氢能作为应用广泛的二次能源，将在全球能源转型中扮演重要角色。在氢能产业的发展中，管道输氢是解决氢储运的重要举措。截至2022年末，全球氢气输送管道总里程已超过5000公里。国内方面，以中石油、中石化为代表的企业纷纷布局输氢管道，计划建设输氢管道总里程近1000公里。

中石油等三方携手，拟建国内最长输氢管道

2022年12月23日，内蒙古科学技术研究院与中国石油天然气管道工程有限公司、中太（苏州）氢能源科技有限公司签署战略合作协议，三方将合作共建乌海至呼和浩特输氢管道暨“内蒙古氢能走廊”项目。

据悉，该项目拟建设我国压力最高、长度最长的氢气干线管道。管道以乌海蓝氢基地为起点，途经黄河几字弯大型清洁能源基地，建成后将是联通蒙东、蒙西的重要氢能储运基础设施、建设内蒙古氢能经济走廊的核心储运设施，能够有效支撑“氢-电”耦合发展，降低风电、光伏项目的投资强度，有效促进可再生能源开发。

2023年2月15日，由乌海中太氢能科技有限公司新建的氢能制储运销一体化工程一期项目正式在当地发改委备案。该项目建设地点位于内蒙古自治区乌海市海勃湾区千里山工业园区北区，计划在2023年4月开工，2023年12月底建成投产。

输氢管道的待解难题有哪些？

氢气长距离管道运输并非新鲜事物，规模化建设输氢管道已有80余年历史。美国和欧洲是世界上最早发展氢气管网的地方，全球范围内氢气输送管道总里程已超过5000km，形成了相关氢气管道标准，并且基本由法液空、空气产品、普莱克斯和林德等公司建设。事实上，目前绝大多数由氢气生产商运营工作主要是将氢气作为工业原料输送至工厂。

我国氢气管道总里程大约 为400 km，但在《氢能产业中长期发展》新闻发布会上，输氢管道情况被官方吐槽——“在用的100公里”左右。

目前管道输氢目前的面临的困难包括：

（1）建设成本问题。有数据显示，美国天然气管道造价为12.5万-50万美元/公里，但氢气管道的造价约为30万-100万美元/公里，数倍于天然气管道造价。因此，为降低管建设成本，天然气管道掺氢被频繁提及，但目前认为掺氢体积上限仅为20%，难以实现零碳目标。

（2）管道氢损伤问题。管道材料氢脆失效、氢气渗漏、氢致开裂/鼓包是纯氢管道、天然气管道输氢改造需要关注的主要问题。不同强度钢材的氢脆敏感性不同，需要根据管道材质和压力高低确定相应的掺氢比例，同时也要对设备设施进行改造，提高气密性和抗氢脆能力。

（3）管理问题。目前输氢管道缺乏管理标准。有企业向氢云链范围，目前向政府申请建设输氢管道，往往需要按照化工管标准而非民用管，甚至难以审批。

除了上述问题外，对于管道输氢成本目前也还存在一定争议。

总体而言，目前普遍认为管道输氢是成本最低的方式。但与天然气管道相比，目前的氢气管道压力低、管径小、输送规模小。有报告认为，从单位能源输送效率分析，小型氢能管道的单位能量的输送费用（GJ·100 km）是天然气主干网的40倍，是特高压电网的25倍。

有企业认为，为了提高输氢压力而建设的加压站将导致管道输氢成本远高于规模化液氢运输。

柔性输氢管道能否解决难题？

荷兰企业SoluForce 开发了一种用于氢气应用的可缠绕增强热塑性工业管道系统 (RTP，也称为 FCP)。经认证，SoluForce FCP 可用于高达42 bar工作压力的氢气应用，这在氢运输领域独一无二。与钢铁材质管道相比，这种即用型柔性管道解决方案有望极大地促进绿氢的规模化应用。

SoluForce的柔性输氢管道方案解决了传统钢铁管道最关键的安装成本高问题和氢损伤问题。

SoluForce 于 2000 年首次在中东布置了SoluForce 柔性复合管道解决方案，这些管道至今仍在使用。

截止目前，SoluForce已在全球范围内安装了超过 3500 公里柔性管道，在各种应用中进行了广泛的现场验证，包括石油和天然气公用管道、配水/注入管道、石油和天然气输送流线、石油和天然气收集线。

SoluForce Hydrogen 解决方案的首次应用在格罗宁根海港。SoluForce布置了4公里长、压力为42bar的柔性输氢管道，将北海地区风电生产的绿色氢气输送到Eemshaven 的化学和工业企业。

氢能储运需求规模达千亿

随着双碳目标的不断推进，从前在国内一直“不温不火”的氢能从去年开始活跃起来，并正在成为新能源产业新的风口。

2022年3月，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展长期规划（2021-2035年）》，标志着氢能产业“顶层设计方案”的正式出台，明确将氢能列为未来国家能源体系的重要组成部分。随后，北京、上海、山东、湖北、深圳、河南等超30个省市陆续出台氢能产业相关规划和政策。市场层面，氢能产业同样火热，据统计，氢能行业上半年共发生融资事件21笔，融资金额15.9亿元，同比增长137%，氢能产业链目前已初现雏形。

聚焦到氢能本身，其产业链整体分为上游制取，中游储运，下游应用三大环节，其中氢气储运处在产业链中游，是氢能产业基础设施的重要组成，起着承上启下的作用，其成本约占总成本的30%。此外，由于氢能属于二次能源，且氢气具有密度低、易爆炸等特性，因此，成本控制、储氢密度、安全性能是氢能储运行业关注和发展的重点。

反映到市场需求层面来看，中国氢能联盟预测，到2040年，我国氢气的年需求量将增至5700 万吨左右，对应储运设备市场规模将达5200亿元。

储氢方式主要有高压气态储氢、低温液态储氢、有机液态储氢和固态储氢4种。其中高压气态储氢具有简单易行、技术应用成熟、成本低的优势，但储氢密和度较低，是国内目前应用最为普遍的技术路线，相关设备以车载储氢瓶为主，对应运输模式有长管拖车和管道运输两种。

低温液态储氢密度高，技术难度大，成本高昂，运输设备以低温绝热液氢罐/瓶和液氢运输槽罐车为主。国内目前主要将其用于航空领域，民用液氢项目近年来正加速推进。固态储氢和有机液态储氢是较为前沿的技术，国内与德国、日本等先进水平存在较大差距，大多还处在实验室阶段，距离商业化较远，是未来储运技术的重点攻关方向。

中国氢能联盟发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》指出，我国氢能储运将按照“低压到高压”“气态到多相态”的方向发展，由此逐步提高氢气储存和运输的能力：氢能市场发展前期将以更有性价比的高压氢气储运方式为主，到中期（2030年）氢气需求半径将逐步提升，将以气态和低温液态为主，远期（2050年）高密度、高安全储氢将成为现实，完备的氢能管网也将建成，同时出台固态、有机液态等储运标准及管道输配标准作为配套。

文章来源： 燃料电池与氢能观察，36氪，氢云链