从“讲远景”到“算细账” 氢能产业迈入系统协同新阶段

①中集集团推出的撬装加氢站，具有投资低、建设快、可移动等特点。中集集团/供图②上海嘉定氢能港打造的国内首个离网零碳氢储源网荷储一体化示范项目。③上海嘉定氢能港展示氢能乘用车底盘。 阮润生/摄

证券时报记者 阮润生

在“十五五”规划纲要提及的六类未来产业中，氢能堪称“最年长的未来产业”。早在18世纪氢就被确认为独立元素，1973年全球第一次石油危机爆发后，氢能作为化石能源替代方案开始广受关注。

当前，在美以伊冲突刺激下，全球油气市场的风险溢价再度抬升，氢能定位从减碳工具升级到保障能源安全的重要战略资源。

“最近来找我们的合作方的确变多了。经过多年努力，我们认为今年氢能产业加快步伐的时间到了。”上海嘉定氢能港总经理、上海安亭氢能科技集团有限公司董事长邱鹏向证券时报记者表示，随着氢能产业顶层政策逐渐完善，产业链系统化协同降本，以及国内外碳排放管控政策逐步落地，氢能产业或迎来从“政策驱动”向“市场驱动”的增长拐点。

顶层设计进一步完善

作为全球氢能最大生产和消费国，中国不断提升氢能产业战略地位，氢能源不仅三度被写入政府工作报告，且提法和定位不断升级，2026年正式跃升为“新增长点”，行业定位从减碳工具升级为未来能源。

今年4月15日，新一轮氢能示范城市申报工作结束。日前，国家能源局召开了能源领域氢能区域试点工作推进会，提出组织实施9个能源领域氢能区域试点，加快培育氢能未来产业，推动我国氢能产业逐步迈入规模化、产业化发展关键阶段。

2020年9月，财政部等五部门发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，以交通场景为先导，在五大示范城市群采取“以奖代补”的方式，支持燃料电池汽车关键核心技术突破和产业化应用，首轮示范期为四年。

据润土投资董事总经理刘辰介绍，首轮示范期间，燃料电池核心零部件国产化程度大幅提升，关键部件实现90%以上国产化率。

但在首轮示范期末，市场出现观望气氛，加上产业链资金垫付模式盛行，不少氢能燃料电池企业反馈融资困难，而下游销量尚未爆发，氢燃料电池产业在资本市场热度一度下降，部分跨界氢能的上市公司撤回氢能项目。不少氢能业界人士曾呼吁复制类似锂电的持续补贴和扶持政策。

香橙会研究院的创始人兼CEO汪生科向记者分析，一方面，当前我国交通领域中，纯电动车发展已成熟，氢燃料电池作为交通解决方案紧迫性下降；另一方面，我国作为工业大国，工业领域用氢能替代化石能源降碳的空间大、需求迫切，是氢能发挥价值的核心场景。

作为“十五五”时期氢能产业关键顶层规划，今年3月工信部等部门推出了《关于开展氢能综合应用试点通知》，进一步以城市群为主体开展试点，并拓展氢能在交通、工业等多元领域应用，进一步完善氢能产业的顶层设计。近期，福建、内蒙古、广东、江苏等多个省份纷纷跟进，制定今年推进氢能规模化发展目标，研究相关支持政策举措。

汪生科表示，首轮示范是采用“验收通过后拨付奖补资金”模式，导致行业企业垫资压力。新一轮试点将资金拨付规则改为“先拨付、后验收”，解决企业垫资压力问题；同时，政策重心从交通领域转向工业领域氢能应用，要求每个示范城市群必须同时覆盖交通通用场景与工业应用场景。

产业链系统协作

氢能规模化应用绕不开经济性问题。新一轮氢能新政策制定了更为务实的规模和成本目标：2030年全国燃料电池汽车保有量较2025年翻一番，力争达到10万辆。另外，新政策制定了终端用氢平均价格降至25元/千克以下，力争在部分优势地区降至15元/千克左右目标。

“新的政策目标更贴合产业实际。”汪生科说。据估算，氢价降至35元/千克时，可以替代柴油，炼化领域则需要15元/千克、10元/千克时，可以替代焦炭。按照产业发展趋势，预计2030年氢气价格在全国多数地区有望降至25元/千克、优势地区15元/千克，基本满足工业领域炼化、氢冶金等场景的经济性要求。

也有观点认为这一目标难度不小。中国氢能联盟研究院数据显示，截至2025年6月底，全国生产侧氢价指数约27.53元/千克，消费侧约45.66元/千克。据一线从业反馈，当前一些终端用氢价格约50元—60元/千克，降至目标成本意味着降幅须超过50%。

