绿氢项目总产能占全球比例超过50%，制氢成本不断降低，逐步贯通氢能制取-储运-应用全流程……近日在内蒙古自治区包头市召开的2025氢能产业发展大会上，数百位院士专家、企业负责人、行业主管领导共同聚焦政策导向、前沿技术、市场趋势、产业链协同等领域，共商氢能产业发展大计。其中，“我国氢能产业正从试点探索进入有序破局的新阶段”成为行业共识。

氢能是能源转型的重要载体，被视为21世纪最具发展潜力的清洁能源之一。展望未来，业内人士认为，“十五五”时期绿氢的市场需求规模有望达到240万吨/年至430万吨/年，氢能产业将加速呈现多元化发展态势，成为新的经济增长点。针对当前制氢成本较高、终端消纳能力不足、储运难度较大等短板，还应加强绿氢相关技术研发和应用，超前谋划全国氢能基础设施网络建设，促进区域间协同发展，完善政策支持体系，加强国际合作，不断推动氢能产业发展。

　　“电氢协同”催生氢能无限潜力

在能源结构转型和“双碳”目标引领下，国内风电、光伏等新能源产业迅速发展，新能源消纳问题随之而来。氢能作为能源转型的重要载体，恰好可以通过电解水制氢将多余的风光电能转化为氢气储存，同时绿氢可以用来发电，不仅减少弃风、弃光现象，还能平滑电力输出。

德国国家工程院院士雷宪章表示，在能源绿色转型路径中，继节能降耗改造、终端用能电气化之后，氢能替代可以作为第三条能源转型路径，特别是在热能燃烧、重型交通工具等难以实现电气化的领域，实施绿色氢能替代的必要性更加凸显。

“近年来，我多次推介‘电氢协同’模式，呼吁以绿色氢能替代作为电气化的一种重要补充手段，为建设新型能源体系补全‘最后一块拼图’。”雷宪章说，归根到底是要借助绿氢这一能源转换载体，逐步实现风光新能源对传统化石能源的替代。

业界人士认为，氢能将是我国未来能源体系的重要组成部分，是能源终端实现绿色低碳转型的重要载体，氢能产业将是战略性新兴产业和未来产业的重点发展方向。

国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦在会上介绍，今年实施的《中华人民共和国能源法》已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，促进氢能产业高质量发展”。

据边广琦介绍，截至2024年底，我国已建成可再生能源制氢项目产能在全球的占比超过50%。其中，三北地区氢能产业发展迅速，一批项目建成投运，逐步贯通了氢能“制取-储运-应用”全流程，发挥了较好的示范作用。

　　氢能产业规模化拐点有望到来

国家电投集团氢能科技发展有限公司党委委员、总经济师王勐介绍，“十四五”时期，在制氢方面，国内绿电制氢项目众多，成本下降趋势明显；储氢方面，多元技术同步推进，存储效率显著提升；输氢方面，以气氢拖车应用为主，同时管网输氢在多地开展示范；用氢方面，交通领域实现率先突破，化工领域发展前景广阔。

“氢能产业已经实现技术和产业链的自主可控，形成一定产业规模，具备加速推广条件。”王勐预测，2025年前后是氢能行业发展非常关键的时期，即将迎来市场的规模化拐点。

作为绿氢示范高地，内蒙古氢能全产业链发展可圈可点。以包头市为例，在制氢端，内蒙古华电氢能科技有限公司利用当地草原风光基地发出的绿电，生产低成本绿氢，纯度高达99.999%；在储氢端，包头充分利用当地富集的镧、铈稀土资源，自主研发固态储氢材料，建成200台套固态储氢系统示范装置；在输氢端，加快建设190公里纯氢长输管道；在用氢端，多元应用场景正在走进现实，氢能重卡商业化运营加快落地，多家工业公司投运天然气掺烧绿氢示范项目。

同时，新疆、宁夏、甘肃、吉林等地依托风光资源与政策支持，绿氢项目也在快速发展。其中，中国石化新疆库车项目是全球最大光伏制氢项目，年产能2万吨；国家电投吉林大安风光制绿氢合成氨项目是国家清洁低碳氢能示范工程和战略性新兴产业百大工程，推动化工领域深度脱碳。

“随着技术不断创新，绿氢成本将趋近灰氢成本。”中国科学院院士唐叔贤以包头市为例进行预测，当地制取绿氢的成本在几年内有望降至12元/千克，届时氢能市场需求量将迎来爆发式增长。

“‘十五五’时期，国内绿氢需求规模为240万吨/年至430万吨/年。”水电水利规划设计总院院长助理兼办公室主任彭烁君表示，在项目布局方面，内蒙古、东三省、新疆宜开展基地化可再生能源制氢布局；在基础设施方面，将重点建设由内蒙古至京津冀鲁的长距离输氢管网，同时规划建设由内蒙古至陕西、宁夏、山西的输氢管网，以及由蒙东及东三省至上海的绿色甲醇专用航道。

　　产业突破仍面临多重挑战

目前，我国氢能产业正从政策驱动转向政策和市场双轮驱动。北京大学能源研究院副院长杨雷表示，预计未来5年，氢能将呈现多元化发展态势，并成为新的经济增长点。

针对产业发展趋势，王勐提出五点展望：一是中国产核心装备将实现平价突破；二是氢源供给平稳向绿氢替代转变；三是跨区域氢输运载体多元化；四是氢及氢基燃料逐步助力电力行业深度脱碳；五是平价氢交通成为氢能规模化应用的先导场景。

多位业内人士同时指出，产业的系统性突破仍面临多重挑战，包括可再生能源制氢成本较化石能源制氢仍然较高；产业链协同不足，存在绿氢下游承购商不明确及制造商产能过剩风险；储运技术及储氢基础设施有待加强等。

我国目前主要是使用网电制氢，但网电制氢成本很难降下来，关键还是要就地消纳光伏、风电的余电来制氢，也就是离网制氢。不过，新能源电源波动性和化工生产所需稳定性之间，存在天然的耦合难题，柔性制氢技术成为行业难点。

部分企业正在进行探索突破。“我们的柔性制氢基于六大核心技术、三大核心设备，实现了制氢系统与风、光、储、网等多种能源形式及多种应用场景的柔性融合，构建了灵活、高效、友好的绿电制氢系统。”阳光氢能董事长彭超才说。

彭超才强调，当前绿氢项目面临下游承购商不明确及制造商产能过剩风险。据有关机构预测，到2025年全球电解槽厂商产能将达105GW，超过绿氢项目需求量，存在产能过剩风险。

为推动氢能产业健康发展，杨雷等业内专家建议，一是加强绿氢相关技术研发和应用，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。

二是超前谋划基础设施布局，统筹规划全国氢能基础设施网络建设。鼓励多种储运技术并行发展，建立安全高效的氢能物流体系，并推动氢能与电网、天然气网融合发展。

三是区域协同发展，制定全国氢能产业布局规划，促进区域间优势互补和协同发展。建立跨区域乃至跨国氢能交易机制，实现资源高效配置。

四是完善政策支持体系，健全氢能产业标准体系，完善财税、金融支持政策。建立碳定价机制，提高绿氢市场竞争力。加强国际合作，积极参与全球氢能治理。