今天分享的是储能系列深度研究报告：《 2023氢能全产业链发展现状及重点公司分析报告 》。（报告出品方：华创证券 ）

  当前化石能源制氢处于主流地位，具有低成本的优势，但较高的碳排放阻碍其可持续发展，利用可再次生产的能源电解水制氢则被认为是未来的发展趋势。目前传统的氢气制取方法 大致上可以分为以下几类：1）化石燃料制氢：最重要的包含煤制氢、天然气重整制氢等，该技术目 前相对成熟，已经进行工业生产。2）含氢尾气副产氢回收：最重要的包含氯碱工业、焦炉气、 合成氨等。3）高温分解制氢：最重要的包含甲醇裂解制氢等。4）电解水制氢：利用新能源电 能来制氢，能轻松实现碳的零排放，电力来源包括太阳能、风能、水能、核能等。5）其他 方式制氢：最重要的包含光解水制氢、生物质气化等。

  世界能源理事会将氢气按市场来源分成“灰氢”、“蓝氢”、“绿氢”三类。“灰氢”是指由煤 等化石燃料制取的氢气，制作的完整过程排放大量二氧化碳，并且难以实现较为经济的碳捕捉、 利用和封存。“蓝氢”是指使用碳捕集和封存（CCS）技术脱碳的灰氢，可以由天然气等化 石燃料制得。“绿氢”是指使用新能源电力或核能制取的氢气，是最适合实现可持续能源 转型的一种氢能。2019 氢能产业高质量发展创新峰会上，工信部原部长李毅中指出：“灰氢不可 取，蓝氢可以用，废氢再利用，绿氢是方向。”

  从氢气制取方式的占比情况看，全球氢气制取方式以天然气 SMR 为主，而我国以煤气 化制氢为主。2020 年，全球 59%的氢气来源于蒸汽甲烷重整，其次 21%的氢气来源于工 业副产品，电解水制氢只占 0.03%。对于我国来说，煤制氢仍为最主要的制氢方式，占比 达到 62%，其次是天然气制氢和工业副产氢，占比分别为 19%和 18%，占比最小的同样 为电解水制氢。我国氢气来源结构相比于全球的差异可能与国内能源结构有关，由于我国煤资源相对于天然气更丰富，所以煤制氢相比于天然气制氢成本更低，在大规模制取时具有优势。完整版《2023氢能全产业链发展现状及重点公司分析报告》来源于公众号：百家全行业报告 研究报告内容节选如下

  煤气化制氢是工业大规模制氢的首选方式之一，具有工艺成熟、成本低等优点。煤气化 制氢具体工艺过程是煤炭经过高温气化生成合成气（H2+CO）、CO 与水蒸气经变换转变 为 H2 和 CO2、脱除酸性气体（CO2+SO2）、氢气提纯等工艺环节，能够获得不同纯度的 氢气。近几年，煤制氢技术凭借原材料成本低、装置规模大的优势在整个世界范围内发展 迅速，煤制油和煤制烯烃等煤化工行业的迅速发展也使煤气化技术获得了更大发展空间， 尤其是在富煤贫油少气的我国。随着石油价格持续上涨，石油加工所需氢气逐步转由煤制氢 供给，这将推动煤制氢规模的进一步扩大。

  煤制氢方法的技术设备结构较为复杂，运转周期相对较短，并且产氢效率偏低、二氧化碳的 排放量较大，与可持续、低碳发展的目标相悖。目前，全球范围内已经实现产业化应用的煤气化技术有十几种，根据气化炉的操作状态和流体力学状态的不同可大致分为固定床 气化、流化床气化和气流床气化三类。在更强调低碳清洁的环境下，能否低成本并有效 减少碳排放是决定煤制氢技术发展前途的重要的条件。因此，低成本的碳捕获、利用与封 存（CCUS）技术的缺乏限制着煤气化制氢的低碳化发展。目前气流床气化技术被广泛应 用及推广。

