氢能发展，储运基建先行

中国战略新兴产业融媒体记者 陈雯

根据IEA（国际能源署）发布的报告，2022年氢气需求达到历史新高，但仍集中在传统应用领域。全球氢气使用量在2022年达到9500万吨，同比增长近3%。除欧洲外，所有主要消费地区的氢气使用量均有强劲增长。预计2050年全球氢气市场将扩张到5-8亿吨。

纵观全球各国在氢能储运方面的布局，大型氢储运项目是氢能源最重要的基础设施。

01 日本：超远距离的氢能跨海运输

日本是一个岛国，海上管道建设成本高、难度大，因此航运是更为合理的选择。此外，日本的氢气和主要出口国的距离较远，航运经济性更佳。比如日本-澳大利亚的液氢项目海运距离长达9000公里，这个距离下管道运输并不是最经济的选择。当前阶段还不能确定哪一种载体形式会成为航运的主流，日本在液氢、液化有机氢载体（LOHC）、氨方向的探索比较积极。

· 液氢路线。

日本和澳大利亚建立了液氢示范项目。2019年12月，日本的首条液化氢运输船Suiso Frontier正式下水。2022年1月，Suiso Frontier搭载澳大利亚制备的液氢首次抵达日本神户。这是全球首次通过液化氢大规模海上运输氢气。Suiso Frontier运输船全长116米，总吨位约8000吨，船上搭载了特制的储气罐，能储存近1250立方米的液化氢，相当于大约75吨液氢。

· 液化有机氢载体（LOHC）路线。

MCH（甲基环己烷）是最有潜力的有机氢载体。

日本和文莱建立了基于MCH的示范项目。2019年11月，文莱的氢化工厂开业，2020年正式投入运营。氢气在文莱的加氢厂通过化学反应将氢和甲苯转化为MCH。MCH通过海上运输送到日本，在川崎的脱氢工厂，再次转换成氢和甲苯。MCH的主要缺陷是能量损失大，现在使用MCH载氢的能量损失达到35%-40%。

· 氨路线。

日本和沙特的合作主要以氨为载体。2020年，沙特阿美和沙特基础工业公司合作，向日本输送了世界首批低碳氨。2022年，沙特阿美和沙特基础工业公司获得了世界首个低碳氨的产品认证。2023年，日本首相岸田文雄访问沙特，与沙特王储穆罕默德·本·萨勒曼举行会谈，双方签署了开发清洁氢气、生产氨和再生燃料的协议。

氨是有潜力的载氢材料。氨比氢气更容易液化，常压下氨气在-33℃可以液化，且同体积的液氨比液氢多至少60%的氢。氨的储运基础设施完善，10000公里的航运成本大约可以做到每吨260元。

氨有一个好处是可以直接使用。氨本身就是一种大宗化工产品，全球氨的产量约2.53亿吨，其中八成以上的氨用于生产化肥。如果不把绿氨视为绿氢的载体，而直接视为一种工业原料，也就不用进行“氢-氨-氢”的转换。这种情景下，氨的远程运输就变得有经济性。另外，各国也在研究氨直接燃烧发电的技术，从而省去脱氢的成本。

02 欧洲：中长距离的氢气管道运输

不同于日本，欧洲及周边地区本身具备一定的风光资源，具备制备绿氢的条件。在北海、波罗的海、北非、中东，都可以实现较低的绿氢制备成本。北欧地区有较为丰富的风电资源，适合用风电制氢；而北非、中东地区有丰富的光照资源，适合用光伏制氢。

目前全球纯氢管道总长度约5000公里。欧洲管道投资规模预计在800亿-1430亿欧元，在2025-2031年预计建成31060公里的氢气管道。到2040年，欧洲氢管道会达到53000公里，其中40%是新建氢气管道，60%依靠原本天然气管道的改造。

欧洲使用管道运输氢气的成本显著低于液氢、氨和LOHC的方案。以从北非运输为例，从北非运输到西北欧的运输距离大约3000公里，使用48英寸管道运输，成本大约为每千克0.4-0.5美元。考虑运输成本后，从北非通过管道运输氢气的成本依然低于每千克3美元，是成本最低的方式。

