近年来，氢能因其清洁、高效、来源广泛及可再生等特点备受关注。全球氢能已进入产业化快速发展新阶段，欧美日韩等20多个主要经济体已将发展氢能提升到国家战略层面，相继制定发展规划、路线图以及相关扶持政策，美国、澳大利亚、日本、德国等发达国家纷纷布局氢能产业，试图抢占氢能发展制高点。国际社会普遍认为，2050年全球将变成“电氢社会”，二次能源以电力、氢能消费为主，进而形成以风光等可再生资源为主的一次能源结构，实现能源转型。在“电氢社会”，氢能将广泛用于交通、建筑、工业和电力等领域，形成庞大的产业链供应链。为了抢占未来氢能产业发展战略制高点，主要国家均制定氢能产业发展规划，引导全社会加大研发投入、标准研制、基础设施建设和战略性产品开发。

发达国家采取系列行动加速布局氢能产业

美国：聚焦技术攻坚与本地制造

1970年，通用汽车公司首次提出“氢经济”概念。20世纪七八十年代石油危机在世界范围内爆发，美国政府启动了氢能技术研发。2002年先后发布《美国向氢经济过渡的2030年及远景展望》《国家氢能发展路线图》等，明确氢能是未来能源领域重要发展方向，并持续进行研发投资，确保其技术处于世界领先地位。2003年美国正式启动“总统氢燃料计划”，计划未来5年投入12亿美元，重点研究氢能生产、储运技术，促进氢燃料电池汽车技术及相关基础设施在2015年前实现商业化。2012年拨付63亿美金投向氢能、燃料电池、氢能、车用替代燃料等清洁能源的研发，并对国内所有运行的氢能基础设施实行30%～50%的税收抵免。2021年，美国签署《基础设施投资和就业法案》，计划2022—2026年拨款15亿美元用于电解槽和氢能全产业链研发和示范。2024年在氢能电解槽、固态储氢等领域新增研发投入3.2亿美元，重点支持本土企业突破质子交换膜等核心材料技术。通过《通胀削减法案》的税收优惠政策，吸引全球氢能装备企业赴美设厂，试图构建自主可控的产业链体系。

澳大利亚：积极扩展海外合作，力争抢占供应链上游

2019年，澳大利亚发布《国家氢能战略》，确定十五大发展目标、57项联合行动，力争到2030年成为全球氢能产业主要参与者。澳大利亚积极与韩国合作签订清洁氢能贸易计划，并联合相关企业开展技术创新，完善氢能供应链。2021年，澳大利亚与日本在氢能领域的合作通过全球首艘液氢运输船“SUISO FRONTIER”号的运营得以实质性推进。2022年，澳大利亚和德国联合实施氢能创新和技术孵化项目，两国氢能合作持续深化。2023年7月，澳大利亚绿氢中心与韩国电力公司建立合作关系，将共同开发年产350万吨绿氢项目。2024年与日本、韩国升级氢能贸易合作，建成第二条液氢运输专线，实现绿氢年出口量突破50万吨。联合东南亚国家启动“氢能走廊”项目，计划2027年前形成覆盖亚太的氢能供应网络。

日本：构筑“氢能社会”，氢能利用优先权专利全球领先

受资源和能源匮乏影响，日本已将氢能上升至国家战略高度，制定了《日本再复兴战略》《能源基本计划》《氢能社会促进法案》等系列政策，全力构建“氢能社会”。近年来，日本聚焦氢能利用技术提升，氢能相关技术实力不断增强。2016—2025年，日本先后推出全球首款新型氢燃料电池汽车、启动建设当时全球最大的可再生能源制氢项目、实现全球首例太阳能大规模制氢、实现固态氢电池和液氢发动机技术突破。目前，日本在燃料电池、储氢技术等关键领域拥有大量优先权专利，全球多个核心技术领域及关键零部件的研发、量产与专利主导权均与日本深度相关。

德国：聚焦“制—储—输—用”，全链条布局氢能产业

德国早在2004年就制定和实施了相关政策和项目，有针对性地支持氢能技术研发和示范。2006—2016年，通过“氢能与燃料电池国家创新计划”拨付7亿欧元支持氢能与燃料电池发展。2020年，发布《国家氢能战略》，确立氢能发展战略地位与重点方向。2021年，《德国氢行动计划（2021—2025年）》提出推动氢能发展的80项措施。2023年7月，更新版《国家氢能战略》进一步明确供应、储运及应用布局。德国的发展特色在于示范项目引领与国际协同，推出“哥白尼科学研究计划”整合产学研资源，打造22个覆盖全产业链的氢能示范项目，在钢铁、交通等场景形成全球标杆。2025年6月通过《氢能加速法案》，推进“南部氢能走廊”跨境管网建设，旨在加快氢能基础设施、进口及生产设施的建设步伐。

