氢能源行业专题报告：氢储运短中长期发展推演,

车辆能加多少氢,咸阳氢能客车,汽车氢能版　　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。

　　结合成本和能耗两方面因素综合考虑，我们认为：气氢拖车运输适合小规模、短距离 运输情景；气氢管道运输适合大规模、长/短距离运输情景；液氢罐车运输适合大规 模、长距离运输，相关储氢罐制造、碳纤维生产、液氢装备、管道钢材及配套装备厂 商受益。

　　从运输距离角度分析：1）长管气氢拖车适合短距离运输；2）液氢运输适合长 距离运输；3）管道气氢未来在氢能需求规模大且稳定的情况下有望成为主流运 氢方式。

　　从成本角度分析：1）气氢拖车运氢成本受规模影响不大，主要受距离因素影响；2）液氢罐车运氢成本随着运输规模的增大大幅降低，随运输距离的增大而略微 上升，但上升幅度远小于气氢拖车的运输方式；3）管道输氢中投资成本在运氢 成本中占最大份额，适用于运氢规模大，远/近运输距离场景均适用。

　　从能耗角度分析：气、液、管道三种运氢方式的单位能耗与运氢规模基本无关， 仅与运输距离有关。1）管道输氢方式的能耗最低；2）液氢罐车运输则在氢气 液化之后，由于其高能量密度，仅需少量柴油消耗满足车辆运行，因此运输距 离对液氢罐车运输方式能耗的影响幅度很小。

　　从板块受益角度分析：1）长管气氢拖车运输需求增长将带动氢气储罐需求上升， 未来高压氢罐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，对应氢瓶制造和碳纤维相关企业受益；

　　2）液氢罐车大规模普及时，将带动配套液氢设备需求高增，布局液氢设备相关 企业受益；3）管道运输建设将带动相应钢材、压缩机等配套材料与设备的需求， 可制备输氢管道钢材及配套设备企业将受益。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　4.1 液氨载氢成本对电价敏感，成本对距离不敏感下适用于长距离大规模运输

　　液氨载氢是储氢技术之一。液氨载氢是指将氢气与氮气反应生产液氨，作为氢能的载 体进行运输，再将液氨裂解制氢运用到终端。氨作为一种含氢质量分数达到 17.6％ 的富氢物质，在常温加压（0.86MPa）或常压低温（240 K）下很容易转化为液态，其 对应的能量密度分别为 134.0kJ·L -1 和 143.5kJ·L -1（同等条件下氢气的能量密度为 84.0kJ·L -1）便于储存（低压储罐或者钢瓶）和运输，储运条件较液氢更宽松。与丙 烷类似，液氨可直接利用丙烷的技术基础设施，大大降低了设备投入。

　　液氨载氢场景，是将上游制取的氢气在 H-B 工厂（可与制氢母站合建）中与氮气反应 生成液氨，经由液氨槽车运输至加氢站内进行站内氨裂解制氢，再经提纯和压缩处理 即可形成高压高纯氢，最后经由加注枪注入终端车用储氢瓶。

　　液氨载氢成本对距离不敏感，适用于长距离大规模运输。液氨载氢方式主要分为 三个环节：①氢合成液氨环节；②液氨运输环节；③加氢站内液氨裂解制氢环节。由于液氨载氢需要进行加氢站内液氨裂解制氢、提纯以及压缩环节，成本占比达 62%，因此当前液氨载氢方式成本较高。以单日氢气需求量 4t，加氢站规模 500kg/ 天，单车载氨 20t，电价 0.6 元/kWh 为例测算，当运输距离由 50km 增加至 500 公里时，液氨载氢成本由 18.4 元/kg 增加至 19.2 元/kg，增幅较小。

