摘要：2025年我国可再生能源制氢建成产能超过25万吨/年，但传统化石能源制氢仍占绝对主导，成本、储运和稳定需求成为氢能从示范走向规模化应用的主要约束

产联社编辑｜王琪翔

【产联社】中国氢能产业正在从项目示范进入规模化发展阶段。8月11日，国家能源局发布《中国氢能发展报告（2026）》，系统梳理2025年国内外氢能产业发展情况。报告显示，截至2025年底，我国可再生能源制氢建成投运产能超过25万吨/年，较2024年底增长超过1倍；建成及在建规模已超过100万吨/年。

进入2026年后，项目建设仍在继续提速。4月27日，国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦在例行新闻发布会上披露，截至今年3月底，全国建成、在建可再生能源制氢产能已超过100万吨/年，其中在建规模超过90万吨/年。

在2022年国家层面发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》四年以来，中国绿氢产业已经从早期的小规模示范，开始向万吨级项目和产业集群扩张。不过，与快速增加的项目数量和产能相比，氢能商业化仍明显滞后。

现阶段我国氢气消费仍集中在合成氨、甲醇、炼化和煤化工等传统工业领域，可再生能源制氢在整体氢源结构中的占比依然有限，制氢成本、跨区域储运以及下游稳定消纳仍是影响产业扩张的主要因素。

国家能源局对产业阶段的判断也发生变化。今年1月，边广琦表示，我国氢能产业已经逐步实现“有序破局”；4月，国家能源局进一步将可再生能源制氢定义为“正在从试点探索迈向规模化发展新阶段”。“十五五”时期，政策重点也将从单纯推动项目落地，逐步转向产业链协同、市场机制、标准认证和规模应用。

可再生能源制氢产能一年翻倍

从产业规模来看，2025年最明显的变化来自可再生能源制氢。

国家能源局数据显示，截至2025年底，全国可再生能源制氢项目累计建成产能超过25万吨/年，较上年实现翻番式增长。新疆库车、宁夏宁东、内蒙古赤峰以及吉林大安、松原等一批项目陆续投运，“制氢—储运—应用”的产业链开始从单个示范项目向区域化布局扩展。

从区域分布看，绿氢产能进一步向风光资源丰富的北方地区集中。截至2026年3月底，东北地区已投运可再生能源电解水制氢产能占全国45.7%，华北占30%，西北占21.8%，其他地区合计仅约2.5%。其中，吉林累计投运产能超过9万吨/年，内蒙古超过8万吨/年。2025年新增产能中，东北地区新增超过10万吨/年，是增长最快的区域。

项目体量也在扩大。国家能源局统计显示，目前已建成投运项目平均产能约4900吨/年，超过一半项目仍在1000吨/年及以下，但吉林、内蒙古、新疆等地已经有8个万吨级以上项目投入运行。相比之下，在建项目平均产能已经提高至约1.3万吨/年，其中万吨级以上项目占比达到38%，新疆、内蒙古、吉林均已有单体5万吨/年以上项目启动建设。

下游也在随之扩展。除传统炼化和化工行业外，绿氢正更多被转化为绿氨、绿色甲醇等更容易运输和交易的氢基燃料。国家能源局披露，目前我国绿氨、绿色甲醇建成产能分别约70万吨/年和38万吨/年。绿色甲醇尤其受到航运市场推动，大型能源企业近年来在吉林、内蒙古、新疆等风光资源地区密集布局“风光—制氢—合成氨/甲醇”项目。

氢能应用也不再局限于燃料电池汽车。除重卡、公交等交通场景之外，钢铁冶金、煤化工、船舶、分布式发电乃至无人机等领域均出现示范项目。

不过，从整个氢气市场来看，绿氢仍然只是较小的一部分。我国目前绝大多数氢气仍来自煤制氢、天然气制氢以及工业副产氢，氢气消费也主要用于合成氨、甲醇、炼化等既有工业生产。绿氢产业真正实现规模增长，并不是简单新增一批制氢项目，而是需要逐步替代工业领域原有的高碳氢源。

成本和储运仍是商业化瓶颈

产能快速增加，并不意味着氢能已经形成成熟商业模式。

绿氢最大的成本项仍然是电力。新华社今年4月援引行业测算称，电力成本通常占绿氢生产成本的60%至70%。按照0.3元/千瓦时的用电价格计算，仅电费就约为16.5元/公斤，再叠加电解槽折旧、压缩、储运等费用，绿氢整体成本仍普遍高于传统煤制氢和工业副产氢。

因此，近年来绿氢项目大量向内蒙古、吉林、新疆等新能源资源丰富地区集中，本质上首先是寻找更便宜的风电和光伏电力。

但新的问题随之出现：绿氢资源集中在“三北”地区，而传统用氢需求更多分布在东中部炼化、钢铁、化工以及港口区域，生产地与消费地存在明显空间错配。

氢气本身又不容易长距离运输。目前国内氢气运输仍以高压管束车为主，单车运量有限，运输半径扩大后成本迅速上升；液氢可以提高运输效率，但液化设备投资和能耗较高；纯氢管道则更适合大规模、稳定需求，但建设需要足够的下游用量作为支撑。

