编者按：氢能是建设新型能源体系的重要战略载体。随着国内五大城市群氢能综合应用试点工作启动，我国氢能产业发展从交通单点示范阶段，步入交通、工业协同发展的全链条规模化新阶段。面向“十五五”，绿氢依托“1+N+X”多元场景，向绿色氨醇、氢冶金、化工替代等工业领域延伸拓展，为突破新能源消纳瓶颈、推动重化工业深度脱碳开辟新路径。本版围绕规划引领、国际对标、现实挑战与实施路径展开讨论，为推动氢能产业高质量发展提供思路参考与经验借鉴。

全球氢能产业进入规模化攻坚期

邱丽静 中能传媒能源安全新战略研究院

　　在全球能源转型的进程中，氢能以其相对低碳、可储能和能量密度高等优势成为绝对主角。当前，全球氢能产业正处于从政策培育向产业化落地的关键转折期。我国可再生氢建成产能已占全球半数以上，但成本偏高、储运短板、重复建设等挑战依然突出，亟须在规模化发展进程中统筹破局。

　　全球氢能格局重塑

　　地缘冲突凸显战略价值

　　2025年，全球氢气产量约1.09亿吨，同比增长约3%，其中99%为化石燃料制氢。绿氢产量同比增长约20%，接近100万吨，预计2026年将再创新高。电解槽装备在2025年实现全球装机容量翻倍，突破4吉瓦，中国占新增装机容量的近3/4。

　　国际能源署报告显示，中东地区占全球氢产量约1/6，承担了超25%的氨贸易、近40%的尿素贸易和约45%的甲醇贸易。霍尔木兹海峡通航反复导致合成氨、尿素等关键原料流通受阻，印度、巴基斯坦等国约有25%的合成氨生产依赖来自中东的天然气进口；巴西、澳大利亚等国的尿素需求高度依赖进口，其中40%至85%来自中东。越来越多的国家将发展氢能与保障能源安全、提升供应链韧性相结合，加快本土产能建设。

　　相关国家支持政策持续加码。据统计，截至2025年底，已有66个国家和地区发布氢能战略。欧盟于2025年12月启动52亿欧元创新基金资助计划，其中氢能拍卖预算13亿欧元。德国今年2月通过《氢能加速法》，明确氢能全产业链扩建工程为优先于普通公共利益的重点项目。意大利推出60亿欧元可再生氢支持计划。非洲联盟通过非洲绿氢战略，南非、埃及等加速布局。首批中欧能源合作典型案例中，6个氢能项目入选，涵盖氢源保障、碳足迹评估、阴离子交换膜（AEM）电解槽联合研发等领域。相关国家产业发展亟须更强有力的政策赋能和更快的落地部署节奏。

　　我国绿氢产能加速增长

　　规模化基础持续夯实

　　我国氢能产业规模稳居全球第一，区域布局加速形成。2025年，我国氢气产量超3900万吨，可再生能源制氢建成投运产能较上年翻番，突破25万吨/年，占全球总产能半数以上；在建规模超90万吨/年，增长动能充足。

　　截至2026年6月，我国建成与在建可再生能源制氢规模超140万吨/年，其中建成投运产能超27万吨/年，在建超113万吨/年，电解水制氢为主要工艺路线。在区域布局上，东北、华北、西北等地依托资源优势形成产业集聚，占已投运产能的98%以上。吉林、内蒙古等地标杆项目落地，标志着绿氢发展从零散试点迈入基地化、规模化阶段。

　　基础设施稳步扩容，储运效率持续提升。根据《中国氢能发展报告（2026）》，截至2026年6月，全国累计建成加氢站增至约620座，多个港口具备绿氨或绿甲醇加注能力，建成投运纯氢管道超350公里，液氢产能约60吨/日。30兆帕氢气运输管束车投用后，单车运氢成本可下降约30%；52兆帕Ⅳ型储氢瓶研制成功，单车充氢量突破1000公斤。2025年底，全国氢能生产侧、消费侧均价同比分别下降约6.7%和8.4%，产业经济性持续改善。

