我国氢能产业链现阶段典型特征与未来发展趋势预测

2026年是我国氢能产业相关政策集中落地的一年。首先，工业和信息化部、财政部、国家发展改革委在3月联合启动氢能综合应用试点；随后，国家发展改革委、国家能源局在6月公布《新型能源体系建设"十五五"规划》；到8月，五个城市群的试点方案获得批复。至此，覆盖制氢、储运、加注、终端应用与绿色属性认定的制度框架基本成型。以下我们按产业链顺序梳理我国氢能产业现阶段规模基础、结构特征、发展瓶颈，并对"十五五"期间的走向作出判断。

一、我国氢能的产业定位与政策梳理

1.1 我国氢能在未来产业布局中的政策定位

工业和信息化部联科〔2024〕12号文件在"未来能源"方向下提出，聚焦核能、核聚变、氢能、生物质能等重点领域，打造采集、存储、运输、应用全链条的未来能源装备体系。党的二十届四中全会进一步提出，推动量子科技、生物制造、氢能和核聚变能、脑机接口、具身智能、第六代移动通信等未来产业成为新的经济增长点，氢能由此进入六大重点赛道的序列。从政策定位看，氢能属于需要前瞻布局、梯次培育的产业，而不是已经进入规模化扩张阶段的成熟产业。

这一定位与我国氢能产业的发展实际基本相符。我国氢能在制备环节已经形成规模化供给能力，在储运和终端应用环节仍处于商业化早期。氢能产业链各个环节之间的进度差异，是理解后续政策取向的基本前提，也解释了同类文件对制氢使用"规模化发展"、对终端应用使用"探索"的原因。

1.2 我国氢能法律地位与规划目标的接续

《中华人民共和国能源法》明确国家积极有序推进氢能开发利用，氢能的属性由此从危险化学品的单一界定扩展为兼具能源属性。在管理层面，这意味着加氢站等设施的建设审批、运营管理与安全监管开始适用能源领域的一般规则，此前分散在多个部门的职责有了统一的上位法依据。

国家层面的量化目标先后出现在两份文件中。2022年3月印发的《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》提出，到2025年燃料电池车辆保有量约5万辆，可再生能源制氢量达到10万吨至20万吨/年，实现二氧化碳减排100万吨至200万吨/年。《新型能源体系建设"十五五"规划》把2030年可再生能源制氢规模定在200万吨，并明确用于钢铁、化工等重工业领域。前者以交通应用为牵引，后者以工业原料替代为主线。

两个目标的完成情况并不一致。可再生能源制氢在2025年建成投运产能突破25万吨/年，超过中长期规划设定的上限；燃料电池汽车按国家能源局《中国氢能发展报告（2026）》口径累计推广超过3万辆，未达到5万辆的保有量目标。究其原因，制氢产能建设遵循能源基础设施的投资逻辑，有风光资源和项目审批就能推进；车辆推广取决于终端用户的购置决策和运营核算，受市场制约明显更强。

1.3 我国氢能政策工具从车辆补贴转向用氢激励

针对上述情况，氢能产业政策在2026年作了实质性调整。2026年3月6日，工业和信息化部、财政部、国家发展改革委联合印发《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》（工信部联节〔2026〕59号），把试点范围由燃料电池汽车拓展到工业领域，设置燃料电池汽车、绿色氨醇、氢基化工原料替代、氢冶金、掺氢燃烧、创新应用场景六个榜单，形成1个通用场景加N个工业场景加X个创新场景的应用生态。

59号文设定的目标与资金机制，针对的是此前政策执行中暴露的问题。文件提出，到2030年城市群终端用氢平均价格降至每千克25元以下，部分优势地区力争降至每千克15元左右，全国燃料电池汽车保有量较2025年翻一番、力争达到10万辆。单个城市群试点期4年，奖励上限不超过16亿元，中央财政按"先预拨、后清算"方式拨付，依年度绩效评价核算奖励积分。首轮示范以车辆推广数量为主要考核依据，本轮改为按用氢规模与终端产品应用情况分档奖励，着力点由此移到用氢环节。

2026年8月15日，三部门印发《关于同意京津冀等5个城市群开展氢能综合应用试点工作的通知》（工信部联节函〔2026〕266号），原则同意京津冀、大湾区、东北（含蒙东）—长三角、新疆—成渝地区双城经济圈、黄河几字弯—中原五个城市群开展试点。文件同时提出防止小而全、一哄而上与低水平重复建设，这类表述在此前的氢能政策中并不多见，说明管理部门对前期的产能扩张节奏已有判断。

