1、氫儲運承上啟下，千億級市場空間

 

1.1、 氫儲運是連接氫氣生產端與需求端的關鍵橋梁

 

氫能產業鏈中，氫的存儲運輸是連接氫氣生產端與需求端的關鍵橋梁，深刻影響著氫能發展節奏及進度。由于氫氣在常溫常壓狀態下密度極低（僅為空氣的 1/14）、單位體積儲能密度低、易燃易爆等，其特性導致氫能的安全高效輸送和儲存難度較大。因此，發展安全、高效、低成本的儲運氫技術是氫能大規模商業化發展的前提。

 

1.2、龐大的氫能需求將帶來千億級的儲運市場規模

 

氫能資源呈逆向分布，氫能儲運供應鏈建設是實現“氫經濟”的保障。總體來說，我國能源供應和能源需求呈逆向分布，在資源上“西富東貧、北多南少”，在需求上則恰恰相反。未來，一方面要積極開發大容量氫氣儲運技術；另一方面要積極開展就近化工副產氫氣資源和沿海可再生能源開發利用。

 

龐大的氫能需求需依靠完善的氫儲運供應鏈，將帶來千億級設備投資規模。在氫能行業深度報告系列二中，我們詳盡分析了氫能在工業、交通、建筑等領域參與深度脫碳的潛力，即在 2060 碳中和目標下，據中國氫能聯盟預測，到2040 年，我國氫氣的年需求量將增至 5700 萬噸左右，龐大的氫能需求量需依靠完善的氫儲運供應鏈。假設按照終端氫氣售價 30 元/kg，儲運成本占比 30%，設備投資成本占比 70%，對應儲運設備市場規模將達 5200 億元。

 

 

1.3 、由近及遠，氫儲運技術發展將循序漸進

 

根據中國氫能聯盟發布的《中國氫能源及燃料電池產業白皮書（2019 版）》關于我國氫能儲運技術路線展望：我國氫能儲運將按照“低壓到高壓”“氣態到多相態”的方向發展，由此逐步提高氫氣儲存和運輸的能力。氫能市場滲入前期，氫氣用量及運輸半徑相對較小，此時高壓氣態運輸的轉換成本較低，更具性價比；氫能市場發展到中期，氫氣需求半徑將逐步提升，將以氣態和低溫液態為主；遠期來看，高密度、高 安全儲氫將成為現實，完備的氫能管網也將建成，同時出臺固態、有機液態等儲運標準及管道輸配標準作為配套。

 

2 、儲運技術豐富多樣，由近及遠多方向協同發展

 

氫能的存儲及運輸成為了氫能實現大規模發展的重要影響因素之一，而氫能的儲運方式建立在氫的不同存儲狀態之上，按照氫的不同形態，通常將氫儲運技術分為氣態儲運（高壓氣態、管道氫）、液態儲運（低溫液態、有機液態）、固態儲運，不同的儲運方式具有不同特點及適應性：

 

1）高壓氣氫儲運運營成本低、能耗相對小、氫氣充放響應速度快，適用于短距離、用戶分散場合，是目前運用最普遍的儲運方式，但對設備承壓要求高、單位體積儲氫密度低、安全性較低；

 

2）管道氫輸送運輸成本低、能耗小，可實現氫能連續性、規模化、長距離輸送，是未來氫能大規模利用的必然發展趨勢。由于管道鋪設難度大，一次性投資成本高，目前還難以實現大規模氫氣管道運輸。

 

3）低溫液氫儲運儲氫能量密度高、運輸效率高，適用于中遠距離輸送，目前主要作為航空運載火箭推進劑燃料，對儲氫裝置真空絕熱、減振抗沖擊、防泄漏性能要求高，且深冷液化存在大量消耗、成本較高；

 

4）固氫及有機液氫儲運一般較為安全、高效、儲氫密度高、可循環性好，但對儲氫材料性能要求較高，是未來氫能儲運的重要研究方向，但距離商業化較遠。

 

 

2.1、氣態氫儲運：技術成熟度高，使用廣泛，將貫穿氫能產業發展始末

 

氫能的氣態儲運通常是將氫氣采取壓縮氣體體積、增加單位氣體壓力的方式進行儲存、運輸，并且以高壓氣體的狀態儲存于特定容器中，儲氫容器通常為耐高壓的壓力容器，同時氣氫也可經過加壓后通過特制運輸管道進行輸送。

 

高壓氣態氫能儲運是目前工業中使用最普遍、最直接的氫能儲運方式，通過連接減壓閥即可方便、快捷釋放所需氫氣。具有運營成本低、壓縮氫氣技術成熟、承壓容器結構簡單、能耗較小、氫氣充放響應速度快等優點。區別于運輸方式的不同，高壓氣態長管拖氫適用于當前氫能發展初級階段，未來隨著氫能需求規模的擴大，管道氫將為氫能產業鏈提供大規模量的低成本氫氣。

