2026中长期输氢管网发展布局构想与展望报告-RMI

随着绿氢在我国氢能供给结构中的占比不断提升，氢气供需在时间与空间上的错配问题将逐步显现，并显著增加储运氢基础设施需求。根据落基山研究所预测，在2060年碳中和时期，我国运氢需求将至多达约7500万吨/年，固定式储氢需求将至多达约4000万吨/年。在当前及潜在的多种储运氢技术路径中，输氢管网在经济性、规模化运输能力以及系统协同方面展现出较为突出的综合优势。

绿氢产业发展趋势与管道输氢需求

在全球深度脱碳进程中，氢能正被广泛视为实现难减排行业低碳转型的重要能源载体。从我国发展条件来看，氢能产业未来的供给结构将呈现明显的绿氢化趋势。截至2025年底，我国绿氢总产能约为25万吨/年，在全国氢能总产能中的占比不足1%，整体仍处于产业发展早期阶段。2026年《政府工作报告》也将培育“氢能”等未来能源产业作为当前重要工作方向之一。在2060年碳中和情景下，绿氢将成为我国最主要的氢源类型，占氢气供给总量的比例可能超过75%，总供给规模约为7000万吨/年。

受风电、光伏等可再生能源发电波动性的影响，未来大量绿氢生产项目可能以离网制氢为主，氢气生产将呈现一定程度的日内及季节性波动。同时，由于绿氢生产往往需要依托风光资源条件较好的地区进行布局，我国西北、东北等可再生能源资源富集地区有望成为未来重要的绿氢供给中心，而东南沿海及部分工业集聚地区则仍将是主要的氢气消费中心。由此形成的供需空间错配，将进一步催生对大规模、长距离储运氢基础设施的需求。

在当前约3500万吨/年的氢气消费市场中，仅有不足百万吨储运需求。储运环节的成本通常占终端用氢成本的30%–50%。在包括气氢或液氢储运、氨醇或液态有机物储运氢、输电异地制氢和管道输氢等多种储运技术路径中，输氢管网作为一种可适应超长距离、大规模氢气运输的基础设施形式，单位运输成本较低，还能够承担部分储氢功能，并可作为新型电力系统的柔性调节中枢。输氢管道可分为纯氢管道与掺氢管道两类，鉴于跨区域氢储运问题，纯氢管道输送效率高，更适配交通、钢铁、化工等对氢气纯度有要求的用氢场景。

输氢管网政策演进与发展现状

管道输氢在大规模、长距离的输氢场景中有较为明显的规模经济优势，单条干线管道的年输氢容量可达几十万到几百万吨级别。近年来，我国输氢管道建设和规划开始加速推进。在《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》的指导下，国家能源局在多个行动方案和政协提案答复中进一步细化了输氢管道发展规划。2026年3月由三部委发布的《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》文件中，在多个优先支持的氢能应用场景中均提及鼓励“输氢管道”等氢储运基础设施建设。内蒙古自治区的省级绿氢管道建设发展规划政策开创了国内省级输氢管道规划的先河。

标准建设方面，《输氢管道工程设计规范》《氢气管道设计规范》《氢气储输管道用钢管》等多项行业标准与国家标准已于2024年至2025年间陆续实施。从2024年起，我国长距离输氢管道进入加速工程化建设阶段。地域分布上，输氢管道主要集中于内蒙古与河北两省；技术路线上，长距离跨地区的绿氢输送以纯氢项目为主，规划规模较大，目前多数仍处于核准、环评、选址用地、可研等前期阶段。牵头建设的主体单位呈现出较为多样化的格局，传统大型央企、国家管网集团、省级国企以及一批氢能产业相关企业逐步形成多主体参与、不同模式并行的发展格局。

然而，我国输氢管网体系仍处于探索起步期，目前尚缺乏全国层面的系统性输氢管网规划，安全运行可靠性仍待进一步验证，大规模的前期投资需求也使得企业决策更加谨慎。在已提出或推进的项目中，多数仍以点对点示范或区域性管道为主，整体网络化程度以及更广泛的市场参与度仍有待提升。

输氢管网布局优化方法与数据输入

为测算未来纯氢管道布局的市场潜力上限，研究在情景设定中采用了有利于纯氢管道发展的乐观假设：假定化工、钢铁等主要需氢部门地区分布维持现有格局，不随绿氢产能布局而迁移；假定纯氢管输技术凭借其在经济性、稳定性及低损耗等方面的综合优势，将成为跨区域氢气运输的主导方案。

研究构建了一套综合模型分析方法，核心输入数据分别是各市域（地市州盟级）的氢供需差和所有潜在可连接的管网运输线路。供给侧，2060年前后我国氢供给总量将达近亿吨，绿氢占比超过75%。各市域绿氢供给量通过Global Wind ATLAS和Global Solar ATLAS提供的风能密度和光伏潜力栅格数据，结合市域总面积扣除耕地、林地和城市建成区面积后的可部署面积计算得出。蓝氢供给量则根据本地当前化工总产能（炼化、合成氨和甲醇等）进行分配。需求侧涵盖交通、钢铁、化工、电力、水泥等行业，其中钢铁需氢量按产量权重分配至各市域，化工需氢量按石化和化工产量分配，交通和电力需氢量按经济活动强度和发展水平分配。

