文章核心观点 - 清洁氢产业高度依赖政策支持和下游需求，当前面临政策不确定性、成本高企及需求疲软等多重挑战，导致多个大型蓝氢项目被搁置或取消 [2][4][5] 国际巨头项目搁置案例 - 英国石油公司（BP）正式撤回位于英国提赛德的H2Teesside蓝氢项目开发申请，原计划年产16万吨低碳氢并建设碳捕集枢纽，因工业用户缩减生产或推迟脱碳导致需求下滑，且项目场址被改用于建设人工智能数据中心 [2] - H2Teesside项目原计划于2028年投入运营，目标产能1.2吉瓦，相当于英国政府2030年氢能目标的十分之一，每年计划捕集约200万吨二氧化碳，项目信息已从官网撤下 [3] - 项目搁浅的根本原因在于氢能商业性不足、需求不确定、融资困难，同时当地投资逻辑转向AI数据中心集群和核电小堆部署，导致项目优先级下降 [3] - 埃克森美孚决定暂停其在美国得克萨斯州贝敦炼化园区的蓝氢工厂计划，该项目已投资5亿美元，预计总投资额达数十亿美元，原计划在2027年-2028年投产，日产氢约10亿立方英尺（约合86万吨/年） [4] - 项目搁置原因在于蓝氢成本高企令潜在客户观望，工业增长放缓及市场不确定性抑制需求，难以找到愿意支付低碳溢价并签署长期购氢协议的下游买家 [4] 清洁氢产业特性与挑战 - 氢能是一种能量载体，燃烧几乎不排放二氧化碳，可在钢铁、化工、航运等难以电气化的行业替代化石能源 [5] - 绿氢通过可再生电力电解水制成，碳排放最低；蓝氢以天然气为原料并配备碳捕集与封存；灰氢同样以天然气为原料但无碳捕集，碳足迹最高 [5] - 清洁氢产业对政策依赖度高，投资和生产成本高企，商业模式尚未形成闭环，大多项目依靠补贴维持可行性，政策环境变化会直接影响项目经济性 [5] - 蓝氢项目的成本结构中，天然气原料和碳捕集与封存装置投资占比最大，天然气价格波动剧烈，碳捕集设备投资和运行费用高昂 [8] - 据彭博新能源财经估算，目前蓝氢生产成本平均约为每公斤1.8美元-4.7美元，而灰氢仅约每公斤0.9美元-2.93美元，蓝氢的低碳溢价缺乏买单者 [8] 政策环境变化的影响 - 美国《通胀削减法案》中的清洁氢生产税收抵免（45V）、碳捕集与封存税收抵免（45Q）等政策支持力度有不同程度的减弱甚至提前终止 [6] - 政策对天然气来源、甲烷排放与生命周期碳强度的核算要求更为严格，增加了部分蓝氢项目获得补贴的不确定性，补贴窗口期缩短迫使项目在时限内完成最终投资决策 [7] - 在美国，由于工业企业对“灰氢+碳捕集与封存”组合的蓝氢项目兴趣不足，缺乏长期购氢协议，同时碳捕集与封存成本较高，且特朗普政府对清洁氢政策支持力度变低，项目短期内看不到重启可能 [4][7] - 在英国，蓝氢项目推进很大程度上取决于政府补贴政策和碳捕集与封存基础设施建设进展，政府支持的清洁氢商业机制合同发放进度较慢，补贴细则和核算规则尚在完善，使企业难以预测未来收益 [7] - 与H2Teesside项目配套的英国东海岸碳捕集与封存集群原计划2025年开工、2028年投运，也将随制氢项目的搁置而暂缓 [7] 市场需求与行业现状 - 清洁氢项目主要由金属冶炼和化工等工业用户的减碳需求驱动，但据彭博新能源财经统计，欧洲和美国已有多个大型氢冶金项目被推迟，合计直接还原铁产能超过1300万吨 [8] - 欧洲化工行业经营承压，出现工厂关停、产能外迁等情况，在行业整体景气度下降的背景下，企业对购买蓝氢等高成本低碳产品的积极性明显不足，下游需求难以形成规模 [8] - 据国际能源署统计，2024年全球氢气需求达近1亿吨，主要集中在炼油、化工等传统领域，这些行业目前多使用相对廉价的灰氢，向低碳氢转型需付出额外成本，缺乏政策驱动时意愿不强 [9] - 在交通燃料、发电等新兴氢能应用领域，氢气需求尚处于起步探索阶段，规模远未成熟 [9] - 根据氢能委员会于2025年9月发布的报告，在过去18个月中，已有至少52个清洁氢能项目宣布取消，主要原因包括政策与市场不确定、资金困难和缺乏确定的买方，合计约有600万吨/年的清洁氢产能已进入投资决策阶段 [8]

行业现状：灰氢主导与绿氢挑战 - 现阶段氢能市场中灰氢仍占主导地位，绿氢在生产成本、基础设施、场景应用等方面仍需闯关 [1][2] - 绿氢生产成本高昂，以常规碱性电解槽为例，理论测算制1公斤绿氢需耗电约55度，综合成本超过40元/公斤，而灰氢每公斤仅10多元，价格差距较大 [11] - 工业用氢市场相对稳定且多被廉价灰氢占据，市场需求不足、产品价格高企导致部分氢能装备制造企业陷入订单等待状态 [12] 甘肃省绿氢产业发展与政策目标 - 甘肃省立足资源富集优势积极布局氢能产业，全产业链推进绿氢发展，在制、储、输、用等环节取得初步成效 [1] - 甘肃省出台《推进新时代甘肃能源高质量发展行动方案》，明确提出加快布局新能源制氢项目，推动“风光氢氨醇”一体化发展，确定到2030年绿氢产能达到年产20万吨的总体目标 [8] - 国网甘肃省电力公司统计，截至2024年9月底，甘肃新能源装机达7523.7万千瓦，占电源总装机的65.17%，已成为省内第一大电源 [7] 制氢产能与项目进展 - 玉门油田已具备年产1.4万吨灰氢和2000吨绿氢产能，富余氢气通过罐车和输氢管道供应周边化工企业 [4] - 甘肃省能源局数据显示，甘肃已建成制氢项目年产能约达13万吨，其中绿氢项目年产能5790吨，在建及规划建设绿氢项目23个，预计每年新增产能9.7万吨 [9] - 张掖市已落地、正在建设和前期规划的氢能产业项目达到8个，涵盖绿电制氢、氢能装备制造、氢能化工、氢能客车等领域，初步形成“制储运加用”产业链 [7] 技术探索与示范项目 - 中船科技股份有限公司敦煌风光氢储试验场项目成功实现离网制氢，成为甘肃省首个真正意义上采用离网技术开展绿电制氢的项目 [9] - 甘肃鲁玉东壹精细化工有限公司建成甘肃首个工业用户天然气掺氢项目，实现天然气掺氢比例在5%至20%范围内灵活调节，每天可消耗氢气1000标方左右 [3] - 兰州兰石集团有限公司研制的98兆帕高压气态储氢系列容器成功列装于广东省佛山市加氢站，成为国内为数不多的高压储氢容器制造企业之一 [9] 应用场景拓展 - 氢能应用范围不断拓展，格罗夫氢能源科技集团有限公司在瓜州开工建设风光氢储车一体化示范项目，主要建设10兆瓦氢燃料电池发电系统，配套每小时1.1万标方电解水制氢装置，年产氢气约5000吨，旨在满足200辆氢能重卡氢气需求 [5][6] - 张掖市创特新能源有限公司绿色氢氨醇一体化示范项目配置每小时1.6万标方产能的电解水制氢设备，以及年产1万吨合成氨、年产5万吨甲醇生产线，项目建成后年总用电量预计超过6亿千瓦时 [1] - 氢能作为连接可再生能源和终端用户的重要纽带，具有长周期、大规模储能特性，可在电力系统中发挥消纳、储能、调峰等作用 [7] 发展制约因素 - 