《中国经济周刊》 记者张燕谢玮

　　氢能是来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，被誉为21世纪最具发展潜力的清洁能源，是未来能源领域的重要发展方向。

　　近年来，我国的氢能产业在“政策的手”和“市场的手”的双重推动下，正在驶入发展“快车道”。

　　2019年，“推动充电、加氢等设施建设”被写入政府工作报告，我国氢能产业发展迎来了重要节点；2021年，《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》发布，明确提出统筹推进氢能“制储输用”全链条发展。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，明确了氢能在我国能源绿色低碳转型中的战略定位、总体要求和发展目标，构建了我国氢能战略发展的蓝图；2023年底，国家标准委、国家能源局等六部门联合印发《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，这也是首个国家层面氢能全产业链标准体系建设指南。

　　今年政府工作报告再次提出,加快前沿新兴氢能、新材料、创新药等产业发展。这是氢能首次以前沿新兴产业的身份被提及，氢能产业开始“热闹”起来。

　　据《中国经济周刊》记者不完全统计，全国已有30个省份把氢能写入各自“十四五”发展规划中。与此同时，氢能在2024年各地方的两会政府工作报告中出现超20次。

　　我国的氢能产业究竟处于何种发展阶段？面临哪些机遇与挑战？未来发展潜力如何释放？带着上述问题，《中国经济周刊》记者展开了产业调查。

　　多地布局发力氢能产业

　　中国工程院院士、中国工程院原副院长干勇此前预计，保守估计，2050年氢在我国终端能源体系占比约10%，2060年占比将达约15%，成为我国能源战略的重要组成部分，氢能被纳入我国终端能源体系，与电力协同互补，共同成为我国终端能源体系的消费主体，带动形成十万亿级的新兴产业。

　　从东部沿海到西部内陆，多地纷纷鼓足干劲，积极布局氢能产业，发展动力十足。

　　多地共绘氢能发展蓝图

　　今年3月，与往常一样乘坐吕梁310路公交车的乘客发现，与常见的绿色公交车不同，新出现的公交车不仅车身变成了蓝色，在车尾处还印上了“氢燃料电池公交车”几个大字。

　　吕梁市首条氢能公交示范线投入了5辆氢燃料电池公交车。作为全国最大的主焦煤生产基地，山西省吕梁市拥有全省最大的工业氢产品资源。吕梁市能源局相关负责人在年初接受《中国经济周刊》记者采访时表示，吕梁市已形成7.5万吨制氢产能，已建成加氢站11座，年产1000辆氢能商用车生产线建成投产。计划到2025年，吕梁市制氢能力将达到20万吨以上，全市建成具有加氢功能的综合能源站50座，氢燃料电池汽车数量突破5000辆，氢能重卡生产能力达到5000辆，产业链总产值超过200亿元。

　　与山西吕梁一样，全国多地正对氢能投以极大热情。

　　9月24日，由中车青岛四方股份公司自主研制的我国首列氢能源智能城际动车组CINOVA H2出现在柏林国际轨道交通技术展上，这正是山东氢能产业发展的缩影。作为全国首个出台氢能产业中长期发展规划和首个氢能大规模推广应用的示范省份，山东省围绕制、储、运、加、用各环节，推动氢能全产业链发展,聚集氢能相关企业、研究机构超过180家,成为全国氢能产业链最完整的省份之一。

　　为鼓励氢燃料电池车运行，今年3月，山东省交通运输厅发文宣布，在山东高速公路行驶的氢能车暂免收取高速公路通行费，该政策将试行两年。而在此之前，山东省曾提出打造氢能高速的想法。选定济南、青岛、潍坊、淄博4个试点城市，打造一条以济南、青岛为起始点的纵向氢能高速，串联潍坊和淄博两个城市。

　　所谓氢能高速，并非新建高速公路，而是在现有的高速路上新建加氢站，以满足长途运输中氢能汽车的加氢需求。山东之外，广东、浙江、四川等地区也规划了类似的氢能道路。

　　今年6月，广东省发展改革委发布《广东省广湛氢能高速示范项目实施方案》。这是广东推出的首个氢能高速项目，也是全国首份省级氢能高速实施方案。该项目覆盖广州、佛山、东莞、江门、阳江、湛江、茂名等地，旨在依托沈海高速、汕湛高速等交通大网络，推动广东省燃料电池汽车示范城市群建设，进而打造零碳物流广东示范。

　　氢能高速项目推进的背后，是广东省对于氢能发展的期待。《广东省加快氢能产业创新发展的意见》中提到，到2025年，广东要推广燃料电池汽车超1万辆，年供氢能力超10万吨，建成加氢站超200座。到2027年，氢能产业规模达到3000亿元。

