2026年中国氢能产业发展白皮书


目录

页数 章节

4 一 氢能在全球能源转型的核心定位愈发清晰

5 二 氢能发展的核心方向：以灰氢切入，向绿氢发展

6 三 未来十五年全球氢能发展的三个阶段

8 四 中国氢能产业发展的机遇与核心驱动力

11 五 中国氢能产业发展面临的核心挑战与应对思路

16 六 中国氢能产业典型案例与成功经验借鉴

20 七 跨越氢能产业周期，仍需政策引导，企/学协同响应

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。01

01 2030年各国电解槽产能目标[GW]


资料来源：罗兰贝格


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

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。

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一一通过煤化工、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

绿氢：零碳特性与低成本可行性的完美结合

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。

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“风光发电一绿氢生产一能源消纳”的良性循环，兼具显著的经济与环境效益。02

02 2024中国氢气来源与生产区域分布 [中国氢能发展报告2025]



资料来源：罗兰贝格


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。03

3.1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。海外传统金融机构对氢能项目的投资态度极为谨慎。

中国有赖于更宽松有力的金融支持，已经在氢能产业发展上领先于全球其他国家。在2020- 2025年间，中石化库车项目、远景赤峰项目等大型项目相继投产运行，大标方、高效率电解槽设备投入运行，标志着中国成为首个掌握超大规模氢能工业技术的国家。

03 全球氢能发展阶段

2026-2030


转型过渡期

2031-2035

• 政策驱动示范项目验证技术与模式产业仍高度依赖专项支持；中外发展路径分化显著，中国凭借政策定力与量产技术领先

✨✨✨

全面商品化

• 中国角色由技术追赶转向技术输出与标准制定，产业逐步脱离补贴形成“技术-产能-需求-成本”自循环

2036-2040

大宗商品化

• 氢气正式成为全球大宗商品，氢能交易所及专业金融工具涌现，重塑全球能源贸易格局

资料来源：罗兰贝格

04 欧洲地区延误或取消的绿氢项目（部分）


近一半最新的欧盟氢能银行中标者退出

2025年5月

• 欧洲氢能银行15个项目中有7个在签署资助协议前退出，退出原因包括

• 政策和基础设施延误

• 市场不确定性

• 未能在及时缴纳完工保证金

60兆瓦项目因“公共资金不足”被取消

2025年9月

• 由本土公司在奥地利开发的60兆瓦林茨绿氨项目已取消。

• 开发商表示，当前的经济形势和监管环境是造成项目受阻的主要原因

Salzgitter延期氢冶金项目3年

2025年9月

• Salzgitter决定将其氢冶金项目第二/三阶段推迟三年。


• 企业高管呼吁政府贸易保护降低能源成本、加速氢市场发展，以及为低碳钢提供更有力的需求激励措施

德国提议取消RFNBO限制性标准

2025年12月

• 德国经济部提议放宽 RFNBO绿氢认证，非电解水制氢或许也被认可为绿氢，对电解槽带来冲击

资料来源：罗兰贝格

• 德国计划取消2030年10吉瓦的电解槽装机固定目标

3.2全面商业化（2031-2035年）：技术成熟赋能

随着制氢技术成熟、核心装备降本及产业链协同优化，氢气市场将逐步降低政策依赖，成为具有独立商业吸引力的新兴市场，中国将逐步承担技术输出与标准制定的角色。此阶段，市场参与主体更丰富、基础设施覆盖持续扩大商业模式多元创新，逐步形成“技术支撑-产能提升-需求增长-成本下降”的自循环，核心特征如下：

• 市场玩家增多且分工精细化：更多中小型企业入局，除了传统的制、储、运、用氢外，将涌现出一批新的行业角色，例如电解槽集群控制、氢气管道运营、绿氢积分交易平台、氢能全链条检测认证机构等。

• 基础设施体系逐步完善：形成覆盖洲际、长距离、中短距离的多层次氢能物流体系。如远洋液氢运输船、千公里级的高压氢气管道、液氢运输车与高压管束车等。

• 终端产品形态不断延展：绿氢逐步替代灰氢进入大型化工体系，例如用于合成氨、甲醇等基础化工产品的生产。这些产品将广泛应用于交通、化工、冶金等多个高碳排放产业链，拓展氢能的应用边界。

3.3 大宗商品化（2036-2040年）：全球市场联通

在大宗商品化阶段，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/金融支持工具等逐渐涌现，重塑全球能源贸易格局，为实现碳中和提供关键支撑。


中国氢能产业发展的机遇与核心驱动力

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。凭借低发电成本、坚定政策、完善的产业链基础及丰富应用场景，中国已率先实现区域性氢能项目落地运营。2023年，中国首个万吨级绿氢项目在新疆库车全面建成投产；2025年，全球最大绿氢氦醇一体化项目在松原投产；截至2025年底，累计推广燃料电池汽车近4万辆。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。

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。

未来在大型数据中心用电需求的刺激下，叠加高效光伏电池、大兆瓦风力机组等供给端技术发展因素，中国可再生能源发电产业规模将持续扩大，发电成本仍将稳步下行，有望在2030年达到0.13元/度的LCOE，使得绿氢电力成本降至6.2元/公斤，综合成本降低至11.8元/公斤，持续夯实中国绿氢性价比优势。

4.1风光发电装备优势驱动发电成本下探

中国可再生能源发电装备产业已实现全球领跑，建成全球最完整的风光产业链，光伏核心环节产能占比超 90%、风电装备全球市占率超 70%，规模化成本优势显著，我国光伏、陆上风电LCOE（平准化度电成本）已稳居全球低位。05

4.2稳固的政策土壤与坚定的发展决心

中国政府高度重视氢能产业的发展，将其明确纳入国家能源发展战略体系，通过多个五年规划的接续推进。06

在“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

05 中国各类电力平准化度电成本[元/MWh,2015-2035F]


