电新行业：未来产业投资地图系列之“氢能”

未来产业投资地图系列之“氢能”发布日期：2026年05月07日分析师：屈文敏quwenmin@csc.com.cnSAC 编号:S1440524050004分析师：朱玥zhuyue@csc.com.cnSAC 编号:S1440521100008SFC 编号:BTM546本报告由中信建投证券股份有限公司在中华人民共和国（仅为本报告目的，不包括香港、澳门、台湾）提供。在遵守适用的法律法规情况下，本报告亦可能由中信建投（国际）证券有限公司在香港提供。请务必阅读正文之后的免责条款和声明。摘要：氢能是能源转型重要方向，政策托底与应用扩容推动产业链逐步放量 核心观点：氢能是实现能源结构转型和深度脱碳的重要载体，产业链覆盖“制、储、运、加、用”全环节，兼具能源属性、化工属性和装备制造属性。当前阶段，绿氢成本仍高于传统煤制氢，产业发展尚未完全进入市场化自循环阶段，政策补贴、碳交易、绿色燃料溢价和地方示范项目仍是推动产业落地的核心力量。中长期来看，随着“十五五”氢能综合应用试点推进，传统化工、煤电低碳化改造、船运绿色燃料等需求场景逐步打开，绿氢、绿氨、绿醇有望成为氢能规模化应用的重要突破口。产业链投资机会将从单一设备放量，逐步转向具备技术壁垒、成本优势和场景绑定能力的综合型企业。 氢能产业进入政策与应用共振阶段，短期仍需政策托底形成商业闭环。 氢能作为清洁能源载体，具备跨能源、化工、交通和装备制造等多行业融合发展的特征。当前绿氢制备成本平均仍高于煤制氢平价线，市场化推广难以完全依赖终端自发需求，因此政策补贴、碳交易机制、电价补偿和新能源非电消费比例约束，是短期推动项目落地的关键抓手。随着氢能综合应用试点启动，单个城市群奖励上限有望达到16亿元，预计将对燃料电池车、绿色氨醇、化工、掺烧和钢铁等场景形成阶段性拉动。 经济性改善是氢能产业规模化的核心变量，绿氢平价依赖电价、电解槽成本和能耗共同下降。 目前典型绿氢制备条件下，制氢成本仍处于较高水平，距离煤制氢8—12元/kg的平价区间仍存在一定差距。未来绿氢成本下降主要来自三方面：一是低成本风光资源带来的电价下降，二是电解槽设备价格持续下探，三是系统能耗和运行效率优化。由于各地资源禀赋、项目规模和消纳条件差异较大，氢能项目经济性更适合进行一对一测算，不能简单套用统一成本假设。 需求侧由传统工业替代向绿色燃料打开，绿醇、绿氨和煤电低碳改造是中长期增量方向。 国内传统化工是现阶段绿氢最清晰的存量替代场景，合成氨、甲醇、石油炼化等行业均具备较高碳减排压力，其中石油炼化需求弹性较大。煤电低碳化改造有望从2025年后释放绿氢需求，2030年前有望形成百万吨级别增量空间。海外方面，欧盟船运脱碳政策持续推进，绿色甲醇需求有望伴随甲醇双燃料船订单交付逐步释放，绿醇出口和绿色燃料供应链或成为国内氢能企业的重要成长方向。目录01. 氢能行业简介：能源转型与深度脱碳背景下的战略性新兴产业03. 上游环节分析：ALK电解槽保持主流，PEM/AEM/SOEC提供中长期技术弹性04. 中游环节分析：高压储氢短期主导，管道输氢是长距离规模化关键05. 下游应用分析：交通示范先行，工业替代和绿色燃料贡献长期空间02. 氢能产业链：上中下游协同，推动低碳化发展06. 风险提示Part5氢能产业定义及产业范畴1.1氢能行业是指围绕氢气的“制、储、运、加、用”全产业链条形成的综合性经济业态。其核心是利用氢作为清洁能源载体，实现能源转型和深度脱碳。氢能的商业模式闭环必须依赖政策，短期是补贴，长期会回到碳交易，最易达成平价的是绿氨。