氢储存、运输及配送方式介绍

氢能对于构建清洁灵活的能源系统有重要意义，储氢方式的选择要考虑存储氢的容 量、存储的时间、所需的释放速度以及区域地理条件。 

1. 氢的储存

1.1 储罐储氢

氢通常以气体或液体的形式储存在罐中，用于小规模移动和固定应用。储罐储氢适 用于短期小容量储氢和能源和燃料匮乏的地区，储氢效率高达 99%。氢的能量密度较低， 储存同等能量的氢，需要石油的七倍容量。 目前，储氢瓶相关研究重点在于改进储罐的材质，缩小储氢瓶尺寸，研究能够承受 800bar 压力的地下储氢瓶，从而使氢气得到更大的压缩。在固态材料（如金属和化学氢 化物）中储存氢气，使更高密度的氢气在大气压力下被储存。

1.2 地下储氢

管道或储罐等地面储氢方式的储存和排放能力有限，只有数天时间（MW〃h 级）。 要满足数周或数月（TW〃h 级）规模的能源储存供应，则需要地下储氢以满足最长至 几个月的储能需求，需要时可采出直接使用，也可以转换为电能利用。 地下储氢通过利用地下地质构造进行大规模氢能存储，即用能源电解水制氢，将氢 气地下地质构造中，适用于大规模长期储氢或季节性储氢，优势包括储能容量大、储存 时间长、储能成本低、储存更为安全等。地下储氢可以通过平衡使用电解槽满足季节性 氢气需求，并且能够在如贸易冲突、突发停电、自然灾害等情况下保障能源安全，并缓 解价格波动影响。 目前主要的地下储氢方式有盐穴、枯竭油气藏、含水层和衬砌硬岩洞。其中，盐穴 储氢技术发展迅速，枯竭的气田和含水层技术发展相对缓慢，需要进一步研究。

2. 氢的长距离运输

由于氢的能量密度较低，氢的长距离传输较为困难，解决方式包括压缩、液化或并 入较大的分子中进行传输。成本最优的长距离传输方案将根据地理位臵、传输距离、输 氢规模和所需的最终用途而有所不同。将氢气混合到现有的天然气管道网络中，将促进 氢气供应技术发展，同时避免开发新型输氢管道的投资成本和风险。目前，各国正逐步 开展天然气管道改造项目。

2.1 氢传输的主要形式及对比

氢的长距离运输主要包括液氢、液氨、液化有机氢载体三种形式。 液氢储运：氢的液化是利用低温深冷技术，将压缩后的氢气降温至-253℃，使其成 为液态产品，并存储于特制的绝热容器中。目前，氢气液化和储存技术相对成熟，主要 用于空间应用和石油化工，全球液化氢装机容量约 500 吨/天。 化学储氢（液氨）：液氨储氢技术是指将氢气与氮气反应生成液氨，作为氢能的载 体进行利用。液氨在标准大气压下-33℃就能够实现液化，比液氢的储存温度高很多，并 且液氨储氢中体积储氢密度是液氢的 1.7 倍，其转换和保存所需要的能量相对液氢更少。 将氢气转换为氨气会产生 7%-18%的能量损耗，而氨运输成本比氢气低得多。不过氢－ 氨－氢的转换过程，将导致大量的能耗，故氨作为氢的储能介质，最好的利用方式就是 直接使用氨，而无需再转换成氢，比如氨动力船舶或者直接作为化工品等。氨已经拥有 完善的国际传输和配送网络，但其易燃、剧毒和易空气污染等特性可能会限制它在某些 终端的使用。

液态有机氢载体（LOHC）：是指将氢气“装入”一个载体分子进行运输，然后在 目的地再次提取纯氢气，具有与原油和石油产品类似的特性，其主要优势是可以作为液 体运输而不需要冷却。转换和再转换过程需要的能量相当于氢气本身的 35%~40%。此 外，LOHC 中的载体分子通常在工艺结束后不会被用完，因此会将其运回原地重复利用。 目前重点关注的几种不同的 LOHC 载体都各有优缺点，其中甲基环己烷（MCH） 成本相对较低，目前甲基环己烷用于商业产品的年产量约 2200 万吨，作为 LOHC 载体 可以输送约 140 万吨氢，成本约 400-900 美元/吨。然而甲基环己烷具有毒性，可以替 代的 LOHC 为二苄基甲苯，由于其无毒长期来看可能为实现规模化的可靠选择。甲醇和 甲酸也可以为 LOHC 的替代选择，但会导致温室气体排放。

