中金 | 氫基能源系列一：非電能源領域降碳重要路徑，氫能產業或迎加速發展

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Abstract

摘要

氫能為非電降碳重要手段，十五五期間或迎來加速發展。能源領域中，存在一部分能源利用形式難以被電力替代，如需要更高的能量密度、長期的儲存、以及燃燒釋放熱能的形式，需其他手段實現降碳。相比於碳捕捉及生物質，我們認為氫能在技術進步及降本上具備更大空間，為非電領域降碳的重要路徑。短期國家政策明確非電消費考覈、將氫能納入未來產業，政策持續加碼，十五五期間氫能行業或加速發展。

► 綠色甲醇：政策提供綠色溢價，或率先放量。船舶行業歐盟及IMO政策考覈碳排放，給予綠醇以綠色溢價。航運巨頭採購甲醇動力船舶，直接驅動綠色甲醇需求，帶動綠醇產業率先放量。

► 綠氫製造及電解槽：電價下降帶動綠氫降本，電解槽需求或逐步放量。綠氫下游應用場景眾多，目前滲透率仍然較低，國家通過綠電直連等政策降低綠電成本，推動綠氫降本，我們測算目前風光儲氫項目或已具備一定經濟性，帶動電解槽需求放量。

► 燃料電池：政策提升經濟性，探索低價氫等商業化市場。燃料電池汽車逐步從公交車轉向重卡等商用車領域。系統降本及氫氣降本，在低價氫等部分場景下燃料電池汽車全生命周期成本或逐步走向平價，帶動行業銷量放量。

► 氫能儲運：儲運為氫能應用的技術設施，儲運方式多樣，受益於終端需求，亦有望維持高增趨勢。

政策支持不及預期，技術進步及降本不及預期，行業競爭加劇。

Text

正文

氫能：非電領域降碳的主要方式

部分能源消費無法被電力取代，非電領域需其他形式實現降碳。能源消費中存在一部分能源利用形式難以被電力替代，部分需要更高的能量密度、長期的儲存、以及燃燒釋放熱能的形式，因此即使到2060年我們預計也將有30%的能源無法被電力所取代[1]，也即意味着非電領域需要其他形式實現降碳及碳中和。

氫能或實現非電領域碳中和。我們認為要實現最終的能源碳中和必須在非電領域推動新的技術發展和應用，目前來看主要有三個解決方案，分別是氫能源，碳捕捉和生物質。但是考慮到生物質資源上的限制，以及碳捕捉對於政策的要求，氫能在產業發展，技術迭代上優勢更強，因此更有可能是最終解決方案。

頂層定調可再生能源非電利用，綠氫氨醇戰略方向明晰。2025年10月13日，國家發改委發佈《可再生能源消費最低比重目標和可再生能源電力消納責任權重製度實施辦法（徵求意見稿）》[2]，首次系統性地將‌非電消費‌納入考覈框架，對重點用能行業的可再生能源非電消費（可再生能源供熱/冷、綠氫氨醇、生物燃料等）比例進行監測、評價，並設定最低比重目標進行考覈。十五五規劃亦將氫能納入未來產業，政策支持持續加碼。

氫能產業鏈較長，終端應用場景眾多。從氫能產業鏈看，主要可分為氫能製備、儲運和終端應用。氫能製備包括灰氫藍氫和綠氫；儲運路線包括氣態/液態/固態儲運；終端應用一方面可通過氫燃料電池發電，應用於燃料電池汽車、軌交、固定式發電等領域，另一方面，可直接作為應用於冶金/石油冶煉等工業領域，或合成為甲醇/氨作為航運燃料或作為化工原材料，終端應用場景眾多。

圖表1：氫能產業鏈

資料來源：中金公司研究部

綠色氫氨醇

綠色甲醇：綠色溢價下或迎來率先放量

船舶行業考覈碳排放，催化綠色甲醇需求。目前歐盟將船舶行業納入歐盟碳排放交易體系（EU ETS）、推出FuelEU Maritime法規，以及IMO的「淨零框架」均對船舶的碳排放提出要求與限制，給予綠醇以綠色溢價。目前航運巨頭採購甲醇動力船舶，直接驅動綠色甲醇需求。