儲氫容器向高壓化、輕量化發展

高壓氣態儲氫容器主要包括純鋼制金屬瓶（I 型）、鋼制內膽纖維纏繞瓶（II 型）、 鋁內膽纖維纏繞瓶（III 型）及塑料內膽纖維纏繞瓶（IV 型）。20MPa 鋼制瓶（I 型） 早已實現工業應用，并與 45MPa 鋼制瓶（II 型）和 98MPa 鋼帶纏繞式壓力容器組 合應用于加氫站中。但是 I 型和 II 型瓶儲氫密度低、氫脆問題嚴重，難以滿足車用儲氫容器的要求。車用儲氫容器主要為 III 型瓶和 IV 型瓶。通過對比 I 型至 IV 型高壓儲氫瓶性能參數及特點，高壓儲氫容器發展本質是通過改變結構及材料，提升儲氫工作壓力來提高質量儲氫密度。此外，研究表明，氫氣質量密度隨壓力增加而增加，在 30~40MPa 時，氫氣質量密度增加較快，而壓力 70MPa 以上時，氫氣質量密度變化很小，因此大多儲氫瓶的工作壓力在 35~70MPa 范圍內。

高壓氣態氫運輸方式方面，長管拖氫適合短距、小規模、就地應用，管道輸氫 適合長距、大規模應用

高壓氣氫運輸主要分為長管拖車和管道運輸 2 種方式。其中，長管拖車運輸技術較為成熟，中國常以 20MPa 長管拖車運氫，單車運氫約為 300kg，正在積極發展 35MPa 運氫技術。國外則采用 45MPa 纖維全纏繞高壓氫瓶長管拖車運氫，單車運氫可提至 700kg。由于中國目前氫能發展處于起步階段，整體產氫規模較小，氫能利用 的最大特點是就地生產、就地消費，氫氣的運輸距離相對較短，因此多采用長管拖車 運輸；管道運輸的壓力相對較低，一般為 1~4MPa，具有輸氫量大、能耗小和成本低 等優勢，但是建造管道的一次性投資較大，不適合作為氫能發展初期的運輸方式。中 國可再生能源豐富的西北地區有望成為未來氫能的主產地，而中國能源消費地主要分布在東南沿海地區。在未來氫能大規模發展的前提下，管道運輸可實現氫能的低成本、 低能耗、高效率跨域運輸。

未來長管拖車氫儲運成本降低可通過提高儲氫壓力及生產規模效應來實現

據中石油化工研究院數據，當運輸距離為 50km 時，氫氣的運輸成本為 4.9 元/kg； 隨著運輸距離的增加，長管拖車運輸成本逐漸上升，當距離 500km 時運輸成本近 22 元/kg，所以考慮到經濟性問題，長管拖車運氫一般適用于 200km 內的短距離和運量較少的運輸場景。此外可以看出，隨著距離增加，20MPa 和 50MPa 運輸條件下的成本逐漸分化，50MPa 下的成本優勢越來越明顯，當運輸距離為 200km 時，其成本差距約 4 元/kg。實際上，超過 200km 的運輸距離將導致拖車及人員配置冗雜的問題。

200km 運輸距離下，兩端充卸及拖車往返時間已達到 16h，當運輸距離再增大時，需要配置更多的拖車和司機，產生更高的成本費用，經濟性降低。

未來長管拖氫儲運成本下降的有效路徑是：一方面可通過提高儲氫壓力，實現儲氫密度和運輸效率都更高的氫氣儲運方式；另一方面，未來氫氣氣態儲運成本下降的有效路徑是擴大相關設備生產量。單位成本將在規模效應下逐步下降。據 NREL （National Renewable Energy Laboratory）預測，當儲氫容器需求量從 10 增加到 100 個時，儲氫容器成本可下降約 45%。

管道運輸是氫能產業發展成熟階段實現氫氣長距離、大規模運輸的必然趨勢，當前發展初期階段可積極探索天然氣管道摻氫輸送

從氫能規模化、長遠發展看，高壓氣氫、低溫液氫輸運方式遠不能實現氫能的規模化及大面積區域輻射，管道輸運是未來發展的必然趨勢。目前，歐洲和美洲是世界上最早發展氫氣管網的地區，已有 70 年歷史，在管道輸氫方面已經有了很大規模，根據美國太平洋西北國家實驗室統計數據，全球共有 4542km 的氫氣管道，其中美國有 2608km，歐洲有 1598 km。我國氫氣管網發展相對不足，目前全國累計僅有 100 km 輸氫管道，分布在環渤海灣、長江三角洲等地，隨著氫能產業的快速發展，日益增加的氫氣需求量將推動我國氫氣管網建設，氫氣管網布局有較大的提升空間。

