氢能项目不断开工，买家却仍不见踪影

钢铁、化工和炼油行业的买家在问：补贴需求和新建管道能否让绿氢变得可负担。对纳税人和监管者来说，风险的方向正好相反：如果需求预测继续下调，管道和电解槽就会被闲置。

厂房封顶了，客户还没签约

据2026年11月3日发布的一则报道，中煤平朔在山西的60万千瓦离网制氢项目电解槽厂房已封顶。公司称该装置是更大范围低碳烯烃计划的第一步。厂址位于朔州的采煤沉陷区土地，走的是光伏发电、电解、合成氨的路线。绿氢在化工链条中替代由煤或天然气制取的灰氢。公司称整个煤制烯烃综合体按投资额算是山西最大的单体煤化工项目。设计规模为年产220万吨甲醇，再转化为100万吨烯烃。全面投运后应能减少二氧化碳排放。

传统煤化工制氢每千克氢大约排放10到12千克二氧化碳。绿氢接近零排放。

项目跳过了大规模储氢环节，让电解槽直接吸收波动的光伏出力。

北京开始为需求买单

中国批准了为期四年的氢能方案，覆盖五个区域性城市群，中央激励资金最高80亿元，约合11亿美元。有关部门在10月公布了这一方案。每个城市群四年内最多可获得16亿元。拨款要求扩大氢能在工业流程、燃料电池汽车及相关基础设施中的使用。

这套设计针对的是行业的核心问题：产能增长快于愿意以商业上可行价格买燃料的客户。

中国的起点规模很大。氢能理事会的《2026年全球氢能指南》认定，中国是全球已承诺可再生能源制氢产能最大的市场，占全球总量的一半以上。

全球已承诺产能与实际运行的差距

全球范围内，已承诺的清洁氢投资达到1300亿美元，分布在570多个项目中，相当于每年690万吨产能。这是供给端。其中只有约170万吨产能投入运行，有约束力的采购协议覆盖约每年420万吨。已承诺产能与已签约需求之间的差额，说明开发商面临的商业不确定性，尤其是那些依赖未来出口市场的项目。

欧洲的管道先于商业模式到位

德国的氢能骨干网在2026年8月4日迎来一个节点。RWE及其合作伙伴称，林根调试期间生产的可再生氢已输抵约120公里外的马尔化工园区。

公告没有披露马尔实际收到的数量、工业客户支付的价格，也没有说明替代了哪部分现有制氢。马尔几十年来一直在一体化流程中使用氢，第二个供应来源本身并不会为更贵的原料创造新需求。德国获批的氢能核心网络全长9040公里，预计投资成本189亿欧元，其中很大一部分由天然气管道改造而来。这些是获批的计划，不是已建成的管道，也不是已签约的客户。

RWE签有一份15年协议，从2030年起每年向道达尔的勒纳炼油厂供应约3万吨可再生氢，价格未披露。

这类交易背后的规划假设正在缩水。ENTSOG在2026年10月的草案中把2030年氢需求假设从620太瓦时下调到335太瓦时，比其2024年的评估低46%。2040年的数字下降33%，从1929太瓦时降到1296太瓦时。经林根系统输送的模型交付成本在计入假定资本支持后约为每千克9.06欧元，而常规基准为每千克3欧元。欧洲投资银行呼吁建立一体化的欧洲清洁氢市场，理由是成员国之间在生产、需求和投资上存在差距。

资本仍在流向供给端

供给端持续吸引资金。CMMZE Energy Namibia在2026年9月底批准了亨蒂斯湾一个170亿纳米比亚元的绿氢与绿氨项目的最终投资决定。该设施每年将生产3.5万吨绿氢，转化为21万吨绿氨。它将独立于主电网运行，现场配有自有可再生能源电站。这个沿海厂址将作为氨直装外运的装货点，运往欧盟目的地。融资和商业可行性仍未经过检验。

公共资金也在跟进。绿色气候基金在韩国松岛举行的第46次理事会会议上批准了1.4亿美元。其中5600万美元投向纳米比亚的SDG Namibia One基金，8400万美元投向南非的SA-H2基金。这笔钱是混合融资，意在撬动私人资本。

企业也在签署设备合同。Técnicas Reunidas赢得一份2026年10月28日公布的合同，为埃塞俄比亚Dangote的Gode化肥综合体供应两台制氢转化炉。两套装置合计产能超过每小时20万标准立方米氢气。该综合体每年将生产最多300万吨尿素，使用埃塞俄比亚的天然气，因此其中的氢不是绿氢。它的目的是替代进口，不是脱碳。

Mantle8和Hydrogen Europe于2026年10月28日在布鲁塞尔递交一封公开信，要求欧盟承认天然氢。信中提议设立10亿欧元资金，用于至少10个成员国约50口勘探与评价井。欧盟委员会在10月26日发起的证据征集明确提到了天然氢。