（一）《氢能产业发展中长期规划》全面谋划发展
2022年3月，国家发改委、国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划 （2021-2035年）》（以下简称《中长期规划》），是我国首部针对氢能产业的国家 级专项规划。在定位上，《中长期规划》明确氢能是“用能终端实现绿色低碳转型的 重要载体”。在供给端，政策强调“因地制宜”，初步构建了多元化的氢源供给体系 思路。在需求端，政策聚焦交通、工业两大核心领域，提出“推动多元应用试点示 范”，其中以燃料电池汽车为先导的交通领域应用成为突破口。 《中长期规划》明确氢能是国家能源体系的重要组成部分，是我国新型能源体 系建设的核心产业，也是战略性新兴产业与未来产业的重点发展方向。据中国氢能 产业联盟预测，2030年碳达峰情境下我国氢气年需求量约4000万吨，其中可再生能 源制氢770万吨；2060年碳中和情境下年需求量将增至1.3亿吨左右，且70%来自可 再生能源制氢。
（二）《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》打开潜力空间
2024年12月，工信部、国家发改委、国家能源局联合发布《加快工业领域清洁 低碳氢应用实施方案》（以下简称《实施方案》），是对《中长期规划》的重要落地 与深化。《中长期规划》是“画蓝图”，《实施方案》是“施工图”，其核心目标是 聚焦工业这一氢能最大潜在应用领域，破解供需错配难题，推动产业从“示范探索” 向“规模化应用”过渡。 锚定工业领域核心地位，以需求激活撬动氢能产业规模扩张。在需求端，《实 施方案》首次将工业领域作为氢能应用的核心突破口，明确了冶金、化工、炼化等具 体应用场景，提出推动氢基竖炉冶金、绿氢耦合炼化等示范项目落地。这一调整精 准把握了产业发展痛点——此前氢能应用集中于交通领域，市场规模有限，而工业 领域年用氢需求占比高，是拉动氢源供给、降低产业成本的关键。通过激活工业用 氢需求，政策构建了“需求牵引供给”的良性循环。
强化氢源供给保障与技术突破，筑牢氢能产业链协同发展根基。《实施方案》 进一步细化了氢源保障措施。在技术支撑上，政策聚焦燃料电池等核心装备，提出 提升批量化生产能力、突破纯氢冶金等关键技术，为供需两端的高效衔接提供技术 保障。此外，政策还通过制定行业规范条件、培育专精特新企业等举措，夯实产业发 展基础，推动产业链上下游协同。
（三）"十五五"规划建议预示氢能发展全面提速
2025年10月，中共中央《关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建 议》（以下简称《十五五规划建议》），将氢能发展提升至培育新质生产力、推动能 源结构深度转型的战略高度。政策注重产业链协同，通过财政与金融联动、专项债 支持等创新方式，推动上游制氢、中游储运、下游应用全链条协同发展，核心在于 通过需求规模化拉动供给升级，再以供给优化降低应用成本，最终实现氢能产业的 市场化良性循环。 第一，明确战略定位，筑牢产业发展政策基石。十五五规划建议将氢能列为前 瞻布局的未来产业，明确其作为新经济增长点的核心地位，这一顶层设计彻底扭转 了产业发展的政策模糊性。相较于“十四五”时期的试点探索导向，“十五五”通过 国家层面的战略锚定，不仅为地方政府制定配套政策提供了根本遵循，更向市场传 递了长期稳定的发展信号，激发了企业、资本等各类主体的投入信心。 第二，驱动应用场景扩容，实现从车端到多领域延伸。规划聚焦交通、工业等 重点领域脱碳需求，推动氢能应用从单一示范走向多元普及。在交通领域，除干线 运输、冷链物流等成熟场景将实现规模化扩张外，氢能应用正加速向轨道交通、船 舶、矿卡、无人机等领域延伸，形成海陆空多元场景矩阵。同时，工业领域的绿氢替 代、“氢进万家”智慧能源社区等场景的实践，进一步拓宽了氢能的消费边界。 第三，攻坚核心技术，突破产业链瓶颈制约。规划以 “补短板、提性能、降成本” 为目标，建立跨部门、跨企业的氢能技术协同攻关机制。针对电堆、膜电极、质子交 换膜等核心部件，通过国家科技重大专项给予资金支持，推动国产化率提升；同时， 加快长管拖车、液氢储运、固态储氢等关键技术研发，推动氢能储运成本较2025年 下降30%，为产业规模化发展扫清技术障碍。
