一、绿氢放量高增趋势已成，新增绿氢消纳问题逐步凸显

1.1 规划和招标逐步落地，绿氢放量高增已成趋势

绿氢项目数量高增，已立项产能合计约达到 270 万吨。当前已投产的项目规模达到 4.9 万吨，其中位于新疆库车的国内最大光伏制氢示范项目于 2023 年 8 月 30 日全面投产， 我国首个万吨级绿氢炼化示范项目正式落地，绿氢工业化规模应用逐步开启，电解槽进 入规模化验证时代。绿氢项目规划持续高增，近两年已立项的绿氢项目合计约达到 270 万吨，放量高增已成趋势。

绿氢政策规划量高增，2025 年各地合计达 100 万吨。自国家层面发布《氢能产业发展中 长期规划（2021-2035 年）》后，各地积极规划可再生能源制氢（绿氢），根据各地政府 发布的相应氢能政策规划，绿氢产能合计规划量到 2025/2030/2035 年已达 100/100/250 万吨。当前国内政策规划地区全部集中于风光资源较为丰富的三北地区，其中内蒙古 2025 年规划量达到 50 万吨/年，占比达到当年加总规划的一半，是全国绿氢推广重点区 域。

绿氢规划量带动电解槽装机量高增，2025 年预计在中性/乐观情况下达到 19/28GW。绿氢 将采用电解槽电解水制取氢气，绿氢规划量的高增将带动相应设备的需求。以电解槽匹配光伏制氢为例测算，乐观情况以及中性情况下，在对应 100 万吨绿氢规划总量分别可 装电解槽 28GW 和 19GW。预计在未来技术迭代和成本逐步下降的情况下，2025 年后电解 水制氢设备及绿氢市场将持续加速。测算假设与过程如下：

以 1000 标方/小时碱性电解槽为例测算，基于电解槽不同的年运营小时数，绿氢生 产规划量对应的电解槽装机规模将有所区别，当电解水制氢的电来自于光伏时，根 据光伏年发电小时数，乐观和中性情况下预计电解槽分别年运行1100和1500小时， 同时考虑到部分电解槽的电采用外购电力的情况，假设 2025 年光伏供电和外购电力 占比均为 50%、外购电力年利用小时数为 4000 小时，100 万吨绿氢对应乐观和中性 情况下电解槽装机量分别为 28GW 和 19GW。

1.2 绿氢规划高增下，消纳问题逐步凸显

氢气具备工业原料和能源产品双重属性。氢气作为一种二次能源，目前已经广泛应用于 化工、电子、冶金、能源、航空航天以及交通等诸多领域，当前社会上主要利用化石能 源作为原料制备氢，再将氢作为化工、冶金等生产过程物料加以利用。氢气作为可持续 发展的清洁可再生能源，同时具有工业原料和能源产品的双重属性，可作为全球降低二 氧化碳排放、实现碳中和的重要能源载体。

氢气可在多个生产和消费环节作为替代能源和原料，在工业、交通、电力、建筑等行业 中均有不同的应用，其中最主要的用途包括燃料用氢、原料用氢，以及储能用氢三类。

燃料用氢：主要场景包含重型道路交通、船运、航空、发电等领域。氢气易燃且热 值高，燃烧产物仅为水，不排放二氧化碳等温室气体，与传统的化石燃料（石油、 天然气、煤炭）相比，氢是终端零排放的清洁能源，可作为供热或供电的燃料。目 前燃料用氢的应用在全球范围内尚为有限，主要限制因素是燃氢轮机等设备设施的 技术成熟度不高，相应的基础设施和政策标准尚不完善。

原料用氢：主要场景包含钢铁、化工等领域。氢气是重要的工业气体，氢元素的强 还原性被用于多种化学反应，是众多化合物的基础元素之一。化工行业需要用氢制 备甲醇、合成氨等多种产品，冶铁需要利用氢气作为还原剂，多种高端材料的制造 在生产流程中均需要使用氢气进行加工。

储能用氢：主要场景包含电力储能领域。作为广义储能的一种形式，在一定的环境 条件和容器中储存液态氢或气态氢，通过燃料电池用于电力调峰以调节长时间和跨 区域的储能，或将氢转换为化合物，例如合成氨，增强氢能用于燃料/原料的灵活性。

