2026年氢能行业投资策略：从技术降本迈向规模化降本，期待“十五五”放量

现状：氢气供需端稳步增长，应用领域逐渐拓展

供：我国氢气产量 3650 万吨，电解水制氢占比仅 1.5%

我国为全球最大的产氢国，2024 年氢气产量约 3650 万吨，同比增 3.5%，创下新高， 近 5 年 CAGR 达 10.7%，“双碳”背景下，我国氢能产业发展加速。根据 IEA，2024 年 全球氢气总产量近 1 亿吨，同比增长约 2.7%。

化石燃料制氢当前仍占据主导地位。我国氢气来源目前仍以煤制氢为主，占比高达 56.7%，工业副产制氢为 21.1%，天然气制氢为 20.8%，水电解制氢占比不足 1.4%； 从全球来看，天然气制氢比例远高于煤制氢比例，而电解水制氢占比同样较少，与其成 本较高有关。

需：氢气当前主要应用于工业领域，未来交通等存增量

氢能当前主要应用于工业领域，未来交通、建筑等是氢能应用增量，发展潜力大。

全球：IEA 披露 2024 年全球氢能需求达到近 1 亿吨，较 2023 年增长略高于 2%， 保持持续增长态势；当前增长主要源自成熟行业自身需求增长，将氢气用作原料， 而非由旨在降碳或增强能源安全的政策所驱动。

我国：2024 年氢气消费量约 3650 万吨，较 2020 年消费量的复合增速约 2.2%， 与全球增速基本一致；除主要的几个方向外，交通、工业、冶金等新兴应用领域复 合增速约 7.1%，发展较快。

结构：2024 年全球氢能主要应用在工业领域，炼化、合成氨、甲醇、钢铁用氢占 比分别为 43.0%、33.0%、16.5%和 5.5%。2024 年我国合成氨、甲醇、炼化、煤 化工、其他领域用氢占比分别为 26.0%、27.3%、16.4%、11.1%和 19.2%。

趋势：全球、我国 2024 年氢气利用结构，较 2021/2020 年比，可见传统工业应用 领域占比均得到提升，氢气的应用领域正逐步拓展中。

政策：能源地位明确，驱动需求释放

2024 年以来国家级政策体系相继出台，顶层重视程度提升。

2024 年 11 月《能源法》正式将氢能列入能源范畴，与石油、煤炭、天然气、核 电、水能等并列作为能源进行管理。有望推动全国放开制氢、加氢站、储运氢的报 批和建设限制，降低无效成本支出，推动氢能应用加速落地。

存 2027 年阶段性目标：2024 年 12 月，工信部等三部委发布《加快工业领域清洁 低碳氢应用实施方案》，明确加快工业副产氢和可再生能源制氢等清洁低碳氢应用， 并提出 2027 年目标，工业领域清洁低碳氢应用装备支撑和技术推广取得积极进展， 清洁低碳氢在冶金、合成氨、合成甲醇、炼化等行业实现规模化应用，在工业绿色 微电网、船舶、航空、轨道交通等领域实现示范应用，形成一批氢能交通、发电、 储能商业化应用模式。培育一批产业生态主导力强的龙头企业和产业集聚区，以及 专业水平高、服务能力强的系统解决方案供应商，初步构建较为完整的产业链和产 业体系。

能源装备高质量发展：2025 年 9 月，国家能源局等四部门印发《关于推进能源装 备高质量发展的指导意见》，细化要求制氢装备、输运装备、应用装备的发展，支 撑氢基燃料在工业、电力、交通等领域多元化应用。

政策驱动需求释放：2025 年 10 月 13 日，国家发改委印发《可再生能源消费最低 比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法（征求意见稿）》，适时对重 点用能行业的非电消费最低比重目标进行监测、评价和考核，并明确过渡期限，可 再生能源制氢氨醇包括在范围内。国务院能源主管部门按年下达可再生能源电力 消费最低比重目标和非电消费最低比重目标，由省级能源主管部门会同相关行业 主管部门组织落实，政策驱动力度较强。

氢能产业正从技术降本向规模化降本过渡，“十 五五”放量可期

行业需求：氢气当前主要应用于工业领域，未来交通等 存增量

绿氢下游应用前景广阔。存量替代主要用于合成氨、甲醇制备等领域，增量主要用于交 通领域重卡、氢冶金、建筑用能等方向，我们在前期报告中，对主要方向远期预计形成 需求空间，及经济性平价条件，做过详细测算，绿氢远期需求潜力有望达 9400 万吨以 上。

工业领域：1）合成氨、合成甲醇：在兼顾碳排放及成本的前提下逐步实现对高排 放灰氢、碳等化工材料的替代，将煤、天然气制灰氢升级为电解水制绿氢生成绿色 甲醇和绿氨，我国潜在年需求分别为 934/698 万吨。2）炼化领域部分已使用蓝氢， 短期对绿氢需求较少。3）氢冶金：氢代替碳作为冶金过程燃料和还原剂空间广阔， 2030/2050 年基于氢冶金的氢气需求超 190/900 万吨。

