储运可解决氢气供需错配

制氢成本差异创造氢气贸易空间：氢能储运分为储氢、运氢两个环节，是连接上游制氢和下游用氢 的桥梁，是氢能产业链中不可或缺的关键环节。绿电制氢是重要的氢气来源，风光资源较好的地区 新能源发电成本更低，因此制氢成本更低，适合作为氢气出口方。根据氢能联盟预测，到 2050 年， 智利、中国等风光资源较好的地区，制氢成本可降低至 1 美元/kg，而日本、韩国等地制氢成本或 达到 4 美元/kg。不同地区的制氢成本差异，为氢气贸易、氢气储运创造良好的发展空间。

我国氢气供需存在错配：目前我国绿氢示范项目多位于西部地区，全球最大的光伏绿氢生产项目— —中石化库车年产 2 万吨绿氢项目位于新疆；年产绿氢约 1 万吨的三峡准格尔旗纳日松光伏制氢项 目位于内蒙古。同时，东部地区具备大量氢气需求，以交通领域为例，我国燃料电池汽车 5 大示范 城市群分别为北京、上海、广东、河南、河北，大部分地区位于东部省份。虽然我国西部地区风、 光资源优渥，具备低成本、大规模制取绿氢条件，但东部地区氢气需求量相对更大。我们认为，随 着西部制氢项目建设速度加快，氢储运技术发展必要性有望提升。

氢气储运降本空间大

氢气成本降低有望提升下游应用积极性：考虑到终端氢气的不同用途，氢气终端成本主要由制氢成 本、储运、分配（加注）成本构成，储运成本占比较高。根据中国氢能联盟数据，加氢站终端氢气 成本中，储运成本占比约 30%。根据美国能源部发布的《国家清洁氢能战略和路线图》，美国能源 部目标 2030 年将电解水制氢成本由 7-5 美元/kg 降至 1 美元/kg，将氢气储运及加注成本由 9-11 美 元/kg 降至 2 美元/kg。我国氢能示范应用主要围绕工业副产氢和可再生能源制氢地附近，通常氢源、 用氢地距离相距在 200km 以内，随着氢气储运成本下降，单一氢源经济性半径扩大，氢能应用有 望扩大。

经济性为王，氢气储运成本优选 5 元/kg 以内：终端氢气价格对下游需求有重要影响。根据国家能 源局发布的《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，各示范城市加氢站氢气零售价格不高于 35 元/kg 才可获得对应奖励积分，并以奖励积分作为获得补贴奖励条件。根据我们测算，当终端氢 气价格降至 25-35 元/kg，氢燃料电池重卡运营成本可相对柴油重卡具备经济性，此时对应氢气储运 成本约 5-10 元/kg。

高压气态储运技术成熟、具备性价比

氢气储运下分多种技术路线：根据储运阶段氢气物理性质差异，氢气储运方案可分为气态储运、固 体储运、液态储运 3 种。气态储运通常指高压气态储运，即在储氢环节给氢气加压，提升单位体积 下氢气密度，并通过管道或者长管拖车的方案将氢气运输；固态输运主要通过氢气与储氢材料发生 物理/化学反应，将氢气储存在储氢材料内，通过车辆运输储氢材料的方式完成氢气的转移；液态 储运相对复杂，其包括低温液态储运、有机液态储运、液氨输运、绿色甲醇储运等方式，具体运输 方式包括罐车、管道等方案。

气态储运已在我国广泛应用：我国高压气态储运、低温液态储运技术相对成熟，已经开始逐步产业 化。高压气态储运、低温液态储运仅改变氢气的物理性质，其中高压气态储运是目前应用最广泛、 最成熟的技术。根据头豹研究院，截至 2022 年我国高压气态路线占总储运方案比例约 98%，其中 长管拖车方案占比超过 90%。长管拖车的储氢压力多为 20MPa，在 20MPa 的压力下，氢气密度可 由常温常压下的 0.089kg/m3 提升至 14.5kg/m3，储氢密度是常温常压氢气的 160 倍。氢气气态储运 是我国车用储氢及固定式加氢站采取的主要方案。

