2026氢能产业高质量发展大会在京召开

（来源：企业观察报）

转自：企业观察报

9月20日至21日，ESG创新年会（2026）平行会议“2026氢能产业高质量发展大会”在北京首钢园召开。大会由中国企业改革与发展研究会（下称“中企研”）主办，中企研可持续发展工作委员会、北京中油能源石油石化科技中心承办。

大会连续两日汇聚两院院士、中央企业、地方国企、科研院所、高等院校的专家学者与产业代表，围绕氢能技术创新、全链条攻关、工程示范、场景扩容、产业链协同与安全发展等核心议题展开深度研讨，聚焦新型能源体系建设与氢能商业化落地痛点，分享一线产业实践、研判行业趋势，为国内氢能产业从示范试点迈向规模化高质量发展凝聚共识、探索路径。

01

氢能迎来战略机遇期

9月20日的发展大会（第一场）分为上午、下午两场。上午会议由中企研副会长兼秘书长谭剑、中石化石油化工科学研究院有限公司副院长林伟联合主持，下午会议由中国石化经济技术研究院有限公司总经理、党委副书记罗大清与中海石油气电集团技术研发中心氢能所所长‌王秀林联合主持。

中企研会长，国务院国资委原党委委员、秘书长彭华岗在主办方致辞中表示，氢能一头连着能源安全，一头牵着绿色低碳，是培育新质生产力、落实“双碳”目标的重要战略赛道。全球主要经济体都在加紧布局氢能，中国已经将氢能纳入“十五五”重大工程，政策体系持续完善，超过三分之一中央企业已经布局氢能全产业链，示范项目不断落地，产业生态逐步成型。

“当前行业仍面临不少现实阻碍，核心技术仍存在卡脖子环节，产业链协同机制有待健全，基础设施建设进度需要适度超前，成本下降路径尚不清晰，标准体系、商业模式、应用场景仍是发展短板，产业由政策驱动转向市场驱动还需要较长过程。”对此，彭华岗提出，推动氢能高质量发展要把握四个发力方向。坚持创新驱动，推进产学研用深度融合，攻坚电解水制氢、储运装备、燃料电池关键技术，实现技术自主可控；坚持全链协同，发挥链主企业带动作用，推动大中小企业融通，适度超前布局储运基础设施，构建完整产业集群；坚持场景牵引，立足交通、工业、储能、化工等领域，依托实际场景倒逼技术迭代与成本下行，拒绝盲目扩张；坚持开放合作，守住产业链供应链安全底线，同时参与国际标准制定，提升国内产业国际竞争力。国有企业要发挥压舱石作用，民营企业要发挥机制灵活优势，全行业坚守安全生产底线，共同保障产业有序前行。

谭剑在主持会议时表示，当前全球能源转型持续推进，绿色低碳能源已成为国际社会普遍共识，氢能产业作为我国战略性新兴产业和未来产业的重点发展方向之一，既是构建新型能源体系、保障国家能源安全的重要行业，也是实施可持续发展战略、如期实现“双碳”目标的重要支撑。

02

多元技术路线拓展氢能发展

会上最引人关注的，是多条技术路线并行推进的局面。氢能不再是单一维度的竞争，而是制氢路径、储运方式、终端利用各环节百花齐放。

中国工程院院士彭苏萍以“泛氢技术与产业实践”为题，从氢能2.0时代、成本与安全、氢氨醇转化、燃料电池技术等角度展开分析。他指出，氢能发展过程中仍面临制氢成本偏高、储运安全性等问题，结合中国能源资源禀赋和工业基础，氢氨醇路径值得关注。他谈到，煤的结构与油气不同，加氢减碳是能源清洁利用的重要方向。燃料电池通过电化学反应发电，与传统燃烧发电方式不同，是从物理发电向化学发电的转变。高温电解技术方面，SOEC工作温度可达650摄氏度，可以直接把二氧化碳转化，若技术走通，将有助于以化石能源为主的能源系统降碳。他还提到，绿氢向绿氨、绿色甲醇转化是国际趋势，中国在相关领域正在推进。围绕下一步工作，彭苏萍提出关注在内蒙古、新疆等地开展大面积沙漠风光制氢，与煤矿部门合作建设风光氢氨储一体化基地，在陕西、宁夏、新疆等地推进百兆瓦级燃料电池发电技术，并探索长江流域氢走廊示范等方向。

