inInfo] [Table_Title] 2023.07.14

绿氢：从 0 到 1，构建新老能源绿色纽带

——绿氢专题研究

杨思远(分析师)

孙羲昱(分析师)

鲍雁辛(分析师)

021-38032022

021-38677369

yangsiyuan026856@gtjas.co

sunxiyu@gtjas.com

0755-23976830

证书编号 S0880522080005

S0880517090003

baoyanxin@gtjas.com

S0880513070005

本报告导读：

氢能是零碳绿色能源，是理想的新老能源连接媒介。受多因素驱动绿氢发展从0到1，2030 年绿氢用量有望达 760万吨。

摘要：

le_Summary]投资建议：氢能兼具能源与化工原料属性，是理想的连接新老能源的媒介。“碳中和”目标推进，碳税方案落地预期，以及保障能源安全等因素助力绿氢发展。我们推荐在绿氢产业链布局的石化龙头公司：中国石化、中国石油、中国海油，绿氢绿电先行者宝丰能源，轻烃龙头卫星化学。其他受益标的包括具备电解槽制造能力的石化机械、兰石重装、昇辉科技、双良节能以及相关阀门供应商江苏神通等。

国内氢气年产量超3300万吨，化工行业是需求大户：根据中国煤炭行业协会数据，2021 年国内氢气产量约 3342 万吨，其中炼化、煤化工、合成甲醇以及合成氨需求占比达到 85%以上。氢气是合成氨和合成甲醇的关键原料，减油增化趋势下增加石油化工领域用氢需求。通过绿氢的掺补可以优化碳、氢比例，大幅降低化工生产单耗和碳排，提高产品转化率。

国内氢能供给以煤制氢为主，绿氢发展从0到1：供给端来看氢气供给分为灰氢、蓝氢和绿氢。以煤制氢为代表的灰氢凭借是当前主流制氢方式。当前煤制氢/天然气制氢成本约在 8\~10 元/kg 以及 12 元/kg，但叠加潜在碳税成本其中远期成本曲线或上升。随着技术进步，风光发电成本 LCOE进一步下降，利用小时数增加，以电解水制氢为代表的绿氢成本呈现下降趋势，未来 5 年绿氢成本有望实现与灰氢的平价。当前国内化工用氢可替代量 2250 万吨，按照 2030 年绿氢渗透率25%测算，2030 年绿氢用量超过 760 万吨，潜在市场空间 1160 亿。中东以及欧盟推进绿氢战略，全球需求超 1000 万吨。

国内化工龙头加码氢能布局，迎接“碳中和”：目前石化行业龙头企业陆续加码氢能布局未来。中国石化目标“打造中国第一氢能公司”，通过布局制备，储运以及加氢应用的关键环节力争成为世界领先的氢能公司；中国石油发布《中国石油绿色低碳发展行动计划 3.0》，计划2050 年占据国内 30%供氢市场；中国海油积极探索海上风电制氢项目，煤制烯烃龙头宝丰能源前瞻布局绿电绿氢项目实现煤制烯烃和绿氢“耦合”，目标 20 年实现“碳中和”；卫星化学作为国内轻烃龙头工业副产氢储备丰富，与法液空等合作探索氢气下游应用新方向。

风险提示：技术进展低于预期的风险，可再生发电高波动特性影响绿氢制备的风险。

石油

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石油与天然气

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氢能：零碳绿色能源，脱碳目标驱动需求. . 3
1.1. 氢能：零碳绿色能源，新老能源的连接媒介.. . . 3
1.2. 驱动力：多重要素驱动氢能行业发展. .. 4
1.2.1. 驱动力 1：“碳中和”目标、碳税法案陆续落地加速脱碳....4
1.2.2. 驱动力 2：氢能是传统企业转型升级的抓手. .. 5
1.2.3. 驱动力 3：发展氢能符合我国保障能源安全的发展方向....7
需求侧：氢为工业领域重要原料，2021 年需求超过 3300 万吨......8
2.1. 煤化工：氢为合成氨以及合成甲醇关键原料... ... 9
2.1.1. 煤制甲醇：碳氢配比是关键，空分补氢是核心. ... 9
2.1.2. 合成氨：补氢量高于甲醇，远期前景广阔... .. 10
2.2. 石油化工：油品升级、减油增化增加用氢需求.. ..11
供给端：化石能源制氢为主导，绿氢发展从 0 到 1.. .. 12
3.1. 化石能源制氢为主流，多种制氢方式并存..... .... 12
3.2. 用电费用影响绿氢成本，考虑碳税等因素逐渐具备经济性.... 13
3.1. 绿电降本以及技术进步推动绿氢产业从 0 到 1... ... 16
3.1.1. 风光发电成本（LCOE）仍处于下降通道 . ... 16
3.1.2. 可再生能源发电占比提升，风光大基地带来绿氢机遇..... 16
3.1.3. 2030年国内绿氢需求量有望超600万吨，全球需求或超1000
万吨 18
化工龙头加速布局氢能产业链. . 19
4.1. 中国石化：打造中国第一氢能公司，远期力争成为世界领先氢能
公司 19
4.2. 中国石油：计划 2050 年占据国内 30%供氢市场. .. 22
4.3. 中国海油：探索海上风电制氢. .. 22
4.4. 宝丰能源：绿电绿氢引导者. . 23
4.5. 卫星化学：轻烃领域龙头，工业副产氢储备丰富. . 25
投资建议 .... .. 27
风险提示 .. . 27

1. 氢能：零碳绿色能源，脱碳目标驱动需求

1.1. 氢能：零碳绿色能源，新老能源的连接媒介

氢能作为一种来源广泛、清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的高热值二次能源，在当前传统化石能源面排碳排压力增加，全球面临能源转型的背景下重要性持续提升。随着可再生能源的发展，LCOE 度电成本的逐低，通过可再生能源进行低成本绿氢制备替代灰氢已经成为大势所趋。

氢能发展符合能源发展的必然规律。复盘人类能源利用史，即是碳和氢元素的综合利用历史，是从高碳比例能源向低碳比例能源转变的过程。人类用能形态从最初的薪柴到化石燃料，能源形态发生改变，产生第一次能源革命，随后热力向电力的转变带来产品形态的改变产生二次能源革命。而今天第三次能源革命则带来风光等可再生能源向电力-氢能-储能-化学品的变化带来能源形态和产品形态的变化。氢能则是实现能源真正零碳排放的最终路径，被誉为“终极能源”。

氢能兼具能源和化工熟悉，氢能是连接传统能源和新能源，摆脱地域资源约束的理想媒介。氢兼具能源属性和原料属性。当前第三次能源革命，碳、氢、电是 3 个重要的基本单元。碳元素、碳氢化合物可作为化工原料，电力、氢能作为能源提供社会需求的动力。通过大规模可再生能源制氢一方面可以作为化工生产的原料生产合成氨、合成甲醇，氢也在煤化工、钢铁等行业应用广泛。另一方面也可以通过储存的方式作为能源存储的方式。氢实现了原料和能源的跨界，构建起传统能源和新能源之间耦合的通道，成为推动传统化石能源清洁高效利用和支撑可再生能源大规模发展的理想媒介。

