氢能产业步入新阶段
为进一步贯彻落实《氢能产业发展中长期规划》要求，引导行业健康有序发展，国家能源局组织行业相关机构和专家编制了《中国氢能发展报告(2025)》(以下简称《报告》)。
4月28日，国家能源局能源节约和科技装备司副司长徐继林在解读《报告》时称，发展氢能产业对加快规划建设新型能源体系，实现碳达峰、碳中和目标具有重要意义。在“四个革命、一个合作”能源安全新战略指引下，当前我国氢能产业正从试点探索逐步进入有序破局的新阶段。
内蒙古蒙西巴图塔重载铁路加氢站。中国氢能联盟供图
产量与价格呈现一升一降态势
徐继林介绍，2024年，中央和地方持续加强政策顶层设计、推动专项政策出台，加强跨部门协调，综合施策引导产业高质量发展。《中华人民共和国能源法》明确规定“积极有序推进氢能开发利用，促进氢能产业高质量发展”。中共中央、国务院《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》提出要推进氢能“制储输用”全链条发展，建立健全氢能“制储输用”标准。地方层面，共计22个省级行政区将氢能写入2024年政府工作报告。
《报告》统计，截至2024年底，全国累计发布氢能专项政策超560项，因地制宜推进氢能产业发展。例如：山东、陕西、吉林、四川、湖北以及内蒙古鄂尔多斯、山西吕梁等地相继出台氢能车辆高速通行费减免支持措施;海南、内蒙古、安徽、湖南等提出了允许在非化工园区探索建设可再生能源电解水制氢和制氢加氢一体站项目。
“2024年，我国氢能全年生产消费规模超3650万吨，位列世界第一位。”徐继林表示，截至2024年底，全球可再生能源制氢项目累计建成产能超25万吨/年，我国占比超50%，已逐步成为全球可再生能源制氢及相关产业发展的引领国家。
对比来看，来自中国氢能联盟发布的数据显示，2023年全国氢能产量约3550万吨，可见产量规模的扩大。
在介绍我国重点地区发展情况时，徐继林指出，三北地区传统产业基础和能源资源禀赋较好，为氢能项目落地推广奠定了良好基础。2024年，三北地区氢能产量占全国超50%，内蒙古、山西、陕西、宁夏等地区氢气产量均排名靠前。截至2024年底，全国各地累计规划建设可再生能源电解水制氢项目超600个，其中，已建在建项目超150个，已建成产能约12.5万吨/年，主要分布在西北和华北地区，合计占全国已建成产能近90%。同时，一批典型示范项目建成落地，发挥了较好的示范作用。新疆库车建成2万吨/年可再生能源制氢项目，宁夏宁东碳减排示范区可再生氢顺利并入煤制合成氨装置，逐步贯通可再生氢制取—储运—利用全流程，实现氢能多场景耦合应用。
徐继林表示，东部地区依托燃料电池汽车示范应用和“氢进万家”等工作，积极布局技术研发和产业应用，逐步打造产学研用一体化发展、大中小企业并存、产业链相对完整、创新能力较强的氢能产业集群。同时，海水制氢、液氢工厂、跨洋贸易等新技术、新场景、新模式在相关地区加速探索，支撑氢能产业链、供应链、创新链融合发展。
在产量规模提升的同时，氢能市场价格在相关政策的引导下逐步下行。《报告》指出，2024年，氢能生产侧价格加速下行，下降效应逐步传导至消费侧，燃料电池汽车示范等政策在氢能生产消费价格方面的引导效应逐步显现。
中国氢价指数显示，2024年全国平均生产侧、消费侧氢能价格分别降至30元/千克以下和52元/千克以下;2024年12月，全国氢能生产侧价格降至28.0元/千克，相较上年同期下降幅度约15.6%，消费侧价格降至48.6元/千克，相较上年同期下降幅度约13.7%，创下氢能生产侧、消费侧均价统计最低点。
从不同区域看，2024年底，示范城市群氢能生产和消费侧价格分别为27.4元/千克、45.7元/千克，非示范城市群生产和消费侧价格分别为28.5元/千克、56.4元/千克，示范城市群相对更具备价格优势;从变化趋势来看，示范城市群和非示范城市群价差收窄趋势明显，2022、2023年底示范城市群生产侧价格分别高于非示范城市群4.5元/千克、2.7元/千克，2024年底示范城市群生产侧价格低于非示范城市群1.1元/千克;2022、2023、2024年底示范城市群消费侧价格分别低于非示范城市群21.8元/千克、15.7元/千克和10.7元/千克。
各领域试点示范取得积极进展
放眼全行业，2024年，以科技创新为引领，以产业规模化、商业化为目标，氢能制取、储运、应用全链条关键技术不断在装备研发、性能迭代和场景示范方面取得突破。