中国工程院院士、山东省科协主席凌文围绕新能源可持续发展开展了分享。他结合全球气候危机与国内能源转型实际，给出我国能源转型三步走时间框架，2035年力争实现能源消费总量达峰，非化石能源占比提升；2035至2050年能源消费总量回落，非化石能源占据主导；2050至2060 年实现碳中和目标。此外，凌文还分析了当前燃料电池产业发展瓶颈，贵金属催化剂高度依赖海外矿产资源，成为制约产业发展的关键堵点。其团队围绕催化剂、膜电极、电堆三大核心环节开展技术攻关，实现多项机理创新，建成国内低铂膜电极生产线，电堆综合性能实现提升。同时他介绍了国内新近布局的四所国家能源学院，以及怀柔实验室、国家燃料电池技术创新中心等国家级创新平台，强调要依靠政产学研协同，围绕制氢、储运、转化应用、数字化五大方向持续突破，筑牢氢能产业人才根基。

中国科学院院士金之钧将目光投向一个前沿领域——天然氢。他介绍，天然氢又称白氢或金氢，是自然界中已经形成的天然氢气藏，如果能够被发现和开采，成本从目前北非马里所发现的天然氢来看，只有间接制氢的十分之一，约0.5美元/公斤，是目前获得氢最经济的办法。2023年，天然氢被《科学》杂志列为全球十大科技突破之一。金之钧解释了天然氢的无机成因，主要包括负二价铁的水岩反应、放射性元素辐射、深部呼吸、断层构造运动摩擦等。他提到，美国地质调查局首席科学家估算天然氢资源量约5.6万亿吨，如果开采2%，就是现在发现的石油、天然气、煤炭等所有化石能源量的两倍。目前，在马里、法国、澳大利亚、美国、加拿大等地都有发现。2025年10月8日，中国首口天然氢气科学探井“金氢科探1井”在内蒙古锡林浩特市正式开工，标志着中国在天然氢气资源领域实现了从理论研究向实践验证的重大跨越。金之钧建议，尽快设立天然氢独立矿种，加强基础研究和创新实践，出台激励政策，引导社会资本投入。

03

项目示范打通氢能全链条

如果说院士报告描绘了技术前沿的远景，那么来自企业一线的分享，则把产业现实讲得更具体。

中国东方电气集团有限公司副总经理、党组成员孙国君表示，氢能产业要从技术可行走向商业可行，装备和成本是关键。东方电气坚持“制氢、用氢”装备推动，已形成200及500标方每小时电解槽系列产品，设计寿命超过4万小时，在国内率先实现兆瓦级光伏直联耦合运行，并在燃料电池、燃机掺氢纯氢燃烧、氢氧电热多联供等方向布局。针对行业现存质子交换膜等材料对外依存度高、碱性电解槽产能结构性过剩等难题，孙国君建议，产业链各方协同攻坚关键装备材料，拓展多元化示范场景，完善全链条标准体系，出台绿氢消纳、碳核算配套政策，推动产业形成良性循环。

中国钢研科技集团有限公司党委常委、副总经理郝晓东介绍了纯氢冶金探索。中国钢研历时二十年攻关，突破钢铁行业过程降碳与全氢生产核心环节，打通氢能在钢铁领域应用通道。他表示，纯氢冶金位于产业链中游，上游可拉动矿产与绿色能源，下游可带动高端材料与先进制造。中国钢研在临沂、松原、哈密打造三个基地，分别用于技术溯源与工程验证、绿氢耦合与自动化验证、风光氢冶金一体化示范。此外，郝晓东还分析了氢气价格、绿电价格对于氢冶金项目经济性的决定性影响，提出产业发展将依次经历商业化闭环、多基地规模化复制、产业体系化建设三个阶段，期待跨行业协同，共同推动氢冶金产业发展。

