【中国能源杂志社】协作共生之年：2025年我国氢能发展形势回顾及2026年展望

摘要：2025年，我国氢能产业在规模化与商业化进程中，呈现出鲜明的“协作共生”特点。产业在实践中自发演进并深化了多种协同范式：产业链上下游绑定构建价值闭环，电力与化工耦合推动系统脱碳，国企与民企互补激发创新活力，不同技术路线组合追求系统最优，跨区域协作实现要素优化配置。这些深度协同模式有效地整合了资源、分散了风险、共创了价值，成为突破发展瓶颈、塑造产业新生态的关键力量。本文系统梳理了上述五类协作共生实践，并在此基础上对2026年产业生态演进及“十五五”发展路径提出展望与建言。

关键词：氢能；形势；回顾；展望

一、2025年：氢能发展的“协作共生”之年

2025年，全球氢能产业迈入从战略规划走向规模化商业化的关键阶段。欧盟层面，欧洲氢能银行启动了第二轮与第三轮拍卖，通过市场化补贴机制拉动了区域内低碳氢与可再生氢的需求；出台《清洁工业协议国家援助框架》，为推广可再生能源和低碳燃料提供了快速通道。日本经产省公布两批次CfD（价差合约式）氢能补贴中标名单，引导超50亿美元流向燃煤掺氨。韩国持续氢燃料电池汽车补贴，2025年补助金额约5亿美元。值得注意的是，中东作为新兴力量快速崛起。该地区凭借区位与资源优势跃升为“投资热土”，沙特NEOM 120万吨绿氨、延布港40万吨绿氨、阿曼Hyport Duqm等多个大型绿色燃料项目相继推进，标志着中东正成为全球氢基燃料供应链的重要一环。

2025年，我国氢能产业在制、储、输、用全链条的“自身实力”均取得了显著进展，为高质量发展奠定了坚实基础。从发展规模看，绿氢产能继续增长，全国可再生能源制氢项目累计建成产能超25万吨/年。从技术装备看，自主化、高端化水平显著提升，全年发布新品超30款，阴离子交换膜电解槽成为新热点。储运环节取得关键突破，首条民用液氢全产业链示范工程与190千米纯氢管道主体工程完成，为规模化储运提供了多元的解决方案。从应用广度看，氢能正加速融入现代能源体系。工业领域成为主战场，洮南、大安、松原等项目相继建成投产，全球首套绿电绿氢流化床氢冶金中试线实现全流程稳定运行，百万吨级近零碳钢铁产线全线贯通，为工业深度脱碳开辟了新路径。交通领域，氢燃料电池汽车保有量持续领先，港口绿色燃料加注业务开局良好。能源领域，兆瓦级燃料电池热电联供与纯氢/氢氨燃气轮机的成功示范，彰显了氢能在电力调峰和分布式供能中的巨大潜力。

2025年，我国氢能发展的“外部环境”迎来系统性优化。首先，国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，允许可再生能源项目专线直供制氢项目，直击绿电难追溯、氢源成本过高等痛点，为绿氢获得绿色廉价电源提供了政策保证与路径。同时，国家发展改革委等部门发布的《关于开展零碳园区建设的通知》，为氢能作为园区内重要的储能介质和清洁能源提供了应用场景的想象空间和政策接口，多个零碳园区试点将氢能纳入规划。其次，国家能源局发布的第一批《绿色液体燃料技术攻关和产业化试点项目》，将绿色甲醇和绿氨纳入国家绿色燃料体系，布局了148万吨/年的产能，为绿氢创造和延伸出规模化、高附加值的多元化消纳市场；发布的第一批《能源领域氢能试点》，将41个项目和9个区域纳入试点工作，将进一步推动创新氢能管理模式、探索氢能产业发展多元化的路径。更具里程碑意义的是，生态环境部与国家能源局联合发布的《温室气体自愿减排项目方法学可再生能源电解水制氢》，首次为绿氢项目参与碳市场交易提供了官方方法学，使其环境价值得以变现，开辟了额外收益的渠道。

深入到氢能产业发展的具体实践，2025年可以清晰地看到一个共性趋势：氢能在融入能源体系的过程中，深度协同驱动复杂系统正成为破局的关键。面对规模化、商业化的核心挑战，我国氢能产业在实践中形成了多种创新协作模式，如表1所示。这些模式通过整合资源、分散风险、共创价值，不仅有效地应对了当前发展的瓶颈，更塑造了产业生态的新格局。下文将具体剖析2025年出现的产业链上下游、电力与化工、国企与民企、不同技术路线以及跨区域这五类典型的“协作共生”范式，揭示其内在逻辑与深远影响。需要说明的是，在我国的氢能产业发展实践中，许多项目为多种协作共生模式并用，产生了“1+1>2”的效果，实现了技术创新、降低成本、优化组织等乘数效应，为谋划综合解决方案提供了宝贵的经验借鉴。

