綠氫發展現狀及供需格局分析

綠氫 2.0 時代，從“氫能發電”向“綠氫衍生”的思路轉變。

1.綠氫過去幾年為何不溫不火？

綠氫在過去幾年的發展慢于市場預期，一是因為過去電價較高，而綠氫成本中電價占比高 達 80%，因此制氫設備本身進步不足以支持綠氫平價；二是因為氫需求存在于化工長流程 內部循環而沒有外部需求，因此與大規模、標準化的光伏不同，對于氫而言客戶需求是每 一個項目需要考慮的核心問題。市場需求和經濟平價兩大難題使得過去氫行業一直處于先 有雞還是先有蛋的悖論中。但是我們認為 2024 年以來氫產業進入了真正的轉折點，首先需 求側出現了一些政策推進下，與現有設備和基礎設施更兼容的綠氫衍生產品需求，其次新 能源無論光伏還是風電的降本幅度使得電價成本達到接近 2 毛/度水平，從理論計算上綠氫 的成本可以達到 14 元/kg，如果考慮一些光照較好或者風速較強的區域，當前電價已可以 達到 1 毛 5/度水平，對應綠氫成本達到 11 元/kg，略優于當前灰氫成本（12 元/kg），因此 平價已經近在咫尺。

2024 年伊始，我們看到一些氫衍生產品的行業率先出現市場需求，將推動產業開啟規模化 降本，特別是氫在交運領域的航運和航空，工業領域的冶金，以及化工領域的合成氨有望 率先出現突破，并且氫的應用形式不再僅限于純氫，更可能是氫基燃料，包括綠色甲醇和 綠氨，而后兩者存在成熟的國際貿易流通（根據 IEA，合成氨、合成甲醇每年有 10%、30% 的量每年通過國際貿易流通，全球有上百個港口支持裝卸，而氫基本全部內部消化、外部 供應鏈產業鏈體系不健全），將更進一步的降低綠氫的產業化發展難度。我們認為最終綠氫 未來在四個大的產業領域以及 19 個細分行業存在發展機遇，基于自下而上的需求預測，我 們預計氫需求結構（包含灰氫）將從目前 93%來自化工，到 2035 年在化工，交運，工業 和電力領域分別達到 31%，19%，19%和 31%。

2.需求端迎來新機遇：關注三大方向邊際變化

具體而言，我們認為有三個氫應用方向的產業邏輯在正在積極向好，同時兼具行業自身需 求增長+技術改造難度低+減碳政策強化三重催化，有望占據先機：1）航運清潔化帶來綠色 甲醇需求增長；2）綠氫轉氨解決儲運問題，綠氨有望率先平價；3）氫冶金不僅僅是減排， 也將緩解資源緊缺焦慮。我們預計三大領域在 2025/2030 年或帶來 150/520 萬噸每年綠氫 需求，占全部綠氫需求的 64%/48%，加速產業化降本，撬動發電/道路交通等領域綠氫需求 爆發。2035 年，我們預期這三大領域占比將下降至 36%，而發電/道路交通占比 2025/2030/2035 將達到 7%/26%/41%，是主要的接力增長型需求來源。

方向一：航運清潔化帶來綠色甲醇需求增長

隨著歐盟對于船運減排的政策于 2024 年開始實施，以及船舶恰好進入一輪更換周期，以馬 士基為首的船東公司從商業上選擇甲醇和柴油雙燃料船作為其減排的方式，一方面保證其 在未來面對更嚴格的減排規則時不會陷入被動，另一方面甲醇燃料發動機技術相對成熟， 馬士基率先鎖定生物質資源也能搶占商業先機。而截止今年年初馬士基本身接近 40 條甲醇 雙燃料船訂單，以及市場高達 200+條甲醇船的訂單，使得綠色甲醇的需求預期上升，我們 預計 2025 年將帶動綠色甲醇 500 萬噸，或者 50 萬噸的綠氫需求。

方向二：綠氫轉氨解決儲運問題，綠氨有望率先平價

一方面由于綠色合成氨生產無需清潔二氧化碳輸入，因此我們測算其綠氨平價點在整個氫 衍生產品中是最高的，達到 10.2 元/千克，如果考慮碳稅 100 歐元/噸，則可達 25.4 元/千克； 另一方面氨的液化溫度遠高于液氫，同體積不僅熱值更高，含氫量也更高，因此在長距離 運輸上，液氨比液氫更適合船運（單船運載量更高），因此有望帶來更多需求。我們預計最 先大規模應用綠氨的區域為歐洲，一方面歐洲的清潔化目標最為激進，另一方面歐洲非尿 素化肥的應用比例遠高于全球平均水平、此類短流程中綠氨導入工藝障礙較小。我們假設 2030 年歐洲非尿素類需求將全面實現綠氨替代，2035 年全球 50%的非尿素類需求實現綠 氨替代，尿素類則假設替代比例為 5%/30%。對應將帶動全球 2030/2035 年全球 348/1200 萬噸綠氫需求。

