近日，《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》（以下简称《规划建议》）发布。《规划建议》将新能源发展置于“建设美丽中国”“构建新型能源体系”的核心战略位置，其中氢能作为未来能源体系的关键载体，被明确为“前瞻布局的未来产业”之一。

全球氢能赛道上，中国正以“领跑者”姿态加速冲刺：全链条技术自主化率大幅提升，绿氢产能突破12万吨/年，多领域应用从示范走向规模化。作为新型能源体系的核心支柱，氢能在保障能源安全、推动“双碳”目标实现中扮演着的关键角色，而产业加速成长的背后，技术攻坚、成本优化、政策协同的多元合力，正为其打通从“产业热点”到“经济增长点”的关键路径。

全链技术突破筑牢产业根基

“‘十四五’期间，我国彻底扭转了氢能核心材料和装备大量依赖进口的局面。”华南氢能产业技术创新战略联盟秘书长周宁在接受中国工业报记者采访时介绍，截至2024年底，膜电极、双极板等关键材料国产化率已超50%，形成覆盖“制储输用”全环节的完整产业链，产品在高耐久性和复杂环境自适应能力上达到国际领先水平。

制氢技术的“多元协同”特征为产业发展提供了基石。内蒙古自治区氢能产业发展促进会研究人员在接受中国工业报记者采访时指出，当前，碱性电解槽国产化率超90%，已实现大规模商用；质子交换膜电解槽（PEM）响应速度与功率密度持续优化，适配风光发电波动性的优势凸显，两者形成互补应用格局。例如：中国华电包头市达茂旗20万千瓦风光制氢示范项目，创新性采用“碱性电解槽+PEM电解槽”双技术耦合方案，为全国绿氢项目提供了技术耦合与成本控制的成熟范式。

储输环节技术瓶颈也在逐一破解。高压储氢领域，35MPa储氢技术完全成熟，70MPaIV型储氢瓶实现国产化量产，质量储氢密度达国际领先水平；液态储氢突破低温液化与绝热保温技术瓶颈，固态储氢在材料研发与工程化验证上取得进展，形成多元协同的储氢技术体系。

输氢方面，乌兰察布—燕山石化等长输管道标杆项目落地，标志着氢能运输从“短途拖车”向“长途管网”转型，“西氢东送”跨区域供应链雏形初现，形成“管道+拖车”互补的运输格局，跨区域输送能力显著提升。

我国已成为全球可再生能源制氢产业的引领者。周宁透露，截至2024年底，我国绿氢产能达12.3万吨/年，占全球比例超50%，提前达成《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》设定的2025年目标。

成本的持续下降为产业规模化铺路。2021年绿氢成本约35元/公斤，到2024年已降至18元/公斤，包头等地预计几年内将进一步降至12元/公斤。中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司高级工程师田江南在接受中国工业报记者采访时表示，“十四五”期间我国建成多个绿电制绿氢万吨级项目，“风光氢储”一体化成为主流模式，通过源网荷储协同，有效解决可再生能源出力波动问题，推动绿氢成本稳步进入行业可接受区间。

氢能应用从单一示范迈向多领域规模化落地，交通领域已成为重要突破口。内蒙古自治区氢能产业发展促进会研究人员介绍，五大示范城市群（京津冀、上海、广东、郑州、河北）累计推广燃料电池汽车超2万辆，车辆累计行驶里程突破7亿公里。此外，燃料电池系统成本下降80%，核心部件国产化率超90%，重卡、公交等商用车型在货运、通勤场景实现常态化运营。

与此同时，工业领域的应用拓展亦成效显著，化工领域成绿氢消纳的核心场景。田江南介绍，绿氢应用已延伸至合成氨、甲醇、炼化及绿色甲烷等环节，绿氨、绿醇示范项目相继投产，生物质耦合绿氢制绿色甲烷进入中试阶段，年减排二氧化碳超千万吨。此外，冶金行业灰氢替代试点陆续落地，氢能储能、分布式发电、零碳园区等新兴应用逐步验证，推动氢能从单一能源载体向多场景协同的综合能源解决方案升级。

氢飞科技（上海）有限公司创始人孙国利在接受中国工业报记者采访时表示，氢能发展具有重要战略意义，尤其在能源安全层面，中国与法国等国家面临相似的能源对外依赖现状，均需通过发展氢能降低对液化气等外部能源的依赖，摆脱能源供应掣肘。

