氢能作为一种清洁、高效的二次能源，正成为全球能源转型的关键赛道。2024年全球氢气产量接近1亿吨，其中低排放氢（绿氢+蓝氢）占比仍不足1%，产业面临“高预期、低落地”的结构性矛盾：化石能源制氢成本优势明显，绿氢替代的经济动力不足。

中国作为全球最大的氢能生产与消费国，2025年氢气产量超3700万吨，绿氢产能突破25万吨，电解槽制造能力跃居世界前列。在政策驱动下，氢交通、氢工业、氢储能等多元应用场景加速落地：燃料电池汽车年销量首次突破万辆，氢冶金、绿氨绿醇项目从万吨级迈向百万吨级，长距离输氢管道正式开建。技术成熟度快速提升，中国涉氢专利申请量跃居全球首位，但专利商业化转化仍有差距。投融资方面，全球清洁氢能承诺投资超1100亿美元，国内一级市场融资保持活跃，但企业普遍面临盈利困境，行业洗牌加速。展望未来，在IEA净零情景下，到2050年氢能将满足全球约10%的终端能源需求，成为工业脱碳、重型交通与长时储能不可替代的解决方案。

本报告从市场数据、技术路线、产业链格局、应用场景、专利与投融资等多维度，系统梳理2024-2025年氢能行业的发展现状与关键趋势，为从业者与研究者提供深度参考。

目  录

第一章 氢能行业核心数据一览

1.1 全球氢能市场：总量增长与低碳转型的背离

1.2 中国氢能市场：全球氢能产业的“压舱石”与结构性特征

1.3 项目管道：预期下调与“落地为王”的行业洗牌

1.4 氢价趋势：持续下行，政策红利向全国扩散

第二章 氢能行业供给侧深度分析

2.1 制氢技术路线演进与竞争格局

2.1.1 各制氢技术路线成熟度对比

2.1.2 制氢技术路线成本对比与降本路径

2.1.3 中国与国际制氢技术路线差异

2.2 电解槽产业链深度分析

2.2.1 2025年中国电解槽市场动态

2.2.2 电解槽出口趋势与海外市场竞争

2.3 绿氢成本解构与平价路径

2.3.1 绿氢成本构成分析

2.3.2 电解水制氢成本下降趋势

2.3.3 碳税对成本平价的影响量化分析

2.4 中国氢能区域供给格局与资源禀赋

2.4.1 中国主要绿氢基地布局

2.4.2 各区域可再生氢竞争力指数分析

2.4.3 “西氢东送”管道规划与进展

第三章 氢能行业需求侧场景深度分析

3.1 氢交通：政策驱动下的规模化突破

3.1.1 全球燃料电池汽车市场格局

3.1.2 中国燃料电池汽车销量突破与保有量增长

3.1.3 中国燃料电池示范城市群政策效应

3.1.4 燃料电池重卡TCO分析：向平价迈进

3.1.5 加氢站基础设施建设状况

3.2 氢工业：绿氢替代加速，从万吨级迈向百万吨级

3.2.1 全球工业用氢现状

3.2.2 氢冶金：从万吨级中试迈向产业化

3.2.3 绿氨、绿醇与炼化脱碳

3.2.4 政策推动与成本拐点

3.3 氢储能与氢发电：技术突破与商业化前景

3.3.1 全球氢/氨发电进展

3.3.2 中国纯氢燃气轮机与掺氢燃烧

3.3.3 经济性与规模化瓶颈

第四章 氢能行业技术成熟度与专利数据

4.1 氢能行业技术成熟度（TRL）变化

4.1.1 全球TRL提升趋势：历次报告之最

4.1.2 中国TRL提升典型案例

4.2 氢能行业专利数据

4.2.1 全球涉氢专利格局：中国跃居首位

4.2.2 氢能产业链各技术环节专利分布

4.2.3 近5年氢能行业专利增长趋势与技术方向

4.2.4 氢能行业专利商业化转化与国际竞争态势

第五章 氢能行业投融资数据分析

5.1 全球氢能行业投资趋势：清洁氢能迈过千亿美元里程碑

5.2 中国氢能行业一级市场：融资热度不减，早期项目主导

5.2.1 融资规模与分布