图 1 氢能是连接煤炭和电力理想媒介

数据来源：《绿氢耦合煤化工烯烃的性能分析及发展建议》（王明华）

1.2. 驱动力：多重要素驱动氢能行业发展

1.2.1. 驱动力 1：“碳中和”目标、碳税法案陆续落地加速脱碳

碳中和的目标推动氢能加速发展。为达到 2016年《巴黎协定》提出的在本世纪中叶前努力将全球温度控制较前工业化时期温度上升幅度限制在1.5℃的目标，碳中和已经成为全球的共同愿景和一致行动。目前全球已有包括欧盟、英国、加拿大、日本等多个国家和地区超过 130 个国家和地区提出了“碳中和”或“零碳”目标且大部分计划在 2050 年实现。中国也提出自己的“碳中和”目标，即氧化碳排放力争 2030 年前达到峰值，2060 年前实现碳中和。通过氢能实现深度脱碳是实现碳中和的必然选择。

图 2 中国计划 2060 年实现“碳中和”

数据来源：CNKI、国泰君安证券研究

欧盟CBAM征税或大幅推进国内各行业碳减排进程。欧盟碳边境调节机制（CBAM）协议（也称碳关税）通过加速推进中国“碳中和”进程。2023 年 2 月 9 日，欧洲议会环境、公共卫生和食品安全委员会（ENVI）正式通过了欧洲碳边界调整机制（CBAM）协议，CBAM 协议预计于 2023年 10 月 1 日生效。CBAM 当前还需要跟欧洲理事会进行谈判和批准和等待 4 月份欧洲议会最终通过。

CBAM 将按照委员会的提议涵盖钢铁、水泥、铝、化肥和电力，并扩展到氢气、特定条件下的间接排放、某些前体以及一些下游产品，例如螺钉和螺栓以及类似的物品铁或钢。新的协议扩大加入氢气（欧盟很多国家把绿氢纳入脱碳主要燃料，而非欧盟国家主要是用煤炭生产灰氢）、若干化学前驱物、一些钢铁下游产品（例如螺丝、螺栓等），以及在特定条件下的范畴二间接排放。

我国是欧盟第一大贸易伙伴和最大商品进口来源国，受欧盟隐含碳税影响大。我国出口欧盟的中间产品中 80%的碳排放来自金属、化学品和非金属矿物，属于欧盟碳市场高泄露风险部门，一旦纳入碳边境调节会对出口产生巨大影响。基于 2015-2019 年数据统计，我国出口受影响的贸易额将占出口欧盟总额 12%，约 427.5 亿美元。其中石油化工和钢铁两者合计贸易出口分别占受影响贸易额的27%，受影响较大。化工和钢铁

行业减碳势在必行。

图 3 我国出口受影响的贸易额将占出口欧盟总额 12% 图 4 化工行业占受影响贸易额的 27%

数据来源：联合国统计署

数据来源：联合国统计署

我国碳减排压力大任务重。从总量来看，中国是全球碳排放第一大国，根据（BP）发布的《世界能源统计年鉴（第 70 版）》统计数据显示，2020年，亚太地区碳排放量占全球总排放量的一半以上，合计占比达 52%。2020 年，我国能源消费总量为 49.8 亿吨标准煤，能源相关的 CO2 排放量约 99 亿吨，占全球比例为 30.7%，是北美地区的一倍。

图 5 2020 年中国碳排放是北美的2 倍

图 6 2020 年中国 CO2排放占全球的30%

数据来源：BP、碳中和逻辑体系于技术需求、国泰君安证券研究

1.2.2. 驱动力 2：氢能是传统企业转型升级的抓手

以钢铁、水泥、工业制造业是碳排放大户面临压力。2020年我国单位GDP能耗为3.4吨标准煤/万美元，单位GDP碳排放量为6.7吨CO2/万美元，均远高于世界平均水平及美国、日本、德国、法国、英国等国家。其中石化化工、煤化工、钢铁、有色冶炼、水泥等工业制造业合计碳排放占比 29%。

图 7 中国单位 GDP能耗远高于全球平均

图 8 工业制造业碳排放占比 29%

数据来源：《碳中和目标下我国能源发展战略探讨》、wind、国数据来源：《碳中和目标下我国能源发展战略探讨》、国泰君安证券研究泰君安证券研究

氢作为能源，更是重要的载体，实现传统化石能源与可再生能源的连接，实现两者平稳过渡。在双碳目标和 ESG 背景下以传统企业为主的电力、交通、建筑、工业企业陆续通过布局氢能加速绿色低碳转型。工业领域的氢冶金，化工行业的绿氢耦合，电力领域的天然气官网掺氢，园区领域热电联供成为各传统企业布局方向。绿氢，作为能源载体和物料起始的小分子，已经开始在能源和石油化工两条路线进行渗透，将来将成为替代煤炭石油天然气等化石能源，作为未来无碳循环物料和能源体系的基石。

图 9 氢能作为中心连接各终端领域

数据来源：《氢能产业发展之困局——“源”与“汇”》（王明华）

图 10 通过氢的调节使得煤化工具备生产多节点多点控碳能力

数据来源：《现代煤化工碳中和路径和方案》

1.2.3. 驱动力 3：发展氢能符合我国保障能源安全的发展方向

2020 年 12 月国务院新闻办公室 21 日发布《新时代的中国能源发展》白皮书提出走新时代能源高质量发展之路，并提出新时代的中国能源发展要贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，，围绕推动能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命，全方位加强国际合作，实现开放条件下能源安全。同时，党的二十大报告指出，要“以新安全格局保障新发展格局”。能源是保障社会发展和国家安全的重要物质基础，保障能源安全是发展的底线。

地缘冲突背景下能源波动性加剧，能源安全重要性凸显。2022年的俄乌地缘冲突，全球公共卫生事件等综合因素导致全球能源市场出现供需错配，全球能源市场波动加剧。能源安全重要性凸显。当前我国主要能源石油和天然气大量依赖进口，2022 年石油和天然气对外依赖度 71.2%和40.2%，高依赖度始终是国内能源供应格局所面临的挑战。

可再生能源的发展符合能源安全大方向。“十四五”期间，可再生能源发电量取得新突破，根据国家能源局数据，2022 年国内风电光伏发电量首次突破 1 万亿千瓦时，达到 1.19 万亿千瓦时，同比增长 21%，占全社会用电量的 13.8%，同比提高 2 个百分点，可再生能源整体发电量达到 2.7万亿千瓦时，占全社会总用电量 31.6%，较 2021 年提升 1.7%。

图11 2022我国原油和天然气进口依赖度为71.2%和40.2%

数据来源：wind、国泰君安证券研究

图12 2022年碳酸锂进口量13.6万吨，占表观需求28%

数据来源：电池百人会、国泰君安证券研究

构建可再生能源——氢能产业链助力实现能源自主可控：风电、光伏等可再生能源不可避免的存在间歇性大，季节性强，波动性高的特点，这些特点给电网调峰填谷造成挑战。通过可再生能源电解水制氢的方式可以促进大规模可再生能源整合发电，能源消纳，并在跨地区能源分发，新增能源弹性缓冲，工业能源脱碳化等 7 个领域发挥重要作用。2023 年3 月国家发改委发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》首次明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，同时确立工业副产氢和可再生制氢就近利用的氢能利用体系。确立2025年可再生能源制氢量达到 10-20 万吨/年，实现 CO2 减排 100-200 万吨/年的，2023 年形成多元化氢能应用生态的目标。

2. 需求侧：氢为工业领域重要原料，2021年需求超过3300 万吨

根据中国煤炭工业协会数据，在 2017-2021 年中国氢气产量逐渐增长，2021 年氢气产量约 3342 万吨，较 2020 年增长 33.68%。其中炼化和煤化工需求约 820 万吨，合成氨需求 1080 万吨，甲醇需要 910 万吨，三者合计占比 85%以上。将绿氢替代当前作为原料用于煤化工、炼化、甲醇、合成氨的灰氢是节能减碳的重要路径。综合中国氢能联盟的数据，参考结合各行业的脱碳减排目标，2025年中国氢气需求量约3500万吨，其中可再生氢约200万吨，2030年碳达峰情境下氢气年达到需求3715万吨，其中可再生绿氢量达550 万吨。

