2026年6月10日，第十届国际氢能与燃料电池汽车大会暨展览会（FCVC 2026）在昆山花桥国际博览中心启幕。

　　2026年，国内关于氢能行业的支持性政策密集出台，行业再迎新一轮发展动能。

　　8月15日，工信部、财政部、国家发改委三部委联合宣布，原则同意京津冀、大湾区、东北（含蒙东）—长三角、新疆—成渝地区双城经济圈、黄河几字弯—中原等五个城市群开展氢能综合应用试点。

　　中央财政将采取“以奖代补”方式，对上述城市群给予奖励资金支持，每个城市群试点期为四年。单个城市群试点期内奖励上限不超过16亿元。

　　首轮氢燃料电池汽车应用示范试点在2025年落下帷幕。工信部2026年3月发布的解读指出，“十四五”期间，国内氢能产业取得积极进展，初步构建起较为完整的产业链供应链。截至2025年底，氢燃料电池汽车累计销量近4万辆，建成加氢站574座、加氢能力超360吨/天，居全球首位。

　　对于“十五五”期间的发展，上述三部委给出了明确目标：到2030年，城市群氢能在多元领域实现规模化应用，终端用氢平均价格由目前的30元/公斤以上降至25元/公斤以下，力争在部分优势地区降至15元/公斤左右；全国燃料电池汽车保有量较2025年翻一番，力争达到10万辆。

　　2026年6月，国家发改委、国家能源局已发布《新型能源体系建设“十五五”规划》，首次在国家层面的能源规划中将氢能、绿色燃料纳入非化石能源供给体系，并提出2030年可再生能源制氢规模达200万吨的目标。据《中国氢能发展报告2026》，截至2025年，国内可再生能源制氢建成投运年产能不过是25万多吨。因此，“十五五”末期的绿氢产能规模目标要比期初增长近7倍。

　　2026年启动的新一轮氢能应用示范城市群扩展了试点领域的范围，在此前落地交通场景的基础上，扩大至氢能装备攻关、工业领域氢能项目、燃料电池汽车推广和加氢站建设，新增范围被业内称为“四张清单”。

　　多名业内人士指出，中国早期借鉴了日本的氢能路径选择氢燃料电池汽车作为抓手，但过去几年氢能市场逐步壮大，行业自身演绎出新趋势，政策不再局限于交通领域，而要更多元化地实践探索。

　　“此前业界主要从交通领域寻找氢能应用场景，比如用氢能替代柴油、燃料油，用于重卡、船舶等，但电动重卡的经济性越来越强，氢能卡车的市场空间被大幅压缩。”国务院发展研究中心资源与环境政策研究所气候政策研究室主任李继峰告诉财新，这一方向虽然仍有潜力，但会弱于预期。

　　2025年全国燃料电池汽车销量7797辆，为历史最高值，同比增长38%；而同期的电动重卡销量升至23.11万辆，同比增长182%。

　　市场正在探寻新的消纳空间。李继峰指出，目前的一个热门方向是绿色燃料，比如绿色甲醇和绿氨，从国际市场来看有一定前景；此外，中国煤制甲醇、煤制氨等传统产业规模大，化工行业年度用氢规模超过3000万吨。“若绿氢未来具备足够的竞争优势，从传统产业用氢需求中分一杯羹，市场空间就很可观。”

　　氢具有能源和工业原料双重属性，是石油炼制、合成氨、甲醇等化学品的必要生产原料。中关村氢能与燃料电池技术创新产业联盟秘书长卢琛钰向财新解释，新一轮试点要大力推动氢能的工业应用，冶金、钢铁、炼化、氨醇等工业氢气消耗量远大于交通领域，交通应用要渗透在这些产业，整条产业链联动发展可以变成一池活水。

　　随着国际地缘形势不断变化，氢能进一步被赋予了保障能源供应安全的厚望。2026年2月底，美伊战事爆发，霍尔木兹海峡运输受阻，国际油价大幅波动，进一步波及天然气市场，全球能源供应备受威胁，能源安全的重要性再次警示各国。

　　而氢能是二次能源，可利用煤炭、天然气等传统能源以及风电、光伏等可再生能源制取；相比石油、天然气等化石能源，氢能的来源更多元，且可作为连接不同能源形态的“中间载体”，降低能源供应对单一燃料和特定进口来源的依赖。