  我们测算，煤炭价格为 950 元/t 时，煤制氢成本为 1.11 元/Nm3 或 12.46 元/Kg。测算依 据如下：（1）假设制氢量为 23.4 吨/天，消耗原料煤 179 吨（根据中国工程院中国煤炭清 洁高效可持续开发利用战略研究重点项目的数据）。（2）煤炭价格以山西产为基准，2022 年平均价格为 950 元/吨，电价采用北京市大工业用电在高峰及平段销售电价的平均值， 为 0.77 元/kWh。外购氧气成本为 0.5 元/m3（3）煤制氢采用水煤浆技术，建设投资 2.5 亿 元，折旧时间为 20 年，采用直线折旧法。修理费占总投资的 3%，财务费用占 5%，从成 本构成看，对于煤制氢来说，原料煤炭成本占总成本的比例为 58.34%，氧气成本占 14.75%， 电费成本占 6.55%。

  相比于煤制氢，天然气制氢产量高，碳排放量低，是国外主要的制氢途径。工业上由天 然气制氢的技术主要有蒸汽转化法、部分氧化法以及天然气催化裂解制氢，其中天然气 蒸汽转化制氢是普遍采取的制氢路线。其主要流程为天然气预处理后与水蒸气高温重整 制成合成气，经废热锅炉产生蒸汽回收热量，中温下合成气中的 CO 进一步通过水蒸气 变换得到 H2和 CO2，变换气经换热冷凝除去水，再经过变压吸附（PSA）分离提纯得到 氢气。由于我国天然气产量较低，所以天然气制氢成本高于美国、俄罗斯、中东等富产 天然气的国家和地区。

  我们测算，当天然气价格为 2.87 元/m3，天然气制氢成本为 2.19 元/m3或 24.63 元/kg。核 心根据常宏岗《天然气制氢技术及经济性分析》可知，天然气制氢工艺生产 1m3 氢气需 消耗：原料天然气 0.48 m3，燃料天然气 0.12 m3，锅炉给水 1.7Kg，电 0.2KWh。天然气 价格采用北京市工城六区商业用气非采暖季价格，2.87 元/m3。对于天然气制氢来说，天 然气价格是最主要的构成部分，占 62.84%，该比例远高于煤制氢中煤炭成本所占比重， 其次是燃料气成本，占比为 15.71%，电费占 7.02%，因此，原料对天然气制氢的影响大 于煤制氢。考虑到煤在我国能源结构中的比例高达 70%左右，而天然气资源供给有限， 主要依赖进口，而且含硫量较高，预处理工艺复杂，导致国内天然气制氢的经济性远低 于国外。从这一角度分析，煤制氢在我国仍优于天然气制氢。

  （二）工业副产氢：回收利用工业副产气，为氢能产业高质量发展初期提供低成本、分布式氢源

  我国含氢工业尾气资源十分丰富，有氯碱副产氢、焦炉煤气制氢、炼厂重整制氢、轻烃 裂解制氢（丙烷脱氢 PDH 和乙烷裂解）等多种途径。我国炼油、化工、焦化等主要工业 副产气中大多含有 H2，且部分副产气 H2 含量较高。工业副产气制氢相较于化石燃料制 氢流程短，能耗低，且与工业生产结合紧密，配套公辅设施齐全，下游 H2利用和储运设 施较为完善，故工业副产气是目前较为理想的氢气来源。常见的工业副产氢方法有炼厂 重整、丙烷脱氢、焦炉煤气及氯碱化工等生产过程产生的氢气。烧碱尾气通过电解饱和 NaCl 溶液制取，含氢量约为 97%；焦炉煤气经煤炭高温蒸馏后获得，含氢量约为 57%； 丙烷脱氢副产气通过丙烷催化脱氢制取，含氢量为 80-92%；炼厂气以石脑油为原料制取， 含氢量为 14-90%。

