氢能运输网络的建设是一项系统性工程，我认为未来的氢运输会形成三层网络架构：
日本发展氢能，存在先天资源禀赋的不足。日本森林和多山的地形极大限制了日本太阳能和 风电的发展空间。日本曾寄希望于海上风电，但周围海域缺乏浅水区域，只能发展技术尚未 成熟的漂浮式风电，还需要考虑对渔业的影响。这使得该国成为全球清洁发电成本最高的国 家。伍德麦肯兹研究总监 Prakash Sharma 表示，日本电价昂贵，使得该国可再生能源制氢成本比化石燃料制氢高 2-4 倍。根据 BNEF 的数据，预计日本 2030 年低碳氢的制取成本约 3 美元/kg，几乎位于成本曲线最右侧。
日本的氢能战略更侧重于氢能储运和下游的应用，而将绿氢的制备寄希望于进口。日本明确 提到“从战略层面考虑推进氢能标准化工作，推进发展以买方为主导的国际贸易模式”。日本 氢能战略设定 “将在 2030 年前后建立商业规模的供应链，每年采购约 300 万吨氢气”。日 本规划的 2030 年 300 万吨进口氢能虽然并不会直接改善日本的能源进口依赖度，但可以进 一步多元化日本的能源结构，增加能源供给渠道，增强日本能源体系的稳定性。 地理条件决定了日本不适合通过管道输送氢气，航运成为主要选择。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高达 9000km，这个距离 下管道运输并不是最经济选择。当前阶段，还不能确定哪一种载体形式会成为航运的主流。 当前日本在液氢、液化有机氢载体（LOHC）、氨方向的探索比较积极。
（1）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。该项目在澳大利亚用褐煤气化+CCUS 技术制氢，之后在液化基地液化，运输到神户的 装卸基地。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。 液氢的运输有很多劣势：1）液氢的储藏温度是-253℃，要保持这样的低温需要很高的成本， 现在的真空隔热技术和球形的储氢设施无法应对。2）液氢难以避免蒸发——大约每天蒸发 0.1%~1%；3）氢气的液化需要非常多的能量，所消耗能量值约为所储存氢能的 30％左右。 因此要使液化氢具备经济性，需要在各个环节提升氢气的产能，从而降低成本：在制造环节， 需要把氢气的制造产能从当前的 0.1t/d 提升到 770t/d；在液化环节，需要把液化产能从 5t/d 提升到 1000t/d；运输环节，液氢的运输船需要从 2500 立方米提升到 32 万立方米。
Suiso Frontier 的技术指标远未达到商业化，目前的运营更多是实验性。2022 年 1 月，因 为阀门故障，Suiso Frontier 在澳大利亚停泊时起火，所幸最后损失不大，依然顺利返航。由 此可以看出，当前的液氢产业链并不成熟。川崎重工预计，到 2030 年液化氢的运输将在商 业上可行。
（2）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。国内外文献中常见的有机物储氢介质包括环 己烷、MCH、萘、N-乙基咔唑、二苄基甲苯等。MCH 在常温常压下呈液态、储氢容量大， 脱氢对应物（甲苯）可以很容易地加氢回 MCH，成为了最有潜力的有机氢载体。如果以 M CH 作为氢的载体，可以通过活用炼油厂的现有设备，实现 MCH 的生产和脱氢（将 MCH 分解 为氢和甲苯）。在这条路线下，炼油厂有潜力在碳中和时代成为氢气供应基地。 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%。MCH 现在 的生产工艺是先生产绿氢，再生产 MCH 的两步工艺。为了提高效率和降低成本，ENE OS 开 发了直接生产 MCH 的工艺。该工艺无需先制造氢气，利用甲苯的直接电化学反应，一步到 位地由水和甲苯来直接制造 MCH。此外，早稻田大学应用化学系的 Akihiko Fukunaga 教授 领导的一个日本研究小组成功地使用固体氧化物燃料电池（SOFC）直接从 MCH 发电。