　　应用场景纵深拓展，三线并进格局初步形成。交通领域，燃料电池汽车累计推广超过3万辆，其中，2025年推广近8000辆；氢基燃料船舶累计投运超10艘，氢动力无人机超30款。工业领域，绿色氢氨醇规模化开发模式加快探索，绿氨、绿甲醇建成产能分别达70万吨/年和38万吨/年。发电领域，燃料电池发电及热电联供项目累计超130个、装机超30兆瓦，30兆瓦纯氢燃气轮机完成发电试验，氢氨双燃料燃气轮机实现多燃料灵活切换。

　　技术装备自主化持续取得突破，全链条创新体系加速构建。制氢环节，50兆瓦级PEM电解槽实现规模化应用，兆瓦级AEM电解槽成功试车；储运环节，10吨/日氢液化装置完成调试，固态储氢技术实现工程化应用。涉氢专利累计申请量超10万件，居全球首位。海水直接制氢开辟新路径，在真实海水中实现超3200小时稳定运行。福建兴化湾完成全球首个海上风电海水直接制氢海试。镁基固态储氢材料实测吸氢量超6.8%，循环寿命突破3000次。我国镁资源占全球70%以上，原镁产量占全球90%。

　　截至2025年底，我国累计发布氢能国家标准146项、行业标准71项。国际合作从单一装备出口转向全链条协同，核心装备已出口30余个国家和地区，参与17条国际绿色航运走廊建设。

　　成本高企储运受限

　　重复建设加剧行业困局

　　经济性瓶颈是当前氢能产业化的最大障碍。储运环节占氢能产业链总成本的30%至50%，是氢能大规模应用的主要瓶颈。从全球看，中国具备率先实现可再生能源制氢与化石燃料制氢成本平价的潜力，大多数国家和地区低碳氢成本仍高于传统制氢方式。绿氢制备不能只关注单项性能，还需统筹长期稳定性、资源利用效率和全过程减排。

　　重复建设风险已引发高度关注。据统计，国内约有20个省份提出要在“十五五”时期布局氢能全产业链，其中不少是内陆非资源型地区。部分既无工业副产氢、风光绿氢资源，也无重型货运、钢铁化工等应用场景的城市大规模投建加氢站，建成后日均加注量严重不足，依靠财政“输血”维持运转。截至2025年6月底，国内建成投运的560座加氢站平均单站服务车辆仅43辆，多数处于亏损状态。

　　电氢协同受制于多重挑战。首先，绿电直连制氢机制、制氢侧参与电网调峰激励机制等尚不健全，适配风光出力波动的宽工况制氢技术等仍不成熟，面临制度与技术双重制约。其次，核心材料基础研究滞后、部分关键环节国产化水平偏低，叠加全产业链统筹衔接不畅，技术迭代升级与全链条安全保障难以形成有效合力。再次，绿氢生产资源与消纳负荷空间错配、制氢出力波动与终端稳定用氢需求时间错配，叠加终端用氢成本偏高、质量标准体系尚未统一，致使供需整体衔接效率偏低。

　　聚焦降本增效精准布局

　　完善体制机制与标准体系

　　加快绿氢降本增效，夯实规模化应用基础。依托重大科技专项和工程示范，重点攻关柔性制氢、高效电解槽、固态储氢、大功率纯氢燃气轮机等关键技术，提升制氢设备功率波动适应性与系统集成水平。在“三北”风光资源富集地区，统筹推进风光氢氨醇一体化基地建设，推动绿氢与煤化工、冶金等传统产业耦合发展。支持海水直接制氢、镁基固态储氢等前沿技术从示范验证向工程化应用迈进。

　　因地制宜精准布局，防止低水平重复建设。严格落实科学布局发展绿色氢氨醇的总体要求，立足资源禀赋与应用场景明确差异化发展定位。有资源的地区主攻绿氢制取与消纳，有场景的地区聚焦交通、工业等终端应用。建立行业产能监测与预警机制，加氢站等基础设施建设应与实际需求匹配，避免闲置空转。

　　完善体制机制与标准体系，畅通电氢协同路径。加快出台绿电直连制氢、制氢参与电网调峰的配套政策，建立绿电、绿氢、碳减排价值联动机制，畅通具备调节潜力的制氢项目参与电力市场路径。健全全链条标准体系，推动清洁低碳氢评价、碳足迹核算等与国际规则互认，为氢能绿色价值变现提供制度支撑。

