氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向

氢能产业链环环相扣，亟需推动上游产能端、中游储运端、下游应用端协同发力，打通全链条掣肘环节，实现核心技术迭代升级与整体成本稳步下降，推动氢能产业真正迈入规模化、商业化发展阶段

业内人士建议，加快推动氢能产业成熟发展，需技术、政策、生态“三路并进”，聚焦技术攻坚、政策完善、基础设施布局、应用场景拓展，推动“制储输用”全链条突破

当新疆光伏制氢通过管道直供炼化企业，当内蒙古风电制氢逐步替代焦炭炼钢，当青海水光互补制氢为西部化工园区提供绿氢，这场始于分子结构突破的能源革命，以多元应用场景打破边界，正在将氢能从化学概念，转化为保障国家能源安全、推动产业绿色转型的基石。

氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，对构建清洁低碳安全高效的能源体系、实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。

我国氢能全年生产消费规模超3650万吨，位列世界第一位。当前，我国氢能产业积极发展，已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，在五个示范城市群实现燃料电池汽车示范应用。

总体而言，我国氢能产业处于发展初期，尚未孕育出成熟产业形态，在技术、成本、体系和生态构建等方面都需要进一步提升完善，“制储输用”全链条韧性有待加强，这是产业发展初期的必经阶段。业内人士认为，破局需从技术攻坚、政策完善、基础设施、场景拓展等维度发力，努力推动全链条突破，实现从示范到商业化的跨越。

三大战略定位

相较于其他能源形式，氢能具有能量密度高、储存周期长、应用场景广等优势，可实现可再生能源的储存与调节、工业领域深度脱碳等，被视为未来能源体系的重要组成部分。

在全球能源变革加速演进、国际技术竞争日趋激烈、“双碳”目标深入推进的背景下，我国大力发展氢能产业是保障国家能源安全的战略需求，也是抢占全球新能源技术制高点、应对国际产业竞争的重要举措。

2022年，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》明确了氢能的三大战略定位：氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。

一方面，我国可再生能源装机量全球第一，在清洁低碳的氢能供给上具有巨大潜力。截至今年9月底，全国可再生能源装机接近22亿千瓦，同比增长27.2%，约占我国电力总装机的59.1%，其中风电、太阳能发电合计装机突破17亿千瓦。

氢能作为清洁高效的二次能源，新能源电力可通过电解水设备将水转化为绿氢，实现可再生能源的“时空平移”，成为推动新能源大规模消纳的前沿方向，还能为工业、交通等领域提供零碳能源，推动能源结构深度脱碳。

另一方面，氢能作为一种未来产业，产业链条较长、覆盖广泛，其应用已渗透至交通、储能、工业、发电、建筑等多元领域，是推动能源结构绿色转型的关键力量，对带动相关产业升级、培育经济新动能具有重要战略意义。

在中国产业发展促进会副会长、氢能分会会长魏锁看来，氢能兼具工业原料与能源产品双重属性，应用场景贯穿交通、化工、冶金、储能、电力等行业。同时，氢能产业涵盖“制储输用”各环节，上下游联动性强，能带动电解槽、燃料电池、储运装备以及新材料等战略性新兴产业发展。

立足氢能在国家能源安全、产业升级与“双碳”目标中的战略定位，中央统筹布局、地方精准落地，在政策供给、实践探索、资源配置等方面协同发力，为氢能产业高质量发展注入强劲动力。

中央层面顶层设计持续明晰：2024年，《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》提出推进氢能“制储输用”全链条发展；2025年，“十五五”规划建议将氢能纳入前瞻布局的未来产业范畴。一系列政策为产业高质量发展筑牢支撑。

各地亦积极布局氢能产业新赛道：海南、内蒙古等允许在非化工园区探索建设可再生能源制氢及制氢加氢一体站项目；上海积极构建绿色氢基燃料供应、交易与认证体系。截至2024年底，全国累计发布氢能专项政策超560项，因地制宜推进产业发展。

截至2024年底，各地建成可再生能源电解水制氢产能超12万吨/年，建成加氢站超540座，推广燃料电池汽车约2.4万辆，各领域试点示范取得积极进展。与此同时，我国积极推动氢能产业链、供应链、创新链融合，参与国际标准和认证体系建设，为全球能源转型贡献中国智慧。

自2014年以来，我国氢能产业历经政策起步阶段、以交通为核心的应用示范、顶层设计逐步完善、加快推动全产业发展四个阶段。当前，产业发展正处于从试点探索转向有序破局的关键期，面临产业发展体系尚不完善、制取和储运成本较高、应用场景有待拓展等一系列阶段性挑战。

