氢能燃料电池专题报告：潜在亿吨放量空间，绿氢消纳及驱动力探讨
（报告出品：国金证券）
一、绿氢放量高增趋势已成，新增绿氢消纳问题逐步凸显
1.1 规划和招标逐步落地，绿氢放量高增已成趋势
绿氢项目数量高增，已立项产能合计约达到 270 万吨。当前已投产的项目规模达到 4.9 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， 我国首个万吨级绿氢炼化示范项目正式落地，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约达到 270 万吨，放量高增已成趋势。
绿氢政策规划量高增，2025 年各地合计达 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（绿氢），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。当前国内政策规划地区全部集中于风光资源较为丰富的三北地区，其中内蒙古 2025 年规划量达到 50 万吨/年，占比达到当年加总规划的一半，是全国绿氢推广重点区 域。
绿氢规划量带动电解槽装机量高增，2025 年预计在中性/乐观情况下达到 19/28GW。绿氢 将采用电解槽电解水制取氢气，绿氢规划量的高增将带动相应设备的需求。以电解槽匹配光伏制氢为例测算，乐观情况以及中性情况下，在对应 100 万吨绿氢规划总量分别可 装电解槽 28GW 和 19GW。预计在未来技术迭代和成本逐步下降的情况下，2025 年后电解 水制氢设备及绿氢市场将持续加速。测算假设与过程如下：
以 1000 标方/小时碱性电解槽为例测算，基于电解槽不同的年运营小时数，绿氢生 产规划量对应的电解槽装机规模将有所区别，当电解水制氢的电来自于光伏时，根 据光伏年发电小时数，乐观和中性情况下预计电解槽分别年运行1100和1500小时， 同时考虑到部分电解槽的电采用外购电力的情况，假设 2025 年光伏供电和外购电力 占比均为 50%、外购电力年利用小时数为 4000 小时，100 万吨绿氢对应乐观和中性 情况下电解槽装机量分别为 28GW 和 19GW。
电解槽招标已达 GW 级别，2023-2025 年 CAGR 将达 180%。2023 年 1-10 月绿氢项目电解槽 招标量达到 1.3GW，结合 2025 年乐观情况下 28GW 的规划装机量，预计 2023-2025 年 CAGR 将达 180%，放量已成趋势。从 2023 年绿氢项目开工及 EPC 招标情况看，共 7.82 万吨绿 氢项目，773 Nm3 /h、260 余套电解槽短期内将迎来招标。从下游应用领域看，主要集中 在交通、化工、储能、工业四大领域应用。
1.2 绿氢规划高增下，消纳问题逐步凸显
氢气具备工业原料和能源产品双重属性。氢气作为一种二次能源，目前已经广泛应用于 化工、电子、冶金、能源、航空航天以及交通等诸多领域，当前社会上主要利用化石能 源作为原料制备氢，再将氢作为化工、冶金等生产过程物料加以利用。氢气作为可持续 发展的清洁可再生能源，同时具有工业原料和能源产品的双重属性，可作为全球降低二 氧化碳排放、实现碳中和的重要能源载体。
氢气可在多个生产和消费环节作为替代能源和原料，在工业、交通、电力、建筑等行业 中均有不同的应用，其中最主要的用途包括燃料用氢、原料用氢，以及储能用氢三类。
燃料用氢：主要场景包含重型道路交通、船运、航空、发电等领域。氢气易燃且热 值高，燃烧产物仅为水，不排放二氧化碳等温室气体，与传统的化石燃料（石油、 天然气、煤炭）相比，氢是终端零排放的清洁能源，可作为供热或供电的燃料。目 前燃料用氢的应用在全球范围内尚为有限，主要限制因素是燃氢轮机等设备设施的 技术成熟度不高，相应的基础设施和政策标准尚不完善。
原料用氢：主要场景包含钢铁、化工等领域。氢气是重要的工业气体，氢元素的强 还原性被用于多种化学反应，是众多化合物的基础元素之一。化工行业需要用氢制 备甲醇、合成氨等多种产品，冶铁需要利用氢气作为还原剂，多种高端材料的制造 在生产流程中均需要使用氢气进行加工。
储能用氢：主要场景包含电力储能领域。作为广义储能的一种形式，在一定的环境 条件和容器中储存液态氢或气态氢，通过燃料电池用于电力调峰以调节长时间和跨 区域的储能，或将氢转换为化合物，例如合成氨，增强氢能用于燃料/原料的灵活性。
