【本期推荐】邓绍林 等：中国氢能产业的地方实践及启示

中国氢能产业的地方实践及启示

Local practices and insights of China's hydrogen energy industry

邓绍林¹, 刘琦², 许苏予³, 胡鹏飞⁴, 何太碧³

DENG Shaolin¹,  LIU Qi²,  XU Suyu³, HU Pengfei⁴, HE Taibi³

摘 要：目的 深入探究中国氢能产业在实现“碳达峰，碳中和”战略目标中的作用及发展路径。方法 剖析了国内外氢能产业发展的现状，基于产业链稳定性视角分析了川渝地区的氢能产业实践。结果 各省市正积极筹划和实施氢能发展规划，致力于覆盖全产业链，重视技术的整合与创新，促进产业的协同增长。氢能应用短期聚焦燃料电池车领域，中远期则拓展至分布式发电、热电联供等多元场景；地方政府通过补贴和奖励政策支持氢能产业，补贴聚焦于燃料电池车推广及加氢站建设运营，奖励政策则实行“以奖代补”；多地已先行制定地方性氢能基础设施审批办法，放宽制氢和加氢项目的建设要求。结论 强化政策保障与体系完善，建立跨部门氢能产业协调机制，制定全国性顶层政策和探索监管沙盒制度；突破产业发展瓶颈，明确氢气安全管理与属性定义，放宽土地管理，设立专门氢能管理机构；推崇因地制宜策略，避免政策同质化，强化地方特色与顶层设计；重点在交通领域拓展氢能应用场景，并以示范项目带动广泛应用；加速全国氢能基础设施网络建设，以支撑产业发展。

关键词：氢能产业发展; 地方实践; 政策保障; 川渝地区; 产业链稳定性; 氢能成本; 应用拓展

氢能因其清洁、高效的特性，已成为全球能源转型的重要推动力。目前，欧美日韩等发达国家已将氢能战略性地纳入国家能源规划，通过政策支持和技术研发，推动氢能应用。据国际能源署（IEA）报告，2022年全球氢气总产量突破9 500×10⁴ t，截至2023年底全球加氢站数量约为998座^[1-5]。中国政府也高度重视氢能在构建现代能源体系、推动新质生产力、实现“双碳”目标中的战略作用^[6-7]，相继推出多项扶持政策，加快氢能产业的发展。《中国制造2025》《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》及《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》一系列政策的实施，进一步彰显了氢能在优化中国能源结构过程中的战略地位^[8-11]。各地积极响应，探索氢能产业的发展路径，形成了一系列可借鉴的实践经验。2024年，多个地区在政府工作报告中提出氢能发展的重点任务。本文系统梳理了中国氢能产业的地方实践，结合川渝地区氢能产业链的稳定性分析，揭示了氢能产业发展的深层启示，为中国能源结构的优化转型提供了理论与实践的参考。

自氢能在2019年首次被纳入国家《政府工作报告》，以及2020年“双碳”目标的提出，中国氢能产业发展步伐加快。2022年，《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》的颁布进一步确立了氢能作为国家能源发展战略的重要角色。顶层规划方面，氢能政策不断完善，力度日渐增强，涵盖众多行业，部分政策如表1所列。

作为全球最大的氢气生产国，中国在2022年的氢气产能约4 100×10⁴ t，实际产量约为3 781×10⁴ t。目前，我国已初步掌握氢能产业链上的一系列核心技术和生产工艺，氢工业的全产业链已初步建立^[12]。在制氢领域，由于我国“富煤、贫油、少气”的能源结构，化石燃料制氢是目前主要的制氢方式，而电解水制氢技术则最具发展潜力^[13]。在储氢领域，高压气态和低温液态储氢技术已经步入商业运行阶段，其中高压气态储氢以Ⅲ型储氢瓶方式为主，而有机液态和固态储氢技术仍在研发中^[14-16]。氢气运输领域，以20 MPa高压气氢拖车运输模式为主，管道掺氢输送方式处于研究阶段。截至2023年底，全国已建成并投入运营的加氢站达428 座，居全球首位。氢能的应用主要集中在工业和交通领域，而在建筑和发电等领域的应用还在探索中^[17]。在氢能产业标准制定方面。根据氢能大数据产业平台统计，截至2024年3月，我国现行氢能国家标准110 个、行业标准97 个、团标135 个，合计342 个，其中：氢质量5个，基础管理12个，氢工程建设17个，氢制备与提纯35个，氢安全37个，氢相关检测58个，氢储运与加注70个，氢能应用108个。目前，长三角、珠三角、京津冀鲁、西北及西南地区为代表的几大区域，氢能产业生态已初步形成。

