中金 | 氢基能源系列一：非电能源领域降碳重要路径，氢能产业或迎加速发展

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Abstract

摘要

氢能为非电降碳重要手段，十五五期间或迎来加速发展。能源领域中，存在一部分能源利用形式难以被电力替代，如需要更高的能量密度、长期的储存、以及燃烧释放热能的形式，需其他手段实现降碳。相比于碳捕捉及生物质，我们认为氢能在技术进步及降本上具备更大空间，为非电领域降碳的重要路径。短期国家政策明确非电消费考核、将氢能纳入未来产业，政策持续加码，十五五期间氢能行业或加速发展。

► 绿色甲醇：政策提供绿色溢价，或率先放量。船舶行业欧盟及IMO政策考核碳排放，给予绿醇以绿色溢价。航运巨头采购甲醇动力船舶，直接驱动绿色甲醇需求，带动绿醇产业率先放量。

► 绿氢制造及电解槽：电价下降带动绿氢降本，电解槽需求或逐步放量。绿氢下游应用场景众多，目前渗透率仍然较低，国家通过绿电直连等政策降低绿电成本，推动绿氢降本，我们测算目前风光储氢项目或已具备一定经济性，带动电解槽需求放量。

► 燃料电池：政策提升经济性，探索低价氢等商业化市场。燃料电池汽车逐步从公交车转向重卡等商用车领域。系统降本及氢气降本，在低价氢等部分场景下燃料电池汽车全生命周期成本或逐步走向平价，带动行业销量放量。

► 氢能储运：储运为氢能应用的技术设施，储运方式多样，受益于终端需求，亦有望维持高增趋势。

政策支持不及预期，技术进步及降本不及预期，行业竞争加剧。

Text

正文

氢能：非电领域降碳的主要方式

部分能源消费无法被电力取代，非电领域需其他形式实现降碳。能源消费中存在一部分能源利用形式难以被电力替代，部分需要更高的能量密度、长期的储存、以及燃烧释放热能的形式，因此即使到2060年我们预计也将有30%的能源无法被电力所取代[1]，也即意味着非电领域需要其他形式实现降碳及碳中和。

氢能或实现非电领域碳中和。我们认为要实现最终的能源碳中和必须在非电领域推动新的技术发展和应用，目前来看主要有三个解决方案，分别是氢能源，碳捕捉和生物质。但是考虑到生物质资源上的限制，以及碳捕捉对于政策的要求，氢能在产业发展，技术迭代上优势更强，因此更有可能是最终解决方案。

顶层定调可再生能源非电利用，绿氢氨醇战略方向明晰。2025年10月13日，国家发改委发布《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法（征求意见稿）》[2]，首次系统性地将‌非电消费‌纳入考核框架，对重点用能行业的可再生能源非电消费（可再生能源供热/冷、绿氢氨醇、生物燃料等）比例进行监测、评价，并设定最低比重目标进行考核。十五五规划亦将氢能纳入未来产业，政策支持持续加码。

氢能产业链较长，终端应用场景众多。从氢能产业链看，主要可分为氢能制备、储运和终端应用。氢能制备包括灰氢蓝氢和绿氢；储运路线包括气态/液态/固态储运；终端应用一方面可通过氢燃料电池发电，应用于燃料电池汽车、轨交、固定式发电等领域，另一方面，可直接作为应用于冶金/石油冶炼等工业领域，或合成为甲醇/氨作为航运燃料或作为化工原材料，终端应用场景众多。

图表1：氢能产业链

资料来源：中金公司研究部

绿色氢氨醇

绿色甲醇：绿色溢价下或迎来率先放量

船舶行业考核碳排放，催化绿色甲醇需求。目前欧盟将船舶行业纳入欧盟碳排放交易体系（EU ETS）、推出FuelEU Maritime法规，以及IMO的“净零框架”均对船舶的碳排放提出要求与限制，给予绿醇以绿色溢价。目前航运巨头采购甲醇动力船舶，直接驱动绿色甲醇需求。

