伍德麦肯兹：氢能行业2026 五大关键看点

2026 将是氢能行业的关键清算之年。

继 2024 年的乐观情绪与 2025 年的现实降温后，市场正迈入新阶段，行业将对驱动项目经济性的核心因素进行根本性重估。尽管绿氢承购协议落地难、成本管控压力大、监管体系复杂等挑战仍存，但商业规模化的核心驱动力与领先市场格局已逐渐清晰。

伍德麦肯兹氢能研究团队预测，2026 年行业将既面临挫折也迎来突破：

中东地区因需求不及预期将收缩氢能布局；欧洲将悄然放弃工业氢能强制配额政策；印度将检验其激进拍卖报价能否转化为实际运营项目。

与此同时，非生物源可再生燃料（RFNBO）类氢能项目将加速推进，氨裂解制氢技术将实现商业规模化，混合生产战略将应运而生 ，开发商将通过该战略在分散市场中实现收益最大化。

分析师已锁定定义 2026 年行业走向的五大关键趋势，这些趋势将影响未来数年氢能领域的投资方向与项目开发轨迹。

与往年一致，报告还将回顾 2025 年预测的准确性，通过对比预测与实际市场结果，进一步深化对这一快速演变行业的理解。

一、非 RFNBO 氢能项目迎来爆发期

我们预测，至少三个面向欧洲买家的大型非 RFNBO 氢能项目将完成最终投资决策（FID），总产能合计超 5 万吨 / 年。

欧洲严格的非生物源可再生燃料（RFNBO）规则因阻碍绿氢供应快速扩容而广受批评。在多数情况下，该规则给生产商增加的成本约为 1.0-2.0 美元 / 千克，成为项目开发的重大障碍。

但 2026 年将成为转折点：2025 年 11 月发布的《低碳燃料授权法案》（Low-Carbon Fuels Delegated Act）为蓝氢等非 RFNBO 氢能生产商提供了期待已久的政策明确性；更重要的是，欧盟委员会已确认，下一轮欧洲氢能银行拍卖预算的部分资金将向非 RFNBO 电解制氢项目开放，这标志着欧盟已正视行业诉求。

我们预计，即便短期内修订《授权法案》的可能性不大，这一政策风向转变也将通过扩大资金适用范围或推出新支持计划，加速对低碳氢能的政策扶持。这将推动项目开发提速、承购协议签约量增长及资金分配额度提升，最终促成至少三个大型非 RFNBO 电解制氢项目完成 FID，总产能达 5 万吨 / 年。

我们还预计，更多出口商将采用混合生产模式，同时生产 RFNBO 与非 RFNBO 氢能，根据买家需求分配供应份额，以实现收益最大化。阿曼萨拉莱氢能项目（Salalah H2）是该战略的典型代表：其部分 RFNBO 氢能将销往欧洲以获取溢价，非 RFNBO 氢能则发往东北亚 —— 该地区更宽松的准入标准将创造更广阔的市场空间。这种平衡多市场风险与收益的模式，将成为出口导向型氢能项目的新常态。

二、印度项目能否兑现拍卖报价？

我们预测，ACME、Onix Renewable、Suryam International、SCC Infrastructure 等企业将投产 43.9 万吨 / 年的拍卖中标氨产能，另有 28.5 万吨 / 年的产能将在签署供应协议前退出。

印度国内氨供应拍卖于 2025 年末公布中标结果，此次拍卖目标产能 72.5 万吨 / 年，其报价竞争力令市场意外。每吨 550 至 700 美元的价格，与美国、中东地区的蓝氨报价相当。

ACME 斩获了总产能的一半，剩余份额由 Jakson Green、Onix Renewable、Oriana Power、NTPC RE Limited、SCC Infrastructure、Suryam International 等企业不均分配。自然，这些低价报价引发了市场质疑：开发商如何实现如此低的成本？项目能否顺利落地？

答案在于拍卖机制本身：该机制激励开发商以低于成本价报价以抢占供应份额。

其核心策略是：中标后先锁定承购合同，再通过 SIGHT 补贴计划、州政府投资补贴、电力采购成本减免及快速审批通道等多重支持弥补成本缺口。

中标企业将获得为期三年、每吨氨 78 美元的拍卖补贴，潜在收益显著，但风险同样巨大。若现在退出，企业需支付每吨 55 美元的投标保证金违约金，并丧失未来两年参与 SECI 拍卖的资格。

我们的分析显示，要接近实现这些拍卖报价，仅有两条可行路径：

规模化绿地开发：建设一体化 80 万吨 / 年氨工厂可直接实现规模经济，小型工厂的氨平准化成本（LCoA）基准值为 1300 美元 / 吨，而规模化工厂可将其降低 20%-25%，直接节省约 300 美元 / 吨；若进一步通过电力采购、工程采购施工（EPC）、电解槽堆成本优化及银行利用率提升再降本 20%，叠加 20% 的资本支出补贴，最终氨平准化成本（LCoA）可降至 700-750 美元 / 吨，与最高拍卖报价持平。但该路径的风险在于，大型工厂缺乏核心承购商支撑，面临承购风险。

