2026 年是全球氢能产业由政策愿景驱动转向政策与市场双轮驱动的关键分水岭，真正具备商业可行性的项目将加速落地，而缺乏稳定需求支撑的项目则可能陷入停滞或调整。全球绿氢产业正经历系统性 “筛选”，区域分化加剧，技术与商业模式创新加速推进。

欧盟成员国或将放弃 2030 年 42% 的工业 RFNBO 氢能目标，德国已明确不设定强制性行业指标 

严苛的 RFNBO 规则给生产商增加约 1.0-2.0 美元 / 千克的成本，成为项目开发重大障碍 

欧盟委员会已确认，下一轮欧洲氢能银行拍卖预算的部分资金将向非 RFNBO 电解制氢项目开放 

原本计划投入工业氢能领域的 86 亿美元投资将转向补贴驱动型市场 

2.2 中东：需求不及预期，收缩布局

至少三个原本规划用于出口的超大型项目将在 2026 年被取消或大幅缩减规模 

阿曼政府将把 2030 年 100 万吨 / 年的氢能产能目标至少下调 50 万吨 / 年，并推迟至 2034 年实现 

沙特阿美可能第二次下调蓝氨目标，或将 2030 年 240 万吨 / 年的目标减半 

阿联酋和卡塔尔新建天然气重整制氨工厂将先以灰氨形式运营，直至低碳氨需求信号出现 

2.3 印度：检验激进拍卖报价能否转化为实际运营

2025 年末氨供应拍卖中标产能 72.5 万吨 / 年，报价低至每吨 550 至 700 美元 

ACME 计划在奥里萨邦建设一座 80 万吨 / 年的氨工厂，整合其中标产能 

约 28.5 万吨 / 年的产能将在签署供应协议前退出，因缺乏核心承购商支撑或无法实现规模经济 

2.4 其他地区 

北美：美国通过 “清洁氢倡议” 提供 40 亿美元补贴绿氢项目，预计 2026 年绿氢制备电解槽市场规模将达到 25 亿美元 

亚太：日本、韩国推进氨裂解制氢技术，三菱重工与日本触媒获得 NEDO 支持建设商业级示范装置 

澳洲：致力于成为未来的绿氢出口中心，依托丰富的可再生能源资源 

03 技术路线发展趋势

3.1 制氢技术：碱性为主，PEM 崛起，SOEC 快速增长

碱性电解槽：2026 年占比保持在 60% 以上，成本优势明显，适合大型风光基地项目 

PEM 电解槽：占比从 6.8% 提升到 18%，主要抢占高端市场（如海上风电项目），成本仍为碱性的 3 倍左右 

SOEC 技术：占比低于 5%，但增长速度最快，同比增长超过 200%，适合工业园区热电联产场景 

3.2 储运技术：氨裂解制氢将实现商业规模化

2026 年至少三个工业级氨裂解制氢项目将完成最终投资决策，总投资额约 6 亿美元，其中两个位于欧洲西北部，一个位于东北亚 

氨裂解制氢产出的氢气将主要应用于钢铁、炼油及高温工艺热领域，为本地绿氢成本过高的地区提供基于进口的氢能解决方案 

氨定价优势、裂解效率提升及运输基础设施完善，正推动氨裂解制氢的成本竞争力持续改善 

3.3 混合生产战略：出口导向型项目新常态 

更多出口商将采用混合生产模式，同时生产 RFNBO 与非 RFNBO 氢能，根据买家需求分配供应份额，以实现收益最大化 

阿曼萨拉莱氢能项目（Salalah H2）是该战略的典型代表：其部分 RFNBO 氢能将销往欧洲以获取溢价，非 RFNBO 氢能则发往东北亚 

绿氢生产成本普遍在 2.5-3 美元 / 公斤，仍高于灰氢（约 1-1.5 美元 / 公斤），缺乏市场竞争力

欧盟 RFNBO 合规成本一项，可能使氢能生产成本每公斤增加 1 至 2 美元，直接影响项目的投资回报和推进效率 

电解槽核心部件（如 PEM 电解槽的质子交换膜）仍依赖进口，膜电极组件（MEA）价格高达每平方米 500 美元

