氢能的2.0时代到来

绿氢进入 2.0 时代，需求有望多维度展开

氢不仅是能源，也是能源的载体和基础原料，可广泛运用于化工，工业，交运，建筑和发电等领域。由于氢发生反应后只产生水，且重量能量密度极高，因此一直被认为是实现零碳排放的重要能源和能源转型重要方向。党的二十大报告提出要加快规划建设“新型能源 体系”，因此对于中国未来的能源发展方向，不仅要以新能源为主体建立新型电力体系，对于电力无法解决的能源问题，需要通过绿氢来解决。根据 IEA 统计，2022 年全球氢的需求量在 9500 万吨，其中我国有 4000 万吨，是最大的氢生产和消费国。虽然过去氢的总需求量较大，但是主要以化石能源生产的灰氢存在，绿氢占比很小，而且大多数生产采用长流程工艺，氢的生产和需求在系统闭环内匹配，没有对外的需求，因此绿氢不仅面临经济性平价难度，也面临实际产业发展中缺乏需求的问题。过去市场对于氢的认识主要在车用燃料电池以及能源发电领域，限制了氢的发展范围和规模，随着氢产业发展的深入，我们看到绿氢本身不仅在化工，冶金和电力领域出现更多应用，绿氢的衍生产品如绿色甲醇，绿氨也在交运，化工等领域出现更多场景。今年 2 月 29 日，工信部等 7 部门发布的《加快推动制造业绿色化发展的指导意见》提出：“围绕石化化工，钢铁，交通，储能，发电等领域用氢需求”“构建氢能技术体系”，极大的拓宽了氢发展方向，我们认为氢发展进入 2.0 时代。本篇报告从需求入手，分析需求如何推动产业化降本实现平价之路。

与此同时新能源的持续降本更进一步增加绿氢平价的可能性，风机和组件价格在 2023 年年底已分别降至 2 元/瓦和 1 元/瓦以下，风电光伏发电成本均较 2022 年下降了约 30%。而绿氢一方面水解制氢的主要成本是电，另一方面可以接受间歇性电源，因此可以更大限度的使用可再生能源；随着电力市场化的推进，以及新能源逐步进入市场，绿氢也为可再生能源发电消纳提供保证，两者可以实现较强的正循环、互相促进。可以说没有新能源的低成本，也很难实现氢的大规模应用，而绿氢未来的大规模应用，也将打开可再生能源的需求瓶颈。我们预测到 2030/35 年全球绿氢的需求有望达到 1290/5900 万吨，若全部由光伏电力满足则有望带动新增光伏 101/356GW 每年的装机需求。

我国在 2019 年首次将氢能写入政府工作报告以来，2020 年提出“双碳目标”后，21 年陆续落地“氢进万家”和“燃料电池汽车示范城市群”两个重大氢能应用项目，在《氢能产业中长期规划》中明确了氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，在后续的《十四五可再生能源发展规划》中明确提出推进氢能示范和制氢关键技术的发展。而纵观全球欧美， 日韩，其他国家也纷纷提出自己的氢政策和计划。从政策来看，各国侧重有所不同，欧洲在政策上更关注需求端减排，是需求端政策最全面的区域，日韩在发展上更关注交通和电力领域，而中东等国的发展目标主要以氢对外出口为主。

绿氢 2.0 时代，这次有何不同

绿氢过去几年为何不温不火？

绿氢在过去几年的发展慢于市场预期，一是因为过去电价较高，而绿氢成本中电价占比高达 80%，因此制氢设备本身进步不足以支持绿氢平价；二是因为氢需求存在于化工长流程内部循环而没有外部需求，因此与大规模、标准化的光伏不同，对于氢而言客户需求是每一个项目需要考虑的核心问题。市场需求和经济平价两大难题使得过去氢行业一直处于先有鸡还是先有蛋的悖论中。但是我们认为 2024 年以来氢产业进入了真正的转折点，首先需求侧出现了一些政策推进下，与现有设备和基础设施更兼容的绿氢衍生产品需求，其次新能源无论光伏还是风电的降本幅度使得电价成本达到接近 2 毛/度水平，从理论计算上绿氢的成本可以达到 14 元/kg，如果考虑一些光照较好或者风速较强的区域，当前电价已可以达到 1 毛 5/度水平，对应绿氢成本达到 11 元/kg，略优于当前灰氢成本（12 元/kg），因此平价已经近在咫尺。

绿氢 2.0 时代，从“氢能发电”向“绿氢衍生”的思路转变

2024 年伊始，我们看到一些氢衍生产品的行业率先出现市场需求，将推动产业开启规模化降本，特别是氢在交运领域的航运和航空，工业领域的冶金，以及化工领域的合成氨有望率先出现突破，并且氢的应用形式不再仅限于纯氢，更可能是氢基燃料，包括绿色甲醇和绿氨，而后两者存在成熟的国际贸易流通（根据 IEA，合成氨、合成甲醇每年有 10%、30% 的量每年通过国际贸易流通，全球有上百个港口支持装卸，而氢基本全部内部消化、外部供应链产业链体系不健全），将更进一步的降低绿氢的产业化发展难度。我们认为最终绿氢未来在四个大的产业领域以及 19 个细分行业存在发展机遇，基于自下而上的需求预测，我们预计氢需求结构（包含灰氢）将从目前 93%来自化工，到 2035 年在化工，交运，工业和电力领域分别达到 31%，19%，19%和 31%。

需求端迎来新机遇：关注三大方向边际变化

具体而言，我们认为有三个氢应用方向的产业逻辑在正在积极向好，同时兼具行业自身需求增长+技术改造难度低+减碳政策强化三重催化，有望占据先机：1）航运清洁化带来绿色甲醇需求增长；2）绿氢转氨解决储运问题，绿氨有望率先平价；3）氢冶金不仅仅是减排， 也将缓解资源紧缺焦虑。我们预计三大领域在 2025/2030 年或带来 150/520 万吨每年绿氢需求，占全部绿氢需求的 64%/48%，加速产业化降本，撬动发电/道路交通等领域绿氢需求爆发。2035 年，我们预期这三大领域占比将下降至 36%，而发电/道路交通占比 2025/2030/2035 将达到 7%/26%/41%，是主要的接力增长型需求来源。

方向一：航运清洁化带来绿色甲醇需求增长

随着欧盟对于船运减排的政策于 2024 年开始实施，以及船舶恰好进入一轮更换周期，以马士基为首的船东公司从商业上选择甲醇和柴油双燃料船作为其减排的方式，一方面保证其在未来面对更严格的减排规则时不会陷入被动，另一方面甲醇燃料发动机技术相对成熟， 马士基率先锁定生物质资源也能抢占商业先机。而截止今年年初马士基本身接近 40 条甲醇双燃料船订单，以及市场高达 200+条甲醇船的订单，使得绿色甲醇的需求预期上升，我们预计 2025 年将带动绿色甲醇 500 万吨，或者 50 万吨的绿氢需求。

方向二：绿氢转氨解决储运问题，绿氨有望率先平价

一方面由于绿色合成氨生产无需清洁二氧化碳输入，因此我们测算其绿氨平价点在整个氢衍生产品中是最高的，达到 10.2 元/千克，如果考虑碳税 100 欧元/吨，则可达 25.4 元/千克； 另一方面氨的液化温度远高于液氢，同体积不仅热值更高，含氢量也更高，因此在长距离运输上，液氨比液氢更适合船运（单船运载量更高），因此有望带来更多需求。我们预计最先大规模应用绿氨的区域为欧洲，一方面欧洲的清洁化目标最为激进，另一方面欧洲非尿素化肥的应用比例远高于全球平均水平、此类短流程中绿氨导入工艺障碍较小。我们假设 2030 年欧洲非尿素类需求将全面实现绿氨替代，2035 年全球 50%的非尿素类需求实现绿氨替代，尿素类则假设替代比例为 5%/30%。对应将带动全球 2030/2035 年全球 348/1200 万吨绿氢需求。

方向三：氢冶金不仅仅是减排，也将缓解资源紧缺焦虑

虽然中国的钢铁以高炉为主，但是我们看到中东和印度区域由于缺少优质焦煤，因此采用气基竖炉作为钢铁的冶炼工艺，其中中东主要使用天然气，而印度使用煤制气。这些技术选择主要是考虑资源多样性，因此也使得绿氢在气基竖炉中替代成为可能。我们测算气基竖炉路线氢气平价线在 11（不考虑 CBAM）~19（考虑 2030 年 CBAM@100 欧元/吨，48.5% 征收比例）元/kg， 2030 年中东竖炉绿氢平价替代天然气具备导入机遇，印度由于气基竖炉是基于低成本煤气化而非天然气，因此平价条件更为苛刻。我们测算高炉富氢平价线在 4 （不考虑 CBAM）~10（考虑 2030 年 CBAM@100 欧元/吨，48.5%征收比例）元/kg，欧盟的钢铁贸易国有望率先考虑高炉富氢导入以应对 CBAM 带来的成本抬升，此外电炉钢、 焦炉煤气喷吹在特定情形下也可能成为减排选项。综合来看，结合欧盟 CBAM 和中东氢平价带来的需求，我们预计氢冶金拉动绿氢需求 2025/30/35 为 0/150/760 万吨。

供给端从量变到质变：新能源带来平价曙光

在过去的 3 年，以碱性电解槽为代表的制氢设备成本下降了 25%至 150 万元/MW（1H23）， 国内产量也增长了 300%+达到接近 1GW/年，但是考虑到制氢成本的占比中电力成本高达 80%+，因此降低电价才是绿氢平价的核心驱动力。随着新能源成本在过去 3 年下降了 30%+， 我们认为绿氢平价之路需要从三个维度去实现，1）用电降本，2）发电降本，3）技术降本。 我们预计通过改变电力采购方式从网电到直购电可以降低绿氢电价 0.39 元/度，相当于绿氢降本 23 元/kg，而新能源电力继续降本以及寻找低电价区域布局绿氢产能到 2035 年可以进 一步降低绿氢电价 0.15 元/度，相当于绿氢降本 9 元/kg，以及制氢相关技术进步如电耗优化进一步带来 1 元/kg 的成本下降，最终在远期使得绿氢成本降至 5 元/kg。我们认为 7 元/kg （1 美元/kg）及以上是多数绿氢应用的平价线，可以释放炼化、合成氨、氢基竖炉、氢基重卡、氢燃料电池发电储能等行业需求，上述领域绿氢需求合计有望带来 4500 万吨/年的市场空间，我们预计中国将在 2035-2040 年前后实现这一绿氢成本水平，而如果在海外比如中东等光照条件更好的区域甚至可能提前至 2030 年附近实现。

从新能源降本，到新能源应用降本

目前国内的灰氢成本在 12 元/kg，而电解水制氢在使用网电的情景下成本为 38 元/kg，一方面离传统制氢成本差距甚大，另一方面也无法满足减排的绿氢认证需求。随着新能源的设备成本下降，光伏和风电的发电侧成本已降至 0.21 元/度和 0.23 元/度，大幅低于用电侧价格（0.6 元/度），因此如何更高效的利用低成本的新能源将成为未来绿氢平价的主要路径选择。我们认为水解制氢本身需求特性可以接受新能源的波动性，使得其天然成为新能源的需求匹配，因此一方面通过微网甚至离网模式形成新能源和绿氢的组合，降低成本的同时可以实现完全零碳排放；另一方面中国电力市场化和新能源逐步入市，绿氢也可以通过长协和现货交易锁定新能源需求，既能解决消纳问题也能降低自身电价，与新能源发展形成强烈的正向循环。

以全球产业链实现更快平价，带来绿氢贸易链的机遇

不同于新能源产业发展，最早从海外开始，主要依赖海外需求，绿氢发展初期获得国内需求的大力支持，但是我们也需要看到海外可能存在更好的自然资源去实现更低成本的绿氢生产，以及全球氢供需结构也会形成新的绿氢贸易链。得益于异常强烈的光照条件，中东在 2020 年的光伏招标已经达到最低 1.32 美分/度、平均 2 美分/度，因此随着新能源组件价格跌到 0.8-0.9 元/瓦，我们乐观的预计 2025-2030 年在中东地区就可能出现 1 美分/度的电价，对应绿氢的生产成本达到 1 美金/kg，因此带来产业化突破近在咫尺。

制氢，储氢，运氢提效降本，产业链迭代方兴未艾

最终打铁仍需自身硬，虽然在过去的三年电解制氢设备成本已经下降了 25%，但是在过去两年的产业化过程中，我们也看到绿氢设备在产品稳定，质保维护，参数标准化上仍然有待提升，另外降本提效也是这个产业不变的话题。我们认为在目前的技术路线下，ALK 仍然是主流产品，PEM 将在风光联合制氢下提升整体的效率，降低成本会是产业重要的补充， SOFC 虽然寿命和效率较高，但是难以匹配波动电源，因此其可逆的制氢/发电模式将在特殊应用场景和核电制氢下拥有更多机会；AEM在技术方向上有望结合ALK和PEM的优点， 但是膜技术寿命仍有待提升。我们认为从产业链格局去看，膜是制氢产业的核心环节，在降本增效中最为关键，亟需进一步国产化和技术升级，其次为 BOP 和催化剂工艺提升。而绿氢衍生的绿色甲醇和绿氨工艺有望降低绿氢的储运成本，并借用目前成熟的化工体系， 减少目前产业的资产搁浅风险。