氢气使用结构以合成氨、甲醇、炼油及直接燃烧为主。从氢气的用途来看，最大应用领 域是作为生产合成氨中间原料，氢气产能占比约为 30%；第二是生产甲醇，包括煤经甲 醇制烯烃的中间原料，氢气产能占比约为 28%；第三是焦炭和兰炭副产氢的综合利用， 占比约为 15%(已扣除制氨醇，避免重复计算)；第四是炼厂用氢，占比约为 12%；第五是 现代煤化工范畴内的煤间接液化、煤直接液化、煤制天然气、煤制乙二醇的中间原料氢 气，占比约为 10%；其他方式氢气利用占比约为 5%。

当前氢气供需趋于平衡，消纳问题逐步显现。当前国内外氢气主要在石化化工行业被较 为广泛的生产和利用，根据对石化化工行业主要涉氢产品生产能力的统计，当前我国石 化化工行业氢气总产能约为 4000 万吨，氢气产量约 3800 万吨，氢气消耗量约为 3540 万 吨，从氢气产量和消耗量来看，我国氢气供需趋于平衡。根据上文统计的绿氢新增产能 数据，已立项绿氢产能 270 万吨、短期 341 万吨、中期近 9000 万吨的量级看，绿氢规模 将在未来几年内高速增长，在当前氢气供需趋于平衡的情况下，绿氢消纳问题可预见性 的将逐步显现。

1.3 四大场景消纳绿氢，放量潜力多集中于三北地区

氢气需求未来仍将持续稳步增长，化工、钢铁、交通和储能成为氢气四大应用消纳场景。 “工业+绿氢”将在石化和钢铁行业开展示范，交通用氢逐步提升。石化工业和钢铁工业 是氢气最大的应用领域，绿氢促进工业脱碳意义重大，效果也将更加明显。随着我国光 伏发电和风力发电成本不断下降，西北“绿电”价格已低于 0.2 元/(kW·h)，初步具备 提供工业绿氢的经济性，从已有绿氢项目和政策看，西北地区率先开展了绿氢+煤化工示 范，绿氢制合成氨生产绿氨、绿氢制甲醇生产绿醇等技术方案也在开展。

化工氢气生产利用将持续增长，成为氢气消纳的重要场景。石化化工行业产品需求 随全社会国民经济发展而发展，产品需求总体上仍将稳步增长，例如工业氮肥、甲 醇化工、甲醇燃料和中间氢气产能预计未来仍将增长，总体上将会促进氢气需求增 长。当前过半氢气下游应用集中于合成氨、甲醇及炼油领域，并且大多已立项的绿 氢项目应用也集中于化工领域，未来化工领域将成为氢气消纳的重要场景。

钢铁行业氢气需求结构面临调整，基于氢气的新技术有望迎来突破性增长。在钢铁 工业中，副产的焦炉煤气中含氢为 55%-60%，高煤气含氢为 1%-4%，转炉煤气含氢为 0.2%-0.3%，另外利用 COREX 技术(熔融还原法)在生产铁水过程中产生的煤气含氢为 10%-30%（上述焦炉煤气的含氢量已与焦化合并统计）。目前我国钢铁行业每年生产约 1400 万吨的含氢副产品，其中高炉炼铁使用约为 900 万吨/年，电炉炼铁消耗约 为 400 万吨/年。根据国家有关钢铁行业去产能、确保粗钢产量同比下降等要求，以 及废钢回收和氢气直接还原铁等技术逐步推广，预计未来基于传统高炉炼铁所需要 的焦化产能将有所下降，焦化副产氢相应下降；基于氢气直接还原铁技术的氢气需 求或将得到突破性增长。

我国氢能利用现阶段以车用氢能为主，处于起步初期示范阶段。截至 2021 年底，我 国燃料电池车保有量约为 9000 辆，车型以商用车中的重卡、公交大巴、轻卡、物流 车为主，截止到目前，已建成加氢站约 300 座，当前车用氢能用量不到 1 万吨，根 据 2025 年各地区政策规划，燃料电池汽车保有量达到 11.8 万辆，放量具备确定性 高，将拉动绿氢在需求侧的消纳，预计 2025 年氢气需求量达 160 万吨。