依托现有氨设施改造：通过在现有工厂（棕地）改造加氢生产装置，可削减 25% 的成本；结合上述同等幅度的降本措施，可实现相近的经济效益，但存在区位限制， 加氢工厂需紧邻有剩余产能的氨设施，选址灵活性受限。仅有能执行上述任一策略的开发商，才能推进至供应协议签署阶段。

ACME 的优势最为明显：该公司计划将其中标产能整合为单一项目，在奥里萨邦建设一座 80 万吨 / 年的氨工厂，该选址紧邻两个供应点，且具备航运条件。Onix Renewable、Suryam International、SCC Infrastructure 可能选择棕地改造路径，依托其指定供应地点周边现有的氨生产枢纽降低成本。

其余企业则面临更大挑战：Oriana Power、Jakson Green、NTPC RE Limited 及 SCC 旗下的中央邦农业产品项目无法享受棕地改造带来的成本优势，而绿地开发则要求它们为不足 10 万吨 / 年的合同建设 80 万吨 / 年的工厂，在缺乏额外承购商的情况下，这种风险完全不可承受。我们判断，这些项目将以失败告终。

三、需求不及预期，中东地区氢能布局收缩

我们预计，至少三个中东大型氢能项目将被取消或大幅缩减规模。

自 2023 年 NEOM 项目完成 FID 以来，中东地区在氢能市场扮演主导角色的愿景便逐渐受挫。该地区项目以出口为导向，受欧洲及东北亚政策失效的冲击最为严重。

2025 年，行业裂痕已显现：空气产品公司（Air Products）遭遇股东更迭，部分原因是 NEOM 项目未能锁定承购协议；沙特阿美（Saudi Aramco）大幅下调蓝氨目标；阿曼在年末迎来 BP、法国电力集团（Engie）、浦项制铁（POSCO）主导的两个大型项目取消。

2026 年将延续这一趋势：阿曼项目将持续陷入困境，其项目公告数量远超短期市场潜力，且政策降本效果未达初始预期。我们预计，阿曼政府将把 2030 年 100 万吨 / 年的氢能产能目标至少下调 50 万吨 / 年，并推迟至 2034 年实现，这将导致部分项目被大幅缩减或取消 ，2026 年中东地区至少三个大型项目将面临此命运。

在沙特阿拉伯，延布绿氢枢纽（Yanbu Green Hydrogen Hub）可能会放缓推进节奏以匹配市场需求，避免重蹈 NEOM 项目的覆辙。受韩国、日本拍卖失败影响，沙特阿美可能第二次下调蓝氨目标，或将 2030 年 240 万吨 / 年的目标减半。在阿联酋和卡塔尔，新建天然气重整制氨工厂将先以灰氨形式运营，直至低碳氨需求信号出现后，再配套碳捕集设施转型为蓝氨工厂 。

因此，该地区的蓝氨工厂可能要到 2028 年才会落地。Fertiglobe 已明确表示，其位于鲁韦斯的 “丰收项目”（Project Harvest）将以灰氨工厂模式运营，直至收到进一步通知；有传言称，卡塔尔肥料公司 7 号项目（QAFCO7）也将采取同样策略。

短期内，该地区氢能供应仍有解锁可能，但这在很大程度上取决于东北亚拍卖能否成功，以及欧洲能否加速将《可再生能源指令 III》（RED III）标准转化为国家法律，或放宽 RFNBO 准入标准。但截至目前，这些关键节点的实现难度极大，2026 年中东地区氢能产能扩张仍将受阻。

四、氨裂解制氢项目完成最终投资决策

我们预测，2026 年至少三个工业级氨裂解制氢项目将完成最终投资决策（FID），总投资额约 6 亿美元，其中两个项目位于欧洲西北部，一个位于东北亚。

随着需求基本面趋于成熟、技术就绪度与市场需求逐步匹配，工业级氨裂解制氢项目将在 2026 年进入 FID 阶段。氨裂解制氢产出的氢气将主要应用于钢铁、炼油及高温工艺热领域，为本地绿氢成本过高的地区提供一种基于进口的氢能解决方案。

2025 年，欧洲西北部的氨裂解制氢项目开发已显现活跃态势：

LBC 与杜伊斯堡港（duisport）签署谅解备忘录（MoU），探索为鲁尔区工业用户建设裂解制氢基础设施；VTTI “放大项目”（Project Amplify）在鹿特丹和安特卫普达成原则性协议，并获得 PCI（重要项目）资质；Uniper 与蒂森克虏伯伍德公司（ThyssenKrupp Uhde）推进威廉港项目进入预前端工程设计（pre-FEED）阶段，该项目框架包含最多六座商业级裂解装置；液化空气集团（Air Liquide）在安特卫普启动一座日产能 30 吨的工业级氨裂解制氢中试装置，以验证运营性能。

