一、綠氫放量高增趨勢已成，新增綠氫消納問題逐步凸顯

1.1 規(guī)劃和招標逐步落地，綠氫放量高增已成趨勢

綠氫項目數(shù)量高增，已立項產(chǎn)能合計約達到 270 萬噸。當前已投產(chǎn)的項目規(guī)模達到 4.9 萬噸，其中位于新疆庫車的國內(nèi)最大光伏制氫示范項目于 2023 年 8 月 30 日全面投產(chǎn)， 我國首個萬噸級綠氫煉化示范項目正式落地，綠氫工業(yè)化規(guī)模應用逐步開啟，電解槽進 入規(guī)模化驗證時代。綠氫項目規(guī)劃持續(xù)高增，近兩年已立項的綠氫項目合計約達到 270 萬噸，放量高增已成趨勢。

綠氫政策規(guī)劃量高增，2025 年各地合計達 100 萬噸。自國家層面發(fā)布《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中 長期規(guī)劃（2021-2035 年）》后，各地積極規(guī)劃可再生能源制氫（綠氫），根據(jù)各地政府 發(fā)布的相應氫能政策規(guī)劃，綠氫產(chǎn)能合計規(guī)劃量到 2025/2030/2035 年已達 100/100/250 萬噸。當前國內(nèi)政策規(guī)劃地區(qū)全部集中于風光資源較為豐富的三北地區(qū)，其中內(nèi)蒙古 2025 年規(guī)劃量達到 50 萬噸/年，占比達到當年加總規(guī)劃的一半，是全國綠氫推廣重點區(qū) 域。

綠氫規(guī)劃量帶動電解槽裝機量高增，2025 年預計在中性/樂觀情況下達到 19/28GW。綠氫 將采用電解槽電解水制取氫氣，綠氫規(guī)劃量的高增將帶動相應設備的需求。以電解槽匹配光伏制氫為例測算，樂觀情況以及中性情況下，在對應 100 萬噸綠氫規(guī)劃總量分別可 裝電解槽 28GW 和 19GW。預計在未來技術(shù)迭代和成本逐步下降的情況下，2025 年后電解 水制氫設備及綠氫市場將持續(xù)加速。測算假設與過程如下：

以 1000 標方/小時堿性電解槽為例測算，基于電解槽不同的年運營小時數(shù)，綠氫生 產(chǎn)規(guī)劃量對應的電解槽裝機規(guī)模將有所區(qū)別，當電解水制氫的電來自于光伏時，根 據(jù)光伏年發(fā)電小時數(shù)，樂觀和中性情況下預計電解槽分別年運行1100和1500小時， 同時考慮到部分電解槽的電采用外購電力的情況，假設 2025 年光伏供電和外購電力 占比均為 50%、外購電力年利用小時數(shù)為 4000 小時，100 萬噸綠氫對應樂觀和中性 情況下電解槽裝機量分別為 28GW 和 19GW。

1.2 綠氫規(guī)劃高增下，消納問題逐步凸顯

氫氣具備工業(yè)原料和能源產(chǎn)品雙重屬性。氫氣作為一種二次能源，目前已經(jīng)廣泛應用于 化工、電子、冶金、能源、航空航天以及交通等諸多領域，當前社會上主要利用化石能 源作為原料制備氫，再將氫作為化工、冶金等生產(chǎn)過程物料加以利用。氫氣作為可持續(xù) 發(fā)展的清潔可再生能源，同時具有工業(yè)原料和能源產(chǎn)品的雙重屬性，可作為全球降低二 氧化碳排放、實現(xiàn)碳中和的重要能源載體。

氫氣可在多個生產(chǎn)和消費環(huán)節(jié)作為替代能源和原料，在工業(yè)、交通、電力、建筑等行業(yè) 中均有不同的應用，其中最主要的用途包括燃料用氫、原料用氫，以及儲能用氫三類。

燃料用氫：主要場景包含重型道路交通、船運、航空、發(fā)電等領域。氫氣易燃且熱 值高，燃燒產(chǎn)物僅為水，不排放二氧化碳等溫室氣體，與傳統(tǒng)的化石燃料（石油、 天然氣、煤炭）相比，氫是終端零排放的清潔能源，可作為供熱或供電的燃料。目 前燃料用氫的應用在全球范圍內(nèi)尚為有限，主要限制因素是燃氫輪機等設備設施的 技術(shù)成熟度不高，相應的基礎設施和政策標準尚不完善。

原料用氫：主要場景包含鋼鐵、化工等領域。氫氣是重要的工業(yè)氣體，氫元素的強 還原性被用于多種化學反應，是眾多化合物的基礎元素之一�；�工行業(yè)需要用氫制 備甲醇、合成氨等多種產(chǎn)品，冶鐵需要利用氫氣作為還原劑，多種高端材料的制造 在生產(chǎn)流程中均需要使用氫氣進行加工。

儲能用氫：主要場景包含電力儲能領域。作為廣義儲能的一種形式，在一定的環(huán)境 條件和容器中儲存液態(tài)氫或氣態(tài)氫，通過燃料電池用于電力調(diào)峰以調(diào)節(jié)長時間和跨 區(qū)域的儲能，或?qū)�氫轉(zhuǎn)換為化合物，例如合成氨，增強氫能用于燃料/原料的靈活性。

