“十五五”把氢能写进规划，企业却在等一张跑不通的网，制造、储运、消纳三本账，到底谁来买单？

文 ｜ 预见能源

11月3日至5日，CESC2026第四届储能大会暨储能及智能电网设备应用展览会在南京召开，氢能展区里摆着碱性电解槽模型、储运装备和燃料电池系统。预见能源走访了考克利尔竞立、玉柴芯蓝氢能等多家参展企业。

问及当下最需要解决什么问题，几家企业的回答指向了同一个方向：不是补贴，不是项目名额，而是行业标准和储运加注的基础条件。南京一家专注做绿色能源的企业负责人李某在接受采访时，直接把问题拆成三个词——绿电成本、运输、消纳。

她认为，“三个问题解决之后，中国氢能的发展应该会非常迅速”。玉柴芯蓝氢能的受访者则表示：“氢能是长链条：制氢、储运、加氢、终端应用强绑定，单一设备做得再好，但如果储运、加氢基础设施、氢气交易机制建设跟不上，很容易出现设备便宜了，但用氢依然很贵、项目不赚钱的产业断层，这也是整个行业需要一起攻克的难题。

”这些来自展台一线的判断，和宏观数据之间有一个落差。总体上，制氢端的成本在资源条件最好的地方已经逼近灰氢，但把氢气从工厂送到用户手里那一段路，仍然没有被真正修通。氢能已经被“十五五”规划纳入非化石能源供给体系，方向已经明确，但企业日常经营需要的运行框架还没完全到位。

制氢的平价是真的，但它只停在电解槽出口先说好消息，绿氢的制取成本在2026年确实走到了一个关键位置。在西北风光资源好的地方，用绿电直接制氢，成本已经降到每公斤16到19元。万吨级的绿氢长协订单价格稳定在每公斤19到22元，和东部地区灰氢的出厂价基本持平。

尤其是内蒙古乌兰察布等地，这些风光资源富集地区，光伏发电的成本已经压到每度电0.15元，电解槽的造价更是从两年前的每千瓦15000元降到7000元，折算下来绿氢成本约每公斤18元。

这些数字放在五年前几乎不可想象。但“平价”这个词需要加一个限定条件。它成立的地方，几乎都同时具备三个条件：有自己的风光资源、绿电直接接入、附近有消纳方。一旦换成工商业到户电价去制氢，绿氢成本仍然停在每公斤24到26元的高位。

绿电直连模式比到户电价制氢每公斤可以便宜7元以上，这七块钱的差距，就是“资源好”和“条件普通”之间的距离。考克利尔竞立市场部经理蒋光霞在访谈中给出的数据是“20元左右/公斤”，她强调这指的是制氢端，不包含储运和加注费用。

这家深耕碱性电解水制氢30多年的老牌企业，深度参与印度AM Green百万吨级绿氨项目、中石化新疆库车绿氢示范项目、宁夏宝丰能源太阳能电解水制氢综合示范项目等，累计出货量达1300多台。

它报出的价格，本身就是“设备端成本”的典型样本。即便是设备端的价格战可以把电解槽造价降下来，但是一个制氢项目的经济性从来不只取决于槽子买了多少钱。据了解，碱性电解槽招标均价在2025年较上年下降35%，部分投标价已跌破成本线，电解槽名义产能占全球七成以上而利用率不足10%。

制造端的过剩压低了设备价格，却没有同步压低氢气到达用户时的价格。预见能源认为，制氢的平价叙事掩盖了一个事实，它在一个个孤立的优质项目上成立，在产业整体的成本曲线上还没有完成闭环。储运吃掉的那一半，是产业化的物理门槛除了制造端的成本外，运输与存储也成为当下制约行业发展的关键。

李某在算氢能这笔账时，习惯性把企业的运输成本和绿电成本并列，这家以氢气分离纯化设备为主业的企业，能把氢气纯度做到99.999%，产品以集装箱形式发往德国、阿联酋等第，公司对运输环节的成本体会比多数制氢设备商更直接。

玉柴芯蓝氢能则把储运称为“卡脖子”的环节，可以说，两位受访者的判断有硬核的账本支撑。目前，国内跨区域运氢的主力是20MPa长管拖车。一辆满载总重49吨的拖车，储氢瓶组自重超过30吨，实际装载的高压氢折算下来只有280公斤左右。

把氢压缩到20MPa后，每公斤耗电4.5度，占所运氢气热值的15%。当运距超过300公里，加上卸车压降、泄漏、过路费和人力，每公斤储运成本可以冲到32元以上。根据测算，储运环节占氢能产业链总成本的30%至50%，200公里以上运距时物流成本接近终端氢价的一半。

