2026年，中石化正在把氢能变成下一桶“油”

（来源：势银能链）

近期，滨海投资与中石化全资附属公司中石化新星新能源正式签订为期5年的绿氢供应框架协议。

协议明确：自2029年起，中石化新星新能源将向滨海投资稳定供应绿氢，初期年供绿氢2—3万吨，基准价格锁定在19—22元/公斤。这一价格已逼近化石能源制氢成本，绿氢商业化的经济性拐点正在加速到来。

更值得关注的是，这份协议清晰勾勒出一条从内蒙古乌兰察布到天津滨海新区的大规模绿氢输送路径：依托中石化规划的“西氢东送”纯氢长输管道，对接天津三大核心管网工程，力争2028年底前使天津核心管网全面具备绿氢接收、输送及掺混能力。这意味着中石化酝酿多年的“西氢东送”战略，正从蓝图走向商业化运营。

而这份协议，仅仅是中石化2026年氢能“全链提速”的一个缩影。进入2026年，中石化在制氢、储运、加注、应用四大环节同步发力，加速向“中国第一氢能公司”的目标迈进。

1.制氢端：绿氢规模化生产加速推进，技术路线多元化布局

中石化在制氢环节采取“绿氢规模化基地+分布式供应中心”双轨并行策略。

在新疆库车，我国首个万吨级光伏制绿氢示范项目已于2025年全面建成，截至2026年初，该项目已实现安稳运行超2年。项目配套300兆瓦光伏发电，年产绿氢2万吨，通过管道直供塔河炼化替代天然气制氢。这一项目为后续大规模绿氢基地积累了宝贵的运营经验。

在内蒙古，中石化更是重兵布局。2026年1月，中石化新星公司乌兰察布10万吨/年风光制氢一体化项目（制氢厂部分）重新获得备案许可，总投资59.4亿元，规划建设25座制氢厂房、200套1000Nm³/h碱性电解水制氢装置，建成后可年产绿氢10万吨，储氢能力达261吨。

同时，中石化长城能源化工内蒙古大路80万吨/年煤制烯烃升级示范项目于3月正式进入全面建设阶段，工程总投资约221亿元，耦合100MW风电+240MW光伏发电制取1万吨/年绿氢，设备国产化率超过98%。

此外，中石化内蒙古3万吨/年风光耦合绿氢及耦合系统（全球最大绿氢耦合煤化工示范）正在持续建设，预计2027年投产。

在AEM制氢技术领域，中石化也已展开系统性布局。2026年3月，中石化北京燕山分公司启动氢能实验室建设项目，公开招标碱性电解水测试系统、AEM电解水测试实验装置及PEM电解水测试实验装置等核心设备，这也是中石化首次公开采购AEM制氢测试装备。

设备研发方面，早在2024年11月，中石化发布5兆瓦AEM制氢系统。该设备可通过模块化扩展大幅降低绿氢制备成本，有望推动绿氢生产成本进入1美元/千克的时代。

示范项目也在同步落地。2025年4月，中国石化销售股份有限公司安徽六安明天氢能综合能源港项目环评公示，其二期工程明确计划采用AEM电解水制氢，日制氢量约42公斤，这也是中石化的首个AEM制氢示范项目。

2、储运端：西氢东送大动脉加速贯通，储氢技术多点突破

储运环节是中石化氢能战略的关键“疏通”一环。

中石化规划建设的乌兰察布至京津冀氢气输送管道示范工程，全长1132公里，是我国首条跨省区市、大规模、长距离纯氢输送管道，已于2025年底通过安全论证审查，进入开工冲刺。

此次与滨海投资的协议进一步明确，将重点推进该管道天津段与当地三大核心管网对接，力争2028年底前具备绿氢接收、输送及掺混能力。

在储氢技术前沿方面，中石化正承建国内首个岩洞储氢科研中试基地，并于2026年5月取得“内置换热式固态金属储氢装置”专利，探索多元化储氢路线。

3. 加注与应用端：150座加氢站织密网络，氢能规模化应用见成效

在终端应用领域，中石化围绕加氢站网络与氢能交通应用两大方向加速布局。

加氢站建设方面，中石化已建成运营全球规模领先的加氢站网络，累计建成加氢站150座，覆盖全国主要氢能示范城市群，构建了8条城际氢能走廊，重点服务氢能重卡、公交等商用车场景。

2026年3月，河南首座中石化“直供+加氢”一体化加能站在濮阳正式投运。该项目由中原油田、河南中原石油分公司及中石化石油机械股份有限公司联合打造，绿氢由中原油田油气加工技术服务中心制氢车间生产，通过800米不锈钢管道，以20兆帕压力直接输送至加能站设备区，实现“制氢间连上加氢枪”，彻底打破传统加氢站依赖长管拖车运输的模式。

