氢是一种非常清洁的能源，无色无味无毒，电化学反应后只产生水，完全零排放并且可以循环使用。作为二次能源来源多样、终端零排、用途广泛，被视为21世纪最具发展潜力的清洁能源，目前，氢能正成为全球能源技术革命的重要方向和构成未来能源战略的组成部分，对保障国家能源安全应对全球气候变化具有重大意义。“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，标志着我国氢气长距离输送管道进入新发展阶段。那么，什么是“西氢东送”？为什么要“西氢东送”？
什么是“西氢东送”？
首个“西氢东送”输氢管道示范工程
起于内蒙古自治区乌兰察布市，终点位于北京市的燕山石化，管道规划经过内蒙古、河北、北京等3省区市、9个县区，全长400多公里——这是我国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道。
管道一期运力10万吨/年，预留50万吨/年的远期提升潜力。同时，将在沿线多地预留端口，便于接入潜在氢源。
管道建成后，将用于替代京津冀地区现有的化石能源制氢及交通用氢，助力京津冀氢能走廊的高效构建；大力缓解我国绿氢供需错配的问题，对今后我国跨区域氢气输送管网建设具有战略性的示范引领作用，助力我国能源转型升级。
事实上，全球利用管道输送氢气至今已有80余年历史，早在1938年，德国就建成了世界上第一条氢气长输管道，全长215公里，主要用于化工厂氢资源匹配利用。随着氢气利用量增大和应用场景多样化，目前全球范围内氢气输送管道规模越来越大，总里程已超过4600公里。
为什么要“西氢东送”？
专家解读：为什么要“西氢东送”
我国内蒙古、新疆、甘肃、宁夏、青海等地风光绿电资源富足，这意味着我国西部地区具有大规模绿氢资源潜力。另外，我国东部地区和南部地区经济发达，氢能无论是工业应用还是民用，都具有巨大市场潜力。
“西氢东送”都是能源与市场匹配的最佳路径，可以有效解决能源分布与市场分布之间的错配，助力我国能源产业健康有序发展。
根据氢能的形成过程，一般将氢能分为灰氢、蓝氢与绿氢。
灰氢主要是通过煤炭、天然气等化石燃料转化反应制备的氢气，在生产过程中会有二氧化碳等排放。目前，市面上绝大多数氢气是灰氢，约占当今全球氢气产量的95％。
蓝氢，是指采用了碳捕集措施的化石能源制得的氢气，碳排放强度大幅度降低。
绿氢，则是指利用可再生能源分解水得到的氢气。
目前，我国东部地区也是有氢气资源的，但是这些氢气大都是石化企业的工业副产氢气，且成本比较高。我国西部地区风光资源丰富，可再生能源发电发展迅速，选择在西部发展绿氢产能，具有得天独厚的优势。
目前，在新疆、内蒙古等地，一批光伏风电制绿氢项目正在建设当中。
“西氢东送”有何重大意义？
如何把内蒙古乃至我国西部的绿氢，运送到东部市场需求旺盛的区域，一直是制约绿氢产业发展的瓶颈问题。
目前，长管拖车仍是我国长距离氢气运输的主流方式，但这种方式成本较高、效率较低，也是造成终端用氢成本高的主要原因之一，极大制约了产业链发展。据了解，如果采取汽车运输，那么输氢成本最终可能会占到终端售价的40%至50%。
而输氢管道可以实现大规模、长距离输送氢气，并且兼顾经济性。
另外，由于风力、光伏发电具有间歇性、波动性、随机性等特点，而电网建设和消纳机制存在一定滞后，就产生了“弃风弃光”。氢储能可以弥补其他储能形式的短板，将大量的弃风、弃光转化成氢进行储能。随着“西氢东送”管道的建设投产，周边发电企业可以利用“弃风弃光”发电制氢，通过管道输送出来，构成源网荷储氢的一个重要组成方式。
如何实现“西氢东送”？
加快氢气管道建设同时发展混合氢气运输
我国天然气管道网络发达，截至2021年，全国主干天然气管道总里程达到11.6万公里，已形成“西气东输”“北气南下”供气格局，实现“全国一张网”全面互联互通。
相比之下，我国的氢气管道建设仍处于起步阶段，截至目前，国内总里程仅400公里，在用的管道只有百公里左右，管道建设进度较慢。
因此，一方面要加快氢气管道的建设，一方面利用现有的天然气管道进行混合氢气运输，也是一个不错的选择。天然气掺氢管输已被多个国家列入氢能产业规划，据有关统计，目前全球已开展近40个掺氢天然气管道输送系统应用示范项目。
