2026年6月9日，北京。国家能源局召开年度油气基础设施规划建设和管道保护工作会议，明确“推进油气与氢基能源管输体系协同”被正式写入工作部署。这一定调，将此前分散在“西氢东送”、内蒙古“一干双环四出口”、康保—曹妃甸等管道项目上的零散施工整合进同一张规划图纸：氢能基础设施与油气基础设施开始共用同一套“全国一张网”。
据公开项目信息汇总，截至2026年6月，国内有实质性进展的输氢管道总长度已超过7000公里。这条氢能动脉网络的成形速度，正在以月为单位被刷新。
一、千公里级干线：三条“主动脉”把绿氢从草原送到工业腹地
在内蒙古乌兰察布市商都县的戈壁滩上，直径近半米的钢管被逐段埋入地下沟槽。这是“西氢东送”纯氢管道的起点——全长1145公里，设计压力6.3MPa，近期年输氢量10万吨，建成后可将内蒙古的绿氢直接输送至北京燕山石化。这条管道由中石化投资建设，预计于2027年底全线贯通。
张家口坝上的风电场里，另一条管线正在加紧铺设。康保—曹妃甸氢气长输管道主线全长1037.82公里，设计压力7.2MPa，年输氢量高达155万吨，是目前全球输量最大的绿氢管道。据项目公开信息，计划总投资约134.5亿元，途经张家口市、承德市和唐山市20个区县。项目已于2025年10月开工，预计2026年底投运。
内蒙古正在编织一张更大的氢能外送网。依据《绿氢管道建设发展规划》，全区将建设“一干双环四出口”绿氢输送管网，规划14条管线总长约4400公里。其中，达茂旗—包头纯氢管道全长195公里，设计压力6.3MPa，设计年输氢量10万吨，2025年12月已完成施工；阿鲁科尔沁—宁城绿氢管道主干808.8公里，设计压力6.3MPa，项目总投资55亿元；磴口—上海庙绿氢管道主干553公里，设计压力6.3MPa，年输量50万吨，总投资约56.5亿元。
二、短距离支线与省级示范：管网从“点”到“面”的最后一公里
干线连接的是跨区域资源调配，而短距离支线和省级示范管道解决的是“最后一公里”的连接问题。
山东潍坊宝通街次高压纯氢管道是国内首条按城镇燃气规划、审批、设计、施工的城镇输氢管道，全长5.2公里，设计压力1.6MPa，年输氢能力3万吨，2025年4月开工，当月即完工投用。
河北定州—高碑店氢气长输管道是河北省南北氢气干线管网的一期工程，全长164.7公里，设计压力4MPa，管径508mm，年输氢10万吨，起于定州园区，终点高碑店市新发地物流园。
甘肃玉门油田输氢管道作为甘肃省首条中长距离输氢管道，全长5.77公里，年输氢能力1万标方/小时（折合约7000吨/年），压力2.5MPa，2023年8月便已投运，服务于玉门化工园区。
石家庄鹿泉商用绿氢输送管道干线加支线总长49.5公里，干线输量4000吨/年，设计压力4.0兆帕，支线输量800吨/年，设计压力1.6兆帕，服务于石家庄鹿泉区的工业用氢需求。
包头—临河输气管道则代表着另一条技术路线——掺氢输送。作为国内首条具备掺氢输送能力的长距离高压管道，全长258公里，最大输气能力达12亿立方米/年，掺氢比例最高可达10%，已于2024年12月正式通气。这条管道为油气管道向氢基能源输送转型提供了工程验证样本。
三、管输降本与新型能源体系的共振
氢能储运成本长期居高不下，制约了下游用氢场景的经济性。国家能源局此次将“推进油气与氢基能源管输体系协同”纳入会议部署，其核心逻辑在于：通过管道大规模替代长管拖车运输，从根本上拉低绿氢的终端成本。
据测算，长管拖车运输氢气成本在13至16元/公斤区间，而管道运输可以将其压低至3元/公斤以下。在康保—曹妃甸管道和“西氢东送”管道贯通的2026至2027年，这一降本效应将开始规模释放。当管输成本曲线与绿氢产能曲线交汇，氢能产业“用不起”的瓶颈将逐步瓦解。
管输体系的完善也正在消解绿氢供需之间的地理错配。内蒙古、河北北部等风光资源富集区产出的绿氢，将通过上述管网直接接入京津冀工业用户的原料管道，形成从电到氢、从氢到原料的完整物理链路。以西氢东送为例，年输氢量10至50万吨的规模，将直接替代京津冀地区现有部分灰氢供应，在不增加碳排放的情况下，稳定满足工业原料需求。
从国家能源局的会议桌，到内蒙古乌兰察布的地槽，再到河北张家口的管道焊接点，超过7000公里的氢能管道正在同步向预定节点推进。当2028年磴口—上海庙管线贯通时，中国氢能管网的总长度可能将再翻一番——此刻戈壁滩下的每一米管道铺设，都是这场能源版图重塑的具象刻度。
