罗兰贝格：2026年中国氢能产业发展白皮书

“十五五”随着全球气候治理深化与极端气候对能源韧性要求提升，氢能作为清洁高效的二次能源，在能源转型中的核心价值日益凸显。目前国际社会已构建起从联合国引领到各国部署、从标国密集出台扶持政策、完善产业布局，加速氢2024年第二十九届联合国气候变化大会发布1002050年达9600万吨的中长期目标；国际能源署

截至4145地区正式公布了氢能产业发展战略及配套实施十五五”氢能也与量子科技、具身智能等被归类为未来短期的政策支持以帮助过渡；而中国采取自下同缩短进入成熟期所需要的时间01 英 欧盟日本65-美国65-英 欧盟日本65-美国65-韩国印度全球总体目标30-117 氢能主要分为灰氢、蓝氢与绿氢三类，不同类型的氢能在碳排放强度、生产成本、技术成熟均为全球氢能发展蓝氢作为基于CCSCCUS技术的“副产品氢向绿氢过渡的“桥梁方案环境优势与长远发展潜力，是推动氢能大规模氧化碳排放。灰氢目前占全球产量超99%，是部分地区的氢气供应与部分场景的低成本应然而受限于灰氢减排空间有限，产能扩张受到严格管控等因素，氢能产业中长期的发展重点蓝氢是在化石能源制氢过程中配套CCUS（碳术成本过高的严峻挑战，蓝氢生产成本普遍高

解水制氢，不依赖化石燃料且无碳排放，是产本快速下探。在中国西北、华北等资源优质地罗兰贝格预测，2030年中国绿氢理论成本有源富集区大规模建设，从根本上解决产能与需求的地理错配问题。实现“风光发电—绿氢生环境效益。02 若以2040键节点，罗兰贝格认为未来氢能产业创新发展的重心在于绿氢增量的快速释放并附加带动灰氢存量的高效利用，而未来绿氢的发展可清色。03依赖各国政府的专项政策支持与资金扶持。全规模制氢技术的成熟度、关键装备的稳定性以在此阶段，海外市场与中国市场在产业发展进程与推进模式上分化显著。海外氢能产业发展市场、金融等多个维度，具体可归纳为四大核受地缘政

阻力。04当前绿氢的生产成本为灰氢的2-3心目标。目前仅中国的碱性电解槽（ALK）实现了单机千标方/小时以上的量产能力，而欧美国家的电解槽装备性能距离大规模金融支持不足形成高门槛：氢能项目普遍具有投资规模大、建设周期长、回报周期久、2025大型项目相继投产运行，大标方、高效率电解标志着中国成为首个掌握超2026-

2031-

2036-

目年

2025年5

2025年9

2025年9Slite决定将其氢冶金项目第二/三阶段推迟三年

2025年12同优化，氢气市场将逐步降低政策依赖，成为中国将逐步承担技术输出与标准制定的角色场参与主体更丰富、基础设施覆盖持续扩大、商业模式多元创新，逐步形成“技术支撑-产能提升-需求增长-成本下降”的自循环，核心特更多中小型企控制、氢气管道运营、绿氢积分交易平台、

基础设施体系逐步完善：远洋液氢运输船、千公里级的高压氢气管绿氢逐步替代灰氢在大宗商品化阶段，氢气将正式成为与石油、天然气、煤炭并列的全球性大宗商品。全球性的氢能产品交易所/金融支持工具等逐渐涌现，重塑全球能源贸易格局，为实现碳中和提中国总体氢气产能已超5000万吨/年，其中2024年绿氢产能超过12万吨，2025年超过25万吨，实现翻倍增长。凭借低发电成本、坚定政策、完善的产业链基础及丰富应用场景，中国已率先实现区域性氢能项目落地运营。2023库车全面建成投产；20252025计推广燃料电池汽车近4万辆。罗兰贝格分析中国可再生能源发电装备产业已实现全球领跑，建成全球最完整的风光产业链，光伏核心环节产能占比超90%、风电装备全球市占率超70%，规模化成本优势显著，我国光伏、陆上风电LCOE（平准化度电成本）已稳居全球低位。05