　　深化国际合作，增强全球氢能治理话语权。依托有关合作平台扩大电解槽等优势装备出口，深度参与绿氢认证、碳足迹核算、绿色航运燃料标准等国际规则制定。推动与国外相关方的氢能项目合作，在绿色贸易规则博弈中掌握主动，共同构建开放、多元、稳定的全球氢能供应体系。

走出智能制备新路 推进氢能高效利用　　

周淑慧 中国石油规划总院首席专家

　　全球能源转型加速推进，氢能逐步成为我国新型能源体系的重要组成部分。“十五五”规划纲要将绿色氢能纳入未来产业前瞻布局，《新型能源体系建设“十五五”规划》（简称《规划》）围绕氢能“制储输用”全链条作出系统性部署。我国氢能产业发展正处于从示范探索迈向规模化、商业化的关键窗口期。石油石化企业应抢抓政策机遇、加快氢能产业布局。这既是服务国家战略的需要，也是推动自身绿色转型、培育新增长点的重要契机。

　　政策红利密集释放 绿氢发展全面提速

　　国家持续加大对氢能产业政策支持力度。2022年《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》首次明确氢能产业的三大战略定位；2024年《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》提出30项具体任务；2025年《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》等聚焦绿氢与新能源消纳协同。

　　2026年，政策出台节奏进一步加快，“十五五”规划纲要将氢能纳入新产业新赛道重点培育布局，多部门联合印发氢能综合应用试点、新能源重卡规模化应用等专项政策，推动氢能在交通、绿色氨醇、化工原料替代等领域的规模化利用。《规划》更是首次将氢能纳入国家非化石能源供给体系，明确2030年可再生能源制氢规模达200万吨，部署跨省区输氢管道、绿色甲醇管道等重点工程，要求炼油行业加快节能降碳改造、稳步提升绿电绿氢消纳比例，为企业氢能业务发展提供清晰的路线图。特别是4月份印发的《碳达峰碳中和综合评价考核办法》，进一步推动石油石化企业加速节能降碳改造，提升绿电绿氢使用比例。

　　国内绿氢产业布局进入快车道。截至2025年底，全国可再生能源制氢产能超25万吨/年，在建规模超90万吨/年，东北、华北、西北依托风光资源禀赋成为主要集聚地，已投运产能占全国的95%以上。我国已构建全球最大、增速最快的可再生能源体系，至2026年6月，风光累计装机达19.51亿千瓦，预计2030年超过28亿千瓦。《规划》提出2030年200万吨的建设目标，较2025年新增175万吨，增长空间明确。可再生资源富集区当前面临本地消纳能力有限、大规模外送通道制约的矛盾，发展绿氢可有效摆脱新能源“发得出、送不走”的困境，为拥有大型新能源基地的企业提供可行的新路径。

　　石油石化企业积极探索布局 绿氢发展优势突出

　　石油石化企业已成绿氢产业布局的中坚力量。中国石化锚定氢能发展目标，在新疆库车、内蒙古乌审旗和乌兰察布等地大力推进绿色氢氨醇一体化项目，在武汉设立氢能装备制造产业集群，在全国建成150余座加氢站。其中，新疆库车2万吨级光伏制绿氢示范项目于2023年8月建成投产，2026年7月实现满负荷连续运行，为炼化绿氢应用树立了标杆；内蒙古乌审旗风光制氢一体化项目全面铺开，年产绿氢3万吨用于替代灰氢，创新形成“风光发电—电解水制绿氢—绿氢耦合煤化工”模式。

　　中国石油锚定“油气热电氢”综合能源供应商转型目标，深圳新能源研究院联合宝石机械等单位协同攻关全链条氢能技术，氢能装备已覆盖制氢、储运、加注等环节。2024年3月，首套光伏发电制氢项目在玉门油田建成；2026年5月，首套2000立方米/小时的碱性电解水制氢系统在独山子石化试车成功，自主研制的兆瓦级质子交换膜电解水制氢系统通过CNAS权威测试认证。

　　中国海油在海上风电制氢、海水制氢领域取得突破，全球首台（套）兆瓦级电解海水制氢装置于2025年1月在珠海成功实现试运行，首套兆瓦级质子交换膜电解水（PEM）制氢装置于2026年3月在山西晋中投运，百千瓦级固体氧化物燃料电池完成多阶段长周期运行测试，总体技术达到国际先进水平。

