《人民日报》谈【氢能】：不是“制出氢”就够了，

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制出氢只是起点，送得到、用得起、链得住，才是氢能产业化真正的难关

# 77｜人民日报谈氢能：不是“制出氢”就够了，关键在于将制、储、运、用和场景验证连成链

在申论中写氢能，最常见的答案大概是：扩大绿色制氢产能，加快建设加氢站，推广氢燃料电池汽车，培育未来产业新增长点。

这些方向都对，但几乎没有触及氢能产业化最困难的部分。

一座制氢厂把氢制出来了，但氢从哪里来、是否真的绿色？制氢地远离消费市场，该怎么储存和运输？加氢站和管道建好了，有没有稳定的需求？示范车辆能跑，但能否在低温、重载、长距离环境下长期稳定运行？单个项目技术跑通了，成本账又能否算得过来？

如果这些问题没有衔接好，制氢产能再大，也可能只是一段孤立的产能。

「氢能产业化的完整链条是：绿色制氢 → 储运提效 → 设施筑基 → 场景验证 → 生态成链。」

氢是二次能源。它不像煤炭、石油那样可以直接开采，必须通过其他能源来制取。氢气在终端使用时可以很清洁，但这不代表它的生产过程天然就是低碳的。

如果用煤炭、天然气制氢，上游仍有较高的碳排放；用风电、光伏等可再生能源电解水制氢，才是通常所说的绿氢。发展氢能的第一问，不该是“能制多少氢”，而应是氢源结构是否绿色、制氢系统能否稳定运行、以及全过程的成本是否可承受。

《人民日报》提供了一组容易被误读的数据：截至2026年6月，我国建成和在建的可再生能源制氢产能已超过140万吨/年。其中，建成投运的产能超过27万吨/年，在建的则超过113万吨/年。

“建成在建”与“建成投运”这两个概念，差别很大。

前者主要反映项目储备和建设规模，后者才更接近当下的实际供给。即使项目已经投运，我们仍需关注设备利用率、绿电供应、下游消纳以及连续运行情况。产能回答的是“最多能生产多少”，而利用率和需求才回答“实际用了多少”。

绿氢降本不能只靠扩大电解槽产能。风电和光伏具有波动性，制氢设备必须适应宽负荷变化和频繁启停，同时兼顾效率、寿命和安全。碱性电解装备已有较好的产业基础，质子交换膜电解水制氢响应更快、更适合与风光耦合，但其贵金属和部分关键材料仍有依赖。不同技术路线各有长短，不宜只追求某一个技术标签。

成本是更硬的一关。《人民日报》报道，即便在国内风光资源较好的地区，当前绿氢成本仍超过18元/公斤；而纯氢冶金要具备经济竞争力，绿氢成本需要降到10至12元/公斤。两者之间的差距，不能只靠补贴填平，还需要依靠绿电降本、装备效率提升、核心材料突破、系统寿命延长以及稳定需求来共同消化。

氢在生产端过关后，还没有到达用户。后面这段路，往往更贵，也更难。

氢气很轻，常温下密度很低。《人民日报》援引院士介绍，同等能量的氢气在常温下体积是汽油的2700多倍。能量优势要装进容器、送到用户手里，代价并不小。

目前，储运主要有几类路径。

目前，储运主要有以下几类路径：

没有哪条路线可以通吃所有场景。短距离、稳定用量和大规模连续输送，可能适合不同的储运组合；固定储能、加氢站缓存、随车供氢、跨区域运输，对重量、速度、成本和安全的要求也各不相同。

储运环节往往占氢能产业链总成本的30%至50%。如果只在资源地把氢制得很便宜，却无法经济地送到消费地，终端价格仍然降不下来。

我国绿氢生产较多布局在风光资源丰富的“三北”地区，而工业和交通需求则更多集中在东部、南部市场。这种供需空间错配，使储运从一个技术环节变成了产业布局问题。

有时，答案不是把氢运得更远，而是让制氢与用氢更近。例如，新疆库车绿氢示范项目利用当地光伏制氢，再通过管道就近供应炼化企业，形成产、储、输、用一体化。海上风电制氢也在探索就地制氢、就地转化为氨或甲醇，再通过管道或船舶输送。