绿氢放量潜力多集中于三北地区，成本和规模具备发展优势。各地可再生资源条件的差 异导致区域性绿氢发展分化，三北地区等区域可再生能源资源丰富，其低电价致使这些 地区范围内的绿氢与传统制氢路径的成本差异较小，在多种应用场景具备经济性，也因 而绿氢在三北地区以风光氢大基地形式率先进行示范与规模化应用。东部和中部地区资 源相对匮乏，同时电力需求旺盛导致绿电溢价，海上风电成本尚处于准平价阶段，使得 绿氢成本与传统制氢路径成本具备一定差距，因而规模化释放节奏滞后于三北地区，然 而燃料电池汽车示范城市群均处沿海地带，部分地区给予电解水制氢谷电优惠电价，预 计东部地区以分布式为主进行发展。

二、化工：氢气作为工业原料直接消纳，项目升级减碳将带动绿氢需求

2.1 传统高碳排放工业新增产能受控，氢基绿色化工将成为产业转型重要突破口

推动能耗双控转向碳排放双控，高碳排放产业受控。我国逐步把碳排放总量纳入考虑， 实施碳排放双控可以有效避免能源总量控制的局限性，在控制化石能源消费的同时鼓励 可再生能源发展，并且给予地方政府更多的绿色空间。国家发改委发布的《产业结构调 整指导目录（2023 年本）》由鼓励、限制和淘汰三类目录组成，传统方式制备的工业合 成氨、甲醇、炼化、冶金等被归类为限制或淘汰类，其新增产能将会受到限制。

产业结构转型背景下，传统化工工业绿色升级改造受到积极引导。目前国内化工工业行 业仍属于以化石燃料为主要能源基础和原料的高耗能高碳排放行业，新型产业结构转型 背景下，传统高耗能、高碳排放的项目新增产能将受到扩张限制。《高耗能行业重点领域 节能降碳改造升级实施指南（2022 年版）》，针对炼油、煤化工、合成氨等化工行业出台 了具体的实施指南，提出引导工艺和技术绿色化水平的升级改造、相关前沿技术加强攻 关并加快淘汰不符合绿色低碳转型要求的落后设备和技术，相关政策为以可再生氢为基 础的清洁化工产业发展奠定了发展基础。

氢基绿色化工将成为产业转型的重要突破口，绿氢需求先后受替代渗透和新增项目带动。 氢气在化工领域被广泛运用为原料，随着环保、准入等政策的出台和实施，传统化工加 清洁能源配套项目受到积极推广，氢基绿色化工将成为化工产业的重要转型方向。绿氢 在化工行业驱动力来自现有替代及新增需求两部分，包括既有传统工艺流程的绿氢替代 和新型化工生产的绿氢利用两种模式。由于现代化工项目工艺复杂、投资大且周期长， 绿氢作为原料在化工生产中的大规模利用需要进行较多产线的升级改造，短期内成本较 高且风险较大，因此短期内绿氢将主要在既有传统工艺流程中发挥对传统化石能源制氢 的替代作用，并在条件相对成熟的少部分绿氢新型化工项目中逐步开展试点应用。新型 化工路径采取的工艺技术不同于现有传统生产路径，已有项目进行改造的难度大，因而 仅适用于新建项目。

合成氨、甲醇的生产在中国以煤化工为主要路径，工厂大多采用煤气化制氢的传统 方式获取氢气。 石油炼化作为石油化工行业的主要生产环节，对氢气的需求量大，大型炼化厂几乎 均有场内制氢设备，采取天然气重整或煤气化作为主要氢气供给方式。

2.2 合成氨产能有望迎来逐步恢复，绿氢合成氨将率先实现规模化示范应用

合成氨供需趋紧，产能有望迎来逐步恢复。过去国内合成氨产能面临严重过剩问题，从 统计数据看，2017 年国内合成氨产能超过同年合成氨表观消费量约 25.9%，十三五以来， 工信部要求合成氨行业淘汰高碳排放的落后工艺缩减产能，从 2016 年到 2022 年国内合 成氨产能下降近 700 万吨/年（2016 年产能 7156 万吨）。受农业需求拉动，合成氨表观消 费量与产量快速增长，供需态势缩紧。我国合成氨消费中农业消费量（尿素等氮肥）占 到了总消费量的约七成，2018 年起国内开始调整种植结构，农作物播种面积上涨、氮肥 需求增加，根据国家统计局数据，2018 年至 2021 年氮肥产量年均增长率达 3.2%，合成 氨表观消费量跟随上涨，年均增长 8.6%。