氫氣使用結(jié)構(gòu)以合成氨、甲醇、煉油及直接燃燒為主。從氫氣的用途來看，最大應用領 域是作為生產(chǎn)合成氨中間原料，氫氣產(chǎn)能占比約為 30%；第二是生產(chǎn)甲醇，包括煤經(jīng)甲 醇制烯烴的中間原料，氫氣產(chǎn)能占比約為 28%；第三是焦炭和蘭炭副產(chǎn)氫的綜合利用， 占比約為 15%(已扣除制氨醇，避免重復計算)；第四是煉廠用氫，占比約為 12%；第五是 現(xiàn)代煤化工范疇內(nèi)的煤間接液化、煤直接液化、煤制天然氣、煤制乙二醇的中間原料氫 氣，占比約為 10%；其他方式氫氣利用占比約為 5%。

當前氫氣供需趨于平衡，消納問題逐步顯現(xiàn)。當前國內(nèi)外氫氣主要在石化化工行業(yè)被較 為廣泛的生產(chǎn)和利用，根據(jù)對石化化工行業(yè)主要涉氫產(chǎn)品生產(chǎn)能力的統(tǒng)計，當前我國石 化化工行業(yè)氫氣總產(chǎn)能約為 4000 萬噸，氫氣產(chǎn)量約 3800 萬噸，氫氣消耗量約為 3540 萬 噸，從氫氣產(chǎn)量和消耗量來看，我國氫氣供需趨于平衡。根據(jù)上文統(tǒng)計的綠氫新增產(chǎn)能 數(shù)據(jù)，已立項綠氫產(chǎn)能 270 萬噸、短期 341 萬噸、中期近 9000 萬噸的量級看，綠氫規(guī)模 將在未來幾年內(nèi)高速增長，在當前氫氣供需趨于平衡的情況下，綠氫消納問題可預見性 的將逐步顯現(xiàn)。

1.3 四大場景消納綠氫，放量潛力多集中于三北地區(qū)

氫氣需求未來仍將持續(xù)穩(wěn)步增長，化工、鋼鐵、交通和儲能成為氫氣四大應用消納場景。 “工業(yè)+綠氫”將在石化和鋼鐵行業(yè)開展示范，交通用氫逐步提升。石化工業(yè)和鋼鐵工業(yè) 是氫氣最大的應用領域，綠氫促進工業(yè)脫碳意義重大，效果也將更加明顯。隨著我國光 伏發(fā)電和風力發(fā)電成本不斷下降，西北“綠電”價格已低于 0.2 元/(kW·h)，初步具備 提供工業(yè)綠氫的經(jīng)濟性，從已有綠氫項目和政策看，西北地區(qū)率先開展了綠氫+煤化工示 范，綠氫制合成氨生產(chǎn)綠氨、綠氫制甲醇生產(chǎn)綠醇等技術(shù)方案也在開展。

化工氫氣生產(chǎn)利用將持續(xù)增長，成為氫氣消納的重要場景。石化化工行業(yè)產(chǎn)品需求 隨全社會國民經(jīng)濟發(fā)展而發(fā)展，產(chǎn)品需求總體上仍將穩(wěn)步增長，例如工業(yè)氮肥、甲 醇化工、甲醇燃料和中間氫氣產(chǎn)能預計未來仍將增長，總體上將會促進氫氣需求增 長。當前過半氫氣下游應用集中于合成氨、甲醇及煉油領域，并且大多已立項的綠 氫項目應用也集中于化工領域，未來化工領域?qū)⒊蔀闅錃庀�納的重要場景。

鋼鐵行業(yè)氫氣需求結(jié)構(gòu)面臨調(diào)整，基于氫氣的新技術(shù)有望迎來突破性增長。在鋼鐵 工業(yè)中，副產(chǎn)的焦爐煤氣中含氫為 55%-60%，高煤氣含氫為 1%-4%，轉(zhuǎn)爐煤氣含氫為 0.2%-0.3%，另外利用 COREX 技術(shù)(熔融還原法)在生產(chǎn)鐵水過程中產(chǎn)生的煤氣含氫為 10%-30%（上述焦爐煤氣的含氫量已與焦化合并統(tǒng)計）。目前我國鋼鐵行業(yè)每年生產(chǎn)約 1400 萬噸的含氫副產(chǎn)品，其中高爐煉鐵使用約為 900 萬噸/年，電爐煉鐵消耗約 為 400 萬噸/年。根據(jù)國家有關(guān)鋼鐵行業(yè)去產(chǎn)能、確保粗鋼產(chǎn)量同比下降等要求，以 及廢鋼回收和氫氣直接還原鐵等技術(shù)逐步推廣，預計未來基于傳統(tǒng)高爐煉鐵所需要 的焦化產(chǎn)能將有所下降，焦化副產(chǎn)氫相應下降；基于氫氣直接還原鐵技術(shù)的氫氣需 求或?qū)⒌玫酵黄菩栽鲩L。

我國氫能利用現(xiàn)階段以車用氫能為主，處于起步初期示范階段。截至 2021 年底，我 國燃料電池車保有量約為 9000 輛，車型以商用車中的重卡、公交大巴、輕卡、物流 車為主，截止到目前，已建成加氫站約 300 座，當前車用氫能用量不到 1 萬噸，根 據(jù) 2025 年各地區(qū)政策規(guī)劃，燃料電池汽車保有量達到 11.8 萬輛，放量具備確定性 高，將拉動綠氫在需求側(cè)的消納，預計 2025 年氫氣需求量達 160 萬噸。

