国家能源局召开氢能试点推进会：定下“生死状”，三年跑不通就出局

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（来源：预见能源）

国家能源局推进氢能区域试点，动态考核淘汰不合格项目。

预见能源获悉，4月10日，国家能源局在京召开能源领域氢能区域试点工作推进会。这场会议的核心点只有一个，9个区域试点不是挂牌子、拿补贴的“荣誉榜”，而是动态考核的“生死状”。项目一旦投产即进入考核，跑不通经济账、形不成商业模式的，随时面临出局。

会议召开四个月前，2025年12月，河北张承唐、武汉都市圈、宁夏宁东等9个区域刚刚入选首批试点名单。其中河北张承唐试点的核心是一根1037公里长的氢气管道，从张家口康保直通唐山曹妃甸，总投资134.5亿元，预计2026年底投运。这根管道能替代标煤481万吨、减排二氧化碳916万吨，间接带动上下游投资超1500亿元。但试点三年的真实考卷，才刚刚拆封。

一根1037公里的管道

能跑通吗

河北张承唐试点是9个试点中唯一被定位为省级全链条试点的区域。张家口和承德的风光发电装机分别突破4500万千瓦和2430万千瓦，但电力外送通道容量有限，“弃风弃光”压力始终存在。

唐山是工业重镇，钢铁、化工产业碳排放量大，但本地工业副产氢无法满足零碳转型要求。一根管道把两边的痛点和需求连在了一起——张家口和承德的绿电变成绿氢，送到唐山去替代灰氢。

管道全长1037.82公里，设计压力7.2兆帕，管径813毫米，由唐山海泰新能投资建设。2025年10月，管道项目安全论证会已召开，评审专家认为技术路线成熟、安全防控体系完善，具备实施条件。2026年3月，海泰新能与亿华通、河北省氢能学会签署三方协议，海泰新能提供氢源和储运服务，亿华通深耕燃料电池和氢储能核心技术，河北省氢能学会承担技术攻关和产业标准构建。

但真正的难题不在技术，在协调。管道途经河北3市20个区县，总长度超1000公里，沿线涉及用地征拆、安全监管、多部门审批。任何一个环节延迟，都会直接推高整个项目的成本。

国家能源局在推进会上提出“加强试点协同联动，树立‘一盘棋’思想”，预见能源认为，这指向的正是跨区域协调的老大难问题——如果没有省级甚至国家层面的强力统筹，这根“氢能动脉”很可能卡在半路上。

宁夏宁东试点的打法不同。

宁东基地以煤化工为基础，规划三年内重点推动14个项目，新建绿氢产能11.48万吨，计划总投资320亿元。到2028年，宁东绿氢总产能要达到14.3万吨以上，减排二氧化碳350万吨。

宁东的底气来自两个国家级绿氢项目——吴忠太阳山1.65万吨绿氢项目和银川高新区1.2万吨绿氢项目，均被列入2025年国家绿色低碳先进技术示范项目。

据悉，国家能源集团在宁东投建的清水营制氢厂，投资约3.1亿元，制氢规模15000标方/小时，采用16台碱性电解槽，所制氢气直接通过管道输送至煤制合成氨项目，替代部分灰氢原料。

这套“就地生产、就地消纳”的模式比长途管道运输的协调成本低，但宁东面临另一个瓶颈：煤化工产用氢总量达260万吨/年，要把这么大一块市场从灰氢切换到绿氢，价格必须降下来。

从26元到15元

降本没有捷径

中国科学院院士郑南峰算过一笔细账：仅计算制氢成本，单位质量绿氢成本约15.23元/公斤，但一进入工程实践就被拉高到26元/公斤左右。一个15万吨绿氨项目的投资额约30亿至40亿元，其中建筑安装工程、公用工程、用地等成本约占65%，是工艺设备的3倍以上。

原因很直接：电解水制氢和氨醇项目沿用化工标准建设，防火间距偏大导致占地过多，公辅系统按极端工况冗余配置，初期投资和运行成本自然居高不下。

电费在制氢成本中占比高达70%至80%。业内普遍预计，当度电成本达到0.12元/kWh、电解槽成本降至700元/kW时，绿氢成本可降至10元/kg以下，与煤制灰氢（10至15元/公斤）齐平。