近年来我国氢能产业发展面临的四大瓶颈

近年来，我国在组织关键核心技术攻关、拓展氢能开发应用场景、深化体制机制改革方面取得积极成效。自主开发出有国际竞争力的碱性电解槽、高压储氢等系列重大装备，建成全球首个万吨级可再生能源制氢基地，氢能列车、氢储能、绿氢炼化等应用场景不断丰富。总体看，我国氢能产业正处于快速发展阶段，整体上位于全球第一梯队，但在装备自主能力、终端产品产业化、监督管理机制和基础设施建设上还存在瓶颈。

1. 装备自主能力和关键技术不足

关键部件材料靠进口。质子交换膜（PME）是电解水制氢和用氢装备的关键材料。目前，全球质子交换膜产能主要集中在美国、日本、加拿大等国。相较于国外质子交换膜产业较为成熟的发展，国内企业较晚进入市场，在核心技术端比较落后，国产产品稳定性、质子传导性能与进口产品有明显差距。此外，70MPa加氢机用减压阀、流量计、加氢枪，燃料电池用碳板、气体扩散层、车用压力氢能传感器等关键零部件，尚未有国产替代品。

氢能产业关键技术仍需突破。制氢方面，电解水制氢（绿氢）作为近“零碳”氢气方式，近年来虽取得显著进展，但在电解槽宽负荷调节等技术上也亟待突破。储氢方面，固态、液态、气态三种储氢技术均存在缺陷：高压气态储氢存在安全隐患（爆炸极限4%～75%）；液态储氢需保持-253℃超低温，能量损耗高达30%；固态储氢材料的可逆吸放氢效率不足80%，距离商业化尚有差距。目前还难以解决长时间、安全性，以及低成本储氢、运氢、加氢问题。氢燃料电池应用方面，我国在氢能燃料电池的高端集成、电池寿命、生产成本、批量制造能力等方面，与美国、日本等国家存在明显技术差距。

2. 氢能终端产品商业化瓶颈仍待突破

氢能全产业链规模效应没有形成，供给、应用两端成本都很高，“双向”挤压氢能商业化发展空间，中游的氢燃料电池四家头部企业在2024年遭遇业绩全线下滑，亿华通、国富氢能、国鸿氢能、重塑能源四家企业合计净亏损18.1亿元，平均亏损增幅超60%。绿氢的大规模应用仍面临高成本等问题。绿氢成本偏高，是灰色氢的2～3倍。煤炭、天然气等化石能源制取的灰氢成本为12～15元/公斤，可再生能源电解水制取的绿氢成本超过40元/公斤。究其原因，在绿氢制取成本中，电价成本占比超70%。

尽管风光电量市场化改革为成本下降提供基础，但风光资源富集地区仍需通过电价补贴、配套措施进一步降低用电成本。氢能车比电车、油车贵。2024年我国氢能汽车销售量仅为5405辆，较2023年减少6.7%，规模化降本任重道远。以11米长公交车为例，氢能车型售价200万元，锂电池车型已从200万元降低至150万元，燃油车型为80万元；氢能车型百公里耗氢5.5公斤，以50元/公斤氢价格计算，燃料费用比燃油车型贵40%。加氢站建设成本高，虽然加氢站数量大幅增长，但“有车无站”的问题并未完全解决。

一方面，加氢站仍集中在少数核心城市群，中西部多数城市的加氢网络尚未铺开；另一方面，氢能汽车目前多应用于公交、物流重卡等商用领域，私家车领域的加氢服务布局更是滞后，难以满足普通用户的潜在需求。氢能尤其是绿氢的零碳属性本是其核心竞争力，但受碳价、碳税机制及碳交易市场配套的多重限制，绿色价值难以转化为企业实际收益，部分企业甚至因流程复杂放弃碳配额交易，氢能的减碳价值更是无从兑现。

3. 监管机制尚不完善

氢能属于跨行业、跨地区的新兴产业，现行管理机制还存在不适应的问题，需要进一步完善。安全监管主责部门不明确。加氢站和氢能安全监管主责部门在国家级层面存在“政出多门、职责交叉”的情况，相关部门尚未达成一致。地方只能“摸着石头过河”，从省市层面出台政策规定、明确相关部门的管理职责，存在一定的政策风险隐患。项目审批管理流程不清晰。以加氢站为例，目前部分地方尚未建立统一的加氢站审批及验收流程，需要通过“一事一议”方式处理，导致审批流程复杂、周期长。安全监管模式创新仍然滞后。氢能具有危险化学品和能源资源产品双重属性，随着氢的能源属性逐渐明确，吉林、内蒙古、新疆等地已放开非化工园区制氢限制生产，但还有地方为“绝对安全”，要求氢能项目必须在化工园区建设，制约可再生能源制氢、制氢加氢一体战等发展。

