电力新能源行业市场前景及投资研究报告：未来产业投资地图“氢能”储能

未来产业投资地图系列之“氢能”发布日期：2026年05月07日摘要：氢能是能源转型重要方向，政策托底与应用扩容推动产业链逐步放量

核心观点：氢能是实现能源结构转型和深度脱碳的重要载体，产业链覆盖“制、储、运、加、用”全环节，兼具能源属性、化工属性和装备制造属性。当前阶段，绿氢成本仍高于传统煤制氢，产业发展尚未完全进入市场化自循环阶段，政策补贴、碳交易、绿色燃料溢价和地方示范项目仍是推动产业落地的核心力量。中长期来看，随着“十五五”氢能综合应用试点推进，传统化工、煤电低碳化改造、船运绿色燃料等需求场景逐步打开，绿氢、绿氨、绿醇有望成为氢能规模化应用的重要突破口。产业链投资机会将从单一设备放量，逐步转向具备技术壁垒、成本优势和场景绑定能力的综合型企业。

氢能产业进入政策与应用共振阶段，短期仍需政策托底形成商业闭环。

氢能作为清洁能源载体，具备跨能源、化工、交通和装备制造等多行业融合发展的特征。当前绿氢制备成本平均仍高于煤制氢平价线，市场化推广难以完全依赖终端自发需求，因此政策补贴、碳交易机制、电价补偿和新能源非电消费比例约束，是短期推动项目落地的关键抓手。随着氢能综合应用试点启动，单个城市群奖励上限有望达到16亿元，预计将对燃料电池车、绿色氨醇、化工、掺烧和钢铁等场景形成阶段性拉动。

经济性改善是氢能产业规模化的核心变量，绿氢平价依赖电价、电解槽成本和能耗共同下降。

目前典型绿氢制备条件下，制氢成本仍处于较高水平，距离煤制氢8—12元/kg的平价区间仍存在一定差距。未来绿氢成本下降主要来自三方面：一是低成本风光资源带来的电价下降，二是电解槽设备价格持续下探，三是系统能耗和运行效率优化。由于各地资源禀赋、项目规模和消纳条件差异较大，氢能项目经济性更适合进行一对一测算，不能简单套用统一成本假设。

需求侧由传统工业替代向绿色燃料打开，绿醇、绿氨和煤电低碳改造是中长期增量方向。

国内传统化工是现阶段绿氢最清晰的存量替代场景，合成氨、甲醇、石油炼化等行业均具备较高碳减排压力，其中石油炼化需求弹性较大。煤电低碳化改造有望从2025年后释放绿氢需求，2030年前有望形成百万吨级别增量空间。海外方面，欧盟船运脱碳政策持续推进，绿色甲醇需求有望伴随甲醇双燃料船订单交付逐步释放，绿醇出口和绿色燃料供应链或成为国内氢能企业的重要成长方向。目录01.

氢能行业简介：能源转型与深度脱碳背景下的战略性新兴产业02.

氢能产业链：上中下游协同，推动低碳化发展03.

上游环节分析：ALK电解槽保持主流，PEM/AEM/SOEC提供中长期技术弹性04.

中游环节分析：高压储氢短期主导，管道输氢是长距离规模化关键05.

下游应用分析：交通示范先行，工业替代和绿色燃料贡献长期空间06.

风险提示氢能产业定义及产业范畴Part1.1

氢能行业是指围绕氢气的“制、储、运、加、用”全产业链条形成的综合性经济业态。其核心是利用氢作为清洁能源载体，实现能源转型和深度脱碳。氢能的商业模式闭环必须依赖政策，短期是补贴，长期会回到碳交易，最易达成平价的是绿氨。氢能产业链上下游环节一览5资料：Wind、中信建投政策端：顶层设计与地方红利的双重共振Part1.2今年3月16日工信部牵头三部门联合下发《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》，给予单个城市群的奖励上限16亿元，预计共启动5个城市群，试点期4年。

我们测算各场景补贴每年平均退坡0.4元/kg，各场景能够拿到的补贴最大数额从高至低分别为：1）燃料电池车：考虑可再生能源制氢、高速加氢站两项额外补贴后，首年最大补贴可达到6.4元/kg，基础补贴首年为2元/kg2）绿色氨醇：可再生能源制氢首年补贴3.2-4.0元/kg3）化工、掺烧：可再生能源制氢首年补贴2.4-3.2元/kg4）钢铁：可再生能源制氢首年补贴2.4-3.2元/kg，若使用非可再生能源制备的低碳氢（如副产氢等）首年补贴金额为1.2-2.0元/kg绿氢产业链相关政策梳理6资料：政府官网、中信建投政策端：顶层设计与地方红利的双重共振Part1.2

一般来讲，城市群申报需要地方配套政策，各地最终补贴也取决于地方配套金额，十四五期间中央：地方大约为1：1。补贴后我们认为可实现平价，但本次政策对氢能规模化拉动有限，仍需期待后续政策导入力度。

对于10万吨可再生能源制氢项目，每年能够拿到的补贴金额分别为3.38、2.98、2.58、2.18亿元，4年运行期可拿到总补贴额度约为11.12亿元。5个城市群可获得的补贴总额80亿元，假设总金额50%用于绿氢生产，我们测算4年可享受补贴的绿氢产能约为40-50万吨（单体项目规模越大补贴金额越少），以当前氢气需求（2025年3750万吨）测算绿氢渗透率1-2%，对应十四五期间25万吨产能建设仅增长了一倍。若将以上绿氢分别全部折算成绿氨/绿醇预计250/400-800万吨。

后续政策展望，十五五示范城市群政策只是开端，后续预计还有更普适性的政策正在研究中：1）CCER（国家核证自愿减排量）：为绿色燃料赋予绿色溢价，其影响范围更广、持续性更强，预计2027-2028年是成熟关键节点。2）固定资产投资补贴：

可能还有针对项目投资的补贴政策，与本次应用端补贴不冲突，侧重点不同。7政策端：顶层设计与地方红利的双重共振Part1.2十五五国家补贴金额分项目梳理8资料：政府官网、中信建投经济性端：LCOH平价线的三剑齐发Part1.2