图 13 化工领域是当前氢气消耗大户

数据来源：中国氢能联盟、国泰君安证券研究

表 1：2030 年化工用氢达到 3700 万吨

单位耗氢（kgH2/吨产品）	合成氨 190	合成甲醇 172	粗钢 100	原油加工 15
产品加工量（万吨）	5909	7947	103280	70000
实际利用率	100%	100%	4%	100%
理论需求量（万吨）	1123	1367	413	1050

数据来源：中国氢能联盟、国泰君安证券研究

全球工业用氢量近亿吨，体量近亿吨。放眼全球，合成氨、钢铁、甲醇、炼厂精炼都是氢气消纳大户，根据国际氢能署的数据，2021 年全球合成氨/钢铁/甲醇/精炼的需求量分别为 33.8/5.2/14.6/39.8 百万吨，合计 9340 万吨。

表 2 全球氢气需求9340 万吨，主要来自化工行业

	合成氨钢铁	甲醇	精炼
氢气需求（百万吨）	33.8 5.2	14.6	39.8

数据来源：国际氢能署、国泰君安证券研究

2.1. 煤化工：氢为合成氨以及合成甲醇关键原料

2.1.1. 煤制甲醇：碳氢配比是关键，空分补氢是核心

空分单元和水煤气变换单元，是整个煤制甲醇过程中是最主要的CO2排放单元。煤制甲醇主要包括煤气化、变换和甲醇合成三个单元。煤气化制合成气，合成气含有 CO、H2 及 CO2。合成甲醇反应 H2 和 CO 的比例是 2:1。水煤气变换，煤气中的 CO 通过水蒸气转化成 H2 和 CO2 来调整氢碳比。在水煤气交换过程中水煤气变换产生一分子的 H2，就会产生一分子的 CO2，这就是整个煤化工过程中产生高浓度 CO2 的地方，占整个煤化工过程 CO2 排放 70%，并且 CO2 的浓度非常高，可以达到95%。此外 30%的 CO2 来源是煤炭燃烧产生的用于空分消耗和煤化工厂加热所需的蒸汽。

氢耦合降低煤化工生产单耗和碳排。在合成甲醇的过程中补充H2，一方面可以通过直接加氢到变换单元达到氢碳比 2:1 的合成甲醇理想比例。通过电解水制氢分解出的 O2 可满足空分中氧的需求。电解水制氢将煤化工过程中两个最耗能的单元、排放最大的单元替代掉，增加自产甲醇量，实现减碳。“绿氢”也作为气化原料降控分负荷，减少蒸汽消耗量，进而减少燃料煤消耗实现碳减排。参考《绿氢耦合煤化工系统的性能分析及发展建议》，60万吨煤制烯烃总需要24万吨氢气，按照绿氢完全满足变换需求大约需要 16-17万吨绿氢，可将原先 660万吨 CO2排放降至 200 万吨，煤炭消耗量减半至200 万吨原料煤和 50万吨燃料煤。

根据《绿氢耦合煤化工系统的性能分析及发展建议》，2022年国内甲醇产量超过8000万吨，其中80%采用煤制甲醇工艺，该部分体量氢气需求 750万吨。此外根据钢联数据，当前国内煤制烯烃产能 1538万吨，按照原煤替代量 50%极限假设，所需额外补氢400 万吨。

图 14 绿氢可以在现代煤化工工艺中实现耦合降碳

（a)典型现代煤化工项目工艺流程示意图

（b）现代煤化工项目与新能源制氢耦合流程示意图
数据来源：《“双碳”背景下现代煤化工发展路径研究》

2.1.2. 合成氨：补氢量高于甲醇，远期前景广阔

煤制合成氨通过煤气化、变换、氨的合成三个单元。因为氨最终的反应物是 H2O 和 N2，因此煤制合成氨中所有的碳都需要通过变换反应转化成氢气。生产一吨氨的二氧化碳排放量更大，也减排压力更大。但因为氨从构成来看最终不需要碳，因此流程上相对独立，电解水制出来的氢，跟空气分离过程出来的氮，直接合成就可以得到氨，也使得流程上的完全的绿氨更具备可行性。根据国家统计局数据，2022 年合成氨产量在5300 多万吨，其中四分之三即 4500 多万吨是通过煤制氨来生产的。若该部分完全由绿氨生产，则需要 800 万吨绿氢。此外，氨也适合作为储氢媒介发展。通过构建氢-氨-氢产业链将大幅利于碳减排。按照 2022 年5364 万吨合成氨，其中煤制合成氨约 4500 万吨，该部分所需氢气 800万吨。因合成氨的运输成本远低于氢，未来若采用氢-氨的能源路径，则氨的成长空间将大幅拓展氨的成长空间。

图 15：2022 年合成氨产量 5364 万吨

资料来源：钢联数据，国泰君安证券研究

图 16：2022 年合成甲醇产量 8031 万吨

资料来源：钢联数据，国泰君安证券研究

2.2. 石油化工：油品升级、减油增化增加用氢需求

石脑油是生产炼厂化工品的关键原料，但通常要通过对原油加氢处理推动优质燃料升级。石油化工最主要是常减压过程，把硫分离出来后，后续包括生产汽柴油、生产其他高端化工品，都是加氢精制的过程。

氢气主要作用包括加氢精制和加氢裂化。加氢精制主要将高纯氢与油品中硫、氮、氧以及金属杂质结合成为各类化合物从而使油品中留存为碳氢化合物，同时保护催化剂防止其中毒失去活性的过程。加氢裂化则是利用高纯氢在长链碳烃化合物裂解成短链碳烃化合物过程中将不饱和的烃转化为饱和烃从而提高轻质油的收率和产品饱和度并且降低杂质。

在“减油增化”趋势下，化工品的比例提升带来更大的加氢量。重整氢气、富氢气体提纯、制氢装置氢气生产。其中重整制氢可以满足炼厂原油精制过程 60%-70%的氢气需求，但额外 30%-40% 的氢气则通过其他方式补充，当前一般通过煤制氢或天然气制氢等方式获取。该部分氢为未来绿氢替代的主要空间。“双碳”目标下，未来炼厂制氢环节将是控碳的焦点之一，而可再生能源制氢与炼厂集成，实现绿氢炼化有望成为传统炼厂减碳的方向。

图 17 石油炼化中加氢脱氮过程

数据来源：《10知识点：加氢处理过程化学反应》

图 18 石油炼化加氢饱和过程

数据来源：《10知识点：加氢处理过程化学反应》

氢气管理能力是影响炼厂效益的核心。目前国内几家民营炼化均具备较强的加氢能力，浙石化一期加氢规模 2350 万吨，二期具备加氢规模 2435万吨，恒力石化加氢规模 2400 万吨，盛虹炼化加氢规模 1920 万吨。民营炼化大规模加氢能力提升了其化工品收率水平。根据中国石化联合会数据，2022 年国内炼油产能 9.2 亿吨/年，按照1%的原油加氢比例测算，氢气需求在 920 万吨，其中约 300 万吨氢气需要额外提供。