截至2024年1月，我国已有28 个省、自治区和直辖市发布了氢能产业发展规划，对氢能产业的关键方面进行了明确规划。在氢能产值规划方面，如表2所列，各省区市氢能产值规划明显分化。短期规划（至2025年）：广东省规划产值高达3000亿元，而青海等地较为谨慎；长期规划（至2030年）：仅山东、安徽和吉林3省明确提出分别达到3 000亿元、1 200亿元和300亿元的产值目标。

         在加氢站建设规划方面，如表3所列，各省区市间显示显著的层次性。短期规划（至2025年）：广东以200 座加氢站，排在第一梯队；河北、上海等地70~100 座目标构成第二梯队；四川、浙江等地50~60 座目标属第三梯队；福建、重庆、安徽等地40 座以下目标较为保守。长期规划（至2030年）：山东和安徽规划增至300 座和150 座，其他地方较为保守。

在氢燃料电池汽车推广目标方面，如表4所列，短期规划（至2025年）：北京、上海等地计划推广10 000辆，构成第一梯队；四川、河南等地介于1 000~6 000辆的第二梯队；广东、广西等地区不足1 000辆，属第三梯队。长期规划（至2030年）：山东和山西两省设定推广目标高达50 000辆；吉林省由500辆增至7 000辆，青海、海南各自规划至1 000辆。

综合分析表明，各省区市在氢能产业规模、燃料电池汽车推广及加氢站建设的目标设定中表现出显著的差异性和层次性。此外，超半数省区市的长期规划缺乏明确性，时间跨度和实施难度存在区域差异。同时，部分地区加氢站与燃料电池汽车的配比不合理，存在未来基础设施不足的风险^[18]。

随着氢能源及燃料电池汽车技术的发展，各地区根据中央政策，出台了一系列氢能产业补贴与税收优惠措施，补贴政策范围大，涉及面广^[19]。随着技术成熟及中央政策调整，部分省区市在补贴政策中区分燃料电池与纯电动车，将重点由氢能车转向加氢站，增强对加氢站建设和运营的支持。截至目前，全国已有广东、四川、浙江、河南等20多个省区市出台了详细的加氢站补贴政策^[20]。浙江省对新建或扩建的加氢站给予一次性投资补贴，而川渝地区则提供高额的氢气及运营补贴。多个地方通过建设示范城市群并实施奖代补政策，支持整车、零部件的研发与生产以及加氢站的建设与运营。在整车和零部件环节，奖励主要依据配套比例进行；加氢站的建设奖励则根据其建设能力和成本确定；运营奖励采取定额方式，而整车运营奖励则基于其运营里程来进行。

1.2.3 市场配套政策

在省级层面的规划之外，50余个城市和地区也相继发布了关于氢能发展的规划及超过百项的鼓励政策。如图1所示，在全国氢能政策数量排行前十的省区市中，广东省以66项政策领跑，覆盖氢能产业的多个关键环节。各地政策的侧重点由于地区发展水平和产业基础差异而有所不同。

技术层面，各地需要突破核心零部件如质子交换膜、催化剂、氢气循环系统的研发。在氢气的制备、储存、运输和加注方面，北京、广东、上海、河北等的示范城市群的规划较为统一。制氢主要依赖副产氢提纯，逐步转向绿电制绿氢，探索碱性电解水和质子交换膜电解水技术；储运着眼于高压气态储氢技术，研发70 MPa（Ⅳ型瓶）车载高压储氢瓶及长管拖车运输技术，同时探索液态氢储运和管网运输；加注环节则鼓励多站合一模式。

