氢能产业新阶段呈现哪些特征？（附专家解读）

   为进一步贯彻落实《氢能产业发展中长期规划》要求，引导行业健康有序发展，国家能源局组织行业相关机构和专家编制了《中国氢能发展报告（2025）》（以下简称《报告》）。

   4月28日，国家能源局能源节约和科技装备司副司长徐继林在解读《报告》时称，发展氢能产业对加快规划建设新型能源体系，实现碳达峰、碳中和目标具有重要意义。在“四个革命、一个合作”能源安全新战略指引下，当前我国氢能产业正从试点探索逐步进入有序破局的新阶段。

产量与价格呈现一升一降态势

   徐继林介绍，2024年，中央和地方持续加强政策顶层设计、推动专项政策出台，加强跨部门协调，综合施策引导产业高质量发展。《中华人民共和国能源法》明确规定“积极有序推进氢能开发利用，促进氢能产业高质量发展”。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》提出要推进氢能“制储输用”全链条发展，建立健全氢能“制储输用”标准。地方层面，共计22个省级行政区将氢能写入2024年政府工作报告。

   《报告》统计，截至2024年底，全国累计发布氢能专项政策超560项，因地制宜推进氢能产业发展。例如：山东、陕西、吉林、四川、湖北以及内蒙古鄂尔多斯、山西吕梁等地相继出台氢能车辆高速通行费减免支持措施；海南、内蒙古、安徽、湖南等提出了允许在非化工园区探索建设可再生能源电解水制氢和制氢加氢一体站项目。

   “2024年，我国氢能全年生产消费规模超3650万吨，位列世界第一位。”徐继林表示，截至2024年底，全球可再生能源制氢项目累计建成产能超25万吨/年，我国占比超50%，已逐步成为全球可再生能源制氢及相关产业发展的引领国家。

   对比来看，来自中国氢能联盟发布的数据显示，2023年全国氢能产量约3550万吨，可见产量规模的扩大。

   在介绍我国重点地区发展情况时，徐继林指出，三北地区传统产业基础和能源资源禀赋较好，为氢能项目落地推广奠定了良好基础。2024年，三北地区氢能产量占全国超50%，内蒙古、山西、陕西、宁夏等地区氢气产量均排名靠前。截至2024年底，全国各地累计规划建设可再生能源电解水制氢项目超600个，其中，已建在建项目超150个，已建成产能约12.5万吨/年，主要分布在西北和华北地区，合计占全国已建成产能近90%。同时，一批典型示范项目建成落地，发挥了较好的示范作用。新疆库车建成2万吨/年可再生能源制氢项目，宁夏宁东碳减排示范区可再生氢顺利并入煤制合成氨装置，逐步贯通可再生氢制取—储运—利用全流程，实现氢能多场景耦合应用。

   徐继林表示，东部地区依托燃料电池汽车示范应用和“氢进万家”等工作，积极布局技术研发和产业应用，逐步打造产学研用一体化发展、大中小企业并存、产业链相对完整、创新能力较强的氢能产业集群。同时，海水制氢、液氢工厂、跨洋贸易等新技术、新场景、新模式在相关地区加速探索，支撑氢能产业链、供应链、创新链融合发展。

   在产量规模提升的同时，氢能市场价格在相关政策的引导下逐步下行。《报告》指出，2024年，氢能生产侧价格加速下行，下降效应逐步传导至消费侧，燃料电池汽车示范等政策在氢能生产消费价格方面的引导效应逐步显现。

   中国氢价指数显示，2024年全国平均生产侧、消费侧氢能价格分别降至30元/千克以下和52元/千克以下；2024年12月，全国氢能生产侧价格降至28.0元/千克，相较上年同期下降幅度约15.6%，消费侧价格降至48.6元/千克，相较上年同期下降幅度约13.7%，创下氢能生产侧、消费侧均价统计最低点。

