一、中国氢能战略定位与产业规模

（一）政策地位的“三级跳”

氢能在中国能源战略版图中的定位，经历了一个清晰的“三级跳”过程。早在2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》就首次明确了氢能的三大战略定位：氢能是未来国家能源体系的重要组成部分、是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体、是战略性新兴产业和未来产业的重点发展方向。2025年1月1日正式施行的《中华人民共和国能源法》将氢能正式纳入能源体系，完成了从“新兴产业”到“法定能源”的身份跃迁。而到了2026年，政府工作报告进一步将氢能定位升级为“新增长点”，绿色燃料首次被写入报告，“十五五”规划更是将其提升至“未来产业”战略高度。三级递进，氢能的政策能见度正在被系统性拉升。

（二）全球第一的产能与市场规模

在产业规模方面，中国已经是全球氢能领域的领跑者。据中国能源政策研究院院长林伯强等专家研判，“十五五”末期中国氢能产业市场规模将突破1万亿元。国家发展改革委原副主任张晓强预测，到2030年我国绿氢产量完全有可能达300万吨以上，形成万亿元以上大市场。

从供给端看，我国氢气生产消费规模已居全球首位。据中国氢能联盟等机构估算，中国氢气生产消费超3650万吨，是全球最大的氢气生产国和消费国。在绿氢产能方面，国家能源局数据显示，截至2025年底我国可再生能源制氢项目累计建成产能超25万吨/年，较上年实现翻番式增长。含在建及规划储备项目，合计产能超100万吨/年。另据中国产业发展促进会氢能分会发布的数据，截至2025年末，我国绿色氢氨醇项目建成产能约29万吨/年，跃居全球首位。

在基础设施方面，据高工氢电统计，截至2025年底我国建成的加氢站已超过540座，占全球的40%，居全球首位。氢燃料电池汽车累计销量近4万辆。如果说“十三五”时期的氢能还停留在“星星之火”的示范阶段，那么经过“十四五”的加速跑，中国氢能产业已经从“零星示范”迈入“规模化试点”的新阶段。

图表：2025年中国氢气生产消费及绿氢产能

注：氢气生产消费总量数据来自中国氢能联盟估算；绿氢建成产能数据来自国家能源局；绿色氢氨醇项目产能数据来自中国产业发展促进会氢能分会。

数据来源：中国氢能联盟、国家能源局、中国产业发展促进会氢能分会、中投产业研究院

图表：2025年中国氢能产业发展关键指标

注：绿氢电解水制氢成本数据据行业机构测算，不同口径存在差异。国家能源局《中国氢能发展报告（2025）》显示绿氢成本较2020年下降约40%。

数据来源：中国氢能联盟、国家能源局、高工氢电、中投产业研究院

图表：2030年中国氢能产业规模增长预测

数据来源：国家发改委、综合行业公开信息、中投产业研究院

二、中国氢能技术进展与核心瓶颈

（一）专利竞争力跃升全球首位

在氢能技术专利方面，中国已实现从“追赶者”到“领跑者”的身份转换。据中国氢能联盟专家委员会主任余卓平在2026中国氢能展上披露，截至2025年年底，国内涉氢专利累计申请攀升到10万件，跃居全球第一。另据日经新闻旗下机构Astamuse发布的《全球氢能专利竞争力报告》，中国在氢的“制造”“储存”“运输和供应”“安全管理”“利用”5个领域中，除“利用”外的4个领域及国别综合实力上均居首位。

（二）电解槽技术：两条腿走路

在碱性电解槽方面，中国企业的成本优势已经相当突出。中国能建2025年集采数据显示，1000Nm³/h碱性电解槽中标均价已跌至531万元/套，单位功率价格击穿1200元/kW关口，部分企业报价已触及950元/kW的成本红线。