4.2 需求挑战：稳定承购协议落地难

仅约 3% 的补贴用于刺激用氢需求，导致多数清洁氢项目尚未找到稳定买家，具约束力的消纳协议主要来自企业自愿减排目标 

虚假需求问题突出：各地政府规划的 “氢能重卡” 数量可能远超实际物流需求，导致加氢站利用率低 

欧盟放弃工业氢能强制配额后，面向传统甲醇、氨市场、钢铁行业及通用工业领域的绿氢开发商，将不得不彻底重估项目经济性 

4.3 监管挑战：标准体系复杂且不统一

什么是 “绿氢”？欧盟定义极严（必须额外新建可再生能源），中国定义在逐步完善，全球尚未就绿色燃料的碳排放核算标准、认证体系达成统一 

碳价波动：绿氢经济性高度依赖碳税，碳价政策的摇摆是最大外部风险 

加氢站安全标准不统一导致跨区域运营困难，单座加注站投资超过 200 万美元，加注效率低且能耗高（平均加注速度仅为 100 公斤 / 小时且能耗占比达 15%） 

4.4 基础设施挑战：”先有鸡还是先有蛋” 的困境 

从加注站、港口氨燃料补给设施，到专用的运输船、管道，绿色燃料的储运基础设施几乎为零，建设需要数千亿美元的投资和漫长的周期 

氢气运输成本高，长距离运输（超 500 公里）使终端氢气价格上涨 50% 以上，制约跨区域调配 

欧洲目前平均每 2.5 万公里道路才设有一座加氢站，远低于汽油站密度标准 

4.5 供应链挑战：关键材料与设备依赖进口 

PEM 电解槽的质子交换膜、催化剂（铂、铱）等核心材料仍依赖进口，价格波动大 

全球供应链的韧性、地缘政治风险以及不同标准体系的互认问题，为行业的全球化发展带来不确定性 

德国的补贴模式将成为模板，强制配额将被扩大化的支持计划取代 

欧盟委员会将正式下调工业氢能强制配额，并发布行业层面指导文件以降低合规预期 

非 RFNBO 氢能项目将加速推进，欧盟氢能银行拍卖预算向非 RFNBO 电解制氢项目开放 

5.2 成本优化：规模化与技术创新双管齐下 

规模化绿地开发：建设一体化 80 万吨 / 年氨工厂可直接实现规模经济，小型工厂的氨平准化成本可降低 20%-25% 

依托现有氨设施改造：通过在现有工厂改造加氢生产装置，可削减 25% 的成本 

电解槽效率提升与成本下降：碱性电解槽效率约为 60-70%，PEM 电解槽成本正逐步降低，预计 2030 年前与碱性持平 

5.3 需求拓展：聚焦高附加值与硬性减排领域 

航运业：欧盟海事燃料条例 2026 年 1 月 1 日正式生效后，5000 吨以上船舶需分阶段减排，这一政策直接倒逼航运企业加速能源替代 

钢铁、炼油及高温工业供热领域：氨裂解制氢技术为这些难以电气化的领域提供了低碳解决方案 

电力系统调峰：绿氢可作为储能介质，解决可再生能源波动性问题，提高电网稳定性 

5.4 国际贸易：氢载体形式的跨国贸易将率先实现商业化 

2026 年后，以氨、甲醇等氢载体形式的跨国贸易预计将率先实现商业化运营，解决氢能长距离运输难题 

氨路线具有清洁优势，甲醇路线更经济实用，易储存运输，可直接当燃料 

中国凭借成本优势与 “一带一路” 合作，正转向新兴市场，打造 “电气化 + 氢化” 强国模式 

06 总结与展望

2026 年全球氢能产业将迎来一次以经济性和可持续性为核心标准的系统性 “筛选”。真正具备商业可行性的项目（政策支持、终端需求与商业模式形成闭环）将加速落地，而缺乏稳定需求支撑的项目则可能陷入停滞或调整。 

尽管面临成本高企、需求疲软、监管复杂、基础设施不足等多重挑战，氢能作为实现深度脱碳的关键技术路径，其长期发展前景依然广阔。随着技术不断成熟、规模效应显现、政策更加务实，绿氢有望在 2030 年前实现与灰氢成本持平，真正成为全球能源转型的重要力量。