　　彭博新能源财经氢能分析师王潇婷指出，氢在能源安全议题下，第一个层面的意义是帮助替代进口资源，即把对进口油气资源的依赖，转向国内丰富的煤炭资源与氢的耦合，因为油气产品本质上是碳氢化合物。第二层意义是利用风电、光伏等可再生能源制氢，从而减少氢能生产对煤炭资源的依赖。随着未来技术进步和设备成本下降，可再生制氢成本下降空间可观。“最终，将对油气资源的依赖转为对持续降本的设备依赖。国家层面的政策和风向已经明朗，‘截至2030年建成年产200万吨’这个目标应没问题。”她认为。

　　绿氢将是上述产能目标的最终载体。所谓“绿氢”，即在氢能制取过程中不新增碳排放，比如以太阳能、风能等可再生能源进行电解水制氢。目前全球约九成氢气仍为灰氢，是从煤炭、石油等化石燃料及工业副产品中制氢，过程中伴有碳排放。

　　“中国氢能产业已实现‘从0到1’的突破，进入跨越技术经济拐点、快速规模化发展的关键阶段。”上述工信部解读指出，同时也要看到，氢能应用面临场景少、绿氢缺、价格贵以及储运加注难等问题，商业模式尚未形成，市场需求有待释放，需要国家层面持续发力、重点支持，通过应用牵引，在“用”中发现问题、解决问题。

　　“十五五”期间如何推广绿氢应用？主要动力来自非电领域的减碳目标，相应支持政策也在陆续出炉。2026年6月，国家发改委、国家能源局印发《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》（下称《办法》），首次将非电消费纳入可再生能源消费最低比重目标考核，8月1日起实施。《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；对条件比较成熟的，比如可再生能源制氢氨醇，可以早一点纳入监测考核范围。

　　国家能源局新能源司副司长潘慧敏也指出，可再生能源在非电利用市场的竞争力较弱，绿色价值缺乏有效传导与市场体现，需要进一步通过政策引导形成稳定的需求。比如将非电消费纳入相关考核，加快激发非电消费需求，推动早日实现规模化发展。

　　多名受访人士均指出，发展绿氢的核心挑战就在于其经济性，政策支持之外，行业需要积极捕捉更多的市场化信号，如碳价、绿证以及海外需求等动态机遇。

重心转向工业

　　历经“十四五”发展，国内氢能成本实现了一定程度的下降。根据中国氢能价格指数，2025年底，全国氢能生产侧平均价格26.2元/公斤，较“十四五”初期2021年约33元/公斤下降两成。

　　在下游消费端，氢能的价格降幅更显著。2025年底，全国氢能平均价格为44.5元/公斤，较2021年约61元/公斤下降27%。

　　“‘十四五’期间的氢能发展，以技术探索、示范工程建设为主，包括氢氨醇、氢冶金、输氢管道建设等。”李继峰回顾道，这一阶段按照“制、储、输、用”的全产业链逻辑，从各环节入手，摸索关键材料、核心设备等研发与降本路径。

　　中石化石油化工科学研究院副院长林伟进一步指出，“十五五”期间，绿氢产业也将通过试点项目模式验证技术、打通产业路线，并在化工炼油等工业应用领域率先发展，逐步释放规模；预计绿氢在“十六五”以后将迎来大规模应用。

　　转向产业化发展的关键是寻找下游市场。2026年启动的新一轮氢能应用示范城市群给出了明确的方向：试点范围扩大到工业和非电领域，包含氢冶金、绿色氨醇、掺氢燃烧等工业领域，以及氢燃料汽车、绿色船舶等。

　　据彭博新能源财经测算，单个城市群16亿元财政补贴中，预计35%的额度流向化工领域的绿氢替代灰氢；25%用于绿氨和绿色甲醇；氢冶金约占15%；掺氢燃烧占10%；氢燃料汽车占8%，剩余7%用于创新应用。

　　遴选出来的五大城市群基本覆盖了国内主要经济区域：除了京津冀、长三角和珠三角等沿海经济较发达区域，试点还将东北、蒙东等资源型地区与长三角连接，将新疆与成渝连接，将鄂尔多斯、榆林、宁东等能源基地与中原地区连接，以便于推动能源生产与工业、交通等应用场景深度协同。

　　卢琛钰具体分析称，此次划分的长三角—东北（含蒙东）城市群，就是希望把吉林、辽宁以及蒙东地区带动起来，推动东北地区制氢、制绿色氨醇，再通过海上运输连接长三角，形成一条绿色能源产业链；广东城市群则是在工业大场景带动下，进一步突出氢能在交通领域的应用；新疆—成渝地区双城经济圈，旨在覆盖西部应用场景；还有黄河几字弯—中原城市群，囊括鄂尔多斯、榆林和宁东等能源富集地区，希望嫁接河南等氢燃料汽车交通场景。

