（報告製作人：IFC**）。
1.1 綠氫計畫量爆雷，2024年綠氫專案分批開工
綠氫計畫產能快速提公升，國家計畫2024年10-20萬噸，各地區累計100萬噸。 自國家層面發布《氫能產業發展中長期規劃（2021-2024年）》以來，各地積極規劃可再生能源製氫。 目前，綠氫專案產能已落實在5萬噸左右，根據地方政府出台的相應氫能政策規劃，到2024年、2024年、2024年，規劃綠氫總產能達到10萬噸、2024年250萬噸，國內綠氫產能規劃快速提公升。
全球對氫能發展逐步達成共識，海外綠氫計畫產能同步提公升。 最新的 COP28 草案第 39（d） 條指出，“加快零排放和低排放技術，包括碳捕獲、利用和儲存以及低碳氫的生產，以加強在能源系統中增加碳排放以取代化石燃料的努力。 “相較於COP27草案僅將氫能作為各方進一步審議的領域，COP28草案是對氫能相關內容的正式補充，這意味著該領域被各方要求加快布局，這意味著氫能發展的全球共識已經形成， 後續國家氫能發展將加快，從海外綠氫規劃來看，歐盟2024年綠氫產能規劃將達到2000萬噸，目前中東地區總產能規劃將達到2914噸260,000噸。 對於國內企業來說，國內外發展機遇並存，尤其是中東市場值得關注。
2024年，綠氫專案開工建設，電解槽招標量預計同比翻一番，達到4GW。 2024年，大量綠氫專案開始申請立項，國內專案綠氫產能已突破400萬噸，目前落地專案產能僅5萬多噸，考慮到2024年全國綠氫產能規劃10-20萬噸，各地合計100萬噸， 綠氫專案明年開工建設，帶動製氫裝置需求增加，我們看好2024年國內電解槽招標量為4GW，同比翻番。
1.2 綠色氫氣應用限制逐步放寬，光儲氫平價化加速行業發展
政策保障+經濟是綠氫大規模推廣應用的兩大核心，政策保障是前提，經濟是關鍵。 從政策上看，地方氫能政策法規開始逐步放寬，綠色氫能應用限制陸續開放，政策保護法規頻出台。 從經濟角度來看，在光伏儲氫成本降低的背景下，綠色氫的經濟性開始顯現，未來在碳稅的帶動下，平價化程序將加速。 現階段，政策目的和經濟目的都開始顯現，在政策限制逐步放寬的前提下，光儲氫的平價可能成為氫能產業的拐點。 保障政策陸續出台，對綠色氫氣應用的限制逐步放寬。 受能源管理法規限制，氫能的初步開發和應用相對緩慢，今年以來，對氫能的政策管理規定開始逐步放寬，氫能屬性政策破冰，綠色氫氣生產主體無需危險化學品許可證，允許在非化工園區建立加氫站， 等，很大程度上放開了對綠色氫氣生產和使用的限制，也降低了額外的無效成本，政策的放寬掃除了綠色氫推廣道路上的重要障礙之一，目前內蒙古、廣東等多地已經出台了相關政策，預計其他地區也將陸續開放。
光伏儲氫成本的降低帶動了綠色氫經濟的興起，可以期待階段性區域平價化。 綠氫可以與灰氫平價，02元電價當經濟出現時。 綠氫生產成本主要由電力和製氫裝置組成，而灰氫生產成本主要受煤炭價格影響。 煤炭**呈波動趨勢，在每噸煤400-1050元的價格下，製氫對應的氫氣成本為95-15公斤;對於綠色製氫的成本，外部電力成本為01-0.當23元千瓦時，對應的製氫成本為91-16.3元公斤。 這意味著電價為 0當價格低於2元千瓦時時，綠氫和灰氫（千元噸煤價）可以達到平價。
在光伏儲氫成本降低下，綠色氫氣開始變得經濟化，未來光伏儲氫專案的可行性可期。 電價是綠色平價氫的關鍵，光儲專案一體化是破局的關鍵點電價低於2元千瓦時是實現綠色氫平價的關鍵，低電價甚至零電價（棄電消耗）只能發生在新能源發電的情況下，綠氫的成本在光伏儲氫專案一體化中將大幅降低，而降低電費的關鍵點體現在光伏元件風電機組上。 今年以來，光伏元件和儲能降本程序加快，階段性綠色氫經濟初步顯現。