图1　我国氢能产业政策与制度体系的演进脉络（2022—2026年）

二、我国氢能供给能力的形成与产能结构失衡

2.1 我国制氢规模进入基地化阶段

政策框架确定之后，供给端的扩张速度超出了多数早期规划。国家能源局《中国氢能发展报告（2026）》显示，2025年我国氢气产量超过3900万吨，全球氢气生产消费规模约1.09亿吨、同比增长约3%。产量结构上，煤制氢、天然气制氢与工业副产氢仍占主体，电解水制氢占比虽然提升较快，绝对规模仍然有限。

规模增长主要来自可再生氢。2025年我国可再生能源制氢建成投运产能突破25万吨/年，较上年翻番，占全球同类产能的半数以上；截至2026年6月，建成与在建产能合计超过140万吨/年，其中建成投运超过27万吨、在建超过113万吨。这些产能高度集中，东北、华北、西北三个区域占已投运产能的98%以上，绿氢由此从零散试点转入基地化开发阶段。同期绿氨、绿甲醇建成产能分别达到70万吨和38万吨，绿氢在产地转化为便于运输的化工产品后进入下游市场。

以上数据反映出，我国绿氢的供给能力已经形成，但产能集中在地广人稀的西北和华北北部，与主要用氢市场相距较远。这一空间格局是后面讨论储运问题的前提。

2.2 我国电解槽装备制造的全球份额

上述制氢产能依托的是国内电解槽制造能力的支撑。世界银行的数据显示，截至2025年中，全球电解槽年制造能力达到61吉瓦、另有约16吉瓦在建。中国拥有约36.7吉瓦碱性电解槽制造能力，全球12座规模最大的碱性电解槽制造基地中有11座位于境内。欧洲在质子交换膜路线上保持领先，制造能力约7.1吉瓦，美国在固体氧化物路线上拥有约2.5吉瓦。

装机与价格的变化同制造能力的扩张相互对应。2025年全球已投运水电解装机容量超过4吉瓦，中国贡献接近四分之三的新增装机，国际能源署确认当年全球电解槽装机实现翻倍，装备价格同期明显下行。初始投资强度是影响风光制氢项目内部收益率最敏感的变量，装备降价的传导因此比多数环节更直接，这也是国内项目投资强度能够低于欧洲同业的主要原因。

图2　我国氢能产业全链条关键指标（2025年—2026年6月）

2.3 我国电解槽产能利用率与价格竞争

究其原因，我们认为产能与需求不匹配是目前的主要症结所在。行业机构测算，国内电解槽产能利用率不足四成，订单集中于少数头部企业，中小厂商产能长期闲置，部分项目的中标价格已接近成本线。制造端的扩张速度超过了项目建设速度，短期内难以靠需求增长自行消化。

企业层面的经营数据可以印证这一判断。一家燃料电池系统上市企业2026年半年报显示，公司上半年营业收入不足1亿元，净亏损超过1亿元，未分配利润累计为负17亿元以上，因资金压力主动收缩市场；另一家电力装备央企同期公告电解水制氢设备获得规模化应用订单。两家企业的处境差异说明，装备环节的订单依托工程投资，回款相对确定；系统集成环节的收入依赖终端车辆销售，受政策节奏影响更大。产能利用率不足四成的压力，主要表现为装备环节的价格战，而不是全行业的普遍亏损。

三、我国氢能应用结构的工业偏向与交通场景回落

3.1 我国工业领域仍是绿氢替代的主要场景

与供给端的扩张速度相比，我国氢能消费结构的变化要缓慢得多。合成氨、甲醇、炼化三个环节占氢能消费总量的九成以上，这些环节用氢需求连续稳定，对氢价的敏感度低于交通领域。绿氢替代由此分出两条路径，一条是替代煤制氢或天然气制氢作为生产原料，另一条是合成绿色氨醇进入化工与航运燃料市场。

根据公开资料显示，目前工业场景的项目已经进入实际运行阶段。某能源央企在宁夏宁东的制氢厂于2026年9月实现满负荷运行，该厂投运初期受下游需求不足制约长期处于30%负荷运行，实现满负荷后全场产能提升约70%、能耗降低约16%。这个项目前后状态的变化说明，绿氢产能能否转化为收入，取决于下游是否有稳定的用氢需求。

