氫能賦能：新型能源體系下的能源結構變革

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近年來，在政策與技術的雙重驅動下，氫能推向新型能源體系建設的聚光燈下。

那么，氫能納入新型能源體系后，對能源結構轉型的真實影響究竟是什么？

氫能補齊新型能源體系的關鍵短板

要理解氫能的真實影響，首先需要明確它在新型能源體系中的角色。新型能源體系的核心是“以電為主、多能互補”。

新型能源體系的核心特征是高比例可再生能源、高電氣化水平、多能互補協(xié)同，但風電、光伏等可再生能源大規(guī)模接入后間歇性、波動性、季節(jié)性成為難以回避的痛點。而氫能的屬性恰好能發(fā)揮不可替代的支撐作用，這一價值已在多地示范項目中得到驗證。

當前電化學儲能更適合小時級、日內調節(jié)，難以滿足大規(guī)模、長周期、跨季節(jié)的能量存儲需求，而氫能可實現(xiàn)電能與化學能的高效轉化，成為可再生能源消納的重要載體。

比如，位于上海嘉定的氫能港，于2024年12月打造了零碳氫儲源網(wǎng)荷儲一體化示范項目，通過廠區(qū)分布式光伏系統(tǒng)（覆蓋屋頂及停車棚） 發(fā)電，再經(jīng)電解槽將電能轉化為氫氣儲存，需要時通過燃料電池系統(tǒng)將氫氣轉化為電能，形成“制氫—儲氫—發(fā)電”的閉環(huán)，有效應對不同季節(jié)的用電波動，為可再生能源長時儲能提供了可落地的解決方案。

這種模式可將富余風光電轉化為氫能長期存儲，在用電高峰或風光出力不足時釋放能量，大幅提升電網(wǎng)運行韌性。

同時，能源轉型并非單一“以電代油、以電代煤”，鋼鐵、化工、重型交通等場景要么難以用電驅動，要么用電成本過高、技術不成熟，而氫能可直接作為燃料、還原劑或工業(yè)原料，破解這些領域的脫碳難題。

納入新型能源體系后最大的變化不是多用氫，而是將灰氫逐步替換為綠氫。國家政策已明確方向，《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021-2035年）》要求示范項目綠氫比例超60%。2025年國家能源局進一步推動煤化工領域規(guī)模化綠電、綠氫利用替代。

以合成氨行業(yè)為例，我國每年用于合成氨的氫氣消費量約950萬噸，占氫氣消費總量的26%。若全部轉為綠氫，每年可減排約1.7億噸CO?，但需要新增約200GW電解槽及相應風光電量，相當于當前全國風電裝機總量的約三分之一。

值得注意的是，氫能的納入打破了傳統(tǒng)能源體系電中心的單一格局，推動能源體系向“電-熱-氫-燃料”多能協(xié)同轉型，提升整體能源利用效率。氫能兼具能源、資源、儲能介質三重屬性，推動其產(chǎn)業(yè)高質量發(fā)展能為經(jīng)濟綠色轉型、實現(xiàn)“雙碳”目標提供重要支撐，助力形成多能互補、融合發(fā)展的能源生態(tài)。

氫能對能源結構轉型的影響仍受限制

盡管氫能在補齊能源轉型短板、推動結構優(yōu)化等方面具有不可替代的價值，但結合當前產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀來看，氫能對能源結構轉型的實際貢獻仍有限。

其中，成本仍是最大障礙。當前綠氫成本顯著高于灰氫、藍氫，也高于傳統(tǒng)燃料與電力，成為制約其規(guī)模化推廣的核心因素。

據(jù)了解，2025年堿性電解槽單價同比下降38%，帶動綠氫LCOH逼近15元/kg。在內蒙古等風光資源富集地區(qū)，光伏平準化度電成本已突破0.18元/kWh。但要使綠氫在全國范圍與灰氫平價，仍需將LCOH降至13元/kg以下。

中信證券測算，當綠電價格降至0.1~0.16元/kWh、電解槽價格降至1000~1400元/kW時，綠氫成本可降至9~13元/kg。

與此同時，盡管輸氫管道建設加速，但相比天然氣管道，氫氣管道的7,000公里總長仍有量級差距。管道建設面臨初始投資巨大、材料氫脆等技術挑戰(zhàn)。儲運環(huán)節(jié)的成本和標準制約，仍是氫能大規(guī)模部署的硬約束。

此外，2025年電解槽產(chǎn)能規(guī)劃已超40GW，遠超前需，價格戰(zhàn)隱現(xiàn)。產(chǎn)能過剩可能導致行業(yè)洗牌，但也可能加速設備成本下行。且氫能全鏈條的安全規(guī)范、檢測認證、跨區(qū)域調度機制、價格形成機制仍在建設中，制約了產(chǎn)業(yè)規(guī)范化發(fā)展。

