%%research.95579.com%%联合研究丨行业深度[氢Ta能b储le_运T—itle—]供需错配下亟需解决的核心瓶颈%%1%%%%research.95579.com%%丨证券研究报告丨报告要点[氢Ta化bl学e_性Su质m非m常ar活y]泼，氢气活泼的化学性质决定了其储存条件较高，发展安全、高效的储氢技术是实现氢经济的关键环节，核心是寻求降低氢气体积以获得高体积储氢密度和高质量储氢密度。目前国内氢气运输以高压气氢为主，液氢政策也已逐渐放开，运输200公里距离时，液氢单位运输成本11.98元/kg，20兆帕长管拖车运输成本为12.20元/kg，二者基本相当，更长距离时液氢运输成本更有优势，管道储氢已有应用案例，固态储氢仍在探索，70MPa高压车载储氢设备标准落地，未来可期。分析师及联系人[Table_Author]徐科邬博华任楠SAC：S0490517090001SAC：S0490514040001SAC：S0490518070001贾少波李博文SAC：S0490520070003请阅读最后评级说明和重要声明2/29%%2%%%%research.95579.com%%[氢Ta能bl储e_运Ti—tle—2]供需错配下亟需解决的核心瓶颈丨证券研究报告丨c2j0z2q3d-t111-0119[氢Ta的bl储e_存Su与m运m输ar—y2—]解决氢安全及氢经济联合研究丨行业深度氢原子的外层电子结构为1s1，既可以获得一个电子，也可以失去一个电子，因此其化学性质非常活泼，氢气活泼的化学性质决定了其储存条件较高。体积密度小叠加液化温度较低（液氢更多研报请访问沸点为-253℃），使得氢气的储存与运输相对较为困难，于是发展安全、高效的储氢技术是实现长江研究小程序氢经济的关键环节，核心是寻求降低氢气体积以获得高体积储氢密度和高质量储氢密度，例如35兆帕的高压气态氢的体积量能密度为2.84MJ/L，约是液氢体积能量密度8.71MJ/L的1/3。%%目前国内高压气氢为主，液氢政策已逐渐放开高压气态氢气储运技术相对成熟，气态高压储氢技术具有设备结构简单、压缩氢气设备能耗相对偏低、充装和排放速度快等优点,是目前占主导地位的储氢方式。现阶段，中国普遍采用15~20MPa气态高压储氢与管束车运输的方式。加氢站用大型高压储氢容器、燃料电池车用高压储氢罐，也都是高压气氢的储存方式。气氢长管拖车运输成本对运输距离较为敏感，对于100公里的运输距离，20MPa长管拖车氢气运输费用在8.10元/kg（含15%运输毛利率），300公里距离时运输费用达到16.29元/kg。液氢优势在于运输能量密度较高，但以液体形式储存氢气需要低温，氢气在一个大气压下的沸点为-252.77℃，其液化能耗较高，氢气液化的成本与装置规模、技术路径有关。在理想状态下，氢气最小理论液化功为2.9kWh/kg，但实际运行氢液化设备中，由于氢气无法通过节流膨胀直接降温得到液氢，在环境温度高于202K时的预冷则会增加液化过程能耗，单位能耗普遍在10-15kWh/kg，按照氢气液化能耗平均15kWh/kg，电价0.60元/kWh的假设测算得，运输200公里距离时，液氢单位运输成本11.98元/kg，20兆帕长管拖车运输成本为12.20元/kg，二者基本相当，更长距离时液氢运输成本更有优势。管道储氢已有应用案例，固态储氢仍在探索中长距离运输最理想且成本最低的方式就是管道输送，国外多个国家已经对天然气管道掺氢进行了多项探索，2023年4月中石化宣布建设一条从乌兰察布至北京市的400公里长距离纯氢管网。据不完全统计，全国目前在运营及规划的天然气掺氢运输管网及纯氢管网长度约2,500公里，其中2022年左右已经有多个纯氢或掺氢管网竣工或开始建设，表明在下游需求逐渐起量的背景下（如燕山石化用氢、北京燃料电池车推广用氢等），大规模输氢的经济性得以凸显，以“济源-洛阳”管道为例（25km），满载运氢成本低至0.51元/kg，若运输距离为100公里则运输成本约0.77元/kg。掺氢对管网质量要求较高，通常掺氢比例不超过20%，此外输氢专项标准未出台也制约了其大规模发展。70MPa高压车载储氢设备标准落地，未来可期高压气态储氢是目前应用最广泛的储氢方式，高压气态储氢容器主要分为纯钢制金属瓶（I型）、钢制内胆纤维环向缠绕瓶（II型）、铝内胆纤维全缠绕瓶（Ⅲ型）及塑料内胆纤维缠绕瓶（IV型）4个类型。Ⅲ型瓶和IV型瓶具有重容比小、单位质量储氢密度高等优点，已广泛应用于氢燃料电池汽车。2023年5月国家出台了相关国家标准，将于明年6月正式实施，为未来四型储氢瓶的应用、更长距离卡车运输场景及燃料电池乘用车的普及推广奠定基础。风险提示1、氢能下游需求增速低于预期；2、氢能储运相关国家标准出台节奏低于预期。请阅读最后评级说明和重要声明%%3%research.95579.com联合研究行业深度目录氢的储存与运输——解决氢安全及氢经济.....................................................................................6氢气化学性质活泼，储存条件苛刻.................................................................................................................6目前国内高压气氢为主，液氢政策已逐渐放开，固态储氢仍在探索.............................................8气态氢气储运——短期来看仍为主要方式......................................................................................................9气氢标准——成熟度相对较高......................................................................................................................12液态氢气储运——标准开始制定，远期潜力较大.........................................................................................13管道运输——远期最理想长距离输氢方式....................................................................................................18输氢专项标准未出台制约大规模发展，长期成本优势明显..........................................................................2370MPa高压车载储氢设备标准落地，未来可期..........................................................................24风险提示.....................................................................................................................................28图表目录图1：氢循环利用技术路线图.......................................................................................................................................6图2：氢的相图.............................................................................................................................................................7图3：氢与各元素形成的氢化物...................................................................................................................................7图4：2020年欧洲氢气总成本构成（美元/千克）.......................................................................................................8图5：2030年欧洲预期氢气总成本构成（美元/千克）................................................................................................8图6：氢储存技术种类..................................................................