在全球为实现“碳中和”目标而推动能源体系低碳转型的背景下，氢能因零碳排放、产业链长、应用场景多元的特性，成为各国抢占能源竞争制高点的关键领域。中国凭借光伏、风电产业的规模与成本优势，持续加大氢能发展政策支持力度，累计发布专项政策超560项，在氢气产能、加氢站数量等方面形成一定基础。本文聚焦氢能产业链制氢、储运、应用三大核心环节，通过国际竞争力对比，梳理中国的发展优势与现存问题，为完善政策体系、推动氢能产业高质量发展提供思路。

一、全球氢能产业发展热潮及主要国家发展战略

自1800年左右电解水制氢技术诞生以来，全球曾历经多轮氢能发展热潮，但均因使用成本过高未能实现规模化发展。近年来，大规模、低成本的光伏与风电等可再生能源供应，为降低氢能成本奠定了基础，也为全球氢能产业发展带来新契机。当前全球正掀起第四轮氢能发展热潮，主要国家纷纷制定氢能发展战略目标，进一步加大氢能领域的政策扶持力度。

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，并结合自身资源禀赋特征确定制氢技术路线。其中，日本将氢能定位为未来国家的第一能源；欧盟明确以氢能为摆脱对俄罗斯化石能源依赖的核心手段；美国氢能发展支持政策导向发生调整；中东多国依托风光资源禀赋与区位优势，结合摆脱单一石油经济的诉求，大多选择“绿氢 氢能源”发展路线。

中国光伏、风电等新能源产业规模大、成本低、竞争力强，为氢能产业发展奠定了良好基础。近年来，氢能发展战略的重要性显著提升，发展规划日渐清晰。中国氢能相关战略最早可追溯到2019年政府工作报告，政策部署呈现出“范围广、力度大、决心强”的特点。

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）》，首次将氢能定位为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转型的重要载体，明确氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。

2024年，“积极有序推进氢能开发利用，促进氢能产业高质量发展”被写入《中华人民共和国能源法》，国家从法律层面为氢能产业发展提供明确指引与保障。在中央政策指导下，地方政府也因地制宜积极推进氢能产业发展，22个省级行政区将推动氢能发展写入2024年政府工作报告。截至2024年底，全国累计发布氢能专项政策超560项。根据各地方氢能发展计划推算，到2025年末，中国氢能产值将达到1万亿元左右，加氢站数量将超过1000座，氢燃料电池汽车达到10万辆左右。

二，对比看中国氢能产业链发展情况

氢能源产业链具有产业链长、复杂度高等特点。从产业链的各个环节来看，当前中国氢能产业链已具备一定发展优势，未来有望形成全球竞争力。

（一）上游：制氢

1.氢气产能产量稳中有升，制氢市场规模全球领先。全球氢能生产规模稳步增长，目前仍以化石能源制氢为主。截至2024年底，全球氢能生产消费规模约1.05亿吨，同比增长约2.9%。氢能生产中化石能源制氢占比超80%。中国制氢规模居全球首位，截至2024年底，中国氢气产能超5000万吨/年，同比增长约1.6%。其中，2024年全年氢气产量超过3650万吨，同比增长约3.5%。与全球结构类似，当前中国化石能源制氢仍占氢气供应主导地位，煤制氢占56%，因此氢气生产区域主要分布在山东、内蒙古、陕西、宁夏等传统能源丰富地区，2024年上述省（区）氢气产量分别占全国的12%、10%、8%、8%。

2.全球绿氢产能快速增长，中国大规模低价清洁能源供给奠定发展优势。电力成本是电解水制氢成本的最主要因素。截至2024年末，全球已累计建成可再生能源制氢产能超25万吨/年，其中2024年新增产能超过7万吨/年，同比增长约42%。新建成项目单体规模快速提升，千吨级以上项目占比超过80%。中国大规模低价可再生能源优势凸显，绿氢产能全球领先。2024年，中国新建可再生能源电解水制氢项目产能占全球的63%（欧洲占24%），累计建成相关项目产能占比约为51%（欧洲30%）。当前中国可再生能源制氢项目主要分布在华北和西北等可再生能源丰富、电力成本较低的区域。截至2024，中国已建可再生电解水制氢项目超过90个，已建产能约12.5万吨/年，华北和西北地区分别占45%和44%，其中内蒙古、新疆、宁夏、辽宁、吉林等绿氢发展迅速。