绿氢生产较典型的条件为0.24元/kwh电价、4.5kwh/Nm3、600万/5MW电解槽价格，绿氢制备成本平均水平位于16元/kg，距离煤制氢平价线（8-12元/kg）距离在4元/kg附近。但是各地、各项目的风光资源禀赋差异较大，成本建议一对一项目分析测算。

因此，市场化行为并非当前绿氢产业链运行的核心逻辑，产业化的底层逻辑是依赖如下两种方式（或其一）形成政策托底，方可推动氢能进入自循环的商业模式。1）通过政策补贴、碳交易、电价补偿等形式给予绿氢绿色溢价方可形成商业模式闭环；2）通过设定新能源非电消费比例等强制手段提供绿氢产能建设的底线。

图、绿氢成本对电价/电解槽能耗的敏感性分析（当前平均水平位于图、绿氢成本对电价/电解槽售价的敏感性分析（当前平均水平位于1616元/kg，平价线为8-12元/kg）元/kg，平价线为8-12元/kg）电耗（kwh/Nm3）电解槽价格（万元/5MW)163.807.873.908.054.008.234.108.414.208.594.308.774.408.954.509.134.609.314.709.494.809.674.909.855.0010.0310.5811.1411.7012.2512.8113.3613.9214.4815.0315.5916.1516.7017.2617.8116.0832060.1400.008.62420.008.67440.008.72460.008.77480.008.82500.008.87520.008.92540.008.97560.009.02580.009.07600.009.12620.009.17640.009.220.10.110.120.130.140.150.160.170.180.190.28.298.498.688.879.069.259.449.639.8210.0110.5311.0611.5812.1012.6313.1513.6714.1914.7215.2415.7616.2916.8110.2010.7411.2711.8012.3412.8713.4113.9414.4715.0115.5416.0816.6117.1410.3910.9411.4812.0312.5713.1213.6614.2114.7515.3015.8416.3916.9317.480.110.120.130.140.150.160.170.180.190.29.129.179.229.279.329.379.429.479.529.579.629.679.728.728.929.129.329.539.739.9310.1310.6311.1311.6312.1312.6313.1313.6314.1414.6415.1415.6416.1410.3310.8411.3611.8712.3812.8913.4013.9114.4314.9415.4515.9616.479.629.679.729.779.829.879.929.9710.0210.5211.0211.5212.0212.5213.0213.5214.0214.5215.0215.5216.0210.0710.5711.0711.5712.0712.5713.0713.5714.0714.5715.0715.5716.0710.1210.6211.1211.6212.1212.6213.1213.6214.1214.6215.1215.6216.1210.1710.6711.1711.6712.1712.6713.1713.6714.1714.6715.1715.6716.1710.2210.7211.2211.7212.2212.7213.2213.7214.2214.7215.2215.7216.229.149.359.579.789.9910.2110.6811.1611.6412.1212.6013.0813.5514.0314.5114.9915.4710.4210.9111.4011.8912.3812.8713.3513.8414.3314.8215.3115.8010.1210.6211.1211.6212.1212.6213.1213.6214.1214.6215.1215.6210.1710.6711.1711.6712.1712.6713.1713.6714.1714.6715.1715.6710.2210.7211.2211.7212.2212.7213.2213.7214.2214.7215.2215.7210.2710.7711.2711.7712.2712.7713.2713.7714.2714.7715.2715.7710.3210.8211.3211.8212.3212.8213.3213.8214.3214.8215.3215.8210.3710.8711.3711.8712.3712.8713.3713.8714.3714.8715.3715.8710.4210.9211.4211.9212.4212.9213.4213.9214.4214.9215.4215.9210.4710.9711.4711.9712.4712.9713.4713.9714.4714.9715.4715.979.569.7910.0110.4610.9011.3511.7912.2412.6813.1313.5714.0214.4610.2410.6911.1511.6012.0612.5212.9713.4313.8814.3414.8010.4610.9311.3911.8612.3312.8013.2613.7314.2014.6615.139.9910.2210.6511.0911.5211.9612.3912.8213.2613.6914.1310.4110.8311.2511.6812.1012.5212.9413.3713.79电价(元电价(元/kwh)/kwh)0.210.220.230.240.210.220.230.240.250.260.270.280.290.314.2114.6415.0615.4815.9016.3314.5614.9915.4315.8616.2916.7314.9115.3515.8016.2416.6917.1315.2515.7116.1616.6217.0817.5315.6016.0716.5317.0017.4717.9315.9416.4216.9017.3817.8618.3416.2916.7817.2717.7618.2518.7416.6417.1417.6418.1418.6419.1416.9817.5018.0118.5219.0319.5417.3317.8518.3818.9019.4219.9417.6818.2118.7519.2819.8120.3518.0218.5719.1119.6620.2020.7518.3718.9319.4820.0420.6021.150.250.260.270.280.290.316.1216.6317.1317.6318.1318.6316.1716.6817.1817.6818.1818.6816.2216.7317.2317.7318.2318.7316.2816.7817.2817.7818.2818.7816.3316.8317.3317.8318.3318.8316.3816.8817.3817.8818.3818.8816.4316.9317.4317.9318.4318.9316.4816.9817.4817.9818.4818.9816.5317.0317.5318.0318.5319.0316.5817.0817.5818.0818.5819.0816.6317.1317.6318.1318.6319.1316.6817.1817.6818.1818.6819.1816.7317.2317.7318.2318.7319.23资料：香橙会，中信建投测算（蓝色部分为平价条件）资料：香橙会，中信建投测算（蓝色部分为平价条件）9国内需求端1：传统化工行业每年预计新增绿氢需求17-20万吨Part1.2

2023年我国氢气需求总量3686.2万吨，同比+4.5%，石油精炼、甲醇、合成氨增长占比分别为29.6%、28.9%、27.1%为绿氢消费的前三大领域，以上行业均属于高耗能行业，因此，我们基于《2024-2025年节能降碳行动方案》对传统化工行业绿氢需求测算认为：预计2030年20%的替代比例下国内传统化工行业预计新增绿氢需求17万吨，石油炼化行业需求是核心。图、预计2030年前国内传统化工行业每年预计新增绿氢需求17-20万吨，石油炼化行业需求是核心项目单位万吨GW2024E0.100.010.560.080.110.010.772025E0.290.031.710.160.320.032.322026E0.590.043.470.240.640.044.702027E1.090.076.450.411.180.078.712028E2.102029E3.622030E5.68合成氨绿氢需求-中国新增电解槽需求-中国0.140.210.28石油炼化绿氢需求-中国新增电解槽需求-中国甲醇绿氢需求-中国新增电解槽需求-中国化工核心产品绿氢需求yoy万吨GW12.510.8321.771.2734.341.72万吨GW2.273.936.160.150.230.31万吨%16.8893.71%8.1629.3273.72%12.441.7046.1857.49%16.862.31203.23%

