能源替代严格依赖成本逻辑。能源清洁化是人类文明发展到一定阶段后基于自身安全提出的重要追求，然而时至今日，氢能作为零排放的能源，在全球能源体系中仍未成为真正的基石角色。究其原因，正如历史上重大能源革命所昭示的——“相对成本更低”是一种能源对其他能源进行替代的基本前提，而氢能作为一种二次能源，在可再生能源尚未大规模发展之前，无论是化石能源制氢、还是电解水制氢，历史上氢能始终在化石燃料成本的严格约束之下难以实现降本，难以成为一种被广泛应用的能源产品。
回顾历史上几轮“氢能热”，摆在大规模应用面前的问题，是下游难以承受的用氢成本之痛。尽管电解水制氢技术最早于 1800 年前后便诞生于世，但事实上直到20世纪70年代石油危机的大背景下才出现第一轮“氢能热”，并随着石油危机结束第一轮氢能热冷却下来，其意义更多在于开启了对氢作为能源的一种探索。
此后，20 世纪90 年代初迎来第二轮氢能热，因关注气候变化，当时日本与欧美等发达国家积极投资研发探索氢应用；第三轮氢能热则发生在 21 世纪初，美国发布路线图、召集合作组织，欧盟开展项目、出台计划大力投资，日本持续推进示范。但因气候政策的不确定和基础设施不足等问题，以及由于未形成成熟的盈利模式，产业链不具备经济性，氢能在各国均更多受政策补贴推动发展。
因此，尽管氢具有化工原料与能源双重属性，但氢气消费主力仍然是化工。全球来看，根据 IEA 数据，2023 年全球氢气消费量超过 9700 万吨，中国仍是全球第一氢气消费国。2023年中国氢气消费占全球氢气消费比例约 29%。根据《中国氢能发展报告（2025）》，2024年我国氢气产量超 3650 万吨，氢气消费方面：合成甲醇、合成氨氢气消费量占细分氢气消费领域前两位，分别约 995 万吨和 950 万吨，占比 27%和 26%；炼化和煤化工氢气消费量分别约 600 万吨、405 万吨，占全国氢气消费量 16%和 11%。
尽管如此，以我国为焦点，全球第四轮氢能热正在上演。2019 年我国政府工作报告首次提出推动充电加氢等建设，同年 10 月国家能源委召开会议要求加快探讨氢能商业化路径；2020 年 4 月国家能源局发布《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》，正式将氢能纳入我国能源发展范畴；2022 年发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》。随着我国新能源产业迅速发展，我国正成为全球第四轮氢能热的焦点——风电光伏迅速发展为电解水制氢创造降本空间，百万吨绿氢项目从规划到落地，打造燃料电池汽车城市示范“3+2”格局，此外新型电力系统建设为氢能带来长时储能领域应用前景。
一、“十四五”氢能产业重在示范，旨在初步建立产业体系
一个产业从无到有、从小到大，是技术、资本、需求、供给以及其他各种因素的综合结果。氢能产业在发展初期，在制储运用各环节都面临挑战。为推动氢能在经济价值驱动下实现自然扩张，需要大规模应用促进学习曲线和规模效益的发生，但一方面这与上游制氢、中游储运共同决定的终端用氢成本有关，另一方面亦需合理考虑下游需求侧可承受的成本。
因此，基于产业客观发展情况，我国在顶层设计和产业规划方面都体现出高度理性和对产业发展规律的尊重，尤其是对于“十四五”，从政策表述来看，我国更多将这段时间定位于初期示范阶段，在产业规划层面重布局、重引导、重协同。
下面回顾我国“十四五”初期的氢能重点政策及规划，由此重温当初的产业发展预期。从政策体系来看，从顶层设计到具体产业规划，我国氢能发展体制机制不断完善：
《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》等“双碳”顶层设计文件拉开了氢能发展的帷幕，多次提及氢能及其对实现“双碳”目标的重要性，较早地提出“统筹推进氢能‘制储输用’全链条发展”、“加强关键技术的研发、示范和规模化应用”。《“十四五”规划和2035年远景目标纲要》将氢能列为未来产业，提出组织实施产业孵化与加速计划。
