2026年5月4日，国富氢能（02582.HK）公告，其附属公司与九疆电力签约300MW（兆瓦）新能源耦合绿电项目全套设备合同，金额1.5亿元。截至5月5日，国富氢能母公司在手订单达5.6亿元。

更早之前，4月10日，中国电力工程顾问集团有限公司投资的沈阳50万吨级风光制氢融合生物质绿色醇油项目在康平县开工，总投资320亿元，配套2GW（吉瓦）风电，系国内首个50万吨级氢基液体燃料示范项目。4月2日，沈阳燃气与正泰新能源签约法库风电绿氢耦合天然气项目，规划40MW风电制氢，年产2500万标方绿氢，年掺氢千万立方米级，成为东北首个绿氢掺混天然气示范项目。

国际上，5月4日沙特ACWA Power与希腊、法国、德国签署绿氢与可再生能源电力出口谅解备忘录，计划2030年前每年向欧洲供应20万吨绿氢。5月5日，印度德恩代尔港口管理局与GH2Solar签约液氢出口可行性研究备忘录，拟将坎德拉港打造为印度首个绿氢出口枢纽。

短短二十余天内，国内外六个重大绿氢项目密集落地，形成“国内规模化+国际出口化”双主线共振。

“我们现在在手的碱性电解槽制氢设备订单，明确排到2027年下半年，部分核心大客户的订单甚至锁定到2028年。绝对是满负荷生产状态，而且是'超负荷排产'。”一名头部电解槽企业的高管对经济观察报记者表示。在他眼中，这场绿氢签约潮，是政策从试点补贴转向强制刚需、成本拐点逼近、下游需求爆发与能源安全战略诉求等的共同体现。

潮起

上述头部电解槽企业的高管表示，截至2026年4月底，其所在企业手持碱性电解槽制氢设备在手订单总规模约为1.8GW，其中国内订单为1.3GW、海外订单为0.5GW。

国内订单主要来自中国能建、国家能源集团、中石化的风光制氢项目，单个项目招标量多在100到300MW。现有碱性电解槽产能1.5GW，产能利用率100%，部分订单需排队6至8个月才能交付。为应对需求增长，该企业2026年启动新产能建设，目标年底达到2.5GW。

“五一”前后，绿氢行业下游的拉动数据更为直观，国内电解槽公开招标量约800MW。2026年同期飙升至2200MW，同比增长175%。加上未公开的央企内部招标和海外同步签约订单，总招标量约为2800MW，同比增幅超过200%。

“这波拉动不是短期的，2026年下半年到2027年，央企储备项目和海外规划项目会持续落地。行业内龙头企业订单饱满、产能满负荷的状态至少还能延续两年。不过，这个‘高景气’主要指订单和规模层面，并非行业整体盈利水平，价格战和技术瓶颈的压力同样在加大。”该高管判断。

“这波绿氢签约潮，是真‘潮’，不是虚火，是行业从‘概念试点’迈入‘规模化落地’的拐点级信号。”他对经济观察报记者表示。在这名高管看来，这并非一场普涨狂欢，而是结构性浪潮，政策、成本、需求、资本四大力共振，才将行业推至当前节点。

政策端的转向，是驱动力之一。

2022年3月，国家发改委、国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，氢能正式上升为国家战略，明确其作为未来国家能源体系重要组成部分、战略性新兴产业和未来产业重点方向的定位。

2026年3月16日，工信部、财政部、国家发改委三部委联合印发《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》，提出到2030年终端用氢平均价格降至25元/千克以下、燃料电池汽车保有量力争达10万辆等目标，推动产业从示范验证迈向规模化应用。

按照“十五五”规划部署，氢能被列为前瞻布局的“未来产业”之一，后续地方配套的补贴政策与示范项目配额正密集落地。据中国氢能联盟、智研咨询等机构预测，2030年我国绿氢占比有望超30%，氢能全产业链产值或突破万亿元。

来自国际的碳约束更具“强制力”。2026年欧盟碳边境调节机制（CBAM）正式执行，钢铁、化肥、铝等产品出口至欧盟，必须清缴碳关税。用绿氢替代灰氢，1吨氢即可减排约20吨二氧化碳，直接关乎出口企业的成本竞争力。与此同时，美国《通胀削减法案》对绿氢提供最高3美元/公斤的PTC（Production Tax Credit，生产税收抵免）补贴，全球资本加速向绿氢倾斜。

