氢能遭遇 5 大瓶颈！中国产业如何破局？

文/唐靖杰

我国氢能产业仍处于商业化初期，目前仍面临着核心技术待突破、成本偏高、基础设施薄弱等相关挑战。

当前，全球能源格局深刻变革，应对气候变化已成国际共识。我国正坚定不移地推进能源革命，构建以可再生能源为主体的新型电力系统。党的二十届四中全会强调要“加快发展新质生产力”、“建设现代化产业体系”，并对“加强生态文明建设，推进绿色低碳发展”做出重要部署。氢能作为一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，是实现终端能源消费，特别是工业、交通等高碳领域深度脱碳的必然选择，也是培育能源领域新质生产力的重要方向。其燃烧产物仅为水，可实现全生命周期零碳排放，并能有效耦合可再生能源，解决其间歇性、波动性问题，提升能源系统的灵活性与韧性。

尽管我国已是全球最大的氢气生产国，但产业仍处于商业化初期，面临着核心技术待突破、成本偏高、基础设施薄弱等相关挑战。在此背景下，深入分析氢能产业发展态势，厘清关键瓶颈，提出符合国家战略、贴合产业实际的发展路径，对于推动氢能产业健康有序发展，助力国家能源安全与“双碳”目标实现至关重要。

氢能产业获政策高度支持

强有力的政策引导，是氢能产业发展的关键驱动力。《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》首次明确氢能的能源属性与战略定位以来，国家层面政策体系加速完善。据不完全统计，截至2024年底，国家与地方累计出台氢能相关政策超560项，仅2024年就新增122项。2025年上半年，《2025年能源工作指导意见》、《清洁低碳氢能评价标准》（征求意见稿）等政策接连出台，从技术创新、基础设施建设、标准体系、示范应用等多维度予以支持。特别是《中华人民共和国能源法》（2024年）将氢能正式纳入能源范畴，为产业法治化、规范化发展奠定了基石。党的二十届四中全会更是将氢能列入了国家前瞻布局的未来产业。很多地方政府陆续制定了氢能产业相关规划，形成了央地联动、竞相发展的良好局面。

学界研究主要集中在两大层面。一是战略层面的顶层设计，主要探讨了氢能在国家能源转型中的角色、实现路径与政策框架。有专家认为，氢能战略定位影响了国家的重视程度，现实诉求影响了氢能的应用场景，经济效益影响了氢能的推广力度。中国工程院院士凌文指出，氢能需要加强顶层设计以解决标准缺失、产业链协同不足等问题；另有专家提出“蓝氢过渡、绿氢为主”的渐进式发展战略。二是学术界探讨了产业层面的发展路径，聚焦经济性、基础设施等关键问题。这包括规模化后绿氢的经济可行性，管道输氢、供应网络构建存在的问题，以及对未来氢能与天然气的发展模式提出了展望和建议。

氢能产业上中下游发展趋势

氢能产业链涵盖上游制氢、中游储运、下游加氢与应用三大环节。上游技术路线多元，绿氢（可再生能源电解水制氢）是终极目标；中游储运是成本瓶颈与技术攻坚重点；下游应用场景广泛，正从交通向工业、电力、建筑等领域拓展。

上游制氢领域，绿氢产能加速布局，技术路线并行发展。我国氢气年产量已超3650万吨（2024年），稳居世界第一，但主要来自化石能源（煤制氢约2070万吨，天然气制氢约760万吨）和工业副产氢（约770万吨）。绿氢（电解水制氢）产量约32万吨，基数小但增速快（2024年同比增长约3.6%）。

发展趋势上，一是可再生能源制氢项目规模化发展。项目集中于风光富集的“三北”地区，内蒙古、新疆、宁夏等地规划产能巨大。如内蒙古宁东基地项目、新疆库车万吨级光伏绿氢示范项目等，标志着绿氢替代化石能源制氢进入工业化示范阶段。截至2024年底，我国已建成运营可再生氢项目89个，总产能达12.5万吨/年，未来将加速释放。

二是电解水制氢技术多路径演进。碱性电解槽（AWE）技术成熟、成本较低，是当前主力；质子交换膜电解槽（PEM）响应快、效率高，更适配波动性绿电，是未来发展方向，正处于商业化初期；固体氧化物（SOEC）和阴离子交换膜（AEM）电解槽处于研发示范阶段。降低电耗与设备成本、提升效率与寿命，是各类技术共同目标。

中游储运领域，目前以高压气态为主，多元技术探索获突破。当前储运成本占氢气总成本30%～40%，是产业规模化关键制约。

在储运方式上，高压气态储运技术最成熟。车载储氢瓶正从35MPaIII型向更轻量化的70MPaIV型升级。运输以20MPa长管拖车为主，正探索35MPa技术。管道输氢效率最高，但管网建设滞后（在役里程仅数百公里）。中石化“西氢东送”等国家级管道项目启动，预示着长距离输氢管网建设提速。

低温液氢储运，体积能量密度高，适于远距离运输，但液化能耗高、设备要求苛刻。国内民用液氢技术取得突破（如国富氢能10吨/天液化设备），正从航天向民用领域拓展。

有机液体/固态储运，具有安全、高密度储氢潜力，如镁基固态储氢车已示范运行，但技术成熟度低、放氢温度高等问题待解，是远期的补充方向。

下游应用领域，交通领域示范引领，工业领域潜力巨大。加氢站建设快速推进。截至2024年底，我国加氢站数量超500座，居全球首位，但分布不均（集中在沿海省份）。核心设备如压缩机国产化取得进展（如康普锐斯液驱压缩机），但可靠性、寿命仍需要提升。