成本制约成关键挑战

站在规模化突破攻坚的关键窗口期，产业面临的成本高企、技术瓶颈、政策适配不足、生态协同欠缺等制约因素，成为其从“政策驱动”向“市场驱动”转型的关键挑战。

“成本高企是当前氢能产业最直接的制约因素。”周宁直言，绿氢平均交付价格约30元/千克，是天然气等效能源成本的3-4倍，而15元/千克才是实现替代的临界点。这一困境源于全链条成本叠加：电力成本占绿氢总成本的60%-70%，储运环节成本占比达15-20%，再加上电解槽等核心设备的高额投资，形成难以突破的成本闭环。

田江南补充道，碱性电解槽依赖贵金属催化剂，质子交换膜电解槽核心材料被海外垄断，导致设备成本居高不下；同时加氢站建设运营成本高企，国内建成加氢站单站年均服务车辆仅53辆，远未达到200辆的盈利门槛，基础设施陷入“密度-盈利”恶性循环。

技术瓶颈则集中体现在核心部件、储运环节和系统适配三大领域。田江南指出，制氢端柔性不足，碱性电解槽功率调节范围窄、响应速度慢，难以匹配风光发电的随机性，而性能更优的PEM电解槽，其质子交换膜、低铱催化剂等核心部件仍依赖进口，供应链不稳定；储氢领域，70MPaIV型储氢瓶虽实现国产化，但站用管阀件、加氢软管等核心零部件仍需进口，影响高压储氢系统自主可控；液氢技术方面，5吨/天液氢装置虽接近国际水平，但高能耗导致经济性不足，大规模应用受限。此外，绿氢耦合煤化工、氢基竖炉等工业应用尚处示范阶段，转化效率与规模化经济性亟待提升。

此外，政策与标准层面的短板同样制约产业发展。

2025年多地氢能补贴逐步退坡，加氢站建设补贴从最高1000万元降至300万元；同时全国性碳税机制缺失，绿氢与灰氢的成本差距难以通过碳价调节，削弱了绿氢的市场竞争力；地方政策碎片化问题突出，成都与武汉加氢站补贴相差6倍，导致资源错配和区域发展不平衡。

当前氢能标准虽覆盖全链条，但跨领域衔接不畅，如氢能溯源系统与能源互联网的数据交互标准不统一。内蒙古自治区氢能产业发展促进会研究人员补充强调，“氢能能源属性尚未完全固化，部分环节仍按化学品管理，能源类全链条标准体系不健全，且国际标准话语权不足，难以支撑‘产业换道超车’需求。”

系统性协同构建创新生态

氢能作为全球能源转型的核心赛道，其规模化发展并非单一环节的突破所能实现，而是需要技术、成本、政策、生态的多维度系统性协同。业内专家纷纷建言，应聚焦关键瓶颈集中发力，通过技术创新与生态构建，推动氢能产业从试点示范迈向商业可持续发展新阶段。

破解技术瓶颈是氢能产业破局的核心抓手，需针对“卡脖子”环节精准施策。田江南建议，一方面要提升制氢环节的柔性适配能力，开发可匹配风光新能源出力波动的电解槽技术；另一方面需加速高压储氢核心部件国产化进程，大力推进液氢技术规模化应用，同时优化氢化工转化技术，进一步提升绿氢转化效率与规模化应用的经济性。

在储运领域，周宁建议，可推动镁基储氢材料的低温性能改良，扩大高压氢管道网络覆盖，借鉴液化天然气接收站改造经验降低存储投资；系统集成上，研发动态合成氨等柔性调控技术，缓解风光发电与制氢的稳定性矛盾。

谈及储运技术路线选择，孙国利表示，经过国际国内的深度调研，液态储氢在安全性和经济性上更具优势，该技术已广泛应用于航空航天、军事等高端领域。在国家发展氢能的战略契机下，氢飞科技将氢储运技术引入并拓展到民用领域，打通氢储堵点。

近年来，我国在氢液化环节已实现关键突破：中科院在广东中山的液化装备、国富氢能的氢液化工艺等，已达到国内领先水准，部分指标甚至达到了国际先进水平。此外，齐鲁氢能、中科清能等企业的相关项目也取得了突破性进展。

成本控制是氢能实现商业化闭环的关键。孙国利算了一笔账：若采用液氢直供模式，跳过复杂且高成本的加氢站环节，终端氢价预计可控制在35元/千克左右，与柴油价格持平，无需国家补贴即可形成商业闭环。“随着氢液化技术的成熟与液氢储运技术的落地，我国氢能源产业将真正实现‘零碳能源’的商业可持续发展。”孙国利强调。

内蒙古自治区氢能产业发展促进会研究人员提出，应构建“企业牵头的创新联合体”，联合高校、科研院所强化概念验证与中试验证，加速实验室技术向产业化转化，同时为绿氢、蓝氢、灰氢+碳捕集等多元技术路线留足发展空间。

