2024年氢能与燃料电池行业研究：海内外绿氢产业发展共振，消纳和经济性是关键

一、全球能源转型自主化和清洁化发展，氢能是能源变革不可或缺一环

1.1 能源向自主化和清洁化发展，推动零碳电力+氢能能源体系变革

多重因素驱动下，带来全球能源消费结构更迭。 1900~1975 年：技术驱动“煤转油”。在石油开采初级阶段，石油这一新品种在能源 效率和运输便捷性优势，逐渐对煤形成替代。 1970~2000 年：地缘政治恶化、去依附目标驱动“油转气”。两次“石油危机”引发 石油供应减少；欧美发达经济体受影响较大、寻找替代能源意愿较强。 2000~2010 年：中国下游需求驱动“用煤回升”。中国的资源禀赋决定了“以煤为主” 的能源消费结构，随着 2000 年以来重工业发展，中国处在经济腾飞阶段，中国煤炭 消费占全球的权重上升。 2010 年至今：ESG+多因素驱动可再生能源发展。可再生能源占比加速提升，一方面 全球对气候目标达成共识，带来 ESG 投资风气；另一方面新能源技术突破、新的地缘 政治问题出现等多因素引发了全球范围内新一轮的能源转型。

去依附（降低对外依存度）是不变的转型方向之一。 美国近 20 年能源去依附成效显著。随着本国的资源禀赋被发现，使得美国摆脱了对 外依附，在油气方面成为了能源净出口国。

欧洲正在积极转型可再生能源，降低对外依附。欧盟委员会公布“欧盟再生能源计划” (REPowerEU Plan) ，并将其在“Fit for 55” 计划下的可再生能源目标从之前的 40%提高到 2030 年的 45%。为了减少对俄罗斯化石燃料的依赖，欧盟计划在 2025 年 前实现超过 320GW 的交流太阳能光伏并网目标，并到 2030 年进一步扩大到 600GW。

中国对外依存度增速放缓。中国为产煤和用煤大国，在积极的去煤化过程中。煤炭对 外依附逐步降低；由于贫油贫气，油气对外依存度仍分别接近 50%和 60%，但占比增 速放缓。

清洁化是不变的转型方向之二。自 1980 年代至今，全球范围内能源清洁化进程是向前发展的，包括核能、水利、光伏、风电、生物质能等在内的非化石能源消费比重提升显著。 尤其是 2010~2020 年的近 10 年来，得益于新能源技术的大发展，10 年占比提升幅度接 近 1990 年的历史高值（当时三代核电技术发展、核电占比提升起到拉动作用）。

在自主化（去依附）及清洁化的大背景下，发展零碳电力+氢能成为能源体系变革的方向。 我国能源发展总体思路是在保证能源安全的前提条件下，持续推进能源绿色低碳转型。发 展可再生能源不仅将实现发电侧的降碳，还将有效减少对油气的进口依存度。对应下游能 源消费领域的降碳，大规模电气化是重要的抓手之一，例如交通领域的电动汽车替代燃油 汽车，建筑领域的电采暖取代传统锅炉采暖等。但能源电气化存在新能源波动、能源时空 转移不便和应用场景覆盖不全等问题。此时，氢能作为具备能源燃料、工业原料和储能介 质等多重属性的二次能源，适用于与电能一起作为能源枢纽，共同建立互联互通的现代能 源网络，以提高能源供应体系的效率、经济性和安全性。开发氢能先进技术和推动氢能产 业化，也正在成为深入推进能源供给和消费革命的重要方向。

1.2 顶层定调、地方政策不断跟进，多重属性支撑氢能应用空间

顶层定调发展氢能，氢能被中央层面多次提及重要性。中央层面加快发展新质生产力，今 年两会期间，加快前沿新兴氢能产业发展首次被写入政府工作报告，氢能作为重要产业之 一，发展重要性被中央层面多次提出，氢能是未来国家能源体系的重要组成部分不容置疑。