需要约55目015元/度的LCOE下，电力成本已从2020年的16.公斤降低至约8.3未来在大型数据中心用电需求的刺激下，叠加高效光伏电池、大兆瓦风力机组等供给端技术2030年达到0.13元/度的LCOE，使得绿氢电力成本降至6.2元/公斤，综合成本降低至11.8元/公中国政府高度重视氢能产业的发展，将其明确纳入国家能源发展战略体系，通过多个五年规划的接续推进。06在“十四五”期间，政策重心逐步转向氢能交通,2026-20272026-2027 海上风电陆上风电集中式光伏2025煤电LCOE资料来源：WoodMackenzie执政特点–执政特点–言(2035目标“非化石能源消费占比达30%以上“风电、太阳能发电总装机较2020年增长6倍以上产业愿景–经济十五经济刺激–业发展我国风电光伏装机规模历史性我国十四五期间新能源专利数量占全球四成新能源汽车动力电池5年来充电效率提升4倍贴、加氢站建设补贴等政策，推动燃料电池汽车的规模化推广与示范应用，验证氢能在交通领域的应用潜力与商业模式。07展望“十五五”，在当前国家“十五五”规划建议中，氢能与6G、具身智能、核聚变等与热点话

能交通扩大至整个氢能产业链产业基础与资源分布，以更为科学的城市群模景需求，分别提供对应的奖补政策，意味着氢能产业将更加理性地加速迈向商业化。08（2021-点工作的通知（2026年（2021-点工作的通知（2026年3月1NX业化窗口期，科技突破驱动全产业链的自主升级。2012年前后，美国、欧盟等主要市场纷纷对中国光伏产品发起反倾销、反补贴调查。在企业端：龙头企业加大研发投入，聚焦硅产品成本较2012年下降超过80%，成功摆国内高校与科研机构纷纷构建产学PERCOPConHJT等新技领先的技术基础与产业实力，是全球少数几个能够依靠本土企业打造大型氢能示范项目的产业链协同效率高、技术迭代速度快等显著优中国是全球可再生能源发

制氢装备：中国在制氢装备领域呈现出ALK、PEM、AEM三大技术路线齐头并进的发展格局，技术研发与产业化进程均处于全球前列。目前国内已有超过30家电解槽企业开展研发生产工作。市场参与主体的多元化有效推动了技术的快速迭代与成本的中国在氢气储运技术领域开展了中国氢燃料电池技术已成功应了以重塑能源为代表的领先的燃料电池企业，能够提供从燃料电池电堆、系统集成到主动承担起氢能产业发展初期的高风险，充分的优势，协调整合产业链上下游资源，落地了多个大型氢能示范项目。国央企有效带动了民当前绿氢产业的技术成熟度（TRL）水平仍处于7级（技术成熟度共分为9级，9级为最高水平），这意味着绿氢技术已完成实验室研发与制氢项目验证。然而，从多个示范项目的运行情况来看，无论是制氢装备、项目运营还是产在氢能发展中，灰氢较为成熟，上游供应与下游消纳匹配逐渐固化。但绿氢仍处于早期阶场发展速度的核心因素。罗兰贝格认为支付意组成。其中，理性支付意愿是指客户基于自身估；感性支付意愿则是指客户基于企业社会责任、品牌形象、绿色发展理念等非经济因素，

