欧盟2500公里氢能输送怎么选？权威研究给出最优解【附完整研究报告】
最优可持续方案：设定的欧洲参考场景中，船舶运输液氢（液氢海运）与管道输送压缩氢气（压缩氢管输）被认定为经济与环境效益俱佳的长距离氢能输送路径。
化学载体存在短板：氨、甲醇、液态有机氢载体等化学类氢能载体，普遍存在成本偏高、环境影响较大的问题。这主要是因为这类载体在氢气的“装载-卸载”转化环节，需要消耗大量额外能源与材料，进而要求配套建设更多的可再生电力基础设施（如新增太阳能电池板）。
运输距离影响竞争力：当运输距离延长至10000公里时，液氢仍能保持竞争优势；而压缩氢气的竞争力则会下降，原因是长距离运输会导致燃料需求与船舶配备成本增加。
来源: 碳迹追踪者
北欧的寒风中，一条银色管道正从挪威的氢能基地向德国延伸——这是欧洲"氢能骨干网络"（Hydrogen Backbone）的首段工程。2025年，这条全长300公里的管道将把北海风电制得的绿氢输送至德国工业重镇鲁尔区，每年运送量相当于100万辆氢燃料电池卡车的用量。
与此同时，中国西部的戈壁滩上，另一场"氢能革命"也在悄然推进：从新疆哈密的绿氢基地到东部沿海的化工园区，一条横跨2000公里的"西氢东送"管道已完成可行性研究，未来将把沙漠里的"风光氢"直送长三角、珠三角。
当欧洲用"抢建潮"抢占氢能时代的话语权，中国的西氢东送能否在这场能源竞赛中实现"换道超车"？这场跨越欧亚大陆的氢能博弈，藏着全球能源转型的关键密码。
一、欧洲氢能管道：用"钢铁血脉"绑定绿氢未来
欧洲的氢能管道抢建潮，本质上是一场"未雨绸缪"的能源安全布局。
受俄乌冲突引发的天然气危机影响，欧盟2023年提出"REPowerEU"计划，明确2030年绿氢产量要达1000万吨，进口绿氢400万吨。但要实现这个目标，必须解决"绿氢从哪来、怎么运"的核心问题——风电、光伏制得的绿氢大多集中在北海、伊比利亚半岛等偏远地区，而工业需求集中在德国、法国等制造业集群，管道运输成为最经济的选择（相比液氢运输成本低60%）。
目前，欧洲已规划2.3万公里的氢能管道网络，覆盖27个国家。除了挪威-德国的首段工程，法国、西班牙合建的"南欧氢能走廊"（连接安达卢西亚光伏基地与巴黎工业区）也已开工；荷兰鹿特丹港更野心勃勃，计划建设欧洲最大的氢能枢纽，通过管道将绿氢输往比利时、德国的炼油厂和钢铁厂。
这些管道并非"纸上谈兵"，而是带着明确的"排他性"——欧盟规定，2030年后新建工业设施必须配套氢能接口，现有设施需逐步改造；同时，管道运营商需承诺20年内输送30%以上的绿氢，否则将面临高额罚款。这种"政策强绑定"，让欧洲的氢能管道从一开始就绑定了工业脱碳的刚需。
但硬币的另一面是现实的阻碍：欧洲绿氢产量2024年仅200万吨，远低于目标；管道建设成本高昂（每公里投资超200万欧元），跨国协调涉及10余国利益，推进缓慢；更关键的是，欧洲管道以"纯氢输送"为主，而纯氢对管道材质要求极高（需用不锈钢或镀镍钢），现有天然气管道改造难度极大——这恰恰为中国提供了"差异化竞争"的机会。
二、中国西氢东送：用"混合赛道"打开降本空间
中国的氢能管道建设，从一开始就选择了"兼容并蓄"的技术路线。
西氢东送是国家能源局"十四五"现代能源体系规划的重点工程，主线从新疆哈密（风光资源富集区）出发，途经甘肃、宁夏、陕西，最终抵达江苏连云港（化工产业聚集区），全长约2100公里。与欧洲"纯氢管道"不同，中国管道采用"掺氢输送"技术——将绿氢按5%-20%的比例混入天然气管道，利用现有管网设施降低建设成本（每公里投资仅需50万-80万元）。
