氫能&燃料電池行業產業鏈系列報告之十六：潛在億噸放量空間綠氫消納及驅動力探討-231018（36頁）.pdf

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1、敬請參閱最后一頁特別聲明 1 氫能組 分析師：姚遙（執業 S1130512080001） 聯系人：唐雪琪 氫能&燃料電池行業產業鏈系列報告之十六 潛在億噸放量空間，綠氫消納及驅動力探討 氫氣消納潛在上億噸量級氫氣消納潛在上億噸量級，帶動，帶動萬億市場規模萬億市場規模啟動啟動。氫氣消納主要集中在化工、鋼鐵、儲能和交通四大領域，從短、中期以及理論極限值分析來看，短期已立項規劃的綠氫項目可帶動上百萬噸氫氣需求和上百億元市場空間，而在綠氫全面滲透下，潛在的消納空間高達億噸，將催生氫氣和相應設備的萬億市場規模。綠氫放量高增趨勢已成，綠氫放量高增趨勢已成，新增綠氫消納問題逐步凸顯新增綠氫消納問題逐步凸顯。

2、中國綠氫項目數量及政策規劃量雙高增，當前已立項產能達242 萬噸、2025 年各地政策規劃總量達 100 萬噸，將帶動電解槽的裝機高增。根據政策規劃，2025 年電解槽裝機量在中性/樂觀情況下將達到 19/28GW，目前招標已達 GW 級別，2023-2025 年 CAGR 將達 180%，放量高增已成趨勢。當前國內氫氣供需趨于平衡，化工行業氫氣產量/消耗量約 3800/3540 萬噸，根據統計和測算的已立項/短期/中期綠氫產能 270/341/9000 萬噸看，供給端將高速增長，綠氫消納問題逐步顯現?；跉錃夤I原料和能源產品的雙重屬性，以及碳排放雙控等政策下多個行業開啟的綠色化轉型，未來氫

3、氣消納將集中在化工、鋼鐵、交通、電力四大行業?；ぃ夯ぃ簹錃鈿錃庾鳛楣I原料直接消納作為工業原料直接消納，項目項目升級升級減碳減碳將將帶動綠氫帶動綠氫消納消納。傳統高碳排放工業新增產能受控，氫基綠色化工將成為產業轉型的重要突破口，綠氫需求先后受替代滲透和新增項目帶動。（1）合成氨：供需趨緊下產能有望迎來逐步恢復，制氫環節是合成氨主要碳排放來源，電解水制氫可實現零碳排放，綠氨規劃已超 800 萬噸，帶動百萬噸氫氣增量；（2）甲醇：考慮到煤制甲醇新項目難以獲批，綠色甲醇有望成為新增產能突破口，當前規劃量已達到450 萬噸，對應約 86 萬噸氫氣增量；（3）煉化：高端化、綠色化發展成為新趨勢，氫煉

4、化將成為石化工業碳中和關鍵，“十四五”全國清潔生產推行方案提出石化化工行業實施綠氫煉化降碳工程，煉廠綠氫滲透率有望穩步提升。鋼鐵：鋼鐵：行業行業開啟綠色開啟綠色轉型轉型，碳稅碳稅下下綠氫綠氫滲透有望提速滲透有望提速。鋼鐵行業脫碳難度高、體量大，其碳排放量約占中國碳排放總量的 15%，脫碳轉型需求迫切。電氣化難以實現完全脫碳，氫氣具備高能量密度及熱值，采用綠氫替代焦炭還原及煤摻燒綠氫供熱將成為鋼鐵領域脫碳的關鍵路徑，國內大型鋼鐵企業已開啟氫冶金試點項目，產能規模達到 740 萬噸，對應將帶動約 40.7 萬噸氫氣需求。鋼鐵領域對氫氣成本敏感度高，碳稅落地將驅動綠氫滲透提速。以焦炭價格2500 元

5、/噸測算，無碳稅下，氫煉鐵與焦炭煉鐵平價時的氫氣成本為 9.55元/kg，50歐元/噸碳稅下，將提升至 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成本。儲能：風光消納壓力提升，大規模、長周期氫儲能迎機遇。儲能：風光消納壓力提升，大規模、長周期氫儲能迎機遇?？稍偕茉创笠幠酶拘詥栴}在于消納，在源側實現風光消納并發展大規模長時儲能，是實現綠色大電網穩定供電的關鍵，也是綠電外送的前提。氫儲能是長周期、大規模儲能的優選項，大規模應用和時間邊際成本低，上游側耦合風光設備電解水制氫，可解決風光消納及上網問題，新能源配儲需求推動氫儲能放量，風光氫儲一體化項目

6、逐步落地，開工的一體化項目對應制氫產能已達 28 萬噸。交通：率先打開綠氫消納第一缺口，放量確定性強。交通：率先打開綠氫消納第一缺口，放量確定性強。當前燃料電池重卡在補貼下可實現 TCO 平價，平價下綠氫應用場景加速率先突破，根據 2025 年各地區政策規劃，燃料電池汽車保有量達到 11.8 萬輛，放量具備較高確定性，將拉動綠氫在需求側的消納，預計 2025 年氫氣需求量達 160 萬噸。綠氫產能放量高增已成趨勢，綠氫全面滲透下潛在消納空間高達億噸，將催生氫氣和相應設備的萬億市場規模，布局相關氫能核心裝備企業將率先受益，電解槽：華電重工、昇輝科技、華光環能、億利潔能；檢測設備：科威爾。技術研發

7、進度不及預期、下游氫能推廣滯后、政策和項目落地不及預期。氫能&燃料電池行業研究 2023 年 10 月 18 日 買入（維持評級）行業深度研究 證券研究報告行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 2 內容目錄內容目錄 綜述：氫氣潛在億噸消納空間，帶動萬億市場起步.5 一、綠氫放量高增趨勢已成，新增綠氫消納問題逐步凸顯.6 1.1 規劃和招標逐步落地，綠氫放量高增已成趨勢.6 1.2 綠氫規劃高增下，消納問題逐步凸顯.9 1.3 四大場景消納綠氫，放量潛力多集中于三北地區.11 二、化工：氫氣作為工業原料直接消納，項目升級減碳將帶動綠氫需求.13 2.1 傳統高碳排放工業新增產能受控，氫基綠色化

8、工將成為產業轉型重要突破口.13 2.2 合成氨產能有望迎來逐步恢復，綠氫合成氨將率先實現規?；痉稇?15 2.3 甲醇產能整合升級，綠色甲醇有望成為甲醇新增產能突破口.19 2.4 高端化、綠色化發展成為新趨勢，綠氫煉化將成為石化工業碳中和的關鍵.21 三、鋼鐵：行業開啟綠色轉型，碳稅下綠氫成為脫碳關鍵原料及能源.22 3.1 鋼鐵行業脫碳難度高、體量大，政策引導下行業開啟綠色升級.22 3.2 綠氫成為鋼鐵行業脫碳關鍵原料及能源，碳稅下綠氫滲透有望提速.23 四、儲能：風光消納壓力提升，大規模、長周期氫儲能迎機遇.25 4.1 可再生能源大規模應用根本性問題在于消納，以西北為代表的新能

9、源消納壓力顯現.25 4.2 儲能需求逐步高增，源側發展長周期、大規模儲能是綠色大電網穩定供電的關鍵.27 4.3 氫儲能大規模應用和時間邊際成本低，是長周期、大規模儲能的優選項.28 五、交通：率先打開綠氫消納第一缺口，放量確定性強.30 5.1 實現補貼下全生命周期成本平價，率先打開綠氫消納.30 5.2 燃料電池汽車放量確定性高，帶動綠氫需求側增量確定性較強.31 六、投資建議.33 七、風險提示.34 圖表目錄圖表目錄 圖表 1：氫氣消納理論極限上億噸，帶動萬億市場規模.5 圖表 2：四大領域氫氣消納短中期及理論極限規模測算值.5 圖表 3：2022-2023 年已立項綠氫項目合計約達

10、到 270 萬噸.6 圖表 4：各地政府政策規劃綠氫量在 2025/2030/2035 年達到 100/100/250 萬噸（萬噸/年）.6 圖表 5：2025 年中國對應電解槽裝機量預計將達到 19/28GW.7 圖表 6：2023 年綠氫項目電解槽招標情況.8 圖表 7：2023 年綠氫項目開工和 EPC 招標情況.9 圖表 8：氫氣具備工業原料和能源產品雙重屬性.9 圖表 9：氫能在各行業脫碳路徑中承擔角色.10 圖表 10：氫氣使用結構以合成氨、甲醇、煉油及直接燃燒為主.10 圖表 11：氫氣供需趨緊.11 圖表 12：化工、鋼鐵、交通和儲能領域使用綠氫路徑.11 圖表 13：全球相關

11、機構對氫在各領域中的應用滲透率逐年提高.12 圖表 14：三北地區綠氫成本與規模具備規?；l展優勢.12 2WlYhZkZdYkWrNmQtO9PcM6MmOnNoMtQeRrQrReRmNzQ7NoPmNxNmNmRwMpPtM行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 3 圖表 15：產業結構調整指導目錄（2023 年本）鼓勵氫能應用并且限制及淘汰部分傳統高碳排放產業.13 圖表 16：高耗能行業重點領域節能降碳改造升級實施指南（2022 年版）提出引導各化工行業綠色化升級改造.14 圖表 17：化工行業氫能利用路徑分為現有替代以及新增需求兩種模式.14 圖表 18：綠氫在化工領域應用場景主要

12、為替代原有灰氫.15 圖表 19：2017-2022 年我國合成氨產能、表觀消費量、產量走勢圖（萬噸）供需趨緊.15 圖表 20：全球氫氣利用中合成氨占比第一（萬噸，%）.16 圖表 21：我國合成氨 CO2排放量占比達 20%（萬噸，%）.16 圖表 22：綠氫合成氨可實現除供熱環節外的全零碳排放.16 圖表 23：綠氫、綠氨制取過程.17 圖表 24：綠氨規劃已超 800 萬噸（下表為部分項目示例）.18 圖表 25：2017-2022 年我國甲醇產能、表觀消費量、產量走勢圖（萬噸）.19 圖表 26：綠色甲醇規劃已達 450 萬噸.20 圖表 27：全球運營和在建的甲醇燃料船舶達 60

13、余艘.21 圖表 28：以綠色、低碳、循環為特征的綜合性煉廠.21 圖表 29：“十四五”全國清潔生產推行方案提出石化化工行業將實施綠氫煉化等降碳工程.22 圖表 30：國內制造行業碳排放量占比達到 36%.22 圖表 31：綠氫替代焦炭直接還原鐵并配加電爐煉鋼是鋼鐵行業完全脫碳的關鍵模式之一.23 圖表 32：氫能熱值是其他傳統化石能源的數倍.23 圖表 33：氫基零碳工業園區發展模式.24 圖表 34：氫冶煉技術分類.24 圖表 35：近期已宣布的氫冶金試點項目產能達到 740 萬噸.24 圖表 36：灰/藍/綠氫成本及加碳稅后成本（元/kg）.25 圖表 37：氫/焦炭煉鐵成本平價時的氫

14、氣價格（元/kg）.25 圖表 38：近三年風電按利用率相對較低省份逐月利用率情況.26 圖表 39：近三年光伏利用率相對較低省份逐月利用率情況.26 圖表 40：2022 年各省風電、光伏累計裝機占比三北地區居前列.27 圖表 41：2022 年各省風電、光伏新增裝機占比三北地區居前列.27 圖表 42：電解水制氫聯動能源基地與用能負荷協同發展.28 圖表 43：氫儲能適用于季度調峰.28 圖表 44：各種儲能方式的最優儲能容量、儲能時長.28 圖表 45：光伏、風電制氫典型場景.29 圖表 46：電解水制氫的應用場景.29 圖表 47：氫儲能應用產業鏈.30 圖表 48：2023 年開工風

