氢能“破壁”，其势几何？

政策频频推出，资本活水奔涌，氢能再度站上风口。但产业一线的形势，远比报表复杂。

2026年，首批燃料电池汽车示范城市群进入收官考核阶段。2030年可再生能源制氢规模达到200万吨、终端用氢平均价格降至25元/千克以下，首次被写入政策文件。

在“十五五”规划的开局之年，氢能作为未来产业，被赋予培育新质生产力、重塑能源版图的战略使命。

从终端能源格局看，氢能仍将扮演辅助角色，即便在乐观情景下，未来终端能源消费结构也将呈现“电占80%、氢占20%”的态势。

然而，氢能与我国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋高度契合，与电力系统形成天然互补，有望为建设能源强国、如期实现“双碳”目标提供坚实支撑。

站在当下时点，从顶层设计到市场闭环，成本、场景、机制与国际规则的多重障碍依然横亘在前。

本期策划通过走访产业链各环节单位，呈现“未来能源”的当下突围图景，试图回答这样一个问题：氢能“破壁”，其势几何？

2026年，被纳入新型能源体系的中国氢能产业再次迎来政策密集落地期。

3月，工业和信息化部、财政部、国家发展改革委发布《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》，明确中央财政采取“以奖代补”方式，单个城市群四年试点期内奖励上限不超过16亿元等举措。

6月，国家发展改革委、国家能源局印发的《新型能源体系建设“十五五”规划》明确，2030年可再生能源制氢规模达到200万吨。

7月30日，国家能源局披露：上半年氢能领域投资同比增长逾160%，远超电网、充换电及新型储能增幅。

8月1日起施行的《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》（以下简称《办法》），首次将可再生能源非电消费纳入各地区可再生能源消费最低比重目标考核范围。《办法》明确，非电消费最低比重目标包括可再生能源供热（制冷）、可再生能源制氢氨醇等综合利用、生物燃料等可再生能源非电利用种类。

示范逻辑：

从“车用氢”到“工业用绿氢”

我国已建成全球规模最大的氢能产业体系。

中国工程院院士干勇介绍，目前我国绿氢产能超25万吨，加氢基础设施超590座，电解槽系统产能超60吉瓦，燃料电池系统产能超60吉瓦，占全球比例分别为50%、40%、60%、70%，燃料电池汽车累计推广量位居全球前列。

“上一轮示范，基本上是给车补贴。”在北京中电丰业技术开发有限公司董事长王德军看来，过去五年氢能政策的抓手清晰而单一：燃料电池汽车。各大示范城市的目标无一例外指向车辆保有量，资本、补贴与舆论围绕氢能汽车展开。

但新一轮示范城市群揭幕后，格局或将生变。据业内人士透露，在即将公布的5个城市群中，2个城市群仍以燃料电池交通场景为核心，3个城市群将把可再生绿氢工业综合利用作为试点方向。这也意味着，氢能不再仅仅是交通领域减排的可选路径，还可成为产业绿色低碳发展的重要抓手。

政策致力于构建“1+N+X”应用生态。工业和信息化部相关负责人坦承，氢能面临场景少、绿氢缺、价格贵、储运加注难等困境，需通过应用牵引，在实际应用中发现问题、解决问题。

“2030年200万吨绿氢目标、可再生能源非电利用考核，都是对绿氢电解槽的强力支持。”王德军判断，政策风向已开始从燃料电池交通应用转向绿氢电解槽应用。

这一转向有其现实基础。中关村氢能与燃料电池技术创新产业联盟秘书长卢琛钰介绍，国产电堆成本从三四千元/千瓦降至约千元/千瓦，巴拉德等外资品牌在中国市场占比渐少。但尴尬的是，氢燃料电池汽车的使用、供能、成本分摊的链条始终未打通。燃料电池企业不得不身兼数职，卖设备、帮客户找下游、垫资建加氢站，还要等待国补到账。王德军直言，这“不是真正的商业模式”。

25元/千克的分水岭：

成本堵点在储运

政策为2030年设定的终端氢价目标是25元/千克。但到今年6月，中国氢价指数（消费侧）为43.3元/千克，距目标仍有约18元/千克的差距。

远景能源高级副总裁、首席产品官娄益民认为，绿氢发展并非单一设备问题，而是涵盖“可再生能源—电解制氢—合成转化—储运”的全链条系统工程，其核心竞争力在于系统集成与动态优化能力。