................................................................................8图7：高压氢气集装格................................................................................................................................................10图8：高压氢气长管拖车............................................................................................................................................10图9：加氢站用高压气氢罐........................................................................................................................................10图10：车载Ⅳ型储氢瓶..............................................................................................................................................10图11：气氢拖车运输成本情况...................................................................................................................................12图12：航天发射场上的液氢贮存罐............................................................................................................................13图13：北京特种工程研究院45m3液氢储槽车..........................................................................................................13图14：氢液化过程的效率对比...................................................................................................................................14图15：液氢槽罐车运输成本情况...............................................................................................................................16图16：氢液化国产化技术逐渐获得突破....................................................................................................................17图17：我国天然气表观消费量及其增速（单位：亿立方米）....................................................................................21图18：城市及县城燃气管道及其增速（单位：万公里）...........................................................................................21图19：充氢后试样脆性断裂倾向性增加（c中虚线标识区域）.................................................................................23图20：氢气在20摄氏度时不同压力下的密度及压缩因子.........................................................................................26表1：常见储能系统和材料的储能密度........................................................................................................................7表2：六种可逆的储氢方式比较...................................................................................................................................9表3：气氢拖车运输成本结构.....................................................................................................................................11表4：不同产能规模化氢液化装置情况......................................................................................................................15表5：液氢槽罐车运输成本结构.................................................................................................................................16请阅读最后评级说明和重要声明4/294%%research.95579.com%%联合研究行业深度表6：国内现有氢液化装置（单位：吨/日）..............................................................................................................17表7：国内规划中氢液化装置（单位：吨/日）..........................................................................................................18表8：海外天然气管道掺氢运输试验项目情况...........................................................................................................18表9：国内天然气管网掺氢及纯氢管网项目情况........................................................................................................19表10：天然气与氢气性质..........................................................................................................................................21表11：济源-洛阳天然气管道输氢成本构成情况........................................................................................................24表12：各类型储氢瓶对比情况...................................................................................................................................25表13：美国能源部历次拟订的车载储氢系统目标及终极目标要求............................................................................26请阅读最后评级说明和重要声明5/29%%5%%%%research.95579.com%%联合研究行业深度氢能作为未来最有潜力的储能路径之一，如何存储及运输成为关键，无法解决其中的技术问题或无法有效降低应用成本，都将制约氢能应用的推广，本篇我们将系统梳理氢能储运环节的各技术路径及未来可能的发展方向。