在PEM电解槽方面，国产化进程正在提速。2025年12月，中车株洲电力机车研究所自主研发的500Nm³/h PEM电解槽成功下线。同年11月，申能集团投资的上海氢晨新能源科技有限公司自主研发的全球首个海上千方PEM电解槽及制氢系统在江苏南通启动全功率测试。据申能集团公开信息，该系统采用高耐久材料和高可靠封装设计，将整体重量减轻至传统碱性制氢系统的1/6，具备离网运行、防腐蚀等能力。中船派瑞氢能公司也成功交付了ALK-PEM混联制氢设备。

（三）储运环节：成本与安全的双重挑战

如果说制氢是氢能产业的“源头”，那么储运就是“命门”。据瞭望周刊报道，当前储运成本约占氢能终端成本的30%～40%，成为制约氢能经济性的关键因素。全国人大代表、南京市工商联主席蒋立以及行业从业者李宇光等多位人士均确认该比例。新研氢能联合创始人齐志刚介绍，当前国内储运以高压气氢为主，通过将压力从20兆帕提升至30兆帕可显著增强储运能力；液氢虽储氢密度为气氢的5-10倍，但液化能耗高、设备要求苛刻，技术有待突破以验证可靠性；固态储氢技术则需加速从实验室走向产业化。

图表：氢能产业链主要环节成本与技术挑战

注：储运成本占终端成本30%-40%，是氢能经济性的核心瓶颈。

数据来源：瞭望周刊、新研氢能、行业公开信息、中投产业研究院

（四）终端用氢目标与降本路径

2026年3月，工业和信息化部、财政部、国家发展改革委三部门联合发布氢能综合应用试点通知，为氢能产业划定了清晰的降本路线图：到2030年，终端用氢平均价格降至25元/千克以下，力争部分优势地区降至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。这一降本目标设定了精确的时间线和价格锚点，使行业的努力方向更加明确。

三、中国氢能应用场景与产业生态

（一）交通领域：氢车已上路

在氢能的应用版图中，交通是目前最具辨识度的场景。截至2025年底，氢燃料电池汽车累计销量近4万辆。在区域实践中，京津冀城市群以燃料电池商用车为突破口，截至2026年初累计推广规模位居全国前列。2026年5月，荣程新能联合产业链头部企业启动了液氢制储运加用全链条应用场景示范项目，在天津完成4台液氢重卡样车交付，配套液氢加氢站同步建成投运。

（二）工业领域：氢冶金开辟脱碳新路

工业领域的氢能应用，特别是在钢铁行业，正在取得突破性进展。2025年9月，由中国科学院过程工程研究所、大连化学物理研究所和鞍钢集团等合作建成的全球首套万吨级绿氢流化床直接还原铁示范线实现全流程稳定运行，生产出金属化率达到95%的绿色近零碳直接还原铁产品。该项目采用“绿电制氢——绿氢还原”短流程工艺，以绿氢替代传统焦炭还原铁矿粉，生产过程中碳排放降低90%以上，实现了从“碳冶金”到“氢冶金”的转变。

在国家层面，2025年6月，国家能源局印发《关于组织开展能源领域氢能试点工作的通知》，明确以项目和区域为实施载体，开展氢能试点工作，探索氢能产业多元化发展路径。氢冶金被列为试点申报重点方向之一。

（三）能源领域：分布式发电与氢储能

在能源领域，氢能的多重角色正在被市场逐步挖掘。氢能在能源领域的应用场景主要包括：利用弃风弃光电解水制氢，实现可再生能源的跨时空调节；氢能发电实现电、热、氢多能互补；氢燃料电池作为应急电源，保障关键设施供电安全。国家能源局数据显示，电制氢和燃料电池发电效率不断提升，绿氢与化工耦合等应用持续推进，氢能正在从单一的交通燃料角色，向电力、工业、建筑等多领域“氢电耦合”的新格局演进。