15、光氫儲一體化項目對應制氫產能已達 28 萬噸.30 圖表 49：燃料電池重卡全生命周期成本測算框架.31 圖表 50：FCV 和 BEV 重卡 TCO 對比（短島）.31 圖表 51：FCV 和 BEV 重卡 TCO 對比（長途）.31 圖表 52：燃料電池汽車 5 大示范城市群.32 圖表 53：“以獎代補”補貼政策對比過往更聚焦于各地方政府.32 圖表 54：2021-2025 年氫能汽車保有量測算超 10 萬輛（輛）.32 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 4 圖表 55：2025 年各地方燃料電池車推廣目標加總達到 11.8 萬輛.33 圖表 56：2025 年交通領域氫氣需求量

16、將達到 160 萬噸（噸）.33 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 5 氫氣消納潛在上億噸量級，帶動萬億市場規模。根據全文以及我們之前發布的氫能產業鏈系列深度報告之十三“綠氫催生新興市場啟動，電解水設備技術路線與成本之爭”的測算和分析，氫氣消納主要集中在化工、鋼鐵、儲能和交通四大領域，從短、中期以及理論極限值分析來看，短期已立項規劃的綠氫項目可帶動百萬噸氫氣需求和百億元市場空間，而在綠氫全面滲透下，潛在的消納空間高達億噸，將催生氫氣和相應設備的萬億市場規模。圖表圖表1 1：氫氣消納氫氣消納理論極限上理論極限上億噸億噸，帶動，帶動萬億萬億市場規模市場規模 領域領域 類型類型 綠氫綠氫潛在潛

17、在可滲透的行業規?？蓾B透的行業規模 使用使用綠氫的對應產品規劃量綠氫的對應產品規劃量 短期短期規劃規劃對應綠氫量對應綠氫量 化工 合成氨 6000 萬噸 805.1 萬噸 141.7 萬噸 甲醇 8000 萬噸 478.85 萬噸 89.8 萬噸 煉油 7 億噸 假設 3%滲透 23.1 萬噸 鋼鐵 鋼鐵冶煉 18.9 億噸 740 萬噸 40.7 萬噸 儲能 儲存電能 6000 億 kWh 28.18 萬噸 28.18 萬噸 交通 商用車 839 萬輛 假設 15%滲透率 18.4 萬噸 潛在市場規模潛在市場規模 短期短期 中期中期 理論極限理論極限 氫氣需求規模（萬噸）341 8964 3

18、0959 電解槽裝機規模（GW）208 3646 6726 氫氣市場規模（億元）930 16277 30025 電解槽市場規模（億元）490 7146 13451 來源：國金證券研究所測算 圖表圖表2 2：四大領域四大領域氫氣消納短中期氫氣消納短中期及理論極限及理論極限規模規模測算值測算值 氫氣消納規模（萬噸）氫氣消納規模（萬噸）短期短期 中期中期 理論極限理論極限 合計合計 341 8964 30959 化工 255 998 3326 鋼鐵 40 5292 17639 儲能 28 228 2382 交通 18 2447 7611 電解槽裝機規模（電解槽裝機規模（GWGW）短期短期 中期中期

19、理論極限理論極限 合計合計 208 3646 6726 化工 155 406 723 鋼鐵 25 2152 3832 儲能 17 93 518 交通 11 995 1653 氫氣市場規模（億元）氫氣市場規模（億元）短期短期 中期中期 理論極限理論極限 合計合計 930 16277 30025 化工 694 1812 3226 鋼鐵 110 9609 17107 儲能 77 414 2311 交通 50 4442 7382 電解槽市場規模（億元）電解槽市場規模（億元）短期短期 中期中期 理論極限理論極限 合計合計 490 7146 13451 化工 365 795 1445 鋼鐵 58 4219

20、 7664 儲能 40 182 1035 交通 26 1950 3307 來源：國金證券研究所測算 測算說明：（1）短期：以當前已落地或立項的綠氫相關項目作為指引測算，部分無明確規劃項目的以綠氫滲透率估算；（2）中期：以 30%的綠氫滲透率為假設測算；（3）理論極限：以綠氫全面滲透為假設測算。氫氣及設備相關假設和分析見系列深度報告之十三。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 6 1 1.1.1 規劃和招標逐步落地，綠氫放量高增已成趨勢規劃和招標逐步落地，綠氫放量高增已成趨勢 綠氫項目數量高增，已立項產能合計約達到 270 萬噸。當前已投產的項目規模達到 4.9萬噸，其中位于新疆庫車的國內最大

21、光伏制氫示范項目于 2023 年 8 月 30 日全面投產，我國首個萬噸級綠氫煉化示范項目正式落地，綠氫工業化規模應用逐步開啟，電解槽進入規?；炞C時代。綠氫項目規劃持續高增，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。圖表圖表3 3：2 2022022-20232023 年已立項綠氫項目合計年已立項綠氫項目合計約約達到達到 2 27070 萬噸萬噸 省區省區 已投產已投產 2022 年年 2023 年年 下游應用領域下游應用領域 萬噸萬噸/年年 萬噸萬噸/年年 萬噸萬噸/年年 內蒙古 1.1 101.3 40.3 化工、交通、熱電聯供 新疆 2 0.07 0.5 化工、交

22、通 甘肅 0.04 1.3 0.8 化工、交通、液氫 遼寧 6.6 1.1 化工、交通、儲能、液氫 吉林 3.2 4.5 化工 寧夏 1.4 13.3 化工、交通 河北 0.24 0.2 91 化工、交通、儲能 河南 0.02 1 交通、工業 山東 0.02 0.32 交通、綜合加能站 黑龍江 0.05 陜西 2.1 化工、交通 江蘇 0.14 天津 1.3 化工、交通 湖北 0.01 化工、交通 安徽 0.78 交通、熱電聯供 浙江 0.08 發電、熱電聯供 吉林 0.04 青海 0.02 合計合計 4.9 128 141 來源：政府官網、中國招標和采購網、國金證券研究所，數據截至 2023

23、/10/17 綠氫政策規劃量高增，2025 年各地合計達 100 萬噸。自國家層面發布氫能產業發展中長期規劃（2021-2035 年）后，各地積極規劃可再生能源制氫（綠氫），根據各地政府發布的相應氫能政策規劃，綠氫產能合計規劃量到 2025/2030/2035 年已達 100/100/250萬噸。當前國內政策規劃地區全部集中于風光資源較為豐富的三北地區，其中內蒙古2025 年規劃量達到 50 萬噸/年，占比達到當年加總規劃的一半，是全國綠氫推廣重點區域。圖表圖表4 4：各地各地 2025/2030/20352025/2030/2035 年年綠氫規劃量綠氫規劃量達達到到 1 100/100/25

24、000/100/250 萬噸萬噸（萬噸（萬噸/年年）地區地區 20252025 年規劃量年規劃量 20302030 年年規劃量規劃量 20352035 年年規劃量規劃量 內蒙古 50-寧夏 8 30-吉林 8 30-40 120-150 甘肅 20-青海 4 30 100 新疆 10-合計合計 100 90-100 220-250 來源：各地政府官網、國金證券研究所 綠氫規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，綠氫規劃量的高增將帶動相應設備的需求。以電解槽匹行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 7 配光伏制氫為例測算

25、，樂觀情況以及中性情況下，在對應 100 萬噸綠氫規劃總量分別可裝電解槽 28GW 和 19GW。預計在未來技術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，綠氫生產規劃量對應的電解槽裝機規模將有所區別，當電解水制氫的電來自于光伏時，根據光伏年發電小時數，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為 4000 小時，100 萬噸綠氫對應

26、樂觀和中性情況下電解槽裝機量分別為 28GW 和 19GW。圖表圖表5 5：20252025 年中國對應電解槽裝機量預計將達到年中國對應電解槽裝機量預計將達到 1 19/28GW9/28GW 中國綠氫市場空間預測（樂觀估計）中國綠氫市場空間預測（樂觀估計）中國綠氫市場空間預測（中性估計）中國綠氫市場空間預測（中性估計）綠氫規劃量綠氫規劃量(萬噸萬噸)內蒙古 50 綠氫規劃量綠氫規劃量(萬噸萬噸)內蒙古 50 寧夏 8 寧夏 8 吉林 8 吉林 8 甘肅 20 甘肅 20 青海 4 青海 4 新疆 10 新疆 10 合計合計 100100 合計合計 100100 匹配光伏設備年運營時長（小時）1

27、100 匹配光伏設備年運營時長（小時）1500 匹配外購電力年運營時長（小時）4000 匹配外購電力年運營時長（小時）4000 電解槽裝機量（電解槽裝機量（GWGW）2828 電解槽裝機量（電解槽裝機量（GWGW）1919 來源：各地政府官網、國金證券研究所 電解槽招標已達 GW 級別，2023-2025 年 CAGR 將達 180%。2023 年 1-10 月綠氫項目電解槽招標量達到 1.3GW，結合 2025年樂觀情況下 28GW的規劃裝機量，預計2023-2025年 CAGR將達 180%，放量已成趨勢。從 2023 年綠氫項目開工及 EPC 招標情況看，共 7.82 萬噸綠氫項目，77

28、3 Nm3/h、260 余套電解槽短期內將迎來招標。從下游應用領域看，主要集中在交通、化工、儲能、工業四大領域應用。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 8 圖表圖表6 6：2 2023023 年綠氫項目電解槽招標情況年綠氫項目電解槽招標情況 項目名稱項目名稱 項目地項目地 電解槽招標電解槽招標（MW）制氫量制氫量/臺套數臺套數 技術路線技術路線 應用應用 1 淶源縣 300MW 光伏制氫項目 河北保定 6 600 Nm3/h，2 套 堿性電解槽 煤化工 2 深能庫爾勒綠氫制儲加用一體化示范項目 新疆庫爾勒 5 1000 Nm3/h，2 套 堿性電解槽 交通、熱電聯供 3 鄂托克前旗上海廟經

29、濟開發區光伏制氫項目 內蒙古鄂爾多斯 45 9000 Nm3/h 堿性電解槽 加氫站 4 平涼海螺崆峒區峽門鄉 100 兆瓦風力發電及制氫項目 甘肅平涼-1 套 堿性電解槽 管道輸送氫氣至加氫站 5 烏審旗風光融合綠氫化工示范項目一期 內蒙古鄂爾多斯 390 30000 噸/年 堿性電解槽 煤化工 6 國能寧東可再生氫碳減排示范區一期項目 寧夏寧東 105 20000 Nm3/h,21 套 堿性電解槽 煤化工、加氫站 7 七臺河勃利縣 200MW 風電制氫項目 黑龍江七臺河 7.5 1500 Nm3/h，2 套 堿性電解槽-8 大安風光制綠氫合成氨一體化示范項目 吉林大安 50 10000 N

30、m3/h，50 套 PEM 電解槽 合成氨 9 山東華電濰坊氫儲能示范項目 山東濰坊 35 5000 Nm3/h，5 套 堿性電解槽 交通 10 華能清能院 1300Nm3/h 堿性電解制氫系統試制設備招標 甘肅張掖 6.5 1300 Nm3/h，1 套 堿性電解槽-11 海水制氫產業一體化示范項目一期 遼寧大連 60 12000 Nm3/h，12 套 堿性電解槽 孤網運行模式 12 大安風光制綠氫合成氨一體化示范項目 吉林大安 195 39000 Nm3/h，39 套 堿性電解槽 合成氨 13 鄂爾多斯市納日松 40 萬千瓦光伏制氫產業示范項目 鄂爾多斯 35 7000 Nm3/h,7 套

31、堿性電解槽 煤化工 14 河北鴻蒙新能源項目 河北?？悼h 40 8000 Nm3/h，8 套 堿性電解槽-15 內蒙古興安盟京能煤化工可再生能源綠氫替代示范項目 內蒙古呼和浩特 300 1000 Nm3/h，60 套 堿性電解槽 煤化工 16 內蒙古鄂爾多斯市準格爾旗納日松光伏制氫產業示范項目 內蒙古鄂爾多斯 20 4000 Nm3/h，4 套 堿性電解槽 煤化工、加氫站 17 遼寧華電鐵嶺新臺子一期 25MW 離網風電儲能制氫一體化項目 遼寧鐵嶺 5 1000Nm3/h，1 套 堿性電解槽-合計合計-1305-來源：中國招標與采購網、國金證券研究所，數據截至 2023/10/17 行業深度研

