沙特阿拉伯2025年氢能战略围绕三大支柱展开：NEOM绿氢项目，日产绿氢最高可达600吨；沙特阿美的蓝氢与蓝氨路线；以及通往欧洲和亚洲的出口走廊。到2030年，沙特阿拉伯力争年产290万吨清洁氢，并成为全球领先的氢气和氨出口国之一，从而在愿景 2030框架下打造能源经济的新支柱。
氢能建设同时服务于脱碳、产业多元化，并对冲长期石油需求走弱的风险。它调动三类资产负债表：公共投资基金通过ACWA Power和NEOM参与；沙特阿美通过天然气重整和CCS参与；能源部则通过国家间双边承购框架参与。到2030年前，战略成败的检验标准是执行：首批氢能产品能否以欧洲和亚洲买家在计入运输、认证及转化损耗后仍能接受的价格装船。
沙特氢能战略
沙特阿拉伯《国家氢能战略》设定的目标是，到2030年清洁氢年产量达到290万吨，到2035年升至400万吨。在这一总体目标中，能源部的指导方向是，到本十年末绿氢产量约120万吨、蓝氨产量约1,100万吨。两者不对称，既反映沙特王国的天然气优势，也反映带CCS的蒸汽甲烷重整与吉瓦级电解技术之间的成熟度差距。该战略与沙特绿色倡议及沙特王国承诺于2060年前实现境内净零排放的目标并行推进。
从战略层面看，氢能处在三项政策目标的交汇点。第一，它能将可再生能源产能变现，避免其在国内电力结构中与油气竞争：电解制氢为太阳能和风能提供高价值承购渠道，使可再生能源投资更具合理性，同时不必挤占烃类出口量。第二，它为沙特阿美和石化产业提供与低碳产品相匹配的业务线，并呼应沙特阿拉伯在2020年担任G20轮值主席国期间推动写入公报的循环碳经济框架。第三，在终端行业日益寻求无碳能源载体而不只是原油的背景下，它让沙特王国得以继续向亚洲和欧洲供应能源分子。
制度架构依托现有平台，而非另设垂直管理机构。NEOM、沙特阿美、ACWA Power和SABIC是主要运营主体。能源部在阿卜杜勒阿齐兹·本·萨勒曼亲王领导下负责战略与双边外交。公共投资基金通过持有NEOM（100%）和ACWA Power（44.2%）股权为资本结构提供支撑。阿卜杜拉国王科技大学（KAUST）负责技术研究。
绿氢与蓝氢的区别
颜色分类对出口市场的重要性高于对生产经济性的影响。绿氢通过使用可再生电力电解水制取，产物为氢气和氧气，过程不直接排放碳。蓝氢以天然气为原料，通过蒸汽甲烷重整生产，并捕集、封存生成的二氧化碳；视捕集率而定，残余排放约为每千克氢气1至3千克二氧化碳。灰氢则是未经捕集处理的重整天然气制氢，也是该战略意图取代的传统工业产品。
对沙特阿拉伯而言，这一区分直接影响商业前景：依据欧盟《可再生能源指令III》，欧洲买家为满足配额要求需要绿氢；日本和韩国买家则愿意将蓝氨计入脱碳目标。碳边境调节机制（CBAM）正逐步迈向2026年全面实施定价，中期来看将使经济性重新倾向绿氢。不过，蓝氢眼下在沙特王国具有成本优势：沙特阿美按监管分配的天然气原料价格低，相关基础设施已经建成，沙特地质条件下的捕集和封存成本在全球具有竞争力。
沙特王国的绿氢优势来自太阳辐照资源。NEOM和红海沿岸的直接法向辐照量通常超过每平方米每年2,400千瓦时，处于全球最高水平之列。再加上沙特西北部成本较低的风能，以及公共投资基金安排的准主权成本融资，可再生电力成本可降至每兆瓦时20美元出头。电力成本是任何电解制氢平准化成本（LCOH）计算中的主导因素。
NEOM绿氢项目
