2024年氢能源行业专题报告：绿氢经济性可期，高碳场景替代加速

一、光储降价叠加政策溢价，绿氢成本提前进入经济性区间

1.1 绿氢制取成本下行，核心看电力和设备降本

经济性是绿氢大规模应用的前提，降本的核心在于制氢电价与电解槽设备的价格和效率。 采用制氢装置电解槽，电解水制备出来的氢气通常被称为可再生氢/绿氢，经济性是绿氢 规模化应用的前提，本质上看，绿氢是替代原有领域传统能源或者是替代煤/天然气制备 氢气的新型能源和原料，绿氢平价意味着其使用成本要与特定领域原有能源或传统方式 制氢的使用成本相同或者更低才能有望实现替代。从绿氢成本拆分来看，用电成本和设 备成本占据制氢总成本的 80%以上，针对绿氢降本，核心在于制氢电价和制氢设备成本。

制氢设备的成本核心是电解槽，降本取决于电解槽规模化与技术迭代升级，高效化、低 成本与规模化是电解槽发展趋势。规模上看新增 1.9GW 电解槽招标，同比翻倍；成本上 看，1 月和 12 月的设备招标价格对比，同比下降 25%；从效率上看，电解槽耗电量由 5 kWh/Nm 3 降至最低 4.3 kWh/Nm 3。整体看，2023 年设备发展迅速，全年降价 25%。规模效 应叠加技术迭代驱动了设备成本的快速下降，具体来看：1）高效化：提升能源转化效率， 降低电耗；2）低成本：配合“三弃”实现低价值波动能源有效利用；3）规模化：从设 备层面着手，包括技术更新及规模化降本。

制氢电价分三步逐层递进：便宜、绿色、便宜且绿色。现阶段多省市给予电价优惠或绿 氢制取补贴政策，后续随着碳税的落地及设备的降本增效，便宜且绿色的电将成主流。 便宜的电助力降本，是发展的第一步。制氢的电来源分为网电和新能源发电两大类，从 测算结果看，0.2 元/kWh 及以下的电价才有望具备竞争优势。从电力来源看，电网购电 价格偏高，仅个别地区电价在 0.3 元/kWh 以下，新能源发电价格均价在 0.2 元/kWh，并 且随着光伏组件和储能等新能源设备价格的下降，叠加电力市场政策的不断落地，有望 获得更便宜的新能源发电电价。因此，当前从发展初期角度看，只要电价够便宜，可以 不论电力来源，便宜的电才是首要重点，绿氢发展应当首要选择能够提供低电价的地区， 例如西北地区便宜的新能源发电电价、东部部分地区给予的优惠电价政策。

绿色的电清洁低碳，是发展的关键。随着减碳政策、欧盟碳关税等相关碳政策的落地， 能源和电力清洁化正在不断推进，国内的绿电核算标准也在进一步明确，国家生态环境 部发布了《关于做好 2023—2025 年部分重点行业企业温室气体排放报告与核查工作的通 知》，核算排放量范围由电力扩容到石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸和民航 7 个行 业，网电平均碳排放为 0.5703t CO2/MWh，因而网电并不属于绿电。随着全球碳政策的推 进和落实，要实现绿氢的全过程零碳排放，使用绿色的新能源发电才是终极解决方案。

便宜且绿色的电，是终极目标。采用绿氢的终极目标是为获取零碳且低成本的能源和原 料，随着减碳政策落地以及新能源设备成本下降，绿色电力有望逐步获得经济性，当新 能源的发电电价大规模降至 0.2 元/kWh 甚至 0.1 元/kWh 时，绿氢将大范围具备经济性， 足够便宜且绿色的电力才是绿氢能够实现应用的终极前提条件。

制氢的低电价，前期阶段可通过政策优惠或适当通过降低、取消过网费以支持绿氢的发 展，使得电价整体控制在 0.2 元/kWh，在设备可以做到满负荷运转的同时，绿氢的成本 将直接持平灰氢，产业有望达到破局点。

1.2 光储系统降价超预期，绿氢经济性初现

电价是绿氢平价关键，光储氢一体化项目为破局要点。制氢设备成本快速下行的背景下， 制氢电价成为氢气成本的核心。0.2 元/kWh 以下的电价是实现绿氢平价的关键，根据上 文测算，采用电网电力的绿氢成本整体看仍偏高。长远看，低电价甚至零电价（考虑弃 电消纳）只可能发生在采用新能源发电的情况下，这意味着绿氢的发展将主要以风光氢 储等一体化能源大基地的形式带动，因此降低用电成本的关键点体现在光伏组件/风电机 组的价格上。 光储系统价格降幅速度超预期。光伏方面，据 IRENA 数据，2010 至 2022 年间光伏系统造 价及 LCOE 分别下降 83%/89%，其中组件成本下降贡献了 51%的光伏系统造价下降、45%的 LCOE 下降。储能方面，随着年底碳酸锂供需的走弱，系统中标价格呈现加速下跌的趋势， 11 月国内 2 小时磷酸铁锂电池储能系统加权平均中标价格降至 0.8 元/Wh，较年初均价下 降 46%。

