原创 龚茗等 中国国情国力杂志 2025年04月30日 09:01 北京

摘要：氢能已成为加快实现碳达峰、碳中和目标，推动能源转型升级、培育经济新增长点的重要领域。随着氢能产业进入从导入期向爆发期过渡阶段，国内外纷纷布局以期抢占氢能产业新赛道发展机遇。我国氢能产业发展已取得了显著成效，产业规模不断壮大、区域发展格局初现雏形、“制储输用”全产业链初步形成、关键技术研发稳步推进、国际合作取得显著进展，但也面临碳排放压力大、成本居高不下、基础设施不完善、技术创新仍有差距、地区之间协同欠佳等挑战。建议从优化区域发展布局、改善氢能产业生态、完善氢气供应体系、构建储运加注体系、开展氢能推广应用、提升产业发展环境等方面入手，推动氢能产业高质量发展。

氢能具有来源丰富、绿色低碳、应用广泛等特点，能够与风电、光伏等可再生能源高效耦合，促进交通、冶金、化工等传统行业深度脱碳，是助力实现碳达峰碳中和目标、保障能源安全和构建现代化产业体系的重要抓手。党的十八大以来，习近平总书记亲自指导推动能源革命，强调“要把促进新能源和清洁能源发展放在更加突出的位置，积极有序发展光能源、硅能源、氢能源、可再生能源”。得益于政府对氢能产业的高度重视，我国氢能产业已经迈上发展快车道，初步形成氢能“制储输用”全产业链，国家的支持力度不断加大，在助力加快实现碳达峰碳中和目标过程中发挥着重要作用，但产业高质量发展仍然面临一定瓶颈制约，亟需从区域布局、产业生态、气源结构、储运体系、应用场景、发展环境等方面进一步优化政策供给。

一、氢能产业发展态势

当前，全球氢能产业正处于从导入期向爆发期过渡阶段，相关技术逐步成熟、产业链日趋完善、应用场景不断拓展、市场需求日益旺盛，全球主要国家和地区纷纷通过政策支持和技术突破，加速推动氢能产业发展，氢能产业迎来广阔的发展空间，将成为全球未来能源体系的重要组成部分。

（一）全球经济体相继布局

氢能正在成为能源转型发展的重要载体，并上升为国际竞争的重要赛道。2023年，全球氢能产量约为1.02亿吨/年，同比增长约2%，其中清洁低碳氢能产能规模近240万吨/年。目前已有50多个国家和地区发布了氢能战略，通过资金支持补贴、创造和扩大需求、推动标准认证、支持技术创新等方面支持氢能产业发展和能源深度脱碳，例如美国的《国家氢能战略和路线图》、欧盟的《气候中性的欧洲氢能战略》、日本的《氢能基本战略》、韩国的《氢能经济发展路线图2040》等[1]。以绿氢为例，美国、日本、德国2030年绿氢产能目标合计高达1350万吨，明确提出的财政资金支持合计超过1万亿元。全球目前已初步形成以欧盟为中心的环地中海氢市场体系、美日印澳共同打造的亚太氢市场空间、美国主导辐射的北美氢市场空间等国际氢能产业布局。

（二）国家政策制度持续完善

顶层设计关于产业标准、技术装备、应用场景、先进示范等方面的政策进一步细化。2023年国家和部委发布氢能相关政策（含重要会议指示）52项，新能源汽车、炼油、钢铁、船舶、航空、能源电子等多个行业的国家级政策文件提到氢能应用与发展。2024年4月，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局联合印发《〈关于加快推动氢能产业高质量发展的若干政策措施〉的通知》。2024年8月《中共中央 国务院关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》明确提出“推进氢能‘制储输用’全链条发展”[2]。2025年1月施行的《中华人民共和国能源法》首次将氢能纳入国家能源管理体系，意味着氢能的战略地位进一步得到承认。