交通领域：1）商用车：根据我国各省规划对应 2025 年满负荷时氢气需求为 118 万吨，远期在中重型客车及货车方向有望实现突破，需求潜力空间达 4569 万吨。 2）船：远期若我国绿色甲醇全部替代重油，则带来氢气的潜在使用量为 769 万吨。 3）航空航天：中长期航空领域及氢能船舶领域需求有望突破，2060 年航空领域氢 气需求约 200 万吨；随着商业航天的发展，航天领域有望形成新的增量。

建筑用能领域：领域氢气渗透率达 5.0%时，氢气需求为 814 万吨。 经济性平价考虑区域、时间两个维度。区域上，因资源禀赋不同，其绿电成本、与应用 地点的距离等，均对氢气应用的经济性形成影响；时间上，跟踪考察行业的技术降本进 展、规模化降本进展。

降本路径：绿电降本、CCER、自身技术降本&规模化 降本共促氢能趋近经济性平价

绿电成本下降：随风电光伏降本，驱动绿氢降本

绿氢成本对电价最敏感，风电光伏的降本，为绿氢带来成本下行和放量潜力。光伏平准 化度电成本（LCOE）的持续下降，不断提升电解水制氢的成本竞争力，有望推动绿氢 的规模化应用。1）光伏组件和储能的降本加速，带动光伏发电的 LCOE 下降。根据 CPIA （中国光伏行业协会）推测，至 2025 年，在年利用 1200 小时的条件下，光伏地面电 站发电成本将降至 0.20 元/kWh；年利用 1500 小时，发电成本可降至 0.15 元/kWh。2） 按照电解槽年生产时间 4000 小时，电解水制氢系统单价为 1000 元/kW，电耗 4.9kWh/ 标方，电价 0.20 元/kWh 计算，2000Nm³/h 的碱性电解水制氢成本为 13.22 元/kg，仍 高于煤制氢成本（不计碳排放成本），但已达到工业副产氢成本水平。远期看，其他条 件不变，若电价达到 0.15 元/kWh（局部区域已可达到），则碱性电解水成本可降至 10.36 元/kg，可实现与煤制氢平价；而随着煤制氢等逐步考虑碳排放成本，绿氢的经济性有望 提升。

CCER：电解水制氢纳入 CCER，对初期经济性形成补偿

CCER 方法学为准入的电解水制氢项目提供了减排量核算的统一标准，使其产生的减排 量可以成为可交易的碳资产（CCER），利于加速行业商业化进程。

政策出台：2025 年 12 月 26 日，生态环境部、国家能源局联合印发《温室气体自 愿减排项自方法学可再生能源电解水制氢（CCER 一 01—004 一 V01）》，自印发 之日起施行。

适用条件：①项目类型：仅限新建的可再生能源电解水制氢项目，不包括改造或扩 容项目；②能源来源：消耗的电力必须源自项目自有的可再生能源电厂（如风力发 电厂、光伏发电厂或其组合），且与制氢装置属于同一法人。③独家性：终端氢制 品不得参与其他温室气体交易机制或用于强制使用要求。④合规性：需遵守水资源 管理、国家安全及行业政策，并实现与全国碳市场管理平台的数据联网。⑤时间要 求：减排量产生于监测数据联网试运行之后。

减排量核算方法：项目减排量=可再生能源制氢替代化石能源制氢的排放量（售出的可再生氢量×全国制氢的基准线排放因子）-项目自身排放量（化石燃料消耗和 热力消耗考虑到在此类项目中排放量小，直接计为 0），排放因子基于全国制氢工 艺产能占比加权得出（煤制氢因子为 19 tCO₂/tH₂，天然气制氢为 9 tCO₂/tH₂）。

项目计入期：减排量登记时间最长不超过 10 年，需在项目寿命期内。

项目额外性：免予论证，简化审批流程（因处于产业发展初期，成本高、风险大）。

可缩短制绿氢项目的投资回报期。1）投资回报期缩短：根据中国环境报披露的内蒙古 某风光制氢项目：总投资约 10 亿元，年制氢 7000 余吨。在不考虑 CCER 收入时，项 目年净现金流为1.09亿元/年，投资回收期约9.21年，内部收益率约4.34%。考虑CCER， 根据全国氢源结构（煤制氢 56%、天然气制氢 21%等）加权计算得出制氢基准线排放 因子为 12.53 吨 tCO2e/tH2，则项目减排量为 8.77 万吨/年，参考 2025/12/31，CCER 最新成交价格 85 元/吨，则项目 CCER 年收益为 746 万元/年，对应项目投资回收期可 缩短至 8.62 年。2）受益产业链企业数量可观：根据国家能源局发布的《中国氢能发展 报告（2025）》，截至 2024 年底，全国规划建设的可再生能源电解水制氢项目已超过 600 个，已建成项目超 90 个，形成产能约 12.5 万吨/年，主要分布在华北和西北地区。

编辑：火腿肠