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引用
彭苏萍.中国氢（泛氢）能源发展现状及政策建议[J].国际石油经济,2025,33(11):01-08.
彭苏萍1,2
（1.北京怀柔实验室；2.中国矿业大学（北京））
【摘要】在全球能源加速绿色转型的背景下，氢能发展正由单一的“氢能1.0时代”迈向以绿氢为核心、涵盖绿氨、绿色甲醇等多元载体的“氢能2.0时代”。系统梳理了中国在氢能制备、储运与应用全产业链的发展现状与核心差距，指出未来10～15年是抢占全球泛氢能源战略制高点的关键窗口期。为推动中国泛氢能源体系高质量发展，建议将“电-氢-碳”协同发展纳入战略规划，系统推进绿氢制备与多元氢基能源载体的产业布局；结合中国资源禀赋与行业需求，重点突破高效电解制氢、低成本储运、绿色氨醇合成等关键技术环节；加快构建覆盖全产业链的氢能数据平台与标准体系；推动泛氢发展与新型电力系统构建深入融合，加快泛氢能源管网体系化建设，为中国在全球绿色能源竞争中赢得战略主动。
【关键词】氢能；泛氢能源；多能融合；能源战略；发展建议
1 氢能向泛氢能源演进
在全球能源清洁化、低碳化、智能化的发展趋势下，加快构建新型能源体系已迫在眉睫。氢能是一种来源丰富、应用广泛、绿色低碳的二次能源，正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一。截至2024年，全球已有超过60个国家和地区发布氢能相关战略，主要经济体正从政策规划阶段加速迈向项目落地阶段。据国际能源署（IEA）统计，2024年全球氢能生产消费规模约为1.05亿吨，可再生能源制氢产能增速显著提升。
然而，氢能的大规模发展仍面临制储运成本高、长距离输送难等关键瓶颈，严重制约其产业化进程。为破解这一困境，“泛氢能源”概念应运而生，其核心在于将绿氢制备为绿氨、绿色甲醇等更易于储存与运输的能源形式，这不仅是技术路径的优化，更是从单一能源产品向系统能源思维的跃迁，在战略层面实现了三大突破：一是有效破解氢能储运瓶颈；二是显著拓展氢能应用场景；三是全面提升能源系统韧性。随着氢能产业向绿氨、绿色甲醇等“泛氢”能源方向发展，全球正进入“氢能2.0”时代。
中国在碳达峰、碳中和目标与能源清洁化转型背景下，需要加大力度推进能源供应体系向多元化清洁化转变。氢能与泛氢能源可作为化石能源与可再生能源之间的桥梁，在工业、交通、建筑和电力等诸多领域应用。在工业部门，氢能为钢铁、水泥、化工等难减排行业提供了源头减碳路径；在交通领域，泛氢载体凭借高能量密度和清洁特性，有望在重卡、船舶等场景逐步替代传统化石燃料；在电力系统，氢能可作为灵活调峰资源，支撑高比例可再生能源接入下的电网稳定。因此，加快推进绿色氢能及泛氢能源体系建设，对于推动中国工业、交通、电力等部门的深度脱碳具有重要战略意义（见图1）。
图1 基于氢（泛氢）能源的新型能源体系
2 氢（泛氢）能源的战略价值
2.1 支撑国家能源安全保障
通过将可再生能源转化为可储存、可运输的氢基能源载体，泛氢能源有效破解了能源供需的时空错配问题。预计到2050年，全球将有约4亿吨氢及其衍生物参与远距离贸易。澳大利亚、沙特阿拉伯等传统资源出口国积极布局氢基能源出口体系，德国、日本等能源进口国则着力拓展供应渠道以提升能源自主性。对中国而言，发展泛氢能源将有效降低油气进口依赖，增强能源体系的自主可控能力。
2.2 提升产业竞争能力
氢（泛氢）能源带动新能源、新材料、高端装备等战略性新兴产业集群发展，推动绿氨、绿色甲醇等载体实现从传统化工原料向清洁能源燃料的双重属性转变。绿氨作为零碳燃料已应用于火电掺烧、船舶动力和氨燃料电池等领域；绿色甲醇则开辟了二氧化碳资源化利用新路径，助力构建绿色化工体系。泛氢能源将重塑中国在全球能源经济中的竞争格局。
