2024年策略：绿氢项目爆发在即

1. 上游绿氢项目进入爆发期，风光电消纳与配套设备降本推动需求启动

1.1 绿氢规划量爆发，2024 年绿氢项目将迎批量开工

绿氢规划产能高增，2025 年国家规划 10-20 万吨、各地合计达 100 万吨。自国家层面发 布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》后，各地积极规划可再生能源制氢。当前 已落地绿氢项目产能在 5 万吨左右，根据各地政府发布的相应氢能政策规划，绿氢产能合 计规划量到 2025/2030/2035 年已达 100/100/250 万吨，国内绿氢产能规划高增。

发展氢能全球共识逐步达成，海外绿氢规划产能同步高增。COP28 最新草案第 39 条（d） 款指出“加快零排放和低排放技术，包括碳捕获、利用和储存以及低碳氢的生产等，以便 加强在能源系统中替代碳排放有增无减的化石燃料的努力。”相较于 COP27 草案只是将氢 能作为供缔约方进一步审议的领域，COP28 草案则是正式加入了氢能相关内容，被纳入意 味着此领域被缔约方呼吁加快布局，意味着全球发展氢能共识已经形成，后续各国的氢能 发展将会提速，从海外绿氢规划来看，欧盟 2030 年绿氢产能规划达到 2000 万吨，中东当 前合计产能规划达到 2914.26 万吨。对于国内企业而言，国内外发展机遇并存，尤其是中 东市场值得重视。

2024 年绿氢项目将迎开工潮，预计电解槽招标同比翻倍看向 4GW。2023 年内，大量绿氢 项目开始申报立项，国内立项的项目绿氢产能已超 400 万吨，当前落地项目仅 5 万多吨产 能，考虑到 2025 年国家 10-20 万吨、各地合计 100 万吨绿氢产能规划，明年绿氢项目将 迎开工潮，带动制氢设备需求高增，我们乐观预计 2024 年国内电解槽招标量为 4GW，同 比翻倍增长。

1.2 绿氢应用限制逐步放开，光储氢平价推动产业发展加速

政策保障+经济性是绿氢大规模推广应用的两大核心，政策保障是前提、经济性是关键。从政策角度看，各地氢气的政策管理条例开始逐步松绑，绿氢应用限制陆续开放，政策保 障条例频出台。从经济性角度看，光储氢降本背景下，绿氢的经济性开始显露，未来在碳 税驱动下平价进程将加速。现阶段看，政策和经济性两端均初现端倪，在政策限制逐步放 开的前提下，光储氢平价或将成为氢能行业的爆发拐点。保障政策陆续出台，绿氢应用限制逐步放开。受限于能源管理条例，初期氢能发展应用推 广相对较缓，今年以来，氢气的政策管理条例开始逐步松绑，氢能能源属性政策破冰，体 现在绿氢生产不需危化品许可、允许在非化工园区建制加氢站等等，极大程度上放开了绿 氢的生产和使用限制，也降低了额外的无效成本支出，政策的松绑扫除了绿氢推广路上的 重要障碍之一，当前内蒙古、广东等多地均已出台相关政策，预计其他地区后续将陆续开 放。

光储氢降本驱动绿氢经济性初显，阶段性区域平价可期。绿氢可与灰氢平价，0.2 元/kWh 电价时经济性显现。绿氢制取成本主要由电费和制氢设备构成，灰氢制取成本主要受煤价 影响。煤炭价格呈现波动态势，400-1050 元/吨煤价下，对应制氢的氢气成本在 9.5-15 元 /kg；对于绿氢制取成本，外接电力成本在 0.1-0.23 元/kWh 时，对应制氢成本在 9.1-16.3 元/kg。即意味着电价 0.2 元/kWh 以下时，绿氢和灰氢（1000 元/吨煤价）可达成平价。

光储氢降本下绿氢开始具备经济性，光储氢项目可行性未来可期。电价是绿氢平价关键， 光储氢一体化项目为破局要点，0.2 元/kWh 以下的电价是实现绿氢平价的关键，低电价甚 至零电价（弃电消纳）只可能发生在采用新能源发电的情况，绿氢成本在光储氢一体化项 目内将大幅下降，降低用电成本的关键点体现在光伏组件/风电机组的价格上。今年以来， 光伏组件和储能的降本进程加速，阶段性的绿氢经济性已经初步显现。

