近期，工信部、财政部、国家发展改革委联合批复五大城市群开展氢能综合应用试点，我国氢能产业正式从燃料电池汽车单点示范，迈入交通、工业多元场景规模化落地新阶段。
本次试点划分两大赛道，京津冀、大湾区聚焦燃料电池汽车交通场景，东北‑长三角、新疆‑成渝、黄河几字弯‑中原主攻工业绿氢替代。可以看到，这样的划分方式，并不是按照地理邻近原则组合，而是立足我国氢能资源与市场空间错配的现实矛盾进行跨区域配对。如工业绿氢替代，东北‑长三角的组合，意在打通北方风光资源富集区与东部工业消费市场的联动通道，东北输出绿氢资源，长三角承接大规模工业绿氢消纳；新疆‑成渝配对，则依托新疆丰富风光资源发展绿氢产能，面向成渝的化工、装备制造产业实现就近跨区域消纳。
试点落地，国家氢能战略升级
氢能作为国家明确的未来产业，是培育新质生产力、落实“双碳”目标、壮大战略性新兴产业的重要抓手。“十四五”阶段，我国以燃料电池汽车为突破口完成产业“从0到1”的基础积累，截至2026年8月，全国燃料电池汽车累计销量突破4万辆，建成加氢站超620座，数量位居全球首位。但产业长期存在场景单一、工业端绿氢应用不足、区域供需错配、终端用氢成本偏高的现实矛盾。
今年3月，三部门印发《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》，正式启动氢能综合应用试点申报工作，文件明确到2030年，试点城市群要实现氢能多元领域规模化应用，全国燃料电池汽车保有量力争达到10万辆；终端用氢平均价格降至25元/千克以下，部分优势地区力争降至15元/千克左右。
8月15日，三部门印发批复文件，原则同意五大城市群开展氢能综合应用试点，明确本次试点周期为4年。据中国氢能联盟测算，“十五五”末期，我国氢能全产业链市场规模有望突破万亿元，绿氢需求规模预计达到240万‑430万吨/年。
本次试点打破过去单一城市群聚焦燃料电池汽车的模式，按照资源禀赋、工业基础、产业配套能力划分为两大赛道。
第一类为交通示范赛道，京津冀、大湾区两大城市群。重点围绕重卡、城际物流、建设氢能高速、跨区域氢能走廊，聚焦燃料电池汽车商业化运营。东北-长三角、新疆-成渝地区双城经济圈、黄河几字弯‑中原三大城市群，则立足区域资源禀赋，主攻钢铁冶金、煤化工、炼化、建材等高耗能行业绿氢替代。其中西北、东北拥有国内绝大多数风光资源，2025年底全国已投运绿氢产能25万吨/年。
场景深耕，赋能区域战略性新兴产业
此次试点，五大城市群并非孤立运行。整体来看，资源端集中在西北、东北，依托风光资源大规模生产绿氢；应用市场集中在京津冀、大湾区、长三角、中原，覆盖交通重载、钢铁、化工、炼化多元场景；研发制造能力集中在北京、上海、广东、成渝，负责核心装备研发生产。
在产业链层面，大规模车辆应用持续拉动燃料电池核心零部件、车载储氢瓶、加氢成套设备需求。行业数据显示，近3年国内燃料电池系统售价复合降幅接近32%，电堆成本持续下行。京津冀城市群依托北京、河北装备产业基础，重点布局城际重卡、港口物流、冬奥后氢能交通场景延伸，大兴氢能产业基地已经实现电堆、膜电极、空压机国产化配套。
大湾区充分发挥国内新能源汽车产业集群优势，打通氢能商用车、特种车辆产业化通道，拓展港口、物流园氢能重卡，探索氢燃料电池船舶示范，联动新能源汽车、智能装备等战略性新兴产业协同发展。不同于早期示范，本次试点不再单纯追求车辆数量，更加注重商业可持续。
工业是氢能最大潜在市场，我国每年工业用氢总量超3000万吨，但绝大部分来自煤制氢、天然气制氢的灰氢，绿氢占比仍然很低，工业领域绿氢替代拥有巨大的成长空间。
在东北-长三角城市群，可以实现老工业基地资源与东部高端制造联动。东北拥有风电、光伏大基地资源，可大规模生产绿氢；长三角集聚钢铁、化工、新材料产业，工业用氢需求旺盛。试点重点探索跨区域“西氢东送”模式，推进氢冶金、绿氢耦合化工，培育氢基新材料等前沿细分产业。
与此同时，新疆拥有国内顶尖的光伏资源，中国石化库车万吨级绿氢炼化项目已稳定运行多年，按照满负荷工况测算，每年可减排二氧化碳48.5万吨，验证绿氢大规模用于炼化工业的可行性。试点依托新疆风光大基地扩大电解水制氢规模，探索以管道、槽车跨区域输送至成渝，服务成渝化工、装备制造产业，培育风光‑电解槽‑储运‑炼化一体化的新兴产业集群。