资料来源：WoodMackenzie；罗兰贝格

06 中国对碳中和的一致性与可持续性态度


中国经济长期稳定发展的内在逻辑

执政特点-稳定的长期主义

• “中国共产党长期执政，避免政策短视与朝令夕改，提供经济稳定锚”

· “中长期战略规划引导资源跨周期配置，以稳定连续形成可预期的未来”

产业愿景-新能源产业作为国家战略的新制造

• “党的十八大以来坚持生态优先、节约集约、绿色低碳高质量发展”

·“绿色是新时代中国经济高质量发展的底色”


中国在减排领域坚定不移

经济刺激-提振经济，抵御通缩

• 房地产和路桥投资已走入尽头，新能源作为重要的投资项目，是被视为有效投资的关键领域之一


习近平气候变化峰会发言（2035年目标）

“2035年前，中国全经济范围温室气体排放量比峰值下降7%~10%”


• 非化石能源消费占比达 30%以上

·风电、太阳能发电总装机较2020年增长6倍以上

经济十五五规划建议 （10月24日发稿）

以碳达峰碳中和为牵引，协同降碳、减污、扩绿、增长

持续深入推进污染防治攻坚和生态系统优化，加快建设新型能源体系


中国绿色产业发展成果

• 我国风电光伏装机规模历史性超越火电

·我国十四五期间新能源专利数量占全球四成以上

·新能源汽车动力电池5年来充电效率提升4倍以上

资料来源：罗兰贝格

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，验证氢能在交通领域的应用潜力与商业模式。07

展望“十五五”，在当前国家“十五五”规划建议中，氢能与6G、具身智能、核聚变等与热点话题，被明确列为前瞻布局的未来产业，并在近

期发布新一轮氢能试点政策，将扶持范围从氢能交通扩大至整个氢能产业链，并考虑到全国产业基础与资源分布，以更为科学的城市群模式开展，针对氢能的生产端与消纳端的不同场景需求，分别提供对应的奖补政策，意味着氢能产业将更加理性地加速迈向商业化。08

07 “十四五”氢能相关政策（部分）

燃料电池汽车示范城市群


氢能产业发展中长期规划 （2021-2035）

推动氢能产业链规模化发展，燃料电池汽车及加氢站数量快速增长，核心装备国产化率大幅提升


确立了氢能在国家能源体系中的战略定位，全国30多个省区市据此发布地方氢能规划，形成“以点带面”的发展格局

中华人民共和国能源法 （2025年正式施行）


为氢能产业提供长期稳定的法律保障，吸引社会资本进入，是氢能从“技术储备”转向“战略产业”的关键制度基础

关于开展氢能综合应用试点工作的通知（2026年3月）


能源领域氢能试点政策 （2025年）

推动氢能应用从交通领域向工业领域延伸，首次明确终端成本目标，引导产业从政策驱动转向市场化发展


推动氢能全链条规模化应用，打造技术装备推广场景，巩固我国在可再生能源制氢领域的引领地位

资料来源：罗兰贝格

08 《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》解读


个燃料电池汽车通用场景

• 突出中重型、中远途的重卡以及冷链物流等车型试点推广。这些场景在氢气资源丰富地区具备经济性，可与纯电动汽车协同互补，提升新能源汽车产业链韧性与安全性。考虑到燃料电池汽车作为交通运输工具的通用性，以工业应用为主的城市群在开展试点时，应将其纳入通用场景


个工业领域规模化应用场景

• 主要包括绿色氨醇、氢基化工原料替代、氢冶金、掺氢燃烧等。这些场景用氢规模大，能够通过规模效益带动氢气成本快速下降，许多地区的项目已经陆续投产，具备率先实现氢能规模化应用的先发优势。各城市群应因地制宜选择上述一个或多个场景开展试点，打通氢能综合应用生态闭环

资料来源：罗兰贝格


个氢能创新应用场景

• 包括船舶、航空、轨道交通、两轮车等。这些场景目前还处于小范围示范验证阶段，但技术创新性强、具备一定发展潜力，是未来氢能应用的重要方向。城市群可视情况探索应用，作为汽车、工业等场景的重要补充

4.1.1光伏产业十年崛起之路：科技突破驱动产业链自主升级

中国光伏产业的十年崛起之路为氢能产业提供了宝贵的借鉴经验，核心在于政府扶持保持产业化窗口期，科技突破驱动全产业链的自主升级。2012年前后，美国、欧盟等主要市场纷纷对中国光伏产品发起反倾销、反补贴调查。在此背景下，中国政府、企业与学术机构各界迅速达成共识，协同发力开展产业“自救”行动：

• 政策端：国家及时出台了光伏电站标杆电价、分布式光伏补贴等激励政策，快速构建了庞大的本土市场消纳环境，为国内企业提供了生存与发展的空间支撑产业的升级发展。

• 企业端：龙头企业加大研发投入，聚焦硅料、硅片、电池片等关键领域的国产替代，十年内实现了全产业链全球产量第一的目标，产品成本较2012年下降超过 80% ，成功摆脱政策依赖，实现平价上网。

• 学术端：国内高校与科研机构纷纷构建产学研一体化创新体系，设立光伏技术研发专项基金，推动PERC、TOPCon、HJT等新技术的工业应用，形成了技术研发与产业应用相互促进的良性循环。

4.3 相对健全的氢能全产业链基础

中国在氢能产业链的多个核心环节均具备全球领先的技术基础与产业实力，是全球少数几个能够依靠本土企业打造大型氢能示范项目的国家之一。中国氢能产业具有短期经济性佳、产业链协同效率高、技术迭代速度快等显著优势。可再生能源发电、制氢装备、氢气储运、氢燃料电池等多个核心环节，各环节相互衔接、协同发展，构成了完整的氢能产业生态：

• 可再生能源发电：中国是全球可再生能源发电领域的绝对领导者，不仅在风电、光伏的装机规模上位居全球第一，在装备制造、技术研发、项目运营等方面也积累了丰富的经验。为绿氢生产提供稳定、低成本的能源输入。

