在全球能源结构加速向清洁低碳转型的背景下，氢能因其零排放、质量能量密度高和广泛的应用场景，被视为实现碳达峰碳中和目标的关键能源载体。我国已将氢能产业列为战略性新兴产业，并在制氢、用氢环节取得显著进展。然而，储运环节的技术瓶颈严重制约了氢能产业的规模化发展。为此，中国工程院院士陈学东建议，未来5到10年，我国需重点攻关高压储氢、液态储氢和固态储氢技术，同时探索多元化储运路径，支撑氢能在能源体系中发挥更大作用。
我国氢能产业初具规模
据记者了解，美国、欧洲、日本和韩国等在20世纪就开始布局氢能产业，并在燃料电池汽车、氢动力船舶、氢能炼化等领域实现示范应用。例如，日本在液氢储运和燃料电池技术上处于领先地位，欧洲则重点推进可再生能源制氢和氢能基础设施建设。
我国氢能产业在政策支持下快速发展，已形成“制、储、运、加、用”全产业链布局。在制氢方面，我国是全球最大氢气生产国，2024年氢气产量约3700万吨，主要来自化石能源制氢(灰氢)和工业副产氢，绿氢(电解水制氢)占比仍较低。在用氢方面，氢燃料电池商用车示范推广稳步推进，交通、储能、发电、工业等多领域应用生态逐步形成。
在技术体系方面，我国已经构建了“纯电+混动+燃料电池”“电池+电机+智能网联”的三纵三横新能源车技术体系，并在氢能安全、关键材料、核心装备等方面持续攻关。“然而，我国氢能产业整体仍处于商业化前期，储运环节的技术短板成为制约氢能规模化发展的关键瓶颈。”陈学东院士强调。
储运技术发展不足成瓶颈
氢能储运是连接制氢端和用氢端的关键环节，直接影响氢能的经济性和安全性。目前，我国在储运技术上仍存在以下短板。
一是高压储氢技术尚未完全自主可控，如加氢站的关键设备：70兆帕供氢管阀件、高压大排量氢气压缩机等依赖进口；用于车载储氢的70兆帕Ⅳ型储氢瓶及瓶口阀仍处于样机阶段，尚未实现大规模商业化应用。
二是液态储氢技术面临能耗与成本挑战，大规模低能耗液化工艺、低温氢膨胀机的研发尚未突破。
三是固态储氢和超临界储氢仍处于研发阶段，固态储氢材料研究较多，仍处于起步阶段；超临界储氢研发起步较晚，只有少数企业开展了部分预研工作。
四是管道输氢经济性待验证，纯氢管道建设成本高昂，每千米建设成本达500万至600万元，短期内难以大规模推广；天然气管道掺氢技术在我国仍处于小规模试验阶段，安全性和经济性需进一步验证。
总体来看，在规范设计条件下，我国氢能储运装备的安全问题总体可控，当前主要问题是通过技术迭代降低氢能储运成本，可通过材料国产化、规模化生产、系统优化等方式实现这一目标。
短期发展高压储运技术装备
目前，氢能产业正处于从示范向商业化过渡的关键阶段，储运技术的突破将是决定氢能产业能否实现大规模应用的核心因素。面对氢能产业发展现状，陈学东院士建议，短期看，氢能储运技术的发展应以高压储氢为主，一方面，加快国产化替代，推进70兆帕Ⅳ型储氢瓶、70兆帕瓶口组合阀、70兆帕站用高频切断球阀等关键设备国产化；另一方面，优化高压储氢系统设计，降低材料成本，提高安全性。
陈学东院士表示，高压储氢领域可与长距离管道输送相结合。我国已经规划建设了乌兰察布到燕山、康保到曹妃甸、霍尔果斯到连云港等长输管道；国家管网已经完成6.3兆帕金属管道的冲击试验；《输氢管道工程设计规范》《氢气管道工程技术使用技术规范》也已发布，相关国家标准正在起草中。但纯氢金属管道的建设成本较高，利用天然气管道掺氢相对经济。
数据显示，截至2024年，全球共有50多个天然气管道掺氢示范工程，每年有超过3000吨氢气掺入天然气管网。“现阶段应聚焦技术成熟度较高的高压储氢和掺氢管道，避免盲目推进高成本纯氢管道建设。”陈学东院士补充道。
长期开发多元储运技术路径
“在发展高压储氢基础上，应逐步发展液态储氢、固态储氢、有机液体储氢、化合物储氢，并适度超前开展深冷—高压超临界等储氢前沿技术研究。”陈学东院士表示。
着眼未来，陈学东院士建议，我国可以探索多元化储运模式，发展长时氢储能技术与装备，促进可再生能源规模化利用和分布式储能。这包括建设基于固态储氢的储能电站，实现热电联供；开发超导风力发电装备与液氢融合的海上制氢技术，以及海上平台氢气储存与转运装备；风电、光伏、海洋能等可再生能源与氢储能耦合的分布式能源岛等。预计我国可以在2025年内解决高压储氢技术现有难题，2030年开发完成液态储氢和固态储氢技术，2035年实现多元化储氢产业链技术的自主可控。