5.2.2 代表性融资案例

5.3 中国氢能行业二级市场：IPO浪潮涌动与盈利困境并存

5.3.1 多家氢能企业冲刺上市

5.3.2 中国氢能行业重点企业财务分化：高估值与高亏损并存

5.4 中国氢能行业资本结构特征：产业资本主导，国家队深度参与

5.4.1 投资主体多元化

5.4.2 行业洗牌加速

5.4.3 资金用途：从研发投入转向工程落地

第六章 氢能行业关键趋势与预测分析

6.1 2030年全球低排放氢产量情景：基准与乐观之间的多重可能

6.2 2030年电解槽装机预测：STEPS情景与项目管道之间的巨大落差

6.3 2050年氢能占全球终端能源消费比重：IEA净零情景的核心支柱

正  文

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第一章　氢能行业核心数据一览

1.1　全球氢能市场：总量增长与低碳转型的背离

2024年全球氢气生产与消费总量接近1亿吨，同比增长约4.2%，与整体能源需求增长基本保持一致。其中，低排放氢（绿氢+蓝氢）产量同比增长约10%，在全球总产量中的占比仍不足1%——这一数据揭示了当前氢能产业的核心困境：低排放氢要实现规模化替代，仍需跨越经济性门槛和政策落地的双重障碍。据IEA统计，化石能源制氢消耗了2900亿立方米天然气和9000万吨煤当量，化石燃料制氢成本仍远低于低排放制氢，在天然气价格回落的背景下，灰氢成本优势进一步扩大，绿氢替代的经济动力反而减弱。这一结构性矛盾是理解当前氢能产业“雷声大、雨点小”现象的核心所在。

图表1：2020-2024年全球氢气产量及低排放氢产量变化

数据来源：IEA GHR 2025、中投产业研究院

1.2　中国氢能市场：全球氢能产业的“压舱石”与结构性特征

中国是全球最大的氢能生产国和消费国。2024年中国氢气产量超3650万吨，居世界第一位。2025年中国氢气产量超3700万吨，绿氢产能超25万吨，电解槽等核心装备制造能力跃居世界前列。从产量结构看，化石能源制氢仍占氢气供应主导地位：2024年煤制氢产量约2070万吨，占比56%；天然气制氢产量约760万吨，占比21%；工业副产氢产量约770万吨，占比21%；电解水制氢产量约32万吨，占比约1%。

在绿氢发展方面，截至2024年底，各地建成可再生能源电解水制氢产能超12万吨/年，全国规划建设相关项目超600个。2025年，我国绿氢产能实现翻倍增长，年产能超22万吨，占全球50%以上；全国绿氢产能约25万吨。电解水制氢成本已降至20-30元/公斤区间（2024年），较2020年下降近40%。在基础设施方面，截至2025年底，我国氢燃料电池汽车累计销量约3.5万辆，建成加氢站574座、加氢能力超360吨/天，居全球首位。

图表2：2024年中国氢气产量结构（按来源）

数据来源：国家能源局、中投产业研究院

1.3　项目管道：预期下调与“落地为王”的行业洗牌

IEA在2025年发布的评估中，首次将对2030年低排放氢产能预测从2024年的49 Mt/年下调至37 Mt/年，降幅约24%，其中电解水制氢项目贡献了超过80%的下调量，主要源于项目延迟和取消，受影响最严重的地区包括非洲、美洲、欧洲和澳大利亚。一些曾被寄予厚望的大型项目（如部分澳大利亚绿氢出口项目）因缺乏长期承购协议而停滞。尽管全管道产能有所下调，基于已运营、在建或已达成FID的项目，低排放氢产量到2030年可达4.2 Mt/年，较2024年水平增长五倍以上。IEA的系统性评估显示，约有10 Mt的低排放氢项目“几乎确定”或“有较强潜力”可在2030年前投运，另有约7 Mt具有中等潜力，而约19 Mt项目被评估为“低潜力”或“不确定”。