102.15%

85.57%化工核心产品新增绿氢需求化工核心产品电解槽需求yoy万吨GW0.770.101.560.212.370.324.020.551.12%103.23%

52.42%69.35%

103.21%

52.40%35.46%资料：wind，政府官网，氢云链，中信建投10国内需求端2：燃煤锅炉低碳化25年开始释放绿氢需求，30年有望达百万吨Part1.2

我们基于《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》对煤电领域绿氢需求测算认为：预计2030年前国内每年预计新增绿氢需求百万吨级别，25-30年cagr超过100%。图、预计2030年前国内每年预计新增绿氢需求百万吨级别，25-30年cagr超过100%项目单位亿kW%202012.45202112.974.14%11.092.69%0.52202213.32202313.912024E14.604.96%12.003.02%0.692025E15.282026E15.954.41%12.612.42%0.672027E16.624.20%12.892.22%0.672028E17.294.02%13.162.05%0.672029E17.963.86%13.411.89%0.672030E18.633.72%13.641.75%0.672035E21.693.09%14.461.17%0.612040E24.412.39%14.980.70%0.542045E26.872050E29.18火电装机yoy-煤电装机yoy2.75%11.174.40%11.654.65%12.321.93%15.251.66%15.37亿kW%10.800.560.73%0.364.27%0.662.64%0.680.36%0.490.15%0.46火电新增装机亿kW%yoy-煤电新增装机yoy-7.67%0.29-31.00%0.0885.62%0.484.40%0.35-1.60%0.32-0.77%0.30-0.54%0.28-0.30%0.26-0.08%0.250.15%0.23-1.74%0.16-2.33%0.10-2.05%0.05-1.19%0.02亿kW%0.40-26.42%-72.22%490.97%-26.37%-10.00%-5.85%-5.85%-5.85%-5.85%-5.85%-6.85%-8.85%-11.85%-15.85%掺氨机组需求测算存量机组累计掺氨改造量亿kw%0.010.04207%0.3%60.09139%0.7%150.1682%1.3%270.34104%2.5%560.68103%5.0%1143.6239.59%25.0%6035.9910.63%40.0%9996.862.76%45.0%11447.682.28%50.0%12810.16yoy存量机组掺氨改造累计渗透率-对应600MW大型机组数量%0.1%2个存量机组新增掺氨改造量亿kw/年%0.010.03107%40.05105%90.0742%120.17130%280.350.590.480.17yoy103%5811%-4%-18%29-1%-对应600MW大型机组数量个/年%(热值）h2987927新增机组设计掺氨比例10%420624.2110%419074.21207%5010%4175152.29105%10215%4160318.77109%21615%15%35%40%45%50%掺氨机组利用小时数掺氨机组NH3耗量4145712.51124%49641301500.41111%1004102%265403520367.0968.48%387330.98%359468%392321295.100.90%3485-2.09%37581%379436528394.73-4.28%14000.11%1481-4%万吨/年%10447.03-13.28%1393yoy-掺氨机组每年新增NH3需求万吨/年%244yoy107%13105%27112%56129%126-16.76%1844掺氨机组绿氢耗量万吨/年%yoy-掺氨机组每年新增绿氢需求yoy207%9105%18109%38124%88111%177-13%246万吨/年%4683615247107%3.40207%2.29107%105%6.99112%14.63109%9.93112%129%32.69124%22.76129%102%68.84111%46.08102%31%-2%-17%479.33-13%63.89-17%0%掺氨机组配套电解槽需求GW%1.111.11934.4968%977.071%385.17-4%yoy-掺氨机组每年新增电解槽需求yoy105%4.69105%GW%177.6831%159.88-2%64.260%掺生物质机组需求测算存量机组累计掺生物质改造量亿kw0.010.04207%0.3%60.0670%0.5%110.13104%1.0%220.27104%2.0%450.68154%5.0%1142.1726.04%15.0%3623.006.67%20.0%4993.814.94%25.0%6364.613.87%30.0%768yoy存量机组掺生物质改造累计渗透率-对应600MW大型机组数量存量机组新增掺生物质改造量yoy%%0.1%2个亿kw/年%0.010.03107%40.034%0.07152%110.14103%230.410.300.170.160.16203%69-6%-11%280%0%-对应600MW大型机组数量新增机组设计掺生物质比例掺生物质机组利用小时数掺烧机组生物质耗量yoy个/年%(热值）h2450272710%42062310%41907010%41759615%416023315%414555715%41301500169%1127202%35%40%45%50%365276230.95%12790.84%40351035447.17%184610.38%39237542-6.14%1139-9.20%37947272-0.73%12271.49%万吨/年%207%4737%49143%184139%373-掺烧组每年新增生物质需求yoy万吨/年%23107%4%277%103%11资料：wind，政府官网，氢云链，中信建投国内需求主线3：海外绿醇需求推动本土产能释放Part1.3

