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氢能是一种多来源、多用途、零排放的清洁能源，在我国能源转型中扮演关键角色，将成为我国新能源体系的关键组成部分，推动能源领域向绿色、低碳方向转型。氢能产业涵盖生产、储运等环节，其中，氢能储运被视为连接生产与应用的关键环节，但却面临密度低、成本高和安全性差等挑战。目前，主要有加压气态储氢、低温液态储氢、液态化学储氢和固态储氢技术，技术特点、应用前景、瓶颈挑战各异。研究氢能储运技术发展现状与前景展望，旨在为我国氢能产业实现高质量发展提供理论支持和实践指导。同时，在“双碳”目标下，为提升我国氢能储运技术水平提出建议，切实推动氢能产业链协调发展，更好实现能源结构绿色转型。

氢能作为一种多来源、多用途、零排放的清洁能源，已成为全球推动能源转型和培育经济新增长点的关键战略选择。2022年3月，国家发展改革委连同国家能源局发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，明确氢能将成为我国新能源体系的关键组成，推动能源领域向绿色、低碳方向转型的重要抓手，以及战略性新兴产业和未来产业发展的核心焦点。到2035年，我国将打造一条完备的氢能产业链，并实现可再生氢气在终端能源消费中占比的显著增长，为能源的绿色转型提供稳固支撑。

氢能具有来源多样化、无污染排放等优点，在各领域均有广泛应用，被认为是在全球范围内促进能源布局转型、催生经济新增长区的关键战略选项。氢能产业包括生产、储运等环节，共同构成交错纵横、连接紧密的产业链条，其中，储运环节被视为氢能产业链的核心。然而，由于氢能易扩散、燃点低、体积能量密度小（约是汽油的1/3000）、爆炸浓度区域广、对金属材料易产生氢脆影响，且由于其应用情境多样化与复杂化程度的与日俱增，氢能的安全高效储运正面临新挑战和严标准。研究氢能储运技术现状与前景，有助于深入分析我国氢能储运技术的特点和适用场景，解决氢能储运环节现存的储氢密度低、成本高和安全性差等问题，为我国氢能产业高质量发展提供有力支撑，具有重要的理论意义和实践价值。

1氢能储运技术发展现状

1.1储氢技术

目前，氢能主要有3种储存途径，即气态储存、液态储存和固态储存。不同方式优缺点不同，应用场景和适用需求不同。

1.1.1加压气态储氢

目前，将氢气压缩储存是普遍采用的氢能储存方式，即通过施加压力，使氢气在高压环境中以密集的气体形态储存。气态储氢技术提升了氢气密集度，实现了更高效的氢能储运效果，是基本且关键的氢能储运策略。

根据压力不同，气态储氢技术可分为低压储氢（＜35MPa）和高压储氢(≥35MPa）。高压储氢具有一系列独特优势。首先，在设备方面，结构相对简单，为系统设计和运行提供了便利。其次，与其他储氢技术相比，高压储氢在压缩氢气制备方面能耗较低，从而有助于提高整个系统的能效性能。该技术温度适应范围广，能在不同环境条件下可靠运行，且具备成本低、储放速度快等优势。然而，高压储氢也有一定缺点，其中，最显著的是单位质量储氢密度相对较低。这意味着相较于其他储氢技术，高压储氢在单位空间内可储存的氢气量有限。因此，高压储氢更适用于小规模储氢应用场景，如移动设备、便携氢能系统以及特定工业领域等需求。高压储氢瓶主要有4类，即纯钢制瓶体、钢制内胆纤维缠绕瓶体、铝内胆纤维缠绕瓶体以及塑料内胆纤维缠绕瓶体（见表1）。

内胆是储氢瓶的核心构造，其制作工艺直接影响到储氢瓶的适用类型。固定式大型储氢瓶通常采用钢质无缝内胆，主要用于加氢站储氢。例如，中集安瑞科研发的钢质无缝高压储氢瓶，特别适用于70MPa加氢站，设计压力可达103MPa，最大工作压力可达93MPa。高压轻质储氢瓶通常采用碳纤维外层搭配铝/塑料内胆的结构，广泛应用于车载储氢瓶。目前，我国已取得Ⅲ型瓶技术的成熟突破，35MPa和70MPa的Ⅲ型瓶已成功投入使用，尤其在燃料电池汽车领域取得显著进展。天海工业等分别推出了各自的储氢瓶产品和技术解决方案，部分企业将Ⅳ型瓶作为业务发展重点。国外则广泛采用Ⅳ型瓶作为燃料电池汽车的储氢瓶。

