2024年氫能源行業(yè)專題報(bào)告：氫能爆發(fā)-基建先行-儲(chǔ)運(yùn)設(shè)備國產(chǎn)化進(jìn)程幾何-

2024年氫能源行業(yè)專題報(bào)告：氫能爆發(fā)_基建先行_儲(chǔ)運(yùn)設(shè)備國產(chǎn)化進(jìn)程幾何_一、氫能戰(zhàn)略成為共識(shí)，政策推動(dòng)氫能源爆發(fā)（一）綠氫：能源轉(zhuǎn)型的選擇預(yù)計(jì)2050年，全球氫氣市場(chǎng)規(guī)模達(dá)到5~8億噸。2022年全球氫氣的消費(fèi)量約9500萬噸，同比增長3%。煉化和工業(yè)用氫是氫氣的最大下游。根據(jù)IEA數(shù)據(jù)，2023年9500萬噸氫氣需求中，4200萬噸用于石油煉化，5300萬噸用于工業(yè)用氫（包括3300萬噸用于氨，1500萬噸用于甲醇，500萬噸用于DRI煉鐵）。IEA預(yù)測(cè)，2030年氫氣的需求量會(huì)增加到1.5億噸，較現(xiàn)在增長約40%，到2050年，全球需要5.27億噸的低碳?xì)洹６聿┬履茉搭A(yù)計(jì)2050年全球需要綠氫7.98億噸，最為樂觀。預(yù)計(jì)2060年，中國氫供應(yīng)量8580萬噸，綠氫占比89.5%。根據(jù)中國煤炭工業(yè)協(xié)會(huì)，中國2022年氫氣產(chǎn)量4004萬噸，是世界最大的氫生產(chǎn)國。隨著“雙碳”戰(zhàn)略的持續(xù)推進(jìn)，預(yù)計(jì)氫需求持續(xù)增長。根據(jù)中國石化發(fā)布的《中國能源展望2060》，2060年中國氫氣總供應(yīng)量達(dá)到8580萬噸。綠氫滲透率快速提升，2030、2035年中國綠氫供應(yīng)量達(dá)到300萬噸、1188萬噸。2060年，綠氫供應(yīng)量將達(dá)到7680萬噸，占比達(dá)到89.5%。目前全球99%以上的氫都是灰氫，綠氫及藍(lán)氫合計(jì)占比不足1%。中國煤炭資源豐富，煤炭是制備氫氣的主要原材料。根據(jù)中國石化經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院統(tǒng)計(jì)，2022年，中國煤制氫產(chǎn)量占比達(dá)58.9%；高溫和中低溫焦化副產(chǎn)氫占比約20.0%；天然氣制氫占比約16.3%；甲醇、輕質(zhì)烷烴制烯烴副產(chǎn)尾氣含氫占比約3.3%，電解水制氫占比僅1.5%。全球來看，天然氣是制備氫氣的主要原料。根據(jù)IEA數(shù)據(jù)，2022年全球62%的氫來自天然氣、21%的氫來自煤炭（主要來自中國），16%來自工業(yè)副產(chǎn)品（以上均沒有使用碳捕捉技術(shù)）。（二）氫能戰(zhàn)略逐步成為各國共識(shí)各國制定氫能戰(zhàn)略，積極推動(dòng)綠氫轉(zhuǎn)型。其中歐洲預(yù)計(jì)2030年可再生氫需求達(dá)到2000萬噸/年（其中1000萬噸依靠自產(chǎn)，1000萬噸依靠進(jìn)口）,對(duì)氫氣的需求估計(jì)最為樂觀。2000萬噸氫氣大約是2022年全球氫氣產(chǎn)量的20%，如果全部以電解水制氫的方式制備，需要消耗電力約1.12萬億度（歐洲年發(fā)電量約4.2萬億度）。二、氫能投資，基建先行，氫運(yùn)輸率先爆發(fā)氫儲(chǔ)運(yùn)處于從0到1階段，是當(dāng)前產(chǎn)業(yè)鏈卡點(diǎn)。當(dāng)前全球氫能絕大部分是灰氫，絕大多數(shù)灰氫的生產(chǎn)和使用在一個(gè)地方，僅有少量氫通過管線車等方式運(yùn)輸，所以沒有一個(gè)成體系的氫能輸送網(wǎng)絡(luò)。而綠氫的生產(chǎn)主要集中在風(fēng)光資源充沛的地區(qū)，生產(chǎn)和使用在地理上出現(xiàn)了分離。