在黄河几字弯‑中原城市群地带，覆盖宁夏宁东、内蒙古、山西、河南等能源化工基地。宁东基地现有煤化工年用氢规模296万吨，已建成绿氢产能2.8万吨，国能绿氢项目绿氢耦合合成氨装置稳定运行超700天，累计消纳绿氢1850吨，减排二氧化碳3.52万吨，具备开展大规模工业示范的现实基础。
中国氢能联盟报告指出，我国当前绿氢项目集中在东北、华北、西北地区，但70%以上工业消费市场集中在中东部，产用空间错配制约产业发展。本次试点通过跨区域城市群模式，打破省市行政边界，探索长距离输氢、“西氢东送”。五大城市群试点完成后，将形成一批成熟商业模式，带动整个氢能产业链规模化成长。
打破瓶颈，推动氢能产业规模化
虽然我国氢能产业取得长足进步，但距离全面商业化，仍然存在多重瓶颈。
第一，全链条成本居高不下。根据中国氢价指数，2025年底国内消费侧氢气平均价格44.5元/千克，距离试点目标25元/千克仍有较大差距；储运成本占终端成本30%‑40%，长管拖车运输距离超过200公里时，运输成本占总成本一半以上。绿氢层面，资源优良地区制氢成本约18‑25元/千克，而传统灰氢成本约10‑15元/千克，工业场景经济性尚未完全显现。
第二，部分核心技术与材料存在短板。虽然我国电解槽、燃料电池系统整机产能全球领先，但质子交换膜、高性能催化剂等关键材料仍有待进一步国产化；大型液态储氢装备、大规模输氢管道工程经验不足，工业端氢冶金、绿氢耦合煤化工工艺仍需更多规模化验证数据支撑。截至2025年，国内涉氢专利申请突破10万件，6项技术达到国际领跑水平，但规模化工业应用的成套工艺积累不足。
第三，产业链协同不足，商业模式尚未跑通。过去示范项目多依靠政策补贴，制氢端、储运端、应用端分属不同市场主体，缺乏稳定长期购销协议；工业企业使用绿氢面临改造成本高、收益难以核算问题，制约绿氢在钢铁、化工大规模落地。同时全国氢能基础设施布局不均衡，跨区域标准不统一，也制约城市群之间氢能要素流通。
本次四年试点，核心就是以规模化场景带动技术迭代、成本下降、商业模式成熟，而这一目标，还有很长的一段路要走。
首先，要以应用牵引技术攻关。五大城市群大量新建电解槽、燃料电池、储运装备项目，通过大规模真实工况验证国产材料与装备性能，倒逼电堆寿命提升、电解槽能耗下降、储运装备降本。
其次，依靠规模效应实现全链条降本。试点将放大绿氢、燃料电池装备的集中采购规模，摊薄设备制造与工程建设的固定投入。上游大基地级绿电制氢项目批量落地，将持续压低电解槽单位投资与制氢能耗；中游跨区域输氢示范项目，将积累管道输氢、液氢储运的工程实践经验，破解远距离运输损耗高、成本贵的现实难题；下游交通重卡、大型工业装置持续投运，反复校验绿氢替代的商业模型，逐步降低产业对财政补贴的依赖。
站在产业角度，五大城市群试点的意义并不局限于短期场景扩容与成本压降，更在于完成我国氢能全产业链体系化定型，在全球范围内有自己的产业竞争优势。目前，我国已经建成全球规模最大、配套最为完备的氢能产业基础，本次多场景跨区域试点，随着技术持续迭代、成本不断下行，氢能将深度联动新能源、高端装备、绿色化工、先进新材料四大战略性新兴产业赛道。
国内产业成熟之后，试点沉淀的成果同样可以支撑氢能产业依托“一带一路”实现国际化布局。众多沿线国家能源转型诉求强烈，工业降碳、清洁能源替代缺口巨大，但普遍缺少成熟氢能技术、成套装备与项目落地经验。我国可输出电解槽、燃料电池、储运装备等硬件产品，实现从产品出海向整套产业解决方案出海升级。
展望2030年试点收官，国内氢能产业将有望迈向市场化、规模化、国际化的高质量发展阶段。这既为我国“双碳”目标落地、传统高耗能产业改造、新型能源体系建设提供坚实支撑，也推动我国站稳全球氢能产业价值链上游位置，为全球绿色低碳转型贡献产业实践样本。
来源：中国战略新兴产业
作者：栾山茹 中国战略新兴产业融媒体记者
原标题：新风口来了！五大氢能试点城市群落地
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