短期内，高压气态储氢相对低温液态储氢具备性价比：低温液态储氢的储氢密度相对高压储氢具备 优势，但是其需要对氢气进行低温液化处理，因此能耗较高。根据中国氢能联盟数据，高压气态储 氢每公斤满氢气能耗约 0.2-1.3kWh，而低温液态储氢每公斤氢气能耗约 15kWh，其预计在短途运 输情况下高压气态氢气储运成本约 0.3-2.02 元/kg，而低温液态氢气储运成本约 12.25 元/kg。

长管拖车适合氢气短途运输

长管拖车原用于压缩天然气（CNG）运输：长管拖车最早于 1960 年由美国 CPI 研制。1987 年，我 国引入长管拖车，主要使用长管拖车将天然气运输到没有天然气管网的地区或很难修建管网的城市， 以弥补天然气长输管道的不足。长管拖车可被分为管束式集装箱（框架式）、长管拖车（捆绑式） 两种。两者的区别在于是否存在框架，框架式长管拖车需要先将气瓶固定在框架上，再将框架固定 在走行装置上；捆绑式长管拖车则将气瓶通过捆绑带直接固定在走行装置上。捆绑式长管拖车减少 了框架重量，因此可以装配更多的气瓶，从而实现更高的运输效率，管束式集装箱安全性更高。我 国目前主要针对管束式集装箱制定氢能运输标准。

长管拖车是我国运输氢气的常用工具：长管拖车一般携带 6-10 只压力 20MPa、单瓶容积 2-3m 3 的 无缝高压气瓶，可充装氢气约 4000Nm 3，单车运氢规模约 360kg。我国早期氢能示范应用主要围绕 工业副产氢和可再生能源制氢产地附近，制氢场景与用氢场景之间距离多半在 200km 以内，而短 途运输的场景下，长管拖车具备一定性价比，因此我国较多使用长管拖车运氢。根据头豹研究院数 据，截至 2022 年，我国长管拖车储运方案市场占比超过 90%。

短期内“高压气态储氢”+“长管拖车运输”是储运氢气主流路线：氢能产业仍在产业化初期，短 期内依靠需政策推动。我国多省市均选择高压气态储氢为目前发展路线，以上海、河南为例根据 《上海市氢能产业发展中长期规划（2022-2035 年）》，上海将重点发展高压气态储氢和长管拖车 输氢；根据《河南省氢能产业发展中长期规划（2022—2035 年）》，河南将突出氢气“就近消纳” 原则，重点发展高压气态储氢和长管拖车运输。根据各地氢能产业发展中长期规划，我们认为，短 期内我国仍将以“高压气态储氢”+“长管拖车运输”为主流储运路线。

长管拖车单次运输耗时较久，提升运输效率为后续方向：氢气经过脱水、脱氧等净化流程后，经过 氢压缩机压缩至 20MPa，由装气柱充装入集装管束运输车，充气时间约 1.5-2.5 小时。经运输车运 至目的地后通过高压卸车胶管把集装管束运输车和卸气柱相连接，卸气柱和调压站相连接，20MPa 氢气由调压站调整到适当压力后并入加氢站或氢气管网，卸气时间约 1.5-3 小时。长管拖车单次充 气、卸气合计耗时约 3-5.5 小时，我们认为，提升长管拖车运输氢气的效率为后续发展方向，目前 主流方案包括提升储氢瓶的储氢压力、提升储氢瓶容量、降低储氢瓶自重为主流发展方向。

高压力、大容量、轻量化是储氢瓶发展方向

优化储氢瓶性能提升单车载氢量，降低单位运输成本

储氢瓶材料、结构不断升级，带动储氢性能提升：储氢瓶是储存高压气态氢气的容器，常见储 氢瓶主要有 4 种，主要区别在材料、结构方面。4 种储氢瓶分别为Ⅰ型瓶（全金属结构）、Ⅱ型 瓶（金属内胆纤维环向缠绕结构）、Ⅲ型瓶（金属内胆纤维全缠绕结构）、Ⅳ型瓶（非金属内 胆纤维全缠绕结构）。Ⅳ型瓶使用非金属内胆，储氢性能较优。若使用金属内胆，溶于金属中 的氢原子可能聚合为氢分子，并导致金属内部应力集中，最终导致金属内部形成细小裂纹，裂 纹将对储氢材料造成损伤，这种现象被称为氢脆现象。由于Ⅳ型储氢瓶不使用金属内胆，因此 可降低储氢瓶的氢脆敏感度。

