战略深度研究-能源转型系列报告：氢能的2.0时代到来

正文目录绿氢进入2.0时代，需求有望多维度展开 4绿氢2.0时代，这次有何不同 5绿氢过去几年为何不温不火？ 5绿氢2.0时代，从“氢能发电”向“绿氢衍生”的思路转变 5需求端迎来新机遇：关注三大方向边际变化 6方向一：航运清洁化带来绿色甲醇需求增长 6方向二：绿氢转氨解决储运问题，绿氨有望率先平价 6方向三：氢冶金不仅仅是减排，也将缓解资源紧缺焦虑 7供给端从量变到质变：新能源带来平价曙光 7从新能源降本，到新能源应用降本 8以全球产业链实现更快平价，带来绿氢贸易链的机遇 8制氢，储氢，运氢提效降本，产业链迭代方兴未艾 8投资建议 9绿氢需求-经济性正循环有望启动，剑指全球2035年万亿元市场空间 9公司推荐 10绿氢产业迈向2.0时代 13从需求侧出发看绿氢产业新机遇 13氢衍生产品的多元用途决定了氢产业需求来自多点爆发 13从多个维度分析氢需求的形式，驱动力和替代难度 14长距离运输打响绿氢启动第一枪，开辟绿色甲醇应用新赛道 15船用可持续燃料 15中长期重卡清洁化 20航空可持续燃料 24绿氢化工可能率先平价 27化工是氢重要的存量应用场景 27合成氨绿氢平价已见曙光 29绿氨作为绿氢国际贸易的载体，通过跨国配置加速绿氨平价 31绿氢冶金大有可为 34CBAM进入过渡期，国际钢铁行业影响相对显著 34钢铁减排技术路线多样，氢具备广泛用途 36富氢高炉和氢基竖炉有望在欧盟贸易国和中东率先导入 38绿氢前景仍是星辰大海 40绿氢为电力系统提供可控基荷和长时储能 40绿氢供热亦有可为 46多管齐下加速绿氢降本，推动产业从量变到质变 47从代购电到市场电到离网电，购电方式变化+柔性制氢技术推动绿氢平价 47目前全球制氢产能以化石能源制氢为主，绿氢成本掣肘关键在于电价 47改变电解水制氢的购电模式，代购电→市场电→离网电，持续降低电力成本 48离网制氢应用要求柔性制氢能力的提升 50寻找电价洼地，构建绿氢全球贸易体系 53全球风光资源分布不均，重点关注中东等地区的低成本绿氢潜力 53各国氢能政策战略定位不一，蕴含全球贸易往来、绿氢资源优化配置机会 58全球绿氢互认体系的建立是绿氢贸易的前置条件 60回归技术本源，制氢、储氢、运氢技术迭代方兴未艾 62制氢技术：ALK/PEM居于主流，SOEC/AEM关注细分场景应用 62储氢运氢技术：关注氨、液氢储运技术设备国产化和物理、有机储氢技术研发 66全球产业进展和格局 67投资建议 71看好储运龙头中集安瑞科和压缩机龙头冰轮环境（均为华泰机械组覆盖） 71中集安瑞科：氢能储运装备龙头，2023年前三季度氢能收入4.36亿元 71冰轮环境：制冷压缩机龙头企业，氢能压缩机产品全布局 73其他产业链相关设备包括东方电气、上海电气 75东方电气：全球重要高端能源装备研发与制造商 75上海电气：全球领先的工业级绿色智能系统解决方案提供商 76风险提示 77绿氢进入2.0时代，需求有望多维度展开氢不仅是能源，也是能源的载体和基础原料，可广泛运用于化工，工业，交运，建筑和发电等领域。由于氢发生反应后只产生水，且重量能量密度极高，因此一直被认为是实现零碳排放的重要能源和能源转型重要方向。党的二十大报告提出要加快规划建设“新型能源IEA年全球氢的需求95004000量较大，但是主要以化石能源生产的灰氢存在，绿氢占比很小，而且大多数生产采用长流程工艺，氢的生产和需求在系统闭环内匹配，没有对外的需求，因此绿氢不仅面临经济性平价难度，也面临实际产业发展中缺乏需求的问题。过去市场对于氢的认识主要在车用燃料电池以及能源发电领域，限制了氢的发展范围和规模，随着氢产业发展的深入，我们看到绿氢本身不仅在化工，冶金和电力领域出现更多应用，绿氢的衍生产品如绿色甲醇，绿22970时代。本篇报告从需求入手，分析需求如何推动产业化降本实现平价之路。与此同时新能源的持续降本更进一步增加绿氢平价的可能性，风机和组件价格在2023年年2元1元2022氢一方面水解制氢的主要成本是电，另一方面可以接受间歇性电源，因此可以更大限度的使用可再生能源；随着电力市场化的推进，以及新能源逐步进入市场，绿氢也为可再生能源发电消纳提供保证，两者可以实现较强的正循环、互相促进。可以说没有新能源的低成本，也很难实现氢的大规模应用，而绿氢未来的大规模应用，也将打开可再生能源的需求2030/351290/5900万吨，若全部由光伏电101/356GW每年的装机需求。图表1：绿氢和新能源的相互促进与正循环资料来源：预测2019年陆续落地“氢进万家”和“燃料电池汽车示范城市群”两个重大氢能应用项目，在《氢能产业中长期规划》中明确了氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，在后续的《十四五可再生能源发展规划》中明确提出推进氢能示范和制氢关键技术的发展。而纵观全球欧美，日韩，其他国家也纷纷提出自己的氢政策和计划。从政策来看，各国侧重有所不同，欧洲在政策上更关注需求端减排，是需求端政策最全面的区域，日韩在发展上更关注交通和电力领域，而中东等国的发展目标主要以氢对外出口为主。图表2：全球氢政策回顾2012年，中国国务院印发《2012年，中国国务院印发《“十二五”国家战略性新兴产业发展规划》，将燃料电池汽车的研发和应用列为重点发展方向2013年，日本提出《日本再兴战略》，将发展氢能定为国策2017年，日本发布《氢能基本战略》，提出2030年左右实现氢能发电商业化的主要目标2018年，韩国将“氢能经济”列为三大创新增长战略投资领域之一2019年，中国首次将氢能源写入政府工作报告2020年，韩国颁布《促进氢经济和氢安全管理法》2020年，欧盟发布《欧洲氢能战略》2020年，美国能源部发布《氢能计划发展规划》2000-2010中国发改委发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，明欧盟委员会提出REPowerEU一揽子计划，提出到2030年在欧盟生产2030年工业、运输等部门的氢能份额规划日本发布《以实现氢能社会为目标，建构大规模氢能供应链》阿曼发布绿氢战略印度发布《国家绿色氢能计划》2002年，日本政府提出能源安全、经济发展和环境保护的“3E”政策，持续致力于降低对石油等进口能源的依赖2002年，美国能源部发布《国家氢能路线图》2004年，欧盟启动“欧洲氢能及燃料电池平台”2006年，中国科技部发布《国家“十一五”科学技术发展规划》，将氢列为能源可持续发展中的关键科学问题202120222023欧盟通过Fitfor55一揽子计划，包括多个领域的拟议立法和修订：ETS修订后纳入航运、CBAM、ReFuelEU、FuelEUMaritime等韩国发布《氢经济发展基本规划》，提出到2050最终能源消耗的33%，发电量的23.8%，成为最大能源阿联酋发布《国家氢能战略》沙特阿拉伯发布《绿色沙特倡议》中国工信部等7部门发布《加快推动制造业绿色化发展的指导意见》，提出“围绕石化化工，钢铁，交通，储能，发电等领域用氢需求”“构建氢能技术体系”2024欧盟通过REDII要求的两项授权法案，明确绿氢定义；通过了将航运排放纳入EUETSFuelEUMaritime法规签署；ReFuelEUAviation法规发布日本发布修订版《氢能基本战略》，提出了增强氢能产业竞争美国能源部发布《国家清洁氢能战略和路线图》2011-2020资料来源：各国政府主管部门，绿氢2.0时代，这次有何不同绿氢过去几年为何不温不火？绿氢在过去几年的发展慢于市场预期，一是因为过去电价较高，而绿氢成本中电价占比高80%，因此制氢设备本身进步不足以支持绿氢平价；二是因为氢需求存在于化工长流程内部循环而没有外部需求，因此与大规模、标准化的光伏不同，对于氢而言客户需求是每一个项目需要考虑的核心问题。市场需求和经济平价两大难题使得过去氢行业一直处于先2024求侧出现了一些政策推进下，与现有设备和基础设施更兼容的绿氢衍生产品需求，其次新2毛/14元/kg达到1毛度水平，对应绿氢成本达到1元k，略优于当前灰氢成本（2元k，因此平价已经近在咫尺。绿氢2.0时代，从“氢能发电”向“绿氢衍生”的思路转变2024降本，特别是氢在交运领域的航运和航空，工业领域的冶金，以及化工领域的合成氨有望率先出现突破，并且氢的应用形式不再仅限于纯氢，更可能是氢基燃料，包括绿色甲醇和（10%的量每年通过国际贸易流通，全球有上百个港口支持装卸，而氢基本全部内部消化、外部供应链产业链体系不健全19们预计氢需求结构（包含灰氢）93%2035年在化工，交运，工业31%，19%，19%31%。图表3：氢不仅是能源，是能源的载体，也是基础化工原料和还原剂资料来源：IEA，预测需求端迎来新机遇：关注三大方向边际变化具体而言，我们认为有三个氢应用方向的产业逻辑在正在积极向好，同时兼具行业自身需求增长技术改造难度低航运清洁化带来绿色2025/2030150/520万吨每年绿氢/道路交通等领域绿氢需求爆发。2035年，我们预期这三大领域占比将下降至36/道路交通占比2025/2030/20357%/26%/41%，是主要的接力增长型需求来源。方向一：航运清洁化带来绿色甲醇需求增长2024士基为首的船东公司从商业上选择甲醇和柴油双燃料船作为其减排的方式，一方面保证其在未来面对更严格的减排规则时不会陷入被动，另一方面甲醇燃料发动机技术相对成熟，40条甲醇200+202550050万吨的绿氢需求。方向二：绿氢转氨解决储运问题，绿氨有望率先平价一方面由于绿色合成氨生产无需清洁二氧化碳输入，因此我们测算其绿氨平价点在整个氢10.2元/100欧元/25.4元/千克；另一方面氨的液化温度远高于液氢，同体积不仅热值更高，含氢量也更高，因此在长距离（单船运载量更高先大规模应用绿氨的区域为欧洲，一方面欧洲的清洁化目标最为激进，另一方面欧洲非尿素化肥的应用比例远高于全球平均水平、此类短流程中绿氨导入工艺障碍较小。我们假设2030年欧洲非尿素类需求将全面实现绿氨替代，203550%的非尿素类需求实现绿5%/30%2030/2035348/1200万吨绿氢需求。方向三：氢冶金不仅仅是减排，也将缓解资源紧缺焦虑虽然中国的钢铁以高炉为主，但是我们看到中东和印度区域由于缺少优质焦煤，因此采用气基竖炉作为钢铁的冶炼工艺，其中中东主要使用天然气，而印度使用煤制气。这些技术选择主要是考虑资源多样性，因此也使得绿氢在气基竖炉中替代成为可能。我们测算气基竖炉路线氢气平价线在（不考虑1（考虑0年AM@0欧元征收比例）元/kg2030年中东竖炉绿氢平价替代天然气具备导入机遇，印度由于气基竖4（CBAM）~10（2030CBAM@100欧元/吨，48.5%征收比例）元/kg，欧CBAM带来的成本抬升，此外电炉钢、CBAM和中东氢平2025/30/350/150/760万吨。图表4：氢需求端迎来新机遇40（元/kg）40（元/kg）（百万吨） 60351.初期需求由2.部分应用平价强制政策驱动带动规模化放量3.产业链规模、降本正循环加速，进一步打开市场50304025需求空间（右轴）行业2035需求空间（右轴绿氢平价点@0欧/吨碳税2030 2025中国绿氢生产成本15202035中国绿氢生产成本1010500合成航油替代航空煤油易替代船舶甲醇替代燃料油合成氨绿氢替代灰氢竖炉氢替代天然气氢基重卡替代柴油分布式电源网内备用机组合成甲醇绿氢替代灰氢供 高 炼热 炉 化绿 富 绿氢 氢 氢替 替 替代 代 代煤 煤 灰炭 粉 氢难替代资料来源：IEA，预测供给端从量变到质变：新能源带来平价曙光在过去的3至0万元/，300%+1GW/年，但是考虑到制氢成本的占比中电力成本高达3年下降了，技术降本。0.39元23元2035年可以进0.15元/9元/kg，以及制氢相关技术进步如电耗优1元/kg5元/kg7元/kg（1美元/kg）及以上是多数绿氢应用的平价线，可以释放炼化、合成氨、氢基竖炉、氢基4500万吨/年的2035-2040年前后实现这一绿氢成本水平，而如果在海外比如中东等光照条件更好的区域甚至可能提前至2030年附近实现。从新能源降本，到新能源应用降本12元38元面离传统制氢成本差距甚大，另一方面也无法满足减排的绿氢认证需求。随着新能源的设0.21元0.23元格（6元度，因此如何更高效的利用低成本的新能源将成为未来绿氢平价的主要路径选择。我们认为水解制氢本身需求特性可以接受新能源的波动性，使得其天然成为新能源的需求匹配，因此一方面通过微网甚至离网模式形成新能源和绿氢的组合，降低成本的同时可以实现完全零碳排放；另一方面中国电力市场化和新能源逐步入市，绿氢也可以通过长协和现货交易锁定新能源需求，既能解决消纳问题也能降低自身电价，与新能源发展形成强烈的正向循环。（元/kg）当前灰氢 未来绿氢图表5：光伏和风电制造价格2H22以来价格走势 图表6：（元/kg）当前灰氢 未来绿氢32.521.510.50

