氫能具有來源豐富、綠色低碳、應用廣泛等特點，能夠與風電、光伏等可再生能源高效耦合，促進交通、冶金、化工等傳統(tǒng)行業(yè)深度脫碳，是助力實現(xiàn)碳達峰碳中和目標、保障能源安全和構建現(xiàn)代化產(chǎn)業(yè)體系的重要抓手。黨的十八大以來，習近平總書記親自指導推動能源革命，強調“要把促進新能源和清潔能源發(fā)展放在更加突出的位置，積極有序發(fā)展光能源、硅能源、氫能源、可再生能源”。得益于政府對氫能產(chǎn)業(yè)的高度重視，我國氫能產(chǎn)業(yè)已經(jīng)邁上發(fā)展快車道，初步形成氫能“制儲輸用”全產(chǎn)業(yè)鏈，國家的支持力度不斷加大，在助力加快實現(xiàn)碳達峰碳中和目標過程中發(fā)揮著重要作用，但產(chǎn)業(yè)高質量發(fā)展仍然面臨一定瓶頸制約，亟需從區(qū)域布局、產(chǎn)業(yè)生態(tài)、氣源結構、儲運體系、應用場景、發(fā)展環(huán)境等方面進一步優(yōu)化政策供給。

一、氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展態(tài)勢

當前，全球氫能產(chǎn)業(yè)正處于從導入期向爆發(fā)期過渡階段，相關技術逐步成熟、產(chǎn)業(yè)鏈日趨完善、應用場景不斷拓展、市場需求日益旺盛，全球主要國家和地區(qū)紛紛通過政策支持和技術突破，加速推動氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展，氫能產(chǎn)業(yè)迎來廣闊的發(fā)展空間，將成為全球未來能源體系的重要組成部分。

（一）全球經(jīng)濟體相繼布局

氫能正在成為能源轉型發(fā)展的重要載體，并上升為國際競爭的重要賽道。2023年，全球氫能產(chǎn)量約為1.02億噸/年，同比增長約2%，其中清潔低碳氫能產(chǎn)能規(guī)模近240萬噸/年。目前已有50多個國家和地區(qū)發(fā)布了氫能戰(zhàn)略，通過資金支持補貼、創(chuàng)造和擴大需求、推動標準認證、支持技術創(chuàng)新等方面支持氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展和能源深度脫碳，例如美國的《國家氫能戰(zhàn)略和路線圖》、歐盟的《氣候中性的歐洲氫能戰(zhàn)略》、日本的《氫能基本戰(zhàn)略》、韓國的《氫能經(jīng)濟發(fā)展路線圖2040》等[1]。以綠氫為例，美國、日本、德國2030年綠氫產(chǎn)能目標合計高達1350萬噸，明確提出的財政資金支持合計超過1萬億元。全球目前已初步形成以歐盟為中心的環(huán)地中海氫市場體系、美日印澳共同打造的亞太氫市場空間、美國主導輻射的北美氫市場空間等國際氫能產(chǎn)業(yè)布局。

（二）國家政策制度持續(xù)完善

頂層設計關于產(chǎn)業(yè)標準、技術裝備、應用場景、先進示范等方面的政策進一步細化。2023年國家和部委發(fā)布氫能相關政策（含重要會議指示）52項，新能源汽車、煉油、鋼鐵、船舶、航空、能源電子等多個行業(yè)的國家級政策文件提到氫能應用與發(fā)展。2024年4月，國家發(fā)展改革委、工業(yè)和信息化部、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《〈關于加快推動氫能產(chǎn)業(yè)高質量發(fā)展的若干政策措施〉的通知》。2024年8月《中共中央 國務院關于加快經(jīng)濟社會發(fā)展全面綠色轉型的意見》明確提出“推進氫能‘制儲輸用’全鏈條發(fā)展”[2]。2025年1月施行的《中華人民共和國能源法》首次將氫能納入國家能源管理體系，意味著氫能的戰(zhàn)略地位進一步得到承認。

（三）地方專項政策密集出臺

區(qū)域政策從“規(guī)劃先行、目標明確”階段進入“破除障礙、落地實施”階段。22個省份將氫能寫入2024年政府工作報告，2023年各地區(qū)發(fā)布氫能專項政策92項，較2022年增長24%，廣東、河南、浙江發(fā)布專項政策最多。電價優(yōu)惠、稅收減免、研發(fā)資金支持等多元化激勵機制逐步建立。多個省市提出了氫能產(chǎn)業(yè)的具體定位。廣東提出建設具有全球競爭力的氫能產(chǎn)業(yè)技術創(chuàng)新高地；湖北提出加快建設全國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展高地；山西提出積極推進“煤都”向“氫都”轉型，謀劃打造千億級氫能產(chǎn)業(yè)鏈；湖南提出加快打造全國氫能產(chǎn)業(yè)示范高地，正在研究部署全省氫能發(fā)展布局方案及支持政策制定等工作。

