氫能源行業(yè)專題報告：綠氫消納及驅動力探討

　　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(guī)劃和招標逐步落地，綠氫放量高增已成趨勢

　　綠氫項目數(shù)量高增，已立項產(chǎn)能合計約達到270萬噸。當前已投產(chǎn)的項目規(guī)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(chǎn)，我國首個萬噸級綠氫煉化示范項目正式落地，綠氫工業(yè)化規(guī)模應用逐步開啟，電解槽進入規(guī)模化驗證時代。綠氫項目規(guī)劃持續(xù)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(guī)劃量高增，2025年各地合計達100萬噸。自國家層面發(fā)布《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃(2021-2035年)》后，各地積極規(guī)劃可再生能源制氫(綠氫)，根據(jù)各地政府發(fā)布的相應氫能政策規(guī)劃，綠氫產(chǎn)能合計規(guī)劃量到2025/2030/2035年已達100/100/250萬噸。

　　當前國內政策規(guī)劃地區(qū)全部集中于風光資源較為豐富的三北地區(qū)，其中內蒙古2025年規(guī)劃量達到50萬噸/年，占比達到當年加總規(guī)劃的一半，是全國綠氫推廣重點區(qū)域。

　　綠氫規(guī)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(guī)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(guī)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(xù)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(shù)，綠氫生產(chǎn)規(guī)劃量對應的電解槽裝機規(guī)模將有所區(qū)別，當電解水制氫的電來自于光伏時，根據(jù)光伏年發(fā)電小時數(shù)，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(shù)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。

　　電解槽招標已達GW級別，2023-2025年CAGR將達180%。2023年1-10月綠氫項目電解槽招標量達到1.3GW，結合2025年樂觀情況下28GW的規(guī)劃裝機量，預計2023-2025年CAGR將達180%，放量已成趨勢。從2023年綠氫項目開工及EPC招標情況看，共7.82萬噸綠氫項目，773Nm3/h、260余套電解槽短期內將迎來招標。從下游應用領域看，主要集中在交通、化工、儲能、工業(yè)四大領域應用。

　　1.2綠氫規(guī)劃高增下，消納問題逐步凸顯

　　氫氣具備工業(yè)原料和能源產(chǎn)品雙重屬性。氫氣作為一種二次能源，目前已經(jīng)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(chǎn)過程物料加以利用。氫氣作為可持續(xù)發(fā)展的清潔可再生能源，同時具有工業(yè)原料和能源產(chǎn)品的雙重屬性，可作為全球降低二氧化碳排放、實現(xiàn)碳中和的重要能源載體。

　　氫氣可在多個生產(chǎn)和消費環(huán)節(jié)作為替代能源和原料，在工業(yè)、交通、電力、建筑等行業(yè)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(fā)電等領域。氫氣易燃且熱值高，燃燒產(chǎn)物僅為水，不排放二氧化碳等溫室氣體，與傳統(tǒng)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(yè)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?；ば袠I(yè)需要用氫制備甲醇、合成氨等多種產(chǎn)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(chǎn)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(huán)境條件和容器中儲存液態(tài)氫或氣態(tài)氫，通過燃料電池用于電力調峰以調節(jié)長時間和跨區(qū)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(chǎn)合成氨中間原料，氫氣產(chǎn)能占比約為30%;第二是生產(chǎn)甲醇，包括煤經(jīng)甲醇制烯烴的中間原料，氫氣產(chǎn)能占比約為28%;第三是焦炭和蘭炭副產(chǎn)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(xiàn)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(xiàn)。當前國內外氫氣主要在石化化工行業(yè)被較為廣泛的生產(chǎn)和利用，根據(jù)對石化化工行業(yè)主要涉氫產(chǎn)品生產(chǎn)能力的統(tǒng)計，當前我國石化化工行業(yè)氫氣總產(chǎn)能約為4000萬噸，氫氣產(chǎn)量約3800萬噸，氫氣消耗量約為3540萬噸，從氫氣產(chǎn)量和消耗量來看，我國氫氣供需趨于平衡。

　　根據(jù)上文統(tǒng)計的綠氫新增產(chǎn)能數(shù)據(jù)，已立項綠氫產(chǎn)能270萬噸、短期341萬噸、中期近9000萬噸的量級看，綠氫規(guī)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(xiàn)。