（元/瓦）风机含塔筒 光伏组件资料来源：Solarzoom， 资料来源：预测以全球产业链实现更快平价，带来绿氢贸易链的机遇不同于新能源产业发展，最早从海外开始，主要依赖海外需求，绿氢发展初期获得国内需求的大力支持，但是我们也需要看到海外可能存在更好的自然资源去实现更低成本的绿氢生产，以及全球氢供需结构也会形成新的绿氢贸易链。得益于异常强烈的光照条件，中东20201.32美分2美分/0.8-0.9元/2025-20301美分/度的电价，对应绿氢的生产成本达到1美金/kg，因此带来产业化突破近在咫尺。制氢，储氢，运氢提效降本，产业链迭代方兴未艾25%两年的产业化过程中，我们也看到绿氢设备在产品稳定，质保维护，参数标准化上仍然有待提升，另外降本提效也是这个产业不变的话题。我们认为在目前的技术路线下，ALK仍MSOFC虽然寿命和效率较高，但是难以匹配波动电源，因此其可逆的制氢M在技术方向上有望结合K和M的优点，但是膜技术寿命仍有待提升。我们认为从产业链格局去看，膜是制氢产业的核心环节，在BOP绿氢衍生的绿色甲醇和绿氨工艺有望降低绿氢的储运成本，并借用目前成熟的化工体系，减少目前产业的资产搁浅风险。投资建议绿氢需求-经济性正循环有望启动，剑指全球2035年万亿元市场空间20229500万吨，基本为灰氢和蓝氢，绿氢贡献可忽略不计。展望未来，20252030203523012905900万吨每年。我们预计5年绿氢需求贡献来自化工（灰氢9%交运（灰氢：%、工业（灰氢：6%、发电（灰氢2A：%，氢终端需求构成2035年绿氢全球需求的汇总预判如下：针对氢存量市场包括炼化、合成氨、合成甲醇，我们基于炼化、合成氨、合成甲醇存量下游（即化工行业）2022-35ECAGR-1%/0%/+1%、对氢总需求同步变动203516%、39%、4%20356、12、1百万吨。其中，合成氨渗透率预期领先主要基于绿氨平价潜力大且具备政策推动、非尿素用合成氨绿氨替代工艺壁垒低的考量；炼化渗透率预期次之主要考虑虽然炼化绿氢最先平价，但炼化用氢来源近%（绿氢替代需调整工艺设备醇渗透率最慢主要考虑绿醇平价线较晚（主要受碳源成本拖累。针对增量工业场景包括冶金、供热我们分别估算。其中，我们预计氢冶金拉动绿氢需20357~8百万吨/年，3+、4+百万吨50%、10%。我们对于气基竖炉绿氢替代天然气的渗透率预期比高炉转炉绿氢替代喷吹煤粉更为乐观，主要考虑绿氢较天然气平价几率大于较CBAM2035年有望来到3~4百万吨年，对应绿氢替代~0.4%的工业供热用能需求，主要考虑绿氢的适用场景主要系非电超高温工业供热，渗透主要看绿氢较煤炭的平价节奏。针对交通领域场景包括陆路、海路、空运三大场景，2035年重卡保17%4%、航空用能中可持续合成燃5%，则2035、2、3百万吨/2024202501，为绿氢需求开拓增量空间。针对发电领域，我们预计绿氢在长时储能和分布式基荷两大增量用电场景中具备一定的比较优势。一方面，考虑到随波动性新能源电力渗透率提升而火电、核电、抽蓄等可控电源装机增长具备限制因素，203020357百万吨/年绿氢需求AI技术变革或将推动数据中心用电需求的陡峭增长，我们预计分布式燃料电池有望成为对网电和其他分布式能源类型的一种补充形式，共同满足日益增长且迫切的数据中心用电2035百万吨/年绿氢需求图表7：2020A-2035E灰氢、绿氢需求预测及绿氢平价预测