　　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。

　　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。

　　管道输氢场景，将上游制取的氢气经增压站加压后送入输氢管道进行长距离输送，在 输送至用氢地的氢气储配站后可调节压力引入加氢站，最终由加氢机注入终端车用储 氢瓶。

　　当前氢气应用及加氢站尚未大范围普及，加氢站点较为分散，管道运输经济性有限。管道运输具有输氢量大、能耗小和成本低等优势，但建造管道一次性投资成本较大， 氢气长输管道的造价约为天然气管道的 2~3 倍。美国已有 2700 公里输氢管道，欧洲 已有 1600 公里输氢管道，我国仅有 400 公里输氢管道。管道运输的成本主要来源于 管材折旧及维护成本，在当前加氢站尚未大范围普及，站点较为分散的情况下，管道 运输经济性有限，未来随着氢能产业下游应用的拓展及地区铺开，管道输氢将成为最 佳选择之一。

　　将现有天然气管网改造成纯氢管道或者进行天然气掺氢运输，可避免输氢管道的前期 高额投资，是解决氢气规模化输送的有效途径。截至 2021 年底，全球天然气管道总 里程约 135 万公里，我国天然气管道总长约 8.9 万公里，已经形成贯穿全国、联通海 外的天然气输送系统；对现有天然气管道进行改造或是进行天然气掺氢存在较大可行 性，目前国内外已存在实践，但仍然需要对管网进行系统性的检测与评估：1）钢制 天然气管道以及管道系统中所有临氢部分的耐氢问题；2）零部件（如密封件、压力 调节器等）在临氢环境中功能是否正常；3）氢气是否会影响系统整体的运行。

　　理论上天然气掺氢体积比在 20%以内无需对天然气管道进行改造，但实际上掺氢 或是改造的途径仍存在一些局限因素，所以掺氢比例在 5~10%以内基本上没有问 题。欧洲是迄今为止掺氢输送技术最先进和得到政府支持力度最大的地区。部分 国家对天然气掺氢比例进行了限制，如德国天然气配送系统的掺氢上限为 10%， 法国为 6%，意大利为 5%，澳大利亚为 4%等。

　　建立纯氢管网输氢是未来大规模集中制氢及长距离运输的终极目标。我国当前氢气管 网发展不足，输氢管道主要分布在环渤海湾、长江三角洲等地。以济源-洛阳氢气管 道项目为例，该项目配套假设 2 座站场，项目总投资 1.54 亿元，经我们测算发现， 随着管道运力利用率的下降，运输成本大幅增加，而当运力利用率较高时，运输成本 相对经济。如管道运力利用率 100%时，运输距离由 50km 增加至 500km，运输成本仅 从 0.8 元/kg 增加至 2.3 元/kg，显著低于气氢拖车、液氢等上述运输成本，在未来 氢能全面普及到各领域后，管道输氢将会成为最具潜力的输氢方式。

　　储氢的几种主要方式主要包括物理储氢（高压气态和低温液态）、氢化物储氢和吸附 储氢，其中氢化物储氢和吸附储氢都主要依赖于不同储氢材料的性质特点，这两种方 式都是通过利用氢气与储氢材料之间的物理或者化学变化来转化为固溶体或者氢化 物的方式进行储存。

　　储氢材料的主要优点在于储氢体积密度大，操作简单、运输方便、成本低、安全等。目前储氢材料路线仍存在着一些技术问题亟待解决，提升储氢材料性能及优化储氢系 统的控制管理是发展关键。技术发展方面，金属氢化物储氢材料的技术有待进一步提 升，例如重量储氢率、可逆性等；其次，即使储氢合金本身体积储氢密度高，但整体 储氢系统换热管道中的介质热交换将影响储氢合金的反应速率，因此储氢系统对吸放 氢的温度、速度、循环等控制要求较高。

　　金属氢化物储氢材料：根据构成二元合金的原子比不同，目前已开发的储氢合金主要 包括 AB5型、AB2型、AB 型和 A2B 型等四大类。目前储氢合金的研究热点方向主要致 力于储存容量高、综合性能好、轻质储氢合金的开发和性能研究等。

　　物理吸附型储氢材料：物理吸附主要是靠材料和氢分子之间的范德华力实现可逆储氢 的，氢分子不发生解离。储氢容量取决于吸附材料的比表面积，通常材料的比表面积 越大，吸附温度越低，储氢量就越大。目前适用于低温物理吸附的材料，主要分为碳 基有机非金属材料（如活性炭、碳纳米管、石墨等）和金属有机框架材料(MOFs)两类。研究的方向集中在吸附材料的制备和表面改性，以期通过调制内部结构和表面改性实 现较温和的条件下提高储氢容量。