3. 供给端：化石能源制氢为主导，绿氢发展从0到1

3.1. 化石能源制氢为主流，多种制氢方式并存

目前根据不同的制氢方式分为灰氢（化石燃料制氢）、蓝氢（化石燃料重整制氢）、绿氢（再生能源制氢），根据中国煤炭工业协会 2020 年的数据，国内工业制氢产能为 2500 万吨/年，主要来源于化石能源制氢（煤制氢、天然气制氢）；其中，煤制氢占我国氢能产量的 62%，天然气制氢占比 19%，电解水制氢占比仅为 1%。从全球 2020 年的制氢结构来看，化石能源是最主要的制氢方式，其中天然气制氢占比 59%，煤制氢占比19%。工业副产氢占比 21%，此外化石燃料制氢+CCUS 的制氢方式占比有望提升。

图 19 煤制氢占国内氢供应 60%

数据来源：中商情报网，国泰君安证券研究

图 20 天然气制氢是全球主流制氢方式

数据来源：IEA，国泰君安证券研究

氢气来源从灰氢往绿氢过渡。由于碳减排等要求的长期约束，绿氢成为未来替代当前灰氢的主要方向。

图 21 当前制氢方式从灰氢向绿氢过渡

数据来源：CNKI

表 3 绿氢替代灰氢和蓝氢是方向

工艺色码	原料	能源
煤制氢灰氢	煤	天然气、煤炭
工业副产氢蓝氢	乙烷、丙烷等	天然气、煤炭
电解水制氢绿氢	水	可再生能源

数据来源：CNKI、国泰君安证券研究

根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2020 年版）》的数据，参考550 元/吨煤炭或天然气价格在 3 元/m3 时，化学能源制氢成本在 8～12元/kg，工业副产氢提纯后的综合成本通常在 10～16 元/kg，相比化石能源制氢在碳排放上更具优势。

图 22 当前煤价下氢气约 11 元/kg

数据来源：《现代煤化工与绿电和绿氢耦合发展现状及展望》（阳国军）、国泰君安证券研究

图 23 不同天然气价格下氢气价格（单位：元/kg）

数据来源：《现代煤化工与绿电和绿氢耦合发展现状及展望》（阳国军）、国泰君安证券研究

表 4 化石能源制氢及工业副产氢成本与碳排放

制氢种类	制氢方式	原料价格	制氢成本（元/kg）	碳排放（kgCO2/kg 氢气）	优点	缺点
化石能源制氢	煤制氢	550元/吨	8	22-35	成本低	碳排高，高杂质
化石能源制氢	天然气制氢	3元/立方米	12	10-16	流程成熟	成本高于煤制氢，高碳排
工业副产氢			10-16		低成本，纯度高	分布式

数据来源：《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2020年版）》、国泰君安证券研究

3.2. 用电费用影响绿氢成本，考虑碳税等因素逐渐具备经济性利用小时数、电价、电耗是是影响“绿氢”成本关键。

参考蒋珊《绿氢制取成本预测及与灰氢、蓝氢对比》的数据，以制氢规模 1000Nm3/h 的电解水制氢为例，假设年运行时间 8000 小时，当电价为 0.56 元/kWh，电解水设备、安装、土建总投资 1410 万元，对应氢气成本为 3 元/Nm3（约 34 元/kg）。

表 5 用电费用占电解水制氢成本 80%以上

	项目	数值/万元	测算假设
初始投资	设备成本	1200
	设备安装费用	48	按设备价格4%
	土建工程	162
	总投资	1410
成本估算	用电费用	2 150	按照生产1Nm氢气需要消耗4.8kWh电来计算，电价0.56元/kWh
	用水费用	2.56	按照生产1Nm氢气需要消耗0.8kg水来计算，水价格4元/吨
	设备及土建折旧	132.9	设备折旧10年折旧，土建20年折旧
	维修费	24.9	设备成本十安装费*2%
	人工及管理费	60	5个工作人员
	财务费用	33	总投资 70%贷款，年利率6%，等额本息法10年还贷
	合计	2 403.36
	对应氢气成本	3 (元 /Nm²)

数据来源：《绿氢制取成本预测及与灰氢、蓝氢对比》（蒋珊）

图 24：度电成本是影响绿氢成本的关键

数据来源：《绿氢制取成本预测及与灰氢、蓝氢对比》（蒋珊）、国泰君安证券研究

我们假设 1000Nm3 碱性电解槽价格不变，人工、财务、维修等其他费用不变，随着绿电 LCOE 度电成本降低或利用小时数增加，根据我们的敏感性分析，当度电成本低于 0.2 元/kWh 时，绿氢成本可以低于 20元/kg，可以与灰氢展开竞争。若电价低于 0.1 元/kWh，则绿氢具备足够竞争力。

表 6 绿氢价格敏感性分析分析

利用小时（hr）	8000 6000
电价（元/kWh）		7000		5000	4000	3000
	0.6 37.26	37.77	38.45	39.39	40.81 35.20	43.18 47.92
0.5 0.4	31.64 26.03	32.15 26.53	32.83 27.21	33.78 28.16	37.57 29.58 31.95	42.30 36.69

图 25 2030 年考虑到碳税煤制氢或不具备价格优势

0.3	20.41	20.91	21.59	22.54	23.96	26.33	31.07
0.2	14.79	15.30	15.97	16.92	18.34	20.71	25.45
0.1	9.17	9.68	10.36	11.30	12.72	15.09	19.83

数据来源：国泰君安证券研究

数据来源：《绿氢制取成本预测及与灰氢、蓝氢对比》（蒋珊）

图26 2030年考虑到碳税天然气制氢已失去价格优势

数据来源：《绿氢制取成本预测及与灰氢、蓝氢对比》（蒋珊）

“绿氢”有望在2025-2030年内实现与“灰氢”平价。随着可再生能源发电成本下降，以及电解槽等设备成本进一步下降，未来“绿氢”成本仍有较大下降空间。当电费下降至 0.1～0.13 元/k Wh，电解水制氢可以与当前煤制氢成本相当。根据我们预计，综合考虑风光等可再生能源度电成本下降，利用小时数提升，电解槽设备成本、碳税的推进进一步下降，预计 2025\~2030 年之间绿氢有望实现“绿氢”与“灰氢”成本的持平。据IRENA 与 Hydrogen Council 预测，到 2050 年可再生能源制氢成本将降至 1 美元/kg（6.5 元/kg）。

图 27 2019 年煤化工各子行业CO2 碳排放占比

数据来源：IRENA，（注：2020 年产氢能耗 51.2 kWh/kg，2050年产氢能耗 43.8 kWh/ kg，折旧率 8%，电解槽寿命 80 000 h，2020 年电解槽设备成本为 650-1000 美元/kW，2050 年成本为 130\~307 美元/kW，且部署容量为 1-5 TW。）

图 28 2020-2050 年期间绿氢成本变化趋势

数据来源：IRENA，（注：天然气价格 2.5\~-6.4美元/GJ，平准化电力成本 25-73 美元/ MWh（2020 年）、13-37 美元/MWh（2030 年）、7-25美元/MWh（2050 年））

3.1. 绿电降本以及技术进步推动绿氢产业从0到 1

3.1.1. 风光发电成本（LCOE）仍处于下降通道

可再生能源发电随着技术进步、规模经济、供应链竞争日益激烈和开发商经验日益增长的推动，在过去 10年间可再生能源发电成本急剧下降。根据 IRENA数据，2010 年至 2021 年，新投产的公用事业规模太阳能光伏项目的全球加权平均平准化电力成本下降了88%至0.067美元/kWh，而陆上风电下降 68%至 0.039 美元/kWh，聚光太阳能发电下降 68%，海上风电下降了 60%。2019 年，在所有新近投产的并网大规模可再生能源发电容量中，有 56% 的成本低于最便宜的化石燃料发电。