假設專案70%的電力併網，剩餘的30%電力用於製氫，棄風率為20%，根據我們的測算，光伏元件為1元w，單位投資為31元W，儲能電池05 美元，單位投資 106 Wh，電解槽 1$2 W，單位投資 1在35元w的情況下，對應的製氫成本為648元kg，專案內部收益率達到57%。這意味著，在目前光伏儲氫裝置的成本下，該模式下的綠色製氫成本已實現與灰氫平價，未來，隨著光儲氫裝置技術迭代和規模化效應帶來的成本進一步降低，該專案將實現經濟性， 而綠氫消費光伏發電的比重也將大幅提公升。
1.3 氫氣消費潛力在1億噸量級，萬億市場已經啟動
氫氣消費量潛力在1億噸左右，帶動萬億級市場規模。 根據早前發布的氫能產業鏈系列第十六期深度報告《潛在1億噸量空間、綠色氫消費及驅動力》測算分析，氫能消費主要集中在化工、鋼鐵、能源儲運四大領域。潛在消費空間高達1億噸，將催生萬億級氫氣及相應裝置市場規模，長期上限較高。
計算說明：（1）短期：以目前已經實施或獲批為指導的綠氫相關專案為基礎，對一些沒有明確規劃的專案，以綠氫滲透率估算，預計2-3年後;（2）中期：基於綠色氫滲透率30%的假設，預計到2024年;（3）理論極限：基於綠氫完全滲透的假設計算。
2.1 綠色溢價是產業發展的驅動力，電解槽迎來光伏早期機遇
綠色氫的大規模應用將出現在光伏儲氫的平價點，現階段正在接近綜合平價點。 例如，光伏產業的爆發是在2024年平價上網政策之後，氫能產業的拐點會出現在光伏儲氫平價點之後。 現階段，在新能源成本呈下降趨勢的背景下，階段性區域綠色氫平價已經實現，綠色氫成本正在接近全面平價點。
碳稅的實施將提高高原地區的能源使用成本，加快綠色氫平價的程序。 歐盟碳稅已於2024年10月開始試執行，將於2024年正式啟動，碳稅的實施將提高灰氫的成本，從而加速變相綠色氫平價的程序。 2024年歐盟的平均碳價約為8836歐元噸，每生產一公斤灰氫（煤製氫）約25kg co，相應的灰氫成本為**65元公斤，對應1000元，400元以下煤炭價格，灰氫達到10元公斤，高於023 kWh 電費下綠色氫氣生產的成本。 隨著碳稅的逐步實施，綠色氫平價化程序將加快，綠色氫的規模化應用或將得到推進。
2.2 全球綠色氫氣規劃力度加大，聚焦製氫裝置
在風、光、儲氫專案一體化的引導下，綠色氫能專案呈現高增長態勢。 目前，我國已投產的綠氫專案規模已達5個4萬噸，其中位於新疆庫車的國內最大光伏製氫示範專案於2024年8月30日全面投產，綠色氫氣的產業規模應用逐步開始，電解槽進入規模化驗證時代。 綠氫專案規劃持續快速增長，近兩年獲批綠氫專案總數達483個31萬噸，綠氫專案將迎來落地量。
多地出台綠色製氫補貼政策，確保製氫早日發展。 其中，內蒙古、寧夏、吉林、甘肅、青海、新疆等地均出台了相應的綠氫產能規劃，到2024年總計畫量達到100萬噸，希望相關政策逐步跟進，將規劃指引疊加在補貼保障上，讓製氫端迎來巨大發展機遇。
重點跟蹤綠氫專案進度，製氫裝置需求爆發式增長。 在綠氫專案高增的背景下，隨著專案的推進，後續將迎來裝置大規模招標，製氫裝置需求將率先爆發，主要面向電解槽、製氫動力源、儲氫球罐等裝置需求，重點關注明年專案的實施和招標進度。
