2026年电力设备行业深度报告：绿醇，氢能重要载体，绿色燃料元年

氢能：动力燃料和工业原料双重属性

1.1、 政策：氢能有望成为“十五五”时期新兴支柱产业

政策定调，氢能有望成为“十五五”时期新兴支柱产业。氢能在 2019 年首次被 写入《政府工作报告》，2022 年国家发改委与国家能源局联合印发的《氢能产业发展 中长期规划（2021-2035 年）》，明确了氢能的能源属性与战略定位。2024 年，氢能首 次作为前沿新兴产业被写入政府工作报告，并正式纳入《中华人民共和国能源法》 的能源范畴进行管理。2025 年，《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五 年规划的建议》提到，推动氢能成为新的经济增长点，奠定了其战略性新兴产业的 地位。2026 年 3 月，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》 首次提出布局绿色氢氨醇，拓展氢能在交通、电力、工业多领域应用，明确氢能在 新型能源体系、能源安全与“双碳”目标中的关键支撑作用。

响应“十五五”未来产业，三部门联合印发氢能应用试点通知。2026 年 3 月， 工信部、财政部、国家发展改革委联合印发《关于开展氢能综合应用试点工作的通 知》，通过城市群试点，将氢能应用场景由燃料电池汽车向交通、工业等具备条件的 多元领域拓展。目标到 2030 年，城市群氢能在多元领域实现规模化应用，终端用氢 平均价格降至 25 元/千克以下，力争在部分优势地区降至 15 元/千克左右；全国燃料 电池汽车保有量较 2025 年翻一番，力争达到 10 万辆。 本次试点拟择优确定 5 个产业基础好、应用场景丰富、氢能资源保障能力强、 产业链条完整的城市群率先开展氢能综合应用试点，中央财政将采取“以奖代补” 方式，对城市群给予奖励资金支持，单个城市群试点期内奖励上限不超过 16 亿元， 合计不超过 80 亿元。本次试点任务为积极探索氢能创新应用场景，形成“1 个燃料 电池汽车通用场景+N 个工业领域应用场景+X 个创新应用场景”的氢能综合应用生 态，包括燃料电池汽车、绿色氨醇、氢基化工原料替代、氢冶金、掺氢燃烧、创新 应用场景六大应用场景，由燃料电池汽车向交通、工业等具备条件的多元领域拓展。

氢能是非电利用的重要载体，政策正从应用导向引导绿氢走向规模化发展。《加 快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》明确到 2027 年，要在冶金、合成氨、合成甲 醇等领域实现绿氢规模化应用。《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消 耗量目标及重制度实施办法（征求意见稿）》首次将绿色氢、氨、醇的消费量，正式 纳入可再生能源非电消费最低比重的强制性考核体系，以非电利用为关键突破口， 通过刚性考核机制，为绿氢锁定确定性的终端需求。《关于促进新能源消纳和调控的 指导意见》将绿氢定位为新能源消纳的重要出口，鼓励绿氢项目与新能源基地协同 发展，实现“风光氢储”一体化。

2035 年、2040 年氢燃料汽车保有量目标分别达 100 万辆以上、400 万辆以上。 由工业和信息化部指导、中国汽车工程学会组织修订编制的《节能与新能源汽车技 术路线图 3.0》提到：燃料电池仍将是商用车实现绿色低碳转型的重要技术路径，到 2040 年，燃料电池汽车将实现从当前的万辆提升至 10 万辆、百万辆的阶梯式突破， 总体规模达到 400 万辆以上。