3.政策效果显现，氢能市场价格逐步下行。从全球来看，多国陆续出台专项支持举措，电解水制氢价格整体稳中有降。2024年，美国重点地区电解水制氢（质子交换膜）全年均价约5.2美元/千克，较上年同比下降约5%；欧洲重点地区电解水制氢全年均价约6.1欧元/千克，同比下降约24%。从中国来看，相关示范政策效果显现，氢能市场价格逐步下行。2024年末，全国氢能生产侧、消费侧价格分别降至28元/千克、48.6元/千克，分别较上年同期下降约15.6%、13.7%，均创历史新低。

（二）中游：储运

氢气储运包括气态、液态、固态三大方式（见表1）。当前中国氢能运输主要为长管拖车、液氢槽车和管道运输三种方式，与全球先进水平相比尚不具备优势。具体来看，长管拖车是目前国内最常用的氢气运输方式，但存在200公里左右的经济运输半径限制。液氢槽车是输氢的主流发展方向，但中国受技术等方面限制，尚不具备大规模应用基础。管道输氢成本最低，但目前中国输氢管道规模较小。当前全球范围的输氢管道总里程已超过6000公里，其中美国投入运营的输氢管道已达2600公里，而我国已建成输氢管道总里程约400公里，在运管道仅有百公里左右。

未来，政策将重点推动低温液氢与管道运输发展，有望逐步缓解我国氢能储运短板。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，液氢技术突破和输氢管道建设将成为政策支持核心方向，到2030年左右，高压储氢、液态氢罐与管道输运将成为主要运输方式；到2050年，覆盖城乡的氢气管网将成为主要运输载体。

（三）下游：用氢

1.中国氢能消费市场规模全球第一，氢能消费仍以工业原料为主。

中国氢能消费占全球市场需求的比例总体呈上升趋势，2023年已达62%。从消费结构看，尽管氢兼具化工原料与能源双重属性，但目前全球和中国氢能消费均主要集中在化工领域。2024年，中国合成甲醇、合成氨、炼化、煤化工领域的氢气消费量分别占全国总消费量的27%、26%、16%和11%。根据中国氢能联盟和毕马威分析，预计到2060年，工业和交通领域将会是氢能的主要应用领域，分别占60%和31%，建筑和电力等领域仍将处于探索阶段。

2.下游氢能应用仍处于发展初期，中国在部分领域具有竞争优势。

氢能应用覆盖工业、交通运输、建筑以及电力等多个领域，其中氢燃料电池汽车是氢能下游应用的重要领域，也是全球主要国家重点支持、培育的氢能相关产业之一。与传统电池汽车相比，氢燃料电池汽车具有上游资源丰富、零碳排放、能量密度高、加注时间短、环境适应性强、可长期存储和长距离运输等优势，但同时也有购置成本和燃料成本高等劣势（见表2）。

第一，全球氢燃料电池汽车发展仍处于初期阶段，行业发展陷入恶性循环。从销量、市场渗透率等指标看，当前全球氢燃料电池汽车产业发展阶段可以类比2010年左右的电动汽车产业。2024年，中国氢燃料电池汽车销量仅5000余辆，美国、日本只有600余辆，大约为2010年电动汽车的销量水平；从市场渗透率来看，2024年中国、日本、美国分别为0.018%、0.016%和0.004%，也基本和2010年的电动汽车渗透率处于相近水平。氢燃料汽车产业发展缓慢的主要原因包括购置成本与使用成本较高，基础设施薄弱，加氢站数量不足等。这些因素导致产业陷入双重恶性循环：其一，氢燃料电池汽车购置成本高昂—销量极少—规模不经济导致购置成本难以下降；其二，加氢站投入高但利用率低—加氢站亏损—投资动力不足—加氢站数量不足—加注不便制约车辆需求—进一步降低加氢站利用率。

第二，中国氢燃料电池汽车市场规模全球第一，未来销量有望加速增长。2024年，中国氢燃料电池系统与整车供需两端规模均居全球首位，但产业发展明显滞后于规划目标。预计未来在发展目标倒逼下，中央与地方政府将进一步加大政策扶持力度，中国氢燃料电池汽车销量可能加速增长，进一步巩固全球最大市场地位。

