1、从氢能源产业链看行业发展2022.6 iResearch Inc. 拨云雾，睹“氢”天22022.6 iResearch Inc. 摘要成本是制约氢能发展最主要的因素，制储运加注各个环节成本均有下降空间。目前，制氢环节上，主要依托化石燃料合化工生产中副产物作为主供氢源的原材料以节省制氢成本，未来最优解绿氢主要通过国家政策引导，从原料供应、技术及相关设备三维度突破；储氢环节上，一方面高压气态瓶改造成为重点，另一方面，需推动低温液态储氢和介质储氢的发展；运氢环节未来趋势主要在液氢运输以及管道运输，通过技术发展与规模化生产双向驱动降成本之路；加注环节加强顶层设计，利用传统能源企业基础设施优势合建加氢

2、站降本。发展氢能源是优化替代传统化石能源，真正实现碳中和的优选之举。我国碳排放量位列全球第一，长期发展会导致生态环境不断恶化且能源危机日益显著，已严重威胁到我国在国际中的能源发展地位，促使我国走上发展新能源之路。其中氢能凭借：取环保、获多元、储有量、用有需且高效，既为燃料亦为能源发展使用，成为我国走经济社会可持续发展之路的必要路径。2060年中国氢能需求量达约1.3亿吨，使用氢能代替传统能源减少碳税效率高达76.7%，合计可节约超过700亿美元碳税。从碳排放降本角度看，2060年工业用氢占比最大超过60%，可实现减少碳排放量141.1亿吨，节约423.3亿美元的碳税；为交通运输领域减少碳排放量

3、72.76亿吨和建筑及其他部分减少21.01亿吨，分别实现减少218亿美元和约63亿美元的碳税。逐步实现2060年碳中和降本、优化能源格局提升国际地位的多元目标。SMS来源：艾瑞咨询研究院自主研究及绘制。3综述：氢能源行业发展概况1深观：氢能源发展现状2探究：氢能源应用蓝海342022.6 iResearch Inc. 能源消耗35%农业排污和去林化污染24%工业排放21%交通运输排放14%房屋建筑排污污染6%中国碳排放的主要来源对比新能源出现的原因和重要性环境恶化和能源危机促使我国发展新能源2020中国碳排放量全球范围排名第一，碳减排迫在眉睫。交通工具的普及，叠加工业、农业、建筑等各领域生产

4、制造等因素，使用能源带来了大量碳排放，加剧温室效应形成。据bp世界能源统计年鉴，2020年中国碳排放量总计9899.3百万吨。在全球范围内碳排放总量排名第一，约占全球排放总量的30.7%。长期不节制排放会使得气温继续升高，从而引发出区域天气奇变、海洋酸化、自然界生态系统紊乱、物种灭绝等一系列威胁人类生存环境和身体健康等不良后果。所以碳减排迫在眉睫。转型发展新能源可以助力减少碳排放带来的危害。新能源来源干净（风、水、太阳等）、污染物排放少，可直接实现保护环境目的、遏制温室效应加剧。同时我国能源结构不平衡属于煤多缺油少气，天然气和石油依赖进口使用，发展新能源亦可逐渐减少和替代化石能源的使用，调整能

5、源使用不均衡局面，逐步拜托依赖，建立自有能源发展体系。开发新能源是保护生态环境、缓解自有能源危机、走经济社会可持续发展之路的必要路径。注释：碳排放总量仅反映石油、天然气和煤炭燃烧的相关活动以及天然气放空燃烧活动，这其中并未考虑任何碳捕获，也未考虑其他二氧化碳排放源和其他温室气体的排放。来源：国家能源局， 2021年bp世界能源统计年鉴，艾瑞研究院自主研究绘制。温室效应地下水水位下降碳排放的危害生态系统紊乱异常天气污染环境且威胁生物安全影响人类身体健康诱发虫灾威胁粮食生产方式排放率, g碳(/kwh) 常规燃煤电304燃气联合循环发电118带烧天然气备用机组的太阳能热发电47地热发电2.5光伏发

