绿氢：助力碳中和，各国争相布局
据IEA，2021年全球氢能需求超过9400万吨，主要用于炼油与工业等传统需求，新兴应用领域需求贡献较小。分区域来看，中国2021年氢能消费量2800万吨，约占全球30%，是全球最大的氢气消费国。据IEA，考虑各国政府针对具体行业规划场景下，预计全球2030年氢气需求将提升至1.15亿吨，大部分需求增量来自于传统应用。目前化石能源制氢仍是氢气主要来源方式，但在此场景下将无法满足各国达到承诺的碳减排目标，因此绿色制氢方式应运而生。据IEA，电解水制氢和搭配CCUS的化石能源制氢未来有望迎来增长，其中欧洲、澳大利亚、拉丁美洲将贡献大部分电解水制氢的增量，而欧洲、美国、加拿大将贡献大部分搭配CCUS的化石能源制氢增量。
为应对气候变化以及可持续发展，目前已有超过100个国家制定碳中和目标，而绿色氢能则是完成能源碳中和的主要方向之一。随着全球对绿氢越来越重视，各个国家的氢能发展战略也陆续被制定，中国于2022年规划目标到2025年可再生能源制氢量达10-20万吨/年，据ACMI，2030年中国绿氢产量将达到500-1000万吨。据美国能源署，美国规划至2030/40/50年绿氢年产量分别达到1000/2000/5000万吨；据RepowerEU，欧盟规划至2030年本土绿氢产量目标达1000万吨，同时目标进口可再生氢气1000万吨；此外，日本和韩国也规划2030年绿氢产能分别为300/100万吨/年。随着各国绿氢规划项目的逐渐投产，绿氢市场规模有望持续增加。
中东和北非的光照资源优质、绿氢成本较低，是绿氢项目较为理想的发展区域。据IEA和Leader Associates，截至2023年10月，中东和北非（MENA）已有90个低碳氢项目，去年同期则为59个，新增的31个项目中，埃及有11个，阿曼有8个。分阶段来看，51个项目处于早期概念阶段，23个项目正在进行可行性研究，已运营的项目有6个，22年正在建设的项目在23年也已经完成施工。分产出物来看，氢作为产出物的项目占51%，氨占比41%，其他占比8%。
氢气在化工生产中应用广泛，伴随渗透率提高绿氢未来空间广阔
氢气下游大部分应用于化工生产，以炼化、合成氨以及甲醇为主。氢能源作为一种新型能源，具有来源多样、清洁低碳、灵活高效的特点，下游应用可以渗透到传统能源的各个方面，包括交通运输、工业燃料、发电等。据IEA，2022年全球氢需求9500万吨，炼化/合成氨/甲醇/ DRI分别占比43.2%/33.5%/16.7%/5.6%。国内氢气消费结构与全球有所不同，2021年我国氢气下游结构中合成氨/甲醇/炼厂用氢/焦炭和兰炭尾气综合利用分别占比32%/29%/12%/11%，合成氨及甲醇为我国主要氢气下游。
绿氢在炼化、合成氨制备以及甲醇制备方面都有应用场景。传统炼化的氢来源以重整装置以及化石燃料制氢为主，用于加氢裂化、除硫除氮等，利用绿电电解水制氢，用绿氢部分或全部替代传统炼厂化石燃料制备的灰氢，降低炼化企业综合能耗中燃料占比；制备合成氨方面，使用绿氢可以减少大量的二氧化碳排放，而氨可作为载氢体；制备甲醇方面，若煤制甲醇的氢都来自绿氢，亦可减少大量的二氧化碳排放。
下游合成氨、甲醇是重要的化学原料，应用领域广泛。合成氨是重要的无机化工品，主要用于制造氮肥和复合肥等，据百川盈孚，2023年合成氨下游应用中尿素/硝酸和硝铵/磷酸铵/联碱分别占59%/9%/7%/6%。甲醇作为基本有机原料之一，主要用于制造烯烃、农药、甲醛等，据百川盈孚，2023年甲醇下游应用中烯烃/甲醛/甲醇汽油/MTBE分别占59%/13%/9%/8%。
氢气下游炼化、合成氨以及甲醇市场空间广阔，且仍在保持一定增长。据OPEC，2022年全球/中国炼油厂日均产能分别为10177/1718万桶；据BP，2022年全球/中国炼油厂日均加工量分别为8194/1389万桶。据彭博及中国氮肥工业协会，2022年世界/中国合成氨产能分别为239/68百万吨；据Wind，2022年世界/中国合成氨产量分别为183/53百万吨。据彭博及百川盈孚，2021年全球/中国甲醇产能分别为174/99百万吨；据彭博，2021年全球/中国甲醇产量分别为115/70百万吨，2018-2021CAGR分别为7.4%/11.5%。
对于当前各化工下游对氢气的需求量的测算，我们做出如下假设：1）选用2022年炼化及合成氨产量以及2021年甲醇产量；2）所用氢气单耗分别为0.011/0.176/0.125kg/kg。我们估算2022年全球炼化、合成氨和甲醇所用氢气的规模为4405/3214/1442万吨，中国炼化、合成氨和甲醇所用氢气的远期规模为747/936/872万吨。据IEA，2022年全球氢市场需求9500万吨主要由化工相关领域贡献，包括炼化4100万吨，合成氨3180万吨，合成甲醇1590万吨。
