未来五年，是中国氢能产业从试点示范迈向规模化、市场化发展的关键培育期。
11月5日，在第九届虹桥国际经济论坛“氢能高质量发展促进全球能源转型”分论坛上，国家能源局副局长宋宏坤给出这一判断，并表示，氢能将成为实现新能源增量发展、传统产业转型升级的重要支撑。
他同时给出的最新数据是，截至目前，中国可再生能源制氢建成产能已超35万吨/年。根据《新型能源体系建设“十五五”规划》，到2030年，这一数字要达到200万吨。这也意味着，接下来的时间里，中国可再生能源制氢还需要近6倍的快速增长。
面对氢能当前在成本、装备、储运、标准等方面的挑战，这条增长曲线如何实现，将影响这场“关键培育期”长跑的成色。
打造全球最大氢能产业体系
作为构建未来能源体系的重要组成部分，氢能正成为全球能源技术革命和产业变革的战略制高点。截至2025年底，全球发布氢能发展战略的国家和地区已达66个。2025年全球氢气生产消费规模约1.09亿吨，可再生能源制氢累计建成投运产能约50万吨/年。
截至2025年底，我国可再生能源制氢项目累计建成产能超25万吨/年，较上年实现翻番式增长。显然，中国产能占全球产能已超50%。
“中国拥有世界最大规模的可再生能源体系和完整的制造业体系，在绿色氢能供给、技术装备制造、应用市场培育等方面具有突出优势，有条件、有基础在氢能产业发展合作中为全球能源转型发挥更大作用。”国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦表示。
中国已建成全球最大、发展最快的可再生能源体系，截至9月底可再生能源发电装机达25.2亿千瓦，占全国电力总装机的60.9%。其中，太阳能发电装机13.1亿千瓦，已超越煤电成为装机规模最大的电源品类。
在这一底座之上，新疆库车、宁夏宁东、内蒙古包头、吉林大安和松原等能源领域氢能试点项目建成投运，从规模看，8个万吨级项目建成投运，在建万吨以上项目占比38%，多个5万吨及以上项目启动建设，单体项目规模化提速。我国氢能生产—储运—应用产业流程逐步贯通，一批重大技术装备依托示范应用实现规模和性能的持续突破。
中国科学院院士、嘉庚创新实验室主任郑南峰援引数据称，截至2025年，中国年度氢气产量超过3900万吨，中国占全球电解槽制造产能近70%。一批绿氢与绿色燃料示范项目相继落地，为技术成熟度与产业经济性验证提供了真实工程场景。
此外，从“制储输用”全链条来看，储运方面，全国规划长距离纯氢管道超20条、总长超5500公里，建成投运超350公里，达茂旗至包头195公里长输管道全线贯通；常熟管道全线贯通，乌兰察布至京津冀苏青管道工作前期工作加速推进，30兆帕高压氢气运输管束车试点投运，全国累计建成加氢站超600座，上海、天津、大连等6个港口具备绿氨或绿甲醇加注能力。
在应用方面，我国交通领域，长途重载、绿色船燃、低空经济等场景开展试点应用；工业领域，绿氢耦合替代项目有序落地。
政策机制探索也同步铺开。截至2026年9月，各地已累计发布氢能政策超640项，部分地区通过“先行先试”强化可再生能源制氢氨醇项目管理、支持氢能基础设施建设运营，部分地区以地方性法规形式率先鼓励推广使用掺氢天然气。
成本、装备、储运、标准四道坎待破
关键培育期的另一面，是客观存在的产业挑战。
当前全球氢能产业仍处于培育发展初期，边广琦将挑战归纳为四方面：一是经济性瓶颈有待突破，绿电制氢与化石能源制氢相比成本仍有差距；二是技术水平有待提升，大功率燃料电池、液态储氢装备在效率、寿命等指标方面尚需突破；三是基础设施有待完善，跨区域储运通道建设处于起步阶段，加注网络覆盖有待拓展；四是标准与市场机制有待健全，氢能适用性标准、绿色氢能认证、碳核算与价值实现机制仍处于探索阶段。
中国工程院院士黄维和以更直白的语言概括了绿氢的现实处境：成本是灰氢的2至3倍，“储不多、运不远”，终端用量偏低，完整产业链尚未形成。
黄维和表示，绿氢需要解决跨系统的源荷协同，只有解决风光绿电的不确定性、不连续性，才能确保高效制氢。同时，我国绿氢生产与消费存在严重的“时空错位”，风光资源集中于三北和沿海，而碳排放与用能需求集中在东部发达地区，这意味着绿氢规模化必须跨越千公里、千亿立方级的高压输氢难题。
作为能源央企，国家能源集团立足煤电化运一体化全产业链优势，把绿色氢氨醇作为开辟“第二曲线”的重要方向，深度参与氢能全链条创新实践。国家能源集团总经理冯来法也表示，氢能产业正处在由试点示范迈向产业化、商业化的关键跃升期，但核心装备成本偏高、储运基础设施不足、标准认证体系不健全、可持续商业模式有待成熟，仍需全球协同破解。
