经过多年培育，我国氢能产业链条基本成型，基础设施持续完善。然而，产业摆脱技术探索困境，并不意味着商业化落地已经成熟。当前，成本高、盈利难等问题突出，氢能产业正处于从“技术可行”向“商业可行”跨越的关键攻坚期。依托全产业链协同降本、场景化闭环运营破解难题，成为行业关键突围路径。

三重成本掣肘

近年来，五大氢能示范城市群（京津冀、上海、广东、郑州、河北）带动了一批整车、系统、电堆、储运和加注企业成长，规划建设的掺氢、纯氢管道总里程超过7000公里，全国已建成和在建可再生能源制氢产能突破100万吨/年，产业链骨架基本成型。政策层面，“十五五”规划纲要将氢能列为新经济增长点，工业和信息化部等3部门联合印发《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》，顶层设计持续加码。

但这并不意味着氢能商业化已顺利到来。以氢能汽车产业为例，中国汽车工业协会数据显示，2026年前4个月，氢燃料电池汽车产销同比分别下降63%和43.6%。非补贴地区终端加氢均价超过40元/千克，意味着其单公里燃料成本高于纯电动车。同时，氢能重卡的购车成本为同级别燃油车的2倍以上。多重成本压力下，部分头部企业营收波动、现金流承压，一些氢能募投项目被迫终止或调整，产业商业化瓶颈凸显。

东风汽车商用车事业部商品中心能源动力组总监赵峰在接受《证券日报》记者采访时直言：“氢能重卡与燃油重卡实现购车平价难度较大，企业不将车辆售价与燃油车持平作为发展目标，而是计划通过5年至8年全生命周期运营，实现总成本的竞争力。”

氢能究竟贵在哪？答案不在某一个环节，而在整条成本链条上。首先，氢能车端成本较高，主要是燃料电池系统占整车成本较大比重。再往下拆解，成本与性能的博弈最终都归结于一种关键材料——铂族催化剂。它是氢氧电化学反应的催化剂，直接影响燃料电池系统的功率性能和使用寿命。

通过技术迭代，现阶段每辆氢燃料电池车铂的使用量已降至20克至30克，进一步大幅压减的难度较大。铂属于稀缺贵金属，储量分布集中，价格随国际大宗商品行情波动，其原料成本难以单纯依靠规模化量产持续摊薄。

车端贵在铂，氢端贵在运。仅看制取环节，氢气成本并非完全没有竞争力，但氢气一旦离开工厂大门，成本便持续增加，储运环节成本已占终端用氢总成本的30%—40%。中国氢能联盟研究院数据显示，2025年6月底，全国生产侧氢价指数约27.5元/千克，消费侧则高达45元/千克，近18元的差价，清晰暴露了氢能从生产到终端的成本传导堵点。

车端成本高、储运成本高，两条成本线最终交汇在加氢站的盈亏账上。部分加氢站的实际日加注量远未达到设计负荷，设备折旧、运维、能耗等固定成本无法有效分摊，单站长期难以实现收支平衡，行业盈利难题突出。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对《证券日报》记者表示：“整车、氢气运输、加氢站三大成本痛点并非独立存在：整车成本高抬高购置门槛，终端氢价高影响运营积极性，车辆保有量不足又导致加氢站利用率偏低，站点亏损进一步削弱基础设施投资意愿。破解这一循环，不能只靠某一个环节的单兵突进，而要推动制、储、运、加、用联动降本。”

全链协同破局

面对困局，产业链各方并未停滞观望，解题思路正沿着不同方向铺开，围绕关键材料、核心装备、基础设施和商业模式持续探索。随着技术积累加深，一些制约产业发展的薄弱环节正在改善。

在材料端，探索铂族催化剂的替代路线从未停止，非铂催化剂、低铂膜电极、合金化路线并行推进。北京亿华通科技股份有限公司等企业在膜电极、电堆和系统集成方面持续迭代，搭载相关燃料电池系统的整车公告数量已达163款。虽然材料替代和铂用量下降不可能一蹴而就，但材料效率提升、工艺良率改善和系统结构优化，均为整车降本创造空间。