中国煤炭地质总局党委委员、副局长琚宜太从工程视角介绍了天然氢勘探思考，认为天然氢是持续补给动态成藏的地下资源，而非一次性耗尽资源。我国具备天然氢成藏条件，也发现大量天然氢，但研究深度仍不高。琚宜太建议深化天然氢成藏机理与分布规律研究，积极开展全国范围天然氢资源勘探，加强专业队伍和技术装备建设。

首钢集团有限公司党委副书记、总经理邱银富介绍首钢依托老工业基地转型契机开展的氢能布局。首钢围绕氢能产业链材料端开展攻关，自主研发全谱系输氢管线钢，完成国内输氢管道钢板国家标准编制，管线钢已经实现国内项目以及海外项目应用。在钢铁生产内部，开展高炉富氢喷吹工业试验，验证富氢冶炼降碳效果。同时开发转炉煤气生物发酵制乙醇、氢爆震燃烧技术，拓展工业尾气、氢能新利用路径。未来首钢将持续攻关碳捕集耦合氢能、氢冶金、特种储氢用钢等技术，强化氢能关键材料供给，推动钢铁行业低碳转型。

中国电力建设集团有限公司副总经济师、战略发展部、政策研究室主任张念木提出，绿氢的定位更应该视作“能量载体与化工原料”，而非单纯新能源。我国风光资源集中在三北地区，完全依靠外送电网消纳存在压力，发展“绿氢+”，推动高耗能产业向西部有序转移，是新能源就地消纳重要路径。化工、冶金将是绿氢体量最大应用场景，交通领域规模相对有限。当前产业面临绿氢灰氢价差大、光电源波动性和制氢装备适配不足、加氢场景分散推高成本等问题。产业培育阶段需要坚持有效市场和有为政府相结合，完善标准规划，做强国产装备制造。

中国石油大学（北京）教授，校学术委员会主任张来斌重点解读氢能储运安全与应急保障技术。我国风光资源与用氢市场地域错配，大容量长距离储运是产业绕不开的环节。地面储氢当中高压气态、低温液态、固态储氢泄漏之后灾害特征各不相同。地下储氢迎来快速发展，盐穴储氢综合性能最优，枯竭油气藏、含水层储氢还存在不少技术待验证。运输方面，天然气管道掺氢改造投资远低于新建纯氢管道，但高钢级管材氢脆风险突出，需要严格限定掺氢比例与运行工况。氨作为氢能载体适合跨区域贸易。要发展光纤感知、人工智能监测手段，完善全生命周期风险管控体系，提升泄漏早期探测与灾害防护技术能力。

中石化新星新能源有限公司副总经理栾和新结合库车、鄂尔多斯、乌兰察布—京津冀长输管道三个重量级项目分享绿氢炼化实践。库车2万吨/年万吨级绿氢示范项目稳定运行超三年，累计产氢超2.5万吨，直接替代炼化装置天然气制氢，累计减碳约25万吨。鄂尔多斯3万吨级项目进一步迭代技术，实现氢氧协同就地消纳，服务煤化工降碳。乌兰察布—京津冀绿氢长输管道规划建设国内首条大口径中高压长输氢管道，打通三北绿氢资源向京津冀消费市场输送通道。结合项目实践，栾和新认为，绿氢工业替代工程可行，成本拐点正在临近，骨干输氢管网是规模化发展的关键支撑。当前产业还存在价格机制缺失、标准不完善、部分设备材料有待迭代等问题，建议建立统一绿氢核算认证，推动绿氢纳入碳交易体系，补齐安全标准，拓展多元应用市场。

中海石油气电集团技术研发中心氢能所所长‌王秀林介绍企业“油气+氢能”融合发展路径。海油依托沿海LNG接收站资源，布局小微型集装箱式制氢示范，开展AEM、SOEC多种电解技术研发，完成在役天然气管道掺氢损伤试验，完成万海里级液氢海运示范，建成百千瓦级固体氧化物燃料电池SOFC示范装置。面向“十五五”，企业判断部分场景将迎来绿氢商业化窗口，建议充分利用现有LNG基础设施，打造LNG—氢—氨—醇综合枢纽，补齐储运短板，完善电氢协同体系。