图表3：2024年 vs 2025年评估全球低排放氢项目管道对比

数据来源：IEA GHR 2025、中投产业研究院

图表4：2025年评估的项目状态分布（2030年产能）

数据来源：IEA GHR 2025、中国氢能联盟、中投产业研究院

1.4　氢价趋势：持续下行，政策红利向全国扩散

根据《中国氢价指数2025半年简报》，截至2025年6月底，全国氢价指数继续保持稳步下降态势。

全国层面：

生产侧氢价指数为27.53元/公斤，较年初降低1.67%；

消费侧氢价指数为45.66元/公斤，较年初降低5.99%。

从2024年7月到2025年6月的一年时间内，全国生产侧氢价指数降幅达5.94%，全国消费侧氢价指数降幅达9.77%，价格下行趋势显著。

区域对比：

示范城市群生产侧为26.37元/公斤，较年初降低3.61%；非示范城市群为28.54元/公斤，较年初基本持平（+0.03%）；

示范城市群消费侧为44.02元/公斤，较年初降低3.66%；非示范城市群消费侧为48.15元/公斤，较年初大幅降低11.53%。

值得关注的是，非示范城市群消费侧降幅明显，与示范城市群的价差已从最初的约12元/公斤缩小至约4元/公斤，政策红利正加速向全国扩散。

五大示范城市群消费侧价格分化（截至2025年6月底）：

广东城市群：52.53元/公斤

上海城市群：52.48元/公斤

郑州城市群：37.04元/公斤

北京城市群：33.52元/公斤

河北城市群：32.20元/公斤

五大示范城市群生产侧价格由高到低分别为：广东城市群44.12元/公斤、上海城市群26.97元/公斤、北京城市群24.22元/公斤、郑州城市群22.80元/公斤、河北城市群22.31元/公斤。由于不同地区市场化运营和政策支持方式存在差异，各地氢价走势呈现一定分化。

可再生氢竞争力：截至2025年6月底，全国可再生氢相对竞争力指数达0.829，较年初提升2.99%。电解水制氢成本（2024年）已降至20-30元/公斤区间，较2020年下降近40%。可再生氢竞争力稳步提升，为2030年平价目标奠定基础。

图表5：2024年12月 vs 2025年6月中国氢价指数

数据来源：中国氢能联盟《中国氢价指数年度报告（2025年版）》、《中国氢价指数2025半年简报》、中投产业研究院

图表6：2025年6月五大示范城市群消费侧氢价

数据来源：中国氢能联盟《中国氢价指数2025半年简报》、中投产业研究院

第二章　氢能行业供给侧深度分析

2.1　制氢技术路线演进与竞争格局

2.1.1　各制氢技术路线成熟度对比

当前全球主流的电解水制氢技术路线主要包括碱性电解水制氢（ALK）、质子交换膜电解水制氢（PEM）以及尚处于发展早期的阴离子交换膜电解水制氢（AEM）和固体氧化物电解水制氢（SOEC）。ALK技术发展最早、最为成熟，在大规模制氢场景中占据绝对主导地位，其关键零部件制造工艺成熟，制造成本受益于供应链发展而不断降低，更适用于大规模绿电制氢场景。PEM技术流程简单、效能较优，在国际已有示范场域，但受限于双极板和膜电极的制造工艺，单堆规模难以大幅扩大，加之铂等贵金属用量较大，成本随规模增加而上升，短期内更适合分布式小规模制氢场景。AEM和SOEC目前仍处于实验和研究阶段，技术成熟度较低，但SOEC具备最佳的电解效率，被视为未来最具潜力的电解技术。

图表7：主流电解水制氢技术路线对比

数据来源：IEA GHR 2025、核能研究所、中投产业研究院

2.1.2　制氢技术路线成本对比与降本路径

从成本维度来看，ALK技术凭借成熟的供应链和规模效应，在当前市场中最具经济性。中国制造的碱性电解槽系统成本约为600-1200美元/kW（安装后），而海外同类产品高达2000-2600美元/kW，成本优势显著（注：该数据为行业调研参考值，实际价格因项目而异）。PEM电解槽的设置成本高于ALK，但具备更快的响应速度，在波动性绿电接入场景中具有优势。AEM和SOEC目前成本最高，但长期降本潜力较大。

从降本路径来看，各技术路线主要面临以下突破方向：ALK需提升电流密度以增加单位时间制氢量、降低系统能耗、提高绿电波动适应性（包括负载范围、冷启动时间、功率跟随速度等），并优化维护便捷性；PEM需降低贵金属催化剂用量、提升膜电极寿命和稳定性、降低双极板制造成本；SOEC需突破高温材料瓶颈、提升系统耐久性。

图表8：不同技术路线电解槽成本与效率对比

数据来源：IEA GHR 2025、核能研究所、中投产业研究院

2.1.3　中国与国际制氢技术路线差异

中国与国际市场在电解槽技术路线选择上存在显著差异。中国市场以碱性电解槽为主，2025年ALK公开订单量占比超过96%，这一选择与中国丰富的制造资源和成本优势密切相关。相比之下，海外市场PEM技术占比更高，这主要源于海外市场对设备响应速度和紧凑性的更高要求，以及对贵金属催化剂成本敏感度的差异。

这一技术路线分化的背后，反映出中国与海外市场在产业发展路径上的不同逻辑：中国依托大规模工业制造能力和完善的供应链体系，将ALK技术的成本优势发挥到极致，通过规模化应用加速技术迭代；而海外市场更倾向于通过PEM技术的快速响应和灵活性来适应波动性绿电接入场景，尽管当前成本较高，但被视为中长期更具潜力的方向。