该站设计日加氢能力500千克，可稳定服务燃料电池商用车、城乡公交等氢能交通场景。该项目整合中石化系统内制氢能力、加能站网络和装备制造能力，形成了“自己产、自己输、自己卖”的闭环链条。

4月，中石化旗下中国石化销售股份有限公司与重庆沙兴能源有限公司共同成立重庆沙兴钜能能源有限公司，注册资本3765万元，经营范围包含站用加氢及储氢设施销售，进一步完善了中石化在西南地区的氢能基础设施布局。

氢能交通应用方面，广州石化于2026年1月首次实现氢能重卡规模化应用，投用18辆氢能重卡用于石油焦产品装运出厂，形成厂内从蓝氢制备到交通应用的闭环。

据悉，广州石化已建成华南地区最大的氢燃料电池供氢中心，年供氢能力达5100吨，氢气纯度达99.999%，供应覆盖大湾区氢能公交、物流重卡等场景。

此外，燕山石化作为华北最大燃料电池氢生产基地，已常态化为北京、天津等地加氢站提供稳定高纯氢运输保障。

其中，沧州炼化氢能加供中心于2026年4月创造单月氢气销量57吨的历史新高，作为中石化系统内首家“母子联合”加氢站，其年供应能力达2000吨，可同时满足长管拖车转运、氢能重卡补给、氢能公交车加注三种需求，服务范围辐射沧州市中心城区及周边200公里区域。

4、产业合作：资本运作与生态共建双向发力

2026年以来，中石化通过资本运作与战略合作双向发力，持续织密氢能产业生态网络。

1月8日，中国石化资本依托旗下氢能基金向佛吉亚（上海）氢能投资有限公司战略投资3亿元人民币（约合4000万欧元）。

2月，香港中华煤气、中石化香港及中石化新星公司签署合作备忘录，三方将围绕氢能、绿色甲醇及可持续航空燃料（SAF）等清洁能源展开深度合作，涵盖加氢站建设、液氢储运技术、氢能充电站、绿色甲醇船运应用等关键领域，并探讨成立合资公司。

而如前所述，与滨海投资所签订的五年绿氢供应协议，也正是中石化生态共建的重要案例之一。

势银视角：氢能不再是中石化的“可选项”，而是“必选项”

从上述动态中，势银（TrendBank）认为中石化2026年的氢能布局呈现出三大鲜明特征。

第一，全产业链贯通，不搞“偏科”。 从制氢、储运到加注、应用，每个环节都有标志性项目落地。这种系统性布局使中石化从传统“能源生产商”向“综合能源解决方案提供商”加速转型。

第二，“风光电原料化”理念落地。 将绿电转化为氢气、合成燃料等可长时储输的二次能源，从库车到乌兰察布再到煤化工替代，这一理念已从概念走向现实，为新能源大规模消纳开辟了新路径。

第三，商业化速度远超行业平均。 与许多氢能项目仍停留在“示范阶段”不同，中石化的氢能布局从一开始就瞄准了工业场景的实际需求，例如库车绿氢直供塔河炼化，广州石化氢能重卡用于石油焦产品物流内部闭环，鄂尔多斯绿氢耦合煤化工项目用1万吨/年绿氢替代部分煤制氢——这些项目都有一个共同特点：氢气并非“产了再说”，而是“产了就用”，且用在了自身炼化生产、内部物流运输等有明确成本收益账可算的场景中。

石家庄鹿泉区某加能站同样采用了“直供”模式，氢气由中原油田制氢车间通过不锈钢管道以20兆帕压力直接输送至加能站设备区，这一模式可在中国石化体系内实现快速复制和推广。

这种“以场景定产能”的策略，使得中石化的诸多绿氢项目从一开始就具备明确的消纳方向和商业逻辑。

总体来看，2026年的中石化正以“全产业链协同、大项目集群落地、技术路线多元化”的打法，将氢能从一个“可选项”转变为公司战略转型的“必选项”。

从规划上看，中石化已确立清晰远景目标：到2050年，将建成近1亿吨氢能消费市场（绿氢占比70%），打造“全国输氢一张网”。

这一目标的规模体量，已远超单一“氢能公司”的范畴，折射出其背后的深层战略：在“双碳”目标驱动下，中石化正试图将氢能打造为继石油、天然气之后的“第三次能源转型”核心抓手，从传统能源巨头加速向“世界一流绿色能源化工公司”全面转型。

而那份5年绿氢供应协议中19—22元/公斤的价格承诺，或许正是中石化向市场传递的最强信号：绿氢的商业化时代，已经不再遥远。

值得关注的是，势银已确认于7月22-24日举办【2026势银绿氢产业大会&2026势银绿色燃料产业大会】。会中将对上述各大项目进行探讨，如需参与此次大会可扫码报名会议。