4. 基础设施建设滞后

制氢端，2024年我国氢气年产量约4100万吨（全球第一），绿氢（可再生能源发电电解水制氢）产能占比仅为3.2%，90%以上都是灰氢（煤制氢）、蓝氢（天然气制氢），且集中在西北（煤制氢）、华北（天然气制氢）等资源型地区，与长三角、粤港澳等用氢核心区域地理错配，需长距离运输叠加碳排放成本，进一步推高终端氢价。储运端，输氢管道、液氢、固态储氢等高效运输方式，处于技术开发或工程验证阶段，尚不具备大规模推广应用条件，现有管网储运严重滞后，区域覆盖不均，长三角、珠三角等用氢区域缺乏跨区域管网连接。加氢端，截至2024年底，我国累计建成加氢站数量超过400座，其中已投运接近400座，数量全球第一，而加油站数量超过12万座，充电桩数量已超800万根。相比之下，加氢站数量仅为加油站的1/300、充电桩的1/2000，普及率远低于加油站和充电桩，加氢站和氢能汽车陷入“先有鸡还是先有蛋”的困境之中。

对我国氢能未来发展的若干建议

氢能是面向未来的能源品类，可成为现有能源体系的有益补充，发展壮大是必然趋势。为加快推动氢能产业高质量发展，我们提出以下发展建议。

1. 加强顶层设计，健全政策标准体系

在国家层面建立部门联动机制与部际联席会议制度，统筹能源、工信、交通等多部门职责，研究制定《关于加快推动氢能产业高质量发展的若干政策措施》，将氢能纳入国家能源战略规划体系。聚焦氢气“制—储—运—加—用”全产业链，构建分类明确、衔接有序的管理政策框架，同步完善氢安全检测、设备运维、应急处置等系列标准规范。重点推进跨区域氢能示范项目建设，优先在京津冀、长三角等重点区域布局一体化供应网络，推动氢气规模化输送与分布式供应协同发展，逐步形成“全国一盘棋”的氢能供应格局。

2. 强化自主创新，突破核心技术瓶颈

实施氢能产业重大科技专项，构建“企业牵头、高校支撑、院所协同”的创新联合体，聚焦燃料电池催化剂与膜电极、电解槽核心材料、固态储氢材料等“卡脖子”领域开展集中攻关。支持领军企业牵头组建国家氢能创新中心、工程化示范平台，承担可再生能源制氢实证基地、氢能装备第三方检测等公共服务职能，加速自主装备的迭代升级与产业化应用。设立氢能前沿技术研究专项，重点支持光解水制氢、氢安全监测预警、燃料电池长寿命技术等基础研究，筑牢产业技术创新根基。

3. 拓展应用场景，提速基础设施建设

明确加氢站等基础设施的主管部门，制定全国统一的制氢项目备案、储运设施审批、加氢站建设运营等管理办法，简化审批流程、压缩办理时限。在交通领域重点推广氢能公交车、物流重卡、矿山机械等商用车型；在工业领域推动绿氢替代合成氨、甲醇制备、石油炼化等场景的规模化应用；在能源领域探索氢能与风光发电、储能储热的多能互补模式。按照“适度超前”原则，优先在高速公路服务区、物流干线节点、主要城市群周边布局制加氢一体站，逐步构建覆盖重点区域、衔接主要应用场景的氢能基础设施网络。

4. 深化开放合作，构建氢碳交易体系

立足全球减碳共识，搭建国际氢能产业交流合作平台，深化与“一带一路”合作伙伴在绿氢制备、装备研发等领域的联合攻关，探索建立与国际接轨的氢能产品标准、检测认证体系。推动氢能产业融入国际供应链，培育氢贸易骨干企业，规划建设区域性国际氢贸易枢纽。衔接全国碳市场建设，将绿氢项目减排量纳入核证自愿减排量（CCER）交易范围，建立“氢价+碳价”联动机制。搭建专业化氢能交易平台，健全氢产品及衍生品交易规则，完善市场监管与风险防控体系，为市场主体提供规范的交易服务。

文丨魏颖 国家信息中心大数据发展部副主任

编辑丨邓茗文 dengmingwen@sdg-china.net

来源丨《可持续发展经济导刊》2025年10—11月刊

原文标题丨《“十五五”期间实现我国氢能产业高质量发展亟需突破四大瓶颈》