在标准化推进和差异化布局中曲折前进的氢能产业

编者按：近日，中国氢能联盟发布《中国氢能发展指数设计及评估》报告，报告显示，我国氢能产业正在由“试点示范”阶段迈向“规模化发展”阶段，且各地区立足自身资源禀赋与区位优势，积极探索差异化、多元化发展路径。从全球行业发展来看，尽管受成本和需求影响，氢能产业一度发展受阻，但仍持续前行——目前，跨境网络初具雏形，成本优化路径渐明，产业自我修正机制显现。随着可再生能源发电成本降低和技术持续迭代，全球风光制氢一体化项目为氢能产业发展打开新局面。而值得关注的是，行业标准，特别是国际行业标准接轨的难题仍是阻碍市场加快发展的堵点。

工业脱碳催生精准化发展路径 全球氢能产业迈入深度调整期

能源战略学者 顾永强

当前，全球氢能产业正经历深刻的结构性转型。尽管2025年，在全球氢需求中低碳氢的占比不足2%，约为300万吨，但通过最终投资决策的电解槽总产能已成功突破50吉瓦，其中欧洲地区贡献了10吉瓦的产能，预计年产能可达140万吨可再生氢。这一关键数据清晰表明，氢能行业已成功跨越早期的技术验证阶段，正在稳步构建具备商业可行性的产业基础。国际能源署（IEA）在《2025全球氢能展望》中着重指出，当前氢能产业的增长并非简单的线性扩张，而是通过持续的技术迭代与严格的市场筛选形成的“质量型发展”模式，为全球能源转型提供着关键支撑。

产能聚焦工业刚需

跨境网络初具雏形

近年来，全球电解制氢设备市场呈现出爆发式增长态势，2021年至2025年间，通过最终投资决策的项目产能实现了9倍的大幅扩张。澳大利亚Yuri可再生氢项目通过10兆瓦级电解系统与光伏储能的高效耦合，构建起稳定的能源供应体系，年产能可达1500吨可再生氢，所产氢气全部定向供应氨合成工序，充分展现出“绿电—绿氢—化工”产业链的协同效应。该项目通过技术优化和规模效应，每公斤氢气生产成本已降至3.2美元，成为全球首个实现经济性的大规模绿氢项目，为行业发展提供了可复制的宝贵经验。

在跨境能源基础设施领域，欧洲的MosaHYc管道工程与H2Med项目共同构成了区域性氢能网络的骨架。其中，连接西班牙巴塞罗那至法国马赛的Barmar管道，设计年输量高达400万吨，沿线将建设多个加压站和计量站以保障运输效率。配套建设的德国卢布明氨制氢终端计划在2027年把氢气成本降至每公斤2.5美元左右，较传统制氢方式已具备显著的经济竞争力。该项目通过800兆瓦电解装置的高效运行，结合先进的工艺优化技术，将氨分解制氢效率提升至82%，较行业平均水平高出17个百分点，成功形成覆盖生产、储运、终端应用的完整闭环系统，大幅提升了氢能产业链的整体效率。

炼油、钢铁等高耗能行业成为低碳氢的主要应用场景。欧盟蓝氢生产成本已降至每公斤3.5至4欧元，在碳定价机制下，全生命周期碳排放较灰氢降低78%以上。意大利埃尼集团炼油厂的氢基脱硫项目，通过工艺革新证明低碳氢具有可行性，每吨炼油碳排放较传统工艺减少72%，成为全球炼油行业脱碳的标志性案例。

政策转向精准扶持

成本优化路径渐明

欧盟通过设立氢能银行机制，为Barmar管道等战略项目提供定向融资支持，彻底改变了早期“全面补贴”的模式，转而聚焦兼具系统价值与减排效益的关键节点。德国政府推出“进口基础设施公共贷款计划”，主动放弃强制进行本土生产的要求，转而通过鹿特丹港、威廉港等枢纽的建设，构建低成本的跨境供应体系。这种政策调整成效显著，使德国氢能进口成本较本土生产降低25%—30%，同时通过《氢能进口战略》确保供应链的多元化，与多个氢能生产国建立长期合作关系，有效降低了地缘政治风险对氢能供应的影响。

