“西氢东送”，氢能和燃料电池产业率先受益

由中石化建设的我国首条“西氢东送”输氢管道示范工程被纳入《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受到国家政策认可和支持，发展进入新阶段。

“西氢东送”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，管道全长400多公里，是我国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道。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。

从西至东的输氢管道，本质上为“西电东送”，即从西部将可再生能源制取的低廉电价，直接运送至电价相对较高的东部地区，氢气在其中则是作为电价转移的载体。

据悉，“西氢东送”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/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。未来，中国石化可依托“西氢东送”管道建设支线及加氢母站，助力京津冀氢能走廊的高效构建，助力京津冀地区“双碳”目标的实现。

氢气储存、压缩设备有望率先受益

目前氢气运输主要以高压气态运输为主，百公里单位成本在10元/kg，经济性和安全性都有劣势。管道运输成本该行预计百公里可降至2元/kg，安全风险小，是最有效率的氢气运输方式。在管道建设过程中，需要配套相应的增压站、集输站点，因此相应的氢气压缩设备、储氢槽罐的需求量有望显著增加。预计增压站压缩设备以离心式的大排量压缩机为主，小型集输站点或采用隔膜/液驱类等中等排量压缩机。压缩机和储氢槽罐的投资预计可占管道投资的10~15%。

加氢站建设及绿氢应用有望提速

中石化规划通过风光发电—绿电制氢—氢气管输等模式，进一步拓展氢气下游的应用场景。由于绿氢成本中电力成本占比在70~80%，因此目前低成本的绿氢资源依然集中在西北等风光资源富集的区域，而绿氢潜在消费市场集中在东部地区，因此输氢管道的普及有望加速低成本绿氢的应用。一方面加氢站到站氢源成本或可降低8~10元/kg以上，有利于加氢站销售价差的扩张，改善盈利水平，促进加氢站建设。另一方面，绿氢在下游工业用户的到厂价有望下降，也可助力绿氢在工业领域减碳上的探索和推广。

管道有助于拓展绿氢需求规模，催生电解槽设备进一步上量

输氢管道有助于绿氢消费半径和销量的扩大，也会带动氢气供给的增加，因此制氢端对电解槽的需求也有望增加。2022年国内电解槽需求约在0.7GW，该行预计2023年电解槽需求有望达到2~3GW，对应市场空间在50～60亿元。未来随着输氢管道的普及以及示范性绿氢项目的建设，预计2025年电解槽需求或累计达到12~15GW。