綠氫簽約潮起

2026年5月4日，國富氫能（02582.HK）公告，其附屬公司與九疆電力簽約300MW（兆瓦）新能源耦合綠電項目全套設備合同，金額1.5億元。截至5月5日，國富氫能母公司在手訂單達5.6億元。

更早之前，4月10日，中國電力工程顧問集團有限公司投資的沈陽50萬噸級風光制氫融合生物質綠色醇油項目在康平縣開工，總投資320億元，配套2GW（吉瓦）風電，系國內首個50萬噸級氫基液體燃料示范項目。4月2日，沈陽燃氣與正泰新能源簽約法庫風電綠氫耦合天然氣項目，規劃40MW風電制氫，年產2500萬標方綠氫，年摻氫千萬立方米級，成為東北首個綠氫摻混天然氣示范項目。

國際上，5月4日沙特ACWA Power與希臘、法國、德國簽署綠氫與可再生能源電力出口諒解備忘錄，計劃2030年前每年向歐洲供應20萬噸綠氫。5月5日，印度德恩代爾港口管理局與GH2Solar簽約液氫出口可行性研究備忘錄，擬將坎德拉港打造為印度首個綠氫出口樞紐。

短短二十余天內，國內外六個重大綠氫項目密集落地，形成“國內規模化+國際出口化”雙主線共振。

“我們現在在手的堿性電解槽制氫設備訂單，明確排到2027年下半年，部分核心大客戶的訂單甚至鎖定到2028年。絕對是滿負荷生產狀態，而且是'超負荷排產'。”一名頭部電解槽企業的高管對經濟觀察報記者表示。在他眼中，這場綠氫簽約潮，是政策從試點補貼轉向強制剛需、成本拐點逼近、下游需求爆發與能源安全戰略訴求等的共同體現。

潮起

上述頭部電解槽企業的高管表示，截至2026年4月底，其所在企業手持堿性電解槽制氫設備在手訂單總規模約為1.8GW，其中國內訂單為1.3GW、海外訂單為0.5GW。

國內訂單主要來自中國能建、國家能源集團、中石化的風光制氫項目，單個項目招標量多在100到300MW。現有堿性電解槽產能1.5GW，產能利用率100%，部分訂單需排隊6至8個月才能交付。為應對需求增長，該企業2026年啟動新產能建設，目標年底達到2.5GW。

“五一”前后，綠氫行業下游的拉動數據更為直觀，國內電解槽公開招標量約800MW。2026年同期飆升至2200MW，同比增長175%。加上未公開的央企內部招標和海外同步簽約訂單，總招標量約為2800MW，同比增幅超過200%。

“這波拉動不是短期的，2026年下半年到2027年，央企儲備項目和海外規劃項目會持續落地。行業內龍頭企業訂單飽滿、產能滿負荷的狀態至少還能延續兩年。不過，這個‘高景氣’主要指訂單和規模層面，并非行業整體盈利水平，價格戰和技術瓶頸的壓力同樣在加大。”該高管判斷。

“這波綠氫簽約潮，是真‘潮’，不是虛火，是行業從‘概念試點’邁入‘規模化落地’的拐點級信號。”他對經濟觀察報記者表示。在這名高管看來，這并非一場普漲狂歡，而是結構性浪潮，政策、成本、需求、資本四大力共振，才將行業推至當前節點。

政策端的轉向，是驅動力之一。

2022年3月，國家發改委、國家能源局聯合發布《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》，氫能正式上升為國家戰略，明確其作為未來國家能源體系重要組成部分、戰略性新興產業和未來產業重點方向的定位。

2026年3月16日，工信部、財政部、國家發改委三部委聯合印發《關于開展氫能綜合應用試點工作的通知》，提出到2030年終端用氫平均價格降至25元/千克以下、燃料電池汽車保有量力爭達10萬輛等目標，推動產業從示范驗證邁向規模化應用。

按照“十五五”規劃部署，氫能被列為前瞻布局的“未來產業”之一，后續地方配套的補貼政策與示范項目配額正密集落地。據中國氫能聯盟、智研咨詢等機構預測，2030年我國綠氫占比有望超30%，氫能全產業鏈產值或突破萬億元。

來自國際的碳約束更具“強制力”。2026年歐盟碳邊境調節機制（CBAM）正式執行，鋼鐵、化肥、鋁等產品出口至歐盟，必須清繳碳關稅。用綠氫替代灰氫，1噸氫即可減排約20噸二氧化碳，直接關乎出口企業的成本競爭力。與此同時，美國《通脹削減法案》對綠氫提供最高3美元/公斤的PTC（Production Tax Credit，生產稅收抵免）補貼，全球資本加速向綠氫傾斜。