1.2、 氢气：绿氢替代灰氢是必然趋势

氢气为二次能源，需要通过能量转化过程从煤、烃类和水等物质中提取。根据 制取过程中的碳排放可分为灰氢、蓝氢和绿氢，“灰氢”指的是通过煤炭、石油、天 然气等化石能源的重整制氢，和以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢（PDH）等为代 表的工业副产氢，生产过程中释放大量的二氧化碳，但因技术成熟且成本较低，是 当前主流制氢方式。 “蓝氢”是在灰氢的基础上，将 CO2 副产品捕获、利用和封存（CCUS），减少 生产过程中 70-90%的碳排放，碳足迹低于灰氢，但成本更高； “绿氢”是通过可再生能源如风电、水电、太阳能制氢、生物质制氢等方法制 得的氢气，生产过程基本不会产生二氧化碳等温室气体，保证了绿氢的生产过程零 排放。其中可再生能源电解水制氢是应用最广、技术最成熟的绿氢制备方式，太阳 能光解水制氢、生物质制氢等技术尚未实现大规模工业应用。 当前国内产能仍以“灰氢”为主。2024 年国内氢气年产量约 5000 万吨，其中煤 制氢占比 56%、天然气制氢占比 22%、工业副产氢占比 21%，而电解水制氢占比仅 约 1%，主要由化石能源制氢和工业副产氢构成，推动可再生能源电解水制氢有利于 实现工业脱碳。

2025 年 12 月 25 日，发改委发布《加快构建现代化基础设施体系》，提出重点以 灰氢替代、绿色船燃等应用为牵引，推进全国绿色氢氨醇规划布局。 当前绿氢生产成本显著高于灰氢和蓝氢。根据王建良等著《统一框架下不同净 零氢气生产途径成本比较研究》，在煤炭、天然气、电力均为中国平均价格时，灰氢 的净零成本在 1.6~4.4 美元/kg，蓝氢的净零成本为 2.1~5.0 美元/kg，绿氢的净零成本 为 7.5~8.4 美元/kg，成本差距是绿氢实现规模化应用的关键瓶颈。 绿氢生产成本有望随绿电成本下滑实现平价。根据中科院院士郑南峰测算，在 绿氢生产成本中，电价占比超 60%，到 2030 年绿电价格降至 0.15-0.25 元/度，绿氢 成本有望跟随下降至 10-15 元/kg，部分资源优越地区的规模化项目可降至 10 元/kg， 届时绿氢价格将具备一定竞争力。

电解水制氢较为成熟，有 4 种主流技术路线。碱性电解水制氢（ALK）即在碱 性电解质环境下进行电解水制氢的过程，在两个电极之间施以直流电，并用隔膜将 阴阳两极分离开来，在阳极，OH-发生氧化反应生成氧气，在阴极，H+被还原生成 氢气。碱性电解水制氢技术已有数十年的应用经验，在20 世纪中期就实现了工业化， 商业成熟度高。但分解效率不高，且电解质是强碱具有腐蚀性、石棉隔膜不环保， 有明显缺点，但应用成本较低，是当前工业应用中的重点。 质子交换膜电解水（PEM）是指使用质子交换膜作为固体电解质替代了碱性电 解槽使用的隔膜和液态电解质，和碱性电解水制氢技术相比，PEM 电解水制氢技术 具有电流密度大、氢气纯度高、响应速度快等优点，PEM 电解水制氢技术工作效率 更高，易于与可再生能源消纳相结合，是目前电解水制氢的理想方案。但是由于 PEM 电解槽需要在强酸性和高氧化性的工作环境下运行，因此设备需要使用含贵金属如 铂、铱的电催化剂和特殊膜材料，导致成本过高，使用寿命也不如碱性电解水制氢 技术。 高温固体氧化物电解水（SOEC）需要在 500~1000℃的高温下反应， 因为高温 的存在，催化剂的活性显著提升，使得水分解能耗降低，高温水电解的效率也很高， 转换效率接近 100%，但因为高温环境仍存在一些技术难题，目前还处于技术示范和 系统测试阶段。 阴离子交换膜（AEM）电解水技术与 PEM 相似，区别在于将膜的交换离子由质 子换为氢氧根离子，产氢纯度高、气密性好、系统响应快速，但当前缺少高电导率 和耐碱性的 AEM，以及贵金属电催化剂增加了制造电解装置的成本。 国内电解水制氢技术路线以碱性电解槽绝对主导。碱性电解槽占比从 2023 年的 95.5%进一步上升至 2024 年的 98.6%，需求规模超 2.1GW，碱性路线压倒式引领市 场；而PEM路线招标需求规模和占比双降，从2023年的4.5%下滑至2024年的1.3%， 较高的投资成本仍是主要制约；而 AEM 电解槽有一些零星示范项目，开始出现一定 订单。

