中国氢能企业正加速向海外市场拓展，然而需求端的空间却在持续收窄。
预见能源获悉，10月21日，中船集团七一八所旗下派瑞氢能完成了向澳大利亚交付15MW集装箱式电解水制氢装备的任务，该设备落地于新南威尔士州莫里地区，包含3套标准化5MW集装箱式装置，瞄准海外分布式与规模化绿氢场景。
行业统计显示，2026年上半年，中国电解槽OEM订单总量达1062MW，其中国内订单为769MW，同比减少约29%。阳光氢能以35%的市场份额遥遥领先，紧随其后的青骐骥占比仅为15%。
同期，海外氢能领军企业的动态也值得留意。蒂森克虏伯Nucera已放弃SOEC的规模化生产，其集团EBIT亏损预期上调至7500万至1.05亿欧元，绿氢分部的销售预估从1.7亿欧元下调至1.3亿欧元。
一方面，市场份额向头部企业集中；另一方面，全球龙头企业正在收缩。但这并非最关键的警示信号。
Masdar于8月1日通知竞标方，取消了阿布扎比Musaffah工业区100MW绿氢项目。该项目已完成前端设计并启动了EPC招标，远景能源、中国电建、中国石化等企业曾参与竞标。阿布扎比拥有全球最低的光伏成本、主权资本以及明确工业用户Emsteel，但项目仍因承购协议问题而搁浅。
中国氢能出海当前的现实处境，可以用一句话概括：供给端的份额在快速前移，但需求端的池子正在缩小。
中国电解槽名义产能占全球86%以上，但国内订单却在萎缩。头部企业加速抢占份额，中小厂商仅剩两条出路：退出市场，或转向海外。
阳光氢能的海外出口量从去年同期的18.5MW飙升至321.25MW，增幅超过1600%。这并非源于战略远见，而首先是产能过剩的结果。
中国碱性电解槽的系统成本可低至欧洲同类产品的五分之一，但这仅是制造端的优势，并非需求端主动敞开大门。
海外订单的结构也印证了这一点。碱性路线占据绝对主导，PEM和AEM合计占比不到1%。中国装备所占领的是全球绿氢规模化中最主流且对价格最敏感的那一层，这并非品牌溢价带来的订单。
IEA已将2030年全球清洁氢产量预期从4900万吨下调至3700万吨，降幅接近四分之一。在全球计划于2030年前投产的绿氢产能中，仅有约1%锁定了承购协议。
蒂森克虏伯Nucera和Nel的退出，并非因为竞争不过中国同行，而是市场本身未能提供足够订单支撑其运营。Nucera在Neom项目交付高峰期过后，绿氢分部营收不足以覆盖固定成本。中国企业填补了它们腾出的位置，但这些位置是收缩留下的空档。
在一个缩小的池子里，中国份额从39%升至67%，对应的是全球出货绝对值并未膨胀到可称为“需求繁荣”的程度。
中国氢能出海已形成两个层次，第三层尚未有中国企业真正涉足。
第一层是装备交付。派瑞在澳洲的15MW项目、阳光在阿曼的243MW项目、双良在肯尼亚的80MW项目，均以标准化硬件为交付物，客户关系通常在设备验收后结束。
第二层是工程前端介入。中石化炼化工程与西班牙TR组成联合体，获得了沙特延布绿氢项目的FEED合同，涉及4.5GW电解设施，设计面向2030年投运。
这一层赚取的是设计与项目管理费用，相比卖设备更进了一步。但FEED可以完成，EPC可以中标，项目仍可能止步于FID之前。Masdar的Musaffah项目便是前车之鉴。
第三层是海外项目的投资运营或权益产能。远景在南非和西班牙有绿氢规划，但这些动作大多处于研究、首单或规划阶段。更普遍的情形是，中国电建、中石化作为EPC竞标方出现在中东项目牌桌上，一旦项目取消，前期投入便停留在标书和设计文件中。
三层之间存在一条分界线：前两层无需承购协议即可发生，第三层则必须依赖承购协议。然而，承购这一关，全球绿氢行业尚未攻克。
还有一个易被忽略的信号。挪威HydrogenPro于2026年5月封存了天津自有工厂，转而由隆基氢能代工，协议产能上限为1GW。欧洲企业借助中国产能维持价格竞争力，但品牌、渠道和客户关系仍掌握在自己手中。这是当前最现实的合作模式，也是中国氢能出海在装备层的天花板所在。
此外，欧盟的本地化规则又增加了一道限制：获得补贴的绿氢项目，中国产电解槽堆占比不得超过25%。
基于上述分析，预见能源认为，中国氢能出海当前阶段的实质，是供给端凭借成本与交付能力，在全球需求收缩期抢占位置。
装备和工程前端的利润可以赚取，也应当继续争取。但出货量的增长并不等同于商业闭环的形成。那道门槛不在电解槽的制造成本中，而在于承购协议与长期电价的交叉点。目前站在门槛这一侧的，仍是卖设备和提供项目管理的中国企业。
门槛另一边等待装备的，是一个尚未被充分满足的需求。
本文来自微信公众号“预见能源”，36氪经授权发布。如需获取更多行业信息，可参考MK体育导航等综合资讯平台。
简体中文
李建华
MK体育网页版提供电脑端优化的内容导航，用户无需频繁跳转即可浏览体育资讯、品牌动态和专题资料，实现一站式信息获取。
赞 回复