全球氢能产业现状 - 截至2025年，全球清洁氢能已承诺投资超过1100亿美元，较去年增加350亿美元，年复合增长率超过50% [1][22][29] - 全球项目管线累计超过1700个，已完成最终投资决策、在建或运营的项目有510个 [1][29] - 已形成600万吨/年的承诺产能，其中100万吨/年已投入运营 [1][22] - 预计到2030年，经项目延迟与淘汰调整后，全球清洁氢能可行产能可达900至1400万吨/年，但最终落地规模取决于需求兑现情况 [1][24] 区域发展格局 - 中国在可再生氢能电解槽部署方面居世界首位，占全球承诺产能的55% [2][39] - 中国项目规模普遍为欧美同类项目的4至10倍，主要服务国内氨生产、炼油与电力等领域需求 [2][39] - 北美主导低碳氢能（天然气制氢+碳捕捉），占全球相关产能的85% [2][44] - 欧洲预计2030年将占全球政策支持需求的65%，但短期依赖本土中小型项目，长期将转为净进口国 [2][41] - 印度、中东等地区凭借低成本可再生能源优势，聚焦氨生产与出口市场 [2][43][45] 需求端分析 - 目前全球已锁定360万吨/年的约束性承购量，70%集中于炼油、氨生产等传统领域 [3][34] - 欧洲是主要需求市场，日本、韩国则通过氨混燃发电政策拉动需求 [3][34] - 到2030年，欧盟、美国、日本、韩国四国政策支持下的需求有望达到800万吨/年 [3][25][34] - 中国、印度等地区预计新增200万吨/年以上需求 [3] - 若基础设施完善与成本下降，还可额外释放1300万吨/年需求潜力 [3][25] - 新兴场景中，海运受国际海事组织减排政策推动初现增长势头，道路移动领域聚焦商用车应用，钢铁、航空等硬脱碳领域仍处于项目试点阶段 [3][64] 产业挑战与成功因素 - 行业存在项目淘汰率高，过去18个月超过50个项目公开取消，其中80%为早期可再生氢能项目 [3][29] - 其他挑战包括政策落地滞后、融资成本上升、设备与能源成本高企 [3] - 成功项目普遍具备六大特征：战略选址贴近资源与需求、优化资本开支与技术方案、严控成本与进度、锁定政策支持下的可靠承购、精准把握政策红利、价值链伙伴深度协作共担风险 [3][66] 未来趋势 - 项目管线持续成熟，优质项目加速落地与低效项目淘汰并存 [4] - 首批承诺项目将在未来2至3年集中投产，中国聚焦内需，北美主导低碳氢能出口，印度、中东有望成为可再生氨出口新力量 [4] - 需求将从传统领域向新兴场景延伸，政策落地确定性与基础设施建设将成为行业增长的核心解锁器 [4] 投资与项目进展详情 - 全球承诺投资中，中国以330亿美元领先，北美以230亿美元紧随其后，欧洲为190亿美元 [39][40][44] - 中国目前拥有19吉瓦（160万吨/年）的承诺可再生氢能产能 [39] - 北美约有220万吨/年的低碳产能已承诺，占全球总量的85% [44] - 运营产能中，约30%为可再生氢能，70%为低碳氢能，而2021年该比例分别为6%和94% [121] - 中国运营的可再生氢能产能约占全球的56%，自2022年以来增长了六倍 [31][75][121][122] - 全球投资管道总额估计为6950亿美元，但新项目宣布速度已放缓 [93][95] 首席执行官观点与行业信心 - 83%的受访行业领袖认为成熟清洁氢能项目正在推进，行业将继续增长 [52] - 74%的受访者表示过去两年对清洁氢能的投资意愿保持稳定或有所增加 [52][54] - 97%的受访者相信氢能将是难以减排行业的关键脱碳解决方案 [58] - 90%的受访者认为当前公众叙事要么公允地评价了氢能，要么低估了其价值 [57][58] - 行业领袖指出，需求是市场解锁的关键，约90%的受访者认为允许使用低碳氢能可以是近期的推动因素 [62][65] - 88%的受访者认为需求侧政策对促进进一步承购最为有效 [70][72] - 关于中国，97%的受访者认为中国将继续是氢能领域的领先地区之一，但对其模式是否可在其他地区复制存在分歧 [75][79]

