试点启动，推动氢能产业全链条发展

陈梅涛 田泽普 王凡

根据国家能源局2025年4月发布的《中国氢能发展报告（2025）》，2024年我国氢能生产消费规模突破3650万吨，位列世界第一位。截至2024年年底，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。

亮眼成绩背后也应看到，我国氢能尚处于初级发展阶段，还面临技术瓶颈和应用挑战。

2025年6月10日，国家能源局印发《关于组织开展能源领域氢能试点工作的通知》（以下简称“试点方案”），明确以项目和区域为实施载体，开展氢能试点工作，探索氢能产业多元化发展路径，形成可复制、可推广的示范经验，支撑氢能“制储输用”全链条高质量发展。

青岛炼化海河路加氢站，工作人员正在为一辆氢能源公交车加注氢气。

01 从示范到规模化，产业痛点待解

2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，在战略定位上明确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。近几年，氢作为原料、燃料参与到多个行业中，各地政府也争相出台鼓励政策，氢能成为减碳的重要路径之一，也赢得了政府、资本、市场、企业的青睐。

尽管氢能的定位、远景都值得期待，但当前其发展仍然面临成本、技术、商业模式、场景应用等诸多现实挑战，终端应用多局限于示范项目，尚未形成稳定的商业闭环。

一是经济性不足成为氢能应用的首道关卡。氢能全链条的制取、储存运输及终端应用环节，其成本竞争力仍需与传统能源正面较量。从供应端看，现阶段电解水制氢结合高压气氢拖车运输至终端的成本一般在25元/千克以上，若无相关政策扶持，加氢站环节的枪口价通常达到30元/千克以上，相较传统油气及电力存在50%以上的溢价。从终端需求看，甲醇、合成氨等化工场景对氢气纯度要求较低，氢气价格需控制在10元/千克左右才具经济性；交通场景虽需高纯氢，但价格需降至25元/千克左右才能与锂电等替代能源形成竞争。当前氢能供应成本偏高，经济性不足，仍需一定的政策扶持。

二是技术成熟度仍待提升，以支撑规模化应用。国内氢能全产业链在能量效率与成本控制上仍有较大提升空间。制氢环节中，风光制氢的效率稳定性、装备长期运行可靠性尚未完全达标，数智化柔性制氢、新型AEM电解槽等技术仍处于探索阶段，需通过实际场景验证完善。储运环节以20兆帕长管拖车为主，难以满足大规模、低成本氢气外送需求，管道输氢、固态储氢等新路径尚在试验期，相关技术标准与工程经验不足。应用环节则呈现以燃料电池汽车为主的单一格局，在化工、能源等领域的应用刚刚起步，技术积累与标准体系建设滞后，制约了氢能全链条技术迭代的速度。

三是上下游协同不完善形成发展阻碍。这主要表现为时间、空间两个维度上的“供需错配”。时间维度上，上游基础设施的建设节奏需要与下游用氢端的需求量进行匹配。比如输氢管道的建设，慢则不利于上游绿氢输送，快则存在管道利用率不高的风险；再如氢燃料电池汽车的推广，车少则加氢站难以盈利，站少则车辆难以推广。空间维度上，氢能产需区域分布不匹配，内蒙古等可再生能源富集区制氢成本低但本地需求有限，中东部地区集中了国内50%以上的工业与交通用氢需求，但氢气供应规模、成本均受到限制。

四是场景挖掘不足限制推广潜力。现阶段国内政策扶持的重心集中在氢燃料电池汽车领域。而近年来氢能在工业、储能、新型交通等领域的技术潜力也逐步显现，如在工业领域，氢燃烧替代天然气、氢冶金等技术正加速验证；在绿色燃料领域，绿色氨、醇及可持续航空燃料（SAF）的市场需求逐渐清晰；在新型交通领域，氢能无人机、氢能两轮车等凭借续航优势开始崭露头角，与传统交通模式形成互补。但是作为战略性新兴产业，氢能在技术、政策、标准等方面的配套滞后，国内各地方推广方式和经验不一，缺乏全国性的统一指导。

02 专项试点启动，培育更多机会

针对当前氢能产业发展存在的问题，本次国家能源局启动的氢能试点工作具有较强的针对性。试点方案中首先以四大环节、11个细分方向覆盖氢能“制储输用”全链条，既瞄准当前产业痛点，也着眼长远技术布局，为产业链各类主体带来了差异化的发展机遇。这在短期内会加速氢能特色项目落地，长期则将为氢能产业发展探索出一条切实可行的道路。

氢能制取环节体现出“电解水制氢为主、工业副产氢为辅”的支持特点。试点方案中氢能制取环节共选定三个方向：规模化制氢及一体化、先进柔性离网制氢、清洁低碳氢能综合开发。