  氯碱工业副产氢净化回收成本低，环保性较好，提纯后作为燃料电池车用燃料是一条较 好的利用途径。以氯碱副产氢为原料时，氢中的主要杂质是氯、氯化氢、氧和氮等，具 体制氢流程包括 4 个工序，即除氯工序、原料气压缩工序、脱氧干燥工序及变压吸附工 序。来自电解工序的氢气经过淋洗塔，用硫化钠溶液喷淋洗涤，除去氢气中的氯气。除 去氯气的含氢尾气通过旋风分离器除去夹带的水分，借助氢气压缩机加压至 0.8MPa，进 入汽水分离器除水，再进入脱氧器进行脱氧反应，除去氢气中的氧气。由于脱氧过程中 放出大量热量，故从脱氧器出来的气体先通过氢气冷却器冷却，再通过冷却冷凝器用冷 冻水进一步冷却。冷却后的气体通过变压吸附除去氮气和少量杂质气，最后输出纯度在99.99%以上的氢气。目前，氯碱工业副产氢被誉为最大有可能提供大规模燃料电池用廉价 氢源的重要途径。

  焦炉煤气约含 55%氢气，主流制氢工艺是焦炉煤气压缩净化后采用变压吸附法直接分离 提纯氢气。焦炉煤气是煤炼焦过程的副产品，初步净化后的焦炉煤气富含体积分数 55%- 60% H2、23%-27% CH4、5%-8% CO、1.5%-3% CO2、3%-5% N2、0. 3%-0.5% O2、2%-3% CnHm 等常量组成，同时还含有大量杂质组份如焦油、苯、萘、氨、氢化氰、有机硫、无 机硫等。变压吸附制氢工艺流程大致上可以分为四个工序。第一阶段是压缩，将炼焦厂产生的 焦炉煤气压缩，第二阶段是预处理与净化，焦炉煤气经过冷却进入预净化装置，预脱除 有机物、H2S、NH3 等杂质。再通过变温吸附（TSA）工艺进一步脱除易使吸附剂中毒的 组分，如焦油、萘、硫化物。第三阶段是变压吸附（PSA），被认为是整个工艺的核心， 用于除去氢气以外的绝大部分杂质组分。第四阶段是氢气精制，前一道工序获得的氢气 一般含有少量氧气和水分，为了获得纯度达到 99.999%的高纯氢还需要严控氧气含 量。

  我们测算，产氢量 10000m3 /h 的焦炉煤气制氢装置的制氢成本约为 1.39 元/Nm3 或 15.57 元/Kg。假设该制氢设备总投资 500 万元，折旧年限为 15 年，折旧方式为直线 焦炉煤气，耗电 3285kW·h，耗循环水 346t， 在电费为 0.77 元/ kWh、水费为 0.3 元/吨、焦炉煤气为 0.5 元/ m3 时，假设项目运行期间 每年人工支出为 150 万元，修理费用占总投资的 3%，财务费用占 5%，设备一年运行 8000h。因此煤焦炉气制氢单位成本为 1.39 元/m3。从成本构成看，原料焦炉煤气占总成本的比例为 75.25%，电费占 18.26%。

  目前电解水制氢技术主要有三种，其中碱性电解水制氢技术（AKL）最悠久，市场化最 成熟，制氢成本最低；质子交换膜（PEM）电解水制氢技术较为成熟，能适应可再生能 源波动性，是重要的研究方向；固体氧化物电解水制氢（SOE）技术是能耗最低、能量 转换效率最高的电解水制氢技术，尚处于不断改进阶段。电解水制氢的基本原理是在电 极两端施加足够大的电压时，水分子在阳极发生氧化反应产生氧气，在阴极发生还原反 应产生氢气。该制氢技术设备简单、无污染，所得氢气纯度高，杂质含量少，但耗能大， 成本较高。当前电解水制氢技术主要技术攻关在于如何降低电解过程中的能量损耗及提 高能源的转换效率。研究表明最有效的方法是降低电极在反应过程中的过电位，其重点 攻关领域主要在电极材料、催化剂及隔膜材料三大领域。

  电解水制氢的电力来源包括火力、风力、光伏、水力等，可再次生产的能源是其最理想的电力 来源。传统的电解水制氢技术在发电环节多采用火电，电价高并且伴随着大量的碳排放， 而可再生能源制氢采用的是风电、光电等能源，是真正意义上的绿氢制取技术。通过利 用弃风、弃光电力，电解水制氢可以平抑风力、光伏等发电输出的波动性，减少对能源 的浪费。但就目前来说，可再生能源电解制氢成本比较高，因此“绿氢”的制取亟需可再生能 源电解水制氢技术的进一步攻关，降氢成本，助力碳达峰、碳中和目标的推进。

