2020年，國際氫能貿(mào)易示范取得重大進展。先進氫能源鏈技術(shù)開發(fā)協(xié)會通過液態(tài)有機氫載體（LOHC）技術(shù)，利用集裝箱成功地將氫氣從文萊運輸?shù)饺毡静⑦M行了交易。同時，沙特阿拉伯國家石油公司(沙特阿美)和日本能源經(jīng)濟研究所(IEEJ)合作，成功地展示了從沙特阿拉伯生產(chǎn)和運輸40噸藍氨到日本用于零碳發(fā)電的情況。

政府和相關(guān)公司還宣布了其他幾個氫能貿(mào)易國際合作和項目。德國在其國家戰(zhàn)略中明確指出進口氫能的重要性，并與澳大利亞和智利簽署了一項聯(lián)合可行性研究協(xié)議。與此同時，荷蘭與葡萄牙簽署了合作備忘錄，鹿特丹港與智利簽署了合作備忘錄，日本與阿拉伯聯(lián)合酋長國簽署了合作備忘錄。截止2021年11月，已經(jīng)宣布了大約60個國際氫能貿(mào)易項目（見表1、圖1），其中一半正在進行可行性研究，這些項目的總報告量為2.7 Mt H₂/年。

圖1：表1 部分國際氫能貿(mào)易項目

圖1：部分國際氫能貿(mào)易項目分布

資料來源：IEA《Global Hydrogen Review 2021》

氫氣可以通過三個載體（管道、船舶或卡車）在世界各地以各種形式儲存和運輸（氫氣、液氫、有機液氫（LOHC）、氨、甲醇、LNG/L-CO₂（LNG和液態(tài)CO₂兩用船）和固態(tài)儲氫）。在世界范圍內(nèi)，氫氣儲運模式需要綜合運輸距離、地理位置和終端應(yīng)用來確定最佳的儲運方案。

對于中短途運輸，在現(xiàn)有管道的基礎(chǔ)上，可以實現(xiàn)最低的儲運成本（500公里以內(nèi)的氫氣運輸成本可以低于0.1美元/公斤）。然而，對于沒有管道分布或氫氣需求不穩(wěn)定的地區(qū)，卡車運輸氫氣（氣體或液體）是最經(jīng)濟的選擇（每300公里大約1.2美元/kg的儲存和運輸成本）。根據(jù)最終應(yīng)用和需求規(guī)模，可選擇高壓氣態(tài)或低溫液態(tài)儲存和運輸方式。

對于長距離運輸而言，新建或改建的海底氫氣管道進行大規(guī)模氫氣輸送比海運成本更為經(jīng)濟，但并不適合所有國家和地區(qū)。在沒有管道的情況下，主要以液氫、LOHC、氨氣的形式儲存，通過船舶長途運輸。同時，由于三種儲運方式成本差距較小，最佳儲運方式取決于目的地的終端申請形式、氫氣純度、壓力等級等因素（見圖2）。

圖2：氫能輸送建議方式

資料來源：氫能理事會、麥肯錫公司《Hydrogen Insights》

從長遠來看，管道輸送氫氣是最具成本效益的儲運方式。管道輸送氫氣僅能輸送10倍的能量，而其成本僅為輸電線的1/8。另外，氫氣管道的使用壽命比輸電線長，具有雙重功能，可以作為綠色能源的傳輸介質(zhì)和儲存介質(zhì)。氫氣管道的實際建設(shè)成本由材料、距離、管徑、壓力、社會成本等條件決定。一些國家和地區(qū)有鼓勵天然氣管道改造的政策，具有一定的成本優(yōu)勢。例如，在荷蘭，允許企業(yè)逐步停止使用天然氣，將原來的天然氣管道改造成氫氣管道。

根據(jù)本項目，陸上氫氣管道改造費用約60-120萬美元/公里，新建管道費用約220-450萬美元/公里；對于海上/海底氫氣管道，根據(jù)新建或改建的具體情況和施工難度，其成本是陸上管道的1.3至2.3倍；短距離輸配管道由于管徑小、壓力要求低，其建設(shè)和改造成本遠低于輸配管道（僅占輸配管道成本的15%左右）。然而，只有當未來住宅和商業(yè)建筑對氫氣的需求超過天然氣混合的臨界值（20%）時，大規(guī)模建設(shè)短距離配氣管道才具有經(jīng)濟性（見圖3）。

圖3：不同氫能輸送管道比較

資料來源：氫能理事會、麥肯錫公司《Hydrogen Insights》

對于長距離的海上運輸，需要將氫氣轉(zhuǎn)化為具有更高能量密度的形式進行儲存和運輸。目前，液氫、LOHC和氨氣的儲運技術(shù)更具競爭力。最具成本效益的解決方案取決于終端應(yīng)用、純度要求和儲存時間。

如果目的地需要液態(tài)氫或高純度氫，則液態(tài)氫儲運效率最高。與氨水和有機液氫相比，液氫不需要脫氫或裂解就可以轉(zhuǎn)化為氫氣，不僅節(jié)約了成本，而且不需要凈化。液氫的主要缺點是體積能量密度較低，限制了船舶的載氫能力，在儲運過程中會有蒸發(fā)損失。雖然液氫儲運是一項成熟的商業(yè)化技術(shù)，但大型液氫儲運仍處于試運行階段；氨比液氫具有更高的體積能量密度，因此運輸氨比儲存和運輸液氫更經(jīng)濟。然而，氨裂解制氫成本高，分離氫純度低。此外，由于氨氣有毒，在特定區(qū)域會有儲存和運輸限制；液態(tài)有機儲氫可以在現(xiàn)有的柴油機基礎(chǔ)設(shè)施中安全地長期儲氫而不造成損失。然而，LOHC的主要缺點是脫氫過程需要大量的熱量，與液氫和氨氣相比，其載氫能力有限（圖4預(yù)測了2030年從沙特阿拉伯到西歐的綠色氫氣的三個儲運成本組成部分，含制氫成本，CIF價3-5美元/公斤。）

圖4：可再生能源制H₂的港口到岸成本（從沙特阿拉伯運往歐洲）

資料來源：氫能理事會、麥肯錫公司《Hydrogen Insights》

由于世界不同地區(qū)的氫氣資源稟賦、氫氣應(yīng)用規(guī)模和形式不同，氫氣儲運可根據(jù)實際情況靈活調(diào)整，主要可以構(gòu)建三種氫氣供應(yīng)鏈：在可再生能源或傳統(tǒng)化石能源（煤、石油、天然氣）豐富的地區(qū)，大型氫氣供應(yīng)中心采用就地制氫和直接應(yīng)用的方式，氫氣儲運成本幾乎為零；小型購買者，如加氫站、建筑物和家庭，需要通過短途運輸在該地區(qū)供應(yīng)氫氣；在缺乏氫源的地區(qū)，購買者將依賴進口或長途氫運輸網(wǎng)絡(luò)進行儲存和運輸（見圖5）。

圖5：不同氫氣供應(yīng)鏈的成本

資料來源：氫能理事會、麥肯錫公司《Hydrogen Insights》

預(yù)計到2030年，全球大型綠色制氫基地和交通基礎(chǔ)設(shè)施將建成。屆時，氫氣可從澳大利亞、智利或中東地區(qū)運輸至美國、歐洲、日本等需求中心地區(qū)，儲運成本有望降低至2-3美元/公斤。