6、电0风力发电0氢能发电0对比传统和新能源碳排放率（以发电为例）以发电为例对比新老能源方式得碳排放率可以得出：新能源是真正的清洁能源可高效减少甚至消除碳排放，从而保护环境，给予大家可持续发展的家园52022.6 iResearch Inc. 能源结构布局影响国际发展碳中和、能源结构布局关乎国际发展格局进展情况国家和地区（承诺年）已实现苏里南共和国、不丹已立法瑞典（2045）、英国（2050）、法国（2050）、丹麦（2050）、新西兰（2050）、匈牙利（2050）立法中欧盟（2050）、西班牙（2050）、智利（2050）、斐济（2050）政策宣示芬兰（2035）、奥地利（2040）、冰岛（2

7、040）、德国（2050）、瑞士（2050）、挪威（2050）、爱尔兰（2050）、葡萄牙（2050）、哥斯达黎加（2050）、斯洛文尼亚（2050）、马绍尔群岛（2050）、南非（2050）、韩国（2050）、日本（本世纪下半叶尽早实现）截至2021年11月份，全球制定碳中和目标的国家和地区有66个。有191个国家提交了第一轮“国家自主贡献”文件，涉及的减排量涵盖了全球90%以上的二氧化碳排放量。另有27个国家和欧盟已按照巴黎协定的要求通报了低温室气体排放的长期发展战略，这其中也包括“净零承诺”。各国均在向碳达峰、碳中和努力推进。来源：世界银行碳定价机制发展现状与未来趋势2021，艾瑞咨询自

8、主研究绘制国家和地区碳达峰时间碳中和时间美国20072050欧盟19902050加拿大20072050韩国20132050日本20132050澳大利亚19902050巴西20122050各国碳达峰与碳中和时间表各国碳达峰与碳中和进展情况62022.6 iResearch Inc. 能源结构布局影响国际发展欧洲国家碳排放定价普遍偏高司法辖区碳价所覆盖排放量占当地排放量比重取得的财政收入（2021年/美元/吨二氧化碳）（%）（2020年/美元）日本2.6 75 23.65亿新加坡3.7 80 1.44亿法国52.4 35 96.32亿英国24.8 23 9.48亿西班牙17.6 3 1.29亿南非

9、9.2 80 4300万荷兰35.2 12 加拿大31.8 22 34.07亿阿根廷2.2 20 储运-加注各个环节成本均有下降空间。 制价高：我国氢能制取方式主要为灰氢，采取化石原料制氢与工业副产氢两种制备工艺。在原来工业流程中进行提纯去除杂质。相较于传统能源采掘增加了提纯，成本有所增加。制氢最理想目标绿氢的方式，需要采取电解水制氢工艺来说，制氢技术和设备尚未成熟，因此未能规模化生产，制造过程中电价成本制约； 储运难：储运环节高压气态方式效率不高，液氢和管道运输技术成本投入大，尚未成为主流； 加氢站替换仍需政策驱动：加注环节加氢站建设速度快，成本高昂主要以政策驱动，未来将探索加氢合建站，结合

10、现有基础设施达到降本增效。p 我国氢能发展刚刚起步，各类技术设备还在不断的完善改进中，制氢环节上，目前灰氢技术与制备工艺相对成熟，但未能根本解决碳排放；灰氢基础上的蓝氢，碳捕捉、碳储存技术未能实现；对于绿氢来说，无论是技术和设备都在发展过程中，技术的不成熟导致成本高昂。储运环节中，目前我国主要应用高压气态储氢与长管拖车的运输方式，液态储运密度更高，运输周期短，目前技术尚未成熟，有待开发。加氢成本技术162022.6 iResearch Inc. 制氢环节现状分析来源：中国氢能产业发展报告2020，艾瑞咨询自主研究绘制。根据制取方式和碳排放量的不同，分为灰氢，蓝氢及绿氢。灰氢是通过化石燃料（例如

