绿氢成本下降 绿色燃料元年即将开启！

氢能根据其制取方式和碳排放情况，通常被划分为灰氢、蓝氢和绿色氢能三大类，每一类氢能在能源利用效率、环境影响以及经济成本等方面均有显著差异。当前全球氢能产业呈现“灰氢稳、蓝氢弱、绿氢亏”的极端分化格局。灰氢凭借成熟技术和稳定需求，是行业唯一的现金流支柱；蓝氢作为过渡路线，陷入“减碳不经济”的尴尬境地；绿氢虽代表终极方向，却陷入全行业亏损的困境。

资料来源：观研天下数据中心整理

在煤炭、天然气、电力均为中国平均价格时，灰氢的净零成本在1.6~4.4美元/kg，蓝氢的净零成本为2.1~5.0美元/kg，绿氢的净零成本为7.5~8.4美元/kg，成本差距是绿氢实现规模化应用的关键瓶颈。相关研究显示，在绿氢生产成本中，电价占比超60%，到2030年绿电价格降至0.15-0.25元/度，绿氢成本有望跟随下降至10-15元/kg，部分资源优越地区的规模化项目可降至10元/kg，届时绿氢价格将具备一定竞争力。

各种氢能生产途径成本明细

数据来源：《统一框架下不同净零氢气生产途径成本比较研究》

根据观研报告网发布的《中国绿氢行业发展趋势分析与未来前景研究报告（2026-2033年）》显示，当前国内多个标杆制氢一体化项目已展现出较强的成本控制能力，为绿氢规模化应用的经济性可行性提供了实践支撑。以国华沧州、大唐多伦、中能建松原等一体化项目为例，随着可再生电力消纳模式优化与项目规模效应释放，项目单位制氢成本（LCOH）已达到较低水平：其中中能建松原氢能产业园项目单位成本低至11.80元/千克，已低于行业蓝氢成本水平，达到灰氢成本区间；大唐多伦项目成本为13.19元/千克，接近蓝氢成本中位值；国华沧州项目成本为17.26元/千克，也已接近蓝氢成本上限。

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政策定调，氢能有望成为“十五五”时期新兴支柱产业。2026年政府工作报告首次提出布局绿色氢氨醇，拓展氢能在交通、电力、工业多领域应用，明确氢能在新型能源体系、能源安全与“双碳”目标中的关键支撑作用。

2026年3月16日，工业和信息化部、财政部、国家发展改革委共同发布《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》。通知明确，三部门通过“揭榜挂帅”方式，遴选产业基础好、应用场景丰富、氢能资源保障能力强、产业链条完整的城市群率先开展氢能综合应用试点，科学、有序、积极探索氢能商业化综合应用路径，完善产业发展政策环境，推动氢能“制储输用”全产业链一体化融通发展。

到2030年，城市群氢能在多元领域实现规模化应用，终端用氢平均价格降至25元/千克以下，力争在部分优势地区降至15元/千克左右；全国燃料电池汽车保有量较2025年翻一番，力争达到10万辆。通过应用规模扩大，推动氢能应用技术、工艺、装备创新突破，实现燃料电池、电解槽、储运装置和材料等迭代升级，推动氢能成为新的经济增长点，支撑实现经济社会发展全面绿色转型。

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从当前绿氢项目的规划消纳方向来看，绿色甲醇、绿色合成氨、可再生航煤SAF等绿色氢基燃料占比分别为44%、28%、8%，受益于航运业、航空业国际脱碳规则驱动；相比之下，直接用于交通燃料电池、储能或掺氢发电等能源领域的规划占比合计不足10%。

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2022年起国内绿氢项目加速落地，2023-2025年分别新增绿氢年产能3.72、5.41、25.22万吨，2025年底累计建成绿氢产能约36.98万吨。截至2025年，国内共规划879个风光氢基能源项目，约1036万吨绿氢，下游消纳市场成熟度不足，是制约绿氢大规模规划产能向实际建成产能转化的关键瓶颈。

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十四五期间，减排政策主要围绕电力领域可再生能源消费目标展开：即通过可再生能源替代传统化石能源发电，引导电力部门结构性降碳。截至2025年底，全国发电总装机突破36亿千瓦，非化石能源发电装机占比稳定达到60%左右，其中风电、光伏发电装机规模突破16.9亿千瓦，是2020年的3倍以上，贡献了2020年以来约80%的新增电力装机。2025年非化石能源发电量占总发电量比重已提升至43%左右，风光发电量占比以年均提高2.2个百分点的速度稳步攀升，远超“十四五”初期的规划进度。

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未来，随着非化石能源发电装机规模增长，绿氢成本进一步下降，绿氢应用将从价格敏感度最低的交通和化工领域打开，向工业、储能等渗透。氢能行业在十五五期间处在探索阶段，产业链“从0到1”逐步搭建，形成了发展的基础，同时相关设备价格也实现了大幅下行。应用场景涵盖绿色航运、氢能重卡到化工、冶金、储能等，渗透率达到10%情况下，氢气和制氢设备的市场空间将达到千亿。

数据来源：观研天下数据中心整理（zpp）