第三，中国氢燃料电池产业链基本完成国产化布局，在技术方面具有全球领先优势。一是氢燃料电池系统国产化替代基本完成。当前，中国企业已经占据国内市场绝大部分份额，2023年重塑能源、亿华通等龙头企业的市场份额合计高达67%。同时，中国企业的产品使用寿命、峰值功率等部分核心参数也达到全球领先产品的同等水平。二是核心零部件国产化率高。当前，电堆、膜电极等核心零部件的国产化率已经超过80%。同时，中国在部分关键技术上已经达到国际领先水平，并持续通过合资合作、技术引进、自主研发等方式，快速推动国产化进程与技术进步。三是催化剂、气体扩散层的炭纸等环节目前仍主要依赖进口，但已实现国产化突破

三、中国氢能产业链发展的竞争优势及存在的问题

（一）中国氢能产业链的竞争优势

1.氢能产业链及相关配套基础设施具备全球竞争优势。一是绿电生产、电解水制氢等全产业链具备全球竞争力。一方面，截至2024年，光伏累计装机容量占全球的45.6%，年发电量超9360亿千瓦时，相当于美国同期规模的3.3倍，为绿电生产奠定了坚实基础。另一方面，当前中国约占全球已安装或已承诺安装电解槽容量的65%，电解槽制造产能接近全球的60%，已实现碱性电解槽全产业链国产化，部分性能指标优于国外产品。二是加氢站等配套基础设施数量领先。截至2024年12月25日，中国建成加氢站540座，覆盖31个省（区、市），占全球总数的36%以上，居全球第一。其中，具备运营能力的加氢站392座，占国内总加氢站数量的72.6%。

2.产业链各环节技术积累优势明显。从专利总量来看，截至2024年底，中国涉氢专利申请数量累计超过8万件，约占全球总量的27%，位列全球涉氢专利申请地区首位。从具体环节看，中国在制氢、储运、氢能应用以及共性支撑技术环节的专利申请量，分别占全球对应环节专利申请总量的37%、40%、23%和41%，均处于相对领先地位。

3.资金支持加速成果转化与产业孵化。截至2024年底，中国氢能企业累计发起投融资事件超550起，投资方向趋于多元化，已有1家企业在科创板上市、5家企业在港交所上市。2024年全年，国内至少有57家氢能企业完成62笔融资，累计融资金额约65亿元。从融资领域看，制氢、储运、燃料电池、下游应用环节融资事件占比分别为49%、12%、24%和15%。从融资轮次来看，A轮、天使轮、战略融资、B轮占比分别约为37%、22%、15%和8%。

4.中国借助技术和成本优势将加速氢能产业链商业化进程，并进一步提高全球竞争力。未来，中国氢能产业链成本持续下降，将进一步推动相关行业发展。一是电解水制氢成本不断降低，一方面，上游制氢设备价格明显下降（2023年全球碱性电解槽、质子交换膜电解槽平均出货价格较2018年下降约9%）；另一方面，2025年中国将实施绿电价格市场化新政，绿电价格有望下行，绿氢与绿电一体化发展加速。二是燃料电池产业链成本快速下降，2023年中国氢燃料电池系统生产成本较2018年大幅下降75%-80%，技术进步与国产化替代是核心驱动因素。

（二）中国氢能产业链发展存在的问题与困难

当前，中国氢能相关技术研发和产业应用尚处于初始阶段，全产业链发展面临诸多亟待解决的问题。

1.氢能发展的相关标准和法规不够完善。一方面，现有的氢能发展标准存在空白、滞后、交叉等问题，关键技术指标缺失，难以满足产业发展需求。另一方面，氢能相关监管法规滞后。现有法规对氢能定义较为模糊，未明确其能源或危化品属性，严格的审批流程和安全标准增加了氢能相关项目的前期投入和运营成本。此外，氢能相关标准在与配套政策协同、与产业发展同步、落地应用推广和国际化等方面还需进一步完善。

2.氢能生产区域和需求区域存在空间错位，导致氢能产业链成本攀升。在氢能管道不足的背景下，氢能从西北、东北等地区生产配送到东南沿海地区，需要消耗大量的资源。特别是在当前技术水平下，氢能储存、运输等环节的成本相对较高，氢的长距离储运过程中存在效率低、能耗大的问题。同时，氢能产业链上下游各个环节之间缺乏有效合作机制和信息共享平台，产业链中存在信息不对称、资源浪费等问题，进一步推高产业链整体成本。