技术经济性的突破有力促进了市场机制的创新。挪威能源公司Equinor在英国开发的H2HSaltend项目，通过1吉瓦级自动热重整装置的应用，结合碳捕集技术的优化，实现蓝氢生产成本较5年前下降42%。在可再生氢领域，澳大利亚亚洲可再生能源中心（AREH）项目依托25吉瓦光伏风电基地的强大能源支撑，通过一体化规划设计，计划将绿氢成本压缩至每公斤2美元，较2020年的成本水平降低45%。该项目通过先进的动态电解技术，根据电网负荷灵活调整生产节奏，将设备利用率提升至75%，较行业平均水平高出28个百分点，形成了显著的规模化降本效应。

各国在政策制定过程中更加注重协同性与针对性。欧盟成员国之间建立了氢能政策协调机制，通过定期磋商确保各国在氢能标准、补贴政策等方面保持一致性，避免出现市场分割和不公平竞争。同时，政策支持的重点从单纯的产能扩张转向技术创新和产业链完善，通过设立专项基金支持电解槽效率提升、氢储运技术突破等关键领域的研发，加速氢能产业的技术进步和成本下降，形成政策与市场良性互动的发展格局。

产业生态协同重构

自我修正机制显现

氢能行业经过五年的调整期，累计淘汰了超过50%的不具备商业可行性的规划项目，这些项目大多存在技术不成熟、成本过高或市场需求不足等问题。现存欧洲可再生氢项目规模达250万吨/年，蓝氢项目达350万吨/年。这些项目均建立在实际的承购协议与严格的技术验证基础之上，具备可持续发展能力。这种“去粗取精”的行业洗牌进程，促使资本向具备全产业链整合能力的优质项目集中，提高了行业资源配置效率。荷兰鹿特丹港的H2Hub项目便是典型代表，通过整合道达尔能源、壳牌等企业的制氢、储运资源，形成覆盖生产—运输—终端应用的完整链条，成为全球首个实现“港口—工业区”联动的大型氢能枢纽。

国际可再生能源机构（IRENA）发布的《绿氢认证全球框架》为全球氢能贸易构建了标准化环境价值评估体系。该框架通过建立全生命周期碳足迹追溯机制，对氢能生产、运输、储存及终端应用各环节的碳排放数据进行量化记录，形成可验证的“数字环境护照”。其技术规范涵盖电解制氢设备能效标准、可再生能源耦合比例认定、储运环节泄漏监测等关键指标，确保氢能产品的低碳属性具备国际可比性。

产业生态的重构还体现在产业链各环节的协同发展上。制氢企业、储运企业、应用企业之间建立了更加紧密的合作关系，通过签订长期协议形成利益共享、风险共担的合作模式。同时，第三方服务机构如氢能检测认证机构、技术咨询公司等不断涌现，为氢能产业的规范化发展提供了专业支持，推动氢能产业向更高质量、更可持续的方向发展。

当前全球氢能产业发展呈现三大核心特征：

其一，产业资源向工业脱碳领域深度集聚，形成差异化发展路径。全球新增电解产能中，超过75%定向服务于炼油、钢铁、合成氨等高耗能行业，通过“绿电—绿氢—化工”耦合模式，实现能源梯级利用。这种布局既规避了与电力系统的直接竞争，又通过工业枢纽的集中需求降低了基础设施投资成本。

其二，政策工具箱完成从“大水漫灌”到“精准滴灌”的转型。欧盟氢能银行机制将补贴与碳减排效益挂钩，德国进口基础设施贷款计划引入成本效益评估模型。这种“政策+市场”的双轮驱动模式，使每欧元公共资金撬动的私人投资较5年前提升3.2倍。

