石化工业减碳已成趋势，绿氢炼化将成为石化工业实现碳中和的必由之路。绿氢炼化已列入《“十四五”全国清洁生产推行方案》中，文件明确提出石化化工行业实施绿氢炼化降碳工程，炼厂绿氢渗透率将有望稳步提升。受到上游原料供应来源、工业基础以及下游消费市场等因素影响，目前炼厂的区域布局以东部沿海地区为主。
随着“双碳”和相关行业政策的推进，石化产品市场总需求虽然增长显著度不高，但未来大型炼化一体化装置的投产仍然将增长部分产能，同时部分规模较小的独立炼厂将面临淘汰或兼并重组，炼厂总产量预计与目前水平持平。尽管目前炼油厂采用绿氢的成本高于化石燃料制氢的成本，但随着中国整体石化行业升级转型和愈发明确的政策信号，考虑产能替换减碳、重大项目落地和绿氢成本下降加速等因素，未来西南、西北、东北等地区炼厂绿氢渗透率将稳步提升。
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三、钢铁：行业开启绿色转型，碳税下绿氢成为脱碳关键原料及能源
3.1钢铁行业脱碳难度高、体量大，政策引导下行业开启绿色升级
钢铁行业脱碳难度高、体量大，是碳排放密集程度最高、脱碳压力最大的行业之一。碳排放约占全球排放总量的7.2%，钢铁行业的脱碳在国内尤为重要，目前，中国钢铁行业碳排放量约占中国碳排放总量的15%，是碳排放量最高的制造行业，全球每年生产和使用高达18亿吨钢铁，其中将近50%的钢产于中国内地，中国钢铁行业碳排放量也约占全球钢铁行业碳排放总量的50%。
钢铁行业开启脱碳转型需求迫切，电气化难以实现完全脱碳。钢铁行业是我国工业的支柱性行业，约占我国GDP的5%，然而，目前我国钢铁行业仍以碳排放强度高的长流程为主，粗钢产能约占90%，在碳中和以及去产能的双重压力下，我国钢铁行业面临严峻挑战，钢铁行业的快速脱碳尤为重要。由于中国钢铁生产中用于提供高温的燃料燃烧造成的排放和以焦炭为主要还原剂的反应过程排放，因而难以通过电气化的方式实现完全脱碳。
3.2绿氢成为钢铁行业脱碳关键原料及能源，碳税下绿氢渗透有望提速
氢气具备高能量密度及热值，适用于钢铁行业减碳工程。在某些特定领域，能源需要拥有更高能量密度、更长期的储存周期或以燃料形式存在用来燃烧，即使用电需求不断高增，但在某些领域的需求，电是无法替代非电能源，例如金属冶炼、焦炉炼钢等。假设到2060年中国电气化率高达70%，对应仍然存在20-30亿吨标准煤的能源需完成脱碳，因此需其他能源形式以实现碳中和。氢气凭借其高能量密度和热值，适用于工业领域脱碳，其热值是汽油的3倍，酒精的3.9倍，天然气的5倍，焦炭的4.5倍。
利用绿氢替代焦炭进行直接还原铁生产并配加电炉炼钢的模式将成为钢铁行业完全脱碳关键且具备前景的解决方案之一。基于氢气的直接还原技术是用氢替换碳作为炼铁还原剂，使炼铁工序中产生水而不是二氧化碳，从而大幅减少温室气体排放，被视为钢铁工业的绿色生产方法。掺烧绿氢供热也是钢铁生产领域脱碳的重要路径之一。由于钢铁生产中用于提供高温的燃料燃烧造成的排放难以通过电气化的方式实现完全脱碳，且能效提升和废钢利用等方式的减排潜力有限，因此利用将绿氢掺烧至原有供热能源中，例如煤掺氢燃烧，可推动钢铁领域碳排放的下降。
氢气炼钢开启试点项目，项目产能累计规模达740万吨。钢铁行业对氢气的利用集中在新增产能的生产工艺流程，行业领先企业占据先发地位，近年来国内大型钢铁企业已经逐步开启了氢冶金技术工艺试点项目。以1吨钢使用55kg氢气测算，已宣布的740万吨氢冶金试点项目产能，对应将带动约40.7万吨氢气需求。
钢铁领域氢气成本敏感度最高，碳税落地驱动绿氢渗透提速。钢铁领域对氢气成本敏感程度高，10元/kg左右氢气成本才可与原有焦炭炼钢成本持平，然而碳税的落地将抬高原有能源使用成本，从而推动氢气平价进程的加速。欧盟碳关税(CBAM)于2023年10月起开始运行，行业范围涵盖钢铁、铝、氢、水泥、化肥和电力。灰/蓝/绿氢生产1kg氢气产生CO2分别为25/11/0kg,根据炼铁时所需的焦炭和氢气量，以焦炭价格2500元/吨测算，在不考虑碳税的情况下，氢气成本为9.55元/kg时，采用焦炭炼铁和氢炼铁成本相当;以50欧元/吨的碳税价格测算，氢气平价的可接受成本将提升至为15元/kg，此时绿氢的制取成本对应电价为0.2元/kWh，并且低于灰氢加碳税的价格。由此可见，碳税是驱动绿氢需求的关键，将推进绿氢在钢铁领域的渗透应用加速。