时间线梳理：18年开始立法，近年发展迅速，IMO近期提出2050净零排放目标，几乎每年都有新法规出台，今年发布EU

ETS，明年Fuel

EU执行，2027年会有IMO基于市场机制的中期措施出台。图、欧盟船运业脱碳的政策时间线梳理资料：欧盟官方公报（Official

Journal），IMO，DNV，信德海事，中信建投国内需求端3：欧盟绿醇需求可达8016万吨Part1.3

欧盟地区：我们基于2030年甲醇渗透率5.5%测算，届时碳排可满足FUEL

EU的脱碳目标，对应2030年绿醇需求位于545万吨

全球：考虑全球船运油耗约2.3亿吨/年（欧盟约0.4亿吨/年，占全球约17%），IMO规则发布船运脱碳将进一步拓展至全球范围，全球若达到2030年5.5%的甲醇渗透率目标，绿醇需求将扩大至3150万吨,对应设备/运营规模较欧盟地区提升5-6倍）图表、欧盟：绿色甲醇产业链-设备及运营市场规模测算项目单位2024E2025E2030E2035E2040E2045E2050E欧盟绿色燃料需求（以投产节奏测算新增需求，实际设备投资端需前置2-3年）①绿醇需求量万吨万吨547425451001458183328436557534948016452每年投产产能（以每五年平均计算）‘-生物质甲醇5191829515945占比（绿醇）%20%420%3818%16%14%12%10%’-电制甲醇82153314435407占比（绿醇）%80%180%1482%84%86%88%90%设备投资规模（以投产节点测算，实际投资前置2-5年）气化炉投资亿元亿元%30531011311161.1277%0.250.030.3423%210.2075%2.470.323.3425%2222.8077%39.8776%76.0075%97.9275%85.4874%占比绿氢需求量万吨GW5.320.696.9723%9.941.2912.6324%20.242.6324.9625%27.853.6233.3225%25.973.3830.1426%电解槽需求电解槽投资亿元%占比运营市场规模亿元亿元万吨元/吨亿元万吨元/吨2205541182170.24501.771969263.17798.042614328.441024.27‘生物质甲醇运营规模‘生物质甲醇需求量生物质甲醇甲醇单价‘电制甲醇运营规模‘电制甲醇需求量电制甲醇甲醇单价0.360.933.8410.3635.96100.0085.95246.123889.24

3704.03

3595.74

3492.09

3392.84

3297.74

3206.611.713.7318.0941.46183.95468.11

1012.05

1705.49

2285.43449.79

1216.91

2787.36

4959.98

6996.074581.63

4363.46

4089.60

3846.72

3630.83

3438.50

3266.73资料：氢云链，中信建投测算国内需求主线3：欧盟长期需求空间分别1183/197万吨Part1.3图

表

、欧盟：绿氢/绿氨燃料产业链-设备及运营市场规模测算项目单位2024E2025E

2030E

2035E

2040E2045E2050E欧盟绿色燃料需求（以投产节奏测算新增需求，实际设备投资端需前置2-3年）②绿氨需求量万吨万吨00000011122416611019121118333每年投产产能（以每五年平均计算）电解槽投资规模（以投产节点测算，实际投资前置2-5年）亿元00033121287323绿氢需求量万吨0.000.0010.5000.000.0010.4000.000.0010.08026.053.399.785397.7812.719.49171239.80

278.42电解槽需求GW31.179.2035636.198.93351电解槽单价亿元/GW亿元运营市场规模‘绿氨需求量万吨0.000.000.00110.72

415.59

1019.16

1183.27绿氨单价元/吨万吨7892.00

7102.80

5682.24

4829.90

4105.42

3489.61

2966.16③绿氢需求量0000001846910170201975每年投产产能（以每五年平均计算）万吨电解槽投资规模（以投产节点测算，实际投资前置2-5年）亿元0002385203229绿氢需求量电解槽需求万吨0.000.0010.5000.000.0010.4000.000.0010.08018.452.409.782369.269.009.4981169.86

197.21GW22.089.2018925.648.93208电解槽单价亿元/GW亿元运营市场规模‘绿氢需求量万吨0.000.000.0018.4569.26169.86

197.21绿氢单价元/吨16000.00

14400.00

12960.00

12312.00

11696.40

11111.58

10556.00资料：氢云链，中信建投测算国内需求主线3：主流船公司绿醇船舶订单陆续进入交付周期Part1.3

从目前已披露的船公司订单来看，26年交付的甲醇船舶进入运营阶段，可在2025-2030年形成至少400万吨绿醇需求图、国内主要船舶企业甲醇船舶订单甲醇需求（26年）公司马士基达飞订单数量交付开始时间23年26艘(35万

TEU)92万吨32艘(42万

TEU)25年196万吨72.5万吨40万吨未披露未披露未披露16艘(35万TEU)中远海运赫伯罗特ONE25年15艘26年完成改造26年(34万TEU)12艘(15万

TEU)24艘(38万

TEU)长荣海运现代商船23年24艘(8万

TEU)25年资料：

DNV，中信建投国内需求主线3：目前马士基与金风科技已形成550€/吨-50万吨采购合同Part1.3

目前马士基与下游签订的甲醇供货协议仅金风科技为商务订单，其余均为意向合同马士基意向采购清单序号公司国家

产量（万吨/a）丹麦

300.00类型签约日期

供应时间项目地备注2030年

公司目前有两个项目正在进行中：一个位于西班牙，另一个在埃及，各自拥有1C2X2028西班牙、埃及

100万吨产能的潜力，但距离产出首批燃料还有数年时间。该公司的目标是到2030年实现每年生产超300万吨绿色甲醇。生物质产甲醇—管网甲烷—制备甲醇，产能40万吨/a1）填埋场沼气提纯后，甲烷制甲醇;2）垃圾气化合成气制甲醇;3）电解水制氢加生物源C02制甲醇生物质甲醇/电甲醇23OCIGlobal荷兰

10.00丹麦

1.002023.602022.302023荷兰产能20-30万吨/a[科莱恩与欧洲能源公司（EuropeanEnergy）合作，提供MegaMaxDCARB甲醇合成催化剂，用于丹麦卡索的甲醇工厂，该工程计划于2023年末投产，每年可利用二氧化碳生产绿色电制甲醇32,000吨]EuropeanEnergy（欧洲能源公司）电甲醇2025-2026

北美、南美BLRE（BeaverLakeRenewableEnergy，LLC）SunGasRenewablesInc.的全资子公司林木废弃原料气化制合成气4美国

40.00丹麦

30.00瑞士

15.00中国

5.00中国

5.00中国

20.00美国

30.00美国

10.00中国

50.00生物质甲醇电甲醇2022.112022.302022.30202620252025美国休斯顿北美5Orsted（丹麦再生能源公司）Proman（瑞士能源公司）绿色技术银行6生物质甲醇生物质甲醇生物质甲醇生物质甲醇生物质甲醇生物质甲醇北美产能20万吨/a72022.11.17

