摘要

本文系统回顾了2015-2025年全球氢能产业的发展历程，深入分析了氢能战略定位从清洁能源概念到国家能源体系重要组成部分的演变过程。研究表明，中国在全球可再生能源制氢领域已占据领先地位，产能占比超过50%，建成产能约12.5万吨/年。氢能产业正从试点示范向商业化初期过渡，呈现"制储输用"全链条突破、应用场景多元化、区域集群化发展等特点。然而，产业仍面临技术成熟度不足、成本竞争力弱、基础设施不完善等挑战。未来十年，氢能产业将进入快速成长期，逐步实现从政策驱动向市场驱动的转变，在能源转型和工业脱碳中发挥关键作用。

关键词：氢能产业；可再生能源制氢；能源转型；碳达峰碳中和；储能

一、引言 

氢能作为一种清洁、高效、可持续的二次能源，在全球能源转型和碳减排战略中扮演着日益重要的角色。过去十年间，氢能经历了从技术概念到产业热点的转变，成为各国能源战略的重要组成部分。自2015年《巴黎协定》签署以来，全球范围内对清洁能源的需求急剧增长，氢能产业迎来了前所未有的发展机遇。

中国作为全球最大的能源消费国和碳排放国，将氢能视为实现"双碳目标"（2030年前碳达峰，2060年前碳中和）的关键路径之一。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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，并将其定位为国家未来能源体系的重要组成部分。这一规划为氢能产业的有序发展提供了政策保障和方向指引。

截至2025年，中国氢能产业已取得显著进展。数据显示，中国可再生能源制氢项目产能占全球比例超过50%，成为全球可再生能源制氢的引领者。全国累计规划建设可再生能源电解水制氢项目超600个，已建成项目超90个，产能约12.5万吨/年。在"三北"地区（华北、东北、西北），氢能产业发展尤为迅速，一批重点项目建成投运，逐步贯通了氢能制取—储运—应用全流程。

然而，氢能产业在快速发展过程中也面临诸多挑战。技术成熟度不足、成本竞争力较弱、基础设施不完善以及政策体系有待优化等问题，制约着氢能产业的大规模商业化应用。同时，产业界对氢能的发展路径、应用场景和商业模式也存在不同观点和探索。

本文旨在系统梳理2015-2025年氢能产业的发展脉络，分析产业现状，评估面临挑战，展望未来趋势，为氢能产业的高质量发展提供学术参考和政策建议。通过深入分析氢能产业的"制储输用"全链条，探讨氢能在能源转型和工业脱碳中的定位和作用，为相关决策提供理论支持和实践指导。

二、氢能产业发展的政策与战略演变 

2.1 全球氢能政策格局的形成 

氢能作为战略性能源在全球范围内受到重视，始于2015年《巴黎协定》的签署。该协定明确了全球温控目标，促使各国寻求深度脱碳路径，氢能因此成为能源转型的重要选项。日本率先提出"氢能社会"愿景，在燃料电池汽车、家用燃料电池系统方面走在世界前列；欧盟通过"氢能战略"，大力推动绿氢生产和应用，并在工业脱碳和能源存储方面取得了积极进展；美国在高效电解槽、先进燃料电池等领域技术创新方面表现突出。

截至2025年，全球已有60多个国家和地区将氢能纳入能源战略。这些国家通过制定路线图、提供研发资金和税收优惠、建立国际合作机制等方式，加速氢能产业发展。特别是在欧盟绿色协议和美国通胀削减法案的推动下，全球绿氢项目迅猛增长，形成了欧洲、北美、亚洲三大氢能发展集聚区。

2.2 中国氢能政策体系的构建 

中国氢能政策演变经历了从初步探索到系统推进的过程。2016年，氢能首次被列入《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》，但尚未形成系统政策框架。2019年，氢能首次写入《政府工作报告》，产业热度迅速提升，各地纷纷布局氢能项目。

2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，这是中国首部国家级氢能产业规划，标志着氢能产业进入有序发展阶段。该规划明确了氢的能源属性，确定了氢能产业发展的基本原则和阶段目标，提出了创新体系构建、基础设施建设、多元应用推广等任务。

