政策演变和产业链解析

（一）全球氢能产业的政策演变

据经济参考报信息数据，截至2024年底，全球已有约60个国家发布了国家级氢能战略，政策的发展大致分为三个阶段，在上世纪70-90年代是早期探索阶段，2000-2019年进入示范阶段，在2020年之后，则进入战略增长阶段。

1. 美国。在1970年，通用汽车首次提出了“氢经济”的概念，此后，在20世纪七八十年代，在全世界范围爆发石油危机，美国政府正式启动氢能技术研发计划。2002年，美国能源部发布了《国家氢能发展路线图》，将氢能作为未来能源的重要发展方向；到21世纪初期，美国启动了“总统氢燃料计划”等重大研发项目，计划未来5年内投入12亿美元，重点研究氢能生产、储运技术、促进氢燃料电池汽车技术及相关基础设施在2015年实现商业化。

2012年，美国政府拨付63亿美元投向了氢能、燃料电池、车用替代燃料等清洁能源研发，对国内运行的氢能基础设施实行30%-50%税收抵免。

2021年，美国签署《基础设施投资和就业法案》，计划2022-2026年拨款15亿美元用于电解槽和氢能全产业链研发和示范。《通胀削减法案》税收优惠政策，吸引全球氢能装备企业赴美建厂，投建自主可控的产业链体系。

2. 德国。2004年德国制定实施相关政策和项目，支持氢能技术研发和示范；2006-2016年，德国通过“氢能与燃料电池国家创新计划”拨付了7亿欧元用于支持氢能与燃料电池发展。2020年，德国发布首版《国家氢能战略》，并于2023年更新，其明确了2030年目标，在2024年7月出台了《氢及其衍生物的进口战略》，将其作为整个氢能战略的补充内容。德国在国内推动覆盖“制氢-储氢-输氢-用氢”的全链条示范项目，积极寻求国际合作，其预计未来大部分氢气需求将依赖进口。

3. 欧盟。欧洲联盟提出《清洁工业协议》，作为欧盟氢能发展的顶层设计和核心框架，该框架与《净零工业法案》以及2026年新提出的《工业加速器法案》紧密协同，旨在强化欧盟本土工业竞争力，将制造业占欧盟GDP比例从14.3%提升至20%，同时确保清洁能源技术本土产能目标达成；通过设立欧洲创新基金、欧洲氢能银行资金支持，计划投入1000亿欧元，用于全产业链的补贴和激励，重点扶持电解槽制造、可再生能源制氢、储运基础设施和终端应用；探索碳边境调节机制，通过对进口的高碳产品征收碳关税，倒逼工业领域脱碳，推动冶金、化工、重型交通等难以电气化的工业领域使用绿氢；依托欧洲氢能银行，促进跨国供应链构建，设计具体的拍卖机制和竞价上限，通过“以奖代补”形式降低绿氢生产成本，推动跨境氢能管网建设，协调跨境氢能贸易与认证体系，确保进口氢能绿色属性得到认可；通过标准制定与出口导向，掌握绿氢定义的话语权，推动技术标准互认。

4. 澳大利亚。其凭借丰富的太阳能和风能资源，将发展氢能作为能源转型和经济增长的关键。在2019年，澳大利亚发布首版《国家氢能战略》，主要聚焦将澳大利亚打造成亚洲的氢能供应基地，设定了“2澳元/公斤”的生产成本目标，侧重液氢出口的基础设施建设，在这一时期，技术路径相对中立，同时支持灰氢、蓝氢和绿氢的制造和储运；到了2024年，其联邦政府对顶层政策给予修订，设定了明确的量化目标，2030年，生产50万吨至150万吨清洁氢，到2050年达到1500万至3000万吨清洁氢；发展领域则从原来的灰氢、蓝氢和绿氢同步支持转向绿铁、绿色氧化铝、绿氨以及重型长途运输，明确指出氢能在乘用车和家庭取暖领域不具备竞争优势；此外，政策明确从出口转向增值，不再单纯追求出口液氢，鼓励在本地进行加工，获取高价值产品出口。

此外，澳大利亚正与多个国家构建氢能供应体系，一是与日本开展液氢供应链合作，开展H2Perth项目，计划在2030年前建成专用的液氢运输船，将氢气从西澳运往日本接收终端；二是与德国结成气候和能源伙伴关系，应对欧洲市场对绿氢的需求，通过专门的拍卖机制，为澳大利亚和绿氢生产商对接德国及欧洲的承购商，为澳大利亚产氢提供“保底出口”；三是与中国设备和技术合作，中国氢能装备企业国富氢能与澳大利亚Line Hydrogen合作，计划落地绿氢项目，旨在利用中国成熟的电解槽和储运装备技术，结合澳大利亚丰富的水电和风电资源打造全产业链的示范项目。