（3）氨。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。 氨的储运设施完善，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，10000km 的航运成 本大约可以做到 260 元/t 氨（约 1.46 元/kg H2）。但以氨为载体，在制氨、脱氢环节的成本 较高。考虑制氨、运输、脱氢环节，在 10000km 距离下，以氨为载体运输氢气的成本大约为 17 元/kg H2。
从全球低碳氢贸易流向图可以看出，未来氨会氢能贸易的重要载体。REPower EU 规划进口 的 1000 万吨氢气中，预计仍有 40%会以氨或者其他衍生物的形式进口，绝大部分是氨。
使用氨、液氢、LOHC 进行运输，成本偏高最大的原因在于转化成本高。但氨有一个好处是 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 8 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。
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。
欧洲管道投资规模预计达 800~1430 亿欧元。目前全球纯氢管道总长度约 5000 多 km。而欧 洲在2025-2031 年预计建成 31060km 的氢气管道。到2040年欧洲氢管道会达到53000km， 其中 40%是新建氢气管道，60%依靠原本天然气管道的改造。氢气管道每公里的建设成本大 约 180~440 万欧/km，总投资预计达到 800~1430 亿欧元，其中压缩机的投资成本占大约 26%，管道的投资成本占约 74%。
根据 EHB（European Hydrogen Backbone）统计，对于陆上管道，每 100km 的氢气运输成 本大约 0.08~0.16 元/kg（0.011~0.021 欧元/kg，汇率取 7.8）。对海上管道，每 100k m 的氢 气运输成本大约 0.13~0.25 元/kg（0.017~0.032 欧元/kg，汇率取 7.8）。
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 3000km，使用48-inch管道运输成本大约0.4~0.5 美元/kg。 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 3 美元/kg，是成本最低的方式。
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，在用管道仅有百公里左右，已建 成氢气管道很多是用于短距离的工业用氢传输。2023 年 6 月，中国能源报发文《尽快解决管 道输氢掣肘问题》，揭示出了中国在输氢管道建设上的不足。 中国大规模的纯氢管道正处于示范项目建设初期。目前中国开展前期设计工作的氢气管道里 程共计 1850km，各企业规划的氢管网总里程约 1.7 万 km。2023 年，中国首条“西氢东送” 输氢管道示范工程被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，标志着中国氢气长距 离输送管道进入新发展阶段。“西氢东送”起于内蒙古自治区乌兰察布市，终点位于北京市， 管道全长 400 多公里，是中国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道。
估计中国管道的每百公里运输成本在 1 元/kg 以上，有较大下降空间。中国 2015 年建成的 济源-洛阳输氢管道投资成本约 584 万元/km，以此估算，中国管道输氢的百公里成本在 1 元 /kg 左右。
相比欧洲，中国的管道运输成本偏高。欧洲陆上管道每100km 的氢气运输成本大约0.08~0.16 元/kg，远低于中国。我们认为这主要是因为欧洲管道的运输量大，并且有 60%由油气管网改 造而来，降低了建设成本。中国已建成的氢气管道运输量多在 10 万吨/年以下，金陵-扬子氢 气管道只有 4 万吨/年。而欧洲 SoutH2 Corridor 项目全长 3300km，规划的年运输能力高达 400 万吨/年。Central European Hydrogen Corridor (CEHC)全长 1225km，输送量约 150 万 吨/年（144GWh/d）。管道输氢的运输规模和运输成本有明显的负相关性。运输规模越大、运 输成本越低。我们预计，未来中国基于规模化设计的大直径氢气管道，成本会有较大下降空 间。