前两个方向强调风、光、水电、核电、生物质等清洁电力资源与制氢的匹配，尤其是适应风光波动和离网制氢的技术。这主要是鼓励大规模绿氢生产技术实现突破，将推动数智化、微电网与氢能技术的融合，以及高效电解水制氢技术的应用。从长期战略来看，此举既可实现节能降碳、平抑风光波动的目的，也有着与碳捕集、生物质等结合实现化工原料自主供应的潜力。

“清洁低碳氢能综合开发”方向则强调副产氢的开发，以建设区域性、规模化高纯氢供应中心。这主要是为了支撑终端交通、发电、工业等场景的用氢需求，同时也考虑到在绿氢大规模供应之前将副产氢作为过渡方案，有助于提升各制氢基地的效率。

氢能储运环节主要体现出“高效突破”的特点。储运环节选定了两个方向——规模化、长距离输送和高密度、多元化储存，两个方向均服务于氢能规模化发展后的储运需求。这从所提出的技术指标要求也可以看出，如输氢管道长度不少于100千米、单车输氢量不低于600千克、单项目储氢规模不低于20000标准立方米等。实现方式则强调多元技术路径并进，其中，输氢管道（限可再生能源制氢）、液氢槽罐、更高压力管束车、岩穴储氢、固体/有机液体储氢等均在支持范围内。这些技术的推进，将突破氢能“运不远、储不多”的瓶颈，长期则为构建全国性氢能输送网络与跨季节储能体系奠定基础，支撑氢能成为跨区域流动的能源载体。

氢能应用环节体现出“场景多元拓展”的特点。应用环节共设置四个方向：炼油及煤制油气绿色替代、氢氨燃料供电供能、氢储能长时长效运行、能源领域综合应用。这些方向覆盖了化工、电力、储能、建筑和工业园区等多个领域。从现阶段方案提出的技术指标看，要求相对宽松，主要是鼓励现有技术落地示范，打造样板，形成经验。从长期看，则是为规模化推广奠定经验基础，推动氢能深度融入能源、化工消费体系。

共性支撑环节主要体现“基础能力夯实”的特点。试点方案设置了氢能实证实验平台与氢能低碳转型试点两个方向。实证实验平台聚焦电解槽、燃料电池等关键装备的工况验证，支撑测评标准迭代，旨在解决技术装备“好不好用”的问题，加速产学研成果转化。低碳转型试点要求园区80%以上能源消费清洁化，以氢能为核心构建零碳能源系统，探索“绿电直连”与降碳价值实现机制。这两个方向短期内将完善产业标准体系与区域协同模式，长期则为氢能全链条技术升级与规模化落地提供制度保障与示范样本，支撑产业规范有序发展。

03 “跟踪式”扶持，适应氢能发展

除了试点方案的方向聚焦于当前最紧迫和最需要的领域之外，本次氢能试点在扶持方式上也实现了创新突破。打破了传统补贴模式的局限，避免低效产能重复建设与内卷式竞争，强调发挥项目或区域优势，探索创新、可推广的商业闭环，为氢能产业由“点”及“面”推广奠定基础。

本次试点的扶持方式呈现以下三大特征。

其一，“点对点”精准聚焦而非全面撒网，改变了传统补贴普惠式发放的模式，仅针对技术先进、模式清晰的项目与区域定向支持。根据试点方案，省级能源主管部门与中央企业推荐的项目试点不超过5个，区域试点不超过2个，同一方向项目推荐不超过2个，确保资源集中投向真正具备示范价值的企业。

其二，支持手段多元而非仅靠资金，将试点纳入“两重两新”支持范围，优先推荐首台（套）装备认定、参与碳市场交易，同时提供标准制定、技术攻关等全链条服务，形成“资金+政策+技术+标准+智库”等全链条的组合拳。

其三，“跟踪式”培育而非一次性投入，要求试点在3年内建成投产并持续跟踪评估，省级能源主管部门需逐年提交评估报告，国家能源局适时组织经验交流与技术攻关，形成从落地到成熟的全周期培育机制。

本次试点分为项目与区域两种形式，各有侧重又相互协同。

项目试点聚焦“点上突破”。项目试点由业主单位申报，聚焦单一技术方向，要求已完成核准备案、商业模式清晰。项目试点更青睐两类企业：一是掌握核心技术的装备制造商，如拥有高效电解槽、储氢材料专利的企业；二是应用创新成果的项目运营商，尤其是采用国家科技重大专项、首台（套）装备的主体。

区域试点侧重“面上协同”。区域试点由牵头城市申报，统筹“制储输用”多环节。区域试点侧重调动各部门资源协作，例如协调电网调度、土地规划、安全监管等政策资源，探索绿电直连、碳价值转化等市场化机制，由地方政府、产业链协同企业及公共服务平台等共同发力推动。

这种“点面结合”的布局，既能在短期内通过项目试点突破氢能发展的技术瓶颈，积累人才经验，又能在长期通过区域试点完善氢能发展所需的市场机制，降低全链条成本，最终推动氢能产业摆脱对财政补贴的依赖，走向商业化自主发展的轨道。

注：原文载自《能源评论》2025年第8期，本次发表有改动。