在“双碳”战略深入推进与能源结构转型加速的背景下，绿氢作为以可再生能源电解水制备的零碳氢能，被视为破解工业脱碳、储能调峰难题的核心路径，成为新能源赛道的投资热点。国家能源局官方口径，截至 2025 年底，我国可再生能源制氢（绿氢）项目累计建成绿氢项目超90个，产能超 25 万吨 / 年，较 2024 年实现翻番式增长，产业规模持续扩张。但热潮之下，绿氢企业的盈亏现状却呈现两极分化，部分依托资源禀赋与政策红利的企业已实现阶段性盈利，多数企业仍深陷成本高企、收支失衡的困境。本文将从成本构成、收入来源、盈亏核心矛盾三个维度，拆解绿氢企业的生存现状，剖析盈利破局的关键路径，为行业发展提供参考。

一、绿氢企业盈亏核心逻辑：成本决定底线，收入决定空间

绿氢企业的盈亏本质是“成本端压制”与“收入端支撑”的博弈。与灰氢（化石燃料制氢）10-15元/千克的成本相比，当前绿氢制备成本普遍在25-40元/千克，部分资源富集区可降至20元/千克以下，但仍处于成本高位。收入端则依赖政策补贴、能源替代收益与碳资产增值，尚未形成市场化自主盈利的良性循环。整体来看，多数企业仍处于“投入期”，净利润为负；少数企业通过全链条布局与场景深耕，实现了收支平衡或微利，盈亏分化持续加剧。

二、成本端：三重压力叠加，构成盈利主要瓶颈

绿氢企业的成本主要集中在“制、储、运”全链条，其中制氢环节占比超70%，是制约盈亏平衡的核心因素。成本压力主要来自三个方面，呈现“刚性支出为主、弹性支出为辅”的特点。

（一）制氢环节：绿电成本与设备投资双高，占据成本主导

制氢环节是绿氢成本的核心载体，主要包括绿电成本、电解槽设备折旧两大支出，合计占制氢成本的85%以上。

绿电成本是最主要的刚性支出，占制氢成本的60%-80%。绿氢制备依赖光伏、风电等可再生能源，电价直接决定制氢成本高低——若绿电价格为0.6元/千瓦时，碱性电解槽制氢成本将超35元/千克；而内蒙古、宁夏等风光富集区，通过绿电直供交易将电价压至0.13-0.15元/千瓦时，制氢成本可降至20-25元/千克。对于远离新能源基地的企业，需外购绿电或绿证，进一步推高成本，形成“资源禀赋决定成本差距”的格局。

电解槽设备投资构成第二大成本。当前碱性电解槽投资成本约2000-6000元/kW，PEM电解槽更高达7000-12000元/kW，且设备折旧周期约10-15年，年折旧费用成为固定支出。更值得关注的是，目前90%的碱性电解槽产品“图纸同源”，陷入价格内卷，既影响企业盈利空间，也制约技术迭代速度，难以通过技术升级快速降本。此外，PEM电解槽虽负荷调节灵活，更适配风光出力波动，但核心材料依赖进口，交换膜寿命较短，进一步增加了设备维护与更换成本。

（二）储运环节：基础设施薄弱，成本居高不下

绿氢的储运环节因技术不成熟、基础设施短缺，成为成本叠加的“第二战场”，占总成本的15%-25%。目前我国绿氢储运以高压气态长管拖车为主，经济运输半径仅约200公里，运输成本接近供应总成本的40%；纯氢管道建设成本高达200-1300万元/公里，而全国已建成专用输氢管道不足500公里，远低于欧美水平。

此外，绿氢供需空间错配加剧了储运成本压力：约90%的绿氢产自三北地区，而大量需求集中在长三角、珠三角的工业基地，跨区域运输需承担高额的物流与损耗成本，进一步压缩企业盈利空间。对于小型企业而言，无法承担自建储运设施的投入，只能依赖第三方服务，进一步推高单位成本。

（三）运营与其他成本：隐性支出不容忽视

除核心环节成本外，运营管理、安全管控、合规认证等隐性支出，进一步挤压企业盈利。绿氢项目从规划到投运需5年以上，期间需承担土地、环评、并网、消纳等多重费用，且安全管控成本较高——氢气爆炸极限宽，全链条需配备专用安全设备与专业人员，近20年间全球氢能安全事故致死率为天然气的2倍，倒逼企业加大安全投入。同时，部分企业为满足绿氢认证、碳资产核算等需求，需支付专业服务费用，进一步增加了运营负担。

