2026年氢能与燃料电池行业：能源安全与双碳目标交汇，氢能开启规模化元年

能源自主化和非电能源降碳趋势明晰，氢氨醇需求打开

1.1 降低能源对外依存度，非电能源降碳迫切度提升

中国能源资源为“富煤、缺油、少气”，化石能源对外依存度高。《中国的能源转型》白皮 书表示：推动主体能源从化石能源向非化石能源更替，这是破解资源环境约束、实现碳达 峰碳中和目标的迫切需要。电力领域通过采用光伏、风电、水电、核电等可再生能源发电 方式，正在积极推进去煤化；石油的应用也通过汽车电动化实现了部分替代。但由于国内 缺油、少气，油气对外依存度仍然偏高，分别接近 50%和 60%。

中国油气进口高度依赖中东和俄罗斯，地缘冲突加剧能源安全挑战。2025 年，国内石油消 费的 43%、天然气消费的 17%依赖中东及俄罗斯进口。霍尔木兹海峡作为全球能源运输“咽 喉”，承担着我国约 40%的原油进口量，自伊朗进口（含转口）的甲醇占我国甲醇总进口量 的 50%—60%。近期伊朗局势升级，若霍尔木兹海峡被封锁，将直接冲击我国能源供应链稳 定。在油气对外依存度长期高位的背景下，地缘政治风险加剧了能源安全挑战。提高能源 自主保障能力、加快推动油气替代技术的规模化应用，已成为维护国家能源安全和发展稳 定的必然选择。

脱碳到达“深水区”，氢能成为解决能源自主化和脱碳的关键能源。油气主要应用在石化、 煤化工、钢铁等行业，我国是工业化大国，化石能源通常作为还原剂、原料或者供能，每 年产生二氧化碳排放接近 15 亿吨，占全国能源碳排放量约 15%。这些领域所消耗的化石 能源，基本无法使用可再生能源电力替代，成为“难减排领域”。交通行业目前虽已大规 模推广电动化，但仍存在重卡、航运等领域难以减排。因此，为解决石油、天然气对外高 依存度以及加速“非电领域”脱碳进程，氢能及其衍生物成为关键的解决方案。

此外，由于海外碳税政策已开始实施，出口产品清洁化成为了趋势，发展氢能在石化、煤 化工、钢铁等行业降碳迫切性进一步提升。

在自主化及清洁化的大背景下，发展零碳电力+氢能成为能源体系变革的方向，同时解决 可再生能源电力消纳和下游“难减排领域”脱碳问题。我国能源发展总体思路是在保证能 源安全的前提条件下，持续推进能源绿色低碳转型，减少对石油和天然气的进口依存度。 能源电气化存在新能源波动、能源时空转移不便和应用场景覆盖不全等问题。目前可再生 能源消纳问题已经开始显现，配套氢能设备消纳多余电力也可带动光伏、风电等二次装机。 此时，氢能作为具备能源燃料、工业原料和储能介质等多重属性的二次能源，适用于与电 能一起作为能源枢纽，共同建立现代能源网络。

1.2 政策支持+商业闭环推动行业发展，氢能万亿市场启动

政策支持+商业闭环推动行业发展。行业商业模式的跑通是现阶段重点，明确的应用场景 和绿氢的经济性是关键，可通过强制性政策打开下游应用需求、补贴绿氢相关项目/应用 或征收碳税抬高原有能源使用成本等多重手段来实现行业的规模化突破。 对新领域的需求刺激是现阶段的重点，形成产业链发展正循环。经济性随着可再生能源和 氢能各类设备的成本持续下行，平价只是时间问题，需求侧的首批绿氢应用则是需要政策 刺激推动。从需求端看，氢气需求虽达历史新高，但仍集中在传统应用领域，因此对绿氢 需求的刺激，即培育成熟的、大规模的绿氢应用场景是当务之急。绿氢产量规模高增后， 将持续带动绿氢降本，进一步加速下游绿氢应用，形成产业链发展正循环。

两会将未来能源置于前沿产业之首，氢能战略定位实现历史性跃升。2026 年 3 月 5 日政 府工作报告明确将“培育发展未来能源”置于前沿产业之首，氢能作为未来能源核心组成 之一。国际地缘动荡加剧背景下，能源安全成为核心议题——氢能不仅是替代进口油气、 降低对外依存度的关键抓手，更是实现“双碳”目标、攻克非电领域脱碳难题、解决新能 源消纳瓶颈的战略枢纽。两会同时提出设立“国家低碳转型基金”，重点培育氢能、绿色 燃料等新增长点，标志着“十五五”氢氨醇行业将迎来规模化跃升。 减碳目标倒逼氢氨醇需求，结合我们基于 2026 年政府工作报告减碳目标的量化测算，氢 能在非电领域的减碳需求已清晰可见，全部折算为绿氢，2026 年绿氢需求量约 300 万吨， 对应带动电解槽装机需求约 27.8GW；“十五五”累计绿氢需求约 6500 万吨，对应带动电 解槽装机需求约 602GW。

从需求看，绿氢应用将从价格敏感度最低的交通和化工领域打开，向工业、储能等渗透。 氢能行业在十四五期间处在探索阶段，产业链“从 0 到 1”逐步搭建，形成了发展的基础， 同时相关设备价格也实现了大幅下行。应用场景涵盖绿色航运、氢能重卡到化工、冶金、 储能等，渗透率达到 10%情况下，氢气和制氢设备的市场空间将达到千亿。

