國泰君安證券近期發(fā)布的報(bào)告對(duì)2023年綠氫領(lǐng)域進(jìn)行了全面回顧：

電解槽方面，截至 2023 年底全國可再生氫項(xiàng)目規(guī)劃 387 個(gè)，在建 80 個(gè)，建成運(yùn)營 58 個(gè)， 2023 年新增 20 個(gè)投運(yùn)項(xiàng)目。2023 年電解槽需求超過 3GW。目前堿性電解槽成本在 1500 元/kW，未來系統(tǒng)成本有望降至 800 元/kW。

氫燃料汽車方面，2023 全年氫燃料電池汽車產(chǎn)銷量分別為5232、5534輛，同比增長分別為 44.2%、64.4%。預(yù)計(jì) 2023-2030 年，中國燃料電池系統(tǒng)市場規(guī)模由 1589.6MW 增至 83367.2MW。

中國氫燃料電池電堆平均價(jià)格從2017年的10500元/千瓦下降至2022年的2000元/千瓦，燃料電池電堆 2030 年有望下降至 660 元/千瓦。燃料電池電堆價(jià)格的下 降帶動(dòng)了燃料電池系統(tǒng)價(jià)格的下降，從 2017 年的 16400 元/千瓦下降至 2022 年 4800 元/千瓦，CAGR-21.8%。在技術(shù)突破和生產(chǎn)規(guī)模化推動(dòng)下，預(yù)計(jì) 2026 年平均價(jià)格下降至 2100 元/千瓦，2030 年下降至 1400 元/千瓦。

加氫站方面，中國加氫站數(shù)量全球第一。截至 2023 年，中國加氫站累計(jì)建成 407 座， 新建 62 座。其中以綜合能源站為主，占比58%。

原文如下：

國內(nèi)外綠氫項(xiàng)目飽滿，電解槽放量可期

國內(nèi)大批綠氫項(xiàng)目進(jìn)入開工準(zhǔn)備階段

2023 年電解槽需求超過 3GW，經(jīng)過從 0 到 1 運(yùn)營驗(yàn)證后將開啟從 1 到 10 的放量階段。2023 年國內(nèi)共計(jì)發(fā)布 32 個(gè)電解槽公開招標(biāo)需求，累計(jì) 電解槽招標(biāo)量已超過 1695MW，達(dá)到 2022 年電解槽全年出貨量的 2 倍 有余。疊加中電建采購思偉特 800-1200MW SOEC 項(xiàng)目和中能建打包采 購約 525MW 電解槽，2023 年電解槽的需求已超過 3GW。

綠氫儲(chǔ)備項(xiàng)目較多，制氫行業(yè)進(jìn)入快速落地期。根據(jù)氫界數(shù)據(jù)庫，截至 2023 年底全國可再生氫項(xiàng)目規(guī)劃 387 個(gè)，在建 80 個(gè)，建成運(yùn)營 58 個(gè)， 2023 年新增 20 個(gè)投運(yùn)項(xiàng)目；規(guī)劃綠氫產(chǎn)能 643 萬噸/年，建成運(yùn)營產(chǎn)能 7.8 萬噸/年。其中 2023 年投產(chǎn)綠氫項(xiàng)目有 40%應(yīng)用于石油煉化、25%用 于合成甲醇、21%用于交通。這標(biāo)志著我國制氫行業(yè)的產(chǎn)業(yè)化進(jìn)程正在 加速，項(xiàng)目的建設(shè)將進(jìn)一步提升我國氫能產(chǎn)業(yè)的整體競爭力，促進(jìn)我國 能源結(jié)構(gòu)的優(yōu)化和轉(zhuǎn)型。

23 年 PEM+ALK 電解槽招標(biāo)超過 3GW

堿性電解槽是裝機(jī)主力，2023 年中標(biāo)量 CR3 達(dá)到 50%。2023 年已落地投運(yùn)的項(xiàng)目合計(jì)裝機(jī)量 654MW，其中堿性電解槽裝機(jī) 624MW，占比 95%，PEM 電解槽裝機(jī) 30MW，占比 5%。從中標(biāo)情況來看，2023 全年 累計(jì)中標(biāo)規(guī)模達(dá)到 1055.5MW，堿性電解槽占比 92.8%，PEM 電解槽占比 7.2%。從中標(biāo)企業(yè)活躍度來看，中標(biāo)量前三的企業(yè)分別是派瑞氫能、 陽光氫能、隆基氫能，中標(biāo)量分別為 211.5、163、157MW，CR3 達(dá)到 50%。