合成氨制备过程需大量氢气，传统制备方式碳排放量高。氨是最基础的化工原料之一， 在化工领域被广泛应用，作为工业上最基本、结构最简单的含氮原料，几乎所有的含氮 化合物的最上游都源自于氨。氨可用于尿素等化肥农业原料（氮肥）、以及硝酸等化工用 品生产，也可用作新型绿色燃料。工业上高温高压下氮气与氢气反应合成氨，传统的合 成氨在生产氢气原料的过程中采用的是煤或者天然气制氢，生产过程中产生大量碳排放。 根据中国气体工业协会数据，2020 年我国合成氨行业二氧化碳的总排放量 2.19 亿吨，占 到了化工行业排放总量的 19.9%。

制氢环节是工业合成氨主要碳排放来源，电解水制氢可实现零碳排放。合成氨工业对氢 气来源无特殊要求，可采用绿氢替代煤制氢与天然气制氢，替代煤制氢后减碳超 2 亿吨/ 年，实现除供热环节外的零碳排放。传统工业合成氨生产采用 Harber—Bosch 工艺，反 应方程式为 3H2+N2→2NH3，其中的 N2来自空气分离，工艺简单，氢气来自煤制氢或天然气 制氢，工艺较为复杂。煤制氢合成氨以及天然气制氢合成氨都是“留氢去碳”，碳排放较 为严重，是合成氨工业主要的碳排放来源。 电解水制氢：反应方程式为：2H2O→2H2+O2。根据电解水制氢方程式，生产氢气不产 生碳排放。煤制氢：反应方程式为：煤炭+02→CO+H2，CO+H2O→H2+CO2。煤制氢工厂平均每生产 1 吨氢气碳排放约 25 吨，仅从原料消耗角度看，煤制氢路线的合成氨碳排放约为 4.2 吨/吨氨，依据我国约 6000 万吨/年的合成氨产量、70%为煤制氨计算，煤制氨碳排 放约 2 亿吨/年。 天然气制氢：反应方程式为：CH4+02→CO2+2H2。根据天然气制氢方程式，生产 1 吨氢 气约排放二氧化碳 10 吨，仅从原料消耗角度看，天然气制氢路线的合成氨碳排放约 为 2 吨/吨氨。

绿氨规划已超 800 万吨，有望率先实现规模化示范，将带动百万吨氢气增量。根据当前 绿氨各项目规划统计，规划量级已超 800 万吨，项目地点多集中于内蒙古、河北、甘肃、 辽宁等地区，根据合成氨工艺流程，每吨合成氨需氢约 0.18 吨，800 万吨绿氨规划对应 约 144 万吨氢气增量。

2.3 甲醇产能整合升级，绿色甲醇有望成为甲醇新增产能突破口

目前国内甲醇产业整体供过于求且各区域差异大，原料结构对煤炭的依赖度高，易受国 外低成本甲醇的冲击。未来预计甲醇下游消费增长将以 MTO/MTP（甲醇制烯烃）、甲醇燃 料等新兴下游带动，政策引导下优胜劣汰产能整合升级以提高竞争力。

碳排放双控下，绿色甲醇有望成为甲醇新增产能突破口。考虑碳排放双控下煤制甲醇新 项目难以获批，采用绿氢制备的绿色甲醇将成为未来增加甲醇产能的突破口，相关项目 逐渐在西北、西南等地区开展，例如“液态阳光”等新型工艺示范项目。根据甲醇合成 工艺流程，每吨绿色甲醇需氢约 0.19 吨，450 万吨绿色甲醇规划对应约 86 万吨氢气增 量。