   从不同区域看，2024年底，示范城市群氢能生产和消费侧价格分别为27.4元/千克、45.7元/千克，非示范城市群生产和消费侧价格分别为28.5元/千克、56.4元/千克，示范城市群相对更具备价格优势；从变化趋势来看，示范城市群和非示范城市群价差收窄趋势明显，2022、2023年底示范城市群生产侧价格分别高于非示范城市群4.5元/千克、2.7元/千克，2024年底示范城市群生产侧价格低于非示范城市群1.1元/千克；2022、2023、2024年底示范城市群消费侧价格分别低于非示范城市群21.8元/千克、15.7元/千克和10.7元/千克。

各领域试点示范取得积极进展

   放眼全行业，2024年，以科技创新为引领，以产业规模化、商业化为目标，氢能制取、储运、应用全链条关键技术不断在装备研发、性能迭代和场景示范方面取得突破。

   根据《报告》，在氢能制取方面，单堆兆瓦级质子交换膜电解水制氢装置实现在光储氢项目商业运行；兆瓦级阴离子交换膜电解槽下线，千瓦级产品实现在冶金领域应用；规模化风电离网制氢示范项目实现商业运行；“海洋氢能制储输用全链条关键技术研究及示范验证”项目开工，一站式海上绿色氢醇氨生产作业系统获中国船级社原则性认可；兆瓦级电解海水制氢装置试运行；尚义—张北一带氢能源勘查开发项目圈定天然氢靶区。

   在氢能储运方面，70兆帕大容积Ⅳ型储氢瓶产品完成在智能氢轨车辆安装；5吨/天氢膨胀氢液化系统成功产出液氢；车载液氢系统通过低温性能及安全性测试；包头—临河国内首条具备掺氢输送能力的长距离高压管道项目竣工。

   在工业应用方面，宁夏宁东碳减排示范区可再生氢顺利并入煤制合成氨装置，全线打通电氢化运系统，实现煤化工可再生氢耦合应用；吉林大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目一期接网方案获批；河北昌黎投运高炉富氢冶炼工业化应用示范项目；山东临沂自主化纯氢多稳态竖炉示范工程正式运行；内蒙古达茂旗新能源制氢应用于工业天然气掺烧供能，实现氢能规模消纳并助力工业减排。

   在交通应用方面，燃料电池汽车示范应用稳步推进，京津冀、上海、广东、郑州、河北五个城市群累计推广燃料电池汽车超1.5万辆，累计建设加氢站160座，累计示范运行里程超3.9亿千米。

   在电力应用方面，多类型燃料电池发电和热电联供装机规模超2万千瓦；百千瓦级固体氧化物电氢双向转换装置开展示范应用；百千瓦级高温燃料电池发电系统研制成功。

   在技术装备方面，5兆瓦碱性电解水制氢系统一体化测试平台、50000标立方水平隧洞式岩洞氢储能系统、10吨/天氢膨胀多效循环制冷型氢液化系统、275千瓦钛基材料极板燃料电池电堆、20千瓦模组/200千瓦高温固体氧化物电解制氢装置以及30兆帕碳纤维缠绕氢气瓶及管束集装箱6项氢能技术装备入选国家能源局第四批能源领域首台（套）重大技术装备，覆盖氢能制储输用及质量检测全环节领域。

   在产业孵化方面，截至2024年底，中国氢能企业累计发起投融资事件超550起，投资方向由燃料电池为主逐步趋于多元拓展，从上游原材料研发、中游核心部件制造，到下游应用场景创新。资本逐步覆盖全产业链关键节点，驱动产业创新发展与结构重塑，已有1家企业实现科创板上市、5家企业实现港交所上市。

   尤为值得一提的是，在技术专利方面，截至2024年底，中国涉氢专利申请数量累计超过80000件，约占全球总量的27%，位列涉氢专利申请地区第一位。从技术环节来看，中国在氢能制取、氢能储运、氢能应用以及共性支撑等主要技术环节专利申请量均占据领先态势，相关专利分别占全球相应技术环节申请总量的37%、40%、23%和41%。