当前，高压储氢尚不满足美国能源部为车载储氢系统设定的技术规范。通过先进的材料科学和工程技术，设计制造出更轻便、更坚固、更安全的储氢瓶，有望突破当前技术瓶颈，提升高压储氢系统性能。

低压储氢适用于大规模储氢应用场景，主要用于工业领域。在我国，达到万吨级别的绿色氢能示范项目普遍采用了低压球型储氢设施。例如，现阶段已投入使用的全球最大光电转化绿氢项目——中国石化位于中国新疆库车地区的年产量2万吨的绿氢示范基地，特别建设了一系列1.55MPa施压、单罐储氢2000立方米的低压储氢球罐。低压储氢的缺点是球罐占地面积大、储存效率低，此外，氢气的频繁充装和外输对储氢球罐的钢材抗疲劳性和管阀密封性带来了很大挑战，设施存在一定安全隐患。

1.1.2低温液态储氢

低温液态储氢是一种先在一定条件下(-240℃,0.1MPa）将氢气压缩冷却至液态，再将其储存在绝热真空容器中（–253℃,0.1MPa）的储氢方式。这种先进的储氢技术具有多方面优势，包括体积密度高、安全性好、氢气纯度大以及加注速度快，特别适用于大规模、远距离的氢气运输。相对于其他储氢技术，低温液态储氢在体积密度方面表现出色，可有效减小储氢系统的空间需求。其优越的安全性源于液态储存形式，氢气在极低温度下被液化，扩散速度和潜在安全风险被显著降低。此外，储存过程中氢气的高纯度也有利于提高储氢系统的效能。需注意的是，氢气液化的能耗强度与规模呈负相关，即规模越大，能耗越低。现阶段，基于低温液化技术实现的液氢质量储存密度与体积储存密度可达5.5%和71千克/立方米。然而，相较于传统液态燃料（如柴油或航空燃油），液氢的体积能量密度偏低，在商业化方面受到较多限制。

在欧洲、美洲、日本等国家和地区，液氢技术已日渐成熟，液氢储运部门已步入规模化应用的新阶段。在液氢储罐的内胆设计上，国外采用了成熟度较高的球形结构，结合多层真空隔热技术和主动绝热的制冷机设备，实现了高绝热和低耗损。日本川崎重工研发的球形液氢储罐容量高达1万立方米，美国McDermott推出的液氢储罐容量高达4000立方米。这些先进的液氢储罐不仅在设计上体现了高效的绝热性能，还在技术上展现了领先水平。由此可见，液氢技术的发展已超越试验阶段，取得了一定应用成果。

在我国，液氢技术主要投用于航空航天领域，其日常应用尚处于起步阶段。近年来，尽管我国在液氢技术研发方面有所突破（2022年，国内首台日产量1.5吨级氢气液化完整设备由中科富海成功开发），但在液氢储存的核心零部件技术上还未能实现领先，氢气液化设备的关键零部件仍依靠进口满足。

低温液态储氢的平准化成本超20元/千克，规模化发展的前提是进一步降低能耗和成本。此外，由于液氢储罐内外温差巨大，对储罐的绝热性要求极高，大容积的低温液氢储罐仍是研究重点。未来，加强我国液氢技术在民用领域的研究和发展，特别是液氢储存关键零部件的自主创新，是推动我国氢能产业更全方面、更高质量发展的重要思路。加大对液氢技术的支持力度，提高关键设备的国产化水平，有助于更好满足不同领域的液氢需求，加速氢能在能源转型中的广泛应用。