采访中，业内人士强调，氢能产业链环环相扣，亟需推动上游产能端、中游储运端、下游应用端协同发力，打通全链条掣肘环节，实现核心技术迭代升级与整体成本稳步下降，推动氢能产业真正迈入规模化、商业化发展阶段。

——从上游产能端看，受电解槽、催化剂等技术制约，技术迭代与工艺优化不足，绿氢成本偏高。

《中国氢能发展报告（2025）》数据显示，2024年我国化石能源制氢仍占氢气供应主导地位。其中，煤制氢占比56%，天然气制氢和工业副产氢均占比21%，电解水制氢和甲醇制氢占比均为1%。

绿氢占比远低于灰氢、蓝氢的原因在于，可再生能源制氢面临技术成熟度不足、初始投资成本高等制约，而灰氢、蓝氢依托现有化石能源制氢体系，成本低、产业链成熟。

电解水制氢是当前技术成熟、应用广泛的绿氢制取路径。其中，碱性电解水制氢是主流选择，但难以适配风光发电的大幅波动；质子交换膜电解水制氢更契合可再生能源的特性，已成为未来重要发展方向。

“质子交换膜、催化剂等核心材料还依赖进口，制约其成本下降与规模化应用。”魏锁说，电解水制氢的不同工艺各有优势，现阶段仍需围绕低成本、高效率、安全可靠的目标持续突破，释放电解水制氢的产业化潜力。

——从中游储运端来看，产氢和用氢的空间错位，以及氢气储运的“高标准、严要求”，使得生产输配和使用各环节成本较高。

位于北京市的大兴国际氢能示范区，有全球规模最大的加氢站海珀尔加氢站。日最大氢气加注能力达4.8吨，可满足800辆燃料电池车的用氢需求。氢气主要来自河北地区的清洁氢，1公斤定价30元，其中储运费用约为10元。

“即便清洁氢产地距离较近，储运环节费用仍占总成本的三分之一，若按市场化规则与灰氢同台竞争，绿氢很难形成价格优势。”示范区资源拓展部总监田继忠说。

当前，高压气态运输仍是氢气主流运输方式，以长管拖车运氢为主。“氢气有易燃易爆特性，逃逸性强，易泄漏，储运要求更高。”魏锁说，同时氢气密度小、重量轻，当前的输运方式，运输效率低、成本高，影响了氢能应用的经济性。

以20MPa（兆帕）高压气态长管拖车为例，氢源距离100公里时储运成本约8.5～9元/公斤，200公里时增至10～12元/公斤，500公里时则攀升至20元/公斤以上。根据中国氢价指数显示，2024年12月全国氢能生产侧价格降至28.0元/公斤，消费侧价格降至48.6元/公斤。可见气氢运输距离超过200公里后，经济性将显著下降。

在国家电投氢能科技发展公司总经理张银广看来，绿氢储运环节，短期以长管拖车运输适配短距离、小规模用氢需求，具备灵活、前期投入低的经济性；但长期来看，随着用氢规模的扩大，管道运输将是更优选择。

——从下游应用端来看，交通运输领域的氢能应用仍面临障碍，工业等潜在领域的市场拓展相对滞后，扩大多元应用场景成为行业发展的关键点。

汽车是氢能应用的先行领域和重要场景。2021年起我国启动燃料电池汽车示范应用，示范期四年。截至2024年底，京津冀、上海、广东、郑州、河北五个示范城市群累计推广燃料电池汽车超1.5万辆，累计建设加氢站160座，累计示范运行里程超3.9亿公里。

业内人士认为，今年是示范应用收官之年，随着补贴政策逐步退坡，企业成本压力将加剧，地方需加快出台高速通行费减免、路权优先等接续政策。

以高速通行费减免为例，当前氢能车辆的跨省减免仍面临障碍。“车辆在省际路段切换时，必须先下高速再重新上道，才能确保省内通行记录完整，享受当地的减免政策。”张银广说，这不仅影响车辆通行效率，还制约氢能在跨区域物流等核心应用场景的规模化拓展。

氢能规模化落地，还需进一步打通应用场景。田继忠说，氢能应用不止于交通，还应延伸至化工、冶金、钢铁、建筑等领域。氢能在化工领域可推动合成氨、甲醇低碳生产，在冶金与钢铁行业助力工艺革新降碳，在建筑领域通过燃料电池供能、分布式供暖构建零碳生态。

除交通领域外，绿氢在合成氨、甲醇制备、石油炼化、氢炼钢等工业场景的示范应用与中试已稳步推进。业内普遍认为，其规模化推广的核心瓶颈仍是成本高，主要受政策配套完善度、生产技术工艺优化及大规模储氢技术成熟度制约。