假设项目 70%的电量上网，剩余 30%电量用于制氢，弃电率 20%，根据我们的测算， 在光伏组件 1 元/W、单位投资 3.1 元/W，储能电芯 0.5 元/Wh、单位投资 1.06 元/Wh， 电解槽 1.2 元/W、单位投资 1.35 元/W 的情况下，对应的制氢成本在 6.48 元/kg，项 目 IRR 达到 5.7%。这意味着在当前光储氢设备均可达到的成本下，在此模式下绿氢 制取的成本已经可实现与灰氢平价，未来随着光储氢设备的技术迭代及规模化效应 等带来的进一步降本，项目将实现经济性，绿氢消纳光伏发电电量占比也将大幅提升。

1.3 氢气消纳潜在上亿吨量级，万亿市场启动

氢气消纳潜在上亿吨量级，带动万亿市场规模。根据我们之前发布的氢能产业链系列深度 报告之十六——“潜在亿吨放量空间，绿氢消纳及驱动力探讨”的测算和分析，氢气消纳 主要集中在化工、钢铁、储能和交通四大领域，从短、中期以及理论极限值分析来看，短 期已立项规划的绿氢项目可带动百万吨氢气需求和百亿元市场空间，在绿氢全面渗透下， 潜在的消纳空间高达亿吨，将催生氢气和相应设备的万亿市场规模，远期天花板高。

测算说明：（1）短期：以当前已落地或立项的绿氢相关项目作为指引测算，部分无明 确规划项目的以绿氢渗透率估算，预计看向 2-3 年后；（2）中期：以 30%的绿氢渗透 率为假设测算，预计看向 2030 年；（3）理论极限：以绿氢全面渗透为假设测算。

2. 全球绿氢发展成共识，重点关注制氢设备环节与绿色溢价

2.1 绿色溢价为产业发展推手，电解槽迎接早期光伏机会

绿氢大规模应用将出现在光储氢平价点，现阶段正向全面平价点接近。新能源的大规模应 用往往出现在其与原有能源的成本平价的时点之后，例如光伏行业的爆发是在 2018 年平 价上网政策之后，对应看氢能行业的爆发拐点将出现在光储氢平价点之后。现阶段看，在 新能源成本下行的背景下，阶段性的区域绿氢平价已实现，绿氢成本正在向全面平价点接近。

碳税落地将抬高原有能源使用成本，绿氢平价进程加速。欧盟碳税已于 2023 年 10 月开启 试运行，2026 年正式运行，碳税的落地将抬高原有灰氢成本，因而变相加速绿氢的平价进 程。2022 年欧盟平均碳价约为 88.36 欧元/吨，每千克灰氢（煤制氢）约产生 25kg CO₂， 以欧盟 10、50 欧元/吨的碳价测算，对应的灰氢成本将上涨 1.93、9.65 元/kg，对应 1000、 400 元/吨煤价下，灰氢达到 24、19 元/kg，高于 0.23 元/kWh 电费下的绿氢制取成本。碳 税逐步落地下，绿氢的平价进程将加速，绿氢的大规模应用时点或将提前。

2.2 全球绿氢规划高增，重点关注制氢设备环节

以风光氢储一体化项目为导向，绿氢项目呈现高增长态势。当前国内已投产的绿氢项目规 模达到 5.4 万吨，其中位于新疆库车的国内最大光伏制氢示范项目于 2023 年 8 月 30 日 全面投产，绿氢工业化规模应用逐步开启，电解槽进入规模化验证时代。绿氢项目规划持 续高增，近两年已立项的绿氢项目合计达到 483.31 万吨，绿氢项目将迎来落地放量。

多地发布绿氢生产补贴政策，给予制氢端前期发展保障。西北部地区拥有丰富的风光资源， 绿氢项目多集中于此，其中，内蒙古、宁夏、吉林、甘肃、青海、新疆均出台了相应的绿 氢产能规划，加总规划量至 2025 年达到 100 万吨，除规划外，内蒙古、吉林、甘肃、新 疆等多地区也发布了绿氢生产补贴政策，补贴额最高高达 10 元/kg，预计后续其他地区有 望逐步跟进出台相关政策，规划指引叠加补贴保障，制氢端迎大发展机遇。

重点跟踪绿氢项目进度，制氢端设备需求爆发。绿氢项目立项高增背景下，随着项目的推 进，后续将迎来设备的大规模招标，制氢端设备需求将率先爆发，主要为电解槽、制氢电 源、储氢球罐等设备需求，重点关注明年各项目落地及招标进度。