　　“总体来看，每个城市群都叠加了很多不同的资源、技术和应用场景；几大区域实际都集中了大量以氨醇、钢铁、掺烧、炼化等产业为代表的工业用氢场景。”卢琛钰指出，与“十四五”相比，“十五五”一方面突出多类工业场景，以此带动创新应用的发展；另一方面扩大区域布局，推动工业和能源大场景的产业协同。

　　技术和成本是制约应用的两大要素。当前，氢能在“制、储、输、用”四大环节均面临成本挑战。“目前终端用氢均价在30元/公斤往上，市场普遍认为若想让氢能重卡和冷链物流实现商业化落地，终端价格需降到25元/公斤以下，若能进一步降至15元/公斤，更有望与电动汽车的成本打平。”卢琛钰说。

　　在应用端最先大规模使用绿氢的会是工业领域。王潇婷举例，特别是一些已在用氢的场景，如石油炼化和煤化工。这类场景仅涉及氢气的供应改变，而不要求对使用氢气的工艺作太多调整，灰氢转绿氢的技术门槛最低。与此同时，绿氢的生产和应用在地理距离上越贴近越好，以减少存储量和运输成本。

　　在技术层面，绿氢产业还有待运营检验。王潇婷指出，“未来三至五年、尤其在2030年前，绿氢项目仍会暴露很多技术问题，例如实际运行效率与供应商承诺存在较大差距、设备衰减速度快于预期，以及对风光波动的适应性不及预期等。”她提醒，这些问题一旦出现，设备更换和系统方案调整会耗时数月甚至超过一年，项目收益率不及预期，会影响投资者的热情。但市场优胜劣汰之后，会留下更清醒、更有实力的从业者。

　　“从乐观角度看，如果行业能在2030年前通过项目实践积累足够的运行经验，逐步解决技术难题，预计2031年至2035年，绿氢产业将进入快速发展阶段。”王潇婷补充道。

电价是核心

　　绿氢应用降本的另一个关键点是电价。

　　李继峰介绍，设备一次性投入后，在产氢过程中，电费是主要成本，占比在60%—70%，“未来重点是把用电成本降下来”。

　　林伟也指出，在电解水制氢领域，目前已经产业化的碱性电解水和PEM（质子交换膜）电解水制氢技术，电耗值比较固定，但可变的电费对成本波动影响较大。

　　多位氢能领域人士认为，绿氢比较理想的电费成本是降到0.2元/千瓦时左右。据财新了解，比如内蒙古某新能源制氢示范工程，可以接受的制氢成本在18元/公斤，对应电价就在约0.2元/千瓦时；若绿氢制备成本要降到约15元/公斤，电价就要对应降到约0.15元/千瓦时。

　　卢琛钰计算，制取1公斤绿氢约需55千瓦时电，若电费在0.2元/千瓦时，加上其他成本，才能相当于灰氢出厂价，对下游钢厂、电厂等而言才有替换为绿氢的动力。

　　“要把成本打下来，一条路径是在条件许可的情况下，提高自发自用的绿电比例。”李继峰称，绿电直连、分布式微电网具有一定潜力。

　　多位人士指出，若从现货市场采购电力，加上大电网的过网费、容量费，成本会偏高。“过网费”指电力通过大电网通道所需成本，容量费则是电网购买容量备用所需成本。

　　2026年被称为“电力现货元年”，中国正以前所未有的速度推进电力市场化改革。商业用户的电费账单中，包括容量费在内的“系统运行费”悄然上涨——系统运行费属于电网的“平衡成本”，主要用于保障电力系统安全稳定运行和新能源消纳。业内人士预测，2026年至2030年，系统运行费进入快速上涨期，年均增速预计达20%—30%。（参见本刊2026年第30期封面报道《电力现货市场元年突进》）

　　国家能源局在6月9日发布的《2025年度中国电力市场发展报告》显示，2025年，全国市场化交易电量6.64万亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量64%。年内，各地电力中长期交易均价在0.23—0.478元/千瓦时之间；正式运行的省级电力现货市场中，实时市场交易均价在0.234—0.346元/千瓦时之间。但这些交易价格并不包括过网费、容量费。

　　林伟认为，“风光资源+储能+PEM+碱性电解槽”有望实现完全离网，进而减少风光发电上网再下网，风光直连制取绿氢，以降低制氢综合成本，但还有待大规模微电网等技术成熟。