　　固态储氢终端应用多集中于固定式储氢以及对重量不敏感的小型移动式应用。固态储 氢多采用金属氢化物和铝合金氢罐，致使固态储氢罐较重，其终端应用大多在固定式 储氢和对重量不敏感的小型移动式场景。固态储氢未来有望成为大规模储能的方式之 一，可用作移动基站的备用电源、建筑热电联供电源和微网电源等，实现长期存储和 调峰；在小型移动领域，固态储氢罐可直接被售卖以及补能替换，应用在相应的移动 式场景，例如两轮车、叉车等。固态储氢整体处于研发示范的较早期阶段，近年国内 以固态储氢作为能源供应的卡车和备用电源等应用逐步亮相。

　　厚普股份业务涵盖氢能/天然气加注设备的研发生产，清洁能源领域及航空零部件领 域核心零部件的研发生产，天然气和氢能源等相关工程的 EPC 等。厚普股份各子公司 发展方向明确，在清洁能源装备领域从产品设计（宏达公司）、零部件研发生产（安 迪生测量、科瑞尔等）到成套设备集成（厚普股份）完整布局，拥有完整产业链服务 能力，加氢站市占率在国内排名前三，厚普股份负责加氢站/加气站工程建设的全资 子公司宏达公司 2022 上半年实现营收 4900 万元，同比增长 1731%，当前业务已覆盖 国内外市场。

　　厚普股份自 2013 年起布局氢能相关业务，持续加大氢能领域投入力度，公司已在氢 能方面获得多项专利。近年来公司完成了国内融合“油、气、电、氢、醇”为一体的能 源补给站的 EPC 建设等项目，同时，与 ALAT 合作设立的合资公司已于 2019 年 5 月成 立，将依托法液空在全球氢能市场的先进技术，在国内、国际市场上寻求更广泛的合 作，当前竞得“厚普氢能装备产业园项目”用地并推进产业园建设。目前，公司在加 氢站领域已形成了从设计到关键部件研发、生产，成套设备集成、加氢站安装调试和 技术服务支持等覆盖整个产业链的综合能力。

　　石化机械涵盖油气开发、石油工程、油气集输领域，覆盖陆地和海洋油气田，2012 年底，江汉石油机械制造板块重组整合为石化机械，中国石化持股 58.74%。石化机 械主营业务包括油气开发装备工具、钢管业务、压缩机业务等传统业务，技术和市占 率都处于国内领先地位。

　　石化机械入局氢能，布局输氢管道钢材、加氢站成套设备和 PEM 电解槽等氢能重点“卡 脖子”环节，氢能产品紧密围绕中石化氢能战略配套。中石化自身发布氢能中长期发 展战略，致力于打造中国第一氢能公司，规划到 2025 年，建成加氢能力 12 万吨/年、 1000 座左右加氢站，并在管线有着多年气液储运和危化品储运管理经验，已建成多 条氢气长输管线，中石化在建连接京蒙两地的 400 公里输氢管道，年吞吐量为 10 万 吨氢气，是纯氢管道建设的重要里程碑事件。石化机械作为中石化体系内企业，其围 绕中石化打造氢能产品，将受益于中石化在输氢管道、加氢站建设等方面的快速推进。

　　兰州兰石重型装备股份有限公司，始建于 1953 年，是中国石化装备制造业的先行者。其前身是国家“一五”期间 156 个重点建设项目之一——兰州炼油化工设备厂，被誉为“中国石化机械摇篮和脊梁”。公司业务涵盖新能源装备（光伏多晶硅、核能、氢 能等领域）、工业智能装备（快速锻造液压机组等）以及节能环保装备。

　　氢能方面，兰石重装“制、储、运、加”一体化布局，1）制氢方面：生产煤气化制 氢相关装备、研发电解水制氢装备等；2）储氢方面：生产低压氢气球罐、高压储氢 装备等；3）运输方面：研发高压气固组合储氢容器等；4）加氢站方面：研发换热冷 却装置微通道换热器等。并与中石化合作的“超高强度、高压储氢用材料及装备研究” 项目已完成了中期评审。储能方面，围绕氢电耦合储能、压缩空气储能等领域，兰石 重装积极开展研发工作。