各部委进一步酝酿具体落地路径。例如：科技部在国家重点研发计划中支持PEM关键材料制备、可再生能源制氢/制氨等 17 个科技示范工程项目，支持打造氢能高速/港口/园区试点工程；在国家发改委、工信部等支持下，2021 年北京、上海、广东、河南、河北获批燃料电池示范城市群，形成“3+2”示范格局。
2022 年 3 月国家发改委、能源部发布我国首个氢能发展规划——《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，进一步明确氢能定位、发展目标、应用方向。定位方面，正式将氢能定位为能源和能源体系的重要组成部分。目标方面，2025年燃料电池汽车保有量达到 5 万辆、可再生能源制氢规模在10-20 万吨/年，在应用端和制氢端给出了可量化的目标。应用方向上，将交通、储能、分布式能源、工业作为创新示范应用的四大主要领域。
2023 年，国家标准委、国家发改委等联合发布《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，系统构建氢能“制储输用”标准体系。 除了上述政策外，地方层面，30 多个省市将氢能纳入“十四五”发展规划，北京、河北、四川、内蒙古等省份出台详细的实施方案。
落实到具体路径来看，制储运用各个环节都有较为清晰的发展方向。其中，
制氢端：以可再生能源制氢、工业副产氢利用为主，技术层面则主要推进电解槽、燃料电池电堆等系统降本。
储运端：由于我国存在制氢侧与用氢侧空间错配特征，为了降低储运成本，主要发展方向为建设区域性输氢管道网络、加氢站网络等，降低长距离运输成本；研发高压气态、液态、固态储氢技术，重点突破 70MPa 高压储氢瓶、液氢储运等关键技术。
用氢端：可分为交通利用和固定式利用两大方向发展。其中1)交通利用主要指氢燃料电池汽车（例如电动重卡）的示范推广，以及氨燃料、氢燃料在船舶领域的装备研发与示范应用。2）固定式利用则包括氢冶金、氢化工（合成氨、合成醇、石油炼化）、分布式能源、天然气掺氢、长时储能等领域。
就彼时的产业展望来看，“十四五”初期市场预期主要聚焦于基础设施建设、产业链降本、示范应用规模的扩张。尤其是：1）在示范城市群的支撑下，市场预期氢燃料电池汽车有望得到进一步推广，同时推进加氢站建设；2）以新疆库车、宁夏宁东等地大型可再生能源制氢项目为代表，市场预期绿电制氢项目规模快速扩张；3）电解槽及燃料电池技术降本，带动下游应用市场逐渐起量。
二、制氢端：绿氢项目逐步落地，上游电解槽竞争加剧
制氢技术主要有 3 种成熟的路线：1）化石能源重整制氢，以煤制氢和天然气制氢为代表；2）工业副产气制氢，以煤干馏、烃类热裂解和氯碱尾气副产氢等为代表；3）电解水制氢。根据制氢过程中碳排放量的不同，制取的氢气可以分为灰氢、蓝氢和绿氢。其中灰氢是由化石燃料制得的，也可作为工业活动的副产物被生产出来，制氢的过程中会产生大量的CO2、NOx 等气体，对环境造成严重污染。蓝氢是在灰氢生产过程中增加了碳捕获技术，从而降低了碳排放。
而绿氢则是通过风电、光电等可再生能源电解水的方式来制取氢气，工艺简单、绿色清洁，并且产生的氢气纯度很高。化石能源制氢仍占氢气供应主导地位。根据《中国氢能发展报告（2025）》，截至2024年底，全国氢气产能超 5000 万吨/年，同比增长约 1.6%；2024 年全年氢气产量超3650万吨，同比增长约 3.5%。
煤制氢产能约 2800 万吨/年，同比增长约0.7%；产量约2070万吨，同比增长约 6.7%，新增产量主要应用于煤制油气；天然气制氢产能约1080 万吨/年，与上年基本持平；产量约 760 万吨，同比下降约 4.4%。工业副产氢产能约1070 万吨/年，同比增长约5.3%；产量约 770 万吨，同比增长约 4.0%。电解水制氢产能约50 万吨/年，同比增长约9.7%；产量约 32 万吨，同比增长约 3.6%。