  风电制氢技术是一种将风力发电产生的电能通过简单处理后直接应用到电解水制氢的一 种新型环保制氢技术，它被看作一种清洁高效的能源利用模式。该模式的基本思路是将 超出电网接纳能力的风力发电量直接送入电解水制氢设备实现电-氢转换，产生的氢气经 过储氢罐储存运输，应用于氢燃料电池汽车、化工、医疗等方面。该技术利用风力发电 的多余电量来电解水制氢，通过控制系统调节风电上网与电量比例，能最大限度地吸纳 弃风电量，缓解规模化风电“上网难”的问题。

  目前国际上大多数光伏发电制氢系统采用太阳能光伏板与电解槽间接连接的方式。整套 光伏发电制氢系统包括光伏阵列、蓄电池、DC/DC 转换器、电解槽等部件。而直接连接 方式是将光伏阵列输出的电能直接通入电解槽，省去了蓄电池、DC/DC 等部件，优点是 系统更为简单且故障出现频率更低，但无法调节电压和电流，若光伏阵列最大功率点的 输出电压、电流与电解槽的工作电压、电流不能很好的匹配，将会使光伏阵列在偏离最 大功率点的地方运行，导致光伏电池的转换效率降低，从而使系统效率下降。因此，直 接连接系统中，光伏阵列与电解槽的合理匹配是难点。另外，直接连接系统中没有蓄电 池、DC/DC 转换器等调节装置，这也对电解槽的宽功率适应性也提出了更高要求。

  我们测算，对于额定产氢量为 1000 Nm3 /h 的电解水制氢装置，每年运行 2000 小时下， ALK、PEM 电解水制氢单位成本分别为 3.29、4.66 元/Nm3 或 36.99、52.31 元/Kg。固定 投资方面，主要设备包括：制氢电源、纯水制取系统、电解槽系统、储罐、压缩机和充装 管路系统，其中电解槽系统成本最高，两种电解槽成本分别为 1000 万、7000 万元，假定 运行年限均为 20 年。运维投入方面，假设运维所需人员为 12 人，人均年薪为 8 万元； 设备在 20 年内需大修一次，大修成本为固定投资的 20%；每制取 1 Nm3 氢气，理论消 耗的纯水量为 0.8 L，考虑纯水制取效率 80%，则消耗的水量为 1 L/ Nm3H2；两种电解水 制氢技术所需电耗分别为 4.78 kWh/Nm3、3.69 kWh/ Nm3。经测算，碱性电解水制氢成本 为 3.29 元/ Nm3，其中电费成本占 58.08%，电解槽成本占 7.59%；PEM 电解水制氢成本 为 4.66 元/ Nm3，，其中电费成本占 31.70%，电解槽成本占 37.59%。可以看出，电解水制 氢经济性受电价和电解槽成本影响大。

  ALK 制氢经济性主要受制于电费成本，PEM 制氢经济性主要受制于电解槽和电费成本。在前文测算条件下，可以看到，电费在两种制氢成本中占比高达 58.08%和 31.70%，电解 槽成本分别占 7.59%和 37.59%。可以看到在 ALK 制氢中，电费的成本是影响单位制氢 成本的最大因素，而电费的成本取决于电耗和电价。在电耗方面，今年 2 月 14 日，隆基 氢能发布的 ALK 电解槽新品，在电流密度为 2500A/m2 时，生产每标方绿氢耗电 4kWh； 当电流密度满载为 3000A/m2 时，每标方绿氢生产耗电可低至 4.04kWh，测试过程中平均 耗电 4.07kWh。伴随着电耗的降低，即使电价不变，ALK 制氢的经济性也将提高。在电 费方面，根据国家发改委数据，过去十年光伏发电标杆上网电价总体下降 69.57%，未来 光伏发电成本仍有下降空间，碱性电解水制氢成本或将低于化石燃料制氢，真正实现“绿 氢”经济性。除了电价之外，电解槽的价格也是影响两种电解水制氢成本的关键，尤其在 PEM 中电解槽成本占比超过 37%，因此控制电解槽系统成本也是降低绿氢成本关键。

