一、綠氫放量高增趨勢已成，新增綠氫消納問題逐步凸顯

1.1 規劃和招標逐步落地，綠氫放量高增已成趨勢

綠氫項目數量高增，已立項產能合計約達到 270 萬噸。當前已投產的項目規模達到 4.9 萬噸，其中位于新疆庫車的國內最大光伏制氫示范項目于 2023 年 8 月 30 日全面投產， 我國首個萬噸級綠氫煉化示范項目正式落地，綠氫工業化規模應用逐步開啟，電解槽進 入規模化驗證時代。綠氫項目規劃持續高增，近兩年已立項的綠氫項目合計約達到 270 萬噸，放量高增已成趨勢。

綠氫政策規劃量高增，2025 年各地合計達 100 萬噸。自國家層面發布《氫能產業發展中 長期規劃（2021-2035 年）》后，各地積極規劃可再生能源制氫（綠氫），根據各地政府 發布的相應氫能政策規劃，綠氫產能合計規劃量到 2025/2030/2035 年已達 100/100/250 萬噸。當前國內政策規劃地區全部集中于風光資源較為豐富的三北地區，其中內蒙古 2025 年規劃量達到 50 萬噸/年，占比達到當年加總規劃的一半，是全國綠氫推廣重點區 域。

綠氫規劃量帶動電解槽裝機量高增，2025 年預計在中性/樂觀情況下達到 19/28GW。綠氫 將采用電解槽電解水制取氫氣，綠氫規劃量的高增將帶動相應設備的需求。以電解槽匹配光伏制氫為例測算，樂觀情況以及中性情況下，在對應 100 萬噸綠氫規劃總量分別可 裝電解槽 28GW 和 19GW。預計在未來技術迭代和成本逐步下降的情況下，2025 年后電解 水制氫設備及綠氫市場將持續加速。測算假設與過程如下：

以 1000 標方/小時堿性電解槽為例測算，基于電解槽不同的年運營小時數，綠氫生 產規劃量對應的電解槽裝機規模將有所區別，當電解水制氫的電來自于光伏時，根 據光伏年發電小時數，樂觀和中性情況下預計電解槽分別年運行1100和1500小時， 同時考慮到部分電解槽的電采用外購電力的情況，假設 2025 年光伏供電和外購電力 占比均為 50%、外購電力年利用小時數為 4000 小時，100 萬噸綠氫對應樂觀和中性 情況下電解槽裝機量分別為 28GW 和 19GW。

1.2 綠氫規劃高增下，消納問題逐步凸顯

氫氣具備工業原料和能源產品雙重屬性。氫氣作為一種二次能源，目前已經廣泛應用于 化工、電子、冶金、能源、航空航天以及交通等諸多領域，當前社會上主要利用化石能 源作為原料制備氫，再將氫作為化工、冶金等生產過程物料加以利用。氫氣作為可持續 發展的清潔可再生能源，同時具有工業原料和能源產品的雙重屬性，可作為全球降低二 氧化碳排放、實現碳中和的重要能源載體。

氫氣可在多個生產和消費環節作為替代能源和原料，在工業、交通、電力、建筑等行業 中均有不同的應用，其中最主要的用途包括燃料用氫、原料用氫，以及儲能用氫三類。

燃料用氫：主要場景包含重型道路交通、船運、航空、發電等領域。氫氣易燃且熱 值高，燃燒產物僅為水，不排放二氧化碳等溫室氣體，與傳統的化石燃料（石油、 天然氣、煤炭）相比，氫是終端零排放的清潔能源，可作為供熱或供電的燃料。目 前燃料用氫的應用在全球范圍內尚為有限，主要限制因素是燃氫輪機等設備設施的 技術成熟度不高，相應的基礎設施和政策標準尚不完善。

原料用氫：主要場景包含鋼鐵、化工等領域。氫氣是重要的工業氣體，氫元素的強 還原性被用于多種化學反應，是眾多化合物的基礎元素之一。化工行業需要用氫制 備甲醇、合成氨等多種產品，冶鐵需要利用氫氣作為還原劑，多種高端材料的制造 在生產流程中均需要使用氫氣進行加工。

儲能用氫：主要場景包含電力儲能領域。作為廣義儲能的一種形式，在一定的環境 條件和容器中儲存液態氫或氣態氫，通過燃料電池用于電力調峰以調節長時間和跨 區域的儲能，或將氫轉換為化合物，例如合成氨，增強氫能用于燃料/原料的靈活性。