在此背景下，氢能产业链向系统化、集成化协同创新成为关键破局之道。相比燃料电池汽车，“风光氢储”一体化项目成为当前业界高度关注的领域。

“这个方向是当前国内最具发展前景，也最受国家支持的氢能路线，可谓‘一石二鸟’。”汪生科向记者介绍，风能、光伏等属于波动电源，电网接纳容量有限，特别是西部部分省区弃风弃光率高达20%—30%，将冗余风光电力就地制氢，再生产绿氨、绿甲醇、合成燃料，既消化了多余电力，又能替代原油保障能源安全。虽然相关工程、技术稳定性等难题有待突破，但业界相信后续会逐步解决。

亿华通作为燃料电池系统集成龙头，公司负责人向记者介绍，2026年公司市场规划明确转向“氢能多元化发展方向”，从单纯的车用燃料电池系统供应商向“制-储-用”全链条解决方案提供者转型，并切入氢储能赛道。

氢能产业园区也在积极探索氢储系统方案。上海嘉定氢能港就推出了国内首个离网零碳氢储源网荷储一体化示范项目。

记者在现场看到，该项目使用园区厂区内东侧绿化带作为储能电站板块，旁边的厂房屋顶上铺设了1.43MW光伏板，为制氢设备提供电力，可实现年制氢约22万标方（20吨），每年绿氢发电量约51万度，供给厂房和一旁的新能源汽车充电桩消纳。

据介绍，该项目当前绿电制氢成本可控制在25元/千克以下，燃料发电成本约0.65元/度，随着后续规模化推广，预计3—5年可接近商业化应用门槛。

“这个项目是我们自主知识产权的系统集成化产品，走通了从实验室到工程可用性以及产业化道路。”邱鹏还向记者算了一笔“细账”：该项目尤其适合那些有综合能源需求的客户，项目既可以为园区提供电力，也可以按照峰时电价供电，还可以供应氢、氧气，实现综合利用，从而降低总成本。

多元拓展消纳场景

依托产业链系统集成化能力提升，氢能产业正以“组合拳”形式出击，因地制宜地深挖工业与交通场景的机遇。随着CBAM（欧盟碳边境调节机制）于2026年1月1日正式实施，2025年10月国内政策首次将电力与非电可再生能源消费目标并列，工业、交通等高能耗行业的降碳需求有望放量。据华泰证券预测，2030年国内绿氢需求有望达到506万吨，较2024年实现近15倍的增长。

作为氢能装备及解决方案供应商，中集安瑞科结合钢铁行业降碳需求，首创的“钢焦一体化”模式已在2个项目投产，3个项目运营。依托焦炉气高效生产的氢气，纯度高达99.9999%且基本不含杂质，以及生产的LNG、氢气、液氨等清洁能源可以用于当地交通运输、化工生产、发电厂等多个下游场景。另外，围绕氢氨醇产业的核心储运装备，中集安瑞科技去年向全球最大绿氢氨醇一体化项目交付15台氢气球罐及大规模氢氨调压装置；合资公司中集合斯康已经投产亚洲最大的IV型瓶生产基地，相关产品通过了欧盟TPED认证正式向欧洲客户批量交付。

“我们的经验就是，在有条件的地区，充分利用地方副产氢优势，通过规模化采购降低加氢站氢气采购成本，例如鞍钢中集就利用项目所产副产氢气为周边企业提供平价氢气。”中集安瑞科控股有限公司氢能业务中心总裁徐永生介绍，公司以数字化赋能，自主研发智能互联平台实现全生命周期碳管理，为碳交易合规打下基础。

除了嵌入行业降碳机遇，氢能兼具能源载体与工业原料双重属性，逐渐走通“从绿电到绿氢、绿色燃料”的商业化路径。随着以欧盟为首的全球船运和航空减排目标逐年增强，绿色氢氨醇产业的发展前景受到了产业高度认可。刘辰介绍，当前约50%新船舶已经采取双动力设计。

我国绿色氢氨醇项目占比快速提高，建设速度加快，并且频频绑定国际航运燃料订单。据第三方统计，2025年我国签约、备案的规模化绿色氢氨醇项目已超600个，其中211个项目于年内更新进度。

作为全球最大的绿色氢氨醇一体化项目，中国能建投资建设的吉林松原氢能产业园绿色氢氨醇一体化项目去年底正式投产，一期总投资69亿元，规划年产4.5万吨绿氢、20万吨绿氨和绿色甲醇，相当于每年减少二氧化碳排放74万吨。项目投产后，比利时航运企业CMB.TECH与中国能建签订了全球首单绿氨远洋航运燃料销售合同。

金风科技通过生物质气化耦合绿氢技术生产绿色甲醇，同时与国际航运巨头等客户签订长期协议，形成产能建设到市场消纳的良性循环。2025年公司绿色甲醇新签订单15万吨，在手订单超75万吨。

汪生科指出，绿氢约70%的成本来自绿电，理论测算当绿电成本降到0.15元/千瓦时，绿色合成氨就具备替代传统合成氨的经济性。国内风光资源优异的区域已经可以实现0.1元—0.15元/千瓦时的绿电成本，中东等资源优异地区电价更低，绿氨绿醇可实现更优越的经济性。