　　石油石化企业发展氢能业务具备天然优势。生产端，中国石化、中国石油、中国海油等企业在东北、西北、东部沿海等区域拥有深厚的产业基础及土地、风光等资源条件，在绿色氢氨醇项目获取与开发落地方面具备显著先发优势。消费端，上述企业炼油产能占全国的65%，依托炼化一体化正加速推进“减油增化”“新材料提速工程”，绿氢消纳场景丰富。供给端，上述企业运营的加油站约占全国的50%，向“油气氢电服”综合能源站升级的渠道优势明显，其“风光发电—绿氢制备—炼化消纳”一体化闭环模式可有力支撑低碳转型。

　　柔性耦合智能制备成为趋势 成本仍是核心制约

　　当前，绿氢制备主流技术为碱性电解水（ALK）和质子交换膜电解水。ALK技术成熟、成本低，但最低运行负荷受限（20%—30%），难以适配风光发电出力的大幅波动，频繁启停面临设备寿命缩短、安全隐患增加、能效显著下降等问题。PEM技术负荷调节范围广（0—120%），深度适配风光波动，但单位造价高，为ALK的1.5—2.5倍，铂族金属催化剂膜电极与钛双极板部分依赖进口。“ALK+PEM+储能”柔性耦合智能制氢系统正成为优选路线。

　　绿电占绿氢成本的60%—80%，制约因素主要有三方面：一是“可用性电价”偏高，风光发电稳定制氢需配套储能或通过电网调峰，系统成本增加；二是核心装备宽工况柔性运行能力不足，频繁启停缩短设备寿命且增加安全风险；三是氢能储运体系不完善，纯氢储运成本高、管网基础设施不健全，跨区域调配能力不足。

　　目前，西北资源富集区光伏发电成本已降至0.18元/千瓦时，但叠加配储、电网系统成本后，绿电直供制氢项目的综合用电价格仍在0.22元/千瓦时左右、绿氢完全成本约18元/千克，高于工业灰氢价格；中东部沿海地区土地资源紧张、风光资源禀赋有限，主流场景下绿电落地价格多在0.4元/千瓦时以上，绿氢制备成本高达30元/千克，且可用于制氢的增量绿电指标稀缺。

　　发挥石油石化企业优势 加快氢能业务布局

　　因地制宜开展可再生能源制氢业务。在风光资源富集、炼化用氢集中的场景，采用“ALK+PEM+储能”柔性耦合系统，实现绿电直连制氢就近直供炼化装置。在偏远油气田、独立矿区等场景，根据负荷是否具有间断性，优选碱性电解水制氢或PEM离网孤网制氢，适配风电、光伏的波动输出特性。

　　推动绿氢制备与消纳一体化示范。结合国家绿色氢氨醇基地布局方案，推动东北、西北、沿海等周边配套绿氢制备项目落地，构建“内替外拓”氢能消纳体系——内部替代炼化灰氢，外部拓展与化工、航运、钢铁等企业的长期绿氢供应协议，降低投资风险。

　　积极推进综合能源服务站升级布局。在京津冀、长三角、粤港澳大湾区等燃料电池汽车示范城市群，优先布局“油气氢电非”综合能源站。同时，锚定国家级零碳园区、现代化新城的综合用能需求，积极布局区域级综合供能枢纽。

　　加快氢能核心技术装备攻关。依托企业内部科研院所、高校及装备制造主体，加大对下一代电解槽、大规模氢储运、氢安全等领域的研发投入。推动4000立方米/小时及以上ALK装备推广应用，研发高灵活性PEM技术，积极探索高能效固体氧化物电解池技术研发与中试。力争2030年制氢成本下降30%、储运成本下降20%、关键技术与装备自给率提升至70%以上。

　　“十五五”是氢能产业发展从示范走向规模化的关键五年。石油石化企业应发挥产业基础与渠道优势，加快氢能业务布局，在绿色低碳转型中赢得主动，为我国新型能源体系建设和“双碳”目标贡献力量。

