解读罗兰贝格：2026年中国氢能产业发展白皮书

联合国定下2050目标，中国走了一条不同的路

全球气候治理的深化让氢能的核心价值愈发凸显。2024年第二十九届联合国气候变化大会发布《氢能宣言》，呼吁全球扩大低碳氢能产储运用规模，设定了从当前年产能约100万吨、2050年达9600万吨的中长期目标。与此同时，IEA在2025年更新的报告中指出，2030年全球低碳氢产能将达420万至600万吨。国际社会已构建起从联合国引领到各国部署的多层次氢能发展体系。

截至2024年12月底，全球已有超过45个国家和地区正式公布氢能产业发展战略及配套实施方案，中国在最新发布的"十五五"规划建议中，氢能与量子科技、具身智能等被归类为未来产业。值得注意的是，中西方在政府引导方式上存在显著差异：欧美国家普遍采取自上而下的引导模式，通过设立中长期目标，寄望于企业推动行业发展；而中国采取自下而上的引导模式，分析行业发展所面临的全生命周期堵点，并针对性设计支持政策，帮助行业跑通闭环商业模式。

灰氢是现在的饭碗，绿氢是未来的方向

氢能主要分为灰氢、蓝氢与绿氢三类，不同类型在碳排放强度、生产成本、技术成熟度等方面差异显著。灰氢目前占全球产量超99%，是当前全球氢气产量的绝对主流。特别是在中国，有赖于"多煤少气"的资源禀赋，中国探索出了独特的制氢路线——通过煤化工、炼油等重化工集群化，支持大规模、低成本的氢气制造，这是中国氢能起步阶段的独特优势。

蓝氢是在化石能源制氢过程中配套CCUS技术生产的低碳氢，被视为过渡的中间路线，但其生产成本普遍高达22至25元/kg，显著高于灰氢的10至15元/kg，甚至高于部分资源优质地区的绿氢成本。而绿氢通过可再生能源电解水制氢，不依赖化石燃料且无碳排放，是产业发展的终极方向。得益于发电成本持续下降与电解槽效率提升，在中国西北、华北等资源优质地区，2025年绿氢生产成本有望降至20元/kg以下。罗兰贝格预测，2030年中国绿氢理论成本有望低至11.8元/kg，实现与灰氢的全面平价。

十五年三步走：从示范验证到全球大宗商品

罗兰贝格将未来绿氢发展划分为三个核心阶段。2026至2030年为转型过渡期，全产业集中资源建设单厂规模达2万标方/小时以上的超大规模氢能示范项目，全面验证大规模制氢技术的成熟度与商业运营模式的可行性。这一阶段中外发展路径分化显著：欧美面临政策摇摆延期、绿氢缺乏下游消纳、电解槽装备性能待优化、金融支持不足四大痛点；而中国有赖于更宽松有力的金融支持，已在氢能产业发展上领先全球。

2031至2035年进入全面商业化阶段。随着制氢技术成熟与核心装备降本，氢气市场逐步降低政策依赖，中国将承担技术输出与标准制定的角色，逐步形成"技术支撑—产能提升—需求增长—成本下降"的自循环。

2036至2040年则进入大宗商品化阶段，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与金融支持工具逐渐涌现，重塑全球能源贸易格局。

四大驱动力支撑中国氢能高速发展

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。罗兰贝格分析认为，中国氢能的高速发展得益于四大核心驱动力的协同作用。

第一是风光发电装备优势驱动发电成本下探。中国光伏核心环节产能占比超90%、风电装备全球市占率超70%，光伏与陆上风电LCOE已稳居全球低位。绿氢的生产成本与电价高度相关，每公斤氢气需要约55度电，在当前部分优质光伏项目0.15元/度的LCOE下，电力成本已从2020年的16.5元/公斤降低至约8.3元/公斤。未来大型数据中心用电需求的刺激下，叠加高效光伏电池、大兆瓦风力机组等技术发展，有望在2030年达到0.13元/度的LCOE，使得绿氢综合成本降低至11.8元/公斤。

第二是稳固的政策土壤与坚定的发展决心。"十四五"期间政策重心逐步转向氢能交通领域，通过设立五大示范城市群、出台购车补贴、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。展望"十五五"，氢能被明确列为前瞻布局的未来产业，扶持范围从氢能交通扩大至整个氢能产业链。

产业链有底子，但挑战同样棘手

中国在氢能产业链多个核心环节具备全球领先的技术基础：制氢装备领域呈现ALK、PEM、AEM三大技术路线齐头并进的发展格局，国内已有超过30家电解槽企业开展研发生产；氢气储运涵盖高压气态储氢、低温液态储氢、固态储氢及管道输氢等多种技术路线；氢燃料电池已成功应用于交通、储能、分布式能源等多种场景。与此同时，国央企主动承担产业发展初期的高风险，落地了多个大型氢能示范项目，形成了"国央企引领、多元主体参与、协同共赢发展"的良好产业格局。

