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氢能管道：打通能源转型的关键脉络

PCEC 可持续发展服务 · 公众号 · · 2025-03-01 09:04

正文

氢能作为极具潜力的清洁能源，其储运技术是实现大规模应用的关键。当前，无论是物理储氢的管道储氢、高压储运、液氢，还是化学储氢的固态储氢、有机液体储氢，亦或是合成甲醇、氨等技术，均已存在一定时日，并非新兴技术。然而，储运环节的安全性与经济性问题，仍是制约其规模化应用的重大瓶颈。物理储运方面，部分材料、管阀件、密封件和传感器依赖进口；化学储氢中的固态储氢和有机液体储氢，其经济性尚待验证。而氢气管道，堪称氢能储运基础建设的核心体现。

图片来源：PCEC

全球管道输氢建设困境

全球范围内，近年来管道输氢规划众多，但实际建成情况却并不乐观。现有资料显示，全球已建成的纯氢管道里程数仍维持在几年前的5050 km。回顾各国代表性纯氢管道建设，除日本NEDO在北九州为氢能家用热电联供建设的新日铁管道外，多数建于20世纪30年代至90年代，并非为当下能源转型而建。管道建设不仅一次性投入巨大、周期漫长，且储氢量达产时间难以确定，这使得作为氢能配套的管道投入，需要对氢能前景怀有坚定信心。

欧洲管道输氢规划举措

2022年5月，欧洲氢气主干（European hydrogen backbone，EHB）提出宏大规划，计划在2030年前建立5个氢气供应长廊，2040年建成长达53000 km 的纯氢管网。该管网将连接28个欧洲国家，其中约60%由现役天然气管道改造，其余为新建，总投资80-1430亿欧元。当输氢距离超1000 km时，氢气平均运输成本为0.11-0.21欧元/kg。荷兰也要求所有新建管道必须兼容氢气储运，并于2024年12月6日明确以绿氢为碳中和主要方向，集散重点为管道运输。

我国氢能管道建设布局与进展

我国在氢能管道建设方面同样积极布局。2024年，规划中的纯氢管道已超 5000 km，乌兰察布到京津冀和张家口康保至唐山曹妃甸的纯氢管道规划均超 1000 km。当前，氢能管道设计主要围绕绿氢消纳展开。2024年成为氢能储运的蓄势之年，多个项目取得显著进展：乌兰察布-京津和保康-曹妃甸等长输管道进入实施阶段。解决国际长途运输及降低储运风险。成本分析表明，管道加高压是陆地氢气储运的主要方案，有机液体、氨、固态储氢和液氢在船用方面具有优势。

图片来源：PCEC

从我国氢能发展节奏来看，打通国内绿氢消纳产业链刻不容缓。陆地运氢若建立长输管道，未来或主要采用管道加高压模式；而氢能贸易的海上运输，则依赖于氢能规模化生产和液态储氢技术试点成功。因此，2025年国内氢能市场的关键基础建设在于氢能长输管道的投建。

地方政府氢能管道规划动态

在地方政府规划方面，2024年4月，郑州市人民政府发布《关于印发郑州市氢能产业发展中长期规划（2024-2035年）的通知》，提出2025年开展管道掺氢试点并规划一条纯氢管道。同年12月，河北省能源节约和装备处处长在相关会议上透露，海泰科技康保-曹妃甸、旭阳能源定州-高碑店两条氢气长输管道已完成项目备案，力争2024年部分线路开工建设。2025年1月，内蒙古自治区政府工作报告提出建设乌兰察布至燕山石化输氢管道、赤峰至锦州港至上海绿氢走廊，并开展锡林郭勒至曹妃甸输氢管道前期工作。同月，北京市在相关报告中提出支持未来科学城能源谷、大兴国际氢能示范区建设，力争开工乌兰察布-燕山石化输氢管道项目。

管道输氢理论支撑突破

管道输氢在理论支撑方面也取得重要突破。一方面，氢能应用从燃料电池汽车拓展至可再生能源与氢能耦合，以解决绿氢消纳问题，天然气掺氢成为最具规模消纳潜力的应用端；另一方面，经氢进万家管道项目成本核算，氢能管道虽较天然气管道成本有所增加，但主要体现在材料和密封件上，总体成本增加不到 20%。此外，合肥通用机械研究院陈学东院士指出，200 ℃以下、35 MPa以下氢环境不易导致金属氢脆，室温基本无影响，为高压储氢安全性及管道输氢防氢脆降低技术门槛。

乌兰察布至京津冀输氢工程实例及意义

以乌兰察布至京津冀输氢工程为例，该工程管道全长约1145 km，沿线经内蒙古、京津冀等省（市、自治区）。项目一期工程年产绿氢10万吨，绿氢替代部分以天然气为原料生产的灰氢。该项目技术优势显著，全球首次采用D610 mm大口径焊管技术，使输氢效率提升3倍；6.3 MPa高压输送系统，突破欧美垄断标准；200套碱液电解槽集群化运行模式，将制氢成本压至18元/公斤，接近国家氢能产业规划的“平价临界点”。

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