綠氫放量潛力多集中于三北地區(qū)，成本和規(guī)模具備發(fā)展優(yōu)勢。各地可再生資源條件的差 異導致區(qū)域性綠氫發(fā)展分化，三北地區(qū)等區(qū)域可再生能源資源豐富，其低電價致使這些 地區(qū)范圍內(nèi)的綠氫與傳統(tǒng)制氫路徑的成本差異較小，在多種應用場景具備經(jīng)濟性，也因 而綠氫在三北地區(qū)以風光氫大基地形式率先進行示范與規(guī)�；瘧�用。東部和中部地區(qū)資 源相對匱乏，同時電力需求旺盛導致綠電溢價，海上風電成本尚處于準平價階段，使得 綠氫成本與傳統(tǒng)制氫路徑成本具備一定差距，因而規(guī)�；�釋放節(jié)奏滯后于三北地區(qū)，然 而燃料電池汽車示范城市群均處沿海地帶，部分地區(qū)給予電解水制氫谷電優(yōu)惠電價，預 計東部地區(qū)以分布式為主進行發(fā)展。

二、化工：氫氣作為工業(yè)原料直接消納，項目升級減碳將帶動綠氫需求

2.1 傳統(tǒng)高碳排放工業(yè)新增產(chǎn)能受控，氫基綠色化工將成為產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型重要突破口

推動能耗雙控轉(zhuǎn)向碳排放雙控，高碳排放產(chǎn)業(yè)受控。我國逐步把碳排放總量納入考慮， 實施碳排放雙控可以有效避免能源總量控制的局限性，在控制化石能源消費的同時鼓勵 可再生能源發(fā)展，并且給予地方政府更多的綠色空間。國家發(fā)改委發(fā)布的《產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào) 整指導目錄（2023 年本）》由鼓勵、限制和淘汰三類目錄組成，傳統(tǒng)方式制備的工業(yè)合 成氨、甲醇、煉化、冶金等被歸類為限制或淘汰類，其新增產(chǎn)能將會受到限制。

產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型背景下，傳統(tǒng)化工工業(yè)綠色升級改造受到積極引導。目前國內(nèi)化工工業(yè)行 業(yè)仍屬于以化石燃料為主要能源基礎和原料的高耗能高碳排放行業(yè)，新型產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型 背景下，傳統(tǒng)高耗能、高碳排放的項目新增產(chǎn)能將受到擴張限制�！陡吆哪苄袠I(yè)重點領域 節(jié)能降碳改造升級實施指南（2022 年版）》，針對煉油、煤化工、合成氨等化工行業(yè)出臺 了具體的實施指南，提出引導工藝和技術(shù)綠色化水平的升級改造、相關(guān)前沿技術(shù)加強攻 關(guān)并加快淘汰不符合綠色低碳轉(zhuǎn)型要求的落后設備和技術(shù)，相關(guān)政策為以可再生氫為基 礎的清潔化工產(chǎn)業(yè)發(fā)展奠定了發(fā)展基礎。

氫基綠色化工將成為產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型的重要突破口，綠氫需求先后受替代滲透和新增項目帶動。 氫氣在化工領域被廣泛運用為原料，隨著環(huán)保、準入等政策的出臺和實施，傳統(tǒng)化工加 清潔能源配套項目受到積極推廣，氫基綠色化工將成為化工產(chǎn)業(yè)的重要轉(zhuǎn)型方向。綠氫 在化工行業(yè)驅(qū)動力來自現(xiàn)有替代及新增需求兩部分，包括既有傳統(tǒng)工藝流程的綠氫替代 和新型化工生產(chǎn)的綠氫利用兩種模式。由于現(xiàn)代化工項目工藝復雜、投資大且周期長， 綠氫作為原料在化工生產(chǎn)中的大規(guī)模利用需要進行較多產(chǎn)線的升級改造，短期內(nèi)成本較 高且風險較大，因此短期內(nèi)綠氫將主要在既有傳統(tǒng)工藝流程中發(fā)揮對傳統(tǒng)化石能源制氫 的替代作用，并在條件相對成熟的少部分綠氫新型化工項目中逐步開展試點應用。新型 化工路徑采取的工藝技術(shù)不同于現(xiàn)有傳統(tǒng)生產(chǎn)路徑，已有項目進行改造的難度大，因而 僅適用于新建項目。

合成氨、甲醇的生產(chǎn)在中國以煤化工為主要路徑，工廠大多采用煤氣化制氫的傳統(tǒng) 方式獲取氫氣。 石油煉化作為石油化工行業(yè)的主要生產(chǎn)環(huán)節(jié)，對氫氣的需求量大，大型煉化廠幾乎 均有場內(nèi)制氫設備，采取天然氣重整或煤氣化作為主要氫氣供給方式。

