2025年中国氢能行业市场研究报告：制储运加用全景

2025年中国氢能行业市场研究报告：制储运加用全

景

行业研究报告｜新能源/汽车｜中国

2026年8月

本报告基于公开信息整理分析，报告内容仅供参考，不构成任何投资建议或决策依据。数据来源已在文中标注，

如有误差以官方发布为准。

目录

1.执行摘要

2.行业概述

2.1定义与分类

2.2发展历程

2.3当前阶段判断

2.4产业链全景

3.市场规模与增长趋势

3.1历史规模与氢气产量

3.2制氢环节分析

3.3储运环节分析

3.4加氢环节分析

3.5用氢环节分析

3.6增长驱动因素

3.7未来预测

4.竞争格局分析

4.1主要参与者

4.2市场份额

4.3竞争特点

4.4竞争对比矩阵

5.下游应用与客户分析

5.1客户画像与应用场景

5.2需求痛点

5.3采购行为

6.技术/政策/宏观环境（PEST）

6.1政治环境

6.2经济环境

6.3社会环境

6.4技术环境

7.风险与挑战

8.结论与建议

9.数据来源与参考

1.执行摘要

2025年，中国氢能产业在政策顶层设计持续完善、技术成本加速下降和示范应用规模扩大的共同推动下，进入从示范

培育向商业化初期过渡的关键阶段。全年中国氢气产量达到约3,800万吨，同比增长约6%，其中绿氢产量约25万吨，

同比增长约150%，虽占比不足1%但增速远超灰氢，能源转型属性初步显现[来源：中国氢能联盟《中国氢能源及燃料

电池产业白皮书2026》，2026年；中国煤炭加工利用协会，2026年]。加氢站累计建成数量突破500座，燃料电池汽车

保有量约2.8万辆，京津冀、上海、广东、河北、河南五大燃料电池汽车示范城市群推广车辆占全国总量约75%[来源：

中国汽车工程学会《2025年燃料电池汽车示范应用报告》，2026年]。

行业呈现三大核心趋势：其一，绿氢项目从规划走向落地，2025年国内绿氢规划产能超过300万吨/年，实际投产产能

约15万吨/年，电解槽出货量约3GW，碱性电解槽成本降至1,200—1,500元/kW，PEM电解槽国产化率提升至50%；其

二，储运环节成为产业链瓶颈，高压气态储运仍为主流，但液氢、管道输氢、固态储氢等中长距离储运技术加速示

范，内蒙古—京津冀纯氢管道示范段启动建设，液氢民用化取得突破；其三，应用场景从交通向工业、发电多元拓

展，氢冶金、氢化工、氢储能等新兴应用开始规模化探索，工业用氢占比仍超90%但绿氢替代空间广阔[来源：中国氢

能联盟，2026年]。

竞争格局方面，制氢环节呈现“灰氢主导、绿氢崛起”态势，传统能源企业（中石化、中石油、国家能源集团）依托资

源优势布局全产业链，新兴绿氢企业（隆基氢能、阳光氢能、中船派瑞氢能、国富氢能等）在电解槽和装备制造领域

快速成长；储运加环节，中集安瑞科、国富氢能、京城股份等装备企业占据高压储氢瓶和加氢站设备主要份额；燃料

电池环节，亿华通、重塑集团、国鸿氢能、捷氢科技等系统集成商竞争激烈，但整体仍处商业化早期。行业整体盈利

能力较弱，多数企业依赖政策补贴，尚未实现内生增长。

展望2026年，中国氢能产业将延续“政策驱动+示范扩围”的发展节奏。预计氢气产量突破4,000万吨，绿氢产量翻倍至

50万吨以上，电解槽出货量达6—8GW，加氢站超过650座，燃料电池汽车保有量突破4万辆。关键催化剂在于绿氢成

本下降路径、储运技术突破和碳市场纳入氢能。需警惕绿氢项目经济性不足、技术路线分散、标准体系滞后以及基础

设施利用率偏低等风险。长期看，氢能作为实现深度脱碳的战略性二次能源，在工业、交通和储能领域具备不可替代

的潜力，行业正处于黎明前的蓄力期。

2.行业概述

2.1定义与分类

氢能是指以氢为载体储存和释放能量的能源形式。氢是宇宙中含量最丰富的元素，燃烧热值高（约为汽油的3倍），燃

烧产物仅水，是理想的清洁能源载体。氢能产业链覆盖氢的制取、储存、运输、加注和终端应用，通常简称为“制储运

加用”五大环节。

按制氢来源与碳排放分类：

灰氢：以化石燃料（煤、天然气）为原料制取，生产过程中排放大量二氧化碳。煤制氢成本最低（约8—12

元/kg），天然气制氢次之（约12—18元/kg），是中国当前氢气的主要来源，占比约80%。

蓝氢：在灰氢基础上增加碳捕集、利用与封存（CCUS）设施，降低碳排放，成本较灰氢增加30%—50%。

绿氢：以可再生能源电力电解水制取，全过程近零碳排放。成本目前较高（约25—40元/kg），但随着电解槽

成本下降和绿电价格走低，降本潜力巨大。

按储运方式分类：

高压气态储运：将氢气压缩至20MPa（长管拖车）或35MPa/70MPa（车载储氢瓶），技术成熟，但储氢密度

低、运输半径有限（经济半径约200公里）。

液态储运：将氢气冷却至-253℃液化，储氢密度显著提升，适合中长距离和大规模运输，但液化能耗高（约占

氢能量的30%—40%），装备成本高。

管道输氢：利用专用管道或天然气管道掺氢输送，适合大规模、长距离运输，但初始投资大，技术标准和安全

性要求高。

固态储运：利用金属氢化物、有机液体等材料吸附或化学储氢，安全性好、储氢密度高，但技术尚处研发示范

阶段。

按应用领域分类：

交通领域：燃料电池汽车（重卡、公交、物流车、乘用车）、船舶、轨道交通、无人机等。

工业领域：氢冶金、炼油加氢、合成氨、合成甲醇、电子工业等，是当前用氢主要场景。

发电与储能领域：氢燃气轮机、燃料电池分布式发电、氢储能（电—氢—电）等。

建筑领域：氢燃料电池热电联供、氢能供暖等，中国尚处起步阶段。

2.2发展历程

中国氢能行业发展可划分为三个阶段：

第一阶段（2001—2015年）：技术储备与研发期。此阶段氢能主要作为工业原料（合成氨、炼油），能源属性未被充

分认识。国家通过“863计划”“973计划”支持燃料电池和制氢技术研发，北京奥运会、上海世博会示范运行少量燃料电

池汽车。产业规模小，缺乏系统政策支持。

第二阶段（2016—2021年）：政策启动与示范探索期。2016年《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》将

氢能列为重点方向。2019年氢能首次写入《政府工作报告》，提出“推动充电、加氢等设施建设”。2020年财政部等五

部委发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，确定京津冀、上海、广东为首批示范城市群，采取“以奖代补”

