万亿绿电之后，风光企业为何执意“下海制氢”？
发布日期：2026/2/12
2026年，我国氢能产业迎来跃升的关键节点。）数据显示，截至2025年末，全国累计建成绿色氢氨醇产能约29万吨/年，规模稳居全球首位。同时，跨界氢能的风光企业在2025年也取得一系列实质性突破。
其中，远景科技集团（以下简称“远景科技”）成功推动全球最大零碳氢氨项目投产；明阳智慧能源集团股份有限公司（以下简称“明阳智能”）不仅突破了“海上风电-制氢”关键技术，还打通了从绿电制氢到纯氢燃气轮机发电的闭环；唐山海泰新能科技股份有限公司推动康保－曹妃甸氢气长输管道开工。该项目是全球最大管径、最高压力、最大输量、最长距离、最高钢级的绿氢输送管道。
这些进展表明，跨界企业已与能源央企、国企共同构成我国氢能产业发展的生力军。今年是“十五五”的开局之年，也是我国氢能产业迈向规模化、高质量发展的起点。那么，要想进一步推动氢能产业跃升，跨界企业还需直面哪些挑战？又需从哪些方面重点发力呢？
谋篇氢能— 锁定零碳未来的关键拼图 —
知所从来，方明所去。对风光企业而言，跨界氢能并非简单的业务延伸，而是面向未来零碳能源系统的战略必然。不久前，远景科技董事长张雷在2026年世界经济论坛上将绿色氢氨醇喻为“绿色石油”，将赤峰绿色氢氨项目比作“超级油田”，便阐明了氢能所蕴藏的战略价值。
西安隆基氢能科技有限公司（以下简称“隆基氢能”）总裁马军表示：“将氢能纳入战略布局，是经过深思熟虑的必然选择，它既根植于我们对未来能源体系的独立判断，也是公司‘超越光伏’理念的具体实践与延伸。”更深入地看，这一判断源于隆基绿能对于“碳中和”路径的洞察与把握。隆基绿能创始人李振国曾多次强调，单一的清洁发电技术，难以构建稳定、可靠且具备韧性的零碳能源系统。究其根本，全球约70%的碳排放来自难以直接电气化的工业与交通领域，而绿氢正是打开这些领域深度脱碳之门的“关键钥匙”。
在马军看来，通过氢电耦合，绿氢可将波动的可再生能源转化为可储存、可运输的能源产品或化工原料，贯通交通、工业与能源三大系统，进而实现整个能源体系的高效升级与深度脱碳。他将这一愿景概括为打造“‘光伏+储能+氢能’三位一体的绿色能源生态闭环”。
其他跨界氢能的风光企业也遵循着相似的逻辑。江苏天合元氢科技有限公司（以下简称“天合元氢”）战略市场部负责人吕宏强指出，天合集团在完成“光储”一体化布局后，向下游产业延伸必须打通氢能这一核心枢纽。“光储氢”全产业链意味着从绿色电力端直达工业应用端，不仅在一定程度上解决了消纳问题，也能够实现新能源融合发展的良好生态。这与公司从设备供应商向综合能源解决方案服务商转型的战略方向高度契合。
明阳智能氢能研发中心主任张泰基也表示：“将海上部分难以消纳的绿电转化为绿色氢氨醇，不仅能拓展海上风电的应用边界与价值空间，还能推动公司从‘发电商’向‘绿色能源解决方案提供商’转型升级。”
路径分化— 一体化布局与专精装备各展所长 —
目标决定方向，行动决定结果。氢能产业链长且复杂，跨界而来的风光企业切入的路径也各不相同，呈现出“一体化布局”与“专业化深耕”并行的局面。
以电投绿能、远景科技为代表的企业，走的是“绿电-绿氢-绿色化工品”的全链条一体化发展之路，致力于为市场提供全流程的综合服务。其核心优势在于强大的系统集成与智慧运营能力，能够通过储能技术与智能物联网平台，有效平抑风光发电的间歇性，保障对下游化工领域连续、稳定的氢能供应能力。例如，远景科技在内蒙古赤峰打造的绿色氢氨项目，不仅首创了零碳产业园离网制氢制氨模式，更构建起“绿电+AI”的智能化技术护城河，跑通了绿氨全流程商业闭环，为国内绿色氢氨产业发展树立标杆。
相比之下，以隆基氢能、天合元氢为代表的企业，则充分发挥自身在极致降本与规模化制造方面的积淀，选择专业化发展路线，聚焦电解槽设备制造与“光伏+制氢”一体化解决方案。这些企业通过持续的技术创新，不断压低制氢设备的投资与运营成本。如隆基氢能推出的“LONGiALKHi1”系列产品，通过显著降低单位制氢能耗，直接提升了在绿电场景下的经济性，增强了产业市场竞争力。
不同的路径意味着不同的发力重点与挑战。当前，专业化的装备企业正遭遇产品价格快速下行、市场竞争日趋白热化的压力。氢能促进会数据显示，单套碱性电解槽的中标单价已普遍低于300万-350万元的制造成本（不含分离纯化、电源及研发经营费用）。而一体化布局企业则需应对项目初始投资巨大、下游规模化需求尚未完全释放的现实。另外，氢能促进会研报指出，当前我国氢能产业仍处于早期培育阶段，呈现“金字塔”形发展结构，早期规划项目众多，已建成投产项目占比偏低。对一体化企业而言，如何精准把握投资节奏，实现与市场需求攀升曲线的精准匹配，成为必须破解的发展考题。
