储运加端及氢国际贸易之路

1. 氢的储存

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。 目前，氢气通常以压缩气体或液体的形式储运。85%的氢气地产地销，15%是通过卡车或管道运输。长途运输使氢能从低成本生产区域出口至高成本生产区域成为可能。对于依赖能源进口的国家，氢对于改善能源来源的多样性，保障能源安全起到重要作用。

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。

5. 氢的国际贸易

目前氢的国际贸易刚刚起步，但大量出口贸易计划正在开发中，预计 2030 年全球低碳氢出口量能够达到 1200 万吨。国际氢气贸易有望成为能源转型的一个重要特征， 主要受益于世界市场对低排放氢和氢衍生燃料的需求以实现能源供应多样化。

5.1 计划贸易项目

氢能的计划出口项目旨在利用丰富的太阳能、风能和水电资源提供清洁电力，至 2030 年全球计划出口氢 1200 万吨中最多的为拉丁美洲（300 万吨）、澳大利亚（270 万吨）。全球来看氢能计划出口量最大的地区是拉丁美洲，计划年出口氢 300 万吨，其次是澳大利亚（270 万吨/年）、欧洲（179 万吨/年）、非洲（170 万吨/年）、北美（110 万吨/年）、中东（100 万吨/年）和亚洲（70 万吨/年）。其中欧洲的大部分氢计划贸易项目在欧洲国家之间开展。

许多氢出口项目计划在港口附近的共享工业园区建设，有利于降低基础设施和能源成本。许多氢出口项目计划在港口附近的共享工业园区建设，如巴西的佩肯工业和港口综合体（Pecém Industrial and Port Complex）和埃及的苏伊士运河经济区（SCZone）。通过同步开发可再生电源、制氢项目以及出口设施，共享基础设施和集成能源降低成本；工业区建立在远离人口或敏感生态系统的大型专用土地区域，避免基础设施的许可和选址问题；此外集中的出口有利于工业园区建立特定技术标准。大多数氢出口项目计划通过船舶运输，目前进口计划项目至 2030 年规模仅 600 万 吨，已宣布正在开发的港口项目规模仅 70 万吨。大多数氢出口项目计划通过船舶运输氢气及其衍生品，从而需要扩大航运和港口基础设施。目前计划的进口港口几乎全部来自荷兰、德国和日本，到 2030 年计划氢年进口量约为 600 万吨，低于 1200 万吨的计划出口量，并且差距到 2040 年有可能进一步扩大。目前已宣布正在开发的港口进口氢项目规模仅约 70 万吨。因此未来氢的进口能力和运输基础设施（船舶等）需要与出口能力相匹配。

5.2 贸易路线

日本、欧洲等部分地区的进口氢成本比国内直接生产更便宜，终端消费部门直接使用氨也进一步提高了进口氢的竞争力。此外，部分能源进口国也在考虑通过进口氢丰富其能源多样性，从而增加获得低碳能源的机会。

5.2.1 澳大利亚-日本

预计到 2030 年日本从澳进口绿氢成本 5.5 美元/kg，低于直接在本国生产的 6.5 美 元/kg。日本约 90%的能源需求依赖进口，根据 IEA 测算，预计 2030 年日本工业部门从澳大利亚进口绿氢的成本约 5.5 美元/kg，比国内生产成本 6.5 美元/kg 低，其中包括转换和再转换在内的运输成本仅 1.5 美元/kg。如果氨可以直接被终端消费者使用，避免将其重新转换为氢气的额外成本，通过氨进口氢将更具竞争力。目前预计到 2030 年日本进口氢竞争力不如直接进口天然气。然而即使是成本最优的输氢方案仍然比直接进口天然气贵得多。IEA 预计在 2030 年日本的进口天然气价格为 10 美元/MBtu，折合氢成本约 1.2 美元/kg。虽然部分氢气终端使用设备比天然气设备的效率更高，从而缩小实际成本差异，但用氢总成本还需要进一步降低以提高进口氢的竞争力。

