2025年6月10日，国家能源局发布了关于组织开展能源领域氢能试点工作的通知。这份“通知”明确了下一阶段氢能的工作重点以及时间期限，并以“项目试点”（原则上申报主体为项目业主单位）以及“区域试点”（原则上申报主体为牵头城市）两大方式、11个具体发展方向予以明确支持，并配套相关政策与激励措施。在文件中，明确要求以2028年6月前为试点工作和项目投运完成时间界限，并明确了“区域试点”由牵头城市所在的省级能源部门推荐报送，“项目试点”由省级能源主管部门或中央企业总部推荐报送。

基于此，势银（TrendBank）认为，从现在开始到2028年，氢能将再次迎来发展高潮。同时势银（TrendBank）发现，该“通知”文件将氢能发展核心聚焦在绿色电力（包含储能）和绿色化工（包括化工以外的钢铁等行业）两大核心领域，围绕两大核心领域构建氢能“制储输用”全链条发展，大力鼓励就近消纳，并首次明确将管道运氢列为大规模、长距离、跨区域输送氢的首要方式，液氢输运也被重点推荐。

同时，该“通知”中强调，通过试点方式探索氢能产业发展的多元化路径，形成可复制可推广的经验。这意味着，一旦有试点形成可复制的经济性突破，将向全国范围批量推广。

所有的地区和企业都需要调整好正确的姿势，以便在下一波发展高潮中把握机遇。

以下为具体的政策解读：

支持政策1：项目试点：依托项目试点推动氢能先进技术与关键装备推广应用，支撑开展各类标准可行性和有效性验证，探索技术先进、模式清晰、可复制推广的项目开发方案。项目试点由业主单位进行申报，以单一试点方向为主。相关项目原则上应已完成核准、备案等工作，确保试点项目顺利投运，商业模式清晰、成本效益明显、减碳效果突出，支持项目应用国家科技重大专项、国家重点研发计划、首台（套）重大技术装备、能源领域研发创新平台等攻关成果，支撑打造技术装备成果推广应用新场景、新模式、新机制，巩固提升氢能产业创新力、竞争力。

支持政策2：根据氢能产业发展需求，积极研究推动可再生能源就近消纳、峰谷分时等体制机制改革，鼓励企业在可再生能源富集地区和用电低谷期进行制氢等生产活动，降低制氢成本，提高能源利用效率。同时，研究健全氢储能、氢发电等项目电价机制和市场机制。

电力运行主管部门要逐步完善涉氢相关项目需求响应机制，引导有条件的氢能项目根据电网需求情况调整运行方式，为电网的灵活性和稳定性提供支撑。对于参与需求响应等工作的氢能企业，给予相应的经济补偿或政策激励，鼓励其积极参与电网相关辅助服务。

支持政策3：各地能源主管部门会同有关方面围绕项目成本疏导、调度运行、安全管理等方面，加大试点工作专项政策研究与支持力度，鼓励通过专项资金等政策支持试点工作。各地能源主管部门要统筹做好国家及本地区能源领域氢能试点工作，并与本地区氢能产业发展工作有机结合，发挥好试点引领作用。

支持政策4：对符合条件的项目和区域试点优先纳入制造业中长期贷款、优先推荐纳入“两重”“两新”等支持范围，相关技术装备优先纳入能源领域首台（套）重大技术装备。支持依托试点项目，制定相关国家标准和行业标准，推动相关项目参与碳市场、绿证市场交易。

支持政策5：国家能源局通过将试点项目和区域纳入国家有关重大工程项目库等方式，协调解决试点工作面临的重大问题。支持依托试点工作产生的相关标准、符合首台（套）条件的重大技术装备，经按程序评定，优先纳入行业标准制修订计划、能源领域首台（套）重大技术装备清单，优先推荐参加相关科技创新、标准等奖励评选，并享受相关支持政策。

（一）氢能制取 

方向一：规模化制氢及一体化

在风、光、水电、核电、生物质资源丰富地区，开展规模化可再生能源制氢、核电制氢项目建设，并适应风电、光伏等波动特性。下游可一体化耦合氨、醇、航煤、炼化等场景。配套可再生能源项目上网电量比例不超过 20%，原则上不占用系统调节资源，制氢电解槽装机规模不低于 100 兆瓦（或气化产能不低于20000 标方/时）， 电解槽运行负荷调节能力不低于 50%～100%水平。 