　　中集安瑞科立足能源、化工、食品装备行业，为客户提供运输、储存、加工的关键装 备、工程服务及系统解决方案。自 2006 年起开展氢能业务，产品涵盖了氢能储、运、 加等各细分领域。2020 年初，与挪威的 HEXAGON PURUS 成立合资公司，携手将欧洲 已成熟运用的四型储氢瓶技术国产化，布局中国及东南亚快速增长的高压氢气储运的 市场。安瑞科是较早发力液氢储运领域的装备制造商之一，在 2013 年成功为海南文 昌交付 300m3液氢贮罐。

　　中集安瑞科 ISO 液体罐箱产销量、高压运输车产销量居世界前列；低温运输车及低温 储罐市场占有率国内领先，LNG 接收站大型储罐、LNG 加气站模块化产品及 CNG 加气 站在国内市场占有率均排名前三。

　　富瑞特装专业从事天然气液化、储存、运输、装卸及终端应用全产业链装备制造、能 源运营服务、高端能源装备制造及氢能源核心装备制造的供应商。氢能方面，依托主 营业务在压力容器方面的经验，主要布局储氢罐、70MPa 供氢系统用阀门设计开发、 70MPa 加氢站用阀门的设计开发等。

　　中泰股份主营深冷技术设备，核心制造产品为冷箱及成套装置、板翅式换热器等先关 深冷设备，产品被广泛应用于能源、化工、冶金和电力等基础工业领域。深冷技术设 备系在低温条件下（-100℃~-269℃）通过传热、传质方法，对介质进行液化、净化 或分离操作的高效节能工艺设备，广泛应用于能源、化工、冶金以及电力等经济基础 性行业。

　　2019 年，中泰股份设立全资子公司中泰氢能，布局氢能“制、储、加”相关设备领 域：1）制氢方面：深冷设备涉及氢的制取与提纯环节，如丙烷脱氢制丙烯（PDH）等， 中泰具备相关经验基础；2）储氢方面：氢液化过程中的核心设备，板翅式换热器是 中泰的核心产品，且已为大规模氢液化提供核心设备；3）加氢站方面：布局山东中 邑加气站网络，通过合建／改建等方式能够实现快速布局加氢站。

　　国富氢能主要从事氢能“制储运加用”装备的设计、制造与技术服务，主营产品包括 8-30 吨/天氢液化装置、液氢容器、液氢罐箱和液氢工程 EPC 等，为客户提供 5～30TPD 规模的氢气液化工艺包，为氢气的长时间储存和远距离运输提供解决方案。已实现 35MPa 和 70MPa 的车载高压供氢系统量产销售及核心部件车载储氢瓶的自研生产，车载储氢瓶作为供氢系统的核心部件，成本占比在供氢系统内超过 50%，其采用铝内 胆碳纤维全缠绕气瓶，该类型气瓶属于特种设备，进入壁垒较高。

　　近三年市占率连续第一，是车载高压供氢系统和车载储氢瓶行业龙头。根据 GGII 报 告，国富氢能车载高压供氢系统和车载储氢瓶出货量均位居国内行业第一，2019-2021 年平均市占率均超过 40%，具备市场竞争优势。

　　中科富海成立于 2016 年，以中科院理化所大型低温技术成果为核心，致力于提供液 氢、液氦温区大型低温制冷装备、氢液化装置、稀有气体分离纯化等先进低温装备以 及氢能应用系统解决方案、高纯稀有气体和工业气体工程等服务，是国内具有自主知识产权的集大型低温制冷装备设计、制造、低温系统交钥匙工程与民族工业气体供应 商。

　　中科富海拥有全套自主知识产权，当前可独立研发并生产大型氢液化装备，国产化达 90%以上，凭借核心技术优势推动打破国外液氢垄断，在国家科技重大研究计划等支 持下，致力突破高速氢透平膨胀机、正仲氢转化技术、超低漏率板翅式换热器、系统 集成智能调控等自主知识产权核心关键技术，逐步实现成套装备国产化。

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