氢能首次进入国家油气规划：四大信号开启工程化落地

时间：2026-09-21 13:03:08 访问量：次作者：罗冉

导语

8月17日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《石油天然气发展“十五五”规划》。作为油气领域“十五五”时期的纲领性文件，该规划罕见地以较大篇幅部署氢能，首次将其纳入国家油气基础设施规划序列，标志着氢能与油气基础设施的融合从方向性倡导正式跨入工程化落地阶段。

规划释放四大核心信号：一是首次在国家级油气专项规划中点名乌兰察布—京津冀输氢管道具体工程，赋予其国家级优先序；二是明确天然气掺氢从试验探索升级为先行先试，为规模化应用提供上位政策依据；三是定调“周边就近消纳为主、跨区调运及外贸为辅”的氢能产销新格局；四是将高压纯氢管道材料、大规模掺氢等关键装备国产化列入“十五五”攻关清单。依托22万公里油气管网的管理经验与工程能力，氢能正被嵌入油气行业的重资产底座，标准、装备与场景的政策红利窗口已然开启。

从产业端观察，政策红利正加速转化为可量化的场景机遇。交通领域，京沪氢能走廊完成1500公里跨区域重载运输验证，全国燃料电池汽车保有量突破3.2万辆，氢能重卡干线物流商业化拐点已然显现；城市燃气领域，潍坊10万户级掺氢示范项目平稳运行，10%掺氢比例下居民无需更换终端设备，按10%—20%掺氢测算全产业链年产值可达800亿—1800亿元；工业与发电领域，库车万吨级绿氢炼化项目打通全产业链，绿氢成本逼近20元/公斤，掺氢燃气轮机已完成5%—30%全尺度技术验证；管网基建领域，乌兰察布—京津冀、康保—曹妃甸两条千公里级纯氢管道进入投运倒计时，22万公里油气骨干管网为氢能储运提供了可复用的重资产底座。

一、规划定位：油气“十五五”的坐标与氢能的入局

《规划》是“十五五”期间油气行业发展的顶层设计，明确了2030年一系列目标：国内油气供应量达到4.4亿吨油当量；“十五五”期间新增油气长输管道2万公里，全国油气长输管网规模达到22万公里；天然气储备规模占全国消费比重超过13%；液化天然气（LNG）接收站接卸能力达到2亿吨/年；陆上管道进口天然气能力1140亿立方米/年；CCS/CCUS年注入二氧化碳达1000万吨[1][2]。

在基础设施版图上，《规划》提出建成黑河—大庆—长岭、虎林—长春—石家庄、川气东送二线等工程，构建中部“十字形”骨干通道，适时启动西气东输四线（乌恰—吐鲁番段）、西气东输五线建设[1]。这是一张庞大的管网扩能蓝图，而氢能条款正是嵌入在这张蓝图的“基础设施建设”章节之中。

氢能条款在《规划》中的位置具有标志性意义。其一，它出现在“推动新质生产力赋能行业高质量发展”部分，与CCUS、新型地下储能并列，被定义为油气行业新质生产力的重要方向；其二，它在“基础设施建设”部分直接部署输氢管道与掺氢利用，意味着氢能基础设施正式进入国家油气基础设施规划序列；其三，它明确了“加快油气与新能源、氢能、新型储能等融合发展”的转型路径[2][3]。

二、氢能条款逐条解析：四大政策信号

《规划》中与氢能直接相关的表述可归纳为四个层次，每一层都对应明确的产业信号。

信号一：氢能产销格局定调——周边就近消纳为主、跨区调运及外贸为辅

《规划》提出协同油气基础设施布局，加快推动氢能规模化制取、管道运输和集约存储体系，在重点地区有序布局氢能等基础设施，构建以周边就近消纳为主、跨区调运及外贸为辅的氢能产销新格局[1]。这一表述的关键在于“规模化制取＋管道运输＋集约存储”三件套，是对《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》确立的氢能供应体系的延续与升级；“周边就近消纳为主”尊重了氢的运输经济性，“跨区调运及外贸为辅”则为“西氢东送”及未来氢贸易预留制度接口。国家能源局石油天然气司副司长杨珺在解读中明确，要推动绿色低碳发展，积极稳妥推动石油消费达峰，促进天然气清洁高效利用，加快油气与新能源、氢能、新型储能等融合发展[2]。

信号二：国家级规划首次点名具体输氢管道工程

《规划》提出推进乌兰察布—京津冀输氢管道建设，完善纯氢管道输送技术标准[1]。在过往国家油气专项规划中，单条氢能管道被点名极为罕见，这等于给该工程颁发了国家级优先序，也说明纯氢管道的标准化进程将被显著提速——完善标准正是工程规模化复制的前提。

信号三：天然气掺氢从“试验探索”升级为“先行先试”