2025南京江北新区

一期8万吨/a，二期增加至30万吨/a产能5-30万吨/a8中集安瑞科2022.3.18

2024-20252022.8.15

20249合肥德博生物能源科技有限公司WasteFules项目预计投产2024年9月1011122022.302022.112023.1120242027南美马士基投资美国南达科他州CarbonSink生物质甲醇/电甲醇金风科技2025-2030

内蒙古兴安盟

金风绿色能源化工，采购商务协议（其他国内项目均为意向）资料：公司公告，wind，氢云链，中信建投产业链总体结构Part2.1

氢能产业是一个横跨能源、化工、交通、装备制造等多行业的战略性、综合性产业体系。其范畴不仅限于氢气本身的生产与使用，更涵盖了与之相关的技术研发、装备制造、基础设施建设、标准制定、金融服务等整个价值链，是培育新质生产力、构建新型能源体系的关键一环上游：核心基础环节下游：终端应用场景中游：生产与集成储氢/运氢/掺氢原材料

/设备

/技术源头交通

/工业

/能源

/运营●

储氢●

核心原材料化石能源、工业副产(焦炉气)、可再生能源(风光水)、甲醇/氨●交通领域高压气态（主流）、低温液态、固态及有机液态储氢燃料电池车(重卡/客车)、船舶、无人机●

工业领域氢冶金、合成氨/甲醇、工业窑炉燃料替代●

运氢●

关键设备电解槽(ALK/PEM)、储氢瓶、压缩机、燃料电池核心部件长管拖车（短途）、管道输氢（长距离趋势）和液氢槽车/船运●

能源与服务储能调峰、热电联供、加氢站网络运营●

加注加氢站建设与运营●

核心技术绿电制氢、氢气提纯干燥、膜电极制备工艺资料：香橙会，中信建投18产业链总体结构Part2.2

氢能产业是一个横跨能源、化工、交通、装备制造等多行业的战略性、综合性产业体系。其范畴不仅限于氢气本身的生产与使用，更涵盖了与之相关的技术研发、装备制造、基础设施建设、标准制定、金融服务等整个价值链，是培育新质生产力、构建新型能源体系的关键一环表：上、中、下游氢能产业链市场规模与价值典型规模/市场数据产业链环节上游：制氢毛利率范围产业链价值(2025E)制氢环节价值量最高，其中电解槽是绿约

35%

（电解

氢项目的核心资本支出。化石能源制氢-

中国氢气产量：约3,750万吨。-

电解槽设备市场：占氢能设备市场约35%。槽设备）成本低（10-15元/公斤），但绿氢成本仍较高（30-40元/公斤）。-

储运装备：

储运成本占终端氢价比重高，例如气氢28%-32%

运输200公里成本约10-12元/公斤。加-

加氢站设备：

氢站单站投资已从2500万元降至1800万中游：储运与加注-

高压储运市场：规模约80亿元。-

加氢站数量：累计建成约536座。25%-30%元。交通领域是当前主要突破口，氢能重卡燃料电池系统：

在规模化后全生命周期成本（TCO）正-

燃料电池市场规模：约68亿元。-

燃料电池汽车销量：约5,517辆。下游：应用20%-25%接近柴油车。工业应用（如冶金）市场空间更大，但处于示范早期。19资料：国家能源局，中汽协，研究院，中信建投不同细分赛道的价值密度差异Part2.3表：氢能产业链价值密度细分价值密度等级高价值密度细分赛道核心分析-

壁垒：技术高度复杂，核心材料（如质子交换膜）1.

PEM电解槽2.

液氢储运装备仍依赖进口，难度大。-

盈利：毛利率普遍高于30%。-

增长：直接受益于绿氢项目爆发和燃料电池汽车放量，需求增速领先全产业链。（高壁垒、高盈利、高增长）

3.

燃料电池核心材料（质子交换膜、催化剂）-

壁垒：已实现较高国产化率（超90%），但工艺优化和成本控制仍有门槛。1.

碱性电解槽中价值密度（中高壁垒、稳定盈利、稳健增长）2.

高压储氢瓶（Ⅲ/Ⅳ型）3.

加氢站压缩机与集成4.

燃料电池系统集成-

盈利：毛利率多在20%-30%之间。-

增长：与基础设施建设节奏紧密绑定，受益于明确的政策规划和网络效应，增长确定性强。-

壁垒：技术成熟，模式标准化，竞争激烈。-

盈利：毛利率较低，受氢气价格和运营效率影响大。1.

传统化石能源制氢2.

长管拖车运输服务3.

加氢站常规运营低价值密度（低壁垒、盈利承压、增长依赖规模）-

增长：作为产业过渡期的必要环节，增长空间受绿氢替代和管道建设进度制约，规模效应是关键。资料：中汽协、中国氢能联盟、中信建投20上游：碱性电解槽是现阶段相对成熟的技术路线Part3.1

根据电解质的不同，电解水制氢技术可分为四类，分别是碱性（ALK）电解水制氢、质子交换膜（PEM）电解水制氢、固体聚合物阴离子交换膜（AEM）电解水制氢、固体氧化物（SOEC）电解水制氢。表、制氢技术路线对比比较项目电解质ALK20%-30%KOH或NaOH＜0.8PEMPEM(常用Nafion)1~4AEWSOECY2O3/ZrO20.2-0.4≈3.6阴离子交换膜电流密度（A/cm-2）电耗（kWh/m3）电解效率/%1~2-4.5-5.53.8-5.064-7870-90-85-100工作温度/℃60-8050-8060600-1000工作压力/bar产氢纯度/%工作负载/%相对设备体积后端压力1~30≥99.840-120130-80≥99.99-1≥99.99-20-150----~1/3-~3.5MPa-操作特征需控制压差，产氢需脱碱强碱腐蚀性，运维复杂充分产业化快速启停，仅水蒸汽无腐蚀性介质，运维简单初步商业化启停不便，仅水蒸汽可维护性-技术成熟度实验室阶段初期示范资料：香橙会，中信建投22上游：ALK电解槽原理，目前装机主流的技术路线Part3.2

碱性电解水技术(

AWE/ALK)，以30%(质量比)KOH(目前主流)或26%NaOH的水溶液为电解质，用隔膜(

PPS膜或复合膜)将阴阳两极分离开，对两个金属(合金)电极通直流电、水分子分解生成氢气和氧气。在直流电作用下，1）阴极氢析出反应(HER)：4H2O+

4e−=2H2↑+4OH−：水分子被分解为氢离子H+和氢氧根离子OH-，其中H+得到电子生成氢原子、并进一步生成氢分子H2；2)