2.3 助力实现碳达峰、碳中和目标
氢（泛氢）能源为钢铁、化工、水泥、航运等难以电气化的行业提供了可行的深度脱碳方案。2021年日本发布第六次能源基本计划，提出到2030年，利用氢和氨所发出的电能将占日本能源消耗的1%，展现了泛氢在电力调峰与清洁转型中的潜力。通过“电-氢-X”技术路径，泛氢能源能够实现可再生能源的大规模消纳与跨季节储能，为高比例可再生能源系统提供稳定支撑。这些突破不仅加速中国重点行业脱碳进程，也将显著增强中国在全球气候治理体系中的话语权与影响力。
2.4 促进可再生能源规模化消纳
氢（泛氢）能源作为高效的能源转换媒介，为波动性可再生能源的大规模并网提供了关键解决方案。通过电解水制氢，可将富余的风电、光伏电力转化为绿氢，这不仅能有效解决弃风弃光问题，还可提升可再生能源利用效率。对于中国西部、北部等可再生能源富集区而言，发展氢（泛氢）能源能够突破电网外送瓶颈，支撑大型清洁能源基地的开发与利用。
3 氢（泛氢）能源产业链布局
氢（泛氢）能源产业技术壁垒高、产业链长、覆盖领域广，是一个典型的多学科交叉领域。其全产业链涉及上游制氢、中游储运氢，以及下游在发电、工业、交通、建筑等多元场景的应用，目前正在形成协同发展的产业体系。
3.1 上游：氢气制取
中国已形成化石能源制氢、电解水制氢、转存制氢等多技术并存的制备体系。碱性电解水技术实现商业化推广；质子交换膜电解技术加速国产化；固体氧化物电解池技术正在进行兆瓦级工程示范。氨分解制氢、甲醇重整制氢等转存技术完成工程验证，为泛氢能源规模化供应奠定基础。
3.2 中游：氢气储运
中国正在加速构建多元化的氢储运体系。20兆帕长管拖车是主流储运方式，重点布局大规模、长距离的输氢管道。中国首条“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，标志着中国氢气长距离输送管道进入新发展阶段。这些基础设施的完善，将显著降低氢（泛氢）能源的储运成本。
3.3 下游：氢气应用
在交通领域，氢燃料电池重卡在港口、矿区等固定线路开展商业化示范运营；在工业领域，绿氢炼化与氢冶金为代表的深度脱碳示范项目陆续启动；在电力领域，多类型燃料电池发电和热电联供、氢氨混燃示范项目取得突破。“风光氢氨醇”一体化项目正在从示范应用向规模化推广阶段迈进。
4 中国氢（泛氢）能源发展现状
4.1 制氢发展现状：氢能制取技术呈现多元化发展格局，可再生能源制氢已成为产业发展的主流方向
截至2024年底，中国累计规划可再生氢能项目达到457个，其中建成运营项目为89个，在建项目为82个，合计规划绿氢产能达到851.2万吨/年，已形成12.2万吨/年的运营产能，标志着中国绿氢产业正式进入规模化发展阶段。从区域布局看，华北和西北地区凭借丰富的风光资源，成为可再生能源制氢项目密集落地的主要区域。在电力来源方面，光伏发电占据主导地位，项目规模达到798.1兆瓦，占比为69.6%，充分体现光伏与制氢产业的协同效应。
电解水制氢技术具有工艺简单、操作方便、清洁低碳且氢气纯度高等特点，目前共有碱性电解水制氢（ALK）、阴离子交换膜电解水制氢（PEM）、固体氧化物电解水制氢（SOEC）以及固体聚合物阴离子交换膜电解水制氢（AEM）4种主流技术路线。4种主流技术路线在技术成熟度、产氢纯度、动态响应能力、可维护性上各有优劣。其中，碱性电解水制氢以922.3兆瓦的规模、80.4%的市场占比保持绝对优势，显示其技术成熟度和经济性已获得市场认可。