中能建是行業(yè)內(nèi)主要的綠氫 EPC 項(xiàng)目業(yè)主方，其招標(biāo)項(xiàng)目具有一定代表性。從 2023年12月中能建打包招標(biāo)情況來看，進(jìn)入中能建短名單的企業(yè)中，ALK 電解槽標(biāo)段共 11 家企業(yè)入圍，PEM 電解槽標(biāo)段有 5 家企業(yè)入圍。堿性電解槽最低中標(biāo)價(jià)為 125.5 萬元/MW，PEM 電解槽最低中標(biāo)價(jià)為 580.0 萬元/MW；堿性電解槽平均中標(biāo)價(jià) 136.5 萬元/MW，PEM 電解槽平均中標(biāo)價(jià)為 755.8 萬元/MW，約為堿性電解槽的 5.5 倍。從中標(biāo)候選人來看，電解槽供應(yīng)商主要是傳統(tǒng)老牌供應(yīng)商、可再生能源龍頭公司以及新進(jìn)入該領(lǐng)域的新秀，電解槽供應(yīng)商的百家爭鳴局面有利于促進(jìn)行業(yè)充分競爭，為綠氫制備提供更具性價(jià)比的解決方案。(1)老牌供應(yīng)商：天津大陸、中船派瑞氫能、考克利爾競立、康明斯；(2)可再生能源龍頭公司：陽光氫能、隆基氫能、華光環(huán)能、天合元?dú)洌?3)新秀：廣東盛氫（昇輝新能源）、雙良節(jié)能、氫器時(shí)代、京電設(shè)備、長春綠動(dòng)、氫輝能源。

預(yù)計(jì) 2024-2025 年電解槽出貨翻倍增長。國內(nèi)氫能產(chǎn)業(yè)尤其是綠氫的發(fā)展空間得到了進(jìn)一步拓展，經(jīng)過前期的招標(biāo)以及小規(guī)模的建設(shè)運(yùn)營，EPC 項(xiàng)目業(yè)主積累了經(jīng)驗(yàn)，在 2024 年電解槽制造企業(yè)將面臨更大的市場需求和商業(yè)機(jī)會(huì)。預(yù)計(jì) 24年需求 3GW，25年電解槽需求 6GW，均為同 比翻倍增長，電解槽出貨進(jìn)入快速落地期。

電解槽出貨加快，規(guī)模化生產(chǎn)成本將較快下降

2023 年全球綠氫產(chǎn)業(yè)爆發(fā)，電解水制氫設(shè)備需求猛增。2022 年全球主要廠商電解槽名義總產(chǎn)能超過 20GW，2023 年大幅增長至 58GW，同比增長超 150%。海外地區(qū)電解槽產(chǎn)能增長集中在歐美廠商。2022 年 海外主要廠商產(chǎn)能多在 1GW 以內(nèi)，2023年超 70%廠商擴(kuò)產(chǎn)至超過 1GW。7 家公布 2024 年及以后產(chǎn)能規(guī)劃的企業(yè)產(chǎn)能合計(jì) 26.8GW，同比 2023 年的 9.2GW 增長 191%。

2023 年國內(nèi)電解槽名義產(chǎn)能擴(kuò)張至 38GW，頭部廠商積極擴(kuò)產(chǎn)競爭市場份額。國內(nèi)電解水制氫設(shè)備廠商名義產(chǎn)能（含規(guī)劃 2023 年底建成產(chǎn)能）達(dá)到 38GW，同比 2022 年新增 23GW 以上。從技術(shù)路線來看，堿性制氫是國內(nèi)絕對(duì)主流，產(chǎn)能占比超過 93%。根據(jù)主流廠商規(guī)劃，到 2025 年 國內(nèi)電解水制氫設(shè)備總產(chǎn)能有望超過 65GW。1 月，陽光氫能智能制造工廠開工，預(yù)計(jì)建成后產(chǎn)能達(dá)到 3GW；6 月天津大陸廠房奠基，建成后產(chǎn)能可達(dá) 320 臺(tái)套（約 1.6GW）。部分廠商產(chǎn)能已公開規(guī)劃至 2025 年， 如隆基氫能提出 2025 年總產(chǎn)能規(guī)劃為 5-10GW，派瑞氫能 2025 年總產(chǎn)能規(guī)劃為 6GW。