根据《报告》，在氢能制取方面，单堆兆瓦级质子交换膜电解水制氢装置实现在光储氢项目商业运行;兆瓦级阴离子交换膜电解槽下线，千瓦级产品实现在冶金领域应用;规模化风电离网制氢示范项目实现商业运行;“海洋氢能制储输用全链条关键技术研究及示范验证”项目开工，一站式海上绿色氢醇氨生产作业系统获中国船级社原则性认可;兆瓦级电解海水制氢装置试运行;尚义—张北一带氢能源勘查开发项目圈定天然氢靶区。
在氢能储运方面，70兆帕大容积Ⅳ型储氢瓶产品完成在智能氢轨车辆安装;5吨/天氢膨胀氢液化系统成功产出液氢;车载液氢系统通过低温性能及安全性测试;包头—临河国内首条具备掺氢输送能力的长距离高压管道项目竣工。
在工业应用方面，宁夏宁东碳减排示范区可再生氢顺利并入煤制合成氨装置，全线打通电氢化运系统，实现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示范项目一期接网方案获批;河北昌黎投运高炉富氢冶炼工业化应用示范项目;山东临沂自主化纯氢多稳态竖炉示范工程正式运行;内蒙古达茂旗新能源制氢应用于工业天然气掺烧供能，实现氢能规模消纳并助力工业减排。
在交通应用方面，燃料电池汽车示范应用稳步推进，京津冀、上海、广东、郑州、河北五个城市群累计推广燃料电池汽车超1.5万辆，累计建设加氢站160座，累计示范运行里程超3.9亿千米。
在电力应用方面，多类型燃料电池发电和热电联供装机规模超2万千瓦;百千瓦级固体氧化物电氢双向转换装置开展示范应用;百千瓦级高温燃料电池发电系统研制成功。
在技术装备方面，5兆瓦碱性电解水制氢系统一体化测试平台、50000标立方水平隧洞式岩洞氢储能系统、10吨/天氢膨胀多效循环制冷型氢液化系统、275千瓦钛基材料极板燃料电池电堆、20千瓦模组/200千瓦高温固体氧化物电解制氢装置以及30兆帕碳纤维缠绕氢气瓶及管束集装箱6项氢能技术装备入选国家能源局第四批能源领域首台(套)重大技术装备，覆盖氢能制储输用及质量检测全环节领域。
在产业孵化方面，截至2024年底，中国氢能企业累计发起投融资事件超550起，投资方向由燃料电池为主逐步趋于多元拓展，从上游原材料研发、中游核心部件制造，到下游应用场景创新。资本逐步覆盖全产业链关键节点，驱动产业创新发展与结构重塑，已有1家企业实现科创板上市、5家企业实现港交所上市。
尤为值得一提的是，在技术专利方面，截至2024年底，中国涉氢专利申请数量累计超过80000件，约占全球总量的27%，位列涉氢专利申请地区第一位。从技术环节来看，中国在氢能制取、氢能储运、氢能应用以及共性支撑等主要技术环节专利申请量均占据领先态势，相关专利分别占全球相应技术环节申请总量的37%、40%、23%和41%。
国际贸易合作业务加快推进
截至2024年底，全球已有超过60个国家和地区公布氢能发展战略。记者注意到，氢及氢基衍生品国际贸易成为“战略”中的关键一环。
2024年，埃及制定发布国家氢能战略，提出到2030年实现年产150万吨清洁氢，其中140万吨用于出口。德国《氢及氢基衍生品进口战略》作为前期制定和修订的《国家氢能战略》的补充政策，为氢及氢基衍生品的进口提供政策框架。澳大利亚修订《国家氢能战略》，计划到2030年每年至少出口可再生氢或氢基衍生品20万吨，到2050年扩大氢气生产规模到1500万吨以上。
随着全球范围对氢能及其衍生品进出口贸易的关注日渐增长，多国陆续开展相关产品贸易体制机制探索和基础设施建设。依托特定贸易航线的“绿色走廊”建设加速推进，截至2024年底，全球绿色航运走廊倡议数量超过60项，同比增长约41%，已基本覆盖全球主要地区和航运领域。澳大利亚—东亚、新加坡—鹿特丹等倡议有序推进替代燃料船舶建造、航线燃料选型、港口基础设施建设等工作。
2024年，在欧盟船舶燃料碳排放强度约束下，国际船东对绿色燃料需求持续增长，丹麦和德国等航运业主导企业相继与包括中国在内的多国企业签订绿色甲醇长期承购合同。德国政府主导完成欧洲可再生氨进口首次招标，由阿联酋企业依托在埃及项目竞得，出厂价为811欧元/吨，到港价为1000欧元/吨，计划于2027年启动交付。法国和美国相关企业签署为期15年的绿色氢气供应协议，计划从2030年起利用全球供氢网络向北欧炼油厂提供7万吨/年绿色氢气。
鉴于绿色航运燃料成为国际贸易的重要抓手，中国在该领域持续加码。2024年11月1日，上海市发展改革委发布《上海市推动国际航运燃料绿色转型工作方案》，明确“紧抓航运领域绿色燃料发展新机遇，抢占绿色燃料产业链优势地位，加快建设供应充足、服务便捷、技术领先、产业先进、政策完备的国际航运绿色燃料加注中心。到2030年，形成内外共济的航运绿色燃料供应体系。”