　　“我国氢能领域的发展得益于地方政策的积极探索与先行先试，最终也自上而下推动了国家层面政策的出台。”中国国际经济交流中心科研信息部部长景春梅在接受《中国经济周刊》记者采访时表示，地方层面早在2015至2016年间便已着手推动氢能产业发展，不仅在政策制定上进行了诸多尝试，还在产业示范项目上展开了广泛探索。产业界呼声也很高。与此同时，国际上不少国家也在制定相关规划，并一直关注中国对氢能的态度。然而国家层面比较冷静，从 2015 年到 2016 年国际上氢能热不断升温，但中国直到 2019 年才开始起草氢能规划，2022 年正式公布。我国在氢能产业政策方面呈现了“自下而上”的特点。

山西美锦能源华盛的制氢装置 《中国经济周刊》记者张燕I摄

　　“真金白银”支持氢能产业发展

　　在提出具体发展目标的同时，各地政府还拿出“真金白银”来支持氢能产业发展。

　　今年5月，山东新旧动能转换引导基金参股设立的山东省绿色新能源产业股权投资基金在济南市完成工商注册。该基金总规模100亿元， 由省新动能基金公司联合山东能源集团、厦门国贸控股集团共同发起设立，主要投向海上风电、海上光伏、储能、氢能等领域。

　　6月，江苏省宣布正式启动规模 500 亿元的战略性新兴产业母基金，定位为 “耐心资本”。其中常州设立了“江苏省新能源（常州）产业专项母基金”，总规模 50 亿元，重点围绕新能源汽车、新型电力系统、新一代光伏技术、氢能、新型储能等产业领域进行投资布局。

　　7月20日，湖北省在碳市场开市十周年主题活动上，成立总规模 100 亿元的湖北绿色低碳发展母基金，基金主要投向清洁能源、绿色交通、绿色基建、节能环保等绿色低碳产业，以及符合国家战略发展方向的先进制造、人工智能、新质生产力等产业，助力湖北绿色转型发展，氢能也是重点投资领域之一。

　　在景春梅看来，氢能产业链覆盖汽车、电池、化工、零部件等多个行业，并包含多项核心关键技术，这些技术和产业将对地方经济产生显著的拉动作用。也正是因此，各地政府纷纷立足本地优势，积极支持氢能产业落地。

　　大规模产业化应用蓄势待发

　　由于兼具能源和原料双重属性，与电能相比，氢能便于储存、方便运输，可以作为载能体，替代电能参与到交通、发电、储能、工业等领域，应用场景丰富。

　　国家能源局今年3月印发《2024年能源工作指导意见》，明确提出了要加快编制推动氢能产业高质量发展的相关政策，有序推进氢能技术创新与产业发展，稳步开展氢能试点示范，重点发展可再生能源制氢，拓展氢能应用场景。

　　交通领域先行，氢能应用场景逐步扩展

　　由于产业基础较好，交通领域在我国氢能应用中先行一步。

　　今年4月，两辆装备了180千瓦氢燃料电池系统的汽车，从北京大兴出发，历经两天时间，横跨6个省市抵达上海，实现了1500公里长距离运输测试，这是我国氢能车辆首次大范围、长距离、跨区域的实际运输测试。

　　氢燃料电池的应用不仅仅在汽车上。从去年年底至今，我国首艘氢能源船舶、首列氢能源市域列车、首列氢能源智能城际动车组相继亮相，标志着氢能在我国轨道交通领域应用取得了新突破。

　　早在2001年，燃料电池车与纯电动、插电式混合动力车一同被列入国家“863计划”，拉开了氢燃料电池技术攻克的序幕。据业内人士介绍，氢燃料电池汽车行业核心技术集中于氢燃料电池电堆等，主要包括催化剂、质子交换膜和碳纸等“三大材料”，以及双极板、膜电极等“两大部件”。当前，这些领域核心技术持续突破，国产化明显加快。目前，我国已形成涵盖制、储、运、加、用等各环节完整的氢燃料电池汽车产业链，是全球燃料电池汽车产业链最完整的国家之一。

　　“与传统电动汽车相比，氢燃料电池车具备加氢速度快、低温损耗小、续航里程长等突出特点，尤其在大载重、长续航、高强度的应用场景中具有先天优势。目前在国内的主要应用方向为大型商用车领域，例如公交、长途重型卡车等。” 青岛美锦能源汽车制造有限公司常务副总经理王立新对《中国经济周刊》记者介绍。

　　青岛美锦新能源汽车制造有限公司（以下简称“美锦新能源”）位于青岛市西海岸新区氢能产业园，占地面积超过630亩，重点发展氢能整车、燃料电池系统和核心零部件制造、制储加氢装备、氢能关键材料等产业。王立新对记者介绍称，目前公司在产业园已建成两条生产线，分别生产客车和卡车，达产后可年产氢燃料电池商用车整车5000辆。目前交付的120辆公交车已全部在黄岛区投入运营。