三、收入端：三大来源支撑，市场化盈利能力不足

当前绿氢企业的收入主要依赖“政策补贴+能源替代收益+碳资产增值”的三元结构，其中政策补贴是多数企业的“救命钱”，市场化收入占比偏低，收入稳定性不足。

（一）政策补贴：短期核心支撑，逐步退坡倒逼转型

政策补贴是当前绿氢企业收支平衡的关键支撑，覆盖“制、储、运、用”全链条。国家层面，可再生能源制氢项目可获设备投资20%的一次性补贴，年产绿氢500吨以上企业可享受每度电0.1元的绿电补贴，年最高补贴达500万元；地方层面，18个省（区、市）制定了氢能产业规划，推出加氢站建设、用氢费用等补贴，如氢能装载机可获购置金额15%的补贴，年最高达2000万元。

典型案例来看，湖北某绿氢企业通过设备与绿电补贴，将制氢成本从35元/公斤降至28元/公斤，实现阶段性收支平衡；中石化库车绿氢项目通过专项碳价补贴，弥补了绿氢与灰氢的成本差价，保障了项目可持续运行。但需注意，政策补贴正逐步退坡，未来将向规模化、高质量项目倾斜，依赖补贴的中小企业将面临收入缩水的风险，倒逼企业转向市场化盈利。

（二）能源替代收益：场景深耕是关键，差异化盈利显现

能源替代收益是绿氢企业市场化收入的核心，主要来自工业领域“以氢代碳”的成本节约，不同应用场景的收益差距显著。当前绿氢最适配三大高排放场景，投入产出比最高。

一是高温加热与助燃场景，如垃圾焚烧、玻璃窑炉等，改用氢助燃可降低10%-15%的燃料成本，且无需重构生产流程。湖南某垃圾焚烧发电厂引入氢助燃系统后，燃料成本下降12%，年综合收益增加150万元，10个月收回改造投资。二是冶金与化工原料替代场景，钢铁行业改用绿氢可减少碳排放，化工领域通过“绿氢+CO₂”耦合生产绿色化工产品，提升终端售价。三一氢能与涟钢合作项目，年用氢200万立方米，满足炼钢核心需求，同时获得稳定的供氢收入。三是氢能耦合储能场景，适合拥有分布式风光的企业，通过“绿电-绿氢-用能”闭环，较单纯购电降低18%的用能成本，同时实现绿电富余产能的变现。

但整体来看，绿氢市场化替代仍受成本制约，对氢气纯度要求极高或用氢量小的场景，替代收益不足，难以形成稳定需求，导致多数企业的市场化收入规模有限。

（三）碳资产增值：额外盈利增长点，潜力逐步释放

碳市场的完善为绿氢企业提供了额外盈利渠道，成为部分企业的核心收益来源之一。工业企业用绿氢替代化石能源的减排量，可折算为碳资产在市场出售，当前全国碳价约60元/吨，部分地区高达80元/吨。涟钢绿氢项目年减排1.2万吨二氧化碳，年碳交易收益达72万元，占项目总收益的20%；塔河炼化通过绿氢替代年减排11.8万吨二氧化碳，碳交易收益覆盖了绿氢与灰氢的成本差价。

此外，出口型企业可凭借绿氢带来的低碳标签，获得终端产品溢价。某化工企业的绿色甲醇产品因采用100%绿氢制备，在欧洲市场获得每吨30欧元的低碳溢价，年出口10万吨可额外增收2100万元，显著提升企业盈利水平。随着全球碳约束趋严，欧盟碳关税（CBAM）等政策推高灰氢实际成本，绿氢的碳资产价值将进一步释放。

四、绿氢企业盈亏现状：两极分化凸显，盈利路径差异显著

结合行业数据与企业财报，当前绿氢企业的盈亏现状呈现鲜明的两极分化，主要分为三类群体，盈利水平与发展路径差异显著。

（一）头部企业：全链条布局，实现阶段性盈利

这类企业多为大型能源集团或上市公司，依托资源禀赋、资金实力与场景优势，布局“绿电-制氢-储运-应用”全链条，实现阶段性盈利或收支平衡。典型代表如中石化库车绿氢项目，一期产能1.28-2万吨/年，直接替换塔河炼化30%的灰氢用量，叠加政策补贴与碳交易收益，实现稳定运营；湖北某氢能企业形成“光伏制氢-管道输氢-工业用氢-碳交易”闭环，年综合收益突破2000万元。

这类企业的核心优势的是规模效应与资源整合能力：通过自建风光电站降低绿电成本，通过管道输氢减少储运损耗，通过绑定大型工业客户保障需求，同时享受多重政策补贴，盈亏平衡点持续下移，部分企业已实现微利。

（二）中型企业：聚焦细分场景，依赖补贴实现收支平衡

这类企业多聚焦某一细分环节或场景，如专注于电解槽制造、区域供氢或特定工业场景应用，自身资金与资源有限，主要依赖政策补贴实现收支平衡，市场化盈利能力较弱。从财报数据来看，港股国富氢能（02582）2025年中报显示，营业收入1.09亿元，净利润-8897.90万元，毛利仅94.70万元，仍处于亏损状态，主要依赖融资支持与政策补贴维持运营。