图 29 过去十年可再生能源发电成本骤降

数据来源：IRENA（数据为投产年份数据，粗线为全球加权平均LCOE，来自每个投产工厂，项目级LCOE通过实际加权平均WACC计算而得）

3.1.2. 可再生能源发电占比提升，风光大基地带来绿氢机遇

随着可再生能源技术进步进一步降本增效，电网改革推进，输配电技术突破，发电装机容量不断扩大，中国可再生能源地位将愈加突出。“十四五”我国进入构建现代能源体系新阶段，根据国家能源局《“十四五”现代能源体系规划》，“十四五”期间将力争在能源保障、能源转型、系统效率、创新能力以及服务水平取得进展。其中目标到 2025 年非化石能源消费比重提高至 20%左右，非化石能源发电量占比达到 39%左右，该目标较“十三五”末期非化石能源 15.9%的消费占比进一步提高。

图 30 2010 年来风电、光伏发电量占比快速提升

数据来源：国家能源局、国泰君安证券研究

绿氢助力西北风光大基地的落地，示范项目陆续建设。

风光大基地是构建“以新能源为主体的新型电力系统”的关键一环，承载着中国能源结构调整的重任。西北地区风光大基地建关系着国内碳达峰进程。根据国家能源局数据，截至 2021 年底，中国风电光伏装机已超 6亿千瓦，装机规模全球最大。预计 2030 年底风光大基地建成后中国风光装机量将再翻一番，达到 12 亿千瓦以上的装机目标。2030 年，也是中国向世界承诺的碳达峰年。

特高压建设滞后或影响风光大基地建设。根据规划，风光大基地绝大部分以外送为主（3.15 亿千瓦）。集中于西部、北部的风光大基地不可避免的存在远离东部、南部消费市场问题，东西部资源禀赋不均衡需要特高压输电来解决。而根据国家电网发布的《“碳达峰、碳中和”行动方案》，2025 年，公司经营区跨省跨区输电能力将达到 3.0 亿千瓦，输送清洁能源占比达到 50%。2030 年，跨省跨区输电能力将提升到 3.5 亿千瓦。因此即便国家电网特高压跨省输电能力做到 100%清洁能源输送，也难以满足西部、北部地区风光发电外输需求。根据中国电力科学研究院新能源中心总工程师迟永宁的看法：“目前国内特高压直流外送能力大概在4.5 亿千瓦左右，但2030年前仅风光大基地新增的装机规模就达到约5.5亿千瓦”。

表 7 “十四五”期间风光大基地预计建设规模超 200GW

项目	容量		涉及省份	进展
1	第一批大型风电光伏发电基地	97.05GW（沙漠戈壁43GW）沙漠戈壁地区23个，其他地区35个，	内蒙古、青海、甘肃、陕西、宁夏、新疆、辽宁、吉林、黑龙江、河北、山西、山东、四川、云南、贵州、广西、安徽、湖南等省份和新疆生产建设兵团	全部开工、部分建成投产
2	第二批大型风电光伏发电基地	库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划装机2.84亿千瓦，采煤沉陷区规划装机0.37亿千瓦，	主要分布在内蒙古、宁夏、新疆、青海、甘肃等三北区域	陆续开工建设

其他沙漠和戈壁地区规划装机1.34 亿千瓦。
第二批大型风电 3 未披露光伏发电基地	部分省级大基地	申报陆续启动，陆续开工建设源网荷储、
	消纳项目成为重点	离网制氢以及100%

数据来源：北极星光伏网、国泰君安证券研究

图 31 风光互补制氢系统示意图

数据来源：鹏芃科技

3.1.3. 2030年国内绿氢需求量有望超600万吨，全球需求或超1000万吨

受产业政策支持，技术进步推动的经济性提升，“碳减排”目标下减排时间约束，国内风光建设进步节奏的匹配，我们预计 2022 年起绿氢渗透率从 2021 年 1%提升至 2025 年 25%。根据我们测算，当前化工行业潜在补氢需求 2250 万吨，假设 2030 年绿氢在化工行业外需求 100 万吨，则2030 年绿氢总市场规模有望达 784 万吨。假设当前绿氢均价 30 元/kg，未来绿氢价格按照年 10%水平下降，2030 年均价 15 元/kg，则对应 2030年绿氢市场空间 1176 亿元。

表 8 化工行业潜在补氢需求 2250 万吨

	2022年产能（万吨）	潜在补氢需求（万吨）
煤制甲醇	6400	750
煤制烯烃	1538	400
煤制合成氨	4500	800
炼油	92000	300
总计（（万吨）		2250

数据来源：钢联数据、国泰君安证券研究

表 9 预计 2030 年绿氢市场空间 1176亿元

2022E

2023E

2024E

2025E

2030E

化工用氢空间（万吨）	2250	2363	2481	2605	2735
渗透率	1%	3%	5%	8%	25%
其他场景	30	39	51	66	100
总计（（万吨）	53	110	175	274	784
绿氢均价（（元/kg）	30	27	24.3	21.87	15
市场空间（亿元）	158	297	425	600	1176

数据来源：钢联数据、国泰君安证券研究

欧盟计划绿氢进口量 1000万吨，中东各国制定绿氢路线。为了摆脱对俄罗斯的化石燃料依赖并加速绿色能源转型，欧盟委员会正式公布了“REpowerEU” 能源转型行动方案。在氢能方面，欧盟计划到 2030 年可再生氢产量达到 1000 万吨，再生氢进口量达到 1000 万吨。中东各国开展绿氢机会应对“油达峰”，沙特、阿曼、阿联酋等国光照强度、光照时长好于中国西北地区，制氢成本更具优势。国内光伏、电解水制氢设备、能源建设企业有望充分受益海外绿氢市场爆发

表 10 中东各国陆续制定绿氢规划

国家	目标
沙特	拟 2030年生产和出口400万吨绿氢，成为全球最大的氢燃料供应国
阿曼	目标 2030年成为中东最大的氢出口国，全球第六大氢出口国，目标2030年100万吨，2040年375万吨，2050年850万吨
阿联茵	目标拿到低碳氢25%市场份额
摩洛哥	2030年占全球4%绿氢需求
埃及	计划投入400亿美元用于绿氢项目建设

数据来源：中国化工报、赶碳号科技公众号、国泰君安证券研究

4. 化工龙头加速布局氢能产业链

化工行业是氢能下游应用大户，同时化工行业也是工业副产氢主要提供方。在氢能首次被纳入为国内能源体系的重要构成，碳达峰目标的推进，传统化工企业在油达峰背景下面临的转型压力的背景下，以三桶油为代表的化工龙头加速氢能领域布局。此外，国内化工行业氯碱，PDH，乙烷脱氢等产能释放出大量工业副产氢仍未被充分利用。此类企业多分布于华东、华南等经济发达地区接近下游市场，可作为经济性良好的制氢方式，中短期内其可作为下游需求的有力补充，化工副产氢亦具备较大提升应用空间。

4.1. 中国石化：打造中国第一氢能公司，远期力争成为世界领先氢能公司

中石化是中国最大的成品油和石化产品供应商、第二大油气生产商，是世界第一大炼油公司、第三大化工公司。中石化具备大量化工副产氢产能，这让中石化在发展氢能产业上拥有绝对优势。中国石化是国内最大的氢气生产企业，目前年生产氢气约 390 万吨。“十四五”期间，公司将大力发展新能源业务，加快打造“中国第一氢能公司”。公司计划2025年计划建成油氢合建站、加氢站1000 座。