（二）国内氢能产业政策演变

我国的氢能产业展现出从技术探索向交通先行，从多元应用到战略产业的演进路径。

1. 早期探索和起步阶段。此阶段，氢能作为新能源汽车的补充技术路线，政策以研发支持和重大活动示范应用为主。在“十一五”时期，国家将氢能和燃料电池技术作为重点发展的前沿技术，在2008年北京奥运会上首次展示了氢燃料电池汽车，开启了国内应用的先河，直到2019年，氢能首次写入《政府工作报告》，提出推动充电、加氢等设施建设，产业的关注度开始升温。

2. 以奖代补和示范应用阶段。2020年9月，财政部等五部门发布通知，对燃料电池汽车的示范应用采用“以奖代补”政策，取代以往普适性的购车补贴，推进城市群联合申报，形成产业链协同；随后，京津冀、上海、广东、河北、河南等五个燃料电池汽车示范城市群获批，形成了产业发展的核心载体；2021年11月，三项液氢国家标准出台，填补了民用液氢在制、储、运、用环节的标准空白。

3. 顶层设计和定位跃升阶段。到2022年之后，氢能的战略地位得到了根本性确立，应用场景从交通向能源、工业领域延伸。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）》，首次明确了氢能是未来国家能源体系的重要组成部分和战略性新兴产业，提出到2025年燃料电池车保有量约5万辆，可再生能源制氢量10-20万吨的具体目标。2025年1月1日，《中华人民共和国能源法》正式施行，首次将氢能与煤炭、石油、天然气等并列，在法律层面上确立了氢能的能源属性，打破了按危化品管理的制度瓶颈；到2024年之后，密集出台政策鼓励氢能在化工、冶金、铁路等领域应用，推动煤化工与绿氢耦合，在铁路机车中示范氢燃料电池。

4. 战略升级和多元应用阶段。2026年3月16日，工信部、发改委、财政部等三部门联合发布《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》，代表着氢能的政策驱动从车端主导走向工业驱动。政策目标从“技术攻关”和“交通应用”转向为培育新的经济增长点，推进氢能规模化应用支撑经济全面绿色转型，将氢能综合应用建设试点范围扩大到“1个通用场景、N个工业场景和X个创新场景”的“1+N+X”模式，1个通用场景是指燃料电池汽车的继续推广，N个工业场景是指绿色氨醇、氢基化工原料替代、氢冶金、掺氢燃烧，推进氢能在工业领域的大规模消纳；X个创新场景是指探索船舶、航空、轨道交通等前沿技术应用；同时明确了试点建设到2030年终端用氢价格降到25元/kg以下的量化目标。

二、氢能产业链解析

（一）制氢产业

1. 灰氢产业链

上游：灰氢的成本高度依赖于原料价格，上游企业多围绕原料资源系统布局，包括煤炭、天然气、工业副产气等。其中，煤炭主要来自山西、陕西、内蒙古等煤炭资源丰富地区的化工煤；天然气主要来自国内气田和LNG的进口，供应价格波动较大；工业副产氢则是美锦能源等企业的优势来源，焦炉煤气制氢项目将炼焦过程产生的废气利用，焦炉煤气是焦炭生产过程中产生的尾气，氢气含量在50-60%之间，主要参与者包括美锦能源、国家能源集团、中石化以及中国石油等大型央企。

中游：核心在于利用上游原料通过成熟技术路线实现规模化制氢。煤制氢利用煤在高温高压下与水蒸汽、氧气反应生成合成气，再经变换、净化提纯，优点在于原料丰富、价格低廉，但设备投资巨大，碳排放量高，当煤价为600-800元/吨时，制氢成本约为12-15元/kg；其核心制造设备为气化炉，主要供应商包括清华大学、东方电气、哈尔滨电气等。天然气制氢是指天然气在700-1100℃高温下和镍基催化剂作用下与水蒸气反应，其优点在于工艺成熟、杂质较少，但受国际气价影响较大，碳排放含量高，当气价为3-4元/方时，制氢成本约为15-20元/kg，其核心装备为转化炉，主要供应商包括中国一重、中国二重等。工业副产氢提纯是利用不同压力下对不同气体吸附能力的差异，分离提纯氢气，其优点在于变废为宝，成本极低，但产量受制于主产品规模，提纯成本约为0.5-2元/kg，总成本取决于原料气成本，其核心设备为PSA提氢设备，主要供应商为成都华西化工、北大先锋、杭州制氧机集团、苏州佳瑞等。