► IMO推出「IMO淨零框架」，推動國際航運淨零戰略走向立法化[3]。IMO在2023年船舶温室氣體減排戰略中提出到2050年左右實現國際航運淨零排放的目標，並於2025年4月在海保會第83屆會議上批准建立「IMO淨零框架」（IMO Net-zero Framework），以具有法律約束力的具體舉措推動減排目標實現。「IMO淨零框架」設定了逐年趨嚴的航運燃料温室氣體排放強度（GFI）標準，對排放不合規的船舶進行罰款，而對超額完成減排目標的船舶給予獎勵。但由於部分成員國的反對，最終IMO決定將「IMO淨零框架」的討論推迟一年。

► 歐盟2024年起將航運業納入歐盟碳排放交易體系（EU ETS），且覆蓋範圍持續擴大[4]。2024年，歐盟正式將航運業納入EU ETS，要求船東為其船舶產生的温室氣體排放上交碳配額。航運業沒有免費碳配額，碳配額上繳比例逐年增加，2024年為40%，2025/2026年分別增長至70%/100%。此外，EU ETS覆蓋的船舶及温室氣體範圍也在逐步擴大，2026年温室氣體類型將覆蓋CH4和N2O，2027年船舶類型將覆蓋離岸作業船舶。

► FuelEU Maritime法規已於2025年生效，直接約束燃料碳排強度[5]。FuelEU Maritime對於船舶及航線的覆蓋範圍與EU ETS相同，但FuelEU Maritime約束的是航運燃料全生命周期的排放強度（WtW），而不僅是燃燒產生的温室氣體（TtW），且覆蓋的温室氣體範圍不僅包括CO2，還包括CH4和N2O。排放標準方面，FuelEU Maritime要求，相較於2020年平均排放強度，2025/2030/2035年航運燃料排放強度分別下降2%/6%/14.5%。對於排放強度不合格的船舶，對超額排放強度對應的不合規能量收取罰款，每噸VLSFO能量罰款2,400歐元。

圖表2：航運業主要減排政策梳理

資料來源：IMO，EU，中金公司研究部

綠醇減排潛力巨大，全生命周期碳減排率可達95%。傳統航運燃料如船用燃料油與船用柴油的WtW碳排強度約為90-95 gCO2eq/MJ，灰醇WtW碳排強度為103.2gCO2eq/MJ，而綠醇通過生產端的碳捕集或可再生碳源利用，WtW碳排強度僅為5-28 gCO2eq/MJ，遠低於歐盟2040年前對於航運燃料的碳排強度要求。其他潛在替代燃料中，LNG的WtW碳排強度為82.9 gCO2eq/MJ，2030年后不再滿足IMO淨零框架的基礎目標，2034年后不再滿足FuelEU碳排要求。

現有運營及訂單中甲醇動力船舶約450艘，2027年甲醇需求最高有望達1,087萬噸。根據DNV AFI，截至2025年末，運營及訂單中甲醇動力船舶數量分別約為106艘和344艘。其中大型集裝箱船為主要船型，運營及訂單中數量合計爲254艘，佔甲醇動力船舶數量的56%。由於甲醇動力船舶建造周期約為2-4年，根據現有訂單我們可大致推算出2027年運營中甲醇動力船舶數量約為350艘，參照Ship&Bunker對各類型船舶的單船油耗數據，假設甲醇雙燃料動力船舶僅使用甲醇作為燃料，測算得2027年航運業甲醇需求約為1,087萬噸。在不考慮后續訂單的情況下，我們預計2030年運營中甲醇動力船舶數量可達450艘，對應甲醇需求最高可達1,398萬噸。