二、产业链上下游协作共生——打造价值闭环

产业链上下游协作共生，是氢能产业在商业化初期突破系统性瓶颈的必然选择。氢能项目通常具有重资产、长周期的特点，且制氢、储运、加注与应用各环节高度依存，任何一环的缺失或滞后都会导致整个链条失灵。若缺乏协同，将陷入“彼此观望”的困局——制氢方畏惧市场消纳不足而不敢大规模投资，应用方则因基础设施匮乏和成本高昂而却步。这种割裂状态放大了单一环节的投资风险，严重阻碍了技术的规模化落地。因此，构建从生产到消纳的“价值闭环”，通过绑定上下游利益、共担风险与共享收益，成为降低不确定性、激活有效投资的关键路径。

吉林洮南市风电耦合生物质绿色甲醇一体化示范项目是产业链上下游协作共生的典范，其通过构建“资源整合-生产转化-运输保障-市场消纳”的全链条协同体系，实现了绿色甲醇从本土生产到国际应用的价值闭环。该项目的协作共生体现于下游市场的精准对接与运输环节的高效协同——采用“洮南生产-陆海联运-上海加注”的模式：上海电气旗下洮南绿源燃料公司负责生产，上港能源构建从北方港口至上海港的高效储运体系，并与国际航运巨头法国达飞集团签署了绿色甲醇采购与加注服务合同。这一模式确保了项目首期5万吨绿色甲醇的稳定出路，直接用于为达飞集团的甲醇动力船舶提供燃料，形成了从内陆生产基地到国际港口的规模化商业闭环。

唐山市依托“钢铁+港口”双重优势，通过政府引导、龙头牵引，成功构建了一个“政策-资源-场景-资金运营”协同共生的市场化生态体系。该体系各方角色清晰、分工明确，并实现了价值闭环：政府通过财政补贴并将清洁运输纳入钢铁企业环保绩效评级，创造了氢能重卡的有效市场需求；钢铁企业（如河钢）既是低成本副产氢的供应方，也是钢铁物料运输的核心需求方；港口集团提供高频次、固定路线的典型运输场景；金融及氢能重卡平台公司通过规模化采购降低车辆初始购置成本，以不高于油车的使用成本向终端物流用户提供车辆；最终，物流运输企业负责氢能重卡的日常运营与货物运输。这一协作共生体系，通过整合生态链条去分散风险，从而实现了“以场景促应用、以应用降成本、以成本促推广”的正向循环，为工业港口城市提供了可复制的绿色转型样板。

三、电力与化工企业协作共生——耦合系统脱碳

电力与化工企业的协作共生，是破解绿电消纳与高耗能工业脱碳双重挑战的核心枢纽。化工生产，如合成氨、甲醇等基础化工，对能源供给的稳定性、连续性与规模性有着极高的要求，传统上依赖化石能源保障“安稳长满优”运行。而可再生能源发电则具有天然的波动性与间歇性。若独立发展，电力系统面临大规模绿电消纳压力，而化工行业则承受巨大的碳减排约束，形成“绿电富余却无法高效利用，化工需氢却难以绿色获取”的双输困局。因此，通过产业协作，将化工设施转变为规模化、可调节的“绿色电力负荷”，利用其生产流程的弹性空间，与绿电出力曲线进行动态匹配与协同优化，成为实现可再生能源替代化石原料、推动工业深度脱碳的可行路径。这不仅为绿电提供了稳定的高端消纳市场，也为化工行业提供了可持续的低碳发展方案。

中国大唐多伦15万千瓦风光储制氢一体化示范项目是这一模式的典型代表，其通过技术集成与机制创新，实现了电力系统与化工生产的深度融合。该项目构建了“源-网-荷-储”的一体化协同体系，14000标方/小时的电解水制氢装置所产绿氢通过专用管道直供多伦煤化工公司的甲醇合成与聚丙烯生产装置，实现“隔墙供氢”。该项目核心创新在于通过智能化管控平台实现动态匹配，能够以5秒为间隔预测风光出力，进而动态调整电解槽及化工合成装置的运行参数，解决“化工生产连续性与绿电波动性”的矛盾。通过绿氢替代灰氢，项目每年可增产甲醇2.97万吨，减排二氧化碳13.88万吨，同时满足煤化工企业约20%的氢气需求，形成“绿电消纳-绿氢替代-降碳增值”的良性循环。