NEOM绿氢公司（NGHC）是旗舰项目，也是衡量沙特王国整体氢能战略的风向标。该项目总投资84亿美元，于2023年3月完成融资，其中61亿美元为由23家本地、区域及国际银行组成银团提供的无追索权债务，是迄今规模较大的绿色项目融资之一。NEOM、ACWA Power和Air Products各持三分之一股权：NEOM提供土地、监管制度和可再生资源；ACWA Power提供项目开发专长；Air Products负责EPC整合、电解槽工程及独家承购。
项目配置包括4吉瓦已装机可再生能源容量（2.2吉瓦太阳能光伏、由257台风机组成的1.6吉瓦风电，以及电池储能），为2吉瓦ThyssenKrupp碱性电解槽供电，日产氢气最高可达600吨。氢气将在现场与从空气中分离的氮气合成氨，年产约120万吨绿氨，并通过Oxagon专用海运码头出口。Air Products的30年承购协议覆盖全部产量，货物主要销往欧洲工业客户；经再转化后，也将进入Air Products在亚洲和北美的氢气分销网络。
截至2026年初，项目整体完工率约为80%。风机已安装，太阳能园区也已基本建成。电解槽组和氨合成回路正处于安装后期。公开指引是可再生能源设施于2026年第三季度调试，随后电解槽在2026年末至2027年逐步爬坡。首批绿氨商业船货预计于2026年末或2027年初发运，2027年达到满额铭牌产能。较早指引所称的时间延后了6至12个月，反映首个同类项目的正常摸索过程；全球尚无任何大型绿氢项目以这一规模投产。
NEOM绿氢项目必须证明成本曲线可行。如果Air Products能以有竞争力的到岸价格将氨运抵鹿特丹，相较欧洲本地产绿氢加运输的方案具备竞争力，那么后续延布枢纽以及整个每年1,100万吨蓝氨目标的商业论证都会显著增强。
沙特阿美的蓝氢布局
沙特阿美通过内生扩张与选择性收购相结合的方式建设蓝氢业务。2025年3月，沙特阿美收购了蓝氢工业气体公司（BHIG）50%的股权。BHIG是与Air Products Qudra在朱拜勒设立的合资企业，以天然气生产蓝氢，并将二氧化碳输送至沙特阿美规划中的朱拜勒CCS枢纽。此次收购明确了沙特阿美作为东部省蓝氢主导企业的角色，也将BHIG的工业客户（炼油厂、石化厂和钢铁企业）纳入沙特阿美的排放核算体系。
让蓝氢具备规模化可信度的项目是朱拜勒CCS枢纽。2025年2月，沙特阿美向Larsen & Toubro授予价值15亿美元的首期EPC合同，目标是在2027年投入运营。建成后，朱拜勒每年将捕集并封存约900万吨二氧化碳，其中约600万吨来自沙特阿美自有天然气设施，约300万吨来自第三方排放源。二氧化碳将通过管道输送至咸水层永久封存。Linde和SLB是合资伙伴。沙特阿拉伯提出的2035年封存目标为每年4,400万吨，朱拜勒是其中的锚定项目；若无该项目，蓝氢标签将难以让欧洲买家信服。
现有捕集基础设施包括哈维耶天然气液体回收设施，该设施自2015年起捕集二氧化碳，目前日处理量为4,500万标准立方英尺。二氧化碳经85公里管道输送后注入乌斯马尼耶油田，用于提高采收率。哈维耶更偏向提高采油率，而非专门封存，但为沙特阿美积累了运营经验，降低了朱拜勒项目的风险。
沙特阿美在蓝氨商业运输方面拥有沙特王国最成熟的业绩记录。2020年9月，该公司向日本JERA、Idemitsu等企业运送全球首批蓝氨船货，规模为40吨，属于示范项目。此后货物陆续运往日本和韩国。沙特阿美向韩国交付的首批商业规模蓝氨，在2023年10月《利雅得联合声明》中被提及；该声明属于“韩沙氢能绿洲合作倡议”的一部分。
ACWA Power的作用