优化储氢瓶性能可提升单车运氢规模：长管拖车一般由数只大容量气瓶组成储氢主体，若保持单车 携带气瓶数量不变，则气瓶性能决定单车运氢规模。从Ⅰ型瓶到Ⅳ型瓶，储氢瓶的储氢压力上限、 储氢密度均有不同程度优化，使用Ⅲ型瓶、Ⅳ型瓶可提升单车运氢规模。国内常用Ⅰ型瓶、Ⅱ型瓶 作为长管拖车输运氢气的容器，其多采用 20MPa 的储氢压力，单车运氢量约 300kg；若升级长管拖 车携带容器至Ⅳ型瓶，则单车输运氢气量可提升至 1000kg 以上。Quantum 公司推出的长管拖车 VP5000-H，已经可以实现在 35MPa 的压力下实现高达 1,195kg 的氢气储运量，氢气储运能力较国 内常规水平提升约 300%。

短途情况下，利用长管拖车输运氢气成本较低：长管拖车运输氢气的成本主要包括人工费用、车辆 过路/保养费用、燃油费等。根据我们的测算，在 20MPa 储氢压力、输运距离 200km 下，氢气输运 成本约 6.83 元/kg；若输运距离提升至 300km，则氢气输运成本约 11.03 元/kg，超过 10 元/kg 经济 线。我们认为，若不对长管拖车储氢量升级，则长管拖车储运半径在 260km 以内。

提升氢气输运规模可提升长管拖车经济半径：长管拖车运行成本主要与行驶距离相关，若单车输运 氢气规模上升，可降低长管拖车往返频率、减少长管拖车数量，达到降低运输成本、提升经济半径 的效果。根据我们测算，若单车运氢规模 200kg，则长管拖车经济性半径在 200km 以内；若单车运 氢规模达到 600kg，则长管拖车经济性半径可提升至 450km 左右。

提升储氢压力可提升单车带氢量

储气压力越大，储氢量越高：高压气态储氢的原理是给氢气加压，从而提升单位体积内的氢气分子 含量。单位温度下，氢气所受压力越高，氢气密度越大，单位体积内储氢量越大。根据氢启未来网 数据，在 25℃、20MPa 下，氢气密度约为 14.5kg/m3；若将压力提升至 30MPa，氢气密度或提升至 20.5kg/m3。假设一台长管拖车携带 10 只钢瓶，单瓶公称容积 2.25m3，在 20MPa、30MPa 的氢气压 力下，单车带氢量分别约为 330kg、450kg。

我国长管拖车运氢压力已逐步提升：我国长管拖车运氢压力已在逐步提升。我国 20MPa 长管拖车 市占率较高，2020 年，中集安瑞科已完成 30MPa 长管运氢气瓶研发，2023 年以来我国开始逐步使 用储运压力 30MPa 的长管拖车运氢，浙江蓝能已经具备“30MPa 缠绕气瓶管束式集装箱”、 “52MPa 缠绕式管束集装箱”生产能力。海外已经开始使用 50MPa 长管拖车进行运氢，Hexagon Lincoln 公司研制的纤维全缠绕高压氢气瓶公称压力为 25-54MPa，单车运氢量可达 720-1350kg。

应用Ⅲ型瓶、Ⅳ型瓶可降低储氢瓶自重，提升单车带氢量

传统长管拖车自重较重，运氢量较小：长管拖车的额定质量 35 吨，传统长管拖车在 20MPa 下输运 CNG 的最大充装质量可超过 3 吨，质量占比约 10%。而氢气密度较小，常见的 20MPa 长管拖车的 氢气充装质量仅占拖车总质量的 1%-2%。根据氢启未来网数据，使用 20MPa、Ⅰ型、Ⅱ型瓶输运 氢气的最大允许充装量仅 300-500kg。我们认为，降低储氢瓶自重是提升氢气运载能力的可行方案 之一。

