我國氫能發展進展如何？

制儲運用體系初步建立，產業鏈發展亟需協同。

1.“十四五”氫能產業重在示范，旨在初步建立產業體系

一個產業從無到有、從小到大，是技術、資本、需求、供給以及其他各種因素的綜合結果。氫能產業在發展初期，在制儲運用各環節都面臨挑戰。為推動氫能在經濟價值驅動下實現自然擴張，需要大規模應用促進學習曲線和規模效益的發生，但一方面這與上游制氫、中游儲運共同決定的終端用氫成本有關，另一方面亦需合理考慮下游需求側可承受的成本。因此，基于產業客觀發展情況，我國在頂層設計和產業規劃方面都體現出高度理性和對產業發展規律的尊重，尤其是對于“十四五”，從政策表述來看，我國更多將這段時間定位于初期示范階段，在產業規劃層面重布局、重引導、重協同。

下面回顧我國“十四五”初期的氫能重點政策及規劃，由此重溫當初的產業發展預期。從政策體系來看，從頂層設計到具體產業規劃，我國氫能發展體制機制不斷完善：

《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》《2030年前碳達峰行動方案》等“雙碳”頂層設計文件拉開了氫能發展的帷幕，多次提及氫能及其對實現“雙碳”目標的重要性，較早地提出“統籌推進氫能‘制儲輸用’全鏈條發展”、“加強關鍵技術的研發、示范和規模化應用”。《“十四五”規劃和2035年遠景目標綱要》將氫能列為未來產業，提出組織實施產業孵化與加速計劃。

各部委進一步醞釀具體落地路徑。例如：科技部在國家重點研發計劃中支持PEM關鍵材料制備、可再生能源制氫/制氨等 17 個科技示范工程項目，支持打造氫能高速/港口/園區試點工程；在國家發改委、工信部等支持下，2021 年北京、上海、廣東、河南、河北獲批燃料電池示范城市群，形成“3+2”示范格局。

2022 年 3 月國家發改委、能源部發布我國首個氫能發展規劃——《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035 年）》，進一步明確氫能定位、發展目標、應用方向。定位方面，正式將氫能定位為能源和能源體系的重要組成部分。目標方面，2025年燃料電池汽車保有量達到 5 萬輛、可再生能源制氫規模在10-20 萬噸/年，在應用端和制氫端給出了可量化的目標。應用方向上，將交通、儲能、分布式能源、工業作為創新示范應用的四大主要領域。

2023 年，國家標準委、國家發改委等聯合發布《氫能產業標準體系建設指南（2023版）》，系統構建氫能“制儲輸用”標準體系。

除了上述政策外，地方層面，30 多個省市將氫能納入“十四五”發展規劃，北京、河北、四川、內蒙古等省份出臺詳細的實施方案。

落實到具體路徑來看，制儲運用各個環節都有較為清晰的發展方向。其中，

制氫端：以可再生能源制氫、工業副產氫利用為主，技術層面則主要推進電解槽、燃料電池電堆等系統降本。

儲運端：由于我國存在制氫側與用氫側空間錯配特征，為了降低儲運成本，主要發展方向為建設區域性輸氫管道網絡、加氫站網絡等，降低長距離運輸成本；研發高壓氣態、液態、固態儲氫技術，重點突破 70MPa 高壓儲氫瓶、液氫儲運等關鍵技術。

用氫端：可分為交通利用和固定式利用兩大方向發展。其中1)交通利用主要指氫燃料電池汽車（例如電動重卡）的示范推廣，以及氨燃料、氫燃料在船舶領域的裝備研發與示范應用。2）固定式利用則包括氫冶金、氫化工（合成氨、合成醇、石油煉化）、分布式能源、天然氣摻氫、長時儲能等領域。就彼時的產業展望來看，“十四五”初期市場預期主要聚焦于基礎設施建設、產業鏈降本、示范應用規模的擴張。尤其是：1）在示范城市群的支撐下，市場預期氫燃料電池汽車有望得到進一步推廣，同時推進加氫站建設；2）以新疆庫車、寧夏寧東等地大型可再生能源制氫項目為代表，市場預期綠電制氫項目規模快速擴張；3）電解槽及燃料電池技術降本，帶動下游應用市場逐漸起量。