在全球能源结构加速向清洁低碳转型的背景下，氢能因其零排放、质量能量密度高和广泛的应用场景，被视为实现碳达峰碳中和目标的关键能源载体。我国已将氢能产业列为战略性新兴产业，并在制氢、用氢环节取得显著进展。然而，储运环节的技术瓶颈严重制约了氢能产业的规模化发展。为此，中国工程院院士陈学东建议，未来5到10年，我国需重点攻关高压储氢、液态储氢和固态储氢技术，同时探索多元化储运路径，支撑氢能在能源体系中发挥更大作用。
我国氢能产业初具规模
据记者了解，美国、欧洲、日本和韩国等在20世纪就开始布局氢能产业，并在燃料电池汽车、氢动力船舶、氢能炼化等领域实现示范应用。例如，日本在液氢储运和燃料电池技术上处于领先地位，欧洲则重点推进可再生能源制氢和氢能基础设施建设。
我国氢能产业在政策支持下快速发展，已形成“制、储、运、加、用”全产业链布局。在制氢方面，我国是全球最大氢气生产国，2024年氢气产量约3700万吨，主要来自化石能源制氢(灰氢)和工业副产氢，绿氢(电解水制氢)占比仍较低。在用氢方面，氢燃料电池商用车示范推广稳步推进，交通、储能、发电、工业等多领域应用生态逐步形成。
在技术体系方面，我国已经构建了“纯电+混动+燃料电池”“电池+电机+智能网联”的三纵三横新能源车技术体系，并在氢能安全、关键材料、核心装备等方面持续攻关。“然而，我国氢能产业整体仍处于商业化前期，储运环节的技术短板成为制约氢能规模化发展的关键瓶颈。”陈学东院士强调。
储运技术发展不足成瓶颈
氢能储运是连接制氢端和用氢端的关键环节，直接影响氢能的经济性和安全性。目前，我国在储运技术上仍存在以下短板。
一是高压储氢技术尚未完全自主可控，如加氢站的关键设备：70兆帕供氢管阀件、高压大排量氢气压缩机等依赖进口；用于车载储氢的70兆帕Ⅳ型储氢瓶及瓶口阀仍处于样机阶段，尚未实现大规模商业化应用。
二是液态储氢技术面临能耗与成本挑战，大规模低能耗液化工艺、低温氢膨胀机的研发尚未突破。
三是固态储氢和超临界储氢仍处于研发阶段，固态储氢材料研究较多，仍处于起步阶段；超临界储氢研发起步较晚，只有少数企业开展了部分预研工作。
四是管道输氢经济性待验证，纯氢管道建设成本高昂，每千米建设成本达500万至600万元，短期内难以大规模推广；天然气管道掺氢技术在我国仍处于小规模试验阶段，安全性和经济性需进一步验证。
总体来看，在规范设计条件下，我国氢能储运装备的安全问题总体可控，当前主要问题是通过技术迭代降低氢能储运成本，可通过材料国产化、规模化生产、系统优化等方式实现这一目标。
短期发展高压储运技术装备
目前，氢能产业正处于从示范向商业化过渡的关键阶段，储运技术的突破将是决定氢能产业能否实现大规模应用的核心因素。面对氢能产业发展现状，陈学东院士建议，短期看，氢能储运技术的发展应以高压储氢为主，一方面，加快国产化替代，推进70兆帕Ⅳ型储氢瓶、70兆帕瓶口组合阀、70兆帕站用高频切断球阀等关键设备国产化；另一方面，优化高压储氢系统设计，降低材料成本，提高安全性。
陈学东院士表示，高压储氢领域可与长距离管道输送相结合。我国已经规划建设了乌兰察布到燕山、康保到曹妃甸、霍尔果斯到连云港等长输管道；国家管网已经完成6.3兆帕金属管道的冲击试验；《输氢管道工程设计规范》《氢气管道工程技术使用技术规范》也已发布，相关国家标准正在起草中。但纯氢金属管道的建设成本较高，利用天然气管道掺氢相对经济。
数据显示，截至2024年，全球共有50多个天然气管道掺氢示范工程，每年有超过3000吨氢气掺入天然气管网。“现阶段应聚焦技术成熟度较高的高压储氢和掺氢管道，避免盲目推进高成本纯氢管道建设。”陈学东院士补充道。
长期开发多元储运技术路径
“在发展高压储氢基础上，应逐步发展液态储氢、固态储氢、有机液体储氢、化合物储氢，并适度超前开展深冷—高压超临界等储氢前沿技术研究。”陈学东院士表示。
着眼未来，陈学东院士建议，我国可以探索多元化储运模式，发展长时氢储能技术与装备，促进可再生能源规模化利用和分布式储能。这包括建设基于固态储氢的储能电站，实现热电联供；开发超导风力发电装备与液氢融合的海上制氢技术，以及海上平台氢气储存与转运装备；风电、光伏、海洋能等可再生能源与氢储能耦合的分布式能源岛等。预计我国可以在2025年内解决高压储氢技术现有难题，2030年开发完成液态储氢和固态储氢技术，2035年实现多元化储氢产业链技术的自主可控。