“近期新能源相关政策密集出台，为大规模低成本制取绿氢创造了条件。虽然，生产技术工艺创新、商业模式创新等问题客观存在，但并非不可攻克。”魏锁说，作为新兴产业，绿氢的技术成熟与市场普及，需要经历认知深化、问题攻坚的渐进过程，随着技术迭代升级与商业模式示范验证，其规模化应用终将实现。

三路并进全链突围

业内人士建议，加快推动氢能产业成熟发展，需技术、政策、生态“三路并进”，聚焦技术攻坚、政策完善、基础设施布局、应用场景拓展，推动“制储输用”全链条突破。

——在技术侧，需重点优化离网制氢技术路线，通过减少长距离储运环节的资源投入，推动可再生能源就近转化消纳，进一步降低绿氢生产与终端使用成本。

相比化石能源制氢，我国目前主要使用网电制氢，制氢成本较高。通过可再生能源离网制氢，耦合推进源网荷储一体化项目实现就地消纳，已成为业内共识。

田继忠表示，以氢燃料电池汽车为例，可在矿区、边远地区等风光资源充足，且重型卡车等用氢需求集中的区域，通过配齐“制储运加用”全链条，先培育形成生态闭环的小型应用场景，满足200公里内经济性要求。

从储运需求来看，未来需根据产业规模，通过加快管网规划建设、完善储运标准，破解跨区域高效流通的瓶颈。

当前，区域性氢气长输管道建设正加速推进。例如，康保－曹妃甸氢气长输管道，建成后将破解冀北绿氢产地与京津唐绿氢消费市场的地理错配；乌兰察布市至京津冀地区氢气输送管道，将内蒙古的清洁氢能直通京津冀工业集群。氢气输送管道的建设，将有效解决区域内氢气储运效率低、成本高等难题。

在田继忠看来，“十五五”时期破解氢气输运瓶颈的核心路径，在于推动氢气就近制取、就地消纳，避免将有限资金过度投入长距离运输环节，转而聚焦制氢、用氢端的协同发力。当制氢端产能稳步释放、用氢端场景持续拓展，产业链成熟度不断提升，氢气“制储输用”端到端的综合成本将逐步下降，氢能产业的商业化运营将实现。

——在政策侧，需聚焦氢能全链条标准化建设，完善“制储输用”各环节标准体系，推动政策补贴精准赋能产业应用端，夯实全链条的协同效能与发展韧性。

标准是氢能产业规模化发展的重要支撑。“提升氢能产品与服务质量，拓展多元化应用场景，需持续完善统一规范的标准体系。”魏锁说，重点推进氢能产品检验检测和认证体系建设，筑牢氢能质量、氢安全等基础通用标准，完善制氢装置、储输氢设备、加氢站等基础设施标准，补齐交通、储能等重点领域应用标准。

除了标准体系建设外，政策补贴需紧跟产业发展，实现“精准滴灌”与动态优化。业内人士建议，新一轮政策应聚焦应用场景扩容升级，以规模化应用驱动行业降本增效。

“当前应用端政策支持不足，在加氢站建设、用氢设备改造、终端便捷性提升等环节，应加大支持力度。”张银广说，例如扩大氢燃料电池汽车高速通行费优惠范围、构建跨区域氢能补给网络，进一步降低终端使用成本。

——在生态侧，需推进以加氢站为代表的基础设施建设，支撑应用场景的规模化扩容与多元化延伸，推动氢能从分散的“孤岛应用”向跨领域“系统赋能”升级。

2025年4月，我国首条跨区域氢能重卡干线物流通道——西部陆海“氢走廊”贯通。这条“氢走廊”起于重庆、止于广西钦州港，全程约1150公里、设4座加氢站，将带动沿线中短途支线物流场景，为各地布局跨区域氢能物流网络提供了示范样本。

加氢站是氢能产业链的关键基础设施，产业要发展，基础设施须先行。魏锁表示，“十五五”时期需以加氢站建设为核心，建设氢能供销服务体系，构筑跨区域的低碳氢供应网络，支撑氢能绿色交通的规模化发展。

推动氢能与多领域融合是畅通全产业链的关键方向。张银广表示，氢能技术迭代与成本下降离不开规模化生产与市场应用，“十五五”时期氢基能源与交通、工业、能源的融合将成新能源制氢主要应用场景，以场景倒逼技术迭代，推动产业链协同，助力氢能从示范迈向商业化规模化，成为新经济增长点。

2025年，是“十五五”规划谋篇布局之年，是推动中国氢能产业迈过经济性拐点、转向规模化发展的关键一年。氢能产业全链突围仍在推进，这场由可再生能源制氢、电氢协同及多元应用驱动的变革，正将氢能从“工业原料”升级为“能源载体”，破解能源安全、绿色转型与产业升级多重难题。

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