船舶转型绿色燃料技术路线，带动甲醇新增需求。国际海事组织(IMO)公布的数据显示， 船舶行业每年的碳排放量约为 10.76 亿吨，占全球二氧化碳排放总量的 2.89%，并呈继续 增加的趋势。近期，MEPC8 会议、欧盟 Fit for 55 等计划加速推进航运领域脱碳进程， 同时国际海运温室气体年度排放总量标准规划出台，规定 2030/2040 年较 2008 年至少降 低 20%/70%、力争降低 30%/80%。脱碳目标将推动船舶向清洁能源转型，即 LNG 动力、甲 醇动力、氨动力、氢动力等船舶在未来船舶新增的比例里将进一步提升。甲醇作为其中 最受关注的可替代燃料之一，需求将受益于船舶绿色化转型带动。

2.4 高端化、绿色化发展成为新趋势，绿氢炼化将成为石化工业碳中和的关键

“十四五”期间，化工产品高端化、绿色化发展成为新趋势。目前炼厂加氢装置对氢气 的需求主要靠重整氢，重整氢气是炼厂最重要的廉价氢气资源，重整的氢气产率为进料 2.5%—3.5%，每吨进料可提供 300—500Nm3副产氢，但原油中 65—165℃馏分加上加氢裂 化装置的石脑油，重整原料约占原油的 15%，因此重整副产氢最多只占原油产量的 0.5%， 而全厂用氢量一般占原油的 0.8%—1.4%。随着加氢装置的陆续建成，重整氢已不能满足 对氢气日益增大的需求。炼化新工艺的发展意味着工艺环节的精细化，对加氢的数量和 质量提出了更高的要求。随着大量炼化一体化园区的投产，预计在中短期内，炼化会成 为氢气大规模应用的下游领域，根据中国石油经济研究院的数据，目前每年全国大约有 6 亿吨的原油加工量规模，对应的氢气需求量约为 900 万吨。

绿氢炼化的标志性项目已投产：中石化 6 月 30 日新疆库车绿氢示范项目顺利产氢， 产出的氢气通过管道输送到中国石化塔河炼化，替代现有天然气化石能源制氢。该 项目实现了绿氢生产到利用全流程贯通，也标志着我国首次实现万吨级绿氢炼化项 目全产业链贯通。

石化工业减碳已成趋势，绿氢炼化将成为石化工业实现碳中和的必由之路。绿氢炼化已 列入《“十四五”全国清洁生产推行方案》中，文件明确提出石化化工行业实施绿氢炼化 降碳工程，炼厂绿氢渗透率将有望稳步提升。受到上游原料供应来源、工业基础以及下 游消费市场等因素影响，目前炼厂的区域布局以东部沿海地区为主。随着“双碳”和相 关行业政策的推进，石化产品市场总需求虽然增长显著度不高，但未来大型炼化一体化 装置的投产仍然将增长部分产能，同时部分规模较小的独立炼厂将面临淘汰或兼并重组， 炼厂总产量预计与目前水平持平。尽管目前炼油厂采用绿氢的成本高于化石燃料制氢的成本，但随着中国整体石化行业升级转型和愈发明确的政策信号，考虑产能替换减碳、 重大项目落地和绿氢成本下降加速等因素，未来西南、西北、东北等地区炼厂绿氢渗透 率将稳步提升。

三、钢铁：行业开启绿色转型，碳税下绿氢成为脱碳关键原料及能源

3.1 钢铁行业脱碳难度高、体量大，政策引导下行业开启绿色升级

钢铁行业脱碳难度高、体量大，是碳排放密集程度最高、脱碳压力最大的行业之一。碳 排放约占全球排放总量的 7.2%，钢铁行业的脱碳在国内尤为重要，目前，中国钢铁行业 碳排放量约占中国碳排放总量的 15%，是碳排放量最高的制造行业，全球每年生产和使 用高达 18 亿吨钢铁，其中将近 50%的钢产于中国内地，中国钢铁行业碳排放量也约占全 球钢铁行业碳排放总量的 50%。

钢铁行业开启脱碳转型需求迫切，电气化难以实现完全脱碳。钢铁行业是我国工业的支 柱性行业，约占我国 GDP 的 5%，然而，目前我国钢铁行业仍以碳排放强度高的长流程为 主，粗钢产能约占 90%，在碳中和以及去产能的双重压力下，我国钢铁行业面临严峻挑 战，钢铁行业的快速脱碳尤为重要。由于中国钢铁生产中用于提供高温的燃料燃烧造成 的排放和以焦炭为主要还原剂的反应过程排放，因而难以通过电气化的方式实现完全脱 碳。