32、究 敬請參閱最后一頁特別聲明 9 圖表圖表7 7：2 2023023 年年綠氫項目綠氫項目開工開工和和 EPCEPC 招標招標情況情況 項目名稱項目名稱 項目地項目地 項目階段項目階段 制氫量制氫量 萬噸萬噸/年年 制氫量制氫量 Nm3/h 電解槽量電解槽量 MW 電解槽電解槽臺套數臺套數 技術路線技術路線 開工時間開工時間 1 大冶市綠電綠氫制儲加用一體化氫能礦場綜合建設項目 湖北黃石 EPC 招標-2250 8.5 3 堿性+PEM電解槽 2023.6 2 玉門油田可再生能源制氫示范項目 甘肅酒泉 項目開工 0.21 16000 80 5-2023.8 3 鄂爾多斯中極新能源4000 萬方

33、制氫加氫一體化項目 內蒙古鄂爾多斯 項目開工 0.36-2023.8 4 大唐風光制氫一體化項目制氫 內蒙古錫林郭勒盟 EPC 招標 0.54 14000 70 14 堿性電解槽 2023.11 5 中能建松原氫能產業園（綠色氫氨醇一體化）吉林松原 項目開工 4.5 64800 324 62 堿性+PEM電解槽 2023.9 6 張掖綠氫合成氨一體化示范項目 甘肅張掖 項目開工-4000 20-堿性電解槽 2023.9 7 華能蒙東公司華能興安盟100 萬千瓦風電制氫一體化示范項目一期 內蒙古興安盟 風電工程、送出工程可研及勘察設計技術服務預招標 2.21 54000 270 54 堿性電解槽

34、 2023 8 中國能建 2023 年制氫設備集中采購招標 甘肅酒泉 制氫設備集中采購招標-2250 8.5 125 堿性+PEM電解槽 2023-2024 合計合計 7.82 155050 773 263 來源：中國招標與采購網、國金證券研究所，數據截至 2023/10/17 1 1.2 2 綠氫規劃高增下，消納問題逐步凸顯綠氫規劃高增下，消納問題逐步凸顯 氫氣具備工業原料和能源產品雙重屬性。氫氣作為一種二次能源，目前已經廣泛應用于化工、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、冶金等生產過程物料加以利用。氫氣作為可持續發展的清潔

35、可再生能源，同時具有工業原料和能源產品的雙重屬性，可作為全球降低二氧化碳排放、實現碳中和的重要能源載體。圖表圖表8 8：氫氣具備工業原料和能源產品雙重屬性氫氣具備工業原料和能源產品雙重屬性 氫氣用途氫氣用途 應用領域應用領域 工業原料 氫氣將廣泛應用于化工、冶金等行業。能源產品 氫氣將以替代石油、天然氣等化石能源為最終目標，廣泛應用于交通運輸、民用、航空航天、儲能等領域。來源：我國氫氣生產和利用現狀及展望、國金證券研究所 氫氣可在多個生產和消費環節作為替代能源和原料，在工業、交通、電力、建筑等行業中均有不同的應用，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

36、重型道路交通、船運、航空、發電等領域。氫氣易燃且熱值高，燃燒產物僅為水，不排放二氧化碳等溫室氣體，與傳統的化石燃料（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尚為有限，主要限制因素是燃氫輪機等設備設施的技術成熟度不高，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?；ば袠I需要用氫制備甲醇、合成氨等多種產品，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

37、域。作為廣義儲能的一種形式，在一定的環境條件和容器中儲存液態氫或氣態氫，通過燃料電池用于電力調峰以調節長時間和跨區域的儲能，或將氫轉換為化合物，例如合成氨，增強氫能用于燃料/原料的靈活性。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 10 圖表圖表9 9：氫能在各行業脫碳路徑中承擔角色氫能在各行業脫碳路徑中承擔角色 來源：中國 2030 年“可再生氫 100”發展路線圖、國金證券研究所 氫氣使用結構以合成氨、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合成氨中間原料，氫氣產能占比約為 30%；第二是生產甲醇，包括煤經甲醇制烯烴的中間原料，氫氣產能占比約為 28%；第三是焦炭和蘭

38、炭副產氫的綜合利用，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%；第五是現代煤化工范疇內的煤間接液化、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%。圖表圖表1010：氫氣使用結構以合成氨、甲醇、煉油及直接燃燒為主氫氣使用結構以合成氨、甲醇、煉油及直接燃燒為主 來源：2022 年中國氫能及燃料電池產業發展趨勢報告、國金證券研究所 當前氫氣供需趨于平衡，消納問題逐步顯現。當前國內外氫氣主要在石化化工行業被較為廣泛的生產和利用，根據對石化化工行業主要涉氫產品生產能力的統計，當前我國石化化工行業氫氣總產能約為 4

39、000 萬噸，氫氣產量約 3800 萬噸，氫氣消耗量約為 3540 萬噸，從氫氣產量和消耗量來看，我國氫氣供需趨于平衡。根據上文統計的綠氫新增產能數據，已立項綠氫產能 270 萬噸、短期 341 萬噸、中期近 9000 萬噸的量級看，綠氫規模將在未來幾年內高速增長，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。37%18%10%15%19%合成氨用氫甲醇用氫煉油用氫直接燃燒其他行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 11 圖表圖表1111：氫氣供需氫氣供需趨緊趨緊 來源：中國氫能聯盟、中國煤炭工業協會、國金證券研究所，注：假設以已立項、短期和中期的氫氣消耗量不變測算 1 1

40、.3.3 四大場景消納四大場景消納綠氫，放量潛力多集中于三北地區綠氫，放量潛力多集中于三北地區 氫氣需求未來仍將持續穩步增長，化工、鋼鐵、交通和儲能成為氫氣四大應用消納場景?！肮I+綠氫”將在石化和鋼鐵行業開展示范，交通用氫逐步提升。石化工業和鋼鐵工業是氫氣最大的應用領域，綠氫促進工業脫碳意義重大，效果也將更加明顯。隨著我國光伏發電和風力發電成本不斷下降，西北“綠電”價格已低于 0.2 元/(kWh)，初步具備提供工業綠氫的經濟性，從已有綠氫項目和政策看，西北地區率先開展了綠氫+煤化工示范，綠氫制合成氨生產綠氨、綠氫制甲醇生產綠醇等技術方案也在開展。圖表圖表1212：化工、鋼鐵、交通和儲能化工

41、、鋼鐵、交通和儲能領域使用領域使用綠綠氫氫路徑路徑 來源：中國氫能產業發展報告、國金證券研究所 化工氫氣生產利用將持續增長，成為氫氣消納的重要場景。石化化工行業產品需求隨全社會國民經濟發展而發展，產品需求總體上仍將穩步增長，例如工業氮肥、甲醇化工、甲醇燃料和中間氫氣產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，未來化工領域將成為氫氣消納的重要場景。鋼鐵行業氫氣需求結構面臨調整，基于氫氣的新技術有望迎來突破性增長。在鋼鐵工業中，副產的焦爐煤氣中含氫為 55%-60%，高煤氣含氫為 1%-4%，轉爐

42、煤氣含氫為0.2%-0.3%，另外利用 COREX 技術(熔融還原法)在生產鐵水過程中產生的煤氣含氫為10%-30%（上述焦爐煤氣的含氫量已與焦化合并統計）。目前我國鋼鐵行業每年生產01000200030004000500060007000800090001000002,0004,0006,0008,00010,00012,00014,00020182019202020212022已立項短期中期氫氣產量（萬噸）氫氣消耗量（萬噸）氫氣產量和消耗量差值（萬噸）92059205 萬噸萬噸 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 12 約 1400 萬噸的含氫副產品，其中高爐煉鐵使用約為 900 萬噸

43、/年，電爐煉鐵消耗約為 400 萬噸/年。根據國家有關鋼鐵行業去產能、確保粗鋼產量同比下降等要求，以及廢鋼回收和氫氣直接還原鐵等技術逐步推廣，預計未來基于傳統高爐煉鐵所需要的焦化產能將有所下降，焦化副產氫相應下降；基于氫氣直接還原鐵技術的氫氣需求或將得到突破性增長。我國氫能利用現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 2025 年各地區政策規劃，燃料電池汽車保有量達到 11.8 萬輛，放量具備確定性高，將

44、拉動綠氫在需求側的消納，預計 2025 年氫氣需求量達 160 萬噸。圖表圖表1313：全球相關機構對全球相關機構對氫在氫在各領域中各領域中的的應用滲透率逐年提高應用滲透率逐年提高 來源：DOE、國金證券研究所 綠氫放量潛力多集中于三北地區，成本和規模具備發展優勢。各地可再生資源條件的差異導致區域性綠氫發展分化，三北地區等區域可再生能源資源豐富，其低電價致使這些地區范圍內的綠氫與傳統制氫路徑的成本差異較小，在多種應用場景具備經濟性，也因而綠氫在三北地區以風光氫大基地形式率先進行示范與規?；瘧?。東部和中部地區資源相對匱乏，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

45、與傳統制氫路徑成本具備一定差距，因而規?；尫殴澴鄿笥谌钡貐^，然而燃料電池汽車示范城市群均處沿海地帶，部分地區給予電解水制氫谷電優惠電價，預計東部地區以分布式為主進行發展。圖表圖表1414：三北三北地區地區綠綠氫成本與規模氫成本與規模具備規?；l展優勢具備規?；l展優勢 來源：中國 2030 年“可再生氫 100”發展路線圖、國金證券研究所 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 13 2.1 2.1 傳統傳統高碳排放高碳排放工業工業新增新增產能產能受控受控，氫基綠色化工將成為產業轉型重要突破口氫基綠色化工將成為產業轉型重要突破口 推動能耗雙控轉向碳排放雙控，高碳排放產業受控。我國逐步把碳

46、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展，并且給予地方政府更多的綠色空間。國家發改委發布的產業結構調整指導目錄（2023 年本）由鼓勵、限制和淘汰三類目錄組成，傳統方式制備的工業合成氨、甲醇、煉化、冶金等被歸類為限制或淘汰類，其新增產能將會受到限制。圖表圖表1515：產業結構調整指導目錄（產業結構調整指導目錄（20232023 年本）年本）鼓勵氫能應用鼓勵氫能應用并并且限制及淘汰部分傳統高碳排放產業且限制及淘汰部分傳統高碳排放產業 類別類別 定義定義 投資投資及批準意見及批準意見 相關內容示例相關內容示例 鼓勵類 主要是對經濟

47、社會發展有重要促進作用的技術、裝備及產品。對鼓勵類投資項目，按照國家有關投資管理規定進行審批、核準或備案；鼓勵金融機構按照市場化原則提供信貸支持。對鼓勵類投資項目的其他優惠政策，按照國家有關規定執行。氫能技術與應用：高效經濟制氫、運氫及高密度儲氫技術開發應用及設備制造，加氫站及車用清潔替代燃料加注站，移動新能源技術開發及應用，新一代氫燃料電池技術研發與應用，可再生能源制氫，液態、固態和氣態儲氫，管道拖車運氫，管道輸氫，加氫站，氫電耦合等氫能技術推廣應用?？稍偕茉蠢眉夹g與應用：電解水制氫和二氧化碳催化合成綠色甲醇。電力消納和存儲：電化學、壓縮空氣、飛輪、儲氫（氨）、蓄熱等各類新型儲能技術推廣

48、應用。清潔能源和新能源船舶：LNG 動力、純電動、燃料電池動力船舶等，甲醇燃料、氨燃料、生物質燃料等替代燃料動力船舶。限制類 主要是工藝技術落后，不符合行業準入條件和有關規定，不利于安全生產，不利于實現碳達峰碳中和目標，需要督促改造和禁止新建的生產能力、工藝技術、裝備及產品。對屬于限制類的新建項目，禁止投資。投資管理部門不予審批、核準，各金融機構不得發放貸款，自然資源、建設、生態環境、水利、市場監管、消防、海關等部門不得辦理有關手續。對屬于限制類的現有生產能力，允許企業在一定期限內采取措施改造升級，金融機構按信貸原則繼續給予支持。天然氣制甲醇（CO2 含量 20%以上的天然氣除外），100 萬