这也是当前越来越多大型项目选择“就地消纳”的原因，吉林松原氢能产业园是典型的实践案例。2025年12月16日，由中国能建投资建设的中能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）项目一期正式投产。项目利用当地风电、光伏产生的绿电电解水制氢，再将绿氢进一步合成为绿氨和绿色甲醇，规划年产4.5万吨绿氢、20万吨绿氨及绿色甲醇。

相比直接向外运输氢气，这种模式将氢在项目所在地进一步转化为更适合储存和长距离运输的氨、甲醇等产品。吉林省政府披露，项目投产后取得ISCC EU欧盟绿色认证，并签订绿氨远洋航运燃料销售合同。到2026年4月，项目合成氨装置生产负荷已达到80%，单日绿氨产量稳定在500吨以上，累计生产绿氨约1.6万吨。

此外，需求不足同样制约设备企业。过去几年，国内电解槽产能快速增加，设备价格明显下降，但如果大型项目实际开工率不足，仅靠设备降价并不能解决绿氢成本问题。氢能行业由此出现一个明显矛盾：上游装备制造和规划项目增长较快，下游真正能够长期稳定购买绿氢的客户仍然有限。

燃料电池汽车曾被视为氢能重要应用突破口。但到2025年，全国燃料电池汽车保有量仅约为5万辆，规模有限。2026年3月，工信部、财政部、国家发展改革委启动氢能综合应用试点时，已经明确提出要将氢能应用场景由燃料电池汽车进一步拓展至交通、工业等多元领域，并重点布局绿色氨醇、氢基化工原料替代、氢冶金等场景。

从减碳效率看，这种转向更加现实。钢铁、合成氨、甲醇和炼化本身就是氢气的大规模消费者，只要绿氢能够逐步替代原有煤制氢，就可以在不重新创造需求的情况下直接形成稳定消费市场。

“十五五”重点从建项目转向建市场

随着产业规模扩大，政策思路也在发生变化。

“十四五”阶段，中国氢能政策的核心任务主要是明确产业定位、推动关键技术国产化以及建设示范项目。2022年，国家发展改革委、国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，首次在国家层面明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分。此后，氢能正式写入《能源法》，政策定位逐步从单一产业扶持上升至能源体系建设。

项目试点则成为过去几年的主要抓手。公开信息显示，国家能源局已经遴选41个项目和9个区域开展能源领域氢能试点，并累计发布5批、27项氢能领域首台（套）技术装备，试图通过示范项目打通制氢、储运和应用环节。

进入“十五五”，单纯增加项目数量已经不再是主要目标。

《中国氢能发展报告（2026）》提出，下一阶段需要进一步完善氢能项目管理规范，推进绿氢、绿氨、绿色甲醇与新能源消纳、绿色贸易等政策衔接，同时完善全生命周期碳核算、绿色认证和溯源体系。

这一变化背后，是氢能产业已经进入必须验证经济性的阶段。

一方面，大规模风光项目降低了绿电成本，国内电解槽等核心装备价格也持续下降，绿氢生产成本已经具备下降基础；另一方面，如果没有稳定工业需求、储运基础设施和长期购氢合同，再便宜的电解槽也无法解决项目利用率不足的问题。

今年1月，国家能源局已经明确提出，“十五五”时期将强化产业规划引领、加强核心技术攻关、推进氢能试点，并健全标准认证体系。相比“十四五”初期强调技术突破和示范应用，政策关注点正在逐步向产业运行规则和市场建设转移。

绿色认证的重要性也在上升。未来绿氨、绿色甲醇等产品进入国际市场后，其竞争力不仅取决于生产价格，还取决于绿电来源、全生命周期碳排放以及国际市场能否认可国内认证结果。国内绿氢由此正在从一种能源产品，进一步变成带有“碳属性”的工业原料。

从《中国氢能发展报告（2026）》披露的数据看，中国已经具备全球规模最大的氢气生产和装备制造基础，可再生能源制氢项目也开始由千吨级向万吨级快速扩张。但产业下一阶段的竞争重点，将不再是谁规划的项目更多、谁的电解槽价格更低，而是谁能够同时获得低成本绿电、稳定下游订单和低成本储运能力。

当前氢能项目已经开始从“先建产能”转向“以销定产”。中能建松原项目已签订远洋航运绿氨销售合同，上海电气洮南绿色甲醇项目也依据与达飞集团、上港集团签署的长期供应框架协议实现实际船用燃料加注。不过，从行业整体看，能够提前锁定长期客户和消纳渠道的项目仍然有限，下游订单不足依然是制约大量规划产能转化为实际产量的重要因素。

过去几年，氢能行业主要解决的是“能不能做出来”，接下来需要回答的是“做出来以后谁来买”。只有形成从绿电、制氢、储运到工业消费和绿色燃料交易的完整商业闭环，快速增长的绿氢产能才能真正从示范项目转化为可持续产业。

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