日前，深能内蒙古鄂尔多斯市鄂托克前旗上海庙经济开发区光伏制氢项目配套输氢管道工程获批，鄂托克前旗能源局就该项目发布《项目备案告知书》。 该项目总投资 300 万元 , 预计 2024 年 6 月完工，计划新建一条 DN150mm 输氢管线，供气流量约 5000 标方每小时，管线长度约 2km 。 国内企业一直在探索管道输氢领域。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。我国目前还是以工业产氢为主，煤炭资源多分布于北方，风光资源丰富的地区也是以西北为主，而用氢下游企业多在东部地区，若储运氢解决不掉，氢气消纳也是一大难题。 氢能管道运输目前有三个方面的难题： 一是抗氢脆，如何设计制造低成本、高强度的抗氢脆材料，让氢能管道具备高性能； 二是关键设备还未实现大规模国产化，像大流量的压缩机，氢气计量的设备阀门、仪表等，还是需要从国外购买，成本高昂； 三是缺少国家标准，像氢能管道的设计、建造、运行、维护都没有切实可行的具体标准 储运环节是当前我国氢能发展的瓶颈之一，拥有安全高效的输氢技术是氢能大规模商业化发展的前提。在所有的氢能输运方案中，管道运输是最经济方式。随着氢能的发展与相关技术的成熟和完善，大规模集中制氢和氢长距离运输是未来趋势，管道运输这种经济的方式具有广阔的未来。

随着我国大幅提升绿电占比以实现能源低碳转型发展，电力系统对灵活性的要求使得 大规模 与 长时间 储能的需求增加，所以 安全、可持续 和 负担得起 的能源就成为了未来储能的关键因素。 自2021年《 氢能产业发展中长期规划（2021-2035年） 》发布以来，我国明确了可再生能源制氢为主要发展方向，同时也表示氢储能产业东风已至。 2023年10月25日，国家发改委、国家能源局发布《 关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见 》。在源网荷储一体化已经成为新型电力系统一大特色之时，氢储能已经成为支撑电力系统稳定性的一个支点。 一、什么是氢储能技术 氢储能技术 ，就是将富余的电力用于制造可长期储存的氢气，然后在常规燃气发电厂中燃烧气体发电，或用燃料电池进行发电用于交通、热电联供等场景。 换句话说，就是利用富余的、非高峰的或低质量的电力来大规模制氢，将电能转化为氢能储存起来，然后再在电力输出不足时利用氢气通过燃料电池或其它方式转换为电能输送上网，发挥电力调节的作用。 目前氢储能一般可分为三个方向，即电-氢、电-氢-电、电-氢-其他能源 ，也就是说，电解制氢是氢储能产业链的源头。 相较于其他常规的储能方式，氢储能的 存储规模更大 ，最高可达百万千瓦级； 存储时间也更长 ，可根据太阳能、风能、水资源等产出差异实现季节性存储，满足长周期、大容量储能要求。 二、氢在长时储能技术中发挥的优势 储能技术分为 热储能、电储能和氢储能 。其中，抽水蓄能和电化学储能是目前最常用的两种方法，但两者目前仍存在诸多问题。 电化学储能 存在安全性较差、资源紧缺、实际有效的储能效率较低、配储时长短等问题； 抽水蓄能 存在水资源地理分配不均、投资回收期长等缺点。对比来看， 氢储能最大的优势在于可以实现长时储能 。 不仅如此，氢储能作为一种清洁、高效、可持续的无碳能源存储技术，还具有其他储能技术无法比拟的优势： 1. 实现长时储能： 在新能源消纳方面，氢储能在放电时间 (小时至季度) 和容量规模(百吉瓦级别)上的优势比其他储能明显。采用化学链储氢，氢能以化学链的形式储存，转化效率可达到约 70%，储能时长可以年计，采用固态储氢、有机液态储氢等方式，储能时长可按月计。 2.  突破地理限制，实现生态保护: 相较于抽水蓄能和压缩空气储能等大规模储能技术，氢储能不需要特定的地理条件且不会破环生态环境。 3.  规模储能经济性强: 随着储能时间的增加，储能系统的边际价值下降，可负担的总成本也将下降，规模化储氢比储电的成本要低一个数量级。 4.  储运方式灵活: 氢储能可采用长管拖车、管道输氢、天然气掺氢、特高压输电-受端制氢和液氨等方式,不受输配电网络的限制，从而实现大规模、跨区域调峰。 5.  液态氢能量密度大: 液态氢能量密度为143MJ/kg，可折算为40kwh/kg，约为汽油、柴油、天然气的 2.7 倍、电化学储能(根据种类不同，在 100~240Wh/kg) 的百倍，氢储能是少有的能够储存百 GWh 以上的方式。 简而言之，氢储能可以做到跨区域、长时间储能，实现季节性失衡下所需的电力容量或时间跨度，成为解决弃风、弃光、弃水问题的重要途径，保障未来高比例可再生能源体系的安全稳定运行，在长时储能方面能够发挥的优势不容小觑。 三、氢储能现状 近年来，我国高度重视氢能源产业发展，自2021年《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》发布以来，我国在氢储能环节进行了重点布局，并取得了一定成效。 现有主要氢储能示范工程如下： 目前看来，氢能源产业正走在发展的最前沿。放眼长远，未来的氢储能，是最适合大规模、长时间的绿电存储方案，可以弥补其他储能形式的缺陷，将大量的弃风、弃光和弃电等进行储能，有希望成为继抽水蓄能、锂电池储能后的又一大储能方式。

