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摘要：2024年国内多条长输管道项目已获备案，2025年长输管道基础建设即将启动，这将改变氢能行业的生态。氢能管道的建设是中国氢能基础建设的真正起点，长输管道不仅仅是解决氢能低成本安全运输的主要方式，而且管道一次性投入大，是氢能规模应用的预期，也是打破氢能供需错位的解决方案，对长输管道的建设很大程度上代表了政府和企业对氢能规模发展的信心。
关注氢能行业发展的人大概都有印象，氢能行业每年都有热点，从燃料电池及供应链、到加氢站压缩机、再到电解槽、绿色甲醇，而对于氢能储运往往是对成熟高压技术不关注，对于科技性强的有机液体、固态储氢和液氢技术又拿捏不准，总觉得氢能储运很重要，但关注度又不及制氢和应用。
不过，就产业发展的逻辑来看，原本也应该是这样的节奏，先有需求、再有供给、然后再有连接需求和供给之间的物流。所以，氢能产业先验证应用端装备、再解决氢气来源，然后储运连接两端。所以我在给地方政府交流的时候建议先绘制氢能地图，把应用场景和氢气供应画出来，然后解决储运的问题。第一步解决当地匹配，第二步是解决国内跨省市匹配，第三步是解决国际氢能贸易匹配。
现阶段，氢气对资源条件要求比较高，应用特别是燃料电池汽车的应用可以根据氢能供给做规划，然后再设计供给方案。但因为涉及安全性和经济性问题，储运几乎是影响氢能应用最关键的因素。
（1）燃料电池汽车的蹉跎岁月
（2）绿氢行业遭遇阵痛，对接需求方能持续前行
（3）氢能储运：，长输管道进入正式投入期
（4）氢能发展的三个逻辑处于断裂
储运是能源规模应用与能源贸易的基础条件
人类能源从木材、到煤炭、到石油天然气、再到现在的可再生能源，一直都遵从几个重要的规律：一是能量密度越来越高；二是减碳加氢；三是储运的难度越来越大。煤炭容易存放，也适用于公路、铁路和海运各种交通运输；石油是液体，需要通过容器或管道来储运；天然气是气体，需要通过高压、低温或是管道来进行储运。
正是因为20世纪60年代的跨国管道建设和LNG技术的成熟，才推动了天然气的国际贸易和应用的快速增长。氢能是真正的清洁能源，氢的单位质量能量密度是石油天然气的2-3倍，是锂电的70多倍，是人类实现能源安全供给和“碳中和”的选择。
传统化工用氢生产和应用比较集中，一般都是即产即用。氢气作为替代能源需要满足低碳和可持续的条件，氢气的来源和应用都更加广泛和分散，往往存在时空上的错位。一是产氢地相对集中，且受资源影响；用氢地比较分散，且存在行业差异；二是绿氢产业的生产与消纳存在时间上的错位。
日本和韩国在验证了氢能应用端后，将终端转向氢气供应问题；欧洲则在比较输电、储氨和储氢后重点选择氢能管道。
储运成为氢能产业化的主要瓶颈
目前氢能产业化推进依然面临挑战，一是市场对氢能应用的安全认知不足，氢能应用没有形成产业生态，无法形成规模经济；二是氢气生产与供给错位，一方面，主要用氢地氢气供应不足，氢气成本高，另一方面主要产氢的需求不足，绿氢项目无法开工；三是氢气储运成本高，氢气贵，用得越多，亏得越多。总体来看，氢能产业化的核心在于氢气供应体系的建设，其中储运是最大的瓶颈。
（一）氢能产业链上下游发展不同步。
氢能的应用如燃料电池汽车和绿氢生产是两套机制，在我国，燃料电池汽车是在相关政策，如“以奖代补”示范城市群的鼓励下实施交通能源和动力系统的替代，汽车相关厂家希望通过新的赛道来与燃油车、电动汽车竞争；而绿电制绿氢的核心目的是提高对可再生能源的消纳，国内是以强制配储的机制来迫使电力企业“以电补氢”。因此，燃料电池汽车与绿氢的发展并不同步，所以，总体来看，应用端燃料电池汽车的技术相对比较成熟，但绿氢产业的工程化技术相对来讲还不成熟。
（二）氢能需求与供给错位。
2023年全球氢气产销量9700万吨，其中中国约3300万吨，占全球氢气产销量的1/3。目前氢气主要用于化工原料，氢气主要来源是化石能源制氢和工业副产品。其中国际市场天然气制氢占据主导，其中19%的煤制氢基本上为中国贡献；国内市场煤制氢占比达到56%，电解水制氢比例还非常低。
图1 国内外氢气来源比较
资料来源：IEA，中国氢能联盟研究院。
传统化工用氢一般都是在化工园区即产即用，少量高纯度氢气用于半导体、浮法玻璃和医疗行业也是采用小型电解槽电解水制氢，没有运输的问题。但当氢气作为能源，生产和应用存在时空错位的问题。
首先绿电制氢是将高峰时段的电转换为氢气，然后将储存的氢气用于低谷发电或替代能源（或原料）；其次由于资源禀赋的差异用氢地与产氢地存在错位。从全球范围来看，主要用氢地区在韩国、日本、中国、美国加州和欧洲，而氢气富集地区则集中在澳大利亚、中东、中国。目前日本采用从澳洲和文莱进口蓝氢，而欧洲则将目光投向了光伏资源最好的中东地区。
