绿氢成本下降绿色燃料元年即将开启！

2026-07-30 08:45

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氢能根据其制取方式和碳排放情况，通常被划分为灰氢、蓝氢和绿色氢能三大类，每一类氢能在能源利用效率、环境影响以及经济成本等方面均有显著差异。当前全球氢能产业呈现“灰氢稳、蓝氢弱、绿氢亏”的极端分化格局。灰氢凭借成熟技术和稳定需求，是行业唯一的现金流支柱；蓝氢作为过渡路线，陷入“减碳不经济”的尴尬境地；绿氢虽代表终极方向，却陷入全行业亏损的困境。

氢能的分类及对比

	灰氢	蓝氢	绿氢
技术路径	天然气蒸汽重整(SMR)、煤炭气化	SMR/自热重整+碳捕集与封存(CCUS)	可再生能源电解水(碱性/PEM/SOEC)
碳排放强度	高：9-12kgCO2/kgH₂ (无捕集)	中：捕集率≥95%时降至6.59kgCO2/kgH₂	零碳(全生命周期接近零)
生产成本	低：约1.82美元/kg(无碳捕集)	中3.22美元/kg（CCUS),政策补贴后2.59美元/kg	高：4-12美元/kg,普遍为灰氢2-3倍
产业占比	全球产能90%以上	不足5%,多为示范项目	不足0.1%,商业化前期
盈利状况	盈利稳定，毛利率5%-15%	微利或盈亏平衡，依赖补贴	全行业亏损
代表企业	空气产品、林德、ATMOS能源	BP阿曼项目(勉强平衡)、埃克森美孚贝敦项目(暂停)	ITMPower、尼古拉(破产)、阿尔斯通(暂停)

资料来源：观研天下数据中心整理

在煤炭、天然气、电力均为中国平均价格时，灰氢的净零成本在1.6~4.4美元/kg，蓝氢的净零成本为2.1~5.0美元/kg，绿氢的净零成本为7.5~8.4美元/kg，成本差距是绿氢实现规模化应用的关键瓶颈。相关研究显示，在绿氢生产成本中，电价占比超60%，到2030年绿电价格降至0.15-0.25元/度，绿氢成本有望跟随下降至10-15元/kg，部分资源优越地区的规模化项目可降至10元/kg，届时绿氢价格将具备一定竞争力。

各种氢能生产途径成本明细

<strong>各种氢能生产途径成本明细</strong>

数据来源：《统一框架下不同净零氢气生产途径成本比较研究》

根据观研报告网发布的《中国绿氢行业发展趋势分析与未来前景研究报告（2026-2033年）》显示，当前国内多个标杆制氢一体化项目已展现出较强的成本控制能力，为绿氢规模化应用的经济性可行性提供了实践支撑。以国华沧州、大唐多伦、中能建松原等一体化项目为例，随着可再生电力消纳模式优化与项目规模效应释放，项目单位制氢成本（LCOH）已达到较低水平：其中中能建松原氢能产业园项目单位成本低至11.80元/千克，已低于行业蓝氢成本水平，达到灰氢成本区间；大唐多伦项目成本为13.19元/千克，接近蓝氢成本中位值；国华沧州项目成本为17.26元/千克，也已接近蓝氢成本上限。

国内龙头企业制氢一体化项目单位制氢成本对比

项目名称		国华沧州10万吨/年合成氨及配套项目一期	大唐多伦风光一体化制氢项目	中能建松原氢能产业园(绿色氢氨醇一体化)项目
绿氢年产量(吨/年)		10089	6300	45000
制氢电费成本	年制氢量(亿Nm³)	1.13	0.7059	5.04
	电力来源	上游光伏、风电站供电	风电75%、光伏25%	风电93.8%、光伏6.2%
	电价(元/kWh)	0.3	0.198	0.183
	年耗电量(亿kWh)(假设电耗为4.9kWh/Nm³)	5.5	3.5	24.7
	年制氢电费(万元)	16611	6849	45194
制氢水费成本	水价(元/吨)	4	4	4.75
	单位制氢耗水量(kg/Nm³)	0.8	0.8	0.8
	年制氢水费(万元)	36	23	192
制氢设备折旧	设备价格(万元)(根据第一候选人中标报价)	5678	11900	74460
	设备折旧年限(年)	10	10	10
	年折旧额(万元)	567.8	1190.0	7446.0
制氢运维成本	年人工成本(万元)	200	250	250
总成本(万元)		17415	8311	53081
单位制氢成本(元/kg)(LCOH)		17.26	13.19	11.80
与其他制氢路线相比		接近蓝氢成本上限水平	接近蓝氢成本中位值	低于蓝氢成本，达到灰氢均值

数据来源：观研天下数据中心整理

政策定调，氢能有望成为“十五五”时期新兴支柱产业。2026年政府工作报告首次提出布局绿色氢氨醇，拓展氢能在交通、电力、工业多领域应用，明确氢能在新型能源体系、能源安全与“双碳”目标中的关键支撑作用。