工业领域之所以成为绿氢替代的主阵地，主要是因为化工、炼化的用氢需求连续稳定，能够支撑长周期合同；交通场景的需求随政策调整而波动，难以支撑长期承购。我们认为，在工业用氢的碳成本制约尚未全面建立的阶段，绿氢替代的推进速度主要取决于下游承购能力，而不是制氢成本的差别。

3.2 我国燃料电池汽车推广规模与节奏变化

截至2025年底，我国燃料电池汽车按国家能源局口径累计推广超过3万辆，当年推广近8000辆，车型结构以中重型商用车为主。节奏上的变化比规模更明显，2026年上半年新增上牌量出现明显回落，行业机构统计的同比降幅超过五成。回落的主因是首轮示范城市群政策在2025年底收官、第二轮政策到2026年3月才启动，中间形成政策衔接的空白期，2025年第四季度的集中冲量也提前透支了部分需求。

燃料电池汽车的需求在较大程度上由政策节奏决定，而不是由运营经济性决定。在局部地区低氢价与通行费减免的条件下，部分氢能重卡的运营成本可以低于燃油车，但这些条件随地区政策调整而变化，经济性优势并不稳固。氢基燃料船舶累计投运超过10艘、氢动力无人机发布或试飞超过30款，这类场景的规模尚不足以改变消费结构。

把两年数据放在一起看，燃料电池汽车的增长与政策周期高度同步，尚未形成独立于补贴的市场需求。这一特征决定了交通场景在短期内难以成为绿氢消纳的主要渠道，工业替代的重要性因此进一步上升。

四、我国氢能储运环节的成本制约与通道建设

图3　我国氢能产业链各环节的运行特征与关键约束

4.1 我国氢能运输成本决定项目布局范围

从用氢需求与产能分布的空间关系看，储运环节的影响非常直接。氢的体积能量密度约8兆焦/升，汽油约32兆焦/升，同等能量所需的运输体积是汽油的四倍。中国氢能联盟的测算显示，储运环节成本占终端用氢成本的30%至40%；采用20兆帕长管拖车运输时，运距超过200公里后运输成本占氢气总成本的比例升至五成以上，每公斤氢气运费约8元至12元。

不同运输方式的效率差距很大，可选择的余地并不宽。20兆帕长管拖车单车实际运氢量约300公斤至400公斤，适用于短途配送。液氢槽车的单车运量高于气态拖车，但氢气液化需降至零下253摄氏度，液化环节消耗的能量约占氢气所含能量的30%。管道输送的单位成本显著低于车辆运输，代价是初始投资规模大、建设周期长。储存环节同期也有进展，52兆帕Ⅳ型储氢瓶研制成功，70兆帕大容积瓶进入整车装载验证，不过储存压力提升对长距离输送的成本结构改善有限。

运距制约直接决定绿氢的消纳方式。就地替代周边工业用氢、转化为氨或甲醇后进入现有化工品物流体系、通过管道输送至负荷中心，是目前的三条主要路径，前两条不依赖氢的长距离运输，第三条取决于管道建设进度。

4.2 我国跨区域输氢通道建设与供需空间错配

绿氢产能与用氢负荷在空间上的分离，是跨区域配置面临的现实难题。从目前数据看，我国已投运的可再生能源制氢产能98%以上集中于东北、华北、西北，化工、钢铁、交通等主要用氢场景则集中在东部沿海与中部地区。提高制氢效率无法解决这一错配，只能依靠通道建设。

但是，我国输氢管道建设目前还处于起步阶段。截至2026年6月，全国建成投运纯氢管道长度超过350公里，与产能规模相比明显不足。国家能源局在2026年6月提出推进油气与氢基能源管输体系协同发展，氢气管道由此纳入能源基础设施的规划框架，这一安排关系到管道投资的资金来源与建设主体。

管道的作用不只是降低运输费用。在长管拖车运输方式下，运输成本随距离快速上升，项目的可行运距被压缩在制氢点周边有限范围；管道贯通后，西部绿氢才能进入东部市场，跨区域供需错配才有缓解的可能。对拟建项目而言，周边是否有可接入的管道或在建管道，其重要性并不低于制氢成本的细微差异。

