中金 | 氢储运专题：发展液氢装备正当时

中金点睛

2024.08.0807:37

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我们认为随着现有绿氢规划产能的投放，绿氢的储运问题将逐渐成为困扰行业的重要瓶颈，并由此带来氢储运产业链机遇。我们认为相比管道和气态运氢等方式，发展液氢储运可能是中期较为现实的运氢降本路径，发展潜力可能被低估。我们预计到2030年国内液氢产能有望达到37万吨/年，液氢储运设备的市场规模有望达到80亿元以上。

发展液氢储运可能是中期较为现实的运氢降本路径。根据势银能链的统计，当前国内绿氢产能规划为489万吨/年；根据中讯化工信息研究院统计以及我们的计算，当前绿氢合成氨和甲醇共230万吨/年的规划，在这些规划产能顺利落地和绿氢85%的产能利用率假设下，我们预测到2030年有约187万吨/年的绿氢需要通过氢能储运方式来转移消纳。管道运氢具有公共基建属性，依赖政府投资，天然气掺氢短期不具备经济性，气氢槽车不适合中长途，相比之下液氢储运具有制造属性，国内产业化基础已经具备，规模效应降本较快。我们预测到2030年液氢、气氢和管道运氢的绿氢量分别有望达到37万吨/年、85万吨/年和65万吨/年，占比分别为20%，45%和35%。如果运氢管道建设和天然气掺氢发展不及预期，则对液氢运输的需求会进一步增加。

液氢储运属于制造属性，规模效应降本潜力较大。1）我们预测，2023-2030年液氢储运总成本有望从19.20元/kg降低到7.91元/kg，对应的CAGR为-11.91%。我们测算，能耗成本下降是液氢储运降本的主要原因，对总成本降低的贡献为92%，其中规模效应贡献约为90.7%。2）2030年液氢储运的市场规模有望达到80亿元以上。根据国富氢能招股书，我们预测到2030年液氢产能有望达到37万吨/年，则液氢储运设备的市场规模有望达到80亿元以上。3）国内液氢装备已经具备产业化基础，氢气液化涉及的主要设备包括氢透平膨胀机、往复式压缩机、板翘式换热器、正仲氢转化器等核心部件。

从中期来看，我们认为液氢是相对现实的运氢降本路径，发展潜力被低估。

绿氢经济性制约产量目标实现；液氢设备技术进展不及预期；测算可能存在误差。

关注液氢储运设备发展的核心逻辑：

我们认为，中期来看发展液氢可能是相对较为现实的运氢降本路径。根据绿氢产能规划，我们预测到2030年有约187万吨/年的绿氢需要通过氢能储运转移消纳。综合液氢储运、气氢槽车和管道运输的发展阶段，我们预测到2030年液氢、气氢和管道消纳绿氢量有望达到37万吨/年、85万吨/年和65万吨/年，占比分别为20%，45%和35%。如果运氢管道建设和天然气掺氢发展不及预期，则对液氢运输的需求会进一步增加。

我们认为，液氢储运规模效应显著，有望促进氢能储运环节的整体降本。我们预测，到2030年，根据规模效应、电力成本下降、技术进步和国产替代等因素降本，液氢储运成本将从19.2元/kg降低到7.91元/kg，CAGR为-11.91%，氢能储运成本将从21.61元/kg降低到8.15元/kg，CAGR为-13.0%，液氢储运对氢能储运降本的贡献约为37%。

液氢储运有望成为氢能储运的主要形式

我们认为，绿氢消纳问题是发展氢能储运的重要驱动因素。根据目前绿氢产能规划情况，我们认为有超过250万吨绿氢或无法就地消纳，需要运送到化工炼化领域或作为燃料电池能源，我国绿氢的上游生产和下游需求平均空间距离较大，我们认为，发展氢能储运是解决绿氢消纳问题的主要方式。

我们认为，液氢储运是中期较为现实的绿氢转移消纳的储运方式。在三种氢气储运方式中，气氢拖车由于成本对距离敏感不适合长距离运输，管道运输由于其基建属性以及天然气掺氢的较高成本目前发展较缓慢，液氢储运则兼具制造属性和对运输距离不敏感的优点，对氢储运环节降本更加有效，因此我们认为，液氢运输是中期较为适合发展的储运手段。

