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氢能被公认为是未来能源技术产业竞争新的制高点之一。国家能源局发布的《中国氢能发展报告（2025）》[1]显示，我国氢能产业正从试点探索逐步进入有序破局的新阶段。我国已将氢能确立为前瞻部署的未来产业之一，近期多部门出台举措推进氢能产业发展。2025年6月，国家能源局发布《关于组织开展能源领域氢能试点工作的通知》[2]，开展氢能“制储输用”全链条试点工作；7月，氢能全产业链被纳入《绿色金融支持项目目录（2025年版）》[3]，引导金融资源精准流向氢能各环节。与此同时，我国氢能领域多个重大示范项目取得进展。2025年7月，我国全球最大单体绿氨项目——国家电投大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目投产[4]；8月，明阳氢燃联合深圳能源实施的全球首个30兆瓦级纯氢燃气轮机氢储能示范工程开工[5]。本文梳理当前我国氢能产业进展，分析存在的问题，提出对策建议。
一、我国氢能产业发展现状
1、电解制氢产业规模全球领先，技术路线多元化发展
我国是全球氢气生产第一大国，也是电解制氢产能部署的主导力量，可再生能源电解制氢项目产能占全球的63%[6]。电解槽技术正向多元化发展，碱性电解槽制氢规模、能耗水平世界领先，单槽产氢量已突破5000标方/小时[7]。质子交换膜电解槽起步较晚但进展迅速，单堆兆瓦级质子交换膜电解水制氢装置实现商运。固体氧化物电解槽处于研发示范阶段，与国外技术差距逐渐缩小。海水直接制氢发展引领全球，试运行全球首台套兆瓦级电解海水制氢装置[8]。
2、大规模输氢管网建设提速，加氢站规模全球领先
我国氢气储运以高压长管拖车为主，规模小、效率低，仅适用于短途运输。长距离管道输氢尚处于起步阶段，2024年投运首条长距离天然气掺氢高压管道[9]，首条跨省长距离储氢管道“西氢东送”示范工程已下线首批管道[10]。进入2025年，我国输氢管道建设加快推进，据不完全统计，截至7月建成及规划建设的百公里级长距离掺氢/纯氢管道累计总长度超过8000公里[11]。管道输氢掺氢比例从5%增至24%，多条纯氢管道最大输气能力达到10万吨/年，全球最大规模纯氢输送项目康曹氢气长输管道启动勘测，建成后年氢输量将达155万吨[12]。加氢站建设方面，截至2024年底，我国已建成加氢站超540座，新增、在运加氢站均居世界第一[13]。
3、氢能应用正从交通领域先导示范向多领域规模化应用转变
我国是全球最大的燃料电池商用车生产和应用市场，产品基本覆盖全谱系燃料电池商用车，燃料电池性能指标接近国际先进水平[14]。绿氢化工规模试点落地，投运高炉富氢冶炼、纯氢多稳态竖炉等多个氢冶金示范项目，30兆瓦纯氢燃气轮机交付[15]，氢能热电联供完成2兆瓦级试点示范[16]，多项“氢进万家”重点工程落地。氢储能核心装备进入实质性应用阶段，兆瓦级质子交换膜氢电一体化站、电氢耦合直流微网、海岛氢利用等示范工程陆续建成。
二、存在的问题
我国氢能产业前沿新兴方向与国际相比处于并跑或跟跑阶段，关键技术、材料、装备存在短板和不足。
1、电解制氢前沿技术及关键材料开发滞后
国际上正在开发比碱性电解槽灵活性更高的质子交换膜电解槽，我国发展相对滞后，单台电解槽产氢量最大为600立方米/小时[17]，而美国康明斯产品早在2021年即达到1000立方米/小时[18]。美国已开发出小规模商用非贵金属电解槽，我国还处于研发阶段。我国电解槽核心材料的耐久性、一致性和良品率等还存在差距，大型示范项目仍以进口为主。下一代技术如阴离子交换膜电解槽，美、德等国已推出兆瓦级商业化产品，美国投运了基于该技术的加氢站，我国尚处于研发示范阶段。