（四）市場需求前景相對樂觀

項目融資規(guī)?？捎^，根據(jù)世界氫能理事會《氫能洞察2023》報告，截至2023年10月，全球氫能產(chǎn)業(yè)鏈已有1418個已建、在建和擬建項目，累計投資額約5700億美元。2023年，中國共38家氫能企業(yè)進行了融資，股權融資投資額約88億元。氫能消費前景看好，根據(jù)國際氫能委員會預測，2050年全球氫能占全部能源消費比重將提高到18%，氫經(jīng)濟市場規(guī)模將達到2.5萬億美元[3]。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟統(tǒng)計，2023年中國氫能需求總量3300萬噸，供需基本平衡，預計2050年需求量將接近6000萬噸。

二、我國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展成效

隨著“雙碳”目標和新能源轉型的推進，我國氫能產(chǎn)業(yè)已取得了較大突破，成為現(xiàn)代化產(chǎn)業(yè)體系的有機組成部分。

（一）產(chǎn)業(yè)規(guī)模不斷壯大

我國已成為全球氫氣最大的生產(chǎn)國與消費國，氫能產(chǎn)業(yè)市場規(guī)模持續(xù)擴容。中國氫能聯(lián)盟數(shù)據(jù)顯示，2023年全國氫氣產(chǎn)能超4900萬噸，同比增長2.3%；全國氫能產(chǎn)業(yè)市場規(guī)模約4000億元，其中制氫板塊約1800億元，儲運環(huán)節(jié)約800億元，應用市場約1400億元；截至2024年底，我國可再生能源制氫項目89個，合計規(guī)模1145.4兆瓦，建成運營的燃料電池熱電聯(lián)產(chǎn)與發(fā)電項目111個，合計規(guī)模22.4兆瓦[4]。預計2025年，我國氫能產(chǎn)業(yè)規(guī)模將達到萬億元。目前，我國已規(guī)劃或建設的氫走廊數(shù)量超過16條，覆蓋全國近50%的GDP區(qū)域（京津冀、長三角、珠三角、成渝等），山東、上海、河南、湖北、吉林等多個省市都已制定氫能千億產(chǎn)值目標。同時，市場主體活力不斷釋放，我國目前擁有氫能相關企業(yè)超3000家，相比2020年翻了一番，48家央企、88家上市公司開展了氫能相關業(yè)務，覆蓋“制儲輸用”全產(chǎn)業(yè)鏈，涉氫專精特新“小巨人”企業(yè)約89家。

（二）區(qū)域發(fā)展格局初現(xiàn)雛形

中石化、寶武集團分別提出建設京滬氫走廊和長江氫走廊。其中，長約1500公里的京滬氫能走廊于2024年4月完成測試，建成供氫中心11個，加氫站128座；長江氫走廊為寶武集團向產(chǎn)業(yè)鏈伙伴發(fā)出的集體倡議，推進速度較慢。省市層面提出的氫走廊一般以氫能高速運輸線路為主，兼顧產(chǎn)業(yè)鏈布局。比如，長三角氫走廊、粵港澳大灣區(qū)氫走廊、成渝氫走廊、東三省氫走廊、湖北漢宜氫走廊、山東濟青氫走廊、浙江特色氫走廊、河南鄭汴洛濮氫走廊等。從綜合加氫站建設情況看，除江西提出的贛鄱氫經(jīng)濟走廊外，其他氫走廊已經(jīng)基本滿足氫運輸加氫要求。從氫走廊布局來看，江西打通南北向氫能運輸通道，有利于氫能物流與湖北、廣東銜接，形成“華中—華南”氫能運輸干線。