降低储氢瓶重量是提升长管拖车输运氢气重量的可行方案：传统长管拖车的质量主要集中在储氢瓶 上。根据众邦产业数据，1 只容积 3800L 的Ⅰ型储氢瓶重量约 4.5 吨，若一辆长管拖车配备 6 只储 氢瓶，则储氢瓶重量已达到 27 吨，占长管拖车额定质量比例约 80%。若以保持单瓶储氢重量不变 为前提，降低储氢瓶重量可提升携带储氢瓶数量，从而提升单车输氢规模、降低输氢成本。

Ⅲ型瓶、Ⅳ型瓶重量较轻，可用于车辆减重：根据北极星氢能网，同等容积下Ⅲ型瓶较Ⅱ型瓶轻约 50%，而Ⅳ型瓶可较Ⅲ型瓶进一步减重约 25%。我们认为，应用Ⅲ型瓶、Ⅳ型瓶于长管拖车输运氢 气或成为长管拖车减轻自重的可行方案。

我国或将逐步应用Ⅲ型瓶、Ⅳ型瓶于氢气输运阶段

我国或将逐步应用Ⅲ型瓶于氢气输运阶段：2020 年我国科技部将“公路运输用高压、大容量管束 集装箱氢气储存技术”列入“可再生能源与氢能技术”重点专项，主要目标为研制 50MPa 以上大 容量碳纤维缠绕储氢瓶与管束式集装箱。2023 年 2 月 18 日，T/CATSI05008—2023《压缩氢气铝内 胆碳纤维全缠绕瓶式集装箱专项技术要求》发布，该标准由中集安瑞科旗下石家庄安瑞科主导制订。 该技术要求主要针对压缩氢气铝内胆碳纤维全缠绕瓶式集装箱（Ⅲ型瓶集装箱），其要求集装箱中 的铝内胆碳纤维全缠绕瓶（Ⅲ型瓶）公称工作压力需大于 30MPa，技术要求在压力方面实现突破。

产业化方面，2023 年 9 月 12 日，石家庄安瑞科生产的国内首个 30MPa 碳纤维缠绕管束式氢气集装 箱下线并实现批量生产。浙江蓝能也已经具备“30MPa 缠绕气瓶管束式集装箱”、“52MPa 缠绕 式管束集装箱”生产能力，单车运氢量或逐步提升。

海外大容量气瓶已突破，我国正在逐步攻克大容量Ⅳ型储氢瓶生产：Quantum 公司已经具备大容量 Ⅳ型瓶生产能力，其生产的Ⅳ型瓶容积可达到近 1000L，单瓶储氢压力 35MPa。Hexagon Lincoln 公司研制的纤维全缠绕高压氢气瓶公称压力为 25-54MPa，单车运氢量可达 720-1350kg。我国正在 对大容量Ⅳ型储氢瓶生产进行攻关。2021 年，国机集团合肥通用机械研究院牵头启动国家重点研 发计划项目“公路运输用高压、大容量管束集装箱氢气储存技术”实施方案论证，旨在突破大容量 塑料内胆材料改性与精密成型、高储氢密度Ⅳ型复合材料气瓶及管束集装箱设计制造等关键技术。 项目主要研制 52MPa 大容量（1500L 以上）Ⅳ型储氢瓶和管束集装箱，目标管束集装箱储氢量超过 1000kg。

储氢瓶市场空间广阔：燃料电池汽车销售带动移动式储氢瓶需求，加氢站建设提速创造固定式储氢 瓶及长管拖车储运氢气需求。根据我们测算，2022-2025 年，受益于燃料电池汽车销量提升，我国 车载储氢瓶需求有望由 6.9 万只提升至 35 万只，车载储氢瓶市场空间有望达到 101.5 亿元，2022- 2025 车载储氢瓶市场复合增速约 61%。2022-2025 年，我国加氢站建设亦有望提速，2025 年加氢站 储氢瓶及长管拖车储氢瓶市场空间有望达到 23.8 亿元。2025 年我国储氢瓶市场空间有望达到 125.3 亿元，2022-2025 车载储氢瓶市场规模复合增速约 64%。