49、噸/年以下煤制甲醇生產裝置。以石油、天然氣為原料的氮肥，采用固定層間歇氣化技術合成氨，銅洗法氨合成原料氣凈化工藝。鋼鐵聯合企業、獨立焦化企業未同步配套建設干熄焦、裝煤、推焦除塵、VOCs 治理裝置的煉焦項目。淘汰類 主要是不符合有關法律法規規定，嚴重浪費資源、污染環境，安全生產隱患嚴重，阻礙實現碳達峰碳中和目標，需要淘汰的落后工藝技術、裝備及產品。對淘汰類項目，禁止投資。各金融機構應停止各種形式的授信支持，并采取措施收回已發放的貸款；各地區、各部門和有關企業要采取有力措施，按規定限期淘汰。在淘汰期限內國家價格主管部門可提高供電價格。半水煤氣氨水液相脫硫、天然氣常壓間歇轉化工藝制合成氨。不達標的

50、單機容量 30 萬千瓦級及以下的常規燃煤火電機組（綜合利用機組除外）、以發電為主的燃油鍋爐及發電機組（先立后破，根據發布的年度淘汰計劃有序淘汰）。來源：產業結構調整指導目錄（2023 年本）、國金證券研究所 產業結構轉型背景下，傳統化工工業綠色升級改造受到積極引導。目前國內化工工業行業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，新型產業結構轉型背景下，傳統高耗能、高碳排放的項目新增產能將受到擴張限制。高耗能行業重點領域節能降碳改造升級實施指南（2022 年版），針對煉油、煤化工、合成氨等化工行業出臺了具體的實施指南，提出引導工藝和技術綠色化水平的升級改造、相關前沿技術加強攻關并加

51、快淘汰不符合綠色低碳轉型要求的落后設備和技術，相關政策為以可再生氫為基礎的清潔化工產業發展奠定了發展基礎。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 14 圖表圖表1616：高耗能行業重點領域節能降碳改造升級實施指南（高耗能行業重點領域節能降碳改造升級實施指南（20222022 年版）提出引導年版）提出引導各化工行業各化工行業綠色化升級改造綠色化升級改造 序號序號 附件名稱附件名稱 相關內容示例相關內容示例 附件 1 煉油行業節能降碳改造升級實施指南 氫氣系統優化。加強裝置間物料直供。推進煉廠氫氣網絡系統集成優化。采用氫夾點分析技術和數學規劃法對煉廠氫氣網絡系統進行嚴格模擬、診斷與優化，推進氫氣網

52、絡與用氫裝置協同優化，耦合供氫單元優化、加氫裝置用氫管理和氫氣輕烴綜合回收技術，開展氫氣資源的精細管理與綜合利用，提高氫氣利用效率，降低氫耗、系統能耗和二氧化碳排放。附件 4 現代煤化工行業節能降碳改造升級實施指南 推動合成氣一步法制烯烴、綠氫與煤化工項目耦合等前沿技術開發應用。附件 5 合成氨行業節能降碳改造升級實施指南 綠色技術工藝。優化合成氨原料結構，增加綠氫原料比例。選擇大型化空分技術和先進流程，配套先進控制系統，降低動力能耗。加大可再生能源生產氨技術研究，降低合成氨生產過程碳排放。附件 7 燒堿行業節能降碳改造升級實施指南 加強儲氫燃料電池發電集成裝置研發和應用，探索氯堿氫能綠電自用

53、新模式。加強燒堿蒸發和固堿加工先進技術研發應用。附件 11 水泥行業節能降碳改造升級實施制指南 積極開展水泥行業節能低碳技術發展路線研究，加快研發超低能耗標桿示范新技術、綠色氫能煅燒水泥熟料關鍵技術。附件 13 建筑、衛生陶瓷行業節能降碳改造升級實施指南 研究建筑、衛生陶瓷應用電能、氫能、富氧燃燒等新型燒成技術及裝備，能耗智能監測和節能控制技術及裝備。建筑陶瓷研發電燒輥道窯、氫燃料輥道窯燒成技術與裝備，微波干燥技術及裝備。附件 14 鋼鐵行業節能降碳改造升級實施指南 重點圍繞副產焦爐煤氣或天然氣直接還原煉鐵、高爐大富氧或富氫冶煉、熔融還原、氫冶煉等低碳前沿技術，加大廢鋼資源回收利用，加強技術源

54、頭整體性的基礎理論研究和產業創新發展，開展產業化試點示范。附件 15 焦化行業節能降碳改造升級實施指南 發揮焦爐煤氣富氫特性，有序推進氫能發展利用，研究開展焦爐煤氣重整直接還原煉鐵工程示范應用，實現與現代煤化工、冶金、石化等行業的深度產業融合，減少終端排放，促進全產業鏈節能降碳。來源：高耗能行業重點領域節能降碳改造升級實施指南（2022 年版）、國金證券研究所 氫基綠色化工將成為產業轉型的重要突破口，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，隨著環保、準入等政策的出臺和實施，傳統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業的重要轉型方向。綠氫在化工

55、行業驅動力來自現有替代及新增需求兩部分，包括既有傳統工藝流程的綠氫替代和新型化工生產的綠氫利用兩種模式。由于現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中的大規模利用需要進行較多產線的升級改造，短期內成本較高且風險較大，因此短期內綠氫將主要在既有傳統工藝流程中發揮對傳統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不同于現有傳統生產路徑，已有項目進行改造的難度大，因而僅適用于新建項目。圖表圖表1717：化工行業氫能利用路徑化工行業氫能利用路徑分為分為現有替代以及新增需求兩現有替代以及新增需求兩種模式種模式 來源：中

56、國 2030 年“可再生氫 100”發展路線圖、國金證券研究所 合成氨、甲醇的生產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方式獲取氫氣。石油煉化作為石油化工行業的主要生產環節，對氫氣的需求量大，大型煉化廠幾乎均有場內制氫設備，采取天然氣重整或煤氣化作為主要氫氣供給方式。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 15 圖表圖表1818：綠氫在化工領域應用場景主要為替代原有灰氫綠氫在化工領域應用場景主要為替代原有灰氫 總計總計 合成氨合成氨 甲醇甲醇 煉化煉化 替代灰氫 新增綠氫 產能置換替代灰氫 可再生氫耦合化工 煉廠用氫替代 來源：我國氫氣生產和利用現狀及展望、國金證券研究所 2

57、2.2.2 合成氨產能有望迎來逐步恢復合成氨產能有望迎來逐步恢復，綠氫綠氫合成氨合成氨將率先將率先實現實現規?；痉稇靡幠；痉稇?合成氨供需趨緊，產能有望迎來逐步恢復。過去國內合成氨產能面臨嚴重過剩問題，從統計數據看，2017 年國內合成氨產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淘汰高碳排放的落后工藝縮減產能，從 2016 年到 2022 年國內合成氨產能下降近 700 萬噸/年（2016 年產能 7156 萬噸）。受農業需求拉動，合成氨表觀消費量與產量快速增長，供需態勢縮緊。我國合成氨消費中農業消費量（尿素等氮肥）占到了總消費量的約七成，2018 年

58、起國內開始調整種植結構，農作物播種面積上漲、氮肥需求增加，根據國家統計局數據，2018 年至 2021 年氮肥產量年均增長率達 3.2%，合成氨表觀消費量跟隨上漲，年均增長 8.6%。圖表圖表1919：20172017-20222022 年我國合成氨產能、表觀消費量、產量走勢圖（萬噸）年我國合成氨產能、表觀消費量、產量走勢圖（萬噸）供需趨緊供需趨緊 來源：Wind、中國氮肥工業協會，國金證券研究所 合成氨制備過程需大量氫氣，傳統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，作為工業上最基本、結構最簡單的含氮原料，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

59、業原料（氮肥）、以及硝酸等化工用品生產，也可用作新型綠色燃料。工業上高溫高壓下氮氣與氫氣反應合成氨，傳統的合成氨在生產氫氣原料的過程中采用的是煤或者天然氣制氫，生產過程中產生大量碳排放。根據中國氣體工業協會數據，2020年我國合成氨行業二氧化碳的總排放量2.19 億噸，占到了化工行業排放總量的 19.9%。01000200030004000500060007000201720182019202020212022產能表觀消費量產量行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 16 圖表圖表2020：全球氫氣利用全球氫氣利用中中合成氨合成氨占比第一占比第一（萬噸，（萬噸，%）圖表圖表2121：我國合成氨

60、我國合成氨 COCO2 2排放量占比達排放量占比達 20%20%（萬噸，（萬噸，%）來源：中國氫能聯盟、國金證券研究所 來源：中國氮肥工業協會、國金證券研究所 制氫環節是工業合成氨主要碳排放來源，電解水制氫可實現零碳排放。合成氨工業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，實現除供熱環節外的零碳排放。傳統工業合成氨生產采用 HarberBosch 工藝，反應方程式為 3H2+N22NH3，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，是合成氨工業主要

61、的碳排放來源。電解水制氫：反應方程式為：2H2O2H2+O2。根據電解水制氫方程式，生產氫氣不產生碳排放。煤制氫：反應方程式為：煤炭+02CO+H2，CO+H2OH2+CO2。煤制氫工廠平均每生產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，依據我國約 6000 萬噸/年的合成氨產量、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+02CO2+2H2。根據天然氣制氫方程式，生產 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。圖表圖表2222：綠氫合成氨可

62、實現除供熱環節外的全零碳排放綠氫合成氨可實現除供熱環節外的全零碳排放 制氫方式制氫方式 反應方程式反應方程式 碳排放量（噸碳排放量（噸/噸氨噸氨）煤制氫 煤炭+02CO+H2，CO+H2OH2+CO2 25 天然氣制氫 CH4+02CO2+2H2 10 電解水制氫 2H2O2H2+O2 0 來源：煉鋼焦爐煤氣提純氫氣與天然氣轉化制氫經濟性對比、國金證券研究所 綠氨規劃已超 800 萬噸，有望率先實現規?；痉?，將帶動百萬噸氫氣增量。根據當前綠氨各項目規劃統計，規劃量級已超 800 萬噸，項目地點多集中于內蒙古、河北、甘肅、遼寧等地區，根據合成氨工藝流程，每噸合成氨需氫約 0.18 噸，800

63、萬噸綠氨規劃對應約 144 萬噸氫氣增量。合成氨,1080,32%甲醇,910,27%煉化與煤化工,820,25%其他,480,14%交通,52,2%合成氨,2.19,20%甲醇,1.96,18%其他,6.86,62%行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 17 圖表圖表2323：綠氫、綠氨制取過程綠氫、綠氨制取過程 來源：綠氨行業概覽與展望、國金證券研究所 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 18 圖表圖表2424：綠氨規劃已綠氨規劃已超超 800800 萬噸（下表為部分項目萬噸（下表為部分項目示例示例）項目項目 項目地點項目地點 計劃竣工計劃竣工 項目簡介項目簡介 年產年產合成氨合成氨

64、（萬噸）（萬噸）烏拉特后旗綠氨技術有限公司 30萬噸綠氫合成氨項目 內蒙古巴彥淖爾 2022/07-2025/06 建設年產 30 萬噸綠氫合成氨項目 30 達茂旗綠氨技術有限公司綠氫合成氨項目 內蒙古包頭 2022/07-2025/07 建設年產 30 萬噸綠氫合成氨項目 30 包頭市達茂旗風光制氫與綠色靈活化工一體化綠氫制綠氨項目 內蒙古包頭 2024/3 以氫氣和氮氣為原料合成液氨產品，年產 10 萬噸 10 大安風光制綠氫合成氨一體化示范項目 吉林大安、吉林西部(大安)清潔能源化工產業園 2023/7-2024/12 制氫合成氨部分:總投資 254977.93 萬元。安裝1 套 18