堿性電解槽仍有降本增效空間

系統(tǒng)性能及產(chǎn)氫量的提升將有助于均攤產(chǎn)氫成本。目前堿性電解槽成本 在 1500 元/kW，未來系統(tǒng)成本有望降至 800 元/kW，在系統(tǒng)電解效率、 產(chǎn)氫純度、與可再生能源適配等方面，堿性電解槽仍有較大提升空間， 當(dāng)前重點(diǎn)研究方向集中在電極、催化劑、隔膜等環(huán)節(jié)上。

堿性電解槽制氫成本仍有 63.5%的降本空間。1000Nm3/h 電解槽和土建設(shè)備分別按照 800 萬元和 150 萬元建設(shè)，折舊期分別為 10 年和 20 年， 當(dāng)電價(jià)為 0.4 元/kWh，年工作時(shí)長為 2000h 時(shí)，單位制氫成本為 2.62 元 /Nm3。而當(dāng)電價(jià)在 0.2 元/kWh，年工作時(shí)長為 6000h 時(shí)，單位制氫成本為 0.96 元/Nm3。電耗成本和固定成本均攤分別將下降 78.0%和 79.5%， 單位制氫成本下降 63.5%。

綠氫制備成本隨電價(jià)波動(dòng)較大

煤制氫和天然氣制氫的原材料成本均占 75%以上。原材料的價(jià)格波動(dòng)對(duì)制氫成本影響較大。以煤炭價(jià)格 800 元/噸，天然氣價(jià)格 3 元/Nm3 為基 準(zhǔn)計(jì)算，在考慮碳封存及碳稅的影響時(shí)，煤制氫和天然氣制氫的成本分別從 10.8/14.7 元/kg 上漲至 15.6/17.0 元/kg。

當(dāng)電價(jià)低于 0.25 元/kWh 時(shí)綠氫具備成本優(yōu)勢。隨著電價(jià)降低，綠氫制備成本的下降趨勢明顯，分別與灰氫、藍(lán)氫相比，當(dāng)電價(jià)分別低于 0.15 元/kWh 和 0.25 元/kWh 時(shí)，綠氫具備成本優(yōu)勢，制氫成本分別為 9.89 元 /kgH2 和 15.27 元/kgH2。

綠氫制備降本空間大。遠(yuǎn)期來看，堿性電解槽制氫成本和 PEM 電解槽制氫成本的降幅分別達(dá)到 63.1%和 73.8%。堿性電解槽制氫成本的降低主要受益于電耗及電價(jià)的降低帶來的運(yùn)營成本下降，以及壽命的延長帶來的固定資產(chǎn)均攤成本下降，兩者的降幅分別達(dá)到 78.0%和 79.5%。PEM 電解槽制氫成本的降低主要受益于電價(jià)的下降，以及國產(chǎn)化替代帶來的設(shè)備成本下降疊加壽命延長帶來的均攤成本下降，兩者的降幅分別達(dá)到 94.2%和 57.8%。化石燃料制氫原材料對(duì)制氫成本影響較大，工業(yè)副產(chǎn)氫原料差異對(duì)制氫成本影響較大。化石燃料制氫的成本結(jié)構(gòu)中原料成本占據(jù)約 75%，原材料價(jià)格波動(dòng)對(duì)制氫成本影響較大。當(dāng)煤價(jià)為 200 和 1000 元/噸時(shí)，對(duì)應(yīng)的煤制氫成本分別為 6.77 和 12.14 元/kg；當(dāng)天然氣價(jià)格為 1 和 5 元/Nm3 時(shí)，對(duì)應(yīng)的天然氣制氫成本分別為 7.2 和 22.1 元/kg。工業(yè)副產(chǎn)氫中因工業(yè)副產(chǎn)物的不同而有較大差異，其中焦?fàn)t氣副產(chǎn)氫的成本較低，約為 14 元/kg，而合成氨合成甲醇副產(chǎn)氫的成本較高，約為 22 元/kg。

全球在建綠氫項(xiàng)目 14.1GW，重視中東市場

全球儲(chǔ)備綠氫項(xiàng)目規(guī)模迅速擴(kuò)大,以 ALK和 PEM電解槽搭配建設(shè)為主。根據(jù) IEA，截至 2023 年 10 月底，全球已投產(chǎn)綠氫項(xiàng)目電解槽裝機(jī) 1106MW，其中 ALK 項(xiàng)目占比 71%，PEM 電解槽項(xiàng)目占比 20%，其他 （以 ALK+PEM 為主）項(xiàng)目占比 9%；在建項(xiàng)目共 14.1GW，其中 ALK 項(xiàng)目占比35%，PEM占比17%，其他類項(xiàng)目占比48%；可研項(xiàng)目共275GW， 其中 ALK 占比 3%，PEM 占比 5%，其他占比 92%。全球范圍內(nèi)，規(guī)劃 項(xiàng)目中主要以 ALK 和 PEM 電解槽搭配建設(shè)使用為主。

