氫能是一種多來源、多用途、零排放的清潔能源，在我國能源轉型中扮演關鍵角色，將成為我國新能源體系的關鍵組成部分，推動能源領域向綠色、低碳方向轉型。氫能產業涵蓋生產、儲運等環節，其中，氫能儲運被視為連接生產與應用的關鍵環節，但卻面臨密度低、成本高和安全性差等挑戰。目前，主要有加壓氣態儲氫、低溫液態儲氫、液態化學儲氫和固態儲氫技術，技術特點、應用前景、瓶頸挑戰各異。研究氫能儲運技術發展現狀與前景展望，旨在為我國氫能產業實現高質量發展提供理論支持和實踐指導。同時，在“雙碳”目標下，為提升我國氫能儲運技術水平提出建議，切實推動氫能產業鏈協調發展，更好實現能源結構綠色轉型。

氫能作為一種多來源、多用途、零排放的清潔能源，已成為全球推動能源轉型和培育經濟新增長點的關鍵戰略選擇。2022年3月，國家發展改革委連同國家能源局發布《氫能產業發展中長期規劃（2021—2035年）》，明確氫能將成為我國新能源體系的關鍵組成，推動能源領域向綠色、低碳方向轉型的重要抓手，以及戰略性新興產業和未來產業發展的核心焦點。到2035年，我國將打造一條完備的氫能產業鏈，并實現可再生氫氣在終端能源消費中占比的顯著增長，為能源的綠色轉型提供穩固支撐。

氫能具有來源多樣化、無污染排放等優點，在各領域均有廣泛應用，被認為是在全球范圍內促進能源布局轉型、催生經濟新增長區的關鍵戰略選項。氫能產業包括生產、儲運等環節，共同構成交錯縱橫、連接緊密的產業鏈條，其中，儲運環節被視為氫能產業鏈的核心。然而，由于氫能易擴散、燃點低、體積能量密度小（約是汽油的1/3000）、爆炸濃度區域廣、對金屬材料易產生氫脆影響，且由于其應用情境多樣化與復雜化程度的與日俱增，氫能的安全高效儲運正面臨新挑戰和嚴標準。研究氫能儲運技術現狀與前景，有助于深入分析我國氫能儲運技術的特點和適用場景，解決氫能儲運環節現存的儲氫密度低、成本高和安全性差等問題，為我國氫能產業高質量發展提供有力支撐，具有重要的理論意義和實踐價值。

1氫能儲運技術發展現狀

1.1儲氫技術

目前，氫能主要有3種儲存途徑，即氣態儲存、液態儲存和固態儲存。不同方式優缺點不同，應用場景和適用需求不同。

1.1.1加壓氣態儲氫

目前，將氫氣壓縮儲存是普遍采用的氫能儲存方式，即通過施加壓力，使氫氣在高壓環境中以密集的氣體形態儲存。氣態儲氫技術提升了氫氣密集度，實現了更高效的氫能儲運效果，是基本且關鍵的氫能儲運策略。

根據壓力不同，氣態儲氫技術可分為低壓儲氫（＜35MPa）和高壓儲氫(≥35MPa）。高壓儲氫具有一系列獨特優勢。首先，在設備方面，結構相對簡單，為系統設計和運行提供了便利。其次，與其他儲氫技術相比，高壓儲氫在壓縮氫氣制備方面能耗較低，從而有助于提高整個系統的能效性能。該技術溫度適應范圍廣，能在不同環境條件下可靠運行，且具備成本低、儲放速度快等優勢。然而，高壓儲氫也有一定缺點，其中，最顯著的是單位質量儲氫密度相對較低。這意味著相較于其他儲氫技術，高壓儲氫在單位空間內可儲存的氫氣量有限。因此，高壓儲氫更適用于小規模儲氫應用場景，如移動設備、便攜氫能系統以及特定工業領域等需求。高壓儲氫瓶主要有4類，即純鋼制瓶體、鋼制內膽纖維纏繞瓶體、鋁內膽纖維纏繞瓶體以及塑料內膽纖維纏繞瓶體（見表1）。