五、我国氢能绿色属性的制度供给与价值兑现条件

5.1 我国清洁低碳氢分级与总量平衡核算方法

管道打通了氢的物理流动，但氢能否卖出绿色溢价，取决于它的属性如何认定。2025年12月，国家能源局批准发布《清洁低碳氢评价标准》（DL/T 3015—2025），这是我国首个针对氢能低碳属性评价的行业标准。该标准按照生命周期评价方法，对以能源为主要使用目的的氢气产品规定了低碳氢、清洁氢和可再生氢的评价方法与要求，评价以碳足迹为核心，改变了此前主要依据生产工艺作定性分类的做法。

属性在产业链上传递时采用总量平衡的核算规则，这一规则对项目运营形成四条制约。同一场址的多个法人主体分别建账，不得合并计算；平衡周期按月或按季度核算，最长不超过连续3个月且不得留有空档；期末属性余额不得超过对应产品组的实物库存；信用账户不得出现赤字，出现负余额时须立即冻结受影响的环境声明。评价标准回答的是"算什么等级"，总量平衡回答的是"属性如何在批次之间分配"，两者共同构成绿色属性的核算基础。

5.2 我国氢能项目环境权益的互斥关系

绿色属性制度对项目收益测算的影响，集中在环境权益的归属上。2025年12月，生态环境部办公厅、国家能源局综合司联合发布《温室气体自愿减排项目方法学可再生能源电解水制氢》（CCER—01—004—V01），这是我国氢能领域首个温室气体自愿减排项目方法学。方法学规定的适用条件包括，项目消耗的可再生能源电力须源自项目自有的可再生能源电厂，项目自有的可再生能源电厂与终端氢制品不得参与其他温室气体自愿减排交易机制，使用购买绿证实现可再生能源电力制取的氢气不能申请减排量；方法学仅适用于新建项目，现有装置的改造不在覆盖范围内。

这些条件围绕同一个原则，即环境权益不能重复获利。绿证收益、自愿减排量收益与绿色氢溢价往往对应同一份环境属性，重复计入会构成收益测算的实质性错误。属性传递还存在一层边界，产品评价标准只能证明生产边界内这批氢的属性，氢气进入储罐、管网或转化为氨醇之后，属性能否延续要依靠监管链记录证明。项目收入端因此出现三项前提条件，即监管链记录、与下游承购方约定的属性归属条款和第三方认证的时间安排，缺一项则绿色溢价收入无法兑现。

六、我国氢能在全球产业格局中的份额结构与需求制约

6.1 全球低排放氢项目管线的收缩

国内的制度框架逐步成型的同时，国际市场正在经历一轮预期修正。国际能源署《Global Hydrogen Review 2026》的数据显示，面向2030年的低排放氢项目管线规模约2700万吨/年，其中具备较强投产潜力的约600万吨/年，较上一年度评估的1000万吨下调约四成。

制约项目推进的因素已经不是技术或成本。开发商在缺乏长期承购安排的情况下无法获得融资，项目因而停留在宣布阶段，国际能源署据此把政策建议的重心由生产端补贴转向需求端强制。2025年全球低排放氢产量接近100万吨，占氢气总产量的比重首次超过1%，与各国设定的2030年目标仍存在显著差距。这一落差说明，氢能产业的全球性瓶颈在需求端而非供给端，国内的情况与此基本一致。

图4　我国在全球氢能产业格局中的份额结构（2025—2026年）

6.2 我国电解槽产能份额与投资份额的错位

按国际能源署的统计，我国占全球已作出最终投资决定或在建电解槽产能的六成以上，却只占2026年预期投资额的约四分之一。欧洲的产能份额不足两成，投资份额约45%。两组数字的反向分布说明，我国每单位产能所需的资本投入显著低于欧洲，装备制造、工程设计与建设成本的系统性差异是主要成因。

我国是当前唯一以规模化部署持续压低装备成本水平的区域，国际能源署判断我国有望在2030年前实现可再生氢与传统制氢的成本持平。另一方面，投资强度偏低也带来问题，项目在长周期运营、耐久性验证与服务体系上的投入相对有限。我们认为，当前的规模优势主要集中在制造与建设环节，尚未延伸到运营收益和终端消纳。

6.3 我国氢能需求侧面临的碳价条件

需求不足是全球氢能产业的共同难题，我国的表现形式是需求结构单一。国内低排放氢项目以工业消纳为主，可行性取决于化工与钢铁行业的绿氢替代进度，这一进度又受制于碳价水平。全国碳市场的覆盖范围在2025年首次扩大，钢铁、水泥、铝冶炼与发电行业一并纳入，2026年四个行业覆盖的重点排放单位约3500家、二氧化碳排放量约80亿吨，占全国总量的60%以上，石化、化工行业的纳入准备工作已经启动。钢铁进入碳市场后，氢冶金开始受到碳成本制约；合成氨、甲醇等化工用氢尚未覆盖，这些领域的绿氢替代仍缺少碳成本的对冲机制。