固体氧化物电解水制氢作为新兴技术方向展现出独特优势。固体氧化物电解水制氢的热力学效率高，系统能耗仅为3.5～4.5千瓦时/标准立方米氢气；与工业、核能等高温余热耦合后，可通过吸热进一步降低约13%的系统用电，相较于碱性电解水制氢和阴离子交换膜电解水制氢可节约用电30%以上。固体氧化物电解水制氢还可直接电解二氧化碳制一氧化碳，或共电解制合成气，用于制备甲醇等化学品或燃料，实现碳循环。同时，固体氧化物电解水制氢可逆运行作为固体氧化物燃料电池（SOFC）模式发电，满足电网灵活调峰需求。其高温运行特性带来更高效率和更低能耗，且无需贵金属催化剂，在利用工业余热、实现二氧化碳共电解制甲醇等领域具有巨大潜力。因此，固体氧化物电解水制氢可同时满足工业、交通和电力等领域的绿氢需求，前景广阔。美国和欧盟已将其分别视为提升核电灵活性、推进“电转X”战略的重要技术路径，中国迫切需要加快在该领域的研发布局。
4.2 储运氢发展现状：氢能储运体系呈现“高压气态为主、多种路线探索”的发展格局
从技术成熟度看，高压气态储运是最成熟的技术路径，主要采用长管拖车运输方式，适用于300千米以内的短距离运输，已成为商品氢储运的主要方式。然而，其成本对运输距离高度敏感，经济性半径有限。
在长距离储运技术方面，液氢储运虽然在大规模运输中具备成本优势，但是由于液化能耗高达约15千瓦时/千克，且关键技术尚未完全成熟，目前仍未实现民用领域的规模化应用。固态储运技术凭借安全性和高密度特点受到关注，但技术复杂度较高，目前尚处于试验研究阶段。管道输氢是未来大规模氢能输送的核心方向，中国正积极推进掺氢与纯氢管道联合体系建设。若按10%～20%掺氢，则2030年中国每年可有约270万～630万吨氢气注入燃气管网。但难以满足未来大规模需求，亟需加快纯氢管道规划建设。
泛氢储运技术展现出显著优势。研究表明，在10000千米运距下，氨和甲醇的运输成本显著低于液氢。其中甲醇载体在具备低成本二氧化碳来源的区域优势明显，氨载体在大规模洲际船运场景下与甲醇成本接近，为国际氢能贸易提供了可行路径。
4.3 加氢发展现状：加氢站建设进入快速发展阶段，基础设施网络日趋完善
中国加氢站技术路线呈现多元化发展格局。根据氢气供应来源可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两大类。外供氢加氢站目前占据主流，其氢气由站外的集中式制氢设施通过长管拖车或管道输送至站内进行压缩、储存和加注，技术成熟但受制于储运成本。站内制氢加氢站集成了制氢与加氢功能，主要技术路线包括天然气重整制氢和电解水制氢。其中，电解水制氢可与可再生能源结合，实现“绿氢”的现场制取与供应，有效降低储运成本，是未来重要发展方向。根据加注压力，主流加氢站已普遍具备35兆帕和70兆帕两种加注能力，以适应乘用车与商用车等不同车型的需求。核心设备例如压缩机、加氢机等的国产化替代进程加快，正不断提升加氢站的经济性与可靠性。
截至2024年底，中国已建成运营加氢站540座，较2023年增加66座，实现31个省（直辖市、自治区）全覆盖，标志着加氢网络布局取得显著进展。从技术成熟度看，35兆帕加氢站技术体系已完全成熟，站内三大关键设备——45兆帕大容积储氢罐、35兆帕加氢机整机和45兆帕隔膜式压缩机均实现国产化，35兆帕加氢站占比达到90.6%，形成完整的技术产业链。在运营质量方面，具备商业运营能力的加氢站达到392座，占总量的72.6%，累计供给能力为31.3万千克/日，有效支撑氢燃料电池车辆的示范运行。
4.4 用氢发展现状：氢（泛氢）能应用场景呈现出多元化、规模化的发展态势
氢（泛氢）能源作为实现终端用能部门绿色低碳转型的重要载体，其应用场景正从交通领域快速拓展至电力、工业、建筑等多个领域，呈现出多元化、规模化的发展态势。在交通领域，氢燃料电池汽车示范推广保持强劲势头，重型商用车成为应用热点；在发电领域，燃料电池热电联产项目加速落地；在工业领域，绿氢替代传统化石能源制氢进程逐步加快，共同构建了氢能多元化应用的生态格局。