內膽是儲氫瓶的核心構造，其制作工藝直接影響到儲氫瓶的適用類型。固定式大型儲氫瓶通常采用鋼質無縫內膽，主要用于加氫站儲氫。例如，中集安瑞科研發的鋼質無縫高壓儲氫瓶，特別適用于70MPa加氫站，設計壓力可達103MPa，最大工作壓力可達93MPa。高壓輕質儲氫瓶通常采用碳纖維外層搭配鋁/塑料內膽的結構，廣泛應用于車載儲氫瓶。目前，我國已取得Ⅲ型瓶技術的成熟突破，35MPa和70MPa的Ⅲ型瓶已成功投入使用，尤其在燃料電池汽車領域取得顯著進展。天海工業等分別推出了各自的儲氫瓶產品和技術解決方案，部分企業將Ⅳ型瓶作為業務發展重點。國外則廣泛采用Ⅳ型瓶作為燃料電池汽車的儲氫瓶。

當前，高壓儲氫尚不滿足美國能源部為車載儲氫系統設定的技術規范。通過先進的材料科學和工程技術，設計制造出更輕便、更堅固、更安全的儲氫瓶，有望突破當前技術瓶頸，提升高壓儲氫系統性能。

低壓儲氫適用于大規模儲氫應用場景，主要用于工業領域。在我國，達到萬噸級別的綠色氫能示范項目普遍采用了低壓球型儲氫設施。例如，現階段已投入使用的全球最大光電轉化綠氫項目——中國石化位于中國新疆庫車地區的年產量2萬噸的綠氫示范基地，特別建設了一系列1.55MPa施壓、單罐儲氫2000立方米的低壓儲氫球罐。低壓儲氫的缺點是球罐占地面積大、儲存效率低，此外，氫氣的頻繁充裝和外輸對儲氫球罐的鋼材抗疲勞性和管閥密封性帶來了很大挑戰，設施存在一定安全隱患。

1.1.2低溫液態儲氫

低溫液態儲氫是一種先在一定條件下(-240℃,0.1MPa）將氫氣壓縮冷卻至液態，再將其儲存在絕熱真空容器中（–253℃,0.1MPa）的儲氫方式。這種先進的儲氫技術具有多方面優勢，包括體積密度高、安全性好、氫氣純度大以及加注速度快，特別適用于大規模、遠距離的氫氣運輸。相對于其他儲氫技術，低溫液態儲氫在體積密度方面表現出色，可有效減小儲氫系統的空間需求。其優越的安全性源于液態儲存形式，氫氣在極低溫度下被液化，擴散速度和潛在安全風險被顯著降低。此外，儲存過程中氫氣的高純度也有利于提高儲氫系統的效能。需注意的是，氫氣液化的能耗強度與規模呈負相關，即規模越大，能耗越低。現階段，基于低溫液化技術實現的液氫質量儲存密度與體積儲存密度可達5.5%和71千克/立方米。然而，相較于傳統液態燃料（如柴油或航空燃油），液氫的體積能量密度偏低，在商業化方面受到較多限制。

在歐洲、美洲、日本等國家和地區，液氫技術已日漸成熟，液氫儲運部門已步入規模化應用的新階段。在液氫儲罐的內膽設計上，國外采用了成熟度較高的球形結構，結合多層真空隔熱技術和主動絕熱的制冷機設備，實現了高絕熱和低耗損。日本川崎重工研發的球形液氫儲罐容量高達1萬立方米，美國McDermott推出的液氫儲罐容量高達4000立方米。這些先進的液氫儲罐不僅在設計上體現了高效的絕熱性能，還在技術上展現了領先水平。由此可見，液氫技術的發展已超越試驗階段，取得了一定應用成果。

在我國，液氫技術主要投用于航空航天領域，其日常應用尚處于起步階段。近年來，盡管我國在液氫技術研發方面有所突破（2022年，國內首臺日產量1.5噸級氫氣液化完整設備由中科富海成功開發），但在液氫儲存的核心零部件技術上還未能實現領先，氫氣液化設備的關鍵零部件仍依靠進口滿足。

低溫液態儲氫的平準化成本超20元/千克，規模化發展的前提是進一步降低能耗和成本。此外，由于液氫儲罐內外溫差巨大，對儲罐的絕熱性要求極高，大容積的低溫液氫儲罐仍是研究重點。未來，加強我國液氫技術在民用領域的研究和發展，特別是液氫儲存關鍵零部件的自主創新，是推動我國氫能產業更全方面、更高質量發展的重要思路。加大對液氫技術的支持力度，提高關鍵設備的國產化水平，有助于更好滿足不同領域的液氫需求，加速氫能在能源轉型中的廣泛應用。

