在全球应对气候变化、推进能源转型的大背景下，氢能作为清洁能源载体的战略价值持续凸显，成为工业、交通、电力等难减排部门实现深度脱碳的重要路径之一。2025年，全球氢气生产消费规模约1.09亿吨，同比增长约3%。中国氢气产能5100万吨/年，其中可再生能源制氢产能为25万吨/年；氢气总产量超3900万吨，同比增长约6.8%。IEA发布数据显示，2025年全球低碳氢项目投资额达70亿美元，是2024年投资额的两倍；氢能领域投资增速领跑细分赛道，清洁氢产能总体进入规模化扩张周期，但近期欧美氢能产业出现投资放缓现象。
当前，全球氢能主要来自化石能源制取的“灰氢”，但随着低碳转型的需要，产自可再生能源的“绿氢”或化石能源制氢与CCUS耦合生产的“蓝氢”等低碳氢能必将成为用氢主体。本文将探讨以“绿氢”为代表的低碳氢能的发展趋势、应用关键领域及相关政策支持情况。
全球氢能发展放缓，中国成为绿氢增长主引擎
1.全球氢能发展格局与趋势分析
（1）氢能市场现状与区域特征
全球氢能产业呈现快速增长、区域分化、技术聚焦的发展态势，清洁氢成为产业发展主线。截至2025年底，全球可再生能源电解水制氢项目累计建成投运产能约50万吨/年，2025年新增产能超20万吨/年。从产能规模看，全球累计建成年产能万吨级项目9个，千吨级项目70个，2025年新建成投运千吨级项目超过15个。中国和欧洲构成全球产能增长核心，中国和欧洲两地合计贡献了全球超过七成的可再生能源制氢产能，占比分别为53%、19%。
近期，欧洲氢能产业出现项目延期、投资放缓现象。欧盟《可再生能源指令》第三次修订版（RED lll）将欧盟2030年可再生能源占比目标提高至42.5%，并要求，到2030年，工业用氢的42%和交通领域能源供应的1%必须来自非生物来源可再生燃料（RFNBO）。按照规定，各国应在2025年5月前完成转化，但目前多数国家仍未达标。法国推迟至2026年实施交通配额，2030年执行RFNBO要求；荷兰工业配额仅设定为4%，远低于欧盟42%的目标。能源咨询公司伍德麦肯兹称，RED Ⅲ落实放缓将拖累氢能市场发展，并预测欧盟成员国将在2026年晚些时候取消2030年工业用氢42%目标。
欧洲钢铁巨头安赛乐米塔尔拒绝了13亿欧元公共补贴，放弃了在德国生产氢基绿色钢铁的计划。壳牌以“缺乏需求”为由取消了在挪威西海岸的低碳蓝氢项目；挪威国家石油公司取消了向德国出口蓝氢的计划；英国石油公司接连叫停H2 Teesside蓝氢和HyGreen绿氢两大标杆项目。
美国氢能战略也面临其国内政治周期带来的不确定性。2025年5月，美国能源部宣布将削减价值37亿美元的清洁能源项目，2025年6月，美国国会通过的“大而美”法案》提议取消包括45V氢能生产税收抵免在内的多项清洁能源补贴，政策经修订后，抵免相关要求的开工时限由 2026年延长至2028年。空气产品公司接连取消加州可持续航空燃料项目、纽约5亿美元绿氢设施和英国Immingham港300兆瓦绿氢终端等3个大型氢项目。
（2）发展趋势分析
当前全球能源巨头在氢能领域的“选择性撤退”，标志着产业正经历一场从乐观预期向商业现实的关键校准。战略调整的核心是企业试图在短期财务压力与长期低碳目标之间寻求平衡。作为掌握着全球半数碳排放的经济实体，其战略重心与资本流向深刻影响着全球能源转型的轨迹。一方面，直接削弱了部分大型项目的融资可行性与建设进度；另一方面，也给市场传递了关于氢能近期商业化挑战的明确信号，可能影响产业链上下游中小企业的信心与布局，从而间接延缓了一些国家整体氢能战略的实施步伐。这种“收缩”虽是企业理性的财务选择，却也凸显了全球氢能产业从示范走向成熟过程中，亟待破解的成本、需求与政策协同的核心瓶颈。