11、石油、天然气、煤）燃烧产生的氢气；蓝氢是在灰氢的基础上，应用碳捕捉、碳封存技术，实现低碳制氢；绿氢是通过光伏发电、风电以及太阳能等可再生能源电解水制氢，在制氢过程中基本上不会产生碳排放，被称为“零碳氢气”。目前主要有三种主流制取路径：1）以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢；2）以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢；3）电解水制氢。我国现阶段约97%的氢气都是由化石能源制氢或副产氢获得。灰氢仍是主流，绿氢为最终利用理想形态，以蓝氢作为过渡制氢电解水制氢成本工业副产氢焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用 (丙烷脱氢、乙烷裂解) 合成氨与合成甲醇等成本低、能耗低、效率高、但受制于原料供应

12、与地区分布，无法大规模使用，碳排放量小，e.g. 吨焦炭制氢0.017吨碱性电解、PEM电解（质子交换膜电解）、固体氧化物（SOEC）电解设备简单、可再生能源制氢潜力大，技术不够成熟，成本高，无碳排放绿氢技术较为成熟、产量大且分布广，排碳量大；吨煤制氢0.110.13吨化石原料制氢煤制氢天然气制氢+CCUS技术+CCUS技术耗水量小，氢气产率高，蒸汽重整制氢（SMR）较为成熟，排碳量大；吨天然气制氢0.23吨蓝氢灰氢主要影响因素为煤炭价格，成本测算考虑因素包含制氢规模、总投资、煤炭成本、其他原料成本（水、电价、氧气）及财务费用；煤炭价格为0.45元/kg时，未结合碳捕捉技术的煤制氢成本为9.3

13、7元/kg，结合碳捕捉技术的煤制氢成本为16.38元/kg主要影响因素为天然气价格，成本测算考虑因素包含制氢规模、总投资、天然气成本、其他原料成本（电价、水、蒸汽）及财务费用；天然气价格为2.5元/m时，未结合碳捕捉技术的煤制氢成本为14.61元/kg，结合碳捕捉技术的煤制氢成本为17.938元/kg主要成本包括提纯成本及生产成本焦炉煤气：提纯综合成本为0.831.33元/Nm氯碱化工：综合成本为9.314.9元/Nm丙烷脱氢：综合成本为1420.16元/Nm乙烷裂解：综合成本为15.1220.16元/Nm合成氨与合成甲醇：综合成本为14.5622.4元/Nm主要影响因素为电价，成本测算考虑因

14、素包含制氢规模、总投资、电费成本、其他原料成本（水、冷却费用）及财务费用、人工及运营费用；电价为0.4元/度时，碱性电解水制氢成本为31.99元/kg172022.6 iResearch Inc. 氢能源储运环节现状分析来源：氢能储运关键技术及前景分析（2021），艾瑞咨询研究院自主研究及绘制。）储运环节是制约氢能源成本的重要因素。氢能源的储运可以分为高压气态储运、低温液态储运、有机液态储运、固态介质储运、合成燃料储运等多种方式。现阶段我国储运处于早期阶段，普遍采用20MPa气态高压储氢与集束管车运输的方式，车载高压储氢瓶我国目前主要采用35MPa。质量能量密度最高氢流速更快氢在常温下为气态，

15、体积能量密 度 较 低 ， 仅 为 天 然 气 的1/3(20MPa ） ， 约 为 硬 煤 的1/20。所以与天然气等相比，氢气的储运更需要考虑压缩密度提高运输效率，当前的措施主要为高压压缩以及液化处理。氢气在管道中的流速大约为天然气的2.8倍，可以改善氢体积密度低的缺陷，采用天然气管道的氢气运输可以达到80%-90%的原始输送能力。过量的氢原子进入金属基体后 ,在应力作用下, 会引起金属韧性或承载能力的降低 , 从而发生断裂(通常是亚微观的断裂) 或者突然脆性失效。氢脆特性长管拖车管道运输液氢槽车气态气态液态储氢原理在一定温度和体积下，将氢气压缩在高压储氢瓶中，配合拖车运输。管道运输与天然

