氢能产业从政策红利期逐渐走向规模应用期

据人民网8月底消息，国内首个“本征无储能”离网制氢系统——深能鄂托克旗5兆瓦离网光伏发电制氢工程及科技创新研发项目在内蒙古自治区鄂尔多斯市鄂托克旗开工。这标志着我国自主知识产权离网制氢技术从实验室迈向大规模工程验证，为绿氢生产开辟新路径。氢能作为清洁能源载体，在推动能源转型和实现碳中和目标方面具有重要作用。当前，氢能发展呈现出技术突破与成本下降、应用场景多元化、政策支持体系日益完善等新特点。在储能及新能源消纳方面，氢能具有容量大、时空灵活等独特优势，风光制氢一体化成为解决可再生能源消纳难题的潜在方案。

当前，氢能行业正从政策红利期逐渐走向规模应用期。随着规划实施和技术进步，氢能将在能源转型中发挥越来越重要的作用，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供有力支撑。然而，氢能标准接轨仍面临诸多挑战，包括碳排放核算方法差异、氢气品质标准分歧、安全管理体系碎片化和认证体系互认机制缺失等。未来，或将需要进一步加强国际合作，推动氢能标准接轨，促进氢能产业的全球化发展。

氢能产业迎来标准化推进和差异化发展

技术突破与成本下降成为当前氢能发展的显著特征。电解槽技术正朝着高效、大型、低成本方向快速发展。2024年，国内电解槽出货量达1.1吉瓦，碱性电解槽以92%的市场占比稳居主流，技术朝着大标方、高电密、低电耗方向演进。PEM电解槽成为增长亮点，2024年出货量近90兆瓦，同比增长150%，市场占比从3%跃升至8%。这些技术进步带动绿氢成本显著下降，2025年碱性电解槽单价同比下降38%，PEM电解槽降幅达29%。

应用场景多元化是氢能发展的另一重要特点。在交通领域，氢能应用正实现从示范到商业化的关键突破。2024年，燃料电池汽车销量显著增长，燃料电池重卡成为主力。工业领域成为氢能应用的主要战场和脱碳关键路径，化工行业是绿氢的主要消纳场景，合成氨、合成甲醇项目规模领先。2025年，国内在建及规划绿氨产能超1700万吨，绿醇产能超2300万吨，绿氢替代传统灰氢的进程加速。

政策支持体系日益完善为氢能发展创造了良好环境。中国高度重视氢能产业发展，构建了多层次政策支持体系。2022年3月，《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》明确，氢能是战略性新兴产业的重点方向。2024年，氢能被写入《中华人民共和国能源法》，提出“积极有序推进氢能开发利用，促进氢能产业高质量发展”。各地结合资源禀赋和产业基础，制定了差异化的氢能发展政策。截至2025年8月，中国已有21个省出台氢能中长期规划。

风光制氢一体化成可再生能源消纳重要路径

氢能储能具有独特的技术特性，使其在大规模长周期储能场景中具有不可替代的优势。与抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能等技术相比，氢能储能在储能容量、储能周期、地理约束和系统耦合方面表现出显著差异。

氢储能的容量优势令人瞩目。大规模氢储能系统可以达到太瓦时(TWh)级别的存储容量，远高于大多数电化学储能系统。这种特性使氢能能够解决可再生能源的季节性不平衡问题，例如将夏季丰富的光伏发电存储到冬季使用。与抽水蓄能相比，氢储能不需要特定的地理条件，可以更灵活地布局在资源富集地区或负荷中心附近。

在时间尺度上，氢能储能能够实现从小时级别到季度级别的灵活调节，填补了现有储能技术的空白。锂离子电池等短时储能技术适用于小时级或天级的频率调节和峰谷平衡，而氢能则可以应对更长时间尺度的能源不平衡问题。这一特性使氢能成为解决可再生能源季节性波动的最佳选择之一。

氢能储能的空间灵活性也是其独特优势。通过管道、液氢罐车等多种运输方式，氢能可以实现能量的空间转移，将可再生能源富集地区的能量输送到能源短缺但需求旺盛的地区。中国的“西氢东送”工程正是利用这一优势，计划将西北地区丰富的风光资源转化为氢能，通过管道输送至东部沿海地区。

风光制氢一体化作为解决可再生能源消纳和深度脱碳的关键路径，正受到全球范围内的广泛关注。与传统分离式系统相比，风光制氢一体化具有显著优势：一是通过省去并网环节，降低输电损耗和税费，使制氢成本降低40%以上;二是提高可再生能源利用率，如河北张北项目通过“电氢智能互动”技术，将可再生能源利用率从70%提升至95%;三是通过分布式制氢替代长距离输氢，将高风险环节压缩在可控半径内，安全冗余度提升3倍。

全球风光制氢一体化项目正呈现爆发式增长态势。截至2024年底，全国“风光氢氨醇”项目超过百个，累计投资额逾5000亿元。公海gh555000aa线路检测建、中广核、中煤、国电投、国家能源集团、三峡及华电等央企能源巨头纷纷入局或加大投入，推动了产业的规模化发展。

氢能标准国际对接难题成市场规模发展堵点

随着各国氢能产业的快速发展，标准体系的建设与协调已成为影响产业链形成和国际市场构建的关键因素。然而，当前全球氢能标准存在显著的碎片化和差异化特征，给氢能的国际贸易、技术合作和产业规模化发展带来了严峻挑战。

碳排放核算方法差异是全球氢能标准接轨的首要障碍。各国对清洁低碳氢的碳排放阈值设定各不相同：美国设定为4.0单位氢气碳排放量(kgCO_2e/kgH_2)，欧盟为3.384，英国为2.4，日本为3.4。这种阈值差异直接反映了各国在资源禀赋、能源结构和技术路线上的不同选择，也导致了国际氢能市场认证的复杂性。

更为根本的是，各国在系统边界确定上也缺乏共识。欧盟采用“从原材料到使用阶段”的全生命周期评估方法，考察氢气的全生命周期碳排放;而其他国家多采用“从原材料到生产阶段”的评估方法，仅关注氢气生产过程的碳排放。这种系统边界的不一致使得不同标准的碳排放核算结果缺乏可比性，增加了国际互认的难度。

氢气品质标准分歧也给氢能的国际贸易和应用带来了技术壁垒。国际标准化组织(ISO)和美国材料与试验协会(ASTM)等组织制定的氢气品质标准与中国的国家标准在杂质控制、纯度要求和测试方法等方面均存在差异。这种差异不仅增加了国际贸易的成本和复杂性，还可能对氢燃料电池汽车的使用寿命产生影响。

安全管理体系碎片化是氢能标准接轨的另一重要挑战。氢能产业链长、环节多，涉及多个管理部门和标准化技术机构，这种多头管理格局导致标准体系建设缺乏统筹协调。在中国，氢能标准制定工作分散在全国氢能标准化技术委员会、全国燃料电池及液流电池标准化技术委员会、全国汽车标准化技术委员会、全国气瓶标准化技术委员会和全国气体标准化技术委员会等多个标准化技术委员会。这些标委会之间分工不够明确，协调机制不完善，导致标准制定工作存在交叉重叠和标准缺失并存的现象。

认证体系互认机制缺失显著增加了氢能贸易的交易成本和不确定性。目前，各国正在建立各自的氢能认证体系，但这些体系之间缺乏协调机制和互认安排，导致认证结果无法跨境通用。生产商需要针对不同目标市场申请多种认证，重复进行检测和评估工作，大大增加了时间成本和经济成本。