地方政策不断跟进出台，推广氢能应用。顶层定调氢能地位，各省市积极跟进出台各类氢 能发展政策。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，并 且在下游上不断推进和拓展氢能应用领域，政策不断。

氢作为能源优势显著，符合能源清洁化发展方向。氢能源的清洁无污染、能力密度高、可 灵活变电并且来源丰富的优势突出，随着技术及产业的快速发展以及相关政策的不断推出， 氢作为二次能源在全球能源转型中的地位不可或缺。 零排放：氢气燃烧的产物只有水，不会产生任何碳排放或其他温室气体排放。随着电 解水制氢和可再生能源的不断发展，氢能在未来能够成为一种完全脱碳的清洁能源； 能量密度高：氢气的燃烧热值比各类化石燃料更高，是汽油的 3 倍、酒精的 3.9 倍、 焦炭的 4.5 倍，能量释放更强； 灵活变电：氢和电通过相互转化，可形成“电-氢”耦合能量系统，由于电力在当前 和未来都将会是应用最广泛的最终能源之一，“氢-电”转化的灵活性使氢能能够广泛 应用于多种场景； 易获取：氢元素分布广泛，约占宇宙物质总量的 81.75%，在地球水体中储量丰富， 并且氢气可以通过电解水的方式制取，电和水这两种物质都较为丰富且容易获取。

氢能的原料、燃料和储能介质等多重属性，支撑其应用场景和发展空间。

支撑新型电力系统建设。氢能既可以作为储能侧的“稳定器”，也可以作为用电侧的 “燃料源”，是未来新型能源系统的重要补充。氢能可成为部分场景下相较于电力更 优的脱碳选择，为能源转型提供更高的灵活转换能力。燃料电池热电联供综合效率高， 是发展综合能源的重要技术手段。针对海岛、边防等偏远地区，可构建分布式电—氢 耦合清洁供能系统，利用分布式电源制取氢气，利用燃料电池进行热电联供，满足用 户多种用能需求。

推动难脱碳领域深度脱碳。在工业领域，钢铁、冶金、石化、水泥的生产过程中需要 大量的高位热能，可利用绿色氢能燃烧热值高的特性，作为工业领域深度脱碳的重要 抓手。在建筑领域，绿色氢能供热将成为未来天然气供热的替代。在现有天然气管道 中掺杂氢气，可满足建筑领域供热需求，同时减少碳排放量，是氢能连接电网和天然 气管网的重要途径，也是氢气大规模普及的重要渠道。在交通领域，主要包括道路、 铁路、航空和船运这四种方式，动力电池特性不适用于重型道路交通和船舶、航空等 场景，上述交通方式需要更多依靠氢能等方式满足脱碳需求。

氢基合成绿色燃料和材料。氢气可合成绿色燃料和材料，构建零碳工业产品体系。随 着氢的能量属性逐渐被重视，作为替代高碳燃料应用于高热值场景的氢基能源，绿氢 合成氨、甲醇、甲烷、煤油等载能燃料进行储运或综合利用成为产业热点，带动了传 统火电、航运、航空等多个行业的基础设施再利用和深度脱碳。此外，绿氢与二氧化 碳合成制取化工产品，提供大规模二氧化碳利用的机遇，有望成为重大颠覆性技术， 对石油化工、煤化工体系产生革命性影响。

随着新能源消纳问题的突出，以及下游领域脱碳到达“深水区”，发展氢能的重要性和迫 切性提升。

新能源的波动性和弃电量的快速增长，使发展氢能进行长时、跨区的大规模调节重要 性上升。太阳能和风能共占全国发电装机容量和全社会用电量的比重均创新高，分别 达到 37.3%和 15.3%。但新能源发电存在波动性大、不能连续稳定出力的特点，随着 装机容量的提高，虽然全国弃电率维持相对平稳，但弃电总量在高速增长，造成浪费。 并且利用率偏低区域主要集中在西北 5 省，在“源荷分离”规划下，西北新能源装机 高增而本地电量富余，在外送通道约束下消纳问题突出。氢作为横跨电力和非电力领 域且具备拥有长时间、跨区域和大规模储能能力的角色，将和其他储能方式（抽水蓄 能、电化学储能等）以及特高压等共同发展，以减少新型电力系统的消纳压力和提高 电力系统调节能力。总体看分为两种类型：1）并网制氢：消纳弃电保障电网稳定性， 在下游应用广度和时空上更具备灵活性；2）离网制氢：自发自用，保障能源自主化。