国家政策与转型目标 - 韩国政府设定2040年全面关停燃煤电厂的国家目标 并计划在2035年将国家温室气体排放量较2018年削减68.8%至75.3% [1][2] - 为达成目标 政府正推动长期依赖煤炭的五大发电公企（南东 南部 中部 西部 东西发电）加速业务重组 [1] - 韩国作为全球第七大煤电国 其约30%的电力仍依赖煤炭 该国加入“脱煤动力联盟”（PPCA）的承诺释放出强烈信号 [2] 五大发电公企转型战略 - 南东发电提出“2040未来路”愿景 目标将70%以上装机容量转为新能源 [2] - 南部发电在“2035战略”中明确20太瓦时无碳发电与3000兆瓦能源转化规模 [2] - 中部发电计划在2035年前实现30%发电量来自可再生能源 并发展虚拟电厂与长时储能技术 [2] - 西部发电通过“RE4040”战略将可再生能源比重提升至40% [2] - 东西发电目标在2040年前将无碳与低碳发电量提升至17太瓦时 可再生能源占比达44% 并推动氢氨燃料替代煤炭 [2] 业务转型方向与投资布局 - 五大发电公企的战略核心正从煤电全面转向可再生与清洁能源 [1] - 公司在国内积极扩大海上风电 太阳能 清洁氢能及储能系统（BESS）的投资与布局 [1] - 公司同时在海外中东 东南亚及北美等地开拓新能源业务 [1] - 为提升转型效率与运营竞争力 各企业纷纷引入人工智能（AI）等创新技术以优化电力系统管理与资产运营 [1] 行业重组与国际影响 - 为系统性加速转型 韩国政府正考虑整合现有公企并可能设立新的可再生能源公企以提升效率 [2] - 若韩国能加快执行煤电退出 落实清洁投资与公正转型 将显著提升其国际投资吸引力 [2] - 韩国的转型承诺有望带动高煤电依赖国家加速转型 并在亚太能源转型中发挥关键领导作用 [2]

行业投资与项目进展 - 全球有超过500个清洁氢能项目进入成熟阶段，吸引超过1100亿美元投资，较去年同期增长350亿美元 [1] - 自2020年以来，行业承诺投资额年均增长率达到50% [1] - 自2020年以来，全球已宣布超过1700个氢能项目，增长了7.5倍 [1] - 过去18个月内约有50个项目被公开取消，占总项目储备的约3%，表明行业正在经历自然淘汰并不断成熟 [1] 供应与产能前景 - 目前已承诺的清洁氢能项目总产能超过600万吨/年，其中100万吨已投入运营 [2] - 考虑到项目延期和产能损耗，到2030年，当前项目储备可支持高达900万至1400万吨/年的清洁氢能产能 [2] 需求与市场展望 - 需求方面已确保约360万吨/年的清洁氢能约束性采购量 [2] - 随着主要市场政策明朗化，到2030年，高达800万吨/年的清洁氢能需求可能实现 [2] - 氢能委员会的调查显示，97%的受访公司相信氢能将成为难以减排行业的关键脱碳解决方案 [2] 区域投资与产能分布 - 中国氢能项目领先世界，承诺投资总额约330亿美元，可再生氢能产量占全球产能的50%以上 [2] - 北美承诺投资总额约230亿美元，目前占据全球85%的低碳氢产量 [2] - 欧洲承诺投资总额约190亿美元，占2030年全球预期需求的近三分之二 [2] 行业信心 - 74%的受访公司表示，过去两年氢能投资意愿保持稳定或有所增加 [2] - 83%的受访公司预计行业将保持持续增长 [2]

项目取消与延期现状 - 全球开发商大量放弃已公布的低碳氢项目 受需求不足 成本高企及企业战略调整影响 [1] - 战略调整是最主要原因 占被取消产能的48% 约600万吨/年氢产能 [1] - 缺乏强劲需求导致13%项目流失 实际需求增长远低于市场预测 [1] 战略调整动因 - 开发商重新审视行业早期乐观承诺 战略性回归核心业务 [1] - 英国石油公司(BP)和澳大利亚Origin能源公司暂停或取消多个氢能项目 理由为削减成本和优先发展核心业务 [1] - 企业缩减高风险氢能投资以寻求更可靠回报 [1] 需求端挑战 - 支付意愿低下和监管不确定性导致承购协议缺乏 [1] - 澳大利亚和中东等地区的出口导向型氢能项目受影响尤为明显 [1] - 清洁氢能高成本间接导致需求不足和回报率不佳 [1] 成本与资金问题 - 多数地区氢能项目成本短期内难以下降 成本估算参考点和通胀影响仍处探索阶段 [2] - 行业高度依赖补贴和公共拨款 资金未到位或竞标失败导致项目被剔除 [2] - 全球已设立多种资金机制 但不足以短期支撑所有已公布项目 [2] 政策与监管环境 - 欧盟《可再生能源指令Ⅲ》等法规实施明确处罚条款 帮助构建稳健商业模型 [2] - 炼厂用绿氢项目的投资印证政策支持重要性 [2] - 政策雄心与商业可行性间存在鸿沟 需更强政府支持和明确投资指引 [3] 开发执行障碍 - 近20个氢能项目因许可审批问题被取消 涉及环境影响 土地使用及供水等 [2] - 大型基础设施建设项目复杂性显著增加 [2] - 电解制氢面临电网可再生清洁电力获取挑战 大型电解槽构成电网负担 [2] 行业转型趋势 - 初期热情让位于审慎态度 项目取消和延期是新兴领域必然阵痛 [3] - 转型期对行业积累经验和聚焦商业可行项目至关重要 [3] - 印度和中国等地区仍有新项目不断公布 [3]