氫能產業發展初期階段，管道氫可由天然氣管道摻氫來實現過渡。由于純氫管道的初始投資較大，不適合作為氫能發展初期應用，在管道運輸發展初期，可以積極探索摻氫天然氣方式，即利用已建設的天然氣輸配管網與基礎設施進行天然氣和氫氣混合輸送，也可經改造后輸送純氫，可實現低成本、規模化、連續性氫能供應。研究結果表明，在含量較低時（10-20%摻氫比例），氫氣可以在不做重大技術調整的情況下摻混至天然氣。未來大力發展天然氣摻氫管道輸送技術，關鍵需要解決管材、調壓 站、流量計、探測器等配套裝備的摻氫相容性與適應性并完善管網安全運行保障技術。 天然氣摻氫管道輸送技術是目前進行大規模、長距離氫氣輸送最為有效手段之一。

2.2、液態氫儲運：儲氫密度高，適合跨洋及長周期存儲運輸

氫能的液態儲運是指將氫能從氣態轉化為液態進行儲運的技術。按照轉化技術的不同，液態儲運又可分為兩大類：1）物理法，即將氫冷卻到沸點以下（-253 攝氏度以下）形成液氫，儲存于低溫絕熱液氫罐進行儲運；2）化學法，即氫通過化學反應，生成含氫的化合物，主要有三種方式，包括有機液態儲運、氨-氫儲運、甲醇-氫。

（1）低溫液態氫儲運

低溫液態氫儲運是將氫氣冷卻至 21K（約-253 攝氏度），液化儲存于低溫絕熱液氫罐中，儲氫密度可達到 70.8kg/m3，是標況下氫氣密度 0.083kg/m3 的近 850 倍， 單臺液氫運輸罐車的滿載約 65m3，可凈運輸 4000kg 氫，大大提高了運輸效率，并且在液化過程還能提高氫氣純度，相應程度上節省了提純成本。因此液氫適合長距離、大容量儲運，是配合我國未來實現大規模綠氫脫碳應用的首要儲氫選擇。

提高核心設備及材料國產化率，降低液化成本是加快低溫液氫發展主要途徑

從當前實際應用來看，目前全球液氫產能約 400 噸/天，其中北美占比達到 85% 以上，且大多為 10~30 噸/天以上的大型裝置，規模效應顯著。美國、日本、德國等國家已將液氫的運輸成本降低到了高壓氣態儲運的八分之一。相較于國外 70%左右的液氫運輸，國內液氫還僅限于航天領域，民用還未涉及，僅國富氫能、中科富海等部分企業在嘗試低溫液氫民用領域推廣，過高的使用成本及安全法規問題限制了低溫液化儲氫技術的規模化應用，主要體現在：1）絕熱性能要求高。液氫的沸點極低（-253 攝氏度），與環境溫差極大，對容器的絕熱要求很高；2）液化過程耗能極大。液化 1 千克氫氣需消耗 13-17 千瓦時的電量，液化所消耗的能量約占氫能的 30%；3）核心設備及材料國產化程度低，包括壓縮機、膨脹機、正仲氫轉換裝置、高性能低溫絕熱材料、液氫儲罐制造技術與裝備等。因此，縮小與國外先進液氫技術水平間的差距， 實現核心設備及材料的國產化，是實現低溫液氫參與綠氫脫碳供應鏈亟待解決的問題。

從低溫液氫運輸成本構成來看，液化成本占總成本近 70%，是低溫液氫運輸成本主要構成，因此降低低溫液氫運輸成本首要解決的是降低氫氣液化成本。

為了加快液氫在民用領域中的應用，市場監管總局（國家標準委）于 2021 年 5 月 6 日批準發布了《氫能汽車用燃料液氫》、《液氫生產系統技術規范》和《液氫貯存和運輸技術要求》三項液氫國家標準，于 11 月 1 日起實施。對于氫能產業鏈而言，這三項標準的推出填補了液氫民用市場無標準可依的空白。

（2）有機液態氫儲運

有機液體儲氫技術（LOHC）基于不飽和液體有機物在催化 劑作用下進行加氫 反應，生成穩定化合物，當需要氫氣時再進行脫氫反應。

有機液體儲氫優勢在于：加氫后的有機氫化物性能穩定，安全性高，可常溫常壓 儲存，儲存方式與石油相似，質量儲氫密度高，可達 5.0-7.2%/wt。其劣勢在于：氫氣純度不高，有幾率發生副反應，產生雜質氣體；反應溫度較高、脫氫效率較低、催化劑易被中間產物毒化；液氫儲存壓縮能耗過大，需配備相應的加氫、脫氫設備。 未來的技術突破方向是：提高低溫下有機液體儲氫介質的脫氫速率與效率、催化劑反應性能，改善反應條件、降低脫氫成本及操作難度。

目前參與有機液體儲氫的公司僅為少數，全球從事有機液體儲氫的公司主要包括： 中國武漢氫陽能源控股有限公司、日本千代田化工建設公司、德國 Hydrogenious Technologies。

