編者按：近日，中國氫能聯盟發布《中國氫能發展指數設計及評估》報告，報告顯示，我國氫能產業正在由“試點示范”階段邁向“規模化發展”階段，且各地區立足自身資源稟賦與區位優勢，積極探索差異化、多元化發展路徑。從全球行業發展來看，盡管受成本和需求影響，氫能產業一度發展受阻，但仍持續前行——目前，跨境網絡初具雛形，成本優化路徑漸明，產業自我修正機制顯現。隨著可再生能源發電成本降低和技術持續迭代，全球風光制氫一體化項目為氫能產業發展打開新局面。而值得關注的是，行業標準，特別是國際行業標準接軌的難題仍是阻礙市場加快發展的堵點。

工業脫碳催生精準化發展路徑 全球氫能產業邁入深度調整期

能源戰略學者 顧永強

當前，全球氫能產業正經歷深刻的結構性轉型。盡管2025年，在全球氫需求中低碳氫的占比不足2%，約為300萬噸，但通過最終投資決策的電解槽總產能已成功突破50吉瓦，其中歐洲地區貢獻了10吉瓦的產能，預計年產能可達140萬噸可再生氫。這一關鍵數據清晰表明，氫能行業已成功跨越早期的技術驗證階段，正在穩步構建具備商業可行性的產業基礎。國際能源署（IEA）在《2025全球氫能展望》中著重指出，當前氫能產業的增長并非簡單的線性擴張，而是通過持續的技術迭代與嚴格的市場篩選形成的“質量型發展”模式，為全球能源轉型提供著關鍵支撐。

產能聚焦工業剛需

跨境網絡初具雛形

近年來，全球電解制氫設備市場呈現出爆發式增長態勢，2021年至2025年間，通過最終投資決策的項目產能實現了9倍的大幅擴張。澳大利亞Yuri可再生氫項目通過10兆瓦級電解系統與光伏儲能的高效耦合，構建起穩定的能源供應體系，年產能可達1500噸可再生氫，所產氫氣全部定向供應氨合成工序，充分展現出“綠電—綠氫—化工”產業鏈的協同效應。該項目通過技術優化和規模效應，每公斤氫氣生產成本已降至3.2美元，成為全球首個實現經濟性的大規模綠氫項目，為行業發展提供了可復制的寶貴經驗。

在跨境能源基礎設施領域，歐洲的MosaHYc管道工程與H2Med項目共同構成了區域性氫能網絡的骨架。其中，連接西班牙巴塞羅那至法國馬賽的Barmar管道，設計年輸量高達400萬噸，沿線將建設多個加壓站和計量站以保障運輸效率。配套建設的德國盧布明氨制氫終端計劃在2027年把氫氣成本降至每公斤2.5美元左右，較傳統制氫方式已具備顯著的經濟競爭力。該項目通過800兆瓦電解裝置的高效運行，結合先進的工藝優化技術，將氨分解制氫效率提升至82%，較行業平均水平高出17個百分點，成功形成覆蓋生產、儲運、終端應用的完整閉環系統，大幅提升了氫能產業鏈的整體效率。

煉油、鋼鐵等高耗能行業成為低碳氫的主要應用場景。歐盟藍氫生產成本已降至每公斤3.5至4歐元，在碳定價機制下，全生命周期碳排放較灰氫降低78%以上。意大利埃尼集團煉油廠的氫基脫硫項目，通過工藝革新證明低碳氫具有可行性，每噸煉油碳排放較傳統工藝減少72%，成為全球煉油行業脫碳的標志性案例。

政策轉向精準扶持

成本優化路徑漸明

歐盟通過設立氫能銀行機制，為Barmar管道等戰略項目提供定向融資支持，徹底改變了早期“全面補貼”的模式，轉而聚焦兼具系統價值與減排效益的關鍵節點。德國政府推出“進口基礎設施公共貸款計劃”，主動放棄強制進行本土生產的要求，轉而通過鹿特丹港、威廉港等樞紐的建設，構建低成本的跨境供應體系。這種政策調整成效顯著，使德國氫能進口成本較本土生產降低25%—30%，同時通過《氫能進口戰略》確保供應鏈的多元化，與多個氫能生產國建立長期合作關系，有效降低了地緣政治風險對氫能供應的影響。