绿氢产业迈向 2.0 时代

我们从下游成长预期、绿氢驱动因素、绿氢替代难度以及当前技术成熟度等维度出发，分析研判氢及其衍生物的产业化机遇，综合梳理出三条我们认为兼具行业自身需求增长+技术改造难度低+减碳政策强化三重催化、绿氢导入有望率先启动的细分行业：1）航运清洁化带来绿色甲醇需求增长。2）绿氢转氨解决储运问题，中东低电价加速平价。3）氢冶金在减排同时防范焦煤供应链风险。

从需求侧出发看绿氢产业新机遇

从需求侧看，理解氢的需求，必须理解氢应用的多元化：1）氢的意义不仅仅是减排政策， 还有产品多样性和经济性；2）氢的应用不仅仅是能源，还有可能是材料；3）氢在终端的形式不仅仅是氢本身，还可以是衍生物合成氨、合成甲醇。当然，与此同时氢应用的基础都是氢降本、经济性改善。

氢衍生产品的多元用途决定了氢产业需求来自多点爆发

我们观察最新的全球氢源供需情况。以 2022 年为例，根据 IEA Global Hydrogen Review， 全球氢需求 9500 万吨，下游来自炼化（43.2%）、合成氨（33.5%）、甲醇（16.8%）、DRI （5.6%）；全球氢供应接近 9500 万吨，包括天然气制（62%）、煤制（21%）、工业副产氢 （16%）、油制（0.5%）、仅不到 0.5%为可再生（生物质或电解槽）。 氢衍生产品的多元用途决定了氢产业需求来自多点爆发。从下游应用方向可以看出，氢在当前的能源供应体系中是一个中间产物，最终以炼化产品、合成氨、合成甲醇的形式流向终端，这也很好的解释了为什么氢虽然每年已有 9500 万吨的产业规模，占到全球终端用能的 2.7%，但全球范围内均没有氢的对外公开报价、亦没有成熟的氢供应链。对比来看，氢衍生物如合成氨、合成甲醇已经具备规模、成熟的全球供应链体系，作为氢的载体具备从灰转绿的供应链基础。根据 IRENA 数据，截止 2022 年合成氨、合成甲醇一年市场需求分别约为 1.8、1.0 亿吨。合成氨和合成甲醇是成熟的大宗产品，受原料影响，在海外通常与国际天然气价格关联度较高，相应在国内则与煤炭价格挂钩。目前全球有超过 120、150 个港口可以分别满足合成氨和合成甲醇的装卸，分别约 10%、30%的供给每年通过国际贸易流通，其中合成氨主要是从澳大利亚等国向美国、中国、东南亚等地运输，甲醇则主要从中东、美洲地区流向中国、东南亚、欧洲等地。

从多个维度分析氢需求的形式，驱动力和替代难度

我们认为需要从多个维度去分析氢需求的形式、动力和替代难度。我们针对化工、工业、 交通、发电四大产业的 19 个子行业的绿氢、绿氨、绿色甲醇替代难易程度进行梳理，包括： 化工-炼化/合成氨尿素/合成氨硝酸铵/甲醇，工业-富氢冶金/DRI 冶金/工业供热/居民供热， 交通-燃料电池重卡/甲醇重卡/甲醇双燃料船/氨船舶/氢船舶/航空可持续燃料，发电-网内备用/离网分布式/掺氢燃机/掺氨煤机/氢气轮机，我们从产业增长，驱动因素，替代模式，技术成熟度这几个维度出发，综合评估来看：

从成长预期出发，相较于成熟或衰退行业，成长行业意味着新产能投放需求，而企业对于在新产能中尝试新技术、或者存量产能新技术改造的意愿也相对更强。我们认为具备成长预期的子环节主要系发电领域（新能源渗透率提升叠加 AI 用电需求持续超市场预期，网内备用电源、调峰机组、分布式电源需求预期向上），多数交通和化工工业领域整体需求预期持平，而部分子行业（炼化、冶金等）需求预期或在全球不同区域出现结构性差异。

从驱动因素出发，绿氢导入的驱动力由强到弱我们认为包括直接政策（如绿氢及氢基衍生燃料导入比例政策，当前主要适用于欧盟境内交通和跨境航空航运）、间接碳税（抬高排放成本，倒逼减排技术导入，当前主要应用于受欧盟 CBAM 影响的冶金、合成氨、电力行业）、经济性平价（绿氢氨醇较传统材料成本竞争，目前平价有望最快到来的主要系炼化化工、调峰发电）、能源多样性（绿氢氨醇替代潜在紧缺的传统原料，主要可能出现于冶金、网内备用、分布式电源领域）。各子行业的绿氢导入可能由一个或多个因素驱动。

从替代模式出发，考虑绿氢氨醇导入对下游主流工艺和使用方式的变化，可以从易到难区分为直接燃料替代、设备改造或替换、基建供应链替代。类比新能源发展初期，也是在基础设施不受制约的背景下得以顺利发展，现在基建（消纳、送出）短期遇到 了一些瓶颈，市场开始担忧需求。所以不需要基建大改的需求导入短期看是可行性更高的。直接燃料替代最为简单，符合此类替代模式的场景包括：合成氨硝酸铵的绿氢原料替代、航空可持续燃料与航空煤油的掺烧、30%以内燃机掺氢和 50%以内煤机掺氨（仅需小幅改造）、燃料电池氢替代天然气；设备改造替代次之但可行性相对高，符合此类替代模式的场景包括：富氢高炉替代煤粉、氢基竖炉替代天然气、工业供热氢替代传统燃料、甲醇船/车以及氨船舶、纯氢轮机以及燃料电池备用机组；基建供应链替代难度最大，如绿氢在炼化、合成氨-尿素、合成甲醇领域的导入会打破原有化工长流程物料平衡，涉及化工装置基建变化，此外绿氢在交通领域的导入（燃料电池重卡、 纯氢船舶）涉及运输、加注设施的搭建，亦涉及供应链变化。整体可以看到，氢基衍生燃料的应用大多属于直接燃料替代和设备改造范畴，而纯氢的替代应用则涉及基建供应链替代。

从技术成熟度出发，我们观察到交通领域已有绿氢氨醇应用进入商业化初期，包括燃料电池重卡、甲醇车/船舶、航空可持续燃料；大部分炼化化工以及电力领域绿氢氨醇应用近年陆续进入试点阶段，包括炼化、合成氨、合成甲醇、冶金、工业供热、燃料电池发电和掺氢发电；少部分应用仍需针对绿氢氨醇燃烧性能/储运条件进行机理研究和设备调整、当前仍在研发向试点的过渡阶段，包括氨/液氢船舶、掺氨发电和纯氢燃机。

具体而言，我们认为针对绿氢、绿氨、绿色甲醇，各有一个应用方向的产业逻辑正在海外率先走通，兼具行业自身需求增长+技术改造难度低+减碳政策强化三重催化，有望占据先机：1）航运清洁化带来绿色甲醇需求增长。2）绿氢转氨解决储运问题，中东低电价加速平价。3）氢冶金在减排同时防范焦煤供应链风险。

1 长距离运输打响绿氢启动第一枪，开辟绿色甲醇应用新赛道

我们预计欧盟针对长距离运输（航空、航运）领域的减排政策会在 2025-30 年率先撬动绿氢行业需求增长。一方面，为应对欧盟自 2024 年开始的出入境船舶碳排总量与强度控制， 以马士基为首的船东公司在本轮船舶更换周期中从商业上选择甲醇双燃料船作为减排过渡方案并积极锁定全球供应链；另一方面，为应对欧盟以及国际民航组织自 2025 年开始对航空的碳总量控制以及可持续燃料导入相关法规，兼容现有燃料和发动机体系的可持续航空燃料（SAF）成为短中期航空减排主力。尽管船舶甲醇燃料和可持续航空燃料的导入需要接受一定的溢价（不考虑碳税，需要绿氢分别降至 5 元、4 元/kg 才能平价），但我们看好欧盟及全球法规推动船舶、航空用氢需求自 2024-25、2026-27 开始起步，到 2030 年有望来到 130 万吨、60 万吨每年规模。而在道路交通领域，我们认为氢基重卡迎来平价机遇最值得期待。一方面国内山东省氢能重卡高速费减免政策可以带来燃料电池重卡较柴油重卡的提前平价，另一方面当前已经平价的灰醇重卡有望带动重卡甲醇发动机和加注产业链的成熟、为绿醇重卡在绿氢降至 7 元/kg 实现平价后的导入奠定产业基础。中期来看，我们展望 2030 年绿氢在道路交通领域形成 210 万吨每年绿氢的产业规模。

1.1 船用可持续燃料

2024 年以来的新一轮造船周期恰逢欧盟及全球航运减排出政策收紧，船舶可持续燃料市场扬帆起航。根据 Fit for 55 对于欧盟一系列法规的一揽子修改，EU ETS 航运和 Fuel EU Maritime 两个欧盟法规应运而生，意在促进航运业碳排总量控制同时引导清洁燃料应用。 上述两则法案已陆续于 2023 年 4 月、7 月经欧盟理事会正式通过，法规生效后自动在成员国范围内生效、具备法律效力。

EU ETS 欧盟碳市场于 2024 年开始覆盖航运业，规管欧盟境内航线 100%的排放以及跨境航线 50%的排放。2024 年给予 60%的免费配额，2025/26 年免费配额将退坡至 30%、0%。企业超出免费配额部分的排放量需通过在欧盟碳交易市场中购买碳配额来进行履约。未被配额覆盖的碳排放需要补缴配额并按 100 欧元/吨 CO2缴纳罚款。根据上海国际航运研究中心整理，以亚欧航线（经苏伊士运河）传统动力船舶为典型案例，预计碳税成本达到 15-30 欧元/20 尺集装箱（TEU），考虑该航线典型运营成本约 590 美元/TEU，则碳市场履约成本占航线运营成本的 3~6%。

FuelEU Maritime 将于 2025 年开始生效，规管所有进出欧盟的境内及境外航线。根据欧盟政策意图，因为现有的 ETS 碳配额价格还不足以实现船用清洁燃料和传统重油的平价、存在激励不充足的问题，因此配套推出了 FuelEU Maritime 政策，通过直接监管船舶的碳排放强度，隔离了外部因素（如宏观经济不及预期可能导致 EU ETS 履约难度减小），从而更直接的刺激船舶企业导入清洁燃料。FuelEU Maritime 法规首个审核节点将于 2025 年到来，到 2025 年船只碳排放强度需较 2020 年基准值下降 2%， 2030/35/40/45/50 年碳排强度需较 2020 年基准值下降 6%/15%/31%/62%/80%。

此外，国际海事组织（IMO）制定的船舶能效法规从 2024 年开始执行，并提出全球船运减排倡议。根据 2021 年通过的《国际防止船舶造成污染公约》附则六的修正案，要求船舶减少温室气体排放，并对船舶进行能效评级，此法规将于 2024 年开始全球执行。此外，IMO 提出了全球船舶业 2050 年净零排放倡议，并于 2023 年发布《2023 年 IMO 船舶温室气体（GHG）减排战略》，要求相较于 2008 年，国际航运碳强度到 2030 年至少减少 40%，温室气体排放在 2030 年至少减少 20%（力争 30%）、2040 年至少减少 70%（力争 80%）； 零碳燃料 2030 年至少 5%（力争 10%）。

船舶减碳的技术路线多样，但零碳燃料是终极方向。目前行业公认的船舶减碳技术手段包括：1）船舶降速；2）节能设备改造；3）清洁燃料替代，其中清洁燃料包括 LNG、甲醇、 氨、氢等多种形式。从减排潜力来说，船舶降速、节能改造、LNG 的减排潜力天花板较低：

船舶降速：根据 KNOWMI，船舶减速 10%可以分别带来油船、集装箱船、干散货船 10%、13%、15%的碳减排效果。根据克拉克森，1H21 以来全球船舶平均航速持续下降，截止 2023 年初全球远洋船舶的平均航速已降至 13.8 节，同比下降 4%。一般而言远洋船舶最低航速在 12-13 节，较当前船速仅有 6~13%的下降空间，以集装箱船为例对应继续通过船舶减速可以提供的减排效果仅剩 8~17%。此外采用船舶降速方式减排还需考虑到其带来的经济成本和货主的接受度情况。

节能改造：加装节能设备（Energy Saving Devices）可以减低船舶燃料消耗并减低船舶碳排放强度，如减小航行阻力设备（推进改善装置、球鼻艏）和辅助推进系统（风力辅助推进系统）等， ESD 设备能实现 7-22%的能效提升。据克拉克森统计，截止 2023 年船用节能装置（包括螺旋桨导流罩、舵球、旋翼风帆、空气润滑等）已应用在超过 5850 艘船上，以总吨计占全球船队 25.6％。