3.2 绿氢成为钢铁行业脱碳关键原料及能源，碳税下绿氢渗透有望提速

氢气具备高能量密度及热值，适用于钢铁行业减碳工程。在某些特定领域，能源需要拥 有更高能量密度、更长期的储存周期或以燃料形式存在用来燃烧，即使用电需求不断高 增，但在某些领域的需求，电是无法替代非电能源，例如金属冶炼、焦炉炼钢等。假设 到 2060 年中国电气化率高达 70%，对应仍然存在 20-30 亿吨标准煤的能源需完成脱碳， 因此需其他能源形式以实现碳中和。氢气凭借其高能量密度和热值，适用于工业领域脱 碳，其热值是汽油的 3 倍，酒精的 3.9 倍，天然气的 5 倍，焦炭的 4.5 倍。

利用绿氢替代焦炭进行直接还原铁生产并配加电炉炼钢的模式将成为钢铁行业完全脱碳 关键且具备前景的解决方案之一。基于氢气的直接还原技术是用氢替换碳作为炼铁还原 剂，使炼铁工序中产生水而不是二氧化碳，从而大幅减少温室气体排放，被视为钢铁工 业的绿色生产方法。 掺烧绿氢供热也是钢铁生产领域脱碳的重要路径之一。由于钢铁生产中用于提供高温的 燃料燃烧造成的排放难以通过电气化的方式实现完全脱碳，且能效提升和废钢利用等方 式的减排潜力有限，因此利用将绿氢掺烧至原有供热能源中，例如煤掺氢燃烧，可推动 钢铁领域碳排放的下降。

氢气炼钢开启试点项目，项目产能累计规模达 740 万吨。钢铁行业对氢气的利用集中在 新增产能的生产工艺流程，行业领先企业占据先发地位，近年来国内大型钢铁企业已经 逐步开启了氢冶金技术工艺试点项目。以 1 吨钢使用 55kg 氢气测算，已宣布的 740 万吨 氢冶金试点项目产能，对应将带动约 40.7 万吨氢气需求。

钢铁领域氢气成本敏感度最高，碳税落地驱动绿氢渗透提速。钢铁领域对氢气成本敏感 程度高，10 元/kg 左右氢气成本才可与原有焦炭炼钢成本持平，然而碳税的落地将抬高原有能源使用成本，从而推动氢气平价进程的加速。欧盟碳关税（CBAM）于 2023 年 10 月起开始运行，行业范围涵盖钢铁、铝、氢、水泥、化肥和电力。灰/蓝/绿氢生产 1kg 氢气产生 CO2 分别为 25/11/0kg,根据炼铁时所需的焦炭和氢气量，以焦炭价格 2500 元/ 吨测算，在不考虑碳税的情况下，氢气成本为 9.55 元/kg 时，采用焦炭炼铁和氢炼铁成 本相当；以 50 欧元/吨的碳税价格测算，氢气平价的可接受成本将提升至为 15 元/kg， 此时绿氢的制取成本对应电价为 0.2 元/kWh，并且低于灰氢加碳税的价格。由此可见， 碳税是驱动绿氢需求的关键，将推进绿氢在钢铁领域的渗透应用加速。

四、储能：风光消纳压力提升，大规模、长周期氢储能迎机遇

4.1 可再生能源大规模应用根本性问题在于消纳，以西北为代表的新能源消纳压力显现

从新能源利用率看，西北外送电省份消纳压力突出。国家电网《新能源消纳运行评估及 预警技术规范》设置了新能源消纳监测预警红/黄/绿色区域，进入红色预警的地区或面 临暂停风光电接入的风险，主要判断指标为新能源利用率。从 2021 年-2023H1 各省逐月 利用率数据来看：