2.2 合成氨產(chǎn)能有望迎來逐步恢復，綠氫合成氨將率先實現(xiàn)規(guī)�；�示范應用

合成氨供需趨緊，產(chǎn)能有望迎來逐步恢復。過去國內(nèi)合成氨產(chǎn)能面臨嚴重過剩問題，從 統(tǒng)計數(shù)據(jù)看，2017 年國內(nèi)合成氨產(chǎn)能超過同年合成氨表觀消費量約 25.9%，十三五以來， 工信部要求合成氨行業(yè)淘汰高碳排放的落后工藝縮減產(chǎn)能，從 2016 年到 2022 年國內(nèi)合 成氨產(chǎn)能下降近 700 萬噸/年（2016 年產(chǎn)能 7156 萬噸）。受農(nóng)業(yè)需求拉動，合成氨表觀消 費量與產(chǎn)量快速增長，供需態(tài)勢縮緊。我國合成氨消費中農(nóng)業(yè)消費量（尿素等氮肥）占 到了總消費量的約七成，2018 年起國內(nèi)開始調(diào)整種植結(jié)構(gòu)，農(nóng)作物播種面積上漲、氮肥 需求增加，根據(jù)國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)，2018 年至 2021 年氮肥產(chǎn)量年均增長率達 3.2%，合成 氨表觀消費量跟隨上漲，年均增長 8.6%。

合成氨制備過程需大量氫氣，傳統(tǒng)制備方式碳排放量高。氨是最基礎的化工原料之一， 在化工領域被廣泛應用，作為工業(yè)上最基本、結(jié)構(gòu)最簡單的含氮原料，幾乎所有的含氮 化合物的最上游都源自于氨。氨可用于尿素等化肥農(nóng)業(yè)原料（氮肥）、以及硝酸等化工用 品生產(chǎn)，也可用作新型綠色燃料。工業(yè)上高溫高壓下氮氣與氫氣反應合成氨，傳統(tǒng)的合 成氨在生產(chǎn)氫氣原料的過程中采用的是煤或者天然氣制氫，生產(chǎn)過程中產(chǎn)生大量碳排放。 根據(jù)中國氣體工業(yè)協(xié)會數(shù)據(jù)，2020 年我國合成氨行業(yè)二氧化碳的總排放量 2.19 億噸，占 到了化工行業(yè)排放總量的 19.9%。

制氫環(huán)節(jié)是工業(yè)合成氨主要碳排放來源，電解水制氫可實現(xiàn)零碳排放。合成氨工業(yè)對氫 氣來源無特殊要求，可采用綠氫替代煤制氫與天然氣制氫，替代煤制氫后減碳超 2 億噸/ 年，實現(xiàn)除供熱環(huán)節(jié)外的零碳排放。傳統(tǒng)工業(yè)合成氨生產(chǎn)采用 Harber—Bosch 工藝，反 應方程式為 3H2+N2→2NH3，其中的 N2來自空氣分離，工藝簡單，氫氣來自煤制氫或天然氣 制氫，工藝較為復雜。煤制氫合成氨以及天然氣制氫合成氨都是“留氫去碳”，碳排放較 為嚴重，是合成氨工業(yè)主要的碳排放來源。 電解水制氫：反應方程式為：2H2O→2H2+O2。根據(jù)電解水制氫方程式，生產(chǎn)氫氣不產(chǎn) 生碳排放。煤制氫：反應方程式為：煤炭+02→CO+H2，CO+H2O→H2+CO2。煤制氫工廠平均每生產(chǎn) 1 噸氫氣碳排放約 25 噸，僅從原料消耗角度看，煤制氫路線的合成氨碳排放約為 4.2 噸/噸氨，依據(jù)我國約 6000 萬噸/年的合成氨產(chǎn)量、70%為煤制氨計算，煤制氨碳排 放約 2 億噸/年。 天然氣制氫：反應方程式為：CH4+02→CO2+2H2。根據(jù)天然氣制氫方程式，生產(chǎn) 1 噸氫 氣約排放二氧化碳 10 噸，僅從原料消耗角度看，天然氣制氫路線的合成氨碳排放約 為 2 噸/噸氨。

綠氨規(guī)劃已超 800 萬噸，有望率先實現(xiàn)規(guī)�；�示范，將帶動百萬噸氫氣增量。根據(jù)當前 綠氨各項目規(guī)劃統(tǒng)計，規(guī)劃量級已超 800 萬噸，項目地點多集中于內(nèi)蒙古、河北、甘肅、 遼寧等地區(qū)，根據(jù)合成氨工藝流程，每噸合成氨需氫約 0.18 噸，800 萬噸綠氨規(guī)劃對應 約 144 萬噸氫氣增量。

2.3 甲醇產(chǎn)能整合升級，綠色甲醇有望成為甲醇新增產(chǎn)能突破口

目前國內(nèi)甲醇產(chǎn)業(yè)整體供過于求且各區(qū)域差異大，原料結(jié)構(gòu)對煤炭的依賴度高，易受國 外低成本甲醇的沖擊。未來預計甲醇下游消費增長將以 MTO/MTP（甲醇制烯烴）、甲醇燃 料等新興下游帶動，政策引導下優(yōu)勝劣汰產(chǎn)能整合升級以提高競爭力。

碳排放雙控下，綠色甲醇有望成為甲醇新增產(chǎn)能突破口�？紤]碳排放雙控下煤制甲醇新 項目難以獲批，采用綠氫制備的綠色甲醇將成為未來增加甲醇產(chǎn)能的突破口，相關(guān)項目 逐漸在西北、西南等地區(qū)開展，例如“液態(tài)陽光”等新型工藝示范項目。根據(jù)甲醇合成 工藝流程，每噸綠色甲醇需氫約 0.19 噸，450 萬噸綠色甲醇規(guī)劃對應約 86 萬噸氫氣增 量。