16、气类似，使用钢材料、焊接工艺连接的管道运输氢气。将氢气在一定条件下压缩冷却值液化后再置于绝热真空容器中的一种储氢方式。设备改造通过氢气压缩装置对气源压缩后诸如特制高压储气罐或钢制管网进行储存、运输，其中承压储存容器制造难度较低，氢气压缩技术与设计可借鉴现有的空压机及相关技术；气氢输送管道与配套工艺可借鉴现有天然气或者煤气输送管相关技术及设备。目前，液氢储运技术需采用特制的低温、绝热容器储存液氢。储氢密度/能效17.9Kgm-3/90%5-9Kgm-3/95%70.85Kgm-3/75%成本运输成本随着距离增长：50km以内在5元/kg左右，100km上升至10元/kg，300km为15元/kg

17、。纯氢管道单位投资额约600万元/km，是天然气管道的2.5倍，但后期运输成本在5元/kg左右。运输成本随距离不敏感，在12元-15元/kg。优点气态储运的成本较低、充放氢速度较快。适用于中长距离大规模运输，后期单位成本低。液态氢能密度高（为氢气的856倍）、运输周期短。缺点1）压强不够导致效率低下；2）运输距离有限，主要在半径200km左右场合；3）重量和尺度普遍较大，高压储氢钢瓶储存的氢气重量约只占容器的1%-2%左右，储氢量较小。1）前期资本投入高；2）氢气的扩散损失大约是天然气的3倍，材料吸附氢气后产生脆性，会使运输过程中的成本增加。1）液化过程实际耗费能量相当于总氢能的30%；2）对

18、绝热材料的选择标准和储罐设计要求较高，制作难度加大，成本高昂。3）技术尚不成熟，缺乏液氢相关的技术标准和政策规范。氢的特性对储运提出挑战，长管拖车高压气态储运为主流182022.6 iResearch Inc. 我国加氢站数量处于全球第一，但建设主要受政策驱动，存在审批、成本等困境：1）加氢站土地审批流程繁琐，还涉及环评、消防审批等；2）我国加氢站设备成本约占70%以上，据中国氢能联盟数据，建设一座500kg、加注压力35MPa的加氢站的成本为1200万元（不含土地费用），相当于传统加油站的3倍，单位加注成本约13-18元/kg；3）氢气压缩机、加注机成本占据65%左右，关键设备及其核心零部件

19、的进口依赖度高。2022年3月发布的氢能产业发展中长期规划（2021-2035）提出部署建设一批加氢站，各地也针对性进行了加氢站布局，如内蒙古提出到2025年累计建成60座加氢站，四川成都最高给予1500万元建设运营补助，合力推动加氢站发展。加氢站建设现状分析来源： 香橙会，氢能崛起:布局三大环节与六个方向、加氢站风险分析及安全建议措施，氢能产业链及储运技术研究现状及发展趋势，艾瑞咨询研究院自主研究及绘制。2006-2021年我国每年建成加氢站数量加氢站成本较高，顶层设计加快推动企业积极布局成本换算：压缩机成本约占总成本50%加氢站工艺流程（站外加氢）长管束车运氢卸气柱卸氢站内储氢罐储氢氢气预

20、冷加氢机燃料电池汽车加氢压缩机压缩加压加氢机成本约占总成本15%储氢瓶成本约占总成本10%以传统焦化业务为基，布局氢能源全产业链，加氢环节，公司拥有8座控股的在运加氢站，十四五期间规划建设100座。2019年7月1日，建成全国首座油氢合建站广东佛山樟坑油氢合建站。“十四五”期间规划建设加氢站1000座，加氢服务能力达到20万吨/年。氢枫是一家以加氢站投资、建设和运营为主要业务的高新技术企业，加氢站为最早涉及的板块，成功中标河北省6.4t/24h加氢站项目，开创国内单日量最大规模加氢站的先河。67201920202021合计中国加氢站数量（