图1：氢循环利用技术路线图资料来源：长江证券研究所氢的储存与运输——解决氢安全及氢经济氢气化学性质活泼，储存条件苛刻氢化学性质活泼，储存条件苛刻。氢原子的外层电子结构为1s1，既可以获得一个电子，也可以失去一个电子，因此其化学性质非常活泼，几乎可以与元素周期表中除惰性气体和少量金属以外的所有元素发生反应，可以以质子(H+)、负离子(H-)、金属原子(H0)和共价(H—H)状态存在。氢气活泼的化学性质决定了其储存条件较高，泄露后易发生燃烧和爆炸。氢气的爆炸极限范围较宽：4.0%~74.2%（氢气的体积占混合气总体积比）。体积密度小叠加液化温度较低，使得氢气的储存与运输相对较为困难。氢气是氢元素标准状态下以气态形式存在的物质，是已知的最轻的气体（101.325kPa，0℃下密度为0.0899kg/m3），氢冷却至−252.77℃（20.38K）时，气态转换为液态，进一步冷却至−259.2℃（14.0K）时，液态氢变为雪花状固体。请阅读最后评级说明和重要声明6/29%%6%%%%research.95579.com%%图2：氢的相图图3：氢与各元素形成的氢化物联合研究行业深度资料来源：《氢气储存和输运》吴朝玲等，长江证券研究所资料来源：《氢气储存和输运》吴朝玲等，长江证券研究所发展安全、高效的储氢技术是实现氢经济的关键环节。高质量能量密度及无碳清洁属性为未来全国深度脱碳提供了终极路径，故全国科研及技术工作者均致力于寻求降低氢气体积以获得高体积储氢密度和高质量储氢密度。表1：常见储能系统和材料的储能密度储能系统质量能量密度/（MJ/kg）体积能量密度/（MJ/L）0.36铅酸电池0.141.55镍氢电池0.400.9~1.92.84锂离子电池0.54~0.94.768.7135MPa高压氢12014.6812.5870MPa高压氢12019.5732.05液氢12022.61氢化镁（MgH2）10.63氢化铝锂（LiAlH4）11.04氨硼烷（NH3BH3）18.87汽油43.90液化天然气50.24资料来源：《氢气储存和输运》吴朝玲等，中国氢能研究联盟，长江证券研究所目前氢气的完全成本中储运成本占比不低，未来降本空间较大。按照麦肯锡氢气供给模型估算，欧美2020年高压氢气、液氢及管道氢的使用成本分别是11.2美元/千克、10.4美元/千克和11.8美元/千克，其中储运环节成本分别为1.8美元/千克、2.0美元/千克和1.9美元/千克（储运成本分别占比16%、19%和16%，储运成本涵盖包括气氢压缩、液氢液化或管道氢气压缩及氢气的运输成本）。预计2030年高压氢气、液氢及管道氢成本可能分别降至4.5美元/千克、4.3美元/千克和4.4美元/千克，其中储运成本分别为1.1美元/千克、1.3美元/千克和0.6美元/千克（分别占比24%、30%和14%）。未来随着加氢管网基础设施逐渐完善后，管网运输预计成本降幅最大，达68%，气氢及液氢储运成本预计也将分别下降39%、35%。请阅读最后评级说明和重要声明7/29%%7%%%research.95579.com联合研究行业深度图4：2020年欧洲氢气总成本构成（美元/千克）图5：2030年欧洲预期氢气总成本构成（美元/千克）5.311.21.14.50.30.8高压气0.81高压气2.24氢运输氢运输10.41.10.20.84.3液氢4.4液氢运输0.42.2管网运输41.6运输11.81.64.45.80.32.20.20.441.6管网运输生产预处理运输加氢站总成本生产预处理运输加氢站总成本资料来源：国际氢能委员会：《PathtoHydrogenCompetitiveness》，长江证券研资料来源：国际氢能委员会：《PathtoHydrogenCompetitiveness》，长江证券研究所究所目前国内高压气氢为主，液氢政策已逐渐放开，固态储氢仍在探索氢的储运方式根据其存在状态主要可以分为三大类：气态储运（长管拖车、管道）、液态储运和固态储运。⚫气态储运氢环节涉及的核心技术装备主要有长管拖车用高压管束储氢瓶与管道。⚫低温液态储运氢涉及的核心技术装备主要有氢液化装置与液氢储罐。⚫固态储氢方式很多，分为物理吸附储氢、金属氢化物储氢、复杂氢化物储氢等多种类型。⚫有机液体储运氢涉及的核心技术装备主要有供热脱氢装置。在实际应用中，可根据运输距离和运输规模，选择最经济的储运氢技术。图6：氢储存技术种类资料来源：科学通报：《氢的高压与液化储运研究及应用进展》，长江证券研究所8/29请阅读最后评级说明和重要声明8%%research.95579.com%%气态氢气储运——短期来看仍为主要方式联合研究行业深度高压气态氢气储运技术相对成熟9/29氢气体积能量密度非常低，常温常压下体积能量密度仅约为天然气的1/3（在20摄氏%%度，标准大气压下氢气热值约9.92MJ/m3，天然气热值约32.98MJ/m3），为了提高压力容器的储氢密度，氢气通常加压、减小体积，以气体形式储存于特定容器中，一般常为钢制耐压气瓶。气态高压储氢技术具有设备结构简单、压缩氢气设备能耗相对偏低、充装和排放速度快等优点,是目前占主导地位的储氢方式。现阶段，中国普遍采用15~20MPa气态高压储氢与管束车运输的方式。其缺点也比较明显：⚫储氢质量密度低，也就是储氢单元内所有储氢质量与整个储氢单元的质量（含容器、储存介质材料、阀及氢气等）之比很低。我国使用的容积为40L的钢瓶，在15MPa高压下也只能容纳大约0.5kg氢气，还不到高压钢瓶重量的1%，汽车等移动设备对于储氢密度的要求要远高于此；⚫高压对钢制材料强度要求高，钢瓶壁厚，容器笨重，材料浪费大，造价较高，同时加大运输难度，如果通过加大氢气压力来提高携氢量将有可能导致氢分子从容器壁逸出或产生氢脆现象；⚫压缩氢气的能耗大，如果采用机械压缩将氢气压缩到80MPa，压缩消耗的能量占氢燃烧热值（低热值，LHV）的15.5%。未来技术研发的方式是能够批量化生产轻质、耐高压、防氢脆的新型储氢材料。表2：六种可逆的储氢方式比较储氢方式体积储氢密度（kg/m3）质量储氢密度（%）压力（bar）温度（K）800298高压气态储氢约3313%1211298液态储氢71约40%70651298金属氢化物储氢150<3%1298物理吸附储氢204复杂氢化物储氢15018直接水解储氢>10014资料来源：《氢气储存和运输》吴朝玲等，长江证券研究所高压氢气运输分为集装格和长管拖车两类，其中，集装格由多个40L的、压力为15Mpa的高压储氢钢瓶组成，运输较为灵活，适用于需求量小的加氢站；长管拖车结构为车头部分和拖车部分，前者提供动力，后者主要提供存储空间，一般由9个压力为20Mpa、长约10m的高压储氢钢瓶组成，可充装约3500Nm3氢气，且拖车在到达加氢站后车头和拖车可分离，运输技术成熟、规范较完善，国内的加氢站目前多采用此类方式运输。请阅读最后评级说明和重要声明%%9%%research.95579.com%%图7：高压氢气集装格图8：高压氢气长管拖车联合研究行业深度资料来源：百度图片，长江证券研究所资料来源：百度图片，长江证券研究所加氢站用大型高压储氢容器、燃料电池车用高压储氢罐，也都是高压气氢的储存方式。目前国际上应用比较广泛的车载储氢瓶压力等级主要有35MPa和70MPa两种，加氢站的最高设计压力等级也需要与其加注车辆车载储氢的压力等级相匹配，其中35MPa氢燃料电池车的加氢站站内最高固定储氢压力一般为45MPa，70MPa氢燃料电池车的加氢站站内最高固定储氢压力一般为90MPa1。图9：加氢站用高压气氢罐示意图图10：车载Ⅳ型储氢瓶示意图资料来源：百度图片，长江证券研究所资料来源：百度图片，长江证券研究所气态氢储运短途经济性较为明显10/29气氢长管拖车运输成本对运输距离较为敏感，仅适用于少量短距离运输，运输半径一般%%不超过300公里。高压氢气运输设备方面，我国长管拖车产业发展非常成熟，设计制造技术已达到国际先进水平，形成了一批具有较强影响力的企业，安瑞科、鲁西化工、新兴能源、上海南亮等十余家企业具备长管拖车生产或组装资质。气氢长管拖车运氢成本测算，假设：✓拖车车头50万元、管束70万元，10年折旧，折旧方式均为直线法；✓拖车满载氢气可达350kg（20MPa）/1200kg（50MPa），管束中氢气残余率20%左右；1氢云链《加氢站内储气压力一般为多少？》请阅读最后评级说明和重要声明%%10%%research.95579.com%%联合研究行业深度✓氢源距离加氢站100km，加氢站每天用氢500kg；✓每车配司机1人，装卸操作员2人（专车专员），人员费用10万元/年，共30万/年；✓拖车每百公里消耗柴油约25升，柴油价格8.04元/升（2023年10月25日北京0#柴油零售价）；✓车辆保险费用1万元/年，保养费用0.3元/km，过路费0.6元/km；✓拖车平均运行速度假设为50km/小时，两端装卸氢气时间约8小时，按照每天工作12小时，年有效工作时间4380小时计算；✓氢气压缩过程耗电1kWh/kg（20MPa）、2kWh/kg（50MPa），电价0.60元/kWh；✓运氢毛利率15%。