船舶轉(zhuǎn)型綠色燃料技術(shù)路線，帶動甲醇新增需求。國際海事組織(IMO)公布的數(shù)據(jù)顯示， 船舶行業(yè)每年的碳排放量約為 10.76 億噸，占全球二氧化碳排放總量的 2.89%，并呈繼續(xù) 增加的趨勢。近期，MEPC8 會議、歐盟 Fit for 55 等計劃加速推進航運領域脫碳進程， 同時國際海運溫室氣體年度排放總量標準規(guī)劃出臺，規(guī)定 2030/2040 年較 2008 年至少降 低 20%/70%、力爭降低 30%/80%。脫碳目標將推動船舶向清潔能源轉(zhuǎn)型，即 LNG 動力、甲 醇動力、氨動力、氫動力等船舶在未來船舶新增的比例里將進一步提升。甲醇作為其中 最受關(guān)注的可替代燃料之一，需求將受益于船舶綠色化轉(zhuǎn)型帶動。

2.4 高端化、綠色化發(fā)展成為新趨勢，綠氫煉化將成為石化工業(yè)碳中和的關(guān)鍵

“十四五”期間，化工產(chǎn)品高端化、綠色化發(fā)展成為新趨勢。目前煉廠加氫裝置對氫氣 的需求主要靠重整氫，重整氫氣是煉廠最重要的廉價氫氣資源，重整的氫氣產(chǎn)率為進料 2.5%—3.5%，每噸進料可提供 300—500Nm3副產(chǎn)氫，但原油中 65—165℃餾分加上加氫裂 化裝置的石腦油，重整原料約占原油的 15%，因此重整副產(chǎn)氫最多只占原油產(chǎn)量的 0.5%， 而全廠用氫量一般占原油的 0.8%—1.4%。隨著加氫裝置的陸續(xù)建成，重整氫已不能滿足 對氫氣日益增大的需求。煉化新工藝的發(fā)展意味著工藝環(huán)節(jié)的精細化，對加氫的數(shù)量和 質(zhì)量提出了更高的要求。隨著大量煉化一體化園區(qū)的投產(chǎn)，預計在中短期內(nèi)，煉化會成 為氫氣大規(guī)模應用的下游領域，根據(jù)中國石油經(jīng)濟研究院的數(shù)據(jù)，目前每年全國大約有 6 億噸的原油加工量規(guī)模，對應的氫氣需求量約為 900 萬噸。

綠氫煉化的標志性項目已投產(chǎn)：中石化 6 月 30 日新疆庫車綠氫示范項目順利產(chǎn)氫， 產(chǎn)出的氫氣通過管道輸送到中國石化塔河煉化，替代現(xiàn)有天然氣化石能源制氫。該 項目實現(xiàn)了綠氫生產(chǎn)到利用全流程貫通，也標志著我國首次實現(xiàn)萬噸級綠氫煉化項 目全產(chǎn)業(yè)鏈貫通。

石化工業(yè)減碳已成趨勢，綠氫煉化將成為石化工業(yè)實現(xiàn)碳中和的必由之路。綠氫煉化已 列入《“十四五”全國清潔生產(chǎn)推行方案》中，文件明確提出石化化工行業(yè)實施綠氫煉化 降碳工程，煉廠綠氫滲透率將有望穩(wěn)步提升。受到上游原料供應來源、工業(yè)基礎以及下 游消費市場等因素影響，目前煉廠的區(qū)域布局以東部沿海地區(qū)為主。隨著“雙碳”和相 關(guān)行業(yè)政策的推進，石化產(chǎn)品市場總需求雖然增長顯著度不高，但未來大型煉化一體化 裝置的投產(chǎn)仍然將增長部分產(chǎn)能，同時部分規(guī)模較小的獨立煉廠將面臨淘汰或兼并重組， 煉廠總產(chǎn)量預計與目前水平持平。盡管目前煉油廠采用綠氫的成本高于化石燃料制氫的成本，但隨著中國整體石化行業(yè)升級轉(zhuǎn)型和愈發(fā)明確的政策信號，考慮產(chǎn)能替換減碳、 重大項目落地和綠氫成本下降加速等因素，未來西南、西北、東北等地區(qū)煉廠綠氫滲透 率將穩(wěn)步提升。

三、鋼鐵：行業(yè)開啟綠色轉(zhuǎn)型，碳稅下綠氫成為脫碳關(guān)鍵原料及能源

3.1 鋼鐵行業(yè)脫碳難度高、體量大，政策引導下行業(yè)開啟綠色升級

鋼鐵行業(yè)脫碳難度高、體量大，是碳排放密集程度最高、脫碳壓力最大的行業(yè)之一。碳 排放約占全球排放總量的 7.2%，鋼鐵行業(yè)的脫碳在國內(nèi)尤為重要，目前，中國鋼鐵行業(yè) 碳排放量約占中國碳排放總量的 15%，是碳排放量最高的制造行業(yè)，全球每年生產(chǎn)和使 用高達 18 億噸鋼鐵，其中將近 50%的鋼產(chǎn)于中國內(nèi)地，中國鋼鐵行業(yè)碳排放量也約占全 球鋼鐵行業(yè)碳排放總量的 50%。