随后，中国形成了氢能产业发展的"1+N"政策体系。2023年，《氢能产业标准体系建设指南》出台，为产业规范化发展提供支撑。2025年，《中华人民共和国能源法》正式实施，明确将氢能纳入能源体系管理，要求积极有序推进氢能开发利用。至此，中国氢能政策体系基本成型，覆盖了顶层设计、技术创新、基础设施、示范应用等各个环节。

2.3 政策导向的演变与影响 

中国氢能政策导向经历了从"以车为主"到"全产业链协同"的转变。早期政策主要集中在燃料电池汽车领域，通过补贴和政策支持推动车辆示范运行。随着产业深入发展，政策关注点逐步扩展到制氢、储运、应用全链条，强调可再生能源制氢和工业领域应用。

政策导向的演变直接影响了氢能产业的发展路径和区域布局。"十四五"期间，中国明确了"稳慎应用、示范先行"的原则，引导产业理性发展，避免盲目布局和一拥而上。同时，政策更加注重区域特色和比较优势，鼓励风光资源丰富的地区优先发展可再生能源制氢，工业基础好的地区侧重氢能工业应用。

表：中国氢能产业主要政策演进历程（2015-2025年）

三、技术突破与成本下降趋势 

3.1 制氢技术多元化发展 

制氢环节的技术进步是氢能产业发展的基础。过去十年，制氢技术路线从单一的化石能源制氢向多元化方向发展，特别是可再生能源电解水制氢技术取得显著突破。中国已初步掌握氢能制备的主要技术，电解水制氢规模正在快速攀升。

碱性电解槽（AEC）技术成熟度最高，成本相对较低，是目前商业化应用最广泛的技术。质子交换膜电解槽（PEMEC）灵活性更好，更适合波动性电源，但成本较高且依赖贵金属催化剂。高温固体氧化物电解槽（SOEC）效率最高，但处于示范阶段。截至2025年，中国电解槽厂商产能快速扩张，阳光氢能等企业已实现吉瓦级产能，为规模化制氢提供装备支撑。

离网制氢技术是破解电解水制氢成本困境的可行方案。西南石油大学碳中和首席科学家雷宪章指出，当制氢电价降至每千瓦时0.15元至0.2元，离网制氢将具备经济性。在技术路线上，采用碱性电解槽、质子交换膜电解槽、可逆固体氧化物燃料电池耦合方案，可在风光发电时段进行绿氢制取，在无风无光时段反向发电，实现零碳制氢的闭环自洽。

3.2 储运技术瓶颈逐步突破 

氢气储运是氢能产业链的关键环节，也是技术难度最大的领域之一。过去十年，氢能储运技术呈现多元化发展态势，包括高压气态储氢、低温液态储氢、有机液体储氢和固态材料储氢等多种技术路线同步推进。

高压气态储氢技术最成熟，已广泛应用于加氢站和燃料电池汽车中。但储氢密度低、运输成本高的问题制约其大规模应用。低温液态储氢能量密度高，但液化过程能耗大，成本较高，适用于大规模、长距离运输场景。液态有机储氢技术通过加氢反应，将氢气固定于芳香族有机化合物中，实现氢能的安全稳定储存。该技术可利用现有油轮、油罐车等运输工具，实现"运氢像运水一样方便，储氢像储油一样安全"。

管道输氢是解决大规模、长距离氢运输的有效方式。中国已开展掺氢天然气管道示范项目，纯氢管道建设也逐步启动。规划中的内蒙古至京津冀鲁的长距离输氢管网，将为实现跨区域氢能供应提供基础设施支撑。但氢脆问题仍是管道输氢的技术挑战，相关机理研究尚未取得突破。

3.3 成本下降趋势明显 

过去十年，氢能产业链各环节成本均呈现下降趋势。制氢环节，可再生能源发电成本大幅下降为绿氢成本降低创造条件。光伏发电成本从2015年的0.8元/千瓦时降至2025年的0.2元/千瓦时以下，使可再生能源制氢经济性逐步提升。

储运环节，随着规模化效应和技术进步，成本也有望显著降低。据预测，未来十年内，氢气储运成本可能下降30%-50%。应用环节，燃料电池系统成本持续下降，使得终端应用经济性改善。燃料电池汽车的成本已从2015年的每千瓦10000元以上降至2025年的3000元以下。