表3：气氢拖车运输成本结构成本单位成本结构20MPa单位成本50MPa单位成本万元/年折旧费1220固定成本万元/年人工费（司机+大量操作人3030员）万元/年车辆保险11元/km保养费0.30.3变动成本元/km油料费2.012.01元/km过路费0.60.6元/kg压缩耗电费0.601.2资料来源：长江证券研究所可得到不同运输距离的运输成本曲线，对于100公里的运输距离，20MPa长管拖车氢气运输费用在8.10元/kg（含15%运输毛利率），随着距离的上升，300公里距离时，运输费用达到16.29元/kg。但对于目前国际上已经推出50MPa的氢气长管拖车，每次可运氢气1000~1500kg，则氢气运输成本将大幅降低，300km运输距离时也仅需要6.41元/kg，相比20MPa长管拖车运输费节省60.68%（50兆帕长管拖车按照200万元车辆购置费和1200kg满载氢气量测算）。长期来看，高压储氢管束车的研发制造将是未来大的方向之一，中集安瑞科目前已经实现30兆帕氢长管拖车的量产。请阅读最后评级说明和重要声明11/29%%11%%%research.95579.com图11：气氢拖车运输成本情况联合研究行业深度12/29181616.296.411414.245.761212.205.121010.154.4888.1015066.0543.203.84205010020025030020MPa运输成本（元/kg）50MPa运输成本（元/kg）资料来源：化工进展：《氢能供应链成本分析及建议》张轩、樊昕晔等，长江证券研究所气氢标准——成熟度相对较高国际上来看，各组织发布的储氢和运输标准较为完善地涵盖了氢气加氢站、氢容器、氢气管道和输运以及氢脆等方面。我国的国家标准主要集中在加氢站、车载氢系统和气态储氢容器，相对较为完善：✓2017年发布的GB/T34584-2017规定了氢能车辆加氢站的氢气输送、站内制氢、氢气存储、压缩、加注等方面的安全技术要求，也适用于加氢加油、加氢加气等两站合建或多站合建的加氢站；✓2018年，我国又实施了GB/T34542.3-2018和GB/T34542.2-2018，进一步完善了氢脆相关防护标准；✓2020年7月21日，车载储氢系统的GB/T26990-2011、GB/T29126-2012经过修订后预计实施，将工作压力不超过35MPa修改为70MPa。GB/T26466-2011和GB/T34583-2017是固定式储氢容器技术标准，分别适用于高压钢带错绕式容器和加氢站用气氢储存装置。GB/T35544-2017和T/CATSI02007-2020分别规定了车用压缩氢气铝内胆碳纤维全缠绕瓶和塑料内胆碳纤维全缠绕瓶的型式、参数、技术要求、试验方法、运输、储存等方面的要求；✓2023年，我国发布了《变压吸附提纯氢气系统安全要求》，计划于2023年12月1日起开始实施，进一步规范提升我国PSA提氢装置的安全性和技术水平；✓而与氢气管道和天然气掺氢运输相关的标准依然缺乏，2021年7月，中国标准化协会批复了《氢气输送工业管道技术规程》的编制工作，由北京市公用工程设计监理有限公司主编。总体而言，氢能领域国家标准还未成体系出台，制约了行业发展，正因如此，2023年8月国家标准委、国家发改委、工信部等六部委联合印发《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》。指南明确了近三年国内国际氢能标准化工作重点任务，系统构建了氢能制、储、输、用全产业链标准体系，涵盖基础与安全、氢制备、氢储存和输运、氢加注、氢能应用五个子体系。指南旨在贯彻落实国家关于发展氢能产业的决策部署，充分发挥标准对氢能产业发展的规范和引领作用。请阅读最后评级说明和重要声明12%%research.95579.com%%联合研究行业深度液态氢气储运——标准开始制定，远期潜力较大在加氢站日需求量500kg以下的情况下，气氢拖车运输节省了液化成本与管道建设前期投资成本，在一定储运距离以内经济性较高。当用氢规模扩大、运输距离增长后，提高气氢运输压力或采用液氢槽车、输氢管道等运输方案才能满足高效经济的要求。液态氢长距离运输具备成本优势液氢优势在于运输能量密度较高。由于低温液态氢高密度的特性，常压下密度为71kg/m3，相当于70MPa气态氢密度的1.8倍（39kg/m3），是20MPa气态氢密度的4.9倍（14.4kg/m3），储氢质量能量密度按目前的技术可以大于5%。液氢槽车运输（按68m3水容积计算，满载储氢约4,828kg）相较于20MPa高压气氢拖车（按照30m3水容积计算，满载储氢约432kg），可使单车储运量提高约10倍，充卸载时间减少约50%，并且在液化过程还能提高氢气纯度，一定程度上可节省提纯成本。随着氢能产业的发展，液氢储运是大规模长距离储运氢的方向之一。液氢储罐根据使用场景不同主要分为固定式和移动式两种。⚫固定式：固定式液氢储罐容积较大，一般能够储存大于330m3的液氢，其形状可以多种多样，较为常见的是球形和圆柱形。液氢储罐的漏热损失通常与容器表面积和体积的比值(S/V)成正比，而球形储罐具有最小的S/V值，损耗率最低，并且球形结构机械强度高、应力分布均匀，是理想的储罐形状。NASA常使用的大型液氢球型储罐直径为25m，容积可达3800m3，日蒸发率<0.03%。但球形储罐加工难度大、造价高昂，当前我国自行研制的大型固定式液氢储罐多为圆柱形液氢储罐。⚫移动式：由于运输工具的尺寸限制，公路运输所用液氢储罐宽度限制在2.44m之内。卧式液氢储罐的容积越大，容器表面积与体积的比值(S/V)就越小，液氢蒸发率就越低，所以3种运输方式的液氢损耗率：公路运输>铁路运输>船运。30m3的公路运输用液氢槽罐（按照液氢密度71kg/m3计算满载储氢约2,130kg）日蒸发率约为0.5%，107m3的铁路用储罐（满载储氢约7,597kg）蒸发率约为0.3%，910m3的船运储罐蒸发率能够低至0.15%。张家港中集圣达因低温装备有限公司已能制造300m3的可移动式液氢储罐，一次能够储运20余吨液氢。图12：航天发射场上的液氢贮存罐示意图图13：北京特种工程研究院45m3液氢储槽车示意图资料来源：百度图片，长江证券研究所资料来源：百度图片，长江证券研究所13/29请阅读最后评级说明和重要声明13%%%%%%research.95579.com%%联合研究行业深度以液体形式储存氢气需要低温，氢气在一个大气压下的沸点为-252.77℃，其液化能耗较高。在理想状态下，氢气最小理论液化功为2.9kWh/kg（气源压力2.5MPa，产品仲氢含量99.8%，氢分子由于两个原子的自旋方向差异而分为正氢和仲氢，随着温度的降低，正氢将自发向仲氢转化，温度在液氢沸点时，正氢比例仅为0.2%，仲氢比例达到99.8%，接近100%。）2，但实际运行氢液化设备中，由于氢气无法通过节流膨胀直接降温得到液氢，在环境温度高于202K时的预冷则会增加液化过程能耗，单位能耗普遍在10-15kWh/kg，能源利用效率约20%-30%。随着氢液化装置产能的增加，以及分系统单体设备性能和效率的提升，装置总体单位能耗能够降低至6kWh/kg，这一标准也是美国国家能源局对氢液化装置能耗要求的终级目标（产能300吨/日，供应日加注能力1吨的加氢站，服务100万人口）。氢液化系统技术持续发展。按照制冷方式的不同，主要的氢液化系统有：预冷的Linde－Hampson系统、预冷型Claude系统和氦制冷的氢液化系统3。上述三种流程形式各有特点：1）Linde－Hampson循环能耗高、效率低、技术相对落后，不适合大规模应用；2）Claude循环综合考虑设备以及运行经济性，适用于大规模氢液化装置，尤其是液化量在3吨/日以上的系统；3）氦制冷的氢液化装置由于近年来国际及国内氦制冷机的长足发展，其采用间壁式换热形式，安全性更高，但是由于其存在换热温差，整机效率稍逊于Claude循环，更适用于3吨/日以下的装置。在实际应用中，需要根据制造难度、设备投资以及系统的大小进行液化循环的合理选择。各国就大规模低成本氢液化装置持续开展深入研究。图14：氢液化过程的效率对比资料来源：《规模化氢液化装置现状及未来技术路线分析》张振扬等，2022，长江证券研究所目前国际上能够提供商业化液氢装置的公司主要是普莱克斯、林德、法液空等。普莱克斯大型装置多采用修正的Claude循环氢制冷方式，单位能耗相对较低，约为12.5~15kWh/kg。法液空小型装置采用氦制冷氢液化流程，单位能耗约为17.5kWh/kg。对于未来的氢液化装置，林德公司期望最终的10吨/日的氢液化站单位能耗能降低到10kWh/kg，50吨/日型号的可以降到9kWh/kg；法液空的最终目标是将氢液化站的单位能耗降低到9kWh/kg。2《基于克劳德循环的氢液化流程模拟研究》，魏晓雯，202114/293低温与超导：《氢液化技术研究进展及能耗分析》，吕翠等%%请阅读最后评级说明和重要声明%%14%%research.95579.com%%按照液氢生产能耗约为15kWh/kg计算，电价为0.5元/kWh时，液化过程的能耗成本联合研究行业深度约为7.5元/kg。当有外部冷源（如有LNG辅助时），其生产单耗会下降30%以上，因此有条件的LNG终端配备液氢生产装置的经济可行性提高。15/29液氢泄漏问题较为严重。液氢沸点仅为20.38K，气化潜热小（仅为452kJ/kg），因此液%%氢的温度与外界的温度存在巨大的传热温差，稍有热量从外界渗入容器，即可快速沸腾而致损失。