全球氢能产业观察② ·需求篇 | 全球氢需求突破1亿吨：增长为何仍由传统工业主导？

2025年，全球氢需求首次突破1亿吨，达到约1.03亿吨，同比增长接近3%。从总量看，这无疑是一个具有标志性的节点。氢已经不是处于实验室或示范阶段的小众能源载体，而是全球化工、炼油和钢铁体系中广泛使用的大宗工业原料。中国约占全球需求的30%，北美占16%，中东约占15%，印度和欧洲分别占10%和7%。除欧洲需求基本持平外，主要市场的氢消费均有所增长。

但这个“1亿吨市场”很容易造成一种误判：既然氢的消费规模已经如此庞大，低排放氢似乎只需要替换现有供给，就能够迅速形成新的清洁能源产业。现实并非如此。2025年，全球绝大部分氢仍然用于炼油、合成氨、甲醇和钢铁等传统工业领域，交通、发电、生物燃料加工和氢基合成燃料等新应用合计刚刚超过全球需求的1%。同期，低排放氢需求虽然增长约20%，达到接近100万吨，却仍不足全球氢需求的1%。

这意味着，全球已经拥有一个规模巨大的“氢市场”，却尚未形成一个同等规模的“低排放氢市场”。二者之间的差别，不在于氢能否被使用，而在于传统工业用户是否愿意改变现有供氢方式、承担新增成本，并把减排目标转化为具有约束力的长期采购。

因此，判断全球氢能需求，不能只看消费总量，还必须回答三个问题：这1亿多吨氢究竟用在什么地方？其中多少能够转化为低排放氢需求？又有多少已经形成足以支撑项目融资的真实订单？

1亿吨需求的基本盘，仍然是传统工业

全球氢需求长期围绕两类用途形成。

第一类是炼油。氢主要用于油品脱硫、加氢裂化和重质油加工，是现代炼厂维持油品质量和提高产品收率的重要原料。

第二类是工业。合成氨、甲醇、钢铁和其他化工生产构成工业用氢的主体。其中特别是合成氨和甲醇，已经形成规模化、连续化的生产体系。

这些行业的共同特点是：氢不是一种可选能源，而是既有工艺中的必要原料。企业拥有稳定需求，也已经具备成熟的制氢、输送和使用设施。2025年，传统化工、钢铁和炼油用途仍占全球氢需求的绝大部分。氢需求增长主要来自原有工业生产扩张，而不是低排放交通、航运、航空和发电市场突然启动。

图1 2021—2030年全球氢需求的行业与地区结构

出处：International Energy Agency, Global Hydrogen Review 2026, p.44, Figure 2.1, IEA CC BY 4.0。

图1包括工业、炼油及其他应用的氢需求；新应用占全球氢需求的比例；2025年中国、北美、中东、印度、欧洲及其他地区的需求占比。这张图揭示了全球氢能需求最重要的结构性事实：全球氢需求规模已经很大，但其增长仍然主要建立在传统工业体系之上。

这与风电、光伏和新能源汽车早期发展存在明显区别。光伏和电动汽车主要通过创造新的设备和产品市场实现增长，而低排放氢近期更现实的市场，是替代炼厂、化肥厂和化工企业已经在使用的高排放氢。换言之，全球氢能需求的第一增长逻辑，不是“寻找更多可以使用氢的行业”，而是“让现有工业用户改变氢的来源”。

区域需求差异，本质上是工业结构差异

全球氢需求并不是按照人口、经济总量或能源消费平均分布，而是高度集中在炼油、化工、煤化工和钢铁产业较为发达的地区。

中国约占全球氢需求的30%，是最大的氢消费市场。与其他主要经济体相比，中国氢需求具有更加突出的工业原料属性。根据《中国氢能发展报告2026》，2025年中国合成甲醇、合成氨、炼化和现代煤化工用氢量分别约为1250万吨、1050万吨、600万吨和410万吨，分别占国内氢消费的约32%、27%、15%和10%。四个领域合计占全国氢消费约84%。其中，甲醇已经超过合成氨，成为中国最大的单一用氢领域。这一结构进一步说明，全球氢需求的区域差异，本质上仍然是工业结构差异。中国拥有庞大的煤化工、甲醇、合成氨和炼化体系，因此其氢消费规模显著高于多数经济体；而未来中国低排放氢需求能否真正扩大，也首先取决于这些既有工业用户能否完成氢源替代。