在这样的前提下，液氢被寄望于能够解决长距离运量问题，但它的能耗账同样不轻松。液化每公斤氢需要6至10度电，占氢气本身热值的30%以上。即便最好的真空多层绝热储罐，静态蒸发损失每天也在0.3%至1%之间。

据悉，西北一个原本规划液氢储运的项目，在做全生命周期测算时发现，连续一周没有消耗，蒸发损失就能吃掉近20%的存量氢，方案最终推翻，改为就地合成氨外运。预见能源还注意到，加氢站的“吃不饱”是同一个问题的终端表现。

京津冀建成加氢站76座，终端氢价长期维持在每千克35至40元，单站日均销量不足300公斤，多数项目在盈亏平衡线以下。站建在氢气到不了便宜的地方，或者氢气到了但用量撑不起固定成本，两种情形都在同时发生。

总体来说，储运不是制氢成本向下游的简单延伸，它有自己的成本曲线，而这个曲线在200公里以外几乎不可控。管网被公认为长距离、大流量运氢的终极方案，但公共输氢管网的建设进度远远落后于制氢项目的投产节奏，企业眼下能用的仍然是公路运输这道“窄门”。

标准缺的不是数量，是让买方做判断的那把尺子不仅如此，几家受访企业不约而同地把“行业标准”放在政策诉求的第一位，其实指向的是另一件事，即氢能市场缺少一套低成本判断优劣的机制。一位参展企业人员表示，几家公司都说自己的产品好，但没有一个客观标准告诉大家满足什么条件才算优质，买方就没有办法做筛选。

欧盟市场有CE认证作为准入门槛，达到了门槛再谈竞争，氢能行业缺的是这道可执行的筛选机制。国家也在持续推动相关行业标准的建立。例如，2026年10月，市场监管总局集中发布了15项氢能国家标准，覆盖制氢、储运、加氢站和安全检测，从数量上看标准体系在快速补课。

但是，不少企业的实际感受是，已经发布的标准和形成可执行的市场准入门槛之间还有距离。制氢装备检测平台之间测试数据可比性差，同一台设备在不同省份遇到不同要求的状况并不罕见。标准的功能不只是“规范生产”，更是让买方能够低成本地判断卖方，让优价对应优质，而不是让价格战成为唯一的筛选工具。

此外，标准缺位在出海方向上更加紧迫。欧盟《工业加速器法案》和欧洲氢能银行补贴规则已经明确，获得补贴的项目中至少75%的电解槽须来自中国以外，潜在的反倾销关税区间参照光伏旧例可达40%至60%。

针对这一点，现场其他受访者表示，中国电解槽“同样性能、同样寿命，价格比别人低”，这在纯市场逻辑下完全成立，但欧盟正在用本地化含量和碳足迹规则改写市场逻辑。相比之下，类似考克利尔竞立这种外资背景的企业，在进入欧洲绿氨供应链时有现成的身份通道；

大量纯中国背景的电解槽企业，面对的是产品性价比之外的另一套筛选机制。国内标准建设如果只解决“产品合不合格”，没有同步对接国际认证和碳足迹核算规则，设备便宜本身并不足以打开出海口。氢能当下的处境，不是制氢技术走不通，也不是政策方向不明确。

“十五五”规划已将氢能纳入非化石能源供给体系，2030年可再生能源制氢规模目标200万吨，三部门城市群试点给出了四年周期和最高16亿元的以奖代补。政策信号足够清晰。真正卡住产业化节奏的，是制氢端在最优条件下取得的成本进步，无法穿过储运环节的物理壁垒传导到终端；

是标准体系在数量上快速扩张，但还没有形成让市场低成本完成筛选和交易的那把尺子；是制造端的性价比优势在贸易规则面前被系统性折算。考克利尔竞立能参与印度AM Green640MW绿氢项目，南京天加能源科技的分离纯化产品能以集装箱形式发往德国和阿联酋，说明中国氢能制造环节的能力已经过了产品验证关。

但一个产业的商业化，从来不只取决于产品本身。预见能源认为，当前，广大氢能企业等待的不是更长的示范项目名单，而是一套让氢气从工厂门口到加注枪之间每一段成本都有账可算、每一道规则都有据可依的运行框架。

这个框架建起来之前，18元/公斤的绿氢和40元上下的终端氢价之间的距离，就是产业化真正的距离。更多精彩内容，关注钛媒体微信号（ID：taimeiti），或者下载钛媒体App