（报告制作人：IFC**）。
1.1 绿氢计划量爆雷，2024年绿氢项目分批开工
绿氢计划产能快速提升，国家计划2024年10-20万吨，各地区累计100万吨。 自国家层面发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2024年）》以来，各地积极规划可再生能源制氢。 目前，绿氢项目产能已落实在5万吨左右，根据地方政府出台的相应氢能政策规划，到2024年、2024年、2024年，规划绿氢总产能达到10万吨、2024年250万吨，国内绿氢产能规划快速提升。
全球对氢能发展逐步达成共识，海外绿氢计划产能同步提升。 最新的 COP28 草案第 39（d） 条指出，“加快零排放和低排放技术，包括碳捕获、利用和储存以及低碳氢的生产，以加强在能源系统中增加碳排放以取代化石燃料的努力。 “相较于COP27草案仅将氢能作为各方进一步审议的领域，COP28草案是对氢能相关内容的正式补充，这意味着该领域被各方要求加快布局，这意味着氢能发展的全球共识已经形成， 后续国家氢能发展将加快，从海外绿氢规划来看，欧盟2024年绿氢产能规划将达到2000万吨，目前中东地区总产能规划将达到2914吨260,000吨。 对于国内企业来说，国内外发展机遇并存，尤其是中东市场值得关注。
2024年，绿氢项目开工建设，电解槽招标量预计同比翻一番，达到4GW。 2024年，大量绿氢项目开始申请立项，国内项目绿氢产能已突破400万吨，目前落地项目产能仅5万多吨，考虑到2024年全国绿氢产能规划10-20万吨，各地合计100万吨， 绿氢项目明年开工建设，带动制氢设备需求增加，我们看好2024年国内电解槽招标量为4GW，同比翻番。
1.2 绿色氢气应用限制逐步放宽，光储氢平价化加速行业发展
政策保障+经济是绿氢大规模推广应用的两大核心，政策保障是前提，经济是关键。 从政策上看，地方氢能政策法规开始逐步放宽，绿色氢能应用限制陆续开放，政策保护法规频出台。 从经济角度来看，在光伏储氢成本降低的背景下，绿色氢的经济性开始显现，未来在碳税的带动下，平价化进程将加速。 现阶段，政策目的和经济目的都开始显现，在政策限制逐步放宽的前提下，光储氢的平价可能成为氢能产业的拐点。 保障政策陆续出台，对绿色氢气应用的限制逐步放宽。 受能源管理法规限制，氢能的初步开发和应用相对缓慢，今年以来，对氢能的政策管理规定开始逐步放宽，氢能属性政策破冰，绿色氢气生产主体无需危险化学品许可证，允许在非化工园区建立加氢站， 等，很大程度上放开了对绿色氢气生产和使用的限制，也降低了额外的无效成本，政策的放宽扫除了绿色氢推广道路上的重要障碍之一，目前内蒙古、广东等多地已经出台了相关政策，预计其他地区也将陆续开放。
光伏储氢成本的降低带动了绿色氢经济的兴起，可以期待阶段性区域平价化。 绿氢可以与灰氢平价，02元电价当经济出现时。 绿氢生产成本主要由电力和制氢设备组成，而灰氢生产成本主要受煤炭价格影响。 煤炭**呈波动趋势，在每吨煤400-1050元的价格下，制氢对应的氢气成本为95-15公斤;对于绿色制氢的成本，外部电力成本为01-0.当23元千瓦时，对应的制氢成本为91-16.3元公斤。 这意味着电价为 0当价格低于2元千瓦时时，绿氢和灰氢（千元吨煤价）可以达到平价。
在光伏储氢成本降低下，绿色氢气开始变得经济化，未来光伏储氢项目的可行性可期。 电价是绿色平价氢的关键，光储项目一体化是破局的关键点电价低于2元千瓦时是实现绿色氢平价的关键，低电价甚至零电价（弃电消耗）只能发生在新能源发电的情况下，绿氢的成本在光伏储氢项目一体化中将大幅降低，而降低电费的关键点体现在光伏组件风电机组上。 今年以来，光伏组件和储能降本进程加快，阶段性绿色氢经济初步显现。