  我们以 ALK 制氢技术所需电耗为 4.2kWh/Nm3 的条件下进行测算，当电价为 0.05 元 /KWh，电解槽设备为 1000 万元以内，设备每年运行 3200h 时，绿氢制取成本低于灰氢。在模拟测算中，当设备每年运行 2000h 时，即使当电价下降到 0.05 元/KWh，电解槽成本 下降至 600 万元，碱性电解水制氢成本为 1.47 元/Nm3，仍然与成本为 1.11 元/Nm3 的煤 制氢技术有一定差距，因此提高设备运行时间、增加设备利用率是进一步降低绿氢制取 成本的关键。在电价和电解槽价格一定时，设备每年运行小时数从 2000 提升到 3200 时， 电解槽成本只要低于 1000 万元，ALK 制氢技术在经济性上就超过了煤气化制氢，为绿 氢进一步替代灰氢提供了可能。

  甲醇裂解制氢工艺简单，易于操作，是主要的高温分解制氢方法。甲醇裂解制氢的工艺 路线是将加压汽化后的甲醇气与水蒸气混合后，在铜系催化剂的作用下，于 250~300℃ 甲醇裂解转化生成氢气、二氧化碳及少量一氧化碳和甲烷的混合气体，作为制取氢气的 原料气，再经变压吸附法提纯氢气，采取不同的操作方法可得到纯度不同的氢气，纯度 最高可达 99.9%以上。在实际应用中，甲醇裂解制氢具有操作简便，所需设备少的特点， 并且作为制氢原料的甲醇常温常压下呈液态，储运方便，可以节约生产成本，所使用的 铜系催化剂也廉价易得，副产物少。

  我们测算，对于额定产氢量 2000 Nm3 /h 的甲醇裂解制氢装置，制氢单位成本为 2.50 元/ Nm3 或 28.06 元/Kg。固定投资方面，相较于其他制氢设备，甲醇裂解制氢设备单次投资 小，假设设备投入为 400 万元，运行年限为 20 年，每年运行 8000 小时。运维投入方面， 假设运维所需人员为 12 人，人均年薪为 8 万元，每年维修费用为总投资的 3%。根据《甲 醇制氢技术及在燃料电池中的应用》可知，每制取 1 Nm3 氢气，理论消耗原料甲醇 0.72Kg， 需要 30Kg 冷却水，0.4Kg 除盐水，耗电量为 0.7KWh，假设甲醇价格为 2500 元/吨。经 测算，甲醇裂解制氢成本为 2.50 元/ Nm3，其中原料成本占 72.07%，电费成本占 21.58%。 甲醇裂解制氢的设备投资规模小，适合中小规模制氢，但甲醇由化石能源制取后需要再 分解制氢，是对能源的浪费。

  生物质制氢技术可分为热化学转化法和微生物法，前者已大规模应用。生物质是地球种 类最丰富、用途最广泛且可持续利用的含碳资源之一，已成为世界第 4 大能源。依据制 氢原理不同，生物质制氢技术可分为热化学转化法和微生物法，其中热化学转化法制氢 是一种有效且快速的方法，目前已部分实现大规模化生产。微生物法制氢技术的发展起 步较晚，其制氢过程虽然具有流程简单、节能等优势，但易受其自身副产物或外界环境 影响，导致整体制氢效率不高，限制了其产业化发展。以热化学转化法中气化为例，其 主要工艺流程为：气化剂(氧气、蒸汽)与生物质原料通过生物质预处理单元处理后送到生 物质气化装置中进行生物质气化反应，并生成原料合成气，此时，合成气中仍含有焦油、 氨气、苯酚等杂质，利用水蒸气将杂质洗去后送入水煤气变换单元。水煤气变换气通常 包含酸性气体以及大量的杂质，需要进一步纯化。经过纯化后的合成气被送入变压吸附 装置中进行气体分离。气化法 H2产率远高于热解制氢法，总效率高达 52%。