• 制氢装备：中国在制氢装备领域呈现出 ALK、PEM、AEM三大技术路线齐头并进的发展格局，技术研发与产业化进程均处于全球前列。目前国内已有超过30家电解槽企业开展研发生产工作。市场参与主体的多元化有效推动了技术的快速迭代与成本的持续下降。

• 氢气储运：中国在氢气储运技术领域开展了多元化的技术探索与实践，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，形成了较为完整的储运技术体系。

• 氢燃料电池：中国氢燃料电池技术已成功应用于交通、储能、分布式能源等多种场景，尤其在交通领域的应用最为成熟，已实现批量搭载于商用车及重型工程机械。国内聚集了以重塑能源为代表的领先的燃料电池企业，能够提供从燃料电池电堆、系统集成到整车配套的完整解决方案。

4.4 国央企牵头承担风险引领产业发展

自“十四五”规划明确将氢能纳入能源发展战略以来，各大国有中央企业积极响应国家号召，主动承担起氢能产业发展初期的高风险，充分发挥自身在资金、资源、技术、协调能力等方面的优势，协调整合产业链上下游资源，落地了多个大型氢能示范项目。国央企有效带动了民营企业、中小企业等各类市场主体的参与积极性，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。

中国氢能产业发展面临的核心挑战与应对思路


当前绿氢产业的技术成熟度（TRL）水平仍处于7级（技术成熟度共分为9级，9级为最高水平），这意味着绿氢技术已完成实验室研发与小试、中试，正在波动性绿电环境下进行实际制氢项目验证。然而，从多个示范项目的运行情况来看，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。

综合来看，要推动氢能产业成熟度的进一步提升，并实现规模化、商业化的自循环，氢能产业还需克服来自宏观与微观的五大挑战。

5.1 宏观挑战一：制氢成本与下游支付意愿存在显著差距

在氢能发展中，灰氢较为成熟，上游供应与下游消纳匹配逐渐固化。但绿氢仍处于早期阶段，下游客户对绿氢的支付意愿是决定绿氢市场发展速度的核心因素。罗兰贝格认为支付意愿主要由理性支付意愿与感性支付意愿两部分组成。其中，理性支付意愿是指客户基于自身生产成本、碳减排成本（含碳排放配额、碳关税等相关补偿机制作用）、政策要求等因素，能够承受的绿氢最高价格，可通过量化分析进行评估；感性支付意愿则是指客户基于企业社会责任、品牌形象、绿色发展理念等非经济因素，愿意为绿氢支付的额外溢价，难以量化。

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与数据分析，测算得出了不同场景下客户的绿氢支付意愿数据。结果显示，各场景的支付意愿存在显著差异：船用绿醇、出口绿氨、燃料电池重卡（含政策补贴）、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可接受价格分别约为27元/kg、26元/kg、19-21元/kg、12元/kg、11.6元/kg、8.8元/kg以及5.6元/kg。▶09

结合当前绿氢的生产成本水平，目前仅有船用绿醇、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。绿醇、绿氨等场景的客户主要集中在少数大型企业，市场需求规模有限，且面临国际贸易政策变动、汇率波动、合成技术不稳定等内外部风险；SAF目前仍处于技术研发与示范应用阶段，短期内难以大规模落地。

而燃料电池汽车的潜力则更大。主要体现在两大方面的价值：首先，可为绿氢提供更高价的消纳渠道。在政策的支持下，能够承接25元的氢气枪口价并维持自身相较于主流柴油重卡的成本竞争力。即使在完全不依赖补贴的情况下也可提供出厂价14-18元的消纳渠道，高于其他工业应用场景。此外，燃料电池重卡具有极强的空间调度灵活性，无需大规模的、高昂的

09 不同下游行业对于绿氢的理性支付意愿


资料来源：罗兰贝格

工厂等固定资产投入，可实现轻量化的快速部署。中短期内燃料电池重卡是能够为绿氢提供稳定且较高价格消纳的核心应用场景，助力项目快速启动。

缩小绿氢供应端生产成本与下游各消纳端客户支付意愿之间的差距，是当前绿氢产业发展的当务之急。针对这一问题，罗兰贝格提出了三种具有可行性的解决方法：

• 针对特定下游行业采购绿氢提供补贴：对于支付意愿显著低于绿氢生产成本的行业，由政府出台专项补贴政策，弥补绿氢生产成本与客户支付意愿之间的差额，从而激励企业主动采购绿氢替代传统化石能源。

• 针对特定下游行业提升碳税：通过强化碳排放约束机制，对高耗能、高排放行业，适当提升碳税征收标准，增加碳排放成本。在此压力下，企业将主动寻求低碳替代方案，愿意为绿氢支付更高的价格，从而实现绿氢与传统能源的市场竞争。

• 针对制氢端进行补贴：政府可直接对绿氢生产企业提供一次性绿氢项目固定资产投资补贴或绿氢产量持续性生产补贴支持。

5.2 宏观挑战二：基础设施不完善且增长迟滞导致高运输成本

氢能基础设施是制约绿氢规模化应用的核心瓶颈，全球普遍存在建设不完善、发展滞后的问题。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，这致使大规模储运管道与公共加氢站建设缓慢，还出现小规模副产氢运输成本高于制氢成本、被迫空放的情况，灰氢资源配置效率有待提升。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，市场主体投资意愿不足，进一步加剧基建滞后，形成“需求不足一投资不足一基建落后一需求难增长”的恶性循环。高昂的储运成本大幅侵蚀项目利润，严重影响绿氢项目的盈利性与可持续发展。

在运输环节，当前绿氢的运输主要依赖两种方式：一是输氢管道，二是高压管束车运输，除此之外，行业也在探索液氢储运的应用潜力：

• 输氢管道目前主要用于封闭场景下的氢气输送，具有运输成本低（约为每公斤0.7元/百公里）、输送效率高（0.5-2吨/小时）、供需稳定等优势，但缺乏可拓展性，无法覆盖新兴的分散式应用市场，例如加氢站、小型工厂锅炉等；