我们认为，到2030年液氢储运占比有望达到20%。根据势银能链统计，截至2024年1月，绿氢产能规划为489万吨/年的；根据中讯化工信息研究院统计以及我们的计算，当前绿氢合成氨和甲醇共230万吨/年的规划，在绿氢85%的产能利用率下，我们预测到2030年有约187万吨/年的绿氢需要通过氢能储运消纳。综合液氢储运、气氢槽车和管道运输的发展阶段，我们预测到2030年液氢、气氢和管道消纳绿氢量有望达到37万吨/年、85万吨/年和65万吨/年，占比分别为20%，45%和35%。

背景一：绿氢转移消纳是发展氢能储运的重要驱动力

我国绿氢发展空间广阔。根据环球零碳，截至2023年全国共有332个绿氢项目处于规划、在建、建成状态，已公布的绿氢规模约为489万吨/年，对应电解槽需求近86GW，而当前已落地绿氢项目产能仅为5万吨。我们认为，随着可再生能源制氢成本的下降，未来绿氢项目产能释放节奏有望加快。

根据《中国2020氢能源发展报告》（中国电动汽车百人会，2020），绿氢应用场景主要分布在化工、钢铁、交通等领域：

► 化工氢气利用将持续增长，有望成为绿氢消纳的重要场景。我们认为工业氮肥、甲醇化工、甲醇燃料和中间氢气等化工用氢领域产能预计未来随国民经济发展仍将增长。当前氢气下游应用集中于合成氨、甲醇及炼油领域。

► 钢铁行业氢气需求结构面临调整，基于氢气的新技术有望迎来突破性增长。根据国务院对粗钢产量调控的要求[1]，以及废钢回收和氢气直接还原铁等技术逐步推广，我们预计未来基于氢气直接还原铁技术的氢气需求或将得到突破性增长。

► 车用氢能需求有望逐步放量。根据氢界氢能数据库，我国目前已建成超过300 座加氢站，根据《中国2020年氢能源发展报告》（中国电动汽车百人会，2020），2030年氢燃料电池汽车保有量规模有望达到7500亿元，将有望拉动绿氢在需求侧的消纳。

我们认为，就地消纳绿氢需求有限，超过半数的绿氢无法就地消纳，因此发展氢能储运具有必要性。风光基地就地消纳绿氢的方式一般是合成氨和甲醇。根据中讯化工信息研究院统计，当前绿氨和绿色甲醇规划已超过800万吨和450万吨，项目地点多集中于内蒙古、河北、甘肃、辽宁等地区，根据合成氨和甲醇工艺流程，每吨合成氨需氢约0.18吨，每吨合成甲醇需氢约0.19吨，则对应约144万吨和86万吨绿氢需求增量。因此风光基地消纳容量约为230万吨，占目前绿氢规划量的47%。因此，我们判断，超过半数的绿氢规划产能无法就地消纳，需要发展氢能储运，中期重点将绿氢输送到工业化工领域，长期可将绿氢作为燃料电池和储能的能量来源。

图表：绿氢消纳形式和结构预测

资料来源：中国氢能联盟，华经产业研究院，中金公司研究部

背景二：液氢储运适合绿氢远距离消纳

气氢储运不适合绿氢项目的长距离消纳

我国绿氢的上游生产和下游需求平均空间距离较大。绿氢生产端主要集中在我国西北地区风光资源丰富地带，而化工钢铁产业向东部地区发展，燃料电池车示范城市也主要位于东南沿海地带，因此绿氢在生产和使用端存在地理位置上的错配，导致输送距离较长。

我们认为，气氢拖车成本对运输距离较为敏感，不适合远距离的绿氢消纳。根据《氢能储运关键技术研究进展及发展趋势探讨》（李敬法等，2023），现有技术条件下气氢拖车、液氢槽车和氢气管道的运输可变成本分别为0.0212元/kg·km和0.0018元/kg·km和0.0056元/kg，气氢拖车的运输成本对距离较为敏感，在距离超过800km后运输成本将超过液氢槽车，同时气氢拖车的体积能量密度仅有液氢槽车的1/15，因此不适合远距离大规模运输。