國外綠氫專案有望進一步帶動綠氫產能高增長，電解槽出貨量或超出預期。 製氫裝置需求除受國內風能、太陽能、儲氫及綜合能源基地專案的帶動外，國外相關綠氫專案的建設也將帶動製氫裝置需求，尤其是中東地區規劃專案數量達90個，製氫產能達2914個26萬噸，目前，多家企業已與中東國家簽訂製氫裝置條約並實現小批量出貨，中建等企業也承包了綠色氫相關專案EPC，氫能生產裝置需求將受到國內外雙管齊下的拉動，重點推進專案落地和氫能企業出海。
2.3、裝置體積以鹼性電解槽為主，關鍵裝置部件也開放機會
鹼性電解槽是主流，佔招標的94%。 根據2024年招標資料，鹼性電解槽招標量（MW）將達到94%，PEM電解槽佔比僅為6%，鹼性電解槽及相關裝置將在2-3年內加速發展。
由於鹼性電解槽成本較低，應用範圍廣，今年以來PEM逐漸增加，預計未來兩者將一起出貨。 鹼性電解槽成本更低，應用更廣泛，PEM電解槽今年已開始招標應用，未來兩年PEM電解槽有望作為鹼性電解槽的補充，以應對新能源發電的波動和低負荷。
電解槽和配套關鍵裝置部件也有機會。 綠氫專案的高增長將帶動製氫裝置的需求，電解槽作為核心裝置將率先受益。 同時，配套的配件裝置及高價值含量的核心零部件也將同時受益。 在配套輔助裝置方面，製氫電源等電氣裝置在穩定輸入功率中起著關鍵作用，在成本中佔比較高，而在核心部件方面，電極是鹼性電解槽中對能耗影響最大、成本最高的部件。
2.4 碳稅帶動綠色航運新需求，聚焦下游綠色燃料溢價
新的消費體系的建立將推動專案的進展，綠色航運的發展將開闢綠色氫氣應用的新需求。 從規劃建設到落地運營，綠氫專案需要同步推進下游綠氫的應用，綠色溢價在當前綠色航運中體現得比較快。 受歐盟碳稅影響，目前甲醇和氨燃料船訂單已超過LNG船訂單，綠色甲醇和綠色氨在未來很長一段時間內都是重要的燃料**，甲醇和氨作為傳統化工產品**並不缺乏，考慮到疊加碳稅，綠色燃料缺口仍然較大， 而隨著綠電**的下降，相關溢價將逐漸顯著。
在中國，政策是主要驅動力，出海時關注綠色燃料的溢價。 短期來看，我國更多地依靠政策和補貼來推動國內示範專案的經濟考慮，綠色氫能的繁榮更多地體現在裝置端，而不是專案運營端。 碳稅的實施將促進綠色氫氣和以綠色氫氣為原料生產的甲醇和氨氣的快速增長。 全球航運每年消耗約3億噸化石燃料，以綠色甲醇為代表的全球生物燃料產能約為每年1100萬噸油當量（按甲醇和石油1.）。95：1），在碳稅的推動下，海運可接受的甲醇**約為4500-4800元，按照目前綠色甲醇加倉運成本（500元噸），預計燃料的綠色溢價將高出近1000元。
3.1、儲運環節將成為氫氣成本的關鍵點，管道和液氫落地速度加快
製氫平價趨勢已經出現，儲運將成為行業關注的焦點。 隨著新能源裝置成本的降低和政策的推動，從以上分析可以發現，綠色氫氣的生產已經趨於平價，特別是在電價較低的新能源西部地區，但目前終端應用成本仍然很高，產業鏈的大部分成本已經從生產端轉移到儲運端。
氫能行業標準體系出台，推動中游環節發展。 今年以來，各項標準陸續出台，六部門聯合印發了《氫能產業標準體系建設指南（2024年版）》，從國家層面提出了標準制修訂工作的重點。
管道建設計畫已經推出，我國已進入氫氣管網建設元年。 內蒙古印發《內蒙古自治區新能源倍增行動實施方案》，規劃到2024年全區綠氫產能突破50萬噸，佔全國綠氫產能的50%以上，研究以綠氫為載體的新能源跨區域運輸模式，結合綠氫的長期儲能屬性， 推進氫氣管道規劃布局，將綠色氫氣輸送到全國各地，將電力輸送轉化為氫氣輸送，以綠色氫氣為載體，實現新能源的跨區域輸送。目前，超過一半的綠氫計畫和專案集中在內蒙古，綠氫生產供應狀況已經確立。 關注管網承包商、大功率壓縮機、管線鋼材等核心部件相關的管道建設帶來的機遇。