65、萬噸合成氨裝置 18 新能源制氫聯產無碳燃料項目 內蒙古包頭達茂旗 2023/4-2024/12 120 萬噸綠氨化工項目 120 風光氫氨一體化新型儲能示范項目 內蒙古巴彥淖爾-利用風光發電分解水制取高品質氫氣，再用于生產 30 萬噸綠氨 30 風光儲氫制綠氨項目 內蒙古錫林郭勒-預計電解制氫規模日產 300 噸，年產綠氨規模達 60 萬噸 60 中國能建遼寧鐵嶺 5.6 萬噸綠氫、30 萬噸綠氨項目 遼寧臺安縣-年產 30 萬噸綠氫制綠氨，總規劃投資額 108.85億 30 中國能建氫能源吉林省松原 60 萬噸(一期 20 萬噸)綠氨項目 吉林松原-項目總投資 296 億元年產綠色合成氨

66、60 萬噸 60 三一重能烏拉特中旗甘其毛都口岸加工園區風光氫儲氨一體化示范項目 內蒙古巴彥卓爾 2023/4-2023/12 該項目總投資 42.7 億元，年生產綠氫 3.6 萬噸、綠氨 15 萬噸 15 內蒙古深豐綠氨化工年產 15 萬噸綠氫合成綠氨項目 內蒙古赤峰 2023/7-2024/10 該項目總投資 5 億元,新建年產 15 萬噸綠氫合成綠氨生產線一條，項目原料為氫氣和氮氣 15 鄂托克旗風光制氫一體化合成綠氨項目 內蒙古鄂爾多斯 2023/6/21-2024 該項目總投資 38 億元，下游新建配套年產 15萬噸綠氫合成氨裝置 15 通遼千萬千瓦級風光儲氫氨一體化零碳產業園項目

67、內蒙古通遼 2023 該項目總投資 600 億元，綠氫 5 萬噸/年，綠氨30 萬噸/年 30 阿拉善高新區 600 兆瓦風光氫氨基礎設施一體化低碳園區示范項目 內蒙古阿拉善-該項目每年可利用綠電制氫并合成氨 14 萬噸 14 府谷縣綠電制氫合成氨及儲氫電池產業鏈項目 陜西榆林-該項目擬建設 60000m/h 電解水制氫項、20 萬噸/年綠色合成氨項目 20 新能源制氫制氨項目 遼寧臺安 2023 該項目年產 5.6 萬噸電解水制氫、30 萬屯綠氫制綠氨，總規劃投資額 108.85 億元。30 張家口風光制氫合成氨項目 河北張家口-該項目制氫 90 萬噸/年，合成氨建設規模 50 萬噸/年 5

68、0 50 萬噸/年離網型風光制氫合成綠氨技術示范項目 內蒙古鄂爾多斯 2024/4-2026/3 該項目估算總投資約 245 億元，預計綠氨年產量 50 萬噸 50 國能阿拉善高新區 40 萬噸綠氫合成氨示范項目 內蒙古阿拉善 2023/03-2025/03 建設年產 40 萬噸綠氫合成氨生產線 40 遠景通遼風光制氫氨醇一體化項目 內蒙古通遼 2024/03-2028/08 總投資 98.4 億元，分三期建設，一期、二期分別建設一套 30 萬噸/年綠氫制合成氨裝置 60 綠氫制 50 萬噸綠色甲醇項目 內蒙古興安盟 2023/12-2025/12 項目總投資 30 億元，新建 15 萬噸綠氫

69、合成氨裝置 15 綠電制氫氨項目 甘肅蘭州-總投資 150 億元，分三期建設，項目一期主要建設以年產 6 萬噸綠氨示范的應用中心 6 10 萬噸/年合成氨及配套項目 河北滄州-本項目以電解水制氫為原料，得到年產 10 萬噸級合成氨，最終得到液氨產品 10 年產 3.5 萬噸合成氨及其配套設施項目防腐保溫工程 河北唐山 2023/10/18-2024/11/22 項目投資額約 5 億元，建設年產 3.5 萬噸合成氨及其配套設施項目 3.5 中能建石家莊鹿泉區光伏制氫及氫能配套產業項目 河北鹿泉-該項目計劃投資 32 億元，項目涵蓋電解水制氫、綜合加能站以及風電光伏等 5.7 太陽能電解制氫儲能及

70、應用示范擴建項目 寧夏 2023/3/1-2024/12 該項目建設年產 10 萬噸/年合成氨、50 萬噸氨水生產線 10 國能阿拉善高新區百萬千瓦風光氫氨+基礎設施一體化低碳園區示范項目 內蒙古阿拉善 2023/11-2024/12 該項目總投資 51 億元，項目投產后可年產 2.5億 Nm 綠氫 14 中能建巴林左旗綠色氫基化工基地示范項目 內蒙古赤峰-該項目計劃投資 50 億元，擬建設年產約 2 萬噸/年電解水制氫設施，年產 10 萬噸/年低壓合成氨裝置 10 中國能建甘肅酒泉 1.7 萬噸綠氫、3.9 萬噸綠氨項目 甘肅酒泉-規劃建設綠氫年產量 1.7 萬噸、綠色合成氨年產量 3.9

71、萬噸，總投資 76.25 億元 3.9 合計合計 805.1805.1 來源：中國招標與采購網、國金證券研究所 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 19 2 2.3.3 甲甲醇醇產能整合升級產能整合升級，綠色綠色甲醇甲醇有望成為甲醇新增產能突破口有望成為甲醇新增產能突破口 目前國內甲醇產業整體供過于求且各區域差異大，原料結構對煤炭的依賴度高，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，政策引導下優勝劣汰產能整合升級以提高競爭力。圖表圖表2525：20172017-20222022 年我國甲醇產能、表觀消費量、產量走勢圖（萬噸

72、）年我國甲醇產能、表觀消費量、產量走勢圖（萬噸）來源：Wind、中國氮肥工業協會、國金證券研究所 碳排放雙控下，綠色甲醇有望成為甲醇新增產能突破口?？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能的突破口，相關項目逐漸在西北、西南等地區開展，例如“液態陽光”等新型工藝示范項目。根據甲醇合成工藝流程，每噸綠色甲醇需氫約 0.19 噸，450 萬噸綠色甲醇規劃對應約 86 萬噸氫氣增量。020004000600080001000012000201720182019202020212022產能表觀消費量產量行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 20 圖表圖表26

73、26：綠色甲醇規劃已達綠色甲醇規劃已達 450450 萬噸萬噸 項目項目 項目地點項目地點 計劃竣工計劃竣工 項目簡介項目簡介 年產（萬噸）年產（萬噸）中煤鄂能化 10 萬噸/年液態陽光二氧化碳加綠氫制甲醇技術示范項目 內蒙古鄂爾多斯 2023/6-2025/7 項目下游配套建設 10 萬噸/年綠色甲醇合成裝置 10 赤峰風光制氫百萬噸綠色甲醇項目 內蒙古巴林左旗、阿魯科爾沁旗-全國第一個地市級百萬千瓦風電基地 100 中車山東風電有限公司新疆奇臺智慧能源裝備產業園項目 新疆昌吉-產業園整體建設成綠氫綠色甲醇45 萬噸工程 45 興安盟扎賚特旗 200 萬千瓦風電制氫制甲醇項目 內蒙古烏蘭浩特

74、 2023/12-2025/12 項目總投資 30 億元，建成后年產50 萬噸綠色甲醇 50 巴彥淖爾新能源制氫、生物制綠色甲醇及綠氫設備裝配制造項目 內蒙古赤峰 2023/12-2025/12 采用可再生能源制綠色甲醇，建設年產 30 萬噸生物質甲醇生產線 100 南京江北新區年產 38 萬噸綠色甲醇項目 南京江北 2024 項目首期投資 33 億元，年產綠色甲醇 38 萬噸 38 江蘇斯爾邦石化有限公司 C02 制綠色甲醇項目 江蘇連云港 2023 本次擴建項目建設 1 套年產 10 萬噸的 CO2 制綠色甲醇裝置 10 蘭州新區液態太陽燃料合成示范項目 蘭州新區 已投運 在未來可以放大實

75、現 10 萬噸級甚至 100 萬噸級的工業化生產 0.1 張家口“液態陽光”加氫站 河北張家口 已投運 將氫氣與二氧化碳耦合轉化為甲醇等液體燃料，實現制氫加氫一體化-淖爾天潤巴彥淖爾市 200 萬千瓦風電制氫制 50 萬噸甲醇項目 內蒙古巴彥淖爾-項目金額 140 億，200 萬千瓦風電制氫制 50 萬噸甲醇 50 年產 30 萬噸生物質甲醇項目 內蒙古自治區赤峰 2023/12-2025/12 采用可再生能源制綠色甲醇，建設年產 30 萬噸生物質甲醇生產線 30 年產 33.75 萬噸綠色合成甲醇項目 內蒙古鄂托克旗 年產 33.75 萬噸綠色合成甲醇項目總投資 24.8 億元 33.75

76、風電制氫合成綠色甲醇項目 遼寧大連-全球首個利用風電制氫合成綠色甲醇年產量達萬噸的項目 1 安陽順利環?？萍加邢薰?C02加氫制綠色低碳甲醇聯產 LNG 項目 河南安陽 已投運 項目生產甲醇 11 萬噸/年和聯產LNG 7 萬噸/年 11 中國大唐集團新能源股份有限公司多倫 15 萬千瓦風光制氫一體化示范項目 內蒙古錫林郭勒 2023/6-2024/12 新建 14 套 1000Nm3/h 堿性水電解制氫裝置，下游配套 2 臺 2000m3氫氣球罐、2 臺氫氣壓縮機以及輔助的冷凍水機組等-遼寧營口 500MW 風光氫儲一體化示范項目 遼寧營口-項目年產綠氫 1 萬噸，副產高純氧氣 8 萬噸-

77、上海電氣吉林挑南綠氫+一體化項目 吉林白城-將風能資源轉化為電能，通過電解水制氫和生物質氣化耦合的方式來制造綠色甲醇-合計合計 478.85478.85 來源：中國招標與采購網、國金證券研究所 船舶轉型綠色燃料技術路線，帶動甲醇新增需求。國際海事組織(IMO)公布的數據顯示，船舶行業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劃出臺，規定 2030/2040 年較 2008 年至少降低 20%/70%、力爭降低 30%/80%

78、。脫碳目標將推動船舶向清潔能源轉型，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注的可替代燃料之一，需求將受益于船舶綠色化轉型帶動。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 21 圖表圖表2727：全球全球運營和在建的甲醇燃料船舶運營和在建的甲醇燃料船舶達達 6060 余艘余艘 動力類型動力類型 特點特點 發展現狀發展現狀 甲醇 環境友好、經濟型較好、更易于儲存和利用、適用性強 目前全球投入運營和在建的甲醇燃料船舶60 余艘，主要為化學品運輸船、集裝箱船和海上風電安裝船 LNG 來源廣、供應充足，相比同功率柴油發動機，可降低二氧化碳排放量

79、降低25%，減少 Sox 及 PM 排放 100%已實現大規模實船應用，供應鏈體系成型，可用于散貨船、集裝箱船等多重船型 液氨 燃燒無碳排放、儲運方便、供應鏈成熟 氨動力主機處于研發中，在航運領域前景較好 氫動力 清潔燃料、無碳排放、能量效率高 是未來船舶零碳排放的解決方案之一，技術發展較為迅速 生物燃料 結構簡單、運營成本較低、未來船舶減排的重要組成部分 來源：智能新能源船舶技術創新產業聯盟、信德海事網、國金證券研究所 2 2.4.4 高端化、綠色化發展成為新趨勢高端化、綠色化發展成為新趨勢，綠氫煉化將成為石化工業碳中和的綠氫煉化將成為石化工業碳中和的關鍵關鍵 “十四五”期間，化工產品高端化