“上海临港新片区推动氢基绿色能源交易平台建设，将由行业多方企业联合构建集绿色氢氨醇及相关绿色证书交易于一体的服务体系，打造国际化的氢基绿色能源认证中心、定价中心、交易中心和贸易中心，助力国际航运业绿色低碳转型。”《报告》举例称。
这只是氢能“走出去”的一个缩影。《报告》指出，2024年，中国持续推进氢能领域全球合作战略，在项目合作、技术协同、装备贸易三方面初见成效。
其中，在项目合作方面，中国多个企业先后与德国、沙特阿拉伯、约旦、越南等全球伙伴签署合作协议，共同探索在中国以及中东、东南亚等地区布局可再生能源制氢氨醇项目，为全球能源转型注入新动能。在技术协同方面，中法企业联合实施跨洋液氢运输示范工程，探索打通液氢海运各环节安全技术瓶颈;中德合资氢内燃机发电示范项目成功点火，促进技术共享。在装备贸易方面，中国企业从产品、供应链、整体解决方案多方面梯次发力，推动国产电解制氢系统、加氢装备、储氢设施等服务欧洲、东南亚、澳大利亚等市场;韩国燃料电池乘用车在华批量交付;中日合资燃料电池工厂实现投产销售;中美合资电解槽工厂产品下线。
促进“制储输用”全产业链发展
2025年，是推动中国氢能产业迈过经济性拐点、转向规模化发展的关键一年。徐继林分析，整体来看，氢能产业在项目经济性、技术成熟度、标准规范等方面亟待提升和完善。
展望2025.《报告》从加强政策统筹协调、推进核心技术攻关、完善公共服务体系、推动氢能试点工作、开展国际市场探索等五个方面，给出氢能产业“破局”之道。
加强政策统筹协调，落实能源管理体制机制。进一步发挥氢能产业发展部际协调机制作用，强化统筹协调和部门分工配合，协同推进氢能产业政策制定，及时协调解决氢能发展相关问题。抓好能源法、氢能产业发展中长期规划及相关政策文件的落实工作，将氢能作为未来能源重要组成部分进行部署，明确主要发展任务以及相应支持举措。积极推动研究新能源发电就近消纳价格机制，紧密结合新型能源体系建设，逐步推动氢能项目参与电力市场、支撑电力系统调节能力提升。加强跨区域产业发展协同联动，推动各地明确氢能发展协调机制，完善产业发展配套措施，建立健全氢能项目管理流程规范，因地制宜、积极有序布局氢能产业。
推进核心技术攻关，突破氢能转化应用瓶颈。充分利用国家重点研发计划、国家能源研发创新平台、绿色低碳先进技术示范工程、企业绿色氢能制储运创新联合体等创新机制，坚持创新驱动、应用导向，推动龙头企业联合高水平科技创新平台、高校、科研院所开展共性技术研究、重大战略产品开发，加快推进重大技术成果转化、工程化应用。推动开展低成本宽负荷电解水制氢、大规模氢液化、储运新型材料、氢氨燃烧机理、氢冶金、流程仿真软件等关键核心技术和工具研究攻关，持续探索碱性—质子交换膜电解槽混联、规模化系统集成与集群控制以及天然氢勘查等先进技术，持续提升氢能产业竞争力。
完善公共服务体系，夯实产业发展质量支撑。有序推进全国氢能信息平台建设，加强氢能行业跟踪与统计分析，逐步建立重点项目、技术装备、企业机构、市场动态等统计评估体系，科学指导氢能技术创新研发和项目规划布局。支持龙头企业和行业机构建设氢能实证实验平台，推动开展氢能关键装备检验检测和标准验证，形成适应中国氢能产业发展的质量、标准、计量、认证体系。强化行业标准基础性、引领性作用，加强标准化组织建设;印发能源行业标准计划年度立项指南，加大氢能方向重点标准立项支持力度;积极参与政府间和国际组织的氢能标准制定和认证工作;制定印发清洁低碳氢能标准，科学开展氢能碳减排效应核算与认证，加快探索构建氢能绿色价值实现机制。
推动氢能试点工作，加快科技成果转化落地。坚持问题导向、应用导向，按照“创新引领、示范先行”的原则，结合“两重”建设，推进区域综合示范、重点场景应用，引导氢能先进技术装备落地应用、基础设施高水平建设、综合利用效能提升和产业规范有序布局。稳妥有序推动内蒙古乌兰察布至燕山石化输氢管道项目建设，强化工程建设及技术装备应用验证，探索实践氢能“制储输用”一体化商业运营模式。鼓励各地因地制宜探索深远海、沙戈荒等可再生能源制氢场景，引导煤化工与可再生能源发电制氢耦合创新发展，积极推进清洁低碳氢在冶金、合成氨、合成甲醇、炼化等行业实现规模化应用，推动跨区域交通场景氢能应用，并依托重点项目加大对首台(套)、首批次、首版次科技成果应用力度。
