工信部再定调：氢能作为未来产业的战略支点与技术突围之路

2026年4月21日，工业和信息化部党组书记、部长李乐成主持召开第十九次制造业企业座谈会，深入学习贯彻习近平总书记关于未来产业的重要讲话和重要指示批示精神，聚焦加快培育发展未来产业，听取相关行业领域企业情况介绍和意见建议。会上，来自生物制造、量子科技、显示材料、氢能、商业航天等行业领域的8家企业负责人作交流发言，部相关司局和单位对问题诉求和意见建议现场予以回应。会议强调，要深入贯彻落实党中央、国务院关于未来产业的决策部署，立足我国产业基础与资源禀赋，发挥比较优势，以系统思维统筹推进各项工作，抢抓“十五五”关键期，以更大力度超前布局未来产业，抢占未来发展制高点。氢能作为未来产业的重要组成部分，正在迎来历史性发展机遇。

一、战略跃升：从边缘能源到法定能源的战略定位

氢能在我国能源体系中的地位近年来实现了数次关键跃升。2025年，《中华人民共和国能源法》正式施行，将氢能确立为与煤炭、石油、天然气并列的法定能源类型，从法律层面彻底打破了氢能长期被归类为危险化学品的制度束缚。2026年政府工作报告首次将氢能定位为“新增长点”，绿色燃料也首次被写入报告；“十五五”规划更是在顶层设计上进一步将氢能提升至“未来产业”战略高度。中共中央办公厅、国务院办公厅近日发布的《关于更高水平更高质量做好节能降碳工作的意见》亦明确要求：积极发展电动（氢能）重型卡车和绿色燃料船舶。这一系列顶层设计正在夯实氢能作为国家未来能源体系重要组成部分的战略定调，为其从政策破冰转向产业化蓝图提供了坚实的制度基础。据国家能源局发布的《中国氢能发展报告（2025）》，2024年我国氢能全年生产消费规模超过3650万吨，位列世界第一位。其中，煤制氢产量约2070万吨，天然气制氢产量约760万吨，化石能源制氢仍占供应主导地位。截至2024年底，各地建成可再生能源电解水制氢产能超12万吨/年，建成加氢站超540座，推广燃料电池汽车约2.4万辆。产业规模预测方面，有研究预计2026年中国氢能产业规模有望突破6500亿元，年复合增长率高达约68%，预示着一个万亿级市场正加速形成。从全球视角看，截至2025年12月，包括中国、日本、美国在内的66个国家和地区已发布氢能战略。同期，全球低碳氢产能已突破110万吨/年，其中绿氢产能约43万吨/年，中国是主要贡献者，占比超65%，增长势头强劲。中国电解槽新增装机占全球60%以上，装备产能超全球70%，绿氢产量超全球50%，氢能重卡保有量占全球95%，已成为全球产业增长的核心动力。

二、框架重塑：氢能综合应用试点的系统重构

在此次工信部座谈会对未来产业再定调之前，2026年3月16日，工信部、财政部、国家发展改革委已联合发布《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》，通过城市群试点，将氢能应用场景由燃料电池汽车向交通、工业等具备条件的多元领域拓展，打通从制氢到用氢的全链条。与前期以燃料电池汽车示范运营为主的政策相比，此次调整实现了从“单点突破”到“系统重构”的跨越式演进。在产业目标上，该试点明确到2030年，城市群氢能在多元领域实现规模化应用，终端用氢平均价格降至25元/公斤以下，力争在部分优势地区降至15元/公斤左右；全国燃料电池汽车保有量较2025年翻一番，力争达到10万辆。在场景覆盖层面，此次试点通过“揭榜挂帅”方式构建起“1+N+X”的应用生态：以燃料电池汽车为通用场景，覆盖绿色氨醇、氢基化工原料替代、氢冶金及掺氢燃烧等工业端，同时鼓励探索船舶、轨道交通以及热电联供、新型储能等创新应用示范，真正推动氢能从单点示范走向全链条规模化应用。财政部同步构建了“以奖代补”导引机制，明确单个城市群试点期内中央财政奖励上限为16亿元，并依据不同场景下终端产品实际运行成效兑现激励，从而将政策重心从“购车即补”转向“应用实效”。在工信部召开的氢能综合应用试点政策宣贯会上，副部长张云明强调，各地须因地制宜做好试点布局，统筹推进氢能高速公路、氢能走廊建设，加强产业链协同和监管平台建设。“十五五”规划将绿色氢能列为109项重大工程项目之一，通过提升可再生能源制氢装备水平，加快攻关验证经济安全的规模化氢储运技术，优化布局氢能基础设施，推动绿氢产业链向绿色氨醇、可持续航空燃料延伸，拓展氢能在交通、电力、工业等领域应用。