储氢瓶加速国产化，产能规划已超 30 万只：我国储氢瓶生产企业主要包括天海工业、中材科技、 中集安瑞科、未势能源等。中集安瑞科于 2021 年 3 月与 Hexagon Purus AS 合作计划建立年产能约 为 10 万支车载储氢瓶的生产线；中材科技已建设完成年产 10 万只氢气瓶智能化缠绕生产线，具备 3 万只储氢瓶产能，预计 2023 年底将具备 5 万只储氢瓶产能，“十四五”末期形成 20 万只产能。 我国储氢瓶生产企业远期规划Ⅳ型储氢瓶产能已超过 50 万只。

管道适合长距离输运，我国纯氢管道进入示范期

天然气管道对纯氢管道发展具备借鉴意义

“纯氢管道”、“天然气管道掺氢”双线推进，管道输运市场空间广阔：输氢管道可被分为“纯氢 管道”、“天然气掺氢管道”、“经改造的天然气管道”。根据国家能源局发布的《氢能产业发展 中长期规划（2021-2035 年）》，我国将稳步构建氢气储运体系，开展掺氢天然气管道、纯氢管道 等试点示范。氢气管道输运具备广阔市场空间。截至 2022 年末全球氢气管道总长超过 5000km，根 据德勤预测，2050 年输氢管道总长或将超过 75 万公里，2023-2050 年管道建设复合增速约 20%。 油气管道建设对输氢管道建设具备积极借鉴意义：石油、天然气凭借成熟的管网系统实现了对煤炭 的快速替代。根据国家能源局数据，截至 2022 年，我国长输天然气管道总里程达到 11.8 万公里。 由于利用管道输运油气的运输成本低、损耗少、永久性占用土地少、建设速度快、运输量大、安全 性高，因此管道运输已经成为油气输送的主要手段。我国油气行业已经形成“长距离管道+短距离 长管拖车”的运输模式。由于氢气、天然气在物理性质方面具备相似性，我们认为氢气利用管道进 行大规模运输具备可行性。

国外发展输氢管道已有多年经验，我国输氢管道部分性能仍有可提升空间：欧美发展输氢管道已有 近 80 年历史，全球 90%以上输氢管道位于美国及欧洲。截至 2022 年末全球氢气管道总长超过 5000km，其中美国输氢管道总长超过 2700km，欧洲输氢管道总长达到 1770km。我国氢气管网发 展相对较晚，已投用输氢管道总长约 100km，包括中国石化“济源-洛阳全长 25 千米输氢管道”、 “巴陵-长岭全长 42 千米输氢管道”等。我国已建成已建的氢气管道在长度、压力、管径等方面与 国外管道存在差距，长度方面，我国已投用输氢管道长度仅约 100km，而海外已建设超过 5000km 氢气管道。压力方面，美国已建成最高输氢压力 10.3MPa 的管道，而我国仍以 5MPa 的中低压管道 为主。我国目前尚未形成完整的氢气管道标准，更缺少氢气长输管道标准。

我国氢气输运标准正在逐步建立：国外氢气长输管道设计建设技术整体比较成熟，已颁布的标准规 范包括：压缩气体协会的 CGAG5.6HydrogenPipelineSystems、美国机械工程师协会的 ASMEB31.12 Hydrogen Pipingand Pipelines、欧洲工业气体协会 EIGA 的 IGC Doc121/14 Hydrogen Pipeline Systems、 亚洲工业气体协会的 AIGA033/06 Hydrogen Transportation Pipelines。2022 年以来我国针对氢气长距 离管道输送的设计标准正在逐步建立。2022 年，国家能源局下发《2022 年能源领域行业标准制定 计划项目汇总表》，其中“输氢管道工程设计规范”适用于纯氢及天然气掺氢管道的新建、改扩建 等工程设计。2023 年 1 月，中国标准化协会发布标准《氢气输送工业管道技术规程》（征求意见 稿）。2023 年 8 月，国家标准委联合五部委联合印发《氢能产业标准体系建设指南（2023 版）》， 将针对输氢管道、氢气/天然气掺混等输运方式制定标准。