1.1.3液態化學儲氫

化學儲氫的技術原理是通過氫氣和儲氫介質在特定條件下反應生成穩定的化合物儲存氫氣，再通過變化特定條件釋放氫氣，主要有3種方式，即有機液體儲氫、液氨儲氫和甲醇儲氫。

有機液體儲氫即氫氣與液態有機儲氫載體反應生成穩定的液態有機氫化合物，以實現氫氣的儲運等目的。常見的液態有機儲氫載體包括環己烷、甲基環己烷等。此方法的優勢是儲氫密度較高（6%），在常溫常壓下具有穩定性，易于利用已有的儲運基礎設施，可多次循環使用。劣勢是必須添置加氫和脫氫設備，從而導致成本費用上漲，此外，脫氫效率普遍較低，且易引發其他非預期化學反應，難以保證氫氣的純凈度。目前，有機液體儲氫還處于小規模示范階段，德國Ballard計劃在德國西部建設世界最大的綠氫儲存中試工廠，每年可在液態有機儲氫載體（二芐基甲苯）上儲存約1800噸氫氣。提高液態有機儲氫載體在低溫下的加/脫氫效率，是該技術從試驗階段走向產業化應用的關鍵挑戰。同時，由于脫氫過程需消耗約30%的能量，并在全生命周期中產生碳排放，因此，有機液體儲氫能否成為長距離運輸的主流方式，有待進一步驗證。

氫能的儲運還可通過氫氣與氮氣化合產生液氨的方式實現，即液氨儲氫。液氨可在標準大氣壓和400℃的條件下分解，重新釋放出氫氣。液氨分解的催化劑主要有釕、鐵、鈷和鎳等，其中，釕基催化劑活性最強。液氨儲氫被認為是最具前景的儲氫技術之一，其優勢是氨氣的液化溫度（–33℃)遠低于氫氣的液化溫度。此外，液氨的體積儲存密度比液氫高50%，在體積相同的容器中可儲存的氫氣更多。同時，由于液氨的儲存環境與丙烷近似，因此，可借助現有的丙烷儲存技術和設施有效減少儲存成本。

日本政府在《能源戰略計劃》中預測，2030年，“氨—氫”能源將在發電廠和船舶燃料領域發揮重要作用。我國也著手建立了“氨—氫能源重大產業創新平臺”，致力于探索以液氨為載體的氫能儲運技術路線。然而，在“氨—氫”能源體系中，雖然合成氨工業相對成熟，但其生產工藝能源消耗巨大（占全球能源消耗的1%～2%）。同時，傳統的液氨分解制氫需要較高的反應溫度，這是大規模“氨—氫”轉化的制約因素之一。因此，為實現綠氨的低溫高壓合成與分解，降低能源消耗，研發高效的多相催化劑（釕基催化劑、鎳基催化劑等）已成為當務之急。中國石化廣西南寧振興加能站產量500標準立方米/小時的站內氨制氫加氫裝置已于2023年12月投產，產出氫氣純度達99.999%，是我國首座商業化氨制氫加氫一體站，用氫成本降幅約60%，氫氣運營成本接近柴油。除了技術難題外，液氨具有毒性、親水性和腐蝕性等特性，因此，要實現液氨的大規模儲運，必須全面考慮并完善配套的基礎設施，在技術、安全、防腐蝕等方面全力確保氫能儲運安全可靠。

甲醇儲氫即二氧化碳和氫氣反應生成綠色甲醇后以液態甲醇形式儲運氫氣，到達目的地后通過甲醇裂解等方式釋放氫氣。液態甲醇被視為理想的液態儲氫材料之一。相較于液氫，甲醇的生產和運輸成本更低，化學穩定性更高。值得注意的是，甲醇儲氫還有助于解決環境問題，因為二氧化碳經氫化被轉化為甲醇，實現了廢氣的循環再利用，符合可持續發展理念。儲存甲醇無需特殊溫度和壓力條件，無強烈氣味，且與之相關的技術支持設備較為齊全。目前，“甲醇—氫”能源體系仍處于小規模示范階段，二氧化碳氫化制甲醇技術也處于試驗階段。中國中化構建出的年產量5000噸的低消耗雙階段二氧化碳氫化制甲醇產業試點項目已于2023年開始試運行，標志著年產量10萬噸規模的商業示范設施得到了推進。目前，二氧化碳氫化制甲醇技術普遍存在一些問題，包括轉化率低、選擇性差、生產成本高等。