碳价水平决定了这一机制的实际力度。2026年1月至8月，全国碳市场平均碳价83.86元每吨，收盘价在每吨72.5元至99.69元区间波动。据氢能领域首个自愿减排方法学的牵头编制单位介绍，可再生能源电解水制氢的成本通常是化石能源制氢的2倍至3倍，已形成产能的项目多数尚未实现盈利。碳价所能覆盖的成本差距有限，绿氢的经济性仍需依靠装备降本、电价下行与绿色溢价共同支撑。

七、我国氢能产业阶段判断与未来趋势预测

7.1 我国氢能产业重心从建设期转向运营期

"十五五"期间，评价氢能项目的标准会发生变化。2021年至2025年，产业资金主要投向产能建设，评价标准是装机规模与产线数量；2026年以后，标准转向项目的实际运行负荷、产销率与单位成本。前述宁夏制氢厂从30%负荷运行到满产满销用时约两年，这一周期可以作为同类项目的参照，也意味着产能建成到收益实现之间存在时滞。

7.2 我国氢能竞争焦点从装备制造转向消纳能力

电解槽产能利用率不足四成的现实说明，制造能力已不是产业瓶颈，能否锁定下游承购方才是。部分企业的项目布局以长期承购订单为前提，这种安排与制造业依靠产能扩张抢占份额的做法有本质区别。我们认为，未来两年行业分化的走向，很可能由承购能力而非产能规模决定。

7.3 我国氢能政策着力点从供给补贴转向需求创造

首轮示范以车辆购置补贴为主，本轮试点以用氢规模和终端应用挂钩奖励，资金使用方向的调整反映了管理部门对前期政策效果的评估结果。政策工具的效力最终取决于能否形成可持续的商业模式，补贴强度本身的作用有限。

7.4 我国氢能产业发展的三项观察指标

绿氢的制氢成本是第一项观测指标。据氢能领域首个自愿减排方法学的牵头编制单位介绍，我国可再生能源电解水制氢的成本通常是化石能源制氢的2倍至3倍，与59号文提出的2030年终端用氢每千克25元以下的目标相比仍有明显差距。这一差距能否通过装备降本、电价下行和碳价上移逐步收窄，是判断平价进程的基本依据。

第二项指标是长周期承购协议的形成规模。具有约束力的承购协议是全球氢能项目的共同短板，国内项目的承购安排同样处于起步阶段。承购协议的规模与期限比产能规划数字更能反映实际进展，因为承购协议代表下游企业愿意锁定长期供给，而产能规划只代表投资意愿。

第三项是跨区域通道能力的形成进度。全国建成投运的纯氢管道目前只有350余公里，与140万吨/年的建成在建产能明显不匹配。管道何时贯通、在哪些区域贯通，直接决定西北绿氢能否进入东部市场。

7.5 我国氢能产业需要防范的三类倾向

第一类是脱离资源条件与消纳能力的产能布局。政策文件已明确要求防止小而全、一哄而上与低水平重复建设，可行性研究应当以用氢负荷的稳定性为起点，而不是以资源禀赋为起点。

第二类是收益测算中对环境权益的重复计入。把绿证、碳减排量与产品溢价并列计入的方法已经不符合现行规则，环境权益只能择一计入，收益结构需要重新核算。

第三类是以装备产能规模替代产业竞争力评价。装备制造能力全球领先的事实，与产业整体盈利能力偏弱的事实同时存在。判断一个区域氢能产业的发展水平，应当同时观察制氢成本、消纳规模、通道能力与企业经营质量。

资料来源：国家能源局《中国氢能发展报告（2026）》；《新型能源体系建设"十五五"规划》；工业和信息化部等部门氢能综合应用试点通知及五个城市群批复文件；《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》；《中华人民共和国能源法》；《清洁低碳氢评价标准》（DL/T 3015—2025）；《温室气体自愿减排项目方法学可再生能源电解水制氢》（CCER—01—004—V01）；国际能源署《Global Hydrogen Review 2026》；世界银行电解槽制造能力统计；中国氢能联盟运输成本测算；全国碳市场运行数据引自生态环境部环境规划院统计。

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