“政策從‘鼓勵’變成了‘強制性落地’。”上述電解槽企業的高管如此概括。

政策牽引之下，成本端的變化讓規模化成為可能。

“2022年至今，堿性電解槽價格跌了超50%。”該高管舉例，以主流的1000標方/小時堿性電解槽為例，2023年最高價698萬元/套，2024年降至436萬元/套，到2025年10月，已有央企相關項目的招標價已低至254萬元/套，其兩年累計跌幅超63%。

中國堿性電解槽產能占全球50%以上，規模效應疊加技術迭代，價格從250美元/千瓦降至100美元/千瓦以下。風光電價的同步下行進一步拉低了制氫成本。西北、東北風電光伏電價已降至0.15至0.2元/度，部分地區如內蒙古推出綠電專項電價低至0.168元/度。據測算，在上述優勢區域，綠氫成本已降至18至25元/公斤，逼近灰氫約15元/公斤的成本線。

碳價的加持，則在進一步縮小國內綠氫與灰氫、國內灰氫與國際灰氫之間的價差。國內試點碳價約50至70元/噸，歐盟碳價高達80至100歐元/噸，減碳收益約2000元/噸氫，在部分地區綠氫已接近盈虧平衡點。

“一個300億級別的風光制氫項目，優質風光資源加上長協鎖定和碳收益，內部收益率能達到8%—10%。”一名央企風光制氫項目投資方人士對經濟觀察報記者表示，“這不是單純的政策驅動，優質項目已具備半市場化經濟性。”

下游的剛性需求，則為綠氫簽約潮提供了訂單支撐。

工業脫碳是主力剛需。煤化工、鋼鐵、合成氨三大領域面臨碳關稅倒逼和國內雙碳考核的雙重壓力，綠氫替代灰氫已成不可逆趨勢。寧東基地30萬噸綠醇項目、寶豐能源綠氫替代項目均在加速推進。東北首個綠氫摻氫項目年摻氫千萬立方米級，更將綠氫應用場景從工業拓展至民用領域。

出口訂單同步爆發。沙特ACWA Power的簽約、印度液氫出口的推進，是中國電解槽企業海外訂單同比增長超120%的縮影。國富氫能、蘭石重裝等企業5月再接海外大單，行業“爆單”局面已然形成。化工、電力、航運巨頭紛紛簽訂5至15年長單，現金流確定性支撐著百億級項目持續上馬。

“我們串聯上游風光資源、中游電解槽設備、下游化工鋼鐵用氫大戶，甚至聯動地方政府，本質是在搭建‘綠氫產業生態圈’。”上述央企投資方人士如此描述自身的角色定位。在他看來，央企手握資金、資源與政策三重優勢，是國內唯一能批量落地300億級風光制氫項目的主體，也是產業鏈整合的關鍵樞紐。

此外，風光制氫形成的綠氨、綠醇體系，可降低油氣進口依賴，構建自主可控的能源體系。“西氫東送”既可解決西部新能源消納難題，又可填補東部用氫缺口。綠氫牽引的新能源裝備制造、化工、冶金、交通五大產業升級，有望創造百萬級高技能崗位，成為地方經濟轉型的抓手。

爆單

該高管表示，這波拉動的核心特點是，訂單集中、規模巨大，但盈利壓力同步加大。目前看，2026年下半年到2027年，央企儲備項目和海外規劃項目會持續落地，行業在訂單總量和開工率上仍將維持高位，但這種‘量升價跌’的格局能持續多久，業內分歧很大。但另一面，電解槽設備制造行業已經出現產能過剩苗頭，2027年將進入過剩高峰。

經濟觀察報記者查詢智研咨詢《2026年中國電解槽行業供需格局預測報告》、中國氫能聯盟《2025中國電解水制氫產業發展白皮書》等披露的數據發現，2023年國內電解槽規劃產能為20GW，2025年底飆升至80GW，2026年預計突破100GW；而在實際需求端，2025年國內電解槽裝機量約為6GW，2026年預計為10GW，規劃產能是實際需求的10倍左右。

更直接的擠壓來自價格。近兩年堿性電解槽價格跌超60%，該高管所在企業毛利率已從2023年的35%降至2025年的15%，2026年一季度部分低價訂單毛利率為負。上述高管透露，2025年已有十余家中小電解槽企業倒閉或停產，“行業洗牌可能已經開始”。