另一个典型案例是国家能源集团宁东可再生氢碳减排示范区一期项目。该项目年产超过3000吨绿氢，纯化至99.999%后，通过专用管道直接输送至烯烃二公司合成氨装置，替代原有化石能源制取的灰氢，实现了“光伏发电-绿氢制备-化工利用”的全流程贯通。作为我国首个建成万方级绿氢耦合的煤化工项目，它不仅是宁夏首个氢能全产业链创新生态项目，更首次构建了集“制、储、输、用、检测”于一体的闭环系统。通过绿氢替代，该项目每年可减少二氧化碳排放约20.2万吨，节约标准煤约5.4万吨，成功验证了光伏制氢与大型煤化工基地在规模化、连续运行场景下的深度耦合路径，为高耗能化工领域的绿电消纳与深度脱碳提供了可复制的工程范例。

四、国企与民企协作共生——激发创新活力

国企与民企的协作共生，是激活氢能全链条创新活力、加速技术商业化进程的关键机制。国企凭借其雄厚的资本实力、丰富的应用场景、对重大基础设施的掌控力以及更高的政策与公众信任度，能够为前沿技术提供宝贵的示范场域和稳定的市场需求。民企则在技术创新深度、市场应变速度和成本控制精度等方面更具优势，是突破核心技术、推动产品快速迭代的重要力量。构建“国企搭台、民企唱戏”的协同生态，将国企的规模优势、场景资源与民企的创新能力深度融合，是实现氢能产业稳健而高效发展的最优路径。

一个典型的实践案例是深圳三环与深圳市燃气集团合作建设的固体氧化物燃料电池（SOFC）商业化示范项目。该项目协作共生的核心在于深度互补：深圳市燃气集团作为国企，提供了医院这一对供电安全与连续性要求极高的关键应用场景，还依托其城市燃气输配网络，确保了项目稳定、经济的天然气气源，为前沿技术的工程化验证搭建了不可或缺的“真实舞台”。民企深圳三环贡献了自主研制的大功率SOFC发电系统，全年可发电230万千瓦时。这一合作模式成功将国企的规模化场景、基础设施资源与民企的专业技术深度、快速迭代能力相结合，验证了SOFC技术在真实场景下的高效与可靠，探索出了可复制推广的商业路径，为后续在酒店、学校、数据中心等多场景的推广应用奠定了基础。

另一个典型案例是宝武钢铁集团与氢枫能源在氢冶金场景下的深度协作。宝武集团作为中央企业，提供了氢冶金产线工业场景，并以钢厂余热资源支撑固态储氢装置的高效放氢。民企氢枫提供了吨级镁基固态储运氢车，为大规模、长距离氢能供应提供了解决方案。双方的协作还延伸至产业生态的共建。氢枫与宝武旗下的宝武镁业签署了战略协议，从镁合金材料这一源头进行联合研发与供应链优化，共同提升材料性能、降低制造成本，并探索出镁合金材料回收的商业闭环。这种深度融合，使得国企的规模场景、资源网络与民企的技术创新、成本控制能力形成刚性互补，全方位、多维度攻克了氢能储运的“卡脖子”难题，为固态储氢技术从实验室走向重工业规模化应用铺设了关键路径。

五、不同技术路线协作共生——实现系统最优

不同技术路线的协作共生，是氢能产业面对复杂应用场景与系统不确定性时，实现整体效能最优的理性选择。在很多情况下单一技术难以兼顾效率、成本、响应速度与场景适配性等多重目标。例如，在制氢环节，若仅依赖响应缓慢但成本较低的碱性电解槽，系统将难以有效消纳波动性强的可再生能源；而若全部采用响应迅捷的质子交换膜电解槽（PEM），则制氢成本将居高不下。这种单一技术的局限性必然制约系统潜能，并因与特定场景的错配而推高用氢成本。因此，摒弃单一路线之争，结合终端需求进行技术方案的优化组合与协同布局，已成为提升全产业链韧性、经济性与可靠性的关键。

国家电投大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目，是不同技术路线协作共生以实现系统最优的典范。该项目核心在于构建了全球最大规模的“碱性电解槽与质子交换膜电解槽混合制氢系统”，共配置39套1000标方/时碱性电解槽与50套200标方/时PEM电解槽。通过智慧能量管理系统，项目实现了二种技术的动态协同：碱性电解槽承担风光出力平稳时段的基础性、规模化制氢负荷，以保证经济性；PEM电解槽则凭借其秒级响应能力，快速调节以消纳风光发电的剧烈波动。这种技术路线之间的“协作共生”，使制氢单元整体成为电网的优质可调节负荷，实现了从波动性绿电到稳定绿氨产品的全链条高效贯通。该项目为通过技术路线协作提升全产业链的韧性、经济性与可靠性，提供了可复制的系统级解决方案。