问题不在制氢端。卢琛钰介绍，国内碱性电解槽价格从2023年的近2000元/千瓦跌至800元/千瓦左右，1000标方设备从千万元级降至四五百万元。“这不是瓶颈。”王德军的判断直指要害，“氢能现阶段经济性最大的约束，不在制氢端，而在储运端。”

破局已在路上。6月，国家能源局首次明确提出推进油气与氢基能源管输体系协同发展。截至6月，我国在建纯氢长输管道总长度已超7000千米：“西氢东送”工程起于内蒙古乌兰察布，直达京津冀，全线总里程（含河北境内支线）1145千米，远期年输氢50万吨；康保至曹妃甸管道长1037千米，建成后将成为全球输运能力最强的纯绿氢管道。

管道带来的成本效应是直观的。卢琛钰透露，乌兰察布管道建成后，绿氢价格或将控制在20元/千克左右。科技部氢能专家组组长明平文的思路是“星火燎原”：依托富产氢基地，先建短途一二百千米的管道，再逐步纳入国家管网。

在跨省主干管网之外，短途工业直供、掺氢改造、城镇民商用示范等多元化输氢管线也在同步试点铺开。四川成都青白江民商用户掺氢示范工程已安全运行超500天。四川中博氢能能源科技有限公司负责人王林介绍，该项目覆盖311个居民小区160989户居民用户、3436户非居民用户，项目初期掺氢比例不超过5%,年可消纳氢气657万立方米，减排二氧化碳4741吨。他认为，目前技术可以支持10%的掺混比例，项目运营也基本能实现盈亏平衡。

场景突围：工业反哺交通

氢能很难通过打通一点带来全面爆发，这是受访专家的共识。

华北电力大学教授、氢能技术创新中心主任刘建国判断，氢能可能是未来能源体系内不可或缺的辅助角色，分散于细分场景，乐观情景下未来终端能源消费结构是“电80%、氢20%”。氢能辅助角色的不可替代性体现在两方面：一是跨季节、大范围、长周期的储能，通过电氢协同助力构建新型电力系统；二是高碳工业过程中化石原料的低碳载体替代，在煤化工、冶金、建筑等特定场景中具备不可替代性。

南方科技大学讲席教授、创新创业学院院长刘科认为，绿色甲醇可作为液态氢基能源载体，可利用全球万亿级存量油气管网、加油站体系。目前纯绿甲醇成本过高，真正适合中国的是低碳甲醇路线。

工业场景的规模化已初见成效。中能建吉林松原项目年产4.5万吨绿氢、20万吨绿氨，国家电投大安项目年产绿氢超3万吨、绿氨18万吨。7月28日，产自吉林大安的3750吨绿氨经陆路转运至江苏连云港，再装船发往韩国，创下全球最大单批次绿氨出口纪录。氢冶金同样在加速落地，被认为是工业氢能最大增量赛道。2026年1月，宝钢湛江钢铁百万吨级近零碳钢铁产线贯通，预计降碳50%～80%；4月，鞍钢集团全球首套绿电制绿氢流化床氢气炼铁中试线产出金属化率95%的近零碳直接还原铁。

从万吨级绿氨出口、氢冶金，到街头微出行，氢能正在证明：场景越具体，离商业化越近。这些项目的意义不止于产能。干勇指出，不同场景对氢价的承受阈值差异显著：化工领域可适配15元/千克，煤化工与干线重卡可承受20～25元/千克，冶金、氨煤掺烧等大规模场景则要求价格降至12元/千克以内。

在业内人士看来，工业大场景产生的廉价氢气和稳定消纳，有望反哺交通与基础设施，形成“工业养交通”的格局，减少对补贴的依赖。但成本分层的现状，意味着氢能全面进入规模化商业应用仍需长期培育与持续迭代。

真正跨越“死亡谷”

需完善协同机制

7月底，一则佛山市飞驰汽车科技有限公司与北京亿华通科技股份有限公司的合同纠纷被热炒。卢琛钰认为，事件源于某些地方的燃料电池补贴发放滞后，甚至国补都未按照五部委要求及时发放，企业联合垫资周期过长导致资金链紧张。因补贴分配而诉诸公堂，教训在于各方需坚守诚信和契约精神。氢能产业的企业从创业期进入规模化发展后，须依法依规经营和科学决策，积极推进市场化发展而非依赖政府补贴。