甲醇制氫主要有甲醇裂解制氫和重整制氫2種技術路線，均較為成熟。中國石化大連盛港綜合加能站產量500標準立方米/小時的站內甲醇制氫加氫裝置已于2023年2月投產，產出氫氣純度達99.999%，是我國首座站內甲醇制氫加氫一體站，成本較加氫站傳統用氫方式可降低20%以上。盡管如此，從甲醇中提取氫氣的做法仍受制于一些技術挑戰，包括分解過程中的碳堆積以及催化劑的持久穩定和使用壽命等問題。同時，重整制氫需要高溫高壓環境，對設備的耐久性提出了更高要求。

1.1.4固態儲氫

固態儲氫利用化學或物理吸附原理將氫氣儲存于固態儲氫載體中。相較于其他儲氫方式，固態儲氫具有體積儲氫密度高、安全性好、儲放速度穩定以及無需管道運輸等優勢。常見載體涵蓋各類納米物質和多種金屬。金屬儲氫的原理是金屬或金屬合金作為儲氫載體與氫氣反應生成金屬氫化物，通過載體縮減其內部氫原子間的相隔距離，增加儲氫密度。金屬氫化物僅加熱即可反向變回金屬并釋放氫氣。盡管鈦鐵合金、鑭鎳合金、鈦鋯合金等金屬氫化物的體積儲氫密度較高，但在中等條件下的實際儲氫量通常不超過質量的3%，難以充分滿足車用儲氫系統的需求。相反，鎂基合金則因其質量小、密度低、儲氫量大、資源多、成本低等特性脫穎而出。其中，氫化鎂是一種典型的鎂基儲氫合金，其理論儲氫質量分數可達7.7%，缺點是脫氫溫度較高且速度較慢。未來，研究應重點關注固態儲氫材料儲氫性能的提升，以更好滿足氫能的應用需求。

目前，在全球范圍內，固態儲氫正處于試驗階段，產業培育尚需時間。固態儲氫面臨的技術瓶頸包括加氫難度較大、氫化物封裝成本較高等問題，這些直接影響了固態儲氫的深入發展和廣泛應用，迫切需要通過新型固態儲氫材料的研發和應用以及加/脫氫反應的優化和升級，攻克技術難關，推動技術進步。科學家試圖找到活性和穩定性更高的固態儲氫材料，以提高效率并降低成本。美國GKN開發的260千克級固態儲氫裝置已在ARIES工廠示范應用，上海交通大學也已開發出70千克級鎂基儲氫示范裝置。未來，更多新穎且高效的固態儲氫材料有望問世。

1.2運氫技術

1.2.1高壓氣態運氫

高壓氣態運氫是一種適用于陸上近距離（不超過200千米）配送場景的商業運氫方式，技術成熟度和經濟性高。以高壓氣態形式實現氫氣輸送需要2類設備，即管束式集裝箱和氫氣專用長管掛車。管束式集裝箱可滿足少量氫氣的輸送需求，氫氣專用長管掛車則主要承擔大宗氫氣輸送任務。國外已研制出45MPa和52MPa壓力級別的纖維全纏繞高壓氣瓶掛車，單車載量約700千克，且可與加氫站自動連接，有效提升了氫氣輸送效率。同時，國外高壓氣態運氫的商業模式也較為成熟，能在無補貼的情況下實現盈利。目前，我國主要使用20MPa的鋼制大容積無縫高壓氣瓶長管掛車，單車載量約300千克，運氫的平準化成本約5元/千克。考慮到加壓成本，當高壓氣態運氫近距離配送的經濟輻射半徑在200千米以內時，總成本不超過15元/千克（見圖1）。

提升氫氣近距離配送經濟性的途徑主要有2種。一是提高氣瓶壓力，增加單車載量。需加快推廣Ⅱ型瓶或Ⅲ型瓶長管拖車，降低車輛自重，提升儲運能力。當氣瓶壓力升至30Mpa和50Mpa時，長管掛車運氫成本有望降至每100千米3.0元/千克和1.5～2.0元/千克，較20Mpa時降低約40%和60%。二是優化商業模式，提升儲運效率。目前，已有部分企業通過更換管束式集裝箱節省裝卸時間，降低全生命周期氫氣儲運平準化成本。