区位上：利用率偏低区域主要集中在西北地区（内蒙古、甘肃、宁夏、青海、新疆 等省份）。目前，西北地区第一批大型风光基地装机总容量 97GW 已全部开工建设， 其中约 50%电量外送消纳。预计通过提升已建输电通道利用效率共计可提升跨区域 输电能力 4200 万千瓦，基本满足了第一批大基地的外送需求；第二批项目（规划 “十四五”投产 200GW）正在陆续开工，风光项目建设周期一般为 6-12 个月，原则 上 2023 年并网，其中约 75%电量外送消纳；第三批项目审查抓紧推进。随着第二、 批风光项目投运，消纳问题将进一步突出。

时间上：Q2 为弃电高峰期。消纳问题最核心影响因素仍是终端用电需求，在迎峰度 冬、迎峰度夏两个时间节点上用电需求旺盛可平抑短时供大于求的矛盾；此外， 2Q22 来水偏丰，同为“看天吃饭”的可再生能源类型、具有长期不可预测性，水电 超发在一定程度上也影响到了风光消纳。

新能源装机高增、本地电量富余为西北消纳问题突出主因。“源荷分离”规划下，西北新 能源装机高增，目前青海、甘肃、宁夏、内蒙、新疆风光装机占电源总装机比例已超过 35%，随着大基地建设推进，未来仍将成为风光装机快速渗透的主战场。

4.2 储能需求逐步高增，源侧发展长周期、大规模储能是绿色大电网稳定供电的关键

储能在发电侧、电网侧以及负荷侧的驱动因素不同。在发电侧其驱动力在于国家强制性 新能源配套储能政策；在电网侧储能驱动力则是基于新能源比例提升后电力系统对调峰、 调频等辅助服务的巨大需求；在负荷侧储能驱动力在于峰谷价差拉大套利空间、部分地 区（例如：浙江、江苏、山东）分布式电源配储政策等。 在源侧实现风光消纳并发展大规模长时储能，是实现绿色大电网稳定供电的关键，也是 绿电外送的前提，氢储能就是其中的关键。我国大规模可再生能源利用中的根本性问题 是西北和华北地区的大光伏和大风电的外运或消纳问题，当前可行方案分为两类： 外送绿电：风/光发电+零碳/低碳灵活电厂同步配置，通过特高压外输绿电，适用于 西北和华北大光伏和大风电，电力企业等作为主导方。 离网制氢：风/光发电+电解水制氢→氢能多样化应用，适用于大多数风电和光伏储 能，石化能源等企业主导。

4.3 氢储能大规模应用和时间边际成本低，是长周期、大规模储能的优选项

氢能适用于大规模和长周期的储能，具备无自衰减、扩容成本低等特性。氢储能主要指 将太阳能、风能等间歇性可再生能源余电或无法并网的弃电，通过电解水制氢的方式储 存，可就地消纳、时经燃料电池进行发电或管道、长管车运输等方式供应于下游应用终 端。相较于抽水储能、压缩空气储能、蓄电池储能（锂电）具有无自衰减、扩容成本低、 能量密度大、能源发电转移便捷等优点，凭借其无自衰减的特性，尤其适用于跨周和季 度的储能。基于扩容成本低的特点，即仅需增加氢瓶即可扩充储能容量，适用于大规模 的储能。

上游侧耦合风光设备电解水制氢，可解决可再生能源电消纳及上网问题。电消纳及上网 问题随光伏和风电装机规模高增逐步凸显，风光耦合电解水制氢可实现风光装机无地域 限制。近十年来，我国光伏和风电成本快速下降，为装机规模快速提升奠定了基础，但 风光发电波动性的特点制约了其进一步扩大规模，因而配储以平抑波动性。现阶段大部 分可再生能源发电终局为上网，储能大多仅作为可再生能源电力上网前电源侧波动性的 暂时储存电力的方案，在光伏和风电大规模装机至一定规模后，上网及电消纳将成为可 预见性需要解决的问题。因此，将风光设备耦合电解槽制取氢气储能，氢气再作为能源 使用，将解决储存能量的大规模时空转移特性，实现交通网与能源网的深度耦合。