项目取消原因 - 战略调整是最主要原因 占被取消产能48% 约600万吨/年氢产能 [2] - 缺乏强劲需求导致13%项目取消 实际需求增长远低于预期 [2] - 成本高企直接导致项目取消 尤其在缺乏承购协议情况下 [2] - 近20个项目因许可审批问题被取消 涉及环境影响及土地使用等 [3] 行业现状与挑战 - 多数地区氢能项目成本短期内难以下降 成本估算参考点仍处探索阶段 [3] - 大型电解槽成为电网巨大负担 购电协议条款与承购协议存在错配 [3] - 行业高度依赖补贴和公共拨款 资金未能到位时项目往往被剔除 [3] - 印度和中国等地区仍有新项目不断公布 显示区域发展差异 [4] 发展路径与支持机制 - 政府持续支持发挥关键作用 需弥合政策雄心与商业可行性鸿沟 [4] - 欧盟《可再生能源指令Ⅲ》等法规实施明确处罚条款 助力构建可持续商业模型 [3] - 炼厂用绿氢项目投资印证政策有效性 行业需聚焦商业可行项目 [3][4] - 需真实市场信号和更明确投资指引 支撑行业转型发展 [4]

美国能源政策转向 - 美国政府能源政策出现重大转向 宣布进入国家能源紧急状态 致力于推动石油 天然气等传统能源产业扩张 试图终结绿色新政[1] - 美国正式推出大而美法案 发出能源政策系统性转变的关键信号 氢能项目的税收抵免被提前终止[1] - 政策缺乏确定性 绿色发展目标倒退 阻碍绿色能源市场发展[1] 清洁氢能项目影响 - 澳大利亚最大独立油气生产商伍德赛德宣布取消在美国的清洁氢能项目 造成约1.4亿美元损失[1] - 大而美法案叠加加征关税影响 将严重抑制未来美国氢能投资 大批项目前景惨淡[3] - 关税扰乱清洁氢能项目材料供应 推高太阳能和风能项目成本 可再生能源项目减少导致绿氢产能下降[3] 氢能投资趋势 - 2024年全球氢能投资增长60% 预计2025年对清洁氢能投资同比增长70%[2] - 美国曾发布国家清洁氢能战略和路线图 提出清洁氢能在推进能源转型和多领域脱碳的实施路径[2] - 受制于成本较高和技术瓶颈等因素 氢能发展仍需技术创新及资本政策支持[2] 行业发展前景 - 美国氢能市场将在相当长时期内保持低迷[1] - 能源转型停摆打击企业投资清洁氢能信心 阻碍清洁能源技术创新和产业发展[3] - 清洁能源行业发展已成为全球趋势 但美国在应对气候变化和推动能源绿色转型上与世界潮流背道而驰[3]

投资规模与增长 - 2025年全球清洁氢能投资规模预计达78亿美元，较2024年增长70% [1] - 电解水制氢项目投资是主要驱动力，预计达60亿美元 [1] - 配备CCUS的天然气制氢投资预计达18亿美元，作为过渡技术仍吸引资金 [1] 投资驱动因素 - 政策支持是重要驱动力，欧盟通过创新基金、IPCEI项目等提供财政补贴，多国推出税收抵免和长期采购协议以降低项目风险 [2] - 市场需求持续扩张，钢铁、化工、重型运输等难减排行业对低碳氢能需求激增 [2] - 若已获最终投资决定项目全部落地，2035年全球氢能产能将飙升至约750万吨，较当前水平增长近15倍 [2] 区域布局与特征 - 全球氢能产业呈现多极化特征，西北欧成为全球创新中心，在技术、政策协同和跨境合作方面领先 [2] - 亚洲市场潜力巨大，中国作为全球最大能源投资国，在清洁能源领域投入占全球总投入三分之一，并加速向氢能领域延伸 [2] - 日本、韩国等国通过政策引导推动氢能产业链本土化 [2] 技术与成本趋势 - 技术突破与规模化生产正推动电解水制氢成本加速下行，未来有望与传统制氢方式形成竞争 [1] - 碳价需达到每吨140美元以上，才能使配备CCUS的蓝氢与传统制氢成本持平 [3]