管道适合长距离输运，增加运量可降低输运成本

纯氢管道固定资产投资较高，运营成本较少：纯氢管道的初始投资成本较高。根据 IRENA 数据及 我们测算，纯氢管道固定资产投资额约 500-600 万元/千米。氢气管道项目成本由五类构成，即管道 线路成本、大中型穿跨越工程成本、站场成本、运行维护成本、其他成本，其中管道线路成本、大 中型穿跨越工程成本占比较高，约占总成本的 60%-80%。纯氢管道固定资产投资额约为天然气管 道的 2 倍，建设成本高的主要原因在于其管材、设备对氢气介质的适应性要求较高，因此成本较高。 具体材料、设备涉及钢材、压缩机、计量仪表、阀门、管件等。

管道在长途运输场景下经济性明显：由于管道输氢的运行成本主要来自压缩机电耗，而长管拖车输 氢的运行成本主要来自燃料费用，因此管道输氢成本不会随着输氢距离提升而显著提升。根据我们 测算，在输氢距离 50km 的背景下，长管拖车、纯氢管道输运氢气成本分别为 3.2 元/kg、0.89 元/kg， 输运成本差控制在 2 元/kg 左右；若提升输氢距离至 400km，则长管拖车、纯氢管道输运氢气成本 分别为 14.9 元/kg、2.93 元/kg，输运成本差高达 12 元/kg。

管道利用率是影响氢气输送成本的关键要素：长输管道可有效降低氢气输运成本。根据我们测算， 若一条 400km 的纯氢管线单位建设成本 518 万元，运力 10 万吨氢气/年，管道寿命 15 年，且管道 利用率 100%，则单位输氢成本约 3.02 元/kg；若输氢管道利用率 30%，则单位输氢成本约 8.66 元 /kg。我们认为，提升管道利用率可有效降低氢气单位输送成本，随着上游风光发电制氢规模扩大， 长输管道的发展将带动氢气输运成本下降。

炼厂为纯氢管道主要终端用户：西氢东送长输管道终点位于燕山石化，济源-洛阳输氢管道重点位 于洛阳石化，发改委、能源局于 2023 年 7 月表示，支持油气企业探索推进风光气储氢一体化示范 项目建设。我们认为，短期内油气、炼化是纯氢管道主要终端用户。全球范围内，炼化也为氢气主 要应用场景之一，绿氢炼化将推动石化工业实现深度减碳。在炼化领域，氢气主要用于加氢硫化以 去除原油中的硫含量，以及加氢裂化将重渣油升级为更高价值的产品。全球对空气质量的持续关注 的背景下，最终精炼产品中的硫含量持续降低，加氢裂化越发重要。根据高盛数据，目前炼化领域 大约 50%的氢气需求是通过炼油厂其他工艺或炼油厂集成的其他石化工艺产生的副产品氢来满足的， 而其余需求则通过专门的现场制氢或从外部采购的商业氢来满足。根据我们的测算，到 2030 年， 炼化用氢的需求量有望达到 4570 万吨。

天然气管道掺氢初始投资成本低，推广需制氢成本下降

天然气掺氢或多用于工业领域，已有 10%掺氢示范

我国天然气管道建设成熟，为天然气掺氢创造良好基础：天然气掺氢技术将氢气以一定体积比例掺 入天然气之中，利用现有的天然气管道进行输送。根据 IRENA 数据，改造天然气掺氢管道成本较 新建纯氢管道成本低约 65%-94%。截至 2022 年末，我国油气管道总长超过 18.5 万公里，若整体油 气管道掺氢比例达到 10%，年氢气输运能力将超过 500 万吨，对应绿电发电量超过 2800 亿度；若 整体油气管道掺氢比例达到 20%，年氢气输运能力将超过 1000 万吨，对应绿电发电量超过 5600 亿 度。根据中国城市燃气协会预测，“十四五”期间，我国将新增天然气管道掺氢示范项目 15-25 个， 掺氢比例在 3%-20%，可消纳氢气 15 万吨/年，总长度 1000 公里以上。

“氢脆”现象导致掺氢管道对材料要求较高：安全问题是天然气掺氢的主要考虑因素。氢气渗透 率高且易于金属发生“氢脆”现象，所以与天然气管道相比，掺氢管道对于管道材料、管道材料处 理要求更高。若将天然气管道改造成掺氢管道需要：1、通过管材内部图层优化等方案对管材进行 氢脆防护处理；2、加强对管道损伤、裂缝的探查和处理；3、压力监控；4、提升焊接质量。为了 降低管道壁厚、增大输运压力，天然气管道常用 X70、X80 等高强度钢作为原材料，而纯氢管道常 用 X42、X52 等强度稍低但韧性较高的钢材作为原材料。