鋼鐵行業(yè)開啟脫碳轉(zhuǎn)型需求迫切，電氣化難以實現(xiàn)完全脫碳。鋼鐵行業(yè)是我國工業(yè)的支 柱性行業(yè)，約占我國 GDP 的 5%，然而，目前我國鋼鐵行業(yè)仍以碳排放強度高的長流程為 主，粗鋼產(chǎn)能約占 90%，在碳中和以及去產(chǎn)能的雙重壓力下，我國鋼鐵行業(yè)面臨嚴峻挑 戰(zhàn)，鋼鐵行業(yè)的快速脫碳尤為重要。由于中國鋼鐵生產(chǎn)中用于提供高溫的燃料燃燒造成 的排放和以焦炭為主要還原劑的反應過程排放，因而難以通過電氣化的方式實現(xiàn)完全脫 碳。

3.2 綠氫成為鋼鐵行業(yè)脫碳關(guān)鍵原料及能源，碳稅下綠氫滲透有望提速

氫氣具備高能量密度及熱值，適用于鋼鐵行業(yè)減碳工程。在某些特定領域，能源需要擁 有更高能量密度、更長期的儲存周期或以燃料形式存在用來燃燒，即使用電需求不斷高 增，但在某些領域的需求，電是無法替代非電能源，例如金屬冶煉、焦爐煉鋼等。假設 到 2060 年中國電氣化率高達 70%，對應仍然存在 20-30 億噸標準煤的能源需完成脫碳， 因此需其他能源形式以實現(xiàn)碳中和。氫氣憑借其高能量密度和熱值，適用于工業(yè)領域脫 碳，其熱值是汽油的 3 倍，酒精的 3.9 倍，天然氣的 5 倍，焦炭的 4.5 倍。

利用綠氫替代焦炭進行直接還原鐵生產(chǎn)并配加電爐煉鋼的模式將成為鋼鐵行業(yè)完全脫碳 關(guān)鍵且具備前景的解決方案之一�；�于氫氣的直接還原技術(shù)是用氫替換碳作為煉鐵還原 劑，使煉鐵工序中產(chǎn)生水而不是二氧化碳，從而大幅減少溫室氣體排放，被視為鋼鐵工 業(yè)的綠色生產(chǎn)方法。 摻燒綠氫供熱也是鋼鐵生產(chǎn)領域脫碳的重要路徑之一。由于鋼鐵生產(chǎn)中用于提供高溫的 燃料燃燒造成的排放難以通過電氣化的方式實現(xiàn)完全脫碳，且能效提升和廢鋼利用等方 式的減排潛力有限，因此利用將綠氫摻燒至原有供熱能源中，例如煤摻氫燃燒，可推動 鋼鐵領域碳排放的下降。

氫氣煉鋼開啟試點項目，項目產(chǎn)能累計規(guī)模達 740 萬噸。鋼鐵行業(yè)對氫氣的利用集中在 新增產(chǎn)能的生產(chǎn)工藝流程，行業(yè)領先企業(yè)占據(jù)先發(fā)地位，近年來國內(nèi)大型鋼鐵企業(yè)已經(jīng) 逐步開啟了氫冶金技術(shù)工藝試點項目。以 1 噸鋼使用 55kg 氫氣測算，已宣布的 740 萬噸 氫冶金試點項目產(chǎn)能，對應將帶動約 40.7 萬噸氫氣需求。

鋼鐵領域氫氣成本敏感度最高，碳稅落地驅(qū)動綠氫滲透提速。鋼鐵領域?qū)�氫氣成本敏�?程度高，10 元/kg 左右氫氣成本才可與原有焦炭煉鋼成本持平，然而碳稅的落地將抬高原有能源使用成本，從而推動氫氣平價進程的加速。歐盟碳關(guān)稅（CBAM）于 2023 年 10 月起開始運行，行業(yè)范圍涵蓋鋼鐵、鋁、氫、水泥、化肥和電力�；�/藍/綠氫生產(chǎn) 1kg 氫氣產(chǎn)生 CO2 分別為 25/11/0kg,根據(jù)煉鐵時所需的焦炭和氫氣量，以焦炭價格 2500 元/ 噸測算，在不考慮碳稅的情況下，氫氣成本為 9.55 元/kg 時，采用焦炭煉鐵和氫煉鐵成 本相當；以 50 歐元/噸的碳稅價格測算，氫氣平價的可接受成本將提升至為 15 元/kg， 此時綠氫的制取成本對應電價為 0.2 元/kWh，并且低于灰氫加碳稅的價格。由此可見， 碳稅是驅(qū)動綠氫需求的關(guān)鍵，將推進綠氫在鋼鐵領域的滲透應用加速。

四、儲能：風光消納壓力提升，大規(guī)模、長周期氫儲能迎機遇

4.1 可再生能源大規(guī)模應用根本性問題在于消納，以西北為代表的新能源消納壓力顯現(xiàn)

從新能源利用率看，西北外送電省份消納壓力突出。國家電網(wǎng)《新能源消納運行評估及 預警技術(shù)規(guī)范》設置了新能源消納監(jiān)測預警紅/黃/綠色區(qū)域，進入紅色預警的地區(qū)或面 臨暫停風光電接入的風險，主要判斷指標為新能源利用率。從 2021 年-2023H1 各省逐月 利用率數(shù)據(jù)來看：