远景能源是这一领域的代表性企业。远景在内蒙古赤峰投产的32万吨级绿色氢氨项目，是全球首个大规模的绿电制氢氨工程，将发电与化工在园区内实现融合创新。远景能源高级副总裁、首席产品官娄益民认为，氢能发展的核心方向是降本和国产化，绿氢会成为更加普惠的绿色能源，在部分风光资源富集区实现与灰氢平价，变成极具市场竞争优势、可规模化应用的绿色“新石油”。

（四）应用场景从“车端主导”到“多元拓展”

2026年三部门联合通知对氢能应用场景进行了系统规划，优先布局燃料电池汽车通用场景（交通），同步探索氢冶金、绿色化工（工业）和掺氢燃烧（发电、建筑用能）等场景，构建“1个燃料电池汽车通用场景+N个工业领域应用场景+X个创新应用场景”的氢能综合应用生态。

图表：氢能主要应用场景成熟度评估

注：成熟度等级★越多表示商业化程度越高。氢冶金属全球首条万吨级示范线，处于中试向产业化过渡阶段；绿色氢氨醇已有规模化项目落地；氢储能和分布式发电仍处于试点验证阶段。

数据来源：综合行业公开信息、中投产业研究院

四、中国氢能区域布局与示范项目

（一）“西氢东送”：跨越数千公里的绿色动脉

中国氢能资源分布与市场需求之间存在着天然的空间错配——“西部风光富集、东部负荷集中”。这种格局催生了“西氢东送”的国家级氢能跨区域输送战略。

2025年，“西氢东送”输氢管道项目已取得积极进展。中石化规划的乌兰察布——京津冀纯氢输送管道已通过安全审查，全长约1132公里，沿线设置10座站场、47座阀室，项目进入开工冲刺阶段。全国首条跨省绿氢管道内蒙古段已获批，总长超400公里，北起内蒙古乌兰察布绿氢生产基地，南接北京燕山石化，标志着我国绿氢长距离输送进入规模化实施阶段。据中国产业发展促进会氢能分会数据，“西部产出、东部闲置”的结构性错配曾是大量绿氢氨醇项目面临的困境，而管道建设正在系统性地破解这一难题。

（二）三大区域集群：各展所长

从全国氢能产业的空间布局来看，京津冀、长三角、珠三角三大区域形成了各具特色的产业集群。

京津冀是国内较早开展氢能与燃料电池产业研发和示范应用的地区，通过建设氢走廊、强化氢供给、推进氢技术研发，串联起北京的研发创新优势、河北和天津的氢能供应及应用场景优势。河北张承唐氢能区域入选全国首批能源领域氢能试点，将构建起千亿级绿氢装备产业集群，打造“京津冀氢能走廊”。

长三角产业链最为完备，已形成涵盖制氢、储运、加氢、燃料电池应用等环节的完整产业链。2025年12月，江苏苏州、南通、盐城三市联合申报的“江苏沿江滨海氢能产业创新协同发展试点”入选国家首批能源领域氢能试点。浙江嘉兴已形成了“县域一体”的加氢供能网络。

珠三角以佛山南海为“氢都”核心。据公开报道，截至2025年底，南海已聚集氢能企业和机构超170家，是全国唯一具备燃料电池及系统8大关键零部件的县级区域，正在将氢能产业打造为年产值超千亿元的产业集群。广州白云区成功研发260千瓦氢燃料电池发动机系统“领航一号”，实现100%关键核心零部件国产化。

