投资概要：绿氢政策迎拐点之年，绿电与设备降本启平价新纪元

十五五“六大未来产业”之一，氢能新时代来临。十五五战略规划首次将氢能纳入六大未来产业，与脑机、核聚变等产业并列，2026年政府工作报告提出“培育氢能、绿色燃料等新增长点”。展望十五五，我们认为氢能产业发展将从单一氢燃料电池应用驱动走向氢基燃料（氢、氨、醇） 多元场景（化工、工业、交通、电力）驱动，打开更广阔的产业空间。

1. 需求侧，十五五国内非电减排从0到1、欧洲船舶航空减排从1到10均意味着氢能需求的非线性增长。国内方面，2025年10月政策首次将电力与非电可再生能源消费目标并列，基于2024-30年3.6%CAGR能源消费量增速，非电能源消费占比由2024年52%下降到2030年45%，非电能源消费可再生能源替代率由0.2%上升到0.78%的假设，我们预测到2030年国内绿氢需求有望达到506万吨，较2024年的32万吨实现近15倍的增长，其中氢基重卡对应2030年100万吨绿氢需求，氢冶金、氢化工、氢供热/用电贡献138、182、86万吨绿氢需求。海外方面，以欧盟为首的全球船运和航空减排目标逐年增强。根据欧盟FuelEU规定，到2030年欧盟船运业较基准的减排幅度达到6%（vs 2025年2%），若IMO净零框架通过则2030年全球船运业相比基准减排幅度达8%/21%（分别对应Tier2/Tier1目标）。欧盟航空ReFuelEU Aviation规定到2030年SAF导入比例达6%，且已将航空业纳入EU ETS监管范围，结合2050年全球航空业净零排放目标，我们估算全球船运甲醇燃料、航空SAF则有望拉动2030年215、110万吨绿氢需求。综合来看，2030年全球绿氢需求有望达830万吨。

2. 供给侧，绿电直连等新商业模式有望推动绿电-绿氢-绿色氢基燃料降本，打通氢能商业闭环。生物甲醇、电甲醇、绿氨每kg生产消耗0-0.12、0.19、0.18-0.2kg绿氢，绿氢成本占到生物甲醇、电甲醇、绿氨生产成本的58%、47%、75%；而每kg绿氢生产需要约59kwh绿电，绿电成本占到绿氢生产成本的70%以上。我们测算不同绿氢应用场景实现平价的可能，按照可能性从大到小的顺序依次为氢化工（制绿氨）>氢工业供热>氢燃料电池>船用甲醇>航空SAF>氢冶金>氢化工（制绿醇），对应绿氢生产成本平价线依次为10.2、9.6、8.7、7.5、5.2、5.0、2.6元/kg；而当前在0.19元/度电价假设下绿氢生产成本为16元/kg，各应用场景距离平价还有37%、40%、46%、54%、68%、69%、84%距离。若额外考虑EU ETS碳成本（80EUR/吨碳），基于当前制绿氢成本，船用甲醇、航空SAF已基本可以实现相对传统船用油、传统航油的经济性打平。未来欧盟及全球碳排政策收紧、叠加绿电直连等商业模式打通绿电-绿氢-绿色氢基燃料的降本链条，我们看好绿氢需求侧空间进一步打开。

中国在绿电-绿氢-绿色燃料全产业链上已初步构建全局优势。

1. 绿电方面，截至2024年末中国风光累计装机超1400GW，占全球风光累计装机约50%，2025年末中国风光累计装机增至1850GW，同比增长32%，根据Global Petrol Prices数据，中国居民及工商业平均电价较美国及欧洲低30%-70%，叠加未来新能源 储能一体化模式铺开和绿电直连等政策，有望进一步带动绿电降本。

2. 绿氢方面，2024/25年中国电解槽产能约48/58GW，活跃厂家超过30家，目前贡献全球电解槽生产60%的产能。技术上中国在适配规模化生产的ALK碱性电解槽方面具备比较优势，在高电流密度的方槽路线上已从技术验证迈向规模化应用，并凭借在储能和PCS上的优势填补了PEM质子交换膜路线的相对短板、提升电解槽灵活响应能力。