80、、綠色化發展成為新趨勢。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，重整的氫氣產率為進料2.5%3.5%，每噸進料可提供 300500Nm3副產氫，但原油中 65165餾分加上加氫裂化裝置的石腦油，重整原料約占原油的 15%，因此重整副產氫最多只占原油產量的 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。煉化新工藝的發展意味著工藝環節的精細化，對加氫的數量和質量提出了更高的要求。隨著大量煉化一體化園區的投產，預計在中短期內，煉化會成為氫氣大規模應用的下游領域，根據中國石油經濟研究院的數據，目

81、前每年全國大約有6 億噸的原油加工量規模，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：中石化 6 月 30 日新疆庫車綠氫示范項目順利產氫，產出的氫氣通過管道輸送到中國石化塔河煉化，替代現有天然氣化石能源制氫。該項目實現了綠氫生產到利用全流程貫通，也標志著我國首次實現萬噸級綠氫煉化項目全產業鏈貫通。圖表圖表2828：以綠色、低碳、循環為特征的綜合性煉廠以綠色、低碳、循環為特征的綜合性煉廠 來源：科技日報、中國石化石科院、國金證券研究所 石化工業減碳已成趨勢，綠氫煉化將成為石化工業實現碳中和的必由之路。綠氫煉化已列入“十四五”全國清潔生產推行方案中，文件明確提出石化化工行業實

82、施綠氫煉化降碳工程，煉廠綠氫滲透率將有望穩步提升。受到上游原料供應來源、工業基礎以及下游消費市場等因素影響，目前煉廠的區域布局以東部沿海地區為主。隨著“雙碳”和相關行業政策的推進，石化產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仍然將增長部分產能，同時部分規模較小的獨立煉廠將面臨淘汰或兼并重組，煉廠總產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行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 22 成本，但隨著中國整體石化行業升級轉型和愈發明確的政策信號，考慮產能替換減碳、重大項目落地和綠氫成本下降加速等因素，未來西南、西北、東北等地區煉廠綠氫滲透率將穩步提

83、升。圖表圖表2929：“十四五”全國清潔生產推行方案提出“十四五”全國清潔生產推行方案提出石化化工行業石化化工行業將將實施綠氫煉化等降碳工程實施綠氫煉化等降碳工程 專欄名稱專欄名稱 相關內容示例相關內容示例 大力推進重點行業清潔低碳改造 嚴格執行質量、環保、能耗、安全等法律法規標準，加快淘汰落后產能。全面開展清潔生產審核和評價認證，推動能源、鋼鐵、焦化、建材、有色金屬、石化化工、印染、造紙、化學原料藥、電鍍、農副食品加工、工業涂裝、包裝印刷等重點行業“一行一策”綠色轉型升級，加快存量企業及園區實施節能、節水、節材、減污、降碳等系統性清潔生產改造。在國家統一規劃的前提下，支持有條件的重點行業二氧

84、化碳排放率先達峰。重點行業清潔生產改造工程 石化化工行業。開展高效催化、過程強化、高效精餾等工藝技術改造。推進煉油污水集成再生、煤化工濃鹽廢水深度處理及回用、精細化工微反應、化工廢鹽無害化制堿等工藝。實施綠氫煉化、二氧化碳耦合制甲醇等降碳工程。清潔生產審核創新試點工程 以鋼鐵、焦化、建材、有色金屬、石化化工、印染、造紙、化學原料藥、電鍍、農副食品加工、工業涂裝、包裝印刷等行業為重點，選取 100 個園區或產業集群開展整體清潔生產審核創新試點，探索建立具有引領示范作用的審核新模式，形成可復制、可推廣的先進經驗和典型案例。探索清潔生產區域協同推進 在實施京津冀協同發展等區域發展重大戰略中，探索建立

85、清潔生產協同推進機制，統一清潔生產評價認證和審核要求，聯合開展技術推廣，協同推進重點行業清潔生產改造。京津冀及周邊地區、汾渭平原、長三角地區、珠三角地區、成渝地區等區域重點實施鋼鐵、石化化工、焦化、包裝印刷、工業涂裝等行業清潔生產改造，推動細顆粒物（PM2.5）和臭氧（O3）協同控制。長江、黃河等流域重點實施造紙、印染、化學原料藥、農副食品加工等行業清潔生產改造，減少氨氮和磷污染物排放。來源：“十四五”全國清潔生產推行方案、國金證券研究所 3 3.1.1 鋼鐵行業脫碳難度高、體量大，政策引導下行業開啟綠色升級鋼鐵行業脫碳難度高、體量大，政策引導下行業開啟綠色升級 鋼鐵行業脫碳難度高、體量大，是

86、碳排放密集程度最高、脫碳壓力最大的行業之一。碳排放約占全球排放總量的 7.2%，鋼鐵行業的脫碳在國內尤為重要，目前，中國鋼鐵行業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，全球每年生產和使用高達 18 億噸鋼鐵，其中將近 50%的鋼產于中國內地，中國鋼鐵行業碳排放量也約占全球鋼鐵行業碳排放總量的 50%。圖表圖表3030：國內國內制造行業碳排放量占比制造行業碳排放量占比達到達到 3 36 6%來源：國家統計局、國金證券研究所 鋼鐵行業開啟脫碳轉型需求迫切，電氣化難以實現完全脫碳。鋼鐵行業是我國工業的支柱性行業，約占我國 GDP 的 5%，然而，目前我國鋼鐵行業仍以碳排放強度

87、高的長流程為主，粗鋼產能約占 90%，在碳中和以及去產能的雙重壓力下，我國鋼鐵行業面臨嚴峻挑戰，鋼鐵行業的快速脫碳尤為重要。由于中國鋼鐵生產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完全脫碳。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 23 圖表圖表3131：綠氫替代焦炭直接還原鐵并配加電爐煉鋼綠氫替代焦炭直接還原鐵并配加電爐煉鋼是是鋼鐵行業完全脫碳鋼鐵行業完全脫碳的的關鍵關鍵模式之一模式之一 低碳煉鋼技術路徑低碳煉鋼技術路徑 碳排放量（碳排放量（kg/kg/噸噸）長流程煉鋼 2.2 電弧爐 0.3 球團替代燒結 N/A 直接還原鐵工藝（焦爐

88、煤氣）1.4 直接還原鐵工藝（綠氫）0 來源：煉鋼焦爐煤氣提純氫氣與天然氣轉化制氫經濟性對比、國金證券研究所 3 3.2.2 綠氫成為綠氫成為鋼鐵行業鋼鐵行業脫碳關鍵原料及能源脫碳關鍵原料及能源，碳稅下綠氫滲透有望提速，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碳中和。

89、氫氣憑借其高能量密度和熱值，適用于工業領域脫碳，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。圖表圖表3232：氫能熱值是其他傳統化石能源的數倍氫能熱值是其他傳統化石能源的數倍 指標指標 氫氣氫氣 天然氣天然氣 汽油汽油 酒精酒精 焦炭焦炭 氣態密度氣態密度（kg/m）0.089 0.736 4.14 2.009-液態密度液態密度（kg/m3）70.8 450.0 700-780 789 400-520（固態）沸點沸點（）-253-162 30 78.3-單位熱值單位熱值（MJ/kg）142.3 25.5 44 36 30 能量密度能量密度（MJ/kg）0.

90、010 0.035 46 29.29-燃燒速度燃燒速度（cm/s）346 38 35-自燃溫度自燃溫度（）585 270 427 323 450 來源：中國氫能產業聯盟、國金證券研究所 利用綠氫替代焦炭進行直接還原鐵生產并配加電爐煉鋼的模式將成為鋼鐵行業完全脫碳關鍵且具備前景的解決方案之一?；跉錃獾闹苯舆€原技術是用氫替換碳作為煉鐵還原劑，使煉鐵工序中產生水而不是二氧化碳，從而大幅減少溫室氣體排放，被視為鋼鐵工業的綠色生產方法。摻燒綠氫供熱也是鋼鐵生產領域脫碳的重要路徑之一。由于鋼鐵生產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完全脫碳，且能效提升和廢鋼利用等方式的減排潛力有限

91、，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。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 24 圖表圖表3333：氫基零碳工業園區發展模式氫基零碳工業園區發展模式 來源：中國 2030 年“可再生氫 100”發展路線圖、國金證券研究所 圖表圖表3434：氫冶煉技術分類氫冶煉技術分類 用氫場景用氫場景 示意圖示意圖 技術說明技術說明 減排潛力減排潛力 技術成熟度技術成熟度 試點項目試點項目 優點優點 局限性局限性 高爐富氫冶煉 在高爐頂部噴吹含氫量較高的還原性氣體 20%5-9八一鋼鐵富氫碳循環高爐；THYSSENKRUPP“以氫代煤”高爐煉鐵項目 改造成本低,具

92、備經濟性,具有增產效果 理論減排潛力有限,技術上難以實現全氫治煉 氫能直接還原煉鐵 在氣基豎爐直接還原煉鐵中提升氫氣的比例 95%6-8河鋼富氫氣體直接還原鐵項目;ARCELORMITTAL 德國直接還原鐵項目 理論減排潛力較高，可供參考的國際經驗相對較多 改造難度較高，基礎技術較薄弱 氫能熔融還原冶煉 在熔融還原煉鐵工藝中注入一定比例的含氫氣體 95%5 內蒙古建龍塞斯普氫基熔融還原冶煉 理論減排潛力高 國際先進經驗較少,改造難度較高，基礎技術較薄弱 來源：中國 2030 年“可再生氫 100”發展路線圖、國金證券研究所。*：減排潛力在零碳電力的支持下將達到最大值，其中直接還原鐵與電爐結合，

93、熔融還原與轉爐結合。氫氣煉鋼開啟試點項目，項目產能累計規模達 740 萬噸。鋼鐵行業對氫氣的利用集中在新增產能的生產工藝流程，行業領先企業占據先發地位，近年來國內大型鋼鐵企業已經逐步開啟了氫冶金技術工藝試點項目。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能，對應將帶動約 40.7 萬噸氫氣需求。圖表圖表3535：近期已宣布的近期已宣布的氫氫冶金冶金試點項目試點項目產能達到產能達到 7 74040 萬噸萬噸 鋼鐵企業鋼鐵企業 地點地點 技術技術 產能（萬噸）產能（萬噸）寶武-八一鋼鐵 新疆烏魯木齊 富氫高爐技術 研發階段 寶武-湛江鋼鐵 廣東湛江 富氫氣基豎爐技

94、術 2100 河鋼集團 河北張家口、唐山、邯鄲 富氫氣基豎爐技術 3120 酒鋼集團 甘肅嘉峪關 氫氣直接還原鐵 研發階段 建龍集團 內蒙古烏海 氫氣熔融還原冶煉 30 日照鋼鐵 山東日照 氫氣直接還原鐵 50 晉南鋼鐵 山西臨汾 高爐噴氫 100 合計合計 7 74040 來源：中國 2030 年“可再生氫 100”發展路線圖、國金證券研究所 鋼鐵領域氫氣成本敏感度最高，碳稅落地驅動綠氫滲透提速。鋼鐵領域對氫氣成本敏感程度高，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行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 25 原有能源使用成本，從而推動氫氣平價進程的加速。

95、歐盟碳關稅（CBAM）于 2023 年 10月起開始運行，行業范圍涵蓋鋼鐵、鋁、氫、水泥、化肥和電力?；?藍/綠氫生產 1kg氫氣產生 CO2分別為 25/11/0kg,根據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，碳稅是驅動綠氫需求的關鍵，將推進綠氫在鋼鐵領域的滲透應用加速。圖表圖表3636：灰灰/藍藍/綠綠氫氫成本及加碳

96、稅后成本成本及加碳稅后成本（元（元/kg/kg）圖表圖表3737：氫氫/焦炭煉鐵成本平價時焦炭煉鐵成本平價時的的氫氣價格（元氫氣價格（元/kg/kg）來源：國金證券研究所測算 來源：國金證券研究所測算 4 4.1.1 可再生能源大規模應用根本性可再生能源大規模應用根本性問題問題在于消納，在于消納，以以西北西北為為代表的代表的新能源消納壓力顯現新能源消納壓力顯現 從新能源利用率看，西北外送電省份消納壓力突出。國家電網新能源消納運行評估及預警技術規范設置了新能源消納監測預警紅/黃/綠色區域，進入紅色預警的地區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