21、座）192022.6 iResearch Inc. 全球氢能发展现状来源：中国氢能产业发展白皮书，全球氢能观察2021，全球氢能产业发展状况分析，艾瑞咨询研究院自主研究及绘制。企业布局提 供 氢 能 基 础 设 施 解 决 方 案 的AirProduct、Praxair，以叉车燃料电池为主的PlugPower、固定式燃料电池为主的FuelCellEnergy、BloomEnergy等大型燃料电池生产企业欧洲清洁氢联盟：包括蒂森克虏伯、西门子、壳牌、空客，以及丹麦和挪威的一些公司等，参与制氢电解槽的相关产业链，并推进实施1吉瓦规模的电解槽项目。由丰田、日产、本田、新日本石油、岩谷、东京燃气、日本

22、发展银行等机构联合出资成立，包括氢能产业链各环节，涵盖了研发、示范、推广等各阶段，树立了协同推进的样板。制氢环节：隆基股份（电新组）、阳光电源（电新组）、中国旭阳集团储运环节：中材科技（建材组）、中复神鹰（建材组）加氢环节：厚普股份、中国石化设备 & 技术目前，工业副产氢是利用重点，电解水制氢工艺中碱性电解已实现大规模工业化应用，PEM电解工艺国内外差距大；储运方面，高压气瓶储氢三型瓶已量产，高压长管拖车技术较为成熟，是当前主流的运氢方式；缺乏成熟量产的加氢站设备厂商，进口设备推高了加氢站建设成本。95%天然气制氢，5%为绿氢气氢储运、液氢储运已建成加氢站86座，在营54座6%为绿氢，94%来

23、自石油化石燃料气氢储运、液氢储运累计建成加氢站200余座，在营173座电解氢占4%，其余来源于化石能源加工过程中的副产品获得气氢储运、液氢储运累计建成加氢站159座。3%为绿氢，97%来自石油化石燃料气氢储运累计建成194座加氢站，在营加氢站超过157座，居世界首位。产业链布局制氢储运加氢中国美国电力供应欧盟深度脱碳日本能源安全掌握着液氢储气罐、储氢箱等核心技术，为了确保在新兴技术领域的领先地位，美国十分重视氢能产业链上下游的相关技术培育，涉及氢气的生产、储运、燃料电池制造、燃料电池汽车及加氢站基础设施等。美国已有17兆瓦的电解制氢项目在运营，输氢管道容量为1.4吉瓦。以德国为代表的欧盟各国已

24、实现了制氢、运输、储存及燃料电池应用的氢能全产业链，且已将燃料电池技术应用到汽车、船可再生的电解制氢被认为是舶和发电站等多个领域。制氢的主要途径。欧盟已安装超过140兆瓦的电解专用制氢设备，占全球产能的40%以上。在日本的战略路径中，不将氢能作为化石能源的替代能源，而是致立干推动氢能与褐煤等多和化石能源及可再生能源的耦合协同发展。日本在氢能的无碳排放生产、氢能发电、氢燃料汽车等领域技术最为成熟和先进。与其他发达国家相比，我国运输环节存在巨大空间相较我国，美、日、欧发展氢能时间长，技术与产业链更加成熟与完善，在储运环节液态运输技术及配设设施较为成熟，而我国现阶段氢的运输主要以高压气态长管拖车运输

25、为主，管道运输仍为短板弱项，需积极推进进行天然气掺氢、管道输氢、有机液体储运、固体材料储运等技术的开发和布局，尚存广阔发展空间。此外，美、日、欧也建立产业联盟协同上中下游各个企业协同发展。202022.6 iResearch Inc. 从产业链看氢能未来之路技术革新+政策引导共同推动绿氢发展之路我国氢能源发展起步晚，速度快，目前主要依托化工生产中的副产物作为主供氢源的原材料，以节省制氢成本。然而，依托于工业原料及副产物所制的“灰氢”及结合CCUS技术的“蓝氢”仍会产生较大碳排放，根据国际氢能委员会测算，2030年碳排成本约为50美元/吨二氧化碳，使得灰氢成本达46.22元/kg，或与“绿氢”同

