展望 2030：碳成本或激发需求潜力，期待工业领域低碳氢替代
思瀚产业研究院    2025-07-03

“十四五”以来，氢能被明确定位为未来能源体系中的重要组成部分。尽管随着风电光伏度电开发成本以及电解槽成本的降低，绿氢制备成本较过去已显著下降，但受限于中游输运基础设施建设不足、储运成本较高，以及下游对绿氢需求规模不足，终端绿氢使用成本仍然处于较高水平。提升氢能在能源体系中的渗透率需要“相对使用成本”更低。

展望十五五，除了降低上游和中游成本，另一方面或需立足于氢能的绿色属性和其脱碳使命，扩大下游对绿氢的需求规模（存量化工与工业领域需求的渗透+增量绿色燃料需求+增量储能需求），继续推动以规模效应促进产业链良性发展。

一、绿氢及其衍生品需求显现，国际市场有望引领下游应用

碳定价机制日益成熟，为碳付费或已成定局。2005 年，欧盟推出了碳排放交易体系（EUETS），覆盖了电力、钢铁、炼油、炼焦、铝等高碳排放行业。近年来，随着全球气候变化问题的日益严峻，欧盟加强了对碳排放的控制，通过碳边境调节机制（CBAM）等新政策，将碳税机制扩展到了国际贸易领域。

2023 年 4 月，欧洲议会正式批准CBAM即碳关税，同时海运被纳入碳排放交易体系，按照规划，2024 年 1 月 1 日起，航运领域开始征收碳税。除此之外，欧盟还规定到 2026 年逐步取消对航空业的免费配额，促进航空业使用可持续燃料。碳价维持高位，成本驱动下，除了存量氢气用户需考虑使用绿氢降碳以外，其他过去并无氢气需求的行业也正计划通过绿氢相关产品降碳。

2020年后，欧盟EUA价格维持在40-100欧元/吨 CO2之间；2025 年 5 月，我国碳排放配额 CEA 在 70 元/吨CO2左右附近波动，此前最高曾达 100 元/吨 CO2以上。碳排成本走高后，产业面对的核心问题是选择何种降碳路径。对于具有氢气需求的产业，可以选择使用绿氢、或者安装 CCUS 设备等方式脱碳。

而对于船运等行业，则可以使用绿氢衍生产品——绿色甲醇/绿氨等作为替代燃料实现降碳。碳价走高，意味着绿氢的绿色竞争力以经济利益的形式持续增强，随着制氢端电力成本同步下行，绿氢需求规模有望扩大。

脱碳带来的绿氢需求已经开始兑现：随着欧盟推动碳税在航运领域落地，绿色甲醇成为替代燃料重要选项。2023 年 4 月，欧洲议会将海运纳入碳排放交易体系，规定从2024年1月 1 日起，将航运业纳入欧盟碳排放交易体系（EU ETS）管制，离开欧盟航线以及欧盟区域内航线的航运公司需要就特定船舶排放的二氧化碳等温室气体购买并缴纳碳配额。具体而言，在欧盟国家港口间航行的所有 5000 总吨及以上船舶，要就100%的排放量支付费用;在欧盟国家港口和非欧盟国家港口间航行的 5000 总吨及以上船舶，要就50%的排放量支付费用。时间规划来看，2024 年，40%的航运排放量纳入 ETS；2025 年，70%的航运排放量纳入ETS；2026 年，100%的航运排放量纳入 ETS。

受碳税政策推动，航运业加快绿色转型，据挪威船级社（DNV）数据，甲醇替代燃料船舶成为仅次于 LNG 的主流新增替代燃料船舶。例如 2025 年4 月，当月新增49艘替代燃料船舶订单，其中甲醇与 LNG 船舶分别为 24 艘和 20 艘。甲醇燃料订单集中在集装箱船（14艘）和客滚船（9 艘）领域，另有 1 艘油轮订单。

此外，国内绿电企业与海外船运巨头签署绿色甲醇协议，例如 2023 年 11 月，航运巨头马士基与金风科技签署一份全球首个大规模绿色甲醇采购协议，绿色甲醇采购规模为每年 50 万吨；以及，2024 年11 月金风科技子公司与德国赫伯罗特船舶公司签署年交付量 25 万吨的绿色甲醇照付不议长期合同。

二、工业领域潜力可观，碳市场扩容或将促进绿氢规模化应用

碳市场扩容，相关行业有望主动降碳。国内来看，我国碳配额交易机制起步于2011年，当时在北京、天津、上海、重庆、广东、深圳和湖北七个省市启动了碳排放权交易试点。2021年 7 月 16 日，全国碳市场正式启动，首批纳入的是电力行业，涵盖了2225 家发电企业，标志着中国碳市场进入了一个新的发展阶段。