对于绿氢的远期规模，参考华泰研究于 24 年 3月17日发布的研报《能源转型系列报告：氢能的2.0时代到来》中的渗透率假设，我们做出如下假设：1）2025/2030/2035年全球及中国炼化中绿氢渗透率分别为2%/6%/16%，合成氨中绿氢渗透率分别为5%/10%/39%，甲醇中绿氢渗透率分别为0%/1%/4%；2）参考2022年我们测算出的全球及中国炼化、合成氨和甲醇所需氢气规模。我们估算2025/2030/2035年全球炼化中绿氢规模分别为88/264/705万吨，合成氨中绿氢规模分别为161/321/1253万吨，甲醇中绿氢规模分别为0/14/58万吨。我们预计2025/2030/2035年中国炼化中绿氢规模分别为15/45/120万吨，合成氨中绿氢规模分别为47/94/365万吨，甲醇中绿氢规模分别为0/9/35万吨。
绿氢应用存在一定瓶颈，未来仍需逐渐攻克
目前大部分绿氢项目仍处于示范阶段，推动规模化应用需解决政策端、成本端、技术设备端等关键问题。政策端来看，我国仍缺乏针对电、氢两种能源系统协同利用的科学规划与协调统筹，相关政策体系与标准体系仍不健全。成本端来看，绿氢相较于化石燃料制氢的经济竞争力较低，且其作为调节资源的价值难以体现。技术设备端来看，绿氢相关核心技术、设备系统等有待进一步提升，部分设备所用关键材料仍依赖进口。可再生制氢仍处于初期发展阶段，上述问题未来有望被逐渐优化。据国际氢能委员会，2030年绿氢成本有望较2020年下降超过60%，主要源于可再生能源度电成本下降、电解槽投资成本下行以及电解槽效率的提高。
度电成本为影响绿氢成本的最大因素，对于碱性电解水制氢成本，我们做出如下假设：1）对于制氢规模为1000m3/h的装置，每年工作2000小时；2）设备投资为1000万元，土建、安装调试以及其他费用为300万元，折旧年限（直线折旧法，无残值）为10年；3）光伏供电氢气生产用电为5 kWh·m-3；4）维护费用包括人员工资为60万元；5）水费为4元/吨。我们计算出每年折旧费用为0.65元/m3，每年运维费用为0.30元/m3。当电价分别为0.5/0.25/0.1元/kWh时，对应电解水制氢的成本分别为38.4/24.5/16.2元/kg。据BNEF，光伏/陆上风电/海上风电/光伏风电成本进一步下降的度电成本分别为0.21/0.29/0.55/0.10元/kWh，未来新能源发电有望改善电解水制氢的成本问题。
此外，绿氢的稳定性问题未来仍有待解决。一方面是稳定性不足带来的成本更高，下游化工装置的设计产能需要进一步提高，所以装置总成本以及能耗较高。据《资源禀赋差异地区绿氢替代灰氢潜力分析》，山西省相较山东省可再生能源出力变异系数较大，为了保障制氢需求需要配套更大容量的电解槽，使得设备装机总成本较高。另一方面是绿氢生产的波动性与下游化工合成连续生产之间的矛盾，合成氨、甲醇等化工品都是连续生产工艺，对氢气输入流量的稳定性有极高的要求，目前靠加储氢罐缓冲解决，因而需考虑到储氢等成本，未来在规模持续扩大后仍需考虑连续性问题。化工企业在选择绿氢时除了要考虑电解水制氢成本降低到较低水平，还需考虑波动性带来的额外成本以及对稳定产出的影响。
国内绿氢布局持续扩大，头部企业带头推进
自2023年中石化新疆库车绿氢示范项目投运以来，国内绿氢项目陆续或将要投建的节奏加快。根据各地政府官网和环评报告书等，据不完全统计，2023/2024/2025/2026年及之后的我国规划建设绿氢产能分别为4/19/6/14万吨，绿氨产能分别为0/104/51/275万吨，绿色甲醇产能分别为20/125/190/582万吨，绿氢相关项目（含绿氨、绿色甲醇等）合计投资额分别为48/1235/704/3794亿元。国内以中国石化、宝丰能源等企业为代表的项目正陆续投资建设，未来产能仍将持续扩大。
风险提示
产业政策不及预期：
若全球各国对氢能支持政策不及预期，如欧盟碳排放相关贸易政策、清洁燃料导入相关政策、欧美绿氢补贴相关政策、中东绿氢项目支持政策、中国氢能产业政策等，则可能影响绿氢各项目投产进度以及发展预期。
绿氢成本下降不及预期：
成本高是制约绿氢发展的重要因素之一，若氢能产业链主要环节降本不及预期，如电力成本、设备成本、储运成本等，则可能导致绿氢较传统燃料经济性削弱，导入预期放慢。