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 km，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。以掺氢比例 10%-20%计算，等热值碳减排量在 3.5%-7.6%；输氢成本 每百公里为 0.3-0.8 元/km。 目前天然气管道掺氢比例可达 20%左右。根据《进入天然气长输管道的气体质量要求》，天 然气管道中氢气比例不得高于 3%，所以现阶段天然气掺氢比例大约在 3%。2023 年中国石 油在宁夏银川宁东天然气掺氢管道示范项目上实现最高掺氢比例 24%。横向来看，全球各国 的掺氢比例一般不超过 10%。比如芬兰、瑞士、奥地利、西班牙和法国允许的最大掺氢比例 分别为 1%、2%、4%、5%和 6%。澳大利亚认为在掺氢比小于 10%时对天然气管道、设备 等影响不大。德国允许的天然气最大掺氢比为 2%，但在特定情况下可达 10%。
掺氢天然气的压缩因子、节流效应系数、定压比热等参数较天然气和氢气有较大差异，对设 备也有特殊要求。
管道：钢材在氢气环境下会产生氢损伤，其中氢脆是发展掺氢天然气管道输送技术的主 要安全问题。根据欧洲 CGA-5.6 Hydrogen Pipeline System 的 相关要求，天然气管道掺氢比例最高可以达到 10%（管道钢级不高于 X52）。中国的城市燃气官网一般选用低 强度钢（API 5LA、API 5LB、X42 和 X46）和非金属材质聚乙烯等，运行压力低于 4Mpa， 掺氢比例最高可以达到 20%。但对于干线长输管道大多采用 X70 和 X80 这种高钢级管 材，掺氢比例分别只有 3%、2%。
压缩机：离心压缩机的实际运行工况与气体的组分有着非常密切的关系。由于氢气密度 较小，离心式压缩机需要对 3 倍多体积的氢气做功才能达到与压缩天然气相同的能量需 求，压缩机转子对氢气的旋转速度比天然气高出约 1.74 倍才能达到相同的压缩比。压 缩机叶轮的工作转速使得叶轮转子承受更大的离心力作用，临氢工况下压缩机转子材料 的防氢脆特性，对压缩机材料的力学性能要求更高。
掺混装备：在标准状态下（101.325kpa，0℃）氢气的密度为 0.089g/L，而天然气的密 度为 0.717g/L。氢气和天然气的密度差会导致非均匀分布,造成管道局部氢分压和体积 分数升高, 进而导致管材失效引起泄漏。实现氢气和天然气的高效、均匀混合是掺氢天 然气输送中首先需要克服的难题。最常用的掺混设备是静态混合器，具有掺混效率高、 能耗低、体积小、易于连续化生产等优点。
天然气掺氢的应用在技术上被初步验证。天然气掺氢可以被用于家庭和工业的燃气设备。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，远期以氢代 LNG 有望具备经济性。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。 当前中国居民天然气被价格管制，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。目前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（9.0 元/kg）。这远低于现阶段绿氢大约 20 元/kg 的成本。 美国计划 10 年内将绿色氢成本降低 80%至每公斤 7 元/kg(1 美元/kg)。这一目标颇具挑战， 但如果实现，则以氢代气具备经济性。
我们认为绿氢成本下降到 10 元/kg 的确定性比较强，以氢代 LNG 可能更快实现经济性。非 管制气包括国产海气、进口 LNG、非常规气等。一般来说，非管制气的价格要远高于管制气。 以 LNG 为例，过去 5 年平均价格为 4742 元/吨，折 3.4 元/立方米。当氢气价格低于 1.14 元 /立方米（12.7 元/kg）,从热值角度来看掺氢具有经济性。从远期来看，绿氢成本有望下降到 10 元/kg，届时以氢代替 LNG 将具备经济性。