能源配储需求推动氢储能放量，风光氢储一体化项目逐步落地。风光配储成为刚需，各 地政府陆续发布强制配储需求，配储比例最高可达 30%，为实现碳中和目标，若在风光 装机量达到 50 亿千瓦、年发电量 10 万亿度的时候，按 10%-30%的配储比例，储能容量将 在 1 万亿-3 万亿度，意味着储能必须满足低成本、规模化、无地域限制、长寿命等要求。 当前氢能与传统的电池等技术同被认定为储能，纳入了强制配储需求可计算的比例内， 可再生能源装机叠加配储需求，上游供给侧放量将推动氢储能发展，风光氢一体化项目 正处于不断规划与落地的状态，2023 年开工风光氢储一体化项目对应制氢产能已达 28 万 吨。

五、交通：率先打开绿氢消纳第一缺口，放量确定性强

5.1 实现补贴下全生命周期成本平价，率先打开绿氢消纳

全生命周期成本是衡量重卡经济性的核心指标。成本是评估技术路线商用化可行性的关 键，全生命周期成本（TCO）是从卡车整个生命周期来考量成本，包含车辆购置成本以及 运营成本。当燃料电池重卡 TCO 比纯电动重卡更低时，燃料电池重卡便是终端用户的经 济性更优选择。目前燃料电池系统占整车成本约 60%，运营阶段主要以氢气费用为主， 因而系统单价和氢气售价是影响燃料电池重卡 TCO 的主要因素。

当前燃料电池重卡在补贴下可实现 TCO 平价，平价下绿氢应用场景加速率先突破。根据 我们发布的氢能&燃料电池深度专题报告《重卡与叉车：交通领域燃料电池经济性及潜在 市场空间分析》内的测算结果看，当前燃料电池重卡（FCV）已具备成本经济性，其降本 成效显著，现阶段补贴后 TCO 低于电动重卡。平价是绿氢大规模应用的关键条件，平价 下绿氢在交通领域的应用场景将加速率先突破。

基于扶持期产业链成本情况和政策方案，在短岛和长途场景下，FCV 全周期经济性 均优于换电重卡，在高补贴、氢气资源优势地区具备性价比优势。以 49t 重卡为例， 假设全生命周期运营里程 100 万公里，测算得到短岛场景下燃料电池重卡 TCO 约 318.93 万元，电动重卡约337.82 万元，长途高速场景下燃料电池重卡TCO约 294.01 万元，电动重卡约 322.79 万元。燃料电池重卡经济性均优于电动重卡，即在当前成 本水平及政策条件下，燃料电池重卡已实现 TCO 低于电动重卡，考虑部分地区氢气 资源丰富，相应燃料电池重卡的经济性将更加明显。

5.2 燃料电池汽车放量确定性高，带动绿氢需求侧增量确定性较强

燃料电池汽车示范城市群落地，“以奖代补”激励产业发展。“3+2”燃料电池汽车示范城 市群落地，从 2021 年底起的四年示范期间，五部委将采取“以奖代补”，对入围的城市 群按照其目标完成情况给予奖励，最高可达 17 亿，地级市（区）也可按照 1:1 针对燃料 电池汽车和氢气发放补贴，考核内容主要包括“燃料电池汽车推广应用”、“关键零部件 研发产业化”和“氢能供应”三部分。各地政府也积极出台相应的规划政策，加速推进 氢能汽车市场化进程。

氢燃料电池电池汽车市场化进程加速，2025 年政策规划突破 10 万辆。根据各地政策目标 推广量统计，2025 年氢燃料电池汽车保有量超 10 万台，以 2021 年氢燃料电池汽车保有 量约 9000 台为基准测算，则 2021-2025 年示范期内车辆年复合增速达 90.6%。

燃料电池汽车放量确定性高，率先带动绿氢需求侧增量。根据 2025 年各地区政策规划， 燃料电池汽车保有量达到 11.8 万辆，放量具备确定性高，将拉动绿氢在需求侧的消纳， 预计 2025 年氢气需求量达 160 万吨。测算逻辑与假设如下：

氢耗随车型大小、运营工况、系统装机容量、系统控制逻辑变化，参考燃料电池汽 车实际运营数据、以 2025 年保有量 11.8 万辆的测算，公交、物流车、重卡百公里 氢耗分别取 4-5、2-4、8-9kg，平均年运营里程 250、450、700 公里，车型结构占 比 20%、20%、60%进行测算，5 年年复合增速达 100%。