（一）“十四五”以来，我国绿氢项目建设持续推进，能源化工企业是绿氢项目引领者
电耗成本占绿氢成本的比例超过 70%，电解水制氢成本主要受电价约束。以当前主流碱性电解槽为例，根据《中国可再生能源工程造价管理报告 2024 年度》，2024年均招标价格已下降至 1200 元/kW 左右；若电价为 0.3 元/kWh，在 5000h 年利用小时数、单位电耗4.9kWh/Nm3情况下，我们测算绿氢成本可下降至 22 元/kg 左右，其中电耗成本占比达到75.4%，可见电价是影响绿氢成本的重要因素。
当前，随着风光组件价格的下降，以及部分地区绿电装机过快+外送通道有限+本地用电需求增长的不确定性，绿电消纳矛盾下，新疆、甘肃等地交易电价已下降至0.2元/kWh左右。若以煤价平均 788 元/吨计算，则煤制氢的总成本在 12.6 元/kg 左右。若以2.5元/m3的天然气价格计算，则天然气制氢成本约为 16.61 元/kg。
电解水制氢方面，以当前主流的碱性电解槽为例，在工业电价0.4元/kWh的情况下，按照每年5000h利用小时数、单位电耗4.9kWh/Nm3、电解槽成本 1200 元/kW 计算，电解水制氢成本在 28 元/kg 左右；若电价下降至0.15元/kWh，相同假设下绿氢成本可下降至 15 元/kg 左右，逐渐靠近平价区间。
因此，我国绿氢项目更多分布在可再生能源丰富、度电成本较低的区域。例如，内蒙古是我国绿氢项目的主要区域之一，其风电度电开发成本约 0.15-0.20 元/千瓦时，且区内化工、冶金等氢气需求旺盛，具备绿氢产业大规模发展的资源与消纳场景基础。典型项目如乌兰察布 10 万吨/年风光制氢一体化项目、中天合创风光融合绿氢化工示范项目等，均为百亿规模的绿氢项目。
截至 2025 年初，内蒙古已批复 39 个风光制氢一体化项目，已建成绿氢产能3万吨，位居全国第一。此外，《内蒙古自治区绿氢产业先行区行动方案》和《内蒙古自治区绿氢管道建设发展规划》明确提出，到 2027 年力争绿氢产能达到100 万吨/年。此外，除内蒙古外，新疆、宁夏、辽宁、吉林等地绿氢产业发展同样较快。
双碳背景下，传统能源企业谋求绿色转型，新能源企业则可通过制氢项目助力风光资源消纳。对于化工企业，其本身具有规模化的氢气需求、在就地消纳方面具备优势；而对于电力企业而言，则可从用电层面控制制氢成本。“十四五”以来，随着各地氢能支持政策的出台，全国签约及备案的绿氢项目数量快速增长，从规划/在建/投产的项目来看，中国石化、中国石油、中国能建、国能集团、中国华电、中国电建、中广核、大唐集团等是主要投资方。
项目进展来看，数个万吨级绿氢项目逐步投产。例如：1）以我国首个万吨级光伏制氢项目——中国石化新疆库车绿氢示范项目为例，该项目于 2021 年开工、并于2023年6月成功贯通绿氢生产、输送、利用全流程，成为全球规模最大的光伏制绿氢项目，绿氢产能达每年2 万吨，并可就近供给中国石化炼化公司，替代炼油过程中使用的灰氢。2）内蒙古万吨级绿电制氢项目——鄂尔多斯市纳日松光伏制氢示范项目年产绿氢1 万吨，于2024年8月调试完成并投料试车。
（二）绿氢项目上马速度不及电解槽出货量增速，产能短期过剩、产业链发展亟待协同
尽管绿氢项目逐步落地，但就节奏而言，“十四五”期间实际落地项目数小于规划数。根据金联创氢能数据，截至 2025 年 4 月下旬，我国绿氢项目累计690 个（不包含终止项目），其中规划项目 497 个，在建项目 125 个，运营项目达 63 个，停运项目2 个，试运营项目3个。我们认为主因受限于制氢、储运等各环节仍不具备经济优势，消纳渠道尚未完全打开，导致出现已建成项目产能利用率较低、经济性不佳的局面，进而影响存量规划项目开工节奏。