　　国家电力投资集团（下称“国电投”）位于吉林大安的风光制绿氢合成氨一体化示范项目（下称“大安项目”），即打造了“PEM+碱性电解槽”组合的柔性制氢系统。国电投氢能公司技术总监梅武告诉财新，目前碱性电解槽价格相对便宜，不过存在与风光的适配性较差等问题，配比一定PEM即可较好适应风光的波动性。目前，大安项目全链条的负荷调节范围达到30%—110%，可根据风光发电是否充足调节产线负荷，保证工厂稳定运行。

　　梅武介绍，光伏直接发电成本很低，部分地区度电成本甚至低至0.1元，但其波动性极强——按照满功率计算，每年有效的光伏发电时间才1400—1600小时，而一年有8760小时。要应对发电不稳定性，当前阶段最好是风与光相结合，再根据场景和应用适量配备储能储氢，最好还要大电网备用支撑，并靠绿电上网、销售绿电等方式，合力推动绿氢走向规模化、商业化运行。

　　电网与氢能公司各有诉求，未来需要更多的协调与平衡。“一大矛盾点在于：绿氢项目希望大电网接受自己的绿电，同时又希望少用大电网的电，减少容量费和过网费用。”一位绿氢行业人士坦承。

　　“中国绿电规模庞大，目前弃光、弃风还比较多，单一电储能还无法消纳；需要发展长时储能，氢氨醇产业发展是绿电消纳的关键路径之一。”林伟认为。氢氨醇指用绿电制成绿氢，绿氢再进一步合成反应生成方便存储与运输的绿氨或绿醇。绿氢、绿氨、绿醇的核心发展逻辑，是非电能源消费领域的低碳化替代，能应用在能源燃料、化工原料、航运运输、发电储能等多个领域。

　　截至2026年6月底，中国可再生能源装机24.55亿千瓦，约占全国发电总装机的60.7%；可再生能源发电量近2万亿千瓦时，占全部发电量的41.2%。其中，中国风光装机占比48.3%，但发电占比只在24.6%。

　　风光资源丰富的地方也希望将产业链从绿电往下延伸。卢琛钰举例称，张家口、吉林、青海、甘肃等地绿电占比较高，但本地消纳、外输不足，因此，当地迫切希望将风光资源转化为氢等能源输出载体，发展绿氢产业，创造更多产值。如在张家口，当地大量绿电上网进入电网，留在本地的并不多。“张家口也在新一轮新型电力系统政策下谋求打破僵局，推动氢的制、储、输等产业链在当地规模化发展。”他说。

　　大安项目环评报告亦显示，吉林省希望“积极打造国家级消纳基地、外送基地、制氢基地”，超前谋划由前沿技术带动的新兴产业，创新发展氢能、风能、太阳能、生物质能等新能源。

　　但多位人士进一步指出，氢能产业想要规模化发展，还有赖于产业、电网乃至终端消费等几方在利益上协同、调整，达成共识。

　　一位接近绿氢项目的人士则指出，与电网之间的利益关键点包括：绿电余电能否上网、上网与自用电比例，以及向大电网售电与购电的价差等，“这些环节关乎氢能最终的用电成本”。

　　卢琛钰介绍，之前有一些项目设计的上网与自用电比例在8：2——即一座风光电厂80%的发电量上大网，收益部分拿回来补贴20%制氢，按照0.37元/千瓦时的电价计算，电费收入就能平抑绿氢和灰氢之间价差，也不需要政府拿出太多资金补贴产业发展。

　　上述环评报告显示，大安项目配套700兆瓦风电与100兆瓦光伏，所发电量一半自发自用、一半余电上网，通过卖电收益补助项目运行。

　　9月11日，国务院常务会议强调，加快绿电直连、源网荷储等项目落地。风光资源禀赋突出的内蒙古自治区能源局近期多次表态支持绿电直连，制氢项目可点对点直接采购风光电，减免过网费。9月7日，内蒙古自治区能源局印发《有序推动多用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》，优先支持绿色氢氨醇等未来产业开展多用户绿电直连，鼓励构建离网型氢能产业园。

　　睿咨得能源（Rystad Energy）在9月1日发布的报告中指出，中国绿电直连政策为绿氢及其衍生品项目开发打开了新的空间。自相关政策出台以来，已有109个项目获批，合计新能源装机规模达36.2吉瓦（GW），大部分集中在“三北”地区（华北、西北和东北）。而从现行供电模式转向绿电直连，可使平准化制氢成本（LCOH）下降0.21美元/千克（蒙西）至1.45美元/千克（西藏）不等。

　　“在国家总体政策的支持下，各方还需协调推动绿电离网制氢，找到一个相对合理的电价，支持绿氢产业持续发展。”卢琛钰指出，氢能如何与煤炭、油气、电力等成熟的能源产业耦合发展，让绿氢在工业领域以足够低的成本消纳，是“十五五”面临的重大课题。