北美约占16%，炼油、天然气制氢、化肥和化工产业构成其主要需求基础。

中东约占15%，丰富的天然气资源推动当地形成了大型炼化、合成氨、尿素和甲醇产业，同时也是全球氨和化肥产品的重要出口地区。

印度约占10%，氢需求与炼油、化肥生产和农业投入品密切相关。欧洲占比相对较低，2025年需求基本保持稳定，部分原因是高能源成本持续影响当地化工和工业生产。

这种区域分布说明，低排放氢市场不会只由可再生能源资源决定。一个地区即使能够以较低成本生产可再生氢，如果缺少炼厂、化肥、甲醇、钢铁或其他稳定用户，也可能需要依赖远距离运输和出口。相反，拥有庞大工业需求的地区，即使本地制氢成本较高，也可能通过碳价、配额和进口形成低排放氢市场。因此，全球氢能需求竞争不仅是能源资源竞争，也是工业基础和终端市场竞争。

新应用正在增长，但尚未改变需求基本盘

交通、航运、航空、发电、生物燃料加工和新型工业应用，长期以来被认为是氢能市场的主要增量空间。

2025年，这些新应用的氢需求占比首次超过1%。增长主要来自生物燃料加工，以及中国重型车辆等交通应用。按照已实施政策测算，到2030年全球氢需求可能超过1.1亿吨，新应用有望贡献2025—2030年新增需求的大约三分之一，占总需求的比例提高至4%以上。

图2 2025年与2030年全球氢能新应用需求

出处：International Energy Agency, Global Hydrogen Review 2026, p.45, Figure 2.2, IEA CC BY 4.0。

图2新应用需求预测包括生物燃料加工；合成燃料；交通；发电；新型工业应用；其他用途。新应用增长具有重要战略意义，但不能把“增长速度较快”与“已经形成大市场”混为一谈。

第一，新应用的起点很低。即使到2030年占比提高至4%以上，炼油和传统工业仍将占全球氢需求的绝大部分。

第二，新应用往往需要同时建设新的终端设备和基础设施。燃料电池重卡需要车辆和加氢站；绿色航运需要双燃料船、储罐和港口加注；航空需要合成燃料装置和强制掺混制度；氢能发电还要与电网、储能及其他灵活性资源竞争。

第三，部分新应用消费的并不是纯氢，而是氨、甲醇和合成航空燃料。其市场形成不仅受制氢成本影响，还取决于燃料合成、运输、认证和终端改造。

因此，本篇只确认一个宏观趋势：新应用会成为氢需求增长的重要组成部分，但2030年前全球需求的基本盘仍然是传统工业。至于哪些新应用具有优先发展的价值，将在本系列第六篇专门讨论。

氢需求增长，不等于低排放氢需求增长

全球传统氢需求主要由未减排的天然气制氢、煤制氢和工业副产氢满足。这些生产路线经过长期工业化发展，设施成熟、供应稳定，许多制氢装置与炼厂、化肥厂和甲醇装置位于同一园区。用户不仅已经习惯现有供应体系，而且往往已经完成相关固定资产投资。