• 高压管束车运输则具有灵活性高、适用范围广的特点，能够满足不同用户的个性化需求，但运输成本极为高昂（每公斤氢气运输 100公里的成本约为6-7元）且单车运输能力有限（单车300-600公斤）。

• 液氢储运则是通过在产气地对氢气进行液化，再通过装载量更高、成本更低的液化罐车进行长距离运输。相较于输氢管道灵活性更佳，新增供应点时无需进行的管道建设投资。然而目前该项技术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，且短期内液氢的成熟性与实用性仍不足。

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，确保工厂与用户在地理空间上的紧密耦合。

5.3 宏观挑战三：配套法规缺失导致绿色溢价难落地

绿色溢价的有效落地是推动灰氢存量升级以及绿氢增量发展的核心前提，而配套法规标准的缺失则是制约绿色溢价落地的关键因素。

目前国内尚未出台统一的绿氢官方定义，相关政策文件中对绿氢的氢气来源、生产工艺、碳排放强度等关键指标的区分不足，对于绿氢生产过程中的可再生能源电力认证、碳排放核算边界、追溯体系建设等运营层面的细节问题，也缺乏明确的界定标准。法规标准的缺失导致

实践中对于绿氢的界定存在较大分歧。核算体系的不健全严重制约了绿氢的科学认定和减排效果评估，也可能导致未来国家层面出台的绿氢定义标准难以有效执行。

针对这一问题，罗兰贝格呼吁国内氢能相关协会和行业联盟发挥桥梁纽带作用，组织行业内的龙头企业、科研机构、高校等相关主体，共同研究制定绿氢认定标准、氢气全生命周期碳排放核算方法等团体标准，明确绿氢的核心指标、核算边界、追溯要求等关键内容。同时，建议行业联盟与氢能产业发展积极的地区政府开展深度协作，率先推出地方性的绿氢法规与标准。通过团体标准的先行先试与地方法规的试点推广，为国家层面统一法规标准的出台提供坚实的实践支撑。

5.4 微观挑战一：产业链过长，难以通过单方力量推动项目落地

氢能，特别是绿氢项目的产业链条极为漫长，涉及环节众多，参与主体广泛，形成了一个复杂的产业生态系统。从上游的可再生能源发电、电解槽制造，到中游的绿氢生产、储存、运输，再到下游的氢气加注、终端应用，每个环节都涉及不同的市场主体，且每个参与主体都有自身独立的利益诉求与风险考量。绿氢项目的顺利推进需要各方主体的协同配合与利益平衡，任何一个环节的缺失或衔接不畅都可能导致项目进展受阻。

罗兰贝格对国内绿氢项目的调研数据显示，目前国内大量的绿氢项目（如国能阿拉善项目、辉发绿能阜新项目等）在可行性研究阶段就因利润率、资金要求等各种边界条件不满足而终止，仅有少数项目能够进入实际建设与运营阶段，而在已运营的项目中，部分项目因成本过高、需求不足等问题存在亏损运营或减量运营的情况，项目成功率较低，也间接导致氢能行业发展速度减缓。

对此罗兰贝格提出三大解题思路：一是集团性质企业牵头实现一体化运营，整合发电、制氢、消纳等多个角色，内部协调利益诉求，控制项目风险，适合综合型国央企；二是核心企业从下游消纳端向上游延展，签订长期氢气采购协

议锁定需求，再逐步与上游企业沟通协商促成项目落地，适合中小型或创新型企业，但项目落地周期较长，存在风险外溢可能性；三是地区政府介入，提供包括制氢政策补贴、转型基金支持、基础设施配套、上下游企业招商的一揽子计划，帮助制氢企业在中短期内渡过难关，加速从“政策输血”到“市场造血”的转变。

5.5 微观挑战二：制氢技术不成熟对运营能力要求高

罗兰贝格对多个超大规模绿氢示范项目的长期跟踪测试与运营数据显示，实际运行工况与理论模型模拟之间仍存在一定的差异。受限于可再生能源发电的波动性及现场复杂的环境因素，部分项目出现了电解槽寿命衰减速度略快于预期、实际产氢负荷率未能完全达到设计值等情况。这反映出当前电解槽技术在向大规模工程化应用转化的过程中，仍有不少细节亟待优化。

要从根本上解决这些问题，实现技术的成熟与稳定，需要行业上下游企业协同发力，重点攻克以下三个核心工程难题：

5.5.1抗波动性弱

电解槽作为相对成熟的产品已问世数十年，但在过去，其主要应用于稳定的市电条件下生产作为特种气体的氢气。而现在，电解槽的应用场景已从传统市电制氢全面转向可再生电力制氢，这一转型对设备提出了双重核心要求：一方面需实现产能规模化扩张以匹配绿电项目的大型化布局，另一方面需具备极强的抗电源波动性能力，通过灵活调度适配风电、光伏“出力不稳定、功率波动剧烈”的固有特征→11。然而，当前主流产品难以满足规模化绿氢项目的稳定运行需求。

改善此问题需电解槽及核心零部件企业协作开发，在实际的波动电源运营条件下，从制造工艺、槽体结构、电极材料选择等维度开展技术攻关，实现对绿电波动的毫秒级响应与精准适配。10

10 风光耦合发电特征与制氢策略

上游电力供应特征


• 年度统计：单日发电量以及日度发电波动的集中在20~90百分位段，即使通过储能进行调节也无法避免造成约 5%弃电

单日发电量分布


单日每小时发电标准差分布


资料来源：罗兰贝格

5.5.2产能放大困难

在当前的电解槽制造体系中，传统小标方设备的成本结构呈现出显著的“结构性冗余”特征超过 30%的成本由集电器、端板、框架、密封件等不具备化学活性的结构件占据，这一高占比直接推高了单标方产氢能力的设备造价水平。因此，要确保项目具备经济可行性，电解槽技术必须坚定不移地朝着大标方（单槽产氢量 $ \geq 1 0 0 0 \mathrm {N m}^{3} / \mathrm {h} $甚至更高）方向发展，大幅摊薄单位产能下的结构件投入，从而有效控制单标方设备的投资门槛。