（三）地方专项政策密集出台

区域政策从“规划先行、目标明确”阶段进入“破除障碍、落地实施”阶段。22个省份将氢能写入2024年政府工作报告，2023年各地区发布氢能专项政策92项，较2022年增长24%，广东、河南、浙江发布专项政策最多。电价优惠、税收减免、研发资金支持等多元化激励机制逐步建立。多个省市提出了氢能产业的具体定位。广东提出建设具有全球竞争力的氢能产业技术创新高地；湖北提出加快建设全国氢能产业发展高地；山西提出积极推进“煤都”向“氢都”转型，谋划打造千亿级氢能产业链；湖南提出加快打造全国氢能产业示范高地，正在研究部署全省氢能发展布局方案及支持政策制定等工作。

（四）市场需求前景相对乐观

项目融资规模可观，根据世界氢能理事会《氢能洞察2023》报告，截至2023年10月，全球氢能产业链已有1418个已建、在建和拟建项目，累计投资额约5700亿美元。2023年，中国共38家氢能企业进行了融资，股权融资投资额约88亿元。氢能消费前景看好，根据国际氢能委员会预测，2050年全球氢能占全部能源消费比重将提高到18%，氢经济市场规模将达到2.5万亿美元[3]。根据中国氢能联盟统计，2023年中国氢能需求总量3300万吨，供需基本平衡，预计2050年需求量将接近6000万吨。

二、我国氢能产业发展成效

随着“双碳”目标和新能源转型的推进，我国氢能产业已取得了较大突破，成为现代化产业体系的有机组成部分。

（一）产业规模不断壮大

我国已成为全球氢气最大的生产国与消费国，氢能产业市场规模持续扩容。中国氢能联盟数据显示，2023年全国氢气产能超4900万吨，同比增长2.3%；全国氢能产业市场规模约4000亿元，其中制氢板块约1800亿元，储运环节约800亿元，应用市场约1400亿元；截至2024年底，我国可再生能源制氢项目89个，合计规模1145.4兆瓦，建成运营的燃料电池热电联产与发电项目111个，合计规模22.4兆瓦[4]。预计2025年，我国氢能产业规模将达到万亿元。目前，我国已规划或建设的氢走廊数量超过16条，覆盖全国近50%的GDP区域（京津冀、长三角、珠三角、成渝等），山东、上海、河南、湖北、吉林等多个省市都已制定氢能千亿产值目标。同时，市场主体活力不断释放，我国目前拥有氢能相关企业超3000家，相比2020年翻了一番，48家央企、88家上市公司开展了氢能相关业务，覆盖“制储输用”全产业链，涉氢专精特新“小巨人”企业约89家。

（二）区域发展格局初现雏形

中石化、宝武集团分别提出建设京沪氢走廊和长江氢走廊。其中，长约1500公里的京沪氢能走廊于2024年4月完成测试，建成供氢中心11个，加氢站128座；长江氢走廊为宝武集团向产业链伙伴发出的集体倡议，推进速度较慢。省市层面提出的氢走廊一般以氢能高速运输线路为主，兼顾产业链布局。比如，长三角氢走廊、粤港澳大湾区氢走廊、成渝氢走廊、东三省氢走廊、湖北汉宜氢走廊、山东济青氢走廊、浙江特色氢走廊、河南郑汴洛濮氢走廊等。从综合加氢站建设情况看，除江西提出的赣鄱氢经济走廊外，其他氢走廊已经基本满足氢运输加氢要求。从氢走廊布局来看，江西打通南北向氢能运输通道，有利于氢能物流与湖北、广东衔接，形成“华中—华南”氢能运输干线。

（三）“制储输用”全产业链初步形成

我国已初步掌握氢能制备、储运、加注、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，九成以上关键零部件实现了国产化替代[5]。制氢方面，我国已成为全球最大制氢国。根据中国氢能联盟统计，2023年全国氢气产量3550万吨，预计2030年将达到3715万吨，2050年达到9690万吨；随着内蒙古、新疆等地光伏、风电成本的下降，电解水制氢经济性将大幅提升。储运方面，以20兆帕（MPa）高压长管拖车运输为主。高压气态储氢技术相对成熟，纯氢管道运输和天然气管道掺氢运输处于起步阶段；加注环节优势明显，根据高工氢电研究所调研，2023年中国燃料电池汽车高压储氢瓶出货量达到4.9万支，同比增长38%；已建成加氢站428座，数量位居全球第一，其中加氢站压缩机国产化率达到28%。应用方面，交通作为先导性场景快速发展。2023年我国燃料电池汽车年销量突破5000辆，累计保有量超1.8万辆。全国首款百公斤级车载液氢系统研制成功，中车长客氢能源市域列车达速试跑，首条规模化应用的氢能重卡高速运输线路已经启动，燃气轮机燃烧室掺氢试验成功开展。目前我国已经批准五大氢能产业示范城市群，包括京津冀城市群、上海城市群、广东城市群、河南城市群和河北城市群，形成“3+2”燃料电池汽车示范格局[6]。