低排放氢要进入这些市场，必须面对三个现实约束。

首先是成本。大多数地区的低排放氢成本仍然高于未减排化石能源制氢，用户如果更换氢源，就要承担原料成本上升。

其次是资产锁定。现有天然气重整、煤气化和副产氢系统仍在运行，部分设施尚未完成折旧。采用低排放氢可能意味着新建设备与原有资产并存。

再次是政策和市场不确定性。企业需要判断未来碳价、强制配额、产品标准和财政支持能否长期持续，否则很难签署十年以上的采购合同。

2025年，全球低排放氢需求增长20%，达到接近100万吨，比2020年增长约60%。但它仍占全球氢需求不到1%。按照现行政策，到2030年低排放氢需求可能超过500万吨，与超过1.1亿吨的全球氢需求相比，渗透率仍不足5%。这一差距说明：低排放氢的主要问题不是缺乏理论需求，而是现有用户没有足够动力将传统氢需求转化为低排放采购。

从“可以使用”到“可以融资”，需求至少要跨越四个层级

在氢能项目讨论中，“需求”一词经常被赋予不同含义。

从商业化角度看，可以将其划分为四个层级。

第一层：技术性潜在需求

这是指某个行业在技术上可以使用多少氢。例如，全球炼厂、化肥厂、钢铁企业、船舶和飞机理论上能够消费多少低排放氢或氢基燃料。这种需求可以用于判断长期市场空间，却不能直接支撑项目投资。

第二层：政策目标需求

政府通过氢能战略、行业路线图、配额目标或企业减排承诺，提出未来需要使用一定规模的低排放氢。政策目标能够提供方向，但目标如果没有法律义务、预算和实施细则，企业仍可能推迟采购。

第三层：意向性需求

生产商与用户签署谅解备忘录、合作框架或初步承购协议。这类协议说明双方有合作意愿，但通常对最终价格、数量、认证和违约责任保留较多条件，项目融资机构不会将其完全视为确定收入。

第四层：可融资需求

买卖双方签署具有约束力的长期合同，明确采购数量、交付时间、价格机制、产品碳强度、认证标准和违约责任。只有到了这一层级，项目未来收入才具备较高确定性，银行和投资者才可能据此提供债务和股权资金。

这四个层级之间并不会自然转化。许多氢能项目拥有宏大的潜在市场和政策目标，却长期停留在初步承购阶段，无法进入最终投资决定。

2025年新增承购达到170万吨，真正确定的只有约36万吨

承购协议是观察低排放氢需求是否开始商业化的重要指标。2025年，全球新签低排放氢及氢基产品承购协议约为170万吨氢当量，与2024年基本持平，比2023年的高点低约80万吨。自2020年以来，累计公开披露的承购协议规模已经超过750万吨。

表面看，750万吨已经是一个相当可观的数字。但2025年新增协议中，只有大约五分之一属于具有约束力的确定性承购，其余多数仍为初步协议。自2020年以来，约有80万吨氢当量曾被纳入初步承购，随后又被取消。因此，图3区分为初步承购和确定性承购两大类。

图3 2021—2025年全球低排放氢年度新增承购协议

出处：International Energy Agency, Global Hydrogen Review 2026, p.46, Figure 2.3, IEA CC BY 4.0。

2025年新增确定性承购约为36万吨，几乎全部集中在炼油、工业和发电领域。这说明全球低排放氢需求正在形成，但规模远低于项目公告所暗示的市场空间。

对于一个大型低排放氨或绿氢项目而言，一份初步合作协议往往不足以完成融资。投资者更关心的是：

买方是否具有足够信用；
合同期限能否覆盖项目贷款周期；
价格能否覆盖生产和交付成本；
政策补贴或配额是否已经生效；
产品是否满足目标市场认证；
买方是否承担最低采购义务。

因此，氢能产业真正稀缺的不是采购意向，而是愿意承担价格、数量和履约责任的长期订单。

为什么IEA统计36万吨，氢能委员会却统计360万吨？

两份主要报告对确定性承购给出了看似差异很大的数据：IEA指出，2025年新增确定性承购约为36万吨；氢能委员会和麦肯锡的报告却指出，全球已有约360万吨绑定承购。