（3）液氨-氫儲運

液氨儲氫技術是指將氫氣與氮氣反應生成液氨，作為氫能的載體進行利用。

液氨儲氫優勢在于：液氨在標準大氣壓下-33℃就能夠實現液化，其儲存條件遠遠緩和于液氫，與丙烷類似，可直接利用丙烷的技術基礎設施，大大降低了設備投入；液氨儲氫中體積儲氫密度相對液氫可高 1.7 倍；在脫氫過程中，液氨在常壓、400℃ 條件下即可得到 H2，能耗水平低；液氨除了儲氫也可以直接作為燃料燃燒，其燃燒產物為氮氣和水，無對環境有害氣體，液氨燃燒渦輪發電系統的效率（69%）與液氫系統效率（70%）近似。其劣勢在于：有腐蝕性、易揮發，有強烈氣味，有毒性；其對燃料電池也有毒性，體積分數 1×10^−6 未被分解的液氨混入氫氣中，也會造成燃料電池的嚴重惡化。未來技術突破方向：提升液氨脫氫純度。

截至目前，日本、澳大利亞等國均已在積極布局“氨經濟”。在“碳中和”愿景下， 利用可再生能源電解水制氫后，通過“氫-氨-氫”這一流程完成“綠氫”運輸。從當前多國布局來看，氨-氫運輸這一方式在大型氫出口項目領域具有優勢。

（4）甲醇-氫儲運

甲醇儲氫技術是指將二氧化碳與氫氣在相應條件下反應生成液體甲醇，作為氫能的載體進行利用。

甲醇儲氫優勢在于：儲氫密度高，其理論質量儲氫密度高達 12.5wt%；甲醇可分解得到氫氣，用于燃料電池，同時，甲醇還可直接用作燃料；甲醇的儲存條件為常溫常壓，且沒有刺激性氣味，存儲條件緩和于 LOHC 及液氨。其劣勢在于：二氧化碳單程轉化率和甲醇產率較低，目前的經濟性較低。未來技術突破方向是：開發同時滿足單程高 CO?轉化率（>20%）和高甲醇選擇性（>90%）的催化劑，改善催化 劑壽命。

全球范圍來看，CO2加氫合成甲醇已有不少成功案例：2012 年歐洲已經建成了當時全球最大的 CO?基甲醇制造廠（年產 4000 噸甲醇，消耗 5600t CO2，利用地熱電廠電解水制氫），日本計劃 2021 年建成日產 20 噸的碳回收甲醇合成裝置；2020 年 1 月 17 日，中國科學院大連化學物理研究所的全球首套千噸級規模化太陽燃料合成示范項目在甘肅蘭州新區綠色化工園區試車成功。未來隨著電解水制氫成本的下降 以及碳減排價值的提升，CO2 加氫合成甲醇的經濟性將會有很高的改善。

2.3、固態氫儲運：儲氫壓力低、安全性好，但距離商業化較遠

固態儲氫是以金屬氫化物、化學氫化物或納米材料作為儲氫載體，通過化學吸附和物理吸附實現氫的存儲，固態儲氫的儲氫壓力低、安全性好、放氫純度高，體積儲氫密度高于液氫；劣勢是儲氫合金材料的重量儲氫率較低，目前主流金屬儲氫材料重量儲氫率低于 3.8wt%，重量儲氫率大于 7wt%的輕質儲氫材料吸放氫溫度偏高、循環性能較差。未來技術突破的主要方向是提高質量儲氫密度，降低成本及溫度要求。

目前該領域技術尚未成熟，在燃料電池潛艇中實現了商業應用，在分布式發電和風電制氫規模儲氫中進行示范應用，但在燃料電池汽車上的應用優點明顯，未來潛力較大。

成本的差異性決定各儲運方式出現在氫能不同發展階段通過對氫能氣、液、固三種形態儲運方式的特點及適用性進行分析，定性角度而言，我們認為未來氫能供應鏈網絡中，將主要以高壓氣態、低溫液氫及管道輸氫三種運氫方式為主：在氫能產業發展初期階段，氫氣用量及運輸半徑相對較小，此時高壓氣態運輸的轉換成本較低，更具性價比；氫能市場發展到中期，氫氣需求半徑將逐步提升，將以氣態和低溫液態為主；遠期來看，高密度、高安全儲氫將成為現實，管道輸氫將被實現。

 

為此，我們針對這三種氫儲運方式建立成本模型，從定量角度進一步分析三種運輸方式的成本變化特征：

3.1、高壓長管拖氫在小規模、短半徑用氫時經濟性最佳

 

高壓氣氫長管拖車運輸成本主要包括：固定成本（折舊費、人員工資等）和變動成本（包括氫氣壓縮耗電費、油料費等）。為了測算成本，提出如下核心假設目前國內集裝管束拖車的價格約 120 萬/臺，折舊年限 10 年。每輛拖車配備司機以及多名操作人員，人員費用共 40 萬。拖車滿載氫氣可達 300kg，每百公里消耗柴油約 25 升。拖車平均運行速度假設為 50km/小時，兩端裝卸氫氣時間約 8 小時。氫氣壓縮過程耗電 1kwh/kg。