　　1.3四大場景消納綠氫，放量潛力多集中于三北地區(qū)

　　氫氣需求未來仍將持續(xù)穩(wěn)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(yè)+綠氫”將在石化和鋼鐵行業(yè)開展示范，交通用氫逐步提升。石化工業(yè)和鋼鐵工業(yè)是氫氣最大的應用領域，綠氫促進工業(yè)脫碳意義重大，效果也將更加明顯。

　　隨著我國光伏發(fā)電和風力發(fā)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(yè)綠氫的經(jīng)濟性，從已有綠氫項目和政策看，西北地區(qū)率先開展了綠氫+煤化工示范，綠氫制合成氨生產(chǎn)綠氨、綠氫制甲醇生產(chǎn)綠醇等技術方案也在開展。

　　化工氫氣生產(chǎn)利用將持續(xù)增長，成為氫氣消納的重要場景。石化化工行業(yè)產(chǎn)品需求隨全社會國民經(jīng)濟發(fā)展而發(fā)展，產(chǎn)品需求總體上仍將穩(wěn)步增長，例如工業(yè)氮肥、甲醇化工、甲醇燃料和中間氫氣產(chǎn)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(yè)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(yè)中，副產(chǎn)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(chǎn)鐵水過程中產(chǎn)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(tǒng)計)。

　　目前我國鋼鐵行業(yè)每年生產(chǎn)約1400萬噸的含氫副產(chǎn)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(jù)國家有關鋼鐵行業(yè)去產(chǎn)能、確保粗鋼產(chǎn)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(tǒng)高爐煉鐵所需要的焦化產(chǎn)能將有所下降，焦化副產(chǎn)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(xiàn)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(jù)2025年各地區(qū)政策規(guī)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(qū)，成本和規(guī)模具備發(fā)展優(yōu)勢。各地可再生資源條件的差異導致區(qū)域性綠氫發(fā)展分化，三北地區(qū)等區(qū)域可再生能源資源豐富，其低電價致使這些地區(qū)范圍內的綠氫與傳統(tǒng)制氫路徑的成本差異較小，在多種應用場景具備經(jīng)濟性，也因而綠氫在三北地區(qū)以風光氫大基地形式率先進行示范與規(guī)模化應用。東部和中部地區(qū)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(tǒng)制氫路徑成本具備一定差距，因而規(guī)?；尫殴?jié)奏滯后于三北地區(qū)，然而燃料電池汽車示范城市群均處沿海地帶，部分地區(qū)給予電解水制氫谷電優(yōu)惠電價，預計東部地區(qū)以分布式為主進行發(fā)展。

　　二、化工：氫氣作為工業(yè)原料直接消納，項目升級減碳將帶動綠氫需求

　　2.1傳統(tǒng)高碳排放工業(yè)新增產(chǎn)能受控，氫基綠色化工將成為產(chǎn)業(yè)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(chǎn)業(yè)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(fā)展，并且給予地方政府更多的綠色空間。國家發(fā)改委發(fā)布的《產(chǎn)業(yè)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(tǒng)方式制備的工業(yè)合成氨、甲醇、煉化、冶金等被歸類為限制或淘汰類，其新增產(chǎn)能將會受到限制。

　　產(chǎn)業(yè)結構轉型背景下，傳統(tǒng)化工工業(yè)綠色升級改造受到積極引導。目前國內化工工業(yè)行業(yè)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(yè)，新型產(chǎn)業(yè)結構轉型背景下，傳統(tǒng)高耗能、高碳排放的項目新增產(chǎn)能將受到擴張限制。

　　《高耗能行業(yè)重點領域節(jié)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(yè)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(chǎn)業(yè)發(fā)展奠定了發(fā)展基礎。

　　氫基綠色化工將成為產(chǎn)業(yè)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(huán)保、準入等政策的出臺和實施，傳統(tǒng)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(chǎn)業(yè)的重要轉型方向。

　　綠氫在化工行業(yè)驅動力來自現(xiàn)有替代及新增需求兩部分，包括既有傳統(tǒng)工藝流程的綠氫替代和新型化工生產(chǎn)的綠氫利用兩種模式。由于現(xiàn)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(chǎn)中的大規(guī)模利用需要進行較多產(chǎn)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(tǒng)工藝流程中發(fā)揮對傳統(tǒng)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(xiàn)有傳統(tǒng)生產(chǎn)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(chǎn)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(tǒng)方式獲取氫氣。石油煉化作為石油化工行業(yè)的主要生產(chǎn)環(huán)節(jié)，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(chǎn)能有望迎來逐步恢復，綠氫合成氨將率先實現(xiàn)規(guī)模化示范應用

