最后加氢机按照长管拖车、低压、中压、高压储氢罐的顺序先后取出氢气对燃料电池车进行加注。同样的，低温液态氢、管道气态氢储运也需要对氢气做相应处理。

氢气净化提纯
各氢能应用场景对氢气纯度提出不同要求，新兴应用领域普遍要求高。当前我国制氢结构中，主要以煤制氢、天然气制氢及工业副产氢为主，电解水制氢仅占少部分。在煤炭、天然气、甲醇等能源化工为原料制氢时，制取的氢气中含有大量的气体杂质，如CO、CO2、CH4等。而氢能下游各应用场景中，普遍对氢气纯度存在较高要求，其中氢燃料电池、半导体、粉末冶金等新兴领域对氢气纯度要求都在99.99%以上。

变压吸附（PSA）分离技术是当前氢气纯化主流应用手段。在实际应用中，选择合适的氢气提纯方法，不仅要考虑装置的经济性，同时也要考虑工艺的灵活性、可靠性，扩能的难易程度，原料的含氢量，氢气纯度要求以及杂质含量对下游装置的影响等诸多因素。变压吸附技术是当前最为常用的工业技术。

变压吸附法纯化氢气的基本原理是利用固体材料对气体混合物的选择性吸附以及吸附量随压力改变而变化的特点，通过周期性改变压力来吸附和解吸，从而实现气体的分离和提纯。变压吸附法具有低能耗、产品纯度高且可灵活调节（99%~99.999%）、工艺流程简单并可实现多种气体的分离、自动化程度高、操作简单、吸附剂使用周期长、装置可靠性高的优点，最大的缺点是产品回收率低，一般只有75%左右。该方 法大量的使用在工业制氢、氢气纯化过程中，适合燃料电池、冶金等氢原料应用的纯 化。

氢气压缩

在当前以高压气态实现氢储运的氢能发展初级阶段，氢气压缩机是我国氢能储运所需的关键设备，当前国内大多数氢气压缩机主要依靠进口，投入及维护成本高，尤其以加氢站所需压缩机，以500kg/d加注能力加氢站建设为例，压缩机成本占据加氢站总成本的三分之一。

国内多采用液驱式和隔膜式氢气压缩机。氢气压缩机分为机械式和非机械式两大类，机械式压缩机又分为液驱式压缩机、隔膜式压缩机、线性压缩机和离子液体压缩机4类。非机械式压缩机分为低温液体泵、金属氢化物压缩机、电化学氢气压缩机和吸附型压缩机4类。目前国内加氢站较多采用液驱式和隔膜式压缩机，压力不超过45Mpa；离子液压缩机主要在国外应用得比较多，且一般用在具有较高储氢压力（一般为90MPa左右）的加氢站中。

氢气压缩机仍被海外高度垄断，国产化之路道阻且长。1）液驱式压缩机。国内近两年加氢站上采用的液驱式压缩机均为进口产品，主要品牌有德国MAXIMATOR、HOFER、SERAL，美国HYDRO-PAC、HASKEL等，其中MAXIMATOR的产品应用量最大，年出货超过20套，且技术较为成熟。国内深圳思特克（STK）、济南赛思特两家公司正开展该种机型的国产化研制与推广工作。2）隔膜压缩机。目前主要进口品牌有美国PDC、英国HOWDEN、德国 HOFER等，美国PDC占据国内加氢站压缩机最主要的市场份额，具有近30台出货量。国内自主品牌主要有北京天高、北京中鼎恒盛、江苏恒久和京城环保等品牌。

考虑到氢气压缩机涉及到氢能储运过程多环节，计算存在复杂性，因此我们仅测算加氢站氢气压缩机市场空间。经测算，预计到2035年，氢气压缩机累计投资规模将达到68.2亿元。而在实际高压气态氢储运供应链建设中，氢气压缩机整体市场空间将数倍于加氢站内氢气压缩机规模。