技術經濟性的突破有力促進了市場機制的創新。挪威能源公司Equinor在英國開發的H2HSaltend項目，通過1吉瓦級自動熱重整裝置的應用，結合碳捕集技術的優化，實現藍氫生產成本較5年前下降42%。在可再生氫領域，澳大利亞亞洲可再生能源中心（AREH）項目依托25吉瓦光伏風電基地的強大能源支撐，通過一體化規劃設計，計劃將綠氫成本壓縮至每公斤2美元，較2020年的成本水平降低45%。該項目通過先進的動態電解技術，根據電網負荷靈活調整生產節奏，將設備利用率提升至75%，較行業平均水平高出28個百分點，形成了顯著的規模化降本效應。

各國在政策制定過程中更加注重協同性與針對性。歐盟成員國之間建立了氫能政策協調機制，通過定期磋商確保各國在氫能標準、補貼政策等方面保持一致性，避免出現市場分割和不公平競爭。同時，政策支持的重點從單純的產能擴張轉向技術創新和產業鏈完善，通過設立專項基金支持電解槽效率提升、氫儲運技術突破等關鍵領域的研發，加速氫能產業的技術進步和成本下降，形成政策與市場良性互動的發展格局。

產業生態協同重構

自我修正機制顯現

氫能行業經過五年的調整期，累計淘汰了超過50%的不具備商業可行性的規劃項目，這些項目大多存在技術不成熟、成本過高或市場需求不足等問題。現存歐洲可再生氫項目規模達250萬噸/年，藍氫項目達350萬噸/年。這些項目均建立在實際的承購協議與嚴格的技術驗證基礎之上，具備可持續發展能力。這種“去粗取精”的行業洗牌進程，促使資本向具備全產業鏈整合能力的優質項目集中，提高了行業資源配置效率。荷蘭鹿特丹港的H2Hub項目便是典型代表，通過整合道達爾能源、殼牌等企業的制氫、儲運資源，形成覆蓋生產—運輸—終端應用的完整鏈條，成為全球首個實現“港口—工業區”聯動的大型氫能樞紐。

國際可再生能源機構（IRENA）發布的《綠氫認證全球框架》為全球氫能貿易構建了標準化環境價值評估體系。該框架通過建立全生命周期碳足跡追溯機制，對氫能生產、運輸、儲存及終端應用各環節的碳排放數據進行量化記錄，形成可驗證的“數字環境護照”。其技術規范涵蓋電解制氫設備能效標準、可再生能源耦合比例認定、儲運環節泄漏監測等關鍵指標，確保氫能產品的低碳屬性具備國際可比性。

產業生態的重構還體現在產業鏈各環節的協同發展上。制氫企業、儲運企業、應用企業之間建立了更加緊密的合作關系，通過簽訂長期協議形成利益共享、風險共擔的合作模式。同時，第三方服務機構如氫能檢測認證機構、技術咨詢公司等不斷涌現，為氫能產業的規范化發展提供了專業支持，推動氫能產業向更高質量、更可持續的方向發展。

當前全球氫能產業發展呈現三大核心特征：

其一，產業資源向工業脫碳領域深度集聚，形成差異化發展路徑。全球新增電解產能中，超過75%定向服務于煉油、鋼鐵、合成氨等高耗能行業，通過“綠電—綠氫—化工”耦合模式，實現能源梯級利用。這種布局既規避了與電力系統的直接競爭，又通過工業樞紐的集中需求降低了基礎設施投資成本。

其二，政策工具箱完成從“大水漫灌”到“精準滴灌”的轉型。歐盟氫能銀行機制將補貼與碳減排效益掛鉤，德國進口基礎設施貸款計劃引入成本效益評估模型。這種“政策+市場”的雙輪驅動模式，使每歐元公共資金撬動的私人投資較5年前提升3.2倍。