在运输环节，液化和管道被视作降低储运成本的两大方案。液氢制备改良工艺正在从实验室走向工程化。中科富海科技股份有限公司首套具有自主知识产权的国产1.5吨/日氢液化装置在安徽阜阳完成调试并产出液氢产品，为长距离、大规模运氢提供了新的可能。管道方面，中国石油化工集团有限公司、中国石油天然气集团有限公司等央企正在推进纯氢和掺氢管道建设，管材氢脆防护、压缩机国产化、阀门密封等关键环节不断取得突破，氢储运基础设施建设正在从零散试点走向网络化布局。

有业内人士对《证券日报》记者透露：“两种方案各有匹配的应用场景。液氢适用于跨区域长干线重卡场景，管道网络则锚定工业用氢场景。中石化等企业的示范项目尚在建设期，真正形成规模还需较长周期。”

在应用端，封闭或半封闭场景成为企业的优先选择。东风汽车与湖北安捷楚道供应链有限公司签署了1500台氢能商用车采购协议，在武汉、十堰布局生产线，联动湖北50余家上下游企业，以订单带动车辆投放、氢源保障和站网建设协同推进。山西美锦能源股份有限公司依托焦化副产氢优势，累计推广氢燃料电池汽车近4000辆，自建加氢站23座，在内部循环中验证车辆出勤、氢耗和站端运营数据，为行业运营模式优化提供参考。

制氢端同样在积蓄力量。国家能源局数据显示，截至2026年3月底，全国已建成和在建可再生能源制氢产能规模超过100万吨/年。新疆准东经济技术开发区的新能源光热制氢项目吸引多家企业参与竞标。

资本也在用“真金白银”助力产业发展。专注于固体氧化物电解池（SOEC）电解水制氢技术路线的上海翌晶能源技术有限公司近期完成数千万元Pre-A轮融资，用于常州基地产能扩建和示范工程建设，助力绿氢技术产业化落地。

聚焦优势场景

全产业链的探索，既积累了产业化经验，也校准了行业前进的方向。当前，一条较为清晰的路径正在显现：聚焦更具比较优势的场景，在场景内打通制、储、运、加、用全链条，通过闭环运营推动各环节协同降本。

场景精准筛选是氢能实现经济性突破的关键前提。林伯强表示，氢能不可能也不应该替代所有动力路线。在乘用车领域，纯电动已经形成压倒性的规模和成本优势，氢能强行切入没有胜算。但在中长途重载运输、港口矿区作业、冷链物流、钢厂园区、低温高寒地区等场景，氢能补能快、续航长、载重影响小的差异化价值是纯电难以取代的。把有限的政策资源、资本投入和技术迭代聚焦到这些场景，比在开放市场上全面铺开更有价值。

政策层面也在印证这一逻辑。《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》的发布，政策重心已从购车补贴转向运营端激励、氢价支持、标准完善和线路示范。相比补贴购车，支持运营和用氢更能推动企业关注车辆出勤率、单位氢耗、站点利用率和全生命周期成本。

企业也在实践中不断校准航向。赵峰提出的量化目标是，将氢能重卡单公里成本压至1.5元以内，与纯电动重卡持平。这一目标背后，需要车端降本、氢耗下降、氢价降低和车辆高出勤率同时实现。

要让各项条件逐一实现，不仅需要企业持续降本，更需要依托长期真实的市场运营，验证技术参数、成本模型的可行性与稳定性。

国际氢能燃料电池协会资深分析师贾云轩对《证券日报》记者表示，氢燃料电池检测新规通过真实工况与长周期验证设立门槛，正推动行业从早期“重数量、轻质量”转向质量提升。这是一个健康的信号，表明产业不再满足于公告车型数量、示范车辆规模和项目投资额，更要看车辆是否长期稳定运行、单位能耗是否下降、站点是否具备盈利能力、用户是否愿意持续购买。

从“技术可行”到“商业可行”，隔着一张必须算清的经济账单。只有当氢能重卡跑出经济效益，当加氢站实现可持续运营，当绿氢找到稳定消纳场景，商业化的曙光才会从纸面落到路面。