4月16日，中国石油宣布，用现有天然气管道长距离输送氢气的技术获得了突破。
我国长距离输氢技术获突破
在宁夏银川宁东天然气掺氢管道示范平台，氢气被以一定体积比例，掺入天然气之中，利用现有的天然气管道进行输送。
一条管道，同时运送天然气和氢气，一举两得，这为我国今后实现大规模、低成本的远距离氢能运输提供了技术支撑。
天然气掺氢有何效益？
可以改变天然气的燃烧特性，增加燃烧值。
可以利用天然气管道等基础设施，对现阶段氢气运输、氢能的广泛及规模运用开拓更多的可能性。
可以大大降低二氧化碳的排放。比如根据印度德里等一些城市的实验，在公共汽车中，用富氢压缩天然气作为燃料，在天然气中掺入18%左右的氢气，可以减少高达70%的一氧化碳排放，同时节省5%的燃料。
目前这条天然气管道中的氢气比例已逐步达到24%，也就是说每输送100立方米掺氢天然气，其中就包括了24立方米的氢气。
经过了130多天的测试运行，这条397公里长的天然气管线，整体运行安全稳定。
据了解，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。
“西氢东送”产业潜力如何？
氢能是公认的重工业、重型交通运输等难脱碳领域实现碳减排的重要解决方案，而且氢具有相对易储存的特性，可以很好适应未来高比例可再生能源情景下电力系统调峰需求。在我国构建新型能源体系的进程中，氢能将发挥重要作用。近几年，我国着力布局氢能产业，氢能产业发展潜力正逐渐释放。
氢能产业加速布局 发展潜力正逐渐释放
自2019年，我国氢产业驶入了发展快车道。2022年3月23日，国家发改委、国家能源局印发了《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，提出要建立“1+N”政策体系，明确氢能战略定位，部署产业发展重点任务。
截至2022年底，我国各地方政府发布氢能政策超300项，政策类型多方面，支持方向以氢能交通应用向跨行业耦合应用场景拓展。与此同时，企业也积极行动起来。当前，中央企业正在加快布局氢产业链，覆盖了煤炭、电力、核能等各个重要的能源领域。
《中国油气产业分析与展望蓝皮书》显示，2022年，全球部署的加氢站数量达到814座，中国共建成投运加氢站274座，同比增加25.7%，位居世界第一，占全球的33.7%。
“飞入”寻常百姓家？
氢能要推广发展，需要解决制氢、储运、用氢各个环节的难题。其中，经济性是最关键的指标之一。所以近几年，整个氢产业链围绕降低成本，从氢的制备开始，不断探索着最佳路线。
中国石化锚定打造“中国第一氢能公司”目标，积极布局氢产业链发展，大力推动绿氢技术攻关。
制氢环节，中国石化实现了质子交换膜（PEM）电解水制氢技术的突破，首套自主研发兆瓦级PEM电解水制氢装置在燕山石化投产。同时，中国石化利用绿氢示范项目拉动技术规模化应用，从而降低成本。今年2月，全球最大绿氢耦合煤化工项目——内蒙古鄂尔多斯市风光融合绿氢示范项目正式启动。此外，中国石化新疆库车2万吨/年绿氢示范工程氢工厂主体也已建成。
内蒙古鄂尔多斯市风光融合绿氢示范项目启动现场
储运环节，中国石化探索了成本更低的甲醇站内加氢制氢项目，综合成本降低20%以上，国内首个项目已在大连建成投运。
我国首个甲醇制氢加氢一体站
用氢环节，中国石化已在燕山石化、天津石化、齐鲁石化、青岛炼化、高桥石化、上海石化、广州石化、海南炼化及茂名石化等企业，建成9座氢燃料电池供氢中心，满足了当地持续用氢的需求。
中国石化还规划在乌兰察布市建设大规模绿电制绿氢项目，通过建立风光发电——绿电制氢——氢气管输——炼化与交通用氢的一体化氢产业发展模式，实现氢能产业制、储、输、用全产业链示范布局。
未来，随着氢能产业的快速发展，氢的规模化储运需求将大幅提升，管道和管网将成为一定区域内氢气经济高效输送的重要方式。因此，立足氢能产业发展要求，全面统筹并科学推进输氢管道及输氢微管网建设，对我国氢产业链全面协调发展具有重要作用。
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