　　工业领域或成氢能最大应用场景

　　“工业领域是氢能极具潜力的应用领域。”景春梅指出，欧盟碳关税倒逼之下，煤化工、铝、石油化工、钢铁冶金、建材水泥等行业应用氢能减碳积极性高。景春梅同时提到，氢能与电力系统的储能氢电融合，氢能可发挥长周期储能作用，弥补我国储能短板。

　　中国社会科学院工业经济研究所能源经济室主任朱彤在接受《中国经济周刊》记者采访时指出，绿氢是部分工业过程实现碳中和的利器。尤其在钢铁工业中，目前的工艺技术创新改进难以实现深度脱碳，氢冶金是替代碳还原最为可行的途径。

　　朱彤同时表示，绿氢储能系统由于具备大容量、长周期、清洁高效的特性，可以在月度或季度的长周期储存能量，被认为是能够良好匹配可再生能源电力的储能方式。而且，相比于抽水蓄能，氢储能受地理因素限制较小，还可通过增加氢气储罐尺寸，以较低的边际成本扩大其储能能力。

　　在景春梅看来，日本、韩国等国发展氢能需用氢能解决能源供给问题，而我国总体上能源并不短缺，不存在能源够不够的问题。发展氢能主要是为配合实现“双碳”目标而减碳、脱碳。

　　“日本更多从交通领域应用氢能，家庭供能系统也有应用，欧洲则注重工业领域应用。对中国而言，碳排放中有80% 直接和间接来源于工业领域，氢气消费的 80% 也来源于工业领域，由此可见，氢能最大应用场景在工业领域。”景春梅说道。

　　国内市场工业领域需求正在逐步打开。在金能化学(青岛)有限公司的工作车间，丙烷脱氢装备产生的工业副氢在经过提取后，作为燃料加入生产设备，成为天然气的最佳替代。金能化学(青岛)有限公司技术中心主任王文明对《中国经济周刊》记者介绍称，丙烷脱氢装备一年能产生7万吨的工业副氢气，全部回收利用后，一年能省掉近2亿元的燃料费用。

　　隆基氢能总裁马军介绍道，当前隆基在氢能应用方面已进行了一些探索实践。中石化库车项目作为全球首个万吨级绿氢示范项目，自 2023 年 6 月 30 日投产，截至 2024 年 5 月 30 日，已安全平稳运行 335 天。吉电大安项目是全国首个万吨级绿色合成氨示范项目，今年 5 月，隆基提供的 15 台电解槽已全部发运。兴国铸业项目是全国首个高炉富氢冶炼工业化应用示范项目，可减少碳排放 10% 以上，增加铁产量 13% 以上。隆基绿能已经向氢能的下游拓展，例如隆基在河南和内蒙古都已规划布局绿醇项目。

山西省晋中市榆次区的美锦能源加氢站内，一辆氢能重卡正在加氢。《中国经济周刊》记者张燕I摄

　　资本市场拥抱万亿产业链

　　随着氢能产业发展日益受到政策“关注”，氢能产业投资又再度“热闹”起来。

　　氢能产业链覆盖广泛，不少公司都是涉氢概念股。

　　《中国经济周刊》记者查阅同花顺ifind氢能板块概念股发现，其中有308只股票，涵盖包括石油化工、新能源、传统能源、机械制造、电气设备、汽车整车及零部件等众多领域。

　　其中，石油化工企业凭借自身在能源生产和化工工艺方面的优势，积极探索氢能制取与存储技术；风电、光伏等企业则利用其在可再生能源发电领域的积累，致力于绿氢的规模化生产，为氢能产业提供可持续的能源来源；汽车整车及零部件企业更是将目光投向了氢燃料电池汽车这一新兴领域，从整车设计制造到关键零部件研发生产，全方位布局氢能汽车产业链，推动氢能在交通运输领域的应用。

　　中国石化在其2023 年度报告中，强调加快发展以氢能为核心的新能源和高端化工材料，着力打造世界领先的洁净能源化工公司。目前，中国石化已建成多个氢燃料电池供氢中心；在绿氢制备方面，库车示范项目已投产，且还在布局其他绿氢项目；提出“十四五”期间，拟规划布局1000座加氢站或油氢合建站，目前在推进中。