这两组数据并不矛盾，因为统计对象和时间口径不同。IEA的年度承购统计只包括公开披露采购量的协议，2025年确定性承购数据不包括制氢项目建成后的厂内自用。氢能委员会（Hydrogen Council）的“绑定承购”则统计已完成最终投资决定及以上项目的累计销售采购合同和厂内自用安排。报告同时提示，如果假设厂内自用项目的全部产能都会得到消纳，这一数字可能存在一定高估。

因此，IEA的约36万吨和Hydrogen Council的约360万吨分别反映“2025年新增市场化确定性承购”和“成熟项目累计绑定需求”，两者不能直接比较或相加。

图4 2030年潜在清洁氢供给、绑定承购及终端用途

出处：Hydrogen Council and McKinsey & Company, Global Hydrogen Compass 2025, p.16。

图4的 Exhibit 11和Exhibit 12两图表示：已承诺产能约600万吨；其中约360万吨拥有绑定承购；如新增项目获得承购，2030年可行供给可能达到900万—1400万吨；绑定承购中约70%集中于合成氨、化肥和炼油等传统用途。统一理解这两组数据后，可以得到一个更加准确的判断：已进入建设阶段的成熟项目，多数已经通过厂内自用或长期合同落实了部分需求；但每年新增的市场化第三方承购仍然很少，尚不足以支撑庞大的后续项目管线。这也是当前氢能产业需求端最核心的矛盾。

确定性需求仍集中在炼油、工业和发电

2025年新增36万吨确定性承购，几乎全部来自炼油、工业和发电。

炼油领域约80%的新增确定性承购来自欧洲，其余主要来自印度。欧洲部分国家允许炼厂使用的可再生氢计入交通领域可再生燃料目标，使低排放氢从企业自愿采购转变为具有合规价值的产品。

发电领域的主要确定性承购来自日本企业进口美国低排放氨，相关项目获得日本差价合约和政策性融资支持。工业领域的大型合同则主要与印度低排放氨和阿曼低排放铁产品项目有关。

这些案例虽然行业不同，却具有共同特征：

存在明确的政策或减排要求；
买方具有较强信用；
产品交付路径相对清晰；
政府通过配额、差价合约或融资支持降低风险。

这表明，低排放氢需求并不是由一般性的产业鼓励自动形成，而是在政策义务、长期合同和基础设施条件同时具备的少数市场中首先出现。

贸易型承购首次超过国内使用，意味着什么？

2025年，约三分之二的新增确定性承购属于贸易型协议，首次超过面向生产国国内使用的协议。其中接近80%的合同量与氨出口有关，主要用于日本发电和欧洲化肥生产；另一部分则涉及阿曼向越南出口热压铁块，再加工为面向欧洲市场的钢铁产品。

图5 2025年新增确定性承购的行业、产品、协议和地区结构

出处：International Energy Agency, Global Hydrogen Review 2026, p.47, Figure 2.4, IEA CC BY 4.0。

图5包括：炼油、工业、发电和道路交通；氢、化工用氨、燃料用氨和钢铁产品；国内使用、国际贸易和全球采购；欧洲、印度、日本及其他亚洲地区。贸易型承购上升，说明全球低排放氢需求开始突破生产地与消费地必须相邻的传统模式。

但它也带来了新的风险。出口项目不仅要解决制氢成本，还要解决产品转化、港口、运输、进口认证和目标市场政策。生产国的项目融资，越来越依赖消费国的配额、差价合约和碳规则。这意味着，一份跨境承购合同的稳定性，往往同时取决于两个国家甚至多个司法辖区的政策。

因此，贸易可以扩大市场，却也会延长价值链、增加项目协调难度。全球氢能需求是否能够进一步扩大，将与国际认证和基础设施建设密切相关，这一问题将在第七篇展开。

集中招标开始把政策目标转化为真实订单

除企业之间直接签署承购协议外，集中采购和招标正在成为低排放氢需求形成的重要机制。

2025年，企业通过招标拟采购的低排放氢及氢基产品规模略高于100万吨，同比只增加约1%。但招标的合同转化率有所改善：截至2025年底，已经签约超过20万吨，是2024年底的三倍；2026年第一季度又新增约13万吨合同。到2026年第一季度，约35%的招标规模已经完成签约。