4.4.1 燃料电池双线并行，产业化进程提速
燃料电池作为氢能高效转化的核心装备，已形成质子交换膜燃料电池（PEMFC）与固体氧化物燃料电池（SOFC）两大主流技术路线并行发展的格局。质子交换膜燃料电池凭借启动快的优势，在交通领域占据主导地位。目前中国已建立自主可控的燃料电池汽车产业链，系统额定功率显著提升，最高达到300千瓦，纯氢续驶里程超过600千米，系统成本降至2000元/千瓦以内，关键技术指标达到国际先进水平。
固体氧化物燃料电池技术在固定式发电场景展现潜力。该技术可使用氢、天然气、氨、甲醇等多种燃料，能量转化效率高，在分布式发电、热电联供领域应用前景广阔。中国企业已突破核心材料与单元电池技术，电堆和系统集成能力快速提升，多个百千瓦级热电联产示范项目投入运行。
4.4.2 交通领域应用持续领跑，重型化趋势明显
氢燃料电池汽车推广保持强劲势头。截至2024年底，中国各地推广燃料电池汽车约为2.4万辆，商用车示范规模国际领先。2024年1—12月，氢能重卡累计销量达到4460辆，同比增长22.1%，占新能源重卡市场份额的5.4%。特别值得注意的是，全年牵引车（含半挂牵引车）销量占氢能重卡总销量的75%以上，在各类车型中占据绝对主导地位。
船舶应用成为新增长点。2023年10月首艘氢燃料电池动力示范船“三峡氢舟1号”成功首航，标志着船舶领域应用实现突破。
4.4.3 发电领域应用快速布局，热电联产成效显著
截至2024年底，中国建成运营燃料电池发电与热电联产项目111个，覆盖24个省份，总规模达到22.4兆瓦。项目建设地点以华东、华北和西北地区为主，发电方式以质子交换膜燃料电池为主，固体氧化物燃料电池技术正在取得突破。
4.4.4 工业领域应用深入推进，重点行业脱碳加速
化工领域绿氢替代进程加快。2024年12月工业和信息化部、国家发展改革委、国家能源局三部门联合发布《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》，推动绿氢耦合现代煤化工发展。中能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）等重大项目积极推进，规划年产绿氢11万吨、绿氨/醇60万吨。
钢铁行业氢冶金技术路线逐步清晰，从富氢冶金向纯氢直接还原铁工艺过渡。虽然纯氢冶金电耗较高，但随着绿电成本下降，其碳减排优势将更加凸显。华北地区凭借可再生能源优势，成为氢冶金示范重点区域。
4.4.5 氢储能应用示范启动，长时储能优势显现
氢储能在大容量、长周期储能场景展示出其独特价值。兆瓦级质子交换膜氢燃料电池发电系统成功示范，在可再生能源消纳、电网削峰填谷、微电网等场景的应用潜力得到验证。随着新型电力系统建设推进，氢储能的重要性将进一步提升。
5 中国氢（泛氢）能源发展定位与差距
5.1 氢能战略定位明确，顶层设计基本完善
多项国家政策确立了氢能的地位和未来发展方向。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）》，明确了氢能的三大战略定位：未来国家能源体系的重要组成部分、用能终端实现绿色低碳发展的重要载体、战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。2023年8月，国家标准化管理委员会等六部门发布《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，构建起了全产业链标准体系。2024年11月，《中华人民共和国能源法》正式将氢能纳入国家能源管理体系，从法律层面明确了其作为清洁能源的战略地位。在2025年10月发布的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》中，氢能作为未来产业之一被确定为新的经济增长点，发展方向更加明确。