假设项目70%的电力并网，剩余的30%电力用于制氢，弃风率为20%，根据我们的测算，光伏组件为1元w，单位投资为31元W，储能电池05 美元，单位投资 106 Wh，电解槽 1$2 W，单位投资 1在35元w的情况下，对应的制氢成本为648元kg，项目内部收益率达到57%。这意味着，在目前光伏储氢设备的成本下，该模式下的绿色制氢成本已实现与灰氢平价，未来，随着光储氢设备技术迭代和规模化效应带来的成本进一步降低，该项目将实现经济性， 而绿氢消费光伏发电的比重也将大幅提升。
1.3 氢气消费潜力在1亿吨量级，万亿市场已经启动
氢气消费量潜力在1亿吨左右，带动万亿级市场规模。 根据早前发布的氢能产业链系列第十六期深度报告《潜在1亿吨量空间、绿色氢消费及驱动力》测算分析，氢能消费主要集中在化工、钢铁、能源储运四大领域。潜在消费空间高达1亿吨，将催生万亿级氢气及相应设备市场规模，长期上限较高。
计算说明：（1）短期：以目前已经实施或获批为指导的绿氢相关项目为基础，对一些没有明确规划的项目，以绿氢渗透率估算，预计2-3年后;（2）中期：基于绿色氢渗透率30%的假设，预计到2024年;（3）理论极限：基于绿氢完全渗透的假设计算。
2.1 绿色溢价是产业发展的驱动力，电解槽迎来光伏早期机遇
绿色氢的大规模应用将出现在光伏储氢的平价点，现阶段正在接近综合平价点。 例如，光伏产业的爆发是在2024年平价上网政策之后，氢能产业的拐点会出现在光伏储氢平价点之后。 现阶段，在新能源成本呈下降趋势的背景下，阶段性区域绿色氢平价已经实现，绿色氢成本正在接近全面平价点。
碳税的实施将提高高原地区的能源使用成本，加快绿色氢平价的进程。 欧盟碳税已于2024年10月开始试运行，将于2024年正式启动，碳税的实施将提高灰氢的成本，从而加速变相绿色氢平价的进程。 2024年欧盟的平均碳价约为8836欧元吨，每生产一公斤灰氢（煤制氢）约25kg co，相应的灰氢成本为**65元公斤，对应1000元，400元以下煤炭价格，灰氢达到10元公斤，高于023 kWh 电费下绿色氢气生产的成本。 随着碳税的逐步实施，绿色氢平价化进程将加快，绿色氢的规模化应用或将得到推进。
2.2 全球绿色氢气规划力度加大，聚焦制氢设备
在风、光、储氢项目一体化的引导下，绿色氢能项目呈现高增长态势。 目前，我国已投产的绿氢项目规模已达5个4万吨，其中位于新疆库车的国内最大光伏制氢示范项目于2024年8月30日全面投产，绿色氢气的产业规模应用逐步开始，电解槽进入规模化验证时代。 绿氢项目规划持续快速增长，近两年获批绿氢项目总数达483个31万吨，绿氢项目将迎来落地量。
多地出台绿色制氢补贴政策，确保制氢早日发展。 其中，内蒙古、宁夏、吉林、甘肃、青海、新疆等地均出台了相应的绿氢产能规划，到2024年总计划量达到100万吨，希望相关政策逐步跟进，将规划指引叠加在补贴保障上，让制氢端迎来巨大发展机遇。
重点跟踪绿氢项目进度，制氢设备需求爆发式增长。 在绿氢项目高增的背景下，随着项目的推进，后续将迎来设备大规模招标，制氢设备需求将率先爆发，主要面向电解槽、制氢动力源、储氢球罐等设备需求，重点关注明年项目的实施和招标进度。