三、技术攻坚：制储运用全链条创新突破

3.1 制氢环节：混联制氢系统实现关键技术突破

在迈向规模化的进程中，技术创新与核心装备的突破是绕不开的底层支撑。2026年3月，一项重大技术突破在宁夏宁东落地——由国家能源集团国华投资牵头、嘉庚创新实验室、西安交大等多家单位联合研制的“五兆瓦碱性-质子交换膜混联制氢系统”通过了中国石油和化学工业联合会组织的科技成果评价，专家委员会认定该成果整体达到国际领先水平。该成果依托国家重点研发计划氢能技术专项完成，攻克了风光等波动性可再生能源大规模制氢场景下宽功率波动适应性差、制氢综合能耗偏高等核心难题。具体而言，该系统实现了16%至160%的超宽负荷稳定运行，响应时间低至10秒，综合能耗低至4.3千瓦时/立方米，新能源跟踪精度高达96.7%。目前，该系统已成功应用于宁夏宁东清水营制氢厂，经过夏冬季不同气候条件下的长周期运行测试，充分验证了系统的稳定性与可靠性。该技术突破有效解决了可再生能源制氢与绿电波动间的动态匹配矛盾，也为后期绿氢与化工、冶金等领域的大规模联动提供了关键技术支撑。在更广阔的制氢装备赛道上，中国企业在电解槽装机规模方面全球领先，占比约50%。我国已推出单槽最大产氢量达5000标准立方米/小时的碱性电解槽和单槽最大产氢量达1000标准立方米/小时的质子交换膜电解槽，标志着制氢装备大型化、高效化进入新阶段。各大头部企业正沿四大技术路线并行推进：碱性电解(ALK)技术最为成熟，单槽容量已达5-7MW级别；质子交换膜电解(PEM)响应速度快、效率高，更适配风光波动场景；固体氧化物电解(SOEC)工作温度高、效率优，处于示范验证阶段；阴离子交换膜电解(AEM)兼具成本与性能优势，已启动商业化推进。

3.2 储运环节：从管道网络到多元技术的协同演进

氢能储运是制约产业经济性的关键瓶颈。我国当前主要依赖高压长管束拖车运输氢能，其单车运量小、效率低且成本高。研究表明，管网输氢百公里成本仅约3元/千克，仅为槽车运输的1/20，管道输氢被视为打通氢能“最后一公里”的关键。据中国石油和化学工业联合会统计，截至目前国内有实质性进展的输氢管道总长度已超7000公里，一系列工程投运后，华北、华东地区氢能使用成本有望大幅下降。2025年底，国内首条可掺氢长距离高压管道正式通气，全长258公里，设计压力为6.3兆帕，最大输气能力可达12亿立方米/年，掺氢比例可达10%。2026年4月，中国石油天然气管道工程有限公司中标河北定州至高碑店氢气长输管道可行性研究项目，管道全长约145公里，是国内目前规划建设的最长氢气管道。各类储运技术按场景适配形成梯队发展。高压气态储运方面，70MPa IV型储氢瓶已实现批量生产，掺氢天然气管道在内蒙古、宁夏示范运行，验证了现有天然气管网掺氢改造的可行性。液态氢储运方面，5吨/天氢液化系统成功下线，技术指标接近国际先进水平。固态储运方面，镁基储氢材料储氢密度持续提升，在叉车、无人机等场景开展了示范应用。国家能源局明确提出，要推动构建高压气态、低温液态、固态储氢协同的多元装备体系。在政策建言层面，2026年全国两会期间，全国政协委员、中国工程院院士马永生建议，将氢能管网纳入国土空间规划“一张图”及国家能源基础设施建设专项规划，编制国家中长期氢能管网规划，统筹布局“西氢东送”战略骨干通道；明确行政审批路径与路权优先级，加快制定纯氢输送及天然气管道掺氢行业标准；支持大型能源企业开展跨省氢能管道试点。