其三，技术突破与产业规模形成正向循环。碱性电解槽单台产能突破2000标方/小时，质子交换膜电解器动态响应时间缩短至5秒内，设备国产化率在蓝氢领域达85%。

可再生能源发电成本降低助力绿氢发展

氢能产业从政策红利期逐渐走向规模应用期

记者 韩朔

据人民网8月底消息，国内首个“本征无储能”离网制氢系统——深能鄂托克旗5兆瓦离网光伏发电制氢工程及科技创新研发项目在内蒙古自治区鄂尔多斯市鄂托克旗开工。这标志着我国自主知识产权离网制氢技术从实验室迈向大规模工程验证，为绿氢生产开辟新路径。氢能作为清洁能源载体，在推动能源转型和实现碳中和目标方面具有重要作用。当前，氢能发展呈现出技术突破与成本下降、应用场景多元化、政策支持体系日益完善等新特点。在储能及新能源消纳方面，氢能具有容量大、时空灵活等独特优势，风光制氢一体化成为解决可再生能源消纳难题的潜在方案。

当前，氢能行业正从政策红利期逐渐走向规模应用期。随着规划实施和技术进步，氢能将在能源转型中发挥越来越重要的作用，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供有力支撑。然而，氢能标准接轨仍面临诸多挑战，包括碳排放核算方法差异、氢气品质标准分歧、安全管理体系碎片化和认证体系互认机制缺失等。未来，或将需要进一步加强国际合作，推动氢能标准接轨，促进氢能产业的全球化发展。

氢能产业迎来标准化推进和差异化发展

技术突破与成本下降成为当前氢能发展的显著特征。电解槽技术正朝着高效、大型、低成本方向快速发展。2024年，国内电解槽出货量达1.1吉瓦，碱性电解槽以92%的市场占比稳居主流，技术朝着大标方、高电密、低电耗方向演进。PEM电解槽成为增长亮点，2024年出货量近90兆瓦，同比增长150%，市场占比从3%跃升至8%。这些技术进步带动绿氢成本显著下降，2025年碱性电解槽单价同比下降38%，PEM电解槽降幅达29%。

应用场景多元化是氢能发展的另一重要特点。在交通领域，氢能应用正实现从示范到商业化的关键突破。2024年，燃料电池汽车销量显著增长，燃料电池重卡成为主力。工业领域成为氢能应用的主要战场和脱碳关键路径，化工行业是绿氢的主要消纳场景，合成氨、合成甲醇项目规模领先。2025年，国内在建及规划绿氨产能超1700万吨，绿醇产能超2300万吨，绿氢替代传统灰氢的进程加速。

政策支持体系日益完善为氢能发展创造了良好环境。中国高度重视氢能产业发展，构建了多层次政策支持体系。2022年3月，《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》明确，氢能是战略性新兴产业的重点方向。2024年，氢能被写入《中华人民共和国能源法》，提出“积极有序推进氢能开发利用，促进氢能产业高质量发展”。各地结合资源禀赋和产业基础，制定了差异化的氢能发展政策。截至2025年8月，中国已有21个省出台氢能中长期规划。

风光制氢一体化成可再生能源消纳重要路径

氢能储能具有独特的技术特性，使其在大规模长周期储能场景中具有不可替代的优势。与抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能等技术相比，氢能储能在储能容量、储能周期、地理约束和系统耦合方面表现出显著差异。

氢储能的容量优势令人瞩目。大规模氢储能系统可以达到太瓦时(TWh)级别的存储容量，远高于大多数电化学储能系统。这种特性使氢能能够解决可再生能源的季节性不平衡问题，例如将夏季丰富的光伏发电存储到冬季使用。与抽水蓄能相比，氢储能不需要特定的地理条件，可以更灵活地布局在资源富集地区或负荷中心附近。