当前中石化布局氢能有五大路径：1）在制氢端推进绿电制氢和工业副产氢；2）布局氢气储运的技术、管线；3）统筹发展加氢站网络；4）以设子公司、成立合资公司、参股企业等方式深化布局；5）以强强联合方式与多家企业签约战略合作关系，探索多领域合作共赢。

图 32 中国石化布局从制氢、储运、应用全场景

数据来源：中国石化、国泰君安证券研究

布局全球最大光伏制氢新疆库车项目，推动石化产业绿色转型。2021年11 月中国石化新疆库车绿氢示范项目正式启动建设，项目总投资 30 亿元，包括光伏发电、输变电、电解水制氢、储氢、输氢五大部分。项目将新建装机容量 300MW，年均发电量 6.18 亿千瓦时的光伏电站，年产能 2 万吨的电解水制氢厂，储氢规模约 21 万标立方的储氢球罐，输氢能力每小时 2.8 万标立方的输氢管线及配套输变电等设施。当前项目陆续投产试运行，生产的绿氢将供应中国石化塔河炼化替代现有天然气化石能源制氢。预计每年可减少二氧化碳排放 48.5 万吨，将为当地 GDP年均贡献 1.3 亿元、创造税收 1800 余万元。该项目已经成为全球绿氢和化工耦合的先导，在行业具备引领作用。

表 11 中石化以设子公司、成立合资公司、参股企业等方式布局全链

时间	领域	标的	具体项目	持股比例	增资比例
2022年3月	氢能装备	石化机械	中石化成立中石化石油机械公司，建设中石化氢能装备研发、制造和服务基地。	52.53%
2022年2月	核心材料	中石化催化剂(天津) 有限公司	中石化成立中石化催化剂(天津)有限公司，推进催化剂业务。	100%
2022年1月	氢能装备	上海舜华新能源系统有限公司	中石化旗下中石化资本投资舜华新能源，布局氢能装备。	10.00%
2022年1月	氢能装备	康明斯恩泽(广东)氢能源科技有限公司	中石化旗下恩泽基金与康明斯按照50:50比例共同出资成立合资公司一一康明斯恩泽(广东)氢能源科技有限公司，在广东省佛山建设一座1GR的 PEM电解槽厂。	100%

2021年12月	氢能基础设施建设	中石化雄安新能源公司	元，该公司主要负责氢能基础设施建设、加氢站运营、氢	100%
2021年11月	氢能装备	（芜湖）股份有限公司	中石化向国内氢气隔膜压缩机头部企业中鼎恒盛进行增	15.625%
2021年8月	终端运营	津）有限公司	海)物联网在空港投资服务中心签署合作协议，共同组建中石化氢能源(天津）有限公司，未来将重点开展氢燃料电池汽车示范运营、加氢站建设运营业务。	60.00%
	设施建设	能源有限公司	中石化(安徽）绿氢徽）绿氢能源有限公司，主要从事电动汽车充电基础设施运营、换电设施销售、加氢站加氢及储氢设施销售等，中国石化持股95%。中石化在内蒙古自治区鄂尔多斯市成立了中石化新星内蒙	95.00%
		氢新能源有限公司	古绿氢新能源有限公司，从事制氢设备、电能变换及控制设备生产及销售等。	100%

数据来源：中国石化、全球氢能、国泰君安证券研究

表 12 中国石化在制氢和供氢方面加速布局

细分领域	时间	地区	项目布局
	2021年5月	鄂尔多斯	中石化第一个绿氢炼化项目--鄂尔多斯1万吨/年绿电制氢项列入内蒙古自治区2021年重点项目，规划 2022年全面建成投产。
	2021年8月	云南丽江	中石化签署四方协议，在云南丽江打造电解水制氢项目。
制氢方面	2021年9月	河南濮阳	中石化首个MW级电解水制氢示范项目在中原油田正式启动。该项目预计 2022年9月建成投产。
	2021年11月	新疆	中石化宣布我国首个万吨级光伏绿氢示范项目--中国石化新疆库车绿氢示范项目正式启动建设。这一项目是全球在建的最大光伏绿氢生产项目，投产后年产绿氢可达2万吨。项目预计2023年6月建成投产，生产的绿氢将供应中国石化塔河炼化，替代现有天然气化石能源制氢。
	2020年3月	北京	中石化燕山石化的氢气提纯装置一次开车成功，设计规模达2000 标准立方米/小时，氢气纯度达99.999%。
	2020年9月	上海浦东新区	中石化首套拥有自主知识产权的高纯氢"性产示范装置在中石化高桥石化成功投产。
供氢及氢纯化	2020年12月	广州	中石化正式投产中石化广州石化氢燃料电池供氢中心一期项目，氢纯度高达99.99%。
	2021年8月	广东茂名	开工建设中石化茂名石化氢燃料电池供氢中心项目，建成后供氢可覆盖粤西地区半径200 公里地区的用氢需求。

2021年9月	天津	中石化天津石化燃料电池氢项目投产，该项目为华北地区最大氢燃料电池供氢项目，氢年产能力达 2250吨。
2021年9月	上海	中石化建成中石化上海地区的首座供氢中心，日供氢能力达2500 公斤。
2021年11月	青岛	中石化建成中石化青岛炼化氢能资源基地项目，一期投产后可实现燃料电池氢出厂3200kg/d。

数据来源：中国石化、全球氢能、国泰君安证券研究

4.2. 中国石油：计划 2050 年占据国内30%供氢市场

中国石油是油气业务、工程技术服务、石油工程建设、石油装备制造、金融服务、新能源开发等为主营业务的综合性国际能源公司，是国内最大的炼化企业，在全球能源公司榜单中位居头部。公司 2022 年实现原油产量 767.8 百万桶，天然气产量 4471.3 十亿立方米，总油气当量产量1512.6 百万桶，同比增长 3.8。作为油气公司，公司拥有成熟的制氢用氢、气液储运经验和危化品储运管理资质及完善的销售系统，同时具备一定的氢能消纳能力。截止 2021 年底，公司氢气总产能已超过 260 万吨/年，在环渤海、陕甘宁、华南、西南、新疆、黑龙江、吉林等 7 个区域部署建设 19 个氢提纯项目，发挥现有制氢能力和副产氢资源与二氧化碳捕集利用相结合，实现“蓝氢”供应，同时满足北京冬奥会在内的城市多元化交通用氢需求。

2022 年 6 月 5 日，中石油发布《中国石油绿色低碳发展行动计划 3.0》，计划按照按照“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走总体部署，中石油氢能产业链与天然气产业链及可再生能源协同发展，计划 2050 年占据国内 30%供氢市场。

表 13 中石油在氢能领域加速布局

时间	中国石油2022年在氢能领域布局
2022年1月	冬奥会火炬台绿氢供应商
2022年2月	中石油古城油氢合建站投运，日加氢能力1吨
2022年3月	玉门油田绿氢项目启动
2022年5月	广东石化炼化一体化项目 300 万吨/年加氢装置中交
2022年6月	发布《中国石油绿色低碳发展行动计划3.0》，计划 2050年占据国内30%供氢市场
2022年7月	与山西鹏飞集团签约合建30座加氢综合能源站
2022年8月	中油工程西南分公司与浙江能签订《天然气管道掺氢、输送、分离应用技术研究及浙能先导示范项目》合同
2022年8月	乌海液氢制储运加一体示范工程
2022年11月	与华为数字能源签署战略合作协议加强能源领域合作
2023年1月	中石油管道局：规划建设京津冀氢能管网