国际贸易合作业务加快推进

   截至2024年底，全球已有超过60个国家和地区公布氢能发展战略。记者注意到，氢及氢基衍生品国际贸易成为“战略”中的关键一环。

   2024年，埃及制定发布国家氢能战略，提出到2030年实现年产150万吨清洁氢，其中140万吨用于出口。德国《氢及氢基衍生品进口战略》作为前期制定和修订的《国家氢能战略》的补充政策，为氢及氢基衍生品的进口提供政策框架。澳大利亚修订《国家氢能战略》，计划到2030年每年至少出口可再生氢或氢基衍生品20万吨，到2050年扩大氢气生产规模到1500万吨以上。

   随着全球范围对氢能及其衍生品进出口贸易的关注日渐增长，多国陆续开展相关产品贸易体制机制探索和基础设施建设。依托特定贸易航线的“绿色走廊”建设加速推进，截至2024年底，全球绿色航运走廊倡议数量超过60项，同比增长约41%，已基本覆盖全球主要地区和航运领域。澳大利亚—东亚、新加坡—鹿特丹等倡议有序推进替代燃料船舶建造、航线燃料选型、港口基础设施建设等工作。

   2024年，在欧盟船舶燃料碳排放强度约束下，国际船东对绿色燃料需求持续增长，丹麦和德国等航运业主导企业相继与包括中国在内的多国企业签订绿色甲醇长期承购合同。德国政府主导完成欧洲可再生氨进口首次招标，由阿联酋企业依托在埃及项目竞得，出厂价为811欧元/吨，到港价为1000欧元/吨，计划于2027年启动交付。法国和美国相关企业签署为期15年的绿色氢气供应协议，计划从2030年起利用全球供氢网络向北欧炼油厂提供7万吨/年绿色氢气。

   鉴于绿色航运燃料成为国际贸易的重要抓手，中国在该领域持续加码。2024年11月1日，上海市发展改革委发布《上海市推动国际航运燃料绿色转型工作方案》，明确“紧抓航运领域绿色燃料发展新机遇，抢占绿色燃料产业链优势地位，加快建设供应充足、服务便捷、技术领先、产业先进、政策完备的国际航运绿色燃料加注中心。到2030年，形成内外共济的航运绿色燃料供应体系。”

   “上海临港新片区推动氢基绿色能源交易平台建设，将由行业多方企业联合构建集绿色氢氨醇及相关绿色证书交易于一体的服务体系，打造国际化的氢基绿色能源认证中心、定价中心、交易中心和贸易中心，助力国际航运业绿色低碳转型。”《报告》举例称。

这只是氢能“走出去”的一个缩影。《报告》指出，2024年，中国持续推进氢能领域全球合作战略，在项目合作、技术协同、装备贸易三方面初见成效。

   其中，在项目合作方面，中国多个企业先后与德国、沙特阿拉伯、约旦、越南等全球伙伴签署合作协议，共同探索在中国以及中东、东南亚等地区布局可再生能源制氢氨醇项目，为全球能源转型注入新动能。在技术协同方面，中法企业联合实施跨洋液氢运输示范工程，探索打通液氢海运各环节安全技术瓶颈；中德合资氢内燃机发电示范项目成功点火，促进技术共享。在装备贸易方面，中国企业从产品、供应链、整体解决方案多方面梯次发力，推动国产电解制氢系统、加氢装备、储氢设施等服务欧洲、东南亚、澳大利亚等市场；韩国燃料电池乘用车在华批量交付；中日合资燃料电池工厂实现投产销售；中美合资电解槽工厂产品下线。

促进“制储输用”全产业链发展

   2025年，是推动中国氢能产业迈过经济性拐点、转向规模化发展的关键一年。徐继林分析，整体来看，氢能产业在项目经济性、技术成熟度、标准规范等方面亟待提升和完善。

   展望2025，《报告》从加强政策统筹协调、推进核心技术攻关、完善公共服务体系、推动氢能试点工作、开展国际市场探索等五个方面，给出氢能产业“破局”之道。

   加强政策统筹协调，落实能源管理体制机制。进一步发挥氢能产业发展部际协调机制作用，强化统筹协调和部门分工配合，协同推进氢能产业政策制定，及时协调解决氢能发展相关问题。抓好能源法、氢能产业发展中长期规划及相关政策文件的落实工作，将氢能作为未来能源重要组成部分进行部署，明确主要发展任务以及相应支持举措。积极推动研究新能源发电就近消纳价格机制，紧密结合新型能源体系建设，逐步推动氢能项目参与电力市场、支撑电力系统调节能力提升。加强跨区域产业发展协同联动，推动各地明确氢能发展协调机制，完善产业发展配套措施，建立健全氢能项目管理流程规范，因地制宜、积极有序布局氢能产业。

