财联社3月10日（记者赵毅波 郭松峤）“当前，我国绿氢产业处于导入期、产业潜力巨大，但受经济性等因素制约，大规模商业化进程遇到瓶颈。”
氢能作为实现“双碳”目标的关键赛道，今年两会再次成为代表委员热议的焦点。全国人大代表，中国石化中原油田执行董事、党委书记张庆生对财联社记者如是称。
据中国氢能联盟预测，2050年我国氢气需求量将接近6000万吨，产业链年产值达到12万亿元，在我国终端能源体系中占比超过10%，成为引领经济发展的新增长极。
为推动氢能产业向好发展，今年全国两会上，张庆生来带一份关于《推进氢能产业链高质量协调发展》的议案。他建议，积极培育扩展氢能的应用场景。在新兴产业中发展新的应用场景，将绿氢产业和低空经济等新兴领域融合发展，充分发挥航空等高精产业成本容忍度高等优势，丰富解决成本制约问题的手段。
与此同时，另一位全国人大代表、天能控股集团董事长张天任已经连续第四年为氢能产业发声。在接受财联社记者采访时，张天任表示，氢能作为战略性新兴产业和新质生产力的代表，产业仍处于发展初期，同其他新兴产业一样，存在共性发展问题，也存在特殊的产业属性问题。
他建议，优化氢能产业政策，对固态储氢、高压气态储氢、液氢及有机液体储氢，根据技术特点出台不同的标准法规，以促进产业的安全可控发展。
以下为采访实录：
建议采用绿氢认证制度，对于绿氢制定单独政策
财联社：在发展氢能产业方面，你提出要加强顶层设计，在定价机制方面，你认为具体该如何构建合理的绿氢定价体系，以平衡制氢企业成本与市场接受度，目前存在哪些阻碍定价机制完善的因素呢？
张庆生：目前的绿氢成本是比较高的，按照实际成本是无法参与市场竞争的。如果按照市场定价，肯定不具备市场竞争力。这种情况下就需要引入补贴才能平衡制氢企业成本与市场接受度之间的矛盾，要给补贴就需要财政资金支持。
财联社：我们也注意到，目前绿氢难以大规模商业化的一大原因是成本高昂。那么据你观察，如何通过政策引导和技术创新降低成本，提升市场竞争力？
张庆生：政策引导方面核心在两个方面，首先要发挥绿氢的降碳价值，建议采用绿氢认证制度，对于绿氢制定单独政策。其次是补贴，考虑碳税等因素，对于绿氢产业进行精准补贴。技术创新要突破关键环节成本瓶颈，首先是要降低绿电费用，其次是要解决制储运加用各环节的装备的国产化和技术迭代，特别是电解槽的价格需要通过技术迭代和规模降本把成本降下来。
财联社：在绿氢产业链中，你认为哪些环节最具发展潜力？哪些环节需要重点突破？
张庆生：目前的整体产业链中，储运环节目前是瓶颈，需要重点突破，也最具发展潜力。近年来国内提出了液氢方案、液态阳光（甲醇方案）、绿氨方案、液态化合物和固态储氢等多种形式，但目前其他储运环节还很不成熟，仍以压缩气态为主，运载效率很低，对于氢能的发展极其不利。
财联社：我们注意到，你的议案中建议强化制绿氢项目政策补贴，参考风电、光伏补贴政策。那么，在实际执行过程中，如何避免绿氢补贴政策出现类似风电、光伏曾经面临的补贴滥用、骗补等问题，确保补贴精准落实到真正推动产业发展的项目上？
张庆生：目前的补贴主要是补贴给加氢站，因此会产生灰氢骗补等问题，也会使得用于交通以外的绿氢无法得到补贴的情况。解决办法很简单，就是补贴前移，对于绿氢进行认证，直接补贴绿氢生产企业。
财联社：据你观察，在资源配置上，当前绿氢产业的资源分配存在哪些不合理之处？你建议通过怎样的政策手段，引导资源向绿氢产业关键环节倾斜，促进产业均衡发展？
张庆生：首先是技术与产业链环节失衡，研发资源过度集中于电解槽，而氢能储运技术投入不足。
其次是区域布局与资源禀赋错配，西部风光资源富集区开发不足，弃风弃光电力未有效转化为绿氢产能。长三角、珠三角等氢能需求密集区缺乏绿氢产能。
第三是可再生能源与绿氢协同不足，电网消纳优先于制氢，导致弃电制氢的经济性被削弱。
以上问题需要从政策上予以引导，首先是差异化财政支持，补强产业链短板对储运等薄弱环节加强补贴。其次是打通地域限制，推动资源-需求匹配，推动氢能长输管道建设，实现西氢东送。第三是强化风光氢储协同，优化电力机制，鼓励企业在弃风弃光严重区域建设绿电制氢项目，免征输配电价和政府性基金等。
鼓励沿交通主干道（如京沪、京广高速）建立统一标准的加氢网络
财联社：我们注意到，目前各省市在积极出台氢能高速的示范补贴政策，但各省市的政策存在有区域性的特点，车辆上牌地与区域性的补贴政策没有完全打通，一定程度上限制了氢能在重卡领域的示范应用。据你观察，应如何打破这种区域限制，实现更广泛的应用推广？
张天任：要突破这一瓶颈，需要从政策协调、基础设施建设和商业模式创新三方面入手。政策协调方面，建议建立国家层面的氢能补贴统一协调机制，推动跨省补贴互认，或试点开展“区域一体化”补贴模式，使氢能重卡能够享受更公平的政策待遇。基础设施建设方面，加强跨省氢能基础设施的协同规划，鼓励沿交通主干道（如京沪、京广高速）建立统一标准的加氢网络，提升氢能补给便利性。商业模式创新方面，可探索相关示范项目，鼓励物流公司、加氢站运营商、氢能重卡制造商联合构建跨区域运营模式，提高市场认可度，形成规模化应用效应，进而推动政策调整。
财联社：对于氢能及燃料电池示范应用中购置、使用和售后成本较高的问题，除了政策扶持，从企业自身角度出发，您认为有哪些可行的降本途径？
张天任：发展新质生产力，降本增效。一是进行技术创新，加大研发投入，提升燃料电池核心组件的性能水平，技术降本，提升发电效率，降低单位发电量成本。二是提升供应链协同效率。通过规模化采购、联合研发降低关键材料成本，优化燃料电池系统生产流程，提升国产化率，降低制造成本。三是布局全生命周期服务体系。建立标准化的氢能车辆维保体系，提高维保效率和能力，降低售后成本，同时探索租赁、共享运营模式，分摊企业和用户的资金压力，提高市场接受度。
财联社：你也提到了加强对关键材料和零部件技术扶持，那么在促进国产化水平提升的过程中，如何平衡自主研发与国际合作，以更好地实现产业链自主可控？
张天任：在关键材料和零部件技术扶持方面，产业链自主可控的核心在于增强本土企业的技术创新能力，同时利用国际合作加速技术突破。自主研发是保障供应链安全的基础，需要国家政策支持核心技术攻关，鼓励企业、高校和科研机构协同创新，加快突破“卡脖子”环节。
而国际合作则有助于引进先进技术、优化生产工艺、提升产业标准，特别是在当前全球化背景下，与领先企业合作有助于缩短技术迭代周期，避免重复投入。在实践中，可以采取“自主研发为主、国际合作为辅”的策略，即在核心领域（如催化剂、膜电极、高性能碳纸等）优先布局自主可控技术，同时在非核心环节（如部分高端设备、测试技术）通过合作提升整体产业链效率，从而实现国产化提升与国际竞争力增强的双赢。