路线选定之后，还要有设施把供给和需求稳定地连接起来。

截至2026年6月，全国累计建成加氢站约620座，建成投运纯氢管道超过350公里，多个港口具备绿氨或绿甲醇加注能力。这些数据说明基础设施正在补齐，但评价基础设施不能只看数量。

一座加氢站建在什么位置，周边有多少稳定车辆，每天利用率多高，氢从哪里来，储运成本能否承受，出现风险由谁处置——这些问题比“建了多少座”更接近实际价值。

管道也是如此。它适合稳定、大规模的输送，但需要持续的需求来支撑较高的前期投入。港口建设氢基燃料加注设施，还需要与船舶改造、燃料供应、仓储安全以及国际规则相衔接。设施只有嵌入稳定的应用场景，才能成为产业底座；脱离需求单独扩张，就可能变成低利用率的资产。

氢气易燃、易泄漏，不同的储运形态和应用终端又对应着不同的风险。产业越往规模化发展，越不能依赖各个项目自行探索。加氢站、压力容器、管道输送、固态储氢、氢基燃料加注等环节，都需要相互衔接的技术标准、安全认证、操作规范和应急机制。

标准还有另一层作用：让不同企业生产的装备能够互联互通，让示范项目积累的数据能够进行比较，让成熟的经验能够复制推广。没有统一的标准，单个项目即使成功，也很难转化为整条产业链的共同能力。

道路接通之后，氢能还要面临一场更严峻的考验：终端用户为什么要用它，长期使用是否可靠，成本账能不能算得过来。

氢能的应用场景很多，很容易列出一串热闹的清单：公交、重卡、船舶、无人机、钢铁、化工、发电、储能、备用电源等等。

但产业化进程不取决于清单有多长，而取决于氢能在哪些场景里比其他技术方案更具优势。

在工业领域，炼化、合成氨等行业本身就有稳定的用氢需求，绿氢可以逐步替代传统氢源；钢铁行业需要高温、高强度的减碳方案，纯氢冶金具有独特价值。在交通领域，氢燃料电池更适合长续航、高载重、快速补能的场景，可优先用于重型货车、冷链物流、公交和船舶。在能源系统中，氢能可以承接大规模、长周期乃至跨季节的储能任务，并为医院、数据中心等重要场所提供备用电源。

这并非为氢能划定永久边界，而是要先找到那些需求刚性、替代困难、价值较高的场景，让技术与市场形成最初的支点。

场景验证不能停留在“首台”“首套”“首次”的层面，而要看重四项关键指标：

人民日报报道的几个案例，其价值不仅在于“技术首创”，更在于“长期运行”。例如，新疆库车项目已连续安全平稳运行超过3年，验证了绿氢规模化工业应用的可靠性；中国钢研的纯氢竖炉示范工程稳定运行超过8000小时，单次连续运行超过2000小时；北京冬奥会期间，200辆氢能大巴在低温、降雪、山地等复杂条件下累计行驶超过88万公里。

这些长期运行数据会反过来暴露材料、设备、控制系统和服务保障中的问题，从而推动下一轮技术改进。场景不是创新成果的展示橱窗，而是技术走向产业的长期考场。

技术经受住考验，还不等于企业愿意持续购买。剩下的关键一关，是形成商业闭环。

氢能产业的成本不是由某一家企业独立决定的。

制氢成本高，会推高储运和终端价格；储运效率低，会压缩制氢与用氢的经济半径；加氢站利用率低，单位服务成本就难以降低；终端订单不足，装备企业也难以扩大制造规模。产业链上任何一环受阻，其他环节都可能失去经济性。

商业化不能只依赖制氢企业扩大产能，也不能仅靠地方政府补贴单个项目。更有效的做法，是从真实需求出发，反向牵引全产业链布局：

一旦这条链形成，就可能出现“降本—放量—再降本”的循环：持续订单能提高设施利用率，规模制造可以摊薄装备成本，更多的运行数据则推动技术迭代，而成本下降又会打开新的应用场景。

转载自：学习理想国公众号