清洁燃料：当前远洋船舶的主流燃料选择是燃料油，根据 Transport&Environment，以低硫燃料油（VLSFO）为例，其全生命周期（Well-to-Wake）碳排放强度达到 92.63gCO2e/MJ，而相比之下 LNG 的减排潜力为 16%，生物质甲醇 86%，电甲醇 70~97%，绿色合成氨 70~100%。可见甲醇及氨燃料可以实现船舶深度减排，而 LNG 总体潜力有限。

因此，对照 FuelEU Maritime 的碳排强度下降时间表，绿色燃料以外的各类减排措施（船舶降速、节能改造、清洁燃料中的 LNG）至多可满足至 2035 年前后的减排要求。中远期来看，船舶满足减碳政策目标还需依托甲醇、氨、氢等具备零碳潜力的清洁燃料形式。

清洁燃料选项中，燃料特性、设备兼容度、技术成熟度综合推动绿色甲醇成为现阶段船东公司深度减碳的首选能源。绿氨仍待技术的成熟和商业化的进展。

燃料特性：甲醇燃烧特性和重油类似，可以用双引擎直接替代。燃点和点火能量较氨具备优势，燃烧稳定，当前技术水平更容易实现，不似氨容易出现燃烧速率低（燃烧不均匀）和点火能量要求高（容易断火）的问题。

设备兼容度：与其他船运清洁替代燃料（如 LNG、氨）对比，甲醇可以在室温条件下以液态储存，其存储运输均更为简单, 不像绿氨需要在-33℃液化并存储在绝缘储罐中，而不能存储在常规的锌硅酸盐涂层储罐中。

技术成熟度：在造船经验和作为替代燃料的应用上，甲醇已经获得 3-5 年的关键领先期。甲醇船舶发动机早在 2016 就已经有应用（Waterfront Shipping），目前实证应用时间已经超过 13 万小时 。而大型氨船舶发动机 2023 年中刚进入试点测试阶段，两大主要船舶主机商 MAN 和 WinGD 预计于 2024-2025 年陆续推出大型商用船舶氨燃料发动机。

落地来看，本轮造船周期中甲醇船舶订单已开始快速增长，有望拉动船舶甲醇燃料需求在 2025-30 年间的从 0 到 1。

根据 DNV 和 IHS 截至 2023 年中数据，按总吨位计算，全球在运船舶的燃料结构为传统燃料油 93.5%/LNG 5.96%/电混动 0.26%/LPG 0.25%/甲醇 0.05%；而全球在手船舶订单的燃料结构为传统燃料油 48.7%/LNG 40.3%/甲醇 8.01%/LPG 2.24%/电混动 0.8%；由此可见全球船舶燃料清洁化趋势明显，清洁燃料船舶中 LNG 占据主导而甲醇增长斜率陡峭。

尤其是近一两年以来，船运行业迎来新船周期，考虑船只寿命一般 20-25 年，因此我们认为目前在交付和预定的船只已开始为深度减碳做准备和兼容，而不满足于 LNG 的基础减碳能力。根据 Alphaliner 统计，自 2H21 甲醇燃料首次出现在全球新增船舶订单中（占比 12%），至 1H23 甲醇燃料占新增船舶订单结构比例已提升至半数以上（占 比 62%）。

海外头部船东公司引领甲醇双燃料趋势。全球头部船东马士基于 2021 年公司可持续发展报告中公开介绍了公司为面向零碳远洋航运所储备的燃料路线，包括“已商业化的生物柴油”“决定介入产业链的绿色甲醇”“距离商业化尚早的绿色氨”。此外，达飞、 中远海运、长荣海运等船东的在手甲醇船舶订单数量名列前茅。截止 DNV 于 2024 年初统计，根据当前在手订单累计，到 2028 年全球甲醇双燃料船舶下水量累计将达到 234 艘。对比来看，首批氨燃料船舶的订单自 2023 年下半年刚刚出现，来自比利时船东 Exmar。

绿色甲醇导入拉动对绿氢需求，基于技术路线选择，每单位绿色甲醇产出耗绿氢量在 0.02~0.19 单位。绿色甲醇可以细分为生物质甲醇和电甲醇两大技术路线，视具体工艺参数对绿氢的需求量各有不同：

生物质甲醇工艺流程为：以生物质气化路线为例，1）生物质原料经由干燥、热分解、 氧化还原分解为 CO, CO2, CH4 和 H2 等气体合成气；2）通过内部补氢、或外部加氢、或两相结合的方式将合成气 H2/CO 比例由 1:0.7 调节至最大化甲醇产出效率的理想水平 2:1。生物质由于含氧量偏高，合成气中 CO/CO2 含量偏高、H2 含量不足，需要补氢。其中，内部补氢通过水蒸气实现生物质合成气重整（CH4+H2O – CO + 3H3）和水汽变换（CO+2H2O – CO2 +2H2）生成氢气；外部补氢通过电解水制氢实现，电解水制氢生成的 H2+O2，可以分别用于补氢和生物质气化剂，达到充分利用。3）经比例调整后的合成气通过 CO+2H2 -- CH3OH 和 CO2+3H2 = CH3OH+H2O 两个反应制备出甲醇。对于生物质气化制甲醇，若以内部补氢为主、外部加氢为辅，1kg 甲醇产出约需要 0.02kg 的氢气投入（丹麦 Lemvig Biogas 项目）；若以外部加氢为主、内部补氢为辅，1kg 甲醇产出约需要 0.09~0.12kg 不等的氢气投入（综合 IRENA、国内吉电股份项目参数）。

电甲醇工艺流程为：1）绿电解水反应 2H2O -> 2H2 + O2；2）氢气与二氧化碳催化合成反应 CO2 + 3H2 → CH3OH + H2O。为满足欧盟对非生物质基可再生燃料（RNFBO）的认定（核心要求是燃料全生命周期碳排放强度低于 28.2gCO2eq/MJ，电甲醇在利用绿氢的基础上，其中二氧化碳来源的选项包括：1）直接空气捕捉；2）生物基来源如生物沼气或生物质电厂尾气等；3）排放强度相对低、满足强度要求的工业点源捕捉（2040 年前可以使用工业点源捕捉 CO2，2040 年以后不再符合欧盟认定）。实际应用来看，马士基基于自身战略考虑，仅接受来源 2）生物基的 CO2，因此当前多数的在建产能为面向马士基的供应链亦采用此类 CO2 来源。对于电甲醇工艺，1kg 甲醇产出需要 0.19kg 的氢气投入。

我们估算到 2025-30 时期中后段，船舶绿色甲醇燃料需求有望达到 1000 万吨/年量级，拉动绿氢需求达到接近 100 万吨/年量级。根据 DNV 对全球甲醇船舶订单的追踪统计，预计到 2028 年全球甲醇双燃料船舶下水量超过 230 艘，根据万 TEU 吨位船舶的典型燃料耗量， 预计上述船舶下水量对应甲醇需求超过 1100 万吨/年。结合目前在建绿色甲醇项目的技术路线情况，我们假设上述需求分别 30%/70%由电甲醇/生物质甲醇满足，而电甲醇及生物质甲醇对绿氢的单耗分别为 0.19、0.02~0.09 kgH2/kgMeOH，估算得 2028 年甲醇船舶带动绿氢需求超过 100 万吨/年。

1.2 中长期重卡清洁化

氢基能源汽车国内外发展结构有所差异，但中长期来看有望聚焦于商用车发展。中国 2015/2016 年开始便通过新能源车的补贴政策，推动电动与燃料电池汽车发展。乘用车领域，电动车在中国具备显著更强的竞争力与产业链基础，因此国内市场燃料电池的发展集中于商用车，早年以客车与普通专用车为主，2021 年开始燃料电池重卡开始逐步成规模的商业化。海外则主要是由日本车企推动燃料电池乘用车率先发展，商用车与重卡应用则在近年才开始，但体量相对较小。 中国市场：中国燃料电池销量 2017-2020 年基本无增长，2021 年增长提速，但总量相对较小。2023 年中国燃料电池汽车销量 5791 辆，同比增长 72%。燃料电池重卡上牌量 3653 辆，占比超过 50%。平均单车燃料电池功率达到 130kW。 海外市场：海外市场 2023 年销量仅 8660 辆，同比下滑 43%。主要原因在于海外绝大部分以乘用车为主，与电动车的相对竞争优势在进一步减弱下市场需求下滑。

中国重卡保有量有望维持稳定，新能源渗透方才开始。我们在氢基长距离运输中将聚集于燃料电池的中长期展望。虽然在过去几年中，燃料电池汽车的销量有相当部分为客车，一方面国内公交车已基本实现电动化，另一方面公路营运载客汽车的保有量在持续下滑，至 2023 年仅有 55 万辆，实际可贡献的增长空间相对有限。 我们预期重卡保有量维持于 900 万辆附近。 新能源车在重卡的替代 2021 年方才启动，其中电动重卡主要为 200km 以内的短途应用，燃料电池重卡目标长里程运输。

燃料电池汽车依旧主要由政策驱动，无补贴下基本不具备经济性。甲醇汽车也于 2019 年获得政策鼓励，同样为一种中长期清洁发展路线。 2022 年发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》规划至 2025 年中国燃料电池汽车保有量达到 5 万辆（至 2023 年底累计约为 1.8 万辆，完成率 36%）。 2020 年五部委《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》发布后，燃料电池的补贴模式为国家财政性质的统一购置补贴为主，变为城市群示范应用下的地方支持为主。目前正式获批的城市群包括北京、上海、广东、河北、河南五大区域。 无补贴下，目前燃料电池整车购置成本近 100 万/辆，是传统柴油重卡的近 3 倍。燃料成本上以 30 元/kg 的氢计算，年化运营成本（折旧+燃料+运维）我们测算是柴油重卡的 1.5x 以上。

中长期来看，锂电重卡无法胜任长距离运输，长途道路交通的清洁化，需要以绿氢为基准的燃料电池或绿色甲醇重卡。在整车总质量不变的假设下，电动重卡自身电池自重占比将随着最大里程的提升而持续提升，使得单位牵引货物质量的运营成本不断攀升。长途重卡需要功率与燃料可分离的清洁动力系统，绿醇与燃料电池在中长期均具备竞争力。

若给予燃料电池重卡高速通行的补贴（假设 75%的里程为高速里程），最大里程 800km 以内燃料电池重卡的年化运营成本可实现与目前的柴油重卡平价。 山东省三部委发布《关于对氢能车暂免收取高速公路通行费的通知》，自 2024 年 3 月 1 日起，对行驶山东省高速公路安装 ETC 套装设备的氢能车辆暂免收取高速公路通行费。政策试行期 2 年。 我们测算，当燃料电池系统成本下降至 3000 元/kW，锂电池系统成本下降至 600 元 /kWh，加氢价格在 30 元/kg，运营里程中高速路段占比达 75% 的场景下，燃料电池重卡在 800km 以下的最大里程下，与柴油重卡的年运营成本实现平价。

中长期燃料电池与甲醇重卡均具备较柴油重卡的直接平价竞争力。 燃料电池：燃料电池的平价需要系统成本与绿氢应用的价格共同下降。对比柴油重卡目前的运营成本，我们预期氢燃料电池重卡平价需要燃料电池系统成本下降至 2000 元/kW 及以下，并且加氢成本下降至 14 元/kg 氢，运营成本与柴油重卡将具备竞争力。 甲醇重卡：我们预期绿色甲醇重卡平价需要绿醇价格下降至约 2.4Rmb/kg 的水平，对应制氢成本下降至 7 元/kg 的水平。短期内，若直接使用灰醇，则甲醇重卡可实现接近柴油重卡的经济性。

假设总公路货运周转量与重卡保有量不变下，预期 2035 年中国长途重载需求的绿氢需求将达到 320 万吨，全球需求达到 640 万吨。

中长期燃料电池具备更全面的清洁性，渗透率占优。我们预期至 2030/2035 年，中国燃料电池重卡保有量将达到 34/109 万辆，甲醇重卡保有量达到 17/46 万辆，带动中国重卡绿氢需求达到 320 万吨。根据 S&P global1，全球重卡 2019-2022 年的累计销量约为中国的 2 倍左右，根据 OECD2，全球的可统计道路货运周转量 2019 年约为中国的 2.9 倍左右。基于此，我们预期全球需求是中国 2 倍，全球需求或达到 640 万吨。

1.3 航空可持续燃料

EU ETS 航空减排规则趋严，叠加 ReFuelEU Aviation 航空可持续燃料强制标准出台，欧盟航空减排力度亦持续加强。

欧盟自 2012 年起已将航空业纳入 EU ETS 监管范围，对欧盟经济区（EEA）区域的内部航班以及 EEA 区域飞往英国和瑞士的离港航班的全部碳排放加以配额控制。截至 2022 年，航空业免费配额比例已降至约 45%，根据政策设计预计 2024、25、26 年免费配额量将较 2022 年下降 25%、50%、100%，至 2026 年，欧盟航空业将和航运业一样取消免费碳配额，企业需从欧盟碳交易市场购买碳配额完成履约义务，若违反缴纳义务，企业需在补缴碳配额之外另处 100 欧元/吨的碳排放罚款。