氫氣使用結構以合成氨、甲醇、煉油及直接燃燒為主。從氫氣的用途來看，最大應用領 域是作為生產合成氨中間原料，氫氣產能占比約為 30%；第二是生產甲醇，包括煤經甲 醇制烯烴的中間原料，氫氣產能占比約為 28%；第三是焦炭和蘭炭副產氫的綜合利用， 占比約為 15%(已扣除制氨醇，避免重復計算)；第四是煉廠用氫，占比約為 12%；第五是 現代煤化工范疇內的煤間接液化、煤直接液化、煤制天然氣、煤制乙二醇的中間原料氫 氣，占比約為 10%；其他方式氫氣利用占比約為 5%。

當前氫氣供需趨于平衡，消納問題逐步顯現。當前國內外氫氣主要在石化化工行業被較 為廣泛的生產和利用，根據對石化化工行業主要涉氫產品生產能力的統計，當前我國石 化化工行業氫氣總產能約為 4000 萬噸，氫氣產量約 3800 萬噸，氫氣消耗量約為 3540 萬 噸，從氫氣產量和消耗量來看，我國氫氣供需趨于平衡。根據上文統計的綠氫新增產能 數據，已立項綠氫產能 270 萬噸、短期 341 萬噸、中期近 9000 萬噸的量級看，綠氫規模 將在未來幾年內高速增長，在當前氫氣供需趨于平衡的情況下，綠氫消納問題可預見性 的將逐步顯現。

1.3 四大場景消納綠氫，放量潛力多集中于三北地區

氫氣需求未來仍將持續穩步增長，化工、鋼鐵、交通和儲能成為氫氣四大應用消納場景。 “工業+綠氫”將在石化和鋼鐵行業開展示范，交通用氫逐步提升。石化工業和鋼鐵工業 是氫氣最大的應用領域，綠氫促進工業脫碳意義重大，效果也將更加明顯。隨著我國光 伏發電和風力發電成本不斷下降，西北“綠電”價格已低于 0.2 元/(kW·h)，初步具備 提供工業綠氫的經濟性，從已有綠氫項目和政策看，西北地區率先開展了綠氫+煤化工示 范，綠氫制合成氨生產綠氨、綠氫制甲醇生產綠醇等技術方案也在開展。

化工氫氣生產利用將持續增長，成為氫氣消納的重要場景。石化化工行業產品需求 隨全社會國民經濟發展而發展，產品需求總體上仍將穩步增長，例如工業氮肥、甲 醇化工、甲醇燃料和中間氫氣產能預計未來仍將增長，總體上將會促進氫氣需求增 長。當前過半氫氣下游應用集中于合成氨、甲醇及煉油領域，并且大多已立項的綠 氫項目應用也集中于化工領域，未來化工領域將成為氫氣消納的重要場景。

鋼鐵行業氫氣需求結構面臨調整，基于氫氣的新技術有望迎來突破性增長。在鋼鐵 工業中，副產的焦爐煤氣中含氫為 55%-60%，高煤氣含氫為 1%-4%，轉爐煤氣含氫為 0.2%-0.3%，另外利用 COREX 技術(熔融還原法)在生產鐵水過程中產生的煤氣含氫為 10%-30%（上述焦爐煤氣的含氫量已與焦化合并統計）。目前我國鋼鐵行業每年生產約 1400 萬噸的含氫副產品，其中高爐煉鐵使用約為 900 萬噸/年，電爐煉鐵消耗約 為 400 萬噸/年。根據國家有關鋼鐵行業去產能、確保粗鋼產量同比下降等要求，以 及廢鋼回收和氫氣直接還原鐵等技術逐步推廣，預計未來基于傳統高爐煉鐵所需要 的焦化產能將有所下降，焦化副產氫相應下降；基于氫氣直接還原鐵技術的氫氣需 求或將得到突破性增長。

我國氫能利用現階段以車用氫能為主，處于起步初期示范階段。截至 2021 年底，我 國燃料電池車保有量約為 9000 輛，車型以商用車中的重卡、公交大巴、輕卡、物流 車為主，截止到目前，已建成加氫站約 300 座，當前車用氫能用量不到 1 萬噸，根 據 2025 年各地區政策規劃，燃料電池汽車保有量達到 11.8 萬輛，放量具備確定性 高，將拉動綠氫在需求側的消納，預計 2025 年氫氣需求量達 160 萬噸。

