在世界能源转型的大背景下，氢能作为一种绿色低碳、转换灵活的能源品种，已成为全世界能源转型的共识方向。

  3月26日，由中国电力企业联合会、中国氢能联盟主办的CIHC2025国际氢能大会在北京国家会议中心举行。来自全球50余个国家的政府机构、企业代表及国际组织负责人齐聚一堂，深度探讨氢能国际合作与技术创新等议题，为产业注入澎湃动能。

  “作为影响全球能源资源环境格局的重要的条件之一，气候平均状态随时间的变化迫使人类加速进入‘新能源驱动’的时代，氢能将和电力一同成为社会的主要终端能源。”中国工程院院士、中国工程院原副院长干勇表示。

  当前，国际氢能发展态势如何？我国氢能产业处于何种发展阶段？有哪些发展问题待解？记者尝试在会上找到答案。

  在全球能源结构加速向低碳化转型的背景下，一场以氢能为纽带的国际能源革命正在展开，全球氢能需求与日俱增。

  国际能源署预测，2020年至2050年可再次生产的能源发电量比例将从28%上升至91%，氢能占比将从不足1%上升至14%。布局氢能已变成全球主要经济体推进能源低碳转型的主要选择。

  国家能源集团党组成员、副总经理闫国春指出，截至目前，全球已有50多个国家和地区公布了氢能战略，2030年主要经济体规划的可再生氢规模已超越5000万吨，各国氢能应用正在从交通领域拓展至绿色航运、工业减碳等领域。

  为应对全球气候平均状态随时间的变化，荷兰积极做出响应欧盟2050年实现碳中和承诺，于2019年发布《荷兰气候协定》，将氢能作为应对气候危机和促进能源转型的重要解决方案，依托优良地理位置积极开展国际氢能合作。

  荷兰王国驻华大使馆经济处二等秘书Mattia Bertolini介绍，荷兰拥有巨大的海上风电发展的潜在能力，计划到2050年达到70吉瓦的装机容量目标。为实现这一目标，将重点发展可再次生产的能源制氢与管道输氢技术。同时，充分的利用现有天然气基础设施，为氢能存储与运输提供坚实基础，支撑荷兰氢能产业的快速发展。

  “荷兰很看重与最大的氢产消国家中国的合作机会，将在未来就‘政策法规制定、供应链标准研究、海上制氢业务’与中国的权益相关者开展深入务实合作。”Mattia Bertolini表示。

  西班牙氢能联盟秘书长Javier Brey介绍，截至2024年11月，欧盟范围内已启动超1000个氢能项目，总投资额突破1000亿欧元，当前实际发展已超预期目标，预计到2030年可达50吉瓦。

  “我们充分重视氢能国际合作，联盟自2005年起就积极开展跨国合作项目。近期与中国相关机构签署的合作协议使我们全球签署的合作协议突破30项。值得一提的是，我们与拉丁美洲国家也建立了深入合作，充分的发挥西班牙语系优势，搭建起连接南美与欧洲的氢能合作桥梁，一同推动国际氢能产业的发展。”Javier Brey补充。

  氢能作为清洁能源的重要组成部分，对我国构建新型能源体系、实现“双碳”目标具有战略意义。作为全世界最大的氢产消国，我国氢能产业正向着广阔前景提速迈进。

  中国工程院院士彭苏萍于会上发布了《中国氢能技术发展路线图》。报告说明，我国当前氢能年产量已超3500万吨，煤制氢占比60%，天然气制氢和工业副产品制氢各占20%。可再次生产的能源资源丰富的西部、北部地区和技术储备雄厚的东南沿海地区正加速布局可再次生产的能源制氢项目，产业集群已初具规模。

  目前我国在氢能产业链“制储输用”各环节均取得积极进展。新疆库车、宁夏宁东等一批规模化可再次生产的能源制氢项目建成投产，实现了可再生氢全流程贯通。

  国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦指出，2024年，全球可再次生产的能源制氢项目累计建成产能超25万吨，中国占比超过50%，已逐步成为全世界可再次生产的能源制氢及相关产业高质量发展的引领者。

  我国氢能产业高质量发展前景广阔，预计2030年至2060年将呈爆发式增长。“到2030年，我国氢能需求量预计达3700万~4200万吨，其中可再次生产的能源制氢占比12%~15%，年产量500万~700万吨。到2060年，氢能需求将达1亿~1.8亿吨，可再次生产的能源制氢占比提升至75%~90%，年减排规模有望突破16亿吨。”彭苏萍说。

  南丹麦大学首席研究员、副教授马爽指出，过去12个月，中国在项目投资层面表现十分突出。“据统计，已进入最终投资决策（FID）阶段的氢能项目近2亿瓦。此外，中国坐拥全球60%以上的氢能源制造商，市场潜力和制造能力均极具潜力。”马爽补充。

  同时，她也精确指出产业高质量发展潜在的风险——当市场和制造能力均已具备，避免无序竞争和产能过剩将是行业可持续发展要关注的问题。

  干勇认为，绿氢成本每公斤降到15元及以下将有望推动大规模应用。对此他提出，在风电、光伏资源好的地区全力发展可再次生产的能源制氢，利用低成本光伏和风电制氢，是降本的关键路径之一。

  “当前，光伏组件价格、储能电池价格、风力发电价格、电解槽系统价格在过去一年一下子就下降了35%~55%，为绿氢的发展注入了经济动力。据调研，部分大规模制氢成本已可低至每千克15元。”干勇表示。

  绿氢降本的路径之二，在于构建超大容量的输氢管网。干勇分析，以1000公里输氢距离为例，管道运输成本区间可达每公斤0.27~13元之间，相较公路运输每百公里12~14元的成本优势极为显著。

  “特别是京津冀等北方物流密集区，适合建立柴改氢示范区。例如京津冀拥有50万辆柴油重卡的规模化应用场景，具备消纳大容量管网每天5000吨经济输气量的能力，有望实现加氢终端与柴油平价。这种规模化输氢模式具有非常明显的经济性和可行性。”干勇说。

  当前我国处于能源转型的关键阶段。在传统电力系统与可再次生产的能源系统耦合的主基调中，绿氨的“”作用十分关键——减排降碳的同时，其大规模推广被视为带动绿氢实现放量应用、摊薄成本的“纽带”。

  干勇指出，《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》中“改造后的煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力”这一规定，直接释放了数千万吨的绿氢需求。“按每年煤电消耗燃煤20亿吨测算，经热值换算后绿氨需求总量达3.2亿吨，对应绿氢需求将突破5600万吨。”干勇补充。

  针对绿氢的未来降本趋势，彭苏萍预计，到2030年，可再生氢平均生产所带来的成本将降至每公斤25元以下，2035年前后将具备市场竞争力，预计2060年将在多行业形成经济竞争态势。返回搜狐，查看更加多