绿氢发展面临制氢成本高、基础设施薄弱、应用不足等制约因素，行业普遍采用公网制氢技术路线，但电价相较离网制氢高昂，制氢成本居高不下 [10][11] - 氢气高效储存需要高压、液化或固态储氢技术，现阶段市场化应用技术成本高、难度大，大规模储氢设施缺乏，主要氢气输配方式仍依靠长管拖车运输，运输成本高且运量有限 [11] - 下游消纳路径虽规划化工、冶金、交通等方向，但下游企业需改造现有工艺设备，技术难度与改造成本削弱了下游用户使用的积极性 [1][12] 未来发展路径 - 解决绿氢发展难题需从技术突破和应用拓展破题，需加强科技攻关，鼓励企业聚焦产业链关键环节，突破核心零部件、基础材料等技术难题 [12] - 需进一步深化氢能在工业、交通、建筑等领域的多元应用，以规模化应用降低生产成本，形成从制到用的良性循环 [1][12] - 利用富集的新能源发展绿电制氢，是提高新能源消纳的重要举措，也是提升电力系统储能、调峰能力的有效探索 [7]

氢燃料电池汽车产业现状与挑战 - 氢燃料电池企业普遍面临严重亏损，2024年四家头部企业合计净亏损超18亿元，平均亏损增幅超60% [7] - 亿华通2024年营收3.67亿元同比下滑54.21%，净亏损扩大至4.56亿元 [3] - 上游制氢与材料企业业绩增长显著，长盈精密净利润增长856%，金发科技氢气销量增长570% [7] 亏损原因分析 - 应收账款危机加剧，亿华通两年以上应收账款从5.79亿飙升至10.53亿元，占比从28%跃升至48% [8] - 研发投入过重，亿华通研发费用9701万元占总成本14%，国鸿氢能三年研发叠加运营亏损超11亿元 [9] - 电堆价格持续走低，政府补贴发放延迟导致现金流枯竭 [8] 商业化困境核心矛盾 - 氢气成本与终端需求倒挂，灰氢成本约10元/kg而绿氢成本高达30-40元/kg [11] - 应用场景单一依赖重卡物流，2024年氢能重卡销量仅5405辆同比下滑12.6% [12] - 储运环节成本占比高达30%-50%，我国仅约150公里氢气输送管道且技术依赖进口 [12] 政策衔接关键诉求 - 产业界呼吁连续性政策供给，防止示范政策到期导致资本观望 [15] - 建立氢能高速全国一张网，目前仅11省市实施高速通行费减免且未跨省联通 [13] - 设立专项融资通道破解民企研发困局，中石化已发起50亿元氢能产业链基金 [17] 成本与场景突破路径 - 绿氢降本需电价压至0.13元/度才能与灰氢持平，当前实际电价为0.62元/度 [11] - 多元化场景拓展迫在眉睫，建议向钢铁、化工、船舶、储能等领域延伸 [18] - 全国统一市场建设可提升效率，京津冀高速免费政策使旭阳氢能销量同比翻倍 [16] 行业发展前景 - 业内预计2028年行业将迎来转折点，2030年氢能重卡有望替代柴油车 [19] - 国家有关部门正在调研制定新政策，将更注重前瞻性和全面性 [19] - 行业面临洗牌，缺乏核心竞争力的企业将被淘汰，优秀企业将做大做强 [19]