方向二：先进柔性离网制氢

在深远海、沙戈荒、“高海边无”等电网薄弱地区，因地制宜开展离网制氢等试点，构建风光氢储一体化能源架构，探索先进离网制氢技术应用，实现离网构网支撑以及可再生能源出力、储能充放与电解槽负荷柔性协调，并开展商业模式创新。配套制氢电解槽规模不低于 10 兆瓦。 

方向三：清洁低碳氢能综合开发 

开展焦炭、氯碱、轻烃裂解等工业副产氢资源就近开发利用，鼓励化石能源制氢加装碳捕集利用装置，探索建设区域性、规模化高纯氢供应中心，支撑终端交通、发电等场景用氢需求，以及合成氨、合成甲醇、炼化、冶金等行业低碳发展。氢纯化规模不低于 5000标方/时，其中，用于交通和发电领域氢气纯度符合 GB/T 37244-2018 《质子交换膜燃料电池汽车用燃料氢气》标准。

（二）氢能储运  

方向一：规模化、长距离输送

围绕大规模、长距离、跨区域氢气输运需求，开展管道（输送介质限可再生能源制氢）、液氢槽罐、更高压力管束等不同形式气氢和液氢技术试点，有效提高氢能输运效率和规模，降低输运成本。液氢工厂单套设备液化能力不低于5吨/天；单车运输能力不低于600千克；管道长度不少于 100公里。 

方向二：高密度、多元化储存 

以安全可控为前提，开展高效率高压气态储氢、有机液体储氢、固态金属储氢、低温液氢储氢、岩穴储氢、氨醇载体储氢等氢储存技术试点应用，提高氢储存密度、储放氢效率、循环寿命、循环能耗等性能指标，推进技术材料工艺创新，支撑高密度、轻量化、多元化氢能储存体系建设和氢能应用场景拓展。单项目储氢规模不低于 20000 标方。 

（三）氢能应用 

方向一：炼油及煤制油气绿色替代 

开展可再生能源制氢在炼油、煤制油气等生产过程的替代。配套建设可再生能源制氢和供应设施，持续优化可再生能源发电、制氢替代相关工艺流程，提高替代比例、反应效率，降低碳排放，支撑相关行业绿色转型。可再生能源制氢替代规模不低于 1000 吨/年。

方向二：氢氨燃料供电供能 

结合场景应用需求，开展煤电掺氢/掺氨、燃气轮机掺氢/掺氨/纯氢发电等试点应用，支撑发电供能系统低碳化改造，提高能源综合利用效率，降低发电领域化石能源消耗和碳排放水平，并实现长期连续稳定运行。燃机类项目规模不低于 10 兆瓦，掺氢/掺氨比例不低于 15%；燃煤锅炉类项目规模不低于 300 兆瓦，掺氢/掺氨比例不低于 10%。 

方向三：氢储能长时长效运行

开展“电－氢－电”氢储能场景和模式探索，配置制氢、储氢、氢发电等装置，支撑可再生能源更高渗透率消纳，电力的跨时间尺度存储和调节，以及离网和并网模式灵活切换运行。开展氢储能与其他储能系统协同控制，提高响应速度和能量转换效率，推动氢储能参与各类服务和市场。氢储能项目发电侧容量不低于 1 兆瓦，满功率连续发电时长不低于 4 小时，根据场景需求适当延长时长要求。 

方向四：能源领域综合应用

建筑、工业园区等场景开展燃料电池热电联供，支撑相关场景清洁燃料深度替代；偏远地区等场景利用氢能进行分布式供电供能；数据中心、通信基站等场景探索氢能备用电源应用；以及能源领域氢能其他应用模式。相关项目燃料电池装机不低于 0.5 兆瓦。 

（四）共性支撑 

方向一：氢能实证实验平台

开展氢能关键装备实证验证和氢气品质管理，对碱性电解槽、质子交换膜电解槽、阴离子交换膜电解槽、新型储氢装置以及燃料电池等氢能关键装备开展实际工况验证，支撑测评标准体系持续迭代优化，服务行业标准制定和验证。项目具备电解槽等串并联/混联、功率调度等多场景系统性能测试能力，以及编制发布国家和行业标准工作基础。

方向二：氢能低碳转型试点

在矿山、港口、物流、工业等园区，聚焦“可再生能源制氢－储氢/储能－多能互补”全链条技术集成与场景应用，打造以氢能为核心的零碳能源系统。以氢能“制储输用”全链条为枢纽，探索“绿电直连”和降碳价值实现机制，推动园区可再生能源规模化开发替代。园区交通、工业、建筑等场景 80%以上能源消费清洁化。