表：氢能产业链各环节技术现状与成本趋势（2025年）

四、基础设施建设与网络布局 

4.1 加氢站网络快速扩张 

加氢站是氢能交通应用的基础保障设施，其建设进度直接影响燃料电池汽车的推广。截至2025年，中国加氢站建设取得显著进展，但区域分布不均衡。广东省在加氢站建设中处于全国领先地位，截至2023年9月省内加氢站达57座（居全国第一），广泛分布在广州、深圳、佛山、云浮等城市，其中佛山的在运加氢站数量较多。

根据各地规划，到2025年，广东省将建成超200座加氢站，上海计划建成加氢站100座，江苏省规划建设加氢站50座以上。这些加氢站将形成布局合理的加氢网络，为燃料电池汽车推广提供基础设施保障。同时，加氢站技术也在不断进步，加氢能力从初期的200-300kg/d提升至目前的500-1000kg/d，加氢效率和安全性显著提高。

4.2 输氢管网建设启动 

管道输氢是实现氢能大规模、长距离、低成本运输的重要方式。中国已开始布局输氢管网建设，但尚处于起步阶段。根据水电水利规划设计总院的研究，未来将重点推动由内蒙古至京津冀鲁的长距离输氢管网建设。

在区域层面，多地积极开展管网输氢示范项目。这些示范项目主要采用掺氢天然气管道形式，逐步提高掺氢比例，积累技术经验和运行数据。纯氢管道建设也在规划中，为未来大规模氢能运输做准备。管网建设需要大量投资和较长时间，是氢能基础设施中的长期工程。

4.3 多元化基础设施建设模式 

氢能基础设施建设呈现出多元化发展模式。一方面，独立加氢站是主流形式，主要为燃料电池汽车提供加注服务。另一方面，合建站模式也逐渐普及，如油氢合建站、气氢合建站等，利用现有加油站、加气站设施土地和资源，降低建设成本，提高投资效率。

在制氢环节，分布式制氢和集中式制氢设施并存。分布式制氢满足当地需求，减少储运成本；集中式制氢则利用资源禀赋，实现规模化生产。内蒙古、宁夏、新疆等可再生能源丰富地区，适宜开展基地化可再生能源制氢布局；而河南、山东、陕西等地区，则适宜开展集中式可再生能源制氢项目布局。

五、多元化应用场景的拓展与实践 

5.1 交通领域率先突破 

交通领域是氢能应用的先导阵地，尤其是燃料电池汽车的发展成效显著。中国采取"示范应用-规模推广-商业化运营"的路径，逐步推动燃料电池汽车产业发展。截至2025年，中国燃料电池汽车保有量已超过5万辆，提前实现《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》设定的目标。

燃料电池汽车示范城市群政策是推动氢能交通应用的重要举措。通过"以奖代补"方式，支持燃料电池汽车在特定区域集中示范运行，积累运营经验，完善产业链。目前，已形成京津冀、上海、广东、河南、河北五大示范城市群，覆盖多个省份，构建了完整的产业链条。

除了道路车辆，氢能在其他交通领域也逐步应用。氢燃料电池在船舶、航空、轨道交通等领域的示范项目陆续启动。2025年，全球首次绿色船用氨燃料加注作业在辽宁大连完成，首批氢能两轮车商业化运营项目在广东东莞落地，标志着氢能应用场景的多元化拓展。

5.2 工业领域成为主战场 

工业领域是氢能应用的主战场，也是实现深度脱碳的关键。氢能在工业体系中主要发挥原料属性功能，应用多集中在合成甲醇、合成氨、炼化和煤化工等领域。预计到2050年，绿氢作为工业原料和能源产品的优势与作用将得到充分体现。

化工领域绿氢替代是重点应用方向。宁夏宁东煤化工可再生氢耦合应用、吉林大安风光制绿氢合成氨一体化工程项目取得显著成效，为绿氢在工业领域应用提供示范。在绿氢成本尚无法与灰氢持平的情况下，绿氢的规模化应用将主要依赖工业领域的灰氢替代场景。

氢冶金是工业脱碳的又一重要路径。氢作为还原剂替代焦炭，可大幅降低钢铁行业碳排放。中国氢冶金技术示范项目已启动，为钢铁行业绿色转型探索路径。预计到2050年，氢能在冶金领域作为还原剂等的需求量约700万吨/年。

