氢能可以用来干啥？

氢能，堪称能源转型的“潜力新星”，区别于可控核聚变大规模商用的的远期性，是当前能源结构转型中极具适配性的能量载体。作为二次能源，它兼具零碳环保、高效清洁、可储可运的硬核优势。产业链覆盖“制-储-运-加-用”及核心装备全环节，可牵引高端制造、新材料、先进动力等产业升级，是兼具战略价值、低碳价值与产业价值的核心赛道。

按制备来源与碳排强度划分，氢能主流分为灰氢、蓝氢、绿氢三类。

其应用场景覆盖交通、工业、储能等领域：

场景1：交通领域：主要用于重卡、公交、冷链、港口机械、轨道交通、船舶等大功率、长续航场景，具有加氢快、续航长、载重不受限等优势。

场景2：工业领域：作为工业原料与高温热源，广泛用于合成氨、炼化、钢铁冶金、建材等行业，是高耗能、难电气化产业实现零碳转型的核心路径。

场景3：能源存储：可将风电、光伏等不稳定电能转化为氢能长期储存，实现跨季节、跨区域调峰，提升新能源消纳能力与电网安全稳定运行水平。

场景4：分布式供能：通过燃料电池实现热电联供，为数据中心、园区、商业建筑提供稳定、高效、低碳的电力与热源。

场景5：储能与电网支撑：参与电网调频、备用电源、微电网建设，提升能源系统韧性与自主可控能力。

按理说，氢能应用场景广阔、产业链条长、带动效应突出，本应迎来高速发展的黄金期。可现实却是：示范遍地开花、落地却处处碰壁。

交通应用尴尬：

重金购车难运营，闲置成常态

广东佛山：10亿投入氢能公交沦为“草地展品”

作为“中国氢能产业之都”，佛山自2018年起累计投放近1000辆氢能公交车，仅购车总投入就超过10亿元，单车采购价高达180万元，是同级纯电动车的两倍以上。

然而，短暂的示范热度过后，这些公交车逐渐陷入停运困境。核心尴尬在于运营成本失控：除去南海区享有每公斤18元的加氢补贴外，佛山其他四区均按市场价50元/公斤加氢，而氢能公交实现平价运营的临界点是35元/公斤。

一辆日均耗氢13公斤的公交车，仅燃料成本就比柴油车高出60%以上，更是电动车的两倍多。最终只能被遗弃，成为“看得见、用不起”的展品。

重庆：氢能产业政策“急刹车”

2020年，重庆市发布《重庆市氢燃料电池汽车产业发展指导意见》，明确描绘出2025年建成1500辆氢燃料电池汽车运营规模、15座加氢站的蓝图。但截至2026年初，这些目标完成不足三成，实际运营的氢燃料电池汽车477辆，建成加氢站12座（含3座非经营性供氢设施）且利用率偏低。

最终，重庆市经济和信息化委员会2026年1月23日发布印发《关于废止〈重庆市氢燃料电池汽车产业发展指导意见〉的通知》。

陕西西安：7亿智轨开通不足3年就停运

陕西西咸新区智轨1号线作为西北首条智轨线路，总投资达7.05 亿元，于2023年3月正式开通运营，初衷是接驳昆明池、欢乐谷等文旅景点，缓解区域交通压力。

该线路全长约11.9公里，规划9个站点，先期仅开通4站，运营初期曾免费载客引流，后续实行2元平价票价，但始终面临客流稀少的困境，非周末常现 “单人专列”，连日常运维电费都难以覆盖。

2026年1月12日，该线路正式停运，专用道围栏被拆除、站点闸机拆撤断电，无明确恢复运营时间表。

基础设施尴尬：

加氢站建得起、用不起

北京：全球最大加氢站长期低负荷运转

位于北京市大兴国际氢能示范区的海珀尔加氢站，是全球规模最大的气氢加氢站，该站配置8台加氢机和16把加氢枪，可同时为16台燃料电池汽车提供加注服务。日最大氢气加注能力达4.8吨，可满足800辆燃料电池车的用氢需求。尽管2026年春节期间仍有商用车、大巴车排队加注，但整体长期处于低负荷运转，利用率远未达到设计标准。

由于加氢站周边的氢能车辆保有量不足，稳定需求有限，且氢气主要来自河北地区的清洁氢，1公斤定价30元，其中储运费用就占10元，约占总成本的三分之一。过高的氢价导致车辆运营方不愿前往加氢，而加氢站的运营成本居高不下，形成恶性循环。

广东：超六成加氢站闲置

作为全国氢能产业先行区，广东累计建成加氢站数量居全国首位。但截至 2026 年初，广州、深圳早期规划的一批加氢站，因氢能车辆规模远不及预期，单站千万元级投资难以回收，实际运营率不足三分之一，超六成站点长期闲置或依靠母公司补贴及其他业务勉强支撑。