中能建氢能源有限公司副总经理刘大为指出，当前绿氢成本偏高，储运环节占整体成本四成，关键材料装备短板、中试验证缺失、系统集成能力不足、人才标准缺位是行业痛点。中国能建打造绿电—氢—氨—醇全链条解决方案，拥有大功率电解制氢成套技术、风光氢氨储耦合仿真平台。吉林松原绿色氢氨一体化项目配套800兆瓦风光，规划20万吨绿氨，做到风光电力绝大部分自发自用，为波动新能源转化稳定化工产品提供工程样板。企业认为直流制氢等技术路线可以进一步提升系统综合效率，后续将持续推进示范项目建设，推动中国绿色氢氨醇技术方案出海。

04

谋划“十五五”产业发展路径

多位研究机构专家围绕绿氢降本、储运安全、燃气轮机装备等方向开展研讨，为“十五五”时期产业发展提供参考思路。

中国石油规划总院油气储运规划研究所所长王念榕分析了低成本推动绿氢规模化发展的现实路径。当前绿氢生产成本显著高于化石制氢，电费占据制氢成本六成以上，风光资源与消费市场空间错配，输氢管网基础设施严重不足，绿氢减排价值难以在碳市场兑现，产业陷入规模不足难以降本的负向循环。想要破局，要多措并举压低制氢用电成本，攻坚宽负荷长寿命电解装备，完善碳定价机制释放绿氢减排价值，加快全国输氢管网规划建设，组建创新联合体开展协同科研。

中国石化经济技术研究院有限公司总经理、党委副书记罗大清提出，氢能是协调经济、安全、绿色不可能三角的重要载体。全球能源发展即将进入化石能源存量替代阶段，我国风光大基地持续建设，单一依靠电力外送无法完全消纳新能源，绿氢作为非电利用路径价值凸显。工业炼化化工是氢能应用的基本盘，“十五五”阶段要坚持应用牵引，推进风光氢能协同，搭建多层次全国氢管网，逐步完成从政策驱动向市场驱动过渡。

中国航发燃气轮机有限公司燃烧性能资深技术专家谢法分享先进低碳燃气轮机的技术现状。燃气轮机是氢能重要发电终端装备，国外企业已经开展大量掺氢、纯氢燃烧研发。国内F级燃机已经完成一定比例掺氢验证。纯氢燃烧需要全新设计燃烧室，燃烧系统、管路选材、安全防护都面临全新挑战。中国航发燃机现有产品已经实现部分掺氢能力，7兆瓦纯氢燃机部件级验证完成，计划“十五五”落地工程示范，2030年推进重型纯氢燃机商业化。

中石化石油化工科学研究院有限公司副院长林伟围绕绿氢制取和站内制氢分享技术进展。石科院完成PEM电解槽催化剂、质子交换膜、膜电极全套国产化，建成自动化生产线，迭代五代产品，250~500标方每小时电解槽实现商业化投放。针对长管拖车运氢成本高的现实痛点，企业开发甲醇制氢、氨分解制氢、甲烷裂解制氢三类站内制氢技术，已经建成多个商业化示范装置，各地可以结合原料价格择优选用。

国家管网集团研究总院新能源储运研究中心副主任聂超飞介绍“天上电网+地下管网”两网融合的新型能源智能网构想。依靠管网承载氢氨醇输送，可以缓解特高压消纳风光新能源的压力。集团完成大量管道掺氢材料评价，不同钢级天然气管道允许掺氢比例存在明显差异，不能一概而论，需要逐条管线开展综合评估。目前新建纯氢管道成套工程技术可以支撑较大规模输送需求，企业牵头申报绿色稳态能源新型管网体系超级场景，希望打通西氢东送战略通道，释放绿色管网的综合效益。