此外，美国计划10年内将绿色氢成本降低80%至每千克7元。这一目标颇具挑战，但如果实现，则以氢代气具备经济性。

03 管道输氢是中国氢能发展的一大瓶颈

和欧洲一样，中国也需要解决氢气的远距离运输问题，管道运输成为了选择。

目前中国氢气管道里程约400公里，在用管道仅有1/4左右，已建成氢气管道多是用于短距离的工业用氢传输。

新建管道建设周期长，天然气管道掺氢可以利用现有管道，更快应用于氢气输送。中国现有天然气管道长度达到11万公里，使用天然气掺氢技术可以充分利用现有的天然气基础设施，降低氢气运输成本。

目前，天然气掺氢的应用已经在技术上被初步验证。在民用领域，在低于20%体积分数的掺氢比例下，掺氢天然气在家用燃气具中燃烧的点火率、火焰稳定性与烟气排放性能全部合格而未发现安全性问题。在工业领域，国家电投旗下的荆门绿动能源有限公司在2022年9月成功实现30%掺氢燃烧改造和运行。仅荆门一台54兆瓦燃机，在掺氢30%的情况下，每年即可减少二氧化碳排放1.8万吨以上。

天然气掺氢的核心是经济性。氢气单位体积的热值大约是天然气的1/3，理论上只有氢气的体积成本低于天然气的1/3，天然气掺氢才具有经济性。

当前我国居民天然气有价格管制，尽管海外LNG价格在2022-2023年曾一度飙升，但国内居民气价保持稳定。天然气门站价格按照2元/立方米估算，假设居民气价上浮20%，需要氢气成本低于0.8元/立方米（9元/千克）。这远低于现阶段绿氢大约20元/千克的成本。

04 氢能储运设备的国产化进展

· 液氢装备：快速追赶，有所突破。

中国在液氢装备技术上和海外有较大差距。大规模氢液化装置都采用氢膨胀循环制冷工艺。而全球范围内，掌握氢膨胀循环液化技术的仅有美国空气产品公司、德国林德集团和法国液化空气集团。中国的液氢设备主要来自林德和法液空。目前航天六院101所、中科富海等在液氢制取设备取得了部分技术成果。中集圣达因、南京航天晨光等在液氢储存设备取得一定进展。

中国航天科技集团有限公司六院101所研制的中国首套自主知识产权的氢液化系统2021年调试成功，包括透平膨胀机、控制系统、压缩机、正仲氢转化器等核心设备在内的90%以上的设备完全采用国产。该项目设计液氢产量为1.7吨/天，实测满负荷工况产量为2.3吨/天。

中科富海成立于2016年，是以中科院理化所两代院士、四代人历经六十年形成的大型低温工程技术成果为核心而成立。2022年，中科富海首套具有自主知识产权的氢液化装置在安徽阜阳调试成功，顺利产出液氢产品。2023年，中科富海液氢装置成功出海。

另外，中集安瑞科旗下公司中集圣达因、南京航天晨光已经突破了300立方米的球形液氢储罐。

目前，美国最大的液氢球形储罐为4700立方米，相比之下，中国还有不小的差距。

· 氢管道：具备成本优势。

管道除了要选择抗氢脆、高强度的材料外，还需要优化焊接工艺，提高成型精度。目前主要参与者为中石油、中石化下属公司，如中石油宝鸡石油钢管、中石油华油钢管、巨龙钢管、渤海装备等。2023中国国际石油石化技术装备展览会上，石化机械也展出了研发的输氢管道。

氢管道还有一个技术路线是柔性增强塑料管道（FCP），国内尚无规模化应用的案例。

· 大型干线压缩机：仍然需要进口。

氢气密度比天然气更小，对管道的大型压缩机提出更高要求。当前国内主要采用往复式压缩机，主要生产厂商包括美国英格索兰、瑞士苏尔寿等。国内企业一方面在布局往复式压缩机国产化，另一方面也在探索离心式压缩机的技术路线。

· 加氢压缩机：国产替代正当时。

压缩机作为加氢站最为核心的设备，对安全性和可靠性要求极高，一度使进口压缩机占比在70%以上。近年来，随着国产品牌技术迭代、产品性价比，进口压缩机占比已下降到约50%。（综合编辑）