2.制氫端：綠氫項目逐步落地，上游電解槽競爭加劇

制氫技術主要有 3 種成熟的路線：1）化石能源重整制氫，以煤制氫和天然氣制氫為代表；2）工業副產氣制氫，以煤干餾、烴類熱裂解和氯堿尾氣副產氫等為代表；3）電解水制氫。根據制氫過程中碳排放量的不同，制取的氫氣可以分為灰氫、藍氫和綠氫。其中灰氫是由化石燃料制得的，也可作為工業活動的副產物被生產出來，制氫的過程中會產生大量的CO2、NOx 等氣體，對環境造成嚴重污染。藍氫是在灰氫生產過程中增加了碳捕獲技術，從而降低了碳排放。而綠氫則是通過風電、光電等可再生能源電解水的方式來制取氫氣，工藝簡單、綠色清潔，并且產生的氫氣純度很高。 化石能源制氫仍占氫氣供應主導地位。根據《中國氫能發展報告（2025）》，截至2024年底，全國氫氣產能超 5000 萬噸/年，同比增長約 1.6%；2024 年全年氫氣產量超3650萬噸，同比增長約 3.5%。煤制氫產能約 2800 萬噸/年，同比增長約0.7%；產量約2070萬噸，同比增長約 6.7%，新增產量主要應用于煤制油氣；天然氣制氫產能約1080 萬噸/年，與上年基本持平；產量約 760 萬噸，同比下降約 4.4%。工業副產氫產能約1070 萬噸/年，同比增長約5.3%；產量約 770 萬噸，同比增長約 4.0%。電解水制氫產能約50 萬噸/年，同比增長約9.7%；產量約 32 萬噸，同比增長約 3.6%。

（一）“十四五”以來，我國綠氫項目建設持續推進，能源化工企業是綠氫項目引領者

電耗成本占綠氫成本的比例超過 70%，電解水制氫成本主要受電價約束。以當前主流堿性電解槽為例，根據《中國可再生能源工程造價管理報告 2024 年度》，2024年均招標價格已下降至 1200 元/kW 左右；若電價為 0.3 元/kWh，在 5000h 年利用小時數、單位電耗4.9kWh/Nm 3情況下，我們測算綠氫成本可下降至 22 元/kg 左右，其中電耗成本占比達到75.4%，可見電價是影響綠氫成本的重要因素。

當前，隨著風光組件價格的下降，以及部分地區綠電裝機過快+外送通道有限+本地用電需求增長的不確定性，綠電消納矛盾下，新疆、甘肅等地交易電價已下降至0.2元/kWh左右。若以煤價平均 788 元/噸計算，則煤制氫的總成本在 12.6 元/kg 左右。若以2.5元/m3的天然氣價格計算，則天然氣制氫成本約為 16.61 元/kg。電解水制氫方面，以當前主流的堿性電解槽為例，在工業電價0.4元/kWh的情況下，按照每年5000h利用小時數、單位電耗4.9kWh/Nm3、電解槽成本 1200 元/kW 計算，電解水制氫成本在 28 元/kg 左右；若電價下降至0.15元/kWh，相同假設下綠氫成本可下降至 15 元/kg 左右，逐漸靠近平價區間。因此，我國綠氫項目更多分布在可再生能源豐富、度電成本較低的區域。例如，內蒙古是我國綠氫項目的主要區域之一，其風電度電開發成本約 0.15-0.20 元/千瓦時，且區內化工、冶金等氫氣需求旺盛，具備綠氫產業大規模發展的資源與消納場景基礎。典型項目如烏蘭察布 10 萬噸/年風光制氫一體化項目、中天合創風光融合綠氫化工示范項目等，均為百億規模的綠氫項目。截至 2025 年初，內蒙古已批復 39 個風光制氫一體化項目，已建成綠氫產能3萬噸，位居全國第一。此外，《內蒙古自治區綠氫產業先行區行動方案》和《內蒙古自治區綠氫管道建設發展規劃》明確提出，到 2027 年力爭綠氫產能達到100 萬噸/年。此外，除內蒙古外，新疆、寧夏、遼寧、吉林等地綠氫產業發展同樣較快。雙碳背景下，傳統能源企業謀求綠色轉型，新能源企業則可通過制氫項目助力風光資源消納。對于化工企業，其本身具有規模化的氫氣需求、在就地消納方面具備優勢；而對于電力企業而言，則可從用電層面控制制氫成本。“十四五”以來，隨著各地氫能支持政策的出臺，全國簽約及備案的綠氫項目數量快速增長，從規劃/在建/投產的項目來看，中國石化、中國石油、中國能建、國能集團、中國華電、中國電建、中廣核、大唐集團等是主要投資方。項目進展來看，數個萬噸級綠氫項目逐步投產。例如：1）以我國首個萬噸級光伏制氫項目——中國石化新疆庫車綠氫示范項目為例，該項目于 2021 年開工、并于2023年6月成功貫通綠氫生產、輸送、利用全流程，成為全球規模最大的光伏制綠氫項目，綠氫產能達每年2 萬噸，并可就近供給中國石化煉化公司，替代煉油過程中使用的灰氫。2）內蒙古萬噸級綠電制氫項目——鄂爾多斯市納日松光伏制氫示范項目年產綠氫1 萬噸，于2024年8月調試完成并投料試車。

