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。