在网络构建中，西部地区参考既有及规划中的公路和铁路网络，仅在具备可通行条件的区域内允许建设氢能管网；东部地区假定任意两个区域节点在直线距离不超过500公里的情况下均具备连通可能性。

全国输氢管网优化结果与五大干线通道

研究将全国氢能输送体系抽象为一个网络流模型，采用线性规划框架下的最小成本最大流模型进行全局优化，目标函数设定为最小化全网运输总吨公里数。从管网形态来看，我国输氢网络呈现出鲜明的区域差异。西部及北部资源富集、运输节点间距远，管道分布密度低，适宜集中铺设大管径的输氢管道；东中部负荷中心周边运输节点分布密集，管道线路更为密集，具备与其他中短距离灵活输氢方式交互的可能。

大湾区、长三角、环渤海三大区域为典型的氢能需求中心。蒙西-蒙东-华北连线、青海—甘肃以及川西、云南一带出现了多个氢能集散枢纽节点。基于优化结果，全国输氢主干网五条干线通道特征鲜明：

通道一：东北—华北线。该线路为连接我国东北和华北地区的最重要输氢通道，蒙东地区为最重要的绿氢供给源地，向环渤海地区方向输送，满足该地区大规模且密集的钢铁、化工和交通用氢需求。主干线长度约为1500–2000公里，规模最大的输氢线路段约为250万吨/年，跨越区域处于第三级阶梯，建设难度相对较低。河北唐山作为全球规模最大的钢铁工业城市，预计到碳中和时期全市需氢规模约为250万吨/年，是管网规划建设的优先选项。

通道二：新疆—蒙西/河西走廊—华北线。通过南北两条平行干线将新疆、蒙西和河西走廊绿氢资源向东输送，在华北地区交汇。主干线长度约为3000–4000公里，规模最大的输氢线路段接近400万吨/年，跨越第二、三级阶梯，建设难度中等。内蒙古鄂尔多斯地处北干线沿线，不仅作为氢源向东输送的必经之地，本地绿氢资源也十分充足，预计到碳中和时期全市需氢规模约为150万吨/年，是资源转型带动产业升级的典型节点。

通道三：南疆/青海—甘陕—华北/华东线。承载南疆和青海绿氢东出，沿甘肃、陕西向华北和华东供氢。主干线长度约为3000–4000公里，规模最大的输氢线路段约200万吨/年，跨越第一、二、三级阶梯，部分线路途径青藏高原地区，建设难度较大。甘肃兰州作为南疆和青海地区绿氢东出的第一站，全年氢输入规模约为200万吨，在管网结构中扮演关键连接型节点角色。

通道四：西藏/川西—长江沿线—华东线。这是体量最大的东西向输氢干线通道，主干线长度超过4000公里，规模最大的输氢线路段接近400万吨/年，约三分之一线路处于青藏高原之上，建设难度极大。江苏苏州预计到碳中和时期需求规模约为120万吨/年，处于管网末端；四川雅安作为西藏和川西地区绿氢东出的必经之地，输入绿氢规模有望接近400万吨/年。由于建设难度极高，该线路更适宜作为远期战略通道审慎推进。

通道五：云贵高原—华南线。覆盖云贵高原到华南一带，以云南、贵州为氢源，就近向珠三角地区供氢。主干线长度约为1500–2000公里，最大输氢线路段不到150万吨/年，沿线地形比较破碎，建设难度相对较大。广东广州预计到碳中和时期需氢规模可达约80万吨/年，每年仍需从外地调入约65万吨，多元化输入氢源对分散远期供氢风险十分关键。

规划建设启示与商业模式建议

天然气管网的发展经验对输氢管网规划建设具有重要借鉴意义。截至2024年底，我国长输天然气管道总里程超过12.8万千米。2019年国家管网集团成立后，逐步过渡形成上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的“X+1+X”市场体系。未来纯氢管输的下游环节将更多服务于工业园区、能源基地及加氢站等工商用场景，类似于天然气行业中的“大用户”，可采取直供模式。

根据模型测算，五条主干通道的总长度共约9.5万公里，对应的总投资需求约为8377亿元。各线路在空间长度、地形条件及工程建设难度等方面存在显著差异。线路四由于总里程最长且地形条件最为复杂，投资需求占总投资规模的比重超过三分之一。在建设顺序上，线路一和线路二适宜在近中期优先推进建设；线路三更适合在中远期实施，由需求中心向供给端逐步延伸；线路四适宜作为远期建设通道；线路五适宜在中远期推进建设，逐步形成网络化输氢结构。

在投资主体与商业模式层面，输氢管网规划建设涉及政府主管部门、管网建设运营企业以及氢气供需企业等多类利益相关方。在起步阶段，多家主体参与、企业和地方各自推进建设的格局具有一定合理性；从中长期视角看，“全国一张网”的发展模式有望成为输氢管网体系演进的重要方向。国家主管部门应从“全国一张网”视角加快制定国家级输氢管网规划；地方政府应结合区域资源禀赋推进省级或区域输氢管网规划；管网建设投资企业可探索分阶段推进的建设模式；氢能生产企业与应用企业可依托未来输氢通道和管网节点优化产业布局；技术研发方面需持续提升管道输氢关键技术水平，并发展多元化储运方式作为补充，以增强输氢体系的安全性与灵活性。