（一）风电制氢示范验证初具规模
陆上风电制氢是绿氢产业核心支柱，已进入实证示范与商业化探索阶段。我国 西北、华北等地区拥有丰富的陆上风能资源，风电开发技术成熟且度电成本低廉。 在传统调峰资源有限、外送难度有所加大的背景下，就地制氢恰好可作为“储能载 体”承接波动电力，实现风电的非电形式消纳和利用。在“双碳”目标推动下，陆上 风电制氢既解决了弃风问题，又为工业、交通等领域提供绿氢原料，成为能源转型 的关键路径。张家口崇礼的风光储互补制氢项目则依托兴蓝风电直流机组技术，连 续稳定运行超三年，年供绿氢756吨，为北京冬奥会“零碳”目标提供支撑。
海上风电制氢起步探索，兼具发展价值与前景。海上风电具备风能利用率高、 出力曲线较陆风平稳、不占据土地资源等优势。海风制氢亦具备发展潜力，当前政 策、技术、市场环境为其发展提供了有利条件。2024年，凯豪达氢能源交付的亚洲 首个工业级海上风电制氢设备示范项目顺利产氢。其电解槽功率为400千瓦，每小时 产氢80标方，纯度达到99.99%以上，全年产氢可减排二氧化碳约1350吨。
海上风电上网电价较低时加强制氢具备边际经济性。根据罗蒙蒙等《不同模式 下的海上风电制氢项目经济性分析》测算，电价达0.26元/kWh时该收益率为8%；当 并网电价0.2元/kWh、氢气价格19.5元/kg左右，300MW海上风电项目不同电量分配 比例（上网或制氢）的资本金内部收益率一致，约3.3%。氢气价格高于19.5元/kg时， 制氢电量占比越高，资本金内部收益率越高；氢气价格低于19.5元/kg时，制氢电量 占比越高，该收益率越低。
（二）光伏制氢示范项目多点落地
国内光伏制氢示范工程多点落地，规模化工业应用实现突破。宁夏投建国内最 大光伏制氢项目，涵盖200MW光伏发电装置与20000Nm³/h产能的电解水制氢装置， 为全球单厂规模最大同类项目。2023年6月30日，我国首个万吨级光伏绿氢示范项目——中国石化（新疆）库车绿氢示范项目顺利产氢，标志着我国首次实现光伏制氢 规模化工业应用。该项目依托新疆丰富太阳能资源发电制氢，年产能2万吨，配套21 万标准立方米储氢能力，不仅为我国绿氢工业化应用提供重要示范，也为炼化企业 碳减排开辟新路径，推动能源产业转型升级。
我国城市光伏制氢成本与纬度、海拔等因素负相关。根据丁雯等《我国主要城 市光伏制氢经济性研究》，城市纬度与光伏制氢成本呈显著负相关。从低纬度到高 纬度，制氢成本整体下降，海口（20°）成本46.76元/kg，哈尔滨（45.8°）成本41.73 元/kg，相关检验p值0.0027、r值0.52，证实相关性可靠。城市海拔与光伏制氢成本 同样显著负相关，但相关性弱于纬度。海拔多集中在500m以下，拉萨（4830m）成 本最低达30.19元/kg，检验p值0.0075、r值0.47，反映出海拔对成本的影响程度有限。
（三）绿氢合成氨醇加快示范，打开新能源消纳新空间
1. 国家电投吉林大安项目
2025年7月26日，国家电投大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目在吉林省大 安市正式投产，项目装置可年产绿氨18万吨。作为国家清洁低碳氢能示范工程和战 略性新兴产业百大工程，项目于2023年5月开工，新能源装机800MW（风电700MW，光伏100MW)，年制绿氢3.2万吨，绿氢制绿氨18万吨。
2. 远景内蒙古赤峰项目