即使用真空绝热储槽，液氢也难长时间储存，如不进行正仲态催化转化，由于氢的汽化潜热小于正—仲氢转化释放热（670kJ/kg），所以正氢到仲氢的自发转化很容易引起液氢升温，进而汽化4。目前，液氢的损失率达每天1%～2%，而汽油通常每月只损失1%，所以液氢不适合用于间歇使用的场合，如汽车。但是，对一些特殊用途，例如宇航的运载火箭等，采用冷液化储氢是有利的。液氢长距离运输更具备成本优势。在典型氢液化装置中，建设成本、电力能耗成本和运维成本三者分别占氢液化总成本的约60%、30%、10%5，其中建设成本依赖于液化流程的类型和产能，电力能耗成本与液化流程效率相关性较大。液氢产品的经济性与氢液化装置的规模也密切相关，产能25吨/日装置的产品成本约为5吨/日装置的50%，产能100吨/日装置的产品总成本可减小到50吨/日装置的近1/3，当前美国液氢总产能在200吨/日以上，其液氢生产成本低至2.5美元/kg。表4：不同产能规模化氢液化装置情况压缩机供气压力类型产能建设成本包含预冷电力能耗运维成本1.0-1.5MPa1.5-2.5MPa小型2吨/日以下低12-14kWh/kgLH2高喷油螺杆压缩机＞2.5MPa中型2-50吨/日中7.5-12kWh/kgLH2中活塞式压缩机大型50吨/日高6-7.5kWh/kgLH2低活塞式压缩机或涡轮增压器资料来源：《规模化氢液化装置现状及未来技术路线分析》张振扬等，2022，长江证券研究所从液化到运输全过程成本分析，由于液氢槽车储运量较大，可减少槽车及人员的配置，尽管长距离运输也会带来成本的提高，但提高的幅度并不大。因此，液氢在长距离、大规模的运输中，相较于20MPa高压气氢拖车储运有着显著的成本优势。现有技术条件下，液化过程的能耗和固定投资较大，液化过程的成本占到整个液氢储运环节的90%以上。未来，由于液化设备的规模效应和技术升级，液化能耗和设备成本还有较大的下降空间。液氢槽罐车运氢成本测算，假设：✓液氢罐车价格为420万元，折旧年限为10年；槽车单次载氢量为4000kg，液氢损耗率为0.3%6；✓氢源距离加氢站100km，加氢站每天用氢500kg；✓每车配司机1人，装卸操作员2人（专车专员），人员费用10万元/年，共30万/年；4《基于克劳德循环的氢液化流程模拟研究》，魏晓雯，20215化工进展：《规模化氢液化装置现状及未来技术路线分析》，张振扬等，20226《氢气储运方式的经济性对比研究》，闫喻婷，2021请阅读最后评级说明和重要声明%%15%research.95579.com✓液氢槽罐车重量较大，相比长管拖车油耗较高，假设每百公里消耗柴油约35升，联合研究行业深度柴油价格8.04元/升（2022年10月25日北京0#柴油零售价）；16/29✓车辆保险费用按车辆总价值2%计算，保养费用0.3元/km，过路费0.9元/km；✓拖车平均运行速度假设为50km/小时，两端装卸氢气时间约3小时，按照每天工作12小时，年有效工作时间4380小时计算；✓氢气液化能耗平均15kWh/kg，电价0.60元/kWh；✓运氢毛利率15%。表5：液氢槽罐车运输成本结构成本单位成本结构液氢槽罐车单位成本42万元/年折旧费308.4固定成本万元/年人工费（司机+大量操作人员）0.32.81万元/年车辆保险0.69元/km保养费变动成本元/km油料费元/km过路费元/kg液化耗电费资料来源：《氢气储运方式的经济性对比研究》，闫喻婷，2021，长江证券研究所图15：液氢槽罐车运输成本情况5044.964540.8615.3615.394036.7710003532.673028.5824.482520.392016.291512.2012.7613.1913.6314.0614.5014.9311.8911.4512.321011.5412.8314.118.107.698.9710.26503.845.126.41100200300400500600700800900液氢槽罐车运输成本（元/kg）20MPa运输成本（元/kg）50MPa运输成本（元/kg）资料来源：《氢气储运方式的经济性对比研究》，闫喻婷，2021，长江证券研究所液氢运输200公里距离时，单位运输成本11.98元/kg，20兆帕长管拖车运输成本为12.20元/kg，二者基本相当，即当氢气运输距离超过200公里是，20兆帕的长管拖车经济性相比液氢运输车没有优势；但是未来如果50兆帕长管拖车允许使用后，1000公里范围内运输氢气相比液氢槽罐车也具有一定经济性。请阅读最后评级说明和重要声明16%%research.95579.com%%联合研究行业深度液氢历史上应用在军工及航空航天，国产化技术有所突破短期液氢制氢产能有限，技术有待持续突破。我国2020年以前，氢液化装置均从国外进口，主要服务于氢氧火箭发动机的开发（航天101所、文昌和西昌卫生发射中心），核心液氢工厂设备依赖进口，也导致液氢成本较高，民用领域应用受到了一定限制。表6：国内现有氢液化装置（单位：吨/日）建设年份经营者所在城市液氢产能设备来源0.5林德1995航天101所北京11法液空2007航天101所北京2.5法液空—法液空2011蓝星航天化工西昌1.7航天101所1.590%国产2012蓝星航天化工文昌全国产2020鸿达兴业乌海2021航天101所北京2022中科富海中山资料来源：化工进展：《氢液化装置产业化与研究进展》，孙潇等，2023，长江证券研究所国产化技术逐渐突破。低温液氢对大规模高效氢液化技术及其装备制造技术、高性能液氢储罐设计和制造技术等具有较高要求，国产化设备已有众多突破。目前液氢产业链各环节包括氢液化装置、储罐、罐车和加注系统等，均已基本具备自主国产化的技术和产品。中航101所、中科富海、富瑞特装是国内较早开展液氢储运技术及装备开发的机构或企业。图16：氢液化国产化技术逐渐获得突破资料来源：化工进展：《氢液化装置产业化与研究进展》，孙潇等，2023，长江证券研究所随着氢能应用前景的不断凸显，液氢示范项目也在持续推进。目前我国已投运的液氢项目规模较小，随着国产设备国产化率的逐渐提升，未来规划的大型液氢项目的成本将会持续降低。请阅读最后评级说明和重要声明17/29%%17%%%%research.95579.com%%联合研究行业深度表7：国内规划中氢液化装置（单位：吨/日）建设年份经营者所在城市液氢产能设备来源嘉兴—林德2020年签约林德、上海华谊2021年开工嘉化能源嘉兴1.5航天101所2021年开工河北旭阳定州1—2022年投产空气化工产品海盐302022年投产中科富海北京5空气化工产品2022年投产中科昊海阜阳1.5中科富海2022年开工齐鲁氢能（山东）淄博中科富海2022年开工空气产品久泰(内蒙古)呼和浩特102022年开工中建航天陇西江苏国富氢能（引30进俄罗斯工艺）预计2023年投产华久氢能源（河南）洛阳一期约7.1、二期约10.7空气化工产品预计2023年投产中石化巴陵石化、湖南核电岳阳8.6航天101所江苏国富氢能（引60进俄罗斯工艺）—资料来源：化工进展：《氢液化装置产业化与研究进展》，孙潇等，2023，长江证券研究所液氢国标落地，液氢民用有标可依液氢领域新出台三个国标，有利于进一步推动液氢应用场景落地。2021年5月，市场监管总局（国家标准委）批准发布《氢能汽车用燃料液氢》《液氢生产系统技术规范》《液氢贮存和运输技术要求》三项国家标准，并于2021年11月1日实施，同时GB50516-2010《加氢站技术规范》增加了液氢储存和应用等相关内容，进一步完善了氢能标准体系，使液氢民用有标可依，为指导液氢生产、贮存和运输，加强氢燃料质量管理，促进氢能产业高质量发展提供重要标准支撑。管道运输——远期最理想长距离输氢方式中长距离运输最理想且成本最低的方式就是管道输送，建设专门的纯氢管道，或利用现有的天然气管网掺氢运输，国外多个国家已经对天然气管道掺氢进行了多项探索，其中英国已经在2017年完成了20%体积比例的掺氢测试。表8：海外天然气管道掺氢运输试验项目情况国家项目名称开始时间研究目标欧盟Naturally2004年研究天然气管道掺氢对天然气输送、配送及用户终端在内的整个系统的影响荷兰VG22007年第一次长时间测试了天然气掺氢的家用性能，研究了富氢天然气对管道的影响德国WindGas2012年日本Falkenhagen2012年利用风电制氢进行储能，通过天然气管网进行输送，最终探究可再生能源转化为氢能的经济效益法国2014年英国GRHYD2017年开展体积分数为30%氢燃料混合物的大型燃气轮机测试HyDeploy当地氢气注入天然气管网示范性项目，初始注入氢气比例6%，用以验证电力制氢通过天然气管网中国朝阳可再生能源掺2019年混合输送的技术及经济可行性氢示范项目建立混氢天然气供应网络，实现了在基尔大学和英国北部的小范围供气，氢气注入体积比达到20％通过验证电力制氢和氢气流量随动定比掺混、天然气管道材料与氢气相容性分析、掺氢天然气多元化应用等技术的成熟性、可靠性及稳定性，达到全面验证示范氢气“制取-储运-掺混-综合利用”产业链关键技术的目的请阅读最后评级说明和重要声明18/29%%18%%%%research.95579.com%%联合研究行业深度意大利SNAM公司项目2019年开展混氢天然气输送试验，探究天然气传输系统混氢天然气的允许混氢量，当前输送天然气中的混2020年氢量为5%，2020年底开展天然气混氢输送试验的混氢量为10%澳大利亚WSGG利用风/光电来电解水制氢，并将部分氢气注入Jemena公司的新南威尔士州天然气网络，为当地居民和企业供暖资料来源：《掺氢天然气长距离管道输送安全关键技术与进展》李凤，董绍华等，长江证券研究所国内输氢管网建设领域也多有突破：✓2023年4月10日，中国石化宣布，公司“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，标志着我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，终点位于北京市的燕山石化，管道全长400多公里，是我国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道。