氢能产业链上下游环节一览资料来源：Wind、中信建投Part6政策端：顶层设计与地方红利的双重共振1.2今年3月16日工信部牵头三部门联合下发《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》，给予单个城市群的奖励上限16亿元，预计共启动5个城市群，试点期4年。我们测算各场景补贴每年平均退坡0.4元/kg，各场景能够拿到的补贴最大数额从高至低分别为：1）燃料电池车：考虑可再生能源制氢、高速加氢站两项额外补贴后，首年最大补贴可达到6.4元/kg，基础补贴首年为2元/kg2）绿色氨醇：可再生能源制氢首年补贴3.2-4.0元/kg3）化工、掺烧：可再生能源制氢首年补贴2.4-3.2元/kg4）钢铁：可再生能源制氢首年补贴2.4-3.2元/kg，若使用非可再生能源制备的低碳氢（如副产氢等）首年补贴金额为1.2-2.0元/kg绿氢产业链相关政策梳理资料来源：政府官网、中信建投Part7政策端：顶层设计与地方红利的双重共振1.2一般来讲，城市群申报需要地方配套政策，各地最终补贴也取决于地方配套金额，十四五期间中央：地方大约为1：1。补贴后我们认为可实现平价，但本次政策对氢能规模化拉动有限，仍需期待后续政策导入力度。对于10万吨可再生能源制氢项目，每年能够拿到的补贴金额分别为3.38、2.98、2.58、2.18亿元，4年运行期可拿到总补贴额度约为11.12亿元。5个城市群可获得的补贴总额80亿元，假设总金额50%用于绿氢生产，我们测算4年可享受补贴的绿氢产能约为40-50万吨（单体项目规模越大补贴金额越少），以当前氢气需求（2025年3750万吨）测算绿氢渗透率1-2%，对应十四五期间25万吨产能建设仅增长了一倍。若将以上绿氢分别全部折算成绿氨/绿醇预计250/400-800万吨。后续政策展望，十五五示范城市群政策只是开端，后续预计还有更普适性的政策正在研究中：1）CCER（国家核证自愿减排量）：为绿色燃料赋予绿色溢价，其影响范围更广、持续性更强，预计2027-2028年是成熟关键节点。2）固定资产投资补贴： 可能还有针对项目投资的补贴政策，与本次应用端补贴不冲突，侧重点不同。Part8政策端：顶层设计与地方红利的双重共振1.2十五五国家补贴金额分项目梳理资料来源：政府官网、中信建投Part9经济性端：LCOH平价线的三剑齐发1.2绿氢生产较典型的条件为0.24元/kwh电价、4.5kwh/Nm3、600万/5MW电解槽价格，绿氢制备成本平均水平位于16元/kg，距离煤制氢平价线（8-12元/kg）距离在4元/kg附近。但是各地、各项目的风光资源禀赋差异较大，成本建议一对一项目分析测算。因此，市场化行为并非当前绿氢产业链运行的核心逻辑，产业化的底层逻辑是依赖如下两种方式（或其一）形成政策托底，方可推动氢能进入自循环的商业模式。1）通过政策补贴、碳交易、电价补偿等形式给予绿氢绿色溢价方可形成商业模式闭环；2）通过设定新能源非电消费比例等强制手段提供绿氢产能建设的底线。163.803.904.004.104.204.304.404.504.604.704.804.905.000.17.878.058.238.418.598.778.959.139.319.499.679.8510.030.118.298.498.688.879.069.259.449.639.8210.0110.2010.3910.580.128.728.929.129.329.539.739.9310.1310.3310.5310.7410.9411.140.139.149.359.579.789.9910.21