问题——规模优势下的“系统性梗阻”亟待打通 随着能源结构调整加速，氢能在工业减碳、交通替代和新型电力系统建设中的作用日益重要；我国氢能产业规模全球领先——风光制氢项目持续增加——核心装备制造能力不断提升。然而，规模化应用仍面临多环节衔接不畅的问题：储运体系薄弱，产地与消费地匹配不足；国家层面专项规划与技术标准滞后；电氢协同机制不完善，绿氢项目面临消纳与收益压力；产业链协同不足，呈现碎片化推进态势。 原因——基础设施、规则体系与市场机制“三缺口”叠加 氢能具有低密度、易扩散特性，对管网、储存及安全管理要求高，基础设施建设周期长、投入大、跨区域协调难，导致“制得出”与“运得到”之间存在落差。此外，规划与标准体系尚未跟上产业快速发展需求，尤其在纯氢输送、天然气管道掺氢等关键领域，缺乏可落地的规范与路径。绿氢依赖风光电等可再生能源，若电力并网、消纳指标与电价政策缺乏稳定性，项目易陷入不确定性，影响投资信心与规模扩张。 影响——堵点不除，绿氢难成可持续商业闭环 当前氢能产业正从“示范探索”转向“规模应用”。储运不畅推高物流成本，限制跨区配置；标准与审批路径模糊增加合规成本，拖慢项目落地；电氢协同不足削弱绿氢经济性，减碳价值难以体现。这些问题不仅延缓绿色低碳转型，也制约我国氢能产业国际竞争力的形成。 对策——以“一张网、一机制、一融合”提升系统集成能力 马永生建议，推动氢能规模化高质量发展需加强国家统筹与全链条协同： 1. 构建氢能基础设施“一张网” 将氢能管网纳入国土空间规划及国家能源基础设施专项规划，制定中长期管网规划，统筹跨区域骨干通道布局，形成资源富集区与工业带的供需匹配。同时，明确行政审批路径与路权安排，加快纯氢输送及天然气掺氢标准制定，支持大型能源企业开展跨省管道试点。 2. 深化电氢耦合，打通绿电与绿氢收益通道 完善电氢协同机制，优先保障绿氢项目配套风光电上网比例，提高消纳指标预期；降低制氢用电成本，减免容量电费、系统备用费等；明确氢能在电力市场中的功能定位，支持其参与调峰调频。推动绿氢认证与碳交易市场衔接，实现减排价值市场化。 3. 推动科技创新与产业创新深度融合 聚焦高效电解槽、规模化储运等关键技术，采用“揭榜挂帅”等机制集中攻关。鼓励炼化、冶金等用氢大户牵头组建创新联合体，打造“风光发电—管道输氢—工业消纳”全链条示范项目，以稳定场景带动成本下降与标准完善。 前景——从“点状示范”走向“网络化布局” 随着可再生能源装机增长，氢能在新型电力系统中的调节与储能潜力将继续释放。未来氢能产业将更注重系统集成：通过全国性基础设施网络降低储运成本，以电氢协同提升收益确定性，以产业链协同加速规模效应。随着标准完善与跨区域通道成形，氢能有望在钢铁、化工等领域率先形成可持续商业模式，并逐步拓展至交通、储能等应用场景。 结语 氢能产业的竞争不仅是技术与项目的比拼，更是规划、标准、市场与应用场景的体系化能力较量。只有织密基础设施网络、理顺电氢机制、打通创新链与产业链，才能推动氢能从示范走向规模，为能源结构优化和经济绿色转型提供坚实支撑。
氢能产业的竞争不仅是技术与项目的比拼，更是规划、标准、市场与应用场景的体系化能力较量。只有织密基础设施网络、理顺电氢机制、打通创新链与产业链，才能推动氢能从示范走向规模，为能源结构优化和经济绿色转型提供坚实支撑。