2.中国氢能产业发展与挑战
2026年是中国“十五五”开局之年，也是氢能产业从示范走向规模化发展的关键窗口期。中国氢能产业战略地位已从“战略性新兴产业”和“未来产业重点方向”跃升为“新增长点”“绿色燃料”和“未来能源”，成为中国能源体系的必选战略。绿氢产能全球领先，燃料电池等关键技术实现从跟跑到并跑，多元应用场景加速示范。
（1）中国氢能产业发展基础与规模
我国氢能产业规模持续扩大，绿氢年产能快速增长，2026年上半年，全国氢能领域投资保持高速增长态势，同比增速超过160%。我国氢能产业发展正驶入全链条绿色低碳快车道。
截至2025年底，全国建成/在建可再生能源制氢产能规模超过100万吨/年，其中，建成投运超25万吨/年，较2024年底增长超1倍，电解水制氢为主要技术路线。我国绿氢产能已占全球产能的一半以上，有效提升了新能源消纳能力，为能源清洁低碳转型提供有力支撑。
基础设施建设稳步推进。全国已建成加氢站超590座，氢燃料电池汽车保有量约3.2万辆。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。
技术创新方面，我国氢能制储输用全链条实现关键装备自主化，一批重大技术装备取得新突破，为氢能产业发展奠定坚实基础。
（2）面临的挑战
当前，我国氢能产业正处于规模化发展、市场化落地的关键攻坚阶段，整体发展基础仍较为薄弱，产业高质量发展依旧面临多重现实挑战。一是核心技术存在短板。燃料电池长周期耐久性、高压高密度储氢、高效低成本电解制氢等前沿核心技术仍需持续迭代升级，部分高端零部件高度依赖进口。二是综合成本居高不下。制氢、储运、加注全链条成本管控压力较大，终端氢气销售价格整体偏高。商业化盈利模式尚未成熟。三是储运体系短板突出。氢储运技术路线单一、储运损耗偏高，储运环节综合成本占比过高。氢能生产基地与主要消费市场地域错配问题明显，导致绿氢普遍存在“产得出、运不走、存不下、用不上”的现实难题。四是市场应用结构失衡。应用场景呈现明显两极分化态势，钢铁、化工、重型货运等领域氢能替代需求旺盛、落地速度快；而民用交通、分布式能源等大众消费场景，受技术、成本、配套设施限制，市场推广进度缓慢，多元化、全覆盖的氢能应用市场体系尚未形成。
（3）发展趋势
中国氢能发展已从“政策驱动”转向“市场驱动”，产业发展已迈向“新增长点”与“未来能源”的新阶段，未来将进入规模化、市场化、生态化发展新态势，核心趋势清晰：一是绿氢是氢能脱碳的核心方向。随着可再生能源成本下降及电解槽技术迭代，绿氢经济性将显著改善。预计到2030年，部分风光资源富集区的绿氢成本将实现与“灰氢”平价，绿氢产量将达到年产200万吨。二是多元应用将共同驱动产业产值迈向万亿元规模。氢能将突破交通示范，深度融入工业、电力、建筑三大体系。三是技术创新与国产化双轮驱动，产业链全面升级。电解槽、燃料电池、储运装备技术持续突破，国产化率与性能全球领先，将系统性降低全链条成本。四是基础设施网络化，“西氢东送”格局初现。依托可再生能源基地，规划建设跨区域输氢管道，逐步构建“全国一张网”的氢能基础设施体系，从根本上解决资源与市场的空间错配问题。
