“十五五”规划纲要将氢能列为未来产业重点，要推动绿色氢能全链条发展，实现规模化应用与产业升级。氢能是新型能源体系的重要组成部分，氢能产业是面向未来的先导性产业与新的经济增长点。在我国加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系背景下，氢能兼具能源、资源与储能介质三重属性，是推动能源结构优化、产业体系升级的关键支撑。推动氢能规模化、多元化、市场化应用，不仅能够显著提升可再生能源消纳能力，破解新能源消纳难题，也为工业深度脱碳、难以电气化领域低碳转型提供核心路径，对于促进经济社会全面绿色转型，推动能源高质量发展和建设能源强国具有重要意义。

加快氢能产业发展具有重要战略意义

氢能产业发展是提升可再生能源消纳水平的重要支撑。我国可再生能源已进入规模化高速增长阶段，风电、光伏装机持续扩大，但间歇性、波动性及时空分布错配问题突出，部分地区仍存在弃风弃光现象，制约新能源高效利用。氢能可通过电解水制氢实现电氢高效转化，将低谷电力和富余绿电转化为可储存、可运输、可跨时空调配的二次清洁能源，依托工业原料、交通燃料、分布式能源、热电联供等多元应用场景，为可再生能源开辟稳定、多元、规模化的消纳出口，有效增强能源系统调节能力与运行灵活性。

氢能产业发展是推动工业深度脱碳替代的关键路径。钢铁、合成氨、甲醇等重化工业长期以化石能源为原料与还原剂，单纯依靠能效提升、末端治理或电气化改造难以实现深度减排。氢能从化学反应机理层面提供了清洁替代方案，以绿氢替代焦炭、天然气等化石原料，能够推动生产工艺由碳基还原转向氢基还原，从源头减少碳排放。加快氢冶金、绿色合成氨、绿色甲醇等示范项目推广，能够促进氢能在重化工业领域对化石原料的规模化替代，助力工业体系加快实现低碳转型与绿色升级。

氢能产业发展是填补非电领域减排缺口的重要保障。在重载交通、长距离运输、港口作业、高温工业热工等场景，受能量密度、续航能力、工艺条件等约束，电气化路线存在明显应用局限，难以实现深度脱碳。氢能具有能量密度高、储运便捷、可燃料电池转化、可清洁燃烧等多重优势，适配大功率、长续航、高温热工等需求。通过氢燃料电池重卡、氢能工程机械、氢能工业热源等应用推广，可有效覆盖电气化难以触及的减排环节，完善全领域、全场景深度减排体系。

氢能产业发展面临诸多现实挑战

绿氢制取成本居高不下，市场化竞争力尚未形成。我国氢源结构仍以煤制灰氢、工业副产氢为主，绿氢是破解高碳锁定、实现产业低碳转型的必然方向。绿氢成本中电力占比超过60%，尽管可再生能源电价持续下降，但多数地区绿氢仍难以获得相较传统制氢路线的成本优势。同时，电解槽等核心装备初始投资高、折旧压力大，关键材料与核心部件尚未实现低成本规模化量产，为适配风光波动性配套的储能、储氢系统进一步推高了项目建设投资，制约了绿氢规模化发展。

配套基础设施发展滞后，供需空间错配问题突出。我国可再生能源制氢项目多布局在西北、华北等风光资源富集区，而工业、交通等主要用氢需求集中在东部沿海及城市群，供给与消费空间错配明显。液态储氢、管道输氢、固态储氢等高效储运技术仍处于示范阶段，长距离、大规模输送通道严重不足，氢气以就地生产、就地消纳为主，跨区域调配能力薄弱。终端加氢站受审批流程、投资回报、安全标准、土地资源等制约，站点数量有限、区域分布不均，“制-储-输-用”全链条基础设施尚未形成高效联通网络，制约了氢能规模化流通与优化配置。

商业模式尚未成熟，有效市场需求有待释放。当前氢能示范项目普遍依赖政策补贴维持运营，市场化盈利模式不清晰，社会资本持续投入意愿不强，产业可持续发展面临瓶颈。“制-储-输-用”各环节交易规则、价格机制、协同模式等仍处于探索阶段，导致产业链上下游对接不畅、合作效率低、项目落地周期长、规模化应用内生动力不足。受成本偏高、基础设施薄弱、市场机制不完善等多重因素影响，氢能应用仍然大多局限于示范场景，面向终端的刚性市场需求未能得到有效激活与充分释放。

推动氢能产业发展的行动路径

以规模化应用倒逼绿氢成本下降。2026年3月，工信部、财政部、国家发改委印发的《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》明确提出，以多场景规模化应用带动成本降低，推动氢能产业高质量发展。绿氢单纯依靠技术进步短期难以实现大幅降本，亟需以扩大应用规模、培育稳定需求反向驱动产业链降本增效。聚焦氢冶金、绿色合成氨、绿色甲醇、零碳园区等刚性需求场景，加快推广形成连续稳定的用氢负荷；推动交通、工业、能源多元应用协同布局，在港口、矿区、物流园区统筹燃料电池车辆与工业用氢需求，提升制氢装置利用率；推进由单点示范向集群化、网络化、规模化转型，以制氢设施、加氢站为节点串联物流干线与工业走廊，形成区域应用集群，带动核心装备批量化生产与技术迭代，持续降低绿氢单位成本。

统筹布局氢能输运网络，提升跨区域保障能力。氢能由示范转向规模化发展，必须坚持系统思维，一体化推进基础设施建设，完善储运体系、提升输配能力。在项目规划阶段同步设计制氢基地、用氢园区与输运通道，避免先建产能、后补通道的被动局面。根据运输距离、输送规模和应用场景等构建分层储运体系，短距离小规模采用高压气态运输，中长距离大规模重点发展液氢运输与专用管道输送，前瞻布局固态储氢、有机液体储氢等新型技术。依托现有天然气管道开展掺氢输送试点，分阶段建设纯氢专用干线与支线管网，优先打通风光制氢基地与东部用氢城市群的跨区域通道，构建干支结合、互联互通的氢能输配网络，实现储运体系与终端应用高效衔接。

实施精准政策激励，拓展多元市场化应用。根据《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》要求，科学有序推进商业化应用，以精准政策引导资源向关键场景集聚。针对交通、工业、能源等领域技术成熟度和成本结构差异，实施分场景差异化支持，重点扶持规模化潜力大、减排效益显著、需求刚性强的领域，逐步减少替代优势不明显领域的政策支持。引导多元主体参与，创新合同能源管理、第三方运营、氢电联营等市场化模式，降低终端用户初始投入。建立“以奖代补”与政策退坡机制，按应用规模和减排效果设置动态考核指标，随技术成熟与成本下降逐步降低补贴强度，推动产业由政策驱动转向市场驱动，增强内生发展动力，实现氢能产业高质量可持续发展，为新型能源体系建设提供坚实支撑。

（作者周开乐系合肥工业大学教授、能源环境智慧管理与绿色低碳发展安徽省哲学社会科学重点实验室主任）