一、我国氢能产业发展新动态

目前，经过各国政府、重点企业和金融机构的共同推动，氢能浪潮已席卷全球，国际氢能动态日新月异，新技术、新模式、新业态层出不穷，我国氢能产业发展也已步入快速发展的窗口期，在政策助力、企业投入加大、产需逐步形成合力的推动下,我国氢能产业发展前景光明。根据《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，“十四五”时期我国将初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。绿氢制储及在工业、交通、电力等多领域的规模化应用，将是构建中国现代化氢能体系的重中之重。2021年燃料电池示范城市群及“氢进万家”等重大项目推广，2022年北京冬奥会氢能应用示范，2023年氢能进入国家发展改革委产业结构鼓励类项目，2024年政府工作报告明确提出“加快前沿新兴氢能、新材料、创新药等产业发展”，我国加速了氢能产业布局。根据香橙会研究院调研，中国加氢站建设规模已居全球第一，燃料电池汽车推广数量居全球第二，电解槽出货量占全球60%，氢能产业发展如火如荼。目前已有近半数的中央企业布局氢能及相关产业，成为氢能市场的主力军，它们凭借在技术、人才、资本、平台等多方面的优势，将长期引领我国氢能产业的创新突破发展。中国正逐渐从氢能大国向氢能强国迈进。

二、面临的关键问题

虽然我国氢能产业发展迅速，但仍存在一些关键问题需要解决。

（一）氢能的管理体系尚需理顺

《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》虽已明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，但目前我国尚未理顺和建立起一套适合氢能发展的管理、监管体系，也没有明确的管理部门。从而导致各地涉氢项目审批建设中仍有诸多掣肘，相关部门之间存在着互为前置的问题，严重阻碍氢能产业的发展。

（二）氢能应用区域与氢源富裕区域错位

我国绿氢氢源富裕区域主要集中在“三北”（西北、华北和东北）地区。在当前技术水平下，“三北”地区风能资源储量就超过40亿千瓦，太阳能资源储量超过50亿千瓦，制氢潜力约2亿吨/年，完全满足我国氢能产业发展对大规模绿氢资源的需求。但目前我国氢能应用区域主要集中在东南沿海地区，远离绿氢氢源富集区域；同时副产氢源主要集中在城市周边的化工园区，而氢燃料电池汽车示范地区通常在人口密集的城区，运输距离动辄近百公里。氢能应用区域与氢源富裕区域的严重错位，造成氢能储运成本居高不下。

（三）氢能应用推广的商业模式和市场化运营经验有待探索

以政策牵引和规模化效应，推动氢燃料电池汽车成本快速下降是近期氢燃料电池汽车产业化发展的关键。传统燃油车辆和纯电动车推广采用融资租赁等方式，通过以租代购方式降低终端用户的一次性购置成本。当前用氢成本依然较高。亟待对标同吨位柴油车总体用车成本（TCO），加快探索物流服务一体化、以油养车和制储运用一体化等燃料电池汽车商业化运营模式，以减少购置车辆的一次性费用和运营成本，并通过稳定的运营收入保障加氢站和燃料电池汽车商业化运营，带动规模化发展。

在氢储能、建筑供热、热电联产、绿色化工、氢冶金等氢能应用领域，氢能应用较现有技术的成本高。亟须加快技术研发突破和试点示范，借鉴现有综合能源服务的商业模式，通过市场化手段实现项目收益渠道多元化，对标现有技术路线不断提升市场竞争力。“双碳”目标对风电、光伏等新能源开发提出了更高要求，但氢储能未得到足够重视，组织机制、科技创新、安全规范等环节保障尚弱，导致新能源产业大规模发展的关键支撑作用未能充分发挥。

