中国储能网讯：《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》提出，加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系，建设能源强国。氢能作为未来能源体系的重要组成部分，既是推进能源强国建设的关键支撑，也是培育未来产业以及新经济增长点的重要抓手。当前，我国氢能产业正加速从技术示范迈向规模化、商业化发展的新阶段，科学谋划“十五五”时期氢能产业发展路径，对于推动能源结构绿色低碳转型、抢占全球能源技术制高点、支撑新型能源体系和能源强国建设具有重要而深远的意义。本文系统梳理我国氢能产业发展基础与关键挑战，提出“十五五”时期的发展路径及相关建议，以期为政策制定和产业实践提供参考。

一、绿氢产业发展基础与关键挑战

（一）政策环境与产业基础

从全球视野看，氢能已成为主要经济体能源转型和产业竞争的战略高地，目前已有超60个国家或地区提出氢能发展规划。2022年，为促进氢能产业规范有序高质量发展，我国发布氢能顶层设计文件《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》。2025年，氢能被正式纳入《中华人民共和国能源法》，其能源属性得到进一步明确。2025年下半年，国家多个部门密集发布了多项涉氢政策，集中体现了以下几大战略方向：一是推动一体化布局与系统协同，“绿色氢氨醇制储输用一体化”、“氢基能源综合产业基地”以及“风光氢储一体化”成为政策文件中的核心关键词。二是积极引导绿氢向绿氨、绿醇、航煤等绿色燃料或化工原料转化，应用领域由交通向煤化工、冶金等行业延伸。三是强化全产业链的技术攻关与标准体系建设，包括建设中试验证平台、攻克关键核心技术，并建立健全绿色氢氨醇产品的认证制度。我国“十五五”规划建议明确提出要前瞻布局未来产业，推动氢能等成为新的经济增长点，氢能产业发展战略定位进一步明确。

在绿氢生产方面，截至2025年底，全球可再生能源制氢累计产能约50万吨/年，而我国已建成可再生能源制氢项目超百个，累计产能超25万吨/年，占全球一半以上。能源央企和新能源头部民企已成为我国绿氢产业的开拓者与主力军。2023年6月，中石化新疆库车绿氢示范项目顺利投产，对我国氢能发展战略具有重要意义；2025年，远景赤峰、国家电投大安、上海电气洮南、中能建松原等为代表的一批全球最大、首创、标杆级项目集中落地投产，形成绿氨、绿醇、氢氨醇一体化三大主线齐头并进的新格局。在绿氢应用方面，我国氢燃料电池汽车累计销量近4万辆，已建成加氢站574座，均居全球第一；绿氢耦合煤化工、绿氢炼化、绿氢冶金、燃煤掺氨发电等示范工程顺利投产。总体来看，我国已初步构建起覆盖交通、化工、冶金、电力等多场景的绿氢应用生态，为“十五五”时期绿氢成本降低、标准体系完善、商业化运营推进奠定了坚实基础。

图1 我国绿电制氢产能年增长情况

图2 氢能在终端能源消费中的主要应用场景

（二）面临的关键挑战

尽管我国氢能产业发展势头良好，但“十五五”期间，在迈向规模化、商业化的关键阶段，仍面临多重挑战。一是全链条技术成熟度有待进一步验证。在制氢环节，绿色柔性制氢氨醇技术尚不成熟，电解槽、合成装置在波动工况下的长期稳定性尚未得到实际验证。在储运环节，长距离、大规模输氢路径尚不明确，气态运输成本高、液氢技术门槛高、固态储氢充放速率慢、管道掺氢/纯氢输送标准缺失。二是绿氢经济性有待进一步突破。绿氢成本仍是制约产业规模化发展的首要因素，2025年全年国内绿氢平均成本为25～35元/公斤，是煤制氢（7～15元/公斤）的2～3倍。即使在“三北”等风光资源富集区，绿氢最优成本也仅能压至15～18元/公斤，脱离补贴后仍难以独立生存。三是绿氢应用场景有待进一步拓展。当前氢能终端应用仍以交通领域为主，但氢能交通面临“氢贵、车贵、站贵”三大痛点，商业模式尚未形成；工业和电力领域的氢能应用尚处于示范探索阶段，绿氢替代传统灰氢的规模化路径仍需进一步打通。四是产业生态有待进一步完善。氢能产业仍处于发展初期，“制储输用”全链条韧性有待加强；跨区域、跨行业、跨部门的协同机制仍不健全，氢能项目管理、安全监管、市场准入等方面的制度体系尚需完善。