然而，这种高度集成的规模化路径并非简单的物理堆砌，而是一场涉及材料科学与精密制造的深刻变革，随之而来的一系列复杂工程化问题，往往需要通过长期的测试优化解决。例如，随着电解小室面积的大幅增大，对极片平整

度、流场均匀性及组装公差的控制精度提出了严苛挑战；一旦制造工艺控制不达标，流场分布不均极易引发“电流成团效应”，不仅显著增加电解能耗，还可能加速膜电极衰减。

5.5.3技术路线不收敛

当前绿氢产业的技术路线选择仍处于多元探索阶段，行业内对ALK（碱性电解槽）、PEM（质子交换膜电解槽）、AEM（阴离子交换膜电解槽）三大主流路线与不同制氢场景的适配性尚未形成统一共识，争议焦点集中在技术特性、成本控制、场景兼容性等关键维度。每条主技术路线下还衍生出多种差异化子技术方案：如AEM路线在膜材料体系（均质膜、增强膜）、催化层工艺（CCM、CCS）、催化层材料（泡沫镍、镍毡、碳纸）、流场设计（流道式、板网式）等技术路线上存在多个研发方向分支，且不同

企业均将其视为核心保密技术，缺少行业交流，导致有限的研发资源分散在多个赛道，难以形成集中攻关的合力，延缓了各路线核心技术的突破进展。

结合当前技术发展现状，行业主流观点已形成基本共识：ALK为当前业务基盘，PEM与 AEM为未来发展方向：ALK电解槽具备制造成本低、运行寿命长、供应链成熟等优势，但抗电源波动性较弱，启停响应速度慢，难以适配绿电快速波动的运行特征；PEM电解槽则可在 10%-100%功率区间灵活调节，响应时间 ≤1秒，更适配风光制氢的复杂工况，但核心依赖铂、铱等贵金属催化剂，推高了设备初始投资；AEM电解槽理论上兼具ALK的低成本优势与PEM的高灵活性，且不依赖贵金属催化剂，被视为极具潜力的下一代技术，但目前在材料

以及制造工艺等方面的技术成熟度仍有待提升，尚未形成大规模商业化应用案例。

罗兰贝格认为未来绿电制氢产业将出现两种主要应用场景，其技术路线组合也有所差异：针对大型离网/弱并网制氢项目，ALK+PEM/AEM混连方案将成为主流，ALK作为经济性基本盘承担大规模稳定制氢任务，PEM或AEM作为快速机动部队，提供秒级响应，灵活调用优先消除供电中频波动，延长整体使用寿命和可利用小时数；针对风光电厂弃电制氢项目，高倍率用电侧储能系统+PEM/AEM方案将成为主流，PEM或AEM跟随弃电功率调整运行状态，然而由于弃电的连续性更差，波动性更强，对于电解槽的性能与成本要求远高于前者，该场景大规模落地预期在2030年之后。



中国氢能产业典型案例与成功经验借鉴

目前，中国已实现氢能大规模应用的点状突破。“十五五”期间，需通过持续的政策支持换取产业发展时间，并依托绿氢产业反哺脱碳计划。中国延续“问题导向、应用导向”的发展纲领，通过政策扶持示范项目推动产业升级。从全市场来看，当前已形成部分标杆项目，能够从容应对核心挑战。其成功要素可为我们在更广泛的地区进行复刻推广、以及在从灰氢向绿氢迁移的进程中提供启示性参考。

6.1 上海氢能交通示范项目 -- 快速聚集产业要素，推动项目落地

在氢能交通领域，重塑能源与中国石化以上海燃料电池汽车示范应用项目为契机，通过协同合作，在上海区域首创“车找站、站找车”联动模式，以此规划建设加氢站、推广氢能车辆。项目依托现有加油站资源进行改造，建设油氢合建站，有效降低了基础设施投资与运营成本，实现“以油养氢”。以上海非危石化产品运输为例，重塑能源配套开发49吨6×4氢能牵引车所需的长续航燃料电池系统，主要配套运输金山化工区内的非危化产品至江浙沪区域的下游客户仓库，形成了固定区域内“货+车+站”的生态闭环。同时通过“车-站-景”协同，避免车辆绕路加氢，满足了商业场景适配与运营成本控制的双重要求，加速了氢能车辆的推广。

在该项目案例中，我们可识别到三大关键成功要素。首先，该项目通过快速聚合产业链上下游关键要素，将气源、储运、加注、用氢、货主等多个角色汇聚，形成了小生态商业闭环，推动氢能应用落地运营。其次，该项目中的央国企业主方提供了下游明确且稳定的运力需求，保证了项目的可持续性与经济性。再者，该项目的成功离不开配套政策支持。地方政府提供补贴、税收优惠等鼓励政策，加速相关审批流程，并搭建平台、积极推动产业内头部玩家联手合作。

推广启示

封闭/半封闭场景

聚合上下游玩家

政府提供审批绿色通道

聚焦于氢能重卡应用场景，此类模式可复制至具备“封闭/半封闭运营场景+可预期现金流+一定基建基础”的物流领域。例如，在大型央国企的钢铁/焦化园区内，依托“公转铁”政策，围绕焦化炉/变电站低成本补建加氢站；在大型港口周边，由央企牵头围绕“港口-堆场-铁路”建设氢能车队，并改造沿途加油站。此外，放眼整体氢能、尤其是未来重点的绿氢行业发展来看，针对其产业链复杂的本质特征，聚合上下游各环节关键玩家、实现深度协同是商业化的根本要求，获取政策支持是发展起步的助推力量，而识别高潜力场景是商业化的经济保障。