中国氢能产业在明确的顶层战略定位下，氢能有望从当前的示范探索期，稳步过渡到大规模商业化爆发期，深度融入国家能源安全与现代化产业体系，成为带动高端装备制造、新材料、新能源等万亿级产业集群崛起的新引擎。从全球视角看，中国将持续引领全球绿氢发展，依托可再生能源与产业链优势，成为全球绿氢生产、装备制造、技术输出核心国。氢能作为能源转型的关键支柱，将为中国实现碳中和目标、构建新型能源体系提供坚实支撑，同时为全球氢能产业发展贡献中国实践与中国方案。
绿氢产业体系发展及关键应用领域
在全球碳中和共识和“双碳”目标指导下，我国能源体系正在加速向清洁化转型。在这一背景下，产自可再生能源的低碳电力将成为首选的能源载体。但在某些行业（如交通运输行业、石化工业和某些需要高位热能的场所），要想实现脱碳化，仅靠电气化可能难以做到。这一挑战可通过与绿氢耦合加以解决。
1.绿氢领域“制储输用”全产业链发展
氢能产业涵盖氢气制取、储运、转化和应用以及相关装备制造等重要环节，氢能的推广应用需要安全高效的氢安全管控体系保障。氢能产业既是传统工业体系的重要组成部分，也是战略性新兴产业的重要发展方向。推动氢能“制储输用”全链条协同发展，进一步完善氢能产业生态，将为“十五五”时期我国能源体系绿色转型提供有力支撑。
（1）氢制取向绿色化演进
目前，我国氢气供应仍以化石燃料制氢为主导：煤制氢约占56%，天然气制氢约占56%和21%，工业副产氢约占22%，可再生能源制氢（绿氢）合计不足1%。随着国家政策的有力推进，在“双碳”目标引领下，“十四五”期间绿氢产能快速扩张，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；一批重大技术装备取得新突破，为氢能产业发展奠定坚实基础。
我国水电解制氢装备发展迅速，制造能力全球领先，电解槽产能接近全球的60%。电解槽单槽最大制氢量呈不断上升趋势。工信部出台鼓励企业研发高效率、低成本、高性能的水电解制氢装备举措，提出到2028年量产水电解制氢装备在额定工况下直流电耗低于4.2kWh/Nm3的目标。以标准化、模块化、数字化手段持续提升装备效率与可靠性，压降综合成本，推动水电解制氢装备高端化、规模化发展。
碱性制氢（ALK），我国ALK电解槽已实现全产业链国产化，大功率碱性电解槽产品快速迭代，单槽最大产氢量突破5000Nm3/h。2025年我国碱性电解槽系统主流价格区间在700~1300元/kW，均价约为1000元/kW，同比下降约16.7%。碱性电解水制氢技术的发展方向主要集中在几个关键领域：改进电极、隔膜和极板，降低电耗、提高电解槽的寿命和运行稳定性、增加单槽产气量、加快响应速度以及优化设备结构设计。
质子交换膜制氢（PEM），由中车株洲所自主研发的500Nm3/h PEM电解槽是目前全球面向市场应用的最大单体PEM电解槽，整体性能达到国际先进水平。2025年，我国质子交换膜（PEM）电解槽系统均价约为4500元/kW，同比下降约25%。
阴离子交换膜制氢（AEM），电解堆方面，亿纬氢能100kW为国内单台设备规模最大。基础材料方面，国内AEM催化剂、电极等关键材料也取得了技术突破。
固体氧化物制氢（SOEC），国内在关键材料、电堆研发、高温电解制氢系统等方面取得一定进展。中国矿业大学（北京）开发了kW级SOEC电解堆，效率>90%，掌握了自主知识产权的电堆集成技术。