宝武镁业表示，镁基固态储氢具备储氢密度高、安全性强、成本低、可长周期存储等特点，是推动氢能技术规模化应用的创新性氢气储运方式。氢能逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一，亦是推进我国能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，实现“碳达峰、碳中和”目标的重要途径。 随着氢能应用的发展，镁基储氢也会有很大的发展空间。公司跟宝钢氢冶炼的合作正在共同商讨细化方案。

近年来，在地方鼓励和补贴政策带动下，我国氢燃料电池汽车规模不断扩大，保有量已超过 1.2 万辆，但受氢价高、整车成本贵等影响，加氢站普遍存在在营率偏低情况，导致加氢站“吃不饱”、加氢负荷率逐步降低，甚至被迫停运。 根据中国汽车工程学会 2020 年发布的《节能与新能源汽车技术路线图 2.0 》， 2030 年到 2035 年，我国加氢站将超过 5000 座。截至 2023 年底，我国已建成加氢站 397 座，居世界第一。未来，在加氢站相关政策驱动下，多地将加速布局建设加氢站。面对如此庞大的预期需求，加氢站该如何破解运行难题？ 在营率、加氢负荷率不足一半 以广东为例，其加氢站和燃料电池汽车的运营率均不足一半，车 - 站协同问题亟待解决。统计数据显示，广东省上牌投放的燃料电池汽车超过 3000 辆，在营车辆低于 40% ，已建成加氢站 50 余座，在营站点也低于 40% ，平均单站加氢负荷率低于 40% 。 多地普遍存在上述问题，在氢能产业先发地尤为突出。氢气过去主要作为化工原料，化工项目一般就近配套制氢装置，就地生产就地利用，行业对氢气储运并不关注。较早开展氢能产业实践的地方，大多是产业基础和产业结构较好的地方，但这些地方往往城镇化率较高、基础设施建设较完善、化工园区较少、氢气资源较为匮乏，随着产业发展到一定阶段，示范推广规模逐步增大，氢能供应难题逐步显现，车 - 站 - 气协同问题日益突出。 氢气“加一枪就亏一枪” 氢气价格高是造成加氢站在营率、加氢负荷率较低的主要原因之一。 氢价高将导致车辆运营成本高居不下，相比于同类型的纯电动或燃油车缺乏经济优势，氢能车辆经营主体压力大，只能通过降低车辆运营率或停运减少亏损。 理想情况下，廉价的绿电可以制出便宜的氢源，但未来短时间内，工业副产氢和天然气重整制氢仍将是加氢站的主流氢源。国家规定的 35 块钱 / 公斤枪口端氢气价格，对于目前国内情况来说还需要考虑因地制宜，有合适便宜氢源供给，配合产业园区氢能车使用，可以达到一个区域性盈利，据了解某项目盈亏线可以到 33 块钱 / 公斤，若附近无合适氢源，高昂的运费，以及低使用率，使得多数加氢站加一枪亏一枪。 需建立长效运营机制 未来随着燃料电池汽车产业规模持续扩大，氢能供应网络体系的完善应受到行业和各级政府部门的重视。王子缘认为，在政府层面，要因地制宜，结合各自区域的应用场景特点，合理规划加氢基础设施网点，支持利用现有土地建设油气氢电等综合能源补给站点。同时，结合交通运输线路，探索有条件的地区与地区之间建设氢走廊，推进基础设施互联互通，为跨区域车辆应用场景打造保驾护航，并支持有条件的区域开展多元化氢能储运关键技术试点示范，以示范促进技术不断进步，推动规模化应用。 燃料电池汽车发展至今，不应再仅仅停留于科研示范，而要建立真正的商业化运营模式，从顶层设计考虑，建立一个燃料电池汽车长效运营机制，同时调整氢气的价格补贴标准或补贴年限，让加氢站看到产业发展前景，提高运营信心。