圖表3：分船型甲醇動力船舶數量

注：數據截至2025年末   

資料來源：DNV，中金公司研究部   

圖表4：現有訂單中甲醇船舶預計投運時間

注：數據截至2025年末資料來源：DNV，中金公司研究部

船運巨頭批量簽訂綠醇採購協議，26年后綠醇產能或加速落地。2025年7月，上海電氣洮南綠色甲醇項目投產，首期年產能5萬噸，將經由上港集團為法國達飛船舶供應綠醇，成為國內首個規模化商業運行的綠色甲醇項目。目前，金風科技等眾多綠醇生產企業已與馬士基、赫伯羅特等國際航運巨頭簽署大規模綠醇長期採購協議，相關產能處於試運行或在建狀態，我們預計2026年起將快速放量。

► 上海電氣：2025年7月，上海電氣洮南綠色甲醇項目投產，首期年產能5萬噸，成為國內首個規模化商業運行的綠色甲醇項目[6]。上海電氣已於2025年3月與上港集團、法國達飛達成綠色甲醇長期供應合作協議，洮南項目綠醇將通過陸海聯運抵達上海港，由上港集團為法國達飛提供加註服務，實現了綠色甲醇從研發生產到應用全鏈條閉環。

► 金風科技：2023年11月，金風科技與馬士基簽署年產50萬噸長期綠色甲醇採購協議，預計2026年開始供應。2024年11月，金風科技與赫伯羅特簽署年交付量25萬噸的綠色甲醇照付不議長期合同，預計2027年開始供應。兩份採購協議對應綠醇生產項目為金風科技興安盟風電耦合制綠色甲醇項目，目前一期已順利完成試運行，完全投產后年產能達25萬噸，二期、三期項目已完成投資協議簽署，全部完工后總產能達145萬噸。

► 隆基綠能：2024年10月，隆基綠能與馬士基簽訂一項長期生物甲醇採購協議，隆基綠能將通過其襄城12萬噸/年綠色甲醇項目為馬士基提供長期綠醇供應，首批產品於2026年開始供應，合作期限超10年。

► 中國天楹：2024年9月，中國天楹與中遠海運物流簽署戰略合作協議，就遼源等一體化項目80萬噸綠色甲醇產品提供保障性消納達成共識；2025年4月，中國天楹與中國船燃簽署戰略合作協議，就電制甲醇、電制氨、電制甲烷等綠色燃料消納達成合作。

► 吉電股份：2023年12月，吉電股份與中遠海運、上港集團共同出資設立上海吉遠綠色能源有限公司（上海吉遠），通過股權綁定實現綠醇生產-運輸-消納全鏈條商業閉環。上海吉遠投資的梨樹年產20萬噸級綠色甲醇項目已開工建設，預計2028年正式投產。

► 中集安瑞科：2025年12月，中集安瑞科國內首個量產生物甲醇項目在廣東湛江正式投產，該項目採用生物質氣化制甲醇路線，一期已實現年產能5萬噸，二期預計2027年完成20萬噸產能建設。公司已構建了華南首個綠色甲醇「產-儲-運-用」供應鏈生態，2025年12月為深圳鹽田港綠色甲醇首次示範加註提供保供，也將為中石化香港、中國船燃等終端客户的綠色甲醇加註提供保供。

► 復潔科技：2025年12月，復潔科技沼氣全碳重整綠色甲醇中試線示範項目已建成並完成中試，併爲10萬噸級綠色燃料產業示範奠定關鍵技術基礎。復潔科技採用生物質發酵重整制甲醇合成路線，藉助公司和華東理工大學研發的BESTM技術，實現沼氣中的碳100%轉化，生產成本僅為3,000元/噸左右。

► 嘉澤新能：2025年12月，嘉澤新能股東大會通過了投資建設雞東縣30萬噸綠氫醇航油化工聯產項目的議案，該項目採用生物質氣化制綠色甲醇的合成路線，一期規劃綠色甲醇年產能24萬噸，預計2027年底投產。