四、储能：风光消纳压力提升，大规模、长周期氢储能迎机遇
4.1可再生能源大规模应用根本性问题在于消纳，以西北为代表的新能源消纳压力显现
从新能源利用率看，西北外送电省份消纳压力突出。国家电网《新能源消纳运行评估及预警技术规范》设置了新能源消纳监测预警红/黄/绿色区域，进入红色预警的地区或面临暂停风光电接入的风险，主要判断指标为新能源利用率。从2021年-2023H1各省逐月利用率数据来看：
区位上：利用率偏低区域主要集中在西北地区(内蒙古、甘肃、宁夏、青海、新疆等省份)。目前，西北地区第一批大型风光基地装机总容量97GW已全部开工建设，其中约50%电量外送消纳。预计通过提升已建输电通道利用效率共计可提升跨区域输电能力4200万千瓦，基本满足了第一批大基地的外送需求;第二批项目(规划“十四五”投产200GW)正在陆续开工，风光项目建设周期一般为6-12个月，原则上2023年并网，其中约75%电量外送消纳;第三批项目审查抓紧推进。随着第二、批风光项目投运，消纳问题将进一步突出。
时间上：Q2为弃电高峰期。消纳问题最核心影响因素仍是终端用电需求，在迎峰度冬、迎峰度夏两个时间节点上用电需求旺盛可平抑短时供大于求的矛盾;此外，2Q22来水偏丰，同为“看天吃饭”的可再生能源类型、具有长期不可预测性，水电超发在一定程度上也影响到了风光消纳。
新能源装机高增、本地电量富余为西北消纳问题突出主因。“源荷分离”规划下，西北新能源装机高增，目前青海、甘肃、宁夏、内蒙、新疆风光装机占电源总装机比例已超过35%，随着大基地建设推进，未来仍将成为风光装机快速渗透的主战场。
4.2储能需求逐步高增，源侧发展长周期、大规模储能是绿色大电网稳定供电的关键
储能在发电侧、电网侧以及负荷侧的驱动因素不同。在发电侧其驱动力在于国家强制性新能源配套储能政策;在电网侧储能驱动力则是基于新能源比例提升后电力系统对调峰、调频等辅助服务的巨大需求;在负荷侧储能驱动力在于峰谷价差拉大套利空间、部分地区(例如：浙江、江苏、山东)分布式电源配储政策等。
在源侧实现风光消纳并发展大规模长时储能，是实现绿色大电网稳定供电的关键，也是绿电外送的前提，氢储能就是其中的关键。我国大规模可再生能源利用中的根本性问题是西北和华北地区的大光伏和大风电的外运或消纳问题，当前可行方案分为两类：外送绿电：风/光发电+零碳/低碳灵活电厂同步配置，通过特高压外输绿电，适用于西北和华北大光伏和大风电，电力企业等作为主导方。离网制氢：风/光发电+电解水制氢→氢能多样化应用，适用于大多数风电和光伏储能，石化能源等企业主导。
4.3氢储能大规模应用和时间边际成本低，是长周期、大规模储能的优选项
氢能适用于大规模和长周期的储能，具备无自衰减、扩容成本低等特性。氢储能主要指将太阳能、风能等间歇性可再生能源余电或无法并网的弃电，通过电解水制氢的方式储存，可就地消纳、时经燃料电池进行发电或管道、长管车运输等方式供应于下游应用终端。相较于抽水储能、压缩空气储能、蓄电池储能(锂电)具有无自衰减、扩容成本低、能量密度大、能源发电转移便捷等优点，凭借其无自衰减的特性，尤其适用于跨周和季度的储能。基于扩容成本低的特点，即仅需增加氢瓶即可扩充储能容量，适用于大规模的储能。
上游侧耦合风光设备电解水制氢，可解决可再生能源电消纳及上网问题。电消纳及上网问题随光伏和风电装机规模高增逐步凸显，风光耦合电解水制氢可实现风光装机无地域限制。近十年来，我国光伏和风电成本快速下降，为装机规模快速提升奠定了基础，但风光发电波动性的特点制约了其进一步扩大规模，因而配储以平抑波动性。现阶段大部分可再生能源发电终局为上网，储能大多仅作为可再生能源电力上网前电源侧波动性的暂时储存电力的方案，在光伏和风电大规模装机至一定规模后，上网及电消纳将成为可预见性需要解决的问题。因此，将风光设备耦合电解槽制取氢气储能，氢气再作为能源使用，将解决储存能量的大规模时空转移特性，实现交通网与能源网的深度耦合。