阳极氧析出反应(OER)：4OH−=

2H2O

+4e-+O2↑：OH-则在电场作用下穿过多孔隔膜到达阳极、进而失去电子生成水分子H2O和氧分子O2。图、ALK电解槽关键组件表、ALK制氢系统关键组件资料：IRENA，中信建投资料：

碳索氢能，中信建投23上游：PEM电解槽原理，中期有望搭配ALK解决离网制氢波动性问题Part3.2

PEM电解水技术是将水分子电离为OH−和H+、通过质子交换膜(

PEM膜)传输H+，生成氢气、氧气和可循环使用的水，不需要添加液体电解质，可以避免ALK使用强碱性液体电解质，实现洁净排放。由于PEM槽的阳极处于强酸性和高电压环境、阴极处于强碱性环境，阳极的非贵金属容易被腐蚀、并容易与PEM膜中的磺酸根离子结合进而降低H+传导能力，因此更依赖难加工的钛合金和铂、钯、钌、铱等贵金属。1）阴极氢析出反应(HER)：4H++4e−=2H2↑2)

阳极氧析出反应(OER)：2H2O

=

4H++4e−+

O2↑表、PEM电堆结构及核心部件图、PEM电解槽关键组件资料：IRENA，中信建投资料：

新能源时代，中信建投24AEM电解槽原理：有望成为最具发展潜力的可再生能源制氢技术Part3.2

AEM电解水技术基于ALK和PEM制氢技术发展起来。AEM制氢使用纯水或低浓度碱液作为电解质，水由阳极穿过AEM膜渗透到阴极，在阴极发生析氢反应产生OH−和H2，OH−穿过AEM膜传导到阳极，并在阳极发生析氧反应。AEM电解槽与PEM电解槽结构相似，电解小室主要由阴离子交换膜、催化剂层、气体扩散层和双极板组成。AEM与PEM都可以实现高压制氢，以及实现动态响应，但AEM相较于PEM成本更低，主要体现在:1)在弱碱性条件下工作，AEM可以使用价格低廉的非贵金属催化剂。2）AEM、多孔传输层、双极板的成本均低于PEM中的同类部件1）阴极氢析出反应(HER)：4H2O+4e

−

=

2H2↑+4OH−2)

阳极氧析出反应(OE

R)：4OH−

=2H2O+4e-

+

O2↑表、AEM电堆结构及核心部件图、AEM技术现状与未来关键性能指标指标2020年1.4~2.02050年目标<2研发重点电催化剂电压范围(V)工作温度(C)40~60<3.580膜、电催化剂膜电池压力(MPa)正常电流密度(A/cm2)电堆产氢功耗(KWh/Kg)系统产氢功耗(KWh/Kg)负载范围>7.00.2~2>2膜、电催化剂电催化剂、膜氢厂平衡膜51.5~6657~695~100%52~67%99.9~99.999%>5000未知<42<455~200%>75%>99.9999%100000<100<200电解效率电催化剂膜H,纯度电堆生命周期(h)≧1MW电堆成本(USD/KW)≦10MW系统成本(USD/KW)膜、电极膜电极未知整流器资料：IRENA，中信建投资料：

新能源时代，中信建投25上游：SOEC电解槽原理，高氧化性/还原性/高温环境对材料的稳定性要求高Part3.2

SOEC原理是在高温条件(

600-

1000°C)下电解水制氢，按传导电荷的不同，可以分为氧离子传导型和质子传导型。质子传导型SOEC在阳极侧供给高温水蒸气并发生氧化反应、水分子失去电子后生成氧气和质子，质子通过电解质传导到达阴极后发生还原反应、在阴极处生成氢气；氧离子传导型SOEC从阴极侧供给水蒸气、水分子在得到电子后生成氢气、并电离出氧离子，氧离子经过电解质传导至阳极后，经氧化形成氧气。本质区别在于：ALK和PEM完全依靠电能拆开氢氧键，SOEC依靠热能+电能拆开氢氧键。

质子传导型：

1）阳极氧析出反应(OER)：2H2O（g)=4H+

+

4e−+O2↑2)

阴极氢析出反应(HER)：

4H++4e−=2H2↑

氧离子传导型：1）阳极氧析出反应(

OER)：

2O2−=4e−+O2↑2)

阴极氢析出反应(HE

R)：H2O+

2e−

=

H2↑

+O2−表、SOEC(质子传导型）内部原理图、

SOEC(质子传导型）内部原理资料：

新能源时代，中信建投资料：IRENA，中信建投26上游：ALK系统成本拆分，电解槽是核心，双极板、电极、隔膜价值分配占优Part3.3表、电解槽是核心，双极板、电极、隔膜价值分配占优项目单位2021202220232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2035E2040E2045E2050E2055E2060E电解槽成本拆分电解槽成本成本占比（系统）极板成本成本占比（系统）极框成本成本占比（系统）电极成本成本占比（系统）隔膜成本成本占比（系统）密封垫圈/螺栓等成本成本占比（系统）制造成本成本占比（系统）端压板成本%元/kw%73%27%9%74%27%9%74%27%9%73%27%9%72%28%8%71%28%8%69%68%27%7%67%26%7%67%29%7%68%30%7%68%30%7%68%30%7%68%30%7%68%30%7%68%30%7%28%8%元/kw%元/kw%17%9%17%9%17%9%17%8%16%8%15%7%15%7%15%7%14%6%12%6%12%6%12%6%12%6%12%6%12%6%12%6%元/kw%元/kw%5%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%元/kw%5%5%5%5%5%5%5%6%6%6%6%6%6%6%6%6%元/kw%成本占比（系统）1%1%1%1%1%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%电解槽附件系统成本拆分附件系统成本成本占比（系统）%元/kw%27%17%5%26%16%5%26%16%5%27%16%5%28%17%6%29%18%6%31%18%6%32%19%6%33%20%7%33%20%7%32%20%6%32%20%6%32%20%6%32%20%6%32%20%6%32%20%6%-电气设备成本占比（系统）-气液分离框架成本占比（系统）-干燥纯化框架成本占比（系统）元/kw%元/kw%5%5%5%5%6%6%6%6%7%7%6%6%6%6%6%6%资料：IRENA，BNEF，中信建投27上游：PEM电解槽瓶颈之一为受制于催化剂供给Part3.32

