问题——氢能应用提速仍受“成本关”制约 近期，国际能源市场波动再度引发对能源安全的关注。业内普遍认为，构建多元化能源体系、加快能源结构转型已成为重要方向。作为清洁、可储存、可运输的二次能源，氢能交通、工业、储能等领域具有潜在替代空间，但其大规模商业化推广仍面临终端用氢价格偏高、产业链协同不足等现实挑战。多位企业人士反映，上游制氢成本偏高，已成为燃料电池汽车及对应的示范继续扩围的主要掣肘之一。 原因——电费占比高、设备投入大、运行小时数不足“三重约束” 当前绿氢主要通过电解水制取。按技术路径划分，低温电解水制氢主要包括碱性电解水、质子交换膜电解水以及阴离子交换膜电解水（AEM）等路线。总体看，碱性电解水技术相对成熟、成本较低，是国内项目应用的主流；AEM等新路线因兼具经济性与快速响应能力，适配风光电波动的潜力受到关注，但仍处于从材料验证到工程化应用的爬坡阶段，规模化验证尚需时间。 从成本结构看，业内测算绿氢制备成本仍明显高于传统化石能源制氢，电力成本在氢气总成本中占据主导地位，部分项目电费占比可达70%至80%。此外，电解槽等核心装备虽在近年出现降本趋势，但一次性投资规模仍较大，叠加融资成本、运维成本与折旧压力，导致绿氢及下游产品市场竞争力不足。 更需关注的是设备利用率。制氢装备年有效运行小时数不足，会显著抬升单位氢气的综合成本。若可再生能源供电与制氢负荷匹配不充分、用氢场景不稳定，设备“吃不饱”、产线不连续，成本优势难以释放。 影响——政策目标倒逼成本下降，产业链协同空间扩大 日前，工业和信息化部、财政部、国家发展改革委印发通知，部署开展氢能综合应用试点。通知提出，到2030年推动城市群氢能在多元领域实现规模化应用，终端用氢平均价格降至每公斤25元以下，力争在部分优势地区降至每公斤15元左右；全国燃料电池汽车保有量较2025年翻一番，并力争达到10万辆。资金支持上，财政采用“以奖代补”，对城市群给予奖励，单个城市群试点期为4年，最高可获得16亿元奖励资金。 此安排传递出明确信号：一方面，以城市群为单位组织示范，有利于将制氢、储运、加注、应用等环节纳入统一规划，推动基础设施共建共享，降低重复投资与系统成本；另一方面，“以奖代补”强调结果导向，有助于引导资金更多投向可形成规模效应、可复制推广的应用场景，促使地方政府与企业更加注重项目运行质量与实际减排效果。 从产业层面看，政策目标将对上游制氢、电解槽制造、关键材料与系统集成提出更高要求，也将带动交通、化工、冶金等用氢端加快探索替代路径，形成“以用促产、以产带用”的正向循环。 对策——降氢价需从“电价、技术、场景、机制”四端协同 一是优化用电成本与用能结构。电费是制氢成本的核心变量，应在不增加新能源消纳压力的前提下，探索与可再生能源更紧密的耦合模式，提升绿电直供比例与交易灵活性，推动电力市场机制更好反映分时价格信号，降低稳定运行的综合电价水平。 二是以技术进步带动装备降本增效。业内人士指出，提高电解效率、降低材料成本、提升系统寿命与可靠性，是进一步压降设备全生命周期成本的关键。对新技术路线而言，既要鼓励创新，也要强化工程验证与标准体系建设，推动关键材料与核心部件国产化、规模化。 三是提高设备利用小时数，稳定用氢负荷。城市群试点应优先选择用氢需求相对稳定、替代效益明显的领域，形成可持续的订单与运行曲线；同时，通过“制储运加用”一体化调度，提升系统灵活性，减少弃风弃光情况下的波动损耗。 四是完善商业模式与人才机制。氢能产业链长、投入大、回收期相对较长，需要更成熟的投融资安排与风险分担机制。多家企业认为，技术人才与组织能力是企业竞争力的重要来源，通过合理的激励与治理结构稳定研发队伍，有助于持续迭代产品并降低成本。 前景——从示范到规模化仍需时间，关键看“绿电+场景”落地质量 有专家在行业会议上提出，到2030年我国绿氢产量有望达到300万吨，并形成万亿元级市场空间。综合判断，未来几年氢能发展将呈现“试点牵引、场景突破、成本下行”的特征：在交通领域，干线物流、港口与园区等封闭或半封闭场景更易先行放量；在工业领域，绿氢替代灰氢将更多依赖绿电供应、碳约束强度与产品溢价能力。随着电解槽效率提升、关键材料成本下降、规模化制造形成效应，以及电力市场机制改进，终端用氢价格有望逐步向政策目标收敛，但实现大范围、低成本供应仍取决于城市群试点的系统集成能力与实际运行成效。
从实验室走向产业化——氢能发展既需要政策支持——也离不开市场驱动；在“双碳”目标推动能源转型的背景下，突破成本瓶颈不仅关系到氢能产业能否走得更远，也考验我国构建自主可控新能源体系的能力。随着技术创新与制度完善相互配合，氢能有望成为我国能源版图中更具增长潜力的重要方向。