3.3 应用环节：从南极到街头的场景全面拓展

在政策与产业共振推动下，我国氢能应用正从单一的交通示范，走向多元交叉创新与全面拓展。南极秦岭站采用的“氢腾”燃料微电网系统，可在良好风光时段使用多余电力制氢，并在夜间或风光不足时使氢燃料电池转为供电与供热，支持连续24天提供最大30千瓦的用电保障，在全球最极限的环境下验证了氢能作为稳定微电网核心的可行性。同时，全球首台260吨级氢燃料电池矿卡已在矿山场景全天运行，装载有5组200千瓦氢燃料电池，供氢量达236公斤，全年预计二氧化碳减排能力达3000吨。氢能共享单车也亮相城市街头，靠小型氢燃料电池和储氢瓶实现一次加氢续航90公里。从南极极端环境到矿区重工业再到市民日常生活，氢能应用场景实现系统性全覆盖。在长途运输领域，荣程集团以天津港为核心持续进行氢能重卡商业应用示范。2026年1月，其运营的津冀晋氢能运输廊道晋北线正式开通，往返总里程达1400公里，日运输规模可达1000吨，首批投入10辆氢能重卡，采用闭环运营模式：去程从天津港装载矿粉运往山西吕梁，保障当地钢铁产业原料供应；返程满载山西焦炭、煤炭等资源，运送至天津荣程钢铁集团或天津港。目前，荣程已成功开发并量产150kW、200kW氢能重卡465台，燃料电池系统研发制造基地年产能达2000台套。天津港保税区已实现区域高纯低碳氢产能近万吨，所推广氢能车辆超过1100台，日加氢量超10吨，占全国交通用氢总量的17%以上，累计运营里程突破5000万公里。

四、瓶颈洞察：成本、储运与制度的“三重门”

尽管我国氢能产业已初步实现“从0到1”的破局，但若要实现真正大规模、商业化的普及，仍需跨越三重结构性瓶颈。

首先是经济性困局。 成本问题仍是制约产业规模化扩张的关键刚性约束。中国氢能联盟《氢能产业“十五五”发展研究》提出明确降本目标：至“十五五”末，可再生能源制氢成本降至15元/公斤以下，资源优势区降至10元/公斤以下；百公里储运成本较2025年下降超50%；交通终端用氢成本降至25元/公斤以下。要达成国际竞争力目标，电解槽成本需降至约400美元/kW，可再生能源电价需低于0.2元/kWh。目前市场上大部分燃料电池车辆依然依赖政策奖补终端补能费，才能争取微利运营。据测算，仅“十五五”期间，我国绿色燃料产业培育的资金缺口超万亿元，主要集中在核心技术研发、规模化项目建设、应用场景培育三大环节。

其次是储运网络的结构性短板。 如前所述，我国目前高压拖车运氢与管道网络建设之间的失衡仍然突出。虽然输氢管道规划总里程已超7000公里，但已投运的纯氢管道里程仍然极为有限，尚不能支撑西氢东送的大规模跨区域调配需求。

第三是跨部门机制与多元应用场景的制度耦合不足。 部分绿氢项目即便提前完成电解端建设，仍面临“产得出、用不上、不赚钱”的结构性难题，尚未打通与电网、天然气热网以及碳市场的完全衔接。马永生院士建议加快碳交易、氢认证与电力市场的接口机制，给予绿氢独立储能地位与调频调峰激励，推动其从边缘示范走向市场主阵地。

五、前景展望：从“验证可行”到“价值闭环”

站在“十五五”即将开启的关键历史节点上，我国氢能产业正从示范应用、技术验证的阶段，迈入全面的价值链竞争期。业内预计，到2030年，中国绿氢产量有望达到年产300万吨以上，形成万亿元以上的大市场。未来五年，大基地绿氢项目容量有望由百万吨级起步，并通过电网交互、输氢管道及工业消纳形成国家氢能主干网络。要支撑这一宏伟目标，仍需要在应用与技术进步之间形成双向反馈：政策不仅需要关注电解槽大型化及寿命成本优化，还需支持大容量高温燃料电池、高效低温液氢以及绿色燃料路径的同步攻关，确保多技术路线的共同迭代，避免押注单一技术。同时，示范城市的辐射效应也将更加突显。当前，包括福建、内蒙古、广东、江苏等多个省份均在加快氢能政策研究与配套支撑，试点从工业、交通到城市分布式能源等多场景融合的综合示范体系。这些实践不仅可以持续探索氢能在能源安全、应急、弹性电网中的潜在价值，也有助于催生氢交易等新型商业模式闭环。商业前景方面，资本与市场预期总体积极。结合行业权威预测与政策导向，2026-2030年我国氢能市场规模将保持高速增长，2030年万亿规模目标值得期待，我国有望成为全球最大氢能市场。资本布局呈现全产业链延伸态势，国际合作稳步推进，叠加成本持续下行，市场自主发展动力不断增强。从资本热衷“讲远景”到市场要求“算细账”，氢能产业正在经历从概念驱动到绩效驱动的深层转型。工信部此次对于包括氢能在内的未来产业的再定调，坚定传递了国家决心：