綠氫放量潛力多集中于三北地區，成本和規模具備發展優勢。各地可再生資源條件的差 異導致區域性綠氫發展分化，三北地區等區域可再生能源資源豐富，其低電價致使這些 地區范圍內的綠氫與傳統制氫路徑的成本差異較小，在多種應用場景具備經濟性，也因 而綠氫在三北地區以風光氫大基地形式率先進行示范與規模化應用。東部和中部地區資 源相對匱乏，同時電力需求旺盛導致綠電溢價，海上風電成本尚處于準平價階段，使得 綠氫成本與傳統制氫路徑成本具備一定差距，因而規模化釋放節奏滯后于三北地區，然 而燃料電池汽車示范城市群均處沿海地帶，部分地區給予電解水制氫谷電優惠電價，預 計東部地區以分布式為主進行發展。

二、化工：氫氣作為工業原料直接消納，項目升級減碳將帶動綠氫需求

2.1 傳統高碳排放工業新增產能受控，氫基綠色化工將成為產業轉型重要突破口

推動能耗雙控轉向碳排放雙控，高碳排放產業受控。我國逐步把碳排放總量納入考慮， 實施碳排放雙控可以有效避免能源總量控制的局限性，在控制化石能源消費的同時鼓勵 可再生能源發展，并且給予地方政府更多的綠色空間。國家發改委發布的《產業結構調 整指導目錄（2023 年本）》由鼓勵、限制和淘汰三類目錄組成，傳統方式制備的工業合 成氨、甲醇、煉化、冶金等被歸類為限制或淘汰類，其新增產能將會受到限制。

產業結構轉型背景下，傳統化工工業綠色升級改造受到積極引導。目前國內化工工業行 業仍屬于以化石燃料為主要能源基礎和原料的高耗能高碳排放行業，新型產業結構轉型 背景下，傳統高耗能、高碳排放的項目新增產能將受到擴張限制。《高耗能行業重點領域 節能降碳改造升級實施指南（2022 年版）》，針對煉油、煤化工、合成氨等化工行業出臺 了具體的實施指南，提出引導工藝和技術綠色化水平的升級改造、相關前沿技術加強攻 關并加快淘汰不符合綠色低碳轉型要求的落后設備和技術，相關政策為以可再生氫為基 礎的清潔化工產業發展奠定了發展基礎。

氫基綠色化工將成為產業轉型的重要突破口，綠氫需求先后受替代滲透和新增項目帶動。 氫氣在化工領域被廣泛運用為原料，隨著環保、準入等政策的出臺和實施，傳統化工加 清潔能源配套項目受到積極推廣，氫基綠色化工將成為化工產業的重要轉型方向。綠氫 在化工行業驅動力來自現有替代及新增需求兩部分，包括既有傳統工藝流程的綠氫替代 和新型化工生產的綠氫利用兩種模式。由于現代化工項目工藝復雜、投資大且周期長， 綠氫作為原料在化工生產中的大規模利用需要進行較多產線的升級改造，短期內成本較 高且風險較大，因此短期內綠氫將主要在既有傳統工藝流程中發揮對傳統化石能源制氫 的替代作用，并在條件相對成熟的少部分綠氫新型化工項目中逐步開展試點應用。新型 化工路徑采取的工藝技術不同于現有傳統生產路徑，已有項目進行改造的難度大，因而 僅適用于新建項目。

合成氨、甲醇的生產在中國以煤化工為主要路徑，工廠大多采用煤氣化制氫的傳統 方式獲取氫氣。 石油煉化作為石油化工行業的主要生產環節，對氫氣的需求量大，大型煉化廠幾乎 均有場內制氫設備，采取天然氣重整或煤氣化作為主要氫氣供給方式。

2.2 合成氨產能有望迎來逐步恢復，綠氫合成氨將率先實現規模化示范應用

合成氨供需趨緊，產能有望迎來逐步恢復。過去國內合成氨產能面臨嚴重過剩問題，從 統計數據看，2017 年國內合成氨產能超過同年合成氨表觀消費量約 25.9%，十三五以來， 工信部要求合成氨行業淘汰高碳排放的落后工藝縮減產能，從 2016 年到 2022 年國內合 成氨產能下降近 700 萬噸/年（2016 年產能 7156 萬噸）。受農業需求拉動，合成氨表觀消 費量與產量快速增長，供需態勢縮緊。我國合成氨消費中農業消費量（尿素等氮肥）占 到了總消費量的約七成，2018 年起國內開始調整種植結構，農作物播種面積上漲、氮肥 需求增加，根據國家統計局數據，2018 年至 2021 年氮肥產量年均增長率達 3.2%，合成 氨表觀消費量跟隨上漲，年均增長 8.6%。

