行业组织开展氢车万里行，围绕15条线路开展实车示范，覆盖五大场景、20款车型、200余辆，证实燃料电池汽车已具备较强技术适应性、运营经济性和安全性，能支撑跨区域规模运营，经济性初步下探到燃油车水平，部分车型运营成本已优于燃油车。
“十五五”是氢能高速建设重要窗口期，但还面临基础设施、政策、场景、模式等诸多挑战。方海峰认为，氢能高速要从“示范线”走向“规模网”，需从网络、政策、场景、市场四条路径突破。
具体来说，网络一体化，由单条线路向跨区域氢能高速网络拓展，提升氢能高速整体运营效率和投资吸引力；政策协同化，搭建制储输用全链条政策支撑体系，为氢能高速规模化发展提供稳定可预期制度环境；场景多元化，从单一重载运输向多场景、多车型延伸，以规模化需求拉动基础设施投资；运营市场化，通过商业模式创新和利益机制设计，让氢能快速从“政策驱动”转向“市场驱动”。
以多场景规模化应用带动成本降低
氢能无人机
事实上，交通领域脱碳对氢能的用量目前仍很小，氢能应用的星辰大海是工业脱碳。
据未势能源测算，当氢价在25元/千克时，氢能交通就会形成商业闭环；当氢价在14~18元/千克时，氢能发电就有机会进入商业化；当氢价在12~14元/千克时，绿氢炼化就有机会进入商业化；当氢价在9元/千克时，绿氢冶金就有可能进入商业化。
“所以，未来氢能的商业化催化剂是在交通和发电领域，但真正大规模应用拉动氢的使用量级是在工业体系的化工和冶金领域。”张天羽说。
北京氢能创新中心副主任杨军也表示，虽然京津冀城市群首轮示范成效显著，但超高成本是当前主要矛盾，产业发展陷入“成本高-应用少-产业小-成本高”的循环困境，而冶金、化工用氢量是交通的50倍以上，对降低氢价起到决定性作用。
这也是国家开展新一轮氢能综合应用试点工作的主要内容，通过“1个燃料电池汽车通用场景+N个工业领域应用场景+X个创新应用场景”带动成本降低。
工业领域应用场景包括绿色氨醇、氢基化工原料替代、氢冶金及掺氢燃烧等。在内蒙古兴安盟，欧阳明高院士团队与金风科技合作建设绿色甲醇规划总产能145万吨/年的项目，今年一期50万吨/年产能将投产，氢源为风力发电、电解制氢，碳源为生物质气化，绿氢成本降到了15元/千克。
清能股份则建设两套5兆瓦阴离子交换膜（AEM）电解制氢系统，用于荣程钢铁集团高炉富氢冶炼，推动钢铁领域深度脱碳。
欧阳明高认为，氢储能是未来主流的储能方式。集中式氢储能可用于火电厂的灵活性改造，即燃煤锅炉的掺氢、掺氨燃烧。分布式氢储能结合热泵技术，可用于零碳园区、算力中心等场景。依托氢能和绿电耦合技术的零碳能源系统成为突破口。尤其在西部风光资源富集区，绿氢可以与煤化工、重卡运输等规模化场景深度融合。
就在6月22日，国家发布《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》，首次将可再生能源非电利用纳入消费最低比重目标的考核范围，将有利于促进工业、建筑和交通等重点用能行业规模消纳绿色氢氨醇等绿色燃料，无疑将进一步促进绿氢产业规模发展、降低成本。
欧阳明高预计，2050~2060年，我国绿氢年产量将在1亿~1.75亿吨，占终端能源消费总量的10%~15%。
专家视点
以氢能高速为引擎
推动构建跨区域示范
李家强集团公司新能源领域高级专家
目前，全球氢能产业政策正从远景规划向并行部署阶段推进。预计到2030年，全球氢能年消费将从目前约1亿吨增长至1.2亿吨，消费仍主要在工业领域，但交通、储能与发电等新领域消费占比将从当前的不足1%提升为5%~10%。
我国氢能产业正加速从“政策驱动”向“市场驱动”跨越。预计到2030年，我国氢能年消费将从目前的3700万吨增至3900万吨。其中，以氢能高速为引擎，推动构建跨区域示范新生态，有望促进氢能交通由试点示范向商业化模式转变。
从基础设施看，截至目前，我国已建成加氢站622座，综合能源补给站、制氢加氢一体站、微管网供氢站等新模式不断涌现，加氢站网络逐步完善，为氢能高速示范稳定运营提供了有力支撑。
从经济性看，氢能冷链物流车和氢能重卡在享受“国补+省、市补”三级叠加及免除高速通行费等政策利好下，全生命周期成本已与柴油车及电动车持平甚至更低。电动冷链车和重卡受制于电池自重及低温续航衰减，目前主要用于园区和短倒场景。氢能重卡具有自重轻、续航长、耐低温的优势，随着整车价格下探及氢耗降低，逐渐切入400公里以上的长途干线物流市场。按49吨柴油和氢能重卡的百公里能耗分别为35升柴油和8.5千克氢气，以及柴油7.5元/升和氢气30元/千克的单价计算，柴油和氢能重卡的百公里能耗费用分别为262.5元和255元，氢能重卡经济性显现。
但发展氢能交通也面临加氢站“孤岛效应”与跨区域“路权壁垒”等挑战，氢能高速成为行业破局的选择。国家和地方在氢能交通领域纷纷出台政策支持，氢走廊、氢高速模式将进一步带动氢能商用车发展。
“十四五”以来，中国石化锚定打造“中国第一氢能公司”目标，氢能业务发展示范引领效果突出。其中，氢能交通布局不断完善，累计建成加氢站150座，运营数量全国第一；依托炼化企业的副产氢资源建成供氢中心11座，总能力4.57万标准立方米/小时，有力支撑了交通领域用氢需求。
中国石化采取“大兵团”联合攻关模式，在氢能全链条技术研发不断取得突破。成立中国石化氢能装备制造基地，实现隔膜压缩机突破、液驱压缩机行业领先，为加氢站提供成套设备，为西部陆海新通道、汉宜高速等氢走廊稳定运营提供装备支撑及售后保障。资本投资覆盖氢能“制储运加用”各环节，全产业链投资布局初步形成。
为推动构建我国氢能高速走廊，中国石化提出了“三轴四区N线”的总体布局思路。三轴，即京沪轴线、京广轴线、长江轴线；四区，即华北、长三角、大湾区、长江经济带4个示范区；N线，即山东济青、辽宁沈大等具有潜力的氢能高速走廊。通过联通我国重要的氢能应用市场、供应中心、制造基地和创新高地，实现涉氢资源高水平整合和要素循环畅通，推动氢能应用场景多元化开发和先进技术自主化研发，促进我国氢能产业聚集发展、规模发展、协同发展。
截至目前，中国石化已建成西部陆海新通道、京沪、长江经济带、京津、成渝、沪嘉甬、济青和汉宜高速“三大五小”8条氢能走廊，覆盖高速公路里程超4500公里，沿线建成并投营加氢站50余座，为氢能车辆“能上高速、愿上高速”提供了日趋完善的加氢网络。
未来氢能交通发展，建议以氢能高速路网为载体，聚合物流、化工、汽车、金融等多方主体，构建跨区域示范生态联盟。通过基建互通、技术攻坚和模式升维的“硬联通”，为氢能高速路网提供硬件支撑；通过政策协同与商业重构的“软协同”，为氢能高速路网的可持续发展注入市场动力。
