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。