方式支持燃料电池汽车推广。此阶段加氢站从不足50座增至200余座，燃料电池汽车保有量从数千辆增至约8,000辆，

示范效果初显。

第三阶段（2022—2025年）：顶层设计完善与全产业链发力期。2022年3月，国家发改委、国家能源局发布《氢能产

业发展中长期规划（2021—2035年）》，明确氢能是“未来国家能源体系的重要组成部分”和“用能终端实现绿色低碳转

型的重要载体”，设定2025年燃料电池汽车保有量约5万辆、可再生能源制氢量10万—20万吨/年的目标。此后，各地方

政府密集出台氢能专项规划，五大示范城市群扩容至河南、河北，形成“3+2”格局。2023—2025年，绿氢项目大批上

马，电解槽产能快速扩张，液氢、管道输氢等中游技术加速示范，氢冶金、氢化工等工业应用启动。截至2025年底，

燃料电池汽车保有量约2.8万辆，虽未完全达到规划目标（5万辆），但产业链完整度显著提升，行业从“政策驱动”向

“政策+市场双轮驱动”过渡。

2.3当前阶段判断

中国氢能行业处于导入期向成长期过渡的临界点，全产业链初步贯通但尚未实现商业化闭环。量化依据如下：

规模基数小但增速高：2025年氢气产量3,800万吨，但其中用于能源的氢气不足5%。燃料电池汽车保有量2.8万

辆，仅占新能源汽车保有量的0.08%，但同比增长约75%。绿氢产量25万吨，同比增长150%，虽绝对量小但增

速显著。

成本尚未达到经济性拐点：绿氢制取成本约25—40元/kg，高于灰氢的8—15元/kg；燃料电池汽车购置成本是

同级纯电动车的2—3倍，加氢费用约60—80元/kg，全生命周期成本仍高于柴油车。行业盈利严重依赖补贴。

基础设施利用率低：2025年全国加氢站平均日加氢量约200kg，仅达设计能力的30%—40%，多数加氢站处于

亏损运营。储运环节存在明显瓶颈，高压气态运输半径短、成本高，制约氢能规模化应用。

政策体系初步建立但标准仍需完善：氢能作为能源品种管理已明确，但制储运加各环节技术标准、安全规范、

碳核算方法等仍不健全，制约项目审批和跨区域流通。

综合判断，氢能行业正处于“从0到1”向“从1到10”的过渡期，未来3—5年仍以政策推动和示范应用为主，预计2030年前

后绿氢在部分场景实现与灰氢平价，行业进入快速成长期。

2.4产业链全景

氢能产业链可划分为上游制氢、中游储运加注、下游应用三大环节。

上游制氢：包括化石燃料制氢（煤制氢、天然气制氢）、工业副产氢提纯（焦炉煤气、氯碱副产氢）、电解水制氢

（碱性电解槽、PEM电解槽、固体氧化物电解槽）。2025年中国氢气来源中，煤制氢约占55%，天然气制氢约15%，

工业副产氢约22%，电解水制氢（含绿氢）约3%，其他约5%。绿氢项目主要布局在风光资源丰富的内蒙古、新疆、

甘肃、宁夏等地。

中游储运加注：储氢环节包括高压气态储氢瓶（I型、II型、III型、IV型）、液氢储罐、固态储氢材料、有机液态储氢

载体等；运氢环节包括长管拖车、液氢罐车、管道输氢；加氢环节包括加氢站设备（压缩机、加氢机、储氢罐、冷却

系统）和加氢站运营。2025年中国已建成加氢站约520座，其中固定站约350座，撬装站约170座，35MPa加氢站占主

导，70MPa站数量较少。

下游应用：交通领域以燃料电池重卡和公交车为主，2025年燃料电池汽车销量约1.1万辆，同比增长约60%，其中重卡

占比约55%，公交车约20%，物流车约15%，乘用车占比不足5%。工业领域，氢冶金示范项目（宝武富氢碳循环高

炉、河钢氢基竖炉）持续推进，合成氨和甲醇的绿氢替代开始起步。发电领域，氢燃料电池分布式发电项目在多个园

区和医院示范运行，氢燃气轮机技术储备中。

整体来看，中国氢能产业链各环节均已具备一定基础，但“制—储—运—加—用”之间的衔接与规模匹配仍存在明显短

板，储运环节是当前最突出的瓶颈，也是未来突破的重点。

3.市场规模与增长趋势

3.1历史规模与氢气产量

2021—2025年中国氢气产量及氢能相关产值数据如下：

氢气产量同比增绿氢产量燃料电池汽车保有加氢站数量氢能相关产值

年份

（万吨）长率（万吨）量（万辆）（座）（亿元）

20213,3004.8%2.00.82182,600

20223,4504.5%4.01.23103,100

20233,5803.8%7.01.64003,800

20243,6000.6%10.01.84404,200

20253,8005.6%25.02.85205,500

数据来源：中国氢能联盟《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》（2022—2026年），中国汽车工程学会《2025年燃料