5.2 氢能政策体系不断完善，产业布局差异化推进
地方政府积极响应，氢能政策体系不断完善。截至2024年底，各地共出台氢能相关政策556项，涵盖发展规划、财政支持、项目支持等多个领域。其中发展规划类221项，财政支持类138项，项目支持类111项，形成了较为完善的政策支撑体系。各省市根据自身资源禀赋和产业基础，差异化布局氢能产业，从最初的燃料电池汽车、加氢站建设，逐步扩展到能源、船舶、化工等新领域，推动产业向多元化、体系化方向发展。
5.3 氢能市场活力持续增强，产业生态初步形成
中央企业引领氢能产业布局，市场活力持续增强。国务院国有资产监督管理委员会（国务院国资委）监管的100家中央企业中，已有超过50家开展氢能相关业务布局，占比超过50%。随着市场规模扩大，资本市场对氢能领域的关注度显著提升，投融资规模与数量逐年上升，融资方向从单一技术向全产业链拓展，涵盖制氢、储运、应用等多个环节，产业生态初步形成。
5.4 氢能技术创新加快，但关键环节仍需突破
中国氢能产业链关键技术自主化水平快速提升，已在系统集成及部分关键零部件方向实现突破。据科技部评估，在55项细分技术方向中，有2项处于“领跑”，19项实现“并跑”，车载三型瓶、燃料电池系统、空压机等5项技术快速进步。然而，在关键材料和核心装备方面仍存在明显不足：质子交换膜、膜电极、贵金属催化剂等原材料面临产能不足、性能待提升的问题；加氢枪套管材料、氢密封材料、低温金属材料等基础材料仍依赖进口；掺氢/燃氢轮机、氢透平膨胀机、大容量液氢球罐等关键装备在设计制造工艺方面与国外先进水平差距较大。
6 中国氢（泛氢）能源发展路径与政策建议
6.1 发展路径
6.1.1 制取环节：构建多元化的清洁氢能供应体系
制氢环节将向低碳排放与低成本双重目标协同推进，重点通过3条路径实现转型发展。一是灰氢减碳转型路径。将加快化石能源制氢与碳捕集利用与封存（CCUS）技术耦合，提升副产氢利用效率，为传统制氢方式赋予低碳属性。二是绿氢规模发展路径。着力推动可再生电力制氢与新能源发电协同发展，通过技术创新持续降低电解水制氢成本，构建清洁低碳的氢能供给主体。三是前沿技术探索路径，布局核能制氢等新兴领域。通过集中式与分布式制氢相结合的方式，最终形成清洁低碳、经济高效、灵活多元的氢能供给体系。
6.1.2 储运环节：建设高效安全的氢能输送网络
针对中国绿氢资源与消费市场逆向分布的特点，将分层次构建氢储运基础设施体系。跨区域主干网络将重点规划建设贯通西北可再生氢资源富集地区和中东部氢能消费地区的长距离输氢管道，推进“西氢东送”“北氢南运”战略通道建设，形成辐射全国的氢能输送骨干网络。区域配送体系将协调发展输氢管道支线，建设区域配送中心和加氢基础设施，推动关键设备材料国产化，畅通氢能服务“最后一公里”。通过干线运输与区域配送的有机结合，建立经济、高效、安全、灵活的氢能储运系统。
6.1.3 应用环节：拓展多元化的氢能应用生态
氢能应用将在保持传统用氢领域稳步发展的基础上，重点向深度脱碳等新需求领域拓展。在工业领域，重点推进氢冶金、绿氢化工等示范项目，推动传统产业低碳转型。在能源领域，发展氢储能和氢电转化技术，提供长时储能解决方案。在建筑领域，探索氢能作为零碳排放建筑燃料的应用模式。在交通领域，持续扩大燃料电池汽车示范规模。构建多元化应用场景，形成氢能应用生态圈。
6.1.4 泛氢能源产业布局：优化区域协调发展格局