上海电气副总裁金孝龙则从需求侧指出，受限于氢能储运难题，如何将绿氢高效转化为可储存、可运输、可交易、可规模化利用的绿色燃料，是能源转型必须破解的现实命题。
“行业测算显示，到2030年仅航空与航运两大领域全球绿色燃料需求就将达数千万吨级，市场供给存在巨大缺口。”金孝龙说，把绿电资源优势转化为绿色燃料产业竞争优势，既是推进能源转型的必答题，更是抢抓全球产业变革的难得战略机遇。
包头现在正在倾力打造全国首座全场景绿氢自循环创新之城，包头市市长孟庆维以当地测算为例：仅掺烧、重卡、矿卡、冶金、化工五个领域，未来五年年均绿氢消纳按自然场景测算约15～40万吨，按乐观场景测算约20～51万吨，“必须尽快突破制用经济性、储运安全性这两大关键制约，实现超长放量”。
七大动作推动规模化、市场化
问题清单清晰之后，逐项拆解便形成了接下来的行动路径。
边广琦表示，下一步将重点抓好七个方面工作，推动氢能产业向规模化、市场化发展。
政策端，锚定2030年非化石能源消费比重达到25%、可再生能源制氢规模达到200万吨的规划目标，细化时间表、路线图，发挥能耗双控逐步转向碳排放双控的政策导向作用，强化土地、财税、价格等要素保障。
场景端，则以试点示范为抓手，拓展多元应用场景。纵深推进能源领域氢能试点，推动绿色甲醇、绿氨试点项目建成达效、放量推广。
“聚焦能源、工业、交通三大重点领域拓展绿氢冶金、绿氢化工、重载交通、绿色航运、氢储能调峰等应用场景，形成以场景创新带动技术迭代和成本下降的良性循环。”边广琦说。
而在基础设施端，则要加快纯氢长输管道规划建设，“十五五”期间在重点区域建成一批纯氢管道。充分利用现有油气管网，试点推动天然气管道掺氢、成品油管道顺序输送甲醇。优化加氢站布局，在沿海沿江主要港口布局绿色燃料加注枢纽，推动绿电制氢项目与新能源基地、工业园区一体规划、一体建设。
技术装备端，要支持组建氢能技术、标准、产业创新联合体，围绕大容量高性能电解槽、质子交换膜燃料电池、低温液态储运、氢氨燃气轮机、全流程工艺仿真及人工智能融合应用等瓶颈开展联合攻关，同步加强颠覆性、前瞻性技术布局。
市场端，要完善绿氢与绿电、绿证衔接机制，推动氢能纳入碳足迹、碳标识管理，健全氢能价格形成机制，接续发布氢价指数。“引导资源富集区绿氢成本向15元/公斤乃至更低水平迈进，增强绿氢对灰氢的市场竞争力。”边广琦说。
黄维和也表示，跨领域高效多元化大规模用氢是一大挑战，而真正要把绿氢用好，一定要进入工业行业，首先第一步就是替代灰氢。
此外，边广琦表示，要推动建立健全氢能全产业链监管体系，完善氢能标准体系，优先制修订电解槽、燃料电池、高压储氢、氢能管道、氢电耦合等关键标准，前瞻布局规模化地质储氢、低温液氢、全链条智能管控等前沿方向标准。
以及持续深化全球产业协同。鼓励支持优秀企业来华投资兴业。同时推动氢能技术装备、标准认证、服务体系“走出去”，深化与“一带一路”沿线国家绿色燃料贸易合作，参与国际绿色航运走廊和绿色燃料加注枢纽建设。
政策杠杆已在加码。今年3月，工信部、财政部、国家发改委联合印发《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》，以“揭榜挂帅”方式遴选城市群率先开展试点，目标到2030年终端用氢平均价格降至25元/千克以下，力争部分优势地区降至15元/千克左右，全国燃料电池汽车保有量较2025年翻一番、力争达到10万辆。
之后，京津冀、大湾区、东北（含蒙东）—长三角、新疆—成渝地区双城经济圈、黄河几字弯—中原等5个城市群试点工作方案获批，试点为期4年，其中京津冀、大湾区以燃料电池汽车为主要场景，其余三个城市群以工业领域为主要场景。
近日，《北京市氢能产业发展实施方案（2026—2030年）》公布，并明确了产业发展的量化目标：力争到2030年，全市氢能产业链规模突破400亿元，带动京津冀突破1000亿元。
企业端也在同步加码。国家能源集团近五年氢能领域科研投入29亿元，承担17项国家重点研发计划，8项技术达到国际领先水平。冯来法表示，下一步将扎实推进央企绿色氢能制储运创新联合体重点任务，全力攻关离网制氢、柔性氨醇合成等关键核心技术，加快推动中试基地和产业研究院规划建设。
黄维和对氢能产业的发展路径给出了更长周期的判断：绿氢可能形成“三步走”——第一步单点破局、筑基起步，“十五五”期间主要立足于黄河几字弯等区域形成单点突破；第二步连点成线、贯通供需，形成小区域供给网络；第三步织线成网、多元赋能。
“基于过去天然气的发展，我们认为15～20年的时间‘三步走’的目标完全可以实现。”黄维和说。
