管道输氢，为什么说是氢能规模化推广的“咽喉”？

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文 | 能链研究院

对于新兴产业，核心技术自主可控是高质量发展的基石。

我国氢能产业正处于起步阶段，储运环节是当前制约我国氢能发展的瓶颈之一。

因为氢气具有低密度、易燃易爆等特点，氢能的安全高效输送和储存难度较大，也导致了氢气储运环节的成本较高。

储运上承制氢环节，下接氢能源车等应用环节，安全高效的输氢技术是氢能大规模商业化发展的前提。

机构普遍预期，仅氢气储运环节就有潜力构成一个千亿规模市场，在未来终端氢气售价中的30%将用于储运成本。

在所有的氢能输运方案中，管道运输是最经济方式，利用现有天然气管线掺氢和新建纯氢管道输氢对于氢储运的发展具有重要意义。

4月10日，“西氢东送”输氢管道示范工程被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，标志着中国氢气长距离输送管道项目正式启动。

“西氢东送”管道规划经过内蒙古、河北、北京等三省（市）九个县区，管道全长400多公里，一期运力10万吨/年，预留50万吨/年的远期提升潜力，是中国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道,可缓解中国绿氢供需错配的问题。

4月16日，宁夏宁德的天然气管道（长397公里）长距离输氢技术获突破，氢气比例逐步达到24%，整体运行平稳。

当下，市场对氢能的需求日益旺盛，掺氢技术以及长距离输氢技术的突破，意味着我国输氢管道有望开启市场化推广。

管道是氢气长距离运输的最佳路径

储运的技术路径，通常分为气态储运、液态储运以及固态储运三种方式。

不过，相较于石油、天然气等传统化石燃料，氢气在储运环节具有天然的劣势，发展进度缓慢。

学习过中学化学的读者都清楚，氢是周期表中排名第一的元素，氢气的质量小，密度低，它的性质非常活跃，既容易泄漏，也容易爆炸。

对于这样一种气体，储运显然非常麻烦，即使没有危险发生，也会造成相当程度的成本不经济。

我们可以通过一个例子简单理解——运输一车氢气，瓶子重量在95%以上，需求的氢气只有5%，而且不能长距离运输，所以这是一笔不划算的生意。

氢气气态的经济运输半径局限在200公里以内，50公里以内每公斤氢运输成本超过4元，100公里运输成本为超过8元，距离500km时运输成本达到20.18元/kg。

并且，运输压缩氢气的鱼雷车每车仅可运300kg。

毫无疑问，成本和载荷的问题无疑制约了氢气的长距离运输，阻碍了氢能产业的发展。

从技术路径来看，中长距离大规模运输，主要考虑管道和液氢运输方式。液态储运的储氢密度较大，但设备投资与能耗成本较高，管道运输无疑是最佳的解决方案。

机构分析，当输送距离为100公里时，运氢成本为1.43元/千克，同等运输距离下管道输氢成本低于高压长管拖车及低温液态输氢。

截止到2022年底我国油气管道的总里程达到18.5万公里。以目前我国天然气消费量计算，当掺氢比达到20%时，可运输1000多万吨氢气，约合5600多亿度绿电，氢气成本也会大幅度下降。

管道运输依靠天然气掺氢过渡

虽然，管道运输具有输氢量大、能耗小和成本低等优势，但前期管道建设一次性投资成本较大。

长距离运输的氢气管道的造价约为63万美元/km，而天然气管道的造价约为25万美元/km，氢气管道的造价约为天然气管道的2.5倍。

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。

另一方面，受气体性质差异、掺氢比、管道材质和外部环境等影响，氢气进入管道后容易产生氢脆、渗透和泄漏等风险。

研究表明，氢气压力、纯净度、环境温度、管道强度水平、变形速率、微观组织等因素均会影响管道的损伤程度。

因此，从成本和技术的角度来看，现阶段，大量建设专用氢能运输管道还不是时机，管道输氢主要采用天然气掺氢的方式。

天然气掺氢就是将一定比例的氢气注入到天然气中，形成的一种混合气体（HCNG），通过天然气管道将掺氢的天然气输送至终端用户，随后直接利用、或者将氢气提纯后分别单独使用。