（三）“制儲輸用”全產(chǎn)業(yè)鏈初步形成

我國已初步掌握氫能制備、儲運、加注、燃料電池和系統(tǒng)集成等主要技術和生產(chǎn)工藝，九成以上關鍵零部件實現(xiàn)了國產(chǎn)化替代[5]。制氫方面，我國已成為全球最大制氫國。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟統(tǒng)計，2023年全國氫氣產(chǎn)量3550萬噸，預計2030年將達到3715萬噸，2050年達到9690萬噸；隨著內(nèi)蒙古、新疆等地光伏、風電成本的下降，電解水制氫經(jīng)濟性將大幅提升。儲運方面，以20兆帕（MPa）高壓長管拖車運輸為主。高壓氣態(tài)儲氫技術相對成熟，純氫管道運輸和天然氣管道摻氫運輸處于起步階段；加注環(huán)節(jié)優(yōu)勢明顯，根據(jù)高工氫電研究所調研，2023年中國燃料電池汽車高壓儲氫瓶出貨量達到4.9萬支，同比增長38%；已建成加氫站428座，數(shù)量位居全球第一，其中加氫站壓縮機國產(chǎn)化率達到28%。應用方面，交通作為先導性場景快速發(fā)展。2023年我國燃料電池汽車年銷量突破5000輛，累計保有量超1.8萬輛。全國首款百公斤級車載液氫系統(tǒng)研制成功，中車長客氫能源市域列車達速試跑，首條規(guī)?；瘧玫臍淠苤乜ǜ咚龠\輸線路已經(jīng)啟動，燃氣輪機燃燒室摻氫試驗成功開展。目前我國已經(jīng)批準五大氫能產(chǎn)業(yè)示范城市群，包括京津冀城市群、上海城市群、廣東城市群、河南城市群和河北城市群，形成“3+2”燃料電池汽車示范格局[6]。

（四）關鍵技術研發(fā)穩(wěn)步推進

近年來，我國積極圍繞產(chǎn)業(yè)鏈部署創(chuàng)新鏈，支持氫能關鍵核心技術攻關。研發(fā)進展方面，電解水制氫技術（包括堿性電解槽、質子交換膜電解槽等）已實現(xiàn)規(guī)?；瘧茫?024年電解水制氫產(chǎn)量達30萬噸；首條可摻氫高壓長輸管道（包頭至臨河輸氣管道）竣工投產(chǎn)，摻氫比例提升至10%；首套氫膨脹5噸/天氫液化系統(tǒng)正式發(fā)布，標志著液氫大規(guī)模制備技術的突破；中國海油完成全球最遠液態(tài)氫海運示范項目，實現(xiàn)了噸級以上液氫跨洋運輸?shù)?。研發(fā)支持方面，在國家能源局2024年發(fā)布的國家重點研發(fā)計劃專項中，氫能技術作為4項重點專項之一，擬安排2.54億元作為專項補貼；各省市跟進推出氫能科技示范工程、省級研發(fā)項目名單等積極舉措，如山東省的“氫進萬家”科技示范工程中，燃料電池系列發(fā)動機等關鍵零部件取得突破，氫燃料電池公交車和重卡的氫耗顯著降低，性能達到行業(yè)領先水平；全國重點高校和氫能產(chǎn)業(yè)龍頭骨干企業(yè)也搭建了一批氫能科技創(chuàng)新和產(chǎn)品研發(fā)平臺，如武漢理工大學和佛山市人民政府合作共建以氫能燃料電池為研究重點的佛山仙湖國家重點實驗室，北京化工大學設立“氫能材料智能設計與制造”市級重點實驗室，南昌大學共青城光氫儲技術研究院的工業(yè)固廢提取制氫劑已在氫儲能互補充電站應用。

（五）國際合作取得顯著進展

我國加速探索氫能國際合作模式，在多個方面開拓和發(fā)展對外貿(mào)易重要方向。技術交流方面，我國與歐盟、英國、巴西等多個國家和地區(qū)啟動氫能領域創(chuàng)新合作，如中國氫能聯(lián)盟獲批為中歐能源技術創(chuàng)新合作氫能專項牽頭單位，并與全球相關機構合作發(fā)布了多份氫能研究報告。項目合作方面，國內(nèi)企業(yè)在歐洲、亞洲等地區(qū)開展了多個氫能項目合作，如國家能源集團與法國電力集團合作建設“風光氫儲”海上綜合智慧能源島示范項目，中國石化與道達爾能源在可持續(xù)航空燃料和綠氫領域達成戰(zhàn)略合作。中國企業(yè)也積極嘗試氫能“出?！保瑲淠苎b備產(chǎn)品如氫能燃料電池、氫能汽車等已向德國、智利、沙特等30多個國家和地區(qū)出口。此外，我國牽頭發(fā)布了一系列國際標準和氫能相關碳減排方法，舉辦中歐氫能產(chǎn)業(yè)峰會、2024國際氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展論壇等國際交流活動，國際影響力逐漸增強。

