11月3日至5日，CESC2026第四届储能大会暨储能及智能电网设备应用展览会在南京召开。氢能展区集中展示了碱性电解槽模型、储运装备与燃料电池系统。多家参展企业在接受采访时表示，当前行业最迫切的需求并非补贴或项目名额，而是行业标准与储运加注等基础条件的完善。
从制氢端看，绿氢成本已降至关键位置。在西北风光资源富集地区，绿电直连制氢成本已降至每公斤16至19元，万吨级绿氢长协订单价格稳定在每公斤19至22元，与东部地区灰氢出厂价基本持平。内蒙古乌兰察布等地光伏发电成本已压至每度0.15元，电解槽造价从两年前的每千瓦15000元降至7000元，折算绿氢成本约每公斤18元。考克利尔竞立市场部经理蒋光霞给出的制氢端数据为每公斤20元左右，该价格不包含储运和加注费用。这家深耕碱性电解水制氢30余年的企业，累计出货量达1300多台，参与过印度AM Green百万吨级绿氨项目、中石化新疆库车绿氢示范项目等。
但制氢平价存在限定条件。上述成本成立的前提是具备自有风光资源、绿电直接接入及附近消纳方。若采用工商业到户电价制氢，绿氢成本仍维持在每公斤24至26元，绿电直连模式较到户电价每公斤可低7元以上。此外，碱性电解槽招标均价在2025年较上年下降35％，部分投标价已跌破成本线，电解槽名义产能占全球七成以上而利用率不足10％。制造端过剩压低了设备价格，却未同步降低氢气到达用户时的价格。
储运环节是当前产业化的主要物理门槛。国内跨区域运氢主力为20MPa长管拖车，一辆满载总重49吨的拖车储氢瓶组自重超过30吨，实际装载高压氢折算仅约280公斤。压缩至20MPa每公斤耗电4.5度，占所运氢气热值的15％。当运距超过300公里，叠加卸车压降、泄漏、过路费和人力，每公斤储运成本可超过32元。据测算，储运环节占氢能产业链总成本的30％至50％，200公里以上运距时物流成本接近终端氢价的一半。液氢路线同样面临能耗约束，液化每公斤氢需6至10度电，占氢气热值的30％以上，真空多层绝热储罐静态蒸发损失每天在0.3％至1％之间。加氢站端，京津冀建成加氢站76座，终端氢价长期维持在每千克35至40元，单站日均销量不足300公斤，多数项目处于盈亏平衡线以下。
行业标准缺失是受访企业反映的另一核心问题。企业普遍认为，市场缺少低成本判断产品优劣的机制，买方难以在价格战之外进行有效筛选。2026年10月，市场监管总局集中发布15项氢能国家标准，覆盖制氢、储运、加氢站和安全检测，但企业反馈已发布标准与可执行的市场准入门槛之间仍有距离，制氢装备检测平台间测试数据可比性较差。在出海方向，欧盟《工业加速器法案》及欧洲氢能银行补贴规则要求获补贴项目至少75％的电解槽来自中国以外，潜在反倾销关税区间参照光伏旧例可达40％至60％，国内标准与国际认证、碳足迹核算规则的对接显得更为紧迫。
氢能已被纳入“十五五”规划非化石能源供给体系，方向明确，但企业日常经营所需的运行框架尚未完全到位。制氢端的成本下降已在优质项目上得到验证，而储运网络、加注基础设施与交易机制的建设进度，将决定这一成本优势能否传导至终端并形成可持续的产业闭环。
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