其三，技術突破與產業規模形成正向循環。堿性電解槽單臺產能突破2000標方/小時，質子交換膜電解器動態響應時間縮短至5秒內，設備國產化率在藍氫領域達85%。

可再生能源發電成本降低助力綠氫發展

氫能產業從政策紅利期逐漸走向規模應用期

記者 韓朔

據人民網8月底消息，國內首個“本征無儲能”離網制氫系統——深能鄂托克旗5兆瓦離網光伏發電制氫工程及科技創新研發項目在內蒙古自治區鄂爾多斯市鄂托克旗開工。這標志著我國自主知識產權離網制氫技術從實驗室邁向大規模工程驗證，為綠氫生產開辟新路徑。氫能作為清潔能源載體，在推動能源轉型和實現碳中和目標方面具有重要作用。當前，氫能發展呈現出技術突破與成本下降、應用場景多元化、政策支持體系日益完善等新特點。在儲能及新能源消納方面，氫能具有容量大、時空靈活等獨特優勢，風光制氫一體化成為解決可再生能源消納難題的潛在方案。

當前，氫能行業正從政策紅利期逐漸走向規模應用期。隨著規劃實施和技術進步，氫能將在能源轉型中發揮越來越重要的作用，為構建清潔低碳、安全高效的能源體系提供有力支撐。然而，氫能標準接軌仍面臨諸多挑戰，包括碳排放核算方法差異、氫氣品質標準分歧、安全管理體系碎片化和認證體系互認機制缺失等。未來，或將需要進一步加強國際合作，推動氫能標準接軌，促進氫能產業的全球化發展。

氫能產業迎來標準化推進和差異化發展

技術突破與成本下降成為當前氫能發展的顯著特征。電解槽技術正朝著高效、大型、低成本方向快速發展。2024年，國內電解槽出貨量達1.1吉瓦，堿性電解槽以92%的市場占比穩居主流，技術朝著大標方、高電密、低電耗方向演進。PEM電解槽成為增長亮點，2024年出貨量近90兆瓦，同比增長150%，市場占比從3%躍升至8%。這些技術進步帶動綠氫成本顯著下降，2025年堿性電解槽單價同比下降38%，PEM電解槽降幅達29%。

應用場景多元化是氫能發展的另一重要特點。在交通領域，氫能應用正實現從示范到商業化的關鍵突破。2024年，燃料電池汽車銷量顯著增長，燃料電池重卡成為主力。工業領域成為氫能應用的主要戰場和脫碳關鍵路徑，化工行業是綠氫的主要消納場景，合成氨、合成甲醇項目規模領先。2025年，國內在建及規劃綠氨產能超1700萬噸，綠醇產能超2300萬噸，綠氫替代傳統灰氫的進程加速。

政策支持體系日益完善為氫能發展創造了良好環境。中國高度重視氫能產業發展，構建了多層次政策支持體系。2022年3月，《氫能產業發展中長期規劃(2021—2035年)》明確，氫能是戰略性新興產業的重點方向。2024年，氫能被寫入《中華人民共和國能源法》，提出“積極有序推進氫能開發利用，促進氫能產業高質量發展”。各地結合資源稟賦和產業基礎，制定了差異化的氫能發展政策。截至2025年8月，中國已有21個省出臺氫能中長期規劃。

風光制氫一體化成可再生能源消納重要路徑

氫能儲能具有獨特的技術特性，使其在大規模長周期儲能場景中具有不可替代的優勢。與抽水蓄能、壓縮空氣儲能、電化學儲能等技術相比，氫能儲能在儲能容量、儲能周期、地理約束和系統耦合方面表現出顯著差異。

氫儲能的容量優勢令人矚目。大規模氫儲能系統可以達到太瓦時(TWh)級別的存儲容量，遠高于大多數電化學儲能系統。這種特性使氫能能夠解決可再生能源的季節性不平衡問題，例如將夏季豐富的光伏發電存儲到冬季使用。與抽水蓄能相比，氫儲能不需要特定的地理條件，可以更靈活地布局在資源富集地區或負荷中心附近。