《规划》明确支持在符合标准、确保安全的前提下开展天然气掺氢输送和燃烧利用先行先试，为绿色燃料高质量发展提供基础设施支撑[2]。“先行先试”四个字的分量在于：它为地方和企业提供了明确的合规预期，为掺氢示范项目的审批、定价与接入提供了上位政策依据，也向资本市场传递了政策鼓励信号。

信号四：技术攻关清单明确，指向装备与材料国产化

《规划》要求“开展高压纯氢管道材料与安全运输、大规模掺氢和改输氢等技术攻关”[2]。高压纯氢管道材料（核心是抗氢脆性能）、大规模掺氢、纯氢管道改输氢三项技术被列入“十五五”攻关重点，直接指向高端管材、阀门密封件、掺混设备与压缩机等环节的国产化机会。

此外，《规划》在绿色转型部分提出“支持绿色燃料发展，补充替代传统石油产品”，并系统部署CCUS规模化（2030年1000万吨注入目标）、新型地下储能（利用枯竭油气藏、盐穴和管道等地下空间发展压缩空气储能）等，构成油气企业转型的组合拳[1]。

三、管道输氢：从国家级点名到工程落地

《规划》点名的乌兰察布—京津冀输氢管道，正是我国首条跨省区、大规模、长距离纯氢输送管道，即“西氢东送”主干线。该项目由中石化新星西氢东送新能源有限公司建设，起自内蒙古乌兰察布，途经山西、河北，终至北京燕山石化，并延伸至天津、石家庄炼化方向，全长1145公里，设计压力6.3兆帕，管径DN700，近期输氢能力10万吨/年、远期50万吨/年，2025年11月开工，计划2027年12月投产[8][16]。

与之配套的乌兰察布10万吨/年风光制氢一体化项目（制氢厂部分）于2025年12月29日备案，位于乌兰察布市商都县玻璃忽镜乡，总投资59.4亿元，新建25个制氢厂房、配置200套1000标准立方米/小时碱性电解槽，配套新能源装机254.6万千瓦（风电174.2万千瓦、光伏80.4万千瓦），建成后设计制氢能力10万吨/年[8]。

另一条千公里级干线是康保—曹妃甸氢气长输管道：由唐山海泰新能科技股份有限公司建设，主线1037.82公里，设计压力7.2兆帕，管径DN813（全球最大口径绿氢管道），输氢能力155万吨/年（全球最大输量），总投资约134.5亿元，2025年10月开工，计划2026年底投运，直接联通张家口可再生能源制氢基地与唐山曹妃甸工业用氢市场[16]。

从行业底盘看，据国家能源局《中国氢能发展报告2026》：截至2025年底，全国规划长距离纯氢管道超20条、总长超5500公里，建成投运纯氢管道超350公里；全国累计建成加氢站超590座，燃料电池汽车保有量约3.2万辆[4][5]。2026年6月，国家能源局油气基础设施规划建设和管道保护工作会议进一步提出，推进油气与氢基能源管输体系协同，更好服务新型能源体系建设[16]。另据行业机构统计，截至2026年6月，国内有实质性进展的输氢管道总长度已超7000公里[16]。

管道输氢的市场化信号同样值得关注。2026年5月，港股上市公司滨海投资（02886.HK）公告，其全资附属公司滨投天津与中石化旗下中石化新星（北京）新能源有限公司签订5年期《绿氢供应框架协议》：2026—2028年在天津市天然气管网开展不同掺氢比例的全流程试验验证；推进乌兰察布—京津冀纯氢管道与天津现有管网对接，力争2028年底前具备绿氢接收条件；2029年起中石化新星向滨投天津稳定供应绿氢，初期年供应量约2万—3万吨，价格基准区间为每公斤19—22元，按中位数估算年交易规模约5亿元人民币[8][9]。中石化是滨海投资第二大股东（持股约29.67%），此次合作带有明显的产业链纵向协同色彩，即城市燃气商由此向“天然气＋氢能”综合能源平台演进，这也是掺氢、输氢商业闭环的先行样本[9]。

四、天然气掺氢：被规划“放行”的规模化赛道

“先行先试”的表述，建立在过去数年密集的技术验证与示范之上。截至2025年，国内已形成一批标志性掺氢实践：

城镇燃气领域。2026年5月，我国首个10万户级绿氢天然气掺氢规模化应用示范项目在山东潍坊启动，覆盖中心城区10万户居民，掺氢比例从3%逐步提升至10%，居民无需更换原有燃气设备即可正常使用；该项目是2021年科技部与山东省联合启动的“氢进万家”科技示范工程的重要成果，其配套的国内首条城镇输氢管道于2025年4月开工，设计年输氢能力3万吨，输氢成本较传统方式降低约80%[10]。在四川成都、新疆库车等地，覆盖超10万户的掺氢项目于2025年投运，掺氢比例3%—5%，运行情况良好[10]。