（四）关键技术研发稳步推进

近年来，我国积极围绕产业链部署创新链，支持氢能关键核心技术攻关。研发进展方面，电解水制氢技术（包括碱性电解槽、质子交换膜电解槽等）已实现规模化应用，2024年电解水制氢产量达30万吨；首条可掺氢高压长输管道（包头至临河输气管道）竣工投产，掺氢比例提升至10%；首套氢膨胀5吨/天氢液化系统正式发布，标志着液氢大规模制备技术的突破；中国海油完成全球最远液态氢海运示范项目，实现了吨级以上液氢跨洋运输等。研发支持方面，在国家能源局2024年发布的国家重点研发计划专项中，氢能技术作为4项重点专项之一，拟安排2.54亿元作为专项补贴；各省市跟进推出氢能科技示范工程、省级研发项目名单等积极举措，如山东省的“氢进万家”科技示范工程中，燃料电池系列发动机等关键零部件取得突破，氢燃料电池公交车和重卡的氢耗显著降低，性能达到行业领先水平；全国重点高校和氢能产业龙头骨干企业也搭建了一批氢能科技创新和产品研发平台，如武汉理工大学和佛山市人民政府合作共建以氢能燃料电池为研究重点的佛山仙湖国家重点实验室，北京化工大学设立“氢能材料智能设计与制造”市级重点实验室，南昌大学共青城光氢储技术研究院的工业固废提取制氢剂已在氢储能互补充电站应用。

（五）国际合作取得显著进展

我国加速探索氢能国际合作模式，在多个方面开拓和发展对外贸易重要方向。技术交流方面，我国与欧盟、英国、巴西等多个国家和地区启动氢能领域创新合作，如中国氢能联盟获批为中欧能源技术创新合作氢能专项牵头单位，并与全球相关机构合作发布了多份氢能研究报告。项目合作方面，国内企业在欧洲、亚洲等地区开展了多个氢能项目合作，如国家能源集团与法国电力集团合作建设“风光氢储”海上综合智慧能源岛示范项目，中国石化与道达尔能源在可持续航空燃料和绿氢领域达成战略合作。中国企业也积极尝试氢能“出海”，氢能装备产品如氢能燃料电池、氢能汽车等已向德国、智利、沙特等30多个国家和地区出口。此外，我国牵头发布了一系列国际标准和氢能相关碳减排方法，举办中欧氢能产业峰会、2024国际氢能产业发展论坛等国际交流活动，国际影响力逐渐增强。

三、面临的困境

我国氢能产业取得了显著的发展成效，但同时也面临以下挑战。

（一）碳排放压力较大

我国绿氢占比仍然较低，制氢的主要来源为化石能源，平均每公斤氢气生产会排放10-30公斤二氧化碳。2020—2023年，我国氢产量增加1791万吨，其中1146万吨由煤炭制取，250万吨由天然气制取，新增氢气的全生命周期二氧化碳排放总量高达2.96亿吨。此外，我国80%以上的氢气消费量用于化工行业（如合成氨、甲醇生产等），属于典型的“难脱碳”领域，均给碳排放控制带来了巨大压力。