05

破解氢能全链条技术

与工程示范难题

9月21日的发展大会（第二场）分为上午、下午两场。上午由聂超飞、国网能源研究院有限公司能源互联网研究所所长黄碧斌联合主持；下午由中国广核新能源控股有限公司新能源研究院副总经理王睿、中国石油石油化工研究院氢能研究所副所长李庆勋联合主持。会上，18位行业代表依次开展主旨报告。

上午场主旨报告围绕制氢、储氢、电—氢协同、终端应用等核心环节，分享央企、科研机构与创新企业的实践成果，剖析产业发展现实瓶颈。

中国盐业集团有限公司投资发展部部长、中盐盐穴综合利用股份有限公司董事长乔雪莲在《立足国家能源安全 推进盐穴地下大规模储氢工程化验证——中盐参与大规模储氢国家重点研发计划实践分享》报告中表示，盐穴储氢是构建长时储能、保障国家能源安全的重要路径。

依托二十余年盐穴工程经验，中盐建成国内首批盐穴储气库，其参与建设的金坛盐穴压缩空气储能项目已稳定运行1580天，充分验证国内盐穴工程的稳定性与可靠性。针对国内层状盐系夹层多、盐层薄，无法照搬欧美盐丘储氢技术的痛点，2024年中盐牵头联合十家单位，承接国内首个盐穴储氢国家级重点研发计划，攻坚地质评价、防腐材料、腔体设计、安全调控等核心技术，目前项目已进入水溶造腔关键阶段，后续将持续完善技术体系与行业标准，推动全国规模化复制。

中车株洲电力机车研究所有限公司相关代表带来《风光柔性制氢助力氢电协同新型能源体系建设》主题分享。中车株洲所坚持自研与头部企业合作并行的两条技术路线，构建起三大系统服务、五大核心装备的氢能技术体系，覆盖ALK、PEM、AEM全系列电解槽，自研IGBT制氢电源实现芯片到整机全链条自主可控。针对风光波动、频繁启停的工况痛点，企业优化电极抗反向电流技术，改良密封垫片与隔膜材料，攻克电解槽形变塌陷、流场不均等行业共性难题。

报告披露，中车株洲所电解槽可实现25%~110%超宽负荷柔性调节，最大调节速率达10%/s，整机直流能耗低至4.2kWh/Nm³。已落地中煤鄂能化10万吨/年液态阳光、湖北潜江清北氢能等国家级示范项目，其中中煤鄂能化项目氢气成本低至16.5元/公斤，弃风弃光率控制在9.3%，充分验证柔性制氢装备在新能源消纳场景的应用价值。

中国华电科工集团有限公司相关代表围绕《华电在绿色氢基产业的探索和布局》，介绍华电集团在风光氢储一体化领域的多元项目实践。依托风光新能源装机规模优势，华电布局达茂旗风光制氢一体化、高海拔光伏制氢、离网海水制氢、辽宁钓鱼山绿氢耦合储能等多个示范工程，建成国内北方首条规模化商用输氢管道——达茂旗至包头绿氢长输管线。同时，企业攻关海水直接制氢、绿氢耦合微生物蛋白等前沿方向，搭建风光氢储智能规划平台与电解槽集群智能控制系统，布局制氢核心装备与关键材料产线，拥有44项发明专利，15项技术达到国际领先水平。“十五五”期间，华电将在新疆、青海、甘肃等新能源富集区域布局大型绿氢生产基地，推动绿色氢基产业规模化发展。

黄碧斌在《关于电-氢协同发展的相关思考》报告中，从宏观、中观、微观三个维度研判电—氢协同发展路径。他提出，绿电是绿氢规模化发展的基础保障，绿氢是破解新能源消纳难题的重要载体。宏观层面，氢能将逐步由化工原料向终端能源品类转型，2060年氢能在终端能源消费占比有望突破10%；中观层面，源端就近制氢利用整体优于受端制氢，新能源富集地区就地消纳是最优发展路径；微观层面，并网制氢具备更强的商业化前景，离网制氢更适配海岛、偏远地区等特殊场景。黄碧斌建议，要厘清新能源与电网的互动逻辑，构建多方共赢产业生态，平衡安全、低碳、经济三大目标，推动电氢产业从示范试点走向规模化高质量发展。