这种"混合赛道"的优势，体现在三个层面的"无缝衔接"：一是基础设施的复用。中国天然气管网总里程超12万公里，是全球最大的燃气网络，利用现有管道相当于"变废为宝"，避免了重复建设的巨大浪费；二是技术的成熟度。中国石油在宁夏的试点项目中，氢气掺混比例达20%，连续运行1年未出现管道腐蚀；中国石化在新疆的"绿氢+天然气"混输项目，更实现了30%的掺氢比例，技术指标达到国际领先；三是产业链的协同。管道起点的新疆哈密，已建成全球最大的风光制氢基地（年产能10万吨），配套的光伏电站（200万千瓦）和风电场（150万千瓦）能满足制氢用电需求的70%；中间的甘肃玉门，布局了氢液化工厂（年处理能力5万吨）和氢燃料电池装备制造基地；终点江苏连云港，则聚集了恒力石化、盛虹集团等大型化工企业（年用氢量超50万吨）。这条管道不仅是"氢能高速路"，更串起了"风光制氢-装备制造-化工应用"的全产业链。
当然，挑战依然存在。掺氢比例每提升1%，对管道材质、压缩机、计量设备的要求就提高一分；现有天然气管网的氢脆风险（氢原子渗入金属内部导致脆化）尚未完全掌握；更重要的是，工业用户对"掺氢天然气"的接受度仍需培育——比如，钢铁厂担心氢气会影响钢材质量，电厂需要改造燃烧设备。但这些挑战，正随着技术迭代和试点推进逐步化解。
三、后来居上的关键：技术、成本与市场的"三重突围"
欧洲的氢能管道是"先发优势"，中国的西氢东送则是"后发制人"。能否实现"后来居上"，取决于技术、成本与市场三者的良性互动。
技术突破是基础。欧洲正推动"欧洲氢能标准"（EHS），试图用专利壁垒锁定纯氢管道技术；中国则主导制定《氢能管道工程技术规范》，重点攻关掺氢输送、氢脆防护等技术。2024年，中国石油牵头研发的"抗氢脆涂层材料"已通过中试，可将管道寿命延长30%；中国石化研发的"智能掺氢控制器"，能根据实时需求调整氢气比例，误差率低于0.5%。这些技术一旦产业化，将打破欧洲的技术垄断。
成本优势是支撑。欧洲氢能管道的建设成本中，土地、人工占比超40%；中国依托"西电东送""西气东输"的基建经验，土地征用成本仅为欧洲的1/5，人工成本更低至1/8。更关键的是，中国的绿氢成本已降至20元/公斤（欧洲约40元/公斤），通过掺氢管道输送至东部（运费约5元/公斤），总成本比欧洲液氢运输（约60元/公斤）低30%。这种成本优势，将成为中国氢能管道的"核心竞争力"。
市场需求是核心动力。欧洲的氢能需求主要集中在工业脱碳（钢铁、化工），而中国的需求更广泛：除了工业，还有交通（重卡、船舶）、发电（调峰）、建筑（供热）等领域。2024年，中国氢能重卡销量突破10万辆（占全球60%），氢燃料电池发电装机达500万千瓦（全球第一）。这种多元化的市场需求，倒逼管道建设加速——比如，内蒙古的"风光氢储"项目，已配套建设50公里氢能专用管道，专门服务周边的氢能重卡加氢站。
从欧洲的"纯氢管道"到中国的"掺氢管道"，从"先发抢建"到"后发破局"，这场氢能管道的竞赛早已超越了技术本身。它既是能源转型的必经之路，更是两种发展模式的碰撞——欧洲依托技术积累和工业基础，试图用标准锁定优势；中国则利用基建经验和市场潜力，走出一条更务实的道路。
站在2025年的节点回望，当焊花在戈壁滩上飞溅时，我们看到的不仅是钢铁管道的延伸，更是一个能源大国在转型路上的坚定步伐。毕竟，在能源革命的历史长河中，后来者往往拥有更清晰的蓝图、更灵活的策略，以及更广阔的市场——中国西氢东送的故事，才刚刚开始。
2500公里北欧-波罗的海氢气管网获680万欧元欧盟资助，启动可行性研究