（四）部分关键材料、零部件及装备技术水平有待提高

作为关键部分的燃料电池方面，目前国内在质子交换膜、催化剂、碳纸等核心材料上对外依存度总体较高，研发成果与国外先进水平相比还有一定差距。碳纸也是军用物资，我国燃料电池汽车商业化所用的碳纸需求急剧增大，更加剧国际碳纸市场对我国的禁运风险。燃料电池膜电极制备的主流智能设备，国内开发实力差距大，存在“卡脖子”风险。生产增湿器的企业非常少，进口依赖仍然严重。另外，系统管阀件及空气过滤器等辅助部件也需要提高国产化率。

在氢能储存、运输和加注方面，我国绝大多数加氢站加注能力为35兆帕，加氢装备的核心零部件，包括高精度高压氢气质量流量计、传感器、调压阀以及高可靠加氢枪等核心零部件均依赖进口，压缩机的可靠性尤其是关键零部件的寿命有待进一步提高。在车用储氢装备方面，重卡储氢问题尚未解决。国内目前普遍使用的35兆帕高压氢瓶不能满足氢能重卡的实际应用需要，对物流运输的毛利影响很大。

三、我国氢能产业发展趋势及建议

目前全球范围内氢能产业的竞争已经不断从核心技术的攻克向规模化应用市场的争夺延伸，我国应该抓住此次发展机遇，以下列几个重点工作为抓手，夯实基础，主动作为，在全球氢能版图中抢先占位，为“双碳”目标的实现提供更有力的支撑。

（一）持续强化氢能产业顶层设计

我国氢能产业的持续发展需要强化顶层设计，多方联合加强战略创新，开放创新资源，凝聚攻关合力，利用龙头企业牵引，针对核心关键技术联合攻关与系统创新，“全国一盘棋”高水平布局氢能全产业链。建议国务院国资委牵头成立“氢能创新联合体”，探索联合攻关、集群创新的发展新模式，发挥中央企业大院大所“排头兵”作用，打造产业链链主企业，强化在氢能产业固链、补链和强链中的关键作用，解决制约氢能产业发展的“卡脖子”难题。同时，整合央地优势，通过中央企业等龙头企业带动辐射培育中小科技型企业，提升企业创新能力，促进氢能产业基础能力的快速提升，实现氢能产业共享共赢。

（二）集中力量推进绿氢供应体系建设

我国可再生资源储量丰富，仅“三北”地区的风能和太阳能制氢潜力便可达约2亿吨/年，若充分开发，绿氢资源可完全满足产业发展需求。然而，我国绿氢产业仍处于起步阶段，存在规模小、成本高、供需匹配性差、产业耦合程度低等诸多问题，亟须集中力量、科学合理推动绿氢供应体系建设。

一是加快构建绿氢供应保障体系。开展规模化可再生能源发电制氢示范，并开展跟踪研究，促进关键技术完善和方案优化，验证规模化制氢工艺，实现更廉价的氢气开发。在可再生能源发电成本低、氢能储输用产业发展条件较好的地区，打造规模化的绿氢生产基地，并且优先以弃电制氢，降低绿氢的综合成本，促进绿氢上、下游产业链的稳定发展。

二是统筹规划绿氢基础设施布局。我国氢能应用区域与氢源富裕区域错位。下游规模化的应用，需要稳定的氢源供给，绿氢基础设施是连接上游电解水制氢、下游消纳用氢的关键环节。要从国家层面统筹规划我国绿氢基础设施布局，构建安全、稳定、高效的绿氢供应网络，支撑绿氢完整产业链的构建和绿氢的多样化、规模化应用。

三是尽快出台绿氢产业对应的政策体系。借鉴过去十年来光伏风电的发展经验，完善绿氢产业政策。要重点补贴电解槽产业，加速绿氢规模化发展；同时，在可再生能源资源丰富、绿氢有足够消纳能力的地区出台相关政策，鼓励绿氢与交通、化工、钢铁等多领域产业深度耦合，最大程度发挥绿氢的脱碳价值。

