绿氢的“春天”，也许真的来了。
近日，工业和信息化部、财政部、国家发展改革委批复同意京津冀、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5个城市群开展氢能综合应用试点。
其中，京津冀、大湾区以燃料电池汽车为主要场景，其余3城市群以工业领域为主要场景。
试点为期4年，中央财政将以“以奖代补”方式给予奖励资金支持。
几乎是同一时间，国务院国资委官网开设“中央企业‘一把手’谈未来产业——未来能源”专题，集中刊发11家能源央企负责人的署名文章，其中8位罕见地一致将氢能作为未来发展重点。
数据显示，截至2025年底，我国建成、在建可再生能源制氢产能规模超过100万吨/年，其中建成投运产能超25万吨/年，较2024年底增长超1倍。
有专家预测称，到2030年，我国绿氢产量有可能达到300万吨，形成万亿元以上的大市场。
如今，政策信号与产业动作密集叠加，“国家队”亦纷纷下场，这些信号成为当前氢能行业最鲜明的注脚。
不过，绿氢时代能否到来，仍旧要越过成本这座大山。
“国家队”下场
国务院国资委官网的专题，被视为观察央企未来产业布局最直接的窗口。
国家管网、大唐集团、华电集团、国家电投、中国一汽、国机集团、东方电气、中煤集团8家央企负责人，从管网输送、绿氢制备、氢基燃料到燃料电池汽车，几乎覆盖了氢能全产业链的关键环节。
国家管网集团董事长张伟在署名文章中明确提出，发展氢基能源是建设新型能源体系的“必由之路”。
大唐集团董事长吕军将绿氢、新型储能以及“人工智能+能源”技术，列为今后一段时期加快培育能源新质生产力的重点突破口。
据悉，大唐集团已建成国内首个绿氢耦合煤化工示范项目——多伦15万千瓦风光制氢耦合煤化工工程，实现长期连续稳定运行，年产绿氢可达7059万标方，可增产甲醇2.97万吨、减排二氧化碳13.88吨。
华电集团董事长叶向东将培育发展绿色燃料作为未来产业的“先手棋”，初步形成“绿电制氢、电氢耦合、氢氨醇一体化和工业供氢”的全链条氢能利用模式。
目前，华电集团辽宁铁岭2.5万千瓦风电离网制氢已投入商业运行，内蒙古达茂旗全长195公里输氢管道工程全线贯通，青海德令哈国内首套单堆兆瓦级PEM电解水制氢系统稳定运行。
国家电投董事长刘明胜亦将发展氢能、聚变能等产业视为“必答题”。
国家电投的标志性工程——吉林大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目于2025年全面建成投产，并获得全2球首张绿氨认证。
该项目还创下全球最大规模一次性投产绿色合成氨工程、全球最大规模碱液与PEM混合电解水制氢系统、全球最大规模新能源直流微电网制氢系统、全球最大规模固态储氢装置四项纪录。
截至目前，上述项目已累计稳定产出绿氨超3万吨。
刘明胜同时坦言，绿色氢基能源产品的绿色溢价尚未完全打通，仍需通过规模化生产与技术创新持续降本增效。
中国一汽董事长邱现东表示，一汽氢能汽车产业已围绕整车、动力系统、核心部件形成体系化技术储备，累计申请相关专利近500项，推出8款燃料电池产品，车辆运行里程超6000万公里。
国机集团董事长张晓仑提出，从“根技术”出发赋能氢能等未来产业，聚焦关键共性技术和前沿颠覆性技术。
东方电气董事长罗乾宜则直言，未来产业从技术突破到规模化应用，往往需要较长的市场培育期，存在“技术先进但市场接受度不高”的现实问题。
以海水无淡化直接制氢为例，装备投资成本高、商业模式尚不健全、长期运行风险尚不明确，导致用户应用意愿不足，难以形成“技术突破—市场应用—迭代升级”的良性循环。
中煤集团董事长王树东透露，集团承担了国家重点研发计划“氢能专项”，打造出稳定运行的全球首套10万吨/年液态阳光示范装置。
作为国内绿氢产业投资、技术攻关、场景落地的主力军，央企的战略表态兼具政策导向性与产业实操性。
既明确了氢能在新型能源体系中的核心价值，也划定了下一阶段技术攻坚、场景拓展、产业规模化的核心路径。
直升“国家重点班”
曾几何时，氢能在中国的能源版图中更像一个“课外兴趣小组”。
业内普遍认可其环保价值与未来前景，但要真金白银投入，却仍显犹豫。加氢站审批难如登天，因为氢气长期被归类为“危险化学品”，而非“能源”。
2026年，风向变了。
2月15日，《求是》杂志刊发《当前经济工作的重点任务》，明确提出“培育氢能、绿色燃料等新增长点”。