但现实是另一回事。2025年全年国内绿氢平均成本在25至35元/公斤之间，是灰氢的2到3倍；即便在新疆、内蒙古等风光资源富集区域，绿氢最优成本也在15至18元/公斤，脱离补贴就寸步难行。

储运成本同样不低，据了解，100公里范围内的储运成本约8.5至9元/公斤，从生产侧到消费侧，全国氢价指数从27.5元/公斤被拉到45元/公斤，近18元的差价直接揭示了成本传导的堵点。

这么看来，武汉都市圈的目标显得尤为大胆：到2028年6月，试点区域氢能总产值突破500亿元，建设加氢站30座以上，推广氢能汽车2600辆以上，“制储输用”成本较2025年降低30%。

已知的背景是武汉已集聚70余家氢能产业重点企业和科研院所，氢能产值近百亿元。2026年2月，50台氢能卡车在武汉集中交付，超600台氢能汽车订单现场签约，氢能重卡每百公里能耗成本比传统燃油重卡降低30%以上，按年行驶15万公里计算，单台车每年可节省成本超10万元。

但武汉面临的问题是：即便使用端的经济账勉强算得过来，上游制氢和中游储运的成本降不下来，整个产业链的利润空间就始终被挤压在终端环节。

预见能源始终认为，全链条降本是一场系统战——谁能在三年试点期内同时搞定制氢、储运、应用三个环节的成本，谁才能真正活下去。

碳交易开了一扇门

但门后还有路

2025年底，生态环境部会同国家能源局发布氢能领域首个CCER方法学——可再生能源电解水制氢方法学。

这是氢能领域第一个核证自愿减排量方法学，为准入的电解水制氢项目提供减排量核算统一标准，使其产生的减排量得以在碳市场中变现。

截至2024年底，全国规划建设的可再生能源电解水制氢项目已超过600个，已建成项目超90个，形成产能约12.5万吨/年。但我国氢气生产呈现明显的高碳特征，化石能源制氢占比高达98%，可再生能源电解水制氢占比仅约1%。

方法学通过将清洁低碳制氢项目的减排量转化为可交易的碳资产，有助于推动钢铁、化工、交通等重点行业控制温室气体排放。估算显示，到2030年，符合方法学要求的可再生能源电解水制氢项目产生的年减排量有望达到约6000万吨二氧化碳当量。

方法学的适用条件很明确：只适用于新建的可再生能源电解水制氢项目，现有设施的改造项目不在范围内，使用购买绿证实现可再生能源电力制取的氢气也不可以申请减排量。

这意味着政策在引导增量，而非补贴存量——政府的钱和碳市场的红利，只给那些真正从零开始干绿氢的人。

4月10日的推进会上，国家能源局要求“加速制度改革，大胆推进氢能交易、绿色认证等机制创新”。CCER只是一个起点。如何建立更完善的氢能碳足迹核算体系、如何打通绿氢认证与碳市场的衔接通道、如何让氢能像绿电一样拥有可交易的绿色属性，才是更大的命题。

宁东试点已经明确“支持依托试点项目，推动相关项目参与碳市场、绿证市场交易”。武汉都市圈也在探索跨区域氢能物流网络和“电氢协同”模式。

但这些尝试目前仍处于“各试各的”阶段，尚未形成全国统一的规则框架。试点之间的差异化管理、数据共享、经验复制，将是下一阶段必须解决的问题。

氢能区域试点的三年期，本质是一场淘汰赛。每个区域都在用各自的路径回答同一个问题：不靠补贴，绿氢能不能跑通商业闭环？

试点期间推出的动态考核机制意味着，谁能在规模化制氢中找到降本路径，谁能率先打通绿氢的商业闭环，谁就能在“十五五”氢能政策定调时拥有更大的话语权。

那些跑不通的项目和区域，名单里随时可以划掉它们的名字。政策不需要空转的示范，需要的是能落地的数据。

以下是来自国家能源局官网的试点名单：