（二）綠氫項目上馬速度不及電解槽出貨量增速，產能短期過剩、產業鏈發展亟待協同

盡管綠氫項目逐步落地，但就節奏而言，“十四五”期間實際落地項目數小于規劃數。根據金聯創氫能數據，截至 2025 年 4 月下旬，我國綠氫項目累計690 個（不包含終止項目），其中規劃項目 497 個，在建項目 125 個，運營項目達 63 個，停運項目2 個，試運營項目3個。我們認為主因受限于制氫、儲運等各環節仍不具備經濟優勢，消納渠道尚未完全打開，導致出現已建成項目產能利用率較低、經濟性不佳的局面，進而影響存量規劃項目開工節奏。

超前規劃產能激化行業競爭，電解槽降價趨勢明顯，產業鏈發展亟待協同。可再生能源制氫項目驅動下，電解槽招標進入 GW 時代：根據香橙會研究院數據，2024 年國內電解槽公開招標規模約 2.37GW，較 2023 年 1.7GW 提升約 39.7%。2024 年全年累計中標規模達到約 1503MW，同比增長約 42%。中標項目中，超過 50MW 電解槽需求的大型風光項目訂單有 6 個，累計電解槽需求規模就達到 1035MW，占總需求規模的約70%。從技術路線來看，堿性電解槽 2024 全年招標需求 2239.4MW，占比超過 98.6%。但從產能來看，目前堿性電解槽生產商已經具備數十 GW級別的名義產能。競爭格局方面，根據香橙會研究院數據，2024 年行業 CR5 達到 55%，市場集中度較高的同時，新進入者成長迅速，中標規模前十中有新面孔出現（如中純氫能、通遼國氫）。在主流的堿性電解槽技術已經較為成熟、但潛在需求兌現率較低的情況下，中標價格下降較為顯著。隨著制氫設備產能的擴張，中國電解槽裝備產能 47.7GW/年，占全球產能80%以上，不過2024年我國電解槽出貨量僅約 3.1GW(其中 940MW 為出口量)。供需偏差之下，電解槽價格下降明顯：根據香橙會研究院數據，折算為 1000Nm³/h 的堿性電解槽中標均價從2021 年1000萬元跌至 2024 年的 650 萬元附近。產業鏈上下游發展亟待協同。