在经济话语体系里，被定性为“增长点”，意味着氢能不再是为情怀或环保保留的备选项，而是要承担起拉动投资、创造产值的硬任务。
紧接着，国家能源局总工程师刘德顺释放信号：2026年，将在新型电力系统中统筹推动新型储能，科学谋划氢能发展。
政策脉络此前已层层铺垫。
2022年，国家发展改革委、国家能源局公布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，引爆氢能市场。
2024年，“加快氢能产业发展”首次写入政府工作报告。
2024年末，三部委联合发布《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》，围绕清洁低碳氢替代、氢冶金、绿氢制绿色甲醇、绿氢制绿色氨、氢燃料电池汽车等场景，系统提出30项具体工作任务；此后，氢能正式纳入《能源法》管理范畴。
截至目前，已有逾50家央企、40家国企布局氢能及其装备，远景能源、明阳集团、金风科技等民营企业也纷纷入局风光氢氨醇一体化项目。
全球竞争同样在提速。目前，全球已有30多个国家推出绿氢战略。
日本早在2017年就发布《基本氢能战略》，氢能和燃料电池技术专利数量居全球第一。
欧盟2020年发布《欧盟氢能战略》，计划到2030年将绿氢规模扩大到1000万吨，并向法国、德国、意大利、葡萄牙、西班牙和瑞典拨款近7亿欧元补贴绿氢项目。
按照美国能源部发布的《国家清洁氢能战略与路线图》，2030、2040和2050年美国内氢需求将分别升至1000、2000和5000万吨/年，同时2030年与2035年前分别将制氢成本降至2美元/千克和1美元/千克。
为什么如此急迫？
在业内看来，风光绿电替代化石能源，真正的硬骨头在于无法直接用电的领域——重工业、远洋航运、长途重载运输，这些是化石燃料的最后堡垒。
今年2月5日，美国新任能源部长克里斯·赖特（Chris Wright）领导的Liberty Energy发布了一份长达180页，名为《Bettering Human Lives》的报告。
该报告认为，能源转型尚未开始。太阳能和风能等现代替代能源只能满足部分电力需求，并且无法替代化石燃料在多个关键用途上的应用，特别是在制造业和交通运输领域。
因此，风光绿电下游的氢氨醇肩负的责任巨大，由此成为非电降碳最核心的载体，也是风光发电大规模消纳的关键出口。
清洁能源巨头远景能源更是将绿色氢氨直接称为“未来的新石油”。
“看起来很美”？
从产业角度看，绿氢要真正打开市场，必须迈过三道坎：经济竞争力不足、需求不足、支持政策与补贴不足。从0到1固然难得，从1到N却仍是挑战。
先看成本。
目前实际运行的电解水制氢成本约20—30元/千克，远高于灰氢（天然气制氢或煤制氢）10—15元/千克的水平，与蓝氢（化石能源制氢+碳捕集）约18元/千克的成本也仍有差距。
从成本构成看，电耗成本占74%，折旧成本占18%，两项合计占总成本的九成以上。
技术路线上，当前商业化绿氢项目主要采用碱性电解槽和质子交换膜（PEM）电解槽。
碱性电解槽技术最为成熟，制氢效率在70%左右，国内招标价格已降至700-1500元/千瓦左右，制氢系统成本约2000元/千瓦，是绿氢项目的主要技术路线。
但其调节能力有限，无论调节范围还是调节速度，都难以适应新能源的波动。
PEM电解槽调节性能好，可较好地适应新能源，效率可达70%—80%，但设备成本约6000—7000元/千瓦，是碱性电解槽的3倍以上。
按照全部采用碱性电解槽的简单测算，绿氢、绿氨已经具备经济性，但理想测算并未考虑实际工况——这正是绿氢氨醇项目“看起来很美，做起来很亏”的主要原因。
理想测算往往默认电解槽年运行小时数能达到4000小时以上，但由于风电波动性极大，制氢、氨设备均无法适应，风光直连项目全球平均运行负荷率仅58.7%，国内很多项目实际等效满负荷小时数不足3000小时，直接大幅拉高单位折旧成本。
实际运行中，必须加装大量新型储能、PEM电解槽、储氢罐等配套设施，或接入大电网进行调节。
对比电网调节、储能+储氢以及储氢+燃料电池三种方案，目前大部分地区电网调节方案经济性可能最突出，但绿氢和绿氨成本都会相应上涨。
而如完全脱离电网，仅采用电池储能来维持工程运行，则绿氢成本将大幅上涨。