北欧-波罗的海氢走廊(NBHC)项目开发商近日签署欧盟资助协议，获最高680万欧元(约合800万美元)资金支持，用于推进这条2500公里跨国氢气管网的可行性研究，项目计划2030年代初投运。
这笔来自欧盟"欧洲连接基金"(CEF)的联合融资，将支持芬兰Gasgrid、爱沙尼亚Elering、拉脱维亚Conexus、立陶宛Amber Grid、波兰Gaz-system及德国Ontras六家管网运营商开展项目论证。
合作方将针对连接上述六国的管网开展技术、经济、监管及环境可行性研究，预计2027年一季度完成，投运时间定于"2030年代初期"。
按规划，该管道至2040年可实现六国间年输氢270万吨。项目前序预可行性研究已于2024年9月完成，并入选欧盟共同利益重要项目(IPCEI)清单。
"我们正为面向未来的氢能基础设施与市场奠定基础，这将强化能源安全、加速脱碳进程，并为各参与国的增值投资创造条件。"芬兰Gasgrid氢能发展高级副总裁Sara Krki表示。
项目关键信息速览
管网规模:2500公里跨国管道，连接北欧与波罗的海六国
输氢能力:2040年达270万吨/年，相当于替代350万吨化石燃料
欧盟支持:纳入IPCEI框架，享简化审批与资金倾斜
协同效应:整合波罗的海绿氢产能与德国工业需求，形成"生产-运输-应用"一体化网络
背景延伸:
欧盟《氢能战略》规划2030年建成1.2万公里输氢管网，NBHC项目作为北欧核心段，将与H2med地中海走廊、北海氢能枢纽形成联动，共同支撑欧洲"2050碳中和"目标。
中国目前最长的长距离输送氢气管道全长400多千米，起于内蒙古乌兰察布市，终点位于北京的燕山石化，也是我国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道。
管道规划经过内蒙古、河北、北京等3省（市）9个县区。管道一期运力10万吨每年，并预留50万吨每年的远期提升潜力。
总长约1037公里！海泰新能 康保－曹妃甸氢气长输管道项目开工https://h2city.cn/cms/a/2265.html
10月28日，海泰新能康保－曹妃甸氢气长输管道项目开工仪式在张家口张北县顺利举行，作为国家氢能管网骨干网络的重要组成部分，项目途经3市18个县区，建成后将有效贯通京津冀地区绿氢供应链，为区域绿氢、绿氨、绿色甲醇产业集群提供重要支撑，进一步推动能源结构绿色转型。这标志着世界最大口径、最大输量的绿氢管道工程正式启动，为京津冀地区构建了一条清洁能源输送的“新动脉”。
含5条绿氢管道、总长808.8公里！阿鲁科尔沁—宁城绿氢管道项目公示https://h2city.cn/cms/a/2357.html
，阿鲁科尔沁-宁城绿氢管道项目包括阿鲁科尔沁旗一林西绿氢管道、克什克腾旗一林西绿氢管道、林西-元宝山绿氢管道、元宝山-宁城绿氢管道、敖汉旗一元宝山绿氢管道共5条绿氢管道，线路总长度共计808.8km，项目总投资55亿元。
三峡纳日松项目输氢管道，即将开工https://h2city.cn/cms/a/2253.html
10月27日，三峡集团电子招标采购平台发布《鄂尔多斯市准格尔旗纳日松光伏制氢产业示范项目输氢管道施工项目项目公告》。
氢的储运，是一直制约国内氢能发展的难题。我国可再生能源资源丰富，是绿氢制备的前提条件。但风电光伏资源大多集中在西北地区，要把大量绿氢运输出来就需要氢管道的建设。
从输电视角角度来看，400多千米的输送距离根本不需要特高压，目前500千伏交流输电线路即可达到400千米的输送距离。
从数据统计看，1条500千伏输电线路在输送距离400千米左右，平均每年可以输送电力30亿千瓦时。