所以氫的儲(chǔ)運(yùn)是現(xiàn)階段產(chǎn)業(yè)發(fā)展的卡點(diǎn)。大型氫儲(chǔ)運(yùn)項(xiàng)目作為氫能源的基礎(chǔ)設(shè)施，會(huì)率先爆發(fā)。以歐洲的管道項(xiàng)目為例，氫管道項(xiàng)目的實(shí)施周期預(yù)計(jì)要7年左右，要完成2030年的建設(shè)目標(biāo)，就需要在2023年啟動(dòng)新項(xiàng)目，在2026年完成financialinvestmentdecision(FID)。氫能運(yùn)輸網(wǎng)絡(luò)的建設(shè)是一項(xiàng)系統(tǒng)性工程，我們認(rèn)為未來的氫運(yùn)輸會(huì)形成三層網(wǎng)絡(luò)架構(gòu)：第一層：超遠(yuǎn)距離的跨海氫能運(yùn)輸（5000km以上）。第二層：中遠(yuǎn)距離的管道氫能運(yùn)輸（200km~5000km）。第三次：短距離高壓氣態(tài)氫的卡車運(yùn)輸(200km以內(nèi))。（一）超遠(yuǎn)距離的氫能跨海運(yùn)輸：以日本為例日本發(fā)展氫能，存在先天資源稟賦的不足。日本森林和多山的地形極大限制了日本太陽能和風(fēng)電的發(fā)展空間。日本曾寄希望于海上風(fēng)電，但周圍海域缺乏淺水區(qū)域，只能發(fā)展技術(shù)尚未成熟的漂浮式風(fēng)電，還需要考慮對(duì)漁業(yè)的影響。這使得該國成為全球清潔發(fā)電成本最高的國家。伍德麥肯茲研究總監(jiān)PrakashSharma表示，日本電價(jià)昂貴，使得該國可再生能源制氫成本比化石燃料制氫高2-4倍。根據(jù)BNEF的數(shù)據(jù)，預(yù)計(jì)日本2030年低碳?xì)涞闹迫〕杀炯s3美元/kg，幾乎位于成本曲線最右側(cè)。日本的氫能戰(zhàn)略更側(cè)重于氫能儲(chǔ)運(yùn)和下游的應(yīng)用，而將綠氫的制備寄希望于進(jìn)口。日本明確提到“從戰(zhàn)略層面考慮推進(jìn)氫能標(biāo)準(zhǔn)化工作，推進(jìn)發(fā)展以買方為主導(dǎo)的國際貿(mào)易模式”。日本氫能戰(zhàn)略設(shè)定“將在2030年前后建立商業(yè)規(guī)模的供應(yīng)鏈，每年采購約300萬噸氫氣”。日本規(guī)劃的2030年300萬噸進(jìn)口氫能雖然并不會(huì)直接改善日本的能源進(jìn)口依賴度，但可以進(jìn)一步多元化日本的能源結(jié)構(gòu)，增加能源供給渠道，增強(qiáng)日本能源體系的穩(wěn)定性。地理?xiàng)l件決定了日本不適合通過管道輸送氫氣，航運(yùn)成為主要選擇。日本是一個(gè)島國，海上管道建設(shè)成本高、難度大，因此航運(yùn)是更為合理的選擇。此外日本的氫氣和主要出口國的距離較遠(yuǎn)，航運(yùn)經(jīng)濟(jì)性更佳。比如日本-澳大利亞的液氫項(xiàng)目海運(yùn)距離高達(dá)9000km，這個(gè)距離下管道運(yùn)輸并不是最經(jīng)濟(jì)選擇。當(dāng)前階段，還不能確定哪一種載體形式會(huì)成為航運(yùn)的主流。當(dāng)前日本在液氫、液化有機(jī)氫載體（LOHC）、氨方向的探索比較積極。（1）液氫路線日本和澳大利亞建立了液氫示范項(xiàng)目。2019年12月，日本的首條液化氫運(yùn)輸船SuisoFrontier正式下水。2022年1月，SuisoFrontier搭載澳大利亞制備的液氫首次抵達(dá)日本神戶。該項(xiàng)目在澳大利亞用褐煤氣化+CCUS技術(shù)制氫，之后在液化基地液化，運(yùn)輸?shù)缴駪舻难b卸基地。這是全球首次通過液化氫大規(guī)模海上運(yùn)輸氫氣。