目前，国际上尚未出台掺氢天然气管道输送系统专用的标准规范，各国天然气气体质量规范中可允许的最大掺氢比例也各不相同。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。

研究表明，理论上，含20%体积比氢气的天然气-氢气混合燃料可以直接使用目前的天然气输运管道，无需任何改造。

在天然气中掺混20%的氢气，发动机热效率可提高15%，经济性提高8%，污染物排放降低60%～80%。

 输氢管道具备大规模输送氢气的潜力，有着成本和效率的明显优势。在碳中和的背景下，各国政府将天然气掺氢项目作为氢能应用场景探索大力推广，天然气掺氢的“潮流”已经席卷全球。

全球掀起管道运输规划浪潮

据统计，全球范围内氢气输送管道已经超过5000km，这些管道主要是由氢气的生产商来运行。美国输氢管道总里程已超过2700km，排名第一，欧洲氢气输送管道长度也达到1770km。

管道输氢技术走在最前端的是美国，最高运行压力到10.3兆帕，主要是位于墨西哥湾沿岸，有1000公里左右的管线。

展望未来，全球输氢管道已然开始加速。

欧洲于2020年7月提出欧洲氢能主干管网规划，目前已经扩展到28个国家地区的31家天然气基础设施公司。

预计到2030年建成5个泛欧氢气供应和进口的氢走廊及近28,000公里的输氢管道，到2040年建立一个约53.000公里的氢气输送管道网络。未来仍将进一步增长。估计总投资达800-1430亿欧元。

陆上管道运输来看，每公斤氢气每运输1,000公里的平均运输成本为0.11-0,21欧元，如果仅通过海底管道运输氢气，则每公斤氢气每运输1,000公里的平均运输成本为0.17-0.32欧元。

我国目前的管道长度仍然落后发达国家，建设进度较慢，目前国内总里程仅400公里，在用的管道只有百公里左右。

2022年，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，文件提出要开展掺氢天然气管道、纯氢管道等试点示范。

在政策支持下，氢能管道迎来发展“风口”。近两年，我国关于输氢管道建设动作不断，国内输氢管道建设加速。

机构预测，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。

 与此同时，氢能管道运输未来同样面临着诸多技术难关。

 比如，低成本、高强度的抗氢脆材料，高性能的氢能管道的设计制造技术。核心设备国产化，如大流量的压缩机，氢气计量的设备阀门、仪表等。还有就是出台相应氢能管道的标准体系建立，如设计、建造、运行、维护等各个方面。

 在政策背书及市场拉动下，我国管道输氢技术快速发展。

 当前的天然气掺氢比例一般在2%~20%，20%是实验室的理论值。而我国宁夏宁德的天然气管道（长397公里）氢气比例逐步达到24%，整体运行平稳。

 随着氢能产业的发展，核心关键设备国产化进展迅速，国产品牌技术迭代及产品性价比快速提升。

 此外，我国管道输氢相关标准有了一定的突破：

 2021年7月，由西南市政总院负责主编的《城镇民用氢气输配系统工程技术规程》编制工作正式启动。

 与此同时，中国标准化协会批复了《氢气输送工业管道技术规程》的编制工作，发布了《关于公开征求中国标准化协会标准〈天然气掺氢混气站技术规程〉意见的通知》。

 随着技术突破、核心设备国产化替代，国内管道输氢标准体系的建立，我国管道输氢产业有望迎来高速发展。

 到2030年，氢能产业将成为我国新的经济增长点和新能源战略的重要组成部分，输氢管道建设里程达到3000km。

输氢管道将帮助我国在可再生能源制氢、氢储能、氢化工、氢交通、氢冶金等领域的发展步入正轨，将促进氢能产业进一步落地，进行市场化推广，助力双碳目标的实现。

参考资料：

•  [1] 国金证券，《氢储运短中长期发展推演，气、液、管道逐步过渡》
• [2] PROCESS流程工业，《不同氢气运输方式的成本测算，哪种运氢方式是未来发展方向？》
• [3] DT新能源，《2022年我国管道输氢发展如何？》

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