现阶段PEM电解槽Ir用量约为500kg/GW，预计2035年/2050年用量有望降低至225/35kg/GW，当前全球Ir金属产量约为7~7.5t/年，若不增加供应，24/35/50年的技术水平下可支持15/33/213GW电解槽需求，仅可支持2050年全球装机的20%。

PEM电解槽的关键金属由少数国家主导，南非供应全球70%以上的Pt以及超过全球

85%的Ir，PEM电解槽的发展将与上游原材料的主要供给供应国家紧密相关。我国的贵金属资源Pt、Ir极度匮乏，PEM电解槽大规模发展所需的Pt系金属需要依赖进口。表、PEM电解槽贵金属使用情况图、电解槽关键材料供应国家分布项目单位2020年(IRENA)现状_2024目标(IRENA_2035)目标（DOE_2050）电流密度电压A/cm2V2.001.503.501.171166.671.500.5-1750.005.00//2.001.501.000.50500.000.4-0.60.50500.001.501.63.002.67////mg/cm2g/kwkg/GWmg/cm2g/kwkg/GWmg/cm2GW0.2-0.40.05-0.4225.000.50//Ir载量//////Pt载量0.25//250.000.80//Pt系金属全球装机0.12521313132776Ir需求量t//0.817Pt需求量t//0.819Pt系金属需求量t//1.6367.5吨Ir支持全球装GW6.415.033213机资料：IRENA，DOE，中信建投资料：

European

Commission，中信建投28上游：PEM系统成本拆分，电解槽是核心，双极板、MEA价值分配占优Part3.3表、电解槽是核心，双极板、电极、隔膜价值分配占优项目单位2021202220232024E2025E2026E2027E202820292030E2035E2040E2045E2050E20552060电解槽成本拆分电解槽成本成本占比（系统）极板成本成本占比（系统）MEA成本%%%%%%%%%60%30%24%1%60%30%24%1%60%30%25%1%60%29%25%1%60%28%26%1%59%28%26%1%59%57%30%22%1%55%31%19%1%53%32%16%1%49%36%8%1%8%1%2%1%2%47%37%5%1%4%1%2%1%2%45%38%3%1%2%1%2%1%2%44%38%2%1%1%1%2%1%2%44%38%2%1%1%1%2%1%2%44%38%2%1%1%1%2%1%2%28%26%1%成本占比（系统）PEM成本成本占比（系统）催化剂成本成本占比（系统）23%3%23%3%24%3%24%3%25%3%25%3%25%3%21%2%18%2%15%2%GDL成本成本占比（系统）密封垫圈/螺栓等成本成本占比（系统）端压板成本成本占比（系统）制造成本2%2%1%1%1%1%1%1%2%2%0%0%0%0%0%0%0%0%1%1%成本占比（系统）2%2%1%1%1%1%1%1%2%2%电解槽附件系统成本拆分附件系统售价成本占比（系统）%%%%8%5%2%2%8%5%2%2%8%5%2%2%8%5%2%2%8%5%2%2%8%5%2%2%8%5%2%2%9%5%2%2%9%5%2%2%9%6%2%2%10%6%11%7%11%7%11%7%11%7%11%7%-电气设备成本占比（系统）-气液分离框架成本占比（系统）-干燥纯化框架成本占比（系统）2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%资料：IRENA，BNEF，中信建投29上游：ALK电解槽优势在产业化过程中被进一步放大，继续保持主流Part3.3

装机结构：24年以来ALK占比继续提升，依然是电解槽装机的主流趋势，主要系：随着装机规模化演进，1）ALK成本为PEM的1/4，成本优势显著；2）ALK的单体规模可达到2000-3000Nm3/h,PEM目前成熟产品规模一般位于200-500Nm3/h,ALK更适配规模化绿氢项目。图、24年1-7月订单中，新增订单中碱性路线依旧是主流（单位：%）20242023ALKALKPEMAEMSOECPEMAEMSOEC资料：地方政府官网，国家能源招标网，氢云链，中信建投30Part3.31上游：电解槽招标未标准化是招中标价差的主因，24年制氢系统价格或将小幅下降

24年电解槽市场价格趋势判断：通过能建24年电解槽招标入围短名单供应商的报价计算，碱性电解槽报价范围位于627.

6万元~726万元，均价为682.75万元，相较于23年绿氢项目电解槽招标均价738万元，同比下滑55万元。

内蒙古圣元项目：从招标预算来看，制氢系统总预算1.25E，对应70MW（合5MW电解槽14套）电解槽需求，则单套制氢系统预算为893W。该价格高于能建短名单价格上限，预计主要为招标范围未形成标准化，项目之间存在差异性，该项目可能包含除核心装置外的其余设备。表、24年电解槽制氢系统价格趋势判断多拖一（不含电气系统）注液系统单套均摊电气系统多拖一降本单台套预期价格（不含电气系统）实际中标价格1000900800700600500400300200100010009008007006005004003002001000资料：地方政府官网，国家能源招标网，氢云链，中信建投31上游：电解槽24年招标价格下毛利率位于15-20%，短期承压Part3.4

我们基于ALK电解槽系统组件自下而上成本拆分认为：1）在当前多拖1的集成方案下，附件系统成本得到有效均摊，电解槽成本占比系统73%，价值量占比较高；2）645W系统售价对应毛利率约为15-20%（假设除电解槽之外的系统附件为外采）表、

预计24年招标价格下毛利率位于15-20%项目单位2021202220232024E系统成本拆分电解槽系统成本电解槽系统售价万元/套元/kw万元/套元/kw%5901179907586117183758011597255351070645-电解槽系统成本-电解槽系统成本181535%167330%144920%128917%毛利率电解槽成本拆分电解槽成本电解槽售价万元43273%66535%43174%61630%43074%53720%39073%46917%成本占比（系统）毛利率%万元/套%电解槽附件系统成本拆分附件系统售价万元/套15815526%9515026%9114527%88成本占比（系统）成本占比（系统）%27%98-电气设备万元/套%17%3016%3016%2916%29-气液分离框架成本占比（系统）-干燥纯化框架成本占比（系统）万元/套%万元/套%5%5%5%5%303029295%5%5%5%资料：地方政府官网，国家能源招标网，氢云链，中信建投32储氢方式：高压气态是目前重点发展的储氢方式，在较长时间内将占主导地位Part4.1图、目前主要的氢能储存方式介绍及现状对比储氢方式氢含有率/%wt