各地方虽聚焦于氢燃料电池汽车及其产业链的发展，但支持策略和手段单一，缺乏匹配产业转型和升级需求的系统性、跨领域的政策体系。多地推动示范项目，但规模化、可复制商业模式的培育尚显不足^[21]。

我国在氢能及加氢站的法规制定尚处于起步阶段，现行法律与行政法规中未明确规定加氢站审批、建设、管理、经营服务、安全保障及事故防范。地方政府多参照《城镇燃气管理条例》等相关法规对加氢站进行审批和管理，将氢气列为危险化学品进行监管^[22]。但是，一些地区已形成一系列具有指导性和示范性的地方性政策和管理规范，如表5所列^[23]。

氢能产业涵盖制氢、储氢、运氢和用氢多个环节，产业链长且技术复杂。在实际应用中，氢能的大规模推广面临以下挑战。

政策规划方面，各地方培育氢能产业的积极性较高，同质化苗条显现，部分地方跟风盲目投资，与目前的氢能市场需求不匹配，出现低水平的重复建设，面临产能过剩的风险。各地普遍重应用轻研发，追求短期效益而忽略长期投入。顶层规划设计过于狭窄，过度聚焦在交通领域的应用，未充分挖掘氢能的多元应用潜力。

我国氢能核心技术尚不成熟，关键零部件依赖进口的现状依然严重，关键组件的制备工艺也亟待提升。氢能产业发展起步较晚、基础薄弱，液态储氢、燃料电池系统、高端材料及装备制造等核心技术领域仍与国际先进水平有显著差距。

经济性方面，燃料电池以及核心材料的成本高，尽管有较高的财政补贴，氢燃料电池汽车难以实现普及。我国氢能应用链尚未完全打通，在可再生能源制氢和大规模储运技术方面仍处于起步阶段。氢气主要依赖长管拖车等公路运输方式，导致运输成本高且效率低，加氢站建设成本高，导致终端成本较高。

加氢站等基础设施建设滞后，供应能力亟待提高。缺少标准的加氢站建设审批流程，加氢站“落地”困难，相关法律法规有待完善。大多为示范型或为示范型汽车提供加注服务，加氢站商业化模式尚未形成，运营负荷低。

标准制定方面，关于氢品质、储运、加氢站和安全标准较少，氢气品质检测和氢气泄漏等重要测试装备欠缺，权威检测认证机构尚未形成。

选择川渝地区作为研究样本，主要基于川渝地区作为中国西部经济和技术创新的引擎，在氢能产业的发展上展示了独特的区位优势和技术优势。川渝地区氢能产业链已经形成了包括制氢、储氢、运氢、加氢及氢燃料电池应用的完整生态系统。特别是在技术研发和装备制造方面，川渝地区依托本地高校和科研机构的优势，开发了多项关键技术。地方政府通过出台优惠政策和提供财政支持，推动氢能技术的产业化应用，提升了区域内氢能产业的整体竞争力。

产业链构成包括同一产业或跨产业的企业，是企业之间基于逻辑性的联系和合理的时空分布，共同形成了一种动态演化的链状组织架构。为分析川渝地区氢能产业链稳定性，构建了产业链（LWTCE）模型，即包含产业链长度（length）、宽度（width）、厚度（thickness）、关联度（correlation）及发展环境（environment），如图2所示^[24]。

图2 氢能产业链（LWTCE）模型

氢能产业链的长度稳定性反映了从氢气的生产到最终应用的各个环节的复杂度和连续性。稳定的产业链长度可以保证氢能源供应的连续性和安全性，有效地降低供应链中断的风险。氢能产业链长度如图3所示。