由于各地资源禀赋和产业基础不同，泛氢能源发展呈现明显的区域特色。氢能布局遵循“西氢东送、北氢南送、海氢上岸”的流向特征，西北、华北、东北、西南地区重点发展可再生能源制氢，东部沿海地区布局海上风电制氢。绿氨产业在西北、西南、东北等地区实现存量改造和增量发展双轮驱动，沿海区域依托口岸优势打造贸易枢纽。西北、华北、华东地区规模化发展二氧化碳加氢制甲醇，西南、东北地区利用生物质资源开发生物制甲醇特色基地。通过构建枢纽转化基地和管道通道，实现泛氢能源的规模化输送和区域协同发展。
6.2 政策建议
6.2.1 加强中长期氢（泛氢）产业整体发展的顶层设计
国家层面加强中长期泛氢能源发展战略设计，明确氢（泛氢）能源在现代能源体系建设和碳达峰、碳中和目标下的战略定位、发展目标与路径、重点任务，系统性、全局性、结构性布局泛氢能源发展。厘清氢（泛氢）能源在推进能源革命中的角色和战略价值，规避氢（泛氢）能源无序发展，推动氢（泛氢）能源与其他能源融合发展。出台财政补贴、税收优惠、金融支持等激励政策，积极促进绿色能源发展，加快构建面向未来的多能协同互补的氢（泛氢）能源产业体系。
6.2.2 加大氢（泛氢）能源领域关键核心技术攻关
加快构建以国家实验室为引领的战略科技力量，从市场需求出发，联合产业链上下游企业、科研院所，建设协同创新平台，重点突破燃料电池发电和电解水制氢技术；围绕泛氢能全产业链开展产学研联合攻关，尽快掌握具有自主知识产权的关键材料、核心零部件以及关键装备研发制造，加快国产自主化装备推广应用；鼓励行业龙头企业协同攻克关键材料和核心技术，避免同质化、无序化。
6.2.3 推动泛氢发展耦合化工等行业深度脱碳资源和技术装备自主可控
在可再生能源和煤炭资源丰富的地区，建设规模化绿氢制取与煤化工耦合一体化生产基地，利用绿氢生产低碳化工产品。在可再生能源和石油资源丰富的地区，建设规模化绿氢制取与石油炼化耦合一体化生产基地，利用绿氢生产低碳油品。在可再生能源丰富的沙戈荒地区，建设千万千瓦级绿氢化工基地，将丰富的可再生能源转化为绿氨、绿色甲醇等泛氢产品，通过成熟的储运方式输送到使用端，替代传统的化石能源制合成氨、甲醇等。
6.2.4 推动泛氢发展与新型电力系统构建深入融合
重点关注泛氢发展对新型电力系统构建的影响，深入开展可再生能源发电制氢（含泛氢）规模化接入电网影响研究，保障能源安全，促进可再生能源发电制氢与电网友好互动、协同发展。稳步扎实推进电氢耦合综合示范工程建设，强化电氢协同试验检测平台建设，布局国家级电氢耦合试验检测基地，开展技术路线研究及验证，促进工程标准化建设和规范化管理。重点关注波动性可再生能源电解水制氢、长周期氢储能、高比例煤掺氨等核心技术研发，稳步增加科研投入强度。
6.2.5 加快泛氢能源管网体系化建设
充分结合中国当前氢气与天然气的资源与市场特点，充分考虑副产氢和电解水制氢的外输需求、天然气管道路由、用氢市场分布等，形成中国近中远期的氢气管道布局思路，推动国家氢能管网规划。针对中高压、长距离/跨省纯氢及掺氢管道，组织技术攻关及安全性论证，因地制宜加快示范工程建设，并建立国家氢能管输标准体系，构建安全监管与应急决策平台，搭建运营管理体系，逐步推动管道输氢产业化发展。
7 结论与展望
本文系统论证了氢（泛氢）能源在构建中国新型能源体系中的关键作用。研究指出，发展氢（泛氢）能源是破解纯氢储运难题、拓展氢能应用边界、支撑高比例可再生能源消纳的必然选择。中国已在此领域奠定政策、市场与产业基础，但在关键材料、核心装备及基础设施方面仍存在差距。应通过“制、储、输、用”全链条的协同创新与体系化建设，分阶段推动氢（泛氢）能源商业化规模化发展。展望未来，随着技术成本下降与标准体系完善，泛氢能源有望在2060年碳中和目标实现进程中贡献显著碳减排量，助力中国在全球绿色能源产业竞争中赢得主动。
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