（百万吨）

（元/kg）中国光伏制氢成本17.9中东光伏制氢成本中国光伏制氢成本17.9中东光伏制氢成本12.411.72035绿氢5900万吨灰氢20229500万吨9.38.02035灰氢7000万吨绿氢绿氢绿氢绿氢冶金绿氢绿氢合成氨绿氢炼化灰氢灰氢-合成甲醇灰氢-合成氨灰氢-炼化100 1590108057060 -

中国光伏制氢2020202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2031E2032E2033E2034E2035E 中东光伏制氢资料来源：IEA，预测落地到产值角度，2025，2030，2035年将分别达230万、1290万、5900887亿元、3316亿元、10149亿元的产值。2035年我们预期2912亿元，燃料47081468储运/加氢站/氨运输罐增量产值合计994亿元。绿氢和光伏有望互相成就，是打开新能源装机瓶颈的重要方向。80%，光伏是最便宜的电力形式，因此光伏电力降本是绿氢实现平价的重要驱动，而绿氢平价需求增长有望反哺光伏，打开光伏需求增长天花板。我们估算若上述绿氢需求全部采用光伏356GW/2035年约224GW/年的新增装机量。图表8：产业链核心装备产值预期2023-2035E 图表9：绿氢拉动光伏增量装机预期(GW)3563253563252862422568510136 3751 48 50350.0300.0250.0200.0150.0100.050.0-

绿氢增长所需要的增量光伏装机需求资料来源：预测 资料来源：预测公司推荐我们认为氢需求-经济性正循环的启动将带来以下几大产业与市场投资机会：1）氢电解槽需求的快速提升。2）燃料电池在重卡应用上的推广。3）氢基电源的发展将成为中长期清从国内的机遇来看，基于产业链的成熟度，我们认为：国产的碱性水电解槽制氢设备的竞争力强劲，供给辐射中国本土与中东等海外区域需求，产量与出货量有望迎来高增长，且最终所有绿氢需求会落在电解槽的生产上，因此空间最为确定。我们看好具备领先碱性水电解槽制造能力的民营企业，与龙头国有企业。国产氢基装备的材料体系具备持续的研发成长空间，推动自主开发与成本下降。包括碱性电解槽的三代膜的研发突破，质子交换膜，PEM以及燃料电池低铂族催化剂研发等目前对于核心装备性能影响高，国产化率低，降本空间大的环节。氢基发电机组与固态氧化物燃料电池发电技术具备较大空间，远期国产化空间广阔。2030/203513%/29%，也是满足中长期清洁稳定安全电力系统发展的重要技术方向。行业技术目前整体成熟度低，其中如固态氧化物燃料电池在海外已有小规模商业化运用，但国内整体产业链与产品均在起步阶段，有较大的成长空间。从海外的机遇来看，我们重点关注海外先进材料体系的突破，以及氢基发电的应用与技术进步。海外先进材料体系的突破。海外在质子交换膜、催化剂等基础材料的研发上具备一定的领先优势。我们认为这些先进材料的研发与技术方向具备借鉴学习的意义，同时全球性的行业成长也会带来这些海外材料企业的投资机遇。氢基发电，特别是固态燃料电池发电的应用与放量。目前海外已经有小规模的固态燃料电池发电的商业化落地，且龙头企业在手订单饱满。AI外对稳定、不间断、高可靠、清洁化的能源需求在持续提升，目前的新能源受其波动AI稳定电源的补充。图表10：重点推荐公司一览表最新收盘价目标价市值(百万)EPS(元)PE(倍)股票名称股票代码投资评级(当地币种)(当地币种)(当地币种)20222023E 2025E20222023E2024E2025E中集安瑞科3899HK买入 6.4210.9713,0220.520.64 0.760.9066.47冰轮环境000811CH买入 12.4018.209,4690.560.91 1.171.3522.1413.6310.609.19资料来源：Bloomberg，预测图表11：重点推荐公司最新观点股票名称 最新观点中集安瑞科(3899HK)冰轮环境(000811CH)