2、长距离管道输氢示范经验不足，先进储氢技术落后于国外
我国天然气掺氢投产示范项目流量小、压力低，大流量掺混系统的工程示范数据不足；高压氢气管道装备如大流量离心式压缩机组等仍处于研究阶段。纯氢管道缺乏长距离运行经验，短途管道压力不到4兆帕[19]。欧美已有80余年纯氢管道运行历史，美国建有超过900公里的全球最大纯氢管网，最高运行压力达到10.3兆帕[20]。液体储氢、固态储氢、地下储氢等先进储氢技术方面，我国正处于前期攻关和小规模示范应用阶段。液氢储运我国还处于小规模示范，国外已实现较大规模应用，韩国建成3万吨/年的全球最大液氢工厂[21]。氢液化设备尚未完全突破国外技术垄断，氢液化规模最高为10吨/天，比美国落后一个数量级[22]。
3、氢能多场景规模化示范应用有待拓展
我国氢能应用除了交通行业相对成熟，其他行业理论基础、技术积累及产业示范均滞后于国外。氢冶金领域，欧、美、日等已率先进行了大量示范应用，瑞典2022年开建世界首座100%氢直接还原铁商业工厂，产能规模210万吨[23]。我国尚处于起步阶段，多个示范项目均基于引进技术，自主开发的纯氢竖炉规模仅为5万吨[24]。燃料电池热电联供系统国际上已广泛应用，场景涵盖小型商用/家用供能到大型分布式电站，形成了成熟的商业化产品，我国还处于发展和示范初期，主要用于工业园区，家用小型供能尚在小规模示范。氢能产业集群建设，欧盟已投运首个大型氢谷示范项目，应用涵盖道路和船舶交通、化工、分布式发电及储能、建筑等领域，我国相对成熟的示范城市群主要围绕燃料电池汽车行业，其他行业还处于前期阶段。
三、加强我国氢能产业发展建议
1、健全氢能产业发展政策体系
细化氢能发展的政策规划，落实《能源法》积极有序推进氢能开发利用，按用途、分阶段差异化发展。建立健全管理机制，明确管理部门职责及跨部门协调机制，统筹全国氢能产业发展一盘棋。建立健全氢能安全管理机制，出台氢能相关安全生产及监管办法。完善氢能标准体系建设，完善细分行业标准规范，积极参与国际标准制定。
2、加强产业链各环节前沿技术攻关
加速发展阴离子交换膜、质子导体陶瓷电解制氢等下一代电解技术，推进海水制氢商业化，加强光催化制氢、生物能制氢、地质氢等前沿技术开发。开发先进规模化储运氢技术，重点攻关温和条件下高容量低成本储氢材料及批量化制备技术，研发氢安全防控技术，开展地质储氢技术攻关，推进甲醇、氨等规模化储氢技术示范。拓宽氢能多元化应用场景，突破规模化氢能高效发电、高性能长寿命燃料电池、氢能高效清洁燃烧等关键技术，实现氢能与电能、热能等多种能源的大规模高效转化。
3、超前规划、分布建设氢能基础设施
以三北可再生能源资源丰富地区为起点，建设跨区域大规模输氢管道和中短距离输氢支线，形成氢气输送管网。进一步发展高压气氢、低温液氢及有机液体储运氢技术，为中短距离灵活运输提供补充。试点部署分布式制氢、制加氢一体站，改建油气站增加加氢设施形成综合补给站，作为稳定氢源的补充。
4、因势利导有序部署氢能集群，结合区域特色开展氢能多场景示范
布局区域清洁氢中心，因地制宜选择制氢路线，在工业中心布局产业集群，开展绿氢生产、消纳一体化示范应用，形成产业闭环，推进氢能规模化利用。在公交、通勤、物流、市政车辆等中重型商用车、船舶以及未来低空经济领域加大推广氢能应用。在社区、产业园区、景区、大学校园等开展氢能热电联供示范。开展氢冶金、绿氢化工、氢储能、分布式发电等创新示范应用，促进高耗能行业绿色低碳转型。
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