绿氢替代的关键掣肘是输送问题。中国石化近日透露，全长400多公里的“西氢东送”输氢管道示范工程已纳入《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。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，大力缓解我国绿氢供需错配矛盾，为破解大规模绿氢运输难题探路。

       氢能是世界公认的清洁能源，也是各国能源转型的重点方向之一。目前我国使用的氢气大多是石化企业的工业副产氢，从生产源头看并不“清洁”，氢能转型的目标是采用可再生能源发电，再电解水制取绿氢进行替代。我国东部地区氢气需求量大，但制绿氢成本高；西部地区拥有丰富的风、光资源，在低成本、大规模制取绿氢方面有得天独厚的优势。据预测，在2060年前实现碳中和目标下，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，而西部地区可开发的绿氢资源超过3亿吨，完全能够满足我国可持续发展的能源需求。

       “西氢东送”是绿氢替代的较好方案，但要把绿氢安全、高效、低成本输送到东部市场是个难题。制取、储运和应用是氢能产业的三大环节，氢的存储运输是连接氢气生产端与需求端的关键。由于氢气在常温常压状态下单位体积能量密度低，且易燃易爆，受此影响氢气的安全高效输送和储存难度较大，导致储输环节成本占比在现有氢能产业链中接近一半。若不能有效降低运输成本，再便宜的氢源到了东部市场也丧失了竞争力。因此，提升氢储运技术水平是绿氢大规模商业化发展的前提。

       基础设施建设是向新型能源系统转换的关键。针对我国能源禀赋，大规模集中制氢和氢能长距离运输成为一大趋势。目前长管拖车仍是我国长距离氢气运输的主要方式，但这种方式成本高、效率低，无法实现规模化运输，极大制约了产业发展。管道输送储运能效高、输送能力强、维护成本较低，是一种经济可行的运输方式。正如石油、天然气凭借成熟的管网系统实现了对煤炭的快速替代，管道输氢也有助于扩大绿氢消费半径和销量。欧美是世界上最早发展氢气管网的地区，已有70年历史，目前全球范围内氢气输送管道总里程已达5000公里左右，我国输氢管道建设尚处于起步阶段，发展潜力巨大。

       短期看，通过改造利用现有天然气管网是更佳选择。由于管道铺设难度大，一次性投资成本高，只有当氢气下游需求足够支撑大规模的氢能输送时，管道输氢才具备明显成本优势，在当前加氢站尚未普及、站点较为分散的情况下，管道运氢的成本优势并不明显。研究结果表明，在含量较低时氢气可以在不做重大技术调整的情况下掺混天然气。通过天然气管网掺氢输送，无需投资建设新的基础设施，可直接利用现有天然气管网输送氢气，实现低成本、规模化、连续性氢能供应。为充分利用现有天然气管道，还需要解决管材、调压站、流量计、探测器等配套装备的掺氢适应性，并提升管网安全运行保障标准和技术。

       输氢管道投资拉动效益显著。随着氢气需求量和输送量的增加，制氢端对电解槽的需求也有望增加。在管道的建设过程中，还需要配套相应的增压站、集输站点，相应的氢气压缩设备、储氢罐需求也将迎来增长。氢能成本的降低也有助于促进加氢站建设，改善其盈利水平。据预测，氢能储运设备市场规模将达千亿元级别。

       采取管道输氢的同时，也要积极革新公路运输技术。在输氢管道无法覆盖的市场末端，仍然需要公路运输作为补充。日前，由上海交通大学等联合研发的吨级镁基固态储氢车正式亮相。该车将氢气存储在镁合金材料中，从运输气体变成运输固体，可实现氢气的长距离、常温常压安全储运，并具备大容量、高密度、可长期循环储放氢的能力，运氢成本仅为长管拖车的三分之一。未来，要继续加大科技创新力度，研发新材料、新装备，推动更安全高效的新型储运方式迈向商业化。

       氢能运输网络的建设是一项系统性工程，应根据市场发展初期、中期和远期不同阶段的需求特点，合理匹配低压高压、气态液态固态等各类储运方式，逐步提高氢气储存和运输能力，着力破解绿氢“行路难”，为构建新型能源体系提供有力支撑。