长输管道领域。中国石油利用宁夏现有397公里长输管道开展掺氢试验，掺氢比例逐步提升至24%，投产至今连续运行安全稳定，是目前国内长距离管道掺氢比例最高的实践[11]。

高比例试验领域。浙能集团2024年完成国内首次30%高比例城镇燃气掺氢燃烧及氢气分离试验，分离氢气纯度达99.999%，验证了3%—30%范围内掺氢的技术可行性；深圳市燃气集团建成全国首个城镇燃气掺氢综合科技实验平台，掺氢比例达20%，覆盖城镇燃气全压力等级；国家电投在辽宁朝阳实施的可再生能源制氢掺氢示范，掺氢比例10%且稳定运行超1年，被视为国内天然气掺氢技术的首次实际尝试[11]。

工业应用领域。2024年11月，内蒙古华电氢能与内蒙古金鄂博氟化工合作的国内首个工业天然气掺烧绿氢示范项目实现20%掺氢，创下“最早工业应用、最高掺氢比例、最大年掺烧规模”三项国内纪录[11]；2025年8月，中国石油在甘肃玉门老市区投运首个工业用户燃气掺氢示范项目，掺氢比例可在5%—20%灵活调节，按年用气量1000万立方米计算，每年可减排二氧化碳约1600吨[12]。

发电领域。东方电气自主研制的国内首台F级50兆瓦重型燃气轮机（G50）完成30%掺氢全尺寸全温全压试验验证；江西及华电集团首个航改型燃气轮机掺氢燃烧示范项目完成5%掺氢点火，年可消纳氢气约2316吨；内蒙古30兆瓦纯氢燃气轮机完成纯氢发电试验[11][5]。

交通领域。2024年3月，国内首条规模化应用的氢能重卡高速运输线路——湖北高速氢能源生态示范线启动，30辆49吨东风氢能重卡投入运营。业界此前普遍认为，氢能重卡受限于加氢站布局与续航能力，主要适用于钢厂、港口、园区、矿区及短倒物流场景；京沪走廊与湖北示范线的实践则表明，氢能重卡胜任重载长途干线物流已无技术障碍，瓶颈集中在加氢网络完善度与氢价稳定性上[4][5]。截至2025年底，全国累计建成加氢站超590座，燃料电池汽车保有量约3.2万辆；2025年当年推广燃料电池汽车近8000辆，广州、天津、吕梁等地实现千辆级规模运营，液氢重卡亦启动公开道路测试。初步统计显示，2025年氢能重卡销量同比增长64%，在新能源重卡中的渗透率进一步提升[21]。今年以来，国内多条“氢能走廊”相继开通。

标准与政策同步跟进。国家层面已发布《天然气钢质管道材料掺氢输送适用性评价方法》，并立项《天然气管道掺氢输送技术要求》，为低比例掺氢的管网安全提供了可遵循的技术路径[10]；2026年3月，工信部、财政部、国家发展改革委联合发布《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》，明确在保证安全可靠前提下推动可再生能源制氢直接掺入天然气管网或工业锅炉等设备[10]；2026年6月，国家能源局《关于组织开展能源领域氢能试点工作的通知》划定示范门槛——燃机类试点项目规模不低于10兆瓦、掺氢比例不低于15%，燃煤锅炉类项目规模不低于300兆瓦、掺氢比例不低于10%[11]。

经济性测算为规模化的天花板提供了参照。中国工程院院士彭苏萍团队预测，若按掺氢比例10%—20%、“制储输用”全生命周期成本30元/公斤计算，天然气掺氢全产业链产值每年可达800亿—1800亿元；北京市煤气热力工程设计院专家测算，掺氢比例10%—20%时等热值碳减排量在3.5%—7.6%，大规模、长距离输氢成本约每百公里0.3—0.8元/公斤[10]。中国产业发展促进会氢能分会预测，2030—2050年我国燃气轮机掺氢的年用氢需求量将从3万吨攀升至250万吨左右[11]。

五、绿氢炼化：油气行业脱碳的刚需

炼化是我国氢气消费的第四大领域——2025年消费量约600万吨，仅次于合成氨（约1050万吨）、合成甲醇（约1250万吨）与煤化工（约410万吨）[4]。而炼化用能结构决定了其难以被电气化完全替代，绿氢替代天然气制氢因此成为现实且紧迫的脱碳路径。《规划》将“支持绿色燃料发展”与氢能条款并置，正是对这一逻辑的呼应。