管道建成后，将用于替代京津冀地区现有的化石能源制氢及交通用氢，大力缓解我国绿氢供需错配的问题，对今后我国跨区域氢气输送管网建设具有战略性的示范引领作用，助力我国能源转型升级。“西氢东送”管道规划经过内蒙古、河北、北京等3省（市）9个县区。管道一期运力10万吨/年，预留50万吨/年的远期提升潜力。同时，将在沿线多地预留端口，便于接入潜在氢源。未来，中国石化可依托“西氢东送”管道建设支线及加氢母站，助力京津冀氢能走廊的高效构建，助力京津冀地区“双碳”目标的实现。✓4月16日，央视新闻报道，中国石油用现有天然气管道长距离输送氢气的技术获得突破。在宁夏银川宁东天然气掺氢管道示范平台，现场正在进行天然气管道输氢加压和测试。经过了100天的测试运行，这条397公里长的天然气管线，整体运行安全稳定。目前，这条天然气管道中的氢气比例已逐步达到24%，创造了国内外天然气管道掺氢输送的新高。据不完全统计，全国目前在运营及规划的天然气掺氢运输管网及纯氢管网长度约2,500公里，其中2022年左右已经有多个纯氢或掺氢管网竣工或开始建设，表明在下游需求逐渐起量的背景下（如燕山石化用氢、北京燃料电池车推广用氢等），大规模输氢的经济性得以凸显。表9：国内天然气管网掺氢及纯氢管网项目情况类别项目时间及状态长度(km)年输氢量项目概况济源-洛阳输氢管道2015年8月建成2510.04万吨该管道起自济源工业园区氢气首站，止于吉利区洛阳石10万吨化末站,其主要功能是为石化行业加氢反应器提供氢气原定州-高碑店氢气管道工程2021年6月启动,处于164.74.42万吨料。审批阶段4万吨这是第一条主要为了输送燃料电池所需的氢气而建设的200万标方管线。巴陵-长岭输氢管道2014年建成42主要输送纯度为99.5%的氢气,已安全运行了多年,是我国运行时间最长的输氢管道。金陵-扬子氢气管道2008年建成32其中17km在南京化工园区内架空敷设,钢管材质为20#石油裂化钢管纯氢管是宁夏宝廷新能源有限公司至宁夏沃凯珑新材料有限公司的氢气输送管道。这是宁东化工基地内建设的一条输线宁夏宁东输氢管线2022年3月开建1.2氢管道。该项目是中石油首条绿氢输送管道,是玉门油田160兆瓦玉门油田水电厂氢气输送2022年8月建成5.57000吨可再生能源制氢示范项目的重要配套工程,这也是国内首管道5040吨个绿氢输送管道。10万吨全球第一个完全面向新能源汽车行业的高等级无取向硅宝钢无取向硅钢产品结构2022年11月贯通3.97钢专业生产线。优化标段三项目输氢管道中石化将投资200亿元用于在内蒙古乌兰察布建设绿色电力和氢能综合项目。该计划包括陆上风电制氢一体化乌兰察布陆上风电制氢一2022年12月23日消400工程和输氢管道。这条输氢管道连接乌兰察布的制氢厂体化工程和输氢管道息披露请阅读最后评级说明和重要声明19/29%%19%%%research.95579.com联合研究行业深度和中石化在北京的燕山石化。乌海至呼和浩特输氢管道2022年12月23日消500-是我国压力最高、长度最长的氢气干线管道-暨"内蒙古氢能走廊"项目息披露-中石油管道局将在山东推进的项目,是"氢进万家"的一部440万立方分。山东100公里纯氢管网示2023年1月16日披露10040万吨国家电投集团中央研究院建设了国内首个"绿氢"掺入天然40亿立方气输送应用示范项目,将可再生能源电解水制取的"绿氢"范消息15.9万吨与天然气掺混后供燃气锅炉使用,按10%的掺氢比例。2020年9月该项目签约,项目建成后,预计每年可生产氢朝阳天然气掺氢示范工程2019年建成--气1000吨,混合气将用于专用的氢气天然气汽车。目前-已成功实现入户通气使用，为国内首次试验示范张家口掺氢管道示范项目2023年3月建成--该项目在内蒙达茂的哈日朝鲁水库地区,利用弃电进行制131.3万吨氢,制得氢气将用于还原冶炼,一期年输送能力10万吨/年,达茂-工业区氢气管道工程2020年7月启动,正在159二期30万吨/年。推进管道起自拟建的干线雷州分输站,经通明海海峡,止于东海岛湛江钢铁末站,未来将为宝武集团绿色钢厂输送氢气。广东海底掺氢管道正在推进55掺氢比20%。掺氢比例为5%,一期计划输量4.2万吨/年,二期规划11.7掺氢管万吨/年。该项目位于内蒙古巴彦淖尔市,工程管线全长258公里,其线陕宁一线掺氢示范项目2021年完工97中干线管道235公里、支线管道23公里,管道设计压力6.3兆帕,全线共建设10座阀室和3座场站,年度最大输内蒙古西部天然气包头－2023年3月开工258气能力可达12亿立方米。临河输气管道工程经过了100天的测试运行，这条397公里长的天然气管线，整体运行安全稳定。目前，这条天然气管道中的氢宁夏银川宁东天然气掺氢2023年4月披露消息397气比例已逐步达到24%管道示范平台管线每年可为内蒙兴安盟城区及沿线各类用户输送10亿立方米天然气,同时具备高比例掺氢功能;新能源大基地所扎鲁特旗-乌兰浩特氢混天正在推进230发绿电优先电解水制取绿氢,以管线形式输送,满足兴安盟然气长输管线及蒙东地区氢气需求,助力打造零碳兴安盟。纯氢与通辽市隆圣峰天然气有限2022年7月23日开建4.7将建一条纯氢管道和一条掺氢管道。建成后能进行纯氢掺氢管公司甘旗卡综合站纯氢与及掺氢输送、并对管材及设备进行科研验证。线并行掺氢燃气管道工程2022年8月中试主体完7.4项目包括7.4公里的输氢主管线及一个燃气管网掺氢试宁夏宁东天然气掺氢降碳工验平台。这是由中石油管道局投产运行的首条输氢管示范化工程道。合计2,482.5资料来源：国际能源网，氢云链，长江证券研究所（注：部分输氢规模按照氢气密度1kg=11.2m3进行换算）2022年中国天然气表观消费量为3,638.12亿立方米，同比下降2.7%。2021年末全国城市及县城燃气管道长度分别为92.91万公里、20.60万公里，同比增长9.2%、10.6%，增速稳定。按照2022年中国天然气表观消费量掺氢20%假设计算，则现有燃气管网潜在输氢能力可达727.6亿立方米/年，约649.7万吨/年。请阅读最后评级说明和重要声明20/2920%%research.95579.com%%联合研究行业深度图17：我国天然气表观消费量及其增速（单位：亿立方米）图18：城市及县城燃气管道及其增速（单位：万公里）400030%50%350010040%300030%250025%20%20008010%15000%100020%-10%50060015%10%405%200%0-5%2000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021天然气表观消费量（亿立方米）增速城市燃气管道长度（万公里）县城燃气管道长度（万公里）城市燃气管道长度增速县城燃气管道长度增速资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所掺氢对管网质量要求较高，通常掺氢比例不超过20%尽管天然气管道掺氢为大规模、长距离运输氢气提供了安全可靠且经济的一种方案，但与此同时，由于天然气与氢气在能量密度、爆炸极限、扩散系数等特性方面有明显差别，使得天然气掺氢输送对管材的适应性有特定要求，也会对压缩机、调压器、储气库、储罐、阀门等关键设备性能产生潜在影响。表10：天然气与氢气性质天然气氢气性质16.0432.0164125相对分子质量5180.0899气体常数（J/(kg·K)）0.717412.63639.842密度（kg/m3）13高热值（MJ/m3）3810.786热值（MJ/m3）35.902低热值（MJ/m3）0.020.3584点火能（MJ）5402045点火温度（℃）1875265~325空气中的火焰温度（℃）34~370.064空气中的燃烧速度（cm/s）0.2034%~75%最小淬熄距离（cm）4.7%~16.6%8.8110350燃烧极限404.0～74.2粘度（μPa·s）（1bar，20℃）5.0～15.00.160.61火焰速率（cm/s）爆炸极限（体积%）空气中的扩散系数（cm2/s）资料来源：《掺氢天然气长距离管道输送安全关键技术与进展》李凤，董绍华等，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明21/29%%21%%%%research.95579.com%%联合研究行业深度掺氢对管道及设备安全性影响天然气输送管网一般使用高压输配，使用高强度钢材管道，配送管网压力较低，使用低强度钢材管道或非金属材料管道。我国天然气管路主要包括输送管道、配送管道及其他储压调压设备。