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　　界面新闻记者|蒋习

　　“到今年年底，氢能行业预计将有40%的企业消失；到2029年底 ，企业数量可能只有现在的10% 。
”

　　5月15日
，在第二届上海国际氢能产业材料创新与应用大会暨2026环球氢能（陆家嘴）论坛上，上海氢通能源集团有限公司副总裁
、CTO齐志刚作出上述判断
。

　　第二届上海国际氢能产业材料创新与应用大会现场。拍摄：蒋习

　　齐志刚表示 ，氢能行业已进入深度洗牌期
，2026-2028年将迎来更猛的价格战与产能出清，无核心技术的组装厂、纯依赖补贴的示范项目将被淘汰 ，2029-2030年行业将进入巨头垄断的盈利初显期 。

　　他认为
，“十五五”是中国氢能产业从示范试点向规模化商业化跨越的分水岭，也是行业从“政策驱动 ”转向“市场驱动
”的生死窗口期
。

　　上海氢通能源集团有限公司副总裁 、CTO齐志刚。拍摄：蒋习

　　从政策顶层设计看 ，氢能是当前国内重点培育的方向 。今年的政府工作报告再次提及氢能，提出要培育氢能
、绿色燃料等新增长点
。

　　被誉为“21世纪终极能源”的氢能
，因其零排放、效率高 、能量密度高且可大规模储存等优势，对构建清洁低碳、安全高效的能源体系以及实现“双碳 ”目标意义重大。

　　近年来中国氢能产业加速发展 。目前中国氢能产业规模稳居全球第一 ，2025年产量超3700万吨。其中
，绿氢产能超25万吨/年，电解槽等核心装备制造能力已跃居世界前列
。绿氢是由太阳能
、风能等可再生能源发电直接制取。

　　中国工程院院士黄震在会上表示 ，中国绿色燃料产业的现状
，可以用“高歌猛进
”来形容，中国在绿色清洁燃料生产方面已走在世界前列 。

　　据其团队统计 ，到去年底
，仅绿甲醇签约备案项目就超过150个，绿氨项目超100个 ，绿甲醇规划产能共计超5000万吨
，绿氨超2000万吨
。

　　中国工程院院士黄震。拍摄：蒋习

　　然而，以氢能为代表的绿色燃料产业仍面临诸多挑战 。

　　首先是规划与落地的温差显著
。据国家发展改革委能源所可持续中心副主任钟财富介绍 ，“十四五”期间各地规划立项的制氢产能达千万吨级，但截至去年年底建成年产能仅为25万吨。

　　他表示
，氢能行业当前正处于从示范向规模化过渡的关键时期 。已投产项目多集中在炼化等工业领域，交通领域在示范城市群带动下用量有所增长 ，但车用氢仍主要来自副产氢
，绿氢占比不高
。这主要是因为绿氢的生产主要在三北地区，而车辆应用多集中在示范城市群 ，供需存在空间错配。

　　国家发展改革委能源所可持续中心副主任钟财富 。拍摄：蒋习

　　其次是市场需求的“内外失衡 ”
。黄震指出
，全球氢能行业高度依赖欧盟市场。

　　欧盟在2023年将民用航空和海运业纳入其碳市场，自今年起 ，所有抵港船舶须100%购买碳配额
，成本高昂 。这一政策拉动了马士基、达飞及中远海运等航运巨头率先探索绿色船舶，采购绿色燃料。

　　“国内市场尚未真正形成
。
”黄震指出 ，主要原因有二：一是缺乏强制性的政策法规要求
，下游用户没有动力采购价格更高的绿色燃料；二是成本过高。目前绿色甲醇价格约在4500-5000元/吨，未来有望降至3500元左右 ，届时才具备规模化推广的条件 。

　　钟财富同样提到成本差距
。即便在成本最低的三北地区，绿氢成本也基本在每公斤13-15元
，而靠近煤炭产地的煤制氢成本不到10元，东部发达地区的绿氢成本则更高。

　　在技术层面 ，黄震表示
，诸如二氧化碳加氢催化剂的迭代 、生物质气化炉的大型化等仍面临挑战 。法规层面，氢目前仍作为危化品管理 ，其储存与输运的法律法规体系尚不完善
，氨和甲醇的安全标准也有待加强
。

　　政策层面，钟财富补充道 ，国内绿氢的市场化溢价机制尚未形成
，但隐性激励已经存在，例如项目批复时强制要求配套一定比例的绿氢产能。随着各地碳考核日益收紧 ，这种配套要求可能会变得越来越刚性 。

　　面对诸多制约
，专家们普遍强调解决之道是“降本”
。

　　黄震强调了“绿电直连 ”技术的重要性。他指出，随着未来风光装机规模越来越庞大 ，电力不可能全部上网 。未来的发展方向，就是新能源电力直接连接制氢等灵活负荷
，采用完全离网或弱并网的模式
。

　　“这能大幅降低绿电价格。届时，制氢经济性和前景都将非常广阔 。
”黄震表示。

　　钟财富也表示 ，随着风光发电成本大幅下降
，绿电制氢的经济性基础正在形成
。要实现这一点，一个比较明确的路径是绿电直联。

　　全国层面已明确鼓励通过绿电直联方式开展绿色氢氨醇和风光制氢一体化项目 。钟财富认为 ，这种模式的核心是厘清费用：项目自发自用部分需要缴纳哪些费用
，与电网连接的部分又该如何缴费
。

　　钟财富还建议，要继续从技术端降低绿氢
、绿氨、绿醇和电解槽的成本。

　　北京大学能源研究院特聘研究员朱兴珊则提出 ，降成本不能靠企业打价格战
，而要突破关键环节 。

　　他表示，储运技术是当前的薄弱环节 ，相比制氢和燃料电池
，这方面的研究不多，但应是未来的重点
。同时 ，他呼吁由国家管网公司牵头，超前规划部署三北地区的输氢管道等储运基础设施。

　　北京大学能源研究院特聘研究员朱兴珊 。拍摄：蒋习

　　面对国内无市场的问题
，黄震提出，用好全国碳排放权交易市场
。他建议 ，应尽快把航运业纳入全国碳市场。如果航运企业使用了绿色燃料
，其节省下来的碳排放配额就可以到市场上交易，从而获取经济收益 。这本质上是一种市场激励机制 ，能有效鼓励企业去发展和使用绿色技术
。

　　标准与认证的缺失
，亦是制约产业发展的瓶颈。黄震呼吁，加快建设中国自己的绿色燃料标准和认证体系 ，其中最重要的一点
，是要将化工厂 、火电厂排放的工业碳源纳入认可的碳源范围，这对国家能源安全和转型都极其重要 。

　　同时 ，氢和绿色燃料在生产
、储运、加注等环节的安全标准和规范也急需完善。

　　朱兴珊提出了一个更为大胆和具体的“两套标准”构想
。他认为
，欧盟有欧盟的绿色认证标准，中国可以专门做一套符合欧盟要求的产品 ，高价出口；但在国内，不必完全照搬这套标准。

　　他还建议
，中国应先把燃煤烟道碳源与绿氢结合，定义为“浅绿 ” ，以碳足迹分级定价
，低成本启动国内市场，再逐步向深绿 、纯绿过渡 。

　　在立足国内的同时 ，中国绿色燃料产业的未来图景也被投向了更广阔的海外市场
。黄震指出
，要加强在绿色燃料领域的国际话语权，加强与“一带一路”国家在绿色燃料生产和航运业的合作 ，并建立国际标准认证交流平台。