“上一轮燃料电池汽车示范城市群已经完成技术可行性验证：累计推广燃料电池汽车突破4万辆，加氢站超过620座，可再生能源制氢年产能超过25万吨，一批十万吨级绿氢项目和百万吨级氢基项目陆续投产。但‘十五五’时期，氢能产业要回答更难的问题——补贴逐步退出之后，氢能能否在市场上站住。”日前，中国节能协会副秘书长兼氢能专委会负责人柴博谈及氢能产业未来发展方向时如是说。

从示范应用走向规模化、商业化，氢能产业正迎来新的发展关口。随着应用场景不断拓展，氢能的价值已不再局限于燃料电池汽车，而是逐步延伸至工业脱碳、电力调节、分布式供能等领域。如何发挥氢能在能源转型中的作用，同时破解制取成本、储运效率和市场需求等难题，成为产业下一阶段要解决的重中之重。

商业化条件仍待成熟

从产业基础看，我国氢能产业已经具备一定规模。中关村氢能与燃料电池技术创新产业联盟秘书长卢琛钰介绍，截至2025年底，全国氢气年产能超过5100万吨，可再生能源制氢建成投运年产能超过25万吨，较上年翻倍增长。燃料电池汽车推广、加氢基础设施建设持续推进，产业链上下游协同发展，氢能正从交通领域的示范应用，向更多能源和工业场景延伸。

柴博指出，氢能不仅可以服务交通运输低碳化，也有望在可再生能源消纳、能源系统调节和工业深度脱碳中发挥作用。“氢能具有三重属性，既是可替代高碳能源、服务工业建筑和交通终端的二次能源，也是能够将可再生能源电力转化为跨区域、跨时段调配能力的能源载体，还是可直接用于炼化、化工、冶金等领域的工业原料。氢能不仅可以服务交通运输低碳化，也有望在可再生能源消纳、能源系统调节和工业深度脱碳中发挥作用。”

不过，氢能产业商业化条件尚未完全成熟。卢琛钰直言，当前，绿氢在氢气总量中的占比仍然有限，电解水制氢与化石能源制氢相比，尚不具备普遍经济性；储运基础设施仍在完善，多数新兴应用场景还处于示范阶段，可持续的商业模式尚未完全形成。如何把技术优势转化为成本优势，再转化为稳定的市场需求，是产业必须面对的现实问题。

上述背景下，越来越多的地区“因地制宜”开展相关探索，为氢能产业发展提供新窗口。作为重大技术装备制造基地，四川省德阳市目前已集聚近20家氢能企业，形成覆盖制、储、输、加、用的产业链布局，研制出电解水制氢设备、高压储氢罐、纯氢燃机、氢能重卡等产品。今年9月，工业和信息化部、财政部、国家发展改革委三部门联合批复5个城市群开展国家氢能综合应用试点，试点期4年，中央财政“以奖代补”、单个城市群奖励上限16亿元。德阳与成都、攀枝花一道，作为其中新疆—成渝城市群的重要组成部分入选。与上一轮燃料电池汽车示范不同，此轮试点构建“1+N+X”应用生态，从车端扩展到绿色氨醇、氢冶金等工业深度脱碳场景，并提出到2030年终端用氢均价降至25元/千克以下、燃料电池汽车保有量翻番至10万辆的目标。

工程验证是关键一环

氢能产业要从“示范”走向商业化，离不开关键技术持续突破，但技术进步不能仅以实验室指标衡量，还要经受规模化制造、长期运行和实际工况的检验。从制氢装备到储运设施，再到燃料电池和终端应用，产业链各环节相互关联，任何一个环节的成本和性能短板，都可能影响整个系统的经济性。

在制氢环节，多条技术路线并行发展仍是当前产业的重要特征。鸿基创能科技（广州）股份有限公司董事长兼首席技术官叶思宇指出，碱性电解水、质子交换膜电解水、阴离子交换膜电解水以及高温固体氧化物电解水等技术各有优劣，成熟度、经济性和适用场景并不相同，目前尚不存在能够覆盖所有场景、同时满足技术与成本目标的单一技术路线。不同路线需要根据资源条件、用能需求和运行工况作出选择，而耐久性提升、性能优化和成本下降是共同课题。

关键材料是影响制氢装备性能和成本的重要因素。叶思宇表示，膜电极成本占其单品成本可达60%，催化剂、质子交换膜、气体扩散层等构成主要成本与技术门槛。与此同时，燃料电池电堆、膜电极、双极板等核心部件国产化率虽已整体超过90%，部分高端材料仍处于小批量应用阶段。如何打通材料研发、装备制造与工程应用之间的环节，仍需持续攻关。

中试验证也在不断落地。在东方电气氢产业科技应用示范园，光伏发电与质子交换膜电解水制氢装置直接耦合，园区还展示了工业副产物纯化制氢、余热固体氧化物制氢等多种技术路线，并配置高压气态、有机液态、固体颗粒和氢化金属等储氢装备。制氢、储氢、加氢与用氢在同一园区内衔接，为不同技术路线提供工程验证条件。

多元场景扩大应用规模

“十五五”时期，氢能产业发展的关键，是在技术进步与市场需求之间建立更稳定的联系。中国机械工业联合会党委副书记、副会长张文宏认为，氢能产业应坚持创新驱动、场景牵引和开放协同，通过多元场景扩大应用规模，带动装备迭代和成本下降，推动产业逐步由政策驱动转向市场驱动。

首先要因地制宜选择应用场景。张文宏认为，应以场景牵引规模化应用，围绕工业、交通、储能、发电等领域拓展需求，推动装备迭代和成本下降。柴博则强调坚持“宜电则电、宜氢则氢”，不能因为政策鼓励就让氢能在所有领域一拥而上。对于钢铁、化工等难减排工业环节，以及部分重型交通和分布式供能场景，应结合实际用能条件，比较不同技术路线的成本和减排效果，优先发展具备应用价值的项目。

其次要让能源供给、装备制造与终端用户形成协同。叶思宇指出，能源企业深度参与，有助于将氢能嵌入更大的能源系统和工业流程。以德阳为例，当地依托装备制造基础，推动氢能重卡承担厂区短途运输，并探索工业副产氢利用、氢能综合供能等应用。2026年入选国家级氢能综合应用试点后，德阳有了进一步探索多场景协同和商业化路径的支点，但示范项目能否复制，仍要经过运行成本、设备可靠性和市场需求的检验。

制度和标准建设也不可缺位。卢琛钰介绍，截至今年8月，我国现行有效氢能国家标准180项，正在制修订114项，已覆盖制、储、输、用全产业链。随着应用范围扩大，标准规范、安全管理和检测认证还需要结合技术发展与实践持续完善。与此同时，氢能的减碳价值应建立在实际能源来源和替代效果之上，既要推动可再生能源制氢发展，也应合理利用具备减碳价值的工业副产氢。（记者 董梓童）