国外绿氢项目有望进一步带动绿氢产能高增，电解槽出货存在超预期可能。制氢设备需求 除受国内风光氢储一体化能源大基地项目带动外，国外的相关绿氢项目建设也将带动制氢 设备需求，尤其是中东地区规划项目数量达 90 个，氢气产能达 2914.26 万吨，当前多家企业已与中东国家签订制氢设备条约并实现了小批量出货，中能建等企业也承包了绿氢相 关项目 EPC，制氢设备需求将受到国内外同时拉动，重点关注项目实施及氢能企业出海情 况。

2.3 设备放量以碱性电解槽为主，关键设备部件同迎机遇

以碱性电解槽为主流，招标量占比达到 94%。电解槽技术路线当前以碱性电解槽为主，从 2023 年的招标数据看，碱性电解槽招标量（MW）占比达到 94%，PEM 电解槽仅为 6%，碱性 电解槽及相关设备将在 2-3 年内加速发展。

碱性电解槽因成本更低应用较广，PEM 今年起逐步起量，后续两者有望搭配出货。碱性电 解槽成本更低，更加受到广泛应用，PEM 电解槽今年起开始招标应用，未来两年 PEM 电解 槽有望作为碱性电解槽的补充存在，用于应对新能源发电的波动和低负载。

电解槽及配套关键设备部件同迎机遇。绿氢项目的高增将带动制氢设备需求，电解槽作为 核心设备将率先受益。同时，配套辅件设备及价值含量高的核心零部件也将同时受益带动。配套辅件设备方面，制氢电源等电气设备对于稳定输入电力起关键作用且成本占比高，核 心零部件方面，电极是碱性电解槽中对能耗影响最大、成本最高的零部件。

2.4 碳税推动绿色航运新需求，关注下游绿色燃料溢价

新消纳体系建立将推动项目进展，绿色航运发展打开绿氢应用新需求。绿氢项目从规划建 设到落地投运，需同步推动下游绿氢应用，绿色溢价在当前绿色航运中体现较为迅速。受 欧盟碳税影响，当前甲醇和氨燃料船订单已超越 LNG 船订单，绿色甲醇与绿氨为未来较长 一段时间的重要燃料来源，甲醇与氨作为传统化工产品供应并不缺乏，考虑到叠加碳税， 绿色燃料缺口仍然较大，同时随着绿电价格下降，相关溢价会逐步显著。

国内以政策作为主要驱动，出海关注绿色燃料溢价。国内当前示范工程对经济性考量并不 显著，短期看国内更依靠政策及补贴的推动，绿氢方面景气度更多体现在装备端而非项目 运营。对标海外，绿色溢价更为显著，碳税的落地将推动绿氢及采用绿氢作为原料制取的 甲醇、氨等的快速起量。全球船运每年化石燃料消耗量约为 3 亿吨，全球以绿色甲醇为代 表的生物燃料产能约为每年 1100 万吨油当量（按照甲醇与油 1.95：1 的关系），在碳税推 动下，船运可接受甲醇价格约在 4500-4800 元/吨，按照当前绿色甲醇的成本加上储运费 用（500 元/吨）后，燃料绿色溢价有望高近 1000 元/吨。

3. 标准落地推动“储-运-加”发展，加氢站、管道和液氢落地加速

3.1 储运环节将成氢气成本关键点，管道、液氢落地加速

制氢平价供应趋势已现，储运将成为行业重点发展。随着新能源设备端的降本以及政策推 动，从上文分析中可发现绿氢的制取已趋于平价，尤其在西部新能源低廉电价地区，然而 目前终端应用的使用成本仍在高位，产业链成本的大头已从生产端转向储运端。

氢能产业标准体系出台，推动中游环节发展。氢气的储存、运输和加注环节相关标准的模 糊是阻碍产业链中游发展的重要原因之一，今年以来各项标准逐步落地出台，并且六部门 联合印发了《氢能产业标准体系建设指南（2023 版）》，从国家层面提出了标准制修订工作 的重点，随着标准体系的出台以及加氢站许可证等政策的逐步放开，中游储运加环节将配 套迎来发展机遇。

管道建设方案铺开，中国进入输氢管网建设元年。三桶油管道建设发力，“西氢东送”受 到推广，内蒙古发布《内蒙古自治区新能源倍增行动实施方案》，规划到 2025 年全区绿氢 生产能力突破 50 万吨，绿氢产能在全国占比超过 50%，并研究以绿氢为载体的新能源跨 区域输送模式，结合绿氢长时性储能属性，推动输氢管道规划布局，通过将绿氢运送至全 国各地，变输电为输氢，以绿氢为载体实现新能源跨区域输送。当前过半绿氢规划及项目 大多集中在内蒙古，绿氢制取供给地位确立。关注管道建设带来的相关管网承接商、大功 率压缩机和管道钢材等核心零部件机遇。