三、面臨的困境

我國氫能產(chǎn)業(yè)取得了顯著的發(fā)展成效，但同時也面臨以下挑戰(zhàn)。

（一）碳排放壓力較大

我國綠氫占比仍然較低，制氫的主要來源為化石能源，平均每公斤氫氣生產(chǎn)會排放10-30公斤二氧化碳。2020—2023年，我國氫產(chǎn)量增加1791萬噸，其中1146萬噸由煤炭制取，250萬噸由天然氣制取，新增氫氣的全生命周期二氧化碳排放總量高達2.96億噸。此外，我國80%以上的氫氣消費量用于化工行業(yè)（如合成氨、甲醇生產(chǎn)等），屬于典型的“難脫碳”領域，均給碳排放控制帶來了巨大壓力。

（二）成本居高不下

從制氫環(huán)節(jié)看，化石能源制氫原料成本占主導，煤制氫、天然氣制氫受原料價格波動影響大，前期設備投資成本較高，碳排放成本未完全內(nèi)部化，“灰氫”轉“藍氫”將進一步增加成本。工業(yè)副產(chǎn)氫雖然具有一定的成本優(yōu)勢，但建設地點距離主要應用場景較遠，運輸成本較高。電解水制氫電力成本超70%，成本高昂，尤其是質子交換膜電解水制氫技術，目前成本約為化石能源制氫的2—3倍。在加注和應用環(huán)節(jié)，高壓氣態(tài)儲氫瓶采用碳纖維纏繞等高端材料成本高昂，低溫液態(tài)儲氫液化設備投資大、能耗高，管道輸氫初始建設、維護成本巨大且回收困難；日加氫500千克的加氫站，設備采購成本可達1000萬元/座以上。金聯(lián)創(chuàng)氫能數(shù)據(jù)庫數(shù)據(jù)顯示，2024年10月，全國加氫站氫氣平均價格46.7元/公斤，而根據(jù)卓創(chuàng)資訊數(shù)據(jù)，2024年全國汽油的平均價格為6.19元/升，巨大價差和氫燃料電池汽車購置成本較高都成為了氫能交通推廣的重要制約因素。

（三）基礎設施不完善

輸氫管道建設滯后，現(xiàn)有氫氣管道里程僅百公里級別，且多為企業(yè)內(nèi)部供氫管道，管徑小、壓力等級低，跨區(qū)域、大規(guī)模輸氫管道網(wǎng)絡尚未構建?！秶鴦赵宏P于加快建立健全綠色低碳循環(huán)發(fā)展經(jīng)濟體系的指導意見》提出，加強新能源汽車充換電、加氫等配套基礎設施建設。但由于建設運營成本高昂及氫燃料電池汽車保有量低等原因，目前我國多地加氫站建設數(shù)量低于規(guī)劃目標、布局不合理，加氫站建設現(xiàn)狀與需求脫節(jié)：現(xiàn)有加氫站存在關停、僅對特定車輛開放、加氫效率低下、設備故障率高等諸多運營問題，新站審批則程序繁瑣、周期長。

（四）技術創(chuàng)新仍有差距

一方面，核心技術尚未完全突破。例如，電解水制氫技術與國際先進水平相比，電解槽效率、壽命和成本仍有較大提升空間；高壓氣態(tài)儲氫、液態(tài)儲氫和固態(tài)儲氫技術成熟度較低，導致儲運成本較高；燃料電池系統(tǒng)功率密度較國際先進水平低20%—30%，限制其在重型商用車、航空航天等領域應用。另一方面，關鍵材料與設備依賴進口，例如，高性能質子交換膜、催化劑和氫壓縮機、70MPa高壓加氫站的核心設備等。此外，專業(yè)領域人才匱乏也是重要原因之一，高校和科研院所中氫能和燃料電池相關專業(yè)數(shù)量較少，人才培養(yǎng)機制與產(chǎn)業(yè)長遠發(fā)展需求的矛盾日益凸顯。

（五）地區(qū)之間協(xié)同欠佳

當前發(fā)展氫能的熱點區(qū)域，多處于政府引導及發(fā)展探索階段，各地之間產(chǎn)業(yè)規(guī)劃同質化嚴重。另外，氫能產(chǎn)業(yè)鏈長，涉及層面多，各地區(qū)之間和產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)間協(xié)同欠佳，難以形成合力，甚至存在重復建設風險。部分地區(qū)布局氫能產(chǎn)業(yè)缺乏統(tǒng)籌協(xié)調，設定的發(fā)展目標有脫離產(chǎn)業(yè)發(fā)展階段的可能性。