26、价，须加快推动通过可再生能源、电解水等方法，实现全程百分之百零碳排、零污染的“绿氢”继续发展。目前，“绿氢”的制取方式为电解水制氢，主要的制取工艺为碱性电解、PEM电解（质子交换膜电解）、固体氧化物（SOEC）电解，其中ALK碱性电解与PEM电解技术应用较为成熟。“绿氢”降成本基本路径主要通过国家政策积极引导，从原料供应、技术及相关设备三维度突破。原料供应绿氢的制氢工艺：电解水制氢，电价为最主要成本未来十年我国风电、光伏新增装机规模增加，可再生能源发电成本将进一步下降“三北”地区大量存在弃风弃电现象，利用未消纳可再生能源，作为“绿氢”基础国家政策引导，推动可再生能源制氢投资与布局宝丰能源斥巨资

27、投入绿氢项目，制定了每年新增3亿标方绿氢产能（对应至少188MW装机规模）的经营规划，预计年产2.4亿标方“绿氢”和1.2亿标方“绿氧”。技术ALK技术较为成熟，PEM技术与关键材料依赖进口SOEC技术处于研发阶段；当前电解水制氢效率约为55kWh/kg氢气。随着制氢技术与制备工艺不断发展完善，关键制备材料性能不断优化，未来电解槽的效率有望降低至40kWh/kg氢气，设备、电池成本等其他原材料成本也会下降50%以上；加快可再生能源与氢能技术的耦合，充分利用可再生能源富集地区资源中石化建成首座PEM氢气提纯设施，其阴极和阳极催化剂、双极板以及集电器等关键核心材料部件均实现国产化，制氢效率达85%

28、以上。设备电解槽是电解水制氢的核心设备，成本占比约40%50%关键核心技术的国产化突破与规模化生产推动电解槽的生产成本也将大幅度降低，到2030年电解水制氢设备的固定成本有望降低50-60%。考克利尔竞立出货量达到160MW排名第一，主要受益于宝丰能源绿氢项目，其1000标方制氢设备出货量国内领先。来源：国际氢能委员会，氢能行业研究：到2030年可再生绿氢或将实现与灰氢平价，探究绿氢降本之路，艾瑞咨询研究院自主研究及绘制。212022.6 iResearch Inc. 来源： 香橙会，亿华通官网，艾瑞咨询研究院自主研究及绘制。从产业链看氢能未来之路从氢的储存来看，氢的大规模应用下，一方面高压气

29、态瓶改造成为重点，另一方面，需推动低温液态储氢和介质储氢的发展。高压氢能瓶未来主流为金属内胆纤维缠绕瓶（III型）和塑料内胆纤维缠绕瓶（IV型），VI型瓶内胆采用树脂，在70MPa标准下可以实现更长的寿命，助力氢储存降本增效。低温液态储氢从储能密度来看是最为理想的储氢方式，但对容器绝热性能要求很高，目前主要应用于航天领域。介质储氢主要分为固态金属、有机液体（甲苯、二苄基甲苯等）、合成燃料（甲醇、氨等）等，其中固态储氢方式通过化学或物理吸附原理将氢气吸附后储存，载体一般为纳米材料或者金属氢化物。液态有机储氢可以利用传统的石油基础设施进行运输、加注，方便建立加氢网络。技术、成本多环节突破，发展多样

30、化储氢方式高压气态储氢低温液态储氢介质储氢氢能瓶的技术方向：耐压和减重，发力塑料内胆纤维缠绕瓶（VI型）低温液态储氢技术重点：低温绝热技术突破现阶段储氢瓶主要采用35MPa，未来70MPa逐渐商用落地，氢能瓶走向更加高效的VI型瓶。技术难题：缠绕瓶由内胆和碳纤维缠绕层组成，碳纤维为核心材料。高压储氢瓶用碳纤维主要采用T700级及以上规格，这部分成本占总成本的70%以上，目前主要来源于日本东丽。规模化生产：国产化程度低，规模化应用还未实现。T700级、T800级碳纤维产品主要力学性能与国际同类产品相当,建成千吨级干喷湿防高性能碳纤维生产线, 2020年碳纤维国内销量3652吨，市占率7.43%。