合成氨制備過程需大量氫氣，傳統制備方式碳排放量高。氨是最基礎的化工原料之一， 在化工領域被廣泛應用，作為工業上最基本、結構最簡單的含氮原料，幾乎所有的含氮 化合物的最上游都源自于氨。氨可用于尿素等化肥農業原料（氮肥）、以及硝酸等化工用 品生產，也可用作新型綠色燃料。工業上高溫高壓下氮氣與氫氣反應合成氨，傳統的合 成氨在生產氫氣原料的過程中采用的是煤或者天然氣制氫，生產過程中產生大量碳排放。 根據中國氣體工業協會數據，2020 年我國合成氨行業二氧化碳的總排放量 2.19 億噸，占 到了化工行業排放總量的 19.9%。

制氫環節是工業合成氨主要碳排放來源，電解水制氫可實現零碳排放。合成氨工業對氫 氣來源無特殊要求，可采用綠氫替代煤制氫與天然氣制氫，替代煤制氫后減碳超 2 億噸/ 年，實現除供熱環節外的零碳排放。傳統工業合成氨生產采用 Harber—Bosch 工藝，反 應方程式為 3H2+N2→2NH3，其中的 N2來自空氣分離，工藝簡單，氫氣來自煤制氫或天然氣 制氫，工藝較為復雜。煤制氫合成氨以及天然氣制氫合成氨都是“留氫去碳”，碳排放較 為嚴重，是合成氨工業主要的碳排放來源。 電解水制氫：反應方程式為：2H2O→2H2+O2。根據電解水制氫方程式，生產氫氣不產 生碳排放。煤制氫：反應方程式為：煤炭+02→CO+H2，CO+H2O→H2+CO2。煤制氫工廠平均每生產 1 噸氫氣碳排放約 25 噸，僅從原料消耗角度看，煤制氫路線的合成氨碳排放約為 4.2 噸/噸氨，依據我國約 6000 萬噸/年的合成氨產量、70%為煤制氨計算，煤制氨碳排 放約 2 億噸/年。 天然氣制氫：反應方程式為：CH4+02→CO2+2H2。根據天然氣制氫方程式，生產 1 噸氫 氣約排放二氧化碳 10 噸，僅從原料消耗角度看，天然氣制氫路線的合成氨碳排放約 為 2 噸/噸氨。

綠氨規劃已超 800 萬噸，有望率先實現規模化示范，將帶動百萬噸氫氣增量。根據當前 綠氨各項目規劃統計，規劃量級已超 800 萬噸，項目地點多集中于內蒙古、河北、甘肅、 遼寧等地區，根據合成氨工藝流程，每噸合成氨需氫約 0.18 噸，800 萬噸綠氨規劃對應 約 144 萬噸氫氣增量。

2.3 甲醇產能整合升級，綠色甲醇有望成為甲醇新增產能突破口

目前國內甲醇產業整體供過于求且各區域差異大，原料結構對煤炭的依賴度高，易受國 外低成本甲醇的沖擊。未來預計甲醇下游消費增長將以 MTO/MTP（甲醇制烯烴）、甲醇燃 料等新興下游帶動，政策引導下優勝劣汰產能整合升級以提高競爭力。

碳排放雙控下，綠色甲醇有望成為甲醇新增產能突破口。考慮碳排放雙控下煤制甲醇新 項目難以獲批，采用綠氫制備的綠色甲醇將成為未來增加甲醇產能的突破口，相關項目 逐漸在西北、西南等地區開展，例如“液態陽光”等新型工藝示范項目。根據甲醇合成 工藝流程，每噸綠色甲醇需氫約 0.19 噸，450 萬噸綠色甲醇規劃對應約 86 萬噸氫氣增 量。