从绿氢经济性看，便宜且绿色的电和设备的长时稳定运行是达成平价的关键。绿氢使用的 终极目标是为获取零碳且低成本的能源和原料，随着降碳相关政策落地以及新能源设备成 本下降，绿氢有望逐步获得经济性。

项目长时稳定运行时的新能源发电电价降至 0.2 元/kWh 以下，绿氢将大范围具备经济性。 发展前期阶段，制氢的低电价可通过补贴或通过绿电直连、取消过网费等支持政策实现下 降的第一步。当绿氢的成本持平灰氢时，产业达到破局点。

配套的碳税落地将带动绿氢的大规模应用时点提前。碳税落地将抬高原有能源使用成本， 加速绿氢平价进程。欧盟碳税已于 2023 年 10 月开启试运行，2026 年正式运行，碳税的 落地将抬高原有灰氢成本，变相加速绿氢的平价进程。2022 年欧盟平均碳价约为 88.36 欧 元/吨，2023 年平均碳价预计为 97.66 欧元/吨，每千克灰氢（煤制氢）约产生的 25kg 二 氧化碳，以欧盟 50、100 欧元/吨的碳价测算，对应的灰氢成本将上涨 9.7、19.3 元/kg。

应用场景突破主次明晰，从价格敏感度低的交通和化工开启

2.1 氢气下游应用领域平价，从交通、航运和化工领域开启

绿氢应用场景突破逐渐明晰，从绿色航运、氢能重卡到化工、冶金、储能等发展。绿醇受 到国内政策推动及海外碳税政策带来的航运绿色化需求增长，将成为率先应用的下游场景 之一；氢能重卡能接受的氢气价格更高，并且在三北地区可再生能源发电成本低廉、就近 消纳的背景下被率先应用。随着产业链成熟度提升，未来更大的市场将集中在化工、钢铁 领域等，行业天花板极高，但需氢气、绿氨、绿醇等进一步降本或配套碳税政策。

2.2 交通：氢价接受度最高，可实现全生命周期成本平价

燃料电池降价迅速，补贴依赖度大幅下行。燃料电池系统价格从 2023 年的 3900/kW 降至 低于 3000 元/kW，氢车购置成本实现大幅下行，对补贴依赖度降低，行业向市场化迈进。 氢气价格接受度最高，运营经济性准备就绪。燃料电池汽车百公里氢耗随车型大小、运营 工况、系统装机容量、系统控制逻辑变化，参考实际运营数据，49t 燃料电池重卡百公里 氢耗取 8kg；燃油车百公里油耗约 40-50L，油价在 6-7 元/L，则氢气枪口售价 37.5 元/kg时，百公里能耗费用基本与柴油车齐平。

叠加高速过路费政策扶持，减免 20%的全生命周期成本（TCO）费用，经济性进一步显现。 多个省市发布减免高速过路费政策，加速运营成本下行。跨地区氢高速项目叠加各地氢高 速过路费减免政策，氢高速成为氢车规模化示范推广和具备运营经济性的关键应用场景。

2.3 绿醇：海外碳税催化平价加速，国内低电价+补贴/碳税加持经济性

甲醇燃料价格是甲醇船舶运营具备经济性的关键。由于甲醇在常温常压下为液态，将甲醇 作为燃料供应船用发动机的过程与传统燃料相似。要实现相同的燃料能量密度，发动机需 要的甲醇量约为柴油量的 2.4 倍，因而甲醇燃料的价格是经济性的关键。 根据我们的测算，当欧盟碳配额价格在 100 欧元/吨时，对应考虑碳配额后的燃料单价为 200 元/GJ。此时若绿色甲醇燃料单价降至 4000 元/吨时，两类燃料使用成本基本持平。 若单独考虑国际海事组织（IMO）罚款，则平价下对应的绿醇价格将提高至 5000 元/吨。

IMO 政策 31 年绿醇迎经济性拐点，欧盟航线绿醇接受价格更高。欧盟罚款每 5 年发生一 次阶跃，基于 FUEL EU Maritime 和 EU ETS 的罚款体系，当绿醇价格在 6000 元时，从 2034 年起绿醇较船用燃油开始具备经济性优势；当绿醇价格在 4000 元时，2035 年之后绿醇综 合成本优势较 LNG 开始显现。

国内碳税或补贴将加速绿醇实现经济性，打开化工及航运需求。低电价下，绿色甲醇经济 性开始显现。反应中使用绿氢，此方式生产出来的甲醇被称为绿色甲醇（电制甲醇）。根 据我们测算，电价低于 0.15 元/kWh 时，绿色甲醇将初步具备竞争力，此时将与煤价为 800 元/吨时的煤制甲醇生产成本基本齐平。 叠加碳税成本，加速绿醇经济性显现。煤制甲醇过程碳排放量为 2.13 吨/吨甲醇，传统煤 制甲醇路线在征收碳税下，若碳价在 50-100 欧元/吨，按汇率 EUR/CNY 为 7.8 换算，则对 应每吨煤制甲醇将额外支出 390-780 元，相较 0.2 元/kWh 的绿色甲醇成本，650 元/吨碳 税下，两者差价达到 1000 元/吨，碳税加持下绿色甲醇成本优势开始逐步凸显。

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