　　今年9月，中国石化旗下的石化机械又斥资1亿元成立氢能机械有限公司，进一步加码氢能产业。

　　中国宝武集团也在积极推进氢能布局，其战略部在2019年就成立了“氢能策划组”，制定了制、储、运、加、用氢能全产业链布局，同年成立清洁能源公司——宝武清能。

　　7月，宝武清能与卧龙英耐德签约，深化风光制氢、氢冶金等合作。

　　近年来，众多上市公司纷纷加大在氢能领域的布局力度，氢能产业正似乎掀起新一轮投资热潮。

　　最先被资本看好的赛道是氢燃料电池。

　　2020年9月，财政部等五部门发起燃料电池汽车示范应用行动。随着财政补贴和政府采购持续释放市场需求，大量投资机构入局。

　　受政策带动，2022年下半年以来，氢能赛道的投资风向开始从氢燃料电池转向上游制氢和储能运输。2月29日，海泰新能公告称，为支持子公司业务发展，拟对全资子公司增资9600万元。此次增资主要用于康保—曹妃甸氢气长输管道项目建设。管道目标市场为唐山市的交通用氢、氢冶金、工业用氢以及城燃掺氢。

　　在氢能交易领域，美锦能源于7月15日晚间公告董事会审议通过了《关于氢能交易平台建设方案的议案》，该平台将构建面向全国的氢能交易服务，预计 2024 年第四季度上线运营。

　　在制氢端，8月13日，中国天楹公告称，计划在辽源高新区化工园区投资、建设与运营绿氢项目，装置设计规模年产绿氢 15 万吨，分期建设，首期建设年产4万吨绿氢产能。

　　制、储、运、加、用等多环节待破局

　　在能源转型的浪潮中，氢能作为一种清洁、高效的能源载体充满机遇。然而，要实现氢能的广泛应用，制、储、运、加、用等多个关键环节面临着诸多挑战。究竟该如何破局？

　　氢从哪里来

　　根据制取方式的不同，氢能被分为了灰氢、蓝氢与绿氢。灰氢主要是通过煤炭、天然气等化石燃料燃烧产生的氢气，在生产过程中会有二氧化碳等排放。蓝氢，是指采用了碳捕集措施的化石能源制得的氢气，碳排放强度大幅度降低。而绿氢，则是指利用可再生能源分解水得到的氢气。

　　我国一直是世界主要的氢气生产大国。2020年以来，我国氢气产量明显加速。根据中国煤炭工业协会数据，2021年我国氢气产量为3300万吨，2022年3781万吨，2023年将预计达到4291万吨。

　　朱彤对《中国经济周刊》记者表示，目前我国制氢原料中，煤炭使用最为广泛，占比达到64%。其次是工业副产品，占比达21%。天然气占比达14%，电解水使用最少，占比仅为1%。

　　在朱彤看来，不同制氢技术路线的全生命周期碳排放差别很大，其中，化学燃料制氢会排放大量的二氧化碳。从长远发展来看，绿氢是能源转型与工业脱碳必不可少的能源载体。

　　可再生能源电解水制氢，是目前最成熟、应用最广泛的绿氢制备方式。据朱彤介绍，我国电解水技术以碱性电解水制氢为主、质子交换膜电解制氢技术为辅。其中碱性电解水制氢设备量全球占有率第一。眼下，国产碱性电解槽寿命已经达到8万小时以上，生产成本更低。质子交换膜电解制氢技术方面，我国仍处于研发攻关阶段，技术性能尤其是寿命尚缺乏市场验证，技术整体性能与国外差距较大。

　　与灰氢、蓝氢相比，可再生能源制氢成本比较高。据记者了解，目前煤制氢成本约为9~13元/公斤、天然气制氢成本约为10~18元/公斤，可再生能源电解水制氢成本受电力成本影响较大，约为30~45元/公斤。

　　随着“双碳”目标的发布，国家对于绿氢越来越重视，并将其作为氢能发展的重中之重。2022年3月，国家发展改革委、能源局发布的《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，将氢能正式纳入国家能源体系，明确氢是能源转型的重要载体，可再生能源制氢（即绿氢）将在2030年广泛应用，到2035年在终端能源消费中的比重明显提升，对能源绿色转型发展起到重要支撑作用。

　　政策引导下，绿氢发展近年开始提速。据势银（TrendBank）公司统计，截至2022年底，国内处于规划、在建、建成等不同阶段的绿氢项目累计达151项，2023年1—10月新增绿氢项目达到126项。

　　今年6月，我国规模最大的光伏绿氢项目“中石化库车绿氢示范项目”全面建成投产，制氢规模达到每年2万吨。

　　在占地9700多亩的项目园区，50多万块光伏板充分利用当地充足的日照来进行发电，年发电量近6亿千瓦时，平均每天发电159万千瓦时。绿电被输送到绿氢工厂制取氢气，实现“绿氢”替代“灰氢”的绿色降碳生产。

　　作为上述绿氢项目电解槽供应商之一，2023年9月，隆基氢能发布了ALK G系列产品，产氢量最大可达3000Nm3/h，这也是全球单体规模最大的电解槽产品，可节约制氢系统投资10%以上，节约土建成本20%以上。