应用领域的深度调研与数据分析，测算得出了不同场景下客户的绿氢支付意愿数据。结果显示，各场景的支付意愿存在显著差异：船用绿面向欧盟出口的冶金、天然气掺氢、煤电掺氨以及内销冶金的可接受价格分别约为27元/kg8.8元/kg以及5.6元/kg。09绿醇、绿氨出口、氢能交通、SAF等少数场景能够消纳当前成本水平的绿氢。绿醇、绿氨等求规模有限，且面临国际贸易政策变动、汇率波动、合成技术不稳定等内外部风险；SAF目前仍处于技术研发与示范应用阶段，短期内难而燃料电池汽车的潜力则更大。主要体现在两消纳渠道。在政策的支持下，能够承接25元的成本竞争力。即使在完全不依赖补贴的情况下也可提供出厂价1418元的消纳渠道，高于其他工业应用场景。此外，燃料电池重卡具有极稳定且较高价格消纳的核心应用场景，助力项支付意愿之间的差距，是当前绿氢产业发展的当务之急。针对这一问题，罗兰贝格提出了三与客户支付意愿之间的差额，从而激励企业通过强化碳排放约束机制，对高耗能、高排放行业，适当提升碳税征收标准，增加碳排放成本。在此压力下，企业将主动寻求低碳替代方案，愿产企业提供一次性绿氢项目固定资产投资氢能基础设施是制约绿氢规模化应用的核心问题。全球约80%氢气应用于炼油、化工等区公共氢能基建需求极低，这致使大规模储运管氢运输成本高于制氢成本、被迫空放的情况，灰氢资源配置效率有待提升。而绿氢需求呈现致氢能基建投资回报率偏低，市场主体投资意“需求不足—投资不足—基建落后—需求难增长”的恶性循环。高昂的储运成本大幅侵蚀项目利润，严重影响绿氢项目的盈利性与可持续发展。在运输环节，当前绿氢的运输主要依赖两种方

输氢管道目前主要用于封闭场景下的氢气输送，具有运输成本低（约为每公斤0.7元/百公里）、输送效率高（0.5-2吨/小时）高压管束车运输则具有灵活性高、适用范（每公斤氢气运输100公里的成本约为6-7元）且单车运输能液氢储运则是通过在产气地对氢气进行液车进行长距离运输。相较于输氢管道灵活盖周边200氢的跨区域应用，且短期内液氢的成熟性与实选址阶段，除了评估风光资源禀赋外，必须前分布进行综合定位，确保工厂与用户在地理空绿氢增量发展的核心前提，而配套法规标准的政策文件中对绿氢的氢气来源、生产工艺、碳排放强度等关键指标的区分不足，对于绿氢生产过程中的可再生能源电力认证、碳排放核算边界、追溯体系建设等运营层面的细节问题，实践中对于绿氢的界定存在较大分歧。核算体针对这一问题，罗兰贝格呼吁国内氢能相关协会和行业联盟发挥桥梁纽带作用，组织行业内的龙头企业、科研机构、高校等相关主体，共同研究制定绿氢认定标准、氢气全生命周期碳排放核算方法等团体标准，明确绿氢的核心指展深度协作，率先推出地方性的绿氢法规与标准。通过团体标准的先行先试与地方法规的试点推广，为国家层面统一法规标准的出台提供的产业生态系统。从上游的可再生能源发电、涉及不同的市场主体，且每个参与主体都有自身独立的利益诉求与风险考量。绿氢项目的顺前国内大量的绿氢项目（如国能阿拉善项目、辉发绿能阜新项目等）在可行性研究阶段就因利润率、资金要求等各种边界条件不满足而终段，而在已运营的项目中，部分项目因成本过高、需求不足等问题存在亏损运营或减量运营对此罗兰贝格提出三大解题思路：一是集团性消纳等多个角色，内部协调利益诉求，控制项目风险，适合综合型国央企；二是核心企业从

地周期较长，存在风险外溢可能性；三是地区政府介入，提供包括制氢政策补贴、转型基金支持、基础设施配套、上下游企业招商的一揽跟踪测试与运营数据显示，实际运行工况与理论模型模拟之间仍存在一定的差异。受限于可再生能源发电的波动性及现场复杂的环境因素，部分项目出现了电解槽寿命衰减速度略快于预期、实际产氢负荷率未能完全达到设计值等情况。这反映出当前电解槽技术在向大规模要从根本上解决这些问题，实现技术的成熟与稳定，需要行业上下游企业协同发力，重点攻在过去，其主要应用于稳定的市电条件下生产氢，这一转型对设备提出了双重核心要求：一方面需实现产能规模化扩张以匹配绿电项目的大型化布局，另一方面需具备极强的抗电源而，当前主流产品难以满足规模化绿氢项目的发，在实际的波动电源运营条件下，从制造工攻关，实现对绿电波动的毫秒级响应与精准适配。10 单日典型曲线：波动最大波动最小发电最高发电最低储能储能 弃储能调节/储能 储能 制年度统计：单日发电量以及日度发电波动的集中在~能进行调节也无法避免造成约弃电