航空业碳排放现状与脱碳目标 - 2023年全球航煤消费量为3.06亿吨 碳排放达9.62亿吨 占全球碳排放比重约2.6% [3] - 国际民航组织（ICAO）设定2050年前实现国际航空业务净零排放目标 [3] 可持续航空燃料（SAF）技术路线 - 截至2025年5月 ASTM认定的SAF生产技术路线共11条 掺混比例最高50% [3] - 主流工艺包括HEFA、AtJ、FT、MtJ、PtL 其中MtJ和PtL尚在认定中 [3] - 中国2030年前HEFA工艺为主流 2050年后PtL工艺因技术成熟和近零碳排放优势成为主流 [3] SAF生产工艺氢气需求 - PtL工艺氢气需求最大 每吨SAF需0.38-0.58吨氢气 AtJ和FT工艺需求0.1-0.48吨 HEFA工艺需0.08吨 [5] - 2025年中国SAF项目产能达214.6万吨/年 氢气需求量17.2万吨 其中HEFA工艺占214.5万吨 [5] - 2030年氢气需求预计达100万吨 2050年PtL工艺主导后需求将增至2200万吨 [5] 绿氢在SAF生产中的应用前景 - 绿氢替代灰氢可使SAF碳排放降低40%以上 [7] - 截至2025年3月国内绿氢产能11.24万吨/年 但灰氢仍因成本和技术优势占主导 [7] - 未来绿氢成本下降和政策推动将逐步改变市场格局 [7] 行业会议与数据来源 - 2025年将举办势银绿氢产业大会（无锡）和长时储能产业大会（银川） [1] - 数据来源为势银（TrendBank）可持续航空燃料数据库 [5][10]

市场现状与瓶颈 - 燃料电池车（FCV）作为氢能应用核心场景，发展受限于氢源价格、经济性及基础设施三大瓶颈 [2] - 2025年燃料电池车销量预计不超过7000辆，较往年下滑，2025年一季度实际产销不到700辆 [4] - 中国FCV保有量约2.8万辆，商用车占主导，乘用车推广缓慢 [4] 氢源价格下降路径 - 绿氢成本优化窗口：多地负电价现象为电解水制氢提供机会，德国已实现部分绿氢平价 [6] - 中国风光发电成本预计2030年降至0.1元/度以下，绿氢成本可降至15元/kg以下 [6] - 碳市场扩容（如覆盖40%排放量）可推动绿氢需求激增，交通端成本有望降低20%以上 [7] 制氢设备与技术突破 - 2024年ALK和PEM电解水制氢设备平均中标单价分别为1535元/kW和6028元/kW，一季度进一步下降30~40% [8] 燃料电池汽车经济性挑战 - FCV购置成本是燃油车的3-4倍，百公里使用成本50-80元，高于燃油车（45-55元）和锂电车（20-35元） [9] - 加氢站数量仅为加油站的0.6%，单站投资运维成本平均接近1000万元，分布密度低 [9] 燃料电池技术进展 - 电堆占燃料电池系统成本超50%（膜电极61.8%、双极板27.5%），国产电堆功率密度突破7kW/L，铂载量降至0.2g/kW（较2015年下降80%） [11] - 预计2030年系统成本降至750元/kW以下，与燃油车动力总成持平 [11] 商用车场景优势 - 商用车（如重卡、冷链物流）因续航长（500-800km）、低温性能好（-30℃启动）成为突破口 [12] - 广东"氢能高速"计划通过通行费减免推动氢能重卡商业化，预计2030年全生命周期成本低于柴油车 [12] 基础设施优化 - 中国规划建设全国长距离输氢管道网络（如"西氢东送"），远期纯氢管道输氢成本可达拖车输送的10%，综合用绿氢成本下降30% [12] - 多地提出加氢站建设目标（江苏、广州、四川等），"油氢合建"模式降低土地及运营成本 [15] 前景展望 - 2030年燃料电池车或从"政策驱动"转向"市场驱动"，成为碳中和目标下的重要支柱产业 [14] - 商用车与特定场景率先突破将带动乘用车市场，绿氢规模化与基础设施网络化是决定性因素 [14]