5.3 电力储能领域应用潜力巨大 

氢能在电力领域的应用潜力逐步显现，特别是在长期储能和调峰方面具有独特优势。氢能可通过"电-氢-电"或"电-氢"转化，实现能源的时间转移和空间调节，解决可再生能源消纳和电网平衡问题。

在发电领域，氢能应用主要集中在燃料电池发电和热电联产。燃气轮机掺氢技术不断成熟，已完成F级50兆瓦重型燃气轮机掺烧30%氢气全尺寸全温全压试验和兆瓦级纯氢燃气轮机整机试验验证。随着H级燃气掺氢发电机掺氢技术不断成熟，以及60万千瓦级煤电机组10%以上掺氨的工业化应用实践，绿氢在电力领域的应用潜力将逐步得到释放。

氢能作为储能介质，可实现跨季节、大规模储能，弥补电化学储能持续时间短的不足。在新型电力系统中，发展氢能可促进可再生能源消纳，实现跨季能源平衡，管道输氢技术也可与特高压电力输送形成有效补充。

六、产业链协同与区域发展格局 

6.1 全产业链协同发展态势 

氢能产业已形成"制储输用"全产业链协同发展态势。在制氢环节，可再生能源制氢项目遍地开花，成本下降趋势明显。在储氢环节，多元技术同步推进，存储效率显著提升。在输氢环节，多地积极开展管网输氢示范项目。在用氢环节，交通领域率先突破，工业领域前景广阔。

中国氢能产业已经实现技术和产业链自主可控，形成一定产业规模，具备加速推广条件。从设备制造、系统集成到运营服务，产业链各环节均有企业布局，协同效应逐步显现。燃料电池电堆国产化程度大幅提高，培养了一大批具备核心技术的企业。同时，中国在氢储能研究方面也取得了重要突破，国内已研制出百千瓦级制氢及氢利用设备，并启动兆瓦级示范应用。

6.2 区域发展特色鲜明 

中国氢能产业呈现集群化发展态势，区域特色鲜明。已形成长三角、粤港澳大湾区、京津冀三大氢能产业集聚区，这些地区拥有大量的氢能相关企业和研发机构。

内蒙古、宁夏、新疆等可再生能源资源丰富地区，重点发展可再生能源制氢项目。截至2024年底，内蒙古、宁夏、新疆可再生能源电解水制氢项目产能位居前三，占全国产能超70%。这些地区依托资源优势，布局大规模可再生能源制氢项目，为全国提供清洁低碳氢源。

广东、上海、江苏等经济发达地区，侧重氢能应用和装备制造。广东省在氢能产业发展方面处于全国领先地位，为推动氢能产业发展起到带头作用。上海市致力于形成氢能源产业布局，并计划大幅度提升科研创造能力，扩大氢能源产业的发展规模。江苏省计划到2025年基本建立完整的氢燃料电池汽车产业体系。

四川、山东、陕西等地区，则结合自身产业基础，探索特色发展路径。四川省对氢能产业采取超常规最大力度精准支持，旨在推动绿氢全产业链的高质量发展。山东、陕西等地区则依托能源化工基础，发展工业副产氢利用和氢能化工应用。

6.3 国际合作深入推进 

中国积极参与氢能领域国际合作，融入全球氢能产业链和创新链。通过参与国际标准和认证体系建设，为全球能源转型贡献中国智慧。中国—国际可再生能源署氢能专项工作组提出将共同推动完善清洁氢评价标准和搭建认证体系，探索国际氢能贸易发展机制。

在国际贸易方面，中国依托产业优势，积极参与全球氢能市场。日本、韩国等国家和地区化工巨头对绿氨的进口需求，中远海运、马士基等国际航运龙头对绿色甲醇的需求，是短期内刺激中国氢能产业发展的主要驱动之一。远期看，氢能贸易和投资流动将催生新的相互依存模式，大力发展可再生能源制氢并积极参与国际贸易，可为中国参与构建国际能源秩序提供良好契机。

七、面临的挑战与未来发展方向 

7.1 技术与成本挑战 

尽管氢能产业取得显著进展，但仍面临技术成熟度不足和成本竞争力弱等挑战。氢能技术尚未完全成熟，存在转换效率低、成本较高等问题。特别是储运环节技术难度大，成本占比高，制约产业链发展。