16%14%16%14%

20%5%20%5%6%天数电的成本结构呈现出显著的“结构性冗余”特征30封件等不具备化学活性的结构件占据，这一高技术必须坚定不移地朝着大标方（≥1000Nm³/h甚至更高）方向发展，大幅摊薄单位产能下的结构件投入，从而有效控制单标然而，这种高度集成的规模化路径并非简单的物理堆砌，而是一场涉及材料科学与精密制造的深刻变革，随之而来的一系列复杂工程化问随着电解小室面积的大幅增大，对极片平整

度、流场均匀性及组装公差的控制精度提出了严苛挑战；一旦制造工艺控制不达标，流场分布不均极易引发“电流成团效应”，不仅显著增ALK（碱性电解槽）、PEM（质子交换膜电解槽）、AEM（阴离子交换膜电解槽）三大主流路线与不同制氢场景的适配性尚成本控制、场景兼容性等关键维度。每条主技化层工艺（CCMCCS）、催化层材料（泡沫企业均将其视为核心保密技术，缺少行业交以形成集中攻关的合力，延缓了各路线核心技结合当前技术发展现状，行业主流观点已形成基本共识：ALK为当前业务基盘，PEM与AEM为未来发展方向：ALK电解槽具备制造成本低、运行寿命长、供应链成熟等优势，但抗电源波动性较弱，启停响应速度慢，难以适配绿电快速波动的运行特征；PEM电解槽则可在10%-100赖铂、铱等贵金属催化剂，推高了设备初始投

以及制造工艺等方面的技术成熟度仍有待提罗兰贝格认为未来绿电制氢产业将出现两种针对大型离网/AL+PEM/AEMAL作为经济性基本盘承担大规模稳定制氢任务，PEM或AEM风光电厂弃电制氢项目，高倍率用电侧储能系统+PEMAEM方案将成PEM或AEM跟随弃电功率调整运行强，对于电解槽的性能与成本要求远高于前在2030年之后。目前，中国已实现氢能大规模应用的点状突破。“十五五”期间，需通过持续的政策支持换划。中国延续“问题导向、应用导向”的发展纲领，通过政策扶持示范项目推动产业升级。从容应对核心挑战。其成功要素可为我们在更广在氢能交通领域，重塑能源与中国石化以上海燃料电池汽车示范应用项目为契机，通过协同合作，在上海区域首创“车找站、站找车”联动模式，以此规划建设加氢站、推广氢能车辆。项目依托现有加油站资源进行改造，建设油本，实现“以油养氢”。以上海非危石化产品运输为例，重塑能源配套开发49吨6x4氢能牵引游客户仓库，形成了固定区域内“货+车+站”的生态闭环。同时通过“车-站-景”协同，避免车辆绕路加氢，满足了商业场景适配与运营成本离不开配套政策支持。地方政府提供补贴、税

聚焦于氢能重卡应用场景，“封闭/半封闭运营场景可预期现金流+一定基建基础”的的钢铁/焦公转铁”焦化炉/变电站低成本补建加氢站；在大型港“港口-堆场-铁路”设氢能车队，并改造沿途加油站。此外，放眼整体氢能、尤其是未来重点的绿氢行业发展来2024沿线氢能重卡带载运输，验证了开放场景下大景的独特优势。同时依托中石化加油站网络，封闭短倒场景，渗透至规模最大的干线长途物航产品，满足核心使用场景的底线要求，既发挥了氢能的技术优势，又解锁了更大的潜在市场空间。其次，当市场供给端有能力承接市场需求但面对基础设施不足的难题时，由大型央企带头补足公共基础设施，选择短期内承担一定盈利压力，为产品与技术商业化扫清障碍，聚焦在氢能重卡应用场景而言，当前从打通试运营到形成商业化规模化应用，还存在一定距合适的线路决定项目落地的经济性和应用的可持续性。政府与企业端应先围绕已识别到的优势线路，先在局部优势线路上进一步做好规模化应用，逐步提高配置的氢能重卡数量，优化运力效率。在重点优势线路的规模化应用成熟之后，再考虑复制该成功模式，逐步扩大至其他更广泛区域范围。央国企可继续发挥带头作用，逐步推广至沈阳-湛江的沿海通道、沪昆干网络的基础上，吸引社会资本进行补充，逐步——副产氢开发就近利用点，自建纯化设备与2座加氢母站及数十座子站，支持数百辆氢能重卡运营，成功实现副产终端应用价格达到20元/kg以下。同时，重塑电池系统、车辆硬件以及车联网系统，助力其逐步拓展至周边工业原料运输，成功构建氢能交通“自产氢+自储运+自消纳+平台化运营”闭环小生态，推动了氢能重卡的规模化应用。该西钢铁企业模仿，为传统高耗能企业绿色转型该项目案例存在三大关键要素值得深思。在大型链主企业主导下，将氢源与周边运力需求进行强绑定，实现供需高效匹配，减少成本高昂