圖表5：國內綠色甲醇生產項目消納情況（截至2026年1月）

資料來源：吉林省生態環境廳、上海電氣官網、金風科技公告、信德海事網、馬士基官網、隆基綠能公告、中國天楹公告、中廣核官網、吉電股份公告、嘉澤新能公告、勢銀能鏈、香橙會、中金公司研究部

綠氫及電解槽：仍需補貼等政策支持以提升經濟性

成本目前是制約綠氫市場空間的最主要因素。我們對煤氣化、天然氣及鹼性電解槽制氫進行成本測算后發現，三者製備成本分別為9.3元/kg、17.8元/kg及19.2元/kg。

► 煤氣化制氫：假設投資強度3.3萬元/標方，裝置產能9萬標方/h，年工作時間8400小時。

► 天然氣制氫：假設投資強度2.8萬元/標方，裝置產能3千標方/h，年工作時間8400小時。

► 電解水制氫：我們假設裝置產能1000Nm³/h，對應450萬設備投資及150萬土建安裝，年工作時長2000小時。我們測算當用電價格/度電成本為0.3元/kWh時，電費成本佔比總制氫成本約80%，為綠氫最主要成本來源。

圖表6：煤氣化、天然氣、水電解（鹼性）制氫成本測算及對比

資料來源：毛宗強等《制氫工藝與技術》(2018)，張軒等《電解水制氫成本分析》(2021)，煤炭深加工現代煤化工，中金公司研究部

我們假設未來電解槽電耗下降至4.4Kwh/Nm³，年利用小時數2000小時（部分時間使用電網電力進行電解），則當電價為0.28元/Kwh時，電解水制氫成本約17.6元/kg，可與天然氣制氫平價；當電價為0.11元/Kwh時，電解水制氫成本約9.2元/kg，可與煤制氫實現平價。

圖表7：不同年利用小時數、電價下的平價曲線測算

資料來源：國際可再生能源署（IRENA），中金公司研究部

綠電直連政策或進一步推動綠氫降本。2025年5月國家發改委、能源局發佈《關於有序推動綠電直連發展有關事項的通知》（650號文）[7]，首次明確風光等新能源項目，可通過專線輸送給特定用户。國家政策后，目前已有10余個省份發佈地方性綠電直連正式文件或徵求意見稿。如內蒙印發《內蒙古自治區單一電力用户綠電直連項目開發建設實施方案（試行）》[8]，對氫基能源支持力度強勁，允許併網型氫基綠色燃料綠電直連項目按照不超過負荷年用電量1.2倍確定新能源規模，且 允許一定電量上網（上網電量2025-2027年不超過40%，2028年及之后不超過20%），我們認為綠電直連或帶動電解制氫成本下降。

風光儲氫項目或已初步具備一定經濟性。我們採用大唐多倫15萬千瓦風光儲制氫項目配置參數，即120MW風電+20MW光伏+70MW電解槽+45MWh儲能系統進行測算，綠電制氫、余電上網，我們測算當上網電價在0.25元/kWh、綠氫售價15元/kg時，項目IRR可達5.1%。

圖表8：綠氫項目IRR敏感性分析

資料來源：中國經濟網，儲能與電力市場，中金公司研究部

綠氫項目放量帶動電解槽需求，陽光氫能、華電科工份額領先。根據香橙會統計，2025年電解槽行業招標規模6.1GW，同比增長156%，招標類型以鹼性電解槽為主，佔比高達97%。從企業中標份額來看，目前行業競爭格局相對分散，陽光氫能、華電科工、派瑞氫能市佔率分別約9%、8%、7%。