ACWA Power是与沙特阿美并列的第二个核心平台，但侧重点不同：其业务重心是绿氢、公用事业规模的可再生能源和严谨的项目融资，而非上游天然气整合。公共投资基金持有ACWA Power 44.2%的股份。该公司参与NEOM绿氢项目、规划中的延布枢纽以及不断扩大的国际绿氢项目管线，因此成为沙特绿氢生产的首选运营平台。
延布绿氢枢纽是最重要的后续项目。ACWA Power正与德国公用事业公司EnBW共同开发，目标是在2026年年中完成前端工程设计（FEED），并于2030年投入商业运营。ACWA Power公开表示，延布项目规模可能约为NGHC的两倍，意味着可再生能源发电能力约8吉瓦、电解产能约4吉瓦。延布位于红海沿岸，靠近沙特现有港口基础设施，主要面向欧洲买家。EnBW的参与使项目直接对接德国承购需求；该需求受H2Global机制和欧盟REDIII合规要求推动。
除旗舰项目外，ACWA Power还有25个处于高级开发阶段的项目，涉及可再生能源、氢能和水务，价值260亿美元。公司还与澳大利亚开发商Hysata签署了电解槽协议。Hysata声称，其毛细供液碱性电解技术的低位热值效率超过95%。如果Hysata能实现规模化交付，ACWA Power在延布项目上或可越过NGHC所采用的ThyssenKrupp电解槽组预设成本曲线，获得显著的后发优势。
出口市场
沙特阿拉伯的出口战略针对亚洲和欧洲两类需求，两个市场的商业结构、认证制度和定价逻辑各不相同。
日本是长期锚定市场。通过经产省（METI）的绿色创新基金，日本承诺到2030年进口约300万吨氢当量的氨。日本最大的发电企业JERA正在碧南燃煤电厂开展掺烧氨试验，这一示范将理论需求转化为实际采购量。沙特阿美一直是沙方主要交易对手，三菱商事则承担贸易和运输衔接。相较欧洲买家，日本买家对绿氢与蓝氢的区分更灵活，更看重全生命周期排放，而非严格按颜色分类。
韩国采取了与日本相近的路线。韩国《氢能经济路线图》提出，到2050年氢能需求达到2,790万吨，其中大部分由进口满足。2023年10月，穆罕默德·本·萨勒曼王储与总统尹锡悦在利雅得举行峰会，将韩沙氢能伙伴关系提升至国家优先事项，涵盖沙特阿美的具体承购、基础设施合作，以及韩国工业买家对沙特产能的共同投资框架。
德国及欧盟整体代表价值较高但监管约束更严格的市场。德国的H2Global机制通过反向拍卖采购绿氢和氨，再以市场价格转售，差额由联邦补贴填补。NGHC及规划中的延布枢纽生产的沙特绿氨适合参与此类拍卖，但前提是产品符合欧盟REDIII关于额外性和时间相关性的规定；若干中东和北非生产商一直难以达到这项技术与监管门槛。
从地理位置看，沙特阿拉伯具备优势：横滨与鹿特丹大致等距，延布、朱拜勒和拉斯海尔已配置可用于氨出口的现有油轮运力。氨作为载体往返转化确实会造成能量损失（25%至30%），但对直接使用氨的工业客户（化肥、船用燃料、发电掺烧）而言，无需再转化，因而不构成问题。
成本曲线与经济性
沙特绿氢成本处于全球较有利区间，但尚未与灰氢持平。近期估算显示，采用风光各半的混合能源方案，NEOM地区氢气成本约为每千克3.27美元，是2024年一项系统研究中沙特城市的最低平准化制氢成本。纯太阳能光伏制氢约为每千克4.23美元，聚光太阳能发电（CSP）约为每千克4.95美元。考虑电解槽成本进一步下降的2030年预测显示，平准化制氢成本为每千克1.57至3.08美元；每千克1.80美元是常被引用的中间情景。