那么输送氢气和输送电力的能力如何比较？
通常在常温（25℃）下，1公斤的氢气理论上可以发31.75度电，实际上，按照目前燃料电池系统额定工况发电的最高效率（60%）来算，1公斤的氢气可以发20.15度电。
400多千米的输送氢气管道一期运力10万吨/年，也就是说，这条输氢管道每年输送氢气10万吨。
10万吨氢气按照转换效率，可以转换成10万*20.15≈20亿千瓦时的电。而同样的输送距离，1条500千伏超高压输电却可以输送30亿千瓦时的电。
如果特高压输电再上场的化，那估计要甩输氢好几条街了！
所以，单纯从输送能力上来说，长距离输送氢气远不如长距离输送电力能力强。
但是还需要考虑其他因素，比如氢气可以大规模储存，并且长距离氢气输送可以借助改造现有的天然气输送管道，大大降低了成本。
目前，长距离氢能运输的卡脖子难题，有两条是被公认的解决路径，一是转化为氨，二是建设或利用天然气管道进行运输。其中转化为氨在国内的新能源大基地建设中已经越来越多被采纳，针对输氢管道，国内的建设也是突飞猛进。
全球输氢管道约为5000千米，我国包括规划与在建的仅400千米，现在加上这条新规划的400千米管道，我国的输氢管道也将达800千米。
输氢管道因运输速度快、安全可靠、投资和占地较少、建设和维护成本较低，成为氢能突破规模化运输环节的重要变量。
自2025年开始，管道输氢进入了快速的发展期。这一年里，管道输氢在项目落地、技术突破和标准政策等多个层面取得了重要进展，也为下一阶段氢气的规模化储运降本打下坚实基础。以下是2025年我国管道输氢重大突破梳理详情：
项目端：落地备案进展加快
2025年，国内多家企业输氢管线获突破，多条绿氢氨醇项目开工或备案，多个重点氢气长输管道项目开始可研。
纯氢管道方面，2025年12月，我国首条跨省区、长距离纯氢输送管道——内蒙古乌兰察布至京津冀地区氢气输送管道示范工程安全论证通过审查，标志着项目在安全设计层面取得关键突破，为后续建设奠定基础。
该输氢管道全长约1132公里，设计压力6.3兆帕，途经内蒙古、山西、河北、北京、天津5个省级行政区，一期输氢规模10万吨/年，远期规划提升至50万吨/年。建成后将向雄安新区、燕山石化等重点区域供应绿氢，助力京津冀地区替代化石能源制氢（灰氢）。
2025年10月28日，海泰新能康保－曹妃甸氢气长输管道项目正式开工，该管道是国内首条开工的“千公里级”纯氢长输管道。 该项目，计划总投资约134.5亿元，项目起自张家口市康保县，终至唐山市曹妃甸区，线路总长度约1037.82公里，管道设计压力为7.2兆帕，管径为813毫米，年氢输量155万吨，是世界上最大口径、最高压力、最大输量、最长距离、最高钢级绿氢输送管道。
2025年7月，国内首条跨省长距离、大规模绿氢管道项目——内蒙古乌兰察布市至京津冀地区氢气输送管道示范工程内蒙古段正式获批，该项目全长1145km。同月，该项目首批50根埋弧焊直缝纯氢输送钢管正式下线。
2025年5月，浙江宁波市镇海区招宝氢谷供氢管线建设项目方案环评公示。该项目项目总投资510万元，新建一根DN150氢气管道，长度约1.2公里，沿现状道路、规划沿海管廊、现状热力管采用低支架架空形式进行敷设，为招宝氢谷产业园区供氢。
2025年3月，内蒙古蒙氢管网有限公司发布《内蒙古能源绿氢及绿色燃料管网第一阶段重点工程前期工作及可行性研究项目招标公告》，招标项目为2个标段14条管道，包含绿氢、绿醇和绿氨管道共计4400km。