　　马军对《中国经济周刊》记者算了一笔账：现阶段，按制氢系统电耗4.5kWh/Nm3，制氢电价0.2元/kWh计算，中国制氢侧可实现一块五一方绿氢(16.6元/kg)。若绿电一毛钱一度电，绿氢成本<1元/方，就可以做到与煤制氢价格接近。

　　我国拥有丰富的风光资源，可再生能源装机量全球第一，风电光伏设备产能全球第一，在清洁低碳的氢能供给上具有显著优势和巨大潜力。政策支持下，大量绿氢项目在地方政府支持下快速布局。

　　景春梅表示，目前，绿氢在我国氢能的占比不到1%，但是到2030年估计会扩大到15%。当前绿氢的制备成本是每公斤25元，随着技术进步迭代、规模扩大，到“十五五”时，成本有望降到每公斤20元。

　　产业链发展难题待解

　　朱彤指出，我国氢能设备在制、储、运、加、用等环节依然存在部分短板。受制于成本、储运等因素，目前氢能的应用距离大规模产业化还有很长的路要走。

　　即使在目前应用最广泛的交通领域，这些问题也同样存在。

　　中汽协的数据显示，2024年上半年，我国氢燃料电池车产销量分别为 2773辆和 2644辆，累计销量已达2万辆。而全部汽车产销分别完成了1389.1万辆和1404.7万辆，其中新能源汽车产销分别是492.9万辆和494.4万辆。

　　从整个汽车市场来看，氢燃料电池车仍然极为“小众”。在业内看来，目前氢燃料电池车上路还存在成本较高、加氢站分布不足等问题。但从整体趋势来看，无论是氢燃料电池系统、关键零部件，抑或是氢能运输成本都在逐步下降。

　　其中，燃料电池系统成本下降到每千瓦2000多元，比2021年降低了近70%。王立新告诉记者，以美锦新能源生产的重卡6×4 牵引车为例，2021年的售价大约在170万元左右，如今只需要100万元出头。

　　即便如此，氢燃料电池车的价格仍然不低。若与同规格的柴油重卡或纯电动重卡相比，价格分别是前者的3倍和2倍。此外，目前国内加氢站的氢气价格大约在30～50元/公斤，相比较柴油车25～35元/公斤能源的价格，差距仍然很大。

　　今年以来，山东、四川、吉林、陕西等省份陆续宣布对氢能车辆暂免收取高速公路通行费，有效降低了氢燃料电池商用车运营成本。中金公司的研报指出，高速免费后， 49吨氢能重卡全生命周期成本有望降至301万元，低于燃油重卡的322万元。

　　如果单纯从整车成本和加氢的成本来算，氢燃料电池车售价和使用成本比纯电动汽车高。但若将长距离运输的收益考虑进去，氢燃料电池车仍然具备一定优势。王立新给记者算了一笔账：纯电动汽车与氢燃料电池车相比，若想要达到相同的续航能力，对电池的需求量会很大，从而导致整车损失很大一部分的载重量，运输收益也会随之降低。以49吨的牵引车为例，同样是1000公里运输来算，柴油车一车一挂的载重量是33吨左右，氢燃料电池车则可以载重31吨以上，纯电动卡车的载重量是27吨左右。

　　在基础设施建设方面，加氢站布局不足的问题同样突出。

　　中国氢能联盟数据显示，截至2023年末，全国已经建成加氢站428座，主要分布在广东、山东、河南、河北和浙江，其中处于运营状态的加氢站只有274座，占比64%。

　　加氢站的开设同样受到氢气运输成本的制约。从目前国内已建成加氢站的布局来看，氢源距离、当地氢燃料汽车普及率都是关键因素。此外，氢气的储存和运输还存在一定的安全隐患。

　　目前市场主流的氢气储运方式分为高压气态储氢和液态储氢。尽管技术相对成熟，但由于储氢密度低，长距离运输成本相对较高。美锦能源氢能事业部山西区总经理马凯告诉《中国经济周刊》记者，氢气的价格成本里，储运要占据整个成本的30%到50%。除部分工业园区铺设有氢气管道外，大部分地方的氢气运输主要靠车辆。运输效率相对较低。一旦运距超过100公里，每公斤氢气的成本就要增加10～20元，经济性就会变差。

　　突破氢能行业“卡脖子”的关键在于提高储氢效率和降低成本，相比气态、液态储氢，经济、高效、安全、无需高额储氢设备的固态储氢脱颖而出。目前，国内市场上已经出现了镁基固态储运氢车，进一步降低了氢气的储运成本。