中東六國規(guī)劃綠氫產(chǎn)量 706.7 萬噸，電解槽裝機(jī)超 150GW。目前中東綠氫項(xiàng)目規(guī)劃已達(dá)到 90 個(gè)，其中埃及和阿曼總量和增量較大，阿聯(lián)酋也有 一定的規(guī)劃項(xiàng)目。中東地區(qū)電解槽需求旺盛，我們認(rèn)為隨著國內(nèi)電解槽廠商規(guī)模化生產(chǎn)，在大型項(xiàng)目上不斷積累運(yùn)營經(jīng)驗(yàn)，電解槽出海將會(huì)成為企業(yè)端的又一增長極，應(yīng)重視電解槽出海落地節(jié)奏快的公司。

臨近規(guī)劃年限，燃料汽車有望提速

氫燃料汽車產(chǎn)銷顯著增長，市場潛力亟待爆發(fā)

氫燃料汽車產(chǎn)銷顯著增長，市場潛力亟待爆發(fā)。2023 年 12 月，燃料電池汽車產(chǎn)量 1298輛、銷量1512輛，分別同比+98.8%、+149.1%，環(huán)比 +100.6%、+109.7%，燃料電池汽車產(chǎn)銷呈現(xiàn)高增速。

2023 全年氫燃料電池汽車產(chǎn)銷量分別為5232、5534輛，同比增長分別為 44.2%、64.4%。隨著氫燃料電池汽車示范城市群政策持續(xù)實(shí)施及非城市群政策積極跟進(jìn)，氫燃料電池汽車將實(shí)現(xiàn)穩(wěn)步增長。

2023 年燃料電池系統(tǒng)裝機(jī)量中億華通遙遙領(lǐng)先

億華通 12 月裝機(jī)第一。2023 年 12 月，億華通裝機(jī)量第一，超 55MW， 環(huán)比增長 86%，占比 26.2%；濰柴動(dòng)力和國電投裝機(jī)量分別為第二、第 三，裝機(jī)占比為 20.6%和 7.7%。億華通 2023 年全年累計(jì)裝機(jī)第一。2023 年 1-12 月，億華通累計(jì)裝機(jī) 量第一，158MW，占比 22.2%；捷氫科技累計(jì)裝機(jī)量第二 73MW，占比 10.2%；重塑能源緊隨其后，裝機(jī)量 72MW，占比 10.1%。

2017-2022 年，中國燃料電池電堆市場規(guī)模按出貨量計(jì)由 49.6MW 增至 716.6MW，CAGR 達(dá) 70.6%。根據(jù)弗若斯沙利文預(yù)測，受燃料電池汽車 示范城市群的建立和持續(xù)性的技術(shù)突破等因素驅(qū)動(dòng)，中國氫燃料電池產(chǎn) 業(yè)將迎來一個(gè)快速增長期，2023-2030 年，中國燃料電池電堆市場規(guī)模由 1966.3MW 增至 100229.8MW，CAGR 達(dá) 75.4%。2017-2022 年，中國燃料電池系統(tǒng)市場規(guī)模按出貨量計(jì)由 38.6MW 增至 602.8MW，CAGR 達(dá) 73.3%。根據(jù)弗若斯沙利文預(yù)測，受燃料電池汽車行業(yè)及其他新興應(yīng)用場景的快速發(fā)展所推動(dòng)，預(yù)計(jì) 2023-2030 年，中國 燃料電池系統(tǒng)市場規(guī)模由 1589.6MW 增至 83367.2MW，CAGR 達(dá) 76.1%。

燃料電池電堆 2030 年有望下降至 660 元/千瓦。中國氫燃料電池電堆平 均價(jià)格從2017年的10500元/千瓦下降至2022年的2000元/千瓦，CAGR28.2%，下降較快。隨著政策支持和技術(shù)的進(jìn)一步突破，預(yù)計(jì) 2026 年平 均價(jià)格下降至 980 元/千瓦，2030 年下降至 660 元/千瓦。燃料電池系統(tǒng) 2030 年有望下降至 1400 元/千瓦。燃料電池電堆價(jià)格的下 降帶動(dòng)了燃料電池系統(tǒng)價(jià)格的下降，從 2017 年的 16400 元/千瓦下降至 2022 年 4800 元/千瓦，CAGR-21.8%。在技術(shù)突破和生產(chǎn)規(guī)模化推動(dòng)下，預(yù)計(jì) 2026 年平均價(jià)格下降至 2100 元/千瓦，2030 年下降至 1400 元/千 瓦。