光储大幅降价下绿氢经济性出现时点提前，光储氢一体化项目可行性可期。随着光伏组 件和储能的价格下降进程的超预期，阶段性的绿氢经济性初步显现。

假设项目 70%的电量上网，剩余 30%电量用于制氢，弃电率 20%，根据我们的测算， 在光伏组件1元/W、单位投资3.1元/W，储能电芯0.5元/Wh、单位投资1.06元/Wh， 电解槽 1.2 元/W、单位投资 1.35 元/W 的情况下，对应的制氢成本在 6.48 元/kg，项 目 IRR 达到 5.7%。意味着在当前光储氢设备均可达到的价格下，在此模式下绿氢制 取的成本已经可实现与灰氢平价，未来随着光储氢设备的技术迭代及规模化等带来 的进一步降价，项目将实现经济性，绿氢消纳光伏发电电量占比也将大幅提升。

绿氢大规模应用拐点将出现在光储氢平价点，现阶段正向全面平价点逼近。新能源的大 规模应用往往出现在其与原有能源的成本平价的时点之后，例如光伏行业的爆发是在 2018 年平价上网政策之后，对应看氢能行业的爆发拐点将出现在光储氢平价点之后。现 阶段看，在新能源成本下行的背景下，阶段性的区域绿氢平价已实现，绿氢成本正在向 全面平价点逼近，绿氢的大规模应用处在爆发前夜。

1.3 政策陆续出台，保障产业前期发展

保障政策陆续出台，绿氢应用限制逐步放开。受限于能源管理条例，初期氢能发展应用 推广相对较缓，今年以来，氢气的政策管理条例开始逐步松绑，氢能能源属性政策破冰， 体现在绿氢生产不需危化品许可、允许在非化工园区建制加氢站等等，极大程度上放开 了绿氢的生产和使用限制，也降低了额外的无效成本支出，政策的松绑扫除了绿氢推广 路上的重要障碍之一，当前内蒙古、广东等多地均已出台相关政策，预计其他地区后续 将陆续开放。

各地制氢端补贴出台，补贴下绿氢将直接实现与煤制氢的平价。多省市出台绿氢电价优 惠、绿氢制造与生产等补贴政策，现阶段绿氢项目和补贴大多集中在三北地区，内蒙古、 甘肃、吉林、新疆、大连等给予 3-12 元/kg 不等的绿氢补贴，补贴下绿氢与煤制氢平价， 解决项目业主及应用方使用绿氢的核心阻碍，补贴将使绿氢项目建设落地速度大幅提速， 并且从各地政策出台上看，给予绿氢设备及生产补贴、确保制氢端设备落地的各项实施 细则逐步趋严。

1.4 碳税抬高现有能源成本，绿氢经济性进一步凸显

碳税落地将抬高原有能源使用成本，绿氢平价进程加速。现阶段看，在新能源设备价格 下行的背景下，阶段性的区间平价可期。此外，欧盟碳税已于2023年10月开启试运行， 2026 年正式运行，碳税的落地将抬高原有灰氢成本，因而变相加速绿氢的平价进程。 2022 年欧盟平均碳价约为 88.36 欧元/吨，2023 年平均碳价预计为 97.66 欧元/吨，每千 克灰氢（煤制氢）约产生的 25kg 二氧化碳，以欧盟 50、100 欧元/吨的碳价测算，对应 的灰氢成本将上涨 9.7、19.3 元/kg。碳税逐步落地下，绿氢的平价进程将加速，绿氢的 大规模应用时点或将提前。

二、绿醇、绿氨经济性可期，碳税打开新需求

2.1 欧盟碳税倒逼绿色甲醇应用，打开航运及海外新需求

低电价下，绿色甲醇经济性开始显现。中国由于“富煤、缺油、少气”的资源现状，因 此多采用煤为原料生产甲醇，二氧化碳加氢制甲醇反应技术也已逐步成熟，实现真正的 减碳，需在加氢过程中应使用绿氢，此方式生产出来的甲醇被称为绿色甲醇/液态阳光甲 醇。根据我们测算，电价低于 0.15 元/kWh 时，绿色甲醇将初步具备竞争力，此时将与 煤价为 800 元/吨时的煤制甲醇生产成本基本齐平。

