3月23日，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》（以下简称“《规划》”）。《规划》提出因地制宜布局制氢设施，稳步构建氢能储运体系。

多位业内专家告诉记者，过去行业内普遍认为“发展氢能”就是“发展氢燃料电池汽车”，在氢能风口之下纷纷布局车用燃料电池电堆、系统及上下游基础材料及核心部件，导致我国氢能运输体系建设滞后于燃料电池产业发展，不过随着《规划》的出台，这一问题有望得到解决。

氢能商用的重要一环

有观点认为，氢能产业发展的重要条件之一是良好的氢能储运体系。一位发改委专家告诉记者：“随着氢能产业的爆发式发展，未来氢能必须要实现制氢、储氢、运氢和用氢环节的循环与快速匹配。我国现在面临的主要挑战并不是燃料电池，氢源问题也不大，经济可行的氢源可以来自弃风弃光弃水，还有副产氢。我国制氢、加氢、用氢比较容易实现规模化发展，整个氢能产业的短板在于氢能储运，降低储运环节的成本是推动氢能产业商业化的重要一环。”

佛山环境与能源研究院副院长王子缘表示，过去氢能产业链都将关注点放在燃料电池、氢能车和加氢站上，在氢能要大规模推广时，才意识到氢能储运是大问题。“目前只有长管拖车的运输方式，综合运输效率只有1%，其成本却占加氢站综合成本的1/3左右。”

成本成为氢气储运卡脖子难题

王子缘认为:“因为过去行业内没意识到氢能储运会是卡脖子的问题，在发展中存在一个误区，认为燃料电池技术做好了、产品做好了，车有了、加氢站也有了，产业就起来了。但我国目前不允许在加氢站内直接制氢，必须解决好氢能储运问题。”

氢能不仅易燃易爆，在高压下还会发生氢脆反应，使得储运十分棘手。无论是气态、液态还是固态，氢能的运输成本都很高。

上述发改委专家直言，由于氢能本身的特性，加上我国相关技术处于起步阶段，像油罐车运输石油一样，将氢气存储供应到不同地区的加氢站尚不现实。“我国液氢的储运技术相对落后，缺少大容量、低蒸发率的液氢存储设备，研究多聚焦在高压气态储氢方面，与下游氢能源汽车发展与基础配套设施发展进度不匹配。”

国家发改委高技术司副司长王翔在《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》新闻发布会答记者问环节表示，近几年中国氢能产业基础设施发展迅速，但跟国际先进水平仍然存在着一定的差距，下一步将加强统筹谋划，推进国内氢能基础设施建设。一是因地制宜布局制氢设施。二是稳步构建储运体系。强调安全可控原则，支持开展多种储运方式的探索和实践，逐步构建高密度、轻量化、低成本、多元化的氢能储运体系。在高压气态储运方面，致力于提高储运效率、降低储运成本，有效提高商业化水平；在低温液氢储运方面，积极推动产业化发展；同时，探索固态、深冷高压、有机液体等储运方式应用，开展掺氢天然气管道、纯氢管道等试点示范。三是统筹规划加氢网络。强调需求导向原则，统筹布局建设加氢站，有序推进加氢网络建设。在保障安全的前提下，节约集约利用土地资源，支持依法依规利用现有加油加气站的场地设施改扩建加氢站，探索站内制氢、储氢和加氢站一体化的加氢站等新模式。

氢气不同运输方式的优势

加氢站按制氢地点可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站，而对于外供氢加氢站，氢气的运输是重要的一环，目前主要有高压气体运输、液态氢气运输和管道运输等方式。

高压氢气运输以长管拖车为主

高压氢气运输分为集装格和长管拖车两类，其中，集装格由多个40L的、压力为15Mpa的高压储氢钢瓶组成，运输较为灵活，适用于需求量小的加氢站；

长管拖车结构为车头部分和拖车部分，前者提供动力，后者主要提供存储空间，由9个压力为20Mpa、长约10m的高压储氢钢瓶组成，可充装约3500Nm?氢气，且拖车在到达加氢站后车头和拖车可分离，运输技术成熟、规范较完善，国内的加氢站目前多采用此类方式运输。

液氢槽罐车氢气容量高

液氢的体积能量密度为8. 5 MJ·L-1，是15Mpa压力下氢气的6.5倍。液氢槽罐车运输是将氢气深度冷冻至21K液化，再装入隔温的槽罐车中运输，目前商用的槽罐车容量约为65 m3，可容纳4000kg氢气。国外加氢站使用该类运输略多于高压气态长管拖车运输。

国外气态管道应用相对较多，液态管道运输技术要求较高

管道运输分为气态管道运输和液态管道运输两类。气态管道直径约0.25～0.3m、压力范围为1~3Mpa，每小时流量约310~8900kg氢气，目前该类管道总长度已超过16000km，主要分布在美国、加拿大和欧洲等地，其投资成本较天然气管道高50~80%，其中大部分的成本用于搜寻合适的地质环境来布局管道线路;液态管道采用真空夹套绝热技术，由内层和外层两个等截面同心套管构成，且两个管套中间抽成真空状态，防止内管内液氢的温度扩散。