超前规划产能激化行业竞争，电解槽降价趋势明显，产业链发展亟待协同。可再生能源制氢项目驱动下，电解槽招标进入 GW 时代：根据香橙会研究院数据，2024 年国内电解槽公开招标规模约 2.37GW，较 2023 年 1.7GW 提升约 39.7%。2024 年全年累计中标规模达到约 1503MW，同比增长约 42%。中标项目中，超过 50MW 电解槽需求的大型风光项目订单有 6 个，累计电解槽需求规模就达到 1035MW，占总需求规模的约70%。从技术路线来看，碱性电解槽 2024 全年招标需求 2239.4MW，占比超过 98.6%。但从产能来看，目前碱性电解槽生产商已经具备数十 GW级别的名义产能。
竞争格局方面，根据香橙会研究院数据，2024 年行业 CR5 达到 55%，市场集中度较高的同时，新进入者成长迅速，中标规模前十中有新面孔出现（如中纯氢能、通辽国氢）。在主流的碱性电解槽技术已经较为成熟、但潜在需求兑现率较低的情况下，中标价格下降较为显著。随着制氢设备产能的扩张，中国电解槽装备产能 47.7GW/年，占全球产能80%以上，不过2024年我国电解槽出货量仅约 3.1GW(其中 940MW 为出口量)。供需偏差之下，电解槽价格下降明显：根据香橙会研究院数据，折算为 1000Nm³/h 的碱性电解槽中标均价从2021 年1000万元跌至 2024 年的 650 万元附近。产业链上下游发展亟待协同。
长远来看，电解设备企业的竞争，或将由技术参数向品牌背书、股东背景、资本规模等维度扩散。一方面，对于绿氢项目，运营成本（OPEX）占比远高于初始投资成本（CAPEX），电解槽运行稳定对制氢成本影响较大，在电解能耗、寿命等基础技术参数差别不大的情况下，具有较强品牌背书的设备厂商在质保、运维方面更易获得业主信任；另一方面，绿氢项目主要由可再生能源运营商或石化企业投资建设，从订单获取角度，具有相关股东背景的电解槽企业更具优势；此外，在电解槽头部企业大力扩产、设备降价的趋势下，头部企业可凭借资本优势、规模优势以较低的利润率抢占市场份额，而规模较小的企业或将在此阶段面临出清。
三、输运：空间错配抬高终端用氢成本，输氢管道规模有待扩大
绿氢产能远离氢气负荷中心，相较于传统化石能源和工业副产氢产能，绿氢产能面临更严峻的远距离输运问题。需求侧而言，我国氢气负荷中心主要位于东部和东南沿海。供给侧来看，由于绿氢对电价十分敏感，因此绿氢产能主要聚集在可再生能源资源丰富的西北、华北地区；而对于传统化石能源制氢、工业副产氢而言，其产能相对更加靠近负荷中心。其中，煤炭制氢主要集中于宁夏宁东能源基地、内蒙古鄂尔多斯等煤炭产区，天然气、炼油重整制氢则多分布于沿海地区，如青岛、宁波等大型石化炼化基地，工业副产氢则分布在山东、宁夏、江苏、浙江、上海等地。
对比氢能生产侧和用氢侧价格可知，当前中间输运成本仍较高。根据《中国氢能发展报告（2025）》，2024 年全国平均生产侧、消费侧氢能价格分别降至30 元/千克以下和52元/千克以下；2024 年 12 月，全国氢能生产侧价格降至 28.0 元/千克，相较上年同期下降幅度约 15.6%，消费侧价格降至 48.6 元/千克，相较上年同期下降幅度约13.7%。尽管创下氢能生产侧、消费侧均价统计最低点，但对比生产侧和用氢侧可知，中间输运及加注等成本合计占比仍在 40%左右。
（一）输氢管道建设不足，难以承载大规模氢储运任务
主流的氢气输送方案包括长管拖车、液氢槽车和管道运输，分运输类型看：
1）长管拖车是目前国内最常用的氢气运输方式，存在200km经济运输半径。根据《氢能源储运成本优化研究》（邹鹏等）、《氢能开发利用经济性研究综述》（徐东等），由于气态储氢密度低，单辆长管拖车运输量在 300kg 左右，导致单位储运成本较高。在100km以内的短距离下，20MPa 长管车氢气综合储运成本约 8~13 元/kg·百公里。高压气态运输总能耗主要为压缩能耗与运输能耗，随着运输距离的增长，成本增长迅速。因此，长管拖车仅适用于城市内短距离运输，不能满足大面积区域输氢需求。我们认为短期内氢气输运仍以长管拖车为主、且具有 200km 经济运输半径。