电池汽车示范应用报告》，2026年。注：氢能相关产值包含制氢设备、储运装备、加氢站设备、燃料电池系统及终端

应用产值。

2025年氢气产量同比增长5.6%，主要受工业用氢需求恢复和绿氢项目投产带动。绿氢产量从2024年的10万吨跃升至25

万吨，增长150%，占氢气总产量的0.66%，虽然占比仍极低，但标志着可再生能源制氢开始实质性贡献增量。氢能相

关产值达到5,500亿元，同比增长31%，其中电解槽、加氢站设备和燃料电池系统是增长最快的板块。燃料电池汽车保

有量2.8万辆，同比增长约56%，加氢站数量突破500座，基础设施网络初步成型。

3.2制氢环节分析

制氢是氢能产业链的起点，当前以灰氢为主，绿氢快速崛起。

灰氢与工业副产氢：2025年中国煤制氢产量约2,090万吨，占55%；天然气制氢约570万吨，占15%；工业副产氢约836

万吨，占22%。灰氢成本低，是当前氢能供应的主体，但碳排放高，未来将逐步被蓝氢和绿氢替代。工业副产氢（焦

炉煤气、氯碱副产氢）因具有“变废为宝”属性，在示范期作为过渡氢源具有经济性，但总量有限且纯度需提纯。

电解水制氢（绿氢核心）：2025年电解水制氢产量约115万吨，占总产量3%，其中绿氢（可再生能源电力电解）约25

万吨，其余为电网电解或混合来源。电解槽出货量约3GW，其中碱性电解槽占比约85%，PEM电解槽占比约12%，

SOEC等占比约3%。碱性电解槽单槽最大产氢量达到1,500Nm³/h，系统成本降至1,200—1,500元/kW，较2020年下降

约40%；PEM电解槽成本约4,000—6,000元/kW，国产化率提升至50%，但质子交换膜和贵金属催化剂仍部分依赖进

口。

绿氢项目经济性：2025年风光发电度电成本在资源富集区已降至0.15—0.20元/kWh，配合电解槽成本下降，绿氢制取

成本降至25—35元/kg，较2020年下降约50%，但仍高于灰氢成本（8—15元/kg）。经济性拐点预计在绿电价格降至

0.10元/kWh以下或碳价升至200元/吨以上时到来。内蒙古、新疆等地通过“风光氢储一体化”模式将绿氢成本压至20

元/kg左右，已接近部分工业用氢的承受上限。

制氢环节竞争格局：传统能源央企（中石化、中石油、国家能源集团）主导灰氢和蓝氢布局，同时大举投资绿氢项

目；新兴装备企业如隆基氢能、阳光氢能、中船派瑞氢能、国富氢能等在电解槽制造领域快速起量，形成“能源巨头

+装备新锐”的竞争格局。2025年碱性电解槽市场CR5约60%，隆基氢能、中船派瑞氢能、阳光氢能、国富氢能、华电

重工位居前列。

3.3储运环节分析

储运是氢能产业链承上启下的关键环节，也是当前成本高企的主要瓶颈。

高压气态储运（主流路线）：2025年高压长管拖车仍是最常用的运氢方式，运输半径约200公里，单次运输量约500—

1,000kg，运输成本约8—15元/kg（200公里内）。储氢瓶方面，III型瓶（金属内胆碳纤维缠绕）在车载和固定储氢领

域广泛应用，35MPaIII型瓶单车储氢量约5—7kg；IV型瓶（塑料内胆碳纤维全缠绕）因重量轻、储氢密度高，2025年

实现小批量国产化，但受限于技术成熟度和标准，尚未大规模替代III型瓶。碳纤维是储氢瓶核心材料，国产T700级碳

纤维已能满足需求，但高端T800及以上仍依赖进口。

低温液态储运（加速示范）：液氢储运具备高密度优势，适合大规模、远距离运输。2025年国内液氢民用化取得突

破，中科富海、国富氢能等建成多条液氢生产线，单条产能达1.5—5吨/天。液氢运输成本在长距离（500公里以上）

较气态低30%—50%，但液化能耗高，装备投资大。目前液氢主要应用于航天、电子和高端工业，民用交通领域开始

试点。

管道输氢（战略布局）：管道输氢是大规模、长距离氢能运输的终极方案。2025年国内在运营纯氢管道约400公里，

主要分布在工业园区和化工基地。内蒙古—京津冀纯氢管道示范段（全长约400公里）启动建设，设计年输氢量50万

吨。天然气掺氢管道示范也在推进，国家管网集团在宁夏开展掺氢比例10%—20%的测试。管道输氢初始投资约500—

