转自：新华财经
新华财经北京8月28日电（记者沈寅飞）从西北戈壁风光基地的电解槽轰鸣到连云港港口绿氨货轮扬帆出海，历经多年示范建设，我国氢能产业正在发生着深刻转变。
记者近日多方采访了解到，过去行业发展高度依赖政策补贴与市场预期驱动，多数项目停留在示范验证阶段，企业稳定盈利模式普遍薄弱。随着“十五五”规划落地，西氢东送长输管道与沿海绿色燃料储运枢纽建设提速，叠加绿氨远洋出口打开海外增量市场，氢能赛道正逐步从“讲故事”转向“算账本”的商业化新阶段。但与此同时，氢能产业仍需从供给、基建、市场机制多维度补齐短板，推动行业从预期驱动走向业绩驱动。
示范项目走向商业交付 单纯概念性项目正逐步被市场出清
2026年作为“十五五”的开局之年，随着此前《中华人民共和国能源法》正式将氢能确立为非化石能源，氢能被纳入风光氢新型能源体系顶层设计。行业普遍判断，国内氢能产业已经跨过发展“死亡谷”，告别单纯技术演示，开始向规模化商业交付过渡。
今年7月28日，国家电投旗下电投绿能3750吨“氢洲・绿氨”从连云港启航销往韩国，创下全球最大单批次绿氨出口纪录。这批绿氨拥有ISCC EU国际可持续认证，实现全生命周期碳足迹可溯源，首次凭借减排价值拿到国际市场绿色溢价，让国内风光—氢—氨全产业链完成从技术示范到国际贸易的闭环。
电投绿能相关负责人介绍，该项目自主研发的“绿电—氢—氨”柔性协同管控系统，有效攻克了风光出力波动与化工连续稳产适配性差的世界级共性难题。目前，项目所在地大安绿氨示范项目配套80万千瓦新能源装机，年产绿氢3.2万吨、绿氨18万吨，已经稳定运行超300天，在东北零下30摄氏度极寒工况下实现连续稳产。
“过去我们投氢能项目更多看重能不能跑通技术流程，现在市场更关心产品能不能卖出去、有没有长期订单、现金流能不能打平。”联想集团副总裁、联想创投管理合伙人王光熙在接受记者采访时表示，联想创投持续跟踪氢能等前沿赛道，投资逻辑也发生变化。AI算力基建本身是高耗能产业，绿氢、可控核聚变、光伏等能源方向的布局，主要围绕AI产业底层能源需求展开，并非对标传统能源企业的“打法”。此前行业大量项目依靠政策推动，下一阶段产业会更加看重真实订单以及商业化闭环，单纯概念性项目会逐步被市场出清。
产业链上，A股多家上市公司的氢能项目正从建设期迈入产能释放周期。如宝丰能源宁东基地绿氢耦合煤化工项目稳定运行，把绿氢直接导入化工生产流程替代传统灰氢，规划持续扩大绿氢产能。中国能建松原风光氢氨醇一体化项目一期已于2025年12月16日正式投产，形成年产4.5万吨绿氢、20万吨绿氨和绿醇产能，依托EPC+运营模式输出一体化解决方案。中国天楹布局吉林辽源绿氢绿醇项目，已经对接国际能源巨头供货订单，计划2026年形成20万吨绿醇产能，2030年向百万吨级迈进。
装备制造端同样景气分化。阳光电源的碱性、PEM电解槽订单饱满，多个风光氢一体化项目实现批量供货，海外市场同步拓展；石化机械今年7月消息显示，围绕西氢东送项目完成电解槽、高压输氢装备攻关，为长输管网提供成套装备支撑。
与此同时，行业也出现了一些理性收缩的现象。如雄韬股份于2026年4月终止了“深圳雄韬氢燃料电池产业园项目”，理由是现有产能已足够，将转而增加研发投入。致远新能于2026年1月终止了“氢能装备智能制造项目”，并将剩余资金补充为流动资金。这些变化似乎也折射出行业正在告别野蛮扩张，进入挤泡沫阶段。
“过去行业评价一个项目看设备参数、示范荣誉；现在优先看长协订单、成本测算、碳认证资质。”一位产业投资人向记者坦言，早期很多氢能项目属于“政策驱动建设，建成即示范结束”，现在随着绿氨出口、工业替代与氢能重卡示范多场景打开，越来越多上市公司项目开始产生持续性营业收入。
供需错配仍突出 多重现实堵点尚未完全打通