2.2　电解槽产业链深度分析

2.2.1　2025年中国电解槽市场动态

2025年，国内电解槽市场在“双碳”目标持续推进及绿氢产业政策加持下呈现强劲增长态势。据碳索氢能网梳理，2025年全年至少有41家电解槽企业获得订单，累计订单规模突破4624.05 MW，与2024年全年约1.7 GW的订单总量相比，增长超过170%。从订单来源看，国内订单达4523.05 MW，占总量的97.8%，表明增长动力主要来自本土市场。

据香橙会氢能数据库统计，2025年全年中国电解水制氢设备公开招投标项目共135个，制氢电解槽需求规模6054.96 MW，与2024年公开招标需求规模2369 MW相比，增长155.59%。其中，电解槽中标（含直接签约）项目规模5117.41 MW，仍在招标项目规模937.55 MW。按技术路线划分，ALK电解槽招标总规模超5307.775 MW，市占率96.67%；PEM电解槽超103.65 MW，市占率1.89%；AEM电解槽超79.175 MW，市占率1.44%。

图表9：2025年中国电解槽公开招投标规模统计

数据来源：香橙会氢能数据库、碳索氢能网、中投产业研究院

从企业竞争格局来看，2025年电解槽市场呈现多元化竞争态势。TOP10电解槽厂商排名中，阳光氢能以433.7 MW位居首位，华电科工以390 MW位列第二，中船（派瑞氢能）以374.05 MW排名第三，隆基氢能以248 MW位居第四。值得注意的是，市场竞争格局呈现多元化特征，既包括华电科工、中车株洲所、派瑞氢能等“国家队”选手，也有隆基氢能、阳光氢能等光伏巨头旗下的新能源企业，更有北京亿境星氢能这样的新晋力量斩获大单，表明国内电解槽竞争仍然激烈，没有企业能够稳居绝对领先地位。

从订单获取形式来看，除了传统的公开招标，电解槽企业通过与项目方或战略伙伴直接签约锁定大额订单成为一个突出趋势。2025年1-9月，直接签约、公开招标、产品交付的订单量分别为2098 MW、1803.55 MW、5 MW，直接签约占比近54%，公开招标占比近46%，交付占比不到1%。直接签约已超越公开招标，成为2025年以来最主流的订单获取形式。从单笔订单规模来看，国内相继涌现了多笔超级“大单”，实现了从兆瓦级向GW级的快速跨越，其中再生绿氢能源（内蒙古）有限公司新建年产80万吨绿色氢氨合成工厂项目（1120 MW）、中集中电与再生绿氢签约项目（1000 MW）等均达到GW级别。

图表10：2025年中国电解槽订单关键数据汇总

数据来源：碳索氢能网、香橙会氢能数据库、中投产业研究院

2.2.2　电解槽出口趋势与海外市场竞争

2025年，在全球降碳的大背景下，电解槽正成为中国新能源领域的出口“新生力量”。从产品类型来看，电解水制氢设备是出海主力，其次是燃料电池、加氢站、压缩机、储氢瓶等。出海方式方面，除了常规的设备直供，还有EPC总包承接、联合开发，以及合资建厂、技术许可等多种形式。

从出口数据来看，2025年全年海外订单规模为101 MW，与2024年的538 MW相比有所收缩。但这一数据并不能完全反映中国电解槽出海的真实热度——海外订单从签约到交付存在较长周期，企业普遍采用“先签约拿单、再分批交付”的模式，部分2025年新签的海外大单尚未计入年度交付统计。在绿氢项目端，2025年中国企业在海外市场表现活跃。派瑞氢能、阳光氢能、隆基氢能、双良新能源、国富氢能等企业，在海外市场持续保持领先或开始正式步入海外市场。

典型出口案例（数据来源于公开信息整理）：

派瑞氢能：在纳米比亚HyIron Oshivela工厂的12 MW水电解制氢系统成功产出非洲南部首批绿氢，为南部非洲首个利用绿氢还原氧化铁生产直接还原铁（DRI）的工厂提供核心技术支持；同年9月，完成50 MW共计10台1000 Nm³/h电解槽设备交付欧洲，完成欧洲市场首笔大型绿氢订单，实现从设计图纸到制造工艺的“全流程欧盟合规”。

阳光氢能：与印度ACME集团成功签署供货合同，成为中标阿曼320 MW绿色合成氨项目水电解制氢系统最大份额的企业。

隆基氢能：已在包括中国、马来西亚、越南、印度、澳大利亚、乌兹别克斯坦、德国和挪威在内的全球8个国家和地区取得业务突破，涉足氢炼化、氢冶金、合成氨、合成甲醇等多个领域。