长三角：氢能走廊遇冷

上海、江苏、浙江等长三角地区，曾密集布局加氢站，试图打造“氢能走廊”，仅上海就规划建设数十座加氢站，推动氢能物流车、公交车规模化应用。但截至2026年初，多数加氢站利用率不足30%。

尴尬之处在于：一方面，加氢站建设成本高昂，单站建设成本动辄数千万元，且后期运维成本高，需要持续的资金投入；另一方面，氢能车辆保有量远低于规划预期，导致加氢站“无车可加”，形成“基础设施先行，应用场景滞后”的局面，大量资金投入难以回收。

企业发展尴尬：

盈利难以为继，项目纷纷“搁浅”

亿华通：持续六年亏损，重组失败

“氢能第一股”亿华通是北京本土氢能龙头企业，主营氢燃料电池发动机及核心零部件。自2020年上市以来，连续处于净利润亏损状态，2020年至2024年，净利润分别亏损约2252.36万元、1.62亿元、1.67亿元、2.43亿元和4.56亿元，2025年业绩预告显示，归母净亏损净利润亏损5.5亿—7.2亿元，亏损持续扩大。

为摆脱困境，亿华通曾试图通过战略重组完善产业链布局，2025年3月计划收购定州旭阳氢能有限公司100%股权，但筹划近半年后，因交易相关方未能就最终方案达成一致，宣布终止重组。

致远新能：主动撤退氢能装备领域

致远新能总部位于吉林长春，主营车载供气系统、氢能储运装备，曾希望借助氢能赛道实现第二增长曲线，试图切入氢能装备领域，计划投入募集资金建设“氢能装备智能制造项目”，布局氢能重卡与储氢装备市场。

但随着氢能产业推进放缓，市场需求不及预期，且公司财务状况难以支撑持续投入，最终选择“主动撤退”。2026年1月，公司正式宣布终止该项目，将剩余7336万元募集资金永久补充流动资金。

美锦能源：15亿氢能项目停摆

位于山西太原的美锦能源，是国内煤焦与氢能全产业链布局的代表性企业，业务覆盖燃料电池、整车、氢能园区等。

2025年11月，美锦能源公告终止氢燃料电池动力系统及零部件生产项目，将剩余1.79亿元募集资金永久补充流动资金。该项目总投资约15亿元，原本计划打造氢能核心装备产能，但因项目所在地未纳入国家示范城市群、市场推广不及预期，最终停止建设。

国家能源集团：50亿风光氢氨标杆项目终止

央企国家能源集团是国内综合能源巨头，绿氢、风光氢储一体化是其重点布局方向。旗下阿拉善百万千瓦风光氢氨一体化项目总投资超 50 亿元，曾被视作绿氢标杆工程。但受绿氨市场价格持续下跌影响，项目经济性无法达标，企业于 2025 年11月主动终止项目、放弃示范指标，并撤销备案。

国鸿氢能、国富氢能：业绩腰斩下加速出海与跨界求生

国鸿氢能（浙江嘉兴企业，燃料电池系统龙头）2025年上半年营收腰斩超五成，亏损近2亿元，国内业务收缩，转向船舶及海外市场。国富氢能（江苏苏州企业，储运装备龙头）同期营收下滑、亏损近9000万元，已从A股转战港股，并积极开拓海外绿氢项目，还跨界数据中心供电、核聚变低温装备等新领域，寻求转型求生。

尴尬背后

氢能产业为什么活不下去？

各地氢能布局的尴尬，并非偶然，而是产业发展初期多重矛盾叠加的结果。

1、尴尬根源：全链条成本高企

成本问题是氢能产业最核心的尴尬根源，覆盖“制氢—储氢—运氢—用氢”全链条：一是制氢成本失衡，2024年我国化石能源制氢仍占主导（煤制氢占比56%），绿氢占比仅1%，而绿氢制备因电解槽设备成本高、电力成本占比60%-70%，导致绿氢成本约20-25元/公斤，远高于灰氢的10-15元/公斤；

二是储运成本偏高，高压气态长管拖车运氢，100公里成本约8.5-9元/公斤，500公里则攀升至20元/公斤以上，储运费用往往占氢价的三分之一以上；

三是终端应用成本高，氢能公交车、物流车的运营成本是电动车的两倍以上，加氢站建设和运维成本居高不下，导致无论是运营方还是企业，都难以实现盈利。

2、尴尬瓶颈：部分国产化替代待突破

我国氢能产业虽在部分领域具有优势，但仍存在短板：一是制氢技术有待突破，质子交换膜电解水制氢虽适配可再生能源，但成本高、依赖铂族金属催化剂；固体氧化物电解槽效率高，但技术尚未成熟，处于中试阶段；

二是储运技术不成熟，高压气态储氢效率低、成本高，低温液态储氢能耗巨大，固态储氢仍处于研发阶段；

三是核心部件技术待突破，目前电堆、双极板、空压机等部件国产化率已超 90%，催化剂国产化率超 65%，铂载量降至0.1mg/cm²以下，国产化水平显著提升。但质子交换膜等关键材料仍未完全突破，其中中低端产品国产化率为40%—60%，高端产品仍依赖进口，在一定程度上制约产业成本下降与供应链自主可控。