（2）氢储输领域向高效、自主化方向持续发展
高效、经济、安全的氢气储输技术是推动氢能大规模应用的重要环节。氢气储输方式可分为物理储输和化学储输两大类。物理储输技术主要包括压缩气氢、液氢和管道输送；化学储输技术主要包括金属氢化物、液态有机氢载体、液氨和甲醇载体。管道输氢适用于大规模、长距离输送，但需巨额基础设施投资并存在氢脆、氢气泄漏等安全风险；液氢和液态有机氢载体在大规模海运和季节性储氢中具有潜力，但能耗和投资较高；固态储氢凭借其部署灵活性，可实现安全配送并能兼容不同类型的燃料电池交通运输动力系统，但面临吸放氢动力学性能差、能耗高的问题；液氨和甲醇解决了氢气储输过程中的安全和效率问题，还可打通氢气作为燃料、储能介质和化工原料之间的通道，但存在经济性与环境影响方面的问题。“十五五”期间，我国氢储运与基础设施仍将呈现多种技术路线并存，高压气态储运为主，液态储氢、固态储氢、管道输氢等技术将获得逐步突破。氨、甲醇作为氢载体在船舶领域应用前景广阔。
（3）绿氢应用在工业、交通、电力等领域均得到快速发展
工业部门绿氢替代路径明确：钢铁、炼化、化工等传统高碳行业正积极推进氢能替代。绿氢炼化、氢冶金、绿氢合成氨、绿甲醇、绿烯烃等项目陆续落地，如湛江钢铁百万吨级氢基竖炉产线、兴安盟全球最大绿色甲醇项目、内蒙古宝丰绿氢制烯烃项目等，标志着工业深度脱碳路径逐步清晰。交通领域实现多点突破，氢能在交通领域的应用已从示范走向商业化。电力系统氢储能与发电技术取得进展，氢能在电力系统中的角色日益凸显。
（4）氢安全体系为氢能产业提供保障
氢能的安全利用直接关系到氢能产业的健康发展。随着氢的使用场景从工业扩展到家庭消费者的车辆和家庭，亟需多产业合作和协调创新建立氢安全体系。
氢安全体系包括临氢材料、氢密封、安全风险评估、安全报警、泄漏检测、防爆抑爆、个人防护、自动关断设备、安全泄放、应急措施等内容。氢安全体系围绕关键安全问题开展针对性的技术攻关，形成有效的实时监测、数值模拟、安全风险评估、安全防护技术，同时应用信息化和数字化手段，提升氢能全产业链本质安全水平。
2.绿氢替代是化工等存量用氢行业脱碳的根本路径
（1）用氢清洁化是化工行业实现“双碳”目标的必要手段
目前，我国氢气消费部门主要是合成甲醇、合成氨、炼化和煤化工等，共占氢气总消费量的86%，氢气是这些化工部门的重要原料（见图1）。
采用化石能源制氢的传统化工行业碳排放总量和碳排放强度都较大。据统计，煤制甲醇生产过程碳排放强度为2.6～3.8吨/吨，天然气生产甲醇的碳排放强度为0.5吨/吨；典型煤制合成氨生产过程排放强度为2.4吨/吨，天然气工艺的排放强度为1.7吨/吨。引入绿氢是这些传统用氢行业实现“双碳”目标的重要突破口，一方面，绿氢替代灰氢降低了生产过程碳排放，助力用氢行业实现“双碳”目标；另一方面，绿氢原料生产的绿氨、绿色甲醇将为促进交通等行业绿色转型提供支持。
（2）绿氢与化工行业耦合的途径与技术
风光发电天然具有波动性、不连续性，因此风光电解水制氢也具有波动性、不连续性，而化工过程要求连续稳定操作，高比例绿氢耦合化工行业面临的主要挑战是如何协调波动、不连续的绿氢生产与连续稳定的化工生产之间的矛盾。优化风电光伏出力曲线与制氢负荷曲线匹配，配套建设储能和储氢系统是重要的解决路径。