隆基绿能：与尼日利亚政府等签署了价值76亿欧元的绿氢协议，首期绿氢年产量将达到50万吨。

三峡集团：与联合能源集团组成的联合体成功中标摩洛哥年产50万吨的绿色合成氨项目，成为该国氢能计划中规模最大的子项目。

欧盟委员会于2025年2月正式发布《清洁工业协议》，计划筹集1000亿欧元资金进行工业脱碳，并将清洁氢能定位为“欧洲能源主权的支柱”，为中国电解槽出口创造了新的市场空间。

图表11：2025年中国电解槽出口关键案例

数据来源：中投产业研究院

2.3　绿氢成本解构与平价路径

2.3.1　绿氢成本构成分析

绿氢成本主要由三部分构成：电力成本（占80-85%）、设备折旧成本（占10-15%）和运维成本（占5%左右）。其中，电力成本是决定性因素。在中国西北等风光资源丰富地区，绿电价格已降至0.15-0.2元/kWh，为绿氢成本下降提供了坚实基础。以煤制氢为参照，假设煤价为800元/吨且不征收碳税，当可再生电力价格达到约0.16元/kWh时，绿氢和灰氢（煤制氢）有望实现成本平价。

图表12：绿氢成本构成分析（以碱性电解槽为例）

数据来源：IEA GHR 2025、中投产业研究院

2.3.2　电解水制氢成本下降趋势

电解水制氢成本已从2020年的约50元/公斤降至2024年的20-30元/公斤区间，降幅近40%。中国氢能联盟数据显示，电解水制氢成本较2020年下降近40%。预计到2030年，随着电解槽效率提升、电价进一步下降和规模化效应持续释放，绿氢成本有望降至15元/公斤以下。

图表13：2020-2025年中国电解水制氢成本变化趋势

数据来源：中国氢能联盟、中投产业研究院

2.3.3　碳税对成本平价的影响量化分析

碳税政策的出台将有效推动净零排放的实现，通过推高化石燃料产氢成本，进一步缩小绿氢和灰氢之间的价格差距。假设煤价为800元/吨，在不征收碳税的情况下，绿氢与灰氢的成本差距约为0.5-1.0美元/kg（约3.5-7元/公斤）。当碳税达到700元/吨CO₂时，灰氢（煤制氢）成本增加约14元/公斤，届时绿氢将具备明显经济性。若碳税达到2000元/吨（约700元/吨CO₂），当可再生能源电价达到约0.4元/kWh时，绿氢和灰氢即可实现成本平价。

2.4　中国氢能区域供给格局与资源禀赋

2.4.1　中国主要绿氢基地布局

中国绿氢产能布局呈现明显的区域集中特征。三北地区（华北、西北、东北）传统产业基础和能源资源禀赋较好，为氢能项目落地推广奠定了良好基础。截至2024年底，全国各地累计规划建设可再生能源电解水制氢项目超600个，其中已建在建项目超150个，已建成产能约12.5万吨/年，主要分布在西北和华北地区，合计占全国已建成产能近90%。

图表14：截至2024年底中国绿氢产能区域分布

数据来源：国家能源局、中投产业研究院

从具体项目来看，一批典型示范项目已建成落地。新疆库车建成2万吨/年可再生能源制氢项目，是国内目前规模最大的绿氢项目之一；宁夏宁东碳减排示范区可再生氢顺利并入煤制合成氨装置，逐步贯通可再生氢制取-储运-利用全流程，实现氢能多场景耦合应用。2025年，中能建连续推动了新疆、内蒙古、甘肃、河北、吉林等多个省份的风光制氢项目工作，其中新疆风光年制氢氨醇项目总投资达445亿元。

从项目分布来看，陆上一体化项目主要集中在内蒙古、吉林、新疆、甘肃等拥有丰富风光资源的省份，这些地区正凭借其资源禀赋成为国家级的绿色能源生产基地；海上现存唯一项目位于山东，广东、江苏为代表的海上风电大省，绿电资源丰富，为发展大规模海上制氢提供了坚实的能源基础。

2.4.2　各区域可再生氢竞争力指数分析

根据中国氢能联盟《中国氢价指数年度报告（2025年版）》，过去3年间，全国可再生氢竞争力指数呈波动上升趋势，西北、东北和华北地区凭借资源优势显现出相对较强的支撑可再生氢降本潜力。