1,500万元/公里，但运营成本低（0.5—1元/kg/百公里），适合未来绿氢跨区域输送。

固态与有机液态储运（前沿探索）：金属氢化物、镁基固态储氢、有机液体储氢（LOHC）等技术在2025年处于中试

或小规模示范阶段，储氢密度高、安全性好，但循环寿命和成本仍需优化。预计2028年前后部分技术进入商业示范。

储运环节核心问题：当前储运成本占氢能终端成本的30%—50%，是绿氢“制得出、用不起”的主要症结。短期内高压气

态仍是主力，液氢和管道输氢需突破技术和成本壁垒，固态储氢则作为特定场景补充。储运装备的国产化水平快速提

升，但大容量IV型瓶、液氢阀门和低温材料等仍存在进口依赖。

3.4加氢环节分析

加氢站是氢能交通应用的“最后一公里”，其建设与运营直接决定燃料电池汽车的推广体验。

加氢站建设与运营：截至2025年底，全国累计建成加氢站约520座，其中在运营约430座，同比增长约18%。从类型

看，固定站约350座，撬装站约170座；从加注压力看，35MPa站占约85%，70MPa站占约12%，同时具备35MPa和

70MPa的站约3%。加氢站建设投资约1,200—2,000万元（35MPa固定站，日加氢能力500kg），设备成本约占60%—

70%。核心设备中，压缩机、加氢机、储氢罐的国产化率分别约80%、70%、90%，但大排量压缩机和70MPa关键阀

门仍需进口。

加氢站运营效率：2025年全国加氢站平均日加氢量约200kg，仅达设计能力的30%—40%。加氢站运营成本中，氢气

采购成本占60%—70%，人工、电耗、设备折旧等占30%—40%。终端加氢价格约60—80元/kg（含补贴后），明显高

于柴油的30—40元/kg等效成本。仅少数位于物流枢纽或公交场站的加氢站能达到盈亏平衡，多数依赖政府运营补贴。

区域分布：加氢站集中在示范城市群，广东、上海、北京、山东、河北、河南等省份合计占全国加氢站数量约70%。

广东建成加氢站约90座，居全国第一。非示范地区加氢站建设滞后，网络碎片化严重，跨区域联通不足。

加氢环节趋势：2025年加氢站建设呈现“大型化、综合化”趋势，油氢合建站、气氢电合建站成为主流，单一加氢站占

比下降。同时，站内制氢模式（分布式电解水制氢或天然气重整制氢）因其降低氢气运输成本的潜力，在多个城市试

点推广，有望突破气源瓶颈。

3.5用氢环节分析

氢气终端应用从传统工业原料向能源载体拓展，交通和发电是增长最快的领域。

交通领域：2025年燃料电池汽车销量约1.1万辆，同比增长约60%，累计保有量约2.8万辆。车型结构上，重卡占比约

55%（约6,000辆），公交车约20%，物流车约15%，乘用车不足5%。燃料电池系统成本降至约2,500—3,500元/kW，

较2020年下降约60%，但整车成本仍高。氢能重卡在矿区、港口、冷链等固定线路场景具备经济性潜力，2025年多个

百辆级订单落地。乘用车推广受限于加氢站网络和成本，进展缓慢。

工业领域（当前用氢主体）：工业用氢占氢气总消费量约90%，其中炼油加氢、合成氨、合成甲醇是最大需求来源。

2025年“绿氢+工业”示范项目增多，如中石化新疆库车绿氢炼化项目（年用绿氢2万吨）、宁夏宝丰绿氢制甲醇项目

（年用绿氢5万吨）等。氢冶金方面，宝武、河钢等开展富氢高炉和氢基竖炉示范，但距离大规模商业化仍有距离。

发电与储能领域：氢燃料电池分布式发电在数据中心、医院、园区等场景示范运行，2025年累计投运项目约100个，

总功率约50MW。氢储能作为长时储能技术路线之一，在内蒙古、甘肃等地开展“风光制氢+氢发电”示范，但电—氢—

电往返效率仅约35%—40%，经济性尚不具备竞争力，更多定位于特定场景的备用电源和离网供能。

用氢环节核心挑战：终端用氢成本高（交通用氢60—80元/kg，工业绿氢25—40元/kg），导致应用规模受限。燃料电

池汽车购置和燃料成本双高，工业绿氢替代面临灰氢价格竞争。规模化降本需要全产业链协同，单一环节突破难以解

决根本问题。

3.6增长驱动因素