远景科技集团打造的国内规模最大绿色氢氨一体化项目，在内蒙古赤峰正式投 产。项目一期配套143万千瓦风电光伏与680兆瓦时储能系统，年产绿色合成氨32万 吨，标志着我国绿色氢氨产业从示范探索阶段，迈入规模化商业运营的全新发展阶 段。根据规划，项目三期全部投产后，总产能将达到152万吨。
（一）IMO 减排目标下，船用绿色甲醇前景广阔
为契合IMO减排目标，船用替代燃料中绿色甲醇前景广阔。国际海事组织（IMO） 已明确2050年前后实现国际海运温室气体净零排放的远期目标，我国政府也承诺积 极助力。当前船用替代清洁能源形态多样，液态以液化石油气（LPG）、甲醇、液态 氨为代表，气态则以LNG为主要选项。克拉克森2024年上半年业内调研数据显示， 新增新能源船舶订单占总订单的33%，其中LNG船订单占比最高，达49.7%；甲醇燃 料船以22.4%，位居第二；LPG燃料船占19.1%；氨燃料也占据6.8%的份额。
从当前应用来看，LNG燃料的核心优势在于基础设施完备——全球已有200多个 港口配备LNG加注系统，且操作技术与规范相对成熟，这使其成为目前应用规模最 大的船用替代燃料。但LNG的减排短板同样突出，其CO₂减排量仅约24%，与IMO提 出的2030年碳强度降低40%、2050年碳排放总量降低50%的目标存在显著差距。相 比之下，甲醇燃料的减排表现更具竞争力，其CO₂减排效果优于LNG，在氮氧化物、 硫氧化物及PM的减排能力上与LNG基本相当。尤为关键的是，甲醇含碳量远低于 LNG、LPG、乙醇等同类替代燃料，对应的CO₂排放量也更小。随着技术迭代，绿色 甲醇制法已能实现90%的CO₂减排量，将成为未来助力航运业实现CO₂零排放的理 想能源选择。
船用甲醇燃料经燃料舱、日用柜补给后供给发动机，流程自动控制。甲醇燃料 通常储存于专用燃料舱，通过补给泵输送至甲醇日用柜。当日用柜液位达到高位设 定值时，补给泵自动停止运行。后续经船用甲醇供应系统，燃料从日用柜持续供给 船用甲醇发动机。
船用甲醇燃料供给系统由多类核心部件集成组装而成。其主要组成包括低压循 环泵、高压供给泵、加热器、双联滤器、燃料供应阀组，以及流量计、回流调节阀等。
（二）政策与技术驱动下，绿氨、绿色甲醇工业应用前景广阔
1. 绿氨
氨是现代工农业基础化工原料，应用场景广泛且正向燃料属性拓展。作为核心 化工原料，氨的生产覆盖多元领域，主要用于化肥、塑料、冷冻剂等产品制造。其中 在中国，氨作为尿素、磷肥等化肥的生产原料，占总消费量的比例超80%。如今，其 应用已从原料属性进一步向燃料属性延伸，形成更广泛的重点应用场景。
中国 “双碳”与能源转型背景下，多项政策助力绿氨产业全方位发展。在这一 发展趋势下，国家出台的相关政策明确绿氨为工业降碳核心路径，通过优化产能布 局、推动制备技术研发、强化多元应用场景建设等举措，为绿氨产业营造了良好发 展环境。
全球及中国绿氨产量、占比与需求均将呈现大幅增长态势。根据国际可再生能 源署、氨能源协会等组织预测，2030年全球氨产量将达2.5×10 8 t，其中绿氨产量约 2.0×107 t，占比约8%；2050年全球氨产量超5.4×108 t，绿氨占比升至80%以上。据 温都苏等《“双碳”背景下绿氨运输市场分析及发展潜力展望》，国内2030年氨产 量约6.5×107 t，绿氨占比约8%，新增产能以风光电氢氨一体化项目为主，且存在少 量绿氨进口需求；2050年全国氨产量预计达1.2×108 t，绿氨占比超70%。需求端来 看，2030年国内绿氨需求总量将达7000×104 t，2050年伴随氨多元应用技术商业化 落地，需求规模有望超1.5×108 t。这一趋势的核心支撑，是电解水制氢等关键技术突 破推动绿氨经济性提升。据Precedence Research和毕马威预测，2030年全球绿氨 市场规模将达54.8亿美元。