当前，中国碳市场主要包括配额(CEA)市场和国家核证自愿减排量（CCER）市场，其中 CEA 是主要市场，CCER 则作为补充允许企业通过投资减排项目来抵消部分排放。2025 年 3 月，生态环境部印发《全国碳排放权交易市场覆盖钢铁、水泥、铝冶炼行业工作方案》，对碳排放权交易市场扩围，在现有发电行业基础上，新增企业约 1500 家，覆盖碳排放量新增约 30 亿吨，覆盖全国二氧化碳排放量比例由此前40%提升至 60%。按照规划，石化、化工、建材、造纸、航空等高排放行业也有望逐步纳入碳市

工业领域是最大的氢需求部门，绿氢可助力工业领域实现降碳。1)化工：当前国内一半以上的氢被应用于合成氨、甲醇及炼油领域，并且大多已立项的绿氢项目应用也集中于化工领域，未来化工领域有望成为氢消纳的重要场景；2）钢铁：钢铁行业碳排放占全球碳排放7.2%，以绿氢作为还原剂是炼钢行业降碳的主要路径之一。根据国家有关钢铁行业去产能、确保粗钢产量同比下降等要求，以及废钢回收和氢气直接还原铁等技术逐步推广，预计未来基于传统高炉炼铁所需要的焦化产能将有所下降，焦化副产氢相应下降；基于氢直接还原铁技术的氢需求或将得到突破性增长。

政策支持推动工业领域低碳氢应用。2024 年 12 月，工业和信息化部、国家发展改革委、国家能源局联合发布实施《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》，提出加快工业副产氢和可再生能源制氢等清洁低碳氢应用，以促进节能降碳和推进新型工业化，鼓励氢在煤化工、钢铁、石油炼制等工业领域应用，氢能助力工业部门减碳进一步获得国家级政策支持。

碳排成本市场化定价驱动下，上述行业有动力主动降碳，期待减碳效益完善绿氢及衍生品的盈利模式。以吉电股份大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目为例，根据公司公告，项目预计绿氢合成氨产能约 15.3 万吨，若按照东北地区合成氨近5 年平均价格3115元/吨测算，资本金内部收益率 4.57%，但若将绿氨销往国外、按照海外绿氨成交价6000 元/吨测算，项目收益率将大幅提高。若国内碳市场进一步扩容，当经济效益驱动企业减排，绿氢环境价值有望在市场价格中得以体现，真正实现减碳效应，进而带动产业良性健康发展。

三、强化基础设施建设，促进区域间制氢用氢协同

供需空间错配在较大程度上限制了应用端氢能降本，发挥下游规模化应用优势、以存量需求市场推动降本是相对可行路径。京津冀、长三角、珠三角在氢能应用方面各具特点，通过建设“氢走廊”联通区域内制氢用氢合作，有望推动氢能更快实现从示范应用阶段迈入规模化发展阶段。例如：

1）京津冀地区靠近内蒙古这一清洁能源丰富地区，同时区域内天津和河北分别有较深厚的化工和冶金等工业基础，具有较好的氢能消纳潜力，当前正在建设的内蒙古-京津冀氢能管道将进一步打通区域内制氢-用氢链条，为规模化发展创造条件。

2）长三角区域不仅聚集了一批制氢储氢装备企业，而且靠近港口，在氢基燃料航运应用方面具备天然优势。可以上海临港建设氢基绿色能源交易平台为契机，推动联通国际绿色燃料市场。

3）珠三角则在燃料电池、氢能控制与检测方面培育出一批优秀企业，一方面毗邻国际资本市场、有助于引入国际资本，另一方面可发挥制造优势，联通内地，推动各地氢走廊实现燃料电池降本。

展望十五五，在区域间协同方面，输氢管道建设逐步加快，期待区域间管网规模化发展。

截至 2024 年底，我国共有 15 条纯氢管道，其中 6 条管道已建成；掺氢管道8条，6条已基本建成。从区域分布来看，在建管道主要分布在华北、华东区域。此外，2024年12月，国家能源局批准《输氢管道工程设计规范》，为输氢管道提供设计及施工标准。

同月，内蒙古能源局官网发布《内蒙古自治区绿氢管道建设发展规划》，规划建设“一干双环”绿氢输送主网架构、推进建设支干线，包括西部环网、东部环网、中部干线，打通区内与省际绿氢消纳。随着绿氢管道规模的扩大，“十五五”期间华北、华东地区氢能使用成本有望快速下降，促进绿氢消纳及消费规模的扩大。

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