产业降碳需求驱动氢能发展，海内外绿氢产业发展共振
思瀚产业研究院    2024-09-02

绿氢供应远不及需求，新兴领域带动需求消纳

全球氢气产量近 9500 万吨，仍以化石能源制氢为主导。2022 年全球氢气产量接近 9500 万吨，同比增长 3%，供应仍以化石能源制氢为主导，仅 0.1%来自电解水制氢。其中天然气制氢占全球产量 62%，而占比 16%的副产氢中，中国占据了全球产量的近 30%，侧面反映出国内炼油厂和化工行业对氢气的巨大需求。目前全球 70%以上的氢气产量来自中国、美国、中东、印度和俄罗斯(按产量份额降序排列)。

电解水制氢远期规划量达175GW-420GW，近年项目数量高速增长。电解水制氢仅占当今全球氢气产量的 0.1%，但装机容量和已宣布的项目数量近年来一直在高速增长，未来绿氢将替代化石能源制氢成为氢源主体。自 2022 年以来，全球已经宣布了约 600 个绿氢项目，总容量超过 160GW；到 2023 年底，全球电解槽装机容量可达到 2GW 以上，同比增长约 1.9倍。就地理分布而言，中国和欧洲占比最高，合计占比超 70%，美国和加拿大的份额合计为 10%。根据已公布的项目统计，到 2030 年电解槽装机容量将达到 175GW，若包含尚处早期阶段的项目在内，装机量可高达 420GW。

产能扩张存在不确定性，向上突破空间成倍数增长。公布的产能中，目前只有 8%已经达到FID（最终投资决定）或正在建设中，并且约 30%是现有工厂的扩建，但暂未公布具体落地的年份。由于与新建工厂相比，计划扩建现有工厂的完成时间通常更短，企业拥有更长时间决定是否推进计划，若下游氢气需求超预期，则将带动大量项目落地。

以碱槽和 PEM 槽为主，国内市场高速成长电解槽产能占比过半。截至 2022 年底，电解槽制造商公布的年产能高达 13GW，其中一半在中国，以服务快速增长的国内市场，另外 20%在欧洲，但实际上投入运营的产量仅略高于 1GW，考虑到目前的产量与制造商宣称的产能之间的巨大差距，后续需求起来产量可快速跟进。

根据各公司公告，到 2030 年，全球电解槽年产能将达到 155GW，其中 25%的产能位于中国，美国和欧洲各占 20%，印度占 6%。技术路线仍以发展碱性电解槽和 PEM 电解槽为主，目前电解槽 75%的产能为碱性电解槽，其中 70%在中国，PEM 和 SOEC 产能分别为 2GW/年和 1.5GW/年。预计到 2030 年，PEM 产能将增长到全球产能的近 25%，碱性电解槽的份额虽然相对下降，但仍占 54%的主导地位。

全球氢气使用量达到 9500 万吨，当前增量主要来自传统领域。2022 年，全球氢气使用量达到 9500 万吨，近年全球氢气使用量的增长不是氢政策的结果，而是全球能源趋势的结果。几乎所有使用量的增加都发生在传统应用领域，主要是炼油和化工行业，在重工业、交通运输、氢基燃料生产或发电和储存等新应用中，氢的使用量仍然很少，仅占全球需求的不到 0.1%，但这才是清洁能源转型的关键。预计大量新增绿色产能将在新场景中应用，根据 IEA 预测，若氢的使用量每年增长 6%，到 2030 年氢的需求量将超过 1.5 亿吨，其中近 40%来自新应用。

氢气行业供需趋于平衡，新增绿氢产能受下游四大新兴领域需求带动消纳。从我国发展看，绿氢应用从化工起步，绿氨和绿醇一直是绿氢消纳主力军，并且具备煤电机组掺烧、出海、航运和碳税等新逻辑和需求；储能和交通领域的应用随着燃料电池汽车的推广增长以及新能源消纳迫切性的提升，绿氢应用量开始逐步提升；工业应用的空间广阔，绿氢将逐步渗透煤化工的上亿吨市场空间。绿氢使用量增长对应带动电解槽装机量的需求提升，以年运行时长 4000~6000 小时计算，百万吨绿氢产能对应 13.8~9.5GW 电解槽装机需求。