1.1.3液态化学储氢

化学储氢的技术原理是通过氢气和储氢介质在特定条件下反应生成稳定的化合物储存氢气，再通过变化特定条件释放氢气，主要有3种方式，即有机液体储氢、液氨储氢和甲醇储氢。

有机液体储氢即氢气与液态有机储氢载体反应生成稳定的液态有机氢化合物，以实现氢气的储运等目的。常见的液态有机储氢载体包括环己烷、甲基环己烷等。此方法的优势是储氢密度较高（6%），在常温常压下具有稳定性，易于利用已有的储运基础设施，可多次循环使用。劣势是必须添置加氢和脱氢设备，从而导致成本费用上涨，此外，脱氢效率普遍较低，且易引发其他非预期化学反应，难以保证氢气的纯净度。目前，有机液体储氢还处于小规模示范阶段，德国Ballard计划在德国西部建设世界最大的绿氢储存中试工厂，每年可在液态有机储氢载体（二苄基甲苯）上储存约1800吨氢气。提高液态有机储氢载体在低温下的加/脱氢效率，是该技术从试验阶段走向产业化应用的关键挑战。同时，由于脱氢过程需消耗约30%的能量，并在全生命周期中产生碳排放，因此，有机液体储氢能否成为长距离运输的主流方式，有待进一步验证。

氢能的储运还可通过氢气与氮气化合产生液氨的方式实现，即液氨储氢。液氨可在标准大气压和400℃的条件下分解，重新释放出氢气。液氨分解的催化剂主要有钌、铁、钴和镍等，其中，钌基催化剂活性最强。液氨储氢被认为是最具前景的储氢技术之一，其优势是氨气的液化温度（–33℃)远低于氢气的液化温度。此外，液氨的体积储存密度比液氢高50%，在体积相同的容器中可储存的氢气更多。同时，由于液氨的储存环境与丙烷近似，因此，可借助现有的丙烷储存技术和设施有效减少储存成本。

日本政府在《能源战略计划》中预测，2030年，“氨—氢”能源将在发电厂和船舶燃料领域发挥重要作用。我国也着手建立了“氨—氢能源重大产业创新平台”，致力于探索以液氨为载体的氢能储运技术路线。然而，在“氨—氢”能源体系中，虽然合成氨工业相对成熟，但其生产工艺能源消耗巨大（占全球能源消耗的1%～2%）。同时，传统的液氨分解制氢需要较高的反应温度，这是大规模“氨—氢”转化的制约因素之一。因此，为实现绿氨的低温高压合成与分解，降低能源消耗，研发高效的多相催化剂（钌基催化剂、镍基催化剂等）已成为当务之急。中国石化广西南宁振兴加能站产量500标准立方米/小时的站内氨制氢加氢装置已于2023年12月投产，产出氢气纯度达99.999%，是我国首座商业化氨制氢加氢一体站，用氢成本降幅约60%，氢气运营成本接近柴油。除了技术难题外，液氨具有毒性、亲水性和腐蚀性等特性，因此，要实现液氨的大规模储运，必须全面考虑并完善配套的基础设施，在技术、安全、防腐蚀等方面全力确保氢能储运安全可靠。

甲醇储氢即二氧化碳和氢气反应生成绿色甲醇后以液态甲醇形式储运氢气，到达目的地后通过甲醇裂解等方式释放氢气。液态甲醇被视为理想的液态储氢材料之一。相较于液氢，甲醇的生产和运输成本更低，化学稳定性更高。值得注意的是，甲醇储氢还有助于解决环境问题，因为二氧化碳经氢化被转化为甲醇，实现了废气的循环再利用，符合可持续发展理念。储存甲醇无需特殊温度和压力条件，无强烈气味，且与之相关的技术支持设备较为齐全。目前，“甲醇—氢”能源体系仍处于小规模示范阶段，二氧化碳氢化制甲醇技术也处于试验阶段。中国中化构建出的年产量5000吨的低消耗双阶段二氧化碳氢化制甲醇产业试点项目已于2023年开始试运行，标志着年产量10万吨规模的商业示范设施得到了推进。目前，二氧化碳氢化制甲醇技术普遍存在一些问题，包括转化率低、选择性差、生产成本高等。