天然气掺氢管道方面，2025年8月，中国石油在甘肃省玉门市老市区工业园区投建的燃气掺氢利用关键技术研究及示范应用项目启动试运行。该项目构建“掺混—输配—终端利用—贸易计量”全流程应用方案，掺氢比例可在5% - 20%范围内灵活调节，为我国西北地区富余风光电力消纳提供了可复制的技术范本。
2025年7月，国家电投中央研究院与攀枝花钒钛高新技术产业开发区管理委员会、攀枝花钢城集团有限公司、攀枝花川港燃气有限公司在攀枝花市共同签订《掺氢管道输送应用验证及科技试验平台合作共建协议》。根据协议，四方共建掺氢管道输送应用验证及科技试验平台，并以平台为基础，开展相关技术研究及验证工作，支撑相关领域的行业/国家/国际标准制定，共同探索天然气掺氢商业化的运行方案。
2025年6月，由国家管网集团西部管道有限责任公司牵头的新疆维吾尔自治区重点研发任务专项 “天然气管道改输氢气关键技术研究” 项目已全面启动。
2025年1月，中石化新星新疆绿氢新能源有限公司完成中石化首个天然气掺氢示范工程，库车市居民天然气中已稳定掺入3%绿氢。
技术端：输氢管线及材料接连突破
除了重点项目推进的节奏在加快，管道输氢技术上在重要部件和材料等方面也取得重大突破。
2025年7月，河北秦皇岛的中油宝世顺公司车间内内蒙古乌兰察布市至京津冀地区氢气输送管道示范工程达茂旗至包头段首批50根埋弧焊直缝纯氢输送钢管顺利下线。该产品采用先进的直缝埋弧焊技术，具有超高的纯净度和超细的晶粒度，从而有效降低了氢脆风险，进而确保管道在高压纯氢环境下的长期稳定运行。
2025年7月，本钢集团成功研发L245MH、L360MH、L415MH等系列输氢管线用钢，该系列产品不仅保持了传统管线钢良好的强度、韧度、成形及焊接性能，而且在纯氢环境下多维度实验中表现出良好的抗氢性能，可满足高压纯氢环境下管线钢的使用需求。
2025年7月初，中国钢铁巨头宝钢股份宣布主研发的高性能输氢无缝防腐管顺利通过澳大利亚输氢管线项目国际客户的严苛审核，斩获澳大利亚输氢无缝管线管首单，实现中国输氢管线管海外市场零的突破。
2025年年6月，国家电投集团中央研究院先进低碳所氢储运团队开发的大口径（DN150）、高压力（10MPa）非金属柔性输氢管道，在自主设计建造的综合测试平台上成功实现安全稳定运行30天，标志着该研究院在非金属管道输氢技术及安全运维领域实现了技术自主突破。
政策端：多条重要政策鼓励管道输氢建设
政策端，多个地方政府发布了鼓励发展管道输氢的政策。2025年1月14日，北京市人大审议了北京市2025年国民经济和社会发展计划（草案）的报告，报告中明确要力争在2025年开工乌兰察布—燕山石化输氢管道项目，并累计建成24座加氢站。
2025年2月，国家能源局发布《2025年能源工作指导意见》，在氢能方面指出要稳步发展可再生能源制氢及可持续燃料产业，稳步推动燃料电池汽车试点应用，稳妥有序探索开展管道输氢项目试点应用。
2025年5月，《天然气长输管道掺氢输送适应性评价技术指南》同步发布，填补国内掺氢管道标准空白。
2025年6月，国家能源局发布《关于组织开展能源领域氢能试点工作的通知》，其中对长距离、规模化、跨区域氢气输送需求要求开展管道输氢试点，管道长度不少于100km。
2025年8月，国家能源局就政协第十四届全国委员会第三次会议提出的《关于推动我国氢气长输管网规划建设的提案》作出正式答复。答复中明确，国家能源局统筹考虑多种氢储运技术，科学谋划发展路线，在输氢管道项目方面开展了探索，支持开展大口径纯氢输送管道试点示范，推动中国石化乌兰察布—燕山石化输氢管道项目实施。
2025年9月，国家能源局等部门发布关于推进能源装备高质量发展的指导意见。文件指出，开发大口径抗氢脆高钢级管道材料、高性能碳纤维材料和新型复合材料，加强固态、液态、深冷高压复合、有机液体等储运技术和临氢长输管道连接技术攻关。