化工：合成氨和甲醇。绿色甲醇航运使用及出海逻辑已经逐步开启，受欧盟碳税影响甲醇船订单需求高增，2023 年全球新增甲醇燃料船舶 138 艘（不包括甲醇运输船），绿色甲醇将成为未来较长一段时间的重要燃料来源。绿氨利用场景多元化，中国每年煤炭发电，若实现煤电低碳化行动方案中 10%以上的绿氨掺烧能力要求，达到 10%完全替代，需要 3 亿吨氨，高于当下全球氨的总产量，将为氨氢能源带来全新发展机遇。

储能：电-氢储能。风光氢储一体化项目是当前发展趋势，随着技术成熟和成本的下降，以及太阳能、风能等电消纳问题的日渐严峻，氢储能将快速发展。

交通：重卡和航运等。燃料电池汽车政策频发，落地推广加速带动需求；航运相关的甲醇船等从 2027 年起逐步开始交付，带动全新市场的大量需求。

工业：冶金和替代煤消费等。应用空间最为广阔，国内煤炭能源消费量增长至 30.3亿吨标准煤，其中电力和钢铁行业用煤占煤消费总量的比重最高，约 55%和 18%，以氢的热值是煤的约 4 倍计算，在此两个领域达到仅 2%渗透下，即可带动上千万吨绿氢需求。

绿氢认证标准严苛，符合条件的氢源稀缺构筑壁垒，国内亟待明确。全球主要发展氢能的国家对各类氢定义不一，对比看国内相关标准仍有待进一步完善。此外，若需出口相关产品，绿氢包括碳源的认证将成重点。

国内外需求共振，带来氢能产业链机会

国内外需求共振，带来氢能产业链机会。全球各国氢能政策频出，除中国外，欧洲、美国、日本、韩国等国家均出台氢能政策，将氢能作为未来国家能源转型体系中的重要部分，全球性机会到来。

国内氢能发展潜力巨大，电解槽规模、技术全球领先。目前国内氢气产量全球第一，截至2023 年底氢气产量超过 3500 万吨，主要来自煤炭和天然气，但同时电解水制氢实现了显著增长，电解槽装机容量达到 1.1GW，占全球份额的 50%。

随着全球氢能的发展不断升温，国内绿氢项目在未来几年将显著增长。与 2023 年相比，预计到 2024 年国内的电解槽装机容量将增加两倍、达到 3.3GW，到 2025 年将达到近 5.4GW。此外，平均项目规模也在快速增长，100-500 兆瓦范围内的项目数量增长，2023 年公布的项目中约占 60%。以中石化库车项目为例，该项目容量为 260MW，于 2023 年 6 月开始运营，计划从 2025 年起安装 500-1000MW 的大型设施。

2025 年，千兆规模的项目将占达到最终落地产能的近 20%。此外，国内企业还持续开发更大、更高效的电解槽。2022 年 12 月，派瑞氢能推出了最大的单体氢碱性电解槽，氢气容量为 2 000 Nm3/h，约 9 MW; 2023 年 2 月，隆基氢能推出了一款新型碱性电解槽，直流电消耗为 4 kWh/Nm3(相当于 44.5 kWh/kg H2)。

国内绿氢示范项目带动，放量潜力多集中于三北地区。绿氢放量潜力多集中于三北地区，成本和规模具备发展优势。各地可再生资源条件的差异导致区域性绿氢发展分化，三北地区等区域可再生能源资源丰富，其低电价致使这些地区范围内的绿氢与传统制氢路径的成本差异较小，在多种应用场景具备经济性，也因而绿氢在三北地区以风光氢大基地形式率先进行示范与规模化应用。同时，三北地区煤矿等矿区聚集，矿卡拥有低碳化替换需求场景。东部和中部地区资源相对匮乏，使得绿氢成本与传统制氢路径成本具备一定差距，因而规模化释放节奏滞后于三北地区，然而燃料电池汽车示范城市群均处沿海地带，部分地区给予电解水制氢谷电优惠电价，预计东部地区以分布式为主进行发展。

上游：经济性加速，有望迎招标与消纳双驱动。低电价驱动绿氢经济性初显，阶段性区域平价可期，电价 0.2 元/kWh 时绿氢的成本经济性显现，现阶段以区域性为主，集中于三北和沿海，新能源发电和部分给予优惠电价的地区可实现，目前根据长三角氢价格指数披露，清洁氢价格在 34.1-35 元/公斤，此售价满足下游交通商用车领域的经济性。随着大项目的陆续启动，电解槽迎来规模化招标。船用绿色甲醇需求逐步明确，打开新领域消纳，看好制氢设备方和取得船厂合作的绿色燃料生产方。