SuisoFrontier運(yùn)輸船全長116米，總噸位約8000噸，船上搭載了特制的儲(chǔ)氣罐，能儲(chǔ)存近1250立方米的液化氫，相當(dāng)于大約75噸液氫。液氫的運(yùn)輸有很多劣勢(shì)：1）液氫的儲(chǔ)藏溫度是-253℃，要保持這樣的低溫需要很高的成本，現(xiàn)在的真空隔熱技術(shù)和球形的儲(chǔ)氫設(shè)施無法應(yīng)對(duì)。2）液氫難以避免蒸發(fā)——大約每天蒸發(fā)0.1%~1%；3）氫氣的液化需要非常多的能量，所消耗能量值約為所儲(chǔ)存氫能的30％左右。因此要使液化氫具備經(jīng)濟(jì)性，需要在各個(gè)環(huán)節(jié)提升氫氣的產(chǎn)能，從而降低成本：在制造環(huán)節(jié)，需要把氫氣的制造產(chǎn)能從當(dāng)前的0.1t/d提升到770t/d；在液化環(huán)節(jié)，需要把液化產(chǎn)能從5t/d提升到1000t/d；運(yùn)輸環(huán)節(jié)，液氫的運(yùn)輸船需要從2500立方米提升到32萬立方米。SuisoFrontier的技術(shù)指標(biāo)遠(yuǎn)未達(dá)到商業(yè)化，目前的運(yùn)營更多是實(shí)驗(yàn)性。2022年1月，因?yàn)殚y門故障，SuisoFrontier在澳大利亞停泊時(shí)起火，所幸最后損失不大，依然順利返航。由此可以看出，當(dāng)前的液氫產(chǎn)業(yè)鏈并不成熟。川崎重工預(yù)計(jì)，到2030年液化氫的運(yùn)輸將在商業(yè)上可行。（2）液化有機(jī)氫載體（LOHC）路線MCH（甲基環(huán)己烷）是最有潛力的有機(jī)氫載體。國內(nèi)外文獻(xiàn)中常見的有機(jī)物儲(chǔ)氫介質(zhì)包括環(huán)己烷、MCH、萘、N-乙基咔唑、二芐基甲苯等。MCH在常溫常壓下呈液態(tài)、儲(chǔ)氫容量大，脫氫對(duì)應(yīng)物（甲苯）可以很容易地加氫回MCH，成為了最有潛力的有機(jī)氫載體。如果以MCH作為氫的載體，可以通過活用煉油廠的現(xiàn)有設(shè)備，實(shí)現(xiàn)MCH的生產(chǎn)和脫氫（將MCH分解為氫和甲苯）。在這條路線下，煉油廠有潛力在碳中和時(shí)代成為氫氣供應(yīng)基地。日本和文萊建立了基于MCH的示范項(xiàng)目。2019年11月，文萊的氫化工廠開業(yè)，2020年正式投入運(yùn)營。氫氣在文萊的加氫廠通過化學(xué)反應(yīng)將氫和甲苯轉(zhuǎn)化為MCH。MCH通過海上運(yùn)輸送到日本，在川崎的脫氫工廠，再次轉(zhuǎn)換成氫和甲苯。MCH的主要缺陷是能量損失大，現(xiàn)在使用MCH載氫的能量損失達(dá)到35%-40%。MCH現(xiàn)在的生產(chǎn)工藝是先生產(chǎn)綠氫，再生產(chǎn)MCH的兩步工藝。為了提高效率和降低成本，ENEOS開發(fā)了直接生產(chǎn)MCH的工藝。該工藝無需先制造氫氣，利用甲苯的直接電化學(xué)反應(yīng)，一步到位地由水和甲苯來直接制造MCH。此外，早稻田大學(xué)應(yīng)用化學(xué)系的AkihikoFukunaga教授領(lǐng)導(dǎo)的一個(gè)日本研究小組成功地使用固體氧化物燃料電池（SOFC）直接從MCH發(fā)電。（3）氨日本和沙特的合作主要以氨為載體。2020年，沙特阿美和沙特基礎(chǔ)工業(yè)公司合作，向日本輸送了世界首批低碳氨。2022年，沙特阿美和沙特基礎(chǔ)工業(yè)公司獲得了世界首個(gè)低碳氨的產(chǎn)品認(rèn)證。2023年，日本首相岸田文雄訪問沙特，與沙特王儲(chǔ)穆罕默德·本·薩勒曼舉行會(huì)談，雙方簽署了開發(fā)清潔氫氣、生產(chǎn)氨和再生燃料的協(xié)議。