（二）成本居高不下

从制氢环节看，化石能源制氢原料成本占主导，煤制氢、天然气制氢受原料价格波动影响大，前期设备投资成本较高，碳排放成本未完全内部化，“灰氢”转“蓝氢”将进一步增加成本。工业副产氢虽然具有一定的成本优势，但建设地点距离主要应用场景较远，运输成本较高。电解水制氢电力成本超70%，成本高昂，尤其是质子交换膜电解水制氢技术，目前成本约为化石能源制氢的2—3倍。在加注和应用环节，高压气态储氢瓶采用碳纤维缠绕等高端材料成本高昂，低温液态储氢液化设备投资大、能耗高，管道输氢初始建设、维护成本巨大且回收困难；日加氢500千克的加氢站，设备采购成本可达1000万元/座以上。金联创氢能数据库数据显示，2024年10月，全国加氢站氢气平均价格46.7元/公斤，而根据卓创资讯数据，2024年全国汽油的平均价格为6.19元/升，巨大价差和氢燃料电池汽车购置成本较高都成为了氢能交通推广的重要制约因素。

（三）基础设施不完善

输氢管道建设滞后，现有氢气管道里程仅百公里级别，且多为企业内部供氢管道，管径小、压力等级低，跨区域、大规模输氢管道网络尚未构建。《国务院关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》提出，加强新能源汽车充换电、加氢等配套基础设施建设。但由于建设运营成本高昂及氢燃料电池汽车保有量低等原因，目前我国多地加氢站建设数量低于规划目标、布局不合理，加氢站建设现状与需求脱节：现有加氢站存在关停、仅对特定车辆开放、加氢效率低下、设备故障率高等诸多运营问题，新站审批则程序繁琐、周期长。

（四）技术创新仍有差距

一方面，核心技术尚未完全突破。例如，电解水制氢技术与国际先进水平相比，电解槽效率、寿命和成本仍有较大提升空间；高压气态储氢、液态储氢和固态储氢技术成熟度较低，导致储运成本较高；燃料电池系统功率密度较国际先进水平低20%—30%，限制其在重型商用车、航空航天等领域应用。另一方面，关键材料与设备依赖进口，例如，高性能质子交换膜、催化剂和氢压缩机、70MPa高压加氢站的核心设备等。此外，专业领域人才匮乏也是重要原因之一，高校和科研院所中氢能和燃料电池相关专业数量较少，人才培养机制与产业长远发展需求的矛盾日益凸显。

（五）地区之间协同欠佳

当前发展氢能的热点区域，多处于政府引导及发展探索阶段，各地之间产业规划同质化严重。另外，氢能产业链长，涉及层面多，各地区之间和产业链各环节间协同欠佳，难以形成合力，甚至存在重复建设风险。部分地区布局氢能产业缺乏统筹协调，设定的发展目标有脱离产业发展阶段的可能性。

四、推动我国氢能产业高质量发展的对策建议

氢能产业科技含量高、带动能力强、市场空间大，在助力实现碳达峰碳中和目标、构建现代化产业体系、促进能源转型、发展新质生产力等方面具有积极作用[7]。建议积极抢抓氢能新赛道发展机遇，加快优化产业布局，突破“制储输用”产业链瓶颈，提升创新能力，优化基础设施，构建产业生态，推动氢能成为新质生产力发展的重要引擎。

（一）全面优化区域发展布局，促进协同互补  

立足全国各地氢能供应能力、产业基础和市场空间，构建面向未来的区域一体化、全国一盘棋的氢能发展格局和“圈层引领、多极支撑、区域协同”的发展布局。一是“圈层引领”。以长三角城市群、粤港澳大湾区城市群、京津冀城市群、山东半岛城市群、成渝城市群[8]等氢能产业集聚发展区为核心圈，构建高效氢能供应体系，推动区域氢能产业一体化发展，形成合理有序、协调互补的全国氢能区域发展新格局。二是“多极支撑”。以北京、上海、广东、河南、河北、山东、四川、重庆、湖北等核心圈中的重点省市为氢能产业增长极，因地制宜推进氢能产业多元化示范，推动规模化产业集群发展，促进示范城市群扩容、合作，在资源丰富、产业基础好的地区建设氢能产业示范基地，形成可复制可推广的经验，辐射带动周边地区。三是“区域协同”。东部地区建设“氢能技术创新与应用场景多元化高地”，发挥技术创新能力强、制造业基础坚实优势，重点发展电解水制氢、燃料电池、储氢设备等核心技术，推动关键材料和设备国产化，推动氢能在新型交通、分布式能源、工业、公共服务等领域的多元化应用；中部地区打造“先进氢能装备制造产业带”，依托完整的工业体系和丰富的副产低成本氢源，重点发展电解槽、燃料电池、制氢储氢装备等氢能装备研发与制造，推广氢燃料电池汽车，探索氢能在石化、冶金、钢铁等方面的应用，推动氢能装备制造协同攻关；西部地区建设“绿氢生产及综合储能核心区”，利用丰富的可再生能源，重点发展绿氢、低碳氢制备和氢储能，加快规模化绿氢生产与供应基地建设，推动氢储能与可再生能源发电相结合；在沿海地区打造“氢能国际化窗口”，利用风能、太阳能资源和港口优势，探索实现海水制氢、海上风电制氢储氢和氢能运输出口，推动氢能产业国际化发展，形成全球氢能技术研发、生产和出口的中心。

