周淑慧 中国石油规划总院首席专家

　　全球能源转型加速推进，氢能逐步成为我国新型能源体系的重要组成部分。“十五五”规划纲要将绿色氢能纳入未来产业前瞻布局，《新型能源体系建设“十五五”规划》（简称《规划》）围绕氢能“制储输用”全链条作出系统性部署。我国氢能产业发展正处于从示范探索迈向规模化、商业化的关键窗口期。石油石化企业应抢抓政策机遇、加快氢能产业布局。这既是服务国家战略的需要，也是推动自身绿色转型、培育新增长点的重要契机。

　　政策红利密集释放 绿氢发展全面提速

　　国家持续加大对氢能产业政策支持力度。2022年《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》首次明确氢能产业的三大战略定位；2024年《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》提出30项具体任务；2025年《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》等聚焦绿氢与新能源消纳协同。

　　2026年，政策出台节奏进一步加快，“十五五”规划纲要将氢能纳入新产业新赛道重点培育布局，多部门联合印发氢能综合应用试点、新能源重卡规模化应用等专项政策，推动氢能在交通、绿色氨醇、化工原料替代等领域的规模化利用。《规划》更是首次将氢能纳入国家非化石能源供给体系，明确2030年可再生能源制氢规模达200万吨，部署跨省区输氢管道、绿色甲醇管道等重点工程，要求炼油行业加快节能降碳改造、稳步提升绿电绿氢消纳比例，为企业氢能业务发展提供清晰的路线图。特别是4月份印发的《碳达峰碳中和综合评价考核办法》，进一步推动石油石化企业加速节能降碳改造，提升绿电绿氢使用比例。

　　国内绿氢产业布局进入快车道。截至2025年底，全国可再生能源制氢产能超25万吨/年，在建规模超90万吨/年，东北、华北、西北依托风光资源禀赋成为主要集聚地，已投运产能占全国的95%以上。我国已构建全球最大、增速最快的可再生能源体系，至2026年6月，风光累计装机达19.51亿千瓦，预计2030年超过28亿千瓦。《规划》提出2030年200万吨的建设目标，较2025年新增175万吨，增长空间明确。可再生资源富集区当前面临本地消纳能力有限、大规模外送通道制约的矛盾，发展绿氢可有效摆脱新能源“发得出、送不走”的困境，为拥有大型新能源基地的企业提供可行的新路径。

　　石油石化企业积极探索布局 绿氢发展优势突出

　　石油石化企业已成绿氢产业布局的中坚力量。中国石化锚定氢能发展目标，在新疆库车、内蒙古乌审旗和乌兰察布等地大力推进绿色氢氨醇一体化项目，在武汉设立氢能装备制造产业集群，在全国建成150余座加氢站。其中，新疆库车2万吨级光伏制绿氢示范项目于2023年8月建成投产，2026年7月实现满负荷连续运行，为炼化绿氢应用树立了标杆；内蒙古乌审旗风光制氢一体化项目全面铺开，年产绿氢3万吨用于替代灰氢，创新形成“风光发电—电解水制绿氢—绿氢耦合煤化工”模式。

　　中国石油锚定“油气热电氢”综合能源供应商转型目标，深圳新能源研究院联合宝石机械等单位协同攻关全链条氢能技术，氢能装备已覆盖制氢、储运、加注等环节。2024年3月，首套光伏发电制氢项目在玉门油田建成；2026年5月，首套2000立方米/小时的碱性电解水制氢系统在独山子石化试车成功，自主研制的兆瓦级质子交换膜电解水制氢系统通过CNAS权威测试认证。

　　中国海油在海上风电制氢、海水制氢领域取得突破，全球首台（套）兆瓦级电解海水制氢装置于2025年1月在珠海成功实现试运行，首套兆瓦级质子交换膜电解水（PEM）制氢装置于2026年3月在山西晋中投运，百千瓦级固体氧化物燃料电池完成多阶段长周期运行测试，总体技术达到国际先进水平。