氨的儲(chǔ)運(yùn)設(shè)施完善，是有潛力的載氫材料。氨比氫氣更容易液化，常壓下氨氣在-33℃可以液化，且同體積的液氨比液氫多至少60%的氫。氨的儲(chǔ)運(yùn)基礎(chǔ)設(shè)施完善，10000km的航運(yùn)成本大約可以做到260元/t氨（約1.46元/kgH2）。但以氨為載體，在制氨、脫氫環(huán)節(jié)的成本較高。考慮制氨、運(yùn)輸、脫氫環(huán)節(jié)，在10000km距離下，以氨為載體運(yùn)輸氫氣的成本大約為17元/kgH2。從全球低碳?xì)滟Q(mào)易流向圖可以看出，未來氨會(huì)氫能貿(mào)易的重要載體。REPowerEU規(guī)劃進(jìn)口的1000萬噸氫氣中，預(yù)計(jì)仍有40%會(huì)以氨或者其他衍生物的形式進(jìn)口，絕大部分是氨。使用氨、液氫、LOHC進(jìn)行運(yùn)輸，成本偏高最大的原因在于轉(zhuǎn)化成本高。但氨有一個(gè)好處是可以直接使用。氨本身就是一種大宗化工產(chǎn)品，全球氨的產(chǎn)量約2.53億噸，其中8成以上的氨用于生產(chǎn)化肥。如果不把綠氨視為綠氫的載體，而直接視為一種工業(yè)原料，也就不用進(jìn)行“氫-氨-氫”的轉(zhuǎn)換。這種情景下，氨的遠(yuǎn)程運(yùn)輸就變得有經(jīng)濟(jì)性。另外，各國也在研究氨直接燃燒發(fā)電的技術(shù)，從而省去脫氫的成本。（二）中長距離的氫氣管道運(yùn)輸：以歐洲和中國為例不同于日本，歐洲及周邊地區(qū)本身具備一定的風(fēng)光資源，具備制備綠氫的條件。在北海、波羅的海、北非、中東，都可以實(shí)現(xiàn)較低的綠氫制備成本。北歐地區(qū)有較為豐富的風(fēng)電資源，適合用風(fēng)電制氫；而北非、中東地區(qū)有豐富的光照資源，適合用光伏制氫。歐洲管道投資規(guī)模預(yù)計(jì)達(dá)800~1430億歐元。目前全球純氫管道總長度約5000多km。而歐洲在2025-2031年預(yù)計(jì)建成31060km的氫氣管道。到2040年歐洲氫管道會(huì)達(dá)到53000km，其中40%是新建氫氣管道，60%依靠原本天然氣管道的改造。氫氣管道每公里的建設(shè)成本大約180~440萬歐/km，總投資預(yù)計(jì)達(dá)到800~1430億歐元，其中壓縮機(jī)的投資成本占大約26%，管道的投資成本占約74%。根據(jù)EHB（EuropeanHydrogenBackbone）統(tǒng)計(jì)，對(duì)于陸上管道，每100km的氫氣運(yùn)輸成本大約0.08~0.16元/kg（0.011~0.021歐元/kg，匯率取7.8）。對(duì)海上管道，每100km的氫氣運(yùn)輸成本大約0.13~0.25元/kg（0.017~0.032歐元/kg，匯率取7.8）。歐洲使用管道運(yùn)輸氫氣的成本顯著低于液氫、氨和LOHC的方案。以從北非運(yùn)輸為例，從北非運(yùn)輸?shù)轿鞅睔W的運(yùn)輸距離大約3000km，使用48-inch管道運(yùn)輸成本大約0.4~0.5美元/kg?？紤]運(yùn)輸成本后，從北非通過管道運(yùn)輸氫氣的成本依然低于3美元/kg，是成本最低的方式。管道輸氫是中國氫能發(fā)展的一大瓶頸。和歐洲一樣，中國也需要解決氫氣的遠(yuǎn)距離運(yùn)輸問題，管道運(yùn)輸成為了選擇。目前中國氫氣管道里程約400公里，在用管道僅有百公里左右，已建成氫氣管道很多是用于短距離的工業(yè)用氫傳輸。2023年6月，中國能源報(bào)發(fā)文《盡快解決管道輸氫掣肘問題》，揭示出了中國在輸氫管道建設(shè)上的不足。中國大規(guī)模的純氫管道正處于示范項(xiàng)目建設(shè)初期。目前中國開展前期設(shè)計(jì)工作的氫氣管道里程共計(jì)1850km，各企業(yè)規(guī)劃的氫管網(wǎng)總里程約1.7萬km。