► IMO推出“IMO净零框架”，推动国际航运净零战略走向立法化[3]。IMO在2023年船舶温室气体减排战略中提出到2050年左右实现国际航运净零排放的目标，并于2025年4月在海保会第83届会议上批准建立“IMO净零框架”（IMO Net-zero Framework），以具有法律约束力的具体举措推动减排目标实现。“IMO净零框架”设定了逐年趋严的航运燃料温室气体排放强度（GFI）标准，对排放不合规的船舶进行罚款，而对超额完成减排目标的船舶给予奖励。但由于部分成员国的反对，最终IMO决定将“IMO净零框架”的讨论推迟一年。

► 欧盟2024年起将航运业纳入欧盟碳排放交易体系（EU ETS），且覆盖范围持续扩大[4]。2024年，欧盟正式将航运业纳入EU ETS，要求船东为其船舶产生的温室气体排放上交碳配额。航运业没有免费碳配额，碳配额上缴比例逐年增加，2024年为40%，2025/2026年分别增长至70%/100%。此外，EU ETS覆盖的船舶及温室气体范围也在逐步扩大，2026年温室气体类型将覆盖CH4和N2O，2027年船舶类型将覆盖离岸作业船舶。

► FuelEU Maritime法规已于2025年生效，直接约束燃料碳排强度[5]。FuelEU Maritime对于船舶及航线的覆盖范围与EU ETS相同，但FuelEU Maritime约束的是航运燃料全生命周期的排放强度（WtW），而不仅是燃烧产生的温室气体（TtW），且覆盖的温室气体范围不仅包括CO2，还包括CH4和N2O。排放标准方面，FuelEU Maritime要求，相较于2020年平均排放强度，2025/2030/2035年航运燃料排放强度分别下降2%/6%/14.5%。对于排放强度不合格的船舶，对超额排放强度对应的不合规能量收取罚款，每吨VLSFO能量罚款2,400欧元。

图表2：航运业主要减排政策梳理

资料来源：IMO，EU，中金公司研究部

绿醇减排潜力巨大，全生命周期碳减排率可达95%。传统航运燃料如船用燃料油与船用柴油的WtW碳排强度约为90-95 gCO2eq/MJ，灰醇WtW碳排强度为103.2gCO2eq/MJ，而绿醇通过生产端的碳捕集或可再生碳源利用，WtW碳排强度仅为5-28 gCO2eq/MJ，远低于欧盟2040年前对于航运燃料的碳排强度要求。其他潜在替代燃料中，LNG的WtW碳排强度为82.9 gCO2eq/MJ，2030年后不再满足IMO净零框架的基础目标，2034年后不再满足FuelEU碳排要求。

现有运营及订单中甲醇动力船舶约450艘，2027年甲醇需求最高有望达1,087万吨。根据DNV AFI，截至2025年末，运营及订单中甲醇动力船舶数量分别约为106艘和344艘。其中大型集装箱船为主要船型，运营及订单中数量合计为254艘，占甲醇动力船舶数量的56%。由于甲醇动力船舶建造周期约为2-4年，根据现有订单我们可大致推算出2027年运营中甲醇动力船舶数量约为350艘，参照Ship&Bunker对各类型船舶的单船油耗数据，假设甲醇双燃料动力船舶仅使用甲醇作为燃料，测算得2027年航运业甲醇需求约为1,087万吨。在不考虑后续订单的情况下，我们预计2030年运营中甲醇动力船舶数量可达450艘，对应甲醇需求最高可达1,398万吨。

图表3：分船型甲醇动力船舶数量

注：数据截至2025年末   

资料来源：DNV，中金公司研究部   

图表4：现有订单中甲醇船舶预计投运时间

注：数据截至2025年末资料来源：DNV，中金公司研究部

船运巨头批量签订绿醇采购协议，26年后绿醇产能或加速落地。2025年7月，上海电气洮南绿色甲醇项目投产，首期年产能5万吨，将经由上港集团为法国达飞船舶供应绿醇，成为国内首个规模化商业运行的绿色甲醇项目。目前，金风科技等众多绿醇生产企业已与马士基、赫伯罗特等国际航运巨头签署大规模绿醇长期采购协议，相关产能处于试运行或在建状态，我们预计2026年起将快速放量。

► 上海电气：2025年7月，上海电气洮南绿色甲醇项目投产，首期年产能5万吨，成为国内首个规模化商业运行的绿色甲醇项目[6]。上海电气已于2025年3月与上港集团、法国达飞达成绿色甲醇长期供应合作协议，洮南项目绿醇将通过陆海联运抵达上海港，由上港集团为法国达飞提供加注服务，实现了绿色甲醇从研发生产到应用全链条闭环。