23H1股东应占净利同增29.4%，清洁能源业务增速亮眼2023H1108亿元/yoy+20.2%16.5%/yoy+0.6pct6.26亿元/yoy+17.7%5.68亿元/yoy+29.4%/2023-2025EPS0.64/0.76/0.90元（0.62/0.73/0.81元），205.7亿人民币/221.710.97港币（11.33港币），“买入”。风险提示：行业下游需求恢复不及预期、汇率波动风险、清洁能源推广使用力度不及预期。报告发布日期：2023年08月24日点击下载全文：中集安瑞科(3899HK,买入):清洁能源增速亮眼，毛利率持续提升Q3归母净利同比增长29.31%，毛利率维持较高水平公司发布2023年三季度报告，2023Q1-Q3营收55.76亿/yoy+29.77%，归母净利5.65亿/yoy+71.51%。2023Q3收入为19.24亿/yoy+15.18%/1.93亿/yoy+29.31%/qoq-26.66%23-256.97/8.90/10.3023PE13.7x，考虑公司在2320xPE18.2元，（前值：18.23元），维持买入评级。风险提示：冷库投资低于预期；CCUS和氢能产业政策低于预期；工程类业务回款不及预期。报告发布日期：2023年10月27日点击下载全文：冰轮环境(000811CH,买入):Q3归母同增29%，毛利率维持高水平资料来源：Bloomberg，预测图表12：可比公司估值表2024/3/13上市公司名市值（亿元）2022A归母净利（亿元）2023A/E2024E2022PE估值情况2023PE2024PE制氢环节电解槽隆基绿能1,658.8148.1150.110.2阳光电源1,588.235.995.8111.844.216.614.2东方电气498.028.538.249.717.413.010.0上海电气668.4-35.7---18.7#DIV/0!#DIV/0!华光环能9.314.312.811.3华电重工3.725.033.721.0航天工程2.542.335.128.1石化机械1.7119.356.436.8兰石重装22.8科威尔1.770.637.425.8ITM30.5-4.1-8.4-4.4-7.5-3.6-6.9西门子能源865.9-50.4-34.685.2-17.2-25.010.2用氢环节甲醇MEOH205.923.912.312.28.616.716.9吉电股份122.56.711.514.8氨Yara566.0187.13.454.73.0166.510.3燃料电池系统系统总成及电堆亿华通-U66.9-1.7-2.3-1.0-40.2-29.6-70.2国鸿氢能91.3-2.7-33.4潍柴动力1,391.949.188.5111.528.415.712.5巴拉德59.2-11.7-11.7-10.8-5.1-5.0-5.5AFCEnergy11.9-1.4-1.6-1.7-8.7-7.3-6.8DoosanFuelcell70.70.2-0.30.7353.3-220.8105.5FuelCellEnergy33.0-9.4-7.6-9.2-3.5-4.3-3.6BloomEnergy160.1-3.2-3.1-0.5-50.8-52.0-307.8PlugPower163.1-48.8-97.0-50.2-3.3-1.7-3.2膜电极材料陶氏杜邦2,185.3394.032.781.85.566.726.7东岳集团15.74.021.39.8贵研铂业6.626.721.616.5安泰科技91.02.13.03.943.130.323.4储运环节冰轮环境8.422.113.811.2中集安瑞科128.210.612.314.4富瑞特装44.0--19.765.716.1中材科技230.17.511.08.8林德气体16,221.442.863.467.4378.9255.8240.6氢销售及贸易NewFortressEnergy472.112.538.954.637.912.18.6PlugPower163.1-47.8-97.0-50.2-3.4-1.7-3.2金宏气体4.243.431.223.5资料来源：，Bloomberg，2.0时代我们从下游成长预期、绿氢驱动因素、绿氢替代难度以及当前技术成熟度等维度出发，分技术改造难度低+减碳政策强化三重催化、绿氢导入有望率先启动的细分行业：1）航运清洁化带来绿色甲醇需求增长。2）绿氢转氨解决储运问题，中东低电价加速平价。3）氢冶金在减排同时防范焦煤供应链风险。从需求侧出发看绿氢产业新机遇从需求侧看，理解氢的需求，必须理解氢应用的多元化：1）氢的意义不仅仅是减排政策，还有产品多样性和经济性；2）氢的应用不仅仅是能源，还有可能是材料；3）氢在终端的形式不仅仅是氢本身，还可以是衍生物合成氨、合成甲醇。当然，与此同时氢应用的基础都是氢降本、经济性改善。氢衍生产品的多元用途决定了氢产业需求来自多点爆发2022IEAGlobalHydrogenReview，全球氢需求0万吨，（%（%（%、DRI（%全球氢供应接近0万吨，（%（%（%、油制（%、仅不到为可再生（生物质或电解槽。氢衍生产品的多元用途决定了氢产业需求来自多点爆发。从下游应用方向可以看出，氢在当前的能源供应体系中是一个中间产物，最终以炼化产品、合成氨、合成甲醇的形式流向95002.7%衍生物如合成氨、合成甲醇已经具备规模、成熟的全球供应链体系，作为氢的载体具备从灰转绿的供应链基础。IRENA2022年合成氨、合成甲醇一年市场需求分1.8、1.0亿吨。合成氨和合成甲醇是成熟的大宗产品，受原料影响，在海外通常与120、15010%、30%的供给每年通过国际贸易流通，其中合成氨主要是从澳大利亚等国向美国、中国、东南亚等地运输，甲醇则主要从中东、美洲地区流向中国、东南亚、欧洲等地。图表13：氢需求分应用和分地区情况（2022年） 图表14：氢供给分来源情况（2022年）煤制,21%

工业副产,16% 油制,1%可再生能源,1%天然气制,62%资料来源：IEA， 资料来源：IEA，从多个维度分析氢需求的形式，驱动力和替代难度我们认为需要从多个维度去分析氢需求的形式、动力和替代难度。我们针对化工、工业、19/合成氨尿素合成氨硝酸铵/甲醇，工业-富氢冶金/DRI冶金工业供热/居民供热，交通-燃料电池重卡/甲醇重卡/甲醇双燃料船/氨船舶/氢船舶/航空可持续燃料，发电-网内备用/离网分布式/掺氢燃机/掺氨煤机/氢气轮机，我们从产业增长，驱动因素，替代模式，技术成熟度这几个维度出发，综合评估来看：从成长预期出发，相较于成熟或衰退行业，成长行业意味着新产能投放需求，而企业对于在新产能中尝试新技术、或者存量产能新技术改造的意愿也相对更强。我们认为（AI领域整体需求预期持平，而部分子行业（炼化、冶金等）需求预期或在全球不同区域出现结构性差异。从驱动因素出发，绿氢导入的驱动力由强到弱我们认为包括直接政策（如绿氢及氢基（CBAM电力行业（从替代模式出发，考虑绿氢氨醇导入对下游主流工艺和使用方式的变化，可以从易到难区分为直接燃料替代、设备改造或替换、基建供应链替代。类比新能源发展初期，也是在基础设施不受制约的背景下得以顺利发展，现在基建（消纳、送出）短期遇到了一些瓶颈，市场开始担忧需求。所以不需要基建大改的需求导入短期看是可行性更高的。直接燃料替代最为简单，符合此类替代模式的场景包括：合成氨硝酸铵的绿氢30%50%以内煤机掺（仅需小幅改造设备改造替代次之但可行性相对高合此类替代模式的场景包括：富氢高炉替代煤粉、氢基竖炉替代天然气、工业供热氢车以及氨船舶、纯氢轮机以及燃料电池备用机组；替代难度最大-（燃料电池重卡、纯氢船舶）涉及运输、加注设施的搭建，亦涉及供应链变化。整体可以看到，氢基衍生燃料的应用大多属于直接燃料替代和设备改造范畴，而纯氢的替代应用则涉及基建供应链替代。从技术成熟度出发，我们观察到交通领域已有绿氢氨醇应用进入商业化初期，包括燃大部分炼化化工以及电力领域绿氢氨醇应用近年陆续进入试点阶段，包括炼化、合成氨、合成甲醇、冶金、工业供热、燃料少部分应用仍需针对绿氢氨醇燃烧性能包括氨图表15：绿氢替代难易程度的多维度分析行业子行业成长预期行业子行业成长预期驱动因素替代模式技术成熟度化工炼化灰氢合成氨-尿素甲醇平价碳税碳税多样性工业冶金-DRI竖炉工业供热居民供热平价平价+多样性多样性交通车-燃料电池重卡车-甲醇重卡航运-甲醇双燃料航运-氨SAF政策碳税发电网内备用掺氢燃机掺氨煤机氢燃气轮机碳税平价碳税碳税替代模式技术成熟度图例只换燃料商业化初期更换设备示范性更换基建研发资料来源：预测具体而言，我们认为针对绿氢、绿氨、绿色甲醇，各有一个应用方向的产业逻辑正在海外率先走通，兼具行业自身需求增长+技术改造难度低+减碳政策强化三重催化，有望占据先机：1）航运清洁化带来绿色甲醇需求增长。2）绿氢转氨解决储运问题，中东低电价加速平价。3）氢冶金在减排同时防范焦煤供应链风险。长距离运输打响绿氢启动第一枪，开辟绿色甲醇应用新赛道我们预计欧盟针对长距离运输（航空、航运）领域的减排政策会在2025-30年率先撬动绿2024年开始的出入境船舶碳排总量与强度控制，以马士基为首的船东公司在本轮船舶更换周期中从商业上选择甲醇双燃料船作为减排过渡2025年开始对航空的碳总量控制以及可持续燃料导入相关法规，兼容现有燃料和发动机体系的可持续航空燃料（SAF）成为短中期航空减排主力。尽管船舶甲醇燃料和可持续航空燃料的导入需要接受一定的溢价（不考虑碳税，需要绿氢分别降至5元、4元g才能平价，但我们看好2024-252026-272030年有望13060值得期待。一方面国内山东省氢能重卡高速费减免政策可以带来燃料电池重卡较柴油重卡的提前平价，另一方面当前已经平价的灰醇重卡有望带动重卡甲醇发动机和加注产业链的7元/kg2030210万吨每年绿氢的产业规模。船用可持续燃料2024Fitfor55对于欧盟一系列法规的一揽子修改，EUETSFuelEUMaritime两个欧盟法规应运而生，意在促进航运业碳排总量控制同时引导清洁燃料应用。202347EUETS欧盟碳市场于2024年开始覆盖航运业，规管欧盟境内航线100%的排放以及跨境航线50%的排放。2024年给予60%的免费配额，2025/26年免费配额将退坡至30%、0%。企业超出免费配额部分的排放量需通过在欧盟碳交易市场中购买碳配额来进行履约。未被配额覆盖的碳排放需要补缴配额并按100欧元/吨CO2缴纳罚款。根据上海国际航运研究中心，以亚欧航线（经苏伊士运河）传统动力船舶为典型案例，预计碳税成本达到15-30欧元/20尺集装箱（TEU），考虑该航线典型运营成本约590美元/TEU，则碳市场履约成本占航线运营成本的3~6%。FuelEUMaritime2025年开始生效，规管所有进出欧盟的境内及境外航线。根ETSFuelEUMaritime政策，通过直接监管船舶的碳排放强度，隔离了外部因素（EUETS约难度减小，从而更直接的刺激船舶企业导入清洁燃料。FUtme法规首个2025202520202%，2030/35/40/45/5020206%/15%/31%/62%/80%。202420212024IMO20502023年发布《2023IMO船舶温室气体（GHG）2008203040%，温室气体排放在0年至少减少%（力争%、0年至少减少%（力争%零碳燃料0年至少%（力争%IMO：呼吁全球航运减排和清洁燃料导入FuelEUMaritimeIMO：呼吁全球航运减排和清洁燃料导入FuelEUMaritime：规管入境欧盟船东排放强度2050：较2020年下降80%EUETS：规管入境欧盟船东排放总量2045：较2020年下降62%2040：温室气体排放在2040年至少减少70%（力争80%）2040：较2020年下降31%规管欧盟境内航线100%的排放及跨境航线50%的排放2035：较2020年下降15%2030：国际航运碳强度至少减少40%；温室气体排放至少减少20%（力争30）；零碳燃料2030年至少5%（力争10%）2%2024/25/26免费配额逐步退坡60%/30%/0%资料来源：EUCommission，IMO，船舶减碳的技术路线多样，但零碳燃料是终极方向。目前行业公认的船舶减碳技术手段包LNGLNG的减排潜力天花板较低：船舶降速：KNOWMI10%可以分别带来油船、集装箱船、干散货船10%13%15%以来全球船舶平均航速持续下202313.84%。一般而12-136~13%8~17%节能改造：（EnergySavingDevices）可以减低船舶燃料消耗并减低船（（风力辅助推进系统）ESD7-22%的能效提升。据克拉克森统计，截止2023（已应用在585025.6％。清洁燃料：当前远洋船舶的主流燃料选择是燃料油，根据Transport&Environment，以低硫燃料油（VLSFO）为例，其全生命周期（Well-to-Wake）碳排放强度达到92.63gCO2e/MJ，而相比之下LNG的减排潜力为16%，生物质甲醇86%，电甲醇70~100%LNG总体潜力有限。FuelEUMaritime的碳排强度下降时间表，绿色燃料以外的各类减排措施（船LNG）2035年前后的减排要求。中远期来看，船舶满足减碳政策目标还需依托甲醇、氨、氢等具备零碳潜力的清洁燃料形式。图表17100%（减排潜力）