31、1）实现低温液体储存的核心技术手段在于低温绝热技术；2）常见的储罐外型有球型和柱形两类，球型表面积最小，应力分布均匀、机械强度好，但大尺寸的球型储罐造价昂贵，制造难度大，且对储氢材料有很苛刻的要求。规划建设全球首座35MPa+70MPa镁基固态储氢加氢站示范项目，牵头起草镁基氢化物固态储运氢系统技术要求团体标准。介质储氢：尚未实现商业化，镁基固态储氢落地最快提升储氢材料储氢量：传统的金属氢化物材料虽然具有较高的体积储氢密度，但在温和条件下有效储氢容量大多低于3%（质量分数）。降成本：主要是金属氢化物等材料成本，同时节约贵重金属。镁基储氢合金质量轻、密度小、储氢容量高、资源丰富、价格低廉，理论储

32、氢质量分数可达7.7%。航天六院101所航天六院101所是国内液氢产能和用量最大单位，2021年陇西液氢生产及碳减排示范基地项目来气，计划建设2座液氢生产基地（预计年产6500吨液氢）。222022.6 iResearch Inc. 从产业链看氢能未来之路储运环节发力管道输送，加注环节合建加氢站降本氢能源储运环节主要瓶颈在于解决高成本、低能效、安全性难题，从氢能规模化来看，目前的长管拖车高压气氢不能满足大面积区域辐射，未来趋势主要在液氢运输以及管道运输，其中，液氢技术门槛较高，国产化程度低，大规模应用还难以满足，可先通过驳船应用于洲际运输。美国、欧洲分别已有氢气管道2500km、1598km，

33、我国仅有400km左右，发展较为滞后。管道运输的成本难题主要是初始投入高，但随着规模化应用，后期运输成本很低，是氢能储运的未来所在。单一的加氢站审批程序复杂，成本高昂，合建加氢站可分为油-氢合建站、CNG-氢合建站以及LNG-氢合建站，可利用现有加油加气站的场地设施改扩建，探索站内制氢、储氢和加氢站一体化的加氢站等新模式部分。中国石油、中国石化等企业拥有庞大的加油站，具有发挥氢能业务的网络优势。管道运输难点/待研究点掺氢运输纯氢运输管道运输全国天然气管道总里程达到约11万千米，天然气管网区域广、输送量高、传输距离长等优势，可以参考欧洲，利用现有天然气管网资源，从天然气掺氢入手，进而考虑将现有适

34、合的管网改造成氢气运输，建成氢气骨干网。混氢管道研究点：氢气混合浓度、材料氢脆性、压缩机性能、安全评价终端管网（城市配气站至用气设备之间的所有管道及相关设备设施）应用关注点：燃气换气性、设备适应性、管网工况、泄漏检测、氢气分离来源：氢能产业链及储运技术研究现状及发展趋势，各公司微信公众号，艾瑞咨询研究院自主研究及绘制。特性定州-高碑店氢气管道工程（在建）（纯氢）管径为508毫米，全长约145公里，是国内目前规划建设的最长氢气管道，采用L245钢管，设计压力4MPa，最大输量约10104 t/a。张家口掺氢天然气管道示范项目（在建）（掺氢）通过研究天然气管道材质选型与氢气相容性分析技术、掺氢比可动态调节的在线掺混技术、天然气掺氢安全防护与实时监测技术，攻克在线掺氢混气控制测量技术难点，目前正在进行民用用户天然气掺氢应用示范改造设计，预计每年可向张家口市区输送氢气400余万立方米。输氢管道佛山樟坑油氢合建站日加氢能力：500kg西上海油氢合建站日加氢能力：1000kg重庆石油半山环道综合加能站每日可满足100辆氢燃料电池汽车加注需求盛港综合能源服务站（大连）日加氢能力：500kg部分合建加氢站