90%的堿性電解槽“圖紙同源”，同質化嚴重，很多新玩家沒有核心技術，就靠低價搶單。該高管表示，自己每天的會議都繞不開三個話題：價格戰的底線在哪里？產能擴到多少合適？海外市場風險怎么防？

一家氫能設備上市公司董秘向記者表達了類似的憂慮：“簽約≠交付，交付不等同確認收入。”該人士將行業的時間差困境鋪陳開來說：“從簽約到回款，至少18到24個月。簽約時收10%—20%預付款，然后排產、采購、制造，交付周期3到6個月。設備到項目現場后，安裝調試、聯動試車、性能測試，驗收又要3到6個月。拿到驗收報告才能確認90%左右營收，剩余10%質保金要一兩年后才收回。”

“很多機構只看訂單增速，不看交付節奏、不看毛利結構、不看回款質量，這是典型的‘外行看熱鬧’。”該董秘說："我們寧可少接低價單，也要保住利潤和現金流。上市公司最終看的是歸母凈利潤，不是訂單數字。”

產能過剩的隱憂之外，技術瓶頸同樣棘手。

電解槽主要分為堿性電解槽和PEM（質子交換膜）電解槽兩種技術路線。堿性電解槽技術成熟、成本低，是國內市場主流，占比超過98%，但在響應速度和電流密度上不及PEM電解槽。

PEM電解槽啟停快、適配風光波動性，更適用于分布式制氫和離網場景，但核心部件銥催化劑、全氟磺酸膜100%依賴進口。銥作為貴金屬，全球儲量有限，價格已從2023年的200元/克漲至2025年的500元/克，供貨周期長，嚴重制約擴產。堿性電解槽的高效電極技術與國際頂尖水平仍有差距，高端海外項目競標時短板盡顯。

下游消納亦是壓力所在。

三北地區風光資源富集，但電網并網容量有限，部分項目因并網指標不足而開工延遲。氫氣外送管網更不完善，“建得起、用不上”的擔憂在業內普遍存在。

“我們的擔憂很現實。”上述央企投資方人士坦言，“雖然簽了長協，但化工、鋼鐵行業景氣度波動，綠氫替代意愿可能下降。而且三北地區規劃的綠氫產能已經超過200萬噸/年，2028年國內需求預計只有80到100萬噸，區域性過剩不可避免。”

商業模式如何閉環

在消納焦慮的倒逼下，“長協鎖價”模式已成為行業標配。

“沒有長協，項目就無法獲批、無法融資、無法落地。”上述央企投資方人士直言，“300億級項目融資225億元，銀行放貸的核心條件就是有穩定下游長協，覆蓋產能80%以上。”

據其介紹，目前與下游化工、化肥企業簽訂的長單，簽約周期主流為15至20年。核心條款包括“照付不議”機制，下游須按約定量采購，未采購也需支付80%費用；定價采用“基準價+浮動”模式，基準價25至28元/公斤，掛鉤煤價、碳價、電價，每3年調整一次。同時約定綠氫產品須獲國際可持續性和碳認證（ISCCEU），保障出口碳關稅減免。

“下游支付5%—10%的保證金，部分項目下游參股10%—15%，深度綁定，降低違約風險。”上述央企投資方人士說。

這種看似保守的模式，實則是多方博弈后的理性選擇，既保障項目方25年穩定收益，也讓下游規避未來綠氫價格上漲風險、獲取碳溢價，是雙贏結構。

被寄予厚望的“西氫東送”管網，則是重塑項目盈利邏輯的關鍵變量。

“西氫東送首條跨省管道，從烏蘭察布到京津冀，全長1145公里，投資230億元，2027年投產，遠期輸氫能力50萬噸/年。”該央企人士透露，“后續全國規劃超過7000公里管網，2030年形成‘西氫東送、北氫南運’網絡。”

管網將如何改變游戲規則？該人士用數據給出了答案：當前氫氣長管拖車運輸成本約為10元/公斤/百公里，管道運輸可降至2元/公斤/百公里，降幅80%。以300億級項目年產16萬噸綠氫、外送京津冀距離500公里計算，年儲運成本可降低6.4億元，毛利率從15%提升至20%至23%。

更長遠的意義在于市場半徑的擴張。“以前項目只能本地消納，管網建成后，西部綠氫可直供京津冀、長三角、珠三角，市場半徑擴大10倍，消納風險徹底化解。”該人士說，“議價能力也隨之提升，客戶從本地一兩家變成全國數十家，長協價格可上浮5%—10%。”

