短期近距离气氢拖车，中期气氢拖车短距离与液氢长距离结合，长期管道输氢。
综合全文测算来看，从时间维度来看，我们认为：短期内以气氢拖车近距离运输为主，中期气氢拖车短距离与液氢长距离运输结合为主，长期将以管道输氢为主。液态储氢（低温液氢、液氨载氢、甲醇载氢）以及管道运输成本对运输距离都不敏感，均适用于长距离储运，而气氢拖车对运输距离较为敏感。
▪短期来看，当运输距离在300km以内时气氢拖车较为经济，因此当前加氢站应尽可能分布在氢源附近。
▪中期来看，当氢能产业进一步发展，液氢装备及储运装备发展相对成熟时，液氢运输将成为长距离运输主流，将形成“短距离气氢拖车，长距离液氢槽车”的运输格局，辅之液氨和甲醇载氢在某些特定场景和液氢装备尚未成熟前过渡使用。
▪长期来看，能源结构逐步转型下，对氢能的需求大且稳定，加氢站和应用场景已全面铺开，管道输氢前期投入大将不再是阻碍，管道输氢将成为最为经济的输氢方式。
一、高密度、轻量化、低成本、多元化的氢储运体系
1.1构建多元化氢储运体系，向高密度、轻量化、低成本、多元化发展
◼逐步构建高密度、轻量化、低成本、多元化的氢能储运体系。2022年3月，我国发改委发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）年》，规划提出要提高高压气态储运效率，加快降低储运成本，有效提升高压气态储运商业化水平；推动液氢储运产业化应用，探索固态、深冷高压、有机液体等储运方式应用；开展掺氢天然气管道、纯氢管道等试点示范；逐步构建高密度、轻量化、低成本、多元化的氢能储运体系。
1.2储运环节成为氢能大规模应用下重点突破环节，涵盖气、液、固三类方式
◼氢气需求高增和应用范围扩大，储运环节成为氢能大规模应用下重点突破环节。氢能储运路线将从低压到高压、气态到多相态发展，逐步提高氢气储运能力。当前国内氢气用量及运输半径相对较小，氢气的运用主要发生在氢源附近，因此高压气态运输的方式较为经济。随着氢能市场的深入发展，氢气的需求半径扩大，运输方式将由高压气态向甲醇、液氨为储氢载体过渡，并持续向以液态形式运输为主发展；从更远期来看，高密度、高安全性的固态储氢、管道输氢等将成为主要的氢能储运方式。按照氢的不同形态，通常将储氢方法分为气态储运（高压气氢、管道氢）、液态储运（低温液态、有机液态）和固态储运三种。
▪（1）高压气态储氢：技术比较成熟，是我国当前最常用的储氢技术。未来向轻量化、高压化、低成本、质量稳定方向发展，提高经济性和安全性。
▪（2）低温液态储氢：标况下氢气密度的850倍，沸点低至-252.78℃，对储氢容器的绝热要求高，低温液态储氢目前主要在航天领域得到应用。
▪（3）有机液态储氢：密度高，储氢条件较为宽松，但目前成本较高，能耗大，尚未广泛应用。
▪（4）固体储氢：储氢材料可以分为物理吸附型储氢材料和金属氢化物基储氢合金两类，其中，金属氢化物储氢是目前最有希望且发展较快的固态储氢方式，但目前尚处于技术攻关及示范应用阶段。
二、短期以气氢储运长管拖车为主，适用于短距离运输
2.1氢能运输当前以气氢运输为主，采用长管拖车运输高压储氢瓶
◼氢能运输当前主要以高压气氢运输为主。高压气氢运输可分为长管拖车和管道输送两种。我国当前长管拖车运氢主要采用20MPa的I型钢制储氢瓶（耐压不超30MPa），单车运氢在300kg左右，而国外已经推出50MPa运输用储氢瓶（III型/IV型），单车运氢可达900kg甚至更高，氢瓶耐压越高，单车运氢量就越多。
▪长管拖车气氢运输场景：将上游高纯氢经由压缩机压缩至20MPa，通过装气柱装入长管拖车氢瓶，再运输至加氢站，拖车车头和管束分离，装有高压氢气的管束在站内经由卸气柱被压入加氢站的高、中、低压储氢瓶组中进行分级存储，最后由加注枪注入终端车用氢瓶中。