2）液氢槽车是输氢的主流发展方向，但尚不具备大规模应用基础。根据《氢能源储运成本优化研究》（邹鹏等），一台容量为 65m3的液氢槽车可以净运输4 吨的氢气，约为长管拖车的 15 倍，具有更高的运输效率。液态运输总能耗主要为液化能耗、压缩能耗与运输能耗。从制储运综合成本来看，液氢成本对运输距离的敏感度较低，根据《氢能利用——液氢的制、储、运技术现状及分析》（张振扬等）测算，205km 以上液氢较高压运输具有明显优势，因此液氢十分适合大规模、长距离运输。然而，由于液氢技术门槛较高，国产化程度低，液氢输运在我国尚未实现大规模应用。
3）管道输氢成本最低，但目前我国输氢管道规模较小。在2025 年第十五届中国国际清洁能源博览会上，中国工程院院士干勇指出，当前液氢槽车运输成本高达8-10元/公斤，而管道运输可将成本降至 0.3 元/公斤·百公里。由于初始投资大、并且氢能仍处于起步阶段，企业缺乏大规模建设氢气管道的动力，因此建设较为滞后。全球来看，全球范围的输氢管道总里程已超过 6000 公里，其中美国投入运营的输氢管道已达2600 公里。而我国已有输氢管道规模较小，总里程约 400 公里，在运管道仅有百公里左右。
因此，在长距离输运降本困难较大的情况下，短期内绿氢产能或将面临比传统氢气产能更加严峻的远距离运输问题，即使制氢端成本取得平价，但输运成本仍将大幅限制绿氢对氢气市场的渗透速度。为解决输运成本导致的用氢价格较高问题，第一，可以因地制宜扩大氢供给，在风资源丰富地区推动氢电耦合、氢化工等一体化项目落地；第二，以绿氨/绿色甲醇作为绿氢储存介质解决绿氢储运难题；第三，打造区域型供氢-用氢体系，即：通过整合现有资源优势，探索绿氢区域协作，各地可以通过自主生产和区域合作的方式，逐步构建一个有安全保障的绿氢供应和消纳体系。
（二）加氢站建设低于规划，短期仍需政策支持
根据高工氢电产业研究所（GGII），截至 2024 年 12 月底，国内累计建成加氢站497座。增量来看，2023 年国内新建加氢站是 92 座，2024 年国内新建成加氢站60 座，2024年新建设数量同比有所下降。较“十四五”初期各地规划数量来看，目前仍有差距。从建设类型来看，由于油氢合建站的以“油”养氢模式可以缓解加氢站运营压力、一体站则可以缓解氢源供应问题、降低储运成本，因此合建站/一体站成为加氢站建设主流，2024年合建站/一体站占新建加氢站比例达到 75%。加注量方面，由于氢燃料汽车应用主要为重卡、公交车等商用车为主，因此加氢站具有朝着大吨位加注量发展的趋势，1000kg/d加氢站或成为建设主流。
政策支持加氢站建设，期待加氢站规模进一步扩大。2024 年10 月，湖北印发《湖北省加快发展氢能产业行动方案（2024-2027 年）》，提出力争到2027 年，建成100座加氢站。2025 年 1 月，广州市发布《关于公布广州市氢能基础设施建设项目推介清单的通知》，根据清单，广州现有加氢站共 13 座，规划新建加氢站 40 座，现状改/扩建加氢站48座；此外广州提出鼓励对加氢站建设给予补贴，省、市、区各级财政补贴合计不超过500 万元/站，且不超过加氢站固定资产投资 50%。
四、用氢端：城市群引领燃料电池车推广，工业领域渗透率待提升
（一）五大示范城市群引领燃料电池汽车示范应用，推广较目标仍存在差距
早在 2019 年时，国内各地氢燃料电池汽车规划推广数量就超过10 万辆，彼时日本丰田生产的 MIRAI 氢燃料电池汽车在全球全年销量首次突破 1 万辆，我国当年度燃料电池汽车产销量也分别完成 2833 辆和 2737 辆，同比分别增长 85.5%和79.2%；
同时我国多家企业推出了燃料电池重卡样车。长三角地区、珠三角地区、京津冀地区均积极打造氢能产业链、培育下游燃料电池车应用场景。而到了 2020 年时，全国 30 多个地方政府发布氢能相关规划，其中涉及到的加氢站数量及燃料电池车分别超过 1000 座和 25 万辆，较 2019 年进一步提升。