⚫输送管道主要是实现城际之间的天然气远距离输送，从气源的气体处理厂或起点压气站将气体输运到各大城市的配气中心、大型用户或储气库，输送压力较高（我国西气东输工程中的部分管道设计压力甚至达到12MPa，其他长距离输送管道的设计压力也普遍在数个兆帕的量级），因此使用的钢材强度等级较高，如X52，X56，X60，X65，X70及X80等，最大直径可以达到1420mm。输送管道一般位于居民较少的郊外。⚫配送管网中的低压天然气由输送管道中压力较高的气体通过减压站减压后输运至终端使用，压力一般小于1MPa，小部分会大于3MPa。配送管网分支稠密，可以确保将天然气输送到千家万户，一般分布在居民集中的区域。配送管道的材料一般是铸铁、铜、钢和非金属材料。其使用的钢通常是低强度钢，如API5LA，API5LB，X42和X46；使用的非金属材料包括聚乙烯（PE63，PE80，PE100）、聚氯乙烯（PVC）及其他弹性材料7。高压情况下，高强度钢材更容易出现氢脆现象。氢脆是描述氢原子与金属相互作用而导致金属失效现象的总称，氢脆这个名称（或现象）涵盖多种金属失效模式（氢气分子可以通过吸附解离生成氢原子）。1）氢致开裂：当氢原子进入金属并发生局部富集，使得该处的氢原子浓度超过某一临界值，在外加应力（甚至无外加应力）作用下，引发裂纹并扩展，导致金属断裂；2）氢鼓泡：进入金属的氢原子在局部位置聚集后，可以复合成为气态H2分子，增大局部压力。随着大量的H2分子气泡产生，局部压力显著升高。当H2分子气泡聚集在金属内侧表面，且金属的强度较低、韧性较高时，金属外表面就会产生鼓泡8；3）氢腐蚀：由于氢与管线钢中的碳反应生成甲烷，造成钢脱碳和产生微裂纹，导致钢的力学性能不可逆的劣化，发生氢腐蚀。7《天然气掺氢管道输运及终端应用》，于子龙等22/298《高压氢气管道氢脆问题明晰》，程玉峰%%请阅读最后评级说明和重要声明%%22%%research.95579.com%%联合研究行业深度图19：充氢后试样脆性断裂倾向性增加（c中虚线标识区域）资料来源：《真空渗碳处理齿轮钢的氢脆敏感性》肖娜，长江证券研究所利用天然气管网输送低掺氢比天然气，原有管网的适应性较好，输送高掺氢比天然气，23/29则需要更新（或改造）原有管材及设备，升级安全防控与应急技术体系。目前法国已对非金属聚乙烯管道的长期性能进行研究，英国开始将钢管更换为聚乙烯管道，预计约%%2030年钢管管道被聚乙烯管道取代。目前认为非金属的聚乙烯材料作为掺氢天然气管道管材相容性较好。具体来说，天然气管道供应系统最大掺氢体积比不应超过27％，在总压12MPa、氢气体积分数16.7％的工况下，X70钢不会产生氢脆，机械性能不会显著下降9。对设备的影响。氢气不仅对管道材料产生影响，还会对管网中的设备造成影响，如压缩机、阀门、法兰、密封件、仪表等。有研究指出，掺氢影响天然气管网计量设施的精度，掺氢比例不宜大于5%。输氢专项标准未出台制约大规模发展，长期成本优势明显目前，天然气国标中掺氢比例要求较低。《煤制合成天然气》(GB/T33445-2016)标准规定氢气体积分数高限为3.5%，《进入天然气长输管道的气体质量要求》(GB/T37124-2018)标准中规定不超过3%，在《天然气》(GB17820-2018)以及《燃气工程项目规范》(GB55009-2021)标准规范中，均未对具体氢气含量给出限制，只提出要保证混氢天然气的参数符合标准10。预计随着行业标准逐渐完善，国内大规模试验天然气管道掺氢甚至纯氢输送管道的建设将提速。以“济源-洛阳”管道为例，满载运氢成本低至0.51元/kg。该项目采用φ508毫米管道（φ指的是钢管的外径），年输送能力10.04万吨，运输距离25公里，总投资1.54亿元，平均计算建设成本为616万元/公里，管道使用寿命20年，年折旧费30.8万元/公里。运行期间维护成本及管理费用按建设成本的8%计算，年运维费2.464万元/公里。9《氢能产业链及储运技术研究现状与发展趋势》，刘翠伟等10《天然气管道掺氢输送条件和应用场景展望》，刘伦，韩毅请阅读最后评级说明和重要声明%%23%research.95579.com据统计氢气管道在满载年输送10.04万吨氢气过程中损耗为1,252千克/（年·公里），联合研究行业深度即年漏损率约0.03%，按照15元/kg价格计算，年损耗成本为1.878万元/（年·公里）24/2911。最终计算得：25公里运输距离、年输氢量10万吨时，输氢合计固定成本为0.083元/kg，满载时可变成本为0.425元/kg，合计0.51元/kg；若运输距离为100公里则运输成本约0.77元/kg（固定成本0.331元/kg，可变成本0.439元/kg）。表11：济源-洛阳天然气管道输氢成本构成情况成本项目成本结构金额单位308,000元/（年·公里）固定成本管道折旧费24,640元/（年·公里）维护及管理费0.42元/千克可变成本氢气压缩费用18,780元/（年·公里）氢气运输损耗资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，长江证券研究所（注：气氢压缩成本约1kWh/kg，电价按照0.42元/kWh计算）天然气管道掺氢混烧是否具有经济性取决于计价方式。目前各地天然气多采用体积方式计价而非热值计价，这对天然气掺氢的商用推广形成挑战，主要原因在于1m3天然气热值（取均值）为同体积氢气的约2.8倍，按照热值换算，西部和东部地区的配网端氢气成本分别要低于0.54元/Nm3和0.71元/Nm3（天然气价格分别按照西部地区、东部地区省级门站价格1.5元/Nm3和2元/Nm3计算）,即天然气价格分别低于6.07元/kg、7.98元/kg（按照标准大气压下0.089kg/Nm3计算），在天然气中掺混氢气理论上オ具有经济吸引力。尽管部分天然气组分中包含一定比例的氮气等不可燃气体（例如俄气中含有5%左右的氮气），但氮气分离成本更高，故无法将此部分氮气替换成天然气以维持等热值。管道掺氢同样可以实现末端分离后使用。例如燃料电池的应用中，氢气纯度需要高于99.99%，可以通过低温分离法、变压吸附法、膜分离法、电化学分离等方法将氢气从气体混合物中提纯。70MPa高压车载储氢设备标准落地，未来可期高压气态储氢是目前应用最广泛的储氢方式。储氢容器先后经历了从钢制、金属内衬纤维缠绕到新材料的发展过程，目前，国际上正积极开发压力更高的轻质储氢压力容器。高压气态储氢容器主要分为纯钢制金属瓶（I型）、钢制内胆纤维环向缠绕瓶（II型）、铝内胆纤维全缠绕瓶（Ⅲ型）及塑料内胆纤维缠绕瓶（IV型）4个类型。相关研究显示12：✓Ⅰ型钢制气瓶易受氢气腐蚀而失效，并且难以对容器开展安全监测，质量储氢密度仅为1%~1.5%，常用于少量氢气的固定储存；✓Ⅱ型瓶在钢制气瓶圆柱段外侧环向缠绕了复合材料纤维，制造成本比Ⅰ型高50%，但重量减轻30%~40%；11《中国氢能产业发展报告2020》12科学通报：《氢的高压与液化储运研究及应用进展》，2022-6-19请阅读最后评级说明和重要声明24%%research.95579.com%%✓Ⅲ型瓶使用复合纤维材料对金属内衬进行完全缠绕，此时内衬主要作用是防止氢联合研究行业深度气从复合材料间隙泄漏。不用承担压力的内衬较薄，使得Ⅲ型气瓶的质量大约仅为Ⅱ型的50%。安瑞科公司研制出了87.5MPa钢质碳纤维缠绕大容积储氢容器，容25/29积提高至580L以上，已示范应用于大连加氢站；%%✓Ⅳ型瓶通常使用高密度聚乙烯等聚合物作为衬里，进一步减轻了气瓶的质量。日本丰田公司开发的非金属内胆全纤维缠绕气瓶的额定工作压力达到70MPa，质量储氢密度达5.7%，体积储氢密度为40.8kg/m3，但存在非金属内衬对氢气的密封性欠佳和金属与非金属结构连接复杂的问题。一种将石墨烯薄片掺入聚合物基质中的方法可以将聚乙烯和不锈钢之间的黏附强度提高一个数量级；✓还有一种全复合材料、无内胆的压力容器，即Ⅴ型瓶，工作压力可达70~100MPa，使用寿命可达30年以上，目前尚处于研究阶段。Ⅲ型瓶和IV型瓶具有重容比小、单位质量储氢密度高等优点，已广泛应用于氢燃料电池汽车。I型、II型储氢瓶由于质量储氢密度较低、氢脆问题严重，难以满足车载储氢系统的质量储氢密度要求；而III型、IV型瓶由内胆、碳纤维强化树脂层及玻璃纤维强化树脂层组成，气瓶质量较轻，单位质量储氢密度有所提高。因此，车载储氢瓶大多使用III型、IV型。国内车载高压储氢系统主要采用35兆帕Ⅲ型瓶，国外以70兆帕IV型瓶为主。主要原因包括：1）我国在IV型瓶，尤其是IV型瓶缠绕所需要的碳纤维材料部分企业刚刚实现产品突破，产能正处于扩张过程中，价格短期仍较高；2）国内燃料电池汽车应用场景重点在重卡等商用车层面，对储氢瓶体积要求不如乘用车严格，35MPa基本能够满足各类型商用车的应用场景；3）此前国内因安全性考量，车载储氢瓶四型瓶国标一直未出台，制约了产品的应用，2023年5月23日，国家标准《车用压缩氢气塑料内胆碳纤维全缠绕气瓶》（GB/T42612-2023）及《车用高压储氢气瓶组合阀门》（GB/T42536-2023）正式发布，两项标准均于2024年6月1日正式实施，为未来四型储氢瓶的应用、更长距离卡车运输场景及燃料电池乘用车的普及推广奠定基础。