（二）着力改善氢能产业生态，增强发展后劲

氢能产业链长、覆盖面广、技术尚处于发展初期，需通过产业链深度协同、核心技术攻关、对外开放合作，打造健康、可持续的产业生态，从而提升整体效率和国际竞争力。一是推动全产业链协调发展。进一步完善氢能产业相关国家、行业、地方及企业标准，注重产业链上下游标准协同、创新技术与标准协同、国内国际标准协同，确保产业链各环节的兼容性和安全性。借助中国氢能联盟等行业联盟，搭建产业链合作平台，推动氢能产业信息共享和供需对接。降低产业链各环节衔接成本，促进氢能“制储输用”全产业链各环节相互配合、衔接顺畅。支持上下游企业通过战略合作、投资等方式形成紧密关系，鼓励跨行业企业合作开发氢能应用场景，实现资源共享与优势互补。二是提升科技创新支撑能力。依托国家科技计划，围绕氢能制取、存储、运输、加注、多元应用等全产业链，加速突破氢能基础材料、核心部件、关键装备以及颠覆性技术攻关。建设国家氢能技术创新中心、国家重点实验室等创新平台，支撑氢能关键技术开发、中试验证和工程化应用。鼓励龙头企业联合科研院所、高校建立合作研发机制，形成产学研用一体化创新生态。建立完善氢能技术装备自主创新、保护知识产权的激励机制。三是加强产业对外开放合作。进一步加强国际技术与产业合作，深度参与国际氢能产品检测和标准制定，主动融入国际氢能产业链，构建互通共融的国际氢能发展“生态圈”。探索与共建“一带一路”国家开展氢能贸易、基础设施建设、产品开发等合作[9]。适时布局海外产能，引导企业开发满足国际市场要求的氢能产品。

（三）逐步完善氢气供应体系，优化气源结构

我国作为世界最大的氢生产国和消费国，氢气供应以“灰氢”为主，拥有较大降碳提升空间。建议因地制宜布局制氢设施，推动存量优化、增量提升。一是推动“灰氢”存量产能向“蓝氢”升级。发挥工业副产氢清洁低碳、成本较低、供应稳定、分布广泛优势，推动建设一批焦化、氯碱、丙烷脱氢等行业副产氢规模化回收、提纯示范项目。结合石化、钢铁等传统产业绿色转型升级和节能降碳改造，逐步探索在化石能源制氢和工业副产氢的制氢设备中安装碳捕集、封存装置。二是挖掘电解水制氢潜力。在风能、太阳能等能源资源丰富区域，利用可再生能源和低谷电力发展高效、低成本电解水制氢，优先在新能源消纳困难区域开展弃电制氢或离网制氢。推动大规模生产降低电解槽等关键设备制造成本，对于电解水制氢的可再生能源电力提供优惠电价。三是积极发展生物质制氢。在农林生物质废弃物资源丰富的区域，因地制宜开展多种生物质资源制氢研究和中试，有序推进生物质制氢产业化。重点在国家级“无废城市”布局垃圾制氢项目，利用餐厨垃圾、养殖废弃物、芦竹等生物质资源制氢，支撑燃料电池汽车等场景用氢需求。