FuelEUMaritime减排要求2050：80%60% 2045：62%30% 2040：31%20%

2035：15% 资料来源：EUCmmission，IMO，Transport&Environment，预测清洁燃料选项中，燃料特性、设备兼容度、技术成熟度综合推动绿色甲醇成为现阶段船东公司深度减碳的首选能源。绿氨仍待技术的成熟和商业化的进展。燃料特性：甲醇燃烧特性和重油类似，可以用双引擎直接替代。燃点和点火能量较氨具备优势，燃烧稳定，当前技术水平更容易实现，不似氨容易出现燃烧速率低（燃烧不均匀）和点火能量要求高（容易断火）的问题。 设备兼容度：（LNG,不像绿氨需要在-33而不能存储在常规的锌硅酸盐涂层储罐中。3-5期。甲醇船舶发动机早在6就已经有应用WterftSpig，目前实证应用时132023年中刚进入试点测试阶段，两大MANWinGD2024-2025年陆续推出大型商用船舶氨燃料发动机。安全性

腐蚀性

高温和高压下将导致金属腐蚀和氢脆性现象

对金属、橡胶等物质具有腐蚀性

有剧毒图表18图表18：船舶减排技术路线的成熟度和优劣势对比特征氢氨甲醇燃点(°C)570651.1463.8燃烧性最大层流燃烧速度(m/s)2.910.070.5爆炸极限(%)4.1-7515-275.5-44易挥发，吸入和接触均毒性 高浓度存在定毒性易挥发，吸入和接触均有剧毒气味 无味 低浓度即具强烈刺激臭

高浓度下具有刺激性气味经济性&

发动机统成本(€/kW)1 470 370 265燃料储成本(€/kWh)2 1.71 0.29 0.14短途及内河商业化刚刚起可行性注1：四冲程发动机情况注2：大型船舶情况

商业化进展

步，暂无大型船舶应用实例

大型船舶氨燃料发动机将于2024-2025年推出

已有5年以上商业化经验，应用相对成熟资料来源：《支撑绿氢大规模发展的氨、甲醇技术对比及应用发展研究》，郑可昕，2023；《Techno-economicassessmentofadvancedfuelsandpropulsionsystemsinfuturefossil-freeships》，Korberg,A.D.，2021，落地来看，本轮造船周期中甲醇船舶订单已开始快速增长，有望拉动船舶甲醇燃料需求在2025-30年间的从0到1。DNVIHS202393.5%/LNG5.96%/0.26%/LPG0.25%/0.05%；而全球在手船48.7%/LNG40.3%/8.01%/LPG2.24%/电混动0.8%LNG占据主导而甲醇增长斜率陡峭。20-25LNGAlphaliner2H21甲醇燃料首次出现在全球新增船舶订（占比3（占比海外头部船东公司引领甲醇双燃料趋势。2021年公司可持续发展报告中公开介绍了公司为面向零碳远洋航运所储备的燃料路线，包括“已商业化的生物柴油DNV2024年初统计，根据当前在手订单累计，到20282342023Exmar。图表19：全球新增船舶订单结构中，甲醇比快速提升 图表20：全球在役甲醇船舶规模预期（2015-2028E）

12%12%8%26%17%24%37%48%62%100%74%83%64%38%55%30%14%8%

甲醇LNG燃料油

250（艘）0资料来源：Alphaliner（2023）、 资料来源：DNV（2024）、绿色甲醇导入拉动对绿氢需求，基于技术路线选择，每单位绿色甲醇产出耗绿氢量在0.02~0.19生物质甲醇工艺流程为：以生物质气化路线为例，1）生物质原料经由干燥、热分解、氧化还原分解为O,O,H4和H2通H2/CO1:0.7调节至最大化甲醇产出效率的理想水平2:1CO/CO2含量偏高、H2含量不足，需要补氢内部补氢（CH4+H2OCO–CO2+2H2）生成氢气；外部补氢通过电解水制氢实现，电解经比例CO+2H2CH3OHCO2+3H2CH3OH+H2O两个反应制备出甲醇。对于生物质气化制甲醇，若以内部补氢为主、外部加氢为辅，1kg甲醇产出约需要g的氢气投入（丹麦Lvigogs项目；若以外部加氢为主、内部补0.09~0.12kg（IRENA。电甲醇工艺流程为绿电解水反应2H2O->2H2+O2；2）氢气与二氧化碳催化合成反应 CO2+3H2→CH3OH+H2O。为满足欧盟对非生物质基可再生燃料（RNFBO）的认定（核心要求是燃料全生命周期碳排放强度低于28.2gCO2eq/MJ，电甲醇在利用绿氢的基础上，其中二氧化碳来源的选项包括：1）直接空气捕捉；2）业（0年前可以使用工业点源捕捉CO0年以后不再符合欧盟认定。实2）CO2，因此当前多数CO2来源。对于电甲醇工艺，1kg甲醇0.19kg的氢气投入。图表21：生物质甲醇、绿色电甲醇工艺路线示意图资料来源：IRENA，能景氢研，公司公告，马士基可持续发展报告，2025-301000万吨年量级，拉100万吨年量级。DNV对全球甲醇船舶订单的追踪统计，预计2028230TEU吨位船舶的典型燃料耗量，预计上述船舶下水量对应甲醇需求超过万吨年。结合目前在建绿色甲醇项目的技术30%/70%由电甲醇0.19、0.02~0.09kgH2/kgMeOH2028年甲醇船舶带动100万吨/年。图表22：船舶绿色甲醇需求及对应绿氢需求测算12（百万吨） （百万吨

