2026年中国氢能产业发展白皮书：“十五五”期间中国氢能产业发展的机遇与挑战

2026年中国氢能产业发展白皮书“十五五”期间中国氢能产业发展的机遇与挑战研究目录 一 二 三四五六七氢能在全球能源转型的核心定位愈发清晰氢能发展的核心方向：以灰氢切入，向绿氢发展未来十五年全球氢能发展的三个阶段中国氢能产业发展的机遇与核心驱动力中国氢能产业发展面临的核心挑战与应对思路中国氢能产业典型案例与成功经验借鉴跨越氢能产业周期，仍需政策引导，企/学协同响应4568111620页数章节3 中国氢能产业发展白皮书氢能在全球能源转型的核心定位愈发清晰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、从标准制定到产业实践的多层次氢能发展体系，各国密集出台扶持政策、完善产业布局，加速氢能产业链技术创新与商业化落地。1.1 联合国2030年低碳氢产能目标较今提升近5倍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，设定从当前年产能约100万吨、2050 年达9600万吨的中长期目标；国际能源署（IEA）2025年更新的报告则指出，2030年全球低碳氢产能将达420万-600万吨。1.2 中国已将氢能纳入“十五五”未来产业，长线重点扶持截至2024年12月底，全球已有超过45个国家与地区正式公布了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，氢能也与量子科技、具身智能等被归类为未来产业。但就政府在氢能发展中的引导方式上，中西方存在着显著差异。欧美国家政府普遍采取自上而下的引导模式，通过设立中长期目标，寄托于企业推动行业发展，并在遇到困难时提供短期的政策支持以帮助过渡；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，在尊重产业发展客观规律同时，缩短进入成熟期所需要的时间。 011资料来源：罗兰贝格已发布国家氢能战略制定中的国家氢能战略政策初步讨论及/或项目支持阶段不涉及65-1001065-1004102530-50158欧盟2)南非美国1)英国加拿大智利印度5)日本4)韩国3)2311713019626020192020202120222023全球总体目标6)45+ 国家氢能战略45+ 国家氢能战略012030年各国电解槽产能目标 [GW]4 中国氢能产业发展白皮书资料来源：罗兰贝格56%21%21%1%1%12%10%8%8%7%55%煤制氢副产氢天然气制氢电解水制氢甲醇制氢山东省内蒙古自治区陕西省宁夏回族自治区山西省其他氢源结构氢气产量分布02 2024中国氢气来源与生产区域分布 [中国氢能发展报告2025]氢能发展的核心方向：以灰氢切入，向绿氢发展氢能主要分为灰氢、蓝氢与绿氢三类，不同类型的氢能在碳排放强度、生产成本、技术成熟度等方面存在显著差异，但均为全球氢能发展的重要抓手。其中灰氢具备存量大、无特殊地理位置要求、制备成本低的特征，可支持各地氢能终端应用的技术优化与迭代，在短期内仍将延续其主导地位。蓝氢作为基于CCS/CCUS技术的“副产品”，其本质在于不对原有化石燃料产业链造成较大的冲击的前提下，温和地进行减排，是衔接灰氢向绿氢过渡的“桥梁方案”。绿氢作为唯一能够实现真正零碳排放且不依赖传统化石燃料工业体系的技术路线，具有显著的环境优势与长远发展潜力，是推动氢能大规模商业化应用的核心力量，也是全球各国氢能政策的主要扶持对象，引领氢能产业的发展方向。灰氢：氢能基盘，就近利用副产氢提升存量资源利用率灰氢主要通过化石能源制氢工艺生产，伴有二氧化碳排放。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，保障了全球大部分地区的氢气供应与部分场景的低成本应用，是驱动氢能技术创新的“压舱石”。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，是中国氢能起步阶段的独特优势。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仍将聚焦于其他更清洁的氢能。蓝氢：过渡方案，赋能化石燃料工业减排蓝氢是在化石能源制氢过程中配套CCUS（碳捕集、利用与封存）技术生产的低碳氢，被视为灰氢向绿氢过渡的中间路线。然而，蓝氢面临技术成本过高的严峻挑战，蓝氢生产成本普遍高达22-25元/kg，显著高于灰氢（10-15元/kg），甚至高于部分资源优质地区的绿氢成本。中短期内，蓝氢将主要作为新增化石能源开采项目的衍生品存在，其作用更多是减缓全球碳排放的增长速度，而非直接降低绝对排放总量。绿氢：零碳特性与低成本可行性的完美结合绿氢通过可再生能源（风电、光伏、水电等）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。绿氢生产成本主要由可再生电力成本与电解槽设备折旧成本构成。近年来，得益于发电成本的持续下降与电解槽效率的提升，全球绿氢成本快速下探。在中国西北、华北等资源优质地区，2025年生产成本有望降至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。此外，绿氢生产与化石能源分布解耦，可在资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—绿氢生产—能源消纳”的良性循环，兼具显著的经济与环境效益。 0225 中国氢能产业发展白皮书未来十五年全球氢能发展的三个阶段若以2040年为全球氢能大规模工业化应用关键节点，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晰地划分为三个核心阶段，各阶段循序渐进共同推动氢能产业从示范验证走向全面商业化，其中中国将扮演全球氢能行业发展领导者的角色。033.1 转型过渡期（2026-2030年）：示范项目验证驱动国内外先锋企业将积极投身氢能产业，但仍然依赖各国政府的专项政策支持与资金扶持。全产业将集中资源建设单厂规模达到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、关键装备的稳定性以及商业运营模式的可行性。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。海外氢能产业发展仍面临诸多核心挑战，主要集中在政策、技术、市场、金融等多个维度，具体可归纳为四大核心痛点：• 欧美政策摇摆延期削弱市场信心：受地缘政治冲突持续升级、全球经济复苏进程缓慢等多重不利因素叠加，欧美政府扶持政策出现摇摆与延期现象，为氢能发展造成了较大的阻力。04• 绿氢缺乏下游市场消纳：当前绿氢的生产成本为灰氢的2-3倍。下游核心消费群体对氢气价格极为敏感，政策补贴/惩罚力度不足，缺乏为低碳氢支付溢价的动力。• 电解槽装备性能仍待优化：电解槽需同时满足大规模、长寿命、抗波动、低成本四大核心目标。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的商业化应用目标仍存在较大差距。• 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、初期风险高的特点，依赖金融机构的信贷支持。海外传统金融机