  我们测算，生物质制氢成本介于电解水和煤气化制氢之间，为 2.28 元/Nm³或 25.59 元/Kg。根据《煤气化、生物质气化制氢与电解水制氢的技术经济性比较》可知，每千克生物质 吸附后可得 0.54Nm³氢气，即 0.0482kg。制氢成本包括原料成本、原料成型成本、气化成 本、净化成本、变换成本及 PSA 成本。若把这些成本都折算为原料成本，可得每使用 1Kg 生物质制氢的成本为 1.230 元，最终可制得 0.54Nm³氢气，故测算出生物质制氢成本为 2.28 元/Nm³，即 25.59 元/kg。该成本低于电解水制氢，从长远来看，在生物质丰富的地 区可推广应用，但目前其受到催化剂活性、成本等限制，氢气效率较低。

  从成本看，短期内化石燃料制氢的成本优势仍会在大多数地区继续存在。从规模来看， 煤制氢技术适用于更大规模的制氢，天然气制氢技术其次，电解水适用规模最小。未来 一段时间内，氢成本将在很大程度上受到电力和天然气成本的影响，根据燃料价格和电 费情况，各主要制氢方式的成本有所不同。在天然气依赖进口并且可再次生产的能源发展良好 的国家，用可再次生产的能源生产氢气可能比用天然气成本更低；而在国内天然气资源和 CO2 储存能力较低的地区，用配备 CCUS 的煤制氢可能是更经济的选择。

  储氢是氢能大规模推广应用的前提，其关键在于提高氢气能量密度的同时保证安全性。作为氢能利用的基础环节，氢气的存储是其高效发展的重要环节，也是目前限制氢气大 规模使用的瓶颈之一。氢通常情况下以气态形式存在，是已知的世界上密度最小的气体， 288.15K、0.101MPa 条件下，单位体积氢气的能量密度仅为 12.1MJ，因此在存储过程中 提高氢气的能量密度对于降低储氢成本、提高储氢效率以及含量至关重要。另外，氢气 易燃、易爆、易扩散，当氢气体积浓度为 4.0%～75.6%时，遇火即爆，因而氢气的储存过 程中还需要考虑安全性与泄露损失问题。

  常见的氢气储存方式可以分为物理储氢和化学储氢两大类。物理储氢过程只发生物理变 化，仅通过改变储氢条件提高氢气密度，不需要储氢介质，成本较低，并且得到的氢气 浓度高，具体包括高压气态储氢和低温液态储氢等方式。化学储氢则是指储氢介质在一 定条件下与氢气发生化学反应生成稳定化合物，再通过改变条件实现放氢的方法，具体 包括固体储氢、有机液体储氢等。目前来说，发展最成熟、使用最广泛的是高压气态储 氢方法，在加氢站及车载储氢领域均有应用。低温液态储氢、固体金属氢化物储氢、有 机物液体储氢综合性能好，但尚处于研发阶段。

  高压气态储氢通过高压压缩氢气将其储存在高压气瓶中，具有氢气充放速度快，成本相 对较低的特点。高压气态是目前最为常用的氢气储运技术，一般是将氢气加压到 35 或 70MPa，储存到复合材料氢气储运装备中。该过程在常温下就可以直接对氢气进行压缩， 工艺较为简单，通过减压阀就可以调控氢气的释放。但是由于氢的分子渗透作用，钢制 高压气瓶容易出现氢脆现象，带来氢气泄露和爆炸的风险，因此对于气瓶材料的选择应 格外谨慎。高压气态储氢容器通常可以分为全金属瓶（I 型）、钢制内胆纤维缠绕瓶（II 型）、铝内胆纤维缠绕瓶型（III 型）及塑料内胆纤维缠绕瓶（IV 型）四种。