1.3、 氢气下游应用领域多元，绿氢消纳成熟度仍不足

氢气兼具动力燃料与工业原料的双重属性，下游应用领域多元。作为动力燃料， 氢气通过燃料电池实现高效零碳发电，直接驱动车辆、船舶等交通工具；亦可转化 为甲醇、氨及合成航油等二次燃料，为航运、航空等难以电气化的长距离重型交通 提供深度脱碳路径。在石化领域，它用于加氢精制、裂化以提升油品质量；在煤化 工中，通过与碳耦合生产烯烃、芳烃等高价值化学品；在冶金行业，则以“绿氢” 直接还原铁矿石，实现钢铁生产的根本性脱碳。

当前绿氢消纳场景高度集中，工业减碳是核心驱动力。从当前绿氢项目的规划 消纳方向来看，绿色甲醇、绿色合成氨、可再生航煤 SAF 等绿色氢基燃料占比分别 为 44%、28%、8%，受益于航运业、航空业国际脱碳规则驱动；相比之下，直接用 于交通燃料电池、储能或掺氢发电等能源领域的规划占比合计不足 10%。 政策导向进一步强化了这一趋势。《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》明 确将冶金、合成氨、合成甲醇等列为 2027 年前规模化应用的重点领域，为绿氢锁定 了明确的工业出口。尽管火电掺氢、氢冶金等场景潜力广阔，但尚处技术示范与商 业探索初期，规模化消纳仍需时日。

绿氢建成产能超 30 万吨，潜在产能超千万吨。2022 年起国内绿氢项目加速落地， 2023-2025 年分别新增绿氢年产能 3.72、5.41、25.22 万吨，2025 年底累计建成绿氢 产能约 36.98 万吨。截至 2025 年 11 月，国内共规划 879 个风光氢基能源项目，约 1036 万吨绿氢，下游消纳市场成熟度不足，是制约绿氢大规模规划产能向实际建成 产能转化的关键瓶颈。

需求：全球船运脱碳驱动，千万吨市场潜力将现

2.1、 绿醇作为关键低碳载体，是绿色燃料重要分支

甲醇是重要的化工原料，在常温常压下呈液态，具有水溶性与生物可降解特性。 相比传统燃料，其燃烧过程能显著减少硫氧化物、颗粒物及氮氧化物等有害排放。 根据生产原料和生产工艺可分为绿醇、蓝醇、灰醇、棕醇。根据国际可再生能源署 定义，生产可再生甲醇的所有原料和能源都来自可再生能源。 可再生甲醇包括生物甲醇和电制甲醇，生物甲醇即利用林业、农业废弃物、沼 气、制浆造纸业的黑液等生物质原料生产，而电制甲醇是利用光伏、风电等可再生 能源获得绿色电力，电解水制绿氢再与生物质二氧化碳合成转化。 绿醇作为关键低碳载体，在能源替代与工业脱碳中扮演双重战略角色。从能源 属性看，其燃烧碳足迹显著低于传统化石燃料，可作为船舶、航空等交通领域的直 接清洁燃料，提供即时的减排解决方案。从工业属性看，绿醇是重要的基础化工原 料，可用于生产甲醛、醋酸、烯烃等系列衍生品，推动塑料、精细化工等行业实现 从原料端的绿色转型，减少对石油、煤炭等化石资源的路径依赖。