“政策从‘鼓励’变成了‘强制性落地’。”上述电解槽企业的高管如此概括。

政策牵引之下，成本端的变化让规模化成为可能。

“2022年至今，碱性电解槽价格跌了超50%。”该高管举例，以主流的1000标方/小时碱性电解槽为例，2023年最高价698万元/套，2024年降至436万元/套，到2025年10月，已有央企相关项目的招标价已低至254万元/套，其两年累计跌幅超63%。

中国碱性电解槽产能占全球50%以上，规模效应叠加技术迭代，价格从250美元/千瓦降至100美元/千瓦以下。风光电价的同步下行进一步拉低了制氢成本。西北、东北风电光伏电价已降至0.15至0.2元/度，部分地区如内蒙古推出绿电专项电价低至0.168元/度。据测算，在上述优势区域，绿氢成本已降至18至25元/公斤，逼近灰氢约15元/公斤的成本线。

碳价的加持，则在进一步缩小国内绿氢与灰氢、国内灰氢与国际灰氢之间的价差。国内试点碳价约50至70元/吨，欧盟碳价高达80至100欧元/吨，减碳收益约2000元/吨氢，在部分地区绿氢已接近盈亏平衡点。

“一个300亿级别的风光制氢项目，优质风光资源加上长协锁定和碳收益，内部收益率能达到8%—10%。”一名央企风光制氢项目投资方人士对经济观察报记者表示，“这不是单纯的政策驱动，优质项目已具备半市场化经济性。”

下游的刚性需求，则为绿氢签约潮提供了订单支撑。

工业脱碳是主力刚需。煤化工、钢铁、合成氨三大领域面临碳关税倒逼和国内双碳考核的双重压力，绿氢替代灰氢已成不可逆趋势。宁东基地30万吨绿醇项目、宝丰能源绿氢替代项目均在加速推进。东北首个绿氢掺氢项目年掺氢千万立方米级，更将绿氢应用场景从工业拓展至民用领域。

出口订单同步爆发。沙特ACWA Power的签约、印度液氢出口的推进，是中国电解槽企业海外订单同比增长超120%的缩影。国富氢能、兰石重装等企业5月再接海外大单，行业“爆单”局面已然形成。化工、电力、航运巨头纷纷签订5至15年长单，现金流确定性支撑着百亿级项目持续上马。

“我们串联上游风光资源、中游电解槽设备、下游化工钢铁用氢大户，甚至联动地方政府，本质是在搭建‘绿氢产业生态圈’。”上述央企投资方人士如此描述自身的角色定位。在他看来，央企手握资金、资源与政策三重优势，是国内唯一能批量落地300亿级风光制氢项目的主体，也是产业链整合的关键枢纽。

此外，风光制氢形成的绿氨、绿醇体系，可降低油气进口依赖，构建自主可控的能源体系。“西氢东送”既可解决西部新能源消纳难题，又可填补东部用氢缺口。绿氢牵引的新能源装备制造、化工、冶金、交通五大产业升级，有望创造百万级高技能岗位，成为地方经济转型的抓手。

爆单

该高管表示，这波拉动的核心特点是，订单集中、规模巨大，但盈利压力同步加大。目前看，2026年下半年到2027年，央企储备项目和海外规划项目会持续落地，行业在订单总量和开工率上仍将维持高位，但这种‘量升价跌’的格局能持续多久，业内分歧很大。但另一面，电解槽设备制造行业已经出现产能过剩苗头，2027年将进入过剩高峰。

经济观察报记者查询智研咨询《2026年中国电解槽行业供需格局预测报告》、中国氢能联盟《2025中国电解水制氢产业发展白皮书》等披露的数据发现，2023年国内电解槽规划产能为20GW，2025年底飙升至80GW，2026年预计突破100GW；而在实际需求端，2025年国内电解槽装机量约为6GW，2026年预计为10GW，规划产能是实际需求的10倍左右。

更直接的挤压来自价格。近两年碱性电解槽价格跌超60%，该高管所在企业毛利率已从2023年的35%降至2025年的15%，2026年一季度部分低价订单毛利率为负。上述高管透露，2025年已有十余家中小电解槽企业倒闭或停产，“行业洗牌可能已经开始”。