图3 氢能产业链简图

川渝地区在制氢领域优势显著。2023年，四川盆地天然气产量达690×10⁸ m³，总储量达40×10¹² m³，居全国首位^[25]，为天然气制氢提供了原料保障。天然气制氢的成本低、碳排放低和产率高^[26]，是川渝地区企业普遍采用的技术。其次，川渝地区有重点化工园区34家（四川23家，重庆11家）。四川工业副产氢年产量超过30×10⁴ t，在炼油、合成氨等多个领域有40多家大型企业。重庆长寿的化工企业和成都的煤化工厂副产氢资源丰富，是川渝地区第二大制氢途径。此外，川渝地区水电装机容量大，年度富余调峰水电量达到92 ×10⁸ kW·h，预计年产绿氢潜力达15×10⁴ t，可满足约3 万辆燃料电池汽车的年度氢需求。由于电解水制氢技术成本和能耗较高，尚未实现大规模商业化。

四川汇聚了国内众多的领先制造企业。其中，东方锅炉自主研发了四川省首套高压储氢容器用于加氢站。中材科技推出了国内容量最大的320 L燃料电池氢气瓶，并成功研制出逾20种规格的35 MPa燃料电池车及无人机用氢气瓶，拥有70 MPa铝内胆碳纤维复合氢气瓶的核心技术^[27]。川渝地区氢气运输主要采用20 MPa的氢气长管拖车，这种运输方式在运输半径不超过250 km的情况下具有较好的经济效益。在加氢站方面，根据课题组调研，四川省目前运营的加氢站11座，重庆市在运营、规划和在建的加氢站共计21座。

在氢能应用方面，川渝地区涉及化工、冶金、交通、建筑、农业和医疗等多个领域。在交通领域，川渝地区已开展了多项氢能示范项目，包括氢燃料电池汽车、城市公交系统等。截至2023年3月，重庆市的氢燃料电池汽车运行规模已达800余辆，四川省截至2023年6月投入运营695 辆。川渝两地共建的“成渝氢走廊”已初步形成，截至2023年3月，累计投入了567 辆氢燃料电池汽车^[28]。四川省规划到2025年推广6 000辆燃料电池汽车，建设60 座加氢站，同时还计划在热电联供、轨道交通、无人机等领域开展示范应用。重庆市则计划到2025年推广1500辆氢燃料电池汽车，建设30 座加氢站，并改建100 座“油气电氢”综合能源补给站。

川渝氢能产业制造实力强，现已掌握氢燃料电池、氢源制备、加氢储氢装备等领域的核心技术，是国内氢能产业链基础较为完整的地区之一。产业链的长度稳定性良好，但从完整性和深度来看仍有提升空间。

产业链宽度代表了各行业部门纵深发展的程度和业务扩张的能力，它可以从纵向延伸到行业的每个部分，并扩大其运营领域的规模和加入的新领域数目。

氢能产业链宽度示意图如图4所示，在制氢方面，川渝地区包括多种制氢方式，如电解水制氢、天然气制氢、光解水制氢等。储运技术方面，涉及高压储存、液化储存、固态储存等多种技术，且研发力度持续加大。氢能应用方面，不仅限于传统的工业用气，还拓展至燃料电池车辆、电力系统、供热等多个领域。

图4 氢能产业链宽度示意图

通过新技术的融合，以提高效率和安全性。重庆中国汽车研究院正在研发氢能产业运行监管平台。此外，未来能源的发展格局是以电为主、氢电耦合以及油气氢电热等多种能源共同发展的形式。川渝地区适合开展天然气产业与氢工业的融合发展，发展模型如图5所示^[29-31]。

图5 川渝地区天然气与氢工业产业链融合发展模型图

川渝地区氢能产业链通过技术创新、市场拓展和产业融合等，已经形成了较为宽广的产业链结构。

产业链的厚度主要反映了链上各节点产业的规模和竞争力等综合实力。适当的产业链厚度能够形成规模经济效应，从而实现各环节的相互促进和整体竞争力的提升。

川渝地区氢能技术研发基础雄厚，重庆拥有地大工研院、哈工大研究院等研发机构，获得长安新能源、上汽红岩、中国汽研等企业型研发机构的支持。四川集聚东方电气研究院、电子科大等领先研究实体，构建氢能全领域研发体系^[32]。四川省在部分氢能关键技术上已领先，亚联氢能自主研制天然气制氢装置，制氢能力突破3×10⁴ m³/h，2023年6月，东方电气联合谢和平院士团队实现全球首次海上风电直接电解海水制氢中试。同时，西南交大科研团队提供技术支持的全球首列氢能源市域列车也已问世^[33]。

