“我國是產氫大國，擁有豐富的工業副產氫。此前，氫氣作為工業燃料和還原劑在化工廠內部可實現即制即用，但隨著氫能在交通領域的加速應用，需要把氫從制氫廠運到加氫站，儲運環節成為氫能商業化應用亟待突破的瓶頸。同時，隨著氫能在交通、工業、電力等領域的廣泛應用，探索多種儲運路徑也成為行業重要發展方向。”中國石油天然氣股份有限公司石油化工研究院氫能研究所副所長李慶勛在日前召開的2023氫能供應鏈峰會上表示。

“雙碳”目標下，我國氫能產業正迎來史無前例的發展機遇。多位與會專家指出，當前我國氫能儲運成本高企問題持續，運營模式待突破，實現產業高質量發展離不開對安全、高效、多元的氫儲運體系的持續探索。

■■高效儲運減少中間成本

一直以來，我國氫氣來源都與煤炭工業緊密相連，主要集中在北方內陸地區，而東部沿海地區氫能產業發展超前，氫能需求量巨大。因此，我國氫能產業發展存在嚴重的供需錯配問題，亟待突破儲運技術制約，減少氫能應用中間成本，實現大規模產業化發展。

據了解，當前我國仍以20MPa氫氣運輸為主，30MPa剛開始得到應用，而國外運氫基本采用50MPaⅣ型儲氫瓶，整體而言，我國儲運氫技術與國外相比還存在一定差距。

對于高壓氣氫而言，高壓力、大容積、低成本的氣態儲運裝備研發尤為關鍵。中國特種設備檢測研究院氣瓶檢測與試驗技術研究室主任李翔表示，儲氫裝備壓力提高可以帶來充裝量和儲氫密度的整體提升，極大提高氫儲運效率。同時，設計儲運和充裝功能為一體的高壓儲運容器，為加氫站提供服務也是重要方向。“雖然高壓儲運容器制造成本較高，但由于它減少了加氫站中壓縮機和存儲容器的成本，同時省去了氫儲運這一中間環節，因此可大大降低整體成本。”

除持續提升高壓氣氫裝備技術外，業內對液氫儲運規模化與應用場景的展望從未停止。“液氫有望解決氫儲運規模化難題。”航天氫能科技有限公司副總經理兼總工程師安剛介紹，相比于氣態儲氫，液氫最大優勢是密度大，是20MPa氫氣的5倍、35MPa氫氣的3倍、70MPa氫氣的1.8倍。“一輛運輸液氫的車，其運量可以頂10輛20MPa高壓氫氣運輸車，因此非常適合氫的大規模儲運。”

“氫液化過程中雖然能耗較大，但液氫技術路線下，液氫工廠可以建在風光發電廠附近電價較為便宜的地區，建成以液氫為儲運介質的新能源電氫體系，結合風光電的低碳、低成本和液氫穩定、便于規模儲運、分散使用等優點，規避風光周期性、液氫能耗高的缺點，實現新能源優勢互補。”安剛表示，基于此，液氫在后續的儲存、運輸和終端配送使用環節所節省的費用，將遠遠大于液化環節的能耗成本。

■■天然氣摻氫或為過渡良方

北京市煤氣熱力工程設計院有限公司道石研究院總工程師王洪建指出，到2060年，氫能的終端消費占比將從目前的不到1%提升至20%甚至更多，實現如此巨大的增量空間，突破儲運瓶頸勢在必行。“現階段，氫能的儲運主要依靠長管拖車進行氣態儲運，中期可通過液氫拉長氫的運輸距離。而長遠來看，未來要真正實現大規模應用，一定是通過管道輸送，實現跨區域、更長距離的應用示范。”

據國聯證券測算，當氫氣輸送距離為100公里時，運輸成本約為1.43元/公斤。同等運輸距離下，管道輸氫成本遠低于高壓長管拖車及低溫液態輸氫。因此，當氫氣下游需求足夠支撐大規模的氫能輸送時，通過管道運輸氫氣是一種降低成本的可靠方法。

“不過，當前我國加氫站尚未大范圍普及，站點較為分散，純氫管道運輸經濟性有限，利用現有天然氣管網進行天然氣摻氫運輸具備明顯成本優勢，將成為解決氫氣規模化輸送的有效途徑。”王洪建指出，按照我國天然氣消費量計算，當天然氣摻氫比例為10%時，可具備300多萬噸/年的氫氣消納能力，并消納1700多億度綠電，有助于進一步提高可再生能源在能源生產結構中的滲透率。

與此同時，我國也有具備發展天然氣管道摻氫輸送技術的產業基礎。以摻氫比例10%—20%計算，等熱值碳減排量在3.5%—7.6%之間；充分利用已有燃氣管網基礎設施，大規模、長距離輸氫成本每百公里為0.3—0.8元/千克，大幅低于長管拖車和液氫罐車。

值得注意的是，天然氣摻氫因發展前景廣闊，已在多地受到高度重視。王洪建舉例稱，例如，山東開展了“氫進萬家”科技示范工程，同時出臺扶持政策，對天然氣管道摻氫、純氫管道項目，按設備投資額的30%進行補貼。再如，近兩年，天然氣摻氫示范應用開始連續出現在國家重點研發計劃項目中。

■■打造穩定供應體系

《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》提出，要穩步構建儲運體系，支持開展多種儲運方式的探索和實踐，逐步構建高密度、輕量化、低成本、多元化的氫能儲運體系。政策已指明方向，但記者了解到，在實際探索過程中，氫氣的儲存和運輸仍面臨供應不穩定、標準缺失等不少困難和挑戰。

北京興創海珀爾運輸有限公司總經理李鐵軍直言，以北京為例，北京的氫氣供應商停產檢修要20天左右，如果在這期間合作的另一家氫氣供應商設備突然出現問題，就會造成氫氣供應不足。此外，受制于安全風險管理規定，加氫站不能同時停放危化品運輸車輛，必須按時段一車一車地卸載氫氣，如有某一環節做不到有效銜接，就會造成斷氫或車輛積壓。

“在運輸過程中，溫度和壓力的變化都會引起加氫站卸氫量和制氫廠提氫量之間的差異，需要雙方反復協商、溝通，如果遇到雙方采用的計算方式或標準不一，則更讓人頭疼。”李鐵軍說。

對此，定州旭陽氫能有限公司總經理李延閩提出，希望業內相關團體、協會能牽頭討論，將安全、場地、環境等各種因素考慮在內制定一個大家都認可的標準進行統一計量，讓大家有標準可依。“另外，上下游的合作供氫穩定性，也是保證氫源供給的重要因素。穩定的合作與規劃，將有利于產業上下游銜接流暢，從而保障氫氣的穩定供應。”

中物聯危化品物流分會氫能儲運與應用工作組負責人楊春光指出，如果僅局限于氫氣運輸這一個環節，解決成本高、運營難等問題將挑戰重重，但未來如果形成穩定、安全、多元的氫儲運體系，實現高壓氫氣、液氫和氫氣管道等運輸方式的銜接，保證氫氣在供應鏈中的可靠供應，將進一步改善當前氫儲運成本高企、輸送距離受限的困境，利好氫能產業規模化發展。