安徽枡水新能源科技有限公司COO刘俊聚焦《50微米PEM电解槽：绿氢平价化的关键一步》，分享超薄质子膜PEM电解槽的技术突破。当前绿氢成本居高不下，设备固定资产投入是重要制约因素。枡水新能源完成50微米超薄质子膜PEM电解槽研发，单兆瓦设备成本实现大幅下降，同时通过低载贵金属催化剂技术，将铂金属用量降低40%，搭建质子膜回收循环体系，缓解贵金属资源约束。经过3500小时稳态运行、1500小时光伏波动工况模拟测试，设备动态响应速度可达每秒20%负荷调节，可适配风光快速波动场景。刘俊表示，超薄质子膜技术为绿氢平价化提供重要技术抓手，未来还将推进25微米质子膜迭代研发。

中国汽车战略与政策研究中心高级研究员吴征解读《中国燃料电池汽车示范应用进展及下阶段产业趋势》。吴征表示，我国氢能产业已经完成从0到1的奠基，进入1到10的规模化成长阶段，政策与市场双轮驱动。工信部等三部门印发的氢能综合应用试点通知，构建“1+N+X”应用生态体系，明确2030年氢能终端使用成本降至25元/公斤以下的目标。吴征建议，要持续拓宽燃料电池汽车应用场景，完善氢能稳定供应体系，攻关核心零部件技术，探索制—储—运—加—用一体化商业模式，推动产业摆脱政策依赖，实现市场化自主造血。

合肥综合性国家科学中心能源研究院院长助理冯汉升带来《煤电、船舶多场景氨氢融合科技创新与示范进展》报告。氨作为零碳储氢载体，储运条件相对温和，是破解氢能储运难题的重要路径。研究院完成300MW燃煤发电机组氨氢掺烧示范，最大瞬时掺氨量可达64吨/小时，热量掺氨比达到40%，氮氧化物排放控制优异，成套装备被国家能源局认定为首台（套）重大技术装备。在船舶领域，研发等离子体氨燃料裂解助燃系统，打造国内首批纯氨燃料动力示范船“安徽号”并完成巢湖试航，为煤电降碳、船舶航运脱碳提供全新技术方案。

王睿就《中广核宁东光伏制氢项目的实践与科研探索》这一主题进行分享。宁东光伏制氢项目是中广核首个十万千瓦级规模化光伏制氢示范项目，配套170MW光伏电站，采用“光伏自发制氢+电网备用稳压”双电源模式。项目建设过程中沉淀了光伏制氢项目合规办理、安全管控、设备前置招采的成套实操经验。依托项目开展科研创新，开发电氢耦合优化配置软件，搭建OTS智慧仿真培训系统与精细化电耗监测体系，构建氢能安全防控体系。王睿表示，未来将持续迭代集群协同控制、场站运行效能，拓展绿氢—绿氨、绿氢—甲醇衍生产业赛道，探索多元化消纳模式。

06

谋划氢能中长期发展蓝图

9月21日的发展大会下午场，聚焦高温燃料电池、氢能特种材料、AEM电解水技术、掺氢天然气、航运氢基燃料、输氢管网布局等前沿方向，与会嘉宾围绕“十五五”氢能产业链技术与商业闭环构建，展开深度交流。

清华大学教授、燃料电池与储能研究中心主任、中关村氢能产业联盟常务副理事长韩敏芳作《SOFC/SOEC在氢能综合应用试点示范中的发展机遇》报告。她介绍，固体氧化物燃料电池（SOFC）具备发电效率高的突出优势，其逆过程固体氧化物电解（SOEC）同样拥有高温电解制氢、电解二氧化碳的技术潜力。结合国家氢能综合应用试点“1+N+X”框架，SOFC/SOEC可应用于工业绿色氨醇制备、氢能交通、化工原料替代、钢铁行业降碳、航空航天、分布式冷热电联供等多元场景。目前国家能源局已批准三项固体氧化物技术行业标准，将于2026年12月正式实施，为产业规范化发展提供支撑。