（三）2025-2026年代表性示范项目

2025年至2026年，一批具有标志性意义的氢能示范项目相继建成或取得突破：

绿氢合成氨：远景能源在内蒙赤峰投产的32万吨级绿色氢氨项目，是全球首个大规模绿电制氢氨工程，将发电与化工深度融合。

氢冶金：鞍钢集团全球首套万吨级绿电绿氢流化床氢冶金示范线于2025年9月全流程贯通，稳定产出金属化率达95%的绿色近零碳直接还原铁产品，碳排放降低90%以上。

输氢管道：中石化乌兰察布——京津冀纯氢管道全长约1132公里，2025年12月通过安全审查，进入开工冲刺阶段。

液氢全链条示范：2026年5月，荣程新能牵头在天津启动液氢制储运加用全链条示范项目，完成4台液氢重卡交付，配套液氢加氢站同步投运。

海上PEM电解槽：2025年11月，全球首个海上千方PEM电解槽及制氢系统在江苏南通启动全功率测试，系统重量减轻至传统碱性制氢系统的1/6。

图表：2025-2026年中国氢能代表性示范项目

数据来源：综合项目公开信息、中投产业研究院

五、中国氢能政策协同与成本下降路径

（一）降本目标：从“政策驱动”到“市场驱动”的路线图

2026年3月，工信部、财政部、国家发改委三部门联合印发的氢能综合应用试点通知，为氢能产业设定了清晰的降本路线图：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。政策同时将终端用氢价格设为硬性考核指标，精准指向用氢成本过高这一产业发展最大瓶颈。

在政策激励方面，单个城市群4年试点期内奖励上限16亿元，奖励资金仅限统筹用于氢能综合应用，需切实降低用氢成本并传导至终端消纳环节。三部门通知提出优先布局燃料电池汽车、绿色氨醇、氢基化工原料替代、氢冶金、掺氢燃烧等场景，同步探索创新应用场景，构建“1个燃料电池汽车通用场景+N个工业领域应用场景+X个创新应用场景”的氢能综合应用生态。这一政策设计将“技术攻关”升级为“培育经济增长新动能”，标志着氢能战略目标从“碳中和技术储备”转向“经济增长新引擎”。

（二）地方补贴与碳交易的协同

在中央政策指引下，各地相继出台氢能补贴政策。以广东为例，试点政策推动氢能应用场景从燃料电池汽车向交通、工业等多元领域拓展，提升清洁低碳氢供给能力。佛山南海发布了多项产业发展成果，鼓励氢能在多领域的规模化应用。京津冀城市群、长三角城市群等也在积极推进加氢站建设补贴和氢燃料电池汽车购置补贴。

碳交易与氢能之间的协同效应也开始显现。随着全国碳市场的成熟，绿氢替代灰氢所带来的碳减排量有望通过碳市场实现价值兑现，这将进一步改善绿氢项目的经济性。国家能源局明确以“十五五”目标为牵引，加速培育氢能未来产业，释放出氢能正从“试点示范”迈向“规模化发展”的清晰信号。

（三）从“示范盆景”到“产业森林”：跃迁的底层逻辑

从“示范盆景”到“产业森林”，中国氢能产业的跃迁背后有三条清晰的逻辑线。

第一条是政策逻辑的升级。从2022年三大战略定位到2025年《能源法》确立法定地位，再到2026年政府工作报告定位为“新增长点”和“十五五”规划“未来产业”的战略高度——每一次政策定位的跃升，都对应着产业成熟度的质变。政策目标正从“能不能做”转向“怎么做大”。

第二条是产业逻辑的成形。从上游电解槽产能到中游输氢管道，从下游加氢站到多元化应用场景，氢能产业链正在从“断点”走向“贯通”。新疆库车、宁夏宁东、内蒙古赤峰、吉林大安和松原等项目建成投运，氢能生产——储运——应用产业流程逐步贯通。

第三条是成本逻辑的破局。电解水制氢成本已降至20-30元/公斤区间，较2020年下降近40%；碱性电解槽中标均价降至531万元/套；加之2026年三部门政策设定的2030年终端用氢25元/千克的降本目标，氢能产业正在逼近“市场自发运转”的临界点。远景能源高级副总裁娄益民认为，氢能行业发展的痛点在于技术密集、资产重、投资回报周期长，此次国家层面设立低碳专项基金，正是从资本端为产业注入长期耐心资本的有力举措。

图表：2025-2030年中国氢能产业降本路线图

数据来源：国家能源局、工信部、财政部、国家发改委、行业公开信息、中投产业研究院