船舶轉型綠色燃料技術路線，帶動甲醇新增需求。國際海事組織(IMO)公布的數據顯示， 船舶行業每年的碳排放量約為 10.76 億噸，占全球二氧化碳排放總量的 2.89%，并呈繼續 增加的趨勢。近期，MEPC8 會議、歐盟 Fit for 55 等計劃加速推進航運領域脫碳進程， 同時國際海運溫室氣體年度排放總量標準規劃出臺，規定 2030/2040 年較 2008 年至少降 低 20%/70%、力爭降低 30%/80%。脫碳目標將推動船舶向清潔能源轉型，即 LNG 動力、甲 醇動力、氨動力、氫動力等船舶在未來船舶新增的比例里將進一步提升。甲醇作為其中 最受關注的可替代燃料之一，需求將受益于船舶綠色化轉型帶動。

2.4 高端化、綠色化發展成為新趨勢，綠氫煉化將成為石化工業碳中和的關鍵

“十四五”期間，化工產品高端化、綠色化發展成為新趨勢。目前煉廠加氫裝置對氫氣 的需求主要靠重整氫，重整氫氣是煉廠最重要的廉價氫氣資源，重整的氫氣產率為進料 2.5%—3.5%，每噸進料可提供 300—500Nm3副產氫，但原油中 65—165℃餾分加上加氫裂 化裝置的石腦油，重整原料約占原油的 15%，因此重整副產氫最多只占原油產量的 0.5%， 而全廠用氫量一般占原油的 0.8%—1.4%。隨著加氫裝置的陸續建成，重整氫已不能滿足 對氫氣日益增大的需求。煉化新工藝的發展意味著工藝環節的精細化，對加氫的數量和 質量提出了更高的要求。隨著大量煉化一體化園區的投產，預計在中短期內，煉化會成 為氫氣大規模應用的下游領域，根據中國石油經濟研究院的數據，目前每年全國大約有 6 億噸的原油加工量規模，對應的氫氣需求量約為 900 萬噸。

綠氫煉化的標志性項目已投產：中石化 6 月 30 日新疆庫車綠氫示范項目順利產氫， 產出的氫氣通過管道輸送到中國石化塔河煉化，替代現有天然氣化石能源制氫。該 項目實現了綠氫生產到利用全流程貫通，也標志著我國首次實現萬噸級綠氫煉化項 目全產業鏈貫通。

石化工業減碳已成趨勢，綠氫煉化將成為石化工業實現碳中和的必由之路。綠氫煉化已 列入《“十四五”全國清潔生產推行方案》中，文件明確提出石化化工行業實施綠氫煉化 降碳工程，煉廠綠氫滲透率將有望穩步提升。受到上游原料供應來源、工業基礎以及下 游消費市場等因素影響，目前煉廠的區域布局以東部沿海地區為主。隨著“雙碳”和相 關行業政策的推進，石化產品市場總需求雖然增長顯著度不高，但未來大型煉化一體化 裝置的投產仍然將增長部分產能，同時部分規模較小的獨立煉廠將面臨淘汰或兼并重組， 煉廠總產量預計與目前水平持平。盡管目前煉油廠采用綠氫的成本高于化石燃料制氫的成本，但隨著中國整體石化行業升級轉型和愈發明確的政策信號，考慮產能替換減碳、 重大項目落地和綠氫成本下降加速等因素，未來西南、西北、東北等地區煉廠綠氫滲透 率將穩步提升。

三、鋼鐵：行業開啟綠色轉型，碳稅下綠氫成為脫碳關鍵原料及能源

3.1 鋼鐵行業脫碳難度高、體量大，政策引導下行業開啟綠色升級

鋼鐵行業脫碳難度高、體量大，是碳排放密集程度最高、脫碳壓力最大的行業之一。碳 排放約占全球排放總量的 7.2%，鋼鐵行業的脫碳在國內尤為重要，目前，中國鋼鐵行業 碳排放量約占中國碳排放總量的 15%，是碳排放量最高的制造行業，全球每年生產和使 用高達 18 億噸鋼鐵，其中將近 50%的鋼產于中國內地，中國鋼鐵行業碳排放量也約占全 球鋼鐵行業碳排放總量的 50%。

鋼鐵行業開啟脫碳轉型需求迫切，電氣化難以實現完全脫碳。鋼鐵行業是我國工業的支 柱性行業，約占我國 GDP 的 5%，然而，目前我國鋼鐵行業仍以碳排放強度高的長流程為 主，粗鋼產能約占 90%，在碳中和以及去產能的雙重壓力下，我國鋼鐵行業面臨嚴峻挑 戰，鋼鐵行業的快速脫碳尤為重要。由于中國鋼鐵生產中用于提供高溫的燃料燃燒造成 的排放和以焦炭為主要還原劑的反應過程排放，因而難以通過電氣化的方式實現完全脫 碳。