开展国际市场探索，促进资源市场交流合作。坚持构建新发展格局，用好国内国际两个市场、两种资源，推动氢能领域政策交流、技术创新、项目落地等多元合作。积极参与联合国、二十国集团、亚太经合组织、上合组织、金砖国家等多边机制下的氢能领域国际合作，推动氢能及其衍生品国际贸易机制建设及技术标准互认，参与全球氢能供应链建设。依托中欧能源技术创新合作平台、中国—国际可再生能源署合作机制，以及与东盟、阿盟、非盟、中东欧等区域合作，打造新型国际创新协作支撑平台，推动开展可再生能源制氢等项目合作。
徐继林补充称，国家能源局将持续推动氢能产业政策接续发力，积极落实氢能纳入能源管理相关工作，加快推进氢能领域重大技术装备研制和应用示范，促进“制储输用”全产业链发展，进一步完善氢能产业生态、优化产业发展环境，为“十五五”时期氢能产业提质提速建立坚实的基础。
6月4日，国家能源局官方网站发布四篇关于《中国氢能发展报告(2025)》的专家解读文章。以下为具体内容。
专家解读01——
聚焦技术创新与国际合作，加速中国氢能产业破局
中国科学院院士 郑南峰
作为能源转型的核心载体，氢能产业的发展离不开技术创新的深度驱动与全球合作的广度拓展。日前，国家能源局发布《中国氢能发展报告(2025)》，2024年中国氢能产业在技术攻关与国际协作上获得诸多进展，已进入持续技术创新、加强试点示范、破局产业规模的关键阶段。
一、技术创新：从全链条技术突破到产业竞争力构建
(一)制氢技术：从“灰氢主导”到“绿氢突围”
在可再生能源制氢领域，中国已形成规模化集群优势。截至2024年底，可再生能源制氢产能超12万吨。新疆库车、宁夏宁东等电解水制氢项目的投产，标志着碱性电解槽技术逐步实现工业化实证验证。与此同时，质子交换膜(PEM)电解槽关键技术取得实质性突破，海水电解制氢中试装置实现试运行，为沿海地区海上绿氢供应提供了创新方案。相关技术有望推动绿氢生产成本持续下降，逐步接近与灰氢竞争的经济性拐点。
(二)储运技术：构建“气—液—固”多形态储运体系
高压气态氢储运领域，70 MPaIV型储氢瓶实现批量生产，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;固态氢储运技术同步推进，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。相关突破形成了“气—液—固”多形态储运技术体系，将有效降低氢气运输成本，为近期氢能区域内优化调度和远期跨区域资源配置奠定基础。
(三)应用技术：多元场景催生商业模式创新
工业领域，氢基竖炉直接还原铁技术实现吨钢减排CO2超70%，宁夏宁东绿氢耦合煤制合成氨项目实现100%绿电供氢;交通领域，燃料电池重卡续航突破1000公里，2400千瓦氢动力调车机车完成万吨装车试验，标志着重载运输领域技术的成熟;能源领域，兆瓦级纯氢燃气轮机完成整机试验，固体氧化物燃料电池(SOFC)热电联产效率持续提升，为分布式能源与电网调峰提供了高效解决方案。相关应用创新不仅拓展了氢能的市场空间，更推动其从工业原料向多元化能源载体角色转型。
(四)创新生态：平台赋能与专利布局双轮驱动
国家层面，依托“氢能技术”重点专项、企业绿色氢能制储运创新联合体等平台，持续加大科研投入，推动可再生能源高比例消纳、电解槽离网波动运行、绿氢高效转化、氢氨燃烧等关键技术攻关。地方实践中，京津冀、长三角、珠三角等地创新载体加速技术落地转化，在制氢装备、燃料电池等环节专利布局实现突破。标准化建设同步推进，多项能源行业标准发布，逐步构建“技术研发—中试熟化—标准认证”的创新闭环。
二、国际合作：从“引进吸收”到“协同拓展”
(一)项目合作：构建全球绿氢供应链
在“一带一路”沿线，中国企业承担多个标志性氢能项目的工程设计与装备供应落地，持续开拓电解槽装备市场。区域合作中，中法双方规划在江苏东台共同建设“风光氢储”绿色能源协同融合的海上智慧能源岛示范项目;中德机构依托国家重点研发计划“政府间国际科技创新合作”重点专项，开展绿色能源低碳发展和标准互认探索。这些项目不仅实现了技术与装备的输出，更推动全球氢能供应链的构建。
(二)技术协同：突破全球共性技术瓶颈
在核心技术攻关方面，中法联合开展跨洋液氢运输安全技术研究，解决了液氢罐箱海运工艺控制与风险识别难题;中德合作开发氢气内燃机发电技术，为分布式能源提供了新路径;中日韩相关企业在燃料电池领域实现合作，推动了产业链供应链的深度绑定。国际标准制定上，中国在《燃料电池汽车动力性试验方法》等多项国际标准中贡献“中国方案”，推动技术话语权从“跟跑”向“并跑”跨越。
(三)装备贸易：打造全球制造高地