在時間尺度上，氫能儲能能夠實現從小時級別到季度級別的靈活調節，填補了現有儲能技術的空白。鋰離子電池等短時儲能技術適用于小時級或天級的頻率調節和峰谷平衡，而氫能則可以應對更長時間尺度的能源不平衡問題。這一特性使氫能成為解決可再生能源季節性波動的最佳選擇之一。

氫能儲能的空間靈活性也是其獨特優勢。通過管道、液氫罐車等多種運輸方式，氫能可以實現能量的空間轉移，將可再生能源富集地區的能量輸送到能源短缺但需求旺盛的地區。中國的“西氫東送”工程正是利用這一優勢，計劃將西北地區豐富的風光資源轉化為氫能，通過管道輸送至東部沿海地區。

風光制氫一體化作為解決可再生能源消納和深度脫碳的關鍵路徑，正受到全球范圍內的廣泛關注。與傳統分離式系統相比，風光制氫一體化具有顯著優勢：一是通過省去并網環節，降低輸電損耗和稅費，使制氫成本降低40%以上；二是提高可再生能源利用率，如河北張北項目通過“電氫智能互動”技術，將可再生能源利用率從70%提升至95%；三是通過分布式制氫替代長距離輸氫，將高風險環節壓縮在可控半徑內，安全冗余度提升3倍。

全球風光制氫一體化項目正呈現爆發式增長態勢。截至2024年底，全國“風光氫氨醇”項目超過百個，累計投資額逾5000億元。中能建、中廣核、中煤、國電投、國家能源集團、三峽及華電等央企能源巨頭紛紛入局或加大投入，推動了產業的規模化發展。

氫能標準國際對接難題成市場規模發展堵點

隨著各國氫能產業的快速發展，標準體系的建設與協調已成為影響產業鏈形成和國際市場構建的關鍵因素。然而，當前全球氫能標準存在顯著的碎片化和差異化特征，給氫能的國際貿易、技術合作和產業規模化發展帶來了嚴峻挑戰。

碳排放核算方法差異是全球氫能標準接軌的首要障礙。各國對清潔低碳氫的碳排放閾值設定各不相同：美國設定為4.0單位氫氣碳排放量（kgCO_2e/kgH_2），歐盟為3.384，英國為2.4，日本為3.4。這種閾值差異直接反映了各國在資源稟賦、能源結構和技術路線上的不同選擇，也導致了國際氫能市場認證的復雜性。

更為根本的是，各國在系統邊界確定上也缺乏共識。歐盟采用“從原材料到使用階段”的全生命周期評估方法，考察氫氣的全生命周期碳排放；而其他國家多采用“從原材料到生產階段”的評估方法，僅關注氫氣生產過程的碳排放。這種系統邊界的不一致使得不同標準的碳排放核算結果缺乏可比性，增加了國際互認的難度。

氫氣品質標準分歧也給氫能的國際貿易和應用帶來了技術壁壘。國際標準化組織（ISO）和美國材料與試驗協會（ASTM）等組織制定的氫氣品質標準與中國的國家標準在雜質控制、純度要求和測試方法等方面均存在差異。這種差異不僅增加了國際貿易的成本和復雜性，還可能對氫燃料電池汽車的使用壽命產生影響。

安全管理體系碎片化是氫能標準接軌的另一重要挑戰。氫能產業鏈長、環節多，涉及多個管理部門和標準化技術機構，這種多頭管理格局導致標準體系建設缺乏統籌協調。在中國，氫能標準制定工作分散在全國氫能標準化技術委員會、全國燃料電池及液流電池標準化技術委員會、全國汽車標準化技術委員會、全國氣瓶標準化技術委員會和全國氣體標準化技術委員會等多個標準化技術委員會。這些標委會之間分工不夠明確，協調機制不完善，導致標準制定工作存在交叉重疊和標準缺失并存的現象。

認證體系互認機制缺失顯著增加了氫能貿易的交易成本和不確定性。目前，各國正在建立各自的氫能認證體系，但這些體系之間缺乏協調機制和互認安排，導致認證結果無法跨境通用。生產商需要針對不同目標市場申請多種認證，重復進行檢測和評估工作，大大增加了時間成本和經濟成本。