叠加碳税成本，绿色甲醇成本优势开始凸显。煤制甲醇过程碳排放量为 2.13 吨/吨甲醇， 传统煤制甲醇路线在征收碳税下，若碳价在 50-100 欧元/吨，按汇率 EUR/CNY 为 7.8 换 算，则对应每吨煤制甲醇将额外支出 390-780 元，相较 0.2 元/kWh 的绿色甲醇成本，650 元/吨碳税下，两者差价达到 1000 元/吨，碳税加持下绿色甲醇成本优势开始逐步凸显。

绿色甲醇航运使用及出海逻辑逐步开启。相较传统化工行业的甲醇替代，凭借着绿色溢 价，其在绿色航运及海外出口等对碳排放控制要求高或是碳价高的行业及地区中体现更 为明显，或将成为未来绿色甲醇重要消纳领域。受欧盟碳税影响，甲醇船订单需求高增， 绿色甲醇将成为未来较长一段时间的重要燃料来源。

2.2 绿氨经济性可期，适用于替代传统高碳路线

合成氨传统路线碳排放量高，采用绿氢替代路线将实现大幅减碳。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%。工业合成氨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， 实现除供热环节外的零碳排放。

低电价下绿氨可与传统合成氨路线的成本持平。当前 ALK 制氢合成氨路线在 0.2、0.15 元/kWh 度电成本、1.5 元/W 购置成本下，可实现与煤制氢合成氨（煤价 950、650 元/吨）、 天然气制氢合成氨（气价 1.2、0.8 元/m3）的成本持平。

碳税加持下绿氨平价进程将加速。煤制氢合成氨成本主要由煤炭价格决定，绿氢合成氨 成本主要由电价决定。在国内煤炭价格波动、绿氢生产成本逐渐降低、碳交易政策和细 则逐步落地的情况下，绿氢替代煤制氢合成氨的经济性进一步显现。在 50 元/吨碳税下， 煤制氨生产成本上升约 9%，800 元/吨碳税下（以欧盟碳税 100 欧元/吨为基准换算），煤 制氨生产成本上升 137%，此时绿氢制氨具备明显成本优势。在煤价 800 元/吨左右，50 元/吨的碳交易价格加持下，电价提升至 0.2 元/kWh 时（无碳税时需 0.18 元/kWh），绿氨 便可实现平价。

三、交通领域氢价接受度最高，运营成本可实现平价

3.1 交通领域氢价接受度最高，可实现运营成本平价

氢气价格接受度最高，运营经济性准备就绪。燃料电池汽车百公里氢耗随车型大小、运 营工况、系统装机容量、系统控制逻辑变化，参考 FCV 实际运营数据，49t 燃料电池重卡 百公里氢耗取 8kg。燃油车百公里油耗约 40-50L，油价在 6-7 元/L，则氢气枪口售价 37.5 元/kg 时，百公里能耗费用基本与柴油车齐平。

加氢站氢气售价在 30 元/kg 时，从外供加氢站氢气模型看，0.3 元/kWh 电价可实现平价， 从制加氢一体化站模型看，电价为 0.35 元/kWh 时可实现平价。

电价补贴下，交通领域氢气能源使用经济性进一步凸显。东部地区，例如广东给予站内 加氢制氢一体化站 0.18 元/kWh 谷电的蓄冷电价优惠，此时电解水制氢在交通领域的售价 将低至 20 元/kg 左右，远低于与柴油车的能源成本对比。

3.2 交通领域带动氢气新领域应用，燃料电池产业链受益

氢气使用端从交通领域切入将塑造燃料电池产业链。原有的化工、工业端使用氢大多为 存量替换市场逻辑，除非国内碳税全面落地，否则灰氢向绿氢转变的过程将很难对现有 化工、工业领域企业进行估值重塑；燃料电池产业链符合高增速、市场空间广的特点， 仅从交通领域入手，商用车市场足够支撑千亿市值企业，分布式发电也将进一步提升企 业估值，向乘用车切入时，万亿市场格局将打开。当前氢气供给无法满足未来燃料电池 在交通领域使用，百万台预期存量下，对应氢气需求量超 5000 万吨，足以拉动整个上游 氢气制备端。