10 1.08 0.86 0.64 0.42 0.2- -2020E 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E生物质甲醇需求 电甲醇需求 对应氢需求（右轴）资料来源：DNV，MANES，马士基官网，预测中长期重卡清洁化氢基能源汽车国内外发展结构有所差异，但中长期来看有望聚焦于商用车发展。中国2015/2016年开始便通过新能源车的补贴政策，推动电动与燃料电池汽车发展。乘用车领域，电动车在中国具备显著更强的竞争力与产业链基础，因此国内市场燃料电池的发展集中于商用车，早年以客车与普通专用车为主，2021年开始燃料电池重卡开始逐步成规模的商业化。海外则主要是由日本车企推动燃料电池乘用车率先发展，商用车与重卡应用则在近年才开始，但体量相对较小。中国市场：2017-2020年基本无增长，2021年增长提速，但总量2023579172%365350%130kW。2023866043%图表23：中国燃料电池汽车销量（商用车主） 图表24：全球燃料电池汽车销量（乘用车主）资料来源：中汽协、 资料来源：中汽协会，Marklines，中国重卡保有量有望维持稳定，新能源渗透方才开始。我们在氢基长距离运输中将聚集于燃料电池的中长期展望。虽然在过去几年中，燃料电池汽车的销量有相当部分为客车，一方面国内公交车已基本实现电动化，另一方面公路营运载客汽车的保有量在持续下滑，至2023年仅有55万辆，实际可贡献的增长空间相对有限。900万辆附近。2021200km以内的短途应用，燃料电池重卡目标长里程运输。图表25：中国重卡保有量近年基本维持稳定 图表26：新能源重卡注册量与渗透率资料来源：公安部、 资料来源：中汽协、2019年获得政策鼓励，同样为一种中长期清洁发展路线。2（-35年中国燃料电池汽车保有量达到5万辆（至3年底累计约为8万辆，完成率%2020100万/330元/kg（折旧+燃料+运维我们测算是柴油重卡1.5x以上。图表27：中国燃料电池相关政策发布时间加氢站规划（座）保有量规划（辆）燃料电池相关-2025年2025年国家层面《中国制造2025》2015年-1,000《节能与新能源技术路线图2.0》2020年-100,000《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》2022年-50,000地区层面《天津市氢能产业发展行动方案》2020年-1,000《山东省氢能产业中长期发展规划(2020-2030年)2020年10010,000《四川省氢能产业发展规划》2020年606,000《北京市氢能产业发展规划(2021-2025年)》2021年-10,000《河北省氢能产业发展“十四五“规划》2021年10010,000《上海市加快新能源汽车产业发展实施计划(2021-2025年)》2021年70-《浙江省加快培育氢燃料电池汽车产业发展实施方矣》2021年505,000《江苏省"十四五"新能源汽车产业发展规划》2021年1004,000《内蒙古自治区”十四五"笔能发展规划》2022年605,000《福建省氢能产业发展行动计划(2022-2025年)》2022年404,000《广东省加快建设燃料电池汽车示范城市群行动计划年 2025年)》《河南省氧能产业发展中长期规划(2022-2035年)》2023年-5,000地区总和78070,000甲醇汽车相关-2025年2025年国家层面《关于在部分地区开展甲醇汽车应用的指导意见》2019-资料来源：国家发改委官网，中国政府网，各省发改委，中长期来看，锂电重卡无法胜任长距离运输，长途道路交通的清洁化，需要以绿氢为基准的燃料电池或绿色甲醇重卡。在整车总质量不变的假设下，电动重卡自身电池自重占比将随着最大里程的提升而持续提升，使得单位牵引货物质量的运营成本不断攀升。长途重卡需要功率与燃料可分离的清洁动力系统，绿醇与燃料电池在中长期均具备竞争力。图表28：当前成本水平下不同技术路径长里程重卡单位牵引质量年化运营成本对比资料来源：亿华通预测（假设的里程为高速里程m以内燃料电池重卡的年化运营成本可实现与目前的柴油重卡平价。20243月1ETC2年。3000元/kW600元/kWh30元/kg75%的场景下，燃料电池800km以下的最大里程下，与柴油重卡的年运营成本实现平价。图表29：运营性补贴可带动特定场景下燃料电池重卡平价资料来源：预测中长期燃料电池与甲醇重卡均具备较柴油重卡的直接平价竞争力。燃料电池：燃料电池的平价需要系统成本与绿氢应用的价格共同下降。对比柴油重卡目前的运营成本，我们预期氢燃料电池重卡平价需要燃料电池系统成本下降至2000元/kW14元/kg2.4Rmb/kg7元/kg柴油重卡的经济性。假设总公路货运周转量与重卡保有量不变下，预期2035年中国长途重载需求的绿氢需求将达到320万吨，全球需求达到640万吨。2030/203534/10917/46320S&Pglobal12019-2022年的累计销量2OECD22019年约为中国2.92640万吨。图表30：中长期来看，绿醇与氢燃料电池重卡均具备长距离运输的平价可能性 图表31：中国燃料电池与甲醇重卡保有量测资料来源：亿华通，重塑能源 资料来源：中汽协，1https://www.sp/ratings/en/research/articles/231003-global-heavy-duty-truck-sales-gain-momentum-amid-mounting-risks-128634932/transport/freight-transport.htm图表32：中国燃料电池与甲醇重卡保有量预测及对应绿氢需求（假设醇与氢均由绿氢制备）资料来源：预测航空可持续燃料EUETS航空减排规则趋严，叠加ReFuelEUAviation航空可持续燃料强制标准出台，欧盟航空减排力度亦持续加强。2012EUETS监管范围，对欧盟经济区（EEA）区域的EEA20242526年免202225%、50%、100%2026年，欧盟航空业将和航运业一样取消免费碳配额，企业需从欧盟碳交易市场购买碳配额完成履约义务，若违反缴100欧元/吨的碳排放罚款。ReFuelEUAviationFuelEUMaritime法规类（SF20253035404550（SAF）2%、6%、20%、34%、42%、70%；非生物质绿色合成燃料导入比NA1.2%5%10%15%35%1）航空燃料提供商为飞机提供的航空燃料符合上SAF导入时间要求；2）80%因此欧盟境内和境外往返欧盟的航司正与燃料提供商积极合作以满足上述政策目标。图表33：EUETS航空行业免费配额退坡节奏 图表34：RefuelEUAvation航空绿色燃料导入比例政策要求资料来源：EUCommission， 资料来源：EUCommission，全球航空业净零排放目标已然立法，有望带动全球航空减排努力。ICAO（CORSIA）2016CORSIA属于国际公约，与联合国气候变化框架公约（UNFCCC）2050年全球航2027年起ICAO成员国需监督本国航司完成CORSIA制定的减排目标，2027-35（2019年85%由于航空严格的安全规定，新引擎动力系统从研发到真正商飞往往需要数十年时间，主要（F视F燃10~50%的比例加注使用，是在下一代支持零碳飞行的机型研发、示范、商飞以前，或将在很长一段时间内作为航空业减排的主要方式。图表35：全球航空减排规管政策时间图