　　合成氨供需趨緊，產(chǎn)能有望迎來逐步恢復。過去國內合成氨產(chǎn)能面臨嚴重過剩問題，從統(tǒng)計數(shù)據(jù)看，2017年國內合成氨產(chǎn)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(yè)淘汰高碳排放的落后工藝縮減產(chǎn)能，從2016年到2022年國內合成氨產(chǎn)能下降近700萬噸/年(2016年產(chǎn)能7156萬噸)。受農(nóng)業(yè)需求拉動，合成氨表觀消費量與產(chǎn)量快速增長，供需態(tài)勢縮緊。我國合成氨消費中農(nóng)業(yè)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(nóng)作物播種面積上漲、氮肥需求增加，根據(jù)國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)，2018年至2021年氮肥產(chǎn)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(tǒng)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(yè)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(nóng)業(yè)原料(氮肥)、以及硝酸等化工用品生產(chǎn)，也可用作新型綠色燃料。工業(yè)上高溫高壓下氮氣與氫氣反應合成氨，傳統(tǒng)的合成氨在生產(chǎn)氫氣原料的過程中采用的是煤或者天然氣制氫，生產(chǎn)過程中產(chǎn)生大量碳排放。根據(jù)中國氣體工業(yè)協(xié)會數(shù)據(jù)，2020年我國合成氨行業(yè)二氧化碳的總排放量2.19億噸，占到了化工行業(yè)排放總量的19.9%。

　　制氫環(huán)節(jié)是工業(yè)合成氨主要碳排放來源，電解水制氫可實現(xiàn)零碳排放。合成氨工業(yè)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(xiàn)除供熱環(huán)節(jié)外的零碳排放。傳統(tǒng)工業(yè)合成氨生產(chǎn)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(yè)主要的碳排放來源。

　　電解水制氫：反應方程式為：2H2O→2H2+O2。根據(jù)電解水制氫方程式，生產(chǎn)氫氣不產(chǎn)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(chǎn)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(jù)我國約6000萬噸/年的合成氨產(chǎn)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(jù)天然氣制氫方程式，生產(chǎn)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(guī)劃已超800萬噸，有望率先實現(xiàn)規(guī)?；痉?，將帶動百萬噸氫氣增量。根據(jù)當前綠氨各項目規(guī)劃統(tǒng)計，規(guī)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(qū)，根據(jù)合成氨工藝流程，每噸合成氨需氫約0.18噸，800萬噸綠氨規(guī)劃對應約144萬噸氫氣增量。

　　2.3甲醇產(chǎn)能整合升級，綠色甲醇有望成為甲醇新增產(chǎn)能突破口

　　目前國內甲醇產(chǎn)業(yè)整體供過于求且各區(qū)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(yōu)勝劣汰產(chǎn)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(chǎn)能突破口?？紤]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(chǎn)能的突破口，相關項目逐漸在西北、西南等地區(qū)開展，例如“液態(tài)陽光”等新型工藝示范項目。根據(jù)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(guī)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(shù)據(jù)顯示，船舶行業(yè)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(xù)增加的趨勢。近期，MEPC8會議、歐盟Fitfor55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(guī)劃出臺，規(guī)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(fā)展成為新趨勢，綠氫煉化將成為石化工業(yè)碳中和的關鍵

　　“十四五”期間，化工產(chǎn)品高端化、綠色化發(fā)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(chǎn)率為進料2.5%—3.5%，每噸進料可提供300—500Nm3副產(chǎn)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(chǎn)氫最多只占原油產(chǎn)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(xù)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(fā)展意味著工藝環(huán)節(jié)的精細化，對加氫的數(shù)量和質量提出了更高的要求。隨著大量煉化一體化園區(qū)的投產(chǎn)，預計在中短期內，煉化會成為氫氣大規(guī)模應用的下游領域，根據(jù)中國石油經(jīng)濟研究院的數(shù)據(jù)，目前每年全國大約有6億噸的原油加工量規(guī)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(chǎn)：中石化6月30日新疆庫車綠氫示范項目順利產(chǎn)氫，產(chǎn)出的氫氣通過管道輸送到中國石化塔河煉化，替代現(xiàn)有天然氣化石能源制氫。該項目實現(xiàn)了綠氫生產(chǎn)到利用全流程貫通，也標志著我國首次實現(xiàn)萬噸級綠氫煉化項目全產(chǎn)業(yè)鏈貫通。