图6 2024年至2026年第一季度全球低排放氢采购招标进展

出处：International Energy Agency, Global Hydrogen Review 2026, p.48, Figure 2.5, IEA CC BY 4.0。

图6展示了全球低排放氢采购招标进展，包括已签约；已公布中标结果；评估中；开放招标；暂停项目；炼油、化肥和钢铁的行业分布。招标机制的重要性，不只是增加采购数量，还在于形成价格发现。

在市场尚未成熟时，生产者不知道用户能够支付多少，用户也难以判断合理供应价格。公开或竞争性招标可以把多家生产商和买方放入同一机制，通过报价形成初步市场参考。

但招标结果同样需要谨慎看待。中标不等于项目已经完成融资，签约也不意味着政府支持资金一定能够覆盖全部价差。土地、电力、设备、认证和财政预算仍可能影响项目最终落地。因此，招标是把政策目标转化为订单的重要一步，却不是商业兑现的终点。

需求政策的关键，是把“减排愿望”转化为“采购义务”

低排放氢通常比传统氢成本更高。单靠企业自愿承诺，很难形成足够稳定的规模需求。有效的需求政策主要通过三种方式改变企业采购决策。

第一种是强制配额。要求炼厂、工业企业、航空公司或船东在规定期限内使用一定比例的低排放氢或氢基燃料。

第二种是提高传统路线成本。通过碳价格、碳边境调节机制和逐步取消免费排放配额，使高排放产品承担更高成本。

第三种是补偿绿色产品价差。通过差价合约、长期运营补贴和政策性融资，降低生产者和买方承担的价格风险。

2025年确定性承购的地域分布已经显示，合同主要出现在上述政策开始生效或具备较强可信度的市场。欧洲炼油需求、日本氨进口和印度工业招标，均不是单纯依靠企业自愿形成。

氢能委员会对行业管理者的调查也显示，需求确定性被认为是决定清洁氢项目成功的首要因素；88%的受访者认为，需求侧支持比进一步增加供给侧补贴更有影响。这说明，全球氢能政策的重点正在发生变化：从补贴“生产多少氢”，转向确保“谁必须购买、购买多少、以什么规则购买”。

到2030年，需求会增长，但结构不会发生根本逆转

按照IEA基于现行政策的判断，到2030年全球氢需求可能超过1.1亿吨。新应用将贡献本十年后半段约三分之一的需求增量，占总需求的比例由2025年的约1%提高至4%以上。低排放氢需求则可能由接近100万吨提高至500万吨以上。

这意味着未来几年会出现三个同时发生的趋势。第一，全球氢消费总量继续增加。第二，交通、氢基燃料和发电等新应用增速高于传统领域。第三，低排放氢的市场渗透率逐步提高，但传统化石能源制氢仍然占据主导地位。因此，2030年前的全球氢能市场不会表现为低排放氢全面取代传统氢，而更可能形成“局部替代、行业集中和政策驱动”的格局。

炼油、合成氨和部分工业应用将提供最早、最大的低排放需求；绿色航运、航空和钢铁等领域则通过少数政策市场和长期合同逐步扩张；缺乏政策义务和成本传导机制的应用，仍可能停留在示范阶段。

结语：氢能不缺用途，缺的是能够转化为现金流的需求

全球氢需求突破1亿吨，证明氢已经是现代工业体系中的重要基础原料。但这一数字不能被直接理解为低排放氢已经拥有一个1亿吨级的现成市场。

传统氢需求建立在成熟的化石能源制氢、工业装置和成本体系之上。低排放氢要进入这一市场，必须同时解决成本溢价、资产替换、政策稳定、产品认证和长期采购问题。2025年的需求数据呈现出十分清晰的结构：