国家能源局日前正式对外发布的《中国氢能发展报告（2026）》（以下简称《报告》）显示，截至2025年末 ，全国建成、在建可再生能源制氢总产能突破100万吨/年 ，其中建成投运规模超25万吨/年，较2024年末实现翻倍增长 ，电解水制氢稳居行业主流技术路线。发布当天同步披露的全国氢能信息平台数据显示 ，截至2026年6月份，全国建成、在建可再生能源制氢产能规模已攀升至140万吨/年。
“当前 ，光伏等绿电正遭遇消纳瓶颈 ，而可再生能源制氢正成为破解这一瓶颈的关键路径之一 。”西安工程大学产业发展和投资研究中心主任王铁山在接受《证券日报》记者采访时表示，随着可再生能源制氢产能迈上新台阶 ，其在交通 、化工 、储能等场景的商业化落地图景也日益清晰 。
行业经济性拐点将至
可再生能源制的氢 ，也被称为绿氢。
“绿氢产业能够实现跨越式扩张，底层支撑来自国产电解水制氢成套装备的持续突破 。”万联证券投资顾问屈放在接受《证券日报》记者采访时表示 ，近来 国内企业已完成材料、电极 、极板 、整机系统全链条自主研发 ，规模化量产持续摊薄设备成本，行业经济性拐点逐步显现 。
在新疆库车，全球规模最大的光伏制绿氢项目正在改写能源转化的成本逻辑。今年7月 ，中国石化宣布该项目全部52台碱性电解槽实现100%满负荷连续运行 ，达到设计产能 。2万吨的年产氢量直接通过管道输送至塔河炼化，替代原有的天然气制氢装置 ，每年可减少近50万吨的二氧化碳排放量 。
据了解 ，项目所用大型圆形碱性电解槽全部由国内企业提供，国产化率达到100% ，使电解槽单位造价从两年前的15000元/kW降至近来 的7000元/kW。结合当地优异的光照条件 ，项目光伏侧度电成本已降至0.15元/度，折算绿氢完全生产成本约18元/公斤 ，已初步具备与化石能源制氢竞争的经济性 。
这仅仅是我国绿氢加速发展的一个缩影 。《报告》显示 ，产业开发模式已彻底告别单一制氢装置孤立建设的旧思路，风光氢储一体化综合开发成为行业主流。西北、华北风光大基地集中落地多套万吨级绿氢示范工程 ，依托区域极低的光伏 、风电度电成本 ，叠加国产电解装备降价红利，部分标杆项目绿氢完全生产成本持续向传统化石制氢靠拢 。
“绿氢会在未来能源体系中扮演不可或缺的角色 。 ”一家氢能企业的相关负责人对《证券日报》记者表示，随着示范项目逐步解决成本与技术难点 ，绿氢成本有望在“十五五 ”末期逐步接近平价 ，在碳定价机制等政策助力下，于2030年至2035年间真正具备市场竞争力。
应用场景加速破圈
“绿氢的规模化应用 ，需要全产业链协同来加速商业化落地 ，尤其是应用端的突破。”屈放称 。
在湖北汉宜高速上，一支氢能重卡车队已经跑了两年多 。作为全国首条常态化氢能示范线 ，汉宜高速氢能示范线上的这支车队安全行驶累计超300万公里 ，消纳氢气300余吨，完成运输订单2.6万单。更具价值的是运营数据对技术的反向赋能：新一代重卡百公里氢耗从12公斤降至8公斤 ，燃料成本下降超30% ，按年行驶10万公里计算，单车燃料费用直降14万元 。
屈放表示 ，此前受制于成本 ，氢能汽车规模化落地进程较慢，但近两年在政策推动 、技术突破等多重因素加持下，商用进程正在加速 。
绿氢更大的想象空间在于对绿电消纳的系统性贡献。例如 ，6月10日 ，国家能源集团江苏如东“光氢储一体化 ”项目全面建成，集40万千瓦光伏电站、60兆瓦/120兆瓦时储能站 、1500标方/小时绿电制氢装置于一体 ，形成“绿电生产—存储—转化 ”完整闭环 。光伏电站年发电量4.68亿千瓦时 ，制氢装置年产高纯绿氢482吨，所产绿氢定向供应长三角区域 。
在咸阳高新区陕西氢能质量技术创新基地 ，陕西首个氢能综合利用一体化测试项目于今年5月完成全流程调试 ，正式具备投用条件。该项目白天依托分布式光伏制氢并储存高压氢气，夜间通过氢燃料电池发电 ，所发绿电全面满足基地自用需求 ，有效形成小型零碳园区示范 。
西安地铁15号线细柳车辆段氢赋能零碳智慧能源中心示范项目也已转入试运行，该项目在车辆段顶部铺设7兆瓦分布式光伏 ，依托国内首创的场段级氢能综合利用站 ，实现绿氢存储 、高效发电一体化运行 。
“绿氢正处在从示范验证走向规模化应用的关键节点，它的价值不仅在于为工业脱碳、绿电消纳与零碳园区建设提供了一个可协同发力的支点，更在于为能源系统转型注入灵活调节的新手段。”王铁山表示 ，随着制氢成本持续下降和应用场景加速拓展 ，绿氢有望在未来五到十年内成长为我国能源结构转型的重要支撑力量 。
（文章来源：证券日报）
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希望本篇文章《可再生能源制氢产业链协同加速商业化落地》能对你有所帮助！
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