图表：三种储运方式成本随距离变动

资料来源：《氢能储运关键技术研究进展及发展趋势探讨》（李敬法等，2023），中金公司研究部

管道建设或天然气掺氢短期发展较缓慢

我们认为，新建管道依赖政策推动基建工程，短期发展或较为缓慢。管道运输的基建规模要求更大，建设周期更长，同时需要各地政府协调配合。根据《中国氢能产业发展报告2020》，目前由于前期投资成本大和氢脆等技术难点的原因，国内在役纯氢管道总里程不足100km。

我们认为，天然气管道掺氢理论上可行，但由于目前绿氢成本较高，经济性较低：

► 管道掺氢理论上可行：2022年国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》，文件提出要开展掺氢天然气管道试点示范。根据国家管网资料，截至到2022年底，我国油气管道的总里程已经突破18万公里。以目前我国天然气消费量计算，掺氢比为10%-20%时，可消纳500-1000万吨氢气，因此理论上天然气管道掺氢可以缓解我国东西部资源错配问题和调峰需求。

► 管道掺氢目前经济性较低：根据各地政府文件，目前天然气价格为3-4元/立方米，天然气的密度约为0.71kg/立方米，换算得到目前天然气价格约为4.2-5.6元/kg。根据《中国2020氢能源发展报告》（中国电动汽车百人会，2020），目前碱性电解水和PEM电解水成本分别为21.6元/kg和31.7元/kg，我们预测在电力成本下降推动下有望降低至19.1元/kg和26.1元/kg，对比天然气价格仍较高。因此，我们认为当前绿氢制备成本尚不能由天然气价格所覆盖，该方法目前经济性较低。

液氢储运适合长距离大规模运输环境

我们认为，液氢储运适合长距离大规模运输环境，是目前较为适配绿氢消纳的储运方式：

► 液氢储运的运输成本对运输距离不敏感，适合长距离运输。根据上文，液氢储运的运输成本仅为约0.0018元/kg，在长距离运输中相比气氢具有较大的成本优势。

► 液氢储运能量密度大，运输效率高，适合大规模运输。液氢的体积密度是 70.8 kg·m -3，体积能量密度达到 8.5 MJ·L-1，是气氢15 MPa运输压力下的6.5倍。因此将氢气深冷至 20 K 液化后，再利用槽罐车或者管道运输有望进一步提高运输效率。槽罐车的容量大约为65 m3，每次可净运输约4000 kg氢气，是高压气态运输的15倍，装卸时间也明显缩短，运输效率有望提高。

► 液氢储运产业模式与气氢类似，国外成功经验具有可复制性。液氢储运产业链与气氢类似，均分为“制取、运输、加注”三个阶段，整个产业链具有制造业性质，对基建依赖度较低。根据伊维经济研究数据库整理，目前国外共有超过120座液氢加注站，占国外加氢站总量的30%，主要分布在美国、欧洲和日本等掌握前沿液氢设备和技术的发达国家和地区，国外的成功案例证明了液氢储运的可行性较强。

图表：三种氢储运方式的综合对比

资料来源：《中国2020氢能源发展报告》（中国电动汽车百人会，2020），《电解水制氢成本分析》（张轩等，2021），《氢能供应链成本分析及建议》（张轩等，2021），《中国电解水制氢产业蓝皮书 2022》（势银，2022），《氢能储运关键技术研究进展及发展趋势探讨》（李敬法等，2023），中金公司研究部

背景三：我们预测，到2030年液氢储运占比有望达到20%

我们认为，结合液氢高密度轻质量的特性，eVTOL（电动垂直起降飞行器）、氢能矿卡和氢动力火车有望成为液氢的三大利用场景。

eVTOL：液氢有望成为未来动力来源

我国低空经济发展进入政策集中发力和产业密集落地阶段。我们认为，氢燃料电池具有效率高、可靠性强等特点，未来有望成为eVTOL的重要动力来源。

► 效率高：燃料电池直接将化学能转换为电能，理论热电转化效率可达85%~90%。根据北极星氢能网，氢的能量密度理论值是现有锂电池（电解液）的130倍，且仍具有较大的提升空间。

