“我国是产氢大国，拥有丰富的工业副产氢。此前，氢气作为工业燃料和还原剂在化工厂内部可实现即制即用，但随着氢能在交通领域的加速应用，需要把氢从制氢厂运到加氢站，储运环节成为氢能商业化应用亟待突破的瓶颈。同时，随着氢能在交通、工业、电力等领域的广泛应用，探索多种储运路径也成为行业重要发展方向。”中国石油天然气股份有限公司石油化工研究院氢能研究所副所长李庆勋在日前召开的2023氢能供应链峰会上表示。

“双碳”目标下，我国氢能产业正迎来史无前例的发展机遇。多位与会专家指出，当前我国氢能储运成本高企问题持续，运营模式待突破，实现产业高质量发展离不开对安全、高效、多元的氢储运体系的持续探索。

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■■高效储运减少中间成本

一直以来，我国氢气来源都与煤炭工业紧密相连，主要集中在北方内陆地区，而东部沿海地区氢能产业发展超前，氢能需求量巨大。因此，我国氢能产业发展存在严重的供需错配问题，亟待突破储运技术制约，减少氢能应用中间成本，实现大规模产业化发展。

据了解，当前我国仍以20MPa氢气运输为主，30MPa刚开始得到应用，而国外运氢基本采用50MPaⅣ型储氢瓶，整体而言，我国储运氢技术与国外相比还存在一定差距。

对于高压气氢而言，高压力、大容积、低成本的气态储运装备研发尤为关键。中国特种设备检测研究院气瓶检测与试验技术研究室主任李翔表示，储氢装备压力提高可以带来充装量和储氢密度的整体提升，极大提高氢储运效率。同时，设计储运和充装功能为一体的高压储运容器，为加氢站提供服务也是重要方向。“虽然高压储运容器制造成本较高，但由于它减少了加氢站中压缩机和存储容器的成本，同时省去了氢储运这一中间环节，因此可大大降低整体成本。”

除持续提升高压气氢装备技术外，业内对液氢储运规模化与应用场景的展望从未停止。“液氢有望解决氢储运规模化难题。”航天氢能科技有限公司副总经理兼总工程师安刚介绍，相比于气态储氢，液氢最大优势是密度大，是20MPa氢气的5倍、35MPa氢气的3倍、70MPa氢气的1.8倍。“一辆运输液氢的车，其运量可以顶10辆20MPa高压氢气运输车，因此非常适合氢的大规模储运。”

“氢液化过程中虽然能耗较大，但液氢技术路线下，液氢工厂可以建在风光发电厂附近电价较为便宜的地区，建成以液氢为储运介质的新能源电氢体系，结合风光电的低碳、低成本和液氢稳定、便于规模储运、分散使用等优点，规避风光周期性、液氢能耗高的缺点，实现新能源优势互补。”安刚表示，基于此，液氢在后续的储存、运输和终端配送使用环节所节省的费用，将远远大于液化环节的能耗成本。

■■天然气掺氢或为过渡良方

北京市煤气热力工程设计院有限公司道石研究院总工程师王洪建指出，到2060年，氢能的终端消费占比将从目前的不到1%提升至20%甚至更多，实现如此巨大的增量空间，突破储运瓶颈势在必行。“现阶段，氢能的储运主要依靠长管拖车进行气态储运，中期可通过液氢拉长氢的运输距离。而长远来看，未来要真正实现大规模应用，一定是通过管道输送，实现跨区域、更长距离的应用示范。”

据国联证券测算，当氢气输送距离为100公里时，运输成本约为1.43元/公斤。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时，通过管道运输氢气是一种降低成本的可靠方法。

“不过，当前我国加氢站尚未大范围普及，站点较为分散，纯氢管道运输经济性有限，利用现有天然气管网进行天然气掺氢运输具备明显成本优势，将成为解决氢气规模化输送的有效途径。”王洪建指出，按照我国天然气消费量计算，当天然气掺氢比例为10%时，可具备300多万吨/年的氢气消纳能力，并消纳1700多亿度绿电，有助于进一步提高可再生能源在能源生产结构中的渗透率。

与此同时，我国也有具备发展天然气管道掺氢输送技术的产业基础。以掺氢比例10%—20%计算，等热值碳减排量在3.5%—7.6%之间；充分利用已有燃气管网基础设施，大规模、长距离输氢成本每百公里为0.3—0.8元/千克，大幅低于长管拖车和液氢罐车。

值得注意的是，天然气掺氢因发展前景广阔，已在多地受到高度重视。王洪建举例称，例如，山东开展了“氢进万家”科技示范工程，同时出台扶持政策，对天然气管道掺氢、纯氢管道项目，按设备投资额的30%进行补贴。再如，近两年，天然气掺氢示范应用开始连续出现在国家重点研发计划项目中。

■■打造稳定供应体系

《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出，要稳步构建储运体系，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。政策已指明方向，但记者了解到，在实际探索过程中，氢气的储存和运输仍面临供应不稳定、标准缺失等不少困难和挑战。

北京兴创海珀尔运输有限公司总经理李铁军直言，以北京为例，北京的氢气供应商停产检修要20天左右，如果在这期间合作的另一家氢气供应商设备突然出现问题，就会造成氢气供应不足。此外，受制于安全风险管理规定，加氢站不能同时停放危化品运输车辆，必须按时段一车一车地卸载氢气，如有某一环节做不到有效衔接，就会造成断氢或车辆积压。

“在运输过程中，温度和压力的变化都会引起加氢站卸氢量和制氢厂提氢量之间的差异，需要双方反复协商、沟通，如果遇到双方采用的计算方式或标准不一，则更让人头疼。”李铁军说。

对此，定州旭阳氢能有限公司总经理李延闽提出，希望业内相关团体、协会能牵头讨论，将安全、场地、环境等各种因素考虑在内制定一个大家都认可的标准进行统一计量，让大家有标准可依。“另外，上下游的合作供氢稳定性，也是保证氢源供给的重要因素。稳定的合作与规划，将有利于产业上下游衔接流畅，从而保障氢气的稳定供应。”

中物联危化品物流分会氢能储运与应用工作组负责人杨春光指出，如果仅局限于氢气运输这一个环节，解决成本高、运营难等问题将挑战重重，但未来如果形成稳定、安全、多元的氢储运体系，实现高压氢气、液氢和氢气管道等运输方式的衔接，保证氢气在供应链中的可靠供应，将进一步改善当前氢储运成本高企、输送距离受限的困境，利好氢能产业规模化发展。