第一，国家战略与政策持续加码。氢能产业中长期规划明确阶段性目标，示范城市群政策延续至2025年底并有望扩

围，“以奖代补”资金逐步到位。2025年多地出台氢能高速免费通行、加氢站建设补贴、绿氢生产电价优惠等政策，从

供需两端刺激产业发展。碳市场扩围预期增强，未来纳入氢能将提升绿氢竞争力。

第二，绿氢成本下降速度超预期。2025年碱性电解槽价格较2020年下降40%以上，叠加风光发电成本持续走低，绿氢

制取成本进入25—35元/kg区间，部分项目接近工业用氢承受上限。随着电解槽规模化生产和效率提升，预计2028年

绿氢成本有望降至15—20元/kg，与蓝氢平价。

第三，燃料电池技术成熟度与国产化率提升。燃料电池系统功率密度、寿命和冷启动性能大幅改善，国产膜电极、双

极板、质子交换膜等核心材料逐步替代进口。2025年燃料电池系统国产化率超过80%，成本降至2,500—3,500

元/kW，为交通领域规模化应用奠定基础。

第四，工业脱碳刚性需求拉动。钢铁、化工、炼油等行业面临日益严格的碳排放约束，绿氢作为深度脱碳的不可替代

手段，需求潜力巨大。多个大型央企将氢能纳入“双碳”路线图，规划绿氢替代灰氢的时间表，形成稳定的中期需求预

期。

3.7未来预测

基于2025年实际数据，对2026—2028年中国氢能关键指标进行预测。基准：2025年氢气产量3,800万吨，绿氢25万

吨，燃料电池汽车保有量2.8万辆，加氢站520座。

2026年绿氢产2027年绿氢产2028年绿氢产2026年燃料电池汽

情景假设条件

量（万吨）量（万吨）量（万吨）车保有量（万辆）

保守绿氢项目投产延

4060803.8

情景迟，补贴退坡

中性政策延续，成本稳

551001504.5

情景步下降

碳市场纳入氢能，

乐观

701402205.2储运突破，平价提

情景

前

本报告采用中性情景。主要理由：2026年示范城市群政策进入第二阶段，燃料电池汽车推广加速，预计新增约1.7万

辆，保有量达4.5万辆；绿氢项目从规划转向投运，多个百MW级电解槽项目并网，绿氢产量翻倍至55万吨；加氢站新

增150座，累计突破670座。到2028年，绿氢产量有望达150万吨，燃料电池汽车保有量突破8万辆，加氢站超1,000

座，产业初具规模。

关键预测：2026年碱性电解槽价格有望降至1,000元/kW以下，PEM电解槽降至3,500元/kW；绿氢成本进入20—30

元/kg区间；液氢和管道输氢商业化示范扩大，储运成本下降10%—20%；燃料电池系统成本降至2,000—2,500

元/kW，氢能重卡在特定场景实现TCO（全生命周期成本）与柴油车平价。

4.竞争格局分析

4.1主要参与者

中国氢能行业竞争主体可划分为四类：

传统能源央企：中石化、中石油、国家能源集团、华能、大唐等。这些企业拥有化石燃料制氢产能、加油站/加气站网

络、资金和政策资源，在氢能全产业链布局上占据先天优势。中石化提出打造“中国第一氢能公司”，2025年建成加氢

站约120座，占全国加氢站总量约23%，并推进多个绿氢项目；国家能源集团在煤制氢、CCUS和风光制氢领域布局广

泛；中石油利用加油站网络改造油氢合建站。

装备制造企业：隆基氢能、阳光氢能、中船派瑞氢能、国富氢能、中集安瑞科、京城股份、厚普股份等。这些企业在

电解槽、储氢瓶、加氢站设备等中游制造环节具备技术积累，受益于绿氢项目放量。隆基氢能2025年电解槽出货量约

1GW，居全球第一；中船派瑞氢能在碱性电解槽领域市占率领先；国富氢能在液氢和储氢瓶领域特色鲜明；中集安瑞

科在高压储运装备和加氢站集成上份额居前。

燃料电池系统及核心部件企业：亿华通、重塑集团、国鸿氢能、捷氢科技、未势能源、新源动力、东岳未来氢能、上

海治臻等。亿华通是行业龙头，2025年燃料电池系统装机量约200MW，累计配套车辆超5,000辆；重塑集团在重卡领

域装机领先；国鸿氢能在电堆和系统上成本控制突出；捷氢科技背靠上汽，在乘用车和商用车配套上有稳定客户。