1.2.2液態運氫

液態運氫的常用方式是將液氫裝入高度絕熱的低溫儲罐或槽罐，通過槽車、火車、駁船等工具長途運輸。一般而言，每個儲罐或槽罐的容量在40～65立方米/瓶和300～600立方米/車之間。液氫槽車通常用于中短距離的城市間氫氣運輸，當距離超過400千米時，經濟效益顯著提升。目前，國外領先的車載液氫儲罐容量最大可達360立方米，我國同樣擁有容量300立方米液氫槽車的制造生產能力。專用液氫駁船在長距離海上運輸中成本優勢顯著。2021年，日本成功實現從澳大利亞到神戶的海上液氫運輸，屬全球首次。類似的海上液氫運輸計劃也在加拿大和歐盟間展開，旨在驗證大規模液態運氫的可行性。我國在液氫海上運輸領域暫未有相關示范項目，尚處于空白階段。隨著全球對清潔能源需求的不斷增長，液態運氫將成為氫能產業鏈的關鍵環節，有望成為氫能領域的新增長點。

管道液態運氫前景廣闊，但現階段只能在很短距離內實現。美國肯尼迪發射場使用液氫管道將液氫從儲氫球罐運輸到440米外的發射點，為火箭提供推進劑。2018年，日本東京電力建成全球首條液氫管道，將液氫從液化設備運輸到燃料電池發電廠，全長約1.4千米，運輸能力210千克/小時。這些項目將為更長距離的管道液態運氫提供經驗和參考。

1.2.3管道運氫

管道系統能實現大規模、常態化、低成本的氫氣長途運輸，被認為是未來氫氣儲運體系的重要組成部分，主要有純氫和摻氫天然氣2種輸送形式。歐美已建成總長超4000千米的氫氣長輸管道，且擁有完善的氫氣長輸管道標準體系。而我國在此方面與國際先進水平差距較大，現階段可長期穩定作業的氫氣輸送管道不足100千米（見表2）。

科技部在“十四五”國家重點研發計劃“氫能技術”專項中對中低壓純氫和摻氫天然氣（含氫量5%～20%）管道輸送及其應用核心技術研發作出規劃，以推動技術突破與創新，實現安全、高效、可控的管道氫氣輸送，為氫能應用和產業增長奠定穩固基礎。我國氫氣長輸管道標準體系開發起步較晚，中國石油《T/CSPSTC 103—2022氫氣管道工程設計規范》和國機集團《T/CAS 851—2024氫氣輸送工業管道技術規程》先后于2023年和2024年發布實施。

近年來，我國多個企業已布局氫氣輸送管道建設。純氫管道方面，海泰新能擬建設的張家口市康保—曹妃甸氫氣長輸管道項目備案已獲得河北省發展改革委批復，管道途經3市15區縣。中國石化在《石油天然氣“全國一張網”建設實施方案》將“西氫東送”輸氫管道示范工程納入規劃，管道始于內蒙古烏蘭察布，終于北京，總長逾400千米。這不僅是我國首條大規模、跨省區、長距離的純氫輸送管道，也是我國建設氫氣輸送管道邁出的重要一步，有助于推動氫能產業鏈的完善發展和氫能在能源體系中的廣泛應用。摻氫管道方面，我國首條摻氫天然氣長輸管道（內蒙古包頭—臨河）主體線路貫通，全長約258千米；國家管網成功完成國內首次全尺寸摻氫天然氣管道封閉空間泄漏燃爆試驗；中國石油位于寧夏的397千米天然氣管道已實現24%的摻氫比例，且在100天的測試運行中保持整體安全穩定；我國首條摻氫長距離高壓管道工程在內蒙古動工，總投資超9億元，全長258千米，管道設計壓力6.3Mpa，最大輸氣能力可達12億立方米/年。

1.2.4固態運氫

固態運氫包括鎂基儲氫合金以及堅固型氫能燃料池，盡管已有少數商業應用成功案例，如上海交通大學等聯合研發的鎂基固態儲氫車最多可攜帶約1噸氫氣，但此技術大多仍停留在試驗階段。固態運氫的優勢是體積儲氫密度較高、化學體系可逆以及運輸便利，但釋放氫氣需保持高溫（約400℃)且速度緩慢、時間較長，增加了氫氣的應用與租用成本。因此，盡管在常溫常壓下就能完成氫氣的固態儲運，且儲放過程較為可控，但受技術限制，在實際商業應用中仍需進一步研究試驗，以降低氫氣成本。