欧盟对航空业 ReFuelEU Aviation 法规的定位与航运业的 FuelEU Maritime 法规类似，直接就航空业使用可持续航空燃料（SAF），及其中非生物质绿色合成燃料的导入比例提出目标。根据法规，要求到 2025、30、35、40、45、50 年可持续航空燃料（SAF） 的导入比例达到 2%、6%、20%、34%、42%、70%；非生物质绿色合成燃料导入比例要求 NA、1.2%、5%、10%、15%、35%。该政策同时施加于欧盟航空燃料提供商以及从欧盟境内起飞的航班，要求 1）航空燃料提供商为飞机提供的航空燃料符合上述 SAF 导入时间要求；2）从欧盟起飞的飞机不少于 80%的燃料应在欧盟境内加注。 因此欧盟境内和境外往返欧盟的航司正与燃料提供商积极合作以满足上述政策目标。

全球航空业净零排放目标已然立法，有望带动全球航空减排努力。由国际民航组织 ICAO 制定的全球航空运输业碳中和方案及减排计划（CORSIA）已于 2016 年生效。CORSIA 属于国际公约，与联合国气候变化框架公约（UNFCCC）并行，公约目标是 2050 年全球航空业实现净零排放。2027 年起 ICAO 成员国需监督本国航司完成 CORSIA 制定的减排目标，2027-35 年目标为每年航司排放不超过基准年份（2019 年）的 85%。由于航空严格的安全规定，新引擎/动力系统从研发到真正商飞往往需要数十年时间，因此对于航司而言，当下减排主要依靠可以兼容当前动力系统、与现有燃料混合加注的可持续航空燃料（SAF）。视 SAF 燃料参数，一般可在传统航煤中最高掺混 10~50%的比例加注使用，是在下一代支持零碳飞行的机型研发、示范、商飞以前，或将在很长一段时间内作为航空业减排的主要方式。

根据美国材料与试验学会（ASTM），截止 2023 年 7 月，目前共批准了 11 种受监管准许的 SAF 路线，我们对主流路线的工艺要点、商业化进程、掺混潜力及对氢潜在需求拉动试分析如下。

酯类和脂肪酸类加氢工艺 HEFA（hydroprocessed esters and fatty acids）是一种生物航煤制备工艺。这种工艺将脂质原料（如植物油、餐饮废食用油、动物脂肪）中的甘油三酯、饱和及不饱和脂肪酸通过去氧+加氢处理分解成碳氢化合物,随后通过精炼转化为柴油或航空燃油。这是目前最为成熟、可以实现完全商业化的路径。HEFA 和炼油工艺共通性高，目前 90%的 HEFA 产能由炼油厂掌握。HEFA 可以至多在传统航煤中掺 50%，是目前美国主要推进的 SAF 路线。

费托合成（Fischer–Tropsch process）以合成气（一氧化碳和氢气混合体）在催化剂作用下合成原油（液态的烃或碳氢化合物），再精炼为需要的燃料产品。F-T 合成根据合成气来源可以细化为两条路线：1）传统 FT-SPK（合成气费托合成石蜡煤油）， 其中合成气来源为：生物质（市政垃圾、农业、森林废物等）气化纯化（Gasification-FT） 或生物甲烷气重整。2）PtL-FT-SPK，Power-to-Liquids 费托合成，其中合成气来源为绿电解水制氢+空气捕捉/生物质捕捉 CO2，再制成合成气。传统 FT-SPK 是欧洲主流路线，至多可以在传统航煤中掺 50%；而 PtL-FT-SPK 当前 PtL-FT-SPK 技术路线还处于早期，尚未纳入 ASTM 认证体系，至多可以在传统航煤中掺 20-50%使用，但且对绿氢需求量拉动效应更强。

醇喷合成工艺（Alcohol to jet），将糖类或淀粉作物转换为乙醇或异丁醇，再转化为碳氢化合物。其中，中间产物酒精（乙醇或异丁醇）的来源有两类：1）由糖类或淀粉作物（如玉米或甘蔗）发酵而来；2）或也可以由木质纤维素（如农业或森林废物）得来。酒精最后通过脱水、齐聚、水化生成碳氢化合物。AlcoholtoJet 至多在传统航煤中掺 50%。

糖类加氢处理发酵（Hydroprocessed fermented sugars HFS）过程，将糖类直接转化为碳氢化合物。该过程又称合成异构烷烃（Synthesized isoparaffins SIP)，这个过程类似 alcohol to jet，但省去了中间的酒精转化步骤。糖类会被发酵为不饱和碳氢化合物（法尼烯，C15H24），然后再转化为法尼烷（C15H32）。HFS 或 SIP 至多可以在传统航空燃油里掺 10%。

由于目前 SAF 政策从欧洲起步，且规管的是欧盟的航空燃料提供商以及欧盟境内起飞航班的燃料加注行为，因此欧盟目前 SAF 在建及规划产能体量可观。截至 2023 年末，根据 T&E 统计欧洲经济区境内共有 25 个大型和 20 个小型合成燃料 SAF 项目在推进当中（主要统计了 PtL FT 项目以及传统 Gasification-FT 项目），其中大型工业项目预计 2030 年总产能达到 170 万吨，若顺利投产则能够满足欧盟 ReFuelEU Aviation 对合成燃料 SAF 设定的 1.2% 的比例要求（对应 60 万吨合成燃料 SAF 需求）。截止 2024 年初，目前尚无大型项目达成最终投资决策，大部分项目仍处于早期阶段，包括 8 个处于前期项目立项阶段、13 个处于可行性研究阶段、以及 3 个进展较快处于前期工程阶段的项目。这三个项目为丹麦 Arcadia eFuels（67.7 千吨/年））、挪威 Norsk e-Fuel（32~64 千吨/年）和挪威 Nordic Electrofuel （6 千吨/年），T&E 预计以上三个项目有望在 2024 年底之前达成最终投资决定，并于 2026-2027 年开始生产。

乐观预计到 2030 年由 SAF 导入带来的绿氢需求量在几十万吨/年量级。结合国际航空运输协会（IATA）的预测，到 2030、35 年全球 SAF 需求达到 230、900 亿升/年（对应 SAF 渗透率接近 5%、19%），参考欧盟 ReFuel Aviation 设计，到 2035 年 SAF 燃料技术路线或由 25%合成 SAF/75%其他 SAF 构成，对应 PtL -FT-SPK 路线 SAF 的需求到 2030、35 年分别达到 46、225 亿升，基于绿氢单耗 0.17kgH2/kgSAF,有望带来约 60、300 万吨/年的绿氢需求。

2 绿氢化工可能率先平价

化工领域是目前氢利用最大的产业，氢作为原料主要集中在石油炼化，甲醇和合成氨三个板块。综合来看在化工领域，我们认为合成氨市场空间最有可能被打开，其次是甲醇和炼化氢，且合成氨作为氢当前最成熟的长距离、长时间储运载体，因此将最先出现绿氢产业化替代。首先绿氨的平价成本在不考虑碳税的情况下可以在 10 元/kg 在绿氢需求平价线中处于相对较高的水平，且合成氨的下游需求中有 50%的流程需要氨外采，因此氨本身也是一个存在全球贸易的化工品，一旦平价即可顺利切入产业。同时液氨本身储氢量比液氢高 50%，具备更低的运输和液化难度、更成熟的产业链支持，使其可能成为目前全球氢跨境运输产业链的首选。考虑绿氢的全球贸易拉动氨额外储运运输需求，带来绿氨合成产业化更快加速。除此之外，我们认为无论是炼化用氢、合成氨还是合成甲醇，绿氢在炼化化工领域的替代均还需考虑波动间歇式新能源电力输入与稳定不间断化工过程的物料平衡匹配问题，我们预计绿氢产业规模化、绿氢储运体系成熟化后这一问题有望逐步改善。我们展望 2030 年炼化化工领域有望拉动合计约 620 万吨每年的绿氢需求，而氨的相关储运设备需求可能上升四倍。

2.1 化工是氢重要的存量应用场景

全球氢存量需求主要来自化工。2022 年全球氢市场需求 9500 万吨主要由化工相关领域贡献，包括炼化 4100 万吨，合成氨 3180 万吨，合成甲醇 1590 万吨。

相比长流程化工，短流程化工绿氢替代工艺壁垒相对更低。长流程物料平衡、输入输出更为复杂，炼化、合成氨、合成甲醇领域的长流程比例各不相同，其中： 炼化领域，根据 IEA 约 80%的炼化用氢为本地自产，其中 55%为在地天然气重整制氢（短流程，绿氢工艺角度可替代），45%为石脑油裂解副产氢（长流程，绿氢工艺角度较难替代）。合成氨领域，最大下游尿素（占全球合成氨需求的约 50%）几乎 100%为煤制/气制合成氨-尿素一体化产能，其中煤气化/天然气重整生成的 CO/H2 合成气中 C/H 元素均进入尿素生产流程，是为一体化长流程，绿氢替代制备绿氨则需寻找外部碳源，从工艺角度来说替代所需改变流程较多。合成甲醇领域，国内合成甲醇重要下游烯烃（占全球甲醇需求约 15%，产能主要集中于国内）约 70%甲醇制烯烃产能为一体化产能（MTO），然一体化主要系降本考虑， 非物料平衡，因此从绿氢替代工艺难度出发看相对容易。此外 MTBE（汽油增氧剂，占全球甲醇需求约 10%）几乎均为甲醇-MTBE为一体化长流程。

七部委首提“推广短流程工艺技术”为绿氢切入化工流程打开入口。2024 年 2 月 6 日工信部联合七部委发布《工业和信息化部等七部门关于加快推动制造业绿色化发展的指导意见》，提出推广钢铁、石化化工、有色金属、纺织、机械等行业短流程工艺技术。到 2030 年，短流程炼钢比例达到 20%以上，合成气一步法制烯烃、乙醇等短流程合成技术实现规模化应用。 除长短流程的工艺变化以外，绿氢在炼化化工领域替代还需考虑大化工连续生产以及清洁碳源匹配问题。一方面，化工装置运行涉及复杂的物料平衡，往往要求装置连续稳定不间断运行，如何实现波动间歇式新能源电力制氢与后道化工工艺对稳定性要求的匹配，需要考虑储电/储氢等方式及其额外成本影响，若绿氢在国内产业成规模，有望降低这方面的担忧。另一方面，绿色甲醇工艺的“绿色属性”不仅需要绿色电力制氢，还需要低碳（如高浓度工业点源）甚至碳中性（如直接空气捕捉、生物质基）的 CO2 来源。符合绿色甲醇定义的 CO2 来源问题，国内外主流国家界定标准尚不统一/尚无标准，因此甲醇绿氢替代的具体模式和可行性，还需视绿色甲醇项目目标终端市场的客户/政策要求，对应匹配 CO2来源。

2.2 合成氨绿氢平价已见曙光

全球氨需求量稳定于 1.7-1.8 亿吨，对应约 3000 万-3200 万吨的氢当量。全球氨直接贸易量占氨产量比重的约 1/10，其余主要为本地使用。中东、拉美与俄罗斯是主要的氨净出口区域。印度、欧洲是主要氨净进口区域。

氨下游应用分布稳定。氨基肥料占氨下游应用比重 75-77%，其余主要为工业用氨。氨基肥料中，尿素占比达到 75-77%，其余则包含硝酸铵、磷酸一/二铵等。下游品种决定了氨是否能直接在合成流程中使用绿氨替代。尿素，以及尿素的衍生肥料（UAN），合成过程中需要二氧化碳，因此传统一般使用天然气一体化合成，若单独使用绿氨则需要新增二氧化碳捕捉成本，较难直接替代。磷酸/硝酸铵及其衍生品，由于氨作为单独的原料使用，因此若绿氨可平价，则其可直接实现绿氨在合成流程中的原料替代。但绿氨目前尚未有权威性的认证体系。

新能源发电成本的快速下降推动绿氨制造区域性已现平价曙光。氨的合成成本中，制氢成本占据约 80%，同时氨具备完善的全球贸易与储运体系，其应用不需要再有额外的较传统应用储运成本的增加，在短流程氨化工产品中可直接实现绿氨的替代。因此，当区域性的新能源制氢成本达到对应区域灰氢成本下的情况下，即可快速实现绿氨的平价。

以中东区域为参考，绿氨平价曙光已现。根据 S&P，2024 年 1 月中东的 FOB 灰氨与绿氨价格分别为 0.412 与 0.441USD/kg。根据我们测算，当制氢电价低于 0.022USD/kWh 的水平下，绿氨 FOB 的成本与灰氨平价，当制氢电价低于 0.018USD/kWh 的水平下，考虑 15% 的毛利率，绿氨 FOB 的售价与灰氨平价。我们预期 2024 年中东新建光伏发电成本将低于 0.02USD/kWh，中东绿氨平价曙光已现。且中东为传统的氨出口区域，具备完整成熟的物流体系。进一步有益于绿氨率先进入全球贸易体系。