液氢和 LOHC 运输氢的转换和再转换效率较低，液氨的转换技术和贸易相对较为成 熟，难点在于再转换技术。液氨相关的转换技术和贸易已经相对成熟，难点在于再转换 为氢的技术。液态有机载体的难点在于氢相关的生产工艺而非贸易，因为其贸易路径可 以类似天然气和原油。目前液氢和 LOHC 运输氢面临效率上的问题，仍然需要提升转换 和再转换的效率才能实现商业化的氢的长距离运输。

2.2 管道运氢

管道输氢的优点在于运营成本低、寿命长、可以对现有天然气管道进行改造，缺点 在于新建成本较高。根据 IEA，截至 2019 年全球有近 5000 公里的输氢管道，多由工业 氢气生产商运营，主要用于向化工和炼油设施输送氢气。截至 2017 年末，全球的输氢 管道中美国约有 2600 公里，比利时和德国各有 600 公里和 400 公里，而国内仅有 400 公里，且在用的管道只有百公里左右。管道输氢的优点是运营成本低，寿命在 40-80 年 之间，缺点是建设成本高且需要获得通行权，因此需要保障未来氢气需求的确定性和获 得政府的支持。现有的高压天然气输送管道可以改造为输送纯氢，但需要对管道中使用 的钢材类型和所输送的氢气纯度进行评估。荷兰的研究（Netbeheer Nederland, 2018； DNV GL, 2017）表明现有的天然气管道可以微做调整进行输氢，但缺点在于需要输送三 倍的量才能达到天然气产生的同等能量。

在氢气载体方面，输氨管道相较纯氢管道建设成本较低；LOHC 输送管道类似石油 管道，因此可以对现有的石油管道进行利用，但需要将氢气载体通过卡车或平行管道运 回原产地重新装载氢气，这一方式过程复杂且成本较高。 目前世界范围内管道运氢的示范项目包括：2021 年，ROSEN 集团在德国林根开设了第一个氢气测试实验室，研究将天然 气管道等基础设施改造为氢气所利用。 2022 年，Ofgem 的战略创新基金向国家电网输气公司拨款 110 万英镑，以评 估氢气在英国天然气网中的使用，包括评估阻氢涂层保护设备的潜力，并在首 次注氢前改善管道的在线检测技术（HyNTS 管道数据集项目）。 HYPOS H2-PIMS 项目在德国开发一个管道完整性管理系统（PIMS），该系 统具有操作氢混合管道和改造利用管道的技术。

2.3 船舶运氢

船舶运输适用于外国进口氢气，但目前还没有可以运输纯氢的船只。部分项目正在 开发合适的船舶，每天消耗大约 0.2%的氢气运载量作为燃料，类似 LNG 邮轮消耗的天 然气量。造船和氢气液化过程成本较高，航运供应链需要在装卸货码头建造必要的基础 设施，包括储罐、液化和再气化工厂，以及转换和再转换工厂，同时需要避免船舶空船 返航的风险。 氢的跨洲运输方面，液氨运氢由于可以使用 LPG 储存罐和现有的贸易路线相对较 为成熟，而 LOHC 可以使用现有的原油储存罐最为方便，但转换和再转换成本较高。在 氢的跨洲传输方面，最成熟的运输形式是通过氨的形式，主要依赖于已有的运输化学品 和半液化石油气（LPG）储存罐，目前的贸易路线包括从阿拉伯湾、特立尼达和多巴哥 运输到欧洲和北美洲。船舶运氢的最简单的形式是通过 LOHC，因为可以使用现成的原 油储存罐进行海运，但障碍在于转换和再转换成本，并且回程通常也要运输空储存罐。