從地方視角看，一家西北地區地方能源局處長對經濟觀察報記者表示，地方引入大型風光制氫項目，更看重長遠的產業培育。“重大項目落地能拉動固定資產投資，但如果只建一個制氫廠就走，對地方意義有限。我們要的是‘風光資源+制氫+綠氨/綠醇+下游產業’全鏈條落地，形成產業集群。”其表示。

據這位地方能源局處長介紹，地方層面的配套政策包括綠電直供優惠電價、土地配套支持、稅收減免、碳資產傾斜等。“電價是核心，比如西北地區能給到0.15到0.18元/度的專項電價，這是項目經濟性最關鍵的變量。”

但堵點同樣突出。“最大的堵點不在審批，而在于下游消納和管網配套。”上述地方人士坦承，“審批層面國家和地方都在開‘綠燈’，但氫氣賣不出去、運不出去的問題，需要跨區域協調、管網建設跟上來，這不是一個地方能解決的。”

出海與分化

海外市場，正在成為簽約潮中最具想象空間的增量。

“目前海外訂單占比約28%，今年底有望提升至35%至40%。”前述電解槽企業高管對記者表示，“沙特、歐洲、印度會成為未來核心增量市場，海外訂單占比未來3年有望突破50%，是行業增長的第二引擎。”

該高管拆解了海外訂單結構，中東（阿曼、沙特）占海外訂單45%，主要是大型綠氨、綠氫出口項目，單個項目電解槽需求100-300MW；歐洲（西班牙、意大利、德國）占30%，以分布式制氫、摻氫項目為主，毛利率最高，達25%至35%；印度占25%，依托當地SIGHT補貼政策推進綠氨和工業用氫替代，訂單增速最快，同比增長200%。

海外市場的吸引力源于三點：政策確定性強、補貼力度大（歐盟綠氫補貼3—5歐元/公斤，沙特“2030愿景”投入500億美元，印度SIGHT計劃提供30%設備補貼）。中國產品性價比優勢明顯（堿性電解槽價格是歐美產品的二分之一）。國內價格戰倒逼企業出海求生。

從更長期視角審視，行業分化已不可避免。

上述央企投資方人士分析：“2026到2027年這一輪簽約潮，本質是央企主導的無序擴張期。2028年后行業將進入深度洗牌階段，90%的中小企業會被淘汰，頭部3至5家企業將壟斷70%以上市場份額。”

在其看來，行業面臨的最大財務層面風險，不是技術或消納，而是“產能過剩導致的價格戰惡化”和“政策退坡引發的盈利坍塌”。“現在很多項目賬面收益是算上地方補貼和碳資產預期的，如果地方補貼收緊、碳價不及預期，一些項目的IRR（內部收益率）會直接從8%掉到5%以下。”

對中小參與者而言，生存窗口期正在關閉。而對頭部企業來說，洗牌恰恰意味著份額提升的機會。

“政策退坡對我們是‘短期陣痛、長期利好’。”前述上市設備公司內部人士判斷，“中小企業靠地方補貼活著，一旦補貼退坡，訂單下滑、毛利虧損、資金鏈斷裂，就會批量出局。我們60%以上訂單來自央企和海外，受影響極小，反而能承接退出的市場份額。”

在一級市場，綠氫產業鏈投融資正在升溫。

上述氫能設備上市公司董秘表示：“資金主要涌向三個方向，一是具備技術壁壘的電解槽核心部件企業，比如國產質子交換膜、銥催化劑回收技術；二是綠氨、綠醇一體化項目公司，因為有下游長協托底；三是儲運環節，包括液態儲氫、固態儲氫、高壓儲氫瓶。”

但該董秘也承認，純市場化的商業模式目前尚難跑通，“去掉補貼后，單純制氫賣給市場的項目，基本算不過賬。所以我們更傾向于投那些下游承購方已經鎖定的項目，或者投核心零部件環節，不投單純的制氫電站。”

在這場綠氫簽約潮中，不管是訂單排至2027年的設備商，還是密集上馬百億級項目的央企投資方，抑或緊盯估值與業績的資本市場投資者，都在押注同一個判斷：2026年，是中國綠氫從“可不可行”走向“多快多大規模”的拐點之年。只是拐點之后，并非皆大歡喜，而是一場優勝劣汰的洗牌。

（作者 王雅潔）

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王雅潔

經濟觀察報高級記者兼國資新聞部主任 長期關注宏觀經濟、國企國資等領域。擅長于深度分析報道、調查報道、以及行業資訊。