非尿素类传统氨应用将率先实现绿氨替代，欧洲有望引领绿氨应用。我们认为不含碳的氨下游产品（硝酸铵、磷酸铵等），在绿氨与灰氨平价的情况下，将形成直接的替代。从区域来看，我们认为欧洲将引领绿氨的应用。欧洲在肥料应用中，尿素类肥料的应用占比远低于全球水平。全球 2030/2050年有望看到350/1200万吨的绿氨代工替代需求（绿氢当量）。若欧洲于2030 年实现工业/农业非尿素类肥料的绿氨替代，将带来合计 260 万吨绿氢需求。同时我们预期尿素类长流程产品也会开始有一定比例的绿氨替代应用。长期来看，我们预期化工用氨整体的需求维持稳定，至 2050 年，我们预期传统的氨应用将 100%被绿氨替代，带动约 3100 万吨的绿氢需求。

2.3 绿氨作为绿氢国际贸易的载体，通过跨国配置加速绿氨平价

氨是目前全球实际项目公认的绿氢运输载体。综合转换能耗，运输与气液转换的挥发损失， 以单位容器体积的储氢质量上，氨占据优势。液氨的液化温度远高于液氢，且产业链成熟，绿氨在单位体积上可携带的氢较液氢高 50%，因此在远洋运输中带来明显的成本优势，且单纯考虑运输氨和氢，成本差接近十倍，液氨、液氢在长距离运输的成本分别是 0.1-0.2、1.1-1.3 美元/kg。如果考虑氢转氨，再转氢，我们测算，中东经海运到欧洲内陆的全流程成本，假设在 0.015 与 0.03 美元每度电的发电成本（考虑欧洲新能源发电成本是中东的 2 倍）下，液氨与液氢分别对应全流程成本为 2.63/3.35 美元每 kg H2、3.87/4.37 美元每 kg H2。

对比中东到欧洲的液氨与液氢作为运输载体，考虑运输+转化成本下，液氨低于液氢。 生产地转化电力损耗：液氨与液氢分别为 5.1kWh 与 12kWh。 运输成本，液氨成本约 0.17 美元/kg H2，液氢则达到 1 美元以上。同时目前液氢运输船尚在 pilot 阶段，并未有成熟的储运体系。目的地转化电力需求：液氨与液氢分别为 10kWh 与 0.5kWh。根据目的地电价，这部分会形成较大的成本影响。（液氨转化电耗存在下降空间，未来可能降到 6kWh）。运输渠道的完备性及蒸发损失：液氨有着完整的贸易渠道与已技术成型的运氨船，液氨装卸码头等。大规模的液氢制备、液氢运输，以及液氢的存储目前都还在相对起步的阶段，进一步增加现实的成本。此外，液氢会存在 0.5%/day 左右的蒸发损失，20 天的航程会直接带来 13%的质量损失。此外，液氢在压缩/转化过程也会存在蒸发损失。

全球目前主要的绿氢项目绝大部分均以绿氨作为运输载体，全球氨贸易量有望大幅增长。 根据 IEA，至 2030 年全球绿氢总的宣布项目中 40%将进入国际绿氢贸易，其中又将有 80% 以氨为载体。按 IEA 预期，中长期氨的国际贸易量将达到目前体量的 4 倍以上。

3 绿氢冶金大有可为

欧盟碳边境调节机制 CBAM 于 2024 年正式进入过渡期，预计于 2026 年 1 月 1 日正式起 征。综合欧盟进口依赖度、产品直接碳排强度，我们预计钢铁是欧盟 CBAM 规管行业中成 本线受影响较大的行业，且不仅是欧盟境内钢铁产能、境外向欧盟进口的钢铁也将面临减 碳压力。冶金解决碳排的问题有多种技术路线。其中，存量高炉产能用富氢喷吹替代煤粉 具备~20%的减排潜力，不考虑碳关税其平价难度较大（平价线在 4 元/kg），考虑碳关税引 入后平价线可上移至 10 元/kg，因此富氢高炉或率先在面向欧盟的出口产能中试点导入， 拉动绿氢需求 0.01~0.03kgH2/kg 粗钢。气基竖炉由氢气替代天然气平价线则在 11 元/kg 及以上，因此我们预计在中东等焦煤紧缺而气基竖炉普及区域或具备经济性导入机会，拉 动绿氢需求 0.01~0.06kgH2/kg 粗钢。而发达国家市场随废钢产量提升，通过废钢电炉冶金 实现减排或为主力方式。综合来看，我们预计由欧盟 CBAM 拉动的富氢高炉绿氢需求和由 平价拉动的氢基竖炉绿氢需求有望在 2030 年实现 105 万吨、42 万吨每年规模。

3.1CBAM 进入过渡期，国际钢铁行业影响相对显著

欧盟碳边境调节机制（CBAM）政策 2024 年正式进入过渡期。CBAM 于 2023 年 5 月正式成为欧盟立法，于 2023 年 10 月开始实施。通过 CBAM，欧盟对指定行业进口产品的碳排放量基于一定比例征收碳关税，首批纳入规管的是钢铁、电力、化肥、水泥、铝和氢六个工业部门的 CO2、N2O 及全氟碳化物排放。当前，CBAM 处于过渡期（2023 年 10 月 1 日至 2025 年 12 月 31 日），期间内欧盟进口商需报送产品碳排放数据，但无需缴纳碳关税。 CBAM 将于 2026 年 1 月 1 日正式起征，欧盟境内的进口商需根据其进口产品的碳排放量购买相应数量的碳边境调节证书，每张证书对应 1 吨碳排放量，证书的价格参考 EU ETS 碳市场每周收盘平均值，若企业未按规定缴纳，需要在补缴之外额外缴纳 100 欧元/吨的罚款。CBAM 给与企业的免费碳配额比例遵循 ETS 规则，免费配额比例将从 2026 年开始逐步削减直到 2034 年全部取消（2026、27、28、29、30、31、32、33、34 年取消比例分别为 2.5、5%、10%、22.5%、48.5%、61%、73.5%、86%、100%）。 通过对进口商品征收与境内 ETS 同等的碳关税，CBAM 意在保护本土产业竞争力、防止出现碳泄露风险。随着免费配额的逐步取消，欧盟进口贸易商的碳成本随之不断增加，欧盟减排政策影响由域内向域外辐射贸易关联国。因此有动力采取减排措施。

综合排放强度和影响范围，全球钢铁、化肥行业受 CBAM 冲击相对更大。

一方面，从进口依赖度来看，我们用 2022 年 CBAM 相关行业欧盟进口量占欧盟总消费量的比例估算欧盟对外进口依赖度。可以看到，1）化肥行业进口依赖度最高但进口来源分散，最大进口来源美国、阿曼、特立尼达和多巴哥、中国、土耳其等国家（但均不超过 5%），化肥类目下包括氨，其中合成氨进口依赖度较低，化肥更多是以产成品形式进口，直接进口氨的比较少。2）铝行业进口依赖度其次，主要的贸易伙伴包括挪威（占比 16%）、俄罗斯（占比 10%）、中国、冰岛、土耳其（占比均为 8%）等国家。3）钢铁依赖度也相对较高，主要的贸易伙伴包括俄罗斯（占比 14%）、加拿大（占 比 12%）、乌克兰（占比 10%）、土耳其（占比 9%）、中国（占比 8%）等国家。4） 电、水泥和氢行业进口依赖度相对较低。

根据欧盟委员会数据，CBAM 四大工业行业钢铁/水泥/化肥/铝的单位总碳排放强度分别 1.7/0.9/0.4/8.6（tCO2/t），直接碳排放强度分别为 1.5/0.8/0.3/1.7（tCO2/t），考虑 100 欧元/吨的碳关税之后，上述四个行业的平均进口成本或提高 14%/70%/5%/4%， 可见水泥和钢铁等行业受 CBAM 带来的成本冲击或相对更大，减排动力更强。

从上述数据中我们可以看到，钢铁无论从欧盟进口依存度还是从成本受 CBAM 影响幅度来看，都是减排大户。按照 CBAM 口径，欧盟 2022 年前十大钢铁进口国家或地区为俄罗斯、 乌克兰、加拿大、土耳其、中国、印度、巴西、韩国、中国台湾和英国。欧盟亦是上述国家或地区的重要钢铁出口市场，为俄罗斯、乌克兰、加拿大、土耳其、印度、巴西、韩国等国的主要钢铁出口方向，预计 CBAM 的实施会对上述国家的钢铁出口施加较大的减排压力，在碳成本不断提高的趋势下，全球钢铁供应链有望率先开启减排行动。

3.2 钢铁减排技术路线多样，氢具备广泛用途

目前主流的钢铁生产路线包括高炉-转炉（BF-BOF）、废钢-电炉（Scrap-EAF）、竖炉-电炉（DRI-EAF）三类，三大路线技术特点与减排潜力各不相同。

BF-BOF 路线技术成熟，应用最为广泛，但减排潜力有限。BF-BOF 路线使用焦炭和煤粉作为还原剂，在高炉中还原铁矿石以生产铁，再通过转炉进一步炼制成钢。该工艺经过长时间发展与实践，技术成熟度高，在全球范围内得到广泛应用，根据世界钢铁协会的数据，2022 年 BF-BOF 工艺产钢量约占全球钢铁总产量的 69%。当前全球范围来看，如中日韩等亚洲国家对高炉炼钢依赖度相对更高，其中中国高炉-转炉炼钢占比高达 90%，远超世界均值，一方面由于煤炭资源相对丰富，另一方面则天然气储量有限，且尚处于经济发展阶段，废钢产量不足，缺乏发展其他技术路线的必要条件。

Scrap-EAF 路线技术难度低，碳排较小，并可实现废钢资源再利用，将受益于钢铁行业整体发展。Scrap-EAF 路线采用废钢直接融化炼钢，不涉及炼铁环节，因此流程较短、设备简单，碳排放主要来自于电炉用电，整体清洁程度更高。据世界钢铁协会， 2022 年 Scrap-EAF 工艺约占全球钢铁总产量的 24%。从区域分布来看，Scrap-EAF 工艺能够实现废钢资源的循环再利用，因此在钢铁行业发达的成熟市场如北美、欧洲具有较高的市场份额（上述地区分别~60%、~40%的钢铁产量为 Scrap-EAF 路线）。 此外，在部分高质量铁矿或优质煤炭资源相对有限的地区，Scrap-EAF 路线也有一定比例的应用，如南美洲部分国家。

DRI-EAF 路线相对较新，减排潜力大，有望随技术进步取得更广泛的市场份额。 DRI-EAF 路线以低品位非炼焦煤气化或天然气重整生成的 H2/CO 合成气作为还原剂， 在竖炉中将铁矿还原为海绵铁，后经由电炉炼制成钢。相较上述两条路线，DRI-EAF 技术成熟度较低，且对铁矿品质要求更高，目前应用规模有限。根据世界钢铁协会数据显示 2022 年 DRI-EAF 工艺在全球钢铁产量中的占比约仅 7%，主要集中于天然气 储量丰富但优质炼焦煤相对不足的地区，以 MENA（中东北非）地区（该地区约 95% 的钢铁产量为 DRI-EAF 路线）最为典型；而印度虽然天然气资源有限，高质量焦煤的缺乏使得他们对非炼焦煤气化竖炉路线同样存在较高的依赖度（约占当地钢铁产量的 ~56%）。

从减排潜力具体来看，目前钢铁减排手段主要包括氢气取代碳基还原剂与电力清洁化两类。现有技术路线根据本身工艺特点选择不同的方式，各有优劣；另有新工艺在清洁需求下加速研发。

BF-BOF 路线采用氢气替代喷吹煤粉作为还原剂，至多减排 13-20%，与现有产线兼容度高，可作为过渡技术以实现短期减碳。BF-BOF 路线主要通过喷吹氢气取代煤粉作为高炉内部还原剂实现减排，最高可替代 50%煤粉实现减排 13-20%（但高炉整体仍以焦炭作为还原骨架，因此减排潜力有限）。高炉富氢冶炼当前已在多地开始试点，包括日本、韩国、德国、中国等，其中中国宝钢集团的富氢碳循环氧气高炉使用高温脱碳煤气结合纯氧与煤粉进行喷吹，已实现 20%的减碳目标。主要技术优势：与现有产线兼容度高，改造成本较低，短期应用阻力相对较小。主要技术难点：1）由于氢分子较小，使用氢气代替煤粉后喷吹口回旋区气流将发生变化，影响喷吹效率；2）氢与氧化铁反应吸热，高炉内受热不均易损伤炉体。从对氢需求的拉动来看，根据 Tyamo Okosun 团队研究3氢替代 50%煤粉可带来 0.03kgH2 需求/kg 粗钢。