3、尴尬堵点：区域各自为战

氢能产业链环环相扣，但目前各地布局多存在“各自为战”“重应用、轻链条”的问题：一是上游制氢与下游用氢空间错位，新疆、内蒙古、青海等可再生能源丰富的地区，绿氢产能充足，但距离下游应用场景（长三角、珠三角）较远，储运成本过高；

二是中游储运体系不完善，管道运氢建设成本高、布局有限，高压气态和液态储氢技术难以满足规模化需求，导致“产氢难运、用氢难取”；

三是下游应用场景单一，目前氢能应用主要集中在交通领域，工业、储能等领域应用不足。

4、尴尬症结：政策与市场失衡

氢能产业发展离不开政策引导与市场驱动，但当前政策引导存在“重投入、轻可持续”的问题，各地前期多通过高额补贴推动氢能项目落地，但补贴退热后，项目因缺乏市场竞争力难以持续。

此外，市场化机制尚不健全，当前氢气定价机制、交易体系标准规范不统一，产业链各环节成本高、收益低，难以形成自我造血的良性循环。

考验

2026或成“氢”算之年

尽管氢能产业在前期示范阶段暴露出成本倒挂、运营不畅、供需错配等现实难题，但作为我国未来能源体系的核心组成部分，其战略价值与长期发展趋势已形成共识，并非所谓“伪赛道”。

国际能源研究机构伍德麦肯兹在2026年1月底的报告中指出，全球氢能产业正处于关键转折点，正从“政策愿景驱动”转向“政策与市场双轮驱动”。当前全球区域发展路径呈现明显分化，欧盟工业用氢目标面临修正，中东出口导向型项目承压。相比之下，中国已从早期的技术探索者，转变为全球清洁氢能发展的关键驱动力量。

目前，我国氢能产业已构建起全球领先的规模底座。截至2025年末，全国累计规划绿色氢氨醇项目近900个，绿氢产能占全球50%以上，位居全球第一；氢燃料电池汽车累计推广超3.4万辆；建成加氢站超540座。

此外，国家层面的战略持续加码。2026年2月3日，工信部党组专题会议明确将氢能列为需攻关突破的关键未来产业，部署全链条技术攻关与产业化推进。国家能源局亦明确“十五五”氢能战略部署，聚焦风光氢储氨醇一体化基地布局，衔接“三北”风光基地与西南水风光一体化基地建设，推动绿氢规模化发展。2026年全国两会政府工作报告更是明确提出，培育氢能、绿色燃料等新增长点，实施重点行业降本降碳行动。

地方层面，张家口作为北京冬奥会绿色氢能示范标杆城市，持续巩固示范成果，截至2026年初，仍有444辆氢能公交在网稳定运营，运行规模居全国前列，覆盖主城区16条公交干线，累计安全运行里程超5000万公里，服务乘客超1.6亿人次，为其他城市提供了可复制、可推广的实践经验。

2026年1月22日，重庆氢产业生态联盟正式成立，渝川鄂高速氢走廊签约共建，跨省协同发展效应初步显现；1月28日，成渝高速重庆段高升加氢站正式投运，大足服务区加氢站预计年底投入使用，实现基建组网与场景落地同步推进，为氢能重卡跨区域运营提供坚实支撑。

此外，氢能重卡赛道热度不减，是氢能产业链中最接近规模化商用、最有望率先盈利的核心赛道。相较于传统燃油及电动重卡，其具备续航长、补能快、载重不受影响的特点，氢能重卡百公里燃料成本仅为柴油重卡的35%，加氢5分钟续航2000公里，在港口、矿区、干线物流等场景不可替代，是大宗货物运输降碳的重要路径。

目前燃料电池电堆设计寿命突破3万小时，绿氢成本持续走低，其全生命周期成本已趋近柴油车，在封闭运营场景下经济优势更明显。2025年我国氢能重卡销量约7000—8000 辆近万辆，占燃料电池汽车总销量七成以上，头部企业订单放量，产业进入规模化放量前夜。

其中，山西吕梁是全国氢能重卡纯商业化运营标杆，截至2026年1月，其氢能重卡保有量、运营量、注册量均破千辆，依托本地焦炉煤气副产氢资源，服务于大宗货物运输，开通吕梁—天津港零碳干线，充分验证了纯商业化运营可行性。

不可否认，氢能产业的破局并非一蹴而就，行业发展仍面临诸多挑战。但正如伍德麦肯兹报告提出，2026 年将是氢能产业的“清算之年”（Year of Reckoning），行业将迎来一次以经济性和可持续性为核心标准的系统性筛选。而那些具备技术优势、场景支撑与成本控制能力的项目，终将在市场筛选中脱颖而出。

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