能源配储需求推动氢储能放量，风光氢储一体化项目逐步落地。风光配储成为刚需，各地政府陆续发布强制配储需求，配储比例最高可达30%，为实现碳中和目标，若在风光装机量达到50亿千瓦、年发电量10万亿度的时候，按10%-30%的配储比例，储能容量将在1万亿-3万亿度，意味着储能必须满足低成本、规模化、无地域限制、长寿命等要求。当前氢能与传统的电池等技术同被认定为储能，纳入了强制配储需求可计算的比例内，可再生能源装机叠加配储需求，上游供给侧放量将推动氢储能发展，风光氢一体化项目正处于不断规划与落地的状态，2023年开工风光氢储一体化项目对应制氢产能已达28万吨。
五、交通：率先打开绿氢消纳第一缺口，放量确定性强
5.1实现补贴下全生命周期成本平价，率先打开绿氢消纳
全生命周期成本是衡量重卡经济性的核心指标。成本是评估技术路线商用化可行性的关键，全生命周期成本(TCO)是从卡车整个生命周期来考量成本，包含车辆购置成本以及运营成本。当燃料电池重卡TCO比纯电动重卡更低时，燃料电池重卡便是终端用户的经济性更优选择。目前燃料电池系统占整车成本约60%，运营阶段主要以氢气费用为主，因而系统单价和氢气售价是影响燃料电池重卡TCO的主要因素。
当前燃料电池重卡在补贴下可实现TCO平价，平价下绿氢应用场景加速率先突破。根据我们发布的氢能&燃料电池深度专题报告《重卡与叉车：交通领域燃料电池经济性及潜在市场空间分析》内的测算结果看，当前燃料电池重卡(FCV)已具备成本经济性，其降本成效显著，现阶段补贴后TCO低于电动重卡。平价是绿氢大规模应用的关键条件，平价下绿氢在交通领域的应用场景将加速率先突破。
基于扶持期产业链成本情况和政策方案，在短岛和长途场景下，FCV全周期经济性均优于换电重卡，在高补贴、氢气资源优势地区具备性价比优势。以49t重卡为例，假设全生命周期运营里程100万公里，测算得到短岛场景下燃料电池重卡TCO约318.93万元，电动重卡约337.82万元，长途高速场景下燃料电池重卡TCO约294.01万元，电动重卡约322.79万元。燃料电池重卡经济性均优于电动重卡，即在当前成本水平及政策条件下，燃料电池重卡已实现TCO低于电动重卡，考虑部分地区氢气资源丰富，相应燃料电池重卡的经济性将更加明显。
5.2燃料电池汽车放量确定性高，带动绿氢需求侧增量确定性较强
燃料电池汽车示范城市群落地，“以奖代补”激励产业发展。“3+2”燃料电池汽车示范城市群落地，从2021年底起的四年示范期间，五部委将采取“以奖代补”，对入围的城市群按照其目标完成情况给予奖励，最高可达17亿，地级市(区)也可按照1:1针对燃料电池汽车和氢气发放补贴，考核内容主要包括“燃料电池汽车推广应用”、“关键零部件研发产业化”和“氢能供应”三部分。各地政府也积极出台相应的规划政策，加速推进氢能汽车市场化进程。
氢燃料电池电池汽车市场化进程加速，2025年政策规划突破10万辆。根据各地政策目标推广量统计，2025年氢燃料电池汽车保有量超10万台，以2021年氢燃料电池汽车保有量约9000台为基准测算，则2021-2025年示范期内车辆年复合增速达90.6%。
燃料电池汽车放量确定性高，率先带动绿氢需求侧增量。根据2025年各地区政策规划，燃料电池汽车保有量达到11.8万辆，放量具备确定性高，将拉动绿氢在需求侧的消纳，预计2025年氢气需求量达160万吨。测算逻辑与假设如下：
氢耗随车型大小、运营工况、系统装机容量、系统控制逻辑变化，参考燃料电池汽车实际运营数据、以2025年保有量11.8万辆的测算，公交、物流车、重卡百公里氢耗分别取4-5、2-4、8-9kg，平均年运营里程250、450、700公里，车型结构占比20%、20%、60%进行测算，5年年复合增速达100%。
精选报告来源：未来智库
报告出品方/作者：国金证券，姚遥、唐雪琪
(来源：未来.智库 百家)
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