铁路和轮船上的运输需依托液氢技术

氢气在铁路和轮船上的运输，需依托液氢技术，目前仅国外少量应用。其中深冷铁路槽车长距离运输液氢输气量大、又相对经济，储气装置常采用水平放置的圆筒形杜瓦槽罐，存贮液氢容量可达100m?，部分特殊的扩容铁路槽车容量可达120~200 m?，目前仅在国外有非常少量的氢气铁路运输路线。

氢气运输的成本分析

近日，牛津能源研究所发布《全球氢能贸易研究报告：什么是长距离氢气运输的最佳方式 》研究报告（以下简称“报告”）。报告梳理了氨（NH₃）、液态有机氢载体（LOHC）和甲醇（CH3OH）作为氢载体的价值链，进行了液氢、 液氨、液态有机氢载体和甲醇等4种氢气运输方式在热力学和转化损失以及成本方面的综合比较，并分析了除了全球氢能贸易除技术、经济因素外其它影响长途海运最佳氢能载体选择的因素。

报告指出，随着全球氢能需求的大幅上升，氢的运输将成为关键环节，当出现一种利用海上氢气运输的有效方法时，全球氢能贸易将成为现实。除液氢外， 液氨、液态有机氢载体（尤其是甲苯/甲基己烷（MCH））和甲醇受到了当前全球各国企业及研究者的关注，相关项目也在逐步推进当中，被认为是最具潜力的几种长距离氢载体运输方式。

报告分析表明，在比较以上氢载体在整个价值链中的热力学和转化损失后，液氨是最有效的跨洋氢气输送载体。在成本方面，甲醇和甲苯/甲基己烷将是最有竞争力的选择。此外，在决定使用何种方式进行海上运氢时，还应考虑公众对各种氢气运输方式的接受度及看法、是否需要新设或调整现有法律及监管框架、CCUS技术成熟程度、各种氢载体抛开氢因素外的工业适用性等因素。

1、液氨（NH₃）

报告称，同等体积液氨中氢气质量比液氢、甲醇和甲苯更大，氨液化的转化和保存所需要的能量相对液氢更少。此外，通过可再生氢与氮气的有效结合，可使得氨成为零碳排放的氢能载体。因此， 液氨在近些年被认为是具有相对完善的国际贸易渠道的潜在氢能载体。

2、液态有机氢载体（LOHC）

报告称，由于不需要液化，液态有机氢载体在作为氢载体运输时的热力学和能量损失较低，并且可以与当前已有的化学运输和加油基础设施兼容。此外，液态有机氢载体为炼油的副产品，作为氢载体可以多次使用，因此整体运输成本较低。当前液态有机氢载体研究及试点方向主要为甲苯，吸收氢气后甲苯转化为甲苯/甲基己烷，用于氢储运。但由于甲苯单位体积氢含量相较最低，因此难以成为最佳的氢载体。

3、甲醇（CH3OH）

报告称，甲醇体积能力密度和氢含量仅次于液氨，常温下为液态，不需要液化和温度维持的额外所示，热力学损失较小。此外，绿氢与二氧化碳可以合成绿色甲醇，并可也作为船舶的燃料降低船舶运输碳排放。但甲醇存在燃烧将释放有毒气体以及脱氢时会伴随碳排放等缺点。

报告以澳大利亚-日本、摩洛哥-荷兰两条运输路线为基础，对比了液氢、 液氨、甲苯/甲基己烷和甲醇四种氢运输方式的热力学和转化损失。

结果表明，两条路线（澳大利亚-日本和摩洛哥-荷兰）下，液氨能够运输比其余三种替代方案更多的氢气，液氨运输的氢气量为甲苯/甲基己烷的2倍多，接近液氢方式氢运输量的2倍；甲醇氢气运输量排第二位，约为液氢的1.5倍，甲苯/甲基己烷的2倍。因此，液氨是四种载体中最有效的跨洋氢气输送载体。

成本方面，报告显示，甲苯/甲基己烷和甲醇燃料在储存环节直接成本接近零，主要成本为氢气生产和再转化环节；由于甲苯/甲基己烷重量较大，其运输成本远高于甲醇，与液氢运输成本接近。甲醇总体成本相较最低，但如果考虑甲醇在脱氢时需配置CCUS技术，其最终总成本将会增加。

报告还提出，虽然最成本和交付客户使用的氢气量对远距离运氢可行性商业案例至关重要，但在决定使用何种方式进行海上运氢时，二者不应该成为唯一需要考虑的因素。其他应该考虑的重要因素包括，公众对各种氢气运输方式的接受度及看法、是否需要新设或调整现有法律及监管框架、CCUS技术成熟程度、各种氢载体抛开氢因素外的工业适用性。

文章来源： 中国能源报，国际能源网， 燃料电池与氢能观察