90%的碱性电解槽“图纸同源”，同质化严重，很多新玩家没有核心技术，就靠低价抢单。该高管表示，自己每天的会议都绕不开三个话题：价格战的底线在哪里？产能扩到多少合适？海外市场风险怎么防？

一家氢能设备上市公司董秘向记者表达了类似的忧虑：“签约≠交付，交付不等同确认收入。”该人士将行业的时间差困境铺陈开来说：“从签约到回款，至少18到24个月。签约时收10%—20%预付款，然后排产、采购、制造，交付周期3到6个月。设备到项目现场后，安装调试、联动试车、性能测试，验收又要3到6个月。拿到验收报告才能确认90%左右营收，剩余10%质保金要一两年后才收回。”

“很多机构只看订单增速，不看交付节奏、不看毛利结构、不看回款质量，这是典型的‘外行看热闹’。”该董秘说："我们宁可少接低价单，也要保住利润和现金流。上市公司最终看的是归母净利润，不是订单数字。”

产能过剩的隐忧之外，技术瓶颈同样棘手。

电解槽主要分为碱性电解槽和PEM（质子交换膜）电解槽两种技术路线。碱性电解槽技术成熟、成本低，是国内市场主流，占比超过98%，但在响应速度和电流密度上不及PEM电解槽。

PEM电解槽启停快、适配风光波动性，更适用于分布式制氢和离网场景，但核心部件铱催化剂、全氟磺酸膜100%依赖进口。铱作为贵金属，全球储量有限，价格已从2023年的200元/克涨至2025年的500元/克，供货周期长，严重制约扩产。碱性电解槽的高效电极技术与国际顶尖水平仍有差距，高端海外项目竞标时短板尽显。

下游消纳亦是压力所在。

三北地区风光资源富集，但电网并网容量有限，部分项目因并网指标不足而开工延迟。氢气外送管网更不完善，“建得起、用不上”的担忧在业内普遍存在。

“我们的担忧很现实。”上述央企投资方人士坦言，“虽然签了长协，但化工、钢铁行业景气度波动，绿氢替代意愿可能下降。而且三北地区规划的绿氢产能已经超过200万吨/年，2028年国内需求预计只有80到100万吨，区域性过剩不可避免。”

商业模式如何闭环

在消纳焦虑的倒逼下，“长协锁价”模式已成为行业标配。

“没有长协，项目就无法获批、无法融资、无法落地。”上述央企投资方人士直言，“300亿级项目融资225亿元，银行放贷的核心条件就是有稳定下游长协，覆盖产能80%以上。”

据其介绍，目前与下游化工、化肥企业签订的长单，签约周期主流为15至20年。核心条款包括“照付不议”机制，下游须按约定量采购，未采购也需支付80%费用；定价采用“基准价+浮动”模式，基准价25至28元/公斤，挂钩煤价、碳价、电价，每3年调整一次。同时约定绿氢产品须获国际可持续性和碳认证（ISCCEU），保障出口碳关税减免。

“下游支付5%—10%的保证金，部分项目下游参股10%—15%，深度绑定，降低违约风险。”上述央企投资方人士说。

这种看似保守的模式，实则是多方博弈后的理性选择，既保障项目方25年稳定收益，也让下游规避未来绿氢价格上涨风险、获取碳溢价，是双赢结构。

被寄予厚望的“西氢东送”管网，则是重塑项目盈利逻辑的关键变量。

“西氢东送首条跨省管道，从乌兰察布到京津冀，全长1145公里，投资230亿元，2027年投产，远期输氢能力50万吨/年。”该央企人士透露，“后续全国规划超过7000公里管网，2030年形成‘西氢东送、北氢南运’网络。”

管网将如何改变游戏规则？该人士用数据给出了答案：当前氢气长管拖车运输成本约为10元/公斤/百公里，管道运输可降至2元/公斤/百公里，降幅80%。以300亿级项目年产16万吨绿氢、外送京津冀距离500公里计算，年储运成本可降低6.4亿元，毛利率从15%提升至20%至23%。

更长远的意义在于市场半径的扩张。“以前项目只能本地消纳，管网建成后，西部绿氢可直供京津冀、长三角、珠三角，市场半径扩大10倍，消纳风险彻底化解。”该人士说，“议价能力也随之提升，客户从本地一两家变成全国数十家，长协价格可上浮5%—10%。”