国内产氢与用氢地也存在错位，目前，主要用氢地在“以奖代补”的华南、华东地区，燃料电池汽车五个示范城市群为广东、上海、北京、河北、河南，另外一个“氢进万家”项目在山东，全国加氢站建得最多的是广东地区，但煤制氢、工业副产氢和绿电制绿氢项目大多数集中在北方地区。
图2 我国加氢站建设表现为南重北轻
资料来源：香橙会研究院，产业观察者
图3 我国绿氢项目表现为南轻北重
资料来源：
势银能链
（三）储运技术发展滞后，氢气成本居高不下
氢气成本主要由生产成本和储运成本构成，如果是用于交通运输，加氢站也会带来一部分成本。工业副产氢、煤制氢和天然气制氢的成本大约8元-20元/kg，而如果采用20MPa长管拖车，仅百公里运费就高达10元-15元/kg，再加上加氢站固定成本的摊销和日常维护费用则算至成本，也达到10元/kg作用，所以，一些远离氢源的地方氢气成本高达60元-100元/kg。
储运成本几乎占到氢气成本的1/3，甚至更高。一份来自全球主要市场的加氢站价格表显示美国、欧洲采用的绿电制氢或天然气制氢，氢气价格达到100元-260元/kg，韩国和日本以天然气制氢为主，氢气价格现阶段不到60元/kg，中国以工业副产氢和煤制氢为主，南方地区氢气价格高达80元/kg，而北方地区如大连、山西、银川等地加氢价格最低只有20元/kg。
图5 各地加氢站氢气价格
数据来源：根据公开资料整理
氢气贵、氢气供应不足严重影响了氢能产业的生态建设。一方面没有足够的车流量加氢站工作量不饱和而亏损，另一方面没有足够的加氢站，用户购买车辆的积极性不足，这使得加氢站与车辆很难形成良性循环和规模经济。
（四）氢能储运标准滞后
氢气被列为危险化学品，沿用的是危化品管理标准。根据《危险化学品安全管理条例》，“氢能燃料，作为一种新型能源，若其性质属于危险化学品范畴，则生产、储存、使用、经营、运输等各个环节均需严格按照该条例执行。”因此氢能的安全管理非常严格，目前主要的储运方式为高压储氢，我国氢气运输主要采用的是20MPa的长管拖车，国外一般采用的30MPa、52MPa的储运标准；我国车载储氢主要采用的是35MPa的Ⅲ型瓶，而国外主要采用的是70MPa的IV型瓶。
2023年9月，国内首台30MPa碳纤维缠绕管束式氢气集装箱在中集安瑞科下线并实现批量生产，2024年我国30MPa管束车开始推向市场；2023年5月，国家发布70MPa阀门和储氢瓶标准，2024年6月1日正式实施。2024年5月9日中国工业气体工业协会发布关于征求交通运输行业标准 《氢气（含液氢）道路运输技术规范》意见的函，进一步推动安全高效的氢能储运标准的制定。
而作为大规模应用的能源，氢气的管道运输也是严重落后于欧美市场，在全球已经建成的5050km氢能管道中，中国仅400km，从全球范围来看，尽管美国、欧洲氢能管道比中国投入规模大，投入更早，但这些管道并非为氢气能源链配套，而是作为工业用氢的配套设施。
另外，液氢和有机液体储氢是2022年日本开启了首次海运的示范，我国也已经进入工程示范阶段，目前还没有经济性验证；我国固态储氢2023年10月，由氢枫研发制造的全球首批镁基固态储运氢车交付，且2024年11月，氢枫固态储氢装备实现了首台出口，但目前固态储氢也还没有实现规模制造的经济性验证。总体来看，全球氢能储运基础建设都相对比较滞后。
氢能储运基础建设管道规划日渐清晰
无论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、有机液体储氢或是合成甲醇、氨都算不上新的技术，但储运涉及安全性和经济性，要解决规模化应用依然存在较大的瓶颈：一是物理储运的部分材料、管阀件、密封件和传感器还依赖进口；二是化学储氢如固态储氢和有机液体储氢的经济性还有待验证。
大概最能体现氢能储运的基础建设要数氢气管道。从全球范围来看，近年关于管道输氢的规划很多，但各种资料显示，全球纯氢管道已建成的数据依然还是几年前的5050km。而且从各国代表性纯氢管道建设的情况来看，几乎只有日本NEDO在北九州建的那条新日铁的管道是为氢能家用热电联供建设的，其他的氢气管道建设时间都在20世纪30年代-90年代，这些管道显然不是为能源转型建设的。
因为管道建设一次性投入大，投入周期长，储氢量达产时间不确定，所以，作为氢能配套的管道投入需要对氢能前景的信心。
表1国外代表性纯氢管道情况
资料来源：曹权、王洪建、秦业美、王敏《纯氢管道输氢技术发展现状与分析》，《力学与实践
》
2024年2月
表2 国内代表性氢能管道基本情况
资料来源：根据公开资料整理