截至2025年6月底，全国可再生氢相对竞争力指数达0.829，较年初提升2.99%。从区域看，西北地区可再生氢相对竞争力已接近0.9，可再生氢快速接近2030年平价目标；东北、华北地区可再生氢相对竞争力约0.8，均在较高水平。各区域综合竞争力水平发展则呈现显著分化：西北、西南、华南、华东地区呈上涨态势，华中、华北、东北略有下降。其中，东北地区虽略有下滑但综合竞争力仍位于各地区首位，西北、西南、华南地区综合竞争力超过0.7。华北地区综合竞争力水平降至不足0.7，与其相对竞争力水平差距进一步拉大。

从政策支持角度看，示范城市群内，京津冀、上海、广东、河北和郑州五大城市群生产和消费侧氢价指数受资源、政策和市场化运营等因素影响分化明显。郑州、河北和京津冀城市群依靠较低成本供应链优势，将带动产业规模化发展和氢价指数持续下行；上海和广东城市群则依托政策支持和产业链技术优势，在供应链效率提升和高价值场景推广方面持续发力。

图表15：截至2025年6月各区域可再生氢竞争力指数

数据来源：中国氢能联盟、中投产业研究院

2.4.3　“西氢东送”管道规划与进展

为解决绿氢资源区域分布不均衡的问题，“西氢东送”已成为中国氢能产业的重要战略方向。2025年，我国长距离输氢管道建设取得突破性进展。2025年7月3日，国内首条跨省长距离、大规模绿氢管道项目——内蒙古乌兰察布市至京津冀地区氢气输送管道示范工程内蒙古段正式获批。该管道是推动绿氢规模化输送、探索氢能“制储输用”一体化商业运营模式的国家级试验示范项目，由中石化新星（内蒙古）西氢东送新能源有限公司投资建设。

根据最新动态，该项目内蒙古段于2025年6月24日获正式核准批复，总投资15.004867亿元，并于7月28日完成环境影响评价文件审批，标志着项目前期工作基本完成。工程起于内蒙古乌兰察布市商都县，途经内蒙古、山西、河北、北京和天津，近期设计输氢量10万吨/年（远期50万吨/年），管道全长约1145公里，是目前国内覆盖区域最广的输氢管道之一。项目已于2025年11月正式开工建设，整体工程计划于2027年12月建成投产。

图表16：“西氢东送”管道项目关键数据

数据来源：碳索氢能网、公开招标信息、中投产业研究院

当前，内蒙古已出台全国首个绿氢管道省级规划，谋划打造“一干双环四出口”的绿氢管网，全面打通绿氢本地消纳和外送通道。结合绿氢资源和市场需求，内蒙古将持续推动绿氢管道建设，打造辐射周边重要消费市场的氢气输送基础设施，支撑内蒙古建设北方绿氢供应中心和全国最大的绿氢生产输出基地。除西氢东送外，2025年还将有三条大规模、长距离的纯氢输送管道迎来开工的关键节点，管道总长度达2377.82公里。

第三章　氢能行业需求侧场景深度分析

3.1　氢交通：政策驱动下的规模化突破

3.1.1　全球燃料电池汽车市场格局

全球燃料电池汽车市场呈现“区域分化、商用车主导”的特征。截至2024年底，全球主要国家燃料电池汽车保有量超过9万辆，同比增长约11%。韩国、中国、美国、日本和欧洲是主要市场，其中韩国保有量最大（约3.5万辆），中国位居第二（约2.4万辆）。然而，燃料电池乘用车销量在全球范围内持续下滑——韩国2024年销量不足3000辆（同比-40%），美国市场因加氢站关停和氢价高企（加州约34美元/公斤）同样出现大幅萎缩。与乘用车的颓势形成对比的是，中国燃料电池商用车（重卡、物流车、公交）市场逆势增长，2024年新增燃料电池重卡超5000辆，占全球增量的80%以上。

图表17：2022-2024年全球主要市场燃料电池汽车保有量

数据来源：IEA GHR 2025、各区域行业统计、中投产业研究院

3.1.2　中国燃料电池汽车销量突破与保有量增长

中国燃料电池汽车市场在2025年迎来里程碑式突破。据中国汽车工业协会统计，2025年全年国内燃料电池汽车销量达10,782辆，同比增长51.2%，首次实现万辆级突破。截至2025年底，全国氢燃料电池汽车累计销量约3.5万辆，建成加氢站574座、加氢能力超360吨/天，均居全球首位。

值得注意的是，2025年燃料电池汽车销量呈现明显的“政策窗口效应”。2025年前10个月上险量仅约3666辆，同比下降35.9%，但12月借助示范政策末期窗口，单月销量达6335辆，同比增长798.6%。这一波动反映出燃料电池汽车产业对政策的高度依赖——示范城市群政策于2025年底到期后，市场一度观望，直到2026年3月三部门发布氢能综合应用试点新政。