标志性工程是新疆库车绿氢示范项目：2023年8月30日全面建成投产，这是我国首个万吨级光伏绿氢示范项目、全球首个万吨级绿氢炼化全产业链贯通项目，电解水制氢能力2万吨/年、储氢能力21万标准立方米、输氢能力2.8万标准立方米/小时，所产绿氢全部就近供应塔河炼化，替代炼油加工中的天然气制氢，每年可减少二氧化碳排放48.5万吨（约相当于植树30万棵）[6][7]。该项目52台1000标准立方米/小时电解槽的集中采购，直接带动了国内电解槽产业的规模化——项目启动前，国内该规格电解槽累计需求量不足30台[6]。光伏组件、电解槽、储氢罐、输氢管线等重大设备与核心材料全部实现国产化；据中国石化披露，当前绿氢成本已降至约每公斤20元，正逐步向天然气制氢成本靠近[15]。

库车的示范效应正在复制。中国石化在内蒙古鄂尔多斯启动全球最大绿氢耦合煤化工项目——风光融合绿氢示范项目；2024年12月，我国首个工厂化海水制氢科研项目在青岛炼化建成，采用海水直接制氢与绿电制绿氢结合模式，为沿海地区消纳可再生绿电生产绿氢探索了新方案[15]。在中下游，中国石化已建成11个供氢中心、136座加氢站（全球建设运营加氢站最多的企业），打通京沪、成渝、京津、沪嘉甬、济青、汉宜6条“氢走廊”，并计划建设超1000公里绿氢管线[15]。

与绿氢炼化协同的还有CCUS。齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS项目（2022年8月投产）是我国首个百万吨级CCUS示范工程，累计注入二氧化碳超200万吨[15]；而《规划》设定的2030年CCS/CCUS年注入二氧化碳1000万吨目标，意味着油气田将成为碳捕集利用的主力场景。“绿氢＋CCUS”共同构成油气行业深度脱碳的两大支柱。

六、对从业者与投资者的启示

（一）从业者：三条主线

其一，标准与合规红利。掺氢输送的国家标准正在快速补齐（掺氢输送适用性评价方法已发布、输送技术要求已立项），率先完成掺氢安全认证、参与标准制定的企业将获得先发优势。其二，装备与材料机会。高压纯氢管道材料（抗氢脆钢、管件阀门）、DN800级以上大口径管道、碱性电解槽、掺氢燃烧器、氢气压缩机等均被列入攻关或工程需求，国产化率是核心竞争变量。其三，区域布局卡位。内蒙古（乌兰察布、康保）、山东（潍坊、青岛、东营）、京津冀（天津管网）、四川（成都）是当前政策与项目密集区，“西氢东送”沿线节点城市与炼化基地（燕山石化、天津石化、石家庄炼化）将最先受益。

（二）投资者：受益环节与风险提示

受益环节包括：①管道工程与运营——乌兰察布—京津冀（2027年投产）、康保—曹妃甸（2026年底投运）两条千公里级干线的建设承包商、管材供应商与运营方；②城燃公司转型——滨海投资模式显示，拥有区域管网资产的城市燃气商可通过掺氢与绿氢接收实现“资产重估”；③绿氢生产与炼化耦合——库车模式证明万吨级绿氢替代天然气制氢可行，绿氢成本降至20元/公斤附近后，炼化场景的替代经济性边际改善；④加氢站与氢走廊——590座存量加氢站叠加氢能试点政策，运营效率与利用率是关键指标。

风险包括：①成本风险。绿氢平价尚需时日，规划阶段项目存在延迟风险；②安全与标准风险。高比例掺氢（20%—30%）对管网材料、终端设备的长周期影响仍需验证，标准体系仍在构建之中；③需求风险。氢能终端需求培育缓慢，市场化商业模式（尤其交通领域）尚未完全跑通；④政策执行节奏。从“先行先试”到全面推广存在不确定性，区域试点与产业规划之间存在落差可能。国家能源局《中国氢能发展报告2026》也表示，我国氢能产业仍处发展初期，储运、应用环节与各类基础设施及市场机制衔接仍不完善，产业技术多数仍处于并跑和跟跑阶段[4]。

关键时间窗口：2026年底（康保—曹妃甸管道投运）、2027年12月（乌兰察布—京津冀管道投产）、2028年底（天津具备绿氢接收条件）、2029年（绿氢商业供应启动）。这些节点将成为检验政策落地的试金石，也构成投资叙事的重要锚点。

结语

《石油天然气发展“十五五“规划》的氢能条款，本质上是把氢能嵌入油气基础设施这一重资产底座：用22万公里管网的管理经验与工程能力，承载纯氢管道、掺氢输送与氢能储运的规模化试验。对从业者而言，这是标准、装备与场景的确定性机会；对投资者而言，这是以油气央企资产负债表为信用背书的基础设施级氢能投资主题。风险与不确定性犹存，但方向已由国家级规划锁定——氢能，第一次以“油气行业基础设施的一部分”被写入国家油气专项规划，其产业意义远大于条款本身的字数。