長遠來看，電解設備企業的競爭，或將由技術參數向品牌背書、股東背景、資本規模等維度擴散。一方面，對于綠氫項目，運營成本（OPEX）占比遠高于初始投資成本（CAPEX），電解槽運行穩定對制氫成本影響較大，在電解能耗、壽命等基礎技術參數差別不大的情況下，具有較強品牌背書的設備廠商在質保、運維方面更易獲得業主信任；另一方面，綠氫項目主要由可再生能源運營商或石化企業投資建設，從訂單獲取角度，具有相關股東背景的電解槽企業更具優勢；此外，在電解槽頭部企業大力擴產、設備降價的趨勢下，頭部企業可憑借資本優勢、規模優勢以較低的利潤率搶占市場份額，而規模較小的企業或將在此階段面臨出清。

3.輸運：空間錯配抬高終端用氫成本，輸氫管道規模有待擴大

綠氫產能遠離氫氣負荷中心，相較于傳統化石能源和工業副產氫產能，綠氫產能面臨更嚴峻的遠距離輸運問題。需求側而言，我國氫氣負荷中心主要位于東部和東南沿海。供給側來看，由于綠氫對電價十分敏感，因此綠氫產能主要聚集在可再生能源資源豐富的西北、華北地區；而對于傳統化石能源制氫、工業副產氫而言，其產能相對更加靠近負荷中心。其中，煤炭制氫主要集中于寧夏寧東能源基地、內蒙古鄂爾多斯等煤炭產區，天然氣、煉油重整制氫則多分布于沿海地區，如青島、寧波等大型石化煉化基地，工業副產氫則分布在山東、寧夏、江蘇、浙江、上海等地。 對比氫能生產側和用氫側價格可知，當前中間輸運成本仍較高。根據《中國氫能發展報告（2025）》，2024 年全國平均生產側、消費側氫能價格分別降至30 元/千克以下和52元/千克以下；2024 年 12 月，全國氫能生產側價格降至 28.0 元/千克，相較上年同期下降幅度約 15.6%，消費側價格降至 48.6 元/千克，相較上年同期下降幅度約13.7%。盡管創下氫能生產側、消費側均價統計最低點，但對比生產側和用氫側可知，中間輸運及加注等成本合計占比仍在 40%左右。

（一）輸氫管道建設不足，難以承載大規模氫儲運任務

主流的氫氣輸送方案包括長管拖車、液氫槽車和管道運輸，分運輸類型看：1）長管拖車是目前國內最常用的氫氣運輸方式，存在200km經濟運輸半徑。根據《氫能源儲運成本優化研究》（鄒鵬等）、《氫能開發利用經濟性研究綜述》（徐東等），由于氣態儲氫密度低，單輛長管拖車運輸量在 300kg 左右，導致單位儲運成本較高。在100km以內的短距離下，20MPa 長管車氫氣綜合儲運成本約 8~13 元/kg·百公里。高壓氣態運輸總能耗主要為壓縮能耗與運輸能耗，隨著運輸距離的增長，成本增長迅速。因此，長管拖車僅適用于城市內短距離運輸，不能滿足大面積區域輸氫需求。我們認為短期內氫氣輸運仍以長管拖車為主、且具有 200km 經濟運輸半徑。 2）液氫槽車是輸氫的主流發展方向，但尚不具備大規模應用基礎。根據《氫能源儲運成本優化研究》（鄒鵬等），一臺容量為 65m 3的液氫槽車可以凈運輸4 噸的氫氣，約為長管拖車的 15 倍，具有更高的運輸效率。液態運輸總能耗主要為液化能耗、壓縮能耗與運輸能耗。從制儲運綜合成本來看，液氫成本對運輸距離的敏感度較低，根據《氫能利用——液氫的制、儲、運技術現狀及分析》（張振揚等）測算，205km 以上液氫較高壓運輸具有明顯優勢，因此液氫十分適合大規模、長距離運輸。然而，由于液氫技術門檻較高，國產化程度低，液氫輸運在我國尚未實現大規模應用。