燃料電池重卡在全生命周期成本具備經(jīng)濟(jì)性

全生命周期視角下燃料電池汽車成本制約經(jīng)濟(jì)性。根據(jù)氫燃料電池汽車、 純電動(dòng)汽車和傳統(tǒng)燃油汽車的購置成本、政府補(bǔ)貼、燃料成本等相關(guān)數(shù)據(jù)，測算三類車型在高運(yùn)行里程下的全生命周期成本。關(guān)鍵假設(shè)包括：(1)在高運(yùn)行里程下汽車報(bào)廢殘值回收按5%計(jì)算，車輛使用年限為6年。(2)氫氣價(jià)格按 35 元/kg 計(jì)算，商用車電價(jià)按 1.15 元/kWh，油價(jià)按 7.25 元/kg 計(jì)算。(3)燃料電池汽車補(bǔ)貼采用國補(bǔ)、市補(bǔ)和區(qū)補(bǔ)三重補(bǔ)貼形式計(jì)算，且補(bǔ)貼比例為 1:1:1。

高運(yùn)行里程下氫氣價(jià)格低于 30 元/kg 時(shí)燃料重卡具有經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢。在高運(yùn)行里程下，不考慮補(bǔ)貼時(shí)，燃料電池汽車難以與其他類型汽車競爭。考慮補(bǔ)貼時(shí)，燃料電池乘用車、客車和 18t 洗掃車的全生命周期成本與其他兩種技術(shù)路線相比，其全生命周期成本較高，差額較大。而在三重補(bǔ)貼下，燃料電池輕卡和重卡與最為經(jīng)濟(jì)性的技術(shù)路線相比相差不大。且當(dāng)氫氣價(jià)格下降至 30 元/kg 時(shí)，燃料電池重卡經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于燃油重卡，當(dāng)氫氣價(jià)格下降至 25 元/kg 時(shí)，燃料電池重卡經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于純電重卡，屬于經(jīng)濟(jì)性最佳選擇。

氫價(jià)在全國生產(chǎn)側(cè)和消費(fèi)側(cè)均呈現(xiàn)下降趨勢。2023 年中國氫價(jià)生產(chǎn)側(cè)指數(shù)有所下降，全國平均水平從 2023 年初的 34.4 元/公斤下降至 33.3 元/ 公斤，其中燃料電池城市群價(jià)格略有下降，非燃料電池汽車示范城市群價(jià)格保持不變，為 32.8 元/公斤。消費(fèi)側(cè)指數(shù)有所下降，全國平均水平從 2023 年初的 58.3 元/公斤下降至 57.0 元/公斤，其中燃料電池城市群價(jià)格由的 52.0 元/公斤下降至 51.0 元/公斤，非燃料電池汽車示范城市群價(jià)格保持不變，為 70.3 元/公斤。

示范城市群生產(chǎn)側(cè)和消費(fèi)側(cè)氫價(jià)均呈現(xiàn)下降趨勢，其中河北城市群價(jià)格最低。2023 年，示范城市群中國氫價(jià)生產(chǎn)側(cè)指數(shù)有所下降，平均水平從 2023 年初的 35.6 元/公斤下降至 34.0 元/公斤，其中河南城市群制氫成本最低為 22.2 元/公斤，河北城市群生產(chǎn)成本下降最多，從 23 年初的 35.6 元/kg 下降至 26.7 元/kg。示范城市群消費(fèi)側(cè)指數(shù)變化幅度不大，其中河北城市群氫價(jià)最低為 31.1 元/kg，廣東城市群價(jià)格由 62.8/kg 下降至 61.1 元/kg。

加氫站超前布局，多種儲(chǔ)運(yùn)路徑各有千秋

加氫站數(shù)量漸起，疊加摻氫管道投運(yùn)利于培育終端用氫市場

基礎(chǔ)設(shè)施不斷完善，摻氫純氫管道不斷延伸。9 月 13 日全國首個(gè)城燃?xì)淠苤苾?chǔ)摻輸分用一體化示范項(xiàng)目在浙能集團(tuán)所轄平湖市天然氣公司門站建成投運(yùn)，設(shè)計(jì)天然氣摻氫比例 30%。純氫管道再度延伸，張家口市康保-曹妃甸氫氣長輸管道項(xiàng)目備案，中國石化烏蘭察布至北京管道延長，純氫管道總長度達(dá)到 1868 公里。