综合成本。最后，积极推动氢能重卡的产品升距离的运力需求，通过满足单点加氢的补能需广至“氢源富集+规模化运输需求”进一步延伸至蓝氢/绿氢项目来说，业主方需积极探索并合理利用项目周边运输需求，围绕商业运营环境吸引氢能车队或化工企业布局，构建多元化的氢气消纳渠道。——真实工况驱动技术收敛重塑能源主导建设了太阳山项目，项目设计制氢规模超2万Nm/hALK与PEM电解槽混联模式提升抗波动性，建设了全国首个针对波动性风光绿电输入的电解槽装备测试中心（最大测试能力3000Nm³/h），可提供全工况测试环境，用于评估ALK/PEM/AEM电解槽装备性能并积累数据。从目前产业进度而言，太阳山项目不仅填补了国内波动性电源下电解槽真实应用的空白，也将有效推动技术路线收敛及工程化优化。通过该项目的实际运型与运行策略优化的数据依据。而在行业标准层面，太阳山项目也为行业标准制定提供有效在复杂场景下的适用性。与此同时，我们还看针对PEM和AEM电解槽技术的验证，例如中石化集团在库车项目的基础上新建PEM电解槽设备耦合测试系统，而三峡集团也在北海开阳山项目作为首个“源网荷储测”价值在于发挥燃料电池企业在电化学领域的深厚技术积淀，可通过在真实离网/弱并网风目覆盖包括PEM和AEM

注。首先，需要具备品牌影响力的领军央企牵头整合全产业链资源，打造闭环商业模式。同时，华电达茂旗氢能项目聚焦围绕高价值消纳济性。最后，当地政府对于“风光氢储”一体化项目的政策支持，以及推动区域能源转型的决发展已占据领先身位，尤其在PEM和AEM等的应用，并考虑构建落地更多项目，实现新型应用验证。唯有通过真实项目的长期稳定性验证、收集真实数据，才能为中国氢能装备优化资，以自持的周边三个煤电厂运力需求与当地政府提供加氢补贴为抓手，通过市场化招标吸引多家氢能车队运营商、燃料电池企业参与，锅炉燃气掺氢的使用场景，通过自建管道及管束车定向分配约80%的年产能。此外，华电达氢能重卡运力场景，实现面向集团内以及集团外货主的大宗货物运输。重塑能源等链上企业氢+多元消纳”商业模式，为其他跨行业氢能应

华电达茂旗项目为解决当前中国市场绿氢项目消纳难、经济性不佳的现实难题提供了出色的从区域和消纳场景来看，此融合模式可推广至“风光资源富集+周边运力需求稳定”的用“风光氢储”围绕矿产运输、冶金及天然气掺氢建立多元消港口的区域，由央企化工/能源集团牵头，锁定绿氨/绿醇出口渠道作为主消纳，并引入燃料电池重卡承接集团内部货物运输作为灵活补项目经济性回报。上海环境能源交易所牵头，联合中石化、国电投、重塑能源等头部央国企与民营企业（涵盖业研究等领域制定及基础数据收集工作。2025年4了业界一致认可，填补了氢气利用碳排放核算标准的空白。该标准明确了焦炉煤气、氯碱、丙烷脱氢三类主流工艺的核算边界（覆盖原料≥99volCO₂当量呈现。这有效解决了长期以来核算方法不统一、数据不可比的痛点，为