中国科学院院士欧阳明高在2026国际氢能与燃料电池汽车大会上乐观地判断：氢能产业已经跨越了“死亡谷”，进入正常发展阶段。

刘科表示，全球氢能发展经历四轮热潮，近30年累计投入数千亿美元，除少数布局“天然气+固体氧化物燃料电池”的发电企业外，几乎没有氢能企业实现稳定盈利。因此，氢能必须在有限的政策窗口期内找到不依赖补贴的生存路径。

值得关注的是，政策激励方式正在发生变化。新一轮试点采取“以奖代补”方式：单个城市群4年试点期奖励上限不超过16亿元，按终端产品应用或用氢规模分档核算积分，原则上1个积分奖励8万元，实行“先预拨、后清算”机制，对氢燃料电池汽车使用可再生能源制氢给予额外奖励。

跨区域协同的制度设计同样在推进。高工产业研究院（GGII）院长高小飞表示，新一轮试点采取“揭榜挂帅”方式遴选城市群，这种“制度定规则、市场找路径”的机制设计，为地方和企业保留了探索上的弹性，意在通过创新激励方式降低先行者的试错成本。

电碳协同同等重要。刘建国认为，将可再生能源非电消费纳入最低比重目标考核体系，这一制度安排为绿氢创造了稳定的需求预期。全国碳排放权交易市场持续扩容，以每生产1吨绿氢减排约20吨二氧化碳估算，随着碳配额逐步收紧，绿氢相对于煤制灰氢的成本劣势有望逐步收窄。

“出海”警示：

不仅卖货，还要扎根

当国内市场竞争白热化，“出海”成为必然选项。隆基氢能中国区总裁朱海峰认为，目前是国内绿氢装备出海的黄金窗口期，欧洲工业脱碳、中东风光制绿氢需求集中爆发，市场迫切需要高可靠性、高适配性的成套制氢装备。

但王德军发出警示：出口不等于“出海”。“你的先进性，客户将信将疑。你有十年、二十年的可靠运行记录，才是他们掏钱的理由。”王德军的感触来自一线实战。中电丰业与德国蒂森克虏伯同台竞标时，即便报价低于对方很多，客户仍毫不犹豫地选择了后者。“人家更看重的是可靠性，不只是性能指标。”

在朱海峰看来，“出海”绝非简单的产品出口，更不能将国内同质化低价内卷的模式复制到海外。

“过度营销已经反噬行业。”王德军不避讳地指出，部分中国企业赴欧宣称自己多么多么先进，结果“把欧洲人吓住了”，导致对方出台保护性政策：当地政府补贴氢能项目招标中，对进口设备中标比例设置25%上限。

“出口是贸易，把货卖出去就完了。‘出海’则是整个服务体系融入当地生态。”王德军表示，这一区别对电解槽尤为关键。光伏、风电设备维护量小，“出海”相对简单；电解槽是融合材料、电化学、电气、自动控制、机械结构的复合型成套装备，涉及氢氧安全，需要及时、专业的售后维护。简单出口后缺乏本地服务，备件买不到，标准不兼容，售后服务不及时，最终项目亏损、声誉受损，砸的是中国氢能的牌子。

国际市场的规则也在收紧。欧盟海运燃料条例2026年1月实施，要求靠港船舶逐步降低温室气体强度；德国要求从2026年起，在运输燃料中强制使用绿色氢配额。

政策创造了需求，也抬高了门槛，国际可持续发展与碳认证成为绿氨出口的必备资质。国家电投大安项目已取得全球首个非生物来源可再生燃料氨认证，中能建松原项目亦获得该认证。认证之外，更深层的是标准话语权之争。王德军认为，推动国内绿氢认证标准与国际接轨，参与国际标准制定，是赢得长远市场话语权的关键。

朱海峰认为，全球氢能竞争比拼的是技术硬实力、合规能力、本地化服务与产业生态构建能力。稳健布局全球市场，需构建相互独立、有机统一的系统化布局：一是坚持产品属地化精准适配；二是严守合规先行原则；三是推动商业模式升级；四是主推风光制氢一体化方案，联动海外头部能源企业开展联合研发，建立长期稳定战略合作关系。

氢能产业正站在微妙的临界点：它究竟是破壁而出，还是又一次在成本与机制的高墙前折返？

娄益民的预判是，到“十五五”末期，氢能将不再是“盆景”，而是一片初具规模的产业“森林”。

从“盆景”到“森林”，非一日之功。临界点已至，“破壁”正当时。

来源：能源评论•首席能源观