表12：各类型储氢瓶对比情况类型Ⅰ型Ⅱ型Ⅲ型Ⅳ型30~7030~70工作压力（兆17.5~2026.3~30有氢脆、有腐蚀性有氢脆、有腐蚀性帕）0.35~1.00有氢脆、有腐有氢脆、有腐蚀性15~200.35~1.00介质相容性蚀性15~2048.8产品重容比0.90~1.300.60~0.95高（kg/L）是使用寿命（年）1515储氢密度（g/L)14.28~17.2314.28~17.2340.4成本低中等最高车载是否使用否否是资料来源：燃料电池百科，长江证券研究所储氢压力大于70兆帕时，体积的增大则不利于提升体积储氢密度。III与IV型瓶的质量储氢密度和储氢压力呈接近线性增长的关系，而在20兆帕时，III与IV型瓶与I和II型瓶差异不大（分别为1%和1.5wt%），且相同储氢压力下，氢瓶体积越大其质量储氢密请阅读最后评级说明和重要声明%%25%%research.95579.com%%度越大。就体积储氢密度而言。体积储氢密度则不是和储氢压力呈接近线性关系，由于联合研究行业深度在更高压力状态下，气体运动较为复杂，无法适用理想气体状态方程13，即氢气密度并不随着压力升高而线性增长。随着氢瓶体积的增大，III与IV型瓶的体积储氢密度最高26/29点越靠近低储氢压力区。车载储氢瓶单瓶容积规格一般在50L-200L，以储氢压力约70兆帕为界，小于70兆帕时储氢体积越大体积储氢密度越高，大于700bar时，体积的增%%大则不利于提升体积储氢密度。图20：氢气在20摄氏度时不同压力下的密度及压缩因子45403539.7301.459702528.92023.720.9151014.851.1251.1911.2251.29202030405060密度kg/m3压缩因子资料来源：中国氢能联盟研究院，长江证券研究所（注：理想气体方程中压缩因子为1）美国能源部(DOE)对车载储氢技术的要求。美国能源部对储氢系统的体积储氢密度、质量储氢密度、成本控制目标、工作温度范围、使用寿命、吸氢饱和时间等设置了具体的参数，其目的是希望燃氢汽车性能与燃油汽车相近，包括燃料补给等候时间、行驶里程数等，从而可不改变人们对汽车使用的习惯。规划最终实现7.5%质量密度和70g/L的体积密度。表13：美国能源部历次拟订的车载储氢系统目标及终极目标要求指标单位2010年2015年2020年最终目标要求2.5kW·h/kg1.51.81.87.52.3质量密度70-40/(95～105)H2(质量分数)/%4.55.55.50.3/1.20.02kW·h/L0.91.31.3体积密度g(H2)/L284040放氢温度℃-40/85-40/85-40/85压强（最高/最低)Mpa0.5/1.20.5/1.20.5/1.2动力学速度[g(H2)/s]/kW0.020.020.02资料来源：美国能源部，长江证券研究所高压氢气一般采用压缩机获得。压缩机可以视为一种真空泵，它将系统低压侧的压力降低，并将系统高压侧的压力提高，从而使氢气从低压侧向高压侧流动。工程上，氢气的压缩有两种方式：其一是直接用压缩机将氢气压缩至储氢容器所需的压力后存储在体积13《高压氢气压缩因子计算模型研究》王新跟，沈昱明，2022请阅读最后评级说明和重要声明%%26%%research.95579.com%%联合研究行业深度较大的储氢容器中；其二是先将氢气压缩至较低的压力(如20MPa)存储起来，需加注时，先引入一部分气体充压，然后启动氢压缩机以增压，使储氢容器达到所需的压力。总结来看，由于绿氢主要分布在我国三北地区（风光发电后电解水制氢），而氢能的下游需求集中在工业领域及交通领域，以东南沿海等经济较为发达的省份和地区为主要需求区域，这种供需在区域上的错配，使得氢能储运环节成为氢能应用的重中之重，也是目前制约行业发展的最核心瓶颈之一。短期来看，由于氢下游应用规模仍较小，绿氢难以替代原有灰氢为主的应用格局，氢气运输仍将以高压气态长管拖车运输为主，其在短距离运输具备一定的经济性；中期来看，随着氢下游应用范围的扩大，氢气或将逐渐由就地消纳变为输送后消纳，新材料固态储运氢、液态氢气运输等方式都会成为有前景的中长距离运输手段；长期来看，为了保障氢气稳定、经济、安全的长距离运输，管道输氢仍是最佳方式，在天然气管道掺氢输氢为辅的基础上，纯氢管网的大规模建设也必不可少。请阅读最后评级说明和重要声明27/29%%27%%%research.95579.com联合研究行业深度风险提示1、氢能下游需求增速低于预期：绿氢目前下游需求方向较多，包括燃料电池车等交通领域应用、工业领域应用等，但因为经济性目前仍有一定障碍，未来下游需求增速低预期将减少对氢能储运环节的依赖。2、氢能储运相关国家标准出台节奏低于预期：氢能行业仍处于发展初期，政策指引在产业发展过程中必不可少，目前氢能储运领域多个环节国家标准仍处于未实施甚至缺失状态，未来相关标准出台节奏低预期也将制约产业链的发展。请阅读最后评级说明和重要声明28/2928%%research.95579.com%%联合研究行业深度投资评级说明行业评级报告发布日后的12个月内行业股票指数的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：看好：相对表现优于同期相关证券市场代表性指数中性：相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平看淡：相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数公司评级报告发布日后的12个月内公司的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：买入：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于10%增持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在5%～10%之间中性：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-5%～5%之间减持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5%无投资评级：由于我们无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使我们无法给出明确的投资评级。相关证券市场代表性指数说明：A股市场以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以恒生指数为基准。办公地址武汉Add/武汉市江汉区淮海路88号长江证券大厦37楼[上Ta海ble_Contact]P.C/（430015）Add/浦东新区世纪大道1198号世纪汇广场一座29层P.C/（200122）北京深圳Add/西城区金融街33号通泰大厦15层Add/深圳市福田区中心四路1号嘉里建设广场3期36楼P.C/（100032）P.C/（518048）分析师声明作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点。作者所得报酬的任何部分不曾与，不与，也不将与本报告中的具体推荐意见或观点而有直接或间接联系，特此声明。重要声明长江证券股份有限公司具有证券投资咨询业务资格，经营证券业务许可证编号：10060000。本报告仅限中国大陆地区发行，仅供长江证券股份有限公司（以下简称：本公司）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告的信息均来源于公开资料，本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所包含信息和建议不发生任何变更。本公司已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，不包含作者对证券价格涨跌或市场走势的确定性判断。报告中的信息或意见并不构成所述证券的买卖出价或征价，投资者据此做出的任何投资决策与本公司和作者无关。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据；在不同时期，本公司可以发出其他与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告；本报告所反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表本公司或其他附属机构的立场；本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司及作者在自身所知情范围内，与本报告中所评价或推荐的证券不存在法律法规要求披露或采取限制、静默措施的利益冲突。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。如引用须注明出处为长江证券研究所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。刊载或者转发本证券研究报告或者摘要的，应当注明本报告的发布人和发布日期，提示使用证券研究报告的风险。未经授权刊载或者转发本报告的，本公司将保留向其追究法律责任的权利。请阅读最后评级说明和重要声明29/29%%29%%