5.2.2 北非-欧洲

北非生产的绿氢转换成氨输送到欧洲的成本比在欧洲生产的氨要便宜。这是因为大量终端用户使用氨而非氢气，从而节省再转化的成本。这一贸易路线成本最低的传输方式是以船舶运输氢能载体，再根据距离决定短距离配送方式。对于氨，如果配送距离小于 100 公里，成本最优方案是对进口氨进行转化后配送氢气；配送距离大于 100 公里， 则更宜用卡车配送氨后在加氢站进行再转换。对于 LOHC，在配送距离不超过 500 公里的情况下，集中再转化的成本会更低。 预计到 2030 年从北非进口到欧盟的蓝氢和绿氢成本将分别为 4.5 美元/kg 和 6 美元 /kg，将现有的天然气管道基础设施改造用于输氢，将有利于降低传输和配送成本。据 IEA 估计，至 2030 年将英国的天然气网络改造为向建筑物供应纯氢的成本仅约 0.6 美元 /kg H2。鉴于氢气的能量密度较低，还需要额外的储存能力来满足热能需求，将进一步增加 0.5 美元/kg H2的储存成本。由此估计从北非进口并输送到欧盟的蓝氢（CCUS 天 然气制氢）总成本约为 4.5 美元/kg（135 美元/MWh），绿氢总成本约 6 美元/kg（180 美元/MWh）。

5.2.3 其他贸易路线

对于其他的贸易路线来说，氢气的传输和配送成本相对较高，在国内生产氢气要比进口氢气更便宜。例如，对于欧洲的工业和电力应用来说，在国内用装有 CCUS 的天然气生产低碳氢气可能比从俄罗斯进口低碳氢气更便宜。即便如此，一些二氧化碳排放受限或可再生资源开发有限的国家仍然选择进口低碳氢气以丰富能源多样性和减少国内二氧化碳排放。

6. 氢的加注

6.1 加氢站

截至 2022 年 6 月全球加氢站数量达 975 座，全球平均车站比为 60 辆/座，其中美国车站比最高、达 200 辆/座，中国车站比仅约 30 辆/座。随燃料电池汽车的快速增加，加氢站也迅速扩张，截至 2022 年 6 月全球加氢站数量达 975 座。2020 年至 2022 年 6 月，加氢站数量增加最多的国家是中国和韩国，分别新增 185/118 座。从车站比（燃料电池车数量/加氢站数量）来看，全球平均水平约 60 辆/座，美国的车站比最高，达到 200 辆/座，中国由于近年来加氢站的快速部署，车站比达到低至 30 辆/座。目前国外大多数加氢站运行压力为 700bar，主要为乘用车加氢。鉴于 2021 年底超过 80%的燃料电池电动汽车为乘用车，中国以外的大多数加氢站运行压力为 700bar，主要为轻型乘用车提供氢气。部分加氢站是双压力的，能够以 700bar（用于汽车）或 350bar（用于公共汽车）的压力加氢；而剩下的加氢站只以 350bar 的压力加氢，只适用于公共汽车和其他商业车。

700/350 bar 加氢站的资本成本分别为 600-2000/150-1600 万美元，其中成本占比最高的部件是压缩机（700bar 下约占 60%）。加氢所需时间与汽油相类似，但加氢站的投资建设需要更多的时间和劳动力，其成本估算较为困难。根据 IEA 估计，对日加氢能力为 50-1300kg 的加氢站而言 ，700/350 bar 加氢站的资本成本分别为 600-2000/150-1600 万美元。加氢站成本占比最高的部件是压缩机，当运行压力为 700bar 时，占总成本的 60%；其次为储罐，由于氢气密度较低，储罐成本较高。各国建造加氢站的实际成本差异较大，将日加氢量从 50kg 提升至 500kg 有望实现氢气成本降低 75%。由于不同的安全许可要求，各国建造加氢站的实际成本差异较大，同时受规模经济影响较为显著。如果将一座加氢站的日加氢能力从 50kg 提升至 500kg， 每公斤氢气可以降本 75%。

6.2 加氢技术

随氢能在交通领域的应用推广，国家和企业开始加速加氢技术研究，重点在于提高充氢速率。氢能卡车的储氢罐约为轻型汽车储氢罐的 8-12 倍，在目前的技术下，氢能卡车的加氢时间较长，因此需要开发在 700bar 的压力下更快加氢的技术。目前加氢技术开发项目主要有：Air Liquide 公司：1）欧洲 H2Haul 合作项目：2022 年 9 月，建成日供氢 1 吨的双压加氢站，同时服务氢能汽车和氢能卡车，目前充氢速率为 3.6 公斤/ 分钟，一旦新的加氢管口在2023-24年上市，充氢速率将提升2-3倍。2）R'HySE 项目：计划于 2024-25 年在法国南部开设三座日供氢 2 吨的重型卡车加氢站。美国国家能源部合作项目：美国国家可再生能源实验室和 Air Liquide、本田、 壳牌、丰田合作建成一个重型卡车加氢站，目前测试充氢速率达 14 公斤/分钟。

来源：未来智库

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