国外绿氢项目有望进一步带动绿氢产能高增长，电解槽出货量或超出预期。 制氢设备需求除受国内风能、太阳能、储氢及综合能源基地项目的带动外，国外相关绿氢项目的建设也将带动制氢设备需求，尤其是中东地区规划项目数量达90个，制氢产能达2914个26万吨，目前，多家企业已与中东国家签订制氢设备条约并实现小批量出货，中建等企业也承包了绿色氢相关项目EPC，氢能生产设备需求将受到国内外双管齐下的拉动，重点推进项目落地和氢能企业出海。
2.3、设备体积以碱性电解槽为主，关键设备部件也开放机会
碱性电解槽是主流，占招标的94%。 根据2024年招标数据，碱性电解槽招标量（MW）将达到94%，PEM电解槽占比仅为6%，碱性电解槽及相关设备将在2-3年内加速发展。
由于碱性电解槽成本较低，应用范围广，今年以来PEM逐渐增加，预计未来两者将一起出货。 碱性电解槽成本更低，应用更广泛，PEM电解槽今年已开始招标应用，未来两年PEM电解槽有望作为碱性电解槽的补充，以应对新能源发电的波动和低负荷。
电解槽和配套关键设备部件也有机会。 绿氢项目的高增长将带动制氢设备的需求，电解槽作为核心设备将率先受益。 同时，配套的配件设备及高价值含量的核心零部件也将同时受益。 在配套辅助设备方面，制氢电源等电气设备在稳定输入功率中起着关键作用，在成本中占比较高，而在核心部件方面，电极是碱性电解槽中对能耗影响最大、成本最高的部件。
2.4 碳税带动绿色航运新需求，聚焦下游绿色燃料溢价
新的消费体系的建立将推动项目的进展，绿色航运的发展将开辟绿色氢气应用的新需求。 从规划建设到落地运营，绿氢项目需要同步推进下游绿氢的应用，绿色溢价在当前绿色航运中体现得比较快。 受欧盟碳税影响，目前甲醇和氨燃料船订单已超过LNG船订单，绿色甲醇和绿色氨在未来很长一段时间内都是重要的燃料**，甲醇和氨作为传统化工产品**并不缺乏，考虑到叠加碳税，绿色燃料缺口仍然较大， 而随着绿电**的下降，相关溢价将逐渐显著。
在中国，政策是主要驱动力，出海时关注绿色燃料的溢价。 短期来看，我国更多地依靠政策和补贴来推动国内示范项目的经济考虑，绿色氢能的繁荣更多地体现在设备端，而不是项目运营端。 碳税的实施将促进绿色氢气和以绿色氢气为原料生产的甲醇和氨气的快速增长。 全球航运每年消耗约3亿吨化石燃料，以绿色甲醇为代表的全球生物燃料产能约为每年1100万吨油当量（按甲醇和石油1.）。95：1），在碳税的推动下，海运可接受的甲醇**约为4500-4800元，按照目前绿色甲醇加仓运成本（500元吨），预计燃料的绿色溢价将高出近1000元。
3.1、储运环节将成为氢气成本的关键点，管道和液氢落地速度加快
制氢平价趋势已经出现，储运将成为行业关注的焦点。 随着新能源设备成本的降低和政策的推动，从以上分析可以发现，绿色氢气的生产已经趋于平价，特别是在电价较低的新能源西部地区，但目前终端应用成本仍然很高，产业链的大部分成本已经从生产端转移到储运端。
氢能行业标准体系出台，推动中游环节发展。 今年以来，各项标准陆续出台，六部门联合印发了《氢能产业标准体系建设指南（2024年版）》，从国家层面提出了标准制修订工作的重点。
管道建设计划已经推出，我国已进入氢气管网建设元年。 内蒙古印发《内蒙古自治区新能源倍增行动实施方案》，规划到2024年全区绿氢产能突破50万吨，占全国绿氢产能的50%以上，研究以绿氢为载体的新能源跨区域运输模式，结合绿氢的长期储能属性， 推进氢气管道规划布局，将绿色氢气输送到全国各地，将电力输送转化为氢气输送，以绿色氢气为载体，实现新能源的跨区域输送。目前，超过一半的绿氢计划和项目集中在内蒙古，绿氢生产供应状况已经确立。 关注管网承包商、大功率压缩机、管线钢材等核心部件相关的管道建设带来的机遇。