► 金风科技：2023年11月，金风科技与马士基签署年产50万吨长期绿色甲醇采购协议，预计2026年开始供应。2024年11月，金风科技与赫伯罗特签署年交付量25万吨的绿色甲醇照付不议长期合同，预计2027年开始供应。两份采购协议对应绿醇生产项目为金风科技兴安盟风电耦合制绿色甲醇项目，目前一期已顺利完成试运行，完全投产后年产能达25万吨，二期、三期项目已完成投资协议签署，全部完工后总产能达145万吨。

► 隆基绿能：2024年10月，隆基绿能与马士基签订一项长期生物甲醇采购协议，隆基绿能将通过其襄城12万吨/年绿色甲醇项目为马士基提供长期绿醇供应，首批产品于2026年开始供应，合作期限超10年。

► 中国天楹：2024年9月，中国天楹与中远海运物流签署战略合作协议，就辽源等一体化项目80万吨绿色甲醇产品提供保障性消纳达成共识；2025年4月，中国天楹与中国船燃签署战略合作协议，就电制甲醇、电制氨、电制甲烷等绿色燃料消纳达成合作。

► 吉电股份：2023年12月，吉电股份与中远海运、上港集团共同出资设立上海吉远绿色能源有限公司（上海吉远），通过股权绑定实现绿醇生产-运输-消纳全链条商业闭环。上海吉远投资的梨树年产20万吨级绿色甲醇项目已开工建设，预计2028年正式投产。

► 中集安瑞科：2025年12月，中集安瑞科国内首个量产生物甲醇项目在广东湛江正式投产，该项目采用生物质气化制甲醇路线，一期已实现年产能5万吨，二期预计2027年完成20万吨产能建设。公司已构建了华南首个绿色甲醇“产-储-运-用”供应链生态，2025年12月为深圳盐田港绿色甲醇首次示范加注提供保供，也将为中石化香港、中国船燃等终端客户的绿色甲醇加注提供保供。

► 复洁科技：2025年12月，复洁科技沼气全碳重整绿色甲醇中试线示范项目已建成并完成中试，并为10万吨级绿色燃料产业示范奠定关键技术基础。复洁科技采用生物质发酵重整制甲醇合成路线，借助公司和华东理工大学研发的BESTM技术，实现沼气中的碳100%转化，生产成本仅为3,000元/吨左右。

► 嘉泽新能：2025年12月，嘉泽新能股东大会通过了投资建设鸡东县30万吨绿氢醇航油化工联产项目的议案，该项目采用生物质气化制绿色甲醇的合成路线，一期规划绿色甲醇年产能24万吨，预计2027年底投产。

图表5：国内绿色甲醇生产项目消纳情况（截至2026年1月）

资料来源：吉林省生态环境厅、上海电气官网、金风科技公告、信德海事网、马士基官网、隆基绿能公告、中国天楹公告、中广核官网、吉电股份公告、嘉泽新能公告、势银能链、香橙会、中金公司研究部

绿氢及电解槽：仍需补贴等政策支持以提升经济性

成本目前是制约绿氢市场空间的最主要因素。我们对煤气化、天然气及碱性电解槽制氢进行成本测算后发现，三者制备成本分别为9.3元/kg、17.8元/kg及19.2元/kg。

► 煤气化制氢：假设投资强度3.3万元/标方，装置产能9万标方/h，年工作时间8400小时。

► 天然气制氢：假设投资强度2.8万元/标方，装置产能3千标方/h，年工作时间8400小时。

► 电解水制氢：我们假设装置产能1000Nm³/h，对应450万设备投资及150万土建安装，年工作时长2000小时。我们测算当用电价格/度电成本为0.3元/kWh时，电费成本占比总制氢成本约80%，为绿氢最主要成本来源。

图表6：煤气化、天然气、水电解（碱性）制氢成本测算及对比

资料来源：毛宗强等《制氢工艺与技术》(2018)，张轩等《电解水制氢成本分析》(2021)，煤炭深加工现代煤化工，中金公司研究部

我们假设未来电解槽电耗下降至4.4Kwh/Nm³，年利用小时数2000小时（部分时间使用电网电力进行电解），则当电价为0.28元/Kwh时，电解水制氢成本约17.6元/kg，可与天然气制氢平价；当电价为0.11元/Kwh时，电解水制氢成本约9.2元/kg，可与煤制氢实现平价。