2.2长管气氢拖车适合短距离运输，中短期氢气需求量提升对运氢降本效果显著
◼长管拖车适合短距离运输，移动式储氢瓶对体积和重量敏感度较高。运输成本对运输距离敏感，拖车储氢瓶工作压力越低越敏感。20MPa长管拖车载氢量约为300kg，30MPa长管拖车载氢量约为600kg，50MPa长管拖车载氢量约为900kg，以运氢量4吨/天测算，当运输距离从50公里增加至600公里时，20MPa长管拖车运输成本由2.4元/kg增加至13.3元/kg；50MPa长管拖车运输成本由1.7元/kg增加至6.1元/kg。由此可见，长管拖车运氢成本随运输距离变化明显，且长管拖车氢瓶工作压力的提高使运氢成本显著降低。预计未来运输用钢瓶有望被碳纤维储氢瓶逐渐替代以降低运氢成本。
◼中短期氢气需求量提升对运氢降本效果显著。规模效应对气氢拖车运输降本有一定作用，当运氢量从1吨/天提高至10吨/天时，50MPa长管拖车运氢成本由4.1元/kg降为2.7元/kg，降本幅度在30%左右，更大规模的运输降本效果则不明显。可见，近中期内，氢气需求量对运氢成本的降低效果显著，随着未来加氢站以及燃料电池汽车数量进一步增加，短距离运氢成本仍有较大下降空间。
综上分析，长管拖车气氢运输适用于短距离运输，中短期氢气需求放量下存在较大降本空间。未来降本驱动主要为提高拖车氢瓶工作压力（使用III/IV型氢瓶替换当前的I型瓶）以及终端用氢需求放量。
三、低温液氢适用长距离大规模运输，度电成本下降驱动成本下行
3.1低温液氢运输适用于长距离和大规模，度电成本下行和规模化驱动降本
◼低温液氢运输场景，将上游氢气经过液化厂低温处理变成液态氢，随后由液氢槽车运输至加氢站进行冷却气化，再由加氢站加注枪注入终端车载储氢瓶。
低温液氢适用于距离较远，运输量大的应用场景。液氢槽车运氢成本对运输距离并不敏感，因此适用于长距离运输。假设液氢需求量为20吨/天，液氢槽车单车载氢量为4吨，则当运输距离为50km增加到500km时，运输成本仅从13.1元/kg增加到14.0元/kg，随着未来燃料电池汽车的广泛应用，加氢站密度不断增加时，氢气日均需求也将大幅增长，同时液氢的运输成本也将大幅下降，20吨/天液氢满产满销时，运输成本有望降至10元/kg以内。
低温液氢运输对电价反应敏感，电价下降则液氢运输降本空间广阔。从液氢运输成本构成来看，电费是主要成本支出，占比过半。以满产能，运输距离500km条件测算，当电价从0.6元/kWh降到0.2元/kWh时，液氢运输成本由9.5元/kg下降至4.5元/kg，降幅达50%左右。
3.2液氢装备国产化替代趋势，中期将实现气氢与液氢运输配合的输氢格局
◼液氢装备逐步国产化，中期将实现长管拖车气氢运输与液氢运输相互配合的输氢格局，建议关注液氢装备及储运领域的相关企业。当前液氢运输在日本、美国已成为加氢站运氢的重要方式之一，我国液氢主要在航空航天领域有所应用，民用液氢正在逐步推进。目前全球范围内液氢工厂主要分布于北美，尤其是美国，产能占67%。此前我国液氢设备主要依赖于进口，但近年来我国在氢液化系统集成方面积极开发，液氢装备出现国产化替代趋势，未来液氢产能有望迅速提升。
◼基于上游电价的快速下降，上游可匹配三北地区可再生能源发电的低廉电价，以及国产液氢装备不断的技术突破，中期看将出现气氢与液氢配合的输氢格局，即气氢负责地区内短距离运输，液氢跨东西长距离输送。
四、液氨载氢为气氢向液氢过渡阶段的替代，适用长距离大规模运输
液氨载氢的成本对距离不敏感，适用于长距离大规模运输，其储运难度低，常温常压下即可运输，当前压力容器满足需求，但由于能源形态转化次数多，其成本在低电价下远高于液氢，因此液氨将成为在液氢大规模推广前的氢储运过渡技术。
液氨载氢成本对电价反应敏感，电价下降带动液氨载氢运输降本。以运输距离500km测算，当电价从0.6元/kWh降到0.2元/kWh时，液氨载氢运输成本由19.2元/kg下降至10.1元/kg，降幅达45%左右。