　　石化工業(yè)減碳已成趨勢，綠氫煉化將成為石化工業(yè)實現(xiàn)碳中和的必由之路。綠氫煉化已列入《“十四五”全國清潔生產(chǎn)推行方案》中，文件明確提出石化化工行業(yè)實施綠氫煉化降碳工程，煉廠綠氫滲透率將有望穩(wěn)步提升。受到上游原料供應來源、工業(yè)基礎以及下游消費市場等因素影響，目前煉廠的區(qū)域布局以東部沿海地區(qū)為主。

　　隨著“雙碳”和相關行業(yè)政策的推進，石化產(chǎn)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(chǎn)仍然將增長部分產(chǎn)能，同時部分規(guī)模較小的獨立煉廠將面臨淘汰或兼并重組，煉廠總產(chǎn)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(yè)升級轉型和愈發(fā)明確的政策信號，考慮產(chǎn)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(qū)煉廠綠氫滲透率將穩(wěn)步提升。

　　三、鋼鐵：行業(yè)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(yè)脫碳難度高、體量大，政策引導下行業(yè)開啟綠色升級

　　鋼鐵行業(yè)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(yè)之一。碳排放約占全球排放總量的7.2%，鋼鐵行業(yè)的脫碳在國內尤為重要，目前，中國鋼鐵行業(yè)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(yè)，全球每年生產(chǎn)和使用高達18億噸鋼鐵，其中將近50%的鋼產(chǎn)于中國內地，中國鋼鐵行業(yè)碳排放量也約占全球鋼鐵行業(yè)碳排放總量的50%。

　　鋼鐵行業(yè)開啟脫碳轉型需求迫切，電氣化難以實現(xiàn)完全脫碳。鋼鐵行業(yè)是我國工業(yè)的支柱性行業(yè)，約占我國GDP的5%，然而，目前我國鋼鐵行業(yè)仍以碳排放強度高的長流程為主，粗鋼產(chǎn)能約占90%，在碳中和以及去產(chǎn)能的雙重壓力下，我國鋼鐵行業(yè)面臨嚴峻挑戰(zhàn)，鋼鐵行業(yè)的快速脫碳尤為重要。由于中國鋼鐵生產(chǎn)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(xiàn)完全脫碳。

　　3.2綠氫成為鋼鐵行業(yè)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(yè)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(xiàn)碳中和。氫氣憑借其高能量密度和熱值，適用于工業(yè)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(chǎn)并配加電爐煉鋼的模式將成為鋼鐵行業(yè)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(chǎn)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(yè)的綠色生產(chǎn)方法。摻燒綠氫供熱也是鋼鐵生產(chǎn)領域脫碳的重要路徑之一。由于鋼鐵生產(chǎn)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(xiàn)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(chǎn)能累計規(guī)模達740萬噸。鋼鐵行業(yè)對氫氣的利用集中在新增產(chǎn)能的生產(chǎn)工藝流程，行業(yè)領先企業(yè)占據(jù)先發(fā)地位，近年來國內大型鋼鐵企業(yè)已經(jīng)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(chǎn)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(yè)范圍涵蓋鋼鐵、鋁、氫、水泥、化肥和電力?；?藍/綠氫生產(chǎn)1kg氫氣產(chǎn)生CO2分別為25/11/0kg,根據(jù)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(guī)模、長周期氫儲能迎機遇

　　4.1可再生能源大規(guī)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(xiàn)

　　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(wǎng)《新能源消納運行評估及預警技術規(guī)范》設置了新能源消納監(jiān)測預警紅/黃/綠色區(qū)域，進入紅色預警的地區(qū)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(shù)據(jù)來看：

　　區(qū)位上：利用率偏低區(qū)域主要集中在西北地區(qū)(內蒙古、甘肅、寧夏、青海、新疆等省份)。目前，西北地區(qū)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(qū)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(guī)劃“十四五”投產(chǎn)200GW)正在陸續(xù)開工，風光項目建設周期一般為6-12個月，原則上2023年并網(wǎng)，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(jié)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(fā)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(guī)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(zhàn)場。