下游脱碳到达“深水区”，氢能可解决“难以减排领域”问题。我国是工业化大国， 石化、煤化工、钢铁等行业，需要使用化石能源作为还原剂或原料等，提取其中的碳 氢组分。由此，每年产生二氧化碳排放接近 15 亿吨，占全国能源碳排放量的 15%左 右。这些领域所消耗的化石能源，很难用可再生能源电力来替代，成为“难以减排领 域”。例如，交通行业目前虽已大规模推广电动化，但仍存在重卡、航运等“难以减 排领域”。需发展氢能协助能源消费侧变革，并且海外碳税政策已出台并开始逐步实 施，出口产品清洁化成为了趋势，发展氢能在石化、煤化工、钢铁等行业降碳迫切性 提升。

二、产业商业模式跑通是现阶段重点，成熟的应用场景和绿氢经济性是关键

2.1 产业商业模式跑通是现阶段重点

新兴行业发展有周期，前期以政策驱动为主。光伏产业作为新能源的重要组成部分，也是 推动我国能源变革的重要引擎。根据国民经济“九五”计划至“十四五”规划，国家对光 伏行业的支持政策经历了从“积极发展”到“重点发展”再到“大力提升”的变化。光伏 行业也经历了从政策驱动期到过渡期再到步入经济性驱动期的行业发展过程。

氢能行业尚处政策驱动期，政策决定需求周期，量的爆发开启行情。现阶段氢能处于发展 前期，需相关政策支持加速行业发展。2017-2019 年新能源汽车补贴政策实施和 2021 年 氢燃料电池汽车示范城市群政策发布，均带动了燃料电池汽车销售量的高速增长，并且后 者作为专门针对燃料电池汽车的示范和补贴政策，驱动力更强。2022 年氢能中长期规划 的出台则直接带动了氢能全产业链需求的爆发，绿氢需求 2022 年后迅速攀升，除燃料电 池汽车外新带来上游制氢、中游储运和下游多个领域的机会，需求量的爆发将开启行情。

行业商业模式的跑通是现阶段重点，成熟的应用场景和绿氢的经济性是关键。行情的低迷， 表象是绿氢项目没大量开工招标，导致相关公司兑现业绩低于预期，但同时可观察到燃料 电池汽车产销量持续创新高。本质上是氢能产业尚未形成规模化的落地自循环运行，主要 还是体现在下游的应用和绿氢的经济性上，两者互为因果。

1）下游无成熟应用场景：当前无成熟的应用场景可大量消纳新增的绿氢和绿色氢基 能源产能，下游因使用绿氢带来的经济性等问题，替换动力不足，因而无法带动上游 绿氢需求爆发，导致绿氢项目落地缓慢；

2）绿氢应用无显著经济性：绿氢目前仅在部分低电价区域具备经济性，在大部分地 区仍然和灰氢、副产氢以及应用领域的其他传统能源成本具备一定差距，其降本除开 技术迭代和国产化外，规模化的成熟应用是关键。当前下游无大规模成熟的应用场景 的现状，也难以带动绿氢成本的快速下降。