二、“十五五”时期我国氢能产业发展路径

在氢能被列为未来产业布局重点以及新经济增长点的大背景下，我国氢能产业正加速从技术示范探索，迈入规模化、商业化发展的新阶段，助力“十五五”末清洁低碳安全高效的新型能源体系初步建成。基于此，提出“分阶段目标牵引、泛氢技术路线支撑、区域梯次布局、商业模式多元创新、产业生态培育”的综合性发展路径。

（一）统筹氢能发展阶段由试点突破向规模应用衔接

结合《氢能产业发展中长期规划》和“十五五”规划部署，立足当前、着眼长远，设定两个阶段性目标。第一阶段为试点突破期（2026—2027年），以国家能源局正式发布的能源领域氢能试点（第一批41个项目、9个区域）为抓手，重点验证绿氢制取、储运、工业替代、交通应用等关键环节的技术经济性。到2027年底，实现绿氢制备和工业示范应用取得积极进展，培育一批具有生态主导力的产业聚集区和龙头企业；绿氢产能力争达到80万吨/年；氢燃料电池汽车保有量突破6万辆，加氢站超过800座；终端用氢平均成本降至35元/公斤以下，优势区域降至25元/公斤以下。第二阶段为规模应用期（2028—2030年），在试点经验基础上，推动氢能在交通、工业、电力、建筑等领域实现规模化应用。到2030年底，形成较为完备的氢能技术创新和生产消费体系，培育一批具有全球竞争力的城市集群和领军企业；绿氢产能力争达到250万吨/年；氢燃料电池汽车保有量突破10万辆，加氢站超过1000座；绿氢在重点工业领域的替代率达到10%以上；建成多条跨区域纯氢/掺氢输送管道，初步形成区域性氢能网络；终端用氢平均成本降至25元/公斤以下，优势区域降至15元/公斤以下。

（二）加快氢能全产业链技术自主科技创新

以“技术自主化、装备高端化、应用规模化”为导向，着眼绿氢“制储输用”全产业链条效率的提升。在制氢环节，加快推进质子交换膜电解（PEM）、固体氧化物电解（SOEC）技术降本增效，实现与可再生能源波动的更好匹配；在资源富集区，重点发展可智能化调度的风光氢氨醇一体化项目，最大程度消纳波动性新能源；关注生物质制氢、热化学制氢等新型制氢路径。在储运环节，优化长管拖车运输效率，推动30兆帕及以上压力等级应用；加快发展低温液氢储运，同步推进固态储氢材料示范，重点突破纯氢管道和天然气管道掺氢技术，建设跨区域氢气输送骨干管网。在应用环节，交通领域开发大功率氢燃料电池动力的集成控制系统；炼化、冶金、煤化工等领域开发基于用氢需求自动调节的稳态消纳策略；发电领域开发大型电站掺氢/氨混燃灵活调控技术。在共性支撑环节，加快突破低能耗氢液化膨胀机、高压大排量氢气压缩机、高性能碳纤维储氢瓶、抗氢脆管道材料等关键装备。

（三）深化氢能项目“两横一纵”区域梯次布局

坚持全国统一规划、区域梯次推进，合理布局一批氢能和氢基能源化工项目，形成“两横一纵”一体化新发展模式。在东北地区，依托大型风光基地和生物质资源，布局一批绿氢、绿氨、绿色甲醇制取项目，打造东亚绿色氢基能源基地。在能源金三角地区，依托“沙戈荒”大基地，充分利用弃电制取绿氢，建设集中式大规模制氢项目；所制绿氢用于周边煤化工企业灰氢替代，推动形成绿氢耦合煤化工碳减排示范区。在新疆地区，打造百万吨级绿氢及氢基能源生产基地，并通过纯氢管道或天然气管道将绿氢外送至东南沿海地区，支撑新疆新能源大规模开发和高效利用。在沿海地区，依托海上风电、光伏资源和沿海核电资源，积极打造万吨级海洋绿色氢氨醇基地，为沿海地区石化和化工等难脱碳行业绿色低碳转型提供绿色氢基原料；围绕航运、港口等场景，逐步搭建长距离输运网络和国际贸易体系。在长江经济带地区，依托水风光资源，选择生物质资源丰富、化工基础较好的地区（如四川、贵州、安徽、湖北等），发展绿色甲醇、绿氨、绿色航煤等氢基能源，探索氢能在分布式能源、美丽乡村建设中的应用。