绿氨生产成本将持续下降，绿电成本下降是核心驱动因素。据IRENA和毕马威 预测，2030年绿氨生产成本区间为475-950美元/吨，2050年将进一步降至310-610 美元/吨。绿氨制取成本涵盖绿电、电解槽及运营成本等，其下降源于绿电成本降低、 技术创新等多方面。以2030年最低生产成本测算，相较于2020年的720美元/吨，绿 氨成本降至475美元/吨的降幅中，绿电成本下降占比约90%，电解槽成本下降占比 约7%，运营成本下降占比约3%。
2. 绿色甲醇
甲醇按原料来源分类明确，可再生甲醇未来发展潜力显著。国际可再生能源署 建议，甲醇按生产原料来源可分为绿色、蓝色、灰色和棕色四类。其中棕色、灰色、 蓝色甲醇属于不可再生甲醇，主要依赖天然气、煤等化石原料，通过合成气催化转 化工艺制备，短期内仍占据市场主导地位，其可持续发展高度依赖CCUS技术集成应 用。绿色甲醇为可再生甲醇，制备路径包括生物甲醇和电制甲醇：生物甲醇以生物 质为原料，经气化或热化学转化生成富氢合成气后催化合成；电制甲醇依托可再生 能源电力电解水制氢，再与CO₂催化合成。随着可再生能源成本下降，可再生甲醇有 望在2030年后成为化工和交通领域脱碳的重要选择。
“十四五”以来国家多部门密集出台政策，全方位布局绿色甲醇产业。这些政策 围绕产业结构优化、技术攻关突破、应用场景推广等关键方向，为绿色甲醇产业的 健康发展提供有力支撑。
甲醇下游分新兴与传统需求，中国甲醇制烯烃需求占比突出。甲醇下游需求涵 盖新兴和传统两大类，新兴需求包括近年发展的烯烃、燃料、制氢及汽油，传统需求 则包含甲醛、冰醋酸等传统化工品。2024年全球甲醇需求结构中，烯烃占比最高达 30%，甲醛占比20%，燃料占比提升至18%；中国市场表现特殊，甲醇制烯烃需求占 总需求的50%以上。
绿色甲醇以 “绿色”为核心，涵盖上中下游完整产业链与多元应用。上游原料 供应：原料获取紧扣绿色理念，与多个新能源相关产业链深度绑定。绿氢依托风光 新能源，通过绿电驱动电解槽电解水制取；绿碳来源广泛，可通过生物质利用、CO₂ 捕集等方式获取。中游甲醇生产：借助先进工艺与专用反应设备，以铜基等为催化 剂。通过强化反应器的传质与传热效果，提升反应效率，最终合成绿色甲醇。下游领 域应用：应用场景多元，充分释放产业链价值。交通领域中甲醇汽车、绿色船舶逐步 普及；化工领域可作为生产烯烃、甲醛等产品的重要原料；能源领域则在燃料电池、 氢能储存等方面发挥作用，为分布式供电供能提供解决方案。
金风科技：技术积淀+全链条解决方案。公司依托风电领域深厚技术积累与资源 整合能力，强势切入氢能赛道，聚焦绿氢制备、储运等核心环节，氢能业务有望成为 公司新能源协同发展的关键增长极。
佛燃能源：湾区网络优势。公司依托粤港澳大湾区网络优势，通过收购相关资 产、开展合作项目拓展氢能业务布局，同时在氢能装备研发与场景应用方面持续发 力，推进加氢站运营、氢能技术试点等相关工作，稳步推动氢能业务规模化落地。
赫美集团：氢能转型攻坚。公司推进31.35亿元的风光电制氢绿醇项目，绿氢直 供化工园区、绿醇辐射华北东北，预计2026年并网，年减排CO2达30万吨，年发绿 电7.5亿kWh，可年产绿氢1.2万吨、绿色甲醇3万吨，成为内蒙古赤峰“绿氢走廊” 关键节点。
吉电股份：聚焦氢能开发与利用。吉电股份在绿色能源领域布局深远，2022年 启动大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目，持续聚焦新能源开发、绿色氢基能源 利用及清洁能源替代等核心方向。2025年10月30日，公司再推项目——梨树风光制 绿氢生物质耦合绿色甲醇项目。该项目由国家电投集团吉电股份牵头，联合中远海 运、上港集团共同投资，是国内首个贯通“绿醇生产—燃料加注—远洋航运”全链条 的绿色甲醇示范项目。项目建成后，预计年产绿醇19.72万吨，年减排二氧化碳约30 万吨。
华光环能：制氢装备领跑。公司以“光伏+绿氢”为核心战略聚焦制氢赛道，凭 借碱性电解槽技术突破构建绿氢制备核心竞争力，成为化工、储能领域绿氢供给的 关键支撑力量。