数据来源：中国石油、全球氢能、国泰君安证券研究

4.3. 中国海油：探索海上风电制氢

中国海油是以上游油气开采为主的综合能源的国际能源公司。公司持续增储上产，降本增效，为保障国家能源安全发挥突出作用。公司 2022 年油气产量 623.8 百万桶，净证实储量 6238.6 百万桶，重点新项目陆续开工，桶油成本 30.39 美元/桶，成本管控良好。公司强调自主创新，在绿色产业上有序推进，围绕海上风电，陆上风光因地制宜发展绿色产业，探索发展多能互补综合能源供应系统，正在努力实现中国海油“十四五”末新能源新产业收入占比达到 10%的目标。目前中国海油在海上制氢领域进行布局。

表 14 中国海油在氢能领域布局进展

时间	进展
2021年1月	成立清洁能源公司，探索分布式能源、地热能、氢能等
2021年12月	中海油（海南）新能源有限公司成立，以风电建设为主，以光伏和气电融合并举，分布式能源补充，发挥比较优势，建设具有中国海油特色的综合能源公司
2022年4月	成立中海石油（中国）有限公司北京新能源分公司，开展海陆风光发电、CCUS科技攻关、探索培育氢能业务;
2022年6月	全资子公司气电集团牵头完成250Nm3/h小型天然气制氢装备，同年鉴定
2022年9月	中海石油掺氢发电取得进展
2022年11月	与清华长三角研究院就海上风电制氢签署战略合作协议，共同推动海上风电制氢相关技术研究和科研示范项目与落地

数据来源：中国海油、全球氢能、国泰君安证券研究

4.4. 宝丰能源：绿电绿氢引导者

公司自上而下布局“煤炭-焦化-甲醇-烯烃”产业链，一体化协同性强：公司产品布局 C2-C5 各类精细化工产品，通过集约化运营和高效管理，公司吃干榨净原材料并实现了资源的高效综合利用。公司具备 700 万吨/年焦炭， 440 万吨/年甲醇，120 万吨/年烯烃产能，配套 720 万吨/年煤矿产能。宝丰能源通过规模化、一体化、集约化建设以及精细化管理打造低成本优势取得显著成效。公司一期产能相较同期中煤榆林、神华包头同等项目投资成本较同行业节省 30%以上，折算吨产品折旧和吨财务费用低约 700-1200 元/吨，毛利率显著高于同行。

图 33 宝丰能源毛利率高于同行业

数据来源：wind、国泰君安证券研究

宁东三期、内蒙一期项目陆续落地，打开成长确定性：公司宁东三期100 万吨/年聚烯烃（配套 25 万吨 EVA）以及内蒙一期 300 万吨/年聚烯烃项目预计将在 2023 年下半年以及 2024 年下半年陆续建成投产，届时公司聚烯烃产能将从当前的 120 万吨增加至 520 万吨，项目落地打开公

司成长空间；

表 15 公司聚烯烃产能从当前120 万吨/年增加至 2025年 520万吨/年

产区	分类	产品	2021	2022E	2023E	2024E
宁东基地	烯烃	聚乙烯	60	60	110	110
		聚丙烯	60	60	110	110
		EVA			25	25
	精细化工	苯乙烯			20	20
	精细化工	针状焦			10	10
	焦化产品	焦炭	400	700	700	700
	焦化产品	煤炭	720	720	812	1002
内蒙古基地	烯烃	聚乙烯				150
内蒙古基地	聚丙烯					150

数据来源：公司公告、国泰君安证券研究

前瞻布局“绿氢”目标 20年实现碳中和。2019年起公司启动在宁东基地的电解水制氢储能及综合应用“国家级太阳能电解制氢示范项目”，示范项目包括 10 万千瓦自发自用光伏复合发电装置、10 台 1000 标方/小时电解水制氢装置，每小时可生产 1 万标方绿氢，5000 标方绿氧。项目2021 年初开始送电调试，项目综合“绿氢”成本在 1.34 元/标方，所产氢气成功进入公司烯烃生产系统，实现新能源替代化石能源，开辟经济可行的碳减排的科学路径。公司二期项目也已于 2022 年建成投产，合计达到 3万标方每小时绿氢产能。公司规划 2022年起每年增加绿氢产能 3亿标方/年，年新增消减化工碳排总量的 5%，目标用 10 年时间完成 50%碳减排，20 年时间实现企业碳中和。

图 34 宝丰能源光伏发电及电解水制氢储能与应用示范项目

数据来源：宝丰能源环评报告

内蒙古宝丰一期有望成为全球首个绿氢耦合碳减排项目。内蒙古宝丰煤基新材料有限公司一期 260万吨/年煤制烯烃和配套40万吨/年植入绿氢耦合制烯烃项目获得环评批复，该项目采用绿氢与现代煤化工协同生产工艺，烯烃总产能 300 万吨/年，其中 40 万吨是通过配套建设风光制氢一体化示范项目，用绿氢替代煤炭进行生产，是目前为止全球单厂规模最大的煤制烯烃项目。根据环评规划，该项目需补入绿氢 25.15 亿标立方/年。根据电解槽供应能力，技术水平限制等多方面原因，项目计划按照 5 年周期渐进式补氢实施完成。

本项目静态总投资为 449.48 亿元，其中可再生能源部分静态投资 366.93万元，氢能系统部分静态投资 82.55 亿元。需配套建设 8.5GW 风光制氢一体化示范项目，其中 7GW 光伏、1.5GW 风电。该项目纳入列入鄂尔多斯氢能产业规划。

根据规划五年后碳排放量以及碳排放强度将显著降低。根据测算本项目五年后通过补氢减少生产过程中 CO2排放量 162.26 万吨，降低空分负荷减少燃料排放 44.11 万吨，外购电量降低减少外购电力导致的 CO2减少4.14 万吨，整体降碳 210.52 万吨，占基础工况 CO2排放量的 11.92%。

表 16 测算下补氢第五年单位产品碳排放强度以及单位工业总产值碳排放强度大幅下降超过11%

序号	项目名称	基础工况	补氢第五年	绝对值	占标率
1	CO2排放量（万吨）	1765.44	1554.92	-210.52	-11.92%
2	单位产品碳排放强度（吨CO/吨烯烃）	6.07	5.35	-0.72	-11.86%
3	单位工业总产值碳排放强度（吨CO2/吨烯烃）	8.30	7.31	-0.99	-11.93%
4	单位工业增加值碳排放强度（吨CO2/吨烯烃）	13.61	12.77	-0.84	-6.17%

数据来源：宝丰能源环评报告、国泰君安证券研究

低成本优势叠加绿氢耦合先发优势构筑公司“碳中和”护城河。双碳背景下龙头企业强者恒强，中远期看没有优势的企业或不得不通过购买碳权指标维持生产，碳价的上涨将倒逼落后产能出清。双碳政策将严格限制新建产能，建设项目需要落实替代源碳排放削减量，提高行业进入壁垒。公司的低成本优势为当前探索“绿氢”减碳模式提供充足的安全垫，而未来若碳排价格更高时“绿氢”或可完全替代煤制氢贡献正收益，公司有望通过出售碳排放价格取得正收益。公司有望凭借绿氢布局的先发优势成为构筑低碳循环，建设清洁高效生产体系，成为“碳中和”标杆的煤化工企业。