中国石化库车绿氢示范项目是国内首次规模化利用光伏发电直接制氢的项目。为了向塔河炼化稳定供氢，年产能2万吨的电解水制氢厂，配套了约21万Nm3的储氢球罐，与光伏发电站配套的磷酸铁锂储能系统也已实施，通过储氢、储能系统来提高绿氢与石化生产耦合的平稳性和可靠性。
2.绿氢的创新应用将为交通电力冶金建筑等部门实现“双碳”目标提供新路径
（1）绿氢在交通行业的应用
氢能在交通部门将主要用于难脱碳的中远途和中重型交通运输领域。交通用氢中，直接用氢需求主要来自使用氢燃料电池和氢内燃机的交通工具；间接用氢需求主要包括绿氨、绿色甲醇等交通用氢基燃料。
氢能重卡因其高效、环保的特性，在长途运输领域展现出独特优势。与传统电动重卡相比，氢能重卡在自重和续航里程上有显著优势。例如，49吨级的六桥牵引车，氢能重卡的电池重量仅为12kg/km，远低于电动重卡的17.9kg/km，能够实现更长的续航。氢燃料电池在低温环境下的性能不受太大影响，且加氢速度快。
氢和氢基合成燃料都是船用低碳燃料的重要选择方向。甲醇船舶采用双燃料发动机，允许船舶在甲醇和传统燃油之间灵活切换，降低了燃料可获得性风险；氨是全球产量第二大化工品，为绿氨作为船用燃料的规模化应用提供了坚实基础；氢驱动船舶主要有氢内燃机和质子交换膜燃料电池两种船用动力技术路线。
氢能航空方面，2026年3月，由中国航发动研所自主研制的AEP100液氢燃料涡桨发动机完成了基于地面试验环境的点火与性能调试试验，标志着我国攻克了液氢燃料航空涡轮动力关键技术，为液氢涡轮动力从试验阶段转向工程应用阶段奠定了坚实基础。
（2）绿氢在钢铁行业的应用
我国钢铁产量占世界总产量的一半以上，钢铁行业碳排放量约占全国碳排放总量的15%，是碳排放量最高的制造行业，实现钢铁行业的降碳对我国“双碳”目标的达成意义重大。氢冶金通过使用氢气代替碳在冶金过程中的还原作用实现源头降碳，是钢铁行业实现“双碳”目标的革命性技术。预计2026—2030年中国氢冶金市场将以28%的年复合增长率增长，2030年突破4500亿元。
富氢高炉冶炼技术是通过喷吹焦炉煤气、天然气或氢气等，以替代煤粉和部分焦炭的热源和还原剂作用，减少高炉碳排放。单独富氢方式的碳减排潜力为10%~20%。氢基竖炉直接还原技术是以竖炉装备为基础，采用高比例富氢或纯氢气体为还原剂，通过气-固直接还原方式生产固态海绵铁，理论上可以实现全绿氢近零碳冶炼。河钢集团120万吨/年氢冶金示范工程一期60万吨/年项目采用基于焦炉煤气零重整竖炉直接还原技术，每年比同等高炉减少二氧化碳排放量达80万吨，减排比例达70%。
（3）绿氢在电力行业的应用
能源转型要求下，电力系统面临风光发电间歇性和波动性挑战，亟需大规模、长时储能解决方案。绿氢可以承担可再生能源消纳与电网灵活性调节的关键角色，技术路径为“电解水制氢→储氢→氢电转换设备发电回网”，形成电-氢耦合综合能源系统。
在电网侧，氢能作为季节性储能介质，解决跨季节能源平衡问题；在负荷侧，海岛等偏远地区建设“风电制氢-燃料电池/氢燃机热电联产”项目，实现分布式供能。2025年底，内蒙古乌兰察布盛德项目首批并网成功，该项目可实现电力削峰填谷、优化能源配置，助力消纳新能源发电。
氢能支撑微电网是构建新型电力系统、深度脱碳的重要技术。2023年，宁波慈溪建成了首个氢电耦合直流微网示范工程，装配了240kW PEM燃料电池，可离网独立运行168小时，工程实现了电氢耦合核心设备100%国产化。
（4）绿氢在建筑部门的应用
