中韩氢能专家：应打造需求导向的生态体系、共建产业链

中韩氢能论坛聚焦可再生能源波动应对与产业脱碳，探讨氢能定位

中国计划2030年将平均氢价降至25元/公斤以下，推动大规模产业化

论坛聚焦商用燃料电池汽车、区域氢能生态、东北亚合作三大议题

以上与会人员资料来自韩国行业网站。

在可再生能源快速扩张的背景下，弃风弃光问题和长周期储能难题日益突出。同时，钢铁、化工、运输等难以直接电气化的行业，减排压力依然沉重。

围绕氢能在其中应扮演的角色，中韩两国专家展开了深入讨论。与会者普遍认为，与其一味扩大氢能使用规模，不如优先挖掘具备竞争力的需求场景，比如中重型商用车和工业工艺流程,并将生产、流通、应用环节在区域层面有机衔接起来。

韩国氢能联合会（会长金载弘）9月17日在首尔诺富特大使饭店大宴会厅举办了"2026中韩氢能论坛"，主题为"中韩氢能对话：可再生能源扩张与东北亚氢能经济的未来"。

来自中韩两国氢能相关企业、高校及研究机构的约200名人士出席了此次活动。双方专家分享了可再生能源制氢、电解水产业、氢燃料电池汽车（FCEV）、氢能城市、区域生态体系建设等方面的经验，并探讨了东北亚共同合作的可能性。

此次论坛旨在观察中国氢能政策的转向——从早期以氢燃料电池汽车为主的示范阶段，转向清洁低碳氢生产与工业、能源、交通领域需求并重培育的新阶段。同时,论坛也就韩国氢能产业如何从单纯扩大普及规模,转向具备真实需求与经济性的市场,给出了相应启示。

中国正在构建从制氢到储运、应用一体化衔接的产业生态体系。依托兼具工业设施、氢资源和消费端的城市群,中国正在推进大规模示范项目，并提出到2030年将终端平均氢价降至每公斤25元以下的目标。

论坛以韩国氢能联合会秘书长郑锡镇与中国氢能联盟研究院万负责人 的致辞拉开序幕，随后进行了两国专家演讲及小组讨论。

清华大学杨教授阐述了氢能在中国能源安全和可再生能源扩张过程中应发挥的作用。他指出,尽管中国正快速推进可再生能源和电气化,但仍有部分工业和运输领域难以仅靠电力实现脱碳。

杨教授强调，面对可再生能源产地与电力消费地在空间上的错位，以及弃风弃光、长周期和季节性储能等难题，应将氢能作为补充性基础设施加以利用。他认为,氢能不应被视为与可再生能源相互竞争的独立能源,而应被视为储存富余电力、并将其输送至其他地区或产业的载体。

这种思路对氢能的角色划分更为务实。若将氢能扩展到乘用车或建筑供暖等本可通过电池、热泵实现高效直接电气化的领域，反而会增加能量损耗和成本。相比之下，高温工业热能、长途商用运输、长周期储能等领域，氢能的应用价值则相对更高。

华北电力大学刘教授介绍了中国大型绿氢项目及电解槽设备产业的发展现状。他表示，中国依托丰富的可再生能源资源，正从示范阶段迈向产业化，碱性电解槽正朝大型化、标准化方向发展，同时质子交换膜（PEM）技术研发和核心零部件国产化也在加速推进。

刘教授指出，仅靠扩大设备供给难以确保绿氢的竞争力，还需同步培育炼化、化工、钢铁、氨等能够长期采购氢气的产业需求。若生产设施与需求端相互脱节，将导致设备利用率下降、储运成本上升，进而影响经济性。

中国汽车技术研究中心首席方专家介绍了中国氢燃料电池汽车示范城市群政策。他表示，中国不仅关注车辆推广数量，还从全生命周期角度，对氢气供应、加氢设施以及燃料电池核心零部件的性能进行综合管理。

通过示范项目，氢燃料电池汽车具备竞争力的细分领域也在逐步清晰。政策方向正聚焦长途运行、高使用率的公交车、卡车等中重型商用车市场，并计划未来向工业和能源领域拓展需求基础。

这也为国内以往主要以乘用氢能汽车和加氢站数量作为政策评估标准的做法提供了启示。即便车辆推广数量增加，若加氢站利用率偏低、供氢成本居高不下,一旦缺乏政府支持,市场就难以维持。因此，应优先聚焦运行里程长、燃料消耗大、氢能优势明显的公交线路、物流卡车,以及港口和产业园区用车。