2023年，中國首條“西氫東送”輸氫管道示范工程被納入《石油天然氣“全國一張網(wǎng)”建設(shè)實(shí)施方案》，標(biāo)志著中國氫氣長距離輸送管道進(jìn)入新發(fā)展階段。“西氫東送”起于內(nèi)蒙古自治區(qū)烏蘭察布市，終點(diǎn)位于北京市，管道全長400多公里，是中國首條跨省區(qū)、大規(guī)模、長距離的純氫輸送管道。估計(jì)中國管道的每百公里運(yùn)輸成本在1元/kg以上，有較大下降空間。中國2015年建成的濟(jì)源-洛陽輸氫管道投資成本約584萬元/km，以此估算，中國管道輸氫的百公里成本在1元/kg左右。相比歐洲，中國的管道運(yùn)輸成本偏高。歐洲陸上管道每100km的氫氣運(yùn)輸成本大約0.08~0.16元/kg，遠(yuǎn)低于中國。我們認(rèn)為這主要是因?yàn)闅W洲管道的運(yùn)輸量大，并且有60%由油氣管網(wǎng)改造而來，降低了建設(shè)成本。中國已建成的氫氣管道運(yùn)輸量多在10萬噸/年以下，金陵-揚(yáng)子氫氣管道只有4萬噸/年。而歐洲SoutH2Corridor項(xiàng)目全長3300km，規(guī)劃的年運(yùn)輸能力高達(dá)400萬噸/年。CentralEuropeanHydrogenCorridor(CEHC)全長1225km，輸送量約150萬噸/年（144GWh/d）。管道輸氫的運(yùn)輸規(guī)模和運(yùn)輸成本有明顯的負(fù)相關(guān)性。運(yùn)輸規(guī)模越大、運(yùn)輸成本越低。我們預(yù)計(jì)，未來中國基于規(guī)模化設(shè)計(jì)的大直徑氫氣管道，成本會(huì)有較大下降空間。新建管道建設(shè)周期長，天然氣管道摻氫可以利用現(xiàn)有管道，更快應(yīng)用于氫氣輸送。中國現(xiàn)有天然氣管道長度達(dá)到11萬km，使用天然氣摻氫技術(shù)可以充分利用現(xiàn)有的天然氣基礎(chǔ)設(shè)施，降低氫氣運(yùn)輸成本。以摻氫比例10%-20%計(jì)算，等熱值碳減排量在3.5%-7.6%；輸氫成本每百公里為0.3-0.8元/km。目前天然氣管道摻氫比例可達(dá)20%左右。根據(jù)《進(jìn)入天然氣長輸管道的氣體質(zhì)量要求》，天然氣管道中氫氣比例不得高于3%，所以現(xiàn)階段天然氣摻氫比例大約在3%。2023年中國石油在寧夏銀川寧東天然氣摻氫管道示范項(xiàng)目上實(shí)現(xiàn)最高摻氫比例24%。橫向來看，全球各國的摻氫比例一般不超過10%。比如芬蘭、瑞士、奧地利、西班牙和法國允許的最大摻氫比例分別為1%、2%、4%、5%和6%。澳大利亞認(rèn)為在摻氫比小于10%時(shí)對(duì)天然氣管道、設(shè)備等影響不大。德國允許的天然氣最大摻氫比為2%，但在特定情況下可達(dá)10%。摻氫天然氣的壓縮因子、節(jié)流效應(yīng)系數(shù)、定壓比熱等參數(shù)較天然氣和氫氣有較大差異，對(duì)設(shè)備也有特殊要求。管道：鋼材在氫氣環(huán)境下會(huì)產(chǎn)生氫損傷，其中氫脆是發(fā)展摻氫天然氣管道輸送技術(shù)的主要安全問題。根據(jù)歐洲CGA-5.6HydrogenPipelineSystem的相關(guān)要求，天然氣管道摻氫比例最高可以達(dá)到10%（管道鋼級(jí)不高于X52）。中國的城市燃?xì)夤倬W(wǎng)一般選用低強(qiáng)度鋼（API5LA、API5LB、X42和X46）和非金屬材質(zhì)聚乙烯等，運(yùn)行壓力低于4Mpa，摻氫比例最高可以達(dá)到20%。但對(duì)于干線長輸管道大多采用X70和X80這種高鋼級(jí)管材，摻氫比例分別只有3%、2%。