下游：包括储运和应用，储运领域目前以20MPa高压长管拖车为主，200km的短途运输，运输成本占灰氢终端成本的40%以上，目前向着承载更大压力的长管拖车、低温液氢槽车、长距离管道输氢领域发展，在管道建设方面主要由中国石油、中国石化下属公司推进。在应用领域，化工占消费主力，合计占比超80%，此外还有生产合成氨、甲醇以及石油炼化加氢等领域。

2. 蓝氢产业链

上游：蓝氢的上游涵盖两个部分，一个是传统化石能源及副产气的供应，另一个是为实现低碳化而配套的CCUS技术与设备。其中，原料供应以天然气为主，煤炭、工业副产气为辅。天然气是蓝氢的主要原料，全球60%的蓝氢通过蒸汽甲烷重整（SMR）工艺制备，天然气成本占比较高，价格波动对蓝氢经济性影响显著；而由于我国“富煤”的资源禀赋，使得煤制蓝氢同样受到关注，此外，利用焦炉煤气等工业副产气提纯制氢气，成本较低。

CCUS技术设备是蓝氢的核心增量，也是当前成本最高的部分，其相关技术和设备构成了产业链上游的另一个核心板块。其包括CO2捕集、输送、利用和封存。二氧化碳捕集核心是化学吸收法，关键设备为吸收塔，内部装填与二氧化碳反应的胺基吸收液，例如MEA、MDEA等，主要的技术供应商包括三菱重工、壳牌等国外企业，以及华能清能院、中国石油等国内机构；二氧化碳输送则将捕集的二氧化碳通过管道或罐车运输至封存或利用点，关键设备包括大型二氧化碳压缩机，国内代表性企业有沈鼓集团；二氧化碳利用和封存目前最成熟的方式是二氧化碳驱油（EOR），将二氧化碳注入油田以提高石油采收率，关键设备是高压注入泵，代表性企业有中国石油、中国石化。

中游：是将上游原料和CCUS技术结合的环节，同时也是氢气和二氧化碳两种介质协同储运过程。制备流程和灰氢基本一致，但并联了CCUS模块，天然气制蓝氢是在变换反应之后，对合成气中的CO2进行捕集，关键设备包括转化炉、变换反应器；煤制蓝氢则是在变换和净化环节后，对高浓度CO2进行捕集，核心设备包括气化炉、变换炉、低温甲醇洗装置；工业副产蓝氢则因原料气本身碳排放较低，制氢后若CO2浓度较高，也可以加装CCUS，核心装置为变压吸附（PSA）提纯塔、压缩机等。

在协同储运环节中，氢气储运仍是整个氢能产业链的瓶颈，高压气态储运是目前主流方式，技术成熟，但运输半径受限；低温液态储运成本高、适用于大规模、长距离运输；管道输氢则是长期方向，可新建纯氢管道或利用现有天然气管道掺氢输送，核心设备是氢气压缩机。二氧化碳储运则项目通常就近选址，以缩短二氧化碳运输距离，管道输送是大规模、长距离运输的首选，技术包括超临界二氧化碳输送，对管道的材料防腐要求较高；罐车输送则用于中小规模、短距离的灵活运输。

下游：应用场景和灰氢高度重叠，优势在于低碳属性，主要服务于“难减排”的行业脱碳需求，其中工业脱碳是目前的最主要应用方向，例如晋南钢铁集团利用副产蓝氢用于高炉冶炼，同时供给氢能重卡作为动力燃料，化工和炼化领域同样可以蓝氢替代灰氢作为原料，实现减碳。交通燃料则重点在乘用车领域，尤其是港口、矿山、钢厂等特定场景的氢能重卡，正成为蓝氢的重要应用市场；能源电力可用于燃气轮机发电、分布式供热或供能。