 

高壓長管拖車運輸成本隨距離增加大幅上升。根據以上假設，可測算出規模為 500kg/d、距離氫源點 100km 的加氫站，運氫成本為 6.50 元/kg。隨著運輸距離的增加，長管拖車運輸成本逐漸上升。距離 500km 時運輸成本達到 16.14 元/kg（注：當輸送距離超過 200km 后，單輛拖車已無法實現當日往返多次來滿足用氫需求，超過 200km 后，我們以多輛拖車同時運輸來計算）。因此，考慮到經濟性問題，長管拖車運氫一般適用于 200km 內的短距離運輸。

3.2 、低溫液氫成本變動對距離不敏感，長距離下更具優勢

液氫槽罐車的運輸成本結構與長管拖車類似，但增加了氫氣液化成本及運輸途中液氫的沸騰損耗。槽罐車市場價格約 300 萬/輛，每次裝載液氫約 4000kg 液化過程耗電 15kwh/kg，低溫液氫輸送成本構成如下：

低溫液氫輸送成本變動對距離不敏感，長距離下更具優勢。根據以上假設，可測算出規模為 500kg/d、距離氫源點 100km 的加氫站，運氫成本為 15.31 元/kg。當加氫站距離氫源點 100~500km 時，液氫槽車的運輸價格在 15.31~15.91 元/kg 范圍內小幅提升，運輸成本并不會因為距離增加而大幅提升。這是由于液化成本占據了運輸成本的 70%左右，該成本僅與載氫量有關，與距離呈正相關的油費、路費等占比并不大，液氫罐車在長距離運輸下更具成本優勢。

3.3、管道輸氫在大規模輸送下，經濟性最佳

管道氫氣運輸的成本主要包括固定成本（折舊費、維護管理費用等）和變動成本（包括氫氣壓縮耗電費、油料費等）。我們根據國內“濟源-洛陽”項目測算，該輸氫管道長度25km，總投資額1.46億元，年輸送能力10.04萬噸，建設成本為584萬元/km，管道使用壽命 20 年。運行期間維護成本及管理費用按建設成本的 8%計算。在管道輸氫滿負荷運行以及不考慮運輸損耗的前提下，管道輸氫成本結構如下：

大規模輸送下，管道輸氫具備明顯成本優勢。根據以上假設，可測算出長度 25m、 年輸送能力 10.04 萬噸的氫氣管道，運氫成本為 1.16 元/kg。由于壓縮每公斤氫氣所消耗的電量是相對固定的，管道運氫成本增長的驅動因素主要是與輸送距離正相關的管材折舊及維護費用。當輸送距離為 100km 時，運氫成本為 1.43 元/kg，同等運輸距離下管道輸氫成本遠低于高壓長管拖車及低溫液態輸氫。因此，當氫氣下游需求足夠支撐大規模的氫能輸送，通過管道運輸氫氣是一種降低成本的可靠方法。

管道氫成本很大程度上受到需求端（利用率）的影響。在上述管道氫成本預測中，我們假設管道運能的利用率達到 100%，在這種水平下，管道氫運輸成本表現出非常低的水平，但隨著利用率水平的下降，管道氫成本陡然上升，當運能利用率僅為 20%時，管道運氫的成本已經接近長管拖車運氫。在當前加氫站尚未普及、站點較為分散的情況下，管道運氫的成本優勢并不明顯。隨著氫能產業逐步發展，氫氣管網終將成為低成本運氫方式的最佳選擇。

核心結論：

通過上述對三種主流氫儲運方式的運輸成本對比，單從運距角度考慮，管道輸氫在各運輸范圍內的成本最低，在 500km以內長管拖車輸氫成本低于低溫液氫成本，超過 500km 以外，低溫液氫更具成本優勢。但結合實際氫運量，以及各儲運方式實現所需的條件，長管拖車輸氫無疑是當前氫能發展初期階段，氫儲運性價比選擇。

隨著大規模、長距離運氫需求的增加，低溫液氫輸送的優勢將會顯現，并成為中長運距氫儲運的主流方式。從氫能發展更遠期來看，氫能產業發展將趨于成熟，用氫需求將實現大規模化，且趨于穩定，屆時管道輸氫綜合優勢將成為長距離氫運輸最佳選擇。

4、氫能產業發展推動儲運關鍵設備及材料需求快速增長

 