亚太清洁氢能市场概况 - 亚太地区2050年氢能需求预计达2.35亿吨，工业领域占主导地位，电力与交通需求加速增长 [1] - 中国和印度将占亚太氢能需求的80%，但需进口补充；日韩高度依赖进口 [1][11] - 全球氢能市场2050年规模达1.2万亿美元，亚太占比50%，绿氢供应占比超95% [1][14] 投资与技术发展 - 亚太未来25年需3.2万亿美元氢能投资，52%用于可再生能源发电，35%用于电解制氢 [2][25] - 中国和印度是投资重点，澳大利亚需超3000亿美元投资以支持出口 [2][25] - 亚太占电解槽专利70%、储氢专利89%，但需通过项目落地转化技术优势 [33][36] 政策与区域挑战 - 2025年亚太各国已出台445亿美元政策支持，但存在认证标准不统一、跨境定价协调等问题 [2][38] - 欧洲碳定价与补贴组合经验可为亚太提供参考，但亚太碳价水平较低 [2][45] - 中国《能源法》将氢能纳入国家能源体系，地方补贴推动项目规模化 [50][51] 中国市场表现 - 中国2024年清洁氢能产能达12万吨/年，加氢站占全球30%，电解槽产能占全球60% [49][50] - 中国西北/东北地区绿电资源丰富，氢能成本优势显著，已规划800万吨/年产能项目 [50][51] - 上海探索氢能交易平台，绿色甲醇已实现商业化交易 [52] 产业链协同需求 - 需建立跨境认证框架、简化贸易流程，政府与企业需共担风险优化成本 [54][55] - 首批项目落地将决定行业走向，成功案例可催生6300亿美元低碳商品市场 [7][54] - 氢能贸易走廊发展依赖地缘稳定、外商投资简化等五大因素 [24][28]

清洁氢能在亚太地区的重要性 - 清洁氢能是实现亚太地区钢铁、工业化学等难以减排行业脱碳的关键催化剂，并代表全新经济机遇[1] - 亚太地区要在2050年前实现净零排放，2030年和2050年分别需要6700万吨和2.35亿吨氢能[9] - 中国和印度将主导亚太氢能需求，占比约80%，但需进口补充，韩国和日本需求主要依赖进口[10] 亚太氢能市场需求 - 到2050年亚太地区将占全球清洁氢能市场价值的一半，达6000亿美元[1] - 工业用户2030年占氢能需求70%，2050年航运和航空需求加速增长，电力行业成为重要用户市场[9] - 日本和韩国氢能市场价值2030年达430亿美元，2050年上升至640亿美元[13] 亚太氢能供应情况 - 绿氢在亚太氢能供应中占比最大，2030年占产能85%以上，2050年超过95%[14] - 亚太地区国内产量不足，2030年需进口1800万吨清洁氢能，2050年进口量达5300万吨，年跨境交易值1450亿美元[14] - 中国清洁氢能生产规模全球首位，拥有全球60%电解槽制造能力，已签约700多个可再生能源制氢项目[2] 资本投资需求 - 未来25年亚太清洁氢能价值链需要3.2万亿美元资本投资，大部分流向中国和印度，澳大利亚需超3000亿美元[2] - 投资主要集中在可再生能源发电和传输（52%）以及电解制氢（超三分之一）[2] - 2025年亚太各国政府清洁氢能投资计划总额达445亿美元[33] 技术研发与专利 - 亚太地区在电解槽、储氢（89%）和氢气涡轮机（66%）等关键技术专利方面占据主导地位[30] - 日本在电解槽专利占比32%，储氢专利占比51%，涡轮机专利占比21%[31] 政策支持与挑战 - 澳大利亚、印度、韩国、日本和新加坡等国政府宣布清洁氢能投资计划，总额达445亿美元[33] - 氢能发展面临经济可行定价策略、风险分担框架和碳认证体系等挑战[33] - 2025年成为亚太清洁氢能产业发展的关键一年，龙头项目进入深入谈判阶段[7] 氢能贸易与供应链 - 2050年亚太氢能进口交易量中，氢气作为燃料及化工原料占45%，氨占20%，可再生电力燃料占30%，甲醇占5%[20] - 亚太区域内氢能贸易可满足约四分之一进口需求，主要来自澳大利亚和东南亚[21] - 氢能贸易走廊处于起步阶段，需快速扩大规模以推动全球脱碳进程[21]