这类企业的盈利痛点在于，无法实现规模效应，单位成本居高不下；场景单一，收入来源不稳定；缺乏核心技术，议价能力弱，一旦政策补贴退坡，极易陷入亏损困境。

（三）小型企业：资金短缺，多数处于亏损状态

这类企业多为初创企业，聚焦小型制氢项目或配套服务，资金短缺、技术薄弱、需求不稳定，多数处于持续亏损状态。当前我国千吨级以下绿氢产能项目数量占比约七成，这类小型项目初始投资高、运营成本高，且难以获得高额政策补贴，多数企业只能维持小规模运营，甚至面临项目延期、搁置的风险——2023-2024年立项的650万吨绿氢产能中，实际落地仅11万吨，开工率不足1/4。

五、盈利破局路径：降本、拓场景、强协同，破解盈亏困境

绿氢企业要实现可持续盈利，核心是破解“成本高、场景少、协同弱”三大难题，需从技术、场景、产业链、政策四个维度发力，推动盈亏平衡点下移，构建市场化盈利模式。

（一）技术降本：突破核心瓶颈，降低刚性支出

技术升级是绿氢企业降本的核心路径，重点聚焦制氢与储运两大环节。在制氢环节，推动电解槽技术迭代，提升PEM电解槽核心材料国产化率，延长交换膜寿命，降低设备成本与维护成本；优化电解水制氢工艺，提升能源转化效率，减少绿电消耗。在储运环节，推广管道输氢、液氢运输等技术，扩大运输半径，降低运输损耗；探索天然气掺氢、固态储氢等新型储运模式，破解基础设施短缺难题。同时，依托“风光储氢”一体化模式，提升绿电利用率，锁定绿电成本，如湖南某企业通过该模式将光伏利用率从70%提升至95%，制氢成本降至26元/公斤。

（二）场景拓容：深耕工业核心场景，提升市场化收入占比

场景深耕是绿氢企业实现市场化盈利的关键，需聚焦高排放、高收益的工业场景，形成规模化需求。优先布局冶金、化工、垃圾焚烧等核心场景，与大型工业企业签订长期供氢协议，保障需求稳定性，如宝丰能源将绿氢耦合煤化工，通过产品溢价消化成本；拓展氢能储能、分布式供能等新兴场景，挖掘新增量需求。同时，推行“集群化用氢”模式，联合园区内多家企业共建共享制氢、储运设施，分摊成本，提升议价能力，如某工业园区5家企业联合建设加氢站，每家企业节省60%的投资成本。

（三）产业链协同：整合资源，降低综合成本

绿氢产业的盈利离不开全产业链协同，企业需打破“单打独斗”模式，构建协同发展生态。上游联动风光发电企业，签订长期绿电直供协议，锁定绿电价格，降低制氢成本；中游加强与电解槽、储运设备企业的合作，优化供应链，降低设备采购与维护成本；下游绑定工业用氢企业、碳交易机构，拓展收入来源，实现“制氢-用氢-碳交易”闭环盈利。同时，推动跨区域协同，缓解供需空间错配，如三北地区绿氢企业与长三角工业基地合作，共建输氢管道，降低跨区域运输成本。

（四）政策与市场联动：借力政策，培育市场化盈利环境

短期内，企业需充分利用政策红利，积极申报各类补贴、税收优惠，降低初期投入与运营成本；长期来看，需推动政策向“市场化引导”转型，完善绿氢定价机制，推动绿氢与灰氢、蓝氢公平竞争。同时，参与碳市场建设，规范碳资产核算与交易，提升碳资产增值收益；推动绿氢认证与国际规则接轨，拓展海外市场，依托低碳溢价提升盈利水平。

六、结语：长期向好，盈利需立足长远布局

绿氢产业作为零碳能源的核心赛道，长期发展前景广阔——预计2030年我国绿氢产量将超过200万吨，形成规模超万亿元的大市场，同时绿氢成本有望降至10-18元/千克，低于届时含碳税的灰氢成本，实现全面经济化。但当前绿氢企业仍面临成本高企、场景有限、盈利困难等现实挑战，盈亏分化将持续加剧，行业洗牌不可避免。

对于绿氢企业而言，短期需依托政策红利与资源禀赋，控制成本、深耕场景，实现阶段性收支平衡；长期需聚焦技术升级与产业链协同，构建市场化盈利模式，摆脱对政策的依赖。对于行业而言，需加快核心技术突破、完善基础设施建设、规范市场秩序，推动绿氢产业从“政策驱动”向“市场驱动”转型。唯有如此，绿氢企业才能突破盈亏困境，实现可持续发展，真正成为能源结构转型与“双碳”目标实现的核心力量。