壓縮機(jī)：離心壓縮機(jī)的實(shí)際運(yùn)行工況與氣體的組分有著非常密切的關(guān)系。由于氫氣密度較小，離心式壓縮機(jī)需要對(duì)3倍多體積的氫氣做功才能達(dá)到與壓縮天然氣相同的能量需求，壓縮機(jī)轉(zhuǎn)子對(duì)氫氣的旋轉(zhuǎn)速度比天然氣高出約1.74倍才能達(dá)到相同的壓縮比。壓縮機(jī)葉輪的工作轉(zhuǎn)速使得葉輪轉(zhuǎn)子承受更大的離心力作用，臨氫工況下壓縮機(jī)轉(zhuǎn)子材料的防氫脆特性，對(duì)壓縮機(jī)材料的力學(xué)性能要求更高。摻混裝備：在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下（101.325kpa，0℃）氫氣的密度為0.089g/L，而天然氣的密度為0.717g/L。氫氣和天然氣的密度差會(huì)導(dǎo)致非均勻分布,造成管道局部氫分壓和體積分?jǐn)?shù)升高,進(jìn)而導(dǎo)致管材失效引起泄漏。實(shí)現(xiàn)氫氣和天然氣的高效、均勻混合是摻氫天然氣輸送中首先需要克服的難題。最常用的摻混設(shè)備是靜態(tài)混合器，具有摻混效率高、能耗低、體積小、易于連續(xù)化生產(chǎn)等優(yōu)點(diǎn)。天然氣摻氫的應(yīng)用在技術(shù)上被初步驗(yàn)證。天然氣摻氫可以被用于家庭和工業(yè)的燃?xì)庠O(shè)備。在民用領(lǐng)域，在低于20%體積分?jǐn)?shù)的摻氫比例下，摻氫天然氣在家用燃?xì)饩咧腥紵狞c(diǎn)火率、火焰穩(wěn)定性與煙氣排放性能全部合格而未發(fā)現(xiàn)安全性問題。在工業(yè)領(lǐng)域，國家電投旗下的荊門綠動(dòng)能源有限公司在2022年9月成功實(shí)現(xiàn)30%摻氫燃燒改造和運(yùn)行。僅荊門一臺(tái)54兆瓦燃機(jī)，在摻氫30%的情況下，每年即可減少二氧化碳排放1.8萬噸以上。天然氣摻氫的核心是經(jīng)濟(jì)性，遠(yuǎn)期以氫代LNG有望具備經(jīng)濟(jì)性。氫氣單位體積的熱值大約是天然氣的1/3，理論上只有氫氣的體積成本低于天然氣的1/3，天然氣摻氫才具有經(jīng)濟(jì)性。當(dāng)前中國居民天然氣被價(jià)格管制，盡管海外LNG價(jià)格在2022-2023年曾一度飆升，但國內(nèi)居民氣價(jià)保持穩(wěn)定。目前天然氣門站價(jià)格按照2元/立方米估算，假設(shè)居民氣價(jià)上浮20%，需要?dú)錃獬杀镜陀?.8元/立方米（9.0元/kg）。這遠(yuǎn)低于現(xiàn)階段綠氫大約20元/kg的成本。美國計(jì)劃10年內(nèi)將綠色氫成本降低80%至每公斤7元/kg(1美元/kg)。這一目標(biāo)頗具挑戰(zhàn)，但如果實(shí)現(xiàn)，則以氫代氣具備經(jīng)濟(jì)性。我們認(rèn)為綠氫成本下降到10元/kg的確定性比較強(qiáng)，以氫代LNG可能更快實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性。非管制氣包括國產(chǎn)海氣、進(jìn)口LNG、非常規(guī)氣等。一般來說，非管制氣的價(jià)格要遠(yuǎn)高于管制氣。以LNG為例，過去5年平均價(jià)格為4742元/噸，折3.4元/立方米。當(dāng)氫氣價(jià)格低于1.14元/立方米（12.7元/kg）,從熱值角度來看摻氫具有經(jīng)濟(jì)性。從遠(yuǎn)期來看，綠氫成本有望下降到10元/kg，屆時(shí)以氫代替LNG將具備經(jīng)濟(jì)性。（三）短距離的高壓氣態(tài)運(yùn)輸當(dāng)氫管道的使用率下降時(shí)，管道運(yùn)氫的成本會(huì)迅速提升。