绿氢发展现状及供需格局分析

绿氢 2.0 时代，从“氢能发电”向“绿氢衍生”的思路转变。

1.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。

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%。

2.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。

3.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。