氢能与绿色燃料（Hydrogen & Green Fuels）

2026-09-26 · 新兴科技

最后更新：2026-09-26 ｜领域：新兴·能源与气候｜说明：信息来源为公开网络资料，详见文末参考来源

概述

氢能被视为难减排行业（钢铁、化工、重型交通、航运航空）脱碳的重要载体。按制取方式分为灰氢（化石燃料制氢）、蓝氢（化石制氢 + 碳捕集）、绿氢（可再生电力电解水）等；绿色燃料则指以绿氢为原料合成的绿氨、绿色甲醇以及可持续航空燃料（SAF）。2025—2026 年，行业从“大规模宣布项目”转向“以最终投资决策（FID）、绑定承购协议与政府支持为准”的现实阶段：一方面电解槽装机与投资仍在增长，另一方面因成本高企、承购不足，出现大规模项目取消与延期。

最新进展（2025–2026）

需求与产能

国际能源署（IEA）《Global Hydrogen Review 2026》显示：2025 年全球氢需求超过 1 亿吨；低排放氢产量增长 20%，达到近 100 万吨，但仍远低于即时替代所需规模（Middle East crisis exposes vulnerabilities in global hydrogen supply chains - IEA）。值得注意的是，全球氢需求的增长主要来自炼油、化工等传统消费行业，来自新应用场景（如航运燃料、工业供热等）的需求占比在 2024 年仍不足 1%，说明氢能的需求侧转型尚处于极早期（Global Hydrogen Review 2025 Executive summary - IEA）。这一“供给侧快速宣布、需求侧迟迟未起”的结构性错配，正是大量项目难以锁定承购、最终无法通过最终投资决策的深层原因。2025 年全球已安装电解槽容量翻倍、超过 4 GW，其中中国贡献了近四分之三的新增装机；但受产能过剩引发的不健康内部竞争影响，市场正走向整合，新项目 FID 亦首次下降（Global Hydrogen Review 2026 - IEA）。投资结构上，电解制氢投资超过基于 CCUS 的氢，2026 年近 100 亿美元氢能投资中约 70% 投向电解；按已承诺的电解项目容量计，2026 年中国占比超 60%，但仅占约 25% 的投资（Investment and innovation - IEA）。

项目取消与延期

行业出现显著的“承诺与落地背离”。据研究，全球已宣布的绿氢项目中仅约 7% 按期完成；2025 年就有超过 50 个项目公开取消（Green Hydrogen Challenges in 2026: Why Projects Are Failing）。典型案例包括：World Energy GH2 的 Stephenville（1.2 GW 绿氢与氨）项目因未锁定承购协议于 2026 年 1 月搁置（Green Hydrogen Failures: Top 10 Cancellations）；Woodside 早在 2024 年即因“绿氢生产成本与客户支付意愿之间存在缺口”暂停大型项目（Green Hydrogen Cost Problem: Woodside Energy）；Air Products 的 Massena（纽约）与 BP 的 HyGreen Teesside（英国）项目在 2026 年中前被延期、缩减或取消，美国《One Big Beautiful Bill Act》进一步增加了政策不确定性（Green Hydrogen 2026: Project Cancellations, Cost Gap, and Electrolyzer Overcapacity）。IEA 亦指出，潜在捕集/制氢产能的部署时间普遍被推迟，行业正转向已获 FID、绑定承购与政府支持的项目，2026 年全球绿氢投资或接近 100 亿美元，但仍有超 100 GW 项目面临节点压力（Green Hydrogen Investment May Reach $10 Billion in 2026）。

代表性落地项目

Air Liquide 与 Siemens Energy 在法国 Port-Jérôme 建设其称为全球最大的 PEM 电解槽，产能 200 MW、年产约 2.8 万吨可再生氢，预计 2026 年投产，服务 TotalEnergies 等所在工业区脱碳（Global Hydrogen Compass）。在终端燃料端，绿色甲醇与绿氨被视为航运脱碳的主要替代燃料：以合成甲醇为例，生产 15.0 万吨甲醇约需氢气 2.91 万吨，需配套约 107,784 Nm³/h 的电解槽（按年运行 3,000 小时计）（2026年中国绿色甲醇市场分析报告）；但 SAF 等绿色燃料价格仍显著高于传统化石燃料，多数项目依赖政策补贴维持运营（万亿元绿色燃料产业风起 - 中国经济网）。中国方面，2026 年政府工作报告首次提出“未来能源”，并设定到 2030 年终端用氢均价降至 25 元/千克以下、优势地区力争 15 元/千克的目标（氢能“变色”，卡在哪了 - 中新网）。

核心技术与关键概念

制氢路线：灰氢（煤/天然气重整）、蓝氢（+CCUS）、绿氢（电解水）、以及核能制氢等。
电解技术：碱性（AWE，初始投资最低、寿命长）、质子交换膜（PEM）、固体氧化物（SOEC）、阴离子交换膜（AEM）。
储运：高压气态、液氢、有机液态储氢、氨/甲醇作为氢载体。
绿色燃料：绿氨（航运/化肥）、绿色甲醇（航运/化工）、SAF。
成本结构：绿氢成本中电力占运营成本约 60%—80%，电解槽占设备投资超 40%。

关键数据与评测结果

绿氢生产成本约 3.50—6.00 美元/千克，灰氢约 1.50—2.50 美元/千克（greenfueljournal）；另一口径显示绿氢 4—12 美元/千克、灰氢 1—2 美元/千克，为灰氢的 2—3 倍（融中咨询行研报告）。
电解槽：碱性电解初始投资约 500—1,200 美元/kW，运行寿命超 8 万小时（融中咨询行研报告）。
绿色燃料成本：SAF 价格约为传统航油的 2—5 倍；据广发证券测算，在 0.3 元/度绿电假设下电制甲醇生产成本约 4,694 元/吨，高于煤制甲醇市价（万亿元绿色燃料产业风起 - 中国经济网）；另有分析认为电制甲醇成本有望降至约 3,100 元/吨（2026年中国绿色甲醇市场分析报告）。
全球氢需求与低排放氢：2025 年需求超 1 亿吨，低排放氢产量近 100 万吨（IEA）。

趋势与争议

成本鸿沟：绿氢与灰氢之间 2—3 倍的成本差是产业化最大障碍，承购方支付意愿不足直接导致项目取消（greenfueljournal）。
与 CCUS 的路线之争：电解制氢投资已超过 CCUS 制氢，反映资本对绿氢路径的偏好，但两者在政策与成本上仍有竞争（IEA）。
政策依赖：多数绿色燃料项目仍依赖补贴维持，补贴退坡后的经济性存疑（中国经济网）。
电解槽产能过剩：装机增长与需求不及预期并存，导致产能过剩与市场整合（IEA）。