4.3低温液化长期潜力大，关注核心装备技术国产化突破
低温液氢能否快速发展取决于氢气液化成本下降程度。在低温液氢储运环节中，氢气液化成本占据了运输成本的70%左右，是液氢产业链中最为核心的环节。理论状态下，氢气液化 耗能为3.92kWh/kg，然而实际生产过程中的能耗达到13~15kWh/kg，接近氢气直接燃烧热值（33.3kWh/kg）的一半，相比较而言氮气的液化耗能仅为0.207kWh/kg，因此降低氢气液化耗能至关重要。而能否快速实现氢气液化成本下降，一方面需扩大液氢制备规模，另一方面取决于我国能否实现大型氢液化装置的国产化突破。

国外的氢液化技术发展较早，技术已很成熟，国内起步较晚，与国外存在较大的差距。从液氢产能上来看，北美占了全球液氢产能总量的85%以上。截止到2020年，美国本土已有15座以上的液氢工厂，液氢产能达326d/t，居于全球首位，加拿大还有80d/t的液氢产能也为美国所用。美国液氢产能的10%左右的液氢用于氢燃料电池的应用。近年来，美国开始了新一轮的液化氢工厂建设，以扩大液氢产能。欧洲4座液氢工厂液氢产能为24d/t。亚洲有16座液氢工厂，总产能38.3d/t，其中日本占了三分之二。中国液氢工厂有陕西兴平、海南文昌、北京101所和西昌基地等，主要服务于航天发射，总产能仅有4d/t，最大的海南文昌液氢工厂产能也仅2d/t。

民用液氢领域正处于发展初期阶段，根据科技部2020年“可再生能源与氢能技术”重点研发专项指南，中国急需研制液化能力≥5d/t且氢气液化能耗≤13kWh/kgLH2的单套装备，指标与国外主流大型氢液化装置性能基本一致，以期尽快缩短我国产品成本、质量和制造水平与世界发达国家的差距。例如，2020年鸿达兴业公告募资建设年产30000t液氢项目，目前该项目仍在积极建设中。

透平膨胀机及正-仲转换器是氢气液化核心装置，国产化突破在即

氢的液化最早由英国的James Dewar于1898年通过J-T节流实现。到1902年出现了克劳德循环，区别于之前的氢液化方式主要在于膨胀机的使用。使用液氮预冷、膨胀机提供低温区冷量的克劳德循环，效率比采用J-T节流的LindeHampson循环高约50-70%。

目前，克劳德循环仍然是大型氢液化装置的基础，根据制冷方式的不同又分为氢膨胀制冷和氦膨胀制冷氢液化流程。氢膨胀制冷循环采用氢气自膨胀提供低温区冷量。而氦膨胀制冷循环氢液化流程则是利用沸点更低的氦作为制冷剂提供低温区冷量。无论在氢膨胀制冷或在氦膨胀制冷氢液化流程中，透平膨胀机均是最关键的核心设备，也是系统低于80K温区的主要冷量来源。

透平膨胀机作为氢气液化循环中的核心部件尚无国产化商品，它是系统冷量的主 要提供者，其热力性能、力学性能的优劣对装置的经济性和长期运转的可靠性至关重 要，是系统中技术含量高、研制难度大的部件。西安交通大学和北京航天试验研究所正就大型氢液化装置和高效氢、氦透平膨胀机积极开展研发工作，目前仍在攻关期。

氢液化流程中，氢的正-仲转换器也是一个重要的设备。根据氢的物理特性，随着温度的降低和氢的液化，正氢会逐步转变成仲氢，并放出大量的热量。若液氢产品中存在未转换完成的正氢，后的正-仲转化热会导致液氢产品气化。所以液化后液氢中仲氢含量需大于95%。国内对正仲氢转化催化剂的研究已经取得一定成绩，如北京航天试验技术研究所自制的正仲氢转化催化剂性能已达到国外水平，目前在对技术做进一步优化和改进。

低温液氢液化市场空间测算
据我们测算，国内低温液氢液化市场投资规模到2030/2040/2050年将分别达到416亿元/1382亿元/2150亿元，年均新增投资规模将分别达到83亿元/276亿元/430亿元，预计到2060年随着低温液氢市场进入成熟期，投资规模将有所下降。

5投资分析
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。


当前，国内氢能产业发展正处在降本增效、技术创新以及协同推进的初期探索阶段，氢能产业链上下游协同联动效果还未完全显现出来。燃料电池汽车成本何时能够下降？氢能核心技术问题何时能够攻破？氢能应用何时能够真正落地等问题逐步显现……

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