3. 绿色燃料方面，中国前瞻的产能布局和规模化供给能力使得相关企业在海外供应中占据一席之地。马士基船用绿醇采购签约量总计约252万吨，中国企业贡献超过50%，且大部分将在2025-26年启动交付。航空SAF方面，根据EASA和英国最新《SAF授权指令》，欧盟、英国供应SAF使用的原料中，中国贡献占比38%、 74%。

我们看好国内企业受益于全球绿氢产业发展。产业链相关公司包括：1）项目运营公司； 2）气化炉、合成炉等氨醇生产设备供应商；3）电解槽供应商。具体公司名单，请见研报原文。

我们与市场观点的不同：不同于市场普遍将绿氢需求的增长完全归因于政策推动或强制性目标，我们认为绿氢在各类应用场景中的渗透，具有自身的平价成本逻辑。基于对七类典型绿氢应用情景及其对应传统燃料情景成本的详细测算，我们认为，实现平价可能性按从大到小的顺序依次为氢化工（制绿氨）>氢工业供>氢燃料电池>船用甲醇>航空SAF>氢冶金>氢化工（制绿醇），船用甲醇、航空SAF、氢冶金若考虑额外碳成本则可加速平价进程。

需求侧：十五五非电消费目标定调内需，海空燃料撬动外需空间

内需：非电消费拉动2030年506万吨绿氢需求，四大应用场景蓄势待发

25年10月政策首提非电可再生能源消费比重目标，有望成为十五五碳减排新抓手。复盘我国碳减排政策规划路径，2020年我国提出2030/60年“双碳”目标，基于能源行业高碳排特征（根据《中华人民共和国气候变化第一次双年透明度报告》，以2021年为例，中国能源活动温室气体排放为110.07亿吨二氧化碳当量，占我国总温室气体排放的77%），十四五期间，减排政策主要围绕电力领域可再生能源消费目标展开：即通过可再生能源替代传统化石能源发电，引导电力部门结构性降碳。截至2024年底，我国非化石能源占电力总装机和总发电量比例已经达到57%/37%。25年10月，国家发改委下发《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）》，机制上首次将可再生能源电力消费和非电消费比重目标并列。该机制延续9月联合国气候变化峰会“全经济范围”控排思路，意味着非电可再生能源消费首次被纳入减排框架。

绿氢作为实现非电可再生能源消费目标的重要增量来源，国内能源需求增长与碳减排目标下2030年绿氢需求有望达五百万吨。根据能源局专家25年9月解读，我国降碳目标与“未来一段时期能源需求还将刚性较快增长”并不矛盾，当前我国“人均能源消费仅为经济合作与发展组织（OECD）国家平均水平的2/3左右”。基于中长期能源需求情景测算，假设到2035年，中国人均一次能源消费提升至OECD平均水平约6吨标煤/年（较2024年的4.2吨增长约43%），若要实现25年9月联合国气候变化峰会最新减排承诺（到2035年，中国全经济范围温室气体净排放量比峰值下降7%-10%，力争做得更好），则电气化率需保持年均1.2%的增长，对应2026-30年电力、非电能源消费分别约32-41亿吨、32-33亿吨标煤/年。2024/25年我国非电能源消费约30.8/31.7亿吨标煤，其中可再生能源贡献约622/698万吨标煤，占非电总消费的0.2%/0.22%。我们假设2026-30年非电消费中可再生能源占比逐步提升至0.78%，增量全部由氢基燃料贡献，则2030年非电能源消费中可再生能源替代量将增至2072万吨标煤，对应当年506万吨新增绿氢需求，2024-30年绿氢需求CAGR实现58%。整体来看，十五五期间绿氢非电能源消费累计可达5000-6000万吨标准煤，带动绿氢年均需求超过280万吨。