6.2京沪、长江沿线氢能高速贯通试运营一一氢能交通场景从封闭走向半开放，解锁商业潜力

2024年起，重塑能源先后多次完成京沪、长江沿线氢能重卡带载运输，验证了开放场景下大范围、长距离、跨区域氢能重卡商业化运营的可行性，证明了氢能技术能够满足重载长途场景的独特优势。同时依托中石化加油站网络，在主要高速走廊沿线建设油氢合建站并对外部开放加氢服务，使氢能重卡从市场规模较小的封闭短倒场景，渗透至规模最大的干线长途物流领域，打开了氢能在中长途商用车应用的市场天花板（中长途及长途运输车辆年销量近30万辆，占中国中重卡市场约 40%份额）。

在该项目案例中，我们可识别到两大关键成功要素。首先，针对氢能技术的独特优势，整车及燃料电池龙头企业针对使用场景痛点研发长续航产品，满足核心使用场景的底线要求，既发挥了氢能的技术优势，又解锁了更大的潜在市场空间。其次，当市场供给端有能力承接市场需求但面对基础设施不足的难题时，由大型央企带头补足公共基础设施，选择短期内承担一定盈利压力，为产品与技术商业化扫清障碍，加速应用场景的升级迭代。

推广启示

聚焦在氢能重卡应用场景而言，当前从打通试运营到形成商业化规模化应用，还存在一定距离。因此，选择合适的线路至关重要，合适的线路决定项目落地的经济性和应用的可持续性。政府与企业端应先围绕已识别到的优势线路，先在局部优势线路上进一步做好规模化应用，逐步提高配置的氢能重卡数量，优化氢能储运和加注的基础设施，优化相关线路的运力效率。在重点优势线路的规模化应用成熟之后，再考虑复制该成功模式，逐步扩大至其他更广泛区域范围。央国企可继续发挥带头作用，逐步推广至沈阳-湛江的沿海通道、沪昆干线等其他主要干线物流路线，并在初期的加氢网络的基础上，吸引社会资本进行补充，逐步完善全国补能网络，再逐步扩大到其他非核心物流线路。

6.3山西钢铁焦炭企业氢能交通应用项目一一副产氢开发就近利用

山西晋南钢铁利用自身焦炉副产氢开展脱碳试点，自建纯化设备与2座加氢母站及数十座子站，支持数百辆氢能重卡运营，成功实现副产氢气就近消纳，大幅降低氢气使用成本，使得终端应用价格达到20元/kg以下。同时，重塑能源、一汽解放等企业加入为其完善核心燃料电池系统、车辆硬件以及车联网系统，助力其逐步拓展至周边工业原料运输，成功构建氢能交通“自产氢+自储运+自消纳+平台化运营”闭环小生态，推动了氢能重卡的规模化应用。该项目的长期稳定运营，也吸引了一批又一批山西钢铁企业模仿，为传统高耗能企业绿色转型提供一条不过度依赖政策支持的可复制路径。

该项目案例存在三大关键要素值得深思。在大型链主企业主导下，将氢源与周边运力需求进行强绑定，实现供需高效匹配，减少成本高昂的氢气储运环节，更便于开发氢能应用。同时，以案例核心企业为代表的高耗能型链主企业可通过对产业链的垂直化内化把控，控制全链条

综合成本。最后，积极推动氢能重卡的产品升级，引入长续航产品以覆盖钢铁企业周边更远距离的运力需求，通过满足单点加氢的补能需求，推广至更广泛的氢能重卡适用场景。

推广启示

单就副产氢项目而言，该案例模式可进一步推广至“氢源富集+规模化运输需求”场景。例如，在石油炼化集群区域，由大型国有化工集团牵头，整合园区运力需求，提升副产氢利用率。而进一步延伸至蓝氢/绿氢项目来说，业主方需积极探索并合理利用项目周边运输需求，围绕氢源建设加注设施，控制储运成本，以良好的商业运营环境吸引氢能车队或化工企业布局，构建多元化的氢气消纳渠道。

6.4 太阳山风光波动电源氢能装备测试基地--真实工况驱动技术收敛

重塑能源主导建设了太阳山项目，项目设计制氢规模超2万Nm $ ^{3} / \mathrm{h} $ ，采用ALK与PEM电解槽混联模式提升抗波动性，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（最大测试能力 $ 3000\mathrm{Nm}^{3} / \mathrm{h} $ ），可提供全工况测试环境，用于评估ALK/PEM/AEM电解槽装备性能并积累数据。从目前产业进度而言，太阳山项目不仅填补了国内波动性电源下电解槽真实应用的空白，也将有效推动技术路线收敛及工程化优化。通过该项目的实际运行，有望为全行业的大型绿氢项目提供装备选型与运行策略优化的数据依据。而在行业标准层面，太阳山项目也为行业标准制定提供有效支撑，促进标准制定与出台，提升国产电解槽在复杂场景下的适用性。与此同时，我们还看到越来越多的央国企也同步在绿氢项目中进行针对PEM和AEM电解槽技术的验证，例如中石化集团在库车项目的基础上新建PEM电解槽设备耦合测试系统，而三峡集团也在北海开展了兆瓦级AEM制绿氢测试等等。

在本案例中，我们可识别到两大核心亮点。太阳山项目作为首个“源网荷储测”综合体，核心价值在于发挥燃料电池企业在电化学领域的深厚技术积淀，可通过在真实离网/弱并网风光电源下的测试，优化电解槽性能。并且，该项目覆盖包括PEM和AEM等多种电解槽技术路线，可通过控制变量给予更客观的评测。

推广启示

从全球发展进程来看，中国在电解槽技术上的发展已占据领先身位，尤其在PEM和AEM等新兴技术匹配波动性可再生电源的应用方面。氢能项目业主方也需更多关注新型电解槽技术的应用，并考虑构建落地更多项目，实现新型电解槽设备在真实风光场景下的搭载与进一步应用验证。唯有通过真实项目的长期稳定性验证、收集真实数据，才能为中国氢能装备优化升级提供必要的输入。