当氢管道的使用率下降时，管道运氢的成本会迅速提升。因此对于短距离、小规模运氢，高 压气态运氢仍然会是主流。现阶段，短距离运氢的主要方式是使用储氢瓶装载氢气，并通过 拖车运输，运输半径一般 200KM 以内。 因此对高压气态来说，最重要降本路径就是提升储氢瓶的压力。在 20Mpa 压力下，一辆车单 次运氢量仅为 300 到 400 公斤，只占长管拖车总重量的 1%—2%。随着压力的升高，储氢密 度也逐步提升，运输成本逐步下降。从 20Mpa 增长到 30Mpa，可以提升氢气装载量约 64%。 由于卸气时储氢瓶中的氢气不能完全清空，所以实际卸气量可以增长 82%~93%。以 200km 为例估算，运输成本可以从 9.6 元/kg 下降到 6.7 元/kg。中国的氢储运以 20MPa 高压气态为 主，正在完善 45MPa 以上压力储运技术及标准。
高压气态储运氢的最大下游场景是氢燃料电池汽车/加氢站。根据 H2station 统计，2023 年 底，全球加氢站数量合计 921 座，其中海外 724 座，国内 197 座。根据氢界统计，截至 2024 年 2 月，中国已建加氢站 474 座，其中在运营加氢站一共 283 座。
根据 IEA 统计，截至 2023 上半年，全球燃料电池汽车累计销量约 7.8 万辆（6.3 万乘用车 +0.8 万卡车+0.7 万大巴车）。其中中国的燃料电池汽车以商用车为主，而海外的燃料电池汽 车以乘用车为主。根据中国汽车工业协会统计，2023 年中国销售燃料电池汽车 5843 辆，其 中商用车 5543 辆。
氢能重卡迎来政策的边际改善。2024 年，山东省出台政策，从 3 月 1 日起对安装了 E TC 套 装设备的氢能车辆免收高速公路通行费。山东省20 吨以上火车高速收费标准为2.138元/km。 根据香橙会预计，山东氢能重卡免收高速通行费后，全生命周期可以节省171万高速通行费。 考虑补贴后，氢能重卡的全生命周期将会低于燃油重卡，行业迎来重要边际变化。
储氢瓶和压缩机是高压气态运氢环节的核心部件。 储氢瓶主要包括四种类型。I 型瓶以钢材质为内胆。II 型瓶在外部加了纤维环向缠绕。III 型瓶 使用了环向缠绕和纵向缠绕相结合的方式（全缠绕），缠绕的纤维一般以碳纤维为主。IV 型 瓶将金属内胆替换为塑料内胆，从而进一步减轻储氢瓶的自重。
不同的储氢瓶对应不同的下游应用场景。长管拖车、加氢站储氢瓶一般使用 I 型和 II 型储氢 瓶。国内氢燃料电池汽车一般采用 35Mpa 的 III 型瓶作为储氢装置。70 MPa 的 III 型瓶已研 制成功，也开始在轿车中小范围应用。海外的氢燃料电池多搭载 IV 型瓶，比如丰田 Mirai。
I 型和 II 型储氢瓶国内已经成熟。以站用储氢瓶为例，浙江蓝能和安瑞科占据绝大多数市场。
目前中国已经实现 35MPa 的 III 型瓶的规模化应用和 70MPa 的Ⅲ型瓶的示范应用。受限于 技术储备现状，IV 型车载储氢瓶尚未得到大规模推广应用。在车辆储氢瓶方面，国内企业国 富氢能装车份额第一，占比 32%，中材科技配套装车量第二，奥扬科技配套装车量第三，TOP3企业市场集中度高达 67.6%。
加氢压缩机需要具备承压大、密封性好的特点，以隔膜式压缩机和液驱式活塞压缩机为主。 隔膜式压缩机的优势是压缩过程中不受污染、无泄漏，压缩比大，排气压力高，缺点是单次 排气量较小，不适合频繁启停。而液驱压缩机的优势是单次排气量大，适合频繁启停，体积 小，易于维修保养，缺点是氢气容易受到污染、维修费用高、噪声大。还有一种离子压缩机， 国内应用较少。
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，进口压缩机占比下降到约 50%。目 前隔膜压缩机的主要参与者包括中鼎恒盛、美国 PDC、英国豪顿、丰电金凯威、江苏恒久机 械、北京天高等，其中中鼎恒盛在加氢站隔膜压缩机市占率达 30%。海德利森、康普锐斯专 注于液驱压缩机。