新兴绿氢与综合服务商：以吉电股份、宝丰能源、美锦能源、雄韬股份、昇辉科技等为代表，从不同赛道切入氢能，

布局风光制氢、氢能重卡运营、加氢站建设等。这些企业项目多集中在资源富集区，商业模式仍处验证期。

4.2市场份额

氢能各环节市场集中度差异较大，以下为2025年主要环节市场份额：

电解槽（碱性）出货量市场份额：

排名企业出货量（MW）市场份额同比变化

1隆基氢能1,00033.3%+5.0pct

2中船派瑞氢能60020.0%-2.0pct

3阳光氢能45015.0%+3.0pct

4国富氢能2508.3%+1.5pct

5华电重工2006.7%-0.5pct

6其他约50016.7%-

数据来源：高工产研氢电研究所（GGII）《2025年中国电解槽市场调研报告》，2026年。

燃料电池系统装机量市场份额：

排名企业装机量（MW）市场份额同比变化

1亿华通20025.0%-2.0pct

2重塑集团15018.8%+1.5pct

3国鸿氢能12015.0%-0.5pct

4捷氢科技8010.0%+1.0pct

5未势能源607.5%+0.5pct

6其他约19023.7%-

数据来源：中国汽车工程学会《2025年燃料电池汽车示范应用报告》，2026年。注：装机量统计口径为整车配套燃料

电池系统。

加氢站建设运营份额：中石化以约120座位居第一（占比23%），国家能源集团约50座，上海舜华约30座，厚普股

份、美锦能源等各约20座，其余分散于地方能源企业和民营运营商。

4.3竞争特点

第一，央企主导资源端，民企活跃在装备端。制氢和加氢站建设具有重资产、强监管特征，传统能源央企凭借资源和

渠道优势占据主导。电解槽、燃料电池等装备制造环节市场化程度高，民营企业通过技术快速迭代和成本控制占据主

要份额。两者形成“央企场景+民企技术”的合作格局。

第二，全产业链布局成为竞争新趋势。头部企业不再满足于单一环节，纷纷向上下游延伸。中石化从制氢、储运到加

氢站、氢能车运营全面覆盖；隆基氢能从电解槽制造向绿氢项目投资延伸；亿华通从燃料电池系统向电堆、膜电极自

研和氢能重卡运营拓展。全产业链布局可降低交易成本、增强抗风险能力，但也对资金和管理能力提出更高要求。

第三，绿氢项目竞争从“抢项目”转向“拼落地”。2023—2024年大批绿氢项目签约规划，但2025年实际投产率不足

10%，许多项目停滞或延期。市场竞争焦点从“规划产能”转向“实际投产与运营效率”，具备资金实力、技术可靠性和电

力资源获取能力的企业才能胜出。部分缺乏实力的跨界企业开始退出，行业出现分化。

第四，国际合作与出海萌芽。中国电解槽和燃料电池产品凭借成本优势开始出口，2025年电解槽出口量约500MW，

主要销往中东、欧洲和东南亚。隆基氢能、阳光氢能等在海外中标多个绿氢项目。同时，国际能源企业（如壳牌、林

德、AirProducts）加大在华氢能投资，带来先进技术和管理经验，也加剧了国内竞争。

4.4竞争对比矩阵

选取中石化、隆基氢能、亿华通、国富氢能、中集安瑞科五家代表性企业，从技术实力、成本控制、资源整合、品牌

渠道、资金实力、政策契合度六个维度对比（1—5分，5分为最强）：

评价维度中石化隆基氢能亿华通国富氢能中集安瑞科

技术实力3.54.54.54.04.0

成本控制3.05.03.54.04.0

资源整合5.03.53.03.54.0

品牌渠道5.04.03.53.54.5

资金实力5.04.03.53.04.5

政策契合度5.04.54.54.54.0

综合得分4.424.253.753.754.17

评分说明：中石化凭借全产业链布局和政策资源优势综合得分最高；隆基氢能在电解槽技术、成本控制上表现突出；

亿华通在燃料电池系统领域技术领先但规模尚小；国富氢能聚焦储运装备，成本控制良好但资金实力相对弱；中集安

瑞科在储运装备和加氢站集成上具备综合优势。

行业关键成功因素（KSF）：全产业链资源整合能力、核心装备技术突破与成本控制、绿氢项目的持续运营能力、政

策与标准的参与制定能力、以及资金实力支撑长期投入。