技术创新是推动氢能产业发展的关键动力。未来需重点支持高灵活性电解水制氢、光解水制氢等前沿技术研发，提高绿氢生产效率和经济性。同时，加强对能源科技创新平台、科技攻关、集成应用示范等方面支持力度，推动技术与产业深度融合发展。

成本方面，绿氢成本仍高于灰氢，缺乏市场竞争力。预计到"十五五"时期，考虑碳税影响，绿氢、绿氨将初步具备价格竞争优势。未来需要通过技术创新、规模效应和政策支持，多措并举降低氢能成本，提升经济性。

7.2 基础设施与政策瓶颈 

基础设施不足是氢能产业发展的又一瓶颈。加氢站数量有限，覆盖范围小，难以满足燃料电池汽车大规模推广需求。输氢管网建设滞后，制约大规模、长距离氢能运输。未来需要加强基础设施规划建设，超前谋划管道输氢、氨及醇等衍生品的基础设施网络建设，推动氢能与电网、天然气网融合发展。

政策体系尚不完善，制约产业高质量发展。标准、认证、监管等制度有待健全，特别是绿色氢认证、碳核算等方法学需要统一。未来需要完善氢能政策和制度保障体系，完善氢能产业标准，加强全链条安全监管。同时，完善财税、金融政策支持体系，建立碳定价机制，提高绿氢的市场竞争力。

7.3 未来发展趋势与路径 

展望未来，氢能产业将呈现多元化、市场化、国际化发展趋势。氢能依托其双重属性优势，将在燃料和原料协同发展以及产业链协同方面发挥关键作用。未来5年，氢能将加速呈现多元化发展态势，并成为经济新增长点。

在应用趋势方面，"十五五"期间以满足国外需求的绿色甲醇燃料和燃料电池重卡为主的氢能应用将实现规模化发展；化工灰氢替代、气电掺氢、天然气管道掺氢等应用将成为局部地区的发展重点；燃料电池发电、煤电掺氨、氢冶金等领域应用以项目示范为主。综合研判，"十五五"时期绿氢需求规模为240万吨/年至430万吨/年。

未来氢能产业发展路径需坚持电氢协同发展模式。采取"能电则电，能氢则氢"战略，通过电氢协同发展模式，可有效促进可再生能源高质量发展。同时，需要制定全国氢能产业布局规划，建立跨区域乃至跨国氢能交易机制。

表：氢能产业发展阶段与特征（2015-2035年）

八、结论与展望 

回顾2015-2025年氢能产业的发展历程，可见氢能已从概念阶段进入产业化初期，成为全球能源转型的重要方向。中国氢能产业在政策支持、技术创新、产业培育和应用推广等方面取得显著成效，可再生能源制氢产能居全球首位，全产业链体系初步形成。

然而，氢能产业仍面临技术成熟度不足、成本竞争力弱、基础设施不完善等挑战。未来5-10年是氢能产业规模化发展的关键时期，产业将从政策驱动逐步转向市场驱动，在能源转型和工业脱碳中发挥更大作用。

展望未来，氢能产业将呈现以下发展趋势：一是技术创新加速，电解槽效率提升、储运成本下降，推动产业链整体升级；二是应用场景多元化，从交通领域向工业、电力、建筑等领域拓展，形成多元氢能应用生态；三是市场机制完善，碳定价、绿色认证等机制建立健全，提升绿氢竞争力；四是**国际合作深化，全球氢能贸易和标准互认加速，形成开放共赢的氢能市场。

中国氢能产业发展需坚持"稳慎应用、示范先行"的原则，统筹推进氢能"制储输用"全链条发展，避免盲目布局和一拥而上。同时，需要加强顶层设计，完善政策体系，激发市场活力，推动氢能产业健康有序可持续发展。

氢能十年的"狂欢"将走向理性、成熟和商业化，为全球能源转型和气候变化应对提供重要解决方案。随着技术创新、成本下降和市场完善，氢能有望在2035年前后实现规模化商业应用，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系作出重要贡献。

参考文献

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10.国家发展改革委. 【国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》】. 2022年3月23日.