甲醇制氢主要有甲醇裂解制氢和重整制氢2种技术路线，均较为成熟。中国石化大连盛港综合加能站产量500标准立方米/小时的站内甲醇制氢加氢装置已于2023年2月投产，产出氢气纯度达99.999%，是我国首座站内甲醇制氢加氢一体站，成本较加氢站传统用氢方式可降低20%以上。尽管如此，从甲醇中提取氢气的做法仍受制于一些技术挑战，包括分解过程中的碳堆积以及催化剂的持久稳定和使用寿命等问题。同时，重整制氢需要高温高压环境，对设备的耐久性提出了更高要求。

1.1.4固态储氢

固态储氢利用化学或物理吸附原理将氢气储存于固态储氢载体中。相较于其他储氢方式，固态储氢具有体积储氢密度高、安全性好、储放速度稳定以及无需管道运输等优势。常见载体涵盖各类纳米物质和多种金属。金属储氢的原理是金属或金属合金作为储氢载体与氢气反应生成金属氢化物，通过载体缩减其内部氢原子间的相隔距离，增加储氢密度。金属氢化物仅加热即可反向变回金属并释放氢气。尽管钛铁合金、镧镍合金、钛锆合金等金属氢化物的体积储氢密度较高，但在中等条件下的实际储氢量通常不超过质量的3%，难以充分满足车用储氢系统的需求。相反，镁基合金则因其质量小、密度低、储氢量大、资源多、成本低等特性脱颖而出。其中，氢化镁是一种典型的镁基储氢合金，其理论储氢质量分数可达7.7%，缺点是脱氢温度较高且速度较慢。未来，研究应重点关注固态储氢材料储氢性能的提升，以更好满足氢能的应用需求。

目前，在全球范围内，固态储氢正处于试验阶段，产业培育尚需时间。固态储氢面临的技术瓶颈包括加氢难度较大、氢化物封装成本较高等问题，这些直接影响了固态储氢的深入发展和广泛应用，迫切需要通过新型固态储氢材料的研发和应用以及加/脱氢反应的优化和升级，攻克技术难关，推动技术进步。科学家试图找到活性和稳定性更高的固态储氢材料，以提高效率并降低成本。美国GKN开发的260千克级固态储氢装置已在ARIES工厂示范应用，上海交通大学也已开发出70千克级镁基储氢示范装置。未来，更多新颖且高效的固态储氢材料有望问世。

1.2运氢技术

1.2.1高压气态运氢

高压气态运氢是一种适用于陆上近距离（不超过200千米）配送场景的商业运氢方式，技术成熟度和经济性高。以高压气态形式实现氢气输送需要2类设备，即管束式集装箱和氢气专用长管挂车。管束式集装箱可满足少量氢气的输送需求，氢气专用长管挂车则主要承担大宗氢气输送任务。国外已研制出45MPa和52MPa压力级别的纤维全缠绕高压气瓶挂车，单车载量约700千克，且可与加氢站自动连接，有效提升了氢气输送效率。同时，国外高压气态运氢的商业模式也较为成熟，能在无补贴的情况下实现盈利。目前，我国主要使用20MPa的钢制大容积无缝高压气瓶长管挂车，单车载量约300千克，运氢的平准化成本约5元/千克。考虑到加压成本，当高压气态运氢近距离配送的经济辐射半径在200千米以内时，总成本不超过15元/千克（见图1）。

提升氢气近距离配送经济性的途径主要有2种。一是提高气瓶压力，增加单车载量。需加快推广Ⅱ型瓶或Ⅲ型瓶长管拖车，降低车辆自重，提升储运能力。当气瓶压力升至30Mpa和50Mpa时，长管挂车运氢成本有望降至每100千米3.0元/千克和1.5～2.0元/千克，较20Mpa时降低约40%和60%。二是优化商业模式，提升储运效率。目前，已有部分企业通过更换管束式集装箱节省装卸时间，降低全生命周期氢气储运平准化成本。