我国首条公用掺氢管道项目已实现长期运行：不同国家的天然气管道掺氢比例上限规定不一，掺氢 比例基本在 30%以内。2023 年 4 月 16 日，全长 397 公里的中石油宁夏银川宁东天然气掺氢管道中 天然气掺氢比例达到 24%，并完成 100 天测试运行，打破了我国天然气管道掺氢项目掺氢比 10%的 记录。2020 年以来，我国天津、四川、河北、北京等多个省市积极推动掺氢天然气管道技术研发 及示范，我国天然气掺氢管道输运氢气具备发展基础。

天然气掺氢或多用于工业领域，已有 10%掺氢示范

天然气掺氢或将主要用于工业领域：居民、工业均可直接将掺氢天然气用于燃烧，民用场景主要围 绕家用燃烧器具，如燃气灶具、燃气热水器等；工业场景则主要围绕工厂内大型锅炉燃烧和发电厂 内大型燃气轮机燃烧。工业用户用气规模较大，且用户较为单一，终端设施改造可以一对一把控， 因此管理容易、风险可控，或将成为天然气掺氢的主要应用领域。 天然气掺氢或将主要用于直接燃烧：将掺氢天然气中的氢气、天然气相分离的成本较高，因此掺氢 天然气直接燃烧是目前主流应用。根据 IRENA 数据，若使用低温分离法分离 20%掺氢比例的混合 气体，氢气单位分离成本超过 10 元/kg，分离成本较高；且经分离后氢气纯度无法达到氢燃料电池 使用标准。

我国掺氢项目多采取 10%的掺氢比例，掺氢比例具备提升空间：户用及工业均可利用掺氢天然 气。根据国电投及中国能源报报道，户用场景方面，2021 年国电投辽宁朝阳户用天然气掺氢示 范项目已按照 10%掺氢比例实现长期运行；2023 年国电投张家口天然气掺氢入户应用示范正式 通气。工业应用场景方面，惠州大亚湾石化区综合能源站于 2022 年开工，将使用哈电生产的 9HA 级燃气轮机并采用 10%的掺氢比例。2022 年 9 月，国电投荆门绿动在运燃机实现 30%掺氢 燃烧改造、运行，改造后的燃机机组具备了纯天然气和天然气掺氢两种运行模式的兼容能力， 可使用 0%-30%的掺氢天然气作为燃料。展望后市，通用电气、三菱动力均认为 2030 年高功率 HA 级燃机或能实现 100%氢气燃烧。提升燃机天然气掺氢比例可有效实现燃机减碳，并为大规 模应用氢燃料发电打下坚实基础。

氢气价格影响天然气掺氢经济性

氢气需大幅降本，天然气掺氢燃烧才具备性价比：氢气体积热值约 13MJ/m 3，天然气体积热值约 39MJ/m 3，由于氢气热值约为天然气热值的 1/3，因此氢气价格需降至天然气价格的 1/3，终端用户 在无补贴情况下使用掺氢天然气燃烧才具备经济性。若以上海民用天然气管输气价格 3 元/m3 作为 参考，氢气价格则需降至 1 元/m3，约 10 元/kg 以内。

风光 LCOE 下降带动制氢成本下降：电解水制氢成本中，电费占比较高，根据隆基绿能数据，电 费约占制氢成本的 80%。当电价为 0.3 元/kWh 时，可再生能源制氢的成本约为 17.7 元/kg，若电价 下降到 0.1 元/kWh，电解水制氢成本则可降约 8 元/kg，制氢成本降幅超过 50%。随着风电整机、 光伏组件价格下降，风光发电 LCOE（Levelized Cost of Energy，平准化度电成本）有望下降，有望 带动制氢成本下降。根据中国经济网，我国新能源生产绿电的度电成本有望控制在 0.068 元/kWh 水 平，若制氢系统电耗 4.8 度/Nm3，绿氢的综合成本可降至每标方 0.7 元/Nm3。

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