三项因素决定沙特的平准化制氢成本。电解槽资本支出比开发商在2021至2022年预期的更具黏性：通胀、碱性电解槽堆部件供应链受限，以及学习速度慢于国际能源署早期情景所假设的每翻倍一次下降18%至20%。鉴于准主权风险状况，沙特资本成本具有优势；公共投资基金的支持使加权平均资本成本显著低于非洲或拉美绿地项目适用的9%至12%。可再生电力成本则是关键变量：沙特每兆瓦时20美元出头的购电协议，为每千克2至3美元的氢气成本留下空间。
蓝氢的计算方式不同。沙特阿美天然气的分配价格是受监管的国内价格，远低于欧洲或亚洲的天然气现货价格。蒸汽甲烷重整技术成熟，同等产能的资本支出约为电解制氢的一半。增加CCS视捕集率而定，每千克成本增加0.50至1.00美元。朱拜勒蓝氢的离岸价可能为每千克1.50至2.00美元，短期内显著低于NEOM绿氢，但会受到碳定价趋严的影响。
国际能源署《2025年全球氢能评估》将沙特阿拉伯列入少数具备出口型绿氢可行条件的国家之列，其他国家和地区包括阿联酋、阿曼、摩洛哥和中国。这些市场兼具较低资本成本、优质可再生资源和政策承诺。国际能源署也提示了一个显著风险：自2022年以来，由于天然气价格回落而电解槽通胀持续，氢能与未经减排的化石能源制氢之间的成本差距反而扩大。要在欧洲或日本实现有竞争力的平价，仍取决于碳定价、监管要求或直接补贴计划。
愿景 2030能源结构
氢能是更广泛的愿景 2030能源结构转型的一部分。该转型计划到2030年将沙特国内发电量约50%转为可再生能源，其余主要由天然气承担（替代燃油发电），另有少量核能。向可再生能源和天然气转型可释放原油用于出口，并创造可用于电解制氢的剩余可再生电力，使其在经济上更合理。
可再生能源装机容量的总体目标是到2030年达到130吉瓦，其中约58吉瓦为太阳能光伏、40吉瓦为风电，其余为太阳能热发电和地热。沙特阿拉伯2024年底装机约5吉瓦，意味着此后每年需新增20吉瓦以上，其中很大一部分通过国家可再生能源计划的招标建设。即使到2030年实际装机仅达80至100吉瓦，可用于制氢的富余可再生能源也将相当可观。
沙特阿美扩大国内天然气产能，尤其是价值1,100亿美元的贾富拉非常规天然气开发项目，将为蓝氢提供分子原料，并释放原油用于出口。贾富拉的目标是到2030年日产天然气20亿立方英尺。一部分天然气用于替代燃油发电，一部分用于石化生产，分配给制氢重整的部分则供应BHIG以及朱拜勒和延布后续蓝氢产能。
沙特阿美的低碳战略计划到2030年形成每年约1,100万吨蓝氨产能，纳入至2050年总额500亿美元的能源转型支出框架。规模虽大，但相较沙特阿美每年500亿至550亿美元的上游资本支出，并不足以改变其整体格局。氢能属于辅助布局：若石油需求比基准情景更快减弱，它可以保护市场份额；但它并非资本配置的主导方向。
2024—2026年近期进展
过去18个月，沙特王国的氢能战略从发布计划转入执行。到2026年初，NEOM绿氢项目实体工程完成约80%，仍有望于2026年末或2027年初发出首批商业船货。较原先预计的2025年首船时间有所延误，但按超级项目标准看幅度不大。2025年2月，沙特阿美向Larsen & Toubro授予15亿美元朱拜勒CCS枢纽EPC合同，是迄今蓝氢基础设施最具体的承诺；没有该枢纽，蓝氨出口在技术上仍只是“灰氢加抵消”。