6.5 华电达茂旗绿氢一体化项目一央地协同构建多元消纳场景

华电集团主导包揽上游电力供应与制氢环节投资，以自持的周边三个煤电厂运力需求与当地政府提供加氢补贴为抓手，通过市场化招标吸引多家氢能车队运营商、燃料电池企业参与，充分利用央企身份背书的优势实现了全链条整合，降低了项目协调难度与风险。同时，主动与周边近十家工业用户签订消纳协议，开拓工业锅炉燃气掺氢的使用场景，通过自建管道及管束车定向分配约 80%的年产能。此外，华电达茂旗项目还搭配了灵活性高且支付意愿较强的氢能重卡运力场景，实现面向集团内以及集团外货主的大宗货物运输。重塑能源等链上企业提供了数百辆规模的氢能重卡车队，帮助消纳剩余 20%年产能的同时提升项目整体经济性。该项目的成功跑通与稳定运营，开创了“绿电制氢+多元消纳”商业模式，为其他跨行业氢能应用提供范例。

该项目案例中的三大关键成功要素同样值得关注。首先，需要具备品牌影响力的领军央企牵头整合全产业链资源，打造闭环商业模式。同时，华电达茂旗氢能项目聚焦围绕高价值消纳场景，如重卡、天然气掺氢，结合精准选址，建设区域性产业链，确保了项目长期可持续的经济性。最后，当地政府对于“风光氢储”一体化项目的政策支持，以及推动区域能源转型的决心，也为项目能够更加顺利高效落地提供了加速剂。

推广启示

围绕下游多元需求央企牵头整合资源引入氢能交通

华电达茂旗项目为解决当前中国市场绿氢项目消纳难、经济性不佳的现实难题提供了出色的范本。从区域和消纳场景来看，此融合模式可推广至“风光资源富集+周边运力需求稳定”的区域。例如，在西南攀枝花、凉山等矿产资源丰富区域，由央企牵头，利用“风光氢储”政策，围绕矿产运输、冶金及天然气掺氢建立多元消纳模式；在东北及环渤海风光资源丰富且靠近港口的区域，由央企化工/能源集团牵头，锁定绿氨/绿醇出口渠道作为主消纳，并引入燃料电池重卡承接集团内部货物运输作为灵活补充，对冲风光制氢波动性，拓宽消纳渠道，提升项目经济性回报。

6.6工业副产氢碳足迹管理标准落地一国企牵头共建标准体系，夯实碳资产化数据基础

上海环境能源交易所牵头，联合中石化、国电投、重塑能源等头部央国企与民营企业（涵盖副产氢生产、检测认证、碳交易、氢能应用、产业研究等领域），共同开展碳排放/碳足迹标准制定及基础数据收集工作。2025年4月实施的 《工业副产氢碳排放核算方法》团体标准获得了业界一致认可，填补了氢气利用碳排放核算标准的空白。该标准明确了焦炉煤气、氯碱、丙烷脱氢三类主流工艺的核算边界（覆盖原料获取至产品出厂），统一了核算单位（1kg纯度

≥99% vol.氢气，以 $ \mathrm{C O_{2}} $当量呈现）。这有效解决了长期以来核算方法不统一、数据不可比的痛点，为企业参与碳交易、获取绿色溢价提供了数据支撑。

该案例对三方面的有效把控确保了项目的顺利推进与成果落地。首先，由行业头部央国企牵头，企业、科研机构共同参与，针对具体产品类别制定全生命周期法规标准，具备更强的行业号召力与落地可行性。同时，在具备完善可执行的团队/行业标准后，由行业联盟或头部央企呼吁，推动地方政府将碳足迹核算纳入政策奖励体系，通过法规标准推动供需之间的良性循环。最后，典型试点的区位选择同样至关重要--本次项目选择了相关体系最完善、绿色经济最发达的上海作为典型区域进行试点，在一定程度上减少了项目推进中可能遇到的阻力，最终使得标准落地运行成为了现实。

推广启示

行业规范促进良性发展行业协会发挥统筹作用龙头企业积极参与

氢气碳足迹管理方面而言，此模式可推广至 “政策驱动但标准缺失”的领域。例如，绿氢碳足迹追踪体系可由中石化或国电投牵头，联合全产业链定义公共设施能耗计入规则，确保与绿电交易体系无缝衔接；电解槽性能测试标准可由全国氢能标委会牵头，联合装备制造与研究机构，基于实际工况建立客观的“技术门槛”与 “质量评价体系”，消除行业“数据虚标”乱象，引导行业规模化降本。此外，放大至氢能各关键要素而言，除了法规标准外，其他例如数字化、计量等领域也存在标准待完善的痛点。

综合上述各典型案例，罗兰贝格认为，在以下各项成功要素的加持下，中国将涌现更多的成功案例。11

11 氢能项目关键成功要素


资料来源：罗兰贝格

跨越氢能产业周期，仍需政策引导，企/学协同响应

过去十年，氢能替代化石燃料从实验室愿景逐步走向落地实践，迈入加速发展的关键阶段。我们相信，未来十五年，全球氢能产业将在政策引导及规模化需求的双重驱动下，实现从示范项目到全面商业化、从小众技术到全球性大宗商品的跨越式发展。

中国凭借处于全球低位的绿电成本、优越的政策环境、相对完备的产业链基础及央国企的引领作用，已成为全球氢能行业的核心引擎，孵化了众多全球领先的标杆示范项目。绿氢将成为氢能经济发展的核心力量，引发能源供给侧的结构性变革，推动全球低碳转型进程。中国的氢能发展方向明确，但前路仍需笃行。当前氢能产业虽已勾勒出清晰的发展路径，但从愿景落地到规模化普及，仍面临制氢成本偏高、基础设施不完善、配套法规待健全、产业链过长、储运成本高昂及技术成熟度不足等多重挑战。这些问题难以靠单一主体破解，而是需要政府、企业、科研院所等社会各界密切协作，以战略共识为引领，以协同合力为支撑，共同穿越产业培育期，解锁氢能万亿市场的巨大潜力。

