| 可再生能源的规模化发展为氢能打开了降本大门，氢能有望加速在能源体系中的渗透。氢气具备化学原料和燃料双重属性，但过去氢气长期被用作化工原料而非能源介质，我们认为主因：氢能作为一种二次能源，无论是化石能源制氢、还是电解水制氢，过去其成本都难以摆脱电源侧化石燃料价格的约束；然而在可再生能源时代，大规模边际成本为零的电力为压**氢成本提供了可能性。氢能作为风光资源的能源转化介质，有望通过“风光-电-氢-电/热”的转换过程，加速在能源体系中的渗透。 “十四五”氢能产业重在示范，旨在初步建立产业体系。为推动氢能在经济价值驱动下实现自然扩张，需要通过大规模应用促进学**曲线和实现规模效益，但在行业发展初期，相关设施尚不完善、制储运用各环节降本无法一蹴而就。在我国《“十四五”规划和2035 年远景目标纲要》中，氢能被列为未来产业，从近年来政策来看，我国在顶层设计和产业规划方面都体现出高度理性和对产业发展规律的尊重，并将“十四五”定位为氢能发展初期示范阶段，在规划层面重布局、重引导、重协同。 产业链发展层面：1）制氢端：在能源化工等企业引领下，我国绿氢项目建设持续推进，数个万吨级绿氢项目逐步投产；但就节奏而言，“十四五”期间实际落地项目数小于规划数；而超前规划的电解槽产能则使得行业较早地步入价格竞争阶段，根据公开中标数据，折算为1000Nm?/h 的碱性电解槽中标均价从2021 年1000 万元跌至2024 年的650 万元附近。产业链发展亟待协同。2）输运：空间错配抬高终端用氢成本，输氢管道规模有待扩大。对比氢能生产侧和用氢侧价格可知，当前中间输运成本仍较高。2024 年12 月，全国氢能生产侧价格降至28.0 元/千克，消费侧价格降至48.6 元/千克，尽管创下氢能生产侧、消费侧均价统计最低点，但对比生产侧和用氢侧可知，中间输运及加注等成本合计占比仍在40%左右。中国工程院院士干勇指出，当前液氢槽车运输成本高达8-10 元/公斤，而管道运输可将成本降至0.3 元/公斤·百公里。截至2024 年底，我国共有15 条纯氢管道，其中6 条管道已建成；掺氢管道8 条，6 条已基本建成，随着绿氢管道规模的扩大，“十五五”期间华北、华东地区氢能使用成本有望快速下降，促进绿氢消纳及消费规模的扩大。3）用氢端：城市群引领燃料电池车推广，工业领域渗透率待提升。在交通领域，截至2025 年3 月，五大示范城市群累计推广燃料电池汽车15850 辆，随着“十四五”即将走完，相关区域通过城市群扩容或“氢走廊”建设等政策进一步加快推广，燃料电池汽车销量有望走高。在工业领域，化工、冶金、分布式发电等启动氢能示范应用，氢冶金、氢能分布式发电等示范项目陆续建成投产。 展望2030：碳成本或激发绿氢需求潜力，推动工业领域低碳氢替代。1）以欧盟CBAM为代表的国际贸易领域的碳税机制为例，欧盟对航运、航空领域分别于2024/2026开始征收碳税，为碳付费或已成定局。成本驱动下，一些过去并无氢气需求的行业正计划通过绿氢相关产品降碳。例如对于船运等行业，可以使用绿氢衍生产品——绿色甲醇/绿氨等作为替代燃料实现降碳。碳价走高，意味着绿氢的绿色竞争力以经 济利益的形式持续增强，随着制氢端电力成本同步下行，绿氢需求规模有望扩大。2）国内碳市场扩容，相关行业有望主动降碳。2025 年3 月，生态环境部印发《全国碳排放权交易市场覆盖钢铁、水泥、铝冶炼行业工作方案》，对碳排放权交易市场扩围，覆盖碳排放量新增约30 亿吨，覆盖全国二氧化碳排放量比例由此前40%提升至60%。工业领域是最大的氢需求部门，绿氢可助力工业领域实现降碳。3）中游管输、加氢站等基础设施建设有望加强，区域间制氢用氢协同值得期待。 投资分析意见：立足当下，在电价下行、碳价上升、政策支持、绿色燃料订单增长等多重因素支撑下，绿氢项目开工率有望逐步提升，上游电解槽行业或将逐渐走出“内卷”阶段，建议关注电解槽相关企业：华电科工、华光环能。同时下游绿氢或绿氨绿醇项目经济性有望逐步改善，建议关注氢基能源运营商：吉电股份。此外随着绿氢成本的下降，氢能在交通、工业等领域的渗透率有望进一步提升，建议关注燃料电池相关企业：国鸿氢能、国富氢能、重塑能源等。 风险提示：绿电成本下降不及预期；碳价增长不及预期；绿氢下游需求增长不及预期；绿氢项目开工情况不及预期。 |