3. 绿氢产业链

绿氢产业链的核心为通过风光发电实现电解水制氢，当前阶段绿氢产业链的主要任务是降本增效，解决大规模推广中遇到的实际瓶颈。

上游：主要为电解槽制造提供的核心材料和零部件，包括催化剂、膜电极、双极板、隔膜，其中，催化剂是电化学的核心，碱性电解槽（ALK）主要应用雷尼镍，PEM由于在强酸性环境下需用铱、铂等贵金属，因此成本较高，目前的降本方向是研发低铱或非贵金属催化剂；膜电极（MEA）是质子交换膜与催化层的复合体，直接影响电解槽的性能和寿命；双极板则起到支撑和导电作用，其中碱性电解槽多用金属或石墨板，PEM电解槽则因工作环境的苛刻，多用钛板，由于成本较高，目前正通过替代镀铂钛板等方式降本；碱性电解槽隔膜用于防止氢氧混合，目前的主流材质是PPS，其国产化是降本的关键，而AEM技术则依赖阴离子交换膜。

中游：是将上游材料集成为电解槽系统并生产绿氢的环节，包括电解槽系统集成、制氢运营与服务两个环节，其中电解槽系统集成是整个中游的核心，包括核心设备电解槽、以及AC-DC转换等电源系统、气液分离纯化系统以及智能控制系统等。目前主流的电解槽制造商包括隆基氢能、国氢科技、氢羿能源、天合元氢、华商厦庚、中电丰业等；制氢运营与服务类企业包括化工龙头、电力企业和综合服务商，例如宝丰能源、国家电投、华电等。

下游：核心任务是绿氢的消纳，应用场景的开阔推动这条产业链的规模化。绿氢的应用可以归结在三个细分领域。第一，工业脱碳，应用于钢铁冶炼、化工、炼油等细分场景，目前是绿氢的消纳主力，代表性企业有宝丰能源、三一氢能与涟钢合作的氢冶金项目；第二，交通燃料，应用于重卡、物流车、船舶、公交等细分领域，目前正推动“氢氨醇一体化”建设，解决储运瓶颈，拓展绿能应用边界；第三，能源电力，应用于储能、发电、天然气掺氢等细分领域，提供跨季节储能，提升电网灵活性，助力电力系统脱碳，代表性项目有华电纯氢管道、天然气掺氢示范项目。

（二）储运产业

氢能储运是连接生产与应用的关键纽带，成本约占终端用氢价格30%左右，是当前制约产业规模化发展的核心瓶颈，不同的储运路线对上游材料的需求差异也较大。

1. 高压气态储运

上游：核心是高压容器，主要涉及碳纤维、树脂、金属或聚合物内衬，以及各类高压阀门，原料成本占储氢瓶总成本的60-70%，其中，碳纤维是储氢瓶成本最高部分，约占75-78%，国内目前有中复神鹰、中材科技、光威复材、吉林化纤、上海石化等企业，中复神鹰成为国内碳纤维龙头企业，其自主研发的SYT49S-24K高性能纤维已成功应用于70MPa IV型储氢瓶，中材科技的70MPa级产品序列已全面实现碳纤维国产化，解决了依赖进口的“卡脖子”难题。树脂主要类型包括环氧树脂、可回收树脂等，重点布局企业有惠柏新材、华昌聚合物、上纬新材、中化国际等；金属内衬是III型储氢瓶的核心部件，材料多为铝合金，目前重点企业有辽宁美托、中复科金、科泰克科技等，其中，辽宁美托主营铝合金无缝气瓶及内衬，是国内领先的金属高压气瓶制造商，中复科金140L储氢瓶用铝合金内胆为自主设计制造；科泰克科技则专注铝内胆碳纤维全缠绕III型气瓶技术，提供35MPa和70MPa系列储氢气瓶；在聚合物内衬领域，目前是IV型储氢瓶的核心技术壁垒之一，材料多为聚酰胺（PA）或高密度聚乙烯（HDPE），代表性企业有中材科技、科泰克装备、考特斯、胜东实业、沈阳欧施盾等，其中中材科技作为国内首家掌握70MPa IV型储氢瓶的核心技术并量产企业，在聚合物内胆技术上取得重大突破；科泰克装备主营IV型储氢瓶研发制造，技术核心在于采用热塑性聚合物内胆与碳纤维缠绕工艺，考特斯已成功采用挤出成型技术生产大容量聚酰胺（PA）内衬，胜东实业引进意大利吹塑工艺技术，生产用于IV型瓶的具有优异阻隔性的PA6牌号聚合物内衬。高压阀门则是控制氢气通断、调节流量和压力的关键，对耐高压、抗氢脆和密封性要求极高，目前的主流企业有江苏神通、上海舜华、西兹阀门等，其中，江苏神通产品覆盖35-105MPa高压氢阀门，覆盖制氢、储氢、运氢到加氢站全产业链，上海舜华自主研发的车用氢气瓶组合阀，是国产首家通过型式试验认证并获得德国KBA认证的产品。