97、省逐月利用率數據來看：區位上：利用率偏低區域主要集中在西北地區（內蒙古、甘肅、寧夏、青海、新疆等省份）。目前，西北地區第一批大型風光基地裝機總容量 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（規劃“十四五”投產 200GW）正在陸續開工，風光項目建設周期一般為 6-12 個月，原則上 2023 年并網，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

98、求，在迎峰度冬、迎峰度夏兩個時間節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，水電超發在一定程度上也影響到了風光消納。05101520250246810121416行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 26 圖表圖表3838：近三年風電按利用率相對較低省份逐月利用率情況近三年風電按利用率相對較低省份逐月利用率情況 2021 年 2022 年 2023 年 21 年全年 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月

99、 蒙東 98%99%97%96%86%88%86%93%95%88%91%91%91%89%94%90%86%90%95%蒙西 91%94%87%87%86%86%95%98%99%98%97%96%97%85%96%91%92%92%94%青海 89%96%90%96%96%93%89%89%97%91%93%90%92%95%97%95%93%96%96%甘肅 96%99%93%94%92%82%93%94%96%96%97%98%100%97%97%95%94%92%94%河北 95%98%96%96%93%95%98%99%99%98%97%92%94%91%97%92%92%97%9

100、8%吉林 97%98%96%90%89%94%96%100%100%99%98%95%97%97%97%95%94%94%99%新疆 93%99%95%93%92%93%95%97%96%98%97%98%99%99%99%99%98%95%95%陜西 98%94%96%92%94%96%96%96%97%99%98%96%96%97%99%98%98%98%99%全國全國 97%98%97%96%95%95%97%98%99%98%98%97%98%96%99%97%96%97%98%河南 98%97%97%95%99%99%100%100%100%100%98%98%97%94%99%96

101、%96%98%99%山東 99%98%90%98%97%97%100%99%100%100%98%99%100%97%99%98%98%97%99%湖南 99%100%100%100%96%87%90%98%100%100%100%99%99%100%100%100%100%99%99%寧夏 98%97%98%96%99%100%99%99%100%100%98%98%98%96%98%98%97%98%99%來源：全國新能源消納監測預警中心、國金證券研究所 圖表圖表3939：近三年光伏利用率相對較低省份逐月利用率情況近三年光伏利用率相對較低省份逐月利用率情況 2021 年 2022 年 20

102、23 年 21 年全年 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 西藏 80%74%78%76%78%86%88%87%89%69%76%81%78%72%73%73%82%76%77%青海 86%96%91%90%90%84%85%87%95%93%95%94%96%97%98%95%90%92%88%蒙西 97%97%90%97%98%98%98%99%100%98%98%98%98%84%98%95%96%97%99%寧夏 98%98%98%94%98%99%99%99%99%94

103、%96%97%98%91%98%98%96%97%99%新疆 98%99%98%98%96%99%99%99%98%94%88%97%100%99%99%98%99%98%99%甘肅 99%99%99%97%97%96%98%99%99%98%99%99%100%99%99%97%97%97%99%陜西 98%98%98%96%97%98%98%99%99%98%98%97%97%97%98%97%97%97%99%吉林 99%100%100%95%95%98%99%100%100%99%100%96%98%98%98%97%93%95%98%河北 98%98%94%96%97%98%99%1

104、00%100%99%99%97%98%91%98%96%97%98%99%全國全國 98%98%96%97%98%98%99%99%99%99%98%98%99%97%99%98%98%98%99%山東 99%97%93%97%97%98%100%100%100%100%99%100%100%98%100%100%99%99%100%蒙東 99%100%98%97%97%99%99%100%100%98%99%99%99%99%99%98%97%99%100%遼寧 100%100%99%98%99%100%100%100%100%99%100%100%100%98%99%100%99%99%1

105、00%來源：全國新能源消納監測預警中心、國金證券研究所 新能源裝機高增、本地電量富余為西北消納問題突出主因?！霸春煞蛛x”規劃下，西北新能源裝機高增，目前青海、甘肅、寧夏、內蒙、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場。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 27 圖表圖表4040：2 202022 2 年各省風電、光伏累計裝機占比年各省風電、光伏累計裝機占比三北地區居前列三北地區居前列 來源：中電聯、國金證券研究所 圖表圖表4141：2 202022 2 年各省風電、光伏年各省風電、光伏新增新增裝機占比裝機占比三北地區居前列三北地區居

106、前列 來源：中電聯、國金證券研究所 4 4.2.2 儲能儲能需求需求逐步逐步高增，高增，源側源側發展發展長長周期周期、大規模儲能大規模儲能是綠色大電網穩定供電是綠色大電網穩定供電的的關鍵關鍵 儲能在發電側、電網側以及負荷側的驅動因素不同。在發電側其驅動力在于國家強制性新能源配套儲能政策；在電網側儲能驅動力則是基于新能源比例提升后電力系統對調峰、調頻等輔助服務的巨大需求；在負荷側儲能驅動力在于峰谷價差拉大套利空間、部分地區（例如：浙江、江蘇、山東）分布式電源配儲政策等。在源側實現風光消納并發展大規模長時儲能，是實現綠色大電網穩定供電的關鍵，也是綠電外送的前提，氫儲能就是其中的關鍵。我國大規?？稍?/p>

107、生能源利用中的根本性問題是西北和華北地區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，電力企業等作為主導方。離網制氫：風/光發電+電解水制氫氫能多樣化應用，適用于大多數風電和光伏儲能，石化能源等企業主導。0%10%20%30%40%50%60%70%光伏裝機占比（%）風電裝機占比（%）0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%新增光伏裝機占比（%）新增風電裝機占比（%）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 28 圖表圖表4242：電解水制氫聯動能源基地與用能

108、負荷協同發展電解水制氫聯動能源基地與用能負荷協同發展 來源：中國 2030 年“可再生氫 100”發展路線圖、國金證券研究所 4 4.3.3 氫儲能氫儲能大規模應用和時間邊際成本低大規模應用和時間邊際成本低，是是長周期、大規模儲能的優選長周期、大規模儲能的優選項項 氫能適用于大規模和長周期的儲能，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的棄電，通過電解水制氫的方式儲存，可就地消納、時經燃料電池進行發電或管道、長管車運輸等方式供應于下游應用終端。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、能源發電轉移便捷

109、等優點，憑借其無自衰減的特性，尤其適用于跨周和季度的儲能?；跀U容成本低的特點，即僅需增加氫瓶即可擴充儲能容量，適用于大規模的儲能。圖表圖表4343：氫儲能適用于季度調峰氫儲能適用于季度調峰 儲能方式儲能方式 原理原理 優點優點 缺點缺點 適用場景適用場景 抽水儲能抽水儲能 將多余電能轉換為水的勢能 技術成熟 地形要求高，無法大規模使用 地形優勢地區，日度調峰 壓縮空氣儲能壓縮空氣儲能 將多余電能轉換為空氣的勢能和內能，驅動燃氣輪機發電 安全、容量大 效率低、有污染 與其他熱機共用 蓄電池儲能蓄電池儲能 將多余電能儲存到蓄電池 響應時間快，無地理位置限制 自衰減、邊際成本高 日度調峰、調頻 氫

110、儲能氫儲能 將多余電能通過電解水轉化為氫氣的化學能 無自衰減、能量密度高、邊際成本低 效率低 季度調峰 來源：中國低碳技術創新需求評估報告、CNESA、國金證券研究所 圖表圖表4444：各種儲能方式的最優儲能容量、儲能時長各種儲能方式的最優儲能容量、儲能時長 來源：Progress in Energy and Combustion Science、國金證券研究所 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 29 上游側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問題。電消納及上網問題隨光伏和風電裝機規模高增逐步凸顯，風光耦合電解水制氫可實現風光裝機無地域限制。近十年來，我國光伏和風電成本快

111、速下降，為裝機規?？焖偬嵘於嘶A，但風光發電波動性的特點制約了其進一步擴大規模，因而配儲以平抑波動性?，F階段大部分可再生能源發電終局為上網，儲能大多僅作為可再生能源電力上網前電源側波動性的暫時儲存電力的方案，在光伏和風電大規模裝機至一定規模后，上網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模時空轉移特性，實現交通網與能源網的深度耦合。圖表圖表4545：光伏、風電光伏、風電制氫典型場景制氫典型場景 來源：中國電機工程學會、國金證券研究所 圖表圖表4646：電解水制氫的應用場景電解水制氫的應用場景 來源：中國電機工程學

112、會、國金證券研究所 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，各地政府陸續發布強制配儲需求，配儲比例最高可達 30%，為實現碳中和目標，若在風光裝機量達到 50 億千瓦、年發電量 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?；?、無地域限制、長壽命等要求。當前氫能與傳統的電池等技術同被認定為儲能，納入了強制配儲需求可計算的比例內，可再生能源裝機疊加配儲需求，上游供給側放量將推動氫儲能發展，風光氫一體化項目正處于不斷規劃與落地的狀態，2023 年開工風光氫儲一體化項目對應制氫產能已達 28 萬噸

113、。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 30 圖表圖表4747：氫儲能應用產業鏈氫儲能應用產業鏈 來源：中國氫能產業發展報告、國金證券研究所 圖表圖表4848：2 2023023 年開工年開工風光氫儲一體化項目風光氫儲一體化項目對應制氫產能已達對應制氫產能已達 2 28 8 萬噸萬噸 項目名稱項目名稱 項目類型項目類型 制氫能力（噸制氫能力（噸/年）年）用氫場景用氫場景 興安盟京能煤化工可再生能源綠氫替代示范項目 離網型 26816 興安盟烏蘭泰安能源化工合成氨 京能查干淖爾風電制氫一體化項目 離網型 383.93 發電機廠冷卻及重卡加氫 三一重能烏拉特中旗甘其毛都口岸加工園區風光氫儲氨一體

114、化示范項目 離網型 36000 合成氨裝置用氫 中能建巴彥淖爾烏拉特中旗綠電制氫制氨綜合示范項目 離網型 10000 其中 7000 噸制液氨，3000 噸外銷 中核科右前旗風儲制氫制氨一體化示范項目 并網型 21600 用于該項目一體化制氨 赤峰市能源物聯網零碳氫氨一體化示范項目 并網型 24200 合成氨 中電建赤峰風光制氫一體化示范項目 并網型 18600 合成氨 中國大唐集團新能源股份有限公司多倫 15 萬千瓦風光制氫一體化示范項目 并網型 5419 大唐多倫化工氫制甲醇 鄂爾多斯市伊金霍洛旗圣圓能源風光制氫加氫一體化項目 并網型 5445 燃料電池汽車應用 10 萬噸/年液態陽光-二

115、氧化碳加綠氫制甲醇技術示范項目 并網型 21000 液態陽光-二氧化碳加綠氫制甲醇 國際氫能治金化工產業示范區新能源制氫聯產無碳燃料配套風光發電一體化示范項目 并網型 28009 合成氨 烏蘭察布興和縣風光發電制氫合成氨一體化項目 并網型 25700 合成氨、制尿素 國能阿拉善高新區百萬千瓦風光氫氨+基礎設施一體化低碳園區示范項目 并網型 22300 國能阿拉善高新區一期 14 萬噸綠氫合成氨 騰格里 60 萬千瓦風光制氫一體化示范項目 并網型 20827 慶華騰格里精細化工合成氨項目及己內酰胺裝置產能提升項目 鄂爾多斯庫布其 40 萬千瓦風光制氫一體化示范項目 并網型 15460 向下游綠肥

