中国输氢管网：现状分布、规划走向与关键约束

随着中国氢能产业发展步入规模化生态构建的新发展阶段，以管网为依托的低成本、大规模的能量通道建设正在成为产业发展的关键。今年早些时间，《新型能源体系建设“十五五”规划》将输氢管道列为国家级新型能源基建重点工程。往前回溯，相关政策也陆续到位，《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》提出开展掺氢、纯氢管道试点示范，“西氢东送”示范工程随后纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，石油天然气“十五五”规划又将乌兰察布—京津冀输氢管道列入国家管网建设任务清单。从试点示范到列入国家任务清单，输氢管道的定位在近几年逐步清晰。本文对现有氢能管网的分布、规划项目的类型与走向、以及推进管网建设的核心驱动与关键约束做一个梳理。

现有管网：点状分布，三类并存

截至2026年9月，全国已建成投运的输氢管道共23条、约1429公里（口径涵盖早期工业煤气管道和掺氢示范项目；其中煤制气、焦炉煤气管道合计约656公里，设计目标并非输氢），整体呈点状分布，大致可分为三类。

表1 全国已建成投运输氢管道一览（截至2026年9月）

第一类是工业原料管道，建成时间最早，主要分布在炼化和煤化工企业周边，服务单一厂区。1993年投产的达连河—哈尔滨煤气管道至今运行三十余年，氢含量超过70%；2007年建成的金陵—扬子、2014年投运的巴陵—长岭两条纯氢管道，分别服务南京新材料科技园和长岭炼化。这批管道分布在黑龙江、湖南、江苏、河南、宁夏等地，彼此孤立，各自依附于一家炼厂或煤化工装置。

第二类是掺氢示范项目，2020年后陆续出现，包括国家电投在辽宁朝阳、张家口的两处民用通气示范，中石油在宁东的掺氢平台，浙能、新奥、深圳燃气等在城燃管网上做的适应性试验。其中规模最大的是2024年11月贯通投产的包头—临河管道，258公里、最大掺氢比10%，是国内首条具备掺氢能力的长距离高压管道。这类项目的共同点是依托存量天然气网络，目的是验证掺混输送的技术和安全边界，而不是新增氢气的输送能力。

第三类是2022年后建成的短距离纯氢管道，长度基本在10公里以内，连接制氢项目与就近用户。玉门油田5.77公里、上海宝钢3.97公里、宁夏能源化工基地1.2公里是其中的代表，输送能力从每年几千吨到上万吨。

总体看，现有管网里程短、布局散，除包头—临河外没有百公里以上的氢能专用管道，跨区域输送能力基本为零。

规划管网：纯氢干线为主体，向内蒙古集中

在建、审批、备案和规划中的项目共35个、约9600公里，是已建成里程的近七倍。从类型看，规划管网以纯氢干线为主体，掺氢管道也仍在继续探索；从分布看，规划中管道项目集中分布于内蒙古及其外送通道。

其中规划长度超过500公里的纯氢管道项目有5条：乌兰察布—京津冀1132公里、投资298亿元，一期输量10万吨/年、远期50万吨/年；康保—曹妃甸1037.82公里、投资134.5亿元，设计年输氢量155万吨；阿鲁科尔沁—宁城808.8公里、磴口—上海庙—宁东553公里先后公示；内蒙古能源集团“一干双环四出口”绿氢管网规划4400公里，覆盖全区。干线工程的技术口径也在收敛，数据库中设计压力标注6.3兆帕的项目有9个，除包头—临河2024年投产外，其余均为2023年后立项的工程。

表2 重点规划及在建输氢管道（长度100公里以上，截至2026年9月）

干线之外还有两类配套项目。一类是区域内的短程支线，如内蒙古的达茂旗—包头159公里（此处统计不含包头市内部分）、达茂—九原202公里、固阳—白云鄂博125公里，连接制氢基地与干线或本地工业用户；另一类是南方的新场景项目，宝武清能阳江绿氢产业园项目配套规划阳江—湛江、阳江—珠三角、阳江—香港三条输氢管线，把海上风电制氢纳入管道外送场景。

长期定位：从企业自备设施到国家骨干网络

输氢管道的属性正在发生变化。早期国内存量管道是企业自备的工程设施，随炼化装置走；新规划干线项目由央企和地方能源集团主导，国家管网集团计划投资建设的第一条纯氢管道已在河北鹿泉进入实施阶段（中能建鹿泉—中电科普兴输氢管道，2025年初环评），中石油系参与项目达11个，居各主体之首。

更明确的信号来自国家管网集团的公开表述。国家管网集团董事长张伟近日的署名文章披露，集团已初步谋划“三纵三横”氢能骨干管网和“三纵三横”醇（氨）骨干管网，形成“西氢东运、北氢南下”的输送格局，依托的是其运营的11.3万公里存量油气管道。