1.2.2液态运氢

液态运氢的常用方式是将液氢装入高度绝热的低温储罐或槽罐，通过槽车、火车、驳船等工具长途运输。一般而言，每个储罐或槽罐的容量在40～65立方米/瓶和300～600立方米/车之间。液氢槽车通常用于中短距离的城市间氢气运输，当距离超过400千米时，经济效益显著提升。目前，国外领先的车载液氢储罐容量最大可达360立方米，我国同样拥有容量300立方米液氢槽车的制造生产能力。专用液氢驳船在长距离海上运输中成本优势显著。2021年，日本成功实现从澳大利亚到神户的海上液氢运输，属全球首次。类似的海上液氢运输计划也在加拿大和欧盟间展开，旨在验证大规模液态运氢的可行性。我国在液氢海上运输领域暂未有相关示范项目，尚处于空白阶段。随着全球对清洁能源需求的不断增长，液态运氢将成为氢能产业链的关键环节，有望成为氢能领域的新增长点。

管道液态运氢前景广阔，但现阶段只能在很短距离内实现。美国肯尼迪发射场使用液氢管道将液氢从储氢球罐运输到440米外的发射点，为火箭提供推进剂。2018年，日本东京电力建成全球首条液氢管道，将液氢从液化设备运输到燃料电池发电厂，全长约1.4千米，运输能力210千克/小时。这些项目将为更长距离的管道液态运氢提供经验和参考。

1.2.3管道运氢

管道系统能实现大规模、常态化、低成本的氢气长途运输，被认为是未来氢气储运体系的重要组成部分，主要有纯氢和掺氢天然气2种输送形式。欧美已建成总长超4000千米的氢气长输管道，且拥有完善的氢气长输管道标准体系。而我国在此方面与国际先进水平差距较大，现阶段可长期稳定作业的氢气输送管道不足100千米（见表2）。

科技部在“十四五”国家重点研发计划“氢能技术”专项中对中低压纯氢和掺氢天然气（含氢量5%～20%）管道输送及其应用核心技术研发作出规划，以推动技术突破与创新，实现安全、高效、可控的管道氢气输送，为氢能应用和产业增长奠定稳固基础。我国氢气长输管道标准体系开发起步较晚，中国石油《T/CSPSTC 103—2022氢气管道工程设计规范》和国机集团《T/CAS 851—2024氢气输送工业管道技术规程》先后于2023年和2024年发布实施。

近年来，我国多个企业已布局氢气输送管道建设。纯氢管道方面，海泰新能拟建设的张家口市康保—曹妃甸氢气长输管道项目备案已获得河北省发展改革委批复，管道途经3市15区县。中国石化在《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》将“西氢东送”输氢管道示范工程纳入规划，管道始于内蒙古乌兰察布，终于北京，总长逾400千米。这不仅是我国首条大规模、跨省区、长距离的纯氢输送管道，也是我国建设氢气输送管道迈出的重要一步，有助于推动氢能产业链的完善发展和氢能在能源体系中的广泛应用。掺氢管道方面，我国首条掺氢天然气长输管道（内蒙古包头—临河）主体线路贯通，全长约258千米；国家管网成功完成国内首次全尺寸掺氢天然气管道封闭空间泄漏燃爆试验；中国石油位于宁夏的397千米天然气管道已实现24%的掺氢比例，且在100天的测试运行中保持整体安全稳定；我国首条掺氢长距离高压管道工程在内蒙古动工，总投资超9亿元，全长258千米，管道设计压力6.3Mpa，最大输气能力可达12亿立方米/年。

1.2.4固态运氢

固态运氢包括镁基储氢合金以及坚固型氢能燃料池，尽管已有少数商业应用成功案例，如上海交通大学等联合研发的镁基固态储氢车最多可携带约1吨氢气，但此技术大多仍停留在试验阶段。固态运氢的优势是体积储氢密度较高、化学体系可逆以及运输便利，但释放氢气需保持高温（约400℃)且速度缓慢、时间较长，增加了氢气的应用与租用成本。因此，尽管在常温常压下就能完成氢气的固态储运，且储放过程较为可控，但受技术限制，在实际商业应用中仍需进一步研究试验，以降低氢气成本。