Scrap-EAF 路线本身碳排放量小，并可通过电力清洁化实现进一步减排，理论上可实现零排放，但技术应用受制于废钢产量，难以在短期内实现大规模替代。由于 Scrap-EAF 路线不涉及炼铁环节，其碳排放量主要来自于电炉用电，相比传统 BF-BOF 路线已减少 82%；未来可通过电力清洁化实现进一步减排，在零碳电力情况下，若完全使用废钢作为原材料，理论上可实现零排放。主要问题：受制于原材料废钢产量，对于尚处发展期，钢铁需求量较大而进入报废周期钢铁体量较小、且回收利用体系不完备的国家或地区，难以实现短期内对 BF-BOF 路线的大规模转换。

DRI-EAF 路线可结合氢气还原与电力清洁化优势，至多实现减排 97%，但与现有设备不兼容，或在增量市场上更有增长潜力。相比于传统 BF-BOF 路线，DRI-EAF 工艺主要采用富氢气体完全替代焦炭实现减排，并可结合电力清洁化以达到进一步减碳目的。以传统 BF-BOF 路线碳排放量为基准，当前电力结构下 DRI-EAF 工艺导入绿氢后可以实现 80%理论减碳量，若采用零碳电力则有望减排至 97%，剩余排放主要来自造块环节。氢基竖炉冶炼在瑞典、埃及等多地已有尝试，其中瑞典 SSAB 公司 2021 年已实现电解水所制氢气对天然气的 100%替代，并计划于 2026 年进行商业化推广。主要技 术优势：氢替代焦炭成为主要还原剂，减排空间大。主要技术难点： 1）该路线采用竖炉，与现有设备（高炉）不兼容，改造成本相对较高；2）氧化铁与氢反应吸热，将延缓整体反应；3）若氢在铁矿还原完全取代炭，将导致中间产物铁不含炼钢必须的 1%的碳元素，则需要在电炉炼钢过程中外部补碳；4）DRI 路线对铁矿品味要求较高，需建立 DR 级铁矿供应链保障、或在工序中增加熔融炉环节。从对氢需求的拉动来看，根据 Alexandra Devlin 团队研究4氢替代 100%天然气可带来 0.06kgH2需求/kg 粗钢。

氢熔融还原工艺作为新兴技术，当前尚处于实验室阶段。主要技术优势：1）无需焦化烧结等高污染步骤，直接使用粉状物料，减排并简化流程；2）其中细分路线氢等离子熔融还原工艺将炼铁与炼钢环节合并，直接生成钢水，简化流程，减少中间能量损失。主要技术问题：工艺尚不成熟，目前成本高、效率低，距大规模应用仍有距离。

3.3 富氢高炉和氢基竖炉有望在欧盟贸易国和中东率先导入

高炉和竖炉各自优劣势明显。高炉单体产能大，可以满足需求快速增长；但是单位排放强、 减排潜力弱、依赖资源分布不均的炼焦煤。竖炉减排潜力大，可使用天然气、煤制气等从而摆脱对炼焦煤的依赖；但是单体产能小，依赖铁含量更高的高品位铁矿。

当前，全球钢铁产能中 DRI 路线产能基本集中于印度、中东两大区域。根据世界钢铁工业协会和各国主管部门数据，我们可以看到：2022 年全球 DRI 产量 34%来自印度，主要系当地高炉用焦煤资源紧缺，因此发展了用非炼焦煤的煤基竖炉（在印度气基竖炉中占比 82%）。根据印度钢铁部统计，2022 年印度超过一半（56%）的钢铁产能为 DRI 路线。煤基竖炉的工艺流程是煤气化生成 CO，用 CO 将氧化铁还原为铁矿。此外 35%来自 MENA（中东北非）地区，集中于伊朗（26%）、沙特（5%）、埃及（4.5%），主要系该区域天然气资源丰富而煤炭资源相对差，因此发展了天然气基竖炉并从巴西、 加拿大、瑞典等地引入了稳定的 DRI 级铁矿供应，根据数据，气基竖炉占伊朗全部钢铁产能的 91.8%，而沙特、埃及基本全部 100%钢铁产能均为气基路线。

除上述国家和地区外，DRI 产量相对较多的包括俄罗斯（6%）和墨西哥（4.5%）。

海外竖炉提供资源多元化选择，替代焦煤紧缺。 印度炼焦煤进口依赖度接近 90%，主要进口自澳大利亚、美国、加拿大等国。若要实现《国家钢铁政策 2017》提出的 2030 年粗钢产能 3 亿吨，其中 BF-BOF 路线占比 60-65%，对应炼焦煤需求从当前的 6000 万吨+提升至 1.6 亿吨，炼焦煤紧缺的放大或阻碍高炉产能的建设并提升竖炉的吸引力。由于印度气基竖炉以煤气化而非天然气基为主流，主要为高炉用炼焦煤供给紧缺和进口依赖问题提供缓冲，煤气基竖炉生产成本相对更低，因此绿氢平价实现难度相对更大，减排压力更多来自于对欧盟出口部分。 根据印度氢能钢铁规划，将在 2030 年以前建立 2 个使用天然气混合绿氢的竖炉试点工厂，绿氢混合比为 2%，并在 2030 年后实现全行业推广。 MENA 地区气基竖炉占全部钢铁产能的~95%，当地天然气资源优势，焦煤储备较缺。 MENA 首个绿氢竖炉项目将于 2024 年在阿联酋投入使用。相关技术分析预计 30%以内的氢气替代无需改变设备。高比例氢气替代预计需要添加气体压缩机，并对热回收、冷凝冷却等设施系统改造。

氢冶金带动绿氢需求有望在 2030 年达到数百万吨/年量级。一方面，我们估算高炉转炉路线氢气平价线在 4 元/kg（不考虑 CBAM）~10 元/kg （考虑 2030 年 CBAM@100 欧元/吨， 48.5%征收比例），欧盟贸易国在 CBAM 推高钢铁综合成本的背景下或率先考虑尝试导入绿 氢，2030/35 年或拉动 1/4 百万吨绿氢需求。另一方面，气基竖炉路线氢气平价线在 11 元 /kg（不考虑 CBAM）~19 元/kg（考虑 2030 年 CBAM@100 欧元/吨，48.5%征收比例），2030 年中东绿氢平价导入机遇大（暂不考虑中东对大工业天然气价格补贴影响，基于市场化天然气价格估算），2030/35 年或拉动 0.4/3 百万吨绿氢需求。

4 绿氢前景仍是星辰大海

虽然绿氢发电在普通发电场景无法与新能源在电量上竞争，但绿氢发电在新型电力系统中的长时储能，清洁备用机组，以及分布式基荷电力应用场景都有差异化的需求空间。此外， 煤机掺氨、燃机掺氢亦能帮助传统机组减碳，延长资产寿命。我们测算绿氢在电力领域平价线在 7~8 元/kg，从产业发展逻辑来讲，绿氢在化工、交运领域受经济性平价和政策推动、市场率先起量后，规模化降本有望带动绿氢电力平价线的击穿，从而撬动市场发展。因此， 绿氢在发电领域的导入节奏可能慢于在其他行业，但终局来看这块需求不会缺席，且随着 AI 电力需求的不断提升，能源领域有望持续增长，成为绿氢远期应用的最大下游之一。我们预计 2030 年发电领域分布式基荷有望拉动 130 万吨每年绿氢需求，到 2035 年网内备用和分布式基荷有望分别拉动 690 和 1110 万吨每年绿氢需求。

4.1 绿氢为电力系统提供可控基荷和长时储能

随着电力系统新能源渗透率持续提升，如何维持电力系统可控裕度充足、保证供电安全性正在成为新的课题。正如我们在《能源转型系列报告，但问路在何方》（2023.12.1）中提出和强调的，通过对海外高比例新能源系统的学习，我们发现大多数高比例新能源国家有较高可控裕度作为系统支撑（可控装机超过最高负荷 1 倍以上，甚至 1.3 倍），而当可控裕度跌到 1.1 以下将可能出现缺电风险。受制于对气候条件的依赖，风光新能源+储能是否可以提供可控裕度在国内外电网的文件和讨论中并没有共识。因而，随着碳达峰的临近，煤气电机组装机放缓甚至开始退役，什么能源形式可以提供增量的可控装机从而满足电力需求的增长、保证供电安全性，正在成为电力系统新的课题。 我们认为从中远期维度来看，面向碳达峰以后的电力系统，绿氢在提供清洁可控装机上可以多种形式发挥作用。一方面，氢燃料电池发电是行业探索的一种可控电源形式，可以作为网内长时储能备用机组存在，也可以起到分布式基荷电源的作用，后者所需设备燃料电池目前在美国市场在 BloomEnergy、西门子、通用电气等企业的开拓下已积累了十余年的商业化经验（当前为天然气燃料电池，技术上未来可以切换为氢燃料电池）。另一方面，天然气轮机掺氢或煤机掺氨已进入试点阶段，通过改造后可以降低现役煤电、气电机组排放强度、延长资产寿命，目前日韩欧出于保障在运年轻燃煤、燃气电站在能源清洁化背景下的持续可用性等原因，已率先开始相关布局。

4.2 绿氢供热亦有可为

除上述提及的工业领域以外，其他诸多工业行业由于过程排放占据大头，而这一部分除非工艺路线完全替代否则较难减排，因而其减排依赖于电、热的清洁化。预计绿氢供热有望在其中发挥一定的减排作用。在工业供热清洁化选项（氢、生物质、电力）中，氢具备最强的兼容性。一方面，氢绝热火焰温度可达 2254℃，与天然气（1960℃）、无烟煤（2180℃）接近甚至更高，可以适应各类高温直接供热场景对于热能的需求，如钢铁行业中，BF-BOF 路线与 Scrap-EAF 路线各环节需温均在 1000 ℃以上，其中转炉甚至可达 1700℃以上；此外，在采矿业中，矿石熔炼、焙烧、矿渣处理等步骤也有较高的热需求，如铅锌矿石处理一般需温在 1000℃以上。 另一方面，氢能供热和当前主流的天然气供热的设施设备共通性强（改造的技术难度和成本都不高，但是需要改造燃烧喷嘴、炉子还是整个窑要看工艺情况），相比之下，电能转化为热能时，通常受到电热转换设备的限制，设备的效率和设计决定了电能转化为热能的最终温度，难以满足部分超高温工业供热要求。工业供热的绿氢替代节奏主要取决于其与天然气供热的经济性的动态对比。从单位热值的价格角度来看，全球天然气热值价格的分布是 64-136 元/GJ，氢气的分布是 90-149 元/GJ， 在天然气高价的市场氢气供热或存在应用空间。 而居民供热居电热厂的供水温度通常在 90℃ 至 110℃范围，属于低温供热场景，氢能可替代空间较小。

多管齐下加速绿氢降本，推动产业从量变到质变

从成本测算来看，绿氢成本对电价敏感性最高，其次是设备，再是利用小时，因此为了实现绿氢平价，如何实现更低的电价就成为了核心。我们认为虽然发电侧新能源成本持续降低，但是考虑到电网的安全和稳定，直接购买网电并不能获得更低的用电成本，因此需要通过电力市场化交易乃至微网直购电实现更低的用电价格。除此之外我们看到未来绿氢的需求和供给区域并不匹配，新能源的资源也存在明显的地域差异，因此需要站在国际产业 链视角寻找更好的光照资源和更高的风速去进一步降低发电成本，同时降低绿氢的运输成本，因此未来的绿氢产业更有可能形成一个全球贸易体系。中东有更好的光照条件以及离欧洲更近的地理位置，叠加本地的化工产业配套，使得其可能成为除中国外绿氢更快实现平价的区域。最后从制氢技术本身去看，一方面设备还有效率的提升空间，另一方面在降本的路径上通过生产氢的衍生产品如绿色甲醇和绿氨亦可以借用目前成熟的化工基建和安全规范，降低储运成本，也加快产业链渗透。

1 从代购电到市场电到离网电，购电方式变化+柔性制氢技术推动绿氢平价

我们看到新能源成本下降，带来平价可能，但是如何应用成为关键。我们首先通过 5 种不同的风电，光伏，储能，碱性电解槽（ALK）和质子交换膜电解槽（PEM）的组合计算得到，如果纯光伏制氢，虽然利用小时更低，但配置纯 ALK 是成本最低路线，而如果考虑风光联合制氢，通过配置 10%左右比例的 PEM 辅助 ALK 将是成本最低的技术路线。

1.1 目前全球制氢产能以化石能源制氢为主，绿氢成本掣肘关键在于电价

目前全球制氢产能以化石能源制氢为主，可再生氢占比不到 1%。根据 IEA 数据，2022 年全球氢供应接近 9500 万吨，包括天然气制（62%）、煤制（21%）、工业副产氢（16%）、 油制（0.5%）、仅不到 0.5%为可再生（生物质或电解槽）。从成本影响要素来看，1）化石能源制氢成本关键在能源原料，煤价 800 元/吨假设下我们估算煤制氢成本为 12 元/kg（煤占总成本 52%），工业天然气 2.8 元/ Nm3假设下我们估算天然气制氢成本为 19 元/kg（气 占总成本 74%）；2）可再生能源制氢成本关键在电价，若采用工业电价 0.6 元/度假设下我 们估算碱性水电解槽制氢成本将达到 38 元/kg（电占总成本 94%）。