凭借完整的产业链配套，中国已成为全球最大的电解槽出口国，占据国际市场近半份额。在加氢站装备领域，国产70MPa加氢机通过欧盟相关认证并进入相关市场;储氢容器为澳大利亚、智利等国的氢能项目提供关键设备。更值得关注的是，中国企业正从单一设备出口向“技术+工程+服务”总承包模式转型，提供“制储运用”全链条解决方案，带动国内装备、材料、工程服务一体化出海，树立“中国氢能制造”的国际品牌。
三、应对挑战：未来发展的战略锚点
技术创新是氢能产业发展的核心驱动力，国际合作是拓展发展空间的必由之路。氢能产业正站在“技术突破”与“全球布局”的历史交汇点，但总体看，全球氢能产业仍未成熟，我国需克服氢能技术成果转化、创新资源协同、政策市场统筹等障碍，支撑氢能技术创新和产业高质量发展。
一是强化“场景导向”的技术攻关。针对工业、交通、能源三大主战场，开展定向研发，持续降低应用成本。通过场景需求倒逼技术创新，形成“研发—示范—迭代”的良性循环。
二是构建“双循环”的合作格局。“引进来”方面，创新国际氢能人才机制，引进海外顶尖团队;“走出去”方面，依托“一带一路”倡议，建立氢能合作伙伴网络，输出中国技术标准与项目管理经验，布局海外研发中心，实现技术本地化创新。
三是完善政策赋能和市场协同机制。将氢能纳入“新型能源体系”规划，创新绿氢优先消纳机制，推动绿色价值实现;优化市场准入机制，推动各地完善氢能项目管理政策。通过政策精准赋能，降低市场主体风险，加速产业规模化进程。
中国氢能产业通过技术创新突破与国际合作拓展，已进入关键发展阶段。未来需以场景驱动技术、以政策赋能市场，推动氢能成为能源转型的核心支柱，为全球能源转型贡献中国智慧与解决方案。
专家解读02——
中国氢能发展：从试点探索进入有序破局新阶段
中国工程院院士 彭苏萍
近期，国家能源局发布《中国氢能发展报告(2025)》,并指出“中国的氢能产业正从试点探索逐步进入有序破局的新阶段”。报告从政策制定、市场规模、价格水平、创新应用、国际合作、标准认证等六个方面，系统总结2024年国内外氢能发展形势;从政策统筹、技术攻关、公共服务、推动试点、国际探索等方面，提出相关工作部署，为“十五五”时期氢能产业提质提速奠定坚实基础。
一、顶层设计与地方实践协同共进
(一)国家引导构建产业发展四梁八柱
氢能正式写入《中华人民共和国能源法》，明确“积极有序推进氢能开发利用”的法律定位，中央政府将其列为前沿新兴产业重点发展方向;《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》提出推进氢能“制储输用”全链条发展等工作要求;2024年22个省级行政区将氢能写入政府工作报告，各地累计出台专项政策超560项，逐渐打造“国家统筹—地方落实—市场驱动”的政策闭环。
(二)产业规模世界首位奠定氢能引领地位
根据《报告》，2024年我国氢能生产消费规模突破3650万吨，连续多年位居全球第一，占全球总消费量的三分之一以上。其中，可再生能源制氢成为增长亮点，截至2024年底，全球累计建成可再生能源制氢产能超25万吨/年，我国占比近一半，宁夏宁东等地规模化项目建成投产，吉林大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目一期接网方案获批，“风光氢储”一体化发展模式初步形成。
(三)技术创新驱动全产业链突破
在制氢环节，单堆兆瓦级质子交换膜电解水制氢装置实现商业试运营，兆瓦级阴离子交换膜电解槽下线，“海洋氢能制储输用全链条关键技术研究及示范验证”项目开工;储运领域，国内首条具备掺氢输送能力的长距离高压管道项目竣工;深地大规模盐穴储氢库CQ-1井开钻;应用层面，燃料电池汽车推广量约2.4万辆，加氢站超540座，氢能在重卡、港口机械等领域的替代效应逐步显现。
(四)差异化区域布局形成特色发展极
“三北”地区依托风光资源优势和工业基础，成为绿氢生产核心区，累计规划可再生能源制氢项目占全国总量的90%以上，重点推进“绿氢+化工”“绿氢+冶金”耦合示范，实现工业领域深度脱碳。东部地区聚焦技术研发与高端应用，山东建成“氢进万家”示范社区，广东开展液氢跨洋运输试点，京津冀、长三角、珠三角形成燃料电池汽车产业链集群，推动氢能从工业原料向能源载体转型。
二、产业系统性突破仍面临挑战
(一)成本与经济性
当前可再生能源制氢成本较化石能源制氢仍然较高，核心受制于电力成本、电解槽投资和项目运行运营效率。通过“风光氢储”一体化等机制创新降低电价水平，推动电解槽规模化生产降低单台成本，以及虚拟电厂、氢基燃料出口等商业模式等仍有待探索。
(二)标准与安全
氢能“能源属性”与“危化品属性”的双重特征导致相关项目验收管理仍需进一步优化。电解水制氢、氢储输、装备检测等关键领域标准仍需完善，国际标准互认等工作亟待夯实。