沙特阿美于2025年3月收购BHIG 50%股权，表明朱拜勒蓝氢商业市场正在沙特阿美旗下整合。ACWA Power与EnBW于2024至2025年正式确立延布绿氢枢纽联合开发，目标是在2026年年中完成FEED。2023年10月利雅得峰会上正式确立的“韩沙氢能绿洲合作倡议”于2024至2025年推进，沙特阿美已向韩国公用事业企业开展具体商业承购。2025年年中，沙特阿拉伯表示正在探索除NGHC和延布以外的另一座数十亿美元绿氢工厂；截至2026年初，选址尚未确定。
风险
这项战略面临若干市场会计入沙特关联氢能股权和债务定价的实质性风险。
需求端风险是最主要的担忧。日本和韩国氨掺烧产能的最终投资决定（FID）比2022年基准计划推进得慢。欧洲H2Global拍卖的成交量低于预期、成交价格则高于德国政府建模结果。若全球2030年氢能需求落在国际能源署《既定政策情景》，而非《已宣布承诺情景》，沙特出口的可服务市场将显著小于有时被引用的7,000亿美元规模。
成本风险具有双向性。如果电解槽成本每年下降10%至15%，沙特绿氢到2030年降至每千克1.80至2.00美元便有望实现，需求也可能提前释放。如果成本下降迟缓，而中国或印度生产商获得更低成本的国内供应链，沙特的成本优势就会收窄。
执行风险因项目而异。NGHC比原计划晚了6至12个月。延布尚未完成FEED。朱拜勒CCS枢纽依赖于咸水层特征评估，而沙特阿美预测的封存规模尚未经过独立审计。多个项目累计延误，会压缩实现2030年产量目标的时间窗口。
碳核算风险对蓝氢具有决定性影响。欧盟CBAM及即将出台的甲烷法规，对进口氢能提出日益严格的全生命周期排放要求。沙特阿美报告的甲烷排放强度低于全球同行，但2027年以后向欧洲出口蓝氢，需要经第三方核验的全生命周期核算；沙特阿拉伯仍在建设大规模提供这类核验所需的制度能力。地缘政治风险（沙伊紧张关系、红海航运受扰）则会影响经延布运输货物的保险费率和可靠性。
展望
2026年上半年结束时，沙特阿拉伯的处境强于多数外部观察者两年前的判断。NEOM绿氢项目已接近调试投产。朱拜勒CCS已有合同承包方。ACWA Power正在扩充项目管线。与日本、韩国和德国的双边承购框架均在推进。到2030年清洁氢年产290万吨、跻身全球前三大氨出口方、项目累计投资超过50亿美元等目标仍有可能实现，但并非确定无疑。
未来十年取决于三件事：降低成本、建立可信认证，以及实现需求。成本下降需要依托新一代电解槽、更低的可再生能源购电协议价格，以及沙特产业本地化（包括在国内生产电解槽堆）。认证可信度要求建立监管和审计基础设施，使柏林、东京和首尔的买家能够信任绿氢与蓝氢的区分，而不必只凭沙特王国单方面声明。需求实现取决于沙特无法掌控的因素，包括欧洲工业脱碳速度、日本氨掺烧项目的最终投资决定，以及韩国公用事业企业的氢能电价；不过，沙特能否可靠交付首批商业船货也会产生影响。
如果这三项条件汇聚，沙特阿拉伯到2035年有望占全球氢能出口市场的5%至7%。若未能汇聚，沙特王国仍可基本维持现有烃类出口地位，氢能建设则成为一项具有期权价值、但未能带来更激进的愿景 2030叙事所暗示的第二条石油等值收入来源的布局。即便是较保守的结果，也与沙特王国整体多元化的测算相容。氢能无需取代石油收入，愿景 2030才能成功；它只需证明沙特阿拉伯能够引领一个新兴能源产业。以这一较低门槛衡量，这项战略已经取得进展。
外部参考资料
- NEOM绿氢公司 - 项目规格。
- Air Products NEOM绿氢综合设施 - 承购详情。
- 国际能源署《2025年全球氢能评估》 - 成本曲线和需求预测。
- 沙特阿美收购BHIG - 蓝氢市场整合。
- CSIS沙特氢能产业战略 - 政策框架。