目前全球船舶输氢项目主要有： 澳大利亚的氢能源供应链（HESC）项目：是第一个测试液氢运输的示范项目， 包括一个氢气液化设备（0.25tpd），一个液氢存储容器（41m3）和一个位于 维多利亚州的装载设备。液氢由世界上第一艘液氢运输船 Suiso Frontier 运输 通往日本，采用双壳真空保温罐，容量为 1250m3（75 吨液氢/次），于 2022 年 2 月抵达日本神户 HyTouch 码头。该码头配备了一个 2500m3的液氢储罐， 使用一个球形双壳真空绝热设备以减少热传导。该项目的目标是每年生产 225 千吨（ktpa）液氢。 澳大利亚中央昆士兰氢气（CQ-H2）项目：已经完成格拉德斯通港液化工厂的 可行性研究，计划到 2026 年液氢出口量达 1005 吨/日，到 2031 年进一步提 升 800 吨/日，最终投资决策将在 2023 年底完成。 澳大利亚昆士兰汤斯维尔港项目：Origin Energy 和 KH 计划开发一个氢气液化设备以及配套的港口基础设施，计划到 2020s 后期每年出口约 3.65 万吨。H2Perth 项目：澳大利亚西部 Woodside 提议在 Kwinana 建造 H2Perth 项目， 计划氢气产量 300 吨/天，逐步提升至 1500 吨/天，以氨或液氢的形式出口到 新加坡和日本（潜在），预计 2024 年开始建设。 德国莱茵集团（RWE）正在研究通过德国布龙斯比特尔的 LNG 终端进口液氢。 2022 年 7 月，壳牌新能源公司、Engie、Vopak 和 Anthony Veder 签署了一项 协议，研究从葡萄牙西内斯运输 100 吨/天的液氢到荷兰鹿特丹的可行性，后 续可能进一步扩大规模。

2.4 输氢成本对比

长距离运输成本来看，当管道运输距离达到 2500 公里时，运输气体氢和转换为氨 运输的成本接近，为 2 美元/kg；1500 公里时成本分别为 1 美元/kg 和 1.5 美元/kg。根 据 IEA 估计，通过管道运输气体氢 1500 公里距离的成本约 1 美元/kg，将氢转换为氨的 成本约 1 美元/kg，不同地区略有差异，综合转换成本来看通过氨运氢 1500 公里的成本 约 1.5 美元/kg。当运输距离提升至 2500 公里时，通过氨运氢（考虑转换成本后）的成 本与通过管道运输气体氢的成本相接近，约 2 美元/kg，因为通过管道运输气体氢所需要 压缩机的数量更多、成本更高。 船舶运输 1500km 而言，通过 LOHC、液氨、液氢运氢的成本分别约 0.6 美元/kg、 1.2 美元/kg、2 美元/kg，且运输成本增幅随着运输距离增加不明显。船舶运氢而言，氢 气在运输前需要提前被液化或者转换，因此有额外的转换成本以及在进出口终端设备的 储存成本。就通过船舶运输 1500km 而言，通过 LOHC、液氨、液氢运氢的成本分别约 0.6 美元/kg、1.2 美元/kg、2 美元/kg。船舶运输的成本相较转换成本增加较少，因此随 着运输距离增加运输成本增加不明显。

2.5 利用现有的天然气网络来运输和配送氢

天然气掺氢有利于促进绿氢的大规模开发，且能够减少基础设施建设成本，全球天 然气掺氢 3%将对应 1200 吨氢，对应电解槽装机量约 100GW，仅会微增 0.3-0.4 美元 /kg 的运输成本。目前全球有近 300 万公里的天然气输送管道、近 4000 亿立方米的地 下储存能力和国际 LNG 运输基础设施，如果能够对其加以利用，有望加速推动氢能发 展，例如在全球天然气需求量（2018 年约 3.9 万亿立方）掺氢 3%将对应 1200 吨氢， 如果全部来自绿氢，对应电解槽装机量约 100GW，在此规模下电解槽资本成本有望降 低 50%，而掺氢的成本仅会略微增加 0.3-0.4 美元/kg。 现有的天然气管网的各环节掺氢上限比例相对较高，但面临同量气体输送能量降 低、易燃、可能降低化工产品品质、受限于设备掺氢上限等问题。现有的天然气管网的 各环节掺氢上限比例相对较高，如聚乙烯运输管道理论上至高可以实现 100%掺氢。英 国的 H21 Leeds City Gate 示范项目在研究通过天然气网络掺氢实现居民工业供热的可 行性。但当前天然气掺氢面临的问题包括：

氢气的能量密度约为天然气的三分之一，保持相同压力下掺氢会降低输送气体 的能量含量，在天然气输送管道中加入 3%的氢气，将使管道输送的能量减少 2%左右，最终用户所需的气体量将有所上升。 较之甲烷，氢气更易燃且燃烧时的火焰亮度较低，因此对于掺氢比例较高的天 然气，需要新的火焰探测器。 天然气掺氢比例的变化可能影响对管道及配套设备的安全运行，部分使用掺氢 后天然气作为原料的化工企业可能面临产品品质下降的风险。 天然气管网中掺氢比例所受限制较多。掺氢上限取决于与其相连的设备，需要 根据具体情况进行评估，一般而言管网范围越大、设备越多，可能成为限制掺 氢上限的瓶颈。