在时间尺度上，氢能储能能够实现从小时级别到季度级别的灵活调节，填补了现有储能技术的空白。锂离子电池等短时储能技术适用于小时级或天级的频率调节和峰谷平衡，而氢能则可以应对更长时间尺度的能源不平衡问题。这一特性使氢能成为解决可再生能源季节性波动的最佳选择之一。

氢能储能的空间灵活性也是其独特优势。通过管道、液氢罐车等多种运输方式，氢能可以实现能量的空间转移，将可再生能源富集地区的能量输送到能源短缺但需求旺盛的地区。中国的“西氢东送”工程正是利用这一优势，计划将西北地区丰富的风光资源转化为氢能，通过管道输送至东部沿海地区。

风光制氢一体化作为解决可再生能源消纳和深度脱碳的关键路径，正受到全球范围内的广泛关注。与传统分离式系统相比，风光制氢一体化具有显著优势：一是通过省去并网环节，降低输电损耗和税费，使制氢成本降低40%以上；二是提高可再生能源利用率，如河北张北项目通过“电氢智能互动”技术，将可再生能源利用率从70%提升至95%；三是通过分布式制氢替代长距离输氢，将高风险环节压缩在可控半径内，安全冗余度提升3倍。

全球风光制氢一体化项目正呈现爆发式增长态势。截至2024年底，全国“风光氢氨醇”项目超过百个，累计投资额逾5000亿元。中能建、中广核、中煤、国电投、国家能源集团、三峡及华电等央企能源巨头纷纷入局或加大投入，推动了产业的规模化发展。

氢能标准国际对接难题成市场规模发展堵点

随着各国氢能产业的快速发展，标准体系的建设与协调已成为影响产业链形成和国际市场构建的关键因素。然而，当前全球氢能标准存在显著的碎片化和差异化特征，给氢能的国际贸易、技术合作和产业规模化发展带来了严峻挑战。

碳排放核算方法差异是全球氢能标准接轨的首要障碍。各国对清洁低碳氢的碳排放阈值设定各不相同：美国设定为4.0单位氢气碳排放量（kgCO_2e/kgH_2），欧盟为3.384，英国为2.4，日本为3.4。这种阈值差异直接反映了各国在资源禀赋、能源结构和技术路线上的不同选择，也导致了国际氢能市场认证的复杂性。

更为根本的是，各国在系统边界确定上也缺乏共识。欧盟采用“从原材料到使用阶段”的全生命周期评估方法，考察氢气的全生命周期碳排放；而其他国家多采用“从原材料到生产阶段”的评估方法，仅关注氢气生产过程的碳排放。这种系统边界的不一致使得不同标准的碳排放核算结果缺乏可比性，增加了国际互认的难度。

氢气品质标准分歧也给氢能的国际贸易和应用带来了技术壁垒。国际标准化组织（ISO）和美国材料与试验协会（ASTM）等组织制定的氢气品质标准与中国的国家标准在杂质控制、纯度要求和测试方法等方面均存在差异。这种差异不仅增加了国际贸易的成本和复杂性，还可能对氢燃料电池汽车的使用寿命产生影响。

安全管理体系碎片化是氢能标准接轨的另一重要挑战。氢能产业链长、环节多，涉及多个管理部门和标准化技术机构，这种多头管理格局导致标准体系建设缺乏统筹协调。在中国，氢能标准制定工作分散在全国氢能标准化技术委员会、全国燃料电池及液流电池标准化技术委员会、全国汽车标准化技术委员会、全国气瓶标准化技术委员会和全国气体标准化技术委员会等多个标准化技术委员会。这些标委会之间分工不够明确，协调机制不完善，导致标准制定工作存在交叉重叠和标准缺失并存的现象。

认证体系互认机制缺失显著增加了氢能贸易的交易成本和不确定性。目前，各国正在建立各自的氢能认证体系，但这些体系之间缺乏协调机制和互认安排，导致认证结果无法跨境通用。生产商需要针对不同目标市场申请多种认证，重复进行检测和评估工作，大大增加了时间成本和经济成本。