► 可靠性强：氢燃料电池的工作温度范围可达到-30-90℃，对极端天气适应能力较强。同时燃料电池的运动部件较少，可用多台电池按串联、并联的方式向外供电，也可用作各种规格的分散电源和可移动电源，因此具有较高的可靠性。

液氢的能量密度较高且质量较轻，适用于航空运输场景。我们认为，液氢适合作为未来eVTOL等低空飞行器长时间、远距离续航的动力来源。根据《氢液化装置产业化与研究进展》（孙潇，2023）目前国内液氢主要用于航天航空事业，国外则已逐步推进液氢飞行发动机的研制。根据峰飞航空，目前eVTOL的最大起飞重量仅为约2000kg，因此对于发动机重量有较高限制。因此我们认为，液氢作为轻质高能燃料，有望率先应用于低空经济场景中。目前eVTOL的续航里程约为250km以内，续航时间低于1小时，因此实用性较为不足。我们认为，使用液氢将有望进一步提高eVTOL的续航能力，促进低空经济商用化落地进程。

氢能矿山重卡：液氢有望保障长时间续航

我们认为，氢能矿卡主要应用场景位于内蒙古、新疆等地矿区，与绿氢生产地距离较近，有望成为重要的绿氢消纳方式。根据国际氢能网资料，2023年我国已有多地陆续出台政策鼓励氢能矿卡应用，如攀枝花市2023年计划应用氢能重卡、矿卡43辆以上[2]，青海省规划到2025年矿区氢能重卡不少于100辆等[3]。我们认为，随着燃料电池成本和价格的下降，未来氢能重型车有望成为矿山卡车的主要形式。

参考氢能公交车的续航里程，我们认为液氢有望为氢能矿卡的长时间续航提供保障。根据汽车燃料电池之家的信息，当加注压力为35兆帕时，一辆普通氢燃料电池汽车可以行驶320公里；而当加注压力为70兆帕时，其续航里程可增至600余公里[4]。考虑到矿车的续航要求通常为18小时以上，且矿区地形复杂，加注站等基础建设较为匮乏，我们认为现有的30/70 MPa气氢加注不具备如此高的续航能力，因此液氢有望成为氢能矿卡的首选。

氢能火车：开辟液氢新应用场景

氢能火车内置氢能动力系统，为车辆运行提供强劲持久的动力源。我们认为，液氢作为高能环保燃料，适合作为火车等长距离运输工具的动力源，并有利于推进我国“双碳”目标的实现。

► 国内：根据我国首列氢能源市域列车试验数据显示，列车每公里实际运行平均能耗为5千瓦时。这款列车应用了多储能、多氢能系统分布式的混合动力供能方案，同时采用了中车长客自主开发的氢电混动能量管理策略和控制系统，实现了整车控制的深度集成，最高续航里程可达1000公里以上。

► 国外：德国已开发名为Coradia iLint的氢动力列车，仅用氢燃料电池发电，续航里程可达1000公里，最高时速达到140公里。通过使用可再生能源产生的氢气，每辆火车一年可以节省160万升的柴油燃料。

图表：我国首列氢能源列车示意图

资料来源：新华网，澎湃新闻，中金公司研究部

我们预测，到2030年液氢储运有望消纳绿氢37万吨/年

我们预测，到2030年氢能储运每年有望消纳绿氢约187万吨。根据当前绿氢产能规划，到2030年绿氢产能有望达到489万吨/年，其中就地制取绿氨和绿色甲醇消纳约230万吨。我们预测，绿氢的产能利用率约为85%，则氢能储运消纳绿氢量有望达到489*0.85-230=187万吨/年。