图表18：2024-2025年中国燃料电池汽车销量与保有量趋势

注：累计保有量根据销量推算

数据来源：中汽协、工信部、中投产业研究院

3.1.3　中国燃料电池示范城市群政策效应

五大示范城市群政策的推动效应明显。在示范任务内，京津冀城市群完成燃料电池车辆推广5502辆，超额完成5300辆的目标，覆盖冷链物流、普货运输、城市客运等多个场景。截至2025年底，政府已发放三批燃料电池车奖励资金，累计51.1亿元，其中河北省（14.6亿元）、上海市（10.4亿元）、河南省（10.0亿元）排名靠前。

图表19：中国燃料电池示范城市群推广目标完成情况

数据来源：工信部、地方氢能发展报告、中投产业研究院

2026年3月，工业和信息化部、财政部、国家发展改革委联合发布《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》，提出到2030年，全国燃料电池汽车保有量较2025年翻一番，力争达到10万辆；终端用氢平均价格降至25元/千克以下，力争在部分优势地区降至15元/千克左右。通知明确中央财政将采取“以奖代补”方式，对城市群给予奖励资金支持，单个城市群试点期内奖励上限不超过16亿元。

图表20：2026-2030年燃料电池汽车推广目标分解（估算值）

数据来源：工信部《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》、中投产业研究院

3.1.4　燃料电池重卡TCO分析：向平价迈进

以49吨级氢能重卡为例，当前燃料电池系统约占整车成本的53%，储氢系统约占14%，两者合计超过整车成本的三分之二。据IEA分析，在欧盟和美国，燃料电池重卡总拥有成本（TCO）比柴油重卡高约50%；在中国，燃料电池重卡TCO比柴油重卡高约35%。随着燃料电池系统成本下降（预计到2027年降低40%以上）、氢价持续下行以及规模化效应释放，燃料电池重卡TCO有望在2030年前与柴油重卡实现平价。

基于2025年市场数据，在氢价25元/公斤的假设下，氢能重卡百公里燃料成本约264元，而燃油重卡约657元、电动重卡约338元。7年全生命周期成本测算显示，氢能重卡约327.8万元，已低于燃油重卡（366.7万元）和电动重卡（349.9万元）。但需注意，当前实际加氢价格普遍在35-50元/公斤区间，成本优势尚未普遍实现。政策的延续将进一步缩小这一差距。

3.1.5　加氢站基础设施建设状况

截至2025年底，中国已建成加氢站574座、加氢能力超360吨/天，居全球首位。从全球范围看，2024年全球在营加氢站总数超1200座，同比增长超30%，中国贡献了主要增量。然而，加氢站的布局存在显著的区域不均衡——五大示范城市群集中了全国约70%的加氢站，非示范区域覆盖仍显不足。从加氢站类型看，外供氢加氢站占比超过95%，制氢加氢一体站仍处于探索阶段，在京津冀、上海、广东等示范城市群已有试点项目。

3.2　氢工业：绿氢替代加速，从万吨级迈向百万吨级

3.2.1　全球工业用氢现状

2024年，全球氢需求中工业领域占比超过99%，以炼油（43%）、合成氨（32%）、甲醇（18%）、钢铁（约5%）为主。2024年中国氢气消费中合成甲醇和合成氨分别约995万吨和950万吨，占比27%和26%；炼化和煤化工氢气消费量分别约600万吨、405万吨，占全国氢气消费量16%和11%。绿氢渗透率极低——当前工业用氢中，绿氢占比不足0.5%，但政策推动下的替代进程正在加速。2025年，一批万吨级绿氢、十万吨级绿色氨醇乃至百万吨级氢冶金产业化项目已陆续投产。

图表21：2024年全球工业氢气消费结构

注：中国“其他工业”包含煤化工（405万吨）及其他工业供热、化工原料等。

数据来源：IEA GHR 2025、国家能源局、中投产业研究院

3.2.2　氢冶金：从万吨级中试迈向产业化

氢冶金是钢铁行业实现深度脱碳的关键路径。2024-2025年，中国在氢冶金领域取得多项重大突破。

万吨级中试示范：2026年4月，由中冶北方监理公司全程监理的全球首套绿电制绿氢流化床氢气炼铁中试线，在鞍钢集团鲅鱼圈生产基地成功实现全流程工艺贯通，稳定产出金属化率达95%的绿色近零碳直接还原铁。该项目采用“绿电制氢-绿氢冶金”全低碳工艺，彻底摒弃传统炼铁对焦炭的消耗。

