國家能源局召開氫能試點推進會：定下“生死狀”，三年跑不通就出局

國家能源局推進氫能區域試點，動態考核淘汰不合格項目。

預見能源獲悉，4月10日，國家能源局在京召開能源領域氫能區域試點工作推進會。這場會議的核心點只有一個，9個區域試點不是掛牌子、拿補貼的“榮譽榜”，而是動態考核的“生死狀”。項目一旦投產即進入考核，跑不通經濟賬、形不成商業模式的，隨時面臨出局。

會議召開四個月前，2025年12月，河北張承唐、武漢都市圈、寧夏寧東等9個區域剛剛入選首批試點名單。其中河北張承唐試點的核心是一根1037公里長的氫氣管道，從張家口康保直通唐山曹妃甸，總投資134.5億元，預計2026年底投運。這根管道能替代標煤481萬噸、減排二氧化碳916萬噸，間接帶動上下游投資超1500億元。但試點三年的真實考卷，才剛剛拆封。

一根1037公里的管道

能跑通嗎

河北張承唐試點是9個試點中唯一被定位為省級全鏈條試點的區域。張家口和承德的風光發電裝機分別突破4500萬千瓦和2430萬千瓦，但電力外送通道容量有限，“棄風棄光”壓力始終存在。

唐山是工業重鎮，鋼鐵、化工產業碳排放量大，但本地工業副產氫無法滿足零碳轉型要求。一根管道把兩邊的痛點和需求連在了一起——張家口和承德的綠電變成綠氫，送到唐山去替代灰氫。

管道全長1037.82公里，設計壓力7.2兆帕，管徑813毫米，由唐山海泰新能投資建設。2025年10月，管道項目安全論證會已召開，評審專家認為技術路線成熟、安全防控體系完善，具備實施條件。2026年3月，海泰新能與億華通、河北省氫能學會簽署三方協議，海泰新能提供氫源和儲運服務，億華通深耕燃料電池和氫儲能核心技術，河北省氫能學會承擔技術攻關和產業標準構建。

但真正的難題不在技術，在協調。管道途經河北3市20個區縣，總長度超1000公里，沿線涉及用地征拆、安全監管、多部門審批。任何一個環節延遲，都會直接推高整個項目的成本。

國家能源局在推進會上提出“加強試點協同聯動，樹立‘一盤棋’思想”，預見能源認為，這指向的正是跨區域協調的老大難問題——如果沒有省級甚至國家層面的強力統籌，這根“氫能動脈”很可能卡在半路上。

寧夏寧東試點的打法不同。

寧東基地以煤化工為基礎，規劃三年內重點推動14個項目，新建綠氫產能11.48萬噸，計劃總投資320億元。到2028年，寧東綠氫總產能要達到14.3萬噸以上，減排二氧化碳350萬噸。

寧東的底氣來自兩個國家級綠氫項目——吳忠太陽山1.65萬噸綠氫項目和銀川高新區1.2萬噸綠氫項目，均被列入2025年國家綠色低碳先進技術示范項目。

據悉，國家能源集團在寧東投建的清水營制氫廠，投資約3.1億元，制氫規模15000標方/小時，采用16臺堿性電解槽，所制氫氣直接通過管道輸送至煤制合成氨項目，替代部分灰氫原料。

這套“就地生產、就地消納”的模式比長途管道運輸的協調成本低，但寧東面臨另一個瓶頸：煤化工產用氫總量達260萬噸/年，要把這么大一塊市場從灰氫切換到綠氫，價格必須降下來。

從26元到15元

降本沒有捷徑

中國科學院院士鄭南峰算過一筆細賬：僅計算制氫成本，單位質量綠氫成本約15.23元/公斤，但一進入工程實踐就被拉高到26元/公斤左右。一個15萬噸綠氨項目的投資額約30億至40億元，其中建筑安裝工程、公用工程、用地等成本約占65%，是工藝設備的3倍以上。

原因很直接：電解水制氫和氨醇項目沿用化工標準建設，防火間距偏大導致占地過多，公輔系統按極端工況冗余配置，初期投資和運行成本自然居高不下。

電費在制氫成本中占比高達70%至80%。業內普遍預計，當度電成本達到0.12元/kWh、電解槽成本降至700元/kW時，綠氫成本可降至10元/kg以下，與煤制灰氫（10至15元/公斤）齊平。

