《中国氢能发展报告（2025）》数据显示，2024年我国化石能源制氢仍占氢气供应主导地位。其中，煤制氢占比56%，天然气制氢和工业副产氢均占比21%，电解水制氢和甲醇制氢占比均为1%。绿氢占比远低于灰氢、蓝氢的原因在于，可再生能源制氢面临技术成熟度不足、初始投资成本高等制约，而灰氢、蓝氢依托现有化石能源制氢体系，成本低、产业链成熟。
电解水制氢是当前技术成熟、应用广泛的绿氢制取路径。其中，碱性电解水制氢是主流选择，但难以适配风光发电的大幅波动；质子交换膜电解水制氢更契合可再生能源的特性，已成为未来重要发展方向。“质子交换膜、催化剂等核心材料还依赖进口，制约其成本下降与规模化应用。”魏锁说，电解水制氢的不同工艺各有优势，现阶段仍需围绕低成本、高效率、安全可靠的目标持续突破，释放电解水制氢的产业化潜力。——从中游储运端来看，产氢和用氢的空间错位，以及氢气储运的“高标准、严要求”，使得生产输配和使用各环节成本较高。
位于北京市的大兴国际氢能示范区，有全球规模最大的加氢站海珀尔加氢站。日最大氢气加注能力达4.8吨，可满足800辆燃料电池车的用氢需求。氢气主要来自河北地区的清洁氢，1公斤定价30元，其中储运费用约为10元。
“即便清洁氢产地距离较近，储运环节费用仍占总成本的三分之一，若按市场化规则与灰氢同台竞争，绿氢很难形成价格优势。”示范区资源拓展部总监田继忠说。
当前，高压气态运输仍是氢气主流运输方式，以长管拖车运氢为主。“氢气有易燃易爆特性，逃逸性强，易泄漏，储运要求更高。”魏锁说，同时氢气密度小、重量轻，当前的输运方式，运输效率低、成本高，影响了氢能应用的经性。以20MPa（兆帕）高压气态长管拖车为例，氢源距离100公里时储运成本约8.5～9元/公斤，200公里时增至10～12元/公斤，500公里时则攀升至20元/公斤以上。根据中国氢价指数显示，2024年12月全国氢能生产侧价格降至28.0元/公斤，消费侧价格降至48.6元/公斤。可见气氢运输距离超过200公里后，经济性将显著下降。
在国家电投氢能科技发展公司总经理张银广看来，绿氢储运环节，短期以长管拖车运输适配短距离、小规模用氢需求，具备灵活、前期投入低的经济性；但长期来看，随着用氢规模的扩大，管道运输将是更优选择。
——从下游应用端来看，交通运输领域的氢能应用仍面临障碍，工业等潜在领域的市场拓展相对滞后，扩大多元应用场景成为行业发展的关键点。汽车是氢能应用的先行领域和重要场景。2021年起我国启动燃料电池汽车示范应用，示范期四年。截至2024年底，京津冀、上海、广东、郑州、河北五个示范城市群累计推广燃料电池汽车超1.5万辆，累计建设加氢站160座，累计示范运行里程超3.9亿公里。
业内人士认为，今年是示范应用收官之年，随着补贴政策逐步退坡，企业成本压力将加剧，地方需加快出台高速通行费减免、路权优先等接续政策。以高速通行费减免为例，当前氢能车辆的跨省减免仍面临障碍。“车辆在省际路段切换时，必须先下高速再重新上道，才能确保省内通行记录完整，享受当地的减免政策。”张银广说，这不仅影响车辆通行效率，还制约氢能在跨区域物流等核心应用场景的规模化拓展。氢能规模化落地，还需进一步打通应用场景。田继忠说，氢能应用不止于交通，还应延伸至化工、冶金、钢铁、建筑等领域。氢能在化工领域可推动合成氨、甲醇低碳生产，在冶金与钢铁行业助力工艺革新降碳，在建筑领域通过燃料电池供能、分布式供暖构建零碳生态。除交通领域外，绿氢在合成氨、甲醇制备、石油炼化、氢炼钢等工业场景的示范应用与中试已稳步推进。业内普遍认为，其规模化推广的核心瓶颈仍是成本高，主要受政策配套完善度、生产技术工艺优化及大规模储氢技术成熟度制约。“近期新能源相关政策密集出台，为大规模低成本制取绿氢创造了条件。虽然，生产技术工艺创新、商业模式创新等问题客观存在，但并非不可攻克。”魏锁说，作为新兴产业，绿氢的技术成熟与市场普及，需要经历认知深化、问题攻坚的渐进过程，随着技术迭代升级与商业模式示范验证，其规模化应用终将实现。