　　4.2儲能需求逐步高增，源側發(fā)展長周期、大規(guī)模儲能是綠色大電網(wǎng)穩(wěn)定供電的關鍵

　　儲能在發(fā)電側、電網(wǎng)側以及負荷側的驅動因素不同。在發(fā)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(wǎng)側儲能驅動力則是基于新能源比例提升后電力系統(tǒng)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(qū)(例如：浙江、江蘇、山東)分布式電源配儲政策等。

　　在源側實現(xiàn)風光消納并發(fā)展大規(guī)模長時儲能，是實現(xiàn)綠色大電網(wǎng)穩(wěn)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(guī)?？稍偕茉蠢弥械母拘詥栴}是西北和華北地區(qū)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(fā)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(yè)等作為主導方。離網(wǎng)制氫：風/光發(fā)電+電解水制氫→氫能多樣化應用，適用于大多數(shù)風電和光伏儲能，石化能源等企業(yè)主導。

　　4.3氫儲能大規(guī)模應用和時間邊際成本低，是長周期、大規(guī)模儲能的優(yōu)選項

　　氫能適用于大規(guī)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(wǎng)的棄電，通過電解水制氫的方式儲存，可就地消納、時經(jīng)燃料電池進行發(fā)電或管道、長管車運輸?shù)确绞焦谙掠螒媒K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(fā)電轉移便捷等優(yōu)點，憑借其無自衰減的特性，尤其適用于跨周和季度的儲能?；跀U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(guī)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(wǎng)問題。電消納及上網(wǎng)問題隨光伏和風電裝機規(guī)模高增逐步凸顯，風光耦合電解水制氫可實現(xiàn)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(guī)?？焖偬嵘於嘶A，但風光發(fā)電波動性的特點制約了其進一步擴大規(guī)模，因而配儲以平抑波動性?，F(xiàn)階段大部分可再生能源發(fā)電終局為上網(wǎng)，儲能大多僅作為可再生能源電力上網(wǎng)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(guī)模裝機至一定規(guī)模后，上網(wǎng)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(guī)模時空轉移特性，實現(xiàn)交通網(wǎng)與能源網(wǎng)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(xù)發(fā)布強制配儲需求，配儲比例最高可達30%，為實現(xiàn)碳中和目標，若在風光裝機量達到50億千瓦、年發(fā)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(guī)?；o地域限制、長壽命等要求。當前氫能與傳統(tǒng)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(fā)展，風光氫一體化項目正處于不斷規(guī)劃與落地的狀態(tài)，2023年開工風光氫儲一體化項目對應制氫產(chǎn)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(xiàn)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(jīng)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(jīng)濟性更優(yōu)選擇。目前燃料電池系統(tǒng)占整車成本約60%，運營階段主要以氫氣費用為主，因而系統(tǒng)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(xiàn)TCO平價，平價下綠氫應用場景加速率先突破。根據(jù)我們發(fā)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(jīng)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(jīng)濟性，其降本成效顯著，現(xiàn)階段補貼后TCO低于電動重卡。平價是綠氫大規(guī)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(chǎn)業(yè)鏈成本情況和政策方案，在短島和長途場景下，F(xiàn)CV全周期經(jīng)濟性均優(yōu)于換電重卡，在高補貼、氫氣資源優(yōu)勢地區(qū)具備性價比優(yōu)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(jīng)濟性均優(yōu)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(xiàn)TCO低于電動重卡，考慮部分地區(qū)氫氣資源豐富，相應燃料電池重卡的經(jīng)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(chǎn)業(yè)發(fā)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(qū))也可按照1:1針對燃料電池汽車和氫氣發(fā)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(fā)產(chǎn)業(yè)化”和“氫能供應”三部分。各地政府也積極出臺相應的規(guī)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(guī)劃突破10萬輛。根據(jù)各地政策目標推廣量統(tǒng)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(jù)2025年各地區(qū)政策規(guī)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(tǒng)裝機容量、系統(tǒng)控制邏輯變化，參考燃料電池汽車實際運營數(shù)據(jù)、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%。

　　精選報告來源：未來智庫

　　報告出品方/作者：國金證券，姚遙、唐雪琪