应用场景方面，目前正在进行多元化拓展。在交通领域，氢燃料电池汽车产销量经历高速增长后进入平台期（2024年产销约5500辆），商用车（公交、重卡）是主力。船舶、航空等应用开始探索。预计2035年保有量达100万辆目标指引下，仍是近期突破的重点。在工业领域，合成氨、炼油、冶金等流程工业是绿氢替代灰氢、实现深度脱碳的主战场。宝武、鞍钢等企业氢冶金项目示范，预示巨大用氢需求。在电力与建筑领域，燃气轮机掺氢发电、氢燃料电池分布式供能、氢能热电联供等技术示范，为未来氢能作为灵活能源和储能介质融入能源系统开辟路径。

氢能产业发展的关键挑战

1. 管理体制机制有待理顺

氢能作为新兴的能源形式，其管理体系尚未完全纳入现行的能源管理框架。目前，氢能项目的审批涉及能源、住建、安监、交通等多个部门，存在明显的职责交叉与程序重叠。据统计，一个氢能项目从立项到投产平均需要经过10个以上部门的审批，耗时18～24个月，远超风电、光伏等新能源项目平均12个月的审批周期。这种复杂的审批流程不仅增加了企业的行政成本，而且严重影响了项目落地效率，制约了氢能产业的快速发展。此外，氢能在国家能源战略中的定位尚不清晰，相关标准体系不完善，亟须从顶层设计层面明确管理主体、简化审批流程，形成统一高效的监管机制。

2. 资源与市场空间错配

我国绿氢资源与主要消费市场呈现明显的空间分离特征。西北和华北地区风光资源丰富，绿氢潜在产能占全国70%以上。而氢能需求最大的东南沿海地区，绿氢资源占比不足15%。长距离储运成为必然选择，但目前高压气态运输成本高达8～10元/公斤·千公里，液氢运输虽可提升效率，但成本仍达20～30元/公斤·千公里，导致终端用氢成本比产地高出60%以上。例如，新疆产的绿氢运至长三角地区，到站成本超过40元/公斤，远高于当地灰氢25元/公斤的价格。这种资源与市场的空间错配，严重制约了绿氢的经济性和规模化应用，亟须通过管网规划、储运技术突破和区域协同机制加以缓解。

3. 产业链协同不足与成本压力

上游绿氢制造与下游应用场景之间存在明显的衔接断点。一方面，西北地区已建成的部分绿氢项目因缺乏就近消纳能力而面临“有氢无用”的困境，产能利用率不足50%。另一方面，东部沿海的氢燃料电池汽车示范城市却常面临“用氢无源”的供给紧张。成本方面，当前电解水制绿氢的成本为30～40元/公斤，较煤制灰氢（15～20元/公斤）高出1倍以上。尽管规模化生产可使绿氢成本逐步下降，但到2030年预计仍需降至20元/公斤以下才具备竞争力。产业链各环节缺乏协同规划和利益共享机制，导致重复建设和资源浪费，亟须通过“制储运加用”一体化示范项目推动全链路整合。

4. 基础设施网络尚不完善

加氢站作为氢能应用的关键基础设施，其建设进度明显滞后于产业发展需求。截至2023年底，我国累计建成加氢站仅400余座，且70%集中于长三角、珠三角和京津冀地区，中西部地区布局稀疏。相比之下，全国加油站总量超过12万座，加氢站数量不足其0.4%。输氢管网建设则更为薄弱，目前仅有不足200公里的专用输氢管道投入运营，而欧美发达国家规划中的输氢管网已超5000公里。基础设施的不足导致氢能供给半径受限，难以支撑燃料电池汽车的大规模推广，成为氢能在工业、发电等领域应用的瓶颈。

5. 关键技术与装备存在短板

氢能产业链的核心技术和高端装备仍存在明显的对外依赖。质子交换膜（PEM）电解槽的关键材料——质子交换膜，进口比例高达90%以上；铂催化剂作为燃料电池的核心材料，国产化率不足30%；高压氢气压缩机等关键设备主要依赖欧美品牌。这些“卡脖子”环节不仅推高了产业链成本，而且威胁到产业安全自主可控。据统计，氢能装备核心部件的进口成本占系统总成本的40%～50%。尽管国内研发投入逐年增加，但在材料寿命、系统效率等指标上仍与国际先进水平存在5～8年的差距，亟须通过产学研协同攻关突破技术壁垒。

为推进氢能产业高质量发展，须系统施策、多端协同。在管理层面，应强化顶层设计，理顺审批监管机制，并制定全国性基础设施专项规划，完善绿氢认证等标准体系。技术上，须集中攻关电解槽、燃料电池、储运装备等“卡脖子”环节，提升产业链自主可控能力。产业布局上，应推动“风光氢储”一体化与跨区域协同，促进绿氢就近消纳和在工业领域规模化的应用。基础设施方面，须统筹加氢网络与输氢管道建设，发展多元化储运体系。政策上，应延续财税支持，探索氢能碳交易机制并引导社会资本投入。同时，加强国际标准合作与公众科普，筑牢安全风险防控体系。

总体而言，我国氢能产业正迈向市场驱动的关键阶段，须坚持绿色低碳与科技创新双轮驱动，以场景应用为牵引，系统打通“制储输用”全链条，推动其与传统产业升级及新能源体系深度融合，为构建现代能源体系、落实“双碳”目标及培育新质生产力提供支撑。

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