因此，綜合分析來看，氫能納入新型能源體系后，大概率不會在2030年前根本性改變中國以煤為主、電為中心的能源結構。

但它會在三個層面產(chǎn)生不可替代的貢獻：在棄風棄光嚴重的西部和北部地區(qū)，通過離網(wǎng)制氫形成局部的“綠氫-工業(yè)”耦合體系；在合成氨、甲醇、煉化等必須依賴氫氣的工業(yè)領域，開啟從灰氫到綠氫的漸進替代通道；為電力系統(tǒng)保留一種效率不高但不可或缺的長時儲能戰(zhàn)略儲備。

換言之，氫能當前的角色更像一位戰(zhàn)略預備隊，尚未擔任主力，但關鍵陣地必須有它。

基于上述判斷，接下來政策在進行產(chǎn)業(yè)布局時，不建議繼續(xù)大規(guī)模補貼氫能乘用車，應將財政和政策資源集中于工業(yè)綠氫替代（合成氨、甲醇、煉化）、管道運輸基礎設施建設以及長時儲能示范項目。

同時，行業(yè)也要加快綠氫認證標準制定并推動國際互認。歐盟已于2025年7月通過低碳氫授權法案，CertifHy認證體系已進入實施階段。我國亟需出臺與自身能源結構相匹配的綠氫標準，并與歐盟、日本等主要貿易伙伴推動互認，避免未來出口面臨碳壁壘。

此外，在棄風棄光率超過5%的區(qū)域，應探索強制或激勵性配置電解槽作為電網(wǎng)靈活性資源。同時，密切跟蹤碳價走勢，根據(jù)走勢來加大綠氫替代的投資力度。

具體如下：

東北首個綠氫摻混天然氣項目簽約

2026年4月2日，沈陽燃氣集團有限公司與浙江正泰新能源開發(fā)有限公司在杭州正式簽署法庫風電綠氫耦合天然氣項目合作框架協(xié)議。這標志著沈陽市在綠氫規(guī)模化應用領域取得突破性進展，也為東北地區(qū)能源結構綠色轉型樹立了新標桿。

經(jīng)雙方協(xié)商及共同技術論證，首期計劃在遼寧法庫經(jīng)濟開發(fā)區(qū)建設天然氣摻氫示范項目，年摻氫規(guī)模達千萬立方米級。目前，項目已完成門站選址、風機點位踏勘及技術方案論證，擬在沈法燃氣門站附近布局40MW風電制氫項目，通過自建線路實現(xiàn)綠電直供制氫站。項目設計年產(chǎn)氫氣2500萬標準立方米，產(chǎn)出的氫氣由沈陽燃氣集團結合全市天然氣全年用量統(tǒng)一調配使用，構建“法庫制氫、全市共享”的綠氫供應格局。

三企聯(lián)手強鏈補鏈，丹灶氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展再提速

4月1日，廣東省佛山市南海區(qū)丹灶鎮(zhèn)舉行簡單而隆重的簽約儀式，華創(chuàng)氫能科技（廣東）有限公司與貴研新能源科技（上海）有限公司、蘇州智合銘新能源科技有限公司達成深度合作，圍繞氫能燃料電池核心組件、催化材料、膜電極等開展全鏈條協(xié)同攻關。

新聞聯(lián)播定調氫能成新經(jīng)濟增長點

3月31日晚，《新聞聯(lián)播》播出的“十五五”新圖景專題報道。報道明確提出：要推動氫能和核聚變能等成為新的經(jīng)濟增長點，未來五年加速從技術突破邁向應用落地，不斷培育發(fā)展新動能。這是繼2026年政府工作報告將氫能定位為國民經(jīng)濟新增長點和未來能源核心后，國家級媒體再次重磅定調，標志著氫能的政策優(yōu)先級已超越量子科技、6G等前沿領域，正式躋身國家戰(zhàn)略核心賽道 。

玉柴氫能簽約上海氫山科技

3月31日，玉柴芯藍（江蘇）氫能源科技有限公司與上海氫山科技有限公司戰(zhàn)略合作簽約儀式圓滿舉行。

未來，雙方將秉持“優(yōu)勢互補、互利共贏、協(xié)同創(chuàng)新、共同發(fā)展”的原則，充分發(fā)揮各自在技術、產(chǎn)品、市場等方面的優(yōu)勢，聚焦氫能產(chǎn)業(yè)鏈關鍵環(huán)節(jié)，聯(lián)合開展技術攻關、產(chǎn)品開發(fā)與市場推廣，共同探索氫能在交通、工業(yè)、儲能等多領域的創(chuàng)新應用，為我國能源結構綠色轉型、實現(xiàn)“雙碳”目標貢獻力量。

甘肅：開展“新能源+綠氫走廊”行動

3月31日，甘肅省政府發(fā)布了《甘肅省“新能源+”行動實施方案》。文件指出，拓展氫能在工業(yè)、交通、建筑、能源等領域應用場景，加快探索氫能產(chǎn)業(yè)商業(yè)化發(fā)展路徑，營造形式多樣的氫能消費生態(tài)。引導傳統(tǒng)煉化、煤炭清潔高效利用等重點行業(yè)開展設備改造升級，加快推進工業(yè)領域綠氫、綠氨、綠醇替代。