氢气使用结构以合成氨、甲醇、炼油及直接燃烧为主。从氢气的用途来看，最大应用领 域是作为生产合成氨中间原料，氢气产能占比约为 30%；第二是生产甲醇，包括煤经甲 醇制烯烃的中间原料，氢气产能占比约为 28%；第三是焦炭和兰炭副产氢的综合利用， 占比约为 15%(已扣除制氨醇，避免重复计算)；第四是炼厂用氢，占比约为 12%；第五是 现代煤化工范畴内的煤间接液化、煤直接液化、煤制天然气、煤制乙二醇的中间原料氢 气，占比约为 10%；其他方式氢气利用占比约为 5%。
当前氢气供需趋于平衡，消纳问题逐步显现。当前国内外氢气主要在石化化工行业被较 为广泛的生产和利用，根据对石化化工行业主要涉氢产品生产能力的统计，当前我国石 化化工行业氢气总产能约为 4000 万吨，氢气产量约 3800 万吨，氢气消耗量约为 3540 万 吨，从氢气产量和消耗量来看，我国氢气供需趋于平衡。根据上文统计的绿氢新增产能 数据，已立项绿氢产能 270 万吨、短期 341 万吨、中期近 9000 万吨的量级看，绿氢规模 将在未来几年内高速增长，在当前氢气供需趋于平衡的情况下，绿氢消纳问题可预见性 的将逐步显现。
1.3 四大场景消纳绿氢，放量潜力多集中于三北地区
氢气需求未来仍将持续稳步增长，化工、钢铁、交通和储能成为氢气四大应用消纳场景。“工业+绿氢”将在石化和钢铁行业开展示范，交通用氢逐步提升。石化工业和钢铁工业 是氢气最大的应用领域，绿氢促进工业脱碳意义重大，效果也将更加明显。随着我国光 伏发电和风力发电成本不断下降，西北“绿电”价格已低于 0.2 元/(kW·h)，初步具备 提供工业绿氢的经济性，从已有绿氢项目和政策看，西北地区率先开展了绿氢+煤化工示 范，绿氢制合成氨生产绿氨、绿氢制甲醇生产绿醇等技术方案也在开展。
化工氢气生产利用将持续增长，成为氢气消纳的重要场景。石化化工行业产品需求 随全社会国民经济发展而发展，产品需求总体上仍将稳步增长，例如工业氮肥、甲 醇化工、甲醇燃料和中间氢气产能预计未来仍将增长，总体上将会促进氢气需求增 长。当前过半氢气下游应用集中于合成氨、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，未来化工领域将成为氢气消纳的重要场景。
钢铁行业氢气需求结构面临调整，基于氢气的新技术有望迎来突破性增长。在钢铁 工业中，副产的焦炉煤气中含氢为 55%-60%，高煤气含氢为 1%-4%，转炉煤气含氢为 0.2%-0.3%，另外利用 COREX 技术(熔融还原法)在生产铁水过程中产生的煤气含氢为 10%-30%（上述焦炉煤气的含氢量已与焦化合并统计）。目前我国钢铁行业每年生产约 1400 万吨的含氢副产品，其中高炉炼铁使用约为 900 万吨/年，电炉炼铁消耗约 为 400 万吨/年。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；基于氢气直接还原铁技术的氢气需 求或将得到突破性增长。
我国氢能利用现阶段以车用氢能为主，处于起步初期示范阶段。截至 2021 年底，我 国燃料电池车保有量约为 9000 辆，车型以商用车中的重卡、公交大巴、轻卡、物流 车为主，截止到目前，已建成加氢站约 300 座，当前车用氢能用量不到 1 万吨，根 据 2025 年各地区政策规划，燃料电池汽车保有量达到 11.8 万辆，放量具备确定性 高，将拉动绿氢在需求侧的消纳，预计 2025 年氢气需求量达 160 万吨。
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。东部和中部地区资 源相对匮乏，同时电力需求旺盛导致绿电溢价，海上风电成本尚处于准平价阶段，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。
二、化工：氢气作为工业原料直接消纳，项目升级减碳将带动绿氢需求
2.1 传统高碳排放工业新增产能受控，氢基绿色化工将成为产业转型重要突破口
推动能耗双控转向碳排放双控，高碳排放产业受控。我国逐步把碳排放总量纳入考虑， 实施碳排放双控可以有效避免能源总量控制的局限性，在控制化石能源消费的同时鼓励 可再生能源发展，并且给予地方政府更多的绿色空间。国家发改委发布的《产业结构调 整指导目录（2023 年本）》由鼓励、限制和淘汰三类目录组成，传统方式制备的工业合 成氨、甲醇、炼化、冶金等被归类为限制或淘汰类，其新增产能将会受到限制。
产业结构转型背景下，传统化工工业绿色升级改造受到积极引导。目前国内化工工业行 业仍属于以化石燃料为主要能源基础和原料的高耗能高碳排放行业，新型产业结构转型 背景下，传统高耗能、高碳排放的项目新增产能将受到扩张限制。《高耗能行业重点领域 节能降碳改造升级实施指南（2022 年版）》，针对炼油、煤化工、合成氨等化工行业出台 了具体的实施指南，提出引导工艺和技术绿色化水平的升级改造、相关前沿技术加强攻 关并加快淘汰不符合绿色低碳转型要求的落后设备和技术，相关政策为以可再生氢为基 础的清洁化工产业发展奠定了发展基础。