3）管道輸氫成本最低，但目前我國輸氫管道規模較小。在2025 年第十五屆中國國際清潔能源博覽會上，中國工程院院士干勇指出，當前液氫槽車運輸成本高達8-10元/公斤，而管道運輸可將成本降至 0.3 元/公斤·百公里。由于初始投資大、并且氫能仍處于起步階段，企業缺乏大規模建設氫氣管道的動力，因此建設較為滯后。全球來看，全球范圍的輸氫管道總里程已超過 6000 公里，其中美國投入運營的輸氫管道已達2600 公里。而我國已有輸氫管道規模較小，總里程約 400 公里，在運管道僅有百公里左右。因此，在長距離輸運降本困難較大的情況下，短期內綠氫產能或將面臨比傳統氫氣產能更加嚴峻的遠距離運輸問題，即使制氫端成本取得平價，但輸運成本仍將大幅限制綠氫對氫氣市場的滲透速度。為解決輸運成本導致的用氫價格較高問題，第一，可以因地制宜擴大氫供給，在風資源豐富地區推動氫電耦合、氫化工等一體化項目落地；第二，以綠氨/綠色甲醇作為綠氫儲存介質解決綠氫儲運難題；第三，打造區域型供氫-用氫體系，即：通過整合現有資源優勢，探索綠氫區域協作，各地可以通過自主生產和區域合作的方式，逐步構建一個有安全保障的綠氫供應和消納體系。

（二）加氫站建設低于規劃，短期仍需政策支持

根據高工氫電產業研究所（GGII），截至 2024 年 12 月底，國內累計建成加氫站497座。增量來看，2023 年國內新建加氫站是 92 座，2024 年國內新建成加氫站60 座，2024年新建設數量同比有所下降。較“十四五”初期各地規劃數量來看，目前仍有差距。從建設類型來看，由于油氫合建站的以“油”養氫模式可以緩解加氫站運營壓力、一體站則可以緩解氫源供應問題、降低儲運成本，因此合建站/一體站成為加氫站建設主流，2024年合建站/一體站占新建加氫站比例達到 75%。加注量方面，由于氫燃料汽車應用主要為重卡、公交車等商用車為主，因此加氫站具有朝著大噸位加注量發展的趨勢，1000kg/d加氫站或成為建設主流。

政策支持加氫站建設，期待加氫站規模進一步擴大。2024 年10 月，湖北印發《湖北省加快發展氫能產業行動方案（2024-2027 年）》，提出力爭到2027 年，建成100座加氫站。2025 年 1 月，廣州市發布《關于公布廣州市氫能基礎設施建設項目推介清單的通知》，根據清單，廣州現有加氫站共 13 座，規劃新建加氫站 40 座，現狀改/擴建加氫站48座；此外廣州提出鼓勵對加氫站建設給予補貼，省、市、區各級財政補貼合計不超過500 萬元/站，且不超過加氫站固定資產投資 50%。

4.用氫端：城市群引領燃料電池車推廣，工業領域滲透率待提升

（一）五大示范城市群引領燃料電池汽車示范應用，推廣較目標仍存在差距

早在 2019 年時，國內各地氫燃料電池汽車規劃推廣數量就超過10 萬輛，彼時日本豐田生產的 MIRAI 氫燃料電池汽車在全球全年銷量首次突破 1 萬輛，我國當年度燃料電池汽車產銷量也分別完成 2833 輛和 2737 輛，同比分別增長 85.5%和79.2%；同時我國多家企業推出了燃料電池重卡樣車。長三角地區、珠三角地區、京津冀地區均積極打造氫能產業鏈、培育下游燃料電池車應用場景。 而到了 2020 年時，全國 30 多個地方政府發布氫能相關規劃，其中涉及到的加氫站數量及燃料電池車分別超過 1000 座和 25 萬輛，較 2019 年進一步提升。例如北京市《氫燃料電池汽車產業發展規劃（2020-2025 年）》提出到 2025 年推廣1 萬輛氫燃料電池汽車的目標。同年，國家級政策層面，2020 年 9 月財政部、工信部、科技部、國家發改委、國家能源局等聯合發布《關于開展燃料電池汽車示范應用的通知》，發文開展燃料電池汽車示范應用工作，聚焦商用車和綠氫兩大場景，采取“以獎代補”方式，對開展燃料電池汽車關鍵技術產業化和示范應用的城市群給予獎勵。