（四）稳步构建储运加注体系，强化保障能力

氢气储运成本占氢气总成本的30%—40%，也是氢能大规模发展的痛点。氢气常温状态密度低、单位体积储能密度低、易燃易爆的特点，导致安全高效储运难度较大。为兼顾安全可控、成本可控和高效流通，建议稳妥推进氢能基础设施建设，科学构建氢储运加注网络。一是优先发展高压气态储运。针对短距离小规模运输场景，以高密度、轻量化、低成本、多元化为导向，逐步提升气态储运商业化水平，提高高压气态储氢和长管拖车运输能力，在保障安全的前提下，合理提高氢气压力。二是及时跟进固态储氢技术应用。针对电力调峰电站、分布式供能、应急备用电源等场景，积极加强固态储氢领域布局，支持稀土储氢技术路线加快发展。三是合理布局加氢站设施。按照布局合理、适度超前、供需匹配、安全有序的原则，优先在重点城市、高速服务区、物流园区、工业园区和港口等布局加氢站。探索加氢站与加油站、加气站、充电站共建共享模式。鼓励能源企业、汽车企业、物流企业等主体参与加氢站建设、运营。

（五）积极开展氢能推广应用，拓展发展空间

以“绿电+绿氢+氢能多元应用”协同发展为主线，重点在交通、工业、储能等领域发力突破。一是推进交通领域推广应用。推广燃料电池汽车示范城市群经验，引导石油石化、物流、钢铁、邮政、电商配送等行业加快氢燃料电池商用车和专用车的推广应用，在有条件的地区试点开展氢燃料电池乘用车示范运行，形成多样化的氢能交通应用场景。推动氢能在航空、船舶、海洋工程领域的应用验证。二是探索工业领域替代应用。推动氢能在工业领域的应用与碳达峰碳中和政策和市场衔接，重点在化工、冶金、炼化等高耗能行业探索推进氢能替代化石能源，探索工业窑炉掺氢燃烧、氢冶炼等应用，实现产业再电气化和深度脱碳。三是引导电力领域试点应用。促进多能互补，开发氢能应用项目周边区域的风电、光伏发电资源，满足各类氢能应用需求。以“风—光—氢一体化项目”建设提升区域新能源消纳能力，优化一体化项目审批管理，降低制氢用电成本。

（六）全面提升产业发展环境，加快项目落地

产业导入除了大量前期投入，还需要进一步优化升级发展政策和监管政策。一是健全项目管理机制。进一步明确氢能产业链“制储运用”各环节的管理规范及相关法律法规体系，系统梳理各类制氢项目、加氢站等涉氢项目的行政审批流程，形成可操作的指南文件。明确氢能的“清洁能源”属性，探索建立适应氢能产业发展特点和高质量发展要求的项目审批管理、安全监管等机制，明确氢能产业主管部门，以及制氢、加氢等氢能基础设施项目归口管理部门。非化工制氢储存、运输、充装、使用等暂时参照现行天然气管理的相关规定执行。依托中国氢能联盟大数据平台，全面掌握各地氢能行业发展情况、企业运行情况。二是完善配套支持政策。研究出台氢能应用示范配套激励机制，建立健全覆盖氢能技术创新与产业化、氢能供应体系、终端应用、安全与应急管理等领域的政策体系。支持民营企业参与氢能产业强链补链，支持不同所有制企业、大中小企业开展共性技术联合攻关。设立氢能产业发展专项资金，鼓励地方政府设立产业引导基金，加大对氢能科学研究、成果转化和产业化的投资支持力度。将氢能产业纳入绿色金融范畴，搭建氢能产业投融资信息平台，精准对接金融资源和氢能企业融资需求。在局部地区先行先试，研究税收补贴、电价优惠、绿氢生产奖励、路权激励等支持政策，探索绿氢交易、氢储能参与电力市场交易、氢能碳减排市场化交易，通过制度安排降低成本。三是加强全链安全监管。建立健全跨部门工作机制，强化氢能综合安全监管，严格履行项目审批、安全、消防、环保、工程质量监督等管理程序，加强安全风险源头防范。建立健全氢能产业安全保障体系，制定氢能领域安全管控的细则和预案。