　　氢枫是一家专注于氢气制取、储存、运输和应用的跨产业链综合技术解决方案提供商，在氢气分离提纯以及加氢站建设领域占有显著的市场份额。氢枫推出创新性镁基固态储氢技术，实现该技术的商业化落地。氢枫首席财务官曹俊在接受《中国经济周刊》记者采访时表示，镁基固态储氢技术是在一定温度条件下通过氢气与镁合金的化学反应，以固态形式将氢气存储于镁合金材料中。与气态和液态储氢相比，镁基固态储氢技术的核心优势为具备更高的质量储氢密度以及常温常压的高安全性能，使氢能储运成本更为节约。

　　一辆装载20英尺集装箱的镁基固态储氢运车储氢量为传统高压气态长管拖车的3倍，在长距离氢能运输方面具有显著优势，同时兼容公路、铁路和水路运输，让氢能的储运更为便捷。此外，镁基固态储氢在储能领域具有广泛的应用前景，可实现大规模、长周期储能，适用于可再生能源储能、调峰电站、SOFC等氢发电领域，以及绿色甲醇、合成氨、氢冶金等氢化工领域。

　　和液氢相比，管道输送储运同样是一种可行的选择，在油气领域亦是如此。氢气的长距离管道运输并非新生事物，欧美地区的氢气管网已有长达 70 年的历史，当下全球氢气输送管道总里程为 5000 公里左右。我国的输氢管道建设当前尚处于起步阶段，也被业界作为一种选择方向。从国家层面来看，一些大的龙头企业也在尝试建设纯氢管道。

　　2023年9月，我国首个“西氢东送”输氢管道示范工程被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》。“西氢东送”管道规划起点位于内蒙古自治区乌兰察布市，终点位于北京市的燕山石化，原定为 400 公里，后拓展至 1100 公里，预计年底开工，2027 年建成。这是我国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道。管道建成后，将用于替代京津冀地区现有的化石能源制氢及交通用氢，缓解绿氢供需错配的问题。

　　“我国的资源禀赋决定了东部地区和西部地区在绿电布局方面情况类似，可能需要大规模运用输氢管道。在绿电大基地，特高压无法完全输送，且在技术和经济性上存在天花板。同时，西北地区就地消纳能力有限，因为整个经济体量不大。所以，需要继续加快输氢管道和特高压的建设，同时加大就地消纳能力。”景春梅说。

　　纯氢管道建设的验证周期漫长，并且投入巨大。只有下游需求足够，管道输氢才会具有明显的成本优势。

　　“氢能历经多年从实验室走向产业，正从小规模示范应用迈向大规模应用和产业化发展推进。” 景春梅指出，氢能产业发展正在经历关键阶段，技术需在更多应用场景中进行验证，并通过技术进步和规模化应用降低成本。反之，只有成本降低，才能实现更大范围、更大规模的应用。

　　“氢”功不易练

　　今年部分已上市的氢能公司发布的中报显示，尽管营收规模有所增长，但盈利难题依旧存在。

　　这和当前氢能产业处于商业化早期的大环境相关，市场规模小、成本高、技术产品迭代速度快以及市场接受度有限等问题依旧困扰着企业。

　　从业绩表现来看，其中，“氢能第一股”亿华通自2020年上市以来一直未能实现盈利。2024 年上半年，亿华通实现营业收入较上年同期增长，但归属于上市公司股东的净亏损较上年同期增加约 80%。原因包括银行贷款利息支出同比增加、整体毛利率下降导致毛利额同比减少以及因汇率变化确认的汇兑收益同比减少。

　　国鸿氢能于2023年12月登陆港股。其中报显示，2024年上半年，总收入约为人民币1.33亿元，较过往期间减少37.3%；公司股东应占亏损约为人民币2.12亿元，较上年同期的 1.24 亿元出现亏损扩大。较上年同期的 1.24 亿元出现亏损扩大。

　　国鸿氢能表示，推动新一代产品进入量产导入阶段，但新产品处于小批生产阶段致使毛利暂时性相对较低，同时加大研发投入导致研发费用同比增加，应收账款账龄延长导致信用减值拨备增加。

　　美锦能源中报显示，上半年公司实现营业总收入88.14亿元，同比下降9.50%，归母净利润-6.83亿元，同比止盈转亏。上半年，美锦能源氢能行业收入5.58亿元，在营业收入中占比6.33%。

　　宝丰能源上半年实现营业总收入168.97亿元，同比增长29.09%；归母净利润33.05亿元，同比增长46.44%。不过，这一业绩受益于非氢板块。宝丰能源称，受益于煤炭价格回落，煤制烯烃盈利能力显著回升，与油制烯烃、PDH 制丙烯等路线相比，成本优势进一步扩大。