规模化布局与商业模式创新成为产业成本优化的最优解。周宁提出，构建“绿电+氢能”一体化布局，在西北风光资源富集区推进大型制氢基地，利用0.15元/千瓦时以下的绿电降低电力成本；设备端通过技术迭代和规模效应持续压本，目前电解槽价格已从2022年的8000元/标准立方米降至2800元，未来仍有优化空间。

内蒙古自治区氢能产业发展促进会研究人员建议，依托“三北”地区资源优势，布局GW级绿氢生产基地，推进“制氢-管网-应用”一体化项目，通过规模效应摊薄全链条成本；同时创新“绿氢+碳交易”商业模式，衔接碳排放总量和强度双控制度，推动绿氢价格向商业化临界点靠拢。

田江南则强调，需通过规模化生产减少电解槽贵金属用量，在风光资源富集区推广离网制氢，推动电价降至0.2元/度以下。

政策层面则需强化顶层设计与协同发力。田江南呼吁，建立全国性碳税机制，通过碳价调节绿氢与灰氢的成本差距；优化补贴结构，推动地方政策向全产业链均衡分配，避免过度聚焦氢燃料电池汽车。

内蒙古自治区氢能产业发展促进会研究人员指出，应加快明确氢能能源属性定位，出台覆盖制储输用全链条的能源类氢标准体系，同时深度参与国际标准制定，提升全球产业规则话语权。

推动新型能源体系建设

随着“十五五”规划建议明确将氢能纳入未来产业布局，氢能产业有望加速发展。业内专家预测，到2030年，我国氢能产业将实现跨越式发展，成为新型能源体系的核心支柱，为“双碳”目标实现与能源安全保障提供关键支撑。

周宁认为，2030年将是我国氢能技术从“并跑”向“领跑”跨越的关键节点。根据《中国氢能技术发展研究报告2024》预测，届时全产业链技术将基本实现自主可控，核心装备与材料竞争力显著提升。制氢环节会形成“ALK+PEM为主线，SOEC与AEM为补充”的成熟格局，碱性电解槽技术达到国际领先，PEM电解槽核心材料完成国产化替代；储运领域将实现多技术路线并行成熟，高压气态储运仍占主导，液氢技术在长距离场景商业化运营，掺氢/纯氢管道总里程有望突破5000公里；在应用端，交通领域燃料电池技术达到国际领先，冶金领域富氢高炉技术具备规模化推广条件，能源领域分布式供能技术进入普及阶段。

周宁预测，2030年，氢能产业从“试点探索”到“规模化支柱”转型将全面落地。在供给端，可再生能源制氢将成为主要增量，化石能源制氢逐步达峰回落，工业副产氢作为过渡手段保障需求，2030年前后绿氢供应能力将实现质的飞跃。

在需求端，预计绿氢年需求量达500万吨左右，应用场景从交通单一领域拓展至化工、能源、冶金等多元市场。在基础设施方面，加氢站建设将延续全球领跑态势，在现有510座基础上实现规模化布局，70MPa高压站和液氢加注技术普及，智能化、无人化运营成为常态。在产业生态方面，将培育出一批具有国际影响力的龙头企业，电解槽、燃料电池等产品在全球市场占据重要地位。

展望“十五五”，周宁认为，氢能的战略定位将从“前瞻布局的未来产业”升级为“新型能源体系的核心支柱产业”。“十五五”规划的战略导向将全面落地，氢能成为衔接“建设美丽中国”与“构建新型能源体系”的关键纽带。

国际层面，我国将从氢能技术追随者转变为全球创新引领者，自主可控的产业链体系将提升在全球能源竞争中的话语权。国内层面，氢能将成为保障能源安全的“稳定器”和实现“双碳”目标的“主力军”，推动能源结构从“化石依赖”向“绿色多元”转型。

届时，氢能在新型能源体系中将承担起“三大核心角色”。首先是可再生能源的“储能载体”，通过电氢转化破解风电、光伏波动性难题，实现跨季节、跨区域能源调配，提升体系灵活性。其次是传统产业降碳的“关键路径”，绿氢替代灰氢将推动化工、冶金等重工业深度脱碳，助力产业结构转型。

更重要的是“电氢并行”的能源格局中，氢能与电力协同形成互补体系，在交通、工业等难以电气化的领域实现绿色替代，完善能源供给矩阵。可以说，2030年的氢能将不再是“未来选项”，而是支撑我国能源体系高质量发展的“核心支撑”。

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