  四种类型的高压气态储氢容器各具特点，满足不同应用场景的需求。全金属储氢气瓶（I 型）由于使用全金属材料，所以质量较大，储氢密度低，质量储氢密度在 1%～1.5%左右。 另外材料强度较高使其对于氢脆的敏感性较强，高压下失效的风险增加，无法满足车用 储氢容器的要求，多用于固定式、小储量的氢气储存。钢制内胆纤维缠绕瓶（II 型）内胆 仍为钢材质，质量储氢密度与 I 型相当，但它利用纤维作为承压层，储氢压力可达 40KPa。 铝内胆纤维缠绕瓶型（III 型）通常以铝合金材料作为内胆，金属内衬的厚度减小，大大 降低了储罐的质量，目前，中国 III 型瓶技术较为成熟，35KPa 的Ⅲ型瓶已在燃料电池汽 车上实际投产使用。塑料内胆纤维缠绕瓶（IV 型）内胆采用阻隔性能良好的工程热塑料， 与氢气具有更好的相容性，且具有高气密性、耐腐蚀、耐高温和高强度、高韧性的优点，容重比目前最高，在车载氢气储存系统中的具备一定竞争力，但在我国目前仍处于研究 阶段。

  根据储存目的、安装地点的不同，高压气态储氢又可分为车载式、固定式、移动式三种 形式。车载式储氢瓶主要用于汽车内氢燃料电池的氢能储存，出于对于体积和质量的要 求，大多使用 III 型和 IV 型高压气瓶，工作压力为 35KPa 或 40KPa。固定式储氢容器主 要用于加氢站的氢能储存，一般而言，35KPa 加氢站需要使用设计压力为 50KPa 的固定 式储氢容器，70KPa 加氢站需要使用设计压力为 98KPa~99KPa 的固定式储氢容器，现阶 段正进行材料和制造工艺方面的研究。移动式氢气运输气瓶主要用于通过高压长管拖车 或管束式集装箱将氢气由产地运往加氢站。由于需要进行公路运输，该类气瓶对安全性 提出了较高的要求。目前我国主要以 20KPa 的纯钢质Ｉ型瓶为主，与国际使用 III 型和 IV 型的先进水平还有较大差距。

  液化储氢方式最大优点在于质量储氢密度高，但氢气液化耗能多，易泄露，安全技术较 为复杂。在一个大气压下，氢气在-253℃以下为液态，此时液氢的密度是气态氢的 865倍， 因此低温液态储氢相对于高压气态储氢具有更大的吸引力，按目前的技术单位质量储氢 密度可达 5%以上。从成本看，氢气的低温液化能耗高，理论上液化 1kg 氢气约需耗电 4KWh，占 1kg 氢气自身能量的 10%，实际消耗能量大约是理论值的 2.5 倍。另外，液氢 还存在较为严重的泄露问题，稍有热量从外部深入容器，便会导致液氢的快速沸腾和损 失。所以液化储氢方式不适用于汽车等间歇使用的场合，而对于航天领域是有利的。

  为避免内外温差导致的液氢快速蒸发损失，低温液态储氢对储氢容器有着较高要求，根 据其使用形式可分为固定式、移动式、罐式集装箱三种类型。液氢沸点仅为 20.38K，气 化潜热小，仅为 0.91kJ/mol，因此液氢的储存需要使用具有良好绝热性能的容器。通常采 用双层壁真空绝热结构，并配置安全保护装置和自动控制装置来减震和抗冲击，这提高 了储氢系统的复杂程度和总体质量。液氢储罐有多种类型，根据其使用形式可分为固定 式、移动式、罐式集装箱三种类型，由于液氢储罐表面积越小，其蒸发损失也越小，所以 球形储罐是一种比较理想的形式。

  （三）固体储氢：全国首个固态储氢项目已并网发电，实现“绿电”与“绿氢”灵活转换

  固体储氢具有安全、高效、高密度的特点，可以把光伏、风电等不稳定的发电量高密度 存储起来，实现“绿电”与“绿氢”的灵活转换。固体储氢是指利用某些固体对于氢气的物 理吸附或化学反应，将氢气储存在固体材料中，再根据需要随时将氢气释放出来的储氢 技术。它解决了高压气态储氢和低温液态储氢需要苛刻高压、低温条件的问题，体积储 氢密度更高，安全性更好。3 月 25 日，国家重点研发计划中的固态储氢开发项目率先在 广州和昆明实现并网发电。这是我国首次利用光伏发电制成固态氢能并成功应用于电力 系统，对于推进可再次生产的能源大规模制氢、加快建成新型电力系统具有里程碑意义。