隨著氫能產業中長期發展規劃落地，氫能產業將進入技術和產業化的快速發展期，相對應的氫能儲運產業發展將給特種設備行業帶來新的發展機遇，結合上述從定性、定量角度對氫能主流儲運方式做對比，高壓氣態儲運更適合當前氫能產業供應鏈需求，與之對應的氫氣承壓設備、氣體處理設備及相關核心材料將率先得到大規模發展。隨著用氫規模、運輸半徑的逐步提升，低溫液氫儲運設備將逐步增多。由于管道氫發展 基于成熟規模化氫能產業，因此管道氫建設周期較為滯后，相對應的設備及材料中短期內難有機會，本章節也將不對其做分析。

 

4.1、車載儲氫瓶商業化程度高，將率先受益氫能車規模提升

 

車載高壓儲氫瓶是目前眾多儲氫承壓設備中，技術相對成熟，已經具備商業化程度的一種儲氫設備。我們認為車載高壓儲氫瓶在未來十年將迎來快速發展期。

 

儲氫承壓設備可根據氫的狀態分為氣態儲氫設備，液態儲氫設備，固態儲氫設備；1）氣態儲運設備：主要用于儲存高壓氫氣，包括固定式儲氫壓力容器和高壓氫氣瓶，具有充氫、放氫速度快，設備結構簡單等優點，缺點是體積儲氫密度較低，并且需要高壓力儲存，以增大儲氫密度。目前，氣態儲氫設備技術相對成熟，市場需求的主流儲氫方式；2）液態儲氫設備：主要用于儲存液氫，包括固定式液氫儲罐和液氫瓶的優點是儲氫密度高，缺點是氫氣液化能耗高、長時間存放液氫存在蒸發損失的問題。在我國目前主要應用于航空航天領域，民用領域正在提速；3）固態儲氫容器：固態儲氫是通過氫與材料發生化學反應或者物理吸附將氫儲存與固體材料中，優點是儲氫壓力較低、體積儲氫密度高、可純化氫氣；缺點是質量儲氫密度低、充放氫需要熱交換。我國固態儲氫容器已在通訊基站、加氫站有應用。

 

 

國內車載儲氫瓶仍以 35MPa III 型為主，趨勢向大容積 IV 型發展

 

就儲氫罐市場結構而言，目前我國車載儲氫方式大多為 35MPa 碳纖維纏繞 III 型瓶，70MPa 碳纖維纏繞 III 型瓶也已少量用于國產汽車中，國外氫燃料電池汽車已經廣泛使用 70MPa 碳纖維纏繞 IV 型瓶。據 GGII 統計，2021 年 70 MPa 儲氫瓶出貨量為 1203 只，占比僅為 4%。但目前 70 MPa 車載儲氫瓶出貨多屬于項目型，短期較難有大規模市場增長。

 

在車載儲氫系統輕量化、低成本化和低重容比的行業趨勢下，IV 型對 III 型儲氫瓶的替代大勢所趨。京城股份、中材科技、亞普股份、斯林達、科泰克等企業正在重點布局 IV 型車載氫氣瓶領域。此外，從儲氫瓶的容積來看，2019 年，國內市場 35MPa 儲氫瓶市場多為 140L 的儲氫瓶，其市場占比超 80%。2020 年國內儲氫瓶市場表現為 140L 為主流，165L 和 210L 逐步增長。在2021 年國內儲氫瓶市場逐漸發展為 140L、165L、210L 平分市場的形態。另外有部分企業推出 260L、385L 大容積車載儲氫瓶，更有部分企業計劃推出 400L 以上車載儲氫瓶，整體趨勢向大容積方向發展。

 

降低碳纖維應用成本是儲氫瓶降本的關鍵

 

根據DOE及中科院寧波材料所測算，對于儲氫質量均為5.6kg的35MPa、70MPa 高壓儲氫 III 型、IV 型瓶成本組成來看，主要成本貢獻者是碳纖維復合材料，均占到總成本的 70%左右水平。此外，當 III 型及 IV 型瓶儲氫壓力增至 70MPa 時，碳纖維 復合材料應用成本及比例大幅提升。因此降低碳纖維應用成本是儲氫瓶降本的關鍵。

 

預計到 2030 年儲氫系統市場規模達到 259.3 億元，年均復合增速 48%，且將成為國內碳纖維市場重要增長點

 

根據我們測算，國內儲氫系統（包含氣瓶、管閥、線材等）市場規模到 2025 年 及 2030 年將分別達到 34.4 億元、259.3 億元，市場規模復合增速達到 48%。其中儲氫瓶規模將由 2022 年 4 萬只規模分別增長至 2025 年的 12 萬只及 2030 年的 80 萬只，年均復合增速達到 45%；儲氫瓶中核心材料碳纖維的用量也將伴隨氣瓶數量及儲氫壓力的提升而快速增長，預計碳纖維用量到2025年及2030年將分別達到0.72 萬噸、5.28 萬噸，年均復合增速達到 50%。

 

 

4.2、儲運量提升帶動氣體凈化、壓縮等處理設備需求

 