3.2 綠氫成為鋼鐵行業脫碳關鍵原料及能源，碳稅下綠氫滲透有望提速

氫氣具備高能量密度及熱值，適用于鋼鐵行業減碳工程。在某些特定領域，能源需要擁 有更高能量密度、更長期的儲存周期或以燃料形式存在用來燃燒，即使用電需求不斷高 增，但在某些領域的需求，電是無法替代非電能源，例如金屬冶煉、焦爐煉鋼等。假設 到 2060 年中國電氣化率高達 70%，對應仍然存在 20-30 億噸標準煤的能源需完成脫碳， 因此需其他能源形式以實現碳中和。氫氣憑借其高能量密度和熱值，適用于工業領域脫 碳，其熱值是汽油的 3 倍，酒精的 3.9 倍，天然氣的 5 倍，焦炭的 4.5 倍。

利用綠氫替代焦炭進行直接還原鐵生產并配加電爐煉鋼的模式將成為鋼鐵行業完全脫碳 關鍵且具備前景的解決方案之一。基于氫氣的直接還原技術是用氫替換碳作為煉鐵還原 劑，使煉鐵工序中產生水而不是二氧化碳，從而大幅減少溫室氣體排放，被視為鋼鐵工 業的綠色生產方法。 摻燒綠氫供熱也是鋼鐵生產領域脫碳的重要路徑之一。由于鋼鐵生產中用于提供高溫的 燃料燃燒造成的排放難以通過電氣化的方式實現完全脫碳，且能效提升和廢鋼利用等方 式的減排潛力有限，因此利用將綠氫摻燒至原有供熱能源中，例如煤摻氫燃燒，可推動 鋼鐵領域碳排放的下降。

氫氣煉鋼開啟試點項目，項目產能累計規模達 740 萬噸。鋼鐵行業對氫氣的利用集中在 新增產能的生產工藝流程，行業領先企業占據先發地位，近年來國內大型鋼鐵企業已經 逐步開啟了氫冶金技術工藝試點項目。以 1 噸鋼使用 55kg 氫氣測算，已宣布的 740 萬噸 氫冶金試點項目產能，對應將帶動約 40.7 萬噸氫氣需求。

鋼鐵領域氫氣成本敏感度最高，碳稅落地驅動綠氫滲透提速。鋼鐵領域對氫氣成本敏感 程度高，10 元/kg 左右氫氣成本才可與原有焦炭煉鋼成本持平，然而碳稅的落地將抬高原有能源使用成本，從而推動氫氣平價進程的加速。歐盟碳關稅（CBAM）于 2023 年 10 月起開始運行，行業范圍涵蓋鋼鐵、鋁、氫、水泥、化肥和電力。灰/藍/綠氫生產 1kg 氫氣產生 CO2 分別為 25/11/0kg,根據煉鐵時所需的焦炭和氫氣量，以焦炭價格 2500 元/ 噸測算，在不考慮碳稅的情況下，氫氣成本為 9.55 元/kg 時，采用焦炭煉鐵和氫煉鐵成 本相當；以 50 歐元/噸的碳稅價格測算，氫氣平價的可接受成本將提升至為 15 元/kg， 此時綠氫的制取成本對應電價為 0.2 元/kWh，并且低于灰氫加碳稅的價格。由此可見， 碳稅是驅動綠氫需求的關鍵，將推進綠氫在鋼鐵領域的滲透應用加速。

四、儲能：風光消納壓力提升，大規模、長周期氫儲能迎機遇

4.1 可再生能源大規模應用根本性問題在于消納，以西北為代表的新能源消納壓力顯現

從新能源利用率看，西北外送電省份消納壓力突出。國家電網《新能源消納運行評估及 預警技術規范》設置了新能源消納監測預警紅/黃/綠色區域，進入紅色預警的地區或面 臨暫停風光電接入的風險，主要判斷指標為新能源利用率。從 2021 年-2023H1 各省逐月 利用率數據來看：