　　石油石化企业发展氢能业务具备天然优势。生产端，中国石化、中国石油、中国海油等企业在东北、西北、东部沿海等区域拥有深厚的产业基础及土地、风光等资源条件，在绿色氢氨醇项目获取与开发落地方面具备显著先发优势。消费端，上述企业炼油产能占全国的65%，依托炼化一体化正加速推进“减油增化”“新材料提速工程”，绿氢消纳场景丰富。供给端，上述企业运营的加油站约占全国的50%，向“油气氢电服”综合能源站升级的渠道优势明显，其“风光发电—绿氢制备—炼化消纳”一体化闭环模式可有力支撑低碳转型。

　　柔性耦合智能制备成为趋势 成本仍是核心制约

　　当前，绿氢制备主流技术为碱性电解水（ALK）和质子交换膜电解水。ALK技术成熟、成本低，但最低运行负荷受限（20%—30%），难以适配风光发电出力的大幅波动，频繁启停面临设备寿命缩短、安全隐患增加、能效显著下降等问题。PEM技术负荷调节范围广（0—120%），深度适配风光波动，但单位造价高，为ALK的1.5—2.5倍，铂族金属催化剂膜电极与钛双极板部分依赖进口。“ALK+PEM+储能”柔性耦合智能制氢系统正成为优选路线。

　　绿电占绿氢成本的60%—80%，制约因素主要有三方面：一是“可用性电价”偏高，风光发电稳定制氢需配套储能或通过电网调峰，系统成本增加；二是核心装备宽工况柔性运行能力不足，频繁启停缩短设备寿命且增加安全风险；三是氢能储运体系不完善，纯氢储运成本高、管网基础设施不健全，跨区域调配能力不足。

　　目前，西北资源富集区光伏发电成本已降至0.18元/千瓦时，但叠加配储、电网系统成本后，绿电直供制氢项目的综合用电价格仍在0.22元/千瓦时左右、绿氢完全成本约18元/千克，高于工业灰氢价格；中东部沿海地区土地资源紧张、风光资源禀赋有限，主流场景下绿电落地价格多在0.4元/千瓦时以上，绿氢制备成本高达30元/千克，且可用于制氢的增量绿电指标稀缺。

　　发挥石油石化企业优势 加快氢能业务布局

　　因地制宜开展可再生能源制氢业务。在风光资源富集、炼化用氢集中的场景，采用“ALK+PEM+储能”柔性耦合系统，实现绿电直连制氢就近直供炼化装置。在偏远油气田、独立矿区等场景，根据负荷是否具有间断性，优选碱性电解水制氢或PEM离网孤网制氢，适配风电、光伏的波动输出特性。

　　推动绿氢制备与消纳一体化示范。结合国家绿色氢氨醇基地布局方案，推动东北、西北、沿海等周边配套绿氢制备项目落地，构建“内替外拓”氢能消纳体系——内部替代炼化灰氢，外部拓展与化工、航运、钢铁等企业的长期绿氢供应协议，降低投资风险。

　　积极推进综合能源服务站升级布局。在京津冀、长三角、粤港澳大湾区等燃料电池汽车示范城市群，优先布局“油气氢电非”综合能源站。同时，锚定国家级零碳园区、现代化新城的综合用能需求，积极布局区域级综合供能枢纽。

　　加快氢能核心技术装备攻关。依托企业内部科研院所、高校及装备制造主体，加大对下一代电解槽、大规模氢储运、氢安全等领域的研发投入。推动4000立方米/小时及以上ALK装备推广应用，研发高灵活性PEM技术，积极探索高能效固体氧化物电解池技术研发与中试。力争2030年制氢成本下降30%、储运成本下降20%、关键技术与装备自给率提升至70%以上。

　　“十五五”是氢能产业发展从示范走向规模化的关键五年。石油石化企业应发挥产业基础与渠道优势，加快氢能业务布局，在绿色低碳转型中赢得主动，为我国新型能源体系建设和“双碳”目标贡献力量。