酒钢集团宏兴钢铁股份有限公司高级工程师赵得江围绕《氢能极端服役环境下的不锈钢材料解决方案》作报告。氢能产业链面临高压氢脆、深冷低温韧性衰减两大材料难题。酒钢针对高压氢、液氢液氨深冷两类极端服役环境，分别研发S31603（JGH）高压氢用不锈钢、S31603（JLH）液氢液氨用不锈钢，通过成分调控、组织稳定性设计，抑制氢扩散聚集，提升材料低温韧性。经73MPa、100MPa高压氢环境慢应变速率拉伸测试，两款材料氢脆敏感指数优于标准要求，具备良好的焊接适配性。酒钢已形成炼钢—连铸—热轧—管材—箱体制造一体化制造能力，为氢能装备国产化提供材料保障。

李庆勋在《氢电协同促进能源绿色低碳转型》报告中指出，我国氢能产业当前仍面临成本高、技术迭代压力大的现实问题。电力成本占据绿氢生产成本80%以上，网电制氢的碳排放问题需要审慎评估。我国风光发电量规模巨大，但现阶段直接大规模电解制氢经济性尚不充分，预计2035年风光装机达到36亿千瓦之后，绿氢产业的经济条件将显著改善。他提出，要充分利用现有煤化工产业基础，推动绿氢掺混替代灰氢，依托微电网消纳富余可再生能源，坚持化石能源与新能源协同，以“四千精神”推动氢能助力“双碳”目标落地。

北京未来氢能科技有限公司总经理苏才华分享《创新IAEMI绿氢技术，构建氢能产业新生态》。AEM阴离子交换膜电解水技术兼具碱性电解槽低成本与PEM电解槽快速响应的优势，无需大量贵金属催化剂，被视为绿氢降本的重要技术路线。苏才华介绍，AEM产业已经迎来千亿级市场机遇，国内产业链快速完善，但核心膜、催化剂、电极材料仍是行业主要短板。未来氢能深耕AEM核心材料研发，拥有45项专利，参与20余项行业标准制定，其非贵金属催化剂、电极产品已实现兆瓦级装备规模化应用，产品获得国际市场认可。

北京市煤气热力工程设计院有限公司道石研究院院长王洪建带来《掺氢天然气关键技术研究与工程应用》主题分享。他指出，充分利用现有天然气管网基础设施，是氢能低成本规模化落地的重要路径。我国已建成13万公里长输天然气管网、130万公里城市燃气管网，小比例掺氢可以在不大规模改造现有设施前提下实现氢能消纳。王洪建表示，在现有管网条件下，10%掺氢比例无需对基础设施做重大改造，北京具备掺氢15%的应用条件，新建管道可按20%掺氢目标设计。掺氢天然气能够实现氢能低成本消纳，降低天然气对外依存度，保障国家能源安全，目前国内已有近30个掺氢示范项目，民用、工业终端适配性持续得到验证。

中石化（北京）化工研究院有限公司催化科学研究所专家研究员冯英杰介绍了《阴离子膜AEM电解水关键材料与技术》。AEM电解水是下一代绿氢制氢重要技术路线，膜电极是决定制氢能耗的核心部件。中石化北化院围绕阴离子交换膜、阴阳极催化剂、膜电极器件化构筑开展全链条攻关，开发无醚聚芳基结构阴离子膜，实现高离子电导率与优异化学稳定性；研发非贵金属析氧、析氢催化剂，完成2000平方厘米大面积膜电极制备，开展2000余小时稳定性测试。同时搭建原位表征技术体系，解析材料界面演变机理，承担央企未来产业创新任务，推动AEM技术工程化落地。