沸点℃

体积储氢密度/kg/m3质量储氢密度/%wt储氢原理储氢容器/材料瓶颈现状压缩氢(20MPa)压缩氢(35MPa)压缩氢(50MPa)压缩氢(70MPa))100.0%100.0%100.0%100.0%-252.9-252.9-252.9-252.918.031.545.062.91.5-2%4.50%5.00%7.80%高压气态储氢技术的发展主要取决于压力容器的技术水平借助增压设备对常温常压气态氢加压

高压气态储氢设备分为固定式和移动式两种高压储氢容器。提高氢分子的聚集密度和压力，减小

1）制氢厂、加氢站内的固定式高压储氢容器主要有高压无氢气体积、增大单位体积储氢量的一

缝氢气钢瓶、全多层高压储氢容器及纤维全缠绕高压储氢与生产工艺，在基础研究方面，需研发在高压临氢环境中

高压常温气态储氢是目前发展最成熟、最常用的储氢使用的抗氢脆新材料、低溶氢与高稳定性传感材料，并重

技术，也是现阶段中国重点发展的储氢方式，在较长视高压储氢设备压力表、安全阀、截止阀等安全附件的研

时间内将占据氢能储存的主导地位发种储氢技术。容器；2）移动式高压储氢容器分为长管拖车、车载储氢瓶在液氢储存容器结构方面，球形液氢储罐由于具有最小的表面积体积比，是未来大规模液氢储存的发展方向，但目氢气液化能耗较高且长期存放容易蒸发损失，因此需要绝

前中国尚无球形液氢储罐的设计和建造标准。在液氢储存低温液态储氢技术在航空航天领域应用较成熟，在民用方面，低温液态储氢技术主要应用于液氢储氢型加氢站及氢液化工厂，中国在液氢民用领域尚处于起步阶段，对于大规模、远距离氢能储运具有显著优势。低温液态储氢是一种将氢气液化后储存在低温绝热容器中的技术。液氢具有高储氢密度的优势。液态氢100.0%-25370.05.00%热性能良好的储存容器。容器材料方面，目前中国标准对于奥氏体不锈钢的最低设计温度通常为-196

℃无法满足低温液氢储罐的设计温度要求。液态有机氢载体是有机液体储氢技术的核心，理论上含有有机液体储氢技术距离大规模商业化应用存在以下难题：①有机液体多次循环使用后，尤其在高温脱氢过程中环链易发生断裂并逐渐累积，造成储氢性能下降及催化剂积炭，需进一步延长有机液体循环使用寿命。②有机液体氢化物脱氢时吸收大量热量、能耗高，脱氢装置技术要求高、价格昂贵。③脱氢反应效率较低，发生副反应导致氢气纯度不高，且催化剂容易在高温下结焦失活。有机液体储氢是借助不饱和有机液体

不饱和键的有机物都可以作为储氢介质，但受储氢密度、与氢的可逆反应实现储氢的一种技术。催化剂、脱氢反应条件、可重复利用性、节能环保等因素有机液体氢化物的性质和燃料油类似，制约，目前只有少数有机液体材料被商业化应用，主要分可在常温常压下稳定储存，可利用罐

为3

类①碳环化合物②杂环化合物③其他材料。如萘的储车、管道等传统石油基础设施进行运

氢密度较高且研究广泛，吩嗪的稳定性高且可由生物质提提高液态有机储氢载体在低温下的加/脱氢效率，是该技术从试验阶段走向产业化应用的关键挑战。同时，由于脱氢过程需消耗约30%的能量，并在全生命周期中产生碳排放，因此，有机液体储氢能否成为长距离运输的主流方式，有待进一步验证常温为液态有机液体12.5%60.05.60%输和加注。供，咔唑锂、苯酚钠等离子化合物相比于普通环状化合物脱氢反应焓较低。二氧化碳氢化制甲醇技术普遍存在一些问题，包括转化率低、选择性差、生产成本高等；甲醇制氢主要有甲醇裂解制氢和重整制氢2

种技术路线，均较为成熟，但从甲醇中提取氢气的做法仍受制于一些技术挑战，包括分解过程中的碳堆积以及催化剂的持久稳定和使用寿命等问题。同时，重整制氢需要高温高压环境，对设备的耐久性提出了更高要求甲醇储氢即二氧化碳和氢气反应生成绿色甲醇后以液态甲醇形式储运氢气，到达目的地后通过甲醇裂解等方式释

通过甲醇槽罐车运输放氢气。相较于液氢，甲醇的生产和运输成本更低，化学稳定性更高。“甲醇—氢”能源体系仍处于小规模示范阶段，二氧化碳氢化制甲醇技术也处于试验阶段甲醇12.5%64.880.087.111.25%15.88%液氨可在标准大气压和400℃的条件下分解，重新释放出氢气。液氨分解的催化剂主要有钌、铁、钴和镍等，其

通过液氨槽罐车运输优势是氨气的液化温度（–33℃）远低于氢气的液化温度虽然合成氨工业相对成熟，但其生产工艺能源消耗大。同时，传统的液氨分解制氢需要较高的反应温度，这是大规模“氨—氢”转化的制约因素之一。因此，为实现绿氨

处于小规模示范阶段的低温高压合成与分解，降低能源消耗，研发高效的多相液氨17.6%-33.4催化剂（钌基催化剂、镍基催化剂等）已成为当务之急。储氢材料分为物理吸附储氢材料、金属（或合金）氢化物储氢材料及其他储氢材料。金属氢化物储氢材料因其原料丰富易得、储氢密度较大、储存氢条件相对温和且调节范围宽等优点，目前商业化前景最好。稀土镍系（

AB5

型）、镁系（

A2B

型）、钛系（

AB

型）、钒系（

BCC

结构）及锆系（

AB2型）是研究较多的金属氢化物储氢材料。固态储氢材料吸氢时放出热量、放氢时吸收热量，因此固态储氢容器的换热性能直接影响吸放氢反应