氢的储运是氢能大规模应用的前提。而随着我国电解水制氢市场热度提升，大型绿氢示范项目纷纷建成投产。据《势银氢能与燃料电池年度蓝皮书（2023）》显示，截至今年10月底，全国处于不同阶段的绿氢项目共计 291 个，已披露绿氢产能总量达 405 万吨/年。如何将制取的绿氢向外运输成为了当下产业的一大“卡点”。
图片来源：《势银氢能与燃料电池年度蓝皮书（2023）》
但从目前来看，我国储运环节仅高压气态储运较为成熟，并无法有效满足日益膨胀的氢气储运市场；而液氢、固态储氢、有机液态储氢、管道输氢等储运氢方式虽也已进入到小规模示范阶段，但整体法规、标准等未完善，且部分技术前期投入成本较高，仍处于产业早期阶段。
同时，业内提出的利用绿氨、绿醇实现规模化绿氢消纳与储运思路，也由于后端应用及相关法规的未完善，仍处于前期发展阶段。
此外，以制氢装备发展来看，国内电解水制氢装备单槽产氢量已达3000Nm³/h，模块化可达4000Nm³/h。这也就意味着，在以高压氢气为主要储运方式的条件下，后端充装排量的提升也将对高压管束运氢车载氢能力提出新的要求。
然而，从当下实际出发，氢的大规模储运技术需求真的“十分紧急”吗？据势银（TrendBank）数据显示，全国已建成绿氢项目制氢规模超600MW，即120000Nm³/h产氢量（按照1000Nm³/h耗电5MW计算）。但部分绿氢项目“依需而建”，即实际产能绝大部分应用于化工领域，直接通过短距离输氢管道就地消纳；其次当下仅有小部分产能向外灵活转运，应用于氢能交通等领域。
图片来源：《势银氢能与燃料电池年度蓝皮书（2023）》
《势银氢能与燃料电池年度蓝皮书（2023）》统计，目前交通领域的绿氢年产能为 1.1 万吨，在建 6.8 万吨，规划 8.8 万吨，大部分规划项目计划于2025 年前竣工。此外，部分绿氢项目由于建设选址等因素，仍未披露相关消纳方式及产能。
这意味着，以20MPa Ⅱ型瓶管束运氢长管拖车载氢能力来算，目前所披露的灵活转运绿氢年产能，难以满足氢储运相关布局企业的盈利需求。且由于各项配套的不完善，目前所应用的电解槽也基本为1000Nm³/h，与此前相比并未对后端储运环节提出更高的要求。因此，业内也有观点称，距离大规模绿氢储运时代的到来貌似还有一定时间。
不过回到产业本身，由于国内资源错配问题凸出，氢能源供应中心和能源负荷中心呈逆向分布。绿氢产能集中于内蒙古、河北、新疆、甘肃等西北地区，进而使得氢气资源“西富东贫，北多南少”，而在需求上恰恰相反，这就需要氢气的远距离储运技术。
“如果使用高压气氢对新疆、内蒙古等地的项目进行配合肯定是不现实的，就以现有高压气态长管拖车来说，经济储运距离基本为200km以内，仅使用高压气氢进行规模化的绿氢运输，那成本也将远超预期。”国内某氢能运输装备企业负责人告诉势银氢链。
因此，势银氢链认为，远距离、大规模储运技术是当下乃至未来绿氢储运所提出的共同要求，只不过从实际发展出发，“远距离”储运氢方式如液氢、管道输氢等，其技术的突破在当下的优先级应更前，待到前端绿氢产能向外输送的需求“爆发”以及后端消纳场景的扩张，进而配合完成大规模的氢气输送，即逐步实现“远距离输氢技术为主，多种输氢方式配合”的规模化绿氢储运方式。