(三)产业链协同
我国在质子交换膜、气体扩散层、车用压力氢气传感器等关键材料依赖进口，电解槽宽负荷调节等技术也亟待突破，规模化项目投资建设模式仍在探索，“技术研发—装备制造—项目运营”的全产业链生态需要进一步完善。
三、多措并举推动氢能战略落地
作为实现“双碳”目标的核心载体，氢能产业正从政策驱动转向政策和市场双轮驱动的关键阶段。需以系统性思维破解技术、成本、生态等瓶颈，为新型能源体系建设提供有力保障。
(一)加快推动技术装备规模化实证
工业领域聚焦“绿氢替代化石能源”，2030年前实现合成氨、甲醇等行业渗透率稳步提高;交通领域推进“氢电互补”，在重载货运、港口机械等场景推广燃料电池车辆;能源领域探索“风光氢储”模式，千万千瓦级风光基地配套建设氢储能项目，实现跨季储能与电力调峰。
(二)打造全球化竞争中的中国方案
我国已成为全球最大电解槽出口国，相关企业在“一带一路”沿线加快布局国际合作项目。未来需加快建立绿氢认证体系与跨境贸易规则，推动标准、装备、项目全链条出海，在全球氢能产业链中确立“制造端引领、应用端创新”的双轮优势。
(三)构建政产学研协同创新生态
建议国家实验室牵头整合高校、企业、科研机构资源，鼓励龙头企业牵头组建创新联合体，推动技术研发和成果转化全流程贯通;在部分地区试点政策创新与场景开放，形成基础研究、技术转化、产业应用协同推进的创新发展格局，支撑氢能技术创新和产业发展。
专家解读03——
央企领航氢能新赛道，打造能源革命新图景
国家能源集团氢能事业部主任、中国氢能联盟秘书长 刘玮
作为能源安全新战略的重要践行者，央企在氢能产业从试点探索到有序破局的进程中肩负着“链长”使命。《中国氢能发展报告(2025)》以详实的数据和前瞻的视角，勾勒出氢能产业规模化发展的路线图，也为央企在能源革命中找准定位、引领突破提供了行动指引。
一、国家战略：氢能产业进入规模化发展关键期
根据报告，全球超60国发布氢能战略，我国将氢能首次纳入《能源法》立法框架，22省将氢能写入政府工作报告，政策顶层设计已从“规划引导”转入“落地实施”阶段。《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》明确氢能作为“未来国家能源体系的重要组成部分”，提出到2025年可再生能源制氢量达10-20万吨/年的目标。央企作为国家战略的核心载体，深度参与政策落地，国家能源集团在内蒙古、宁夏等地布局“风光制氢+氢基燃料合成”项目;国家电投在吉林布局的百万千瓦级风光制氢项目，直接响应“可再生能源制氢规模化应用”的政策导向。
二、央企担当：全产业链布局破解“卡脖子”难题
报告指出，氢能“制储输用”全链条技术突破是产业规模化的关键。央企在核心装备自主化、技术集成创新上展现出强大攻坚能力。制氢环节，航天科技集团研发的5吨/天氢膨胀氢液化系统，实现核心部件100%国产化，能耗指标追赶国际先进水平;国家能源集团的5兆瓦碱性电解水制氢测试平台，推动氢能检测体系与国际接轨。储运环节，中国石化启动的京蒙输氢管道示范工程，为跨区域氢能调配奠定基础。应用环节，搭载一汽集团研发的国内首款2.0升氢内燃机的轻型氢内燃飞机原型机实现首飞;国家能源集团联合中车集团打造的2400千瓦氢动力调车机车，填补了我国重载铁路氢能应用空白;中国广核与中国海油联合研发的百千瓦级高温燃料电池发电系统研制成功。截至2024年底，央企主导的多项技术装备入选国家能源局首台(套)名单，展现出全链条技术创新实力。
三、场景落地：从“试点示范”到“复制推广”演进
报告显示，2024年氢能在工业、交通、电力领域广泛试点，央企成为场景创新的主力。工业减碳方面，宝武集团的湛江钢铁百万吨级氢基竖炉项目，显著降低冶金环节二氧化碳排放;中国钢研自主化纯氢多稳态竖炉示范工程正式运行;国家能源集团宁东基地的可再生氢耦合煤制合成氨项目，年减排二氧化碳20万吨，为煤化工行业碳转型提供路径参考。交通脱碳方面，中国石化成功探路“京沪氢能交通走廊”，支撑我国首次完成氢能车辆长距离跨区域实际运输测试，有力支持了氢能交通应用推广;国家能源集团开展“氢能质量万里行”行动完成了对12省份32座制氢厂和加氢站氢气质量检测工作，保障交通体系用氢品质。电力调峰方面，国家电网的“氢电耦合”示范项目，实现电氢热多种形式清洁能源的相互转化及供应的全过程零碳;国家电投的兆瓦级纯氢燃气轮机完成试验，形成了相关核心技术储备和自主知识产权。这些项目不仅验证了技术可行性，更通过推动政策创新和市场探索，挖掘可持续商业模式，为后续规模化复制提供了“央企样本”。