116、企業銷售 總計總計 281759.93 來源：各地政府官網、Wind、國金證券研究所 5.1 5.1 實現補貼下全生命周期成本平價，實現補貼下全生命周期成本平價，率先打開綠氫消納率先打開綠氫消納 全生命周期成本是衡量重卡經濟性的核心指標。成本是評估技術路線商用化可行性的關鍵，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濟性更優選擇。目前燃料電池系統占整車成本約 60%，運營階段主要以氫氣費用為主，因而系統單價和氫氣售價是影響燃料電池重卡 TCO 的主要因素。行業深度研究 敬請參閱最

117、后一頁特別聲明 31 圖表圖表4949：燃料電池重卡全生命周期成本測算框架燃料電池重卡全生命周期成本測算框架 來源：CNKI、國金證券研究所 當前燃料電池重卡在補貼下可實現 TCO 平價，平價下綠氫應用場景加速率先突破。根據我們發布的氫能&燃料電池深度專題報告重卡與叉車：交通領域燃料電池經濟性及潛在市場空間分析內的測算結果看，當前燃料電池重卡（FCV）已具備成本經濟性，其降本成效顯著，現階段補貼后 TCO 低于電動重卡。平價是綠氫大規模應用的關鍵條件，平價下綠氫在交通領域的應用場景將加速率先突破?；诜龀制诋a業鏈成本情況和政策方案，在短島和長途場景下，FCV 全周期經濟性均優于換電重卡，在高補

118、貼、氫氣資源優勢地區具備性價比優勢。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。燃料電池重卡經濟性均優于電動重卡，即在當前成本水平及政策條件下，燃料電池重卡已實現 TCO 低于電動重卡，考慮部分地區氫氣資源豐富，相應燃料電池重卡的經濟性將更加明顯。圖表圖表5050：FCVFCV 和和 BEVBEV 重卡重卡 TCOTCO 對比（對比（短島短島）圖表圖表5151：FCVFCV 和和 BEVBEV 重卡重卡 T

119、COTCO 對比（長途）對比（長途）來源：中交興路、國金證券研究所測算 來源：中交興路、國金證券研究所測算 5 5.2.2 燃料電池汽車放量確定性高燃料電池汽車放量確定性高，帶動，帶動綠氫綠氫需求側需求側增量確定性較強增量確定性較強 燃料電池汽車示范城市群落地，“以獎代補”激勵產業發展?！?+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）也可按照 1:1 針對燃料電池汽車和氫氣發放補貼，考核內容主要包括“燃料電池汽車推廣應用”、“關鍵零部件研發產業化”和“氫能供應”三部分。

120、各地政府也積極出臺相應的規劃政策，加速推進氫能汽車市場化進程。37.698.9281.3238.90.080.080.000.020.040.060.080.100100200300400FCVBEV運營成本（萬元）實際購置成本（萬元）噸公里成本（元/(t*km）-右軸37.698.9256.4223.90.070.080.000.020.040.060.080.100100200300400FCVBEV運營成本（萬元）實際購置成本（萬元）噸公里成本（元/(t*km）-右軸行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 32 圖表圖表5252：燃料電池汽車燃料電池汽車 5 5 大示范城市群大示范城市群

121、 來源：關于開展燃料電池汽車示范應用的通知、國金證券研究所 圖表圖表5353：“以獎代補”補貼政策對比過往更聚焦于各地方政府“以獎代補”補貼政策對比過往更聚焦于各地方政府 項目項目 2020 2020 年年 9 9 月前月前 2020 2020 年年 9 9 月月之后之后 獲取范圍 中國各地區均可獲得中央政府的補貼支持 只有示范城市群可以獲得中央政府獎勵；非示范地方群的政府也可自行制定獎勵政策 來源及分配 企業可從兩處（中央和地方政府）獲得補貼。對于來自中央政府的部分，企業可直接向其申請并獲得補貼 企業僅從一處（地方政府）獲得補貼。對于來自中央政府的補貼，地方政府可以決定將其如何分配給企業 地

122、方政府聯系 地方政府可制定具有高度自主權的產業刺激政策；燃料電池企業需要與地方政府密切溝通合作，實現與地方政策高度一致化 現狀 超過 20 個具有燃料電池產業愿景的地方政府已經公布各自的燃料電池產業規劃，并將在公布示范城市群敲定后出臺具體政策 來源：關于開展燃料電池汽車示范應用的通知、國金證券研究所 氫燃料電池電池汽車市場化進程加速，2025年政策規劃突破10萬輛。根據各地政策目標推廣量統計，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 年示范期內車輛年復合增速達 90.6%。圖表圖表5454：20212

123、021-20252025 年氫能汽車保有量測算超年氫能汽車保有量測算超 1 10 0 萬輛（輛）萬輛（輛）來源：中汽協、各地政府官網、國金證券研究所 020000400006000080000100000120000140000202120222025E行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 33 圖表圖表5555：20252025 年各地方燃料電池車推廣目標加總達到年各地方燃料電池車推廣目標加總達到 11.811.8 萬輛萬輛 省份省份 規劃發布時間規劃發布時間 2 2025025 年年燃料電池燃料電池車推廣車推廣目標目標（輛）（輛）省份省份 規劃發布時間規劃發布時間 2 2025025 年

124、年燃料電池燃料電池車推廣車推廣目標目標（輛）（輛）北京 2020 年 10 月 10000 河南 2023 年 2 月 5000 上海 2022 年 6 月 10000 安徽 2022 年 11 月 5000 陜西 2022 年 7 月 10000 福建 2022 年 12 月 4000 山西 2022 年 10 月 10000 遼寧 2022 年 8 月 2000 山東 2022 年 7 月 10000 重慶 2022 年 6 月 1500 廣東 2022 年 8 月 10000 新疆 2023 年 4 月 1500 河北 2021 年 7 月 10000 貴州 2022 年 7 月 100

125、0 江蘇 2019 年 8 月 10000 寧夏 2022 年 5 月 500 四川 2020 年 9 月 6000 江西 2023 年 1 月 500 浙江 2021 年 11 月 5000 吉林 2022 年 10 月 500 內蒙古 2022 年 2 月 5000 湖南 2022 年 11 月 500 2022 年底保有量為 12682 輛；2025 年各地燃料電池車推廣目標合計為 118000 輛 來源：中汽協、各地政府官網、國金證券研究所 燃料電池汽車放量確定性高，率先帶動綠氫需求側增量。根據 2025 年各地區政策規劃，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

126、動綠氫在需求側的消納，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、系統裝機容量、系統控制邏輯變化，參考燃料電池汽車實際運營數據、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，車型結構占比 20%、20%、60%進行測算，5 年年復合增速達 100%。圖表圖表5656：20252025 年年交通領域交通領域氫氣需求量氫氣需求量將達到將達到 160160 萬噸萬噸（噸）（噸）來源：中汽協、國金證券研究所測算 綠氫產能放量高增已成趨勢，傳統高碳

127、排放工業新增產能受控、風光消納壓力提升等因素驅動需求，綠氫的消納集中于化工、鋼鐵、儲能和交通等領域，綠氫全面滲透下，潛在消納空間高達億噸，將催生氫氣和相應設備的萬億市場規模，布局相關高價值量及關鍵核心裝備企業有望率先受益，電解水制氫設備：華電重工、昇輝科技、華光環能、億利潔能；檢測設備：科威爾。020406080100120140160180202120222025E新增累計行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 34 技術研發進度不及預期：電解水制氫設備處于技術快速迭代的過程，技術的進步將帶來成本的下降，若技術研發不及預期，將影響商業化進程推廣。下游氫能推廣滯后：氫能應用場景廣闊，當前滲透率

128、較低，存在后續氫能應用推廣不及預期的情況。政策和項目落地不及預期：當前氫能推廣主要受政策規劃驅動，項目和車輛推廣進程受制于補貼下發周期和項目勘探批復等多重因素影響，政策和項目落地的具體時間具備一定的不確定性。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 35 行業行業投資評級的說明：投資評級的說明：買入：預期未來 36 個月內該行業上漲幅度超過大盤在 15%以上；增持：預期未來 36 個月內該行業上漲幅度超過大盤在 5%15%；中性：預期未來 36 個月內該行業變動幅度相對大盤在-5%5%；減持：預期未來 36 個月內該行業下跌幅度超過大盤在 5%以上。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 36

129、特別聲明：特別聲明：國金證券股份有限公司經中國證券監督管理委員會批準，已具備證券投資咨詢業務資格。本報告版權歸“國金證券股份有限公司”（以下簡稱“國金證券”）所有，未經事先書面授權，任何機構和個人均不得以任何方式對本報告的任何部分制作任何形式的復制、轉發、轉載、引用、修改、仿制、刊發，或以任何侵犯本公司版權的其他方式使用。經過書面授權的引用、刊發，需注明出處為“國金證券股份有限公司”，且不得對本報告進行任何有悖原意的刪節和修改。本報告的產生基于國金證券及其研究人員認為可信的公開資料或實地調研資料，但國金證券及其研究人員對這些信息的準確性和完整性不作任何保證。本報告反映撰寫研究人員的不同設想、見

130、解及分析方法，故本報告所載觀點可能與其他類似研究報告的觀點及市場實際情況不一致，國金證券不對使用本報告所包含的材料產生的任何直接或間接損失或與此有關的其他任何損失承擔任何責任。且本報告中的資料、意見、預測均反映報告初次公開發布時的判斷，在不作事先通知的情況下，可能會隨時調整，亦可因使用不同假設和標準、采用不同觀點和分析方法而與國金證券其它業務部門、單位或附屬機構在制作類似的其他材料時所給出的意見不同或者相反。本報告僅為參考之用，在任何地區均不應被視為買賣任何證券、金融工具的要約或要約邀請。本報告提及的任何證券或金融工具均可能含有重大的風險，可能不易變賣以及不適合所有投資者。本報告所提及的證券或

131、金融工具的價格、價值及收益可能會受匯率影響而波動。過往的業績并不能代表未來的表現?？蛻魬斂紤]到國金證券存在可能影響本報告客觀性的利益沖突，而不應視本報告為作出投資決策的唯一因素。證券研究報告是用于服務具備專業知識的投資者和投資顧問的專業產品，使用時必須經專業人士進行解讀。國金證券建議獲取報告人員應考慮本報告的任何意見或建議是否符合其特定狀況，以及（若有必要）咨詢獨立投資顧問。報告本身、報告中的信息或所表達意見也不構成投資、法律、會計或稅務的最終操作建議，國金證券不就報告中的內容對最終操作建議做出任何擔保，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦。在法律允許的情況下，國金證券的關聯機構可能會持有報

132、告中涉及的公司所發行的證券并進行交易，并可能為這些公司正在提供或爭取提供多種金融服務。本報告并非意圖發送、發布給在當地法律或監管規則下不允許向其發送、發布該研究報告的人員。國金證券并不因收件人收到本報告而視其為國金證券的客戶。本報告對于收件人而言屬高度機密，只有符合條件的收件人才能使用。根據證券期貨投資者適當性管理辦法，本報告僅供國金證券股份有限公司客戶中風險評級高于 C3 級(含 C3 級）的投資者使用；本報告所包含的觀點及建議并未考慮個別客戶的特殊狀況、目標或需要，不應被視為對特定客戶關于特定證券或金融工具的建議或策略。對于本報告中提及的任何證券或金融工具，本報告的收件人須保持自身的獨立判

133、斷。使用國金證券研究報告進行投資，遭受任何損失，國金證券不承擔相關法律責任。若國金證券以外的任何機構或個人發送本報告，則由該機構或個人為此發送行為承擔全部責任。本報告不構成國金證券向發送本報告機構或個人的收件人提供投資建議，國金證券不為此承擔任何責任。此報告僅限于中國境內使用。國金證券版權所有，保留一切權利。上海上海 北京北京 深圳深圳 電話：021-80234211 郵箱： 郵編：201204 地址：上海浦東新區芳甸路 1088 號 紫竹國際大廈 5 樓 電話：010-85950438 郵箱： 郵編：100005 地址：北京市東城區建內大街 26 號 新聞大廈 8 層南側 電話：0755-83831378 傳真：0755-83830558 郵箱： 郵編：518000 地址：深圳市福田區金田路 2028 號皇崗商務中心 18 樓 1806