2026年3月16日，工业和信息化部、财政部、国家发展改革委共同发布《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》。通知明确，三部门通过“揭榜挂帅”方式，遴选产业基础好、应用场景丰富、氢能资源保障能力强、产业链条完整的城市群率先开展氢能综合应用试点，科学、有序、积极探索氢能商业化综合应用路径，完善产业发展政策环境，推动氢能“制储输用”全产业链一体化融通发展。

到2030年，城市群氢能在多元领域实现规模化应用，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；全国燃料电池汽车保有量较2025年翻一番，力争达到10万辆。通过应用规模扩大，推动氢能应用技术、工艺、装备创新突破，实现燃料电池、电解槽、储运装置和材料等迭代升级，推动氢能成为新的经济增长点，支撑实现经济社会发展全面绿色转型。

推动氢能产业发展主要政策

时间	政策	主要内容
2019年3月	《政府工作报告》	原文提到：“推动充电、加氢等设施建设”,首次将发展氢能首次写入《政府工作报告》。
2020年4月	《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》	通过“以奖代补”方式支持符合条件的城市群开展燃料电池汽车商业化示范运行，明确氢的能源定位。
2022年3月	《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》	确立氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，制定三步走发展目标，到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系。
2024年3月	《政府工作报告》	原文提到：“加快前沿新兴氢能等产业发展”,氢能首次作为前沿新兴产业被写入政府工作报告。
2025年10月	《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》	原文提到：“前瞻布局未来产业，推动氢能成为新的经济增长点”,赋予了氢能作为新兴支柱产业的时代使命。
2026年3月	《第十五个五年规划纲要》	原文提到：“提升可再生能源制氢装备水平，加快攻关验证经济安全的规模化氢储运技术，优化布局氢能基础设施，推动绿氢产业链向绿色氨醇、可持续航空燃料延伸，拓展氢能在交通、电力、工业等领域应用。”
2026年3月	《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》	科学、有序、积极探索氢能商业化综合应用路径，完善产业发展政策环境，推动氢能“制储输用”全产业链一体化融通发展。

资料来源：观研天下数据中心整理

从当前绿氢项目的规划消纳方向来看，绿色甲醇、绿色合成氨、可再生航煤SAF等绿色氢基燃料占比分别为44%、28%、8%，受益于航运业、航空业国际脱碳规则驱动；相比之下，直接用于交通燃料电池、储能或掺氢发电等能源领域的规划占比合计不足10%。

数据来源：观研天下数据中心整理

2022年起国内绿氢项目加速落地，2023-2025年分别新增绿氢年产能3.72、5.41、25.22万吨，2025年底累计建成绿氢产能约36.98万吨。截至2025年，国内共规划879个风光氢基能源项目，约1036万吨绿氢，下游消纳市场成熟度不足，是制约绿氢大规模规划产能向实际建成产能转化的关键瓶颈。

数据来源：观研天下数据中心整理

十四五期间，减排政策主要围绕电力领域可再生能源消费目标展开：即通过可再生能源替代传统化石能源发电，引导电力部门结构性降碳。截至2025年底，全国发电总装机突破36亿千瓦，非化石能源发电装机占比稳定达到60%左右，其中风电、光伏发电装机规模突破16.9亿千瓦，是2020年的3倍以上，贡献了2020年以来约80%的新增电力装机。2025年非化石能源发电量占总发电量比重已提升至43%左右，风光发电量占比以年均提高2.2个百分点的速度稳步攀升，远超“十四五”初期的规划进度。

数据来源：观研天下数据中心整理

未来，随着非化石能源发电装机规模增长，绿氢成本进一步下降，绿氢应用将从价格敏感度最低的交通和化工领域打开，向工业、储能等渗透。氢能行业在十五五期间处在探索阶段，产业链“从0到1”逐步搭建，形成了发展的基础，同时相关设备价格也实现了大幅下行。应用场景涵盖绿色航运、氢能重卡到化工、冶金、储能等，渗透率达到10%情况下，氢气和制氢设备的市场空间将达到千亿。

不同渗透率下下游对于氢气需求情况

类型	产量规模	每单位氢气用量(吨)	行业对应氢气需求(万吨)
类型	产量规模	每单位氢气用量(吨)	1%渗透率	5%渗透率	10%渗透率	30%渗透率	50%渗透率
合成氨	7712万吨	0.18	13.9	69.4	138.8	416.4	694.1
甲醇	10977.6万吨	0.19	20.9	104.3	208.6	625.7	1042.9
炼油	95500万吨	0.012	11.5	57.3	114.6	343.8	573
钢铁冶炼	1.01亿吨	0.064	64.3	321.6	643.3	1929.8	3216.3
天然气	2600亿立方米	3.3倍热值	7.1	35.4	70.8	212.4	354
商用车	380.5万辆	10	38.1	190.3	380.5	1141.5	1902.5
氢气总需求（万吨）		-	149	743	1486	4457	7429