圖表9：2025年電解槽招標以鹼性ALK為主

資料來源：香橙會，中金公司研究部   

圖表10：2025年電解槽企業中標份額

資料來源：香橙會，中金公司研究部

燃料電池汽車

示範城市羣新政帶動行業銷量放量。2020年9月，財政部、工業和信息化部、科技部、發展改革委、國家能源局五部門聯合發佈《關於開展燃料電池汽車示範應用的通知》[9]，採用「以獎代補」的新方式，對入圍示範的城市羣按照其目標完成情況給予獎勵，示範期為四年。示範期內，中國燃料電池汽車上險量從2021年的1880輛增長至2025年的超1萬輛，行業明顯放量，但總體量仍然較小。

展望未來，我們認為：

1）燃料電池目前經濟性仍弱於柴油車及電動車，政策或進一步加碼支持燃料電池汽車銷售，通過規模效應、技術進步、國產化帶動行業降本，進而持續推動放量。

2）燃料電池汽車天然更適用於重卡場景，未來政策支持或偏向於重卡，相關領域銷量或迎來更快速放量。

3）燃料電池企業競爭格局仍未完全確定。

圖表11：2020-2025年燃料電池汽車分車型上牌銷量

資料來源：勢銀，中金公司研究部   

圖表12：2020-2025年燃料電池系統裝機量

資料來源：勢銀，中金公司研究部

燃料電池經濟性仍待提升，重卡為未來發展方向

我們認為燃料電池汽車具備邊際續航成本低、燃料能量密度高的特性，使其更適用於中長途、重載交通運輸領域。

► 燃料電池汽車續航增加帶來的邊際成本更低。燃料電池系統整體類似傳統動力總成的「發動機+油箱」的構成，系統本身的固定成本較高，但儲氫容量增長的成本相對較低，僅需增加對應的儲氫瓶數量即可。而電動汽車若需提升續航里程，需對應增加鋰電池帶電量，邊際成本更高。

► 氫氣質量能量密度大於鋰電池。氫氣質量能量密度遠高於鋰電池，考慮到儲氫瓶重量，燃料電池汽車中的氫氣實際能量密度仍然為鋰電池的數倍之高，我們測算，對於400km續航的49t鋰電池重卡而言，鋰電池自重將超4噸，大幅影響整車能耗並帶動綜合成本提升，同時重卡有效載重量將大大減小，相應減少貨運重卡載貨收益。因而中長途重載領域電動化存在一定限制。

目前燃料電池汽車初始購置成本及使用成本均高於柴油車及電動車。購置端，一輛49t柴油重卡售價約40萬元，而49t燃料電池重卡售價約110萬元，宇通客車披露的燃料電池客車銷售均價也遠超純電動客車及插電式客車的售價均價。使用端，目前氫氣價格在25-50元/kg，我們以35元/kg計算，燃料電池重卡百公里能源成本約350元，相比柴油車高約25%。

燃料電池汽車主力車型由公交轉向重卡，單車功率持續提高。從車型結構來看，政策着重支持燃料電池商用車在中遠途、中重型的應用場景，重卡經濟性顯著提高，銷量快速增長，成為燃料電池汽車的主力車型。2025年公交銷量佔比僅1%，而重卡車型如牽引車和自卸車銷量佔比為43%和7%。中長途、高載重應用場景對燃料電池系統功率提出更高要求，推動單車功率持續提高，平均單車功率從2020年的53kW上升至2025年的125kW。

圖表13：2020-2025年燃料電池汽車分車型上牌銷量

資料來源：勢銀，中金公司研究部

圖表14：2020-2025年燃料電池汽車平均功率

資料來源：勢銀，中金公司研究部

競爭格局較為集中

燃料電池系統市場份額較為集中，格局尚不穩定。2024年，共有58家企業配套燃料電池汽車，其中億華通和重塑能源裝機量佔比分別為20.8%和17.8%，TOP5企業市場集中度達61.2%。2025年，市場格局發生較大變化，裝機量排名前十的企業分別為雲韜氫能、博世(中國)、未勢能源、重塑科技和東方電氣。雲韜氫能為廣東地區氫能龍頭企業，受益於廣東城市羣燃料電池汽車銷量快速增長，2025年廣東城市羣上牌量約6,300輛，雲韜氫能上牌裝機量270MW，市佔率20.0%。