水利水电规划总院新能源院副院长姜海围绕《“十五五”时期我国初步构建氢能产业链完整技术与商业闭环的路径思考》作报告。他表示，“十四五”氢能产业完成大量示范试错，“十五五”是氢能产业打通技术-商业闭环的关键窗口期，产业面临成本、储运、终端市场三大核心挑战。要以规模化基地化布局为抓手，打造大型绿氢生产基地，坚持以需定产，完善氢能管网规划，打通制-输-用全链条。工业领域是氢能长期主战场，绿氢耦合煤化工是重要战略方向，通过绿氢对传统灰氢进行适度替代，既助力传统煤化工降碳，也为绿氢开拓稳定市场。通过技术迭代、成本下降、市场扩容形成正向循环，实现产业可持续发展。

交通运输部水运科学研究院徐晓健就《航运应用氢基能源发展趋势》作出分析。航运行业温室气体排放占全球约3%，脱碳任务紧迫，氢基燃料是航运实现深度脱碳的重要方向。当前国际航运替代燃料船舶订单快速增长，LNG仍是近中期主流，甲醇、氨、氢尚处于示范起步阶段。国内新能源船舶保有量仍然偏低，内河船舶是应用先行阵地。展望未来，内河船舶趋向电池、甲醇路线集中；沿海以甲醇动力、电池换电为主；远洋近中期依靠LNG，中长期逐步转向氨燃料为主、甲醇与LNG协同的格局。绿氢、绿氨、绿甲醇等绿色燃料的规模化应用，将为航运低碳转型提供重要支撑。

石油和化学工业研究院能源化工处副总工程师杨铮作《绿色氢氨醇产业发展趋势研究》报告。随着我国可再生能源装机快速增长，风光消纳压力持续加大，绿氢、绿氨、绿醇成为可再生能源非电利用的重要载体。国家政策持续引导氢氨醇多元化示范，重点布局蒙东、冀北、黄河几字湾、新疆北部四大绿氢绿氨绿醇基地。石化化工是绿氢最大的下游消纳场景，同时航运、锅炉、窑炉等领域也具备广阔应用空间。杨铮指出，当前产业仍面临项目实际成本高于规划、柔性合成能耗偏高、项目开工率不足、产区与消费区地理错配等现实问题。需要加快建立适配我国国情的绿色氢氨醇标准体系，完善政策激励工具，以试点示范带动产业逐步走向成熟。

落基山研究所氢能项目高级咨询师谭光瑀带来《中长期输氢管网发展布局构想与展望》。我国可再生能源集中在西北、三北地区，氢能需求集中于东南沿海，供需地理错配突出，长距离输氢管网是氢能大规模流通的关键基础设施，管道输氢在长距离场景具备突出经济性。落基山研究所通过模型测算得出结论，2060年我国约7600万吨氢能需要跨区域运输。研究表明，东北至环渤海、新疆—甘肃—华北两条通道建设优先级最高；西藏—川西—长三角线路建设难度大，适合远期布局。谭光瑀建议，各省市加快编制区域性输氢管网规划，国家层面统筹全国一张网建设，避免重复建设；管网建设运营可借鉴天然气管网改革经验，充分发挥国家管网集团平台作用，同步重视管道安全技术与其他储运技术协同发展。

为期两天的2026氢能产业高质量发展大会，全面覆盖氢能制、储、输、用全产业链条，贯通核心材料、装备研发、管网基建、行业标准、商业模式及工业、交通、航运多元应用场景，实现全维度、全环节的深度研讨。与会各方达成以下共识：当前我国氢能产业正处于示范应用向规模化落地跨越的关键窗口期，“十五五”阶段将成为产业打通技术、成本、商业闭环的核心攻坚期。氢能产业发展无法一蹴而就，必须坚持不懈、久久为功，要立足我国资源禀赋，坚守安全发展底线，以场景应用为牵引，依托政产学研用多方协同发力，持续攻坚核心技术、补齐产业链短板、完善基础设施布局、健全行业标准体系、打通市场化发展闭环，稳步释放氢能在保障国家能源安全、赋能传统产业低碳转型、构筑新型现代化能源体系中的核心战略价值。