按照这一构想，输氢管道的长期定位是与电网并列的国家能源输送基础设施——电网输送“能量”，管网输送“物质”，两者协同互补，即国家管网所称的“质能网”。需求侧的空间支撑这一定位：按中国氢能联盟研究院等机构的预测口径，到2060年我国绿氢需求约8300万吨、绿醇约9500万吨、绿氨约8200万吨。

核心驱动：供需错配、成本账与体系条件

管网建设的驱动力首先来自供需的空间错配，而且这种错配有具体的量化轮廓。据国家管网工程技术创新公司的口径，“三北”地区集中了全国80%以上的风能资源和85%以上的太阳能资源，而75%以上的能源消费集中在中东部；绿氢产能的规划分布与此对应，据向上氢能数据库显示，截至2025年底全国规划绿氢产能超过2300万吨/年，其中内蒙古约1039万吨/年、新疆约478万吨/年，两地合计占比超过65%。资源在西北、负荷在东南，且错配程度会随着风光装机增长继续放大，长距离、低成本的输送通道是把两端接起来的必要设施。国家管网测算的远期氢基能源流向为“西北—东南”，仅氢的跨区域调度需求就在2000万吨/年量级。

其次是成本账。目前长管拖车的经济半径约200公里，运输成本占终端氢价的三到四成；管道输氢在大规模、固定路由场景下，单位成本约为拖车的十分之一。以西北一个年产16万吨绿氢的项目为例，向京津冀500公里外送，用管道替代长管拖车，每年可节约储运成本约6.4亿元。按这个比例放大，一条百万吨级的千公里干线满负荷运行时，节省下来的运费将是几十亿元的量级。康保—曹妃甸按155万吨设计，正属于这个量级。在绿氢成本构成中储运占比超过30%，这意味着管输化程度直接决定绿氢到厂价格能否进入平价区间——对下游氢冶金、绿氨绿醇这些对氢价敏感的场景而言，运输成本每下降一分钱，对应的都是项目经济性的实质改善。

第三是政策和主体条件的成熟。政策层面，从示范到国家任务清单的递进已如前述；主体层面，国家管网集团的进场改变了行业的组织方式——在此之前，输氢管道是企业各建各的自备设施，此后有了统筹全国网络的运营主体和“X+1+X”的管输体系框架。存量设施是另一重条件：国家管网运营的11.3万公里油气管道与氢基能源的流向基本一致，按全球经验，已开展前期工作的氢能管道中约三分之一依托现有管道增输或改输，这是降低建设投资的重要路径；掺氢输送、成品油管道顺序输送甲醇等验证工程，则为存量利用积累了技术数据。标准层面，国家管网今年发布了氢气管输工程成套技术与标准体系，建成10兆帕输氢管道中试试验平台，主导制定了2项ISO标准和8项国家行业标准，管材、焊接、监测的技术路线正在收敛定型。

关键约束：消纳、机制与技术边界

目前国内管线网络构建的推进约束主要有三方面。

一是消纳承接，这是最直接也最现实的约束。西氢东送远期50万吨、康保—曹妃甸155万吨的年输量，需要沿线有相应规模的绿氢制备产能和消纳场景来匹配。供给端看，国内规划绿氢产能虽已超2300万吨/年，但规划产能与实际建成产能之间存在明显落差，绿氢项目本身的投产进度受制于电价、设备利用小时数和下游订单；需求端看，氢冶金、绿氨绿醇、炼化替代这些大宗用氢场景多数也还在建设和示范阶段，绿氨绿醇的规划产能同样以规划口径为主。管道是固定路由、长周期资产，上游产能和下游场景任何一个环节跟不上，都会直接摊薄管输量的爬坡曲线，“建得起、吃不饱”是这类项目最需要防范的局面。

二是机制空白，集中在定价、审批和规划三个环节。定价上，管输费用的形成规则尚未建立，新建纯氢管道没有可参照的费率先例，项目投资回报模型难以闭环；审批上，氢氨醇长输管道尚未纳入《政府核准的投资项目目录》，各省在核准还是备案上标准不一，同时未纳入GA类压力管道监管体系，在特种设备监管中存在归类空白——这一点国家管网在自己的行业材料中也明确提出，认为需要加快监管制度的修订完善；规划上，国家管网的“三纵三横”目前是企业层面的构想，尚未上升为国家布局，跨省管道的路由协调和路权安排缺少上位依据。

三是技术与安全边界仍在验证中。掺氢方向，终端分离成本、燃具适配、掺混比例上限等问题尚未解决，国内项目掺氢比多在10%—24%之间试验，距离规模化掺输还有距离；纯氢方向，氢脆问题对管材和焊缝提出特殊要求，国内虽然已有三十余年的工业管道运行记录，但6.3兆帕以上、千公里级干线的长周期运行数据仍然有限，标准体系也在边建设边完善的过程中。安全数据的积累需要时间，这部分进度很难用投资压缩。

从已建成1429公里到规划中上万公里，中间隔着消纳、机制和技术验证的一系列问题，这些项目最终落地到什么程度，值得持续跟踪。

来源：向上氢能