政府端：作为商业化的风向标，在产业发展早期及技术尚未完全成熟阶段，需坚定不移地提供政策支持。一方面，出台灰氢就近高效利用、绿氢先进产能建设等鼓励性政策，体现政府投入决心并为产业链注入信心；另一方面，针对全产业链的堵点环节一一如先进装备制造、绿氢生产、全国输氢管网建设、燃料电池汽车（FCV）及氢冶金等下游消纳一一提供定向补助，通过构建商业闭环为技术升级换取时间。同时，需完善碳排放核算、绿氢定义、安全监管及减排证书等相关法规，充分释放氢能的绿色溢价潜力，推动灰氢存量升级与绿氢增量发展。

率，形成核心竞争力，最终构建“技术支撑一产能提升一需求增长一成本下降”的正向循环。在工程化方面，密切关注电解槽制氢设备的新技术发展。基于ALK、PEM、AEM三大技术路线，开展风光波动电源场景下的真实工况测试，以实际项目做进一步技术验证，及时发现并解决工程瓶颈，推动技术路线收敛，补齐技术成熟度短板。在应用场景方面，摒弃“先建后销”的陈旧观念，坚持“就地消纳、以销定产”的新理念，在项目规划阶段即围绕下游客户精准选址，并积极引入具备高灵活性与高消纳价格的燃料电池汽车作为补充，确保制氢项目可起步运行、加速项目真实落地。在成本管控方面，企业需持续加强对制氢成本节降的关注。通过基础技术优化（如降低电解槽能耗、提升储运装备压力等级等）及精细化运营（如风光发电精准预测、电解槽集群控制等）实现持续降本，缩减与下游客户支付意愿的差距。

企业端：在打通氢能全价值链的基础上，需深化各关键环节的场景化开发，优化资源配置效

学术端：走出实验室，走进示范项目。不仅需要持续攻克膜材、电极等核心材料与基础理论瓶颈，更需聚焦新技术的工程化验证与数据积累，协助产业界构建科学的碳核算与认证体系，完善标准建设与人才培养体系，为氢能产业的可持续发展源源不断地注入新动能。

2025年作为“十四五”收官之年，我们见证了众多氢能示范项目的涌现，积累了宝贵的成功经验与试错教训。2026年作为“十五五”的开局之年，氢能与6G、具身智能、核聚变等前沿领域一道，在“十五五”规划建议中被明确列为前瞻布局的未来产业，迎来高起点开局。

展望未来，摆在我们面前的关键命题是：政府、企业与学术界能否抓住这一轮战略窗口期，推出精准的政策、落地合适的项目、突破关键的研究，从而巩固并维持中国在全球氢能领域的领导者地位。

作者

罗兰贝格

郑赞

上海重塑能源集团股份有限公司

罗兰贝格全球高级合伙人

亚洲区汽车业务负责人

ron.zheng@rolandberger.com

重塑能源战略市场部

施志刚

press@refire.com

罗兰贝格合伙人

zhigang.shi@rolandberger.com

傅强

罗兰贝格副合伙人

frank.fu@rolandberger.com

罗兰贝格张婧对本报告亦有贡献。

欢迎您提出问题、评论与建议 www.rolandberger.com

本报告仅为一般性建议参考。读者不应在缺乏具体的专业建议的情况下，擅自根据报告中的任何信息采取行动。罗兰贝格管理咨询公司将不对任何因采用报告信息而导致的损失负责。

© 2026 罗兰贝格管理咨询公司版权所有.

罗兰贝格管理咨询公司成立于1967年，是全球顶级咨询公司中唯一源于欧洲的公司。当前，罗兰贝格在全球35个国家的主要商业中心设有55家分支机构，拥有3，500余名员工，服务超过 1,000家国际客户，并在过去五年中为超过 40%的财富500强企业提供专业服务。

罗兰贝格一直将中国视为公司国际化道路中最重要的市场之一。自1983年在中国开展首个项目以来，罗兰贝格已深耕中国市场 40余年，先后在上海、北京、香港、台北和广州开设办事处。作为公认的全球意见领袖，罗兰贝格在主流咨询机构排名中屡获佳绩：在“2026年度Vault亚太地区20佳咨询公司排行榜”中位列前三，并多次荣登福布斯“全球最佳管理咨询公司”榜单。凭借多元化的欧洲背景和丰富的本土经验，罗兰贝格致力于为企业提供全面的管理解决方案与专业咨询服务。

上海重塑能源集团股份有限公司（02570.HK，下称“重塑能源”）成立于2015年9月，总部位于中国上海，专注于氢能科技领域的技术研发及产品开发、氢能产业生态构建以及规模化商业应用推广。重塑能源在燃料电池和制氢装备领域进行了全产业链关键技术布局，能够提供制氢及终端应用一站式解决方案，相关产品及技术已广泛应用于中国及全球市场的道路交通、轨道交通、工程机械、发电、离网超充、绿氢制备等多元领域，并面向能源生态构建了“电-氢-电”的新型商业模式。

重塑能源是国家动力电池创新中心燃料电池分中心的依托单位，中国汽车动力电池产业创新联盟燃料电池分会理事长单位。近年来，荣获“国家企业技术中心”、国家级“专精特新小巨人企业“、“制造业单项冠军企业”以及“国家知识产权优势企业”等权威认定。在技术创新领域，获“中国汽车工业科学技术奖”一等奖、“中国机械工业科学技术奖”一等奖等重要奖项，并成功入选2024年《财富》中国科技50强。

出版方

罗兰贝格亚太总部

地址：

中国上海市山西北路99号

苏河湾中心办公楼23层，200085

+86215298-6677

www.rolandberger.com