华电科工：制氢技术领先。公司以绿氢制备为核心抓手布局氢能赛道，聚焦“制 储运用”。制氢业务是其践行“双碳”目标的核心载体，为大规模可再生能源制氢提 供一体化解决方案。
东华科技：制氢技术引领+一体化项目落地。公司聚焦氢能赛道，凭借化工工程 技术积淀，构建以绿氢制备为核心的全产业链服务能力，是氢能与化工耦合发展的 标杆企业。公司落地内蒙古深能鄂托克旗38亿元风光制氢项目，承担年产2万吨绿氢 及15万吨绿氨EPC工程，创新解决风光波动下制氢系统调节难题；同时推进大连海 水制氢、阿拉善绿色甲醇等40余项绿氢相关项目，以工程实力支撑制氢业务规模化 落地。
航天工程：制氢装备领跑者。公司聚焦绿氢制备核心环节，依托航天技术积淀 打造硬核竞争力。作为同时掌握碱性与PEM双技术路线的企业，其制氢装备性能领 先。其自主研发的HTJS-ALK-2000/1.6型号碱性电解制氢装备，设计产氢量达 2000Nm3 /h，实测直流能耗仅4.28kWh/Nm3H2，且具备50分钟内常温冷启动的优异 性能，已完成长周期测试及“领跑者”认证。
冰轮环境：深耕加氢站+技术领先。公司以加氢站核心装备为切入点深耕氢能赛 道，依托冷热一体化技术优势，聚焦加氢站用氢气压缩机等关键设备研发与供应。 氢能业务是其低碳转型核心布局，助力加氢网络规模化建设。公司通过全资子公司 冰轮海卓氢能研究院专项攻关，自主研发的高压加氢压缩机达到国际先进水平，产 品已获权威认证并拿下批量订单，同时参与国家氢能运输标准制定，联动能源龙头 企业适配加氢站建设需求，全方位支撑加氢站业务落地。
冰山冷热：合资技术赋能。公司以加氢站核心设备为核心布局氢能赛道，依托 与林德集团的合资合作，聚焦离子压缩机等关键装备研发制造。氢能业务是其低碳 转型重要方向。公司通过合资公司林德加氢站设备（大连）专项运作，推出90MPa 高压离子压缩机等领先产品。
雪人集团：加氢站技术领先。公司依托自身超低温制冷技术底蕴及海外并购获 取的核心技术，聚焦加氢站用空压机、高压氢气压缩机等关键设备研发与供应。
亿华通：氢燃料电池发动机产品多样+国际巨头协同。公司聚焦氢能燃料电池核 心领域，技术指标达国际先进。通过与丰田成立合资公司联合研发，产品覆盖公交、 重卡等多场景，依托冬奥示范及海外合作持续拓展市场。
公司氢燃料电池发动机分为M、G、T三大系列：M在多项关键性能上都实现了 突破，具备更高的效率、更快的响应、更长的寿命、更精准的市场定位，首创双堆并 联式进排气分配歧管组模型，大幅提升了能量转换效率、动态响应速度，进而提高 了氢燃料电池寿命；G系列氢燃料电池发动机产品采用具有完全自主知识产权的国 产电堆，零部件国产化率高达100%。最高质量功率密度突破800W/kg，实现-35℃低 温启动、-40℃低温储存，可广泛适用于公交、物流、城际客车、牵引车、环卫车、 乘用车、叉车等多种车型；T系列氢燃料电池发动机系列产品采用金属板电堆，具有 高可靠性、长寿命等特点。适用于公交车、团体客车、卡车等车型。
纳尔股份：材料优势。具备先进的涂层工艺、精密制造能力及供应链整合优势， 可能有利于其燃料电池的材料性能优化与成本控制。
康普顿：能源润滑技术积淀。凭借对能源动力系统润滑、热管理需求的深刻理 解，康普顿研发的燃料电池专用润滑及冷却产品可有效适配燃料电池系统的严苛运 行环境，助力提升电池寿命与运行效率。
威孚高科：汽车核心零部件底蕴。作为国内汽车核心零部件领域的龙头企业， 威孚高科凭借在发动机燃油喷射系统、后处理系统等领域数十年的技术积累、精密 制造能力及成熟的供应链体系，深度切入氢能燃料电池赛道。核心部件上，公司聚 焦燃料电池电堆、空压机、氢气循环泵等关键环节，依托自身在精密机械加工、流体 控制、高效换热等领域的技术迁移能力，攻克部件性能稳定性与量产一致性难题。
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