尽管已经出现标志性商业化案例，但受访专家普遍提醒，距离全面进入业绩兑现周期，行业仍要跨越成本、储运、标准与市场机制多重关卡，不能对拐点到来盲目乐观。
中国氢能联盟专家委员会主任余卓平向记者表示，“十五五”是氢能产业化不可错失的黄金窗口期，但产业供给和需求两端割裂的现状依旧明显：西北风光基地绿氢产能加速落地，但本地消纳能力有限；东部工业、航运、重卡等市场需求旺盛，却缺少稳定廉价绿氢气源，东西部产用错配是制约产业发展的核心矛盾之一。
记者在调研中了解到，储运短板是当前最大瓶颈。目前大规模长距离输氢主要依靠高压管束车，运输成本居高不下。规划建设的“西氢东送”输氢管道计划2029年才有望建成投运，短期内还无法彻底弥合区域供需鸿沟。而从管道终端到园区、工厂的“最后一公里”配送，在安全、成本层面依旧存在不少难题。
此外，在成本方面，绿氢全链条价格依然显著高于灰氢。中电联相关负责人表示，依托弃风弃光制氢再发电调峰的模式，现阶段经济性并不占优；电解水制氢成本偏高，只有依托大规模风光基地，叠加下游绿氨、绿甲醇与工业原料替代，才能摊薄整体投入。质子交换膜、催化剂与高压储氢材料等关键材料仍存在短板，装备规模化量产不足，进一步抬高全链条成本。
而在市场机制层面，业内人士表示，国内绿氢、绿氨的碳足迹核算与绿色价值交易体系尚待完善。绿色溢价变现渠道有限，企业投资回报周期长。部分地区依旧存在盲目上马电解槽项目，重示范、轻运营与低端产能扎堆的隐忧。
“跨越‘死亡谷’不等于一路坦途。”余卓平认为，氢能降本逻辑和动力电池相似，需要依靠规模化带动技术迭代，而规模化的前提是打通应用场景，不能单纯依靠补贴续命，要依托碳考核机制建立市场化盈利模式，形成可复制商业模式，再向全国推广，不追求全国同步成熟。
联想创投董事总经理吴先明表示，从一级市场投资视角观察，氢能相关创业企业，需要充分依托产业方的场景与供应链资源完成技术产品验证。CVC机构更看重双向赋能，不只是给钱，更要帮助初创企业对接真实工业与能源客户，完成POC验证，避免技术脱离实际市场需求。
需多维度补齐短板 推动行业从预期驱动走向业绩驱动
面向“十五五”，氢能产业正在从供给、基建、市场机制多维度补齐短板，推动行业从预期驱动走向业绩驱动。
目前，基础设施层面，西氢东送长输管道加快前期推进，连云港、锦州港、盘锦港等沿海多地布局绿氨专用港口储运枢纽，正加快建设绿氨仓储转运设施，打通“三北生产、东部消费、远洋出海”流通通道，构建“管道+港口”的储运网络，缓解空间错配矛盾。
需求端形成国内国际双市场。国内，高耗能工业替代、重载交通、天然气掺氢成为重点落地场景；海外，欧盟第三版可再生能源指令（RED Ⅲ）、国际海事组织航运减排规则催生巨大绿色燃料需求，国际可持续发展与碳认证-欧盟体系（ISCC EU）等国际认证打通国内绿氨、绿甲醇出海通道，海外市场成为现阶段重要增量来源。
多位受访专家建议，要真正迎来业绩拐点，还需要政府、产业资本、企业多方协同发力：一是持续攻坚核心装备材料，鼓励龙头企业、科研院所组建创新联合体，攻关电解槽、柔性调控、关键膜材料，依靠规模化摊薄全链条成本；二是完善国内统一的绿氢绿氨碳足迹核算标准，打通绿色价值变现渠道，将全生命周期减排价值纳入碳相关交易体系，让绿色溢价在国内市场也能够合理兑现；三是强化行业统筹规划，防范电解槽、合成装置低水平重复建设，引导资源向有下游订单、具备消纳条件的项目集中；四是持续完善安全标准规范，做好科普宣传，破除社会对氢能安全的顾虑，为加氢站、储运设施落地扫清制度障碍。
“万亿赛道不会一夜爆发，拐点不是一个时间点，而是一段持续演进的过程。”余卓平表示，未来五年，会看到一批具备真实订单、成本可控的上市公司与项目实现盈利，也会有大量缺乏核心竞争力的企业被市场淘汰。经历本轮调整之后，氢能产业才真正完成从政策示范走向市场化自主发展的跃迁，成长为我国新型能源体系重要组成部分。
编辑：郭洲洋