2低溫液態儲氫技術研究進展氫能儲運技術發展前景分析

2.1我國氫能儲運技術的應用空間與挑戰

隨著我國“雙碳”目標的確立，氫能因其清潔、可再生等特點受到廣泛關注與一致肯定。2022年，我國氫氣產銷量約3300萬噸，氫能消費占我國終端能源消費的3.8%。截至2023年6月底，我國累計建成運營可再生資源制氫項目42個，合計產能約7萬噸/年；在建可再生資源制氫項目64個，合計產能近80萬噸/年；已建成并運營加氫站385座；已建成并運營燃料電池熱電聯產與發電項目71個，總規模約14兆瓦。2060年，預計我國氫能消費規模在基準情景、高情景和低情景下分別可達8600萬噸、10200萬噸和7500萬噸。我國氫能產業發展潛力和應用空間巨大，氫能儲運技術總體落后于國外先進水平，尚不能滿足我國氫能大規模發展的需要，尤其是可再生資源制氫的需要。

2.2我國氫氣儲運技術的發展趨勢與展望

在“雙碳”目標的不斷推進下，我國氫能制造與應用領域將經歷深刻轉型。原本基于化石燃料和工業副產品的制氫方式將逐漸轉向以清潔、可再生資源為核心的氫能生產體系，同時，氫能的應用領域也將多元化發展，為需求增幅開辟新局面，進而徹底革新我國氫氣生產和消費的傳統格局。2060年，預計我國化石能源制氫占比7%，非化石能源制氫占比93%，其中，可再生資源制氫占比將突破80%，氫能將逐步在我國終端領域實現多元化應用（見表3）。此外，氫能作為一種公認的長周期、大容量儲能介質，可支持可再生資源的大規模整合和發電。由于氫能儲運技術各具特點，各有應用場景，我國氫能儲運將呈現多種技術并存的協同發展態勢。

3總結和建議

1）在實現“雙碳”目標的過程中，我國能源體系亟須向更環保、更低排放轉型。氫能作為一種清潔、高效、可再生的能量載體，在我國能源構架中占據核心位置，也在能源消費終端充當不可替代的綠色能源選項。氫能儲運在氫能產業鏈中發揮著紐帶作用，銜接了氫能的生產與應用2個關鍵步驟，其技術的完善程度和成本效益將決定氫能能否被廣泛采納，進而影響到氫能產業的整體發展前景。

2）氫能儲運涵蓋了氣體、液體以及固體多種形態，不同方式利弊不同，適配的應用環境和需求條件不同。高壓氣態儲運適用于近距離、小規模的氫能應用場景，低壓氣態儲運適用于陸上、大規模的氫能應用場景，化學儲運適用于海上、長距離的氫能應用場景。未來，隨著氫能需求的增長和變化，氫能儲運技術將呈現多元并存的發展態勢。

3）我國氫能產業發展正處于起步階段，仍存在盲目跟風、低水平重復建設、同質化競爭等現象。地方氫能生產能力計劃預期累計高達100萬噸/年，顯著超出國家發展改革委在《氫能產業發展的中遠期規劃（2021—2035年）》中制定的2025年可再生資源制氫年產量10萬～20萬噸。2023年，我國審批的綠色氫能項目產能已突破450萬噸/年，這可能引發資源的過度開發與運作效率的顯著降低。因此，建議國家在氫能產業領域加強頂層設計，通過全面規劃和明確目標，引領氫能產業可持續、高質量發展。要加強對氫能儲運體系的建設和運營的統籌規劃，以確保資源的高效利用和合理配置。通過推進氫能產業的協調發展，實現產業鏈的協同作用，推動氫能產業進一步向綠色、低碳、可持續的未來邁進。

4）近年來，我國在氫能儲運技術方面取得了一定進展，部分領域甚至達到了世界一流水平。然而，整體來看，我國在氫能儲運關鍵零部件方面尚未完全實現國產化，仍面臨依賴國外進口、成本較高等問題。此外，我國在高端碳纖維、密封元件損傷檢測、液氫制造加壓等技術方面的獨立自主性也有待提高。建議我國在氫能儲運技術上加大研發投入，以攻克關鍵核心技術、材料和零部件為牽引，高度重視本土化和標準化發展。同時，積極修訂儲氫球罐等設施相關標準和規范，與時俱進推動前沿技術的產業化應用，促進氫能儲運前沿技術與傳統技術的創新融合，提升自主創新能力，為氫能產業的高質量、可持續發展奠定堅實基礎。

來源：焦點透視