區(qū)位上：利用率偏低區(qū)域主要集中在西北地區(qū)（內(nèi)蒙古、甘肅、寧夏、青海、新疆 等省份）。目前，西北地區(qū)第一批大型風光基地裝機總?cè)萘?97GW 已全部開工建設， 其中約 50%電量外送消納。預計通過提升已建輸電通道利用效率共計可提升跨區(qū)域 輸電能力 4200 萬千瓦，基本滿足了第一批大基地的外送需求；第二批項目（規(guī)劃 “十四五”投產(chǎn) 200GW）正在陸續(xù)開工，風光項目建設周期一般為 6-12 個月，原則 上 2023 年并網(wǎng)，其中約 75%電量外送消納；第三批項目審查抓緊推進。隨著第二、 批風光項目投運，消納問題將進一步突出。

時間上：Q2 為棄電高峰期。消納問題最核心影響因素仍是終端用電需求，在迎峰度 冬、迎峰度夏兩個時間節(jié)點上用電需求旺盛可平抑短時供大于求的矛盾；此外， 2Q22 來水偏豐，同為“看天吃飯”的可再生能源類型、具有長期不可預測性，水電 超發(fā)在一定程度上也影響到了風光消納。

新能源裝機高增、本地電量富余為西北消納問題突出主因。“源荷分離”規(guī)劃下，西北新 能源裝機高增，目前青海、甘肅、寧夏、內(nèi)蒙、新疆風光裝機占電源總裝機比例已超過 35%，隨著大基地建設推進，未來仍將成為風光裝機快速滲透的主戰(zhàn)場。

4.2 儲能需求逐步高增，源側(cè)發(fā)展長周期、大規(guī)模儲能是綠色大電網(wǎng)穩(wěn)定供電的關(guān)鍵

儲能在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)以及負荷側(cè)的驅(qū)動因素不同。在發(fā)電側(cè)其驅(qū)動力在于國家強制性 新能源配套儲能政策；在電網(wǎng)側(cè)儲能驅(qū)動力則是基于新能源比例提升后電力系統(tǒng)對調(diào)峰、 調(diào)頻等輔助服務的巨大需求；在負荷側(cè)儲能驅(qū)動力在于峰谷價差拉大套利空間、部分地 區(qū)（例如：浙江、江蘇、山東）分布式電源配儲政策等。 在源側(cè)實現(xiàn)風光消納并發(fā)展大規(guī)模長時儲能，是實現(xiàn)綠色大電網(wǎng)穩(wěn)定供電的關(guān)鍵，也是 綠電外送的前提，氫儲能就是其中的關(guān)鍵。我國大規(guī)模可再生能源利用中的根本性問題 是西北和華北地區(qū)的大光伏和大風電的外運或消納問題，當前可行方案分為兩類： 外送綠電：風/光發(fā)電+零碳/低碳靈活電廠同步配置，通過特高壓外輸綠電，適用于 西北和華北大光伏和大風電，電力企業(yè)等作為主導方。 離網(wǎng)制氫：風/光發(fā)電+電解水制氫→氫能多樣化應用，適用于大多數(shù)風電和光伏儲 能，石化能源等企業(yè)主導。

4.3 氫儲能大規(guī)模應用和時間邊際成本低，是長周期、大規(guī)模儲能的優(yōu)選項

氫能適用于大規(guī)模和長周期的儲能，具備無自衰減、擴容成本低等特性。氫儲能主要指 將太陽能、風能等間歇性可再生能源余電或無法并網(wǎng)的棄電，通過電解水制氫的方式儲 存，可就地消納、時經(jīng)燃料電池進行發(fā)電或管道、長管車運輸?shù)确绞焦�應于下游應用終 端。相較于抽水儲能、壓縮空氣儲能、蓄電池儲能（鋰電）具有無自衰減、擴容成本低、 能量密度大、能源發(fā)電轉(zhuǎn)移便捷等優(yōu)點，憑借其無自衰減的特性，尤其適用于跨周和季 度的儲能�；�于擴容成本低的特點，即僅需增加氫瓶即可擴充儲能容量，適用于大規(guī)模 的儲能。

上游側(cè)耦合風光設備電解水制氫，可解決可再生能源電消納及上網(wǎng)問題。電消納及上網(wǎng) 問題隨光伏和風電裝機規(guī)模高增逐步凸顯，風光耦合電解水制氫可實現(xiàn)風光裝機無地域 限制。近十年來，我國光伏和風電成本快速下降，為裝機規(guī)�？焖偬嵘�奠定了基礎，但 風光發(fā)電波動性的特點制約了其進一步擴大規(guī)模，因而配儲以平抑波動性。現(xiàn)階段大部 分可再生能源發(fā)電終局為上網(wǎng)，儲能大多僅作為可再生能源電力上網(wǎng)前電源側(cè)波動性的 暫時儲存電力的方案，在光伏和風電大規(guī)模裝機至一定規(guī)模后，上網(wǎng)及電消納將成為可 預見性需要解決的問題。因此，將風光設備耦合電解槽制取氫氣儲能，氫氣再作為能源 使用，將解決儲存能量的大規(guī)模時空轉(zhuǎn)移特性，實現(xiàn)交通網(wǎng)與能源網(wǎng)的深度耦合。