4.2甲醇载氢成本对距离不敏感，需在用氢地配套甲醇裂解制氢工厂
甲醇载氢也是储氢技术之一。甲醇储氢技术是指将一氧化碳与氢气在一定条件下反应生成液体甲醇，作为氢能的载体进行利用。在一定条件下，甲醇可分解得到氢气用于燃料电池，甲醇还可直接用作燃料。甲醇的储存条件为常温常压，且没有刺激性气味，利于储运。
甲醇载氢场景，是将上游制取的氢气在氢-甲醇转化工厂（CCU工厂）中与CO2生成甲醇，经由甲醇罐车运输至远距离的用氢地区，在用氢地的甲醇裂解制氢工厂将甲醇裂解为氢气，并提纯压缩注入气氢长管拖车，再用长管拖车运输至各个加氢站以供终端使用。
甲醇载氢成本对距离不敏感，适用于长距离大规模运输。甲醇载氢方式主要分为六个环节：①氢合成甲醇；②甲醇运输；③甲醇裂解制氢；④气氢提纯；⑤高纯氢压缩；⑥气氢拖车运输。与液氨载氢不同的是甲醇载氢的甲醇裂解环节所需设备占地面积较大，不适宜加氢站内裂解，因此甲醇载氢场景设定为在甲醇长距离运输至用氢地的甲醇裂解工厂（母站）进行统一制氢，再由气氢拖车运输至周边各个加氢站（短距离运输气氢拖车更为经济）。以单日氢气需求量4t，加氢站规模500kg/天，电价0.6元/kWh，气氢拖车运输距离100km为例测算，当甲醇运输距离由50km增加至500km时，甲醇载氢成本由16.4元/kg增加至17.9元/kg，增幅较小。
氢储运项目可行性研究报告编制大纲
第一章总论
1.1项目总论
1.2可研报告编制原则及依据
1.3项目基本情况
1.4建设工期
1.5建设条件
1.6项目总投资及资金来源
1.7结论和建议
第二章项目背景、必要性
2.1项目政策背景
2.2项目行业背景
2.3项目建设的必要性
2.4项目建设可行性分析
2.5必要性及可行性分析结论
第三章市场分析及预测
3.1行业发展现状及趋势分析
3.2我国氢储运发展现状分析
3.3项目SW0T分析
3.4市场分析结论
第四章项目建设地址及建设条件
4.1场址现状
4.2场址条件
4.3建设条件
4.4项目选址
4.5结论
第五章指导思想、基本原则和目标任务
5.1指导思想和基本原则
5.2建设目标和任务
第六章建设方案
6.1设计原则指导思想
6.2基本原则
6.3项目建设内容
6.4核心工程设计方案
第七章劳动安全及卫生
7.1安全管理
7.2安全制度
7.3其它安全措施
第八章项目组织管理
8.1组织体系
8.2管理模式
8.3人员的来源和培训
8.4质量控制
第九章招标方案
9.1编制依据
9.2招标方案
9.3招标应遵循的原则
第十章投资估算及资金筹措
10.1投资估算编制依据
10.2工程建设其他费用
10.3预备费
10.4总投资估算
第十一章财务分析
11.1评价概述
11.2编制原则
11.3项目年营业收入估算
11.4运营期年成本估算
11.5税费
11.6利润与利润分配
11.7盈亏平衡分析
11.8财务评价结论
第十二章效益分析
12.1经济效益
12.2社会效益
12.3生态效益
第十三章项目风险分析
13.1主要风险因素
13.2项目风险的分析评估
13.3风险防范对策
第十四章结论与建议
14.1结论
14.2建议
一、财务附表
附表一：销售收入、销售税金及附加估算表
附表二：流动资金估算表
附表三：投资计划与资金筹措表
附表四：固定资产折旧估算表
附表五：总成本费用估算表
附表六：利润及利润分配表
附表七：财务现金流量表
关联报告：
氢储运项目节能评估报告
氢储运项目申请报告
氢储运项目建议书
氢储运项目商业计划书
氢储运项目资金申请报告
氢储运行业市场研究报告
氢储运项目PPP可行性研究报告
氢储运项目PPP物有所值评价报告
氢储运项目PPP财政承受能力论证报告
氢储运项目资金筹措和融资平衡方案
