在积极应对气候变化和应对能源危机双重要求下，欧美日韩等国家与地区加快制定不同类型氢能的碳排放标准，进一步提高氢能发展目标，日本《氢能基本战略》（修订版）将氢能目标由2017年提出的500-1000万吨调整为2040年1200万吨（含氨）和2050年2000万吨（含氨）；德国新版《国家氢能战略》（2023年）将2030年国内电解水制氢目标由2020年版的5吉瓦提高到至少10吉瓦，氢能需求量从90-110太瓦时提高至95-130太瓦时；同时持续拓宽氢能多元的氢能应用场景，日本将将氢能应用场景拓展至钢铁、化工、航空等“难以减排领域”，并积极推动氢氨燃料在煤电领域应用；韩国新版氢能规划将氢能应用已扩展至钢铁和化工等重点碳排放领域。

国内来看，2023年，我国加快部署氢基绿色能源示范项目，相继建设技术标准、装备检测等公共服务平台，氢能“制—储—输—用—服”主要技术和生产工艺自主化水平稳步提高，各环节均取亮点成效。

政策标准方面，国家首个氢能标准政策出台，氢能“1+N”政策体系持续完善。根据氢界大数据平台统计，截至2023年12月底，国家层面共制定氢能专项政策3项，涉氢政策近百项。

专项政策方面，《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》出台，旨在到2025年基本建立支撑氢能全链条发展的标准体系，制修订30项以上氢能国家和行业标准，同时打通产业链上下游的关键环节。

涉氢政策方面，氢能作为低碳能源、绿色产业、新型电力系统重要一环，被写入包括《绿色低碳先进技术示范工程实施方案》《绿色产品指导目录》《新型电力系统发展蓝皮书》等多个文件。地方公开发布氢能专项政策超420项，多地由发展规划转为落地实施政策，对项目投资、氢能产品等方面制定多元化支持政策，努力解决经济性不足等行业痛点问题。大连给予1,000千克/日及以上加氢站建设250万元定额补贴，给予不超过20元/千克加注氢气补贴，进一步降低加氢站建设和运营成本；广东、吉林等地方政府发布制氢加氢一体站政策，支持制氢在非化工园区开展，站内制氢规模最高可达3,000千克/日；克拉玛依推出对可再生氢及氢基产品（如绿氨、绿色甲醇）补贴政策，对于氢气产能大于5,000吨/年的风光制氢一体化项目主体可在2024年获得补贴3,000元/吨，2025年获得补贴1,500元/吨。

储运环节，我国正推动氢能长距离、大规模输送体系建设，30兆帕管束车下线投用，氢气中短距离管道投用，长距离管道开始建设。根据氢界大数据平台统计，截至2023年12月，我国已建成运营氢气管道总长度超150公里，甘肃玉门油田首条中长距离输氢管道正式对外输氢。液氢、固态储氢、有机液态储氢加快研发，40立方米民用液氢罐车开建，吨级镁基固态储运氢车下线，液态有机储氢加氢站供氢示范项目在佛山开工。

加注环节，交通联动工业成为加氢基础设施建设新模式，各地依托不同产业基础布局制氢加氢一体站。根据氢界大数据平台统计，2023年，加氢站总数超过420座，同比增长19.6%。一方面，可再生能源制氢示范项目推动加氢基础设施建设。宁东可再生氢碳减排示范项目配套2座加氢站完成中交，新疆首个离网光伏“绿氢制储加用”一体化项目在库尔勒投产。另一方面，各地依托资源禀赋不同，建设制氢加氢一体化站推动氢能供应。鄂尔多斯、长春等地风光制氢一体化站促进本地风光等可再生能源消纳，佛山天然气制氢一体站解决氢源成本高、供应难等问题。

应用环节，化工、冶金领域加快规模化示范，轨道、船舶等重型交通领域突破显著，能源领域应用稳步推进。工业方面，吉林松原万吨级绿色氢氨醇一体化项目开工，百万吨级氢基竖炉项目在广东点火。交通方面，中国500千瓦氢燃料电池动力示范船“三峡氢舟1号”在湖北实现首航，全球最大功率氢能机车“宁东号”在山西下线。能源方面，燃料电池发电/热电联产装机超过19兆瓦，同比增长44%；燃氢轮机/煤掺氨燃烧技术实现突破，兆瓦级燃氢轮机下线，600兆瓦燃煤发电机组掺氨燃烧在广东试验成功。

公共服务领域，氢能关键装备检测实证基地建设填补国内装备检测行业空白，碳氢市场协同发展取得关键进展。绿色氢能关键装备检测实证基地建立完整的氢能装备质量和氢气品质评价技术体系，填补行业空白。一体化移动式燃料电池用氢气质量分析仪入选第三批能源领域首台（套）重大技术装备（项目）。全球首个氢燃料电池汽车碳减排方法学、首个可再生能源制氢减排方法学获联合国清洁发展机制执行理事会（CDM EB）审批通过，分别成为CDM机制第101个小型方法学和第124个大型方法学。

展望2024年，我国将总结当前一体化示范项目运营典型经验，进一步推动规模化“风光氢储用”一体化项目示范；加强氢能科技创新与工程示范结合的政策导向，重视科技创新与信息共享；加快开展相关氢能标准制修订，完善标准体系和检测认证服务能力建设；进一步完善涉氢项目审批及验收机制，优化机制政策，降低项目整体运营成本。

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