中游：将上游原材料加工成储运装备并提供系统服务。目前的高压气态储运装备为III型或IV型储氢瓶以及长管拖车，其中，III型或IV储氢瓶的核心制造商有中集安瑞科、天海工业、斯林达安科、奥扬科技等，现已实现III型成熟、IV型突破；长管拖车代表性制造商包括中集安瑞科、浙江蓝能等，目前向着大容量、高压力的方向发展。

下游：和制氢领域相同。

2. 低温液态储运

上游：核心是绝热容器，上游材料需承受-253℃的极端低温，主要包括高强度的特种不锈钢、铝合金等，以及用于减少热传导的多层真空绝热材料（MLI），其中，高强度不锈钢代表性企业有酒钢宏兴、河钢集团、张宣科技等，酒钢宏兴自主研发的S31603（JLH）奥氏体不锈钢已在-269℃超低温环境下展现出优异的塑性、冲击韧性和断裂韧性，填补了西北地区技术空白，河钢张宣科技与中国石油签订了超低温高强高韧不锈钢供应订单。铝合金领域的代表性企业有杭氧集团、江西制氧机有限公司、菏泽花王压力容器股份有限公司、白马湖实验室等，技术相对成熟，因其在超低温环境下依然保持良好的韧性优势，已成为液氢储罐内胆主流选择之一。多层真空绝热材料代表性企业有杭氧集团、德和科技、江苏中科敬远、杭州富士达等，其中以杭州富士达为代表的国内企业已能生产性能优良的超细玻璃纤维低温绝热纸。打破国外垄断并出口海外，杭氧集团则在大型装备的绝热结构设计上取得突破，产品性能达到国际同类产品先进水平。

中游：液氢罐车、槽车的制造，代表性企业有中科富海、中集圣达因、上海舜华等，目前正向民用领域拓展，国产化设备成功投运。

下游：和制氢领域相同。

3. 固态储运

上游：聚焦储氢材料制备与原材料的供应，包括镁基、钛基、稀土系金属氢化物、以及MOFs、碳纳米管等多孔材料。通过真空熔炼、粉末冶金等工艺实现氢气可逆键合，配套铝材、碳纤维、传感器等零部件。

中游：涵盖设备制造与系统集成，由于固态储氢技术门槛较高，资金需求较大，生产企业相对较少，目前全球固态储氢设备主要生产企业包含Lavo、上海氢枫能源、GKN Hydrogen、中电工研、有研工程技术、GRZ Technologies、Hystorsys、北京浩运金能、Mthydor SRL等。

下游：应用场景多元，交通领域覆盖氢能两轮车、叉车、公交车及无人机；能源领域用于分布式发电、电网调峰；工业领域支撑氢冶金、化工原料及半导体制造，同时延伸至军工、航天、精密仪器等高端场景。

4. 输氢管道

上游：主要为专用管材，核心挑战是解决“氢脆”的问题，需要具备抗氢脆能力的管材，例如，中国宝武太钢生产的特种不锈钢、宝石管业的抗氢脆焊管，以及渤海装备研制的多种输氢钢管。

中游：输氢管道的装配，代表性企业有中国石油渤海装备、宝石管业等，目前，国内首条千公里级纯氢管道开工，首个管道输氢国家标准发布。

下游：和制氢领域相同。

（三）加氢产业

加氢环节包括压缩机、加氢机、储氢容器三个子系统，涵盖上游核心材料与零部件、中游装备制造与集成以及下游应用与运营。

上游：氢气压缩机是加氢站的核心设备，负责将氢气加压至车辆所需的35MPa和70MPa，目前的市场主流是隔膜式压缩机，上游零部件包括金属锻铸件、泵阀、电机、仪表以及启动控制柜等；加氢机上游包括计量模块、加氢枪、管路阀门、控制系统和安全装置等；储氢容器的主流是高压气态储氢容器，技术趋势是从金属内胆（III型瓶）向更轻的塑料内胆（IV型瓶）发展，上游包括铝材、钢材以及作为成本核心碳纤维、树脂等复合材料，还包括金属阀门、压力传感器等精密零部件。

中游：涉及核心装备制造环节，氢气压缩机制造国内代表性企业有冰轮环境、雪人股份、开山股份等上市公司，东德实业研发全球首台离子液封压缩机，康普锐斯国内液驱压缩机市场占有率超过30%，丰电金凯威研发国内首台90MPa隔膜压缩机；加氢机制造国内主要制造商包括中天华氢、正星氢电、北京派瑞华等；储氢容器制造国内代表性企业有中材科技、天海工业、斯林达安科、中集安瑞科等。