5.下游应用与客户分析

5.1客户画像与应用场景

氢能下游客户涵盖交通、工业、发电等多个领域，画像各异。

交通领域客户：以物流企业、公交公司、港口和矿区运营商为主。2025年燃料电池汽车采购客户中，大型物流企业

（如京东、顺丰、菜鸟）和国有公交集团占据主要份额，重卡用户以矿区、钢厂、港口等短倒运输场景为主，单车日

行驶里程200—400公里，适合加氢站覆盖范围内的固定线路。这些客户对车辆出勤率、燃料成本和加氢便利性高度敏

感，采购决策受补贴政策影响大。

工业领域客户：包括炼油厂、合成氨/甲醇生产企业、钢铁厂、电子和精细化工企业。工业客户用氢量大且连续，对氢

气纯度和供应稳定性要求高。绿氢替代灰氢的意愿取决于碳排放约束强度、绿氢溢价和政府补贴。2025年参与绿氢替

代示范的以大型央企（中石化、宝武、河钢）为主，单个项目用氢量达万吨级/年。

发电与储能领域客户：包括电网公司、数据中心运营商、医院和园区管理方。这些客户对氢能发电的需求集中在应急

备用电源、分布式供能和长时间储能。项目单体规模较小（kW—MW级），对系统可靠性和运行维护要求高，接受度

受成本制约明显。

加氢站运营商：作为中间客户，采购加氢站设备和氢气气源，向下游交通用户提供加氢服务。其核心诉求是气源稳定

且成本低、设备可靠、运营维护简单。

5.2需求痛点

痛点一：用氢成本高企，经济性不足。交通用氢终端价格60—80元/kg，燃料电池重卡每公里燃料成本约2.5—3.5元，

高于柴油重卡的1.8—2.5元。工业绿氢价格25—40元/kg，远高于灰氢8—15元/kg，在没有强碳约束下，企业缺乏替代

动力。成本是氢能推广应用的最大障碍。

痛点二：基础设施不完善，加氢网络碎片化。加氢站数量少、分布不均，尤其非示范城市几乎空白，跨区域长途运输

无法实现。已建成加氢站利用率低，部分站点因气源不足或设备故障长期停运。燃料电池汽车用户普遍存在“里程焦

虑”，制约了车辆运营范围。

痛点三：核心技术和关键材料仍存短板。燃料电池质子交换膜、催化剂、碳纸等核心材料国产化率虽提升但仍未完全

自主；IV型储氢瓶、大排量压缩机、液氢设备等关键技术受制于人。技术壁垒导致成本下降速度受限，也影响供应链

安全。

痛点四：标准体系不统一，跨区域流通受阻。氢能仍被部分环节按危险化学品管理，制氢加氢一体站审批困难。各地

氢气质量、计量、安全标准不一致，跨区域运输和交易存在障碍。绿氢认证和碳核算方法缺失，难以体现绿氢环境价

值。

痛点五：政策补贴依赖度高，商业模式不可持续。当前多数氢能项目盈利依赖政府补贴（购车补贴、加氢补贴、运营

补贴），补贴退坡或政策变化将直接冲击项目经济性。行业尚未形成内生增长机制，市场化程度低。

5.3采购行为

采购模式：燃料电池汽车采购以政府招标和批量订单为主，物流企业多采取“融资租赁+运营服务”模式降低初始投入。

工业绿氢项目多由用氢企业与制氢企业签订长期购销协议（PPA），锁定供应量和价格。加氢站设备采购通过招标进

行，供应商需具备相关资质和业绩。

决策因素：交通客户选择氢能车辆的主要考虑因素及权重为：购置成本（30%）、燃料成本（25%）、加氢便利性

（20%）、政策补贴（15%）、车辆性能与可靠性（10%）。工业客户采购绿氢时，决策因素为：氢气价格

（40%）、供应稳定性（25%）、纯度与品质（20%）、碳减排效果（15%）。

付款与合同：燃料电池汽车和加氢站设备采购通常要求预付款30%—50%，剩余款项按交付进度支付，账期较长。绿

氢长期购销协议通常为5—10年，价格与灰氢价格或碳价挂钩。

客户粘性：燃料电池系统供应商一旦进入整车厂供应链，合作关系较稳定，但客户对技术迭代和售后服务要求高。加

氢站运营商对设备供应商的售后响应速度和备件供应能力高度敏感，优质服务能显著提升客户忠诚度。

6.技术/政策/宏观环境（PEST）

6.1政治环境

政策一：氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）。该规划是氢能顶层设计文件，明确了氢能战略定位、阶段目标