国家能源局召开绿色燃料产业发展专题座谈会。2026 年 3 月，国家能源局组织 召开绿色燃料产业发展专题座谈会，会议指出，要充分认识发展绿色燃料产业的重 要意义。发展绿色燃料产业有利于替代石油、保障能源安全，有利于降低碳排放、 促进绿色发展，有利于促进新能源非电利用和消纳、增强发展新动能，是能源领域 新质生产力发展的重要方向。 可再生甲醇作为替代燃料具有一定优势。质量能量密度和体积能量密度共同决 定了燃料燃烧效率，尽管液氢质量能量密度为 120MJ/kg，而且氢气燃烧仅产生能量 和水，但液氢的体积能量密度较低，且需在-253℃的极低温下储存，储运成本较高；甲醇与 LNG 是当前兼顾两项指标的成熟选择，但 LNG 存储也需要-162℃的低温。 综合比较，甲醇在储运便利性、能量密度与安全性之间取得了较好的平衡，在常温 常压下以液态形式储存与运输，绿色甲醇有效解决了氢气储运在安全性与基础设施 方面的瓶颈，成为规模化消纳绿氢、推动氢能经济落地的高效载体。

2.2、 绿色溢价需求：航运脱碳已成为重要应用场景

2.2.1、 EU ETS：2026 年起欧盟内通行的船舶需 100%缴纳其碳排放对应的碳配额

2021 年 7 月，欧盟委员会发布了“Fit for 55”一揽子温室气体减排计划，旨在 实现欧盟到 2030 年将温室气体排放量较 1990 年水平削减 55%的目标，其中包括《欧 盟碳排放交易体系（EU ETS）》、《欧盟船舶燃料管理法规（FuelEU Maritime）》等关 键举措。 EU ETS 规定 2026 年起，欧盟内通行的船舶需 100%缴纳其碳排放对应的碳配 额。2024 年 1 月 1 日起，航运业被正式纳入 EU ETS 法规，所有进出欧盟和欧洲经 济区 EE 港口的 5000 总吨以上船舶都必须收集并报告其二氧化碳排放数据，欧盟内 部港口间航段的排放按照 100%的比例统计，欧盟港口与非欧盟港口之间的航段排放 按照 50%的比例统计。2024 和 2025 年为过渡期，船舶可分别按照规定的 40%和 70% 的比例清缴碳配额；2026 年 1 月 1 日起，船舶必须按 100%的比例清缴配额。2024 年 EU ETS 中的碳价大约为 67 欧元/吨二氧化碳。 从 2026 年开始，其覆盖范围将扩大至甲烷和一氧化二氮。此外，400-5000 总吨 的近海服务船舶和杂货船将被强制要求报告排放量，并有可能在晚些时候被纳入 EU-ETS。

2.2.2、 FuelEU Maritime：目标欧盟内通行的船舶 2025-2029 年温室气体排放强度降 低 2%

FuelEU Maritime 规定 2025-2029 年，欧盟内通行的船舶需降低 2%的温室气体 排放。FuelEU Maritime 政策要求航运业所用燃料的温室气体强度逐步降低，对停靠 欧洲港口超过 5000 总吨位的船舶，考虑船舶燃料的全生命周期温室气体排放（Well to Wake），2025-2029 年相对于 2020 年的平均温室气体强度降低 2%，并之后继续逐 步降低，到 2050 年实现降低 80%的目标，旨在于用强制的手段逐步提高航运业使用 可再生和低碳燃料的比例。 以 2020 年 91.19 gCO2e/MJ 为基准，船舶燃料的温室气体排放强度需在 2025 年 降低 2%，对应 2025-2029 年、2030-2034 年、2035-2039 年、2040-2044 年、2045-2049 年、2050 年及以后的 GHG 强度分别为 89.34、85.69、77.94、62.90、34.64、18.23 gCO2e/MJ。

编辑：火腿肠