但現實是另一回事。2025年全年國內綠氫平均成本在25至35元/公斤之間，是灰氫的2到3倍；即便在新疆、內蒙古等風光資源富集區域，綠氫最優成本也在15至18元/公斤，脫離補貼就寸步難行。

儲運成本同樣不低，據了解，100公里范圍內的儲運成本約8.5至9元/公斤，從生產側到消費側，全國氫價指數從27.5元/公斤被拉到45元/公斤，近18元的差價直接揭示了成本傳導的堵點。

這么看來，武漢都市圈的目標顯得尤為大膽：到2028年6月，試點區域氫能總產值突破500億元，建設加氫站30座以上，推廣氫能汽車2600輛以上，“制儲輸用”成本較2025年降低30%。

已知的背景是武漢已集聚70余家氫能產業重點企業和科研院所，氫能產值近百億元。2026年2月，50臺氫能卡車在武漢集中交付，超600臺氫能汽車訂單現場簽約，氫能重卡每百公里能耗成本比傳統燃油重卡降低30%以上，按年行駛15萬公里計算，單臺車每年可節省成本超10萬元。

但武漢面臨的問題是：即便使用端的經濟賬勉強算得過來，上游制氫和中游儲運的成本降不下來，整個產業鏈的利潤空間就始終被擠壓在終端環節。

預見能源始終認為，全鏈條降本是一場系統戰——誰能在三年試點期內同時搞定制氫、儲運、應用三個環節的成本，誰才能真正活下去。

碳交易開了一扇門

但門后還有路

2025年底，生態環境部會同國家能源局發布氫能領域首個CCER方法學——可再生能源電解水制氫方法學。

這是氫能領域第一個核證自愿減排量方法學，為準入的電解水制氫項目提供減排量核算統一標準，使其產生的減排量得以在碳市場中變現。

截至2024年底，全國規劃建設的可再生能源電解水制氫項目已超過600個，已建成項目超90個，形成產能約12.5萬噸/年。但我國氫氣生產呈現明顯的高碳特征，化石能源制氫占比高達98%，可再生能源電解水制氫占比僅約1%。

方法學通過將清潔低碳制氫項目的減排量轉化為可交易的碳資產，有助于推動鋼鐵、化工、交通等重點行業控制溫室氣體排放。估算顯示，到2030年，符合方法學要求的可再生能源電解水制氫項目產生的年減排量有望達到約6000萬噸二氧化碳當量。

方法學的適用條件很明確：只適用于新建的可再生能源電解水制氫項目，現有設施的改造項目不在范圍內，使用購買綠證實現可再生能源電力制取的氫氣也不可以申請減排量。

這意味著政策在引導增量，而非補貼存量——政府的錢和碳市場的紅利，只給那些真正從零開始干綠氫的人。

4月10日的推進會上，國家能源局要求“加速制度改革，大膽推進氫能交易、綠色認證等機制創新”。CCER只是一個起點。如何建立更完善的氫能碳足跡核算體系、如何打通綠氫認證與碳市場的銜接通道、如何讓氫能像綠電一樣擁有可交易的綠色屬性，才是更大的命題。

寧東試點已經明確“支持依托試點項目，推動相關項目參與碳市場、綠證市場交易”。武漢都市圈也在探索跨區域氫能物流網絡和“電氫協同”模式。

但這些嘗試目前仍處于“各試各的”階段，尚未形成全國統一的規則框架。試點之間的差異化管理、數據共享、經驗復制，將是下一階段必須解決的問題。

氫能區域試點的三年期，本質是一場淘汰賽。每個區域都在用各自的路徑回答同一個問題：不靠補貼，綠氫能不能跑通商業閉環？

試點期間推出的動態考核機制意味著，誰能在規模化制氫中找到降本路徑，誰能率先打通綠氫的商業閉環，誰就能在“十五五”氫能政策定調時擁有更大的話語權。

那些跑不通的項目和區域，名單里隨時可以劃掉它們的名字。政策不需要空轉的示范，需要的是能落地的數據。

以下是來自國家能源局官網的試點名單：

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