CORSIA：规管全球航空业排放2050：实现全球航空业净零排放ReFuelEUAviation：规管欧盟全境航空燃料加注

2045：SAF导入比例42%2040SAF导入比例34%

EUETS：规管欧盟内部航班以及飞往英国和瑞士的航班

期间每年全球航空

商及由欧盟起飞航班的燃料加注

2035SAF导入比例20%2030SAF导入比例6%2%

2024/25/26免费配额较2022年下降25%/50%/100%资料来源：EUCommission，ICAO，（TM3年71种受监管准许的SAF路线，我们对主流路线的工艺要点、商业化进程、掺混潜力及对氢潜在需求拉动试分析如下。HEFA（hydroprocessedestersandfattyacids）是一种生物航煤制备工艺。这种工艺将脂质原料（如植物油、餐饮废食用油、动物脂肪）中的甘油三酯、饱和及不饱和脂肪酸通过去氧+加氢处理分解成碳氢化合物,随后通过精炼转化为柴油或航空燃油。这是目前最为成熟、可以实现完全商业化的路径。90%产能由炼油厂掌握。可以至多在传统50%SAF路线。（Fischer–Tropsch（一氧化碳和氢气混合体在催化（液态的烃或碳氢化合物FT合成根据合成气来源可以细化为两条路线：）传统T-K（合成气费托合成石蜡煤油，（Gasification-FT）2）PtL-FT-SPK，Power-to-Liquids+空气捕捉/CO2，再制成合成气。FT-SPK是欧洲主流50%PtL-FT-SPKPtL-FT-SPK技术路线还ASTM20-50%使用，但且对绿氢需求量拉动效应更强。醇喷合成工艺（lcoholtojet，将糖类或淀粉作物转换为乙醇或异丁醇，再转化为（乙醇或异丁醇（如玉米或甘蔗（如农业或森林废物AlcoholtoJet至多在传统航煤中50%。糖类加氢处理发酵（HydroprocessedfermentedsugarsHFS）过程，将糖类直接转化为碳氢化合物。该过程又称合成异构烷烃（SynthesizedisoparaffinsSIP)，这个alcoholtojet，但省去了中间的酒精转化步骤。糖类会被发酵为不饱和碳氢化合物（法尼烯，CH，然后再转化为法尼烷（CH。FS或IP至多可以在10%。图表36：SAF技术路线示意图资料来源：BNEF，ICCT，2023T&E25个大型和20SAF（主要统计了tLT项目以及传统Gsfcn-FT项目，其中大型工业项目预计0年总产能170ReFuelEUAviation对合成燃料SAF1.2%的比例要求（60SAF需求。2024年初，目前尚无大型项目达成8个处于前期项目立项阶段、13个处于3ArcadiaeFuels（67.7千吨/年Norske-Fuel（32~64千吨年）NordicElectrofuel（6千吨/年，TE预计以上三个项目有望在24年底之前达成最终投资决定，并于2026-2027年开始生产。图表37：欧洲地区SAF产能情况统计资料来源：T&E，2030SAF导入带来的绿氢需求量在几十万吨结合国际航空运输协会2030、35SAF230、900亿升年（SAF渗透率接近%、%，参考欧盟laton设计，到5年SF燃料技术路线25%SAF/75%SAFPtL-FT-SPKSAF2030、35462250.17kgH2/kgSAF,60300万吨年的绿氢需求。绿氢化工可能率先平价化工领域是目前氢利用最大的产业，氢作为原料主要集中在石油炼化，甲醇和合成氨三个板块。综合来看在化工领域，我们认为合成氨市场空间最有可能被打开，其次是甲醇和炼化氢，且合成氨作为氢当前最成熟的长距离、长时间储运载体，因此将最先出现绿氢产业10元/kg在绿氢需求平价线中50%一个存在全球贸易的化工品，一旦平价即可顺利切入产业。同时液氨本身储氢量比液氢高50%，具备更低的运输和液化难度、更成熟的产业链支持，使其可能成为目前全球氢跨境运输产业链的首选。考虑绿氢的全球贸易拉动氨额外储运运输需求，带来绿氨合成产业化更快加速。除此之外，我们认为无论是炼化用氢、合成氨还是合成甲醇，绿氢在炼化化工领域的替代均还需考虑波动间歇式新能源电力输入与稳定不间断化工过程的物料平衡匹配问题，我们预计绿氢产业规模化、绿氢储运体系成熟化后这一问题有望逐步改善。我们展2030620万吨每年的绿氢需求，而氨的相关储运设备需求可能上升四倍。化工是氢重要的存量应用场景全球氢存量需求主要来自化工。20229500万吨主要由化工相关领域贡410031801590万吨。相比长流程化工，短流程化工绿氢替代工艺壁垒相对更低。长流程物料平衡、输入输出更为复杂，炼化、合成氨、合成甲醇领域的长流程比例各不相同，其中：IEA80%55%为在地天然气重整制氢（%（较难替代。（100%为煤制气制合成氨-/CO/H2C/H元素均进入尿素生产流程，是为一体化长流程，绿氢替代制备绿氨则需寻找外部碳源，从工艺角度来说替代所需改变流程较多。合成甲醇领域，（15%，产能主要集中于国内）约%甲醇制烯烃产能为一体化产能（T，然一体化主要系降本考虑，MTBE（10%）几乎均为甲醇-MTBE为一体化长流程。七部委首提“推广短流程工艺技术”为绿氢切入化工流程打开入口。202426日工信提出203020%以上，合成气一步法制烯烃、乙醇等短流程合成技术实现规模化应用。除长短流程的工艺变化以外，绿氢在炼化化工领域替代还需考虑大化工连续生产以及清洁碳源匹配问题。一方面，化工装置运行涉及复杂的物料平衡，往往要求装置连续稳定不间断运行，如何实现波动间歇式新能源电力制氢与后道化工工艺对稳定性要求的匹配，需要考虑储电/储氢等方式及其额外成本影响，若绿氢在国内产业成规模，有望降低这方面的担忧。另一方面，绿色甲醇工艺的“绿色属性”不仅需要绿色电力制氢，还需要低碳（如高浓度工业点源）甚至碳中性（如直接空气捕捉、生物质基）CO2CO2CO2图表38：全球化工用氢市场分布及长短流程分布（2022年）资料来源：IEA，合成氨绿氢平价已见曙光1.7-1.83000万-3200万吨的氢当量。全球氨直接贸易1/10，其余主要为本地使用。中东、拉美与俄罗斯是主要的氨净出口区域。印度、欧洲是主要氨净进口区域。图表39：全球氨产量整体维持稳定，氨贸易量为氨产量的10%左右资料来源：USGC，75-77%，其余则包含硝酸铵、磷酸一二铵等。下游品种决定了氨是否能直接在合成流程中使用绿氨替代。尿素，以及尿素的衍生肥料（N/硝酸铵及其衍生品，由于氨作为单独的原料使用，因此若绿氨可平价，则其可直接实现绿氨在合成流程中的原料替代。但绿氨目前尚未有权威性的认证体系。图表40：氨的下游品种与合成工艺是否需要二氧化碳决定了是否能短流程实现绿氨替代资料来源：InnovationforCoolEarthForum(ICEF)，新能源发电成本的快速下降推动绿氨制造区域性已现平价曙光。氨的合成成本中，制氢成80%，同时氨具备完善的全球贸易与储运体系，其应用不需要再有额外的较传统应用储运成本的增加，在短流程氨化工产品中可直接实现绿氨的替代。因此，当区域性的新能源制氢成本达到对应区域灰氢成本下的情况下，即可快速实现绿氨的平价。以中东区域为参考，绿氨平价曙光已现。S&P，20241FOB灰氨与绿氨0.4120.441USD/kg0.022USD/kWh的水FOB0.018USD/kWh15%FOB2024年中东新建光伏发电成本将低于0.02USD/kWh，中东绿氨平价曙光已现。且中东为传统的氨出口区域，具备完整成熟的物流体系。进一步有益于绿氨率先进入全球贸易体系图表41：合成氨成本中氢占主要部分（2023） 图表42：全球贸易灰氨价格目前在390-528美元吨（2024.01）资料来源：InnovationforCoolEarthForum(ICEF)， 资料来源：S&P，图表43：氨是氢众多下游应用中最快实现平价的品类（平价线测算，电解槽成本假设250USD/kW 图表44：氨具备完整的全球供应体系，中是主要出口区域之一资料来源：S&P， 资料来源：IHS，图表45：GCC区域离网光伏制绿氨成本有望迎来灰氨平价资料来源：IRENA，非尿素类传统氨应用将率先实现绿氨替代，欧洲有望引领绿氨应用。