瓶颈待破— 成本、技术与标准的三重约束 —
与风电、光伏等发展成熟的可再生能源相比，氢能的规模化发展仍需翻越三座大山。
成本制约首当其冲。马军指出，即便在风光资源富集的地区，制氢的终端用电成本依然偏高，大幅侵蚀了绿氢产品的“绿色溢价”。张泰基进一步指出，《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（以下简称“1192号文”）明确，对电力系统提供稳定供应服务的项目，承担输配电费、系统运行费等费用。其中，按容量电价缴费，现有政策增加了额外的容（需）量电费；按两部制电价缴费，自发自用电量需额外缴纳输配电费。两种缴费方式都将推高绿色氢氨醇项目的成本。
“更为关键的是，下游钢铁、化工、重载交通等绿氢潜在需求大户，在碳成本尚未完全内部化传导的当下，企业缺乏足够动力承担这部分溢价，导致产业陷入‘低成本绿氢等待大规模需求，大规模需求等待低成本绿氢’的循环困境。”马军表示。“政策层面虽倡导使用绿氢，但在实际应用中却缺乏明确的绿色价值兑现机制，这也意味着企业‘用绿氢’成本上升。”张泰基补充道。
技术挑战紧随其后。风光发电的波动性与工业生产的连续性之间，存在着固有的矛盾。如何让制氢装备灵活适应不稳定的绿电输入，实现“荷随源动”，是绿氢产业规模化发展的技术关键。这也令“柔性制氢”成为行业技术突破的重要方向，其核心在于让电解槽能够主动、快速、在宽负荷范围内响应电源波动。除了前文提及的企业之外，氢能促进会理事单位阳光氢能、双良氢能等也形成了“柔性制氢”系统解决方案能力。其中，明阳智能推出了“离子膜离网柔性制氢技术”，天合元氢推出了高效柔性集装箱制氢系统。从系统性能角度看，两家企业的系统均通过材料优化、模块化设计，实现了更低电耗、更高效率、更加稳定。
标准与市场机制的短板亦不容忽视。吕宏强表示，我国绿氢产业一定程度上面临“两头在外”的尴尬局面。国内统一、权威的检测认证标准及平台缺失，容易导致装备领域陷入低水平“内卷式”竞争，设备性能难以客观评判，不利于行业技术创新与升级；同时，国内碳市场机制尚不健全、政策激励力度不足，使得绿氢的绿色价值无法充分兑现为经济价值，导致大量绿色氢氨醇项目瞄准同一海外市场，直接影响了氢能项目“造血”能力与商业闭环的形成。
协同破局— 呼唤政策与市场的双轮驱动 —
推动氢能产业从示范试点走向规模化发展，亟须政策与市场协同发力。业界人士提出以下建议：
一是强化技术创新，完善标准体系。加快突破高可靠、长寿命、高效率，并适应波动性电源输入的电解水制氢装备，开发低能耗、短流程合成甲醇、合成氨及生物质气化成套装备；加快建立健全行业技术标准与检测认证规范，打造权威的第三方检测认证平台，推动绿色氢氨醇的国际标准互认。
二是强化示范引领，需求拉动集聚。建议主管部门应统筹规划、科学布局，以灰氢替代、绿色船燃等应用为牵引，推进全国绿色氢氨醇规划布局，集中力量打造若干个“源-网-荷-储”一体化的绿色氢氨醇全产业链示范基地，以规模化的“确定性需求”吸引上下游集聚发展，摊薄基础设施建设与运营成本，并探索形成可复制、可推广的商业模式。
三是前瞻布局基础设施，推动绿氢规模化应用与发展。呼吁超前规划布局氢氨醇多介质绿色能源协同输送通道等基础设施建设，支持探索利用现有天然气管网掺氢输送等创新模式，以及将氢气转化为绿氨、绿色甲醇等更易储存和运输的载体模式，让氢能可以低成本、高效率地流动起来。
四是强化政策护航保障，提升绿色氢氨醇国际竞争力。实施针对性降费政策，降低自发自用、绿电直连部分的用电成本；应设立1192号文的推行过渡期，稳定既有项目的收益预期；应加快建立绿色价值认证与交易体系，推动绿色氢氨醇纳入全国碳市场；应区分绿色氢氨醇与灰色氢氨醇，给予绿色氢氨醇一定的出口退税支持，提升绿色氢氨醇的国际竞争力。
从“风光无限”到“绿色石油”，中国新能源龙头企业的战略转型背后，不仅标志着中国能源产业正从“单点突破”迈向“系统融合”，也为筑牢国家能源安全基石、推动全球能源转型与零碳发展，提供了宝贵的中国实践与解决方案。这正如“长坡厚雪”，在政策、技术与市场的持续积淀与协同推进之下，我国氢能产业也有望顺利跨过发展拐点，拥抱高质量发展。
来源：中国产业发展促进会氢能分会