目前大部分地区的天然气掺氢上限设定为 2%，法国、西班牙等欧洲少数地区设定 为 4%-6%。目前大部分地区明确最高的天然气掺氢比例上限为 2%，少数地区明确天然 气掺氢比例在 4%-6%，德国确定掺氢上限可以达到 10%，但连接天然气加气站时掺氢 上限为 2%。此外，欧洲标准下控制系统和燃气轮机的掺氢比例必须在 1%以下。

新建 LNG 设施可以实现适用于氢衍生品，尤其对于欧洲国家而言可以降低资产风 险和增加能源安全。德国、希腊和意大利等一些欧洲国家正计划建造新的 LNG 进口设 施，以减少对俄罗斯天然气的依赖。目前的项目包括亚太地区正在新建（或扩建）的 60Mtpa 产能的再气化终端，并将在未来五年内投入运营，以及欧洲约 13Mtpa 的产能（其 中 5Mtpa 来自浮动码头），将对目前全球约 860Mtpa 产能的接收终端形成补充。欧洲 有望在 2030 年增加 LNG 再气化产能 70Mtpa（包括已宣布的项目），其中近一半位于 德国。此外，目前全球有正在建设或已宣布超过 200Mtpa 产能的液化 LNG 厂。其中一 半在北美（主要是美国），20%来自卡塔尔的设施扩建，其余则分布在撒哈拉以南非洲 和亚洲。欧洲正在建设新的 LNG 进口设施，以减少对俄罗斯天然气的依赖，因此新的 设备具有设计上适用于氢衍生品的可能性，从而降低资产搁浅风险以及增加能源安全。

3. 氢的短距离配送

氢气到达进口终端或传输中心后需要在当地进行配送，通常通过卡车或管道进行运 输，将氢气输送到最终用户。最优的配送方案取决于数量、距离和终端用户的需求。

3.1 卡车运输

目前运输距离小于 300 公里的氢气配送主要依靠长管托车，在需求稳定以及可以抵 消液化成本的地区，通常使用液氢罐车。卡车也可用氨或液态有机氢载体的形式运输氢。

3.2 管道运输

短距离运氢可以对现有天然气管道加以改造利用。低压气体输送管道由聚乙烯或纤 维增强聚合物制成，建设新的专用氢气配送管道成本巨大，特别是为大规模建筑物供热 供氢。而天然气输送管道在北欧、中国、北美等供热需求高的地区非常广泛，只要稍加 改造就能适用于运输氢气。 通过管道运输较长距离的氨成本较低，但考虑到转换成本更适用于对氨有大量需求 的情况。而通过管道配送液态有机氢载体相对可行性较低，因为运输完成后需要将载体 分子运回原产地。

3.3 氢配送成本对比

目前卡车运氢是主要的短距离氢配送方式，预计在未来十年内，长管托车和液氢罐 车仍将是主要的配送模式，但随着配送距离以及用量的增加，管道运氢竞争性有所提升。 决定氢气配送成本的重要因素包括：1）终端需求量。对于 500km 的运输距离，一 个 200MW 的氢气发电厂所需要的量大约是 100 吨/天，此时使用卡车将比建造管道更便 宜；当用氢量达到 500 吨/天，管道的成本则相对更低。2）氢气的最终用途。如果氢气 要用于燃料电池而不是燃烧，那么通过氨和液态有机氢载体再转换的成本就更高，此外， 终端使用点（如加氢站）的再转换成本要高于集中再转换（如在传输进口终端）的成本。

4. 储运氢的总成本对比

向终端用户交付氢气的全部成本需要考虑到供应链的各个阶段。不同的氢气载体和 运输方式具有不同的转换、传输、配送、储存和再转换成本，所涉及的各种技术也处于 不同的成熟度，具有不同的未来成本降低潜力。在进口终端对 LOHC 或氨进行集中再转 换的成本远低于加氢站等使用终端，同时也要考虑直接传输氢的载体形式。 综合储运氢的总成本来看，当运输距离小于 1500 公里，管道运氢的成本最低；当 运输距离在 1500~3500 公里，通过船舶运氨或 LOHC 输氢的成本最低；当运输距离大 于 3500 公里，管道输氨成本最低。综合来看，根据 IEA 测算，当运输距离小于 1500 公里，使用管道传输和配送氢气的成本更低；运输距离大于 1500 公里，通过船舶以 LOHC 或氨的形式运输氢的成本更低，但存在安全隐患和和公众接受度问题。而在内陆管道运 输方面，运输距离小于 3500 公里，管道输氢成本最低；当运输距离大于 3500 公里，管 道输氨成本最低。