我们预测2030年通过液氢储运、管道运输和气氢拖车消纳绿氢量为37万吨/年、65万吨/年和85万吨/年，占比分别为20%、35%和45%：

► 液氢储运有望消纳37万吨/年：根据国富氢能招股书，我们预测到2030年液氢产能将达到1000吨/天，则对应约37万吨/年。

► 管道运输有望消纳65万吨/年：据《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》（中国标准化研究院，2018），2030年我国氢气管道将达到3000公里。2023年，我国首条“西氢东送”输氢管道示范工程被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，管道设计400公里，运氢量可达10万吨/年。假设3000公里管道均为纯氢管道，则到2030年纯管道运输量可达3000/400*10=75万吨/年。考虑到其中有部分为天然气掺氢管道，则我们预测到2030年管道运输消纳量有望达到65万吨/年。

► 气氢拖车有望消纳85万吨/年：根据前文我们的预测，到2030年绿氢需要储运消纳量为187万吨/年，液氢和管道分别消纳36万吨和65万吨每年，则剩余约80万吨/年或将由气氢拖车消纳。

图表：2023-2030年储运结构预测

注：参考LNG，我们假设2023年液氢、气氢和管道运输占比为0%、98%和2%，2023-2030年期间采用线性预测

资料来源：《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》（中国标准化研究院，2018），国富氢能招股书，中国石化官网，中金公司研究部

国产液氢储运设备有望突破核心技术

液氢储运：多项核心设备有望突破核心技术

液氢储运主要包括液化和储运两大环节：

► 液化环节：将气氢通过压缩、换热、膨胀等形式快速降温从而转换为液态形式，目前主要采用带有预冷装置的克劳德循环工艺。

► 储运环节：将制备的液氢以低温高压的形式保存以防止泄露或气化，并使用特质的液氢储罐槽车将液氢从工厂运送到加氢站内。

我们认为，液氢储运流程中多项核心设备有望突破核心技术。目前国产液氢设备中，压缩机的国产化率较高，低温液氢阀门已经进入国产化阶段，透平膨胀机、正仲氢转换器和真空泵系统仍处于科研阶段。

图表：液氢储运的主要设备和国产化进程

资料来源：《氢液化装置产业化与研究进展》（孙潇等，2023），北极星氢能网，高工产业研究院，真空技术网，中金公司研究部

液化装置：透平膨胀机和正仲氢转化器仍处于科研阶段

氢气液化环节主要使用带预冷的氢克劳德循环，主要包括压缩、换热降温、膨胀降温、气液分离、气体循环等主要过程。液化过程涉及的主要设备包括往复式压缩机、氢透平膨胀机、正仲氢转化器等核心部件。

氢透平膨胀机：液氢制备中的关键核心设备

透平膨胀机主要原理是利用有一定压力的气体在透平膨胀机内进行绝热膨胀对外做功而消耗气体本身的内能，从而使气体自身强烈地冷却而达到制冷的目的，具有温度低转速高的特点。

国产化进度：目前透平膨胀机的国产化水平较低，设备主要依赖进口，且受到发达国家的限制。德国林德集团、美国空气产品公司和法国液化空气集团已掌握成熟的氢透平膨胀机技术，国内氢低温透平膨胀机的研制起步较晚，目前仅有少数企业具备自主知识产权并正在开发相关产品。

技术突破难点：目前的氢透平膨胀机设计和参数主要参考较为成熟的氦透平膨胀机，然而在技术沿用上存在阻碍：

► 氢气与氦气的物理化学性质存在明显差异。氢气的分子量仅为氦气分子量的一半，且两者的热物性相差较大，导致氦低温膨胀机的设计方法不能直接应用于氢。

► 氢透平膨胀机要重新设计轴承间隙、轴承工作范围和控制参数。此外，氢透平膨胀机要特别注意防范氢脆和爆炸，比如避免使用铁素体材料。

图表：透平膨胀机结构及工作原理

资料来源：信然亚太控股，中金公司研究部

正仲氢转换器：目前仍处于实验阶段

正仲氢转化器是氢液化流程中保证液化效率的关键设备之一。随着温度的降低和氢的液化，氢气中的正氢会逐渐转变成仲氢，并释放大量热量。为避免液氢产品在储存过程中因未完成的正仲转化而导致气化，液氢中仲氢含量需保持在95%以上。而在常温常压下，平衡氢中仅含有25%的仲氢，因此需要催化剂作用加快正氢向仲氢的转换。