中國加氫站數(shù)量全球第一。截至 2023 年，中國加氫站累計(jì)建成 407 座， 新建 62 座。其中以綜合能源站為主，占比 58%。

撬裝/固定式加氫站雙路線布局，滿足不同場景用氫需求。撬裝式加氫站 更為靈活，具有模塊化、集成化特點(diǎn)，適宜應(yīng)用在加油站、環(huán)衛(wèi)廠區(qū)、物流園區(qū)等場景。

政策與經(jīng)濟(jì)考量下加氫站布局較為集中于五大示范區(qū)。加氫站布局主要位于五大城市示范區(qū)，其余地區(qū)加氫站分布較為均勻，主要分布于高速公路沿線。近年來加氫站多在上下游產(chǎn)業(yè)鏈有基礎(chǔ)、地方產(chǎn)業(yè)扶持有力度、商用車示范易落地的區(qū)域，依托原加油/氣站網(wǎng)絡(luò)選址，降低建站成本。

中石化、厚普、舜華等企業(yè)在氫能產(chǎn)業(yè)及加氫站建設(shè)方面也積極布局，成為我國加氫站的建設(shè)巨頭。其中中石化擁有加氫站數(shù)量居于全球首位， 致力于打造中國第一氫能公司。我國運(yùn)營加氫站中 35Mpa壓力等級(jí)占比86%，加注能力在 500-1000kg/d 的加氫站占比過半。國外普遍采用 70Mpa 或 35/70Mpa 兼容壓力等級(jí)的加氫站,國內(nèi)受制于技術(shù)條件仍以 35Mpa 加氫站為主，不過在運(yùn)營的加注能力在 500-1000kg/d 加氫站占比過半，大于 1000kg/d 的加氫站占比 38%。

六種氫儲(chǔ)運(yùn)路徑競相落地，遠(yuǎn)近長短各有千秋

六種氫儲(chǔ)運(yùn)路徑有著各自的優(yōu)勢，分別適用于各種氫能儲(chǔ)運(yùn)場景。高壓氣態(tài)儲(chǔ)運(yùn)是目前應(yīng)用最廣泛的儲(chǔ)氫方式，能耗相對(duì)小、儲(chǔ)存成本低且初期泛用性強(qiáng)；但安全性較低、需要高壓密封容器且遠(yuǎn)距離成本較高。低溫液態(tài)儲(chǔ)運(yùn)多用于航空領(lǐng)域，能量密度高、運(yùn)輸效率高，適用于中遠(yuǎn)距離輸送；但需要極低溫度條件，儲(chǔ)存成本較高。有機(jī)液態(tài)輸運(yùn)和固態(tài)儲(chǔ)運(yùn)理想情況下安全高效；但對(duì)材料性能要求很高，是未來的發(fā)展方向， 現(xiàn)今成本較高。純氫管道輸氫管道成本低、能耗小，可實(shí)現(xiàn)氫能大規(guī)模可持續(xù)的長距離輸送，是未來氫能大規(guī)模利用的必然發(fā)展趨勢；但由于管道鋪設(shè)難度大，一次性投資成本很高。而摻氫管道輸氫初期投資較少， 在初期是進(jìn)行大規(guī)模、長距離氫氣輸送最為有效手段之一；但需要進(jìn)一步完善其與天然氣管路的相容性、適應(yīng)性和安全性。

管道輸氫在短距離、長距離均具有儲(chǔ)運(yùn)經(jīng)濟(jì)性。在低于 200km 的輸氫范圍內(nèi)，運(yùn)輸氫氣的經(jīng)濟(jì)性從高到低分別為：純氫管道>高壓氣態(tài)>摻氫管 道>液態(tài)儲(chǔ)氫>固態(tài)鎂基；在 200-450km 范圍內(nèi)，運(yùn)輸氫氣的經(jīng)濟(jì)性從高到低分別為：純氫管道>摻氫管道>液態(tài)儲(chǔ)氫>高壓氣態(tài)>固態(tài)鎂基；在大于 450km 的運(yùn)輸范圍內(nèi)，運(yùn)輸氫氣的經(jīng)濟(jì)性從高到低分別為：純氫管道> 摻氫管道>液態(tài)儲(chǔ)氫>固態(tài)鎂基>高壓氣態(tài)。

來源：國泰君安證券