因此對(duì)于短距離、小規(guī)模運(yùn)氫，高壓氣態(tài)運(yùn)氫仍然會(huì)是主流。現(xiàn)階段，短距離運(yùn)氫的主要方式是使用儲(chǔ)氫瓶裝載氫氣，并通過拖車運(yùn)輸，運(yùn)輸半徑一般200KM以內(nèi)。因此對(duì)高壓氣態(tài)來說，最重要降本路徑就是提升儲(chǔ)氫瓶的壓力。在20Mpa壓力下，一輛車單次運(yùn)氫量僅為300到400公斤，只占長管拖車總重量的1%—2%。隨著壓力的升高，儲(chǔ)氫密度也逐步提升，運(yùn)輸成本逐步下降。從20Mpa增長到30Mpa，可以提升氫氣裝載量約64%。由于卸氣時(shí)儲(chǔ)氫瓶中的氫氣不能完全清空，所以實(shí)際卸氣量可以增長82%~93%。以200km為例估算，運(yùn)輸成本可以從9.6元/kg下降到6.7元/kg。中國的氫儲(chǔ)運(yùn)以20MPa高壓氣態(tài)為主，正在完善45MPa以上壓力儲(chǔ)運(yùn)技術(shù)及標(biāo)準(zhǔn)。高壓氣態(tài)儲(chǔ)運(yùn)氫的最大下游場(chǎng)景是氫燃料電池汽車/加氫站。根據(jù)H2station統(tǒng)計(jì)，2023年底，全球加氫站數(shù)量合計(jì)921座，其中海外724座，國內(nèi)197座。根據(jù)氫界統(tǒng)計(jì)，截至2024年2月，中國已建加氫站474座，其中在運(yùn)營加氫站一共283座。根據(jù)IEA統(tǒng)計(jì)，截至2023上半年，全球燃料電池汽車?yán)塾?jì)銷量約7.8萬輛（6.3萬乘用車+0.8萬卡車+0.7萬大巴車）。其中中國的燃料電池汽車以商用車為主，而海外的燃料電池汽車以乘用車為主。根據(jù)中國汽車工業(yè)協(xié)會(huì)統(tǒng)計(jì)，2023年中國銷售燃料電池汽車5843輛，其中商用車5543輛。氫能重卡迎來政策的邊際改善。2024年，山東省出臺(tái)政策，從3月1日起對(duì)安裝了ETC套裝設(shè)備的氫能車輛免收高速公路通行費(fèi)。山東省20噸以上火車高速收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)為2.138元/km。根據(jù)香橙會(huì)預(yù)計(jì)，山東氫能重卡免收高速通行費(fèi)后，全生命周期可以節(jié)省171萬高速通行費(fèi)?？紤]補(bǔ)貼后，氫能重卡的全生命周期將會(huì)低于燃油重卡，行業(yè)迎來重要邊際變化。儲(chǔ)氫瓶和壓縮機(jī)是高壓氣態(tài)運(yùn)氫環(huán)節(jié)的核心部件。儲(chǔ)氫瓶主要包括四種類型。I型瓶以鋼材質(zhì)為內(nèi)膽。II型瓶在外部加了纖維環(huán)向纏繞。III型瓶使用了環(huán)向纏繞和縱向纏繞相結(jié)合的方式（全纏繞），纏繞的纖維一般以碳纖維為主。IV型瓶將金屬內(nèi)膽替換為塑料內(nèi)膽，從而進(jìn)一步減輕儲(chǔ)氫瓶的自重。不同的儲(chǔ)氫瓶對(duì)應(yīng)不同的下游應(yīng)用場(chǎng)景。長管拖車、加氫站儲(chǔ)氫瓶一般使用I型和II型儲(chǔ)氫瓶。國內(nèi)氫燃料電池汽車一般采用35Mpa的III型瓶作為儲(chǔ)氫裝置。70MPa的III型瓶已研制成功，也開始在轎車中小范圍應(yīng)用。海外的氫燃料電池多搭載IV型瓶，比如豐田Mirai。I型和II型儲(chǔ)氫瓶國內(nèi)已經(jīng)成熟。以站用儲(chǔ)氫瓶為例，浙江藍(lán)能和安瑞科占據(jù)絕大多數(shù)市場(chǎng)。目前中國已經(jīng)實(shí)現(xiàn)35MPa的III型瓶的規(guī)模化應(yīng)用和70MPa的Ⅲ型瓶的示范應(yīng)用。受限于技術(shù)儲(chǔ)備現(xiàn)狀，IV型車載儲(chǔ)氫瓶尚未得到大規(guī)模推廣應(yīng)用。