国产化进度：目前正仲氢转换器的国产化率还很低，设备主要依赖进口。

技术突破难点：正仲氢转化器的技术难点在于催化剂的筛选和结构设计。一些常见材料如银、铜、活性炭、石墨、氧化铁，已经被证实可以有效地催化正仲氢转化。许多新型氢液化流程均采用了正仲转化器与板翅式换热器相结合的方案，该方案具有增强换热、减小设备体积、降低液化能耗的优点，但目前大部分正仲氢转化器与换热器一体化的研究集中在数值分析和理论设计，有待进一步的实验验证和示范应用。

图表：正仲氢转化示意图

资料来源：《正仲氢转化催化剂性能研究》（杨晓阳等，2018），鹏芃科艺，中金公司研究部

液氢储罐：低温液态阀门和真空泵系统有望实现技术突破

液氢储运：主要采用低温高压储存技术

制取的液氢被转移到约20.15K（-253℃）、0.6Mpa及以上的低温高压储氢罐中，以防止泄露、气化或污染。根据使用要求，液氢储罐从几立方到几千立方不等。国外液氢大型储罐的制造及应用已较为成熟。

低温液态阀门和真空泵系统是液氢储罐的关键组成部分：

► 维持低温高压的关键：低温液态阀门相比于常规阀门，具有更高的耐低温特性，并需要避免氢脆现象产生的腐蚀泄露；真空泵的作用是将储罐内部抽成真空以便高压液氢注入，同时防止液氢与空气接触。二者是液氢储罐维持低温高压并减少损耗的关键。

► 成本的主要构成部分：根据《Hydrogen Storage Cost Analysis》（Cassidy Houchins等，2022）对液氢储罐成本的拆解，阀门、配件及管道设备占全部成本的37%，泵系统占成本的17%，二者是液氢储罐成本的主要部分。

图表：液氢储罐成本结构拆分

资料来源：《Hydrogen Storage Cost Analysis》（Cassidy Houchins等，2022），中金公司研究部

液氢储运环节成本测算：对氢能储运降本具有重要作用

液氢储运成本拆解：2023年液氢储运总成本约为19.20元/kg

液氢储运总成本可分为制取成本和运输成本，我们进一步拆解了液氢储运的测算公式：液氢储运总成本 = 制取成本 + 运输成本 = （单位能耗成本 + 单位资本开支成本 + 其他费用成本） + （可变运输成本 + 固定运输成本）。其中液化过程的其他费用和运输过程的固定运输成本变动对总成本的影响比较微小，因此假设它们保持不变，则影响储运总成本的因素主要是单位能耗成本、资本开支成本和可变运输成本。

► 单位能耗成本 = 制取液氢的基础能耗 + 额外的能量损失 = 基础能耗 / (1 – 能量损失比率) = （单位能耗 X 电力成本）/（1 – 能量损失比率）。

► 单位资本开支成本 = 全部采用进口的设备成本 X （1 – 设备国产替代的成本节约幅度）= 全部采用进口的设备成本 X （1 – 国产化率 X 国产设备价格/进口设备价格）。

► 可变运输成本 = 运输距离 X 单位距离运输成本。

核心结论：我们测算，2023年液氢储运总成本约为19.20元/kg。其中，液氢制取成本为16.96元/kg，运输成本为2.24元/kg，二者占比约为88%和12%。

核心假设：

► 根据《中国2020氢能源发展报告》（中国电动汽车百人会，2020）并参考目前液氢产能布局情况，2023年中国液氢产能为8吨/天，对应的单位能耗为13.72kWh/kg。

► 根据国家能源局数据和中国电力企业联合会公告，2023年电单价假设为0.48元/kWh。

► 根据中国节能协会氢能专业委员会（HEIC）数据，目前液化过程中有30%-40%的能量在液化中直接损耗，同时在液氢制取后还有0.1-1%/天的蒸发损耗。因此我们假设，目前能量损耗比例为40%。

► 根据《氢液化装置产业化与研究进展》（孙潇等，2023）等研究成果，目前我国液氢设备总体国产化率较低。我们假设进口液氢设备的资本开支约为5000万元，在10年折旧，年产量约1000吨的情况下，单位资本开支为5元/kg。此外，我们进一步假设仅压缩机已实现国产化，压缩机价格为200-300万元，取平均值为250万元。则假设2023年的设备国产化率为250/5000=5%。