區位上：利用率偏低區域主要集中在西北地區（內蒙古、甘肅、寧夏、青海、新疆 等省份）。目前，西北地區第一批大型風光基地裝機總容量 97GW 已全部開工建設， 其中約 50%電量外送消納。預計通過提升已建輸電通道利用效率共計可提升跨區域 輸電能力 4200 萬千瓦，基本滿足了第一批大基地的外送需求；第二批項目（規劃 “十四五”投產 200GW）正在陸續開工，風光項目建設周期一般為 6-12 個月，原則 上 2023 年并網，其中約 75%電量外送消納；第三批項目審查抓緊推進。隨著第二、 批風光項目投運，消納問題將進一步突出。

時間上：Q2 為棄電高峰期。消納問題最核心影響因素仍是終端用電需求，在迎峰度 冬、迎峰度夏兩個時間節點上用電需求旺盛可平抑短時供大于求的矛盾；此外， 2Q22 來水偏豐，同為“看天吃飯”的可再生能源類型、具有長期不可預測性，水電 超發在一定程度上也影響到了風光消納。

新能源裝機高增、本地電量富余為西北消納問題突出主因。“源荷分離”規劃下，西北新 能源裝機高增，目前青海、甘肅、寧夏、內蒙、新疆風光裝機占電源總裝機比例已超過 35%，隨著大基地建設推進，未來仍將成為風光裝機快速滲透的主戰場。

4.2 儲能需求逐步高增，源側發展長周期、大規模儲能是綠色大電網穩定供電的關鍵

儲能在發電側、電網側以及負荷側的驅動因素不同。在發電側其驅動力在于國家強制性 新能源配套儲能政策；在電網側儲能驅動力則是基于新能源比例提升后電力系統對調峰、 調頻等輔助服務的巨大需求；在負荷側儲能驅動力在于峰谷價差拉大套利空間、部分地 區（例如：浙江、江蘇、山東）分布式電源配儲政策等。 在源側實現風光消納并發展大規模長時儲能，是實現綠色大電網穩定供電的關鍵，也是 綠電外送的前提，氫儲能就是其中的關鍵。我國大規模可再生能源利用中的根本性問題 是西北和華北地區的大光伏和大風電的外運或消納問題，當前可行方案分為兩類： 外送綠電：風/光發電+零碳/低碳靈活電廠同步配置，通過特高壓外輸綠電，適用于 西北和華北大光伏和大風電，電力企業等作為主導方。 離網制氫：風/光發電+電解水制氫→氫能多樣化應用，適用于大多數風電和光伏儲 能，石化能源等企業主導。

4.3 氫儲能大規模應用和時間邊際成本低，是長周期、大規模儲能的優選項

氫能適用于大規模和長周期的儲能，具備無自衰減、擴容成本低等特性。氫儲能主要指 將太陽能、風能等間歇性可再生能源余電或無法并網的棄電，通過電解水制氫的方式儲 存，可就地消納、時經燃料電池進行發電或管道、長管車運輸等方式供應于下游應用終 端。相較于抽水儲能、壓縮空氣儲能、蓄電池儲能（鋰電）具有無自衰減、擴容成本低、 能量密度大、能源發電轉移便捷等優點，憑借其無自衰減的特性，尤其適用于跨周和季 度的儲能。基于擴容成本低的特點，即僅需增加氫瓶即可擴充儲能容量，適用于大規模 的儲能。

上游側耦合風光設備電解水制氫，可解決可再生能源電消納及上網問題。電消納及上網 問題隨光伏和風電裝機規模高增逐步凸顯，風光耦合電解水制氫可實現風光裝機無地域 限制。近十年來，我國光伏和風電成本快速下降，為裝機規模快速提升奠定了基礎，但 風光發電波動性的特點制約了其進一步擴大規模，因而配儲以平抑波動性。現階段大部 分可再生能源發電終局為上網，儲能大多僅作為可再生能源電力上網前電源側波動性的 暫時儲存電力的方案，在光伏和風電大規模裝機至一定規模后，上網及電消納將成為可 預見性需要解決的問題。因此，將風光設備耦合電解槽制取氫氣儲能，氫氣再作為能源 使用，將解決儲存能量的大規模時空轉移特性，實現交通網與能源網的深度耦合。