2.2 成熟的应用场景和绿氢的经济性是关键

对新领域的需求刺激是现阶段的重点，刺激形成产业链发展正循环。绿氢应用和经济性属 于是“鸡生蛋还是蛋生鸡”的问题，产业想要发展突破，必然要解决其中之一。现在看来， 经济性随着可再生能源和氢能各类设备的成本持续下行，平价只是时间问题，但需求侧的 绿氢应用则是需要相关政策刺激推动。从需求端看，全球氢需求虽达历史新高，但仍集中 在传统应用领域。2022 年，全球氢气使用量达到 9500 万吨，同比增长近 3%，仍然集中在 工业和炼油领域，但重工业、运输或发电领域占比仅不到 0.1%。并且政府支持侧重绿氢生 产，缺乏对需求的刺激。当前，全球所有政府绿氢生产目标的总和为 2700-3500 万吨，但 需求的目标仅为 1400 万吨。因而，对绿氢需求的刺激，即培育成熟的、大规模的绿氢应 用场景是现阶段的当务之急，将带动绿氢产量规模高增，从而进一步带动绿氢降本，加速 下游绿氢应用，从而形成产业链发展正循环。

下游培育成熟应用场景，政策落地将加速发展进程。产业发展前期的场景培育需要动 力，最强的驱动力一是来自政策端导向，培育示范场景，通过路条、上网指标、碳税 等强制推动下游领域使用绿氢；二来自经济性，等成熟示范场景培育后带动氢气需求 量的上升，从而带动上游制氢成本的加速下降从而打通全产业链，从当前发布的政策 也可看出趋势。

绿氢成本的下行是现在以及未来一段时间的重点。随着各类设备成本的不断下行，绿氢的 经济性长期看可自行达成，外部催化则可加速进程。绿氢的经济性分内外驱动，内部自身 随着规模效应、技术迭代以及国产化，各环节设备成本逐步下降；外部看政策支持，如： 补贴、碳税等，将加速经济性的到来。

上游降价最重要和最迫切，用电和制氢设备成本是关键。绿氢应用分就地消纳和对外输送， 所以储运成本可省，初期的应用平价最关键的是上游制氢环节平价。考虑新能源发电制氢， 从内部可控因素看，用电成本（新能源设备/电站价格）和制氢设备成本最为关键，电费 和制氢设备成本，占比合计达到 80-90%。对应新能源发电成本和电解槽成本，前者近年来 成本快速下行，已经降到相对理想状态，而制氢设备成本方面，当前广泛使用的碱性电解 槽成本也经历了快速了下行，达到相对低价，但考虑到规模效应和技术迭代（提升效率、 降低电耗等）的带动，综合看仍有下降空间。

由于规模经济和大规模生产，根据全球已宣布项目的产能，到 2025 年安装电解槽的 成本预计比 2023 年下降 50%，到 2030 年下降 60%，达到约 720-810 美元/千瓦。根据 NZE 情景所需的电解槽安装，预计到 2030 年成本可降低 65-70%，安装成本低于 600 美元/千瓦。仅降低电解槽成本即可将资本支出在氢气平准化成本中的份额减半(假 设所有其他参数保持不变)，将占比降至 25%左右。

其次是下游应用领域平价，从化工和交通领域开启。化工炼油和交通场景可再生氢平价接 受度最高，钢铁、海运领域需氢价的进一步下降或碳税政策的落地抬高原有能源使用成本。 下游应用场景内，炼油的化工终端应用场景接受氢价程度最高，也将成为最率先应用的场 景，接受氢价在 3.9-8.1 欧元/千克，其次是重卡领域，2.4-5.8 欧元/千克，初级炼钢领 域，3 欧元/千克，以及海运领域，1.2-2.2 欧元/千克。

中游运氢的降本是未来实现构建氢能建设网络的关键。基于大量绿氢项目集中于三北地区， 但电力负荷和能源使用中心位于东部，“西氢东送”是未来的大趋势。综合对比不同氢气 运输成本，短期将以气氢拖车近距离运输为主，中期将以气氢拖车短距离与液氢长距离运 输结合为主，长期将以管道输氢为主。

三、产业降碳需求驱动氢能发展，海内外绿氢产业发展共振

3.1 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。

3.2 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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