中游：管道规划与液氢准则落地，“三桶油”推动发展。“西氢东送”管道建设方案铺开，氢能进入管网计划，目前已有超 3000 公里的输氢管道备案及开工，重点关注石化企业招标，看好管道建设带来的管道钢材和大功率压缩机机会。

下游：燃料电池否极泰来，高速费减免有望持续驱动板块。燃料电池重卡经济性显现，减免高速费政策超预期，重卡经济性进一步凸显，今年推广或超预期，重点关注各地高速费减免政策的持续性，有望持续驱动板块行情。国家层面发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，规划了燃料电池汽车推广的保底量，即到 2025 年之前不低于 5 万辆，目前截至 2023 年底燃料电池汽车保有量约为 2 万辆，燃料电池汽车存在 2 年 3 万辆缺口，放量将提速，看好系统、电堆、储氢瓶机会。

欧洲定调发展绿色能源，欧盟确立中长期可再生氢目标。2019-2020 年，欧盟陆续发布战略性政策，从 2019 年的《欧洲绿色协议》明确欧盟绿色发展战略，到 2020 年《欧盟氢能战略》明确欧洲中长期氢能规划的三阶段发展目标，氢能成为欧盟能源系统一体化战略的重要组成部分，欧盟氢能战略开启。

欧盟规划 2030 年实现 2000 万吨可再生氢产量，其中 1000 万吨进口。为同步解决中游运输瓶颈，欧盟计划建设 5 条氢气管道走廊、5.3 万公里氢能管网，使得每公斤氢气仅增加约 0.4-0.5 美元运输成本。

碳税政策落地刺激绿氢需求增长，带来氢能产业发展机会。碳税落地抬高原有传统能源成本，当前可再生氢在部分欧洲国家实现了与传统方式制氢的平价，碳税落地则是进一步推动可再生氢平价范围的扩大，对于依赖化石燃料生产的灰氢和蓝氢，碳税的实施将直接抬高原有生产成本。50 欧元/吨的碳价是可再生氢实现平价的最低价格，当前欧盟 EU-ETS 交易碳价为 65 欧元/吨，并且长期看碳交易需求上升将会带动碳价上涨。

中东氢能市场潜力巨大，多国提出氢能发展目标。中东地区拥有丰富的日照和风能资源，以及大量无人居住的土地，在利用可再生能源生产绿氢方面具有巨大优势。作为世界上最大的氢生产国之一, 沙特计划到2030年生产290万吨清洁氢，成为全球清洁氢能供应商；阿联酋制定“国家氢能战略”，计划到 2031 年低碳氢生产能力超过 140 万吨/年；埃及计划打造北非地区绿氢枢纽，到 2030 年生产 150 万吨绿氢，并且发布“绿色补贴法案”给予绿氢项目激励措施；阿曼提出“绿色氢战略”，到 2030 年生产至少 100 万吨可再生氢。

中东各国积极投入项目建设，项目产能累计达到 1940 万吨。截至 2022 年 10 月，该地区共有 37 个项目，总产能为 420 万吨/年，目前沙特、阿联酋、埃及、阿曼等国家的多个氢能大项目均处于建设之中，项目建设总量达到 71 个，产能达到 1941 万吨，开工率达到9.4%。

全球转型发展可再生能源，海外产能缺口下中国企业迎机遇。根据规划，未来欧洲对绿氢的需求量高增，本土和进口需求均分别达到 1000 万吨，而欧洲本土 2022 年电解水制氢产能仅约 3 万吨，需求缺口巨大。中东多个国家也发布了可再生能源规划，丰富的资源和优越的地理区位将使其成为氢能出口中心，当前规划的低碳氢项目产能也达到了近 2000 万吨。

与此同时，中国也发布了氢能政策，大量企业进军氢能产业并且发布了氢能设备扩产计划。从电解槽产能看，中国企业占比过半，并且扩产和发展迅速，而其余国家的设备产能并不足以支撑其完成氢能发展目标。因此，在中国制氢设备产能供给高增，海外绿氢需求量旺盛但设备产能供给不足的背景下，中国氢能设备将迎来大量出口需求。考虑到欧洲本土具备氢能厂商，中东将成为率先开发的市场。

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