儲運過程伴隨大量氣體處理需求。通常氫氣從制氫廠制取后，經運輸到加氫站，最終加注到應用端，需對氫氣進行凈化、壓縮（液化）等多步驟的氣體處理，而非直接從制氫端到用氫端。

 

以 20MPa 長管拖氫儲運為例：氫氣從制氫廠生產出來后，氣體需經過凈化處理， 隨后經過壓縮機壓縮至 20MPa，通過裝氣柱裝入長管拖車，運輸到目的地后，裝有氫氣的管束與車頭分離，經由卸氣柱和調壓站，將管束內的氫氣卸入加氫站的高壓、中壓、低壓儲氫罐中分級存儲，最后加氫機按照長管拖車、低壓、中壓、高壓儲氫罐的順序先后取出氫氣對燃料電池車進行加注。同樣的，低溫液態氫、管道氣態氫儲運 也需要對氫氣做相應處理。

 

氫氣凈化提純

 

各氫能應用場景對氫氣純度提出不同要求，新興應用領域普遍要求高。當前我國制氫結構中，主要以煤制氫、天然氣制氫及工業副產氫為主，電解水制氫僅占少部分。在煤炭、天然氣、甲醇等能源化工為原料制氫時，制取的氫氣中含有大量的氣體雜質，如 CO、CO2、CH4等。而氫能下游各應用場景中，普遍對氫氣純度存在較高 要求，其中氫燃料電池、半導體、粉末冶金等新興領域對氫氣純度要求都在 99.99% 以上。

 

變壓吸附（PSA）分離技術是當前氫氣純化主流應用手段。在實際應用中，選擇合適的氫氣提純方法，不僅要考慮裝置的經濟性，同時也要考慮工藝的靈活性、可靠性，擴能的難易程度，原料的含氫量，氫氣純度要求以及雜質含量對下游裝置的影響等諸多因素。變壓吸附技術是當前最為常用的工業技術。

 

變壓吸附法純化氫氣的基本原理是利用固體材料對氣體混合物的選擇性吸附以吸附量隨壓力改變而變化的特點，通過周期性改變壓力來吸附和解吸，從而實現氣體的分離和提純。變壓吸附法具有低能耗、產品純度高且可靈活調節（99%~99.999%）、工藝流程簡單并可實現多種氣體的分離、自動化程度高、操作簡單、吸附劑使用周期長、裝置可靠性高的優點，最大的缺點是產品回收率低，一般只有 75%左右。該方法大量的使用在工業制氫、氫氣純化過程中，適合燃料電池、冶金等氫原料應用的純化。

 

氫氣壓縮

在當前以高壓氣態實現氫儲運的氫能發展初級階段，氫氣壓縮機是我國氫能儲運所需的關鍵設備，當前國內大多數氫氣壓縮機主要依靠進口，投入及維護成本高，尤其以加氫站所需壓縮機，以 500kg/d 加注能力加氫站建設為例，壓縮機成本占據加氫站總成本的三分之一。

國內多采用液驅式和隔膜式氫氣壓縮機。氫氣壓縮機分為機械式和非機械式兩大類，機械式壓縮機又分為液驅式壓縮機、隔膜式壓縮機、線性壓縮機和離子液體壓縮機 4 類。非機械式壓縮機分為低溫液體泵、金屬氫化物壓縮機、電化學氫氣壓縮機和吸附型壓縮機 4 類。目前國內加氫站較多采用液驅式和隔膜式壓縮機，壓力不超過 45Mpa；離子液壓縮機主要在國外應用得比較多，且一般用在具有較高儲氫壓力（一 般為 90MPa 左右）的加氫站中。

氫氣壓縮機仍被海外高度壟斷，國產化之路道阻且長。1）液驅式壓縮機。國內近兩年加氫站上采用的液驅式壓縮機均為進口產品，主要品牌有德國MAXIMATOR、HOFER、SERAL，美國HYDRO-PAC、HASKEL 等，其中 MAXIMATOR 的產品應 用量最大，年出貨超過 20 套，且技術較為成熟。國內深圳思特克（STK）、濟南賽思特兩家公司正開展該種機型的國產化研制與推廣工作。2）隔膜壓縮機。目前主要進口品牌有美國PDC、英國 HOWDEN、德國 HOFER 等，美國 PDC 占據國內加氫站壓縮機最主要的市場份額，具有近 30 臺出貨量。國內自主品牌主要有北京天高、北京中鼎恒盛、江蘇恒久和京城環保等品牌。

考慮到氫氣壓縮機涉及到氫能儲運過程多環節，計算存在復雜性，因此我們僅測算加氫站氫氣壓縮機市場空間。經測算，預計到 2035 年，氫氣壓縮機累計投資規模將達到68.2 億元。而在實際高壓氣態氫儲運供應鏈建設中，氫氣壓縮機整體市場空間將數倍于加氫站內氫氣壓縮機規模。