　　尽管当前多家上市企业盈利能力较低，但行业依然认为前景广阔。

　　中国电动汽车百人会低碳融合发展研究院执行院长、山东氢谷新能源技术研究院院长张真向《中国经济周刊》记者表示，资本要有耐心，一级市场资本不能急于求成，要避免低端产能重复投资建设，提升技术质量和附加值，健全产业链标准和安全体系。二级市场应支持有核心技术的企业，避免支持低端产能重复建设项目。

　　“未来5～10年是氢能产业规模化爬坡重要时间窗口，它将成为现代能源体系不可或缺的分支。”张真说，当然如果想布局这个领域的企业，可能未来5年是最后的一个时间窗口了。2030 年之后市场格局可能稳固。

　　全球竞逐氢能未来

　　国际氢能源委员会预测, 2050年全球氢能源需求将增至目前的10倍，同时2050年全球氢能产业链产值将超过2.5万亿美元。

　　这也就不难解释，为什么在发展氢能产业方向上，大国都在积极布局和发力。

　　全球各大国竞逐氢能高地

　　基于氢能的宽阔使用场景以及庞大的产业链价值，在国际上，美国、欧盟、日本、韩国等国家和地区纷纷将氢能源纳入能源发展战略，持续推动氢能产业发展，竞逐氢能发展高地。

　　早在2017年，日本就发布了全球首个氢能国家战略——《氢能基本战略》，提出了建设氢能社会的目标。2023年6月，日本对以上战略进行了修订，在维持近期氢能发展目标基础上，大幅提高了中长期目标，由之前的500万～1000万吨调整为2040年的1200万吨（含氨）和2050年的2000万吨（含氨），并积极开拓海外市场，谋划构建全球性氢能市场。

　　2020年10月，美国能源部发布《氢能源计划》，提出本土远期氢能需求将达4100万吨。次年发布的氢能计划（Hydrogen Shot），提出在10年内实现绿氢成本降低80%的目标。2023年6月，美国能源部正式发布《美国国家清洁氢能战略和路线图》，分别提出了近、中、远期氢能发展目标，即2030年、2040年、2050年清洁氢需求将分别达到1000万吨、2000万吨和5000万吨。

　　根据欧盟在2020年7月发布的《欧盟氢能源战略》，2050年氢能在能源结构中的占比将提高到12%～14%。此外，多个欧洲国家也将氢能写入了国家发展战略。法国成立了国家氢能委员会，提出到2030年拥有6.5吉瓦的电解槽产能、生产绿氢60万吨、减排二氧化碳600万吨计划。德国则在去年更新了2020年发布的《国家氢能战略》，提出2030年国内电解水制氢目标至少要达到10吉瓦，比之前翻了一番，氢能需求量将提高至95～130太瓦时，比之前增长了近20%。

　　在中东地区，沙特阿拉伯2021年发布绿色沙特倡议，推动氢能生产链本地化；阿联酋发布国家氢能战略，旨在到2031年成为全球氢能产业领先者，到2050年实现净零排放目标。在非洲地区，南非提出到2030年在北开普省实现年产1000万千瓦电解产能及约50万吨氢气的目标。拉美国家中，智利提出到2025年实现5吉瓦的可再生能源发电制氢装机容量，到2040年跻身全球氢能出口国行列；巴西公布的国家氢能计划(2023—2025年)，旨在利用海上风电等可再生能源扩大生产绿氢；乌拉圭启动绿氢行业基金，政府为绿氢项目提供资金援助。

　　从各国发布的氢能发展战略来看，在追求脱碳目标、推动能源革命的背景下，绿氢无疑成为各国一致性的发展重点。其中，拉丁美洲和加勒比地区近年来绿氢发展势头迅猛，绿氢项目已占到全球总量的1/4。

　　受访专家对《中国经济周刊》记者表示，从技术层面来看，全球主要发展氢能国家的优势不尽相同。其中，美国在液氢技术上具备一定优势，拥有超过15座液氢工厂。此外，在氢气输运和储备方面，欧盟和美国拥有全球最多的氢气管道。而在碱性电解水制氢技术方面，我国碱性电解水制氢设备量全球第一。

　　“我国氢能产业发展在国家上处于第一梯队。” 张真进一步介绍称，2024年上半年，我国氢燃料电池车产销量分别为 2773辆和 2644辆，同比增加11.1%和9.7%。与此同时，全球氢燃料电池产销量同比下降 34.1%。从市场份额来看，我国氢燃料电池车产量占全球的41.8%，且以商用为主。此外，当前我国规划和建设可再生能源制氢项目超过400个，已建成加氢站约480座，我国氢能在交通、化工、冶金等领域示范规模引领全球。

　　从政策端到市场端，全球氢能产业链的活跃程度在逐步增加，这对于我国氢能产业链企业来说，既是竞争也是机遇。眼下，国内氢能与燃料电池产业链企业正在以“技术出海”带动“产品出海”，瞄准海外市场主动出击。