圖表15：2024年燃料電池上牌裝機市場份額

資料來源：勢銀，中金公司研究部

圖表16：2025燃料電池上牌裝機份額排名

資料來源：高工氫電，中金公司研究部

重塑能源是全球氫能科技領軍企業，深耕重卡場景，持續完善產業鏈一體化。2025年前上半年，公司營業收入為1.07億元，同比下降9.93%，營收下降主要系行業需求階段性放緩。公司持續完善產業鏈一體化，已實現燃料電池系統、電堆、膜電極、雙極板、氫循環系統、升壓轉換器等關鍵部件的自主開發和規模化生產，毛利率領先於同行。重塑能源主要配套重卡車型，單車功率更高，2024年重塑能源配套燃料電池系統平均功率分別為124kW，高於行業平均值其他行業頭部廠商。根據弗若斯特沙利文，2023年重塑能源在重卡領域市佔率高達42.4%，遠高於第二名億華通的20.2%。

億華通是我國燃料電池系統研發及商業化的先行者。公司產品覆蓋客車、物流車及重卡等多種商用車型，與國內主流的商用車企業陝汽集團、宇通客車、北汽福田等建立了深入的合作關係，搭載公司產品的燃料電池汽車已在北京、張家口、上海、成都、鄭州及唐山等多個城市投入運營。隨着行業需求放緩，競爭加劇，公司燃料電池系統銷售量價雙重承壓。2025年前三季度，公司營業收入為1.04億元，同比下降67.31%，毛利率受規模效應減弱等因素影響轉負至-19.56%，歸母淨利潤為-3.11億元，虧損同比擴大。公司基於流動資金狀況採取審慎的營銷擴張策略，2025年上半年燃料電池系統銷售總功率為15.96MW，同比下降56.54%，銷售單價小幅回升至3,173元/kW。

風險提示

政策支持不及預期。目前行業仍處於發展初期，若政策支持不及預期，氫能行業經濟性仍然偏弱，行業放量或需更長時間。

技術進步及降本不及預期。目前氫能行業仍需持續技術進步以及推動行業降本，若技術進步及降本不及預期，或影響終端應用氫能的意願，進而影響實際需求。

行業競爭加劇。若行業競爭加劇，產品價格持續下滑，對企業盈利能力或造成一定影響。

[1]https://www.research.cicc.com/zh_CN/report?id=222216&entrance_source=search_vertical_reportlist&page=10&yPosition=125.42

[2]https://yyglxxbsgw.ndrc.gov.cn/htmls/article/article.html?articleId=2c97d16b-93251263-0199-dd37c7dd-00c5

[3]https://www.imo.org/en/mediacentre/hottopics/pages/faqs-the-imo-net-zero-framework.aspx

[4]https://climate.ec.europa.eu/eu-action/transport-decarbonisation/reducing-emissions-shipping-sector/faq-maritime-transport-eu-emissions-trading-system-ets_en#extension-of-the-eu-emissions-trading-system-to-maritime-transport

[5]https://transport.ec.europa.eu/transport-modes/maritime/decarbonising-maritime-transport-fueleu-maritime_en

[6]https://www.shanghai-electric.com/listed/c/2025-07-17/585124.shtml

[7]https://www.gov.cn/zhengce/zhengceku/202506/content_7026087.htm

[8]https://nyj.nmg.gov.cn/tzgg/202601/t20260115_2848788.html

[9]https://www.gov.cn/zhengce/zhengceku/2020-10/22/content_5553246.htm

本文摘自：2026年2月5日已經發布的《氫基能源系列1：非電能源領域降碳重要路徑，氫能產業或迎加速發展》

季楓  分析員 SAC 執證編號：S0080523060017 SFC CE Ref：BWD098

曲昊源  分析員 SAC 執證編號：S0080523060004 SFC CE Ref：BSW232

李茂正  分析員 SAC 執證編號：S0080524100003