下游：广泛应用于加氢站建设与运营、燃料电池汽车等环节。目前，加氢站的建设与运营已形成以大型能源央企为骨干、专业集成商为技术核心、新兴企业探索商业模式额多元化竞争格局。其中，中国石化是国内最大加氢站运营网络，建成超144座，在北京市场占有率达到42%，旗下的雄安新能源公司等主体负责氢能基建与运营；中国石油利用现有的加油站网络转型，在环渤海、成渝等区域布局加氢站；国家能源集团发挥煤制氢优势，通过国华投资等平台在多地建设加氢站，具备全产业链协同潜力；美锦能源，从焦炉煤气制氢延伸到下游加氢站，在山西、广东等地布局，形成“氢源+服务”的协同发展模式；同时还有国富氢能、海德利森、厚普股份、氢枫能源、舜华新能源、中集安瑞科、派瑞华氢、氢环能源、国家电投、华旺氢能、航天六院、中集氢能、嘉化能源等企业。

（四）用氢产业

1. 燃料汽车产业链

该产业链的核心逻辑是将上游高度专业化的核心部件，通过中游的系统集成，最终在下游整车制造与应用服务环节实现产品价值。

上游：涉及核心部件与关键材料，是技术壁垒和附加值的最高环节，主要围绕燃料电池电堆制造，以及车载储氢系统构建。关键材料包括催化剂、质子交换膜、气体扩散层、双极板、碳纤维等，代表性企业有亿华通、重塑、东岳未来等；

中游：涉及系统集成与整车制造，将上游燃料电池电堆等零部件集成为完整的燃料电池发动机系统，目前以重卡、公交、物流车等商用车为主，代表性企业有宇通客车、福田汽车等。

下游：涉及燃料电池汽车的应用与服务，包括车队运营、加氢站、售后维修、电池回收等等。

2. 绿色甲醇产业链

上游：绿甲醇是绿氢在常温常压下的液体形态，储运成本远低于氢气。当前，绿甲醇成本中高达82%来自上游绿氢，是经济性破局的关键。上游环节主要涉及绿氢供应、碳源供应以及关键设备等，绿氢供应包括风光等可再生能源电解水；碳源供应来自生物质气化或工业排放捕获的二氧化碳；关键设备涉及电解槽、气化炉与净化装置，以及甲醇合成塔等。

中游：包括生产和储运，目前绿甲醇生产主要有两条技术路径，生物质气化和“绿氢+CO2”合成路线；储运与贸易常以罐车、船舶等方式运输。

下游：包括航运燃料、化工原料和陆路交通，目前，绿甲醇是全球航运脱碳压力下的核心驱动力，全球甲醇动力船舶订单快速增长催生绿甲醇需求的提升；在化工原料上，绿甲醇可替代传统甲醇，用于生产烯烃、甲醛等；陆路交通上，绿甲醇可作为氢能重卡等商用车的清洁燃料。

3. 绿氨产业链

绿氨和绿甲醇相似，是绿氢的优良储运载体，其产业链核心在于上游绿氢制备与空分氮气。

上游：主要涉及原料与设备，包括绿氢供应、氮气供应和关键设备，其中绿氢供应包括风光等可再生能源电解水，氮气供应可通过空气分离装置制取；关键设备包括电解槽、空气分离装置、氨合成塔等。

中游：涉及绿氨的合成与储运。

下游：涉及应用和消纳，包括航运燃料、绿色肥料和能源载体。绿氨是航运燃料最重要的增长引擎，视为远洋运输的理想零碳燃料；也可以替代传统合成氨生产化肥，实现农业减碳；在能源载体上，可用于煤电掺烧，或通过裂解后为工业供能。

4. 氢冶金产业链

氢冶金和核心是用氢气替代焦炭作为还原剂，从源头实现钢铁冶炼的深度脱碳，产业链上下游高度关联。

上游：涉及原料与能源，需要高品位（DR级）球团矿以及氢气供应，目前主要使用工业副产氢，远期将转向绿氢。

中游：涉及核心装备与还原工艺，包括氢基竖炉、流化床反应器等；还原工艺涉及氢与铁矿石反应，生产出高纯度直接还原铁。

下游：用于炼钢和市场应用。电炉炼钢以DRI为原料，生产绿钢；主要流向汽车制造、高端装备等领域。