四、全球视野：引领氢能“双循环”新生态
报告显示，在国际合作加速的背景下，中国氢能产业正从“技术引进”转向“装备输出”。项目出海方面，中国海油完成全球最远液态氢海运示范，采用液氢罐箱海运技术，打通跨洋运输链条;中国电建承建的乌兹别克斯坦首个绿氢项目实现电解槽发运;中国中车自主研制的氢能源智轨电车在马来西亚落地。标准共建方面，国家电网牵头编制的IEEE《质子交换膜燃料电池热电联产系统的动静态性能及效率测试方法导则》标准获批立项，持续提升中国氢能领域国际影响力。平台创新方面，国家能源集团参与建设上海氢基绿色能源交易平台，将致力于建成国际化的绿色能源产品的认证中心、定价中心、交易中心、贸易中心。在“双碳”目标驱动下，我国正在通过国际合作项目输出技术和标准，逐步展现出在全球氢能供应链中的布局能力。
五、未来攻坚：以“链长”思维引领氢能高质量发展
《中国氢能发展报告(2025)》不仅是产业发展的“成绩单”，更是央企的“任务书”。在国家“双碳”目标与全球能源转型的交汇期，央企正以“国之重器”的担当，全力支撑我国氢能产业迈过经济性拐点，推动我国从“跟跑”技术引进到“领跑”生态构建。下一步，需进一步强化战略定力，聚焦“沙戈荒”“深远海”等战略区域，扩大可再生氢产能布局;提高创新活力，依托国家能源氢储运创新平台、中央企业绿色氢能制储运创新联合体等，攻克电解槽、燃料电池、新型储氢等“硬科技”;发挥生态张力，依托“双循环”战略，将国内实践经验转化为国际合作标准，为“中国氢能方案”输出贡献核心力量。
2025年，随着政策红利持续释放、技术瓶颈加速突破，央企必将在氢能规模化发展的征程中，为国家能源安全和全球气候治理交出更亮眼的答卷。
专家解读04——
氢能产业发展态势良好，要素保障体系加速构建
水电水利规划设计总院副院长 张益国
氢能作为一种清洁、高效的能源载体，以其独特的优势，正在被全球视为未来能源体系的重要组成部分。在“四个革命、一个合作”能源安全新战略的指导下，我国正加快推动氢能全产业链发展。近期，国家能源局发布《中国氢能发展报告(2025)》(以下简称《报告》)，《报告》总结了2024年我国氢能产业在生产供应、应用场景、国际合作、标准体系、科技创新方面取得的成果，并对2025年氢能产业的发展进行了展望，为“十五五”时期氢能产业发展方向奠定了基调。
一、可再生能源制氢生产供应能力快速增长
政策驱动氢能供应体系高质量发展。《报告》提出，2024 年，中央与地方持续加强政策顶层设计、推动专项政策出台，加强跨部门协调，多维施策引导产业高质量发展。工业领域清洁低碳氢应用、煤电掺氨燃烧应用、燃料电池汽车示范城市群等一系列政策为氢能产业发展提供了原动力，也加速推动了氢能市场价格不断下行。氢能作为未来能源重要组成部分，在新型能源体系中的地位正在逐步清晰，有望扮演关键纽带角色。
可再生能源制氢产业化速度引领全球。《报告》显示，截至2024年底，全国氢气产能超5000万吨/年，同比增长约1.6%;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，已建成产能约12.5万吨/年，已建项目产能占全球的51%。2024年新建成项目35个，新增产能约4.8万吨/年，同比增长约62%，新建成项目产能占全球的63%。这表明中国可再生能源制氢产能呈逐年上升态势，绿氢开发步入规模化发展阶段，逐步成为全球可再生能源制氢产业的引领者，众多储备项目将为我国绿氢产业发展阶段由萌芽期进入成长期奠定坚实基础。
二、多元场景应用示范不断释放市场潜力
化工领域绿氢替代是重点应用领域。《报告》显示，2024年，我国氢气消费3650万吨，合成甲醇、合成氨氢气消费量占细分氢气消费领域前两位，总占比超五成，其次是炼化和煤化工氢气消费占比不足三成，交通、供热、冶金等领域氢气消费占比不足两成，与全球灰氢主要用于炼化和冶金(占比约四成)的情况存在一定差异。与此同时，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进一步成效或进展，这表明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，而我国绿色化工产业推进节奏也将在相当程度上决定绿氢产业的规模化发展进程。