2低温液态储氢技术研究进展氢能储运技术发展前景分析

2.1我国氢能储运技术的应用空间与挑战

随着我国“双碳”目标的确立，氢能因其清洁、可再生等特点受到广泛关注与一致肯定。2022年，我国氢气产销量约3300万吨，氢能消费占我国终端能源消费的3.8%。截至2023年6月底，我国累计建成运营可再生资源制氢项目42个，合计产能约7万吨/年；在建可再生资源制氢项目64个，合计产能近80万吨/年；已建成并运营加氢站385座；已建成并运营燃料电池热电联产与发电项目71个，总规模约14兆瓦。2060年，预计我国氢能消费规模在基准情景、高情景和低情景下分别可达8600万吨、10200万吨和7500万吨。我国氢能产业发展潜力和应用空间巨大，氢能储运技术总体落后于国外先进水平，尚不能满足我国氢能大规模发展的需要，尤其是可再生资源制氢的需要。

2.2我国氢气储运技术的发展趋势与展望

在“双碳”目标的不断推进下，我国氢能制造与应用领域将经历深刻转型。原本基于化石燃料和工业副产品的制氢方式将逐渐转向以清洁、可再生资源为核心的氢能生产体系，同时，氢能的应用领域也将多元化发展，为需求增幅开辟新局面，进而彻底革新我国氢气生产和消费的传统格局。2060年，预计我国化石能源制氢占比7%，非化石能源制氢占比93%，其中，可再生资源制氢占比将突破80%，氢能将逐步在我国终端领域实现多元化应用（见表3）。此外，氢能作为一种公认的长周期、大容量储能介质，可支持可再生资源的大规模整合和发电。由于氢能储运技术各具特点，各有应用场景，我国氢能储运将呈现多种技术并存的协同发展态势。

3总结和建议

1）在实现“双碳”目标的过程中，我国能源体系亟须向更环保、更低排放转型。氢能作为一种清洁、高效、可再生的能量载体，在我国能源构架中占据核心位置，也在能源消费终端充当不可替代的绿色能源选项。氢能储运在氢能产业链中发挥着纽带作用，衔接了氢能的生产与应用2个关键步骤，其技术的完善程度和成本效益将决定氢能能否被广泛采纳，进而影响到氢能产业的整体发展前景。

2）氢能储运涵盖了气体、液体以及固体多种形态，不同方式利弊不同，适配的应用环境和需求条件不同。高压气态储运适用于近距离、小规模的氢能应用场景，低压气态储运适用于陆上、大规模的氢能应用场景，化学储运适用于海上、长距离的氢能应用场景。未来，随着氢能需求的增长和变化，氢能储运技术将呈现多元并存的发展态势。

3）我国氢能产业发展正处于起步阶段，仍存在盲目跟风、低水平重复建设、同质化竞争等现象。地方氢能生产能力计划预期累计高达100万吨/年，显著超出国家发展改革委在《氢能产业发展的中远期规划（2021—2035年）》中制定的2025年可再生资源制氢年产量10万～20万吨。2023年，我国审批的绿色氢能项目产能已突破450万吨/年，这可能引发资源的过度开发与运作效率的显著降低。因此，建议国家在氢能产业领域加强顶层设计，通过全面规划和明确目标，引领氢能产业可持续、高质量发展。要加强对氢能储运体系的建设和运营的统筹规划，以确保资源的高效利用和合理配置。通过推进氢能产业的协调发展，实现产业链的协同作用，推动氢能产业进一步向绿色、低碳、可持续的未来迈进。

4）近年来，我国在氢能储运技术方面取得了一定进展，部分领域甚至达到了世界一流水平。然而，整体来看，我国在氢能储运关键零部件方面尚未完全实现国产化，仍面临依赖国外进口、成本较高等问题。此外，我国在高端碳纤维、密封元件损伤检测、液氢制造加压等技术方面的独立自主性也有待提高。建议我国在氢能储运技术上加大研发投入，以攻克关键核心技术、材料和零部件为牵引，高度重视本土化和标准化发展。同时，积极修订储氢球罐等设施相关标准和规范，与时俱进推动前沿技术的产业化应用，促进氢能储运前沿技术与传统技术的创新融合，提升自主创新能力，为氢能产业的高质量、可持续发展奠定坚实基础。

来源：焦点透视