四、大规模、长周期、跨区域，氢储能作为风光电消纳经济性渐起

4.1 风光大规模装机下，储能时长与规模标准抬高

西北外送电省份消纳压力突出，新能源装机高增和本地电量富余为主因。国家电网《新 能源消纳运行评估及预警技术规范》设置了新能源消纳监测预警红/黄/绿色区域，进入 红色预警的地区或面临暂停风光电接入的风险，主要判断指标为新能源利用率。在“源 荷分离”规划下，西北新能源装机高增，目前青海、甘肃、宁夏、内蒙、新疆风光装机 占电源总装机比例已超过 35%，随着大基地建设推进，未来西北地区仍将成为风光装机 快速渗透的主战场。

大规模的电消纳压力下，配储的时长与规模要求逐步提高。2023 年全球光伏新增装机规 模或高达 380GW，并且在乐观预计下，2024 年全球光伏需求有望同比增长 30%，在新能源 装机铺开及高增的背景下，弃电的规模也将开始迈入 MW 级别，对应的储能要求也在相应 提高，体现在储存的时长、规模，亦或是跨区域和季节的灵活调配，此时仅依靠电化学 储能难以满足多样化需求，氢作为和电化学互补的储能方式，将共同构成主流路径。

4.2 氢适用大规模、长周期储能，边际扩容成本经济性更优

氢在大规模储能下具备成本优势，并且扩容成本更低，现阶段适配风光的规模化消纳。 测算逻辑与假设如下：

蓄电池储能综合了充电、储电、放电三个功能于一体，然而对于氢储能系统来说则 分别需要电解槽、储氢罐、燃料电池来实现以上三个功能。我们以 1MWh 的储能需求 为测算基准，考虑氢储能系统综合效率 36%，一天工作 10 小时，将 0.28MW 的碱性电 解槽、8 个 20MPa 的储氢瓶以及 0.17MW 的燃料电池系统看成一个日均存储电能 1MWh 的整体，最终测算氢储能系统初始投资的度电成本为 1300 元，低于磷酸铁锂电池和 液流电池。

后续扩容对于蓄电池类的磷酸铁锂电池、钠离子电池和液流电池，需要配套扩充相 应的锂电池、钠电池和钒电解液，以扩建成本占总投资成本的 50%测算度电扩容成 本，氢储能由于扩容仅需扩充氢罐，因此度电扩容成本测算以对应扩充的氢罐价值 测算。最终测算度电储能边际成本氢最低，约为 120 元/kwh，和蓄电池类度电扩容 对比最低，且随着储能容量的增大，价差将逐步拉大，100 度电的储能扩容需求时， 最大成本差可达 11 万。

五、氢冶金示范项目起步，绿氢降本下应用渗透开启

5.1 绿氢为工业脱碳关键原料，示范应用开启

氢气具备高能量密度及热值，适用于钢铁行业减碳工程。在某些特定领域，能源需要拥 有更高能量密度、更长期的储存周期或以燃料形式存在用来燃烧，即使用电需求不断高 增，但在某些领域的需求，电是无法替代非电能源，例如金属冶炼、焦炉炼钢等。假设 到 2060 年中国电气化率高达 70%，对应仍然存在 20-30 亿吨标准煤的能源需完成脱碳， 因此需其他能源形式以实现碳中和。氢气凭借其高能量密度和热值，适用于工业领域脱 碳，其热值是汽油的 3 倍，酒精的 3.9 倍，天然气的 5 倍，焦炭的 4.5 倍。

氢气炼钢开启试点项目，项目产能累计规模达 1345 万吨。钢铁行业对氢气的利用集中在 新增产能的生产工艺流程，行业领先企业占据先发地位，近年来国内大型钢铁企业已经 逐步开启了氢冶金技术工艺试点项目。

5.2 渗透加速看成本经济性，绿氢降本下迈向平价区间

光储降本下氢冶金经济性逐步可期。生产 1 吨铁需焦炭 340 kg，二氧化碳排放量约 1.25 吨；生产 1 吨铁需氢气 89 kg。以焦炭价格 2500 元/吨测算，不考虑碳税的情况下，平价 时对应氢气的价格为 9.6 元/kg，当碳税为 200 元/吨，氢气成本抬高至需低于 12.4 元/kg 时，氢冶金才更具有成本优势。当前光储降本下，氢冶金开启了可实现经济性的预期。

光伏+氢储能+火电灵活性运行示范工程可行性分析 (掺烧 20%)，在大部分场景下，弃光 制氢+氢储能+火电 20%掺氢燃烧的方案可实现更优经济性。

测算逻辑：1 吨煤发电量为 3333kWh，对应排放 2.62 吨二氧化碳，以不同情况下的 煤炭价格测算其基础电力成本，在后续碳税价格叠加下，测算其发电的电力成本， 对比弃光制氢（零发电成本）+氢储能+火电 20%掺氢燃烧，大部分场景下后者更具 备经济性。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）