液氢运输也进入了标准放开阶段，重点放在设备和运营企业上。 液氢输送一直受限于标准的实施和政策的放宽，从2024年开始，标准将开始落地，重点实施示范应用项目。 从设备技术难点来看，液氢在于膨胀机的国产替代和液氢储罐的绝热性能，前者决定了液氢的单位能耗，后者决定了储氢过程中的损失率对于液氢的整体运行，每天的液化规模越大，单位液化氢的能耗越少，压缩工艺电费占多数，因此电价越低，整体液态成本越便宜。
3.2 实施氢能高速建设示范，加氢站配套能力同步
实施氢能高速建设示范。 **国资委（国资委）提出《建设中国氢能高速公路倡议》，旨在以京津冀、上海、广东、郑州、河北示范群为基础，加快建设氢能高速网络，包括对高速运营车辆和加氢站的政策支持，如降速通行费、优化氢能加氢站等。加氢站的建设和运营成本，极大地促进和保障了氢燃料电池汽车的运行。随着上游制氢和下游燃料电池汽车的快速发展，以及相关标准的出台和政策的放宽，中游的基础设施建设将开始支撑体量。
基础设施建设加快，加氢站设备、储氢罐受到重视。 中国石化发布氢能中长期发展战略，按照“油、气、氢、电”综合能源服务思路，推进加氢站网布局，计划到2024年建成年加氢能力约12万吨。 这意味着，如果加氢站的加氢能力为每天500kg，将建成650多个加氢站。 目前加氢站数量超过350个，加氢站数量多将带动加氢站压缩机、储氢罐等配套加氢站设备的需求，以及外部加氢站带动的长管拖车高压氢气罐的需求。 重点建设以中石化为主的央企加氢站。
4.1、燃料电池汽车、氢储能电站推广，燃料电池及核心零部件受益带动
经济端和政策端都准备好了，燃料电池汽车将得到推广。 根据我们发布的氢能与燃料电池深度专项报告《重卡与叉车：燃料电池经济性与运输领域潜在市场空间分析》的结果显示，目前燃料电池重卡（FCV）在补贴下可实现全生命周期成本（TCO）平价，降本效果显著， 现阶段补贴后的TCO低于电动重卡（BEV）。
从政策面看，补贴和促销示范政策持续加大。 燃料电池政策方案和细则已基本落实，国家政策规划是2024年拥有5万辆汽车，各地区总规划达到11辆8万辆，2024年底FCV保有量为1辆270,000台、50,000台和11台预计未来3年8万辆的CAGR分别为90%和110%，2024年是第一个计划落户点，明年FCV推广进程将大大加快。 将推动对燃料电池相关核心部件的需求，如电堆、系统、膜电极和车载储氢瓶。
电网侧储能调峰需求显现，氢储能电站示范建设开始。 氢储能系统可以利用新能源输出的剩余电能生产氢气，储存氢气或用于下游使用，当电力系统负荷增加时，储存的氢气可用于燃料电池发电并反馈给电网。 在电网侧，随着风光发电在电网中占比的逐步提高，储能调峰需求也相应增加，氢能适合长期大规模储能，根据我们发布的氢能产业链第十五份深度报告——《碳中和与储能背景下， 千亿氢储能市场即将爆发“，氢能初始投资建设和储能边际成本较低，具备储能调峰的初始经济条件。首个氢储能调峰电站项目已在克拉玛依启动，拥有年发电量约14亿千瓦时的1GW光伏电站，以及年产氢能力331,707,458立方米的180万度储能储能调峰电站，通过氢燃料电池发电实现年产稳定绿电约899,890,230千瓦时， 计划于2024年8月交付，交付期为12个月。除燃料电池汽车外，氢燃料电池的需求也将受益于氢储能电站，这将带动数倍于单车价值的车企。
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