3.氢能应用场景受限。一方面，除燃料电池汽车等少数领域外，氢能其他应用场景拓展难度较大。在分布式发电、储能等领域的应用面临技术、成本和市场接受度等问题。另一方面，技术尚不成熟。氢能部分技术和场景离商业化推广应用还有差距，对产业突破经济性瓶颈仍有掣肘。此外，当前公众对氢能的认知和接受度有限，尤其对氢能的安全性存在疑虑，也在一定程度上限制了氢能应用的落地和推广。

四、政策建议

当前，全球主要国家在氢能产业领域的竞争不断加剧，中国氢能产业链已具备一些优势，但也面临短板和挑战。未来，建议政策从以下几个方面发力，加快推动我国氢能产业链高质量发展，不断提高全球竞争力。

（一）完善氢能发展政策体系和监管机制

一是明确法规定位，推动相关法规修订，明确氢能的能源属性，使其在能源管理框架下实现合理监管；同时根据应用场景与风险等级，对氢气管理实行分类分级，避免“一刀切”的严苛限制，简化加氢站等项目审批流程，降低运营成本。二是完善标准体系，组建专业标准化技术委员会，系统研究制定氢能产业各环节关键技术指标，填补标准空白，解决标准滞后与交叉问题。三是强化协同推进，推动标准与产业发展同步，根据技术进步与市场需求及时调整标准；加快标准落地推广应用，鼓励企业参与标准制定与应用，通过试点示范积累经验；积极参与国际标准制定，推动国内标准与国际接轨。

（二）加快输氢管道建设部署，实现低成本氢能规模化、产业化应用

加大绿氢管网建设力度，针对电力外送通道不足、当地电力消纳能力有限的情况，提升电力系统对可再生能源的消纳、配置及调控能力，充分释放“三北地区”风光资源潜力。完善绿氢管网规划，出台专项支持政策，发挥大型国有企业（央企）优势，推进长距离输氢管道建设，破除大规模长距离输送障碍，实现低成本氢能规模化、产业化应用。

（三）加快氢能相关技术创新，赋能氢能全产业链发展

加强国家规划指导，以龙头企业为主导，联合产业链上下游企业与科研院所，建设覆盖全产业链的协同创新平台；聚焦氢能关键核心技术，加快设备、材料、零部件等共性技术的开发与中试进程。加大氢能产业链供需端示范应用及推广力度，鼓励“风光氢储电”“油气氢一张网”“油氢气电综合能源站”等创新模式；对承担示范应用的企业给予税收减免等优惠政策。引导金融机构加大对氢能项目的支持力度，为产业链建设提供多元化融资渠道。

（四）加快数字技术应用和信息平台建设，提高氢能产业链发展协同性与运行效率

针对氢能产业链条长、协调难度大的特点，利用数字技术与信息平台推动产业链上下游实时沟通、协同发展及降本增效：制氢环节通过数字技术实现设备监控、参数优化、效率提升、寿命延长、能耗管控与故障预测；储氢环节依托物联网与智能管理系统保障储存安全高效；运输环节利用智能调度与区块链技术降低成本；终端应用环节通过智能加氢站与能源管理系统提升用户体验与设备性能。

（五）大力发展绿氢产业，推动绿色转型发展

坚持低碳制氢、可再生能源制氢的发展方向，在定价机制、减排机制、资源配置、电网政策等方面支持绿氢全产业链发展。增加绿氢供给端的补贴支持，参考光伏、风电行业补贴政策，对采用先进技术的耗绿氢项目，按实际绿氢销售量对绿氢价格给予补贴等。

（六）积极培育扩展氢能应用场景，充分释放氢能需求

在抓住交通等大众化场景的同时，加快拓展冶金、石化等工业化氢能使用场景，丰富氢能多元化消费途径，加快探索氢能商业化应用的实现路径。同时，积极在战略性新兴产业中发展新的氢能应用场景，例如，将氢能产业和低空经济等新兴领域融合发展，充分发挥航空等高精产业成本容忍度高等优势，丰富解决成本制约问题的手段。