能源配儲需求推動氫儲能放量，風光氫儲一體化項目逐步落地。風光配儲成為剛需，各 地政府陸續發布強制配儲需求，配儲比例最高可達 30%，為實現碳中和目標，若在風光 裝機量達到 50 億千瓦、年發電量 10 萬億度的時候，按 10%-30%的配儲比例，儲能容量將 在 1 萬億-3 萬億度，意味著儲能必須滿足低成本、規模化、無地域限制、長壽命等要求。 當前氫能與傳統的電池等技術同被認定為儲能，納入了強制配儲需求可計算的比例內， 可再生能源裝機疊加配儲需求，上游供給側放量將推動氫儲能發展，風光氫一體化項目 正處于不斷規劃與落地的狀態，2023 年開工風光氫儲一體化項目對應制氫產能已達 28 萬 噸。

五、交通：率先打開綠氫消納第一缺口，放量確定性強

5.1 實現補貼下全生命周期成本平價，率先打開綠氫消納

全生命周期成本是衡量重卡經濟性的核心指標。成本是評估技術路線商用化可行性的關 鍵，全生命周期成本（TCO）是從卡車整個生命周期來考量成本，包含車輛購置成本以及 運營成本。當燃料電池重卡 TCO 比純電動重卡更低時，燃料電池重卡便是終端用戶的經 濟性更優選擇。目前燃料電池系統占整車成本約 60%，運營階段主要以氫氣費用為主， 因而系統單價和氫氣售價是影響燃料電池重卡 TCO 的主要因素。

當前燃料電池重卡在補貼下可實現 TCO 平價，平價下綠氫應用場景加速率先突破。根據 我們發布的氫能&燃料電池深度專題報告《重卡與叉車：交通領域燃料電池經濟性及潛在 市場空間分析》內的測算結果看，當前燃料電池重卡（FCV）已具備成本經濟性，其降本 成效顯著，現階段補貼后 TCO 低于電動重卡。平價是綠氫大規模應用的關鍵條件，平價 下綠氫在交通領域的應用場景將加速率先突破。

基于扶持期產業鏈成本情況和政策方案，在短島和長途場景下，FCV 全周期經濟性 均優于換電重卡，在高補貼、氫氣資源優勢地區具備性價比優勢。以 49t 重卡為例， 假設全生命周期運營里程 100 萬公里，測算得到短島場景下燃料電池重卡 TCO 約 318.93 萬元，電動重卡約337.82 萬元，長途高速場景下燃料電池重卡TCO約 294.01 萬元，電動重卡約 322.79 萬元。燃料電池重卡經濟性均優于電動重卡，即在當前成 本水平及政策條件下，燃料電池重卡已實現 TCO 低于電動重卡，考慮部分地區氫氣 資源豐富，相應燃料電池重卡的經濟性將更加明顯。

5.2 燃料電池汽車放量確定性高，帶動綠氫需求側增量確定性較強

燃料電池汽車示范城市群落地，“以獎代補”激勵產業發展。“3+2”燃料電池汽車示范城 市群落地，從 2021 年底起的四年示范期間，五部委將采取“以獎代補”，對入圍的城市 群按照其目標完成情況給予獎勵，最高可達 17 億，地級市（區）也可按照 1:1 針對燃料 電池汽車和氫氣發放補貼，考核內容主要包括“燃料電池汽車推廣應用”、“關鍵零部件 研發產業化”和“氫能供應”三部分。各地政府也積極出臺相應的規劃政策，加速推進 氫能汽車市場化進程。

氫燃料電池電池汽車市場化進程加速，2025 年政策規劃突破 10 萬輛。根據各地政策目標 推廣量統計，2025 年氫燃料電池汽車保有量超 10 萬臺，以 2021 年氫燃料電池汽車保有 量約 9000 臺為基準測算，則 2021-2025 年示范期內車輛年復合增速達 90.6%。

燃料電池汽車放量確定性高，率先帶動綠氫需求側增量。根據 2025 年各地區政策規劃， 燃料電池汽車保有量達到 11.8 萬輛，放量具備確定性高，將拉動綠氫在需求側的消納， 預計 2025 年氫氣需求量達 160 萬噸。測算邏輯與假設如下：

氫耗隨車型大小、運營工況、系統裝機容量、系統控制邏輯變化，參考燃料電池汽 車實際運營數據、以 2025 年保有量 11.8 萬輛的測算，公交、物流車、重卡百公里 氫耗分別取 4-5、2-4、8-9kg，平均年運營里程 250、450、700 公里，車型結構占 比 20%、20%、60%進行測算，5 年年復合增速達 100%。