氢能作为一种具有广泛优势的二次能源，其终端应用的零碳排放特性使氢能成为一种可有效支撑可再生能源大规模发展的理想互联媒介，是交通运输、工业应用等领域大规模深度脱碳的最佳选择。在全球能源转型悄然加速，新能源革命和数字技术开启能源行业深度裂变的背景下，保障能源安全对实现我国“3060”目标，具有重要意义。
随着可再生能源发电的快速发展，其间歇性、不稳定性、发电侧与用电侧地域错配的特点日益凸显，加之锂电储能成本大幅提高，迫切需要更加经济、高效、便捷的储能方式。氢能因其与可再生能源极强的耦合性以及在源、网、荷、储中独特的适配性，成为未来实现跨季节大规模储能的最优解决方案。随着氢能产业在全球的广泛发展，风光较好地区带来的绿氢成本红利和与消纳地区的地域错位为氢能跨洋贸易带来了可能，低成本、长距离输氢是实现氢能跨洋贸易的关键环节。
1、国际氢能贸易发展的必要性
全球各个国家和地区氢能供给和需求存在较大差异，随着氢能发展，跨国贸易将成为必然。从各个国家情况来看，日本将成为氢能主要进口国，IEA预计，到2030年日本从澳大利亚进口的绿氢，通过氨或液态有机氢载体运输至国内的成本将降至约5.5美元/千克（37.8元人民币/千克），比国内氢气生产成本低约16%。同时，日本正探索从沙特进口氨的可行性，用于日本掺氢燃气轮机发电。沙特、俄罗斯、澳大利亚等传统的能源出口国也在积极寻找氢气出口机会。
俄罗斯计划2030年前向中国、日本、韩国和德国每年供应220万吨氢气，占这些国家进口总量的23%。澳大利亚把氢能贸易作为未来贸易的重要战略，预计未来每年的氢贸易额将达17亿美元。新西兰政府发布了《塔拉纳基氢气路线图》，把氢能贸易作为能源出口战略的一部分，预计2030年氢气出口规模达1200万吨/年，2025年后氢能贸易量将明显增加，年均增长近150万吨/年，澳大利亚和中东地区将是其出口增量的主要地区。
2、氢能国际贸易的技术路径选择
在储运环节中，适合氢气大宗跨洋运输的氢能贸易技术路线主要有液化氢、液氨、甲基环己烷和甲醇等方式。
2.1技术路线介绍
2.1.1液化氢
液态储氢是将氢气压缩后深冷至21K以下使之液化成液氢，然后存入特制的绝热真空容器中保存，若不考虑能量转换效率和经济性，液氢储存是一种极为理想的储氢方式。但液氢储存有两个缺陷：一是液氢转换能量损耗大，工程实际中氢液化耗费的能量占总制氢能耗的30%；二是液氢储存容器的制造成本高，为控制槽内液氢蒸发损失和确保储槽的安全（抗冻、承压），对储槽及其绝热材料的选材和储槽的设计均有很高要求。
2.1.2液氨
液氨储氢技术是将氢气与氮气反应生成液氨，作为氢能的载体进行利用。液氨在常压、400℃条件下分解即可得到氢，常用的催化剂包括钌系、铁系、钴系与镍系，其中钌系的活性最高。氨作为储氢载体的优势表现为：氨气在标准大气压下液化温度为–33℃，液化能耗比液氢小；液氨储氢量为17.6%（w），体积储氢密度是液氢的1.5倍；合成氨工业已趋成熟。但是，液氨有强烈刺激性气味，在运输和使用过程中需要特别注意对周边环境的影响。在大规模集中管理时，因其刺激性气味和高溶解度，发现泄漏后处理较容易。因此，液氨适于化工园区内集中放氢的应用场景，而分布式放氢的应用场景会因其刺激性气味大而增加管理成本。
2.1.3甲基环己烷
甲基环己烷属于有机液体储氢技术的一种，具有较高储氢密度，通过加氢、脱氢过程可实现有机液体的循环利用，成本相对较低。然而，有机液体储氢也存在很多缺点：如需配备相应的加氢、脱氢装置，成本较高；脱氢反应效率较低，且易发生副反应，氢气纯度不高；脱氢反应常在高温下进行，催化剂易结焦失活等。
2.1.4甲醇
甲醇储氢是利用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，同时，甲醇还可直接用作燃料。为了推动船舶碳减排的实施，丹麦马士基航运订购了12艘以绿色甲醇为燃料的集装箱船并公布了绿色甲醇采购方案。冰岛的碳循环国际公司一直走在绿色发展的前列，该公司的工业化技术称为排放制液体（ETL）技术。同时，甲醇没有刺激性气味，储存条件为常温常压，是一种较好的储氢介质。
2.2经济性比较
从氢的储运方式看，目前主流的储运方式主要包括高压气态、低温液氢、液态氢载体储运和固态氢化物储运等方式。根据IHSMarkit对运氢方式成本的比较，液氨储氢与低温液氢的运输成本相当，优于甲醇储氢（见图1）。