百万吨级产业化项目：2025年12月，总投资48亿元的年产125万吨绿电绿氢绿钢一体化项目在内蒙古包头市固阳县正式签约落地，通过自建风光发电设施制取绿氢，替代焦炭作为铁矿石还原剂，形成“风光发电-绿氢制备-钢铁冶炼”一体化闭环，全面达产后较传统工艺减少碳排放超90%。此外，中国钢研松原绿电-绿氢-纯氢冶金项目总投资118亿元，规划建设年产120万吨纯氢冶金项目，一期一阶段（30万吨）已于2025年4月开工建设。

图表22：截至2025年底中国主要氢冶金项目进展

数据来源：公开信息整理、中投产业研究院

3.2.3　绿氨、绿醇与炼化脱碳

合成氨和甲醇是当前工业用氢最大的两个领域，也是绿氢替代最具经济性的场景。2025年，宁夏宁东碳减排示范区可再生氢顺利并入煤制合成氨装置，逐步贯通可再生氢制取-储运-利用全流程。吉林大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目一期接网方案获批，河北昌黎高炉富氢冶炼工业化应用示范项目投运。在炼化领域，多家企业已开展绿氢替代灰氢的工业试验，预计到2027年，清洁低碳氢在合成氨、合成甲醇、炼化等行业将实现规模化应用。

3.2.4　政策推动与成本拐点

2024年12月，工业和信息化部等三部门印发《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》，提出到2027年，清洁低碳氢在冶金、合成氨、合成甲醇、炼化等行业实现规模化应用。2026年3月三部门发布的新政进一步明确，绿色氨醇、氢基化工原料替代、氢冶金、掺氢燃烧等被列为优先试点场景。随着绿氢成本持续下降（2025年已降至18-25元/公斤区间）以及碳交易市场的完善，工业领域绿氢替代的经济拐点正在加速到来。

3.3　氢储能与氢发电：技术突破与商业化前景

3.3.1　全球氢/氨发电进展

氢储能作为长时储能的重要手段，全球已进入示范应用阶段。截至2024年底，全球氢/氨发电装机容量约360 MW。IEA基于已宣布项目的评估显示，到2030年，使用氢和氨的发电装机容量有望达到7,500 MW（其中约4,900 MW为较成熟项目），亚太地区占近一半。日本和韩国是主要推动者——日本通过长期脱碳拍卖（LTDA）支持氨煤混烧和氢燃机项目，韩国通过清洁氢能发电招标（CHPS）推动氢/氨发电商业化。

在技术突破方面，2025年6月，佐治亚电力与三菱动力成功完成全球最高掺氢比例工业验证——在先进级燃气轮机上实现了50%（体积比）氢燃料掺混，较纯天然气燃烧可减少约22%的二氧化碳排放。

3.3.2　中国纯氢燃气轮机与掺氢燃烧

中国氢储能和氢发电已从技术验证阶段进入工程示范阶段。最具代表性的进展是全球首个30 MW级“电-氢-电”纯氢燃气轮机氢储能示范项目，由明阳集团联合深圳能源共同打造，位于内蒙古鄂托克棋盘井工业园区。该项目深度融合风电、光伏、电解水制氢系统，构建了“绿电制绿氢，绿氢再发电”的能源转化模式，已于2025年12月成功实现纯氢发电并稳定运行。项目燃料选用纯度99.999%的绿氢，由深能鄂托克旗505 MW风光制氢一体化合成绿氨项目及深能鄂托克前旗250 MW光伏制氢项目提供，两项目年产高纯度绿氢约2.6万吨、合成绿氨约12万吨。此次纯氢发电成功验证了纯氢燃气轮机在真实工程环境下的可行性，为电网侧灵活调峰、新能源大规模消纳以及长周期储能提供了重要解决方案。

在掺氢燃烧方面，2026年3月三部门新政明确将掺氢燃烧列为六大试点任务之一，推动可再生能源制氢作为高品质热源，直接掺入天然气管网或工业锅炉、窑炉等设备，并逐步提高掺氢比例。目前，国内已有城镇燃气30%掺氢燃烧和分离试验成功实施，工业天然气掺烧供能示范项目也在推进中。

3.3.3　经济性与规模化瓶颈

尽管技术示范取得突破，但氢储能的经济性仍是关键制约。由于“电-氢-电”过程的往返效率较低（约30-40%），目前氢储能系统的总体经济性仍面临挑战。据研究，国内氢储能系统的初始投资高达1.3万元/千瓦，而抽水蓄能仅为7,000元/千瓦，电池储能为2,000元/千瓦。氢储能系统最大的成本构成是固定式燃料电池系统，占总投资的近七成。要实现更广泛的应用，仍需持续的技术创新来提升性能、降低成本，并探索制用一体化等新模式。

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