（四）创新氢能商业模式从政策驱动向市场驱动转型

坚持从政策驱动向市场驱动过渡、探索多元可持续的商业模式，加快构建市场驱动的发展新格局。积极开展国家试点和城市群示范，通过中央和地方财政补贴、绿色金融支持、碳减排收益等政策组合，降低初始投资门槛。探索“风光制氢+化工园区直供”、“制氢加氢一体站”、“海上制氢+远洋贸易”等一体化模式，减少中间环节成本。未来，随着绿氢成本下降至20元/公斤以下，在自发性市场需求逐步形成的条件下，推广“氢车租赁”、“加氢站特许经营”、“氢能合同能源管理”等商业模式。探索氢能碳资产开发和交易，将绿氢的减排效益转化为经济收益；积极发展氢能期货、氢能指数等金融衍生品，形成全国统一的氢能交易市场。支持我国企业“走出去”，在“一带一路”沿线国家布局氢能项目，参与全球氢能贸易。

（五）系统构建氢能产业生态横向耦合与纵向协同

打破各环节孤立发展的局面，形成系统优化、链式协同的发展模式。在横向协同方面，推动氢能与电力、热力、天然气网络的多能互补。在风光发电富余时制氢储能，在电力短缺时通过燃料电池或氢燃气轮机发电回馈电网；利用氢能生产的余热为建筑供暖；将氢气掺入天然气管网，实现季节性储能和跨区域输能。通过“电—氢—电/热/气”的多能耦合模式，大幅提升能源系统的灵活性和利用效率。在纵向协同方面，根据储运能力合理安排产能；储运端根据应用端需求布局设施；应用端根据供氢成本调整消纳规模。建立全链条信息共享平台，实现氢能产量、库存、运输、消费的动态匹配。鼓励上下游企业通过长期协议、股权合作、合资共建等方式结成利益共同体，共同分担初期投资风险。在标准与安全协同方面，尽快建立“制储输用”全链条统一规划标准体系。加快出台氢气储运压力等级、掺氢天然气比例、加氢站设计规范等关键标准。建立全生命周期氢安全管控体系，涵盖制氢厂、储运设施、加氢站、用氢终端的监测预警和应急处置。鼓励做大做强国家级合作平台，打通“绿电—绿氢—绿氨/绿醇—终端用户”全价值链。

三、“十五五”时期我国氢能产业发展建议

面向“十五五”，为推动氢能产业从技术示范迈向规模化、商业化发展，加快构建安全、高效、绿色的现代氢能体系，亟需从政策、资金、技术、基础设施及产业生态等多维度协同发力。

一是完善政策法规体系。在“十五五”能源规划中单列氢能专项规划，明确分区域、分阶段发展目标。推动将氢能参照天然气进行能源属性管理，修订《危险化学品目录》中氢气的管理条款。建立国家氢能产业发展协调机制，统筹发改、能源、工信、交通、住建、应急等部门职责。

二是加大财政金融支持。探索建立国家氢能产业投资基金，重点支持核心技术攻关、管道建设、试点示范。对绿氢生产实行一定年限的电价优惠和税收减免。将绿氢纳入全国碳市场，按实际减排量核发碳信用。鼓励开发氢能基础设施REITs，拓宽长期资金来源。

三是强化技术创新组织。依托国家重点研发计划“氢能技术”重点专项，持续推动氢能领域基础前沿技术和关键核心技术攻关。依托中央企业绿色氢能制储运创新联合体、绿色氢电全国重点实验室（西安交通大学）、燃料电池及氢源技术国家工程研究中心等国家级氢能研发创新平台，构建绿色氢能“制储输用”全产业链关键核心技术体系。建立氢能装备检测认证和首台（套）保险补偿机制，加快自主装备推广应用。

四是加快基础设施规划建设。将氢能储运管网纳入国家基础设施规划，享受与油气管道同等的用地、过路、穿越等政策支持。优先启动“西氢东送”纯氢管道（如内蒙古至京津冀、新疆至长三角）的可行性研究和示范段建设。在城市群内，按照“适度超前、车站协同”原则布局加氢站，鼓励油电氢合建、气电氢合建。

五是培育产业生态和人才队伍。支持有条件的地区建设氢能产业园和产业集群，培育一批“链主”企业。在高校设立氢能科学与工程学科，推动产教融合培养专业人才。建立氢能职业技能等级认定体系，为产业发展提供技能人才支撑。