从水电解制氢成本构成出发，绿氢降本敏感性最高的是电价，其次是设备价格。我们测算得，相较于给定的给定情景（2000Rmb/kW 的系统单位投资，10 年折旧，0.3 元/度的制 氢电价，3000 的利用小时），每 1%的电价/系统成本下降/利用小时提升，制氢成本下降的幅度分别为 0.83%/0.17%/0.08%。可以看到，电解水制氢成本的影响项中：电价>系统成 本>利用小时。

1.2 改变电解水制氢的购电模式，代购电→市场电→离网电，持续降低电力成本

因此，通过改变购电方式降低电解水制氢的电力成本是加速绿氢平价的一种先行方式。 以国内为例，若电解槽用电采用电网代购电的传统形式，我们预计电力成本或维持于 0.6 元/度左右水平。我们此前报告《能源转型-但问路在何方》(2023.12.01)中测算得，中国 2023-2035E 增量的光伏发电成本将累计下降 55%，远期有望下降至 0.15 元/度以下的水平。 但受限购于整体电力系统中备用、平衡、输配成本在新能源渗透率提升下的增长，整体电力系统的总成本在新能源电降的下降中，难以同步下降，将维持于 0.6 元/度左右的水平。

若购电方主动参与电力市场，则有望受益于国内新能源入市带来的市场电价下降。

正如我们此前报告《电力市场化系列一：定量分析山东市场化电价》（2024.1.12）中讨论的，我们预计 2024 年全国各省电力市场建设有望继续深化和铺开（山西、广东 两省现货市场率先于 2023 年 12 月末转入正式运行，福建、湖北等试点省份进入长周期结算试运行轨道，江西、陕西多省接连于年底完成首次结算试运行，其余省份现货市场预计 2024 年全部投入试点），且随新能源装机和渗透率持续提升，电力市场化比例的持续提高意味着发电侧除火电外更多电源将被推入市场（2024 年新能源入市体量我们预计将扩大，如湖北将开启常态化绿电交易，四川新增绿电作为交易品种，广东明确省内 220kV 及以上电压等级的中调调管风电场站、光伏电站将全部参与现货交易； 同时，浙江、广东、安徽等多地发布新的绿电交易方案，进一步更新并细化市场规则）。

新能源持续入市有望推动国内市场化电价尤其是现货电价中枢下移，以山东为例我们估算若风电、光伏全部电量按现货电价结算则综合实现电价或降低 9%、34%。根据山东 2023 年小时级现货电价和光伏风电出力曲线，我们测算若按当前政策要求，集中式新能源的 10%电量按现货电价结算，山东光伏年加权平均电价约 382 元/兆瓦时，较标杆电价低 13 元/兆瓦时；山东风电年加权平均电价约 391 元/兆瓦时，较标杆电价低 3.5 元/兆瓦时。我们测算若新能源全部电量按现货电价结算，山东光伏年加权平均电价约 261 元/兆瓦时，较标杆电价低 134 元/兆瓦时，主要由于光伏出力高峰与午间电价低谷重合度较高。风电由于出力高峰在电价更高的晚间时段，同样测算方法下风电年加权平均电价仍有 360 元/兆瓦时，仅较标杆电价低 35 元/兆瓦时。

因此，对于绿氢项目而言，直接参与电力市场有望降低其购电成本中的批发电价部分（输配电成本仍然存在），带来一定的降本空间。而对于风光新能源来说，与绿氢用户签订供电合同则反过来说是其保障自身发消纳和合理回报的一种稳定收益的方式。

更进一步，若购电方采用新能源发电直供电（离网电）形式，则能进一步降低甚至取消输配电成本，充分应用新能源真实降本优势，推动制氢成本进一步下降。

1.3 离网制氢应用要求柔性制氢能力的提升

正如我们上一章节讨论的，离网制氢可以最大化发挥新能源电力降本作用、实现制氢成本最小化。而实现离网制氢的核心前提在于如何匹配新能源发电的波动与制氢设备的可运行负荷区间。 目前大规模使用的碱性水电解槽的实际最低负荷区间较难实现 20%及以下。根据《风光耦合制氢系统典型设计方案研究》（孙翔等，2023）8，一方面不同的设备供应商提供设备的最低可运行区间差异较大，另一方面碱槽的机理在于当实际运行负荷过低时，氧中氢的浓 度提升，同时各类阀门、设备仪表的精度也较难保证，使得事故的概率提升。因此我们认 为纯碱槽的实际最低工作区间可能需要高于标称值。

离网新能源发电制氢需要系统具备柔性化，核心在于电源侧或制氢侧能平抑新能源发电的波动性。一种思路在于电源侧的系统设计，通过风光的配比，以及储能、电源侧的优化，以实现制氢系统输入侧功率满足水电解槽安全高效的负荷区间。 另一种思路在于利用不同制氢设备的负荷可调节性进行组合，使得制氢侧能更高效稳定的对高波动区间电源输入做出反应。 以碱槽为基础，结合 PEM 槽或锂电池储能，可形成一个具备柔性的制氢系统。在 ALK 低成本规模化制氢的基础上，结合 PEM 槽或锂电池储能系统带来的灵活性能力，使得碱槽在最优区间内稳定工作，更好的保障系统的稳定性、安全性、运行效率的同时充分利用新能源发电量，以实现纯新能源供电下的低成本制氢。

国内从政策层面也持续在提出海上能源岛等离网新能源应用模式。国家层面，2023 年 10 月发布的《关于组织开展可再生能源发展试点示范的通知》中提及“海上能源岛示范”，建设包括但不限于海上风电/光伏、制氢（氨、甲醇）等多能源一体化设施。地方层面如江苏、 浙江、山东、吉林也都在十四五规划或新的发展规划中提及海上能源岛。其中吉林在《2024 年吉林省政府工作报告》中提出落地“绿电+绿氢+绿氨+绿醇+绿色航煤”项目，推动“吉 氢入海”。

2 寻找电价洼地，构建绿氢全球贸易体系

我们认为绿氢的需求与供给的区域不匹配性有望带动新的国际贸易链条，并拉动区域性的电力需求增长。全球新能源资源禀赋并不平均，因此绿氢制备的平价存在区域性先后。欧洲在政策支持下具备绿氢增量与替代需求的先发性，中国及其它区域将根据政策与自身绿氢应用替代平价线而逐步推进。以光伏制氢为例，典型中东与澳洲光伏项目较中国平均光伏利用小时数高约 600 小时左右（约高 46%），中国西部新增光伏发电成本约 0.24 元/度， 中东则已经具备 0.1 元/度的光伏直购电价。且中东区域本身化工产业配套较强，与欧洲的地理位置较近，因此我们认为存在产业化机遇，甚至从新能源电价角度可能先于国内平价， 率先打造国际贸易链机遇。虽然中东制氢需要海水淡化，但其成本实际占比我们估算较低小于 1%，且中东本身粮食进口占比高达 85%，如能形成绿氢-绿电-海水淡化的闭环增量产业链，亦可能为中东本地粮食问题提供解决思路。

2.1 全球风光资源分布不均，重点关注中东等地区的低成本绿氢潜力

如上讨论，我们预计以中国为例，随着光伏组件提效降本带动地面光伏电站造价 2020/25/30/35 年逐步回落至 3.7、2.1、1.7、1.2 元/瓦，假设国内利用小时 1800 小时/年， 新能源光伏电价有望随之回落至 2020/25/30/35 年分别 0.23、0.14、0.11、0.09 元/度，对应绿氢柔性制备成本为 18、12、9、8 元/kg，这意味着绿氢在 2025-30 年期间有望加速平价，推动绿氢在炼化、化工、网电备用等领域的平价和应用。 而从全球范围内来看，光照资源更优地区有望更早实现绿氢平价，海外绿氢机遇值得重视。 全球太阳能分布与纬度、海拔、云量分布和天气等因素相关，根据 World Solar Atlas 对全球太阳能直接辐射水平的监测测算，可以看到中国西部地区光照资源已处于全球中上水平， 而全球范围内太阳能辐射强度和日照时间优异区域还包括北非、中东地区、美国西南部和墨西哥、南欧、澳大利亚、南非、南美洲东、西海岸等。中东与澳洲的光伏平均利用小时较中国高出近 46%，部分项目的光伏利用小时数甚至可达到 2500 小时以上。新能源发电成本是制氢成本最重要的影响项，因此绿氢的平价将率先在这些区域实现，带动产业规模化，并逐步向全球渗透。

高辐照小时叠加低建设成本，中东北非屡创全球太阳能招标电价新低，绿氢平价有望局部加速。2022 年中东平均的光伏发电 LCOE 已下降至 0.028/kWh，部分项目 PPA 已经低至 1.5 美分/kWh 以下并已开始执行（如卡塔尔 AI Kharsaah 集中式光伏项目与阿联酋 AI Dhafa 集中式光伏项目，其中 AI Dhafa 集中式光伏项目于 2023 年投产，晶科提供组件，实际 PPA 签订价格为 1.32 美分每度电）。从平均角度来看，我们采取和前文中国一致的光伏电站造价假设（考虑到中国光伏制造企业包括但不限于协鑫、中环、天合等正着手产能落子中东，且国内 EPC 企业积极跟随一带一路出海，我们认为有望推动中东光伏电站项目造价与国内对齐），而利用小时考虑中东可以达到 2800 小时/年，则我们估算中东 2020/25/30/35 年电价有望逐步回落至 0.14、0.08、0.07、0.06 元/度，较国内低 35~40%，对应绿氢制备成本 12、8、7、6 元/kg。也即从 2025 年起，我们认为有望在中东看到电力成本来到 1 美分/度、 绿氢生产成本来到 1 美金/kg，在国内基础之上绿氢降本节奏进一步提前。

光伏制氢也将进一步拉动中东海水淡化的产能，形成规模与技术的正循环。

中东目前在农业与海水淡化中投入大量能源。GCC 区域占据全球约 60%的海水淡化产能与约 40%的产量，拥有超过 400 个淡化厂。存量海水淡化产能至 2020 年达 7725hm3/年，对应约 77 亿吨/年，产量达到 57 亿吨/年。从供给结构来看，GCC 淡化海水仅占总供给的不到 20%但却消耗了中东区域 5% 的能源9。整体用水的下游中，80%的淡水资源用于农业生产10，而 GCC 区域的粮食自给率仅为 15%。

制氢带动纯水需求，短期对目前 GCC 区域的淡化海水产能影响有限。根据 IRENA，水电解槽每 kg 氢需要消耗 10L 的去离子水。按前述三国合计 2030 年 300 万吨以上的绿氢产能，对应需要 3000 万吨以上的增量淡水供给，对目前 GCC 区域的供给冲击有限。

海水淡化技术已日趋成熟，包括反渗透法、多级闪蒸法、低温多效蒸馏法等技术已在国际上有成熟应用。根据 IRENA 等研究机构报告统计分析，海水制氢中海水淡化的额外成本为 0.11~0.2 元/kg 氢，较我们估算的直接外采高纯水情形（0.07 元/kg 氢）贵 0.04~0.13 元/kg，占电解水制氢成本的不到 1%。除海水淡化制氢这一传统技术路线之外，海水原位电解制氢、海水蒸汽制氢等新兴路线已有企业和团队开始尝试。此类路线直接采用未经淡化海水作为电解槽输入，通过催化剂、膜材料的升级分离海水杂质，完成制氢工艺。

中长期来看，绿氢-新能源-海水淡化形成或在中东区域形成产业正循环。绿氢作为增量的需求，拉动新能源装机与配套海水淡化产能，也有望促进中东区域能源的整体清洁化，以及海水淡化技术的迭代。此外，离网制氢的应用，也有望推广至离网新能源海水淡化，进一步降低淡化海水的成本，并推动增量产能的建设。

中东-成熟的化工产业也为氢产业配套发展提供先行机遇。中东具备成熟的化工产业链提供氢产业相关的配套能力。以海湾六国为例，2022 年 GCC 区域氨产量约 15Mt（NH3 当量），对应使用氢 2.6Mt（H2 当量），氨产量占全球比重约 8%。 氨产量中仅约 18%用于直接出口，剩下绝大部分用于本地制造尿素后再出口。因此 GCC 区域是氢的净出口区域。

2.2 各国氢能政策战略定位不一，蕴含全球贸易往来、绿氢资源优化配置机会

如前所述，全球风光资源分布不均导致制氢成本在全球不同地区具备较大差异，我们对全球主要地区的绿氢本地制备与进口价格进行初步对比，可以发现通过将制氢产能布局在“电 价洼地”如中东、中国、澳大利亚等区域，并通过国际贸易输送到高价格接受度地区如欧洲、日韩等区域，或孕育着全球绿氢资源优化配置、加速绿氢在部分地区“先平价”的机会。

