2026年国内氢能市场化进程持续提速，不同制备路线的氢能成本已形成清晰分层，灰氢、蓝氢、绿氢呈现差异化价格区间，绿氢与传统灰氢的成本价差正加速收窄，规模化平价拐点逐步临近。结合当前产业实测数据与行业测算，国内主流氢源成本区间已趋于稳定，为氢能替代落地提供了明确的价格参考。
从传统化石制氢成本来看，作为当前工业主流的煤制氢，成本区间集中在13–15元/kg，在煤炭价格950元/吨的常规市场行情下，煤制氢综合成本约14元/kg，也是目前工业用氢的基准价格。天然气制氢成本相对更高，整体维持在16–18元/kg。叠加碳捕集、封存技术的蓝氢，低碳属性带来额外成本溢价，2026年市场成本区间为18–22元/kg。
绿氢成本则呈现明显的场景分化，核心受制于用电模式差异。依托风光大基地、绿电直供的直连式绿氢，规避了工商业电价溢价，成本已降至16–19元/kg，具备初步市场化竞争力；而采用工商业到户电价制氢的绿氢，用电成本偏高，整体成本仍处于24–26元/kg的高位，短期仍依赖政策与需求驱动。
当前绿氢与传统煤制灰氢的成本差距，并非固定不变，主要依靠碳价市场化推进与绿色刚性需求扩容两大核心变量持续收窄，成为绿氢替代的核心驱动力。
碳价是重塑灰氢、绿氢价格格局的核心政策变量。数据显示，煤制氢碳排放强度较高，每生产1公斤氢气约排放20公斤二氧化碳。按照当前碳价测算，当国内碳价达到100元/吨时，灰氢因碳排放产生的隐性成本将增加约2元/kg，直接抬升灰氢综合成本。随着国内碳市场持续完善，碳价稳步向100–200元/吨区间迈进，高碳排的灰氢成本将持续上行，绿氢的平价优势将不断凸显，平价临界线持续下移。
绿色终端刚需则为绿氢价格落地提供了市场支撑，彻底打破了传统价差制约。2026年国内氢能市场已出现规模化落地信号，万吨级绿氢长协订单价格稳定在19–22元/kg，已基本持平东部地区灰氢出厂售价。在“双碳”政策约束下，化工、炼化等高耗能领域开启低碳氢能强制替代进程，催生了一批对价格价差敏感度低、稳定性要求高的刚性需求，为绿氢规模化应用筑牢了市场基础。
从产业长期发展来看，绿氢完全对标煤制灰氢、实现全面平价（平准化制氢成本LCOH降至14元/kg以内），需要四大核心条件同时达标，任一条件缺失都会产生显著的成本溢价。具体来看，一是制氢用电成本不超过0.15元/kWh，夯实绿氢成本核心基础；二是电解制氢项目年利用小时数突破5000小时，摊薄设备固定投资成本；三是电解槽系统设备单价降至1200元/kW以下，降低初始投资门槛；四是制氢综合电耗控制在4.6 kWh/Nm³以内，提升能源转化效率。
从成本影响幅度来看，上述四大平价条件缺一不可，每缺失一项，绿氢综合成本将额外增加1.5–3元/kg，直接延缓平价进程。未来随着新能源度电成本下降、电解设备技术迭代、项目运营效率提升与双碳政策深化，四大条件将逐步全面落地，绿氢有望全面替代传统灰氢，成为国内工业用氢的主流选择。