　　作为水电解制氢领域的核心装备——电解槽正在成为我国新能源领域的出口“新生力量”。记者了解到，去年年底以来，碱性电解槽的出口金额和数量持续上涨。中国科学院院士、清华大学车辆与运载学院教授欧阳明高在2024中关村论坛年会“氢能产业科技创新发展论坛”上曾预测，电解槽有望成为继电池、光伏、电动汽车之后，中国第四大出口新能源产品。

　　成本压力巨大，氢能发展如何摆脱赔本赚吆喝

　　在业内专家看来，作为21世纪最具发展潜力的清洁能源，地方和企业都对氢能产业抱有极高的热情，闻“氢”起舞，各项研究和应用都在积极推动。但从产业层面来看，氢能产业发展仍显动力不足，其主要原因是成本过高，部分参与者认为难以持续投入，始终处于赔本赚吆喝的状态。

　　“发展氢能产业对于地方财政来说是一个不小的考验。以国内某个率先发展氢能产业的南方城市为例，对氢能财政补贴全面且力度大，包括加氢站投入、氢气价格补贴等。但是我们去调研的时候发现，加氢站投入是一次性的，但车辆运行是持续的，这也意味着每日、每月、每年持续补贴，这对财政实力是极大的考验，也关系到可持续发展问题。如果出现经济形势变化及缺氢问题，补贴难以为继，就会出现车辆闲置情况，造成浪费。” 景春梅说道。

　　“现阶段氢能产业发展最大的挑战在于经济性。”张真表示，部分地方对于氢能产业有政策补贴，但行业还未形成商业闭环，补贴一旦停止可能打击行业信心和示范应用。

　　“现在的氢能就像一个孩童一样，步履蹒跚，在走稳前还需要更加精准、定向的补贴支持。”张真说道，在财政政策方面，在产业尚未稳定发展之前，仍需给予一定支持。毕竟产业从萌芽到爆发至少需要大约 10 年的时间，不可能仅通过三五年的支持就迅速壮大，这不符合产业发展规律。建议在产业导入期（2030 年之前），在其能够真正实现规模化之前，应在技术攻关、技术创新以及基础设施建设等方面给予支持和倾斜。

　　“尽管政策层面暂无针对氢能的专项补贴政策，但可以用‘搭便车’的方式利用好现有政策。”景春梅直言，随着各行业各部门对氢能认识的持续提升，氢能得以借助现有诸多政策实现发展，如绿色发展基金、新旧动能转换以及绿色金融等政策如今均已将氢能纳入其中，包括首台套、地方挂帅的赛马机制等此前未纳入的政策如今也涵盖了氢能。近几年金融的发展在促进氢能合理利用方面发挥了重要作用，相关部门纷纷将氢能纳入政策范畴。“关键在于将良好的政策导向与具体政策切实落实到位，使得产业和企业能够切实感知和受益。”

　　在张真看来，氢能产业链很长，涉及电力、化工等多个领域，存在人才短缺、投资割裂等问题。需要跨领域人才，企业之间需协同合作，从制氢端到应用端要接通多家企业形成商业闭环，开放合作和达成共识很重要。

　　“从绿氢未来的应用场景看，除了上述工业部门外，交通、电力、建筑等都是其重要的应用场景。然而，我国目前氢能政策对‘氢交通’格外重视和关注。” 在朱彤看来，眼下政策和实践均向“氢交通”过度倾斜，对我国氢能产业的良性发展实际上是不利的。

　　朱彤进一步解释称，首先因为对绿氢需要最迫切的炼油、合成氨与甲醇等化工领域规模化制氢设备，如电解槽、质子交换膜、双极板等获得的融资比燃料电池少得多；其次，氢交通并不是交通领域脱碳的唯一路径。目前，电动汽车脱碳技术路线的成熟度远超氢燃料电池汽车。相比之下，目前只有很少的资金投向绿氢产业发展最急需规模化制绿氢的相关设备，从而导致投资与市场需求的错配。

　　氢能政策过于偏重“氢交通”对氢能融资投向也产生重要影响。据不完全统计，2021—2023年期间我国氢能领域投融资总额，燃料电池系统领域融资占比超过60%，其次是燃料电池电堆占10%左右，而质子交换膜、膜电极、双极板等领域融资各自占比仅在5%至8%之间。

　　对此，朱彤建议，必须在综合考虑各种影响绿氢终端使用成本因素的基础上，把握绿氢不同应用场景的优先次序和推广节奏。否则，很容易陷于“为氢而氢”的发展模式，导致投资的巨大浪费。

　　“氢能在未来电力系统中的作用，不是取决于它在技术上能做什么，而是实现碳中和与新型电力系统需要它做什么，能源转型需要它做什么，并且根据经济性来决定不同应用场景发展的优先次序。”朱彤说道。