寻找“绿色溢价”

　　当前，氢能总体处于一个发展瓶颈期：资金难以回笼，投资难以到位，产业应用难以大规模推开，缺乏“绿色溢价”，还需政策、电力系统、产业链各方合力“扶上马送一程”。

　　“近年来气候变化越发明显，整体温度升高，减碳逐步成为社会共识。对于氢能这个行业，初期需要国家政策培育，通过示范验证技术，在局部形成点状突破；中长期则需构建可持续的商业闭环，尤其在2030年—2060年碳排放减量阶段，须有经济手段才能实现减量目标，比如运用碳税等工具。”林伟说。

　　林伟算了一笔账：在制氢端，煤制1吨氢要产生20吨以上二氧化碳排放，天然气制1吨氢要产生10吨的二氧化碳排放，而绿电制氢全生命过程的碳排放很低。如果全行业实施碳税，假设1吨碳排200元，绿氢成本做到13—14元/公斤，扣除4000元/吨的碳税，即可与煤制氢成本持平。

　　目前，全国碳市场已将发电、钢铁、水泥、铝冶炼四大行业纳入碳市场。2027年前，石化、化工行业作为重点排放领域也将被纳入碳市场。

　　李继峰说，当前几乎所有的绿氢需求都集中在传统行业——钢铁、化工等领域，而这些领域企业目前普遍增长承压，绿氢成本往这些领域传导比较困难。

　　国内氢能试点项目普遍面临下游需求不足、输氢管道利用率有限等问题。“示范项目低负荷运营致成本下降难，下游需求亟待挖掘，运输和储存等基础设施不足，这些问题都是当前绕不开的挑战。”李继峰认为。

　　“在后端市场，谁能为绿色溢价埋单？”梅武认为这是个关键问题，当前绿氢主要面向海外市场，未来更需要依赖国内有大规模的需求支撑。

　　实现绿色溢价并不容易。多位人士指出，目前到2060年还有30多年，在走向碳中和的漫长过程中，需要一步步帮助企业建立绿色消费的习惯。

　　海外市场正在尝试接受绿色溢价。例如，2026年7月，中东战争致亚洲市场化工品供应紧张、价格走高之际，3750吨产自大安项目的绿氨，通过陆路运输抵达江苏连云港，装船后起航运往韩国。这是国电投绿能公司2025年7月投产以来，完成的首单绿氨出口，也是迄今全球最大单批次绿氨出口。

　　大安项目的韩国采购方为韩国电力公社联合斗山重工、乐天精密化学等企业组成的联合体。2026年1月，该联合体启动了全球首个纯氨燃料氢氨混烧发电示范项目，对绿氨有稳定的采购需求。

　　此前的2025年9月，远景科技集团在内蒙古赤峰的风光制绿氢合成氨项目，也成功向韩国出口了1500吨绿氨，用于韩国电力公社的氢氨混烧发电测试，系中国绿氨首次规模化出口海外。能源高度依赖进口的韩国正在转向绿氢、绿氨，支持更低碳的氨混烧发电，设定了该路线在韩国全国总发电量中的刚性占比——到2030年氨混烧发电占比到3.6%，并计划到2050年将氢能发展成主要能源。

　　“真正评判一个产业能否发展起来，要看需求侧，要看能否在民生、工业等广泛领域落地应用，这又要回到氢能技术本身的竞争力问题。”林伟总结说，氢能产业还需立足自身，破解经济性与规模化的“鸡与蛋”难题。

　　卢琛钰提醒，产业技术迭代较快，目前氢能产业在资金、人才、研发、场景等方面都投入不足。他举例，“十四五”期间前三年，社会资本积极投入，到2025年转向谨慎，投融资数量降幅较大，与核聚变、人形机器人或脑机接口等未来产业的热度差距很大。目前，氢能产业以国有资本为骨干力量，以试点形式带动产业投资。

　　林伟在宏观层面判断乐观。他认为，经过“十四五”的发展，中国氢能产业在开发速度、研发效率、技术储备等方面奠定了基础，有望数年内把产业做到世界领先，接续风光、电动汽车、电池等领域成为新优势产业，在新一轮能源和工业的竞争中获得更多主动。

　　“总的来说，氢能产业在往商业闭环靠近，下一步管网建设提速，在2030—2035年间实现商业化可期。”梅武表示。

　　本文选自即将于09月28日出版的《财新周刊》，原标题《绿氢“十五五”新动能》