在車輛儲(chǔ)氫瓶方面，國內(nèi)企業(yè)國富氫能裝車份額第一，占比32%，中材科技配套裝車量第二，奧揚(yáng)科技配套裝車量第三，TOP3企業(yè)市場(chǎng)集中度高達(dá)67.6%。加氫壓縮機(jī)需要具備承壓大、密封性好的特點(diǎn)，以隔膜式壓縮機(jī)和液驅(qū)式活塞壓縮機(jī)為主。隔膜式壓縮機(jī)的優(yōu)勢(shì)是壓縮過程中不受污染、無泄漏，壓縮比大，排氣壓力高，缺點(diǎn)是單次排氣量較小，不適合頻繁啟停。而液驅(qū)壓縮機(jī)的優(yōu)勢(shì)是單次排氣量大，適合頻繁啟停，體積小，易于維修保養(yǎng)，缺點(diǎn)是氫氣容易受到污染、維修費(fèi)用高、噪聲大。還有一種離子壓縮機(jī)，國內(nèi)應(yīng)用較少。壓縮機(jī)作為加氫站最為核心的設(shè)備，對(duì)安全性和可靠性要求極高，一度使進(jìn)口壓縮機(jī)占比在70%以上。近年來隨著國產(chǎn)品牌技術(shù)迭代、產(chǎn)品性價(jià)比，進(jìn)口壓縮機(jī)占比下降到約50%。目前隔膜壓縮機(jī)的主要參與者包括中鼎恒盛、美國PDC、英國豪頓、豐電金凱威、江蘇恒久機(jī)械、北京天高等，其中中鼎恒盛在加氫站隔膜壓縮機(jī)市占率達(dá)30%。海德利森、康普銳斯專注于液驅(qū)壓縮機(jī)。三、氫能儲(chǔ)運(yùn)設(shè)備的國產(chǎn)化進(jìn)展幾何？液氫裝備：快速追趕，有所突破中國在液氫裝備技術(shù)上和海外有較大差距。大規(guī)模氫液化裝置都采用氫膨脹循環(huán)制冷工藝。而全球范圍內(nèi)，掌握氫膨脹循環(huán)液化技術(shù)的僅有美國空氣產(chǎn)品公司、德國林德集團(tuán)和法國液化空氣集團(tuán)。中國的液氫設(shè)備主要來自林德和法液空。目前航天六院101所、中科富海和國富氫能在液氫制取設(shè)備取得了部分技術(shù)成果。中集圣達(dá)因、南京航天晨光在液氫儲(chǔ)存設(shè)備取得一定進(jìn)展。中國航天科技集團(tuán)有限公司六院101所研制的中國首套自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的基于氦膨脹制冷循環(huán)的氫液化系統(tǒng)2021年調(diào)試成功，包括透平膨脹機(jī)、控制系統(tǒng)、壓縮機(jī)、正仲氫轉(zhuǎn)化器等核心設(shè)備在內(nèi)的90%以上的設(shè)備完全采用國產(chǎn)。該項(xiàng)目設(shè)計(jì)液氫產(chǎn)量為1.7噸/天，實(shí)測(cè)滿負(fù)荷工況產(chǎn)量為2.3噸/天。中科富海成立于2016年，是以中科院理化所兩代院士、四代人歷經(jīng)六十年形成的大型低溫工程技術(shù)成果為核心而成立的高技術(shù)公司。2022年，中科富海首套具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的國產(chǎn)1.5TPD氫液化裝置在安徽阜陽調(diào)試成功，順利產(chǎn)出液氫產(chǎn)品。2023年，中科富海1.5t/d的液氫裝置成功出海。國富氫能自主研發(fā)的多級(jí)預(yù)冷氫膨脹制冷氫液化工藝和液氫工廠專用核心設(shè)備，氫液化規(guī)模達(dá)到10-30噸/天（TPD），液化能耗不超過12kWh/kgLH2。2023年，國富氫能打造的中國首臺(tái)套年產(chǎn)10噸級(jí)液氫裝置落地齊魯氫能。中集圣達(dá)因（中集安瑞科旗下公司）研制出了國內(nèi)首個(gè)民用的液氫罐車，儲(chǔ)量40立方米。因?qū)崿F(xiàn)了300m3液氫儲(chǔ)罐出廠。中集圣達(dá)因、南京航天晨光已經(jīng)突破了