川渝地区政府通过资金补贴、税收优惠等多种政策吸引投资。近年来，随着氢能市场的扩展和技术进步，如表6所列，川渝地区的多个氢能项目已经相继落地。

根据课题组调研，川渝地区氢能市场消纳依次集中在化工、冶金、交通、建筑、农业、医疗领域。其中，化工、冶金氢能消纳能力最强，交通、建筑氢能消纳处于成长期，农业、医疗处于萌芽期。交通领域是氢能消纳和实现“双碳”目标的重要领域，氢燃料电池汽车、城市公共交通系统等已开始逐步商业化运行。川渝地区氢能市场整体上处于萌芽期，氢能市场的接受度还有待进一步提升。

四川已构建涵盖全产业链的氢能生态体系，集成技术研发、装备制造、检验检测及示范应用，实现“制−储−运−加−用”产业链全覆盖。重庆氢燃料电池汽车产业集群初具规模，孵化50余家氢能汽车产业链企业，年产值突破百亿元；九龙坡区计划投资200 亿元，建设“西部氢谷”，打造产业智库、科研、检测、合作一体化的创新生态系统。

川渝地区的氢能产业生态系统正在形成中，包括企业、政府、研究机构以及相关服务提供商共同扩展川渝地区氢能产业链厚度。

产业关联是广泛但客观地存在于不同产业之间的一种联系，可以是技术关联或经济关联等。在川渝地区，氢能产业链的关联度稳定性分析涵盖了产业之间的技术、经济联系和产业链信息化水平。

氢能产业链的技术和经济关联密不可分。产业的技术关联如图6所示，生产技术的提升能增加氢气产量并降低成本，储存和运输技术的创新保障了氢气的安全和经济高效传递。尤其是燃料电池的优化，直接扩展了氢能的市场应用，推动关键技术和创新，而技术创新又反过来优化和迭代整个氢能产业链。政策与市场影响每一个环节。

图6 氢能产业技术关联图

氢能产业链的信息化水平主要反映沟通交流的程度。近年来，川渝地区举办了“打造绿氢之都，构建成渝氢走廊”——2023中国（成都）氢能及燃料电池高峰论坛暨展览会等一系列氢能会议。会议上，川渝地区的企业、研究机构和政府部门共同参与，分享氢能技术的最新进展，探讨氢能产业的未来发展方向，并推动氢能领域的合作与创新。

川渝地区的氢能产业链通过强化产业之间的技术和经济联系、增加就业机会以及增强市场适应能力，使关联度稳定性保持良好。

川渝地区的氢能产业链具备良好的发展环境，得益于国家和地方政策的支持、强大的技术研发能力、完善的产业链基础和不断增长的市场需求。同时，丰富的自然资源和地理优势也为氢能产业提供了有利条件。政策层面，截至2024年4月，川渝地区共发布了35个氢能专项政策，具体分布如图7所示^[34]。除了氢能专项政策，涉及氢能的政策有60余个，覆盖氢能全产业链。

图7 川渝地区氢能专项政策分布

地方政府积极制定氢能产业发展规划，针对区域特性推动全链条技术发展。氢能短期内主要应用于燃料电池汽车，中长期展望包括分布式发电与热电联供。加氢站建设侧重于满足多样化场景需求。财政支持上，通过结合补贴与奖励政策进行扶持。在加氢站安全管理制度方面，借鉴天然气加气站运营模式进行优化。

当前，中国氢能产业虽初步形成，但面临政策不完善、成本高、商业化进程缓慢及基础设施不足等挑战。氢能产业初期发展需在规模经济、成本效益、法规、基础设施及应用等方面进行综合考量。为推动氢能产业高质量发展，有以下几点建议。