2022 年初燃料電池車“3+2”示范城市群形成，截至 2025 年3 月完成度尚存在較大缺口。2021 年 8 月和次年 1 月，燃料電池汽車“3+2”示范城市群分別獲批，包括京津冀、上海、廣東、河南、河北五大城市群、合計 47 座城市納入其中。規模來看，各城市群目標量分別為：京津冀城市群 5300 輛、上海城市群 5000 輛、廣東城市群10000 輛、河南城市群7710輛、河北城市群 5000 輛。完成效果來看，截至 2025 年 3 月，五大示范城市群累計推廣燃料電池汽車 15850 輛，占四年示范期推廣總目標的 48.8%。 在此背景下，2025 年五大燃料電池汽車示范城市群擴容新增呂梁、濮陽、濟源、大連、滄州、哈密 6 大城市，以及廣東佛山發布千輛氫能物流車招標、城市群之外的西部陸海新通道“氫走廊”跨區域氫能重卡干線投運，有望進一步刺激燃料電池汽車銷量。

（二）工業領域：化工、冶金、分布式發電等啟動示范應用

化工：根據《中國氫能產業發展報告 2024》，目前化工仍是最大的氫需求部門之一，綠氫在石化行業已進入初步示范階段。在傳統化工行業，氫被用于傳統煤化工（如合成氨、合成甲醇）、現代煤化工（煤制油、煤制氣、煤制烯烴、煤制乙二醇）、煉油等領域。綠氫如何支持現代煤化工實現脫碳？從碳排放來源看，除了煤炭燃燒帶來的碳排放以外，現代煤化工工藝中另外一大碳排來源為一氧化碳與水反應制氫過程中的二氧化碳排放，若采用綠電制氫對這部分氫進行替代，則可大幅減少總體碳排放。此外，在石油煉化領域，氫被用于裂解反應，采用綠氫對工藝中的灰氫進行替代可降低碳排放。值得注意的是，新疆、寧夏等區域既有優質的風光資源，亦具備化工產業基礎，因此成為了綠氫耦合化工行業發展的先行區域。例如，新疆庫車綠氫示范項目即為光伏發電所制氫氣通過管道被輸送到中國石化塔河煉化、替代現有天然氣制氫。 氫冶金：根據《中國氫能產業發展報告 2024》，國內氫冶金技術加快突破，氫冶金大型示范項目啟動。冶金過程中氫主要被用作還原劑，氫冶金中氫供給主要有兩種：焦爐煤氣提純氫和電解水制氫。其中，焦爐煤氣可作為近期氫源，當焦爐煤氣不能滿足氫冶金中用氫需求時，則需要電解水制氫滿足氫能供給。根據中鋼協，預計到2050 年鋼鐵行業的用氫需求將達到 980 萬噸/年，將成為綠氫最大的下游應用行業之一。從減排路徑來看，國內氫冶金技術路線主要分為高爐噴吹焦爐煤氣和氫氣氣基豎爐直接還原鐵兩種。其中氣基豎爐采用無焦直接還原鐵，可大幅降低煉鐵過程中的碳排放。2023 年，中國鋼研科技集團主研發和建設的純氫多穩態豎爐示范工程在臨沂市臨港區正式運行，我國純氫豎爐工程實現首次成功應用，該示范工程采用綠電制綠氫，使用 99.5%氫氣作為還原氣，鋼鐵產能為5 萬噸。

發電：首批氫能分布式發電項目啟動。氫能發電可以用來解決電網削峰填谷、可再生能源電力并網穩定性問題，有利于提高電網安全性和靈活性，并大幅度降低碳排放。根據國家能源局《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035 年)》，我國將依托通信基站、數據中心、鐵路通信站點、電網變電站等基礎設施工程建設，推動氫燃料電池在備用電源領域的市場應用；將在可再生能源基地，開展以燃料電池為基礎的發電調峰技術研發與示范，同時結合偏遠地區、海島等用電需求，開展燃料電池分布式發電示范應用。據研創科技公眾號不完全統計，2021 年以來，截至 2024 年底，我國至少已建成 7 個氫能分布式發電相關項目。