通过牛津大学测算，液氨、甲醇和甲基环己烷远距离运输成本相当，但是由于甲基环己烷运输氢气体量很小，液氨和甲醇是未来远距离运输的主要方式（见图2）。
3、绿氢跨国贸易经济性测算
3.1中东至欧洲氢贸易测算
近年来，沙特新能源电价屡创新低，2021年6月，沙特600兆瓦的AlShuaiba光伏项目以1.04美分/千瓦时的低价出售电能。本文选取沙特AlShuaiba光伏项目发电价格作为基准测算，利用大规模碱水制氢技术（规模2万吨/年），合成氨规模10万吨/年，绿色合成氨成本0.33美元/千克（2190元/吨），基本与化石原料制氨成本接近。如表1所示，根据全球氢能理事会模型数据，绿氢合成氨从沙特到荷兰鹿特丹港，考虑欧盟进口液氨关税5.5%，绿氨到岸综合价格为630~730美元/吨（4095~4745元人民币/吨）。
随着欧洲天然气价格高企和欧洲碳配额价格的走高，2022年，欧洲氨气价格约为910美元/吨高于沙特绿氨到岸价（630~730美元/吨）。初步判断，如果按照光伏发电成本1.04美分/千瓦时建设光伏制绿氢转换绿氨工厂，沙特绿氨运往欧洲替代目前天然气制氨具备经济性。但是该模型中，工厂的投资摊销和运费数据不确定，使得绿氨成本偏低，即便进口绿氨成本与欧盟本土合成氨价格持平，在大宗商品高企和欧盟碳价走高，并考虑欧盟碳边境调解税的情况下，从中东向欧盟出口绿氨未来也具有贸易机会。
3.2我国绿色甲醇出口日本经济性测算
选取我国风光资源较好的内蒙古鄂尔多斯地区建设风光耦合发电制绿氢项目，以当地煤化工企业捕集的CO2作为原料，就地制备绿色甲醇，通过天津港出口至日本，再由日本加氢站站内制氢变换为氢气进行加注。
该项目计划在内蒙古鄂尔多斯建设3万吨/年风光耦合发电制绿氢装置，并建设10万吨/年甲醇工厂，需消耗CO2约14万吨/年。CO2来源于附近的煤化工项目碳捕集装置，成本按100元/吨计算，运输半径200千米范围内封存，绿色甲醇生产成本3418元/吨。鄂尔多斯到天津港运输距离约900千米，到岸绿色甲醇价格约4868元/吨。在日本本土建设加氢站内甲醇撬装式制氢装置（500标准立方米/小时），在甲醇成本4868元/吨情况下，绿氢成本约45元/千克（见表2）。目前，日本群马高琦加氢站销售价格为1100日元/千克（约72元人民币/千克），按此销售价格测算，该项目毛利约27元/千克。
初步判断，该项目所制绿氢成本低于日本当地氢气售价，具有一定的利润空间，具备初步的经济性。但是此模型中，工厂的投资摊销和运费数据不是很确定，加氢站摊销费用没有计算，使得绿氢成本偏低，远洋运输根据船型和贸易量不同价格也会有调整，但是该项目没有考虑我国的碳惠收益和未来可能存在国际碳边境税利好的情况，因此，此方案未来具有贸易机会。
4、启示与建议
一是依托重点港口打造“氢贸易产业链。我国可以发挥在化石原料制氢结合碳捕集、利用与封存（CCUS）方面的技术优势，重点港区和相关企业合作，在港口附近打造以蓝氢生产基地为核心的氢能产业链，利用港区的煤炭和天然气生产氢气，就近供应港区作业车辆、公交和小型船舶，打造局部“无碳区”；同时可以考虑借助港口区位优势，开展对日韩的氢贸易。
二是依托氢能交易平台构建氢能贸易体系。2022年8月26日，上海市发展改革委印发《关于支持中国（上海）自由贸易试验区临港新片区氢能产业高质量发展的若干政策》，上海将探索建立氢交易平台，支持国内氢能龙头企业、碳交易专业平台机构等在临港新片区联合设立统一、高效的氢能交易平台，并逐步探索建设全国性氢交易所。从化石能源的发展经验看，市场化、金融化和国际化将成为氢能产业发展成熟的重要标志，建设匹配氢能产业成熟发展的交易平台是必要条件。建议以交易平台为中心，构建制、储、运、贸的全产业链贸易体系和标准体系，实现氢能产业提速发展。
三是适时布局绿氨、绿色甲醇等产业，推动氨燃料的试点示范及推广应用。目前重点应该是大规模实施现有技术，而不是开发新的突破性技术，因为可再生氨价值链中的大多数副产物都已证实具有经济效益。目前部署的重点应在于提高氨合成工艺的灵活性、提高电解槽的性能、提高氨裂解装置的性能以及降低当前技术的成本。通过部署现有技术来创造短期市场，从而长远推进技术创新。