1） 强化政策保障。①氢能产业发展需加快国家级1+N政策体系实施，并制定详细氢能发展路线图；②建议成立跨部委氢能联席会议，统筹产业发展与安全监管，明确管理责任，地方应设氢能协调机构；③当前氢能产业发展同质化苗头有所显现，需国家层面统筹，设定全国性目标与政策，引导地方制定特色化顶层规划，形成差异化产业集群；④建议探索氢能监管沙盒制度，由市场监管、工信、交通、应急等部门联合，针对燃料电池汽车等重点领域开展试点，放宽尚无安全标准的领域限制。

2） 突破产业发展瓶颈，明确氢能安全管理机制。①氢气作为《危险化学品名录》成员，受《危险化学品安全管理条例》严格管控，但氢能应用已拓展至交通、储能等多个领域，应根据用途差异化管理，优化实施细则；②加氢站建设管理亟须明确部门职责，借鉴发达国家成立专责的氢能管理机构，协调制备、储运、应用等环节，优化审批流程；③氢能安全发展需加强安全技术与管理，建立符合氢能特性的安全机制，特别是人为因素的管理；④在土地政策方面，建议政府允许在非商业服务业用地建设加氢站，明确企业自用加氢站为工业用地，支持非化工园区建设制氢和加氢一体化站点，简化审批与验收流程。

3） 因地制宜发展氢能，防止地方政策同质化。目前氢能发展势头较强盛，但部分地方盲目投资，产能过剩，市场风险凸显，给企业亦带来无序竞争的问题。建议各地根据资源特色，精准发展氢能生产和应用，避免资源浪费。西北部地区可再生能源丰富，以绿氢为源头，重点发展绿氢化工、氢冶金等产业；东部地区应用场景丰富，重点发展氢能交通应用；沿海地区可依托工业基础和港口优势，发展液态氢和氢燃料电池船舶等应用。地方政府应加强产业顶层设计与投资引导，合理调控发展节奏，避免恶性竞争和无效建设。国家应统筹协调，推进多元化氢能示范，建设国家级示范基地，积累经验，逐步推广，确保氢能产业健康可持续发展。

4） 加大关键核心技术攻关。强化科技创新，重点突破质子交换膜电解水制氢技术，加快高压气态、低温液态核心技术攻关，实现降本增效。同时围绕氢能全产业链开展产学研联合攻关，开发关键材料，推进核心零部件以及关键装备研发制造，加快国产自主化装备推广应用。行业龙头企业应“抱团取暖”，协同攻克关键材料和核心技术，避免同质化、无序化。

5） 拓展氢能应用场景。秉持点线结合策略，氢能在交通领域展现突破潜力。应选取资源丰富、产业集聚、经济发达且环保压力大的区域作氢燃料电池示范，聚焦城际交通、物流、特用车辆与分布式发电等试点。加强财政支持，借鉴先行城市经验，将条件成熟区域纳入氢燃料电池汽车示范城市群，如川渝地区，加快推动“氢能高速”规划，制定建设方案及支持政策，如免收氢能车辆的高速通行费等。推广绿氢在石化、钢铁、建筑等行业的应用，布局氢燃料电池联产设施和氢电微网，探索可再生能源与氢储能结合模式。发电初期聚焦固定场所如医院，逐步扩展至火车、轻轨等移动领域，最终推进私家车示范。并应同步促进分布式发电、家用电源等非车用氢能源的发展。

6） 加快氢能基础设施建设。布局合理、适度超前、供需匹配、安全有序地布局加氢站，尤其沿重要交通干线、近大型居民区及工业园进行预规划及建设。倡导改造现存加油站、加气站和充电站，增设加氢功能，降本缩时，构筑全国氢能网络。依托油气企业现有的油气物流配送体系，建立氢能物流体系等。针对氢气供需错配问题，东部需求大，但是西北可再生能源丰富，存在弃风弃光问题，应加速建设掺氢及纯氢管道设施。利用西部新能源制绿氢，通过管道输送，解决氢气大规模运输难题，实现氢气全国均衡利用。并推进产业数字化，借助5G、互联网、大数据等先进技术，建立氢能大数据平台，科学调配氢能源。

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石油与天然气化工

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JST日本科学技术振兴机构数据库收录刊

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作者： 邓绍林 等

专栏编辑：温冬云

网络编辑：王文渊