图表7：不同年利用小时数、电价下的平价曲线测算

资料来源：国际可再生能源署（IRENA），中金公司研究部

绿电直连政策或进一步推动绿氢降本。2025年5月国家发改委、能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（650号文）[7]，首次明确风光等新能源项目，可通过专线输送给特定用户。国家政策后，目前已有10余个省份发布地方性绿电直连正式文件或征求意见稿。如内蒙印发《内蒙古自治区单一电力用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》[8]，对氢基能源支持力度强劲，允许并网型氢基绿色燃料绿电直连项目按照不超过负荷年用电量1.2倍确定新能源规模，且 允许一定电量上网（上网电量2025-2027年不超过40%，2028年及之后不超过20%），我们认为绿电直连或带动电解制氢成本下降。

风光储氢项目或已初步具备一定经济性。我们采用大唐多伦15万千瓦风光储制氢项目配置参数，即120MW风电+20MW光伏+70MW电解槽+45MWh储能系统进行测算，绿电制氢、余电上网，我们测算当上网电价在0.25元/kWh、绿氢售价15元/kg时，项目IRR可达5.1%。

图表8：绿氢项目IRR敏感性分析

资料来源：中国经济网，储能与电力市场，中金公司研究部

绿氢项目放量带动电解槽需求，阳光氢能、华电科工份额领先。根据香橙会统计，2025年电解槽行业招标规模6.1GW，同比增长156%，招标类型以碱性电解槽为主，占比高达97%。从企业中标份额来看，目前行业竞争格局相对分散，阳光氢能、华电科工、派瑞氢能市占率分别约9%、8%、7%。

图表9：2025年电解槽招标以碱性ALK为主

资料来源：香橙会，中金公司研究部   

图表10：2025年电解槽企业中标份额

资料来源：香橙会，中金公司研究部

燃料电池汽车

示范城市群新政带动行业销量放量。2020年9月，财政部、工业和信息化部、科技部、发展改革委、国家能源局五部门联合发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》[9]，采用“以奖代补”的新方式，对入围示范的城市群按照其目标完成情况给予奖励，示范期为四年。示范期内，中国燃料电池汽车上险量从2021年的1880辆增长至2025年的超1万辆，行业明显放量，但总体量仍然较小。

展望未来，我们认为：

1）燃料电池目前经济性仍弱于柴油车及电动车，政策或进一步加码支持燃料电池汽车销售，通过规模效应、技术进步、国产化带动行业降本，进而持续推动放量。

2）燃料电池汽车天然更适用于重卡场景，未来政策支持或偏向于重卡，相关领域销量或迎来更快速放量。

3）燃料电池企业竞争格局仍未完全确定。

图表11：2020-2025年燃料电池汽车分车型上牌销量

资料来源：势银，中金公司研究部   

图表12：2020-2025年燃料电池系统装机量

资料来源：势银，中金公司研究部

燃料电池经济性仍待提升，重卡为未来发展方向

我们认为燃料电池汽车具备边际续航成本低、燃料能量密度高的特性，使其更适用于中长途、重载交通运输领域。

► 燃料电池汽车续航增加带来的边际成本更低。燃料电池系统整体类似传统动力总成的“发动机+油箱”的构成，系统本身的固定成本较高，但储氢容量增长的成本相对较低，仅需增加对应的储氢瓶数量即可。而电动汽车若需提升续航里程，需对应增加锂电池带电量，边际成本更高。

► 氢气质量能量密度大于锂电池。氢气质量能量密度远高于锂电池，考虑到储氢瓶重量，燃料电池汽车中的氢气实际能量密度仍然为锂电池的数倍之高，我们测算，对于400km续航的49t锂电池重卡而言，锂电池自重将超4吨，大幅影响整车能耗并带动综合成本提升，同时重卡有效载重量将大大减小，相应减少货运重卡载货收益。因而中长途重载领域电动化存在一定限制。