方向三：氫冶金不僅僅是減排，也將緩解資源緊缺焦慮

雖然中國的鋼鐵以高爐為主，但是我們看到中東和印度區域由于缺少優質焦煤，因此采用 氣基豎爐作為鋼鐵的冶煉工藝，其中中東主要使用天然氣，而印度使用煤制氣。這些技術 選擇主要是考慮資源多樣性，因此也使得綠氫在氣基豎爐中替代成為可能。我們測算氣基 豎爐路線氫氣平價線在 11（不考慮 CBAM）~19（考慮 2030 年 CBAM@100 歐元/噸，48.5% 征收比例）元/kg， 2030 年中東豎爐綠氫平價替代天然氣具備導入機遇，印度由于氣基豎 爐是基于低成本煤氣化而非天然氣，因此平價條件更為苛刻。我們測算高爐富氫平價線在 4 （不考慮 CBAM）~10（考慮 2030 年 CBAM@100 歐元/噸，48.5%征收比例）元/kg，歐 盟的鋼鐵貿易國有望率先考慮高爐富氫導入以應對 CBAM 帶來的成本抬升，此外電爐鋼、 焦爐煤氣噴吹在特定情形下也可能成為減排選項。綜合來看，結合歐盟 CBAM 和中東氫平 價帶來的需求，我們預計氫冶金拉動綠氫需求 2025/30/35 為 0/150/760 萬噸。

3.供給端從量變到質變：新能源帶來平價曙光

在過去的 3 年，以堿性電解槽為代表的制氫設備成本下降了 25%至 150 萬元/MW（1H23）， 國內產量也增長了 300%+達到接近 1GW/年，但是考慮到制氫成本的占比中電力成本高達 80%+，因此降低電價才是綠氫平價的核心驅動力。隨著新能源成本在過去 3 年下降了 30%+， 我們認為綠氫平價之路需要從三個維度去實現，1）用電降本，2）發電降本，3）技術降本。 我們預計通過改變電力采購方式從網電到直購電可以降低綠氫電價 0.39 元/度，相當于綠氫 降本 23 元/kg，而新能源電力繼續降本以及尋找低電價區域布局綠氫產能到 2035 年可以進 一步降低綠氫電價 0.15 元/度，相當于綠氫降本 9 元/kg，以及制氫相關技術進步如電耗優 化進一步帶來 1 元/kg 的成本下降，最終在遠期使得綠氫成本降至 5 元/kg。我們認為 7 元/kg （1 美元/kg）及以上是多數綠氫應用的平價線，可以釋放煉化、合成氨、氫基豎爐、氫基 重卡、氫燃料電池發電儲能等行業需求，上述領域綠氫需求合計有望帶來 4500 萬噸/年的 市場空間，我們預計中國將在 2035-2040 年前后實現這一綠氫成本水平，而如果在海外比 如中東等光照條件更好的區域甚至可能提前至 2030 年附近實現。

從新能源降本，到新能源應用降本

目前國內的灰氫成本在 12 元/kg，而電解水制氫在使用網電的情景下成本為 38 元/kg，一方 面離傳統制氫成本差距甚大，另一方面也無法滿足減排的綠氫認證需求。隨著新能源的設 備成本下降，光伏和風電的發電側成本已降至 0.21 元/度和 0.23 元/度，大幅低于用電側價 格（0.6 元/度），因此如何更高效的利用低成本的新能源將成為未來綠氫平價的主要路徑選 擇。我們認為水解制氫本身需求特性可以接受新能源的波動性，使得其天然成為新能源的 需求匹配，因此一方面通過微網甚至離網模式形成新能源和綠氫的組合，降低成本的同時 可以實現完全零碳排放；另一方面中國電力市場化和新能源逐步入市，綠氫也可以通過長 協和現貨交易鎖定新能源需求，既能解決消納問題也能降低自身電價，與新能源發展形成 強烈的正向循環。

以全球產業鏈實現更快平價，帶來綠氫貿易鏈的機遇

不同于新能源產業發展，最早從海外開始，主要依賴海外需求，綠氫發展初期獲得國內需 求的大力支持，但是我們也需要看到海外可能存在更好的自然資源去實現更低成本的綠氫 生產，以及全球氫供需結構也會形成新的綠氫貿易鏈。得益于異常強烈的光照條件，中東 在 2020 年的光伏招標已經達到最低 1.32 美分/度、平均 2 美分/度，因此隨著新能源組件價 格跌到 0.8-0.9 元/瓦，我們樂觀的預計 2025-2030 年在中東地區就可能出現 1 美分/度的電 價，對應綠氫的生產成本達到 1 美金/kg，因此帶來產業化突破近在咫尺。