和保障措施。2025年恰逢规划第一阶段收官，多项目标基本达成或接近达成，政策延续性预期明确，新版规划有望在

2026年出台，进一步强化支持力度。

政策二：燃料电池汽车示范城市群政策深化。2025年底首期示范城市群政策到期，财政部等部委启动政策评估与二期

方案制定。示范城市群有望从“3+2”拓展至“3+2+N”，覆盖更多地区，支持领域从车辆购置向关键零部件、加氢站运营

和氢气供应延伸，提高补贴精准度。

政策三：氢能纳入能源管理，松绑危化品限制。2025年多地落实氢能作为能源品种管理，广东、山东、河北等省将加

氢站用地、审批从危化品管理剥离，允许站内制氢，大幅简化审批流程。国家层面《氢能安全管理条例》征求意见稿

发布，预计2026年出台，为行业松绑。

政策四：碳市场扩围与绿氢认证。2025年生态环境部启动全国碳市场扩围准备，钢铁、水泥、电解铝等行业纳入时间

表明确。绿氢碳减排量核算方法学发布征求意见稿，未来绿氢替代灰氢可通过碳交易获得额外收益，提升经济性。

6.2经济环境

宏观数据：2025年中国GDP增长5.0%，能源消费总量约60亿吨标准煤，同比增长约3%。工业用能占能源消费约

65%，工业脱碳压力转化为对绿氢的潜在需求。制造业投资增速放缓，但新能源相关领域投资保持高增长[来源：国家

统计局，2026年]。

成本与价格：2025年可再生能源度电成本持续走低，陆上风电和集中式光伏平准化度电成本分别降至0.15—0.25

元/kWh和0.12—0.20元/kWh，为绿氢经济性改善提供基础。碳价（全国碳市场配额均价）从2024年的约90元/吨上涨

至2025年的约110元/吨，预计未来继续上行，灰氢碳成本将逐步体现，缩小与绿氢成本差距。

投融资环境：氢能领域投融资热度不减，2025年公开融资总额约500亿元，其中电解槽和燃料电池关键材料环节最受

资本青睐。但部分绿氢项目因经济性不足出现融资困难，银行和投资机构对项目审核趋严，从“看概念”转向“看现金

流”。

6.3社会环境

公众认知与接受度：氢能作为零碳能源的社会认知度逐步提升，但公众对氢安全仍存在一定疑虑，加氢站选址常遇到

“邻避效应”。行业通过科普宣传和示范项目运行建立安全记录，逐步消除误解。

就业与产业转型：氢能产业发展带动高端制造、新能源运维等新岗位，但煤炭、天然气制氢相关岗位面临转型压力。

地方政府在推动氢能产业园建设时，需统筹产业升级与就业安置。

区域协调发展：绿氢项目主要集中在西部和北部风光资源富集区，而用氢需求集中在东部工业发达地区，“西氢东输”

格局初现，有望带动中西部经济发展，缩小区域差距。

6.4技术环境

电解水制氢技术：碱性电解槽向大标方（1,500—2,000Nm³/h）、低能耗（4.2—4.5kWh/Nm³）方向发展；PEM电解

槽国产化率提升，催化剂和膜电极成本下降；SOEC在高温电解领域效率优势明显，多家企业布局中试。电解槽寿命从

6万小时向10万小时迈进，设备可靠性大幅提升。

储运技术：IV型储氢瓶实现国产化突破，70MPa车载储氢系统成本较2020年下降40%；液氢装备国产化率提升，大型

液氢球罐和液氢泵技术取得进展；纯氢管道和天然气掺氢管道的材料兼容性、安全监测技术逐步成熟。

燃料电池技术：质子交换膜燃料电池功率密度提升至4.5kW/L，系统寿命超过2万小时，冷启动温度降至-30℃以下。固

体氧化物燃料电池（SOFC）在分布式发电领域效率优势凸显，国产化示范启动。

氢安全技术：氢气泄漏检测传感器、阻火器、智能监控系统等安全装备不断升级，加氢站和车辆安全标准完善，提升

行业安全水平。

7.风险与挑战

风险一：成本下降不及预期，商业化推迟。绿氢成本受电解槽价格下降、绿电价格和碳价影响，若电解槽技术迭代慢

于预期或绿电价格未能持续走低，绿氢与灰氢平价时点可能推迟至2030年之后，行业长期无法摆脱补贴依赖。应对建

议：加大电解槽和关键材料研发投入，推动规模化采购降低设备成本，完善碳市场以体现绿氢环境价值。

风险二：基础设施利用率低，运营亏损扩大。加氢站建设速度超前于燃料电池汽车推广，导致部分站点长期低负荷运

营，亏损加剧，影响后续投资积极性。若示范政策衔接不当，可能出现“建站—闲置—废弃”的恶性循环。应对建议：

加强车—站协同规划，优先在车辆集中区域建站，鼓励油气氢电合建站，对低效站进行转型或关停。

风险三：技术路线分散，标准不统一。氢能制储运加用各环节均存在多种技术路线并行，且缺乏统一标准，企业面临

技术选择风险，跨区域项目和产业链协同困难。应对建议：国家层面应加快标准体系建设，聚焦主流技术路线给予重

点支持，避免资源