“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（850101）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（850101）体系背景下，氢能兼具能源（850101）、资源与储能（885921）介质三重属性，是推动能源（850101）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（850101）消纳能力，破解新能源（850101）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（850101）高质量发展和建设能源（850101）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（850101）消纳水平的重要支撑。我国可再生能源（850101）已进入规模化高速增长阶段，风电（885641）、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（850101）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（884113）配的二次清洁能源（850101），依托工业原料、交通燃料、分布式能源（850101）、热电联供等多元应用场景，为可再生能源（850101）开辟稳定、多元、规模化的消纳出口，有效增强能源（850101）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（850106）、合成氨、甲醇等重化工（850102）业长期以化石能源（850101）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（885430）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（850102）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（885775）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（885775）重卡、氢能工程机械（881268）、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（850101）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（885921）、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（850101）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（883434）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（883436）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（850101）多元应用协同布局，在港口、矿区、物流园区统筹燃料电池（885775）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（885430）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（850101）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（850101）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（850101）体系建设提供坚实支撑。
(作者系合肥工业大学教授、能源（850101）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)