氢：跨境以转氨航运形式，中东的经济性潜力更大。由于氢气转化为液氢及储运过程存在氢逃逸、能耗高等技术问题，而合成氨和甲醇作为全球流通性较强的大宗商品， 储运经验丰富，且氢氨转换技术相对成熟，因此我们考虑氨作为绿氢的国际间远程运输载体。以中东典型项目为例，绿氢生产+转氨+运输+转氢落地南欧与日本的价格分别为 16.22、17.82 元/kg，相比两地自产价格 28.97、34.35 元/kg 具有明显优势；同 时，两地从中国、澳洲进口绿氢相比自产也存在一定的经济性，整体进口意向较强。 而中国本地自产绿氢成本较低，仅 14.46 元/kg，自产经济性更好，部分盈余产能亦有出口潜力。

氨与甲醇：中东价格优势明显，中国、澳洲亦有出口潜力。相比于欧洲、日本自产绿氨与绿甲醇的成本，输出国产品经航运的落地价格均具有一定优势，并以中东为最， 其产品落地价与欧洲、日本自产价格价差可达 3-4 元/kg。相比而言，中国绿氨/绿醇的自产价格分别为 3.58、3.81 元/kg，相比中东进口价差仅有 0.2 元/kg 左右，出口意向更强。 由此可见，各区域之间的价差将带动绿氢及其衍生物的国际贸易需求，从而推动绿氢、绿氨、绿甲醇从低成本地区向高价格接受度地区流动，加速绿色能源较传统能源的平价，拉动市场提前发展。

我们梳理各国氢能产业政策亦可以看到各国氢能政策侧重、定位各不相同，其中亦蕴含着国际绿氢贸易合作机遇。一方面，分析各国氢能政策中有关氢能供给、需求、进出口的目标，以及其他产业、技术要点，我们可以看到以欧洲、日本、韩国为代表的资源弱势国的氢能政策出发点为能源安全（摆脱天然气依赖）从而发展氢能应用，政策着重在刺激绿氢需求、保证绿氢国内供给、锁定海外可靠供应等，结合供需目标来看到 2030 年上述国家绿氢约有 50~70%的进口依赖度。而中东、澳大利亚、加拿大、印度的氢能政策则具备更明显的出口导向，在文件中有直接提及，如中东或以出口为重，澳大利亚、加拿大潜在供给 过半或目标出口市场，印度亦考虑盈余出口。而中国、美国的氢能政策着重本地产业以及 技术引领，从供需角度来看 2030 年偏向于自给自足、盈余出口。 从目前各国/地区规划中的绿氢供应链合作意向来看，欧盟明确了到 2030 年 1000 万吨/年 的绿氢进口量目标，并为此规划了三条主要的氢气进口走廊：北海（挪威和英国）、南地中海（从埃及和摩洛哥起步，未来有望向撒哈拉以南非洲和海湾国家延申）和乌克兰，除邻国外，欧盟亦在考虑推进和澳大利亚、智利等潜在氢气产地国的合作。日本目标建立与北美、中东、澳大利亚、亚洲等区域广泛的绿氢供应协作，并引导日本企业积极介入绿氢上游生产、运输环节。目前日本已经和澳大利亚实现液化氢长距离海上运输试点，与阿联酋就两国间的氢供应链的开发合作达成一致，和欧盟签署氢能合作备忘录。韩国预计未来氢气进口来源国包括澳大利亚、中东、俄罗斯、北非等。 除了氢的跨国贸易，绿色甲醇、合成航油等氢基衍生燃料作为长途交通的燃料载体，也可能通过全球产能布局实现清洁燃料供应链的全球化。

2.3 全球绿氢互认体系的建立是绿氢贸易的前置条件

对于绿氢及氢基燃料的跨国贸易来说，燃料的绿色认证标准体系或是推进跨国贸易的重要前提条件之一。各主要国家（我们此次梳理包括欧美中日韩印）在过去几年陆续明确了本国绿氢的定义和边界，我们梳理来看，针对绿氢的定义（低碳氢/绿氢/可再生氢，etc）、碳排放核算边界（原料到生产/原料到运输，etc）、碳排放强度上限等规则的确定条件均各有规则、互不统一。 一方面，对绿氢的定义，欧盟、印度最为严格，仅认可可再生能源电解或生物质基氢， 美国、日本、韩国遵循清洁氢/低碳氢概念，从而将化石燃料 CCUS 以及核能纳入了认 可范围内；中国目前尚无国标，行业团体标准则对低碳氢、清洁氢、可再生氢进行了分别的定义。 另一方面，对于碳排放强度及核算边界，除欧盟要求全生命周期（Well to wake）碳排低于 3.4kgCO2/kgH2 以外，其余国家均设定边界为原料到生产（Well to tank）排放， 其中印度绿氢标准最为严格（绿氢<=2 kgCO2/kgH2），随后是日本（低碳氢<=3.4 kgCO2/kgH2），美国和韩国标准设定在清洁氢<=4 kgCO2/kgH2，中国清洁氢/可再生氢 设定在<=4.9 kgCO2/kgH2。

通过上述对比我们可以看到，全球各潜在氢主要需求国当前绿氢定义、碳排边界区别较大， 各国绿氢认证机构互相独立，如欧盟认证需由欧盟委员会认可的第三方机构出具，当前第三方机构的资格认定仍在过程当中，因此推行绿氢国际贸易或仍需扫除制度阻碍。2023 年 12 月阿联酋举办的第 28 届联合国气候变化大会期间，近 30 余国联合发表了“关于推动建立清洁氢互认机制的意向宣言”，意在借力 International Partnership for Hydrogen and Fuel Cells in the Economy (IPHE) 和 Hydrogen Technology Cooperation Programme (Hydrogen TCP) 两个组织，推动参与国家的本地可再生氢、低碳氢及衍生物认证体系的互认。

除了绿氢本身的跨国互认以外，绿氨、绿色甲醇随着全球氢基衍生燃料增量市场的出现， 亦亟需认定机制。从全球各主要国家的绿氢标准及细则可以看到，仅欧盟针对可再生非生 物质基合成燃料（包括我们常称的绿氨以及绿电甲醇等）的碳排放限额、绿电配套要求、 受认可的 CO2 来源等关键变量明确了相关规则；日本仅对低碳氨明确了碳排放上限规定； 其他国家地区对绿氨、绿色甲醇的“身份认定机制”尚处空白。而随着氨作为氢的载体、 以及甲醇作为氢的利用形式在绿氢低碳减排时代日益重要，相关规定的建立亦对于绿氢眼生物燃料的跨国贸易和跨境利用较为关键。

3 回归技术本源，制氢、储氢、运氢技术迭代方兴未艾

虽然从整体的绿氢生产角度，电能成本是其主要的降本途径，但是从制氢本身技术角度， 如何匹配大规模生产，如何匹配新能源电力波动，以及如何提升其效率和寿命，仍然是目前技术路线需要考虑和发展的。我们看到目前水解制氢有主流 4 种路线各有优势，其中 ALK 和 PEM 更接近商业化，ALK 更符合大规模生产的技术路径，PEM 不仅是需要提升效率和 降本，目前催化剂原料亦存在瓶颈；SOFC 解决了寿命和效率问题，但不能频繁调节还需要维持高温，因此不适合用于新能源制氢，而是其可逆的制氢/发电循环使得其存在特殊应用场景；最后 AEM 目前还在研发阶段，如果其膜的长寿命材料研制成功有望成为新一代技术。除水解制氢外，还有热化学制氢、光催化制氢等光/热直接制氢路线等尚在实验阶段。 在制氢环节来看，隔膜，BOP 和催化剂是其核心工艺，也是未来提效降本的主要方向，而储运环节液氢全链条装备国产化可能是未来还需突破的方向。从这几年的行业实际对电解槽的使用去看，产业还需要解决 1）设备稳定性和质保寿命问题，2）进一步提升柔性能力匹配新能源发电波动性问题，3）推进国际化认证和效率提升。

3.1 制氢技术：ALK/PEM 居于主流，SOEC/AEM 关注细分场景应用

一个典型的水电解设备包含电解质（electrolyte），正极(cathode)与负极(anode)。在理想情况下，当外部提供的能源超过水的分解平衡电位时，水在正极形成 H2，在负极形成 O211。 根据电解质、隔膜、工作温度、工作压力的不同，学术层面有 4 种常见的电解槽设计，分别是碱性电解槽(ALK)，质子交换膜电解槽(PEM)，阴离子交换膜水电解槽（AEM），固体氧化物电解电池（SOEC）。其中 ALK、PEM 已实现规模商业化，固态氧化物燃料电池（SOFC） 已实现商业化但电解槽目前相对在研发与示范期，AEM 尚在关键技术研发攻关阶段。

除水电解制氢路线以外，行业也在探索热化学制氢、光催化制氢等光/热直接制氢路线。其中，1）核电制氢通过核电高温热直接制氢或者电热耦合制氢，提升制氢全流程效率。利用核反应堆出口热作为制氢能源是行业在探索的一种耦合形式，其发展机理在于高温或超高温热有望提升制氢效率，如通过高温（800-1000℃）水蒸汽高效电解，或热化学（800-900℃） 碘流循环分解水制氢。出口蒸汽温度更高（700℃+）的第四代高温气冷堆在核电制氢上有独特的应用优势，当前国内清华大学等高校机构正在展开相关的研发。目前技术难点主要 在于稳定高温热源的获得、耐高温材料的研发等方面。2）光催化制氢理论工艺系统简洁， 核心在于高效催化剂。光催化制氢的原理是在光照射下，纳米半导体光阳极吸收光子产生电子空穴对，光生电子在外加偏压下通过导线流向金属对电极，还原水中的氢离子产生氢气，而在光阳极空穴则氧化水生成氧气。这一技术理论系统设计相对简单、成本潜在有优势，但目前全流程效率较低，寻找开发更高效的催化剂提升光生电荷分离效率是研发重点方向。

目前从下游来看，当前上述电解槽技术路线中 ALK 占据终端应用主流。根据 IEA数据统计， 截至 2022 年全球在运绿氢产能中~60%基于 ALK 碱槽路线，30%基于 PEM 质子交换膜路线。根据 IEA项目数据库对于新项目公告的分析，预计PEM路线未来市占率或有提升可能。 此外，截止 2022 年末 SOEC 路线在终端份额不到 1%。

3.2 储氢运氢技术：关注氨、液氢储运技术设备国产化和物理、有机储氢技术研发

除制氢本身的技术路线选择和细分材料部件迭代以外，涉及下游储运环节的技术升级同样方兴未艾。从技术方向来看，当前氢的运输主要以陆上短途长管拖车运输、陆上长途管道 运输、海上长途转氨运输为主流路线。上述技术已进入产业化或产业化初期阶段，主要技术升级方向包括储氢瓶由 III 型瓶向 IV 型瓶突破、储氢高压瓶口阀的国产化替代、管网运氢针对纯氢管道研发抗氢脆材料、掺氢管道气体分离技术等方向。而产业当前仍在探索突破的下一代氢储运技术革新包括： 低温液态储氢，适合超大功率应用，因此在非民用领域已有实践，但用于民用领域仍 面临 1）标准不足；2）氢气液转换过程能耗大、成本高；3）核心液化加压环节设备国产化卡脖子等待解决的难题。 物理储氢，具备储氢体积密度高、安全性强等优势，但储氢材料的选择仍是当前技术验证重点（国内包括镁基、钒基等技术流派），材料如何同时满足高储氢密度和低脱氢 温度的结合尚需研发验证。 有机物液体储氢的优势在于可以实现常温运输加注，可以充分利用现有的加油站设施， 解决产业链“先有鸡还是先有蛋”的难题，但目前技术壁垒尚高，解决氢气吸附效率 和脱氢效率仍需产业共同努力。

展望中长期，按照当前全球绿氢项目规划，2030 年全球低排放氢产能预计将达 3700 万吨， 其中 2700 万吨为绿氢，区域特色显著。 2023 年全球已投产低排放氢项目总产能为 1530 万吨/年，2030 年预计产能将提升至 3700 万吨/年，增长 136%。2030 年规划产能中 2700 万吨为低碳电解水制氢，其余 1000 万吨为结合碳捕捉技术的化石燃料制氢。（此规划高于我们对需求的测算，但是考虑海外项目的实际投产进度，以及我们看到 30-35 年需求的大幅增速，因此并不会造成供应过剩的风险） 。 从项目区域分布看，2030 年欧洲规划低排放氢项目产能最大。预计欧洲总量将达 1200 万吨/年，其中绿氢产能约 800 万吨/年；澳洲与新西兰计划产能几乎均为电解水项目， 约为 550 万吨/年；而美国则以结合碳捕捉技术的化石燃料制蓝氢为主，约为 450 万吨 /年 。 从终端应用形式看，中东氨产能占比较大。大洋洲的氨计划产能同样增长较快；由于氨的运输与氢氨转换过程技术更为成熟，氨非常适合作为氢的远距离运输载体，侧面 体现了中东、大洋洲以出口为导向的产业规划。其余区域氢产能占比较大，以欧洲的 82%为最，本土终端应用形式较为多样。

来源：未来智库

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