氢能作为未来国家能源体系的重要组成部分，其规模化、低成本储运是产业发展的关键环节。其中，管道输氢凭借其运量大、效率高、成本相对较低等优势，正成为破解氢能规模化输送难题的核心路径。
近年来，我国管道输氢产业在项目落地、技术攻关与政策标准三大维度取得系列里程碑式进展，标志着我国氢能基础设施建设进入快速“突进”期。
项目落地：长距离干线管网建设全面提速
2025年，多条具有战略意义的输氢管道项目取得实质性进展，勾勒出中国未来氢能骨干输送网络的雏形。
纯氢管道实现零的突破：年内，两大千公里级纯氢输送管道项目引领风潮。内蒙古乌兰察布至京津冀地区氢气输送管道示范工程作为我国首条跨省区、长距离纯氢管道，其安全论证于12月通过审查，全长约1132公里，建成后将为核心区域供应绿氢。更早开工的海泰新能康保-曹妃甸氢气长输管道（全长1037.82公里），则以7.2兆帕的设计压力、813毫米的管径及155万吨的年输氢能力，有望成为全球口径最大、压力最高、输量最大、距离最长的绿氢输送管道。
区域规划与支线网络同步推进：宏观层面，内蒙古发布了涵盖绿氢、绿氨、绿醇管道共计4400公里的庞大管网规划招标，展现出打造国家级绿氢基地的雄心。微观层面，浙江宁波招宝氢谷等园区级供氢管线项目启动，体现了输氢网络“干支结合、由点及面”的发展思路。
天然气掺氢示范稳步探索：在现有天然气基础设施中掺入氢气，是快速实现氢能输送的可行路径。中国石油在甘肃玉门的示范项目实现了掺氢比例5%-20%的灵活调节与全流程应用；中石化在新疆库车则成功将3%的绿氢稳定掺入城市燃气，为掺氢技术商业化积累了宝贵经验。
技术突破：核心材料与装备自主化能力增强
项目的快速推进离不开底层技术的支撑，2025年在输氢管材等关键领域实现多项自主突破。
高端管材国产化：本钢集团成功研发出L415MH等系列抗氢脆输氢管线钢；中油宝世顺为乌兰察布-京津冀项目定制的直缝埋弧焊钢管顺利下线，其高纯净度、细晶粒度的特性有效保障了高压纯氢环境下的管道安全。
技术路线多元化：国家电投中央研究院成功研发并测试了大口径(DN150)、高压力(10MPa)非金属柔性输氢管道，为特定场景提供了新的解决方案。
国际市场认可：宝钢股份的高性能输氢无缝防腐管获得澳大利亚项目订单，实现了中国输氢管线管海外市场的零的突破，标志着国产输氢材料技术已达到国际先进水平。
政策与标准：顶层设计明晰，引导产业有序发展
2025年，国家及地方层面密集出台支持政策与技术标准，为管道输氢的规范化、规模化发展奠定了坚实基础。
国家战略引导：国家能源局发布的《2025年能源工作指导意见》和后续的氢能试点通知，均明确要求稳妥有序探索管道输氢试点，并支持开展大口径纯氢管道示范，从顶层设计上给予了清晰指引。
标准体系完善：《天然气长输管道掺氢输送适应性评价技术指南》的发布，填补了国内掺氢管道标准的空白，为掺氢项目的安全评估提供了技术依据。
科技研发支撑：在《关于推进能源装备高质量发展的指导意见》中，明确提出攻关大口径抗氢脆高钢级管道材料等关键装备和技术，从研发端为产业长远发展注入动力。
2025年，是中国管道输氢从蓝图规划迈向大规模工程示范的关键一年。2026年通过项目、技术、政策三者的协同并进，中国正加速构建安全、高效、经济的氢能输送网络，为氢能在能源、工业、交通等领域的规模化应用铺平道路，有力支撑国家“双碳”目标的实现。
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