► 根据2022税则，液化设备进口平均关税约为20%，考虑到目前国产设备处于研制阶段，技术工艺尚未成熟，原材料和制备成本较高，综合考虑各因素后我们假设国产价格为进口价格的95%。

► 参考中国工业报和美国能源部数据，我们假设成熟的氢液化过程成本约为11-13元/kg，其他费用约占总液化费用的9%，即约为1元/kg。我们认为，其他费用不涉及具体液化产能和资本开支，因此假设目前为1元/kg，并保持不变。

► 参考《中国2020氢能源发展报告》（中国电动汽车百人会，2020），我们假设现阶段固定运输成本约为0.8元/kg，单位可变运输成本为0.0018元/km· kg；通常而言，运输范围为200-1500km，考虑到液氢运输在超过800km距离下相对气氢具有成本优势，因此我们取中值约800km作为当前运输距离。

图表：液氢储运总成本拆分结构

资料来源：《中国2020氢能源发展报告》（中国电动汽车百人会，2020），《氢液化装置产业化与研究进展》（孙潇等，2023），美国能源部，中国工业报，中金公司研究部

图表：2023年液氢储运总成本测算过程

资料来源：《中国2020氢能源发展报告》（中国电动汽车百人会，2020），《氢液化装置产业化与研究进展》（孙潇等，2023），《液氢储运技术发展现状与展望》（王鑫等，2023），新能源定参，国家能源局，美国能源部，中国工业报，中金公司研究部

液氢储运总成本：到2030年有望降到7.91元/kg，对应的CAGR为-11.91%，液氢设备市场规模有望达到80亿元

核心假设：

► 液化规模与单位能耗：2023-2030年液化规模从8吨/天提升到1000吨/天，对应的单位能耗从13.72kWh/kg降低到0.97kWh/kg，CAGR为-31.48%。2023-2030年电力成本从约0.48元/kWh降低到0.45元/kWh，CAGR为-0.92%。能量损耗比率从40%均匀下降到30%。

► 国产化率与国产设备价格：设备国产化率从5%线性增长到40%，国产价格与进口价格的比值从95%线性下降到80%。液化过程的其他费用保持1元/kg不变。

► 运输成本：可变运输成本从0.0018元/kg线性下降到约0.0011元/km·kg，CAGR为-6.79%。平均运输距离保持800km。运输中的固定成本保持0.8元/kg不变。

图表：液氢储运成本测算（2023E-2030E）

资料来源：《中国2020氢能源发展报告》（中国电动汽车百人会，2020），《氢液化装置产业化与研究进展》（孙潇等，2023），《液氢储运技术发展现状与展望》（王鑫等，2023），《中国能源大数据报告（2023）》（中能传媒研究院，2023），中国水利发电工程学会，美国能源部，中国工业报，国富氢能招股书，中金公司研究部

核心结论：1）根据上文的降本讨论和测算，我们预测，2023-2030年液氢储运总成本有望从19.20元/kg降低到7.91元/kg，对应的CAGR为-11.91%。2）能耗成本下降是液氢储运降本的主要原因，对总成本降低的贡献约为92%，其中规模效应贡献约为90.7%，在此基础上叠加的技术进步效应贡献约为0.9%。国产化对降本的贡献约为3.4%。总成本中，能耗成本下降到0.63元/kg，CAGR为-33.59%，其中由于规模效应下降的成本为10.25元/kg，在此基础上叠加的技术进步减少的能耗损失成本为0.1元/kg。资本开支成本由于国产化率提高而下降到4.60元/kg，CAGR为-1.15%；运输成本下降到1.68元/kg，CAGR为-4.03%。3）液氢储运的市场规模有望达到80亿元。根据国富氢能招股书，10吨/天的氢气液化装置及储运设备营收为0.83亿元。根据我们预测，到2030年液氢产能有望达到1000吨/天，则液氢储运的市场规模有望达到80亿元。

图表：各降本环节对总成本降低的贡献（2023年）