从地方视角看，一家西北地区地方能源局处长对经济观察报记者表示，地方引入大型风光制氢项目，更看重长远的产业培育。“重大项目落地能拉动固定资产投资，但如果只建一个制氢厂就走，对地方意义有限。我们要的是‘风光资源+制氢+绿氨/绿醇+下游产业’全链条落地，形成产业集群。”其表示。

据这位地方能源局处长介绍，地方层面的配套政策包括绿电直供优惠电价、土地配套支持、税收减免、碳资产倾斜等。“电价是核心，比如西北地区能给到0.15到0.18元/度的专项电价，这是项目经济性最关键的变量。”

但堵点同样突出。“最大的堵点不在审批，而在于下游消纳和管网配套。”上述地方人士坦承，“审批层面国家和地方都在开‘绿灯’，但氢气卖不出去、运不出去的问题，需要跨区域协调、管网建设跟上来，这不是一个地方能解决的。”

出海与分化

海外市场，正在成为签约潮中最具想象空间的增量。

“目前海外订单占比约28%，今年底有望提升至35%至40%。”前述电解槽企业高管对记者表示，“沙特、欧洲、印度会成为未来核心增量市场，海外订单占比未来3年有望突破50%，是行业增长的第二引擎。”

该高管拆解了海外订单结构，中东（阿曼、沙特）占海外订单45%，主要是大型绿氨、绿氢出口项目，单个项目电解槽需求100-300MW；欧洲（西班牙、意大利、德国）占30%，以分布式制氢、掺氢项目为主，毛利率最高，达25%至35%；印度占25%，依托当地SIGHT补贴政策推进绿氨和工业用氢替代，订单增速最快，同比增长200%。

海外市场的吸引力源于三点：政策确定性强、补贴力度大（欧盟绿氢补贴3—5欧元/公斤，沙特“2030愿景”投入500亿美元，印度SIGHT计划提供30%设备补贴）。中国产品性价比优势明显（碱性电解槽价格是欧美产品的二分之一）。国内价格战倒逼企业出海求生。

从更长期视角审视，行业分化已不可避免。

上述央企投资方人士分析：“2026到2027年这一轮签约潮，本质是央企主导的无序扩张期。2028年后行业将进入深度洗牌阶段，90%的中小企业会被淘汰，头部3至5家企业将垄断70%以上市场份额。”

在其看来，行业面临的最大财务层面风险，不是技术或消纳，而是“产能过剩导致的价格战恶化”和“政策退坡引发的盈利坍塌”。“现在很多项目账面收益是算上地方补贴和碳资产预期的，如果地方补贴收紧、碳价不及预期，一些项目的IRR（内部收益率）会直接从8%掉到5%以下。”

对中小参与者而言，生存窗口期正在关闭。而对头部企业来说，洗牌恰恰意味着份额提升的机会。

“政策退坡对我们是‘短期阵痛、长期利好’。”前述上市设备公司内部人士判断，“中小企业靠地方补贴活着，一旦补贴退坡，订单下滑、毛利亏损、资金链断裂，就会批量出局。我们60%以上订单来自央企和海外，受影响极小，反而能承接退出的市场份额。”

在一级市场，绿氢产业链投融资正在升温。

上述氢能设备上市公司董秘表示：“资金主要涌向三个方向，一是具备技术壁垒的电解槽核心部件企业，比如国产质子交换膜、铱催化剂回收技术；二是绿氨、绿醇一体化项目公司，因为有下游长协托底；三是储运环节，包括液态储氢、固态储氢、高压储氢瓶。”

但该董秘也承认，纯市场化的商业模式目前尚难跑通，“去掉补贴后，单纯制氢卖给市场的项目，基本算不过账。所以我们更倾向于投那些下游承购方已经锁定的项目，或者投核心零部件环节，不投单纯的制氢电站。”

在这场绿氢签约潮中，不管是订单排至2027年的设备商，还是密集上马百亿级项目的央企投资方，抑或紧盯估值与业绩的资本市场投资者，都在押注同一个判断：2026年，是中国绿氢从“可不可行”走向“多快多大规模”的拐点之年。只是拐点之后，并非皆大欢喜，而是一场优胜劣汰的洗牌。

（作者 王雅洁）