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。

　　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。

　　灰氢主要是通过煤炭、天然气等化石燃料燃烧产生的氢气，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％。

　　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。

　　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%。

　　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。

　　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。

　　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。

　　▲ 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。

　　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。

　　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。

　　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%。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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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