  固态储氢时，氢以分子、离子、原子等状态存在，有物理和化学两种机制。物理机制下， 氢以分子态与材料结合，而在化学机制下氢以离子键或共价键与其他组分结合，生成金 属氢化物、配位氢化物等。因此，固体储氢材料分为物理吸附型储氢材料、金属氢化物 储氢合金和配位氢化物储氢三种类型，其中金属氢化物因储氢质量密度较大、储氢体积 比高于高压和液化储氢、安全性好、氢气纯度高、可逆循环好，是近年来发展较快的固 体储氢方式。

  氢气在金属氢化物储氢罐中以储氢合金的形式存在，储氢罐有四种形式。金属氢化物储 氢装置将储氢合金（一般为 AB5型、AB2 型、AB 型、镁系的储氢材料）以一定的方式装 填到容器内，利用储氢合金的可逆吸放氢能力，达到储存、净化氢气的目的。金属氢化 物储氢密度可达标准状态下氢气的 1000 倍，与液氢相当，甚至超过液氢，可应用于仪器 配套、燃料电池、半导体工业、保护气体、氢气净化等领域。金属氢化物储氢罐具有圆柱 形空腔、空腔内置气体导管、多腔室和蜂巢型四种结构。

  镁基储氢材料，具有储氢量高、镁资源丰富以及成本低廉等优点，被认为是极具应用前 景的一类固态储氢材料。我国在镁资源方面非常有优势，全球大概 90%的镁都是生产于 中国，镁年产量占全球 85%以上，原料来源丰富且成本低。镁基固态储氢材料在吸氢时 是放热过程，不损耗能量，循环寿命长、常温常压储氢，具有较强的竞争能力和较好的 应用前景。目前，研究最多且产业化前景较好的镁基氢化物是 MgH2。镁在 300～400 ℃ 和较高氢压（2.4～40 MPa）的环境下可以直接与氢气反应生成 MgH2，MgH2具有性能稳 定的红晶石结构，而且它的质量密度和体积密度分别达到 7.6%和 110 kg/m3。

  有机液体储氢具有储氢容量大，应用安全、环保，可实现大规模、远距离运输的特点， 是一种可行的氢能储运方法。该储氢系统的工作原理为：对有机液体氢载体催化加氢， 储存氢能；通过存储设备将有机液体氢化物运输至目的地；在脱氢反应装置中催化脱氢， 释放氢气。不同有机液体储氢材料具有不同的物理性质，储氢量也各不相同，总的来说 有机液体储氢技术具有较高储氢密度，通过加氢、脱氢过程可实现有机液体的循环利用，成本相对较低。同时，常用材料（如环己烷和甲基环己烷等）在常温常压下即可实现储 氢，安全性较高。

  有机液体储氢技术到实际应用仍需解决一系列技术瓶颈。首先，需要开发高转化率、高 选择性和稳定性的脱氧催化剂，以提高储氢效率和安全性。其次，脱氧反应是强吸热的 非均相反应，需要在低温高压条件下反应，脱氧催化剂在高温条件下容易发生孔结构破 坏、结焦失活等现象，不仅其活性随着反应的进行而降低，而且有可能因为结焦而造成 反应器堵塞，所以需要保证催化剂的反应条件得到持续满足。然后，脱氧过程也可能发 生副反应如氢解反应，使环状结构的氢化物转化成 C1~C5 的低分子有机物。如何减少副 反应的发生，提高氢气纯度，是亟待解决的技术难题。

  目前氢气的主要运输手段有三种，即高压气氢运输、液氢运输和管道输氢，其中高压气 氢运输是当前广泛使用的运输方式。由于氢能的存储方式按照氢气所处状态可以分为气 态、液态和固态，相应地，氢气的运输方式能分为气态氢气运输、液态氢气运输和固 态氢气运输。不同运氢方式的技术成熟程度、应用场景以及使用成本各不相同，各有其 特定的优缺点。其中气态和液态氢气运输是将氢气加压或者液化再利用交通工具或管道 运输，但对于固态氢气来说，迄今尚未有专门的输送方式，随着固氢技术的不断进步， 这种便捷的运输方式在将来具有一定前景。

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