4.3、低溫液化長期潛力大，關注核心裝備技術國產化突破

低溫液氫能否快速發展取決于氫氣液化成本下降程度。在低溫液氫儲運環節中，氫氣液化成本占據了運輸成本的 70%左右，是液氫產業鏈中最為核心的環節。理論狀態下 ，氫氣液化耗能為 3.92kWh/kg ，然而實際生產過程中的能耗達到 13~15kWh/kg，接近氫氣直接燃燒熱值（33.3kWh/kg）的一半，相比較而言氮氣的液化耗能僅為 0.207kWh/kg，因此降低氫氣液化耗能至關重要。而能否快速實現氫氣液化成本下降，一方面需擴大液氫制備規模，另一方面取決于我國能否實現大型氫液化裝置的國產化突破。

國外的氫液化技術發展較早，技術已很成熟，國內起步較晚，與國外存在較大的差距。從液氫產能上來看，北美占了全球液氫產能總量的 85%以上。截止到 2020年，美國本土已有 15 座以上的液氫工廠，液氫產能達 326 d/t，居于全球首位，加拿大還有 80d /t 的液氫產能也為美國所用。美國液氫產能的 10%左右的液氫用于氫燃料電池的應用。近年來，美國開始了新一輪的液化氫工廠建設，以擴大液氫產能。歐洲 4 座液氫工廠液氫產能為 24d/t。亞洲有 16 座液氫工廠，總產能 38.3d /t，其中日本占了三分之二。中國液氫工廠有陜西興平、海南文昌、北京 101 所和西昌基地等，主要服務于航天發射，總產能僅有 4d/t，最大的海南文昌液氫工廠產能也僅 2d/t。

民用液氫領域正處于發展初期階段，根據科技部 2020 年“可再生能源與氫能技術”重點研發專項指南，中國急需研制液化能力≥5d/t 且氫氣液化能耗≤13kWh/kgLH2 的單套裝備，指標與國外主流大型氫液化裝置性能基本一致，以期盡快縮短我國產品成本、質量和制造水平與世界發達國家的差距。例如，2020 年鴻達興業公告募資建設年產 30000 t 液氫項目，目前該項目仍在積極建設中。

透平膨脹機及正-仲轉換器是氫氣液化核心裝置，國產化突破在即

氫的液化最早由英國的 James Dewar 于 1898 年通過 J-T 節流實現。到 1902 年出現了克勞德循環，區別于之前的氫液化方式主要在于膨脹機的使用。使用液氮預冷、膨脹機提供低溫區冷量的克勞德循環，效率比采用 J-T 節流的 LindeHampson 循環高約 50-70% 。

目前，克勞德循環仍然是大型氫液化裝置的基礎，根據制冷方式的不同又分為氫膨脹制冷和氦膨脹制冷氫液化流程。氫膨脹制冷循環采用氫氣自膨脹提供低溫區冷量。而氦膨脹制冷循環氫液化流程則是利用沸點更低的氦作為制冷劑提供低溫區冷量。無論在氫膨脹制冷或在氦膨脹制冷氫液化流程中，透平膨脹機均是最關鍵的核心設備，也是系統低于 80K 溫區的主要冷量來源。

透平膨脹機作為氫氣液化循環中的核心部件尚無國產化商品，它是系統冷量的主要提供者，其熱力性能、力學性能的優劣對裝置的經濟性和長期運轉的可靠性至關重要，是系統中技術含量高、研制難度大的部件。西安交通大學和北京航天試驗研究所正就大型氫液化裝置和高效氫、氦透平膨脹機積極開展研發工作，目前仍在攻關期。

氫液化流程中，氫的正-仲轉換器也是一個重要的設備。根據氫的物理特性，隨著溫度的降低和氫的液化，正氫會逐步轉變成仲氫，并放出大量的熱量。若液氫產品中存在未轉換完成的正氫，后的正-仲轉化熱會導致液氫產品氣化。所以液化后液氫中仲氫含量需大于 95%。國內對正仲氫轉化催化劑的研究已經取得一定成績，如北京航天試驗技術研究所自制的正仲氫轉化催化劑性能已達到國外水平，目前在對技術做進一步優化和改進。

低溫液氫液化市場空間測算

據我們測算，國內低溫液氫液化市場投資規模到 2030/2040/2050 年將分別達到 416 億元/1382 億元/2150 億元，年均新增投資規模將分別達到 83 億元/276 億元/430 億元，預計到 2060 年隨著低溫液氫市場進入成熟期，投資規模將有所下降。

5 、投資分析

 

根據氫能產業發展不同階段，給予三條投 資主線：1）氫能發展早期階段，高壓氣態儲運技術成熟，商業化程度高，其中車載儲氫 瓶將率先受益氫能車規模提升；2）氫能發展中期，低溫液氫將滿足大規模、長距離氫能需求，低溫液化裝備作為產業鏈核心環節將快速發展；3）規模化的氫能儲運通常伴隨大量的氣體處理需求，包括壓縮、凈化等。