我们认为不含碳的氨（来看，我们认为欧洲将引领绿氨的应用。欧洲在肥料应用中，尿素类肥料的应用占比远低于全球水平。全球2030/2050年有望看到350/1200（绿氢当量若欧洲于2030年实现工业260万吨绿氢需求。同时我们预期尿素类长流程产品也会开始有一定比例的绿氨替代应用。长期来看，我们预期化工用氨整2050100%3100万吨的绿氢需求。图表46：欧洲肥料中尿素占比显著低于全球水平，易于绿氨替代（2020/2021）资料来源：FertilizersEurope，图表47：绿氨替代性应用将伴随氨本身的平价，在不含碳的氨下游中逐步形成直接替代资料来源：预测绿氨作为绿氢国际贸易的载体，通过跨国配置加速绿氨平价50%0.1-0.2、1.1-1.3美元/kg0.0150.03（2倍）2.63/3.35kgH2、3.87/4.37kgH2。对比中东到欧洲的液氨与液氢作为运输载体，考虑运输+转化成本下，液氨低于液氢。生产地转化电力损耗：5.1kWh12kWh。运输成本0.17美元/kg1pilot阶段，并未有成熟的储运体系。目的地转化电力需求：10kWh0.5kWh（液氨转化电耗存在下降空间，未来可能降到W运输渠道的完备性及蒸发损失：液氨有着完整的贸易渠道与已技术成型的运氨船，液氨装卸码头等。大规模的液氢制备、液氢运输，以及液氢的存储目前都还在相对起步0.5%/day左右的蒸发损失，2013%/图表48：绿氨替代性应用将伴随氨本身的平价，在不含碳的氨下游中逐步形成直接替代资料来源：罗兰贝格，图表49：考虑运输与转化成本下目的地用的全成本拆分 图表50：长距离海运上，液氨的运输转化成本仅为液氢的1/2左右资料来源：罗兰贝格，IRENA， 资料来源：罗兰贝格，能景咨询，图表51：绿氢的全流程成本中，目的地氨转氢的成本影响较大资料来源：罗兰贝格，能景咨询，全球目前主要的绿氢项目绝大部分均以绿氨作为运输载体，全球氨贸易量有望大幅增长。203040%80%IEA4倍以上。图表52：全潜在的绿氢贸易绝大部分以氨为载体（2030年）资料来源：IEA，绿氢冶金大有可为CBAM2024202611日正式起CBAM规管行业中成本线受影响较大的行业，且不仅是欧盟境内钢铁产能、境外向欧盟进口的钢铁也将面临减碳压力。冶金解决碳排的问题有多种技术路线。其中，存量高炉产能用富氢喷吹替代煤粉具备（平价线在4元10元/kg，因此富氢高炉或率先在面向欧盟的出口产能中试点导入，0.01~0.03kgH2/kg元/kg及以上，因此我们预计在中东等焦煤紧缺而气基竖炉普及区域或具备经济性导入机会，拉0.01~0.06kgH2/kgCBAM拉动的富氢高炉绿氢需求和由2030105万吨、42万吨每年规模。CBAM进入过渡期，国际钢铁行业影响相对显著2024CBAM20235月正式202310CBAM，欧盟对指定行业进口产品的碳排放量基于一定比例征收碳关税，首批纳入规管的是钢铁、电力、化肥、水泥、铝和氢六个CO2、N2O及全氟碳化物排放。当前，CBAM处于过渡期（202310120251231日CBAM202611日正式起征，欧盟境内的进口商需根据其进口产品的碳排放量1EU100欧元/吨的罚CBAMETS2026年开始逐2034年全部取消（2026、27、28、29、30、31、32、33、34年取消比例分别为5、%、%、%、%、%、.5%、%、%ETS随着免费配额的逐步取消，欧盟进口贸易商的碳成本随之不断增加，欧盟减排政策影响由域内向域外辐射贸易关联国。因此有动力采取减排措施。图表53：免费配额退坡时间表 图表54：碳关税计算公式资料来源：EUCommission， 资料来源：EUCommission，综合排放强度和影响范围，全球钢铁、化肥行业受CBAM冲击相对更大。一方面，从进口依赖度来看，2022CBAM相关行业欧盟进口量占欧盟总消化肥行业进口依赖度最高但进口来源分散，最大进口来源美国、阿曼、特立尼达和多巴哥、中国、土耳其等国家（但均不超过%，化肥类目下包括氨，其中合成氨进口依赖度较低，化肥更多是以产成铝行业进口依赖度其次挪威（占比%、俄罗斯（占比%、中国、冰岛、土耳其（占比均为）等国家（占比%（占比%、乌克兰（占比%、土耳其（占比%、中国（占比%）等国家。）电、水泥和氢行业进口依赖度相对较低。图表55：欧盟CBAM行业进口依赖度估算（2022年，用进口量/消费量近似）及主要贸易伙伴资料来源：EUCommission，Eurostat，根据欧盟委员会数据，CBAM四大工业行业钢铁水泥化肥铝的单位总碳排放强度分别/46（tCOt，直接碳排放强度分别为/08/03/17（tCOt，考虑100欧元/14%/70%/5%/4%，CBAM带来的成本冲击或相对更大，减排动力更强。图表56：CBAM对产品生产成本影响资料来源：EUCommission，CBAM影响幅度来CBAM2022年前十大钢铁进口国家或地区为俄罗斯、乌克兰、加拿大、土耳其、中国、印度、巴西、韩国、中国台湾和英国。欧盟亦是上述国家或地区的重要钢铁出口市场，为俄罗斯、乌克兰、加拿大、土耳其、印度、巴西、韩国CBAM的实施会对上述国家的钢铁出口施加较大的减排压力，在碳成本不断提高的趋势下，全球钢铁供应链有望率先开启减排行动。图表57：钢铁行业欧盟进口格局，以及出口国钢铁出口格局CBAMeurostatworldsteel。如有出入，请以各国统计机构官方数据为准。资料来源：Eurostat，钢铁减排技术路线多样，氢具备广泛用途目前主流的钢铁生产路线包括高炉-转炉（BF-OF、废钢-电炉（p-EF、竖炉-电炉（DRI-EAF）三类，三大路线技术特点与减排潜力各不相同。BF-BOF路线技术成熟，应用最为广泛，但减排潜力有限。BF-BOF路线使用焦炭和煤粉作为还原剂，在高炉中还原铁矿石以生产铁，再通过转炉进一步炼制成钢。该工艺经过长时间发展与实践，技术成熟度高，在全球范围内得到广泛应用，根据世界钢铁协会的数据，2022BF-BOF69%。当前全球-90%Scrap-EAFScrap-EAF路线采用废钢直接融化炼钢，不涉及炼铁环节，因此流程较短、设备简单，碳排放主要来自于电炉用电，整体清洁程度更高。据世界钢铁协会，2022Scrap-EAF24%。从区域分布来看，Scrap-EAF工艺能够实现废钢资源的循环再利用，因此在钢铁行业发达的成熟市场如北美、欧洲具有较高的市场份额（上述地区分别~60%、~40%Scrap-EAF路线。此外，在部分高质量铁矿或优质煤炭资源相对有限的地区，Scrap-EAF比例的应用，如南美洲部分国家。DRI-EAF路线相对较新，减排潜力大，有望随技术进步取得更广泛的市场份额。DRI-EAFH2/CO合成气作为还原剂，在竖炉中将铁矿还原为海绵铁，后经由电炉炼制成钢。相较上述两条路线，DRI-EAF技术成熟度较低，且对铁矿品质要求更高，目前应用规模有限。根据世界钢铁协会数2022DRI-EAF7%，主要集中于天然气MENA（中东北非（95%DRI-EAF路线（约占当地钢铁产量的%图表58：2022年全球钢铁产量结构 图表59：2022年全球主要钢铁生产国不技术路线产量（百万吨）资料来源：BNEF， 资料来源：世界钢铁协会，BF-BOF13-20%，与现有产线兼容度高，可作为过渡技术以实现短期减碳。BF-BOF路线主要通过喷吹氢气取代煤粉50%13-20%（但高炉整体仍以焦炭作为还原骨架，因此减排潜力有限包括日本、韩国、德国、中国等，其中中国宝钢集团的富氢碳循环氧气高炉使用高温20%的减碳目标。主要技术优势主要技术难点由于氢分氢与Okosun团队研究30.03kgH2需求/kg粗钢。Scrap-EAF现零排放，但技术应用受制于废钢产量，难以在短期内实现大规模替代。由于Scrap-EAFBF-BOF82%主要问题：受制于原材料废钢产量，对于尚处发展期，钢铁需求量较大而进入报废周期钢铁体量较小、且回收利用体系不