同时，理想测算通常只算制氢端成本，完全忽略了氢气储运、氨醇合成环节的额外损耗与投资，西北低成本绿氢要运到东部消费端，储运成本甚至可能超过制氢本身的成本，进一步吞噬经济性空间。
再看需求。
目前94%的氢气和70%的绿氢消费集中在化工领域，氢主要作为原材料使用，能源领域的消费微乎其微。氢能消费规模不足，直接限制了产业发展。
政策层面同样存在堵点。
氢气在我国仍按危险化学品管理，制氢项目审批严格，限制了绿氢的生产和应用；全国尚无统一的绿氢补贴政策；碳市场目前仅覆盖电力行业，钢铁、化工等高排放行业尚未纳入。
同时，国内碳价平均在60—100元/吨，远低于欧洲600—700元/吨的水平，低廉的碳价难以改变绿氢“过于高贵”的现实。
从当前的成本来来看，绿氢只是“看起来很美”，具体该如何破局？
如何破局？
全球能源互联网发展合作组织报告认为，绿氢应用的破局要从三个方面入手：
一是“用得起”，比蓝氢更便宜；二是“用得足”，扩大消费规模；三是“用得好”，实现电氢协同、规模化发展。
“用得起”的关键在于降成本。
电费是绝对大头，占绿氢成本构成的70%以上。
据测算，当电价为0.3元/千瓦时，碱性电解水制氢、PEM电解水制氢成本分别为19元/千克、28元/千克；电价降至0.2元/千瓦时，成本分别降至13元和23元/千克。
随着风光发电成本快速下降，预计到2030年，我国西部、北部地区风光发电成本将降至0.1—0.13元/千瓦时，绿氢成本有望降至15元/千克以下，相比蓝氢（17—20元/千克）更加便宜。
到2035年，随着新能源发电成本下降和制氢技术成熟，绿氢成本有望进一步降至10元/千克，与灰氢相当。
电解槽是另一个降本主体。
据香橙会研究院统计，国内碱性电解槽公开招投标均价已从2021年的300万元/兆瓦降至当前约140万元/兆瓦；PEM电解槽中标均价也从2021年的1000万元/兆瓦降至当前约600万元/兆瓦。不过，电解槽仍有巨大的技术进步和成本下降空间。
技术层面，碱性电解槽需要更灵活，以更好适应风光发电的波动性；PEM电解槽需降低贵金属催化剂负载量，开发性能更优异的隔膜、双极板等关键材料；同时优化新能源与多种制氢设备的协同控制技术，实现更好的匹配。
“增收益”同样不可或缺。
业内建议，将绿氢移出危险化学品范畴，列为常规能源消费品加强政策引导；出台税收优惠、补贴等激励措施，完善碳市场建设。
根据风光资源、产业基础条件，因地制宜提供1—3美元/千克的补贴，推动绿氢化工、氢能交通以及绿氨、绿甲醇等绿色氢基能源的商业化和产业化。
“用得足”方面，化工行业被寄予厚望。
在传统化工行业，灰氢转绿氢的生产流程改动小，部分基础设施可通用，化工有望率先实现绿氢的推广应用，成为产业发展突破口。
预计到2030年，化工行业绿氢用量将达300万吨，占绿氢总消费量的60%。
随着能源、交通行业脱碳进程深入，气电掺氢、煤电掺氨、船用绿色甲醇燃料、绿色航煤等新应用有望成为拉动绿氢需求的主要增长点。
“用得好”则指向电氢协同与规模化发展。
业内建议尽早规划绿氢管道网络：近期考虑现有天然气管道掺氢运输，远期依靠绿氢管网高效运输；对于长距离输氢成本太高的地区，考虑输氢输电协同。
先行者样本
在规模化路径尚未完全走通之前，先行者的探索正在提供样本。
作为全球为数不多具备全栈自研生产绿色氢氨能力的企业，远景能源实现了从电极材料、高性能隔膜到电解槽等全套核心部件的自主研发与制造。
其自主研发的新型高性能催化电极，大幅摊薄了规模化制氢的制造成本。
更大的突破在于，对波动风光的“动态适应”——风光好时“拼命干”，发电量激增时可超负荷运行；风光差时“就休息”，可随时自动降载，即便频繁启停，性能依然稳定可靠。
这让远景赤峰零碳园区成为一座“会呼吸的工厂”，项目的经济性也得到规模化验证。
远景能源高级副总裁、首席产品官娄益民表示，全球氢能产业正从示范迈向商业化。
远景的目标是：到2028年，赤峰基地实现152万吨/年绿氨满产，叠加埃及、西班牙基地，总产能突破200万吨/年，占据全球绿氨市场“半壁江山”。
通过AI与工艺优化，将绿氨成本降至每吨600美元以下，实现与传统化石能源的直接竞争；同时吸引100家以上上下游企业入驻零碳氢能产业园，形成以绿氢为核心的万亿级绿色新工业生态。
在政策推动、示范效应和产业降本三重驱动下，业内预计，2030年至2035年，绿氢产业将实现真正意义上的突破。
如果政策支持力度足够大，这一时间点有望更早到来。
热门跟贴