   推进核心技术攻关，突破氢能转化应用瓶颈。充分利用国家重点研发计划、国家能源研发创新平台、绿色低碳先进技术示范工程、企业绿色氢能制储运创新联合体等创新机制，坚持创新驱动、应用导向，推动龙头企业联合高水平科技创新平台、高校、科研院所开展共性技术研究、重大战略产品开发，加快推进重大技术成果转化、工程化应用。推动开展低成本宽负荷电解水制氢、大规模氢液化、储运新型材料、氢氨燃烧机理、氢冶金、流程仿真软件等关键核心技术和工具研究攻关，持续探索碱性—质子交换膜电解槽混联、规模化系统集成与集群控制以及天然氢勘查等先进技术，持续提升氢能产业竞争力。

   完善公共服务体系，夯实产业发展质量支撑。有序推进全国氢能信息平台建设，加强氢能行业跟踪与统计分析，逐步建立重点项目、技术装备、企业机构、市场动态等统计评估体系，科学指导氢能技术创新研发和项目规划布局。支持龙头企业和行业机构建设氢能实证实验平台，推动开展氢能关键装备检验检测和标准验证，形成适应中国氢能产业发展的质量、标准、计量、认证体系。强化行业标准基础性、引领性作用，加强标准化组织建设；印发能源行业标准计划年度立项指南，加大氢能方向重点标准立项支持力度；积极参与政府间和国际组织的氢能标准制定和认证工作；制定印发清洁低碳氢能标准，科学开展氢能碳减排效应核算与认证，加快探索构建氢能绿色价值实现机制。

   推动氢能试点工作，加快科技成果转化落地。坚持问题导向、应用导向，按照“创新引领、示范先行”的原则，结合“两重”建设，推进区域综合示范、重点场景应用，引导氢能先进技术装备落地应用、基础设施高水平建设、综合利用效能提升和产业规范有序布局。稳妥有序推动内蒙古乌兰察布至燕山石化输氢管道项目建设，强化工程建设及技术装备应用验证，探索实践氢能“制储输用”一体化商业运营模式。鼓励各地因地制宜探索深远海、沙戈荒等可再生能源制氢场景，引导煤化工与可再生能源发电制氢耦合创新发展，积极推进清洁低碳氢在冶金、合成氨、合成甲醇、炼化等行业实现规模化应用，推动跨区域交通场景氢能应用，并依托重点项目加大对首台（套）、首批次、首版次科技成果应用力度。

   开展国际市场探索，促进资源市场交流合作。坚持构建新发展格局，用好国内国际两个市场、两种资源，推动氢能领域政策交流、技术创新、项目落地等多元合作。积极参与联合国、二十国集团、亚太经合组织、上合组织、金砖国家等多边机制下的氢能领域国际合作，推动氢能及其衍生品国际贸易机制建设及技术标准互认，参与全球氢能供应链建设。依托中欧能源技术创新合作平台、中国—国际可再生能源署合作机制，以及与东盟、阿盟、非盟、中东欧等区域合作，打造新型国际创新协作支撑平台，推动开展可再生能源制氢等项目合作。

   徐继林补充称，国家能源局将持续推动氢能产业政策接续发力，积极落实氢能纳入能源管理相关工作，加快推进氢能领域重大技术装备研制和应用示范，促进“制储输用”全产业链发展，进一步完善氢能产业生态、优化产业发展环境，为“十五五”时期氢能产业提质提速建立坚实的基础。

本文转载自：《中国能源观察》杂志 原标题：《氢能产业步入新阶段》