韩国方面，现代汽车、国土交通科学技术振兴院和韩国氢能联合会介绍了本国氢能产业的成果与政策方向。

现代汽车集团能源与氢能事业本部长洪银姬介绍了国内外氢燃料电池乘用车与公交车的普及现状，并强调企业要持续开展中长期投资，政策的连续性和可预测性至关重要。

洪本部长从能源多元化的角度评估了氢能的作用,并表示中韩若能共享政策与示范经验,将有助于扩大东北亚氢能经济的市场基础。

国土交通科学技术振兴院氢能专门委员朴来相指出，氢能城市不应被简单理解为分散建设加氢站或燃料电池设施的项目，而应定位为将制氢、输送、储存、应用在生活空间内有机衔接起来的能源转型工程。

他表示，基于蔚山、全州·完州、安山等示范城市的经验，未来需要构建更契合各地区产业与能源条件的商业模式。只有将周边产业园区的副产氢、可再生能源、沼气等资源，与区域内交通、建筑、产业需求有效对接，才能实现可持续运营。

韩国氢能联合会政策支持室长黄允珠建议，国内氢能政策应从单纯扩大用量，转向"优先供应给真正需要的领域"的战略思路。

黄室长表示，在可直接电气化的领域应优先使用电力，氢能则应集中用于替代手段有限的需求场景。她强调，评估氢能经济性时不应只看生产成本或燃料价格，还应纳入碳成本、电网升级规避、缓解弃风弃光、能源安全等系统性效益，以总社会成本的视角来衡量。

她还建议，可借鉴中国从制氢到应用全链条衔接的一体化示范模式，先验证商业可行性，再逐步推广经过检验的成熟模式。

在高丽大学教授李在昇主持的小组讨论环节,与会者围绕氢燃料电池汽车市场、区域氢能生态、东北亚共同产业链三大议题展开了集中讨论。

在氢燃料电池汽车领域,专家建议优先培育长途、高使用率的中重型商用车市场，并同步支持车辆、加氢站、燃料电池零部件及氢气供应链等多个环节。相较于单纯的购车补贴，更应根据运行实绩、减碳量和加氢站利用率来实施差异化支持。

在区域生态体系方面，讨论聚焦于如何在特定区域范围内，将制氢设施、储运基础设施与产业、交通需求有机衔接。与会者也提醒，若不顾及各地区的资源禀赋和实际需求，一味复制同一套氢能城市模式，可能导致设施利用率低下，并加重地方财政负担。

在东北亚合作议题上，与会者提出可将中国的大规模市场、生产能力及示范经验，与韩国在燃料电池、交通、材料、零部件方面的技术相结合。商用车、核心装备、氢气供应设施、联合示范以及技术标准等，均被视为潜在的合作领域。

中韩合作虽有助于扩大市场规模、降低成本，但同时也需管控供应链过度依赖单一国家的风险。应在保持透明的前提下厘清核心零部件和材料的相互依存关系，并同步维持本国的制造基础和技术能力。

此外，联合项目推进过程中涉及的技术外流、知识产权及数据管理等问题，也需要提前理清。示范数据的归属权和使用范围、零部件认证，以及发生安全事故时的责任划分，都应在签约阶段予以明确，才能确保合作的持续性。

韩国氢能联合会秘书长郑锡镇表示："韩中两国都在努力扩大清洁氢供应、创造工业领域的实际需求，希望此次论坛能成为双方分享政策与经验、探索具体合作方向与项目的契机。"

展望未来，韩国国内氢能政策的评估体系应从供应设施和加氢站数量,转向实际利用率和减碳效果。应先摸清各产业的氢能需求和可承受价格，再将长期采购协议、清洁氢认证和差价补贴机制有机结合，从而降低生产企业的投资不确定性。

在电解水制氢项目中，应采用可再生电力的"额外性"原则和分时电力采购标准，验证所产氢气的实际碳排放水平。同时，还应公开电价、设备利用率、用水量及储运成本，以便对不同项目的经济性进行横向比较。

氢燃料电池汽车政策也应摆脱以乘用车推广数量为核心的竞争思路，转向公交车、卡车、港口设备等电池电气化难度较大的领域。若能将车辆引进、加氢站建设与供氢协议整合为统一的项目单元，就可以减少因需求不足而导致设施闲置的问题。

中韩合作也不应止步于论坛和谅解备忘录层面，而应进一步推进联合示范、互认认证、安全标准协调以及企业间的长期合约。业内预计，只要从技术经济性和减碳效果已得到验证的领域率先推进合作，东北亚氢能产业链就有望发展成为真正落地的产业生态体系。