2022 年 5 月，欧洲氢气主干 (European hydrogen backbone，EHB) 提出，2030 年前，将在欧洲建立5个氢气供应长廊，到2040年，将建立一个长达 53000 km 的纯氢管网，氢气管网共连接28个欧洲国家，其中约60%的管道由现役天然气管道改造而成，其余为新建管道。氢气管网总投资80亿～1430亿欧元，当输氢距离超过1000 km 时，氢气的平均运输成本为0.11～0.21欧元/kg。
2022年12月，西班牙、法国、葡萄牙三国联合发起了H2Med项目计划，旨在 2025 年开始，在 葡萄牙至西班牙修建一条248km的陆上氢气管道，在西班牙至法国修建一条 455km的海底氢气管道。目前，
荷兰要求所有新建管道必须能够兼容氢气储运，2024年12月6日，荷兰内阁确定碳中和主要方向是绿氢，集散重点是管道运输。
到2024年，我国规划中的纯氢管道已经超过5000km，其中乌兰察布到京津冀和从张家口康保至唐山曹妃甸的纯氢管道规划均超过1000km。
无论是欧洲的管道建设还是中国西部地区需要消纳绿氢，目前，氢能管道的设计主要是以绿氢消纳为主。
2025年输氢管道有望率先迎来行业拐点
2024年是氢能储运的蓄势年，一是以乌兰察布－京津冀和保康－曹妃甸为代表的长输管道进入实施阶段；二是以中集安瑞科为代表的30MPa长管拖车已经开始投放市场，
这是一个增加一次性运氢量，降低氢能管理风险的解决方案
；三是以氢枫能源为代表的镁基固态储氢实现了首台出口，这是一个解决氢能储运安全运行的解决方案；四是以海望氢能、氢易科技、氢阳能源为代表的有机液体储氢在相关工程上得到验证，这是解决国际长途运输，降低氢能储运风险的解决方案。
从成本分析来看，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一定的优势。
不过从我国氢能发展的节奏来看，打通国内绿氢消纳产业链更加紧迫，陆地运氢如果能够建立长输管道，未来主要将是管道加高压的模式，而氢能贸易的海上运输建立在氢能规模化生产和液态储氢技术试点成功的基础上，因此，2025年对国内氢能市场来说最大的基础建设是氢能长输管道的投建。
2024年4月，河南省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》，文件提出，到2025年河南开展管道掺氢试点，规划一条纯氢管道。
2024年12月，河北省能源节约和装备处处长苑晨在第二届中国绿色交通能源发展论坛暨2024年交通能源分会会员大会上表示海泰科技康保－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年年内部分线路开工建设。
2025年1月，内蒙古自治区人民政府主席王莉霞在自治区第十四届人民代表大会第三次会议上做政府工作报告，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的前期工作。
2025年1月，北京市也在《关于北京市2024年国民经济和社会发展计划执行情况与2025年国民经济和社会发展计划（草案）的报告》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。
管道输氢近期获得三个重要的支撑，一是氢能从燃料电池汽车需要氢气转变为可再生能源与氢能耦合，需要解决绿氢的消纳问题，目前，工业需求还存在价格落差，交通领域存在消纳规模的落差，天然气掺氢是最具备规模消纳条件的应用端。
资料来源：陈皓等《绿氢制绿色甲醇/氨/掺烧的经济性分析》，石化行业走出去联盟，2024年11月。
二是经氢进万家管道项目成本核算，氢能管道与天然气管道相比成本固然有增加，但并不像市场预期的那么大，只是在材料上和相关密封件有一些增加，总体成本增加不到20%。
三是但是经过大量研究和实践，近期合肥通用机械研究院的陈学东院士指出，“200℃以下、35MPa以下氢环境不易导致金属氢脆，室温基本无影响。”这不仅为高压储氢的安全性提供了理论支撑，也为担心管道输氢防氢脆降低了技术门槛。
第一步，以高压储运构建地方氢能产业的闭环，2025年最重要的是推进30MPa的长管拖车的应用和52MPa长管拖车的研发。一些特殊场景可鞥用到固态输氢或液态储氢方案。
第二步，以管道输运构建的“西氢东送”全国氢能生态，这是一个以消纳绿氢为主要目的的产业生态，建设周期比较长，虽然不一定立竿见影，但实际却是规模化应用可视性最强的储运方式。其中天然气掺氢可能是绿氢消纳比较可行的方案。
管道输氢与现有的高压储运不是替代关系，而是互为条件，管道是动脉，高压输氢是毛细血管。
第三步，是以液态储氢为主的船运构建国际氢能贸易体系，有机液体储氢、液氨、甲醇和液氢的比较目前还没有明确的定论，预期未来一段时间，各种方案将在实践中比较优劣。
目前，我国氢能发展正处于从区域闭环到资源优势互补的发展阶段，长输管道将进入正式投入期。