4.5. 卫星化学：轻烃领域龙头，工业副产氢储备丰富

公司以 C3 产业链丙烯酸及酯起家，纵横双向持续从上游大宗品生产商向下游高附加值材料拓展。公司 C3 产业链行业龙头地位稳固，为是全球前三，国内最大的丙烯酸酯生产企业，目前实现 C3 产业链生产一体化。公司以 PDH丙烷脱氢装置为核心形成“丙烷-丙烯-丙烯酸及酯-SAP-高分子乳液”一体化产业链。2017 年起公司切入 C2 产业链，2021 年 5 月连云港石化乙烷裂解制乙烯一期项目投产并开始贡献业绩。2022 年 6 月公司连云港石化二期项目投产。乙烷裂解制乙烯壁垒高，乙烷裂解制乙烯工艺在中高油价背景下具备成本优势，工艺上看具备高收率、低投资强度等优势。公司通过锁定 ETP 美国乙烷出口码头设施供应权保障原料供应。

截止目前公司具备 90 万吨 PDH，2022 年丙烯酸产能由 66 万吨/年扩至105 万吨/年。C2 产业链公司具有 250 万吨乙烷裂解制乙烯以及下游化工品。公司近期公告拟投资建设 α-烯烃高端新材料产业园项目，布局 α-烯烃、POE、茂金属聚乙烯、超高分子量聚乙烯等高附加值产品，进一步扩大乙烷裂解制乙烯产能，卡位 α-烯烃产业链第一梯队。

表 17 卫星化学围绕C2 产业链布局大批新材料

石化项目	产品	产能（万吨/年）	投产时间
连云港石化一期	乙烯	125	2021年5月已投产
	EO/EG联产	146/182
	HDPE	40
	聚醚大单体	50
连云港石化二期	乙烯	125	2022年8月投料开车成功
	HDPE	40
	苯乙烯	60
	环氧乙烷	73
绿色化学新材料产业园	聚苯乙烯	80	2022年3月开工
	乙醇胺	20
	碳酸酯	75
	α-烯烃与配套 POE	10
α-烯烃高端新材料产业园	乙烯	250	预计2026年底前完工
	a-烯烃	50
	POE	60
	茂金属聚乙烯	100
	PVC	80
	超高分子量聚乙烯
	聚α-烯烃	1.5

数据来源：公司公告、国泰君安证券研究

公司轻烃副产氢气具备零碳排，高纯度的特性。公司目前是华东地区副产氢气规模最大（目前产量 17.6 万吨/年，最大产能可达 20 万吨/年），成本最低的公司。目前公司在嘉兴、连云港积极探索氢能下游的应用模式，公司充分利用富余氢气资源，解决公司氢能一体化项目原料问题；当前液空中国依托公司丰富的氢气资源，在独山港区管委会区域设立公司，建设氢气充装站、氢气液化装置，双方达成氢能战略合作生态圈，共同推动长三角地区氢能产业发展。此外公司富余氢气作为原料供给园区周边化工企业，协助其降碳减排，实现“碳中和”目标。

中期公司有望结合自身产业链优势，利用碳捕捉技术制备绿色甲醇，并利用富余氢气生产合成氨。远期公司有望依托长三角氢能产业链的成熟实现氢源配套，享受产业爆发的红利。

表 18 卫星化学当前副产氢气 17.6 万吨

	产能（万吨）	副产氢（万吨）
PDH	90	3.6
乙烷裂解	250	14

数据来源：公司公告、国泰君安证券研究

5. 投资建议

我们继续推荐在绿氢产业链布局的石化龙头公司：中国石化、中国石油、中国海油，绿氢绿电先行者宝丰能源，轻烃龙头卫星化学。其他受益标的包括具备电解槽制造能力的石化机械、兰石重装、昇辉科技、双良节能以及相关阀门供应商江苏神通。

表 19 投资建议以及公司估值表

代码	公司名称	7/7/2023 最新股价		(EPS，元)			PE(X)		投资评级
			2023E	2024E	2025E	2023E	2024E	2025E
600989.S H	宝丰能源	12.75	1.23	1.56	2.09	10.37	8.17	6.1	增持
002648.S Z	卫星化学中国海油	15.01	1.35	1.99	2.39	11.12	7.54	6.28	增持
600938.S H 601857.SH	中国石油	19.1 7.73	2.68 0.79	2.51	2.46 0.73	7.13 9.78	7.61 10.31	7.76	增持增持
600028.S H	中国石化	6.55	0.62	0.75 0.65	0.7	10.56	10.08	10.59 9.36	增持

数据来源：Wind，国泰君安证券研究（股价取2023年7月 7日收盘价）

6. 风险提示

技术进步低于预期的风险：若技术进步低于预期使得绿氢成本下降路径低于预期，下游应用推广将受到影响；

可再生电力高波动性影响绿氢制备的风险：风电光伏等可再生能源高波动性。低稳定性特点不利于电解水制氢设备稳定运行，应用的稳定推广取决于两者的系统耦合水平，高度依赖示范项目的探索，若制氢设备难以匹配高波动绿电，则恐对下游需求造成影响。

本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格

分析师声明

作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。

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市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告作为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。
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评级说明

1.投资建议的比较标准

投资评级分为股票评级和行业评级。

以报告发布后的 12 个月内的市场表现为比较标准，报告发布日后的 12 个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深 300指数涨跌幅为基准。

2.投资建议的评级标准

报告发布日后的 12 个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深300 指数的涨跌幅。

评级		说明
股票投资评级	增持	相对沪深 300 指数涨幅15%以上
	谨慎增持	相对沪深 300 指数涨幅介于 5%～15%之间
	中性	相对沪深300 指数涨幅介于-5%～5%
	减持	相对沪深 300 指数下跌 5%以上
行业投资评级	增持	明显强于沪深 300 指数
	中性	基本与沪深300 指数持平
	减持	明显弱于沪深 300 指数

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绿氢：从 0 到 1，构建新老能源绿色纽带

本报告导读：

摘要：

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目 录

1. 氢能：零碳绿色能源，脱碳目标驱动需求

1.1. 氢能：零碳绿色能源，新老能源的连接媒介

1.2. 驱动力：多重要素驱动氢能行业发展

1.2.1. 驱动力 1：“碳中和”目标、碳税法案陆续落地加速脱碳

1.2.2. 驱动力 2：氢能是传统企业转型升级的抓手

1.2.3. 驱动力 3：发展氢能符合我国保障能源安全的发展方向

2. 需求侧：氢为工业领域重要原料，2021年需求超过3300 万吨

2.1. 煤化工：氢为合成氨以及合成甲醇关键原料

2.1.1. 煤制甲醇：碳氢配比是关键，空分补氢是核心

2.1.2. 合成氨：补氢量高于甲醇，远期前景广阔

2.2. 石油化工：油品升级、减油增化增加用氢需求

3. 供给端：化石能源制氢为主导，绿氢发展从0到1

3.1. 化石能源制氢为主流，多种制氢方式并存

3.2. 用电费用影响绿氢成本，考虑碳税等因素逐渐具备经济性利用小时数、电价、电耗是是影响“绿氢”成本关键。

3.1. 绿电降本以及技术进步推动绿氢产业从0到 1

3.1.1. 风光发电成本（LCOE）仍处于下降通道

3.1.2. 可再生能源发电占比提升，风光大基地带来绿氢机遇

绿氢助力西北风光大基地的落地，示范项目陆续建设。

3.1.3. 2030年国内绿氢需求量有望超600万吨，全球需求或超1000万吨

4. 化工龙头加速布局氢能产业链

4.1. 中国石化：打造中国第一氢能公司，远期力争成为世界领先氢能公司

4.2. 中国石油：计划 2050 年占据国内30%供氢市场

4.3. 中国海油：探索海上风电制氢

4.4. 宝丰能源：绿电绿氢引导者

4.5. 卫星化学：轻烃领域龙头，工业副产氢储备丰富

5. 投资建议

6. 风险提示

本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格

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