液氢运输也进入标准放开阶段，关注设备与运营企业。液氢运输一直以来受限制于标准的 落地与政策松绑，2023 年起标准开始落地，关注示范运用项目落地。液氢从设备技术难点 看，在于膨胀机的国产化替代以及液氢储罐的绝热性能，前者决定液氢单位能耗，后者决 定氢储存过程中的损失率；对于液氢整体运营来看，每天的液化规模越大，对应液化氢气 的单位能耗越少，而压缩的过程电费占据大头，故电价越低，液态成本整体越便宜。

3.2 氢能高速建设示范将落地，加氢站配套同步起量

氢能高速建设示范将落地。国务院国资委提出《共建中国氢能高速行动倡议》，旨在加快 构建以京津冀、上海、广东、郑州和河北五城示范群为基础的氢能高速网络建设，包含对 高速运营车辆和加氢站给予政策支持的内容，如减免高速通行费以及优化加氢站的建设和 运营成本等，极大的推动和保障了氢燃料电池汽车的运营。随着上游制氢和下游燃料电池 车的高速发展，以及相关标准的出台及政策松绑，中游的基础设施建设将开始配套起量。

基础设施建设加速，关注加氢站设备和氢罐。中石化发布了氢能中长期发展战略，按照“油 气氢电服”一体化综合能源服务的思路，推进加氢站网络布局，规划到 2025 年，建成加 氢能力 12 万吨/年左右。这意味着若加氢站加注量为 500kg/天，则对应将落地建设 650 余 座加氢站。当前加氢站数量为 350 余座，加氢站的建设数量高增将带动配套加氢站设备， 例如加氢站压缩机、储氢罐等需求，以及外供式加氢站带动的长管拖车高压氢气罐需求。重点关注以中石化为主的央国企加氢站建设落地情况。

4. 燃料电池汽车推广将提速，氢储能电站开启示范

4.1 燃料电池汽车和氢储能电站落地推广，燃料电池及核心零部件受益带动

经济端和政策端准备就绪，燃料电池汽车将迎推广。从经济端看，燃料电池汽车已经具备 经济性推广条件，根据我们发布的氢能&燃料电池深度专题报告——“重卡与叉车：交通 领域燃料电池经济性及潜在市场空间分析”内的测算结果看，当前燃料电池重卡（FCV） 在补贴下可实现全生命周期成本（TCO）平价，其降本成效显著，现阶段补贴后 TCO 低于 电动重卡（BEV）。

从政策端看，补贴和推广示范政策不断加码。燃料电池政策规划及细则基本均已落地，国 家政策规划 2025 年 5 万辆保有量、各地加总规划达到 11.8 万辆， 2022 年底 FCV 保有量 为 1.27 万辆，分别以 2025 年 5 万辆和 11.8 万辆测算，近三年 CAGR 将达到 90%和 110%， 2025 年是第一个规划结算点，明年 FCV 推广进程将大幅提速。燃料电池相关核心零部件， 电堆、系统、膜电极、车载储氢瓶等需求将受到带动。

电网侧储能调峰需求显现，氢储能电站开启示范建设。氢储能系统可利用新能源出力富余 的电能进行制氢，储存起来或供下游使用，当电力系统负荷增大时，储存起来的氢气可利 用燃料电池进行发电回馈电网。在电网侧，随着风光在电网中供电占比的逐步提升，储能 调峰需求对应提升，氢能适用于长时大规模储能，根据我们发布的氢能产业链系列深度报 告之十五——“碳中和及储能背景下，千亿氢储能市场一触即发”的测算结果看，氢能初 始投资建设和度电储能边际成本均较低，具备储能及调峰的经济性初始条件。使用氢气发 电调峰将配套氢燃料电池系统，首个氢储能调峰电站项目在克拉玛依已经启动，首期将建 设 1GW 光伏发电场，年发电量约 14 亿千瓦时，配套 180 万千瓦时氢储能调峰电站，年制 氢量 331,707,458 立方米，通过氢燃料电池发电，年产稳定绿电电量约 899,890,230 千瓦 时，计划于 2024 年 8 月交付，交付期 12 个月。除燃料电池汽车外，氢燃料电池需求还将 受益于氢储能电站带动，带动的价值量为单车价值量的数倍。