氢基绿色化工将成为产业转型的重要突破口，绿氢需求先后受替代渗透和新增项目带动。氢气在化工领域被广泛运用为原料，随着环保、准入等政策的出台和实施，传统化工加 清洁能源配套项目受到积极推广，氢基绿色化工将成为化工产业的重要转型方向。绿氢 在化工行业驱动力来自现有替代及新增需求两部分，包括既有传统工艺流程的绿氢替代 和新型化工生产的绿氢利用两种模式。由于现代化工项目工艺复杂、投资大且周期长， 绿氢作为原料在化工生产中的大规模利用需要进行较多产线的升级改造，短期内成本较 高且风险较大，因此短期内绿氢将主要在既有传统工艺流程中发挥对传统化石能源制氢 的替代作用，并在条件相对成熟的少部分绿氢新型化工项目中逐步开展试点应用。新型 化工路径采取的工艺技术不同于现有传统生产路径，已有项目进行改造的难度大，因而 仅适用于新建项目。
合成氨、甲醇的生产在中国以煤化工为主要路径，工厂大多采用煤气化制氢的传统 方式获取氢气。石油炼化作为石油化工行业的主要生产环节，对氢气的需求量大，大型炼化厂几乎 均有场内制氢设备，采取天然气重整或煤气化作为主要氢气供给方式。
2.2 合成氨产能有望迎来逐步恢复，绿氢合成氨将率先实现规模化示范应用
合成氨供需趋紧，产能有望迎来逐步恢复。过去国内合成氨产能面临严重过剩问题，从 统计数据看，2017 年国内合成氨产能超过同年合成氨表观消费量约 25.9%，十三五以来， 工信部要求合成氨行业淘汰高碳排放的落后工艺缩减产能，从 2016 年到 2022 年国内合 成氨产能下降近 700 万吨/年（2016 年产能 7156 万吨）。受农业需求拉动，合成氨表观消 费量与产量快速增长，供需态势缩紧。我国合成氨消费中农业消费量（尿素等氮肥）占 到了总消费量的约七成，2018 年起国内开始调整种植结构，农作物播种面积上涨、氮肥 需求增加，根据国家统计局数据，2018 年至 2021 年氮肥产量年均增长率达 3.2%，合成 氨表观消费量跟随上涨，年均增长 8.6%。
合成氨制备过程需大量氢气，传统制备方式碳排放量高。氨是最基础的化工原料之一， 在化工领域被广泛应用，作为工业上最基本、结构最简单的含氮原料，几乎所有的含氮 化合物的最上游都源自于氨。氨可用于尿素等化肥农业原料（氮肥）、以及硝酸等化工用 品生产，也可用作新型绿色燃料。工业上高温高压下氮气与氢气反应合成氨，传统的合 成氨在生产氢气原料的过程中采用的是煤或者天然气制氢，生产过程中产生大量碳排放。根据中国气体工业协会数据，2020 年我国合成氨行业二氧化碳的总排放量 2.19 亿吨，占 到了化工行业排放总量的 19.9%。
制氢环节是工业合成氨主要碳排放来源，电解水制氢可实现零碳排放。合成氨工业对氢 气来源无特殊要求，可采用绿氢替代煤制氢与天然气制氢，替代煤制氢后减碳超 2 亿吨/ 年，实现除供热环节外的零碳排放。传统工业合成氨生产采用 Harber—Bosch 工艺，反 应方程式为 3H2+N2→2NH3，其中的 N2来自空气分离，工艺简单，氢气来自煤制氢或天然气 制氢，工艺较为复杂。煤制氢合成氨以及天然气制氢合成氨都是“留氢去碳”，碳排放较 为严重，是合成氨工业主要的碳排放来源。电解水制氢：反应方程式为：2H2O→2H2+O2。根据电解水制氢方程式，生产氢气不产 生碳排放。煤制氢：反应方程式为：煤炭+02→CO+H2，CO+H2O→H2+CO2。煤制氢工厂平均每生产 1 吨氢气碳排放约 25 吨，仅从原料消耗角度看，煤制氢路线的合成氨碳排放约为 4.2 吨/吨氨，依据我国约 6000 万吨/年的合成氨产量、70%为煤制氨计算，煤制氨碳排 放约 2 亿吨/年。天然气制氢：反应方程式为：CH4+02→CO2+2H2。根据天然气制氢方程式，生产 1 吨氢 气约排放二氧化碳 10 吨，仅从原料消耗角度看，天然气制氢路线的合成氨碳排放约 为 2 吨/吨氨。
绿氨规划已超 800 万吨，有望率先实现规模化示范，将带动百万吨氢气增量。根据当前 绿氨各项目规划统计，规划量级已超 800 万吨，项目地点多集中于内蒙古、河北、甘肃、 辽宁等地区，根据合成氨工艺流程，每吨合成氨需氢约 0.18 吨，800 万吨绿氨规划对应 约 144 万吨氢气增量。
2.3 甲醇产能整合升级，绿色甲醇有望成为甲醇新增产能突破口
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