例如北京市《氢燃料电池汽车产业发展规划（2020-2025 年）》提出到 2025 年推广1 万辆氢燃料电池汽车的目标。同年，国家级政策层面，2020 年 9 月财政部、工信部、科技部、国家发改委、国家能源局等联合发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，发文开展燃料电池汽车示范应用工作，聚焦商用车和绿氢两大场景，采取“以奖代补”方式，对开展燃料电池汽车关键技术产业化和示范应用的城市群给予奖励。
2022 年初燃料电池车“3+2”示范城市群形成，截至 2025 年3 月完成度尚存在较大缺口。2021 年 8 月和次年 1 月，燃料电池汽车“3+2”示范城市群分别获批，包括京津冀、上海、广东、河南、河北五大城市群、合计 47 座城市纳入其中。
规模来看，各城市群目标量分别为：京津冀城市群 5300 辆、上海城市群 5000 辆、广东城市群10000 辆、河南城市群7710辆、河北城市群 5000 辆。完成效果来看，截至 2025 年 3 月，五大示范城市群累计推广燃料电池汽车 15850 辆，占四年示范期推广总目标的 48.8%。在此背景下，2025 年五大燃料电池汽车示范城市群扩容新增吕梁、濮阳、济源、大连、沧州、哈密 6 大城市，以及广东佛山发布千辆氢能物流车招标、城市群之外的西部陆海新通道“氢走廊”跨区域氢能重卡干线投运，有望进一步刺激燃料电池汽车销量。
（二）工业领域：化工、冶金、分布式发电等启动示范应用
化工：根据《中国氢能产业发展报告 2024》，目前化工仍是最大的氢需求部门之一，绿氢在石化行业已进入初步示范阶段。在传统化工行业，氢被用于传统煤化工（如合成氨、合成甲醇）、现代煤化工（煤制油、煤制气、煤制烯烃、煤制乙二醇）、炼油等领域。绿氢如何支持现代煤化工实现脱碳？从碳排放来源看，除了煤炭燃烧带来的碳排放以外，现代煤化工工艺中另外一大碳排来源为一氧化碳与水反应制氢过程中的二氧化碳排放，若采用绿电制氢对这部分氢进行替代，则可大幅减少总体碳排放。
此外，在石油炼化领域，氢被用于裂解反应，采用绿氢对工艺中的灰氢进行替代可降低碳排放。值得注意的是，新疆、宁夏等区域既有优质的风光资源，亦具备化工产业基础，因此成为了绿氢耦合化工行业发展的先行区域。例如，新疆库车绿氢示范项目即为光伏发电所制氢气通过管道被输送到中国石化塔河炼化、替代现有天然气制氢。
氢冶金：根据《中国氢能产业发展报告 2024》，国内氢冶金技术加快突破，氢冶金大型示范项目启动。冶金过程中氢主要被用作还原剂，氢冶金中氢供给主要有两种：焦炉煤气提纯氢和电解水制氢。其中，焦炉煤气可作为近期氢源，当焦炉煤气不能满足氢冶金中用氢需求时，则需要电解水制氢满足氢能供给。根据中钢协，预计到2050 年钢铁行业的用氢需求将达到 980 万吨/年，将成为绿氢最大的下游应用行业之一。
从减排路径来看，国内氢冶金技术路线主要分为高炉喷吹焦炉煤气和氢气气基竖炉直接还原铁两种。其中气基竖炉采用无焦直接还原铁，可大幅降低炼铁过程中的碳排放。2023 年，中国钢研科技集团主研发和建设的纯氢多稳态竖炉示范工程在临沂市临港区正式运行，我国纯氢竖炉工程实现首次成功应用，该示范工程采用绿电制绿氢，使用 99.5%氢气作为还原气，钢铁产能为5 万吨。
发电：首批氢能分布式发电项目启动。氢能发电可以用来解决电网削峰填谷、可再生能源电力并网稳定性问题，有利于提高电网安全性和灵活性，并大幅度降低碳排放。根据国家能源局《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年)》，我国将依托通信基站、数据中心、铁路通信站点、电网变电站等基础设施工程建设，推动氢燃料电池在备用电源领域的市场应用；
将在可再生能源基地，开展以燃料电池为基础的发电调峰技术研发与示范，同时结合偏远地区、海岛等用电需求，开展燃料电池分布式发电示范应用。据研创科技公众号不完全统计，2021 年以来，截至 2024 年底，我国至少已建成 7 个氢能分布式发电相关项目。
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