在储运环节，不同技术路线的协作共生同样至关重要。中国石化燕山石化公司作为京津冀氢能供应的关键枢纽，其构建的“干线管道+支线运输”协同体系是这一模式的生动实践。该公司前瞻性地布局了两条互补的技术路径：在“干线”层面，建设长度超过400千米、年输氢能力可达10万吨的乌兰察布至北京纯氢输送管道，从根本上解决了氢源规模和长期的成本问题。在“支线”层面，燕山石化率先投运了全国首台30兆帕高压管束车，单车运输效率翻倍、百公里运输成本降低超30%，有效地破解了从枢纽到加氢站“最后一公里”的效率难题。这种“长输管道锁定远期资源与成本，高压气氢保障近期配送与弹性”的协同布局，兼顾了规模化供应的经济性与终端配送的灵活性，为构建安全、高效、经济的氢能供应网络提供了范本。

六、跨区域协作共生——优化要素组合

跨区域协作共生，是破解我国氢能资源禀赋、产业基础与市场需求空间错配的难题，实现生产要素在更大范围内优化配置的必然要求。我国各地区在氢能发展上各具禀赋：西部、北部地区风光资源富集，绿电与绿氢生产潜力巨大，但本地消纳市场有限；东部沿海地区产业基础雄厚、应用场景丰富，却面临着能源短缺与减排的压力。更为关键的是，氢能基础设施（如长输管道、加氢网络）投资巨大，具有显著的规模效应。若各地画地为牢、孤立发展，不仅会导致重复建设与资源内耗，形成“有资源无市场”或“有市场无资源”的割裂局面，更将因无法形成网络效应而使得基础设施、氢能应用产品单位成本居高不下，严重制约全产业链的降本与商业化进程。因此，必须打破行政区划壁垒，通过跨区域协作共同规划并共建共享关键基础设施，才能有效摊薄投资成本，发挥规模与集聚效益。

跨区域协作的核心在于推动地区间优势互补与协同发力，实现“1+1>2”的系统效能。以陕粤晋氢能协作与成渝氢走廊为例，二者分别体现了功能互补与生态共建的差异化协同路径。陕粤晋协作聚焦“技术-制造-场景”链式互补：陕西发挥能源与科研优势，主攻氢能供给与技术研发；广东依托高端制造与市场能力，专注装备制造与推广；山西作为能源转型的示范区，贡献了示范和应用场景。三方通过联动构建“标准-检测-认证-市场”体系，形成跨区域的创新闭环。成渝氢走廊则强调“产业-生态”一体化共建：川渝共同规划氢能基础设施，推进加氢站网络与物流干线互联互通，并联合发布产业机会清单，引导要素在双城经济圈内自由集聚，塑造区域统一的氢能市场与产业生态。两种模式虽形态不同，却共同彰显了跨区域协作的本质——各地依托自身禀赋“做优长板”，并通过协同机制将长板衔接，最终在宏观层面实现了要素配置的整体最优。

七、2026年氢能发展展望及“十五五”建言

2026年我国氢能产业将延续“协作共生”的主旋律，并呈现更深层次、更广范围的推进。协作模式将加速向构建产业“生态网络”的系统性协同升级。在产业链层面，基于明确下游需求（如绿色航运燃料协议）的“制储运用”一体化项目将成为主流，资本、技术与市场的绑定将更为紧密。在技术路线层面，“碱性+PEM”混合制氢、“管道+高压运输”协同储运等优化组合方案，将从示范项目走向规模化推广，成为追求系统经济性的标准配置。在区域发展层面，跨省、区的协作将超越战略协议，向基础设施互联、市场规则互认、创新平台共建等实质性的阶段迈进，要素配置效率将显著提升。总体来看，2026年的产业图景将由若干重点区域和优势场景牵引，通过更深度的“共生”关系，共同应对经济性与规模化的挑战，推动产业从示范验证期迈向商业化扩张的临界点。

展望“十五五”时期，将是我国氢能产业实现由示范探索到规模化推广、由单点突破到生态构建跨越的关键时期。为此，需要集中资源在已验证的优势场景中构筑核心竞争力。一是聚焦场景，做深工业脱碳与高端交通的“协作共生体”，聚焦于绿氢冶金、化工和“港航联动”等有限但关键的场景，稳妥开拓氢能在低空经济、海洋经济等领域的新场景。政策应鼓励在这些场景内，围绕龙头企业构建“技术-资本-场景-市场”深度绑定的产业生态圈，不断培育壮大具有创新活跃、技术密集、发展前景广阔等特征的新产业体系。二是创新机制，设计激励跨主体协作的“催化剂”。建议设计专项政策工具，激励跨产业、跨区域、跨所有制的协作，实施“氢能高速走廊”“零碳园区”等以场景为单位的“打包”支持政策。三是夯实网络，推进基础设施的协同布局。应统筹规划跨区域输氢干线，并鼓励沿途省份、企业共建共享。在城市群和重点场景内，推动加氢/加油/加气/充电合建站，支持能源央企、交通物流企业、装备制造商等多方，共建综合能源补给网络。

参考文献：

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刊物介绍

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