然而挑战同样不容忽视。当前绿氢产业的技术成熟度仍处于7级，从多个示范项目运行情况来看，无论是制氢装备、项目运营还是产业配套，均存在可优化空间。罗兰贝格提出氢能产业需克服来自宏观与微观的五大挑战。其中制氢成本与下游支付意愿的差距是首要问题。通过对化工、冶金、交通、能源等7个主流下游应用领域的深度调研测算，船用绿醇、出口绿氨、燃料电池重卡、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绿氢可接受价格分别约为27元/kg、26元/kg、19至21元/kg、12元/kg、11.6元/kg、8.8元/kg以及5.6元/kg。结合当前绿氢生产成本，仅船用绿醇、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。

运输成本吃掉利润，以销定产是关键

氢能基础设施是制约绿氢规模化应用的核心瓶颈。全球约80%氢气应用于炼油、化工等区域封闭场景，多依靠内部管道点对点输送，对公共氢能基建需求极低，导致大规模储运管道与公共加氢站建设缓慢。而绿氢需求呈现用户分散、单点消纳量小、分布广泛的特征，导致氢能基建投资回报率偏低，形成"需求不足—投资不足—基建落后—需求难增长"的恶性循环。

在运输环节，输氢管道运输成本低，约为每公斤0.7元/百公里，输送效率高，但缺乏可拓展性，无法覆盖加氢站、小型工厂锅炉等分散式应用市场；高压管束车运输灵活性高、适用范围广，但运输成本极为高昂，每公斤氢气运输100公里的成本约为6至7元，且单车运输能力有限。液氢储运灵活性更佳，但目前尚未实现大规模民用。当前运输条件下单个绿氢生产基地仅能有效覆盖周边200公里以内的市场，极大地限制了绿氢的跨区域应用。

罗兰贝格认为，在国家层面氢气骨干管网尚未全面建成、长距离输氢成本高的现实背景下，项目方必须摒弃"先建后销"的传统模式，将"以销定产、就地消纳"作为核心解题思路。在项目选址阶段，除了评估风光资源禀赋外，必须前置开展下游市场摸排，依据消纳方的地理位置分布进行综合定位。

六个标杆案例给出可复制的答案

白皮书选取了六个典型案例进行深度剖析。上海氢能交通示范项目中，重塑能源与中国石化首创"车找站、站找车"联动模式，依托现有加油站资源建设油氢合建站，实现"以油养氢"。京沪、长江沿线氢能高速贯通试运营则验证了开放场景下长距离跨区域氢能重卡商业化运营的可行性，打开了氢能在中长途商用车应用的市场天花板。山西晋南钢铁利用焦炉副产氢开展脱碳试点，终端应用价格达到20元/kg以下，成功构建"自产氢+自储运+自消纳+平台化运营"闭环小生态。

太阳山风光波动电源氢能装备测试基地设计制氢规模超2万Nm³/h，采用ALK与PEM电解槽混联模式，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。华电达茂旗绿氢一体化项目以自持煤电厂运力需求与政府加氢补贴为抓手，通过市场化招标整合全链条，约80%年产能通过自建管道及管束车定向分配，剩余20%由氢能重卡消纳。上海环境能源交易所牵头制定的《工业副产氢碳排放核算方法》团体标准于2025年4月实施，明确了焦炉煤气、氯碱、丙烷脱氢三类主流工艺的核算边界，填补了氢气利用碳排放核算标准的空白。

这组数据清晰地展示了绿氢成本快速下探的轨迹。从2020年到2025年，绿氢电力成本从16.5元/公斤降至8.3元/公斤，降幅接近50%，核心驱动因素是发电成本的持续下降与电解槽效率的提升。展望2030年，电力成本有望进一步降至6.2元/公斤，综合成本降至11.8元/公斤。这一水平将与灰氢的10至15元/公斤成本区间形成全面平价。对比来看，蓝氢生产成本高达22至25元/公斤，反而高于部分资源优质地区的绿氢成本，这在一定程度上削弱了蓝氢作为过渡方案的竞争力。绿氢成本曲线的陡峭下行，是整个氢能产业经济性逻辑转换的关键变量。

这组数据勾勒出中国氢能产业的基本盘。中国总体氢气产能已超5000万吨/年，2024年绿氢产能超过12万吨，2025年超过25万吨，实现翻倍增长，但绿氢在总产能中占比仍不足1%。在装备制造端，中国光伏核心环节产能占全球超90%、风电装备全球市占率超70%，这一优势直接传导至绿氢生产的电力成本环节。截至2025年底，中国累计推广燃料电池汽车近4万辆，在交通领域的示范应用已形成一定规模。全球层面，45个以上国家已发布氢能战略，联合国设定了2050年9600万吨低碳氢产能的中长期目标，中国在其中扮演着核心引擎的角色。