（三）加大力度探索多元化应用

氢能的应用领域随着技术发展已由单个行业向多行业互相耦合过渡，呈现多元化趋势，同时也对氢能服务体系提出更高要求。我国《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》明确提出了氢能多元化示范应用的发展思路，提出到2035年形成氢能多元应用生态和完备的氢能产业技术创新体系。

一是拓宽氢能应用场景和产业耦合。我国氢能应用场景从交通领域主战场向工业、储能、分布式发电、制造业、建筑业、深海潜水器、无人机及航空器、5G基站、数据中心等多元化行业不断延伸和拓宽。氢能应用场景的多元化拓展将助推多个行业系统和产业耦合。

在交通领域，我国正在全面推广氢燃料电池在重型车辆上的应用，拓展氢燃料电池客车、货车、叉车、渣土车、环卫车及大型乘用车市场空间。在船舶和无人机行业，氢能也将逐渐从研发阶段转至示范运行阶段。交通运输业正成为绿氢需求的主要行业，并将成倍增长，预计到2050年交通运输业氢需求可能接近2.5亿吨。

在工业领域，绿氢应用是助力钢铁、冶金、石化、化工等行业深度减排脱碳的重要途径。当前，我国氢冶金、绿氢化工等项目正在加速落地。在钢铁行业，国内已有河钢集团有限公司、中国宝武钢铁集团有限公司等8家龙头企业开始布局氢冶金，积极引领钢铁行业的氢能综合利用与发展。在化工领域，我国各地的绿氢制绿氨项目正在不断激增，主要集中在内蒙古、东三省等可再生能源丰富的地区，中国石化集团在内蒙古鄂尔多斯启动全球最大绿氢项目，开展的风光融合绿氢耦合煤化工项目已经开工。

二是积极推动基础设施建设和布局。氢能产业逐渐规模化与多元化，氢能基础设施的全面化科学布局已成为制约整个产业持续发展的重要因素。

加氢站作为实现氢能交通运输行业商业化的关键中枢，是产业发展的重要基础设施。截至目前，据中国氢能联盟整理，我国已建成加氢站474座，位居全球第一，近年来加氢站数量持续快速增长，多家机构预计到2035年将超过5 000座。但是我国加氢站主要设备进口依赖度和建设成本仍然较高。未来，随着氢气需求增加、关键技术和设备国产化，加氢站成本将可能会削减一半，使氢能产业发展实现良性循环。当前我国加氢基础设施主要以高压气态模式为主，需同步推动加汽油、加天然气、充电和加氢多元化一体综合能源服务站建设和布局，以提升建设用地利用效率。

氢气管道是我国另一项需要大力建设的氢能基础设施。现阶段我国氢气运输方式主要以长管拖车为主，随着氢能应用逐步推广，大规模、长距离、多元化氢能需求和氢能贸易的增加势必需要利用输氢管道来实现跨地区氢气运输。目前受成本和技术的影响，氢气管道未有大规模敷设，但已在加紧布局和提速建设，主要以天然气掺氢管道项目为主，正逐步开始纯氢管道的发展和布局。

（三）通过氢储能助力风电、光伏大规模开发

规模部署电解水制氢储能作为灵活性资源，可跟踪可再生能源波动性，大幅提高可再生能源消纳利用水平。针对不同的应用场景，应鼓励风电、光伏与氢能相结合，绿电和绿氢协同发展，构建“多能互补、源网荷储协同”一体化区域能源体系，促进多种能源协同转化与集成调配，以推动能源就近消纳、多能协同供应，提高可再生能源发电并网的稳定性和电力系统安全性、灵活性。

一是坚持“就地就近”原则，对在风光新能源基地就地离网制取的绿氢给予优先消纳、生产补贴和配套奖励等支持政策。尤其需要客观认识氢储能在市场化初期的经济性问题，出台针对性的两部制电价等鼓励性政策，配套完善储能市场价格机制。

二是从国家层面探索出台非化工园区制氢“松绑”政策，解决氢源产地与氢能消纳供需错位、储运环节导致终端用氢成本居高不下等问题。