目前燃料电池汽车初始购置成本及使用成本均高于柴油车及电动车。购置端，一辆49t柴油重卡售价约40万元，而49t燃料电池重卡售价约110万元，宇通客车披露的燃料电池客车销售均价也远超纯电动客车及插电式客车的售价均价。使用端，目前氢气价格在25-50元/kg，我们以35元/kg计算，燃料电池重卡百公里能源成本约350元，相比柴油车高约25%。

燃料电池汽车主力车型由公交转向重卡，单车功率持续提高。从车型结构来看，政策着重支持燃料电池商用车在中远途、中重型的应用场景，重卡经济性显著提高，销量快速增长，成为燃料电池汽车的主力车型。2025年公交销量占比仅1%，而重卡车型如牵引车和自卸车销量占比为43%和7%。中长途、高载重应用场景对燃料电池系统功率提出更高要求，推动单车功率持续提高，平均单车功率从2020年的53kW上升至2025年的125kW。

图表13：2020-2025年燃料电池汽车分车型上牌销量

资料来源：势银，中金公司研究部

图表14：2020-2025年燃料电池汽车平均功率

资料来源：势银，中金公司研究部

竞争格局较为集中

燃料电池系统市场份额较为集中，格局尚不稳定。2024年，共有58家企业配套燃料电池汽车，其中亿华通和重塑能源装机量占比分别为20.8%和17.8%，TOP5企业市场集中度达61.2%。2025年，市场格局发生较大变化，装机量排名前十的企业分别为云韬氢能、博世(中国)、未势能源、重塑科技和东方电气。云韬氢能为广东地区氢能龙头企业，受益于广东城市群燃料电池汽车销量快速增长，2025年广东城市群上牌量约6,300辆，云韬氢能上牌装机量270MW，市占率20.0%。

图表15：2024年燃料电池上牌装机市场份额

资料来源：势银，中金公司研究部

图表16：2025燃料电池上牌装机份额排名

资料来源：高工氢电，中金公司研究部

重塑能源是全球氢能科技领军企业，深耕重卡场景，持续完善产业链一体化。2025年前上半年，公司营业收入为1.07亿元，同比下降9.93%，营收下降主要系行业需求阶段性放缓。公司持续完善产业链一体化，已实现燃料电池系统、电堆、膜电极、双极板、氢循环系统、升压转换器等关键部件的自主开发和规模化生产，毛利率领先于同行。重塑能源主要配套重卡车型，单车功率更高，2024年重塑能源配套燃料电池系统平均功率分别为124kW，高于行业平均值其他行业头部厂商。根据弗若斯特沙利文，2023年重塑能源在重卡领域市占率高达42.4%，远高于第二名亿华通的20.2%。

亿华通是我国燃料电池系统研发及商业化的先行者。公司产品覆盖客车、物流车及重卡等多种商用车型，与国内主流的商用车企业陕汽集团、宇通客车、北汽福田等建立了深入的合作关系，搭载公司产品的燃料电池汽车已在北京、张家口、上海、成都、郑州及唐山等多个城市投入运营。随着行业需求放缓，竞争加剧，公司燃料电池系统销售量价双重承压。2025年前三季度，公司营业收入为1.04亿元，同比下降67.31%，毛利率受规模效应减弱等因素影响转负至-19.56%，归母净利润为-3.11亿元，亏损同比扩大。公司基于流动资金状况采取审慎的营销扩张策略，2025年上半年燃料电池系统销售总功率为15.96MW，同比下降56.54%，销售单价小幅回升至3,173元/kW。

风险提示

政策支持不及预期。目前行业仍处于发展初期，若政策支持不及预期，氢能行业经济性仍然偏弱，行业放量或需更长时间。

技术进步及降本不及预期。目前氢能行业仍需持续技术进步以及推动行业降本，若技术进步及降本不及预期，或影响终端应用氢能的意愿，进而影响实际需求。

行业竞争加剧。若行业竞争加剧，产品价格持续下滑，对企业盈利能力或造成一定影响。

[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日已经发布的《氢基能源系列1：非电能源领域降碳重要路径，氢能产业或迎加速发展》

季枫  分析员 SAC 执证编号：S0080523060017 SFC CE Ref：BWD098

曲昊源  分析员 SAC 执证编号：S0080523060004 SFC CE Ref：BSW232

李茂正  分析员 SAC 执证编号：S0080524100003