电力领域绿氢掺烧应用潜力较大。《报告》提出，我国氢能在电力领域的应用主要集中在燃料电池发电和热电联产，并在燃气轮机掺氢方面持续开展技术试验和验证，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。随着我国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，特别是在大型沙戈荒基地配套煤电降碳、零碳产业园区实现新能源可靠替代等场景，具有广阔的应用前景。
三、国际氢能贸易配套机制提前布局
低碳氢认证机制与国际规则对接。《报告》提出，完善氢能相关标准和认证体系逐步成为行业发展共识，相关工作在联合国、政府间双多边合作、标准化技术组织等各类平台机制下快速展开。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。未来，伴随着我国非电力应用绿色认证体系的建立健全，将逐步明确氢能产品的绿色标准、认证方法和认证程序，支撑开展清洁低碳氢能标准制定和氢能碳排放核算与认证。
国际贸易合作业务加快推进。《报告》显示，全球范围对氢能及其衍生品的进出口贸易日益关注，多国陆续开展相关产品贸易体制机制探索和基础设施建设，依托特定贸易航线的“绿色走廊”建设加速推进，国际上各类绿色氢(氨)供应协议签订不断增多。上海依托国际重要港口区位功能积极构建绿色氢基燃料供应、交易与认证体系，发布《上海市推动国际航运燃料绿色转型工作方案》，并建设氢基绿色能源交易平台。我国在国际氢能贸易发展机制方面也取得积极进展，中国—IRENA氢能专项工作组就“国际清洁低碳氢能及其衍生物贸易：中国发展路径研究”正在开展联合研究，研究课题写入了《中国—IRENA合作工作计划2024-2026》。此外，根据水电总院有关研究展望，未来我国将构建全球绿色氢能五大中心，即贸易中心、科技创新中心、应用示范中心、装备制造中心、绿色认证中心，上海在国际航运燃料绿色转型领域的实践经验将助力我国建设全球绿色氢能五大中心，逐步提升我国氢能国际贸易地位。
四、氢能产业链标准体系加速健全
我国氢能标准体系不断完善。国家能源局等部门积极落实《氢能产业标准体系建设指南》要求，加快氢能标准发布和计划立项。《报告》显示，截至2024年底，中国已发布各层级标准700余项，其中国家标准130项，行业标准46项。同时，2024年批准18项氢能相关标准纳入年度能源行业标准制定计划，涵盖测试方法、氢储能电站、氢发电、可再生能源制氢、输氢管道等专业领域。在我国可再生能源制氢产业化发展进程不断提速的背景下，未来将进一步强化行业标准的支撑性、引领性作用，加强标准化组织建设，加大氢能领域重点标准立项支持力度，有力保障可再生能源制氢行业的高质量发展。
国际标准参与程度逐步提高。《报告》显示，2024年我国牵头修订了国际标准《使用压缩氢气的燃料电池电动汽车动力性试验方法》(ISO/TR 11954:2024)，并获批立项电气电子工程师学会(IEEE)标准《质子交换膜燃料电池热电联产系统的动静态性能及效率测试方法导则》。这体现了我国在国际氢能标准制定方面影响力的提升、与国际标准衔接程度的提高，未来通过积极参与政府间和国际组织的氢能标准制定和工作，将进一步提升我国在氢能标准领域的国际话语权。
五、创新体系不断撬动产业升级
坚持全链条创新驱动。《报告》提出，2024年我国氢能制取、储运、应用全链条关键技术不断在装备研发、性能迭代和场景示范方面取得突破，并在氢能制取、氢能储运、电解水制氢系统一体化测试平台等方面均取得了明显成效，未来要聚焦规模化制储输用主要环节或领域关键核心技术和工具研究攻关，指明了规模化新能源制氢多槽混联、系统集成与集群控制等关键技术方向，并支持龙头企业和行业机构建设氢能实证实验平台。相关工作部署凸显了我国对各环节系统技术集成和协同优化的重视，从全链条角度提升整体效率，为先进技术和工艺的推广应用提供科学依据，有效推动新能源电解水制氢规模化工程落地和降本增效。
发挥创新机制示范引领作用。《报告》指出，在创新平台方面，国务院国资委启动企业绿色氢能制储运创新联合体建设，并将充分利用国家重点研发计划、国家能源研发创新平台、绿色低碳先进示范工程、企业绿色氢能制储运创新联合体等创新机制，加快推进重大技术成果转化、工程化应用，鼓励因地制宜探索深远海、沙戈荒等可再生能源制氢场景，引导煤化工与可再生能源发电制氢耦合创新发展。未来，我国氢基能源与传统能源、传统工业的融合发展将成为新能源制氢主要应用场景，也将成为绿氢产业链创新实践的重点领域。推动氢基能源与传统能源、传统工业的融合发展将成为重点方向，内蒙古、辽宁、宁夏、新疆、陕西等具有新能源资源优势和较好工业产业基础的地区，在有关示范工程落地方面的优势也将逐步凸显。