建筑部门能源消费活动碳排放源相对分散。绿氢可用于建筑物供暖、厨房燃烧以及分布式燃料电池供电，实现建筑能源的零碳化。在短期，氢气可借助较为完善的家庭天然气管网，以小比例掺入天然气实现低成本向建筑终端运输；长期来看，氢能可以以燃料电池的形式参与建筑的分布式供能。
绿氢发展展望
1.绿氢经济性将持续改善，绿氢应用降碳的竞争力提高
绿氢应用的关键瓶颈是其经济性差，目前绿氢平均价格约比煤制氢高10元/千克。随着可再生能源成本下降、电解槽技术迭代、产业规模化发展及基础设施的完善，绿氢经济性将显著改善，从而提高其竞争力。
近年来，新能源制氢相关设备价格降低推动绿氢成本下降。2025年我国碱性电解槽系统均价同比下降约16.7%；氢能基础设施在加快规划建设，规划长距离纯氢管道长度超5500公里，建成投运长度超350公里，氢能储输基础设施建设解决绿氢资源和市场地理错配问题，绿氢“制储输用”全产业链成本将持续下降。
2.激励政策正向的推动和环保约束的反向压力促进绿氢应用
随着碳达峰目标节点的临近和常规减排措施潜力已被深入发掘，绿色能源的生产与应用成为各相关产业绿色转型的重要方向。
自2019年3月第一次将氢能发展纳入政府工作报告以来，我国出台的氢能政策不断加码，已经构建起发展氢能的“产业战略定位-法律保障-行业引导-金融支持”四位一体的氢能政策体系，为绿氢产业规范化、规模化发展提供了制度支撑。
2026年8月13日，生态环境部副部长李高在国新办“开局起步‘十五五’”系列主题新闻发布会上宣布，“十五五”时期全国碳排放权交易市场将扩大到石化、化工等高排放行业，实现对全国约80% CO2排放的有效管控。该项政策的推出将强化碳价对高载能产业绿色发展的引导促进作用。该政策对相关行业碳成本和绿氢耦合竞争力的影响不仅取决于碳市场价格的高低波动，免费碳配额比例的变动和免配额履约缺口率等因素也起着很重要的作用。
目前全球气候治理进入“规则主导”新阶段。欧盟碳边境调节机制（CBAM）作为全球首个正式落地的跨境碳关税制度已于2026年正式实施。CBAM通过建立统一的跨境碳核算标准，推动全球碳定价体系协同，迫使各国在全球低碳转型进程中重新调整经济与能源策略。对中国而言，CBAM的影响一方面对企业造成了成本压力，另一方面也对企业构建“绿电-绿氢-高附加值产品”的完整产业链，打通欧盟市场通道提供了机遇。
3.CCUS等绿色技术的替代资源量和成本短期内不具有竞争力
近期中国CCUS全流程成本仍将维持较高水平，燃气发电-陆上封存全流程成本约80～180美元/吨。除了成本问题，可利用资源潜力也制约着CO2封存大规模应用。我国油藏地质特征比北美地区复杂，其技术经济性、封存潜力、长期安全性等存在较大不确定性，需要进一步研究发展驱油与埋存技术。
CO2资源化利用领域，化工利用整体处于中试阶段，生物利用工业化示范不足，近期内还难以大规模实施。
4.必须加强绿氢应用技术攻关和示范项目总结推广
目前，大部分绿氢高效应用技术仍处于示范阶段，需要产学研结合进行关键技术的研究和应用。主要包括高效绿氢制备技术、安全可控的氢气储输技术、绿氧应用技术、绿氨及绿色甲醇产输用技术、高效低成本燃料电池和氢氨燃气轮机技术等。
对于库车绿氢炼化等典型示范项目，应该及时总结绿氢生产和建设经验以及绿氢与各领域耦合替代灰氢的应用经验，形成一套可复制、可推广的全产业链系列标准，为绿氢的推广和应用提供有效解决方案和实施路径。