液氫運輸也進入了標準放開階段，重點放在裝置和運營企業上。 液氫輸送一直受限於標準的實施和政策的放寬，從2024年開始，標準將開始落地，重點實施示範應用專案。 從裝置技術難點來看，液氫在於膨脹機的國產替代和液氫儲罐的絕熱效能，前者決定了液氫的單位能耗，後者決定了儲氫過程中的損失率對於液氫的整體執行，每天的液化規模越大，單位液化氫的能耗越少，壓縮工藝電費占多數，因此電價越低，整體液態成本越便宜。
3.2 實施氫能高速建設示範，加氫站配套能力同步
實施氫能高速建設示範。 **國資委（國資委）提出《建設中國氫能高速公路倡議》，旨在以京津冀、上海、廣東、鄭州、河北示範群為基礎，加快建設氫能高速網路，包括對高速運營車輛和加氫站的政策支援，如降速通行費、優化氫能加氫站等。加氫站的建設和運營成本，極大地促進和保障了氫燃料電池汽車的執行。隨著上游製氫和下游燃料電池汽車的快速發展，以及相關標準的出台和政策的放寬，中游的基礎設施建設將開始支撐體量。
基礎設施建設加快，加氫站裝置、儲氫罐受到重視。 中國石化發布氫能中長期發展戰略，按照“油、氣、氫、電”綜合能源服務思路，推進加氫站網布局，計畫到2024年建成年加氫能力約12萬噸。 這意味著，如果加氫站的加氫能力為每天500kg，將建成650多個加氫站。 目前加氫站數量超過350個，加氫站數量多將帶動加氫站壓縮機、儲氫罐等配套加氫站裝置的需求，以及外部加氫站帶動的長管拖車高壓氫氣罐的需求。 重點建設以中石化為主的央企加氫站。
4.1、燃料電池汽車、氫儲能電站推廣，燃料電池及核心零部件受益帶動
經濟端和政策端都準備好了，燃料電池汽車將得到推廣。 根據我們發布的氫能與燃料電池深度專項報告《重卡與叉車：燃料電池經濟性與運輸領域潛在市場空間分析》的結果顯示，目前燃料電池重卡（FCV）在補貼下可實現全生命週期成本（TCO）平價，降本效果顯著， 現階段補貼後的TCO低於電動重卡（BEV）。
從政策面看，補貼和促銷示範政策持續加大。 燃料電池政策方案和細則已基本落實，國家政策規劃是2024年擁有5萬輛汽車，各地區總規劃達到11輛8萬輛，2024年底FCV保有量為1輛270,000臺、50,000臺和11臺預計未來3年8萬輛的CAGR分別為90%和110%，2024年是第乙個計畫落戶點，明年FCV推廣程序將大大加快。 將推動對燃料電池相關核心部件的需求，如電堆、系統、膜電極和車載儲氫瓶。
電網側儲能調峰需求顯現，氫儲能電站示範建設開始。 氫儲能系統可以利用新能源輸出的剩餘電能生產氫氣，儲存氫氣或用於下游使用，當電力系統負荷增加時，儲存的氫氣可用於燃料電池發電並反饋給電網。 在電網側，隨著風光發電在電網中佔比的逐步提高，儲能調峰需求也相應增加，氫能適合長期大規模儲能，根據我們發布的氫能產業鏈第十五份深度報告——《碳中和與儲能背景下， 千億氫儲能市場即將爆發“，氫能初始投資建設和儲能邊際成本較低，具備儲能調峰的初始經濟條件。首個氫儲能調峰電站專案已在克拉瑪依啟動，擁有年發電量約14億千瓦時的1GW光伏電站，以及年產氫能力331,707,458立方公尺的180萬度儲能儲能調峰電站，通過氫燃料電池發電實現年產穩定綠電約899,890,230千瓦時， 計畫於2024年8月交付，交付期為12個月。除燃料電池汽車外，氫燃料電池的需求也將受益於氫儲能電站，這將帶動數倍於單車價值的車企。
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專題報告**：未來的智庫]。