在东北亚，三菱重工（MHI）与日本触媒（Nippon Shokubai）获得日本新能源产业技术综合开发机构（NEDO）支持，将建设商业级示范装置；韩华集团（Hanwha）为韩国某氢能项目选定凯洛格・布朗・路特公司（KBR）的氨裂解制氢技术。

供应端方面，NEOM 可再生氨项目 2025 年已完成约 80% 的建设，预计 2027 年产出首批产品；中国多个项目也即将竣工，头部开发商远景能源（Envision）表示，进口裂解绿氢的成本将具备与欧洲本土产绿氢竞争的实力。供应就绪、技术验证落地、需求成熟度达临界点 。 多重因素叠加为商业规模化部署奠定基础。

氨定价优势、裂解效率提升及运输基础设施完善，正推动氨裂解制氢的成本竞争力持续改善；中试与示范装置已验证技术的商业可行性，技术就绪度不断提升；需求成熟度也已进入拐点。

这些因素与政策支持、氢能主干管网建设形成协同效应，将推动至少三个氨裂解制氢项目在 2026 年完成 FID，成为行业发展的转折点。

五、《可再生能源指令 III》工业氢能目标将被搁置

我们预测，欧盟成员国将放弃 2030 年 42% 的工业 RFNBO 氢能目标，原本计划投入工业氢能领域的 86 亿美元投资将转向补贴驱动型市场。

欧盟雄心勃勃的工业氢能强制配额政策未能获得广泛支持。截至 2025 年末，仅有三个成员国设定了配额标准，其中两个国家的配额标准远未达预期。

作为欧盟最大的工业氢能消费国，德国已明确表示不会实施具有约束力的工业氢能强制配额，转而选择补贴模式。尽管《可再生能源指令 III》（RED III）中的交通领域氢能配额政策正逐步推进转化，但 2026 年将成为成员国集体放弃 2030 年 42% 工业 RFNBO 氢能目标的一年。

工业氢能强制配额政策实际上已名存实亡。交通领域配额政策将缓慢推进，但工业脱碳将回归老路 。 

以补贴为驱动，而非强制配额。这一转变将产生重大市场影响：若缺乏具有约束力的强制配额，面向传统甲醇、氨市场、钢铁行业及通用工业领域的绿氢开发商，将不得不彻底重估项目经济性。尽管碳边境调节机制（CBAM）与欧盟排放交易体系（ETS）

向高碳行业施加成本压力，推动其向低碳替代方案转型，但仅靠这些机制不足以驱动绿氢的大规模应用。

欧盟委员会将面临抉择：通过侵权诉讼强制成员国遵守规则，或接受成员国放弃工业氢能目标的现实。过往先例表明，后者更可能发生 。

法国未能实现《可再生能源指令 I》的可再生能源目标时，仅面临轻微后果，这一模式或将重演。欧盟委员会将正式下调工业氢能强制配额，并发布行业层面指导文件以降低合规预期。只有在 RFNBO 标准放宽的前提下，成员国才可能更愿意纳入工业氢能强制配额；德国的补贴模式将成为模板，强制配额将被扩大化的支持计划取代。

侵权诉讼虽可能启动，但不会升级为实质性处罚。最终结果是，随着开发商对绑定需求失去信心，原本计划投入工业氢能领域的 86 亿美元投资（注：该金额为伍德麦肯兹预测的 2030 年欧盟工业 RFNBO 氢能供应资本支出）将转向其他领域。

开发商将聚集于补贴丰厚的地区，导致市场竞争失衡，并可能拖累欧盟整体氢能部署进度。这一转变凸显了一个核心现实：缺乏可信的需求信号，氢能项目经济性将持续脆弱，仅靠政策雄心不足以推动商业规模化。
六、回顾伍德麦肯兹 2024 年对 2025 年的预测

展望 2026 年之际，有必要回顾 2025 年预测的准确性。

在我们预测的五大趋势中，三项基本符合预期，两项未达目标。这一结果反映了氢能市场对政策变动与需求信号的高度敏感性。

中国电解槽出口量、未签约氢能产能及氨领域投资均超出预期；而在我们预计将出现政策催化剂或需求信号的领域（如GW级项目 FID、美国蓝氢产能），实际进展未达预期，表明我们的时间线预测过于乐观。

氢能行业仍处于转型阶段，但发展模式已逐渐清晰：政策与承购协议双落地的项目将顺利推进，而二者任一存在不确定性的项目将陷入停滞。

来源：伍德麦肯兹