能源配儲需求推動氫儲能放量，風光氫儲一體化項目逐步落地。風光配儲成為剛需，各 地政府陸續(xù)發(fā)布強制配儲需求，配儲比例最高可達 30%，為實現(xiàn)碳中和目標，若在風光 裝機量達到 50 億千瓦、年發(fā)電量 10 萬億度的時候，按 10%-30%的配儲比例，儲能容量將 在 1 萬億-3 萬億度，意味著儲能必須滿足低成本、規(guī)�；�、無地域限制、長壽命等要求。 當前氫能與傳統(tǒng)的電池等技術(shù)同被認定為儲能，納入了強制配儲需求可計算的比例內(nèi)， 可再生能源裝機疊加配儲需求，上游供給側(cè)放量將推動氫儲能發(fā)展，風光氫一體化項目 正處于不斷規(guī)劃與落地的狀態(tài)，2023 年開工風光氫儲一體化項目對應制氫產(chǎn)能已達 28 萬 噸。

五、交通：率先打開綠氫消納第一缺口，放量確定性強

5.1 實現(xiàn)補貼下全生命周期成本平價，率先打開綠氫消納

全生命周期成本是衡量重卡經(jīng)濟性的核心指標。成本是評估技術(shù)路線商用化可行性的關(guān) 鍵，全生命周期成本（TCO）是從卡車整個生命周期來考量成本，包含車輛購置成本以及 運營成本。當燃料電池重卡 TCO 比純電動重卡更低時，燃料電池重卡便是終端用戶的經(jīng) 濟性更優(yōu)選擇。目前燃料電池系統(tǒng)占整車成本約 60%，運營階段主要以氫氣費用為主， 因而系統(tǒng)單價和氫氣售價是影響燃料電池重卡 TCO 的主要因素。

當前燃料電池重卡在補貼下可實現(xiàn) TCO 平價，平價下綠氫應用場景加速率先突破。根據(jù) 我們發(fā)布的氫能&燃料電池深度專題報告《重卡與叉車：交通領域燃料電池經(jīng)濟性及潛在 市場空間分析》內(nèi)的測算結(jié)果看，當前燃料電池重卡（FCV）已具備成本經(jīng)濟性，其降本 成效顯著，現(xiàn)階段補貼后 TCO 低于電動重卡。平價是綠氫大規(guī)模應用的關(guān)鍵條件，平價 下綠氫在交通領域的應用場景將加速率先突破。

基于扶持期產(chǎn)業(yè)鏈成本情況和政策方案，在短島和長途場景下，F(xiàn)CV 全周期經(jīng)濟性 均優(yōu)于換電重卡，在高補貼、氫氣資源優(yōu)勢地區(qū)具備性價比優(yōu)勢。以 49t 重卡為例， 假設全生命周期運營里程 100 萬公里，測算得到短島場景下燃料電池重卡 TCO 約 318.93 萬元，電動重卡約337.82 萬元，長途高速場景下燃料電池重卡TCO約 294.01 萬元，電動重卡約 322.79 萬元。燃料電池重卡經(jīng)濟性均優(yōu)于電動重卡，即在當前成 本水平及政策條件下，燃料電池重卡已實現(xiàn) TCO 低于電動重卡，考慮部分地區(qū)氫氣 資源豐富，相應燃料電池重卡的經(jīng)濟性將更加明顯。

5.2 燃料電池汽車放量確定性高，帶動綠氫需求側(cè)增量確定性較強

燃料電池汽車示范城市群落地，“以獎代補”激勵產(chǎn)業(yè)發(fā)展。“3+2”燃料電池汽車示范城 市群落地，從 2021 年底起的四年示范期間，五部委將采取“以獎代補”，對入圍的城市 群按照其目標完成情況給予獎勵，最高可達 17 億，地級市（區(qū)）也可按照 1:1 針對燃料 電池汽車和氫氣發(fā)放補貼，考核內(nèi)容主要包括“燃料電池汽車推廣應用”、“關(guān)鍵零部件 研發(fā)產(chǎn)業(yè)化”和“氫能供應”三部分。各地政府也積極出臺相應的規(guī)劃政策，加速推進 氫能汽車市場化進程。

氫燃料電池電池汽車市場化進程加速，2025 年政策規(guī)劃突破 10 萬輛。根據(jù)各地政策目標 推廣量統(tǒng)計，2025 年氫燃料電池汽車保有量超 10 萬臺，以 2021 年氫燃料電池汽車保有 量約 9000 臺為基準測算，則 2021-2025 年示范期內(nèi)車輛年復合增速達 90.6%。

燃料電池汽車放量確定性高，率先帶動綠氫需求側(cè)增量。根據(jù) 2025 年各地區(qū)政策規(guī)劃， 燃料電池汽車保有量達到 11.8 萬輛，放量具備確定性高，將拉動綠氫在需求側(cè)的消納， 預計 2025 年氫氣需求量達 160 萬噸。測算邏輯與假設如下：

氫耗隨車型大小、運營工況、系統(tǒng)裝機容量、系統(tǒng)控制邏輯變化，參考燃料電池汽 車實際運營數(shù)據(jù)、以 2025 年保有量 11.8 萬輛的測算，公交、物流車、重卡百公里 氫耗分別取 4-5、2-4、8-9kg，平均年運營里程 250、450、700 公里，車型結(jié)構(gòu)占 比 20%、20%、60%進行測算，5 年年復合增速達 100%。