　　短评：绿氢或将开启新能源消纳的新赛道

　　当前，我国风电、光伏装机规模快速攀升，新型能源体系建设提速提质。但部分地区电网通道有限，单纯依靠传统电力消纳手段，已难以完全承接新能源规模化增长带来的消纳压力。

　　在此背景下，依托可再生能源电解水制备的绿氢，开辟了新能源非电消纳的全新路径，成为突破新能源消纳瓶颈、盘活绿色资源的新赛道。

　　绿氢产业发展跳出电力系统的运行边界，将风光富余电量通过电解水制氢就地转化，实现电能“就地生产、就地消纳”，有效突破电网输送瓶颈，可大幅提升新能源资源利用效率。面向“十五五”，将可再生能源非电消费纳入考核的政策取向，有望为绿氢产业发展带来重要政策窗口期。绿氢向下延伸可带动绿氨、绿醇等产业发展，为能源、冶金、石化等刚需行业提供绿色基础原料。

　　相较于大众熟悉的交通领域氢燃料电池汽车应用场景，工业领域的绿氢替代市场体量更大、消纳能力更强，也是承接大规模新能源消纳的核心增量场景。对于风光大基地的过剩电力，将不再局限于发电上网，而是通过“风光发电—绿氢制备—绿色化工”模式，转化为高附加值绿色产品，为高耗能产业深度脱碳提供重要支撑。

　　面向“十五五”，相关方应当立足区域资源禀赋，以市场需求引领产业迭代，真正释放绿氢这条新赛道所蕴含的巨大价值，助力新能源健康发展。（张学青）

　　延伸阅读》》》

　　全球氢能供需矛盾凸显　　

　　国际能源署（IEA）发布的《2026年全球氢能回顾》指出，全球氢能需求稳步攀升，低碳氢需求增速亮眼，但需求的不确定性制约了行业投资。2025年，全球氢能需求同比增长近3%，需求量首次突破1亿吨，主要集中在炼油、化工等传统领域。预计2030年全球氢能需求将超过1.1亿吨，其中生物燃料、发电、航运等新兴应用领域贡献近1/3的增长量。

　　化石燃料制氢仍处于绝对主导地位，低碳氢规划产能大幅缩水。2025年，全球氢能供应仍以化石燃料制氢为主导。受新增电解装置和CCUS制氢项目带动，2025年全球低碳氢产量接近100万吨、同比增长20%；预计2026年全球低碳氢产量增至120万吨，并首次超过全球总产量的1%。

　　电解槽供需严重失衡，中国制造成本优势突出。2025年，全球电解槽装机容量翻倍至4吉瓦以上。其中，中国贡献新增装机容量的近3/4，累计装机容量约占全球总量的2/3。全球电解槽制造产能由2024年的46吉瓦/年增至2025年的近58吉瓦/年，但实际产能不足5吉瓦。

　　中东地缘冲突暴露全球氢基产品供应链的脆弱性。中东地区氢能产量占全球总产量的近1/6，其中大部分用于生产化工品、化肥及精炼石油产品。中东地区作为全球氢基产品贸易的重要枢纽，占全球氨贸易量的25%以上、尿素贸易量的近40%、甲醇贸易量的近45%。

　　摘编自《2026年全球氢能回顾》

　　我国氢能发展面临的阶段性挑战　　

　　国家能源局发布的《中国氢能发展报告（2026）》指出，在“四个革命、一个合作”能源安全新战略指引下，我国氢能产业在政策驱动、技术创新、应用拓展等方面实现了有序破局。但总体上看，我国氢能产业仍处于发展初期，高质量发展还面临诸多挑战。

　　一是电氢协同适配性仍有待提高，规模化、多时间尺度制氢协同控制技术尚未成熟；储运、应用环节与各类基础设施、市场机制衔接仍不完善，能源综合利用效率有待提升。

　　二是氢能终端需求培育较为缓慢，规模化、产业化、市场化发展模式仍需探索，对地方经济、关联产业的辐射带动效应尚未释放。

　　三是氢能区域开发统筹协同不足，绿色氢源集中在“三北”等风光富集区，区域内工业脱碳、交通物流等市场需求尚未有效培育，难以支撑跨区域、跨周期资源优化配置。

　　四是氢能产业技术多数仍处于并跑和跟跑阶段，高端材料、原创颠覆性技术储备不足，产业链韧性与质量标准有待提升。

　　五是全球氢能治理体系正处于规则构建的关键窗口期，我国氢能产业在国际制度衔接、多边治理参与、全球网络布局等方面仍需加力推进。

　　摘编自《中国氢能发展报告（2026）》