补贴和碳排收紧政策下十五五绿氢发展有望迎来加速拐点，根据需求增量空间排序：绿氢化工>氢冶金>氢基重卡>绿氢供热、绿氢用电等。十四五期间我国已出台多项绿氢产业政策，2022年发改委发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确氢的能源属性并且是战略性新兴产业的重点方向，24年3月工信部等7部门发布《加快推动制造业绿色化发展的指导意见》，进一步将氢能应用支持场景拓展至“石化化工，钢铁，交通，储能，发电”。根据《中国氢能发展报告2025》，2024年我国氢能总产量达3650万吨，其中绿氢产量仅为32万吨，占比仅1%，目前仍以煤制氢、天然气制氢、工业副产氢路线为主导。我们分析不同情景下绿氢需求空间：1）氢基重卡受补贴政策影响最显著，2030年有望带动100万吨绿氢需求，主要系补贴带动氢基重卡相比传统柴油重卡经济性改善；2）绿氢冶金主要受欧盟CBAM碳成本驱动，我国以富氢高炉技术为主，2030年有望带动138万吨绿氢需求；3）绿氢化工是需求主力，绿氨相比传统合成氨溢价幅度可控、叠加氨作为氢基产业运输载体，绿氢在该场景应用有望率先放量；石油炼化中短流程路线绿氢替代（绿氢替代传统天然气制氢）亦有望在2028年起逐步放量；二者合计2030年有望拉动182万吨绿氢需求；4）绿氢供热、绿氢用电等仍处于技术验证和示范项目初期，随技术成熟和绿氢规模化应用降本需求有望逐步提升，预计在2030年拉动86万吨绿氢需求。

1. 氢基重卡：补贴落地作为核心催化，2030年有望带动百万吨绿氢需求

复盘过去十年氢基能源车发展历程，政策推动下燃料电池在重卡领域应用提速。中国2015/16年开始即通过新能源车补贴政策，支持电动与燃料电池车发展。乘用车领域，由于电动车在中国具备显著更强的竞争力与产业链基础，因此国内市场燃料电池的发展集中于商用车，早年以客车集中采购为主，此后在牵引车（主要为重卡）场景取得较快增长，2022年起氢燃料电池车销量占比进一步提升。根据中汽协数据，2025年燃料电池商用车销量实现7797辆，同比 37%，累计保有量超过3万辆；虽低于《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》5万辆燃料电池汽车保有量目标，但已形成一定规模的商业化应用基础。

车端与加氢站补贴落地有望提升氢基能源重卡渗透率，我们预计2030年燃料电池、甲醇重卡有望拉动百万吨绿氢需求。2025年氢燃料电池重卡销量达7282辆（占全部燃料电池商用车销量的90%以上），我们测算，在无补贴情景下燃料电池重卡TCO相比传统柴油重卡高约36%，主要系整车购置成本（约150万）为柴油重卡的3-4倍，燃料成本高于柴油27%（加氢3.15元/公里v.s.柴油2.5元/公里）。自2024年起，中央及地方政府陆续推出燃料电池车购置补贴、高速公路通行费减免、加氢站建设支持等政策，有望提高燃料电池车、尤其是长距离运输车型的经济性。2025年国内燃料电池重卡保有量约1.8万辆（其他燃料电池车保有量约1.2万辆，总计保有量约3万辆）。根据中交协清洁能源车船分会，2030年氢燃料电池汽车保有量有望达30万辆，假设增量全部由重卡贡献，则2030年燃料电池重卡保有量将达到约29万辆，渗透率3.22%，相比2025年提高约3个百分点。此外甲醇重卡2025年销量790辆，实现从零到一的突破，预计2030年甲醇重卡保有辆将达到15万辆。我们进一步估算氢基能源重卡对应的绿氢需求量，假设重卡年里程约2.4万公里，单位里程氢耗、醇耗分别为7.2kg氢/100km、92.2kg醇/100km，且生产1kg甲醇需要0.19kg氢气投入，则氢燃料电池、甲醇重卡2030年将拉动100万吨绿氢需求。

2. 绿氢冶金：碳排成本驱动需求放量，2030年有望带动138万吨绿氢需求

基于钢铁生产高碳排放强度特性，CBAM（欧盟碳边境调节机制）于2026年1月1日正式起征有望成为冶金降碳需求放量拐点。CBAM对首批纳入规管的钢铁、电力、化肥、水泥、铝和氢六个工业部门的CO2、N2O及全氟碳化物排放征收碳关税。具体而言，欧盟境内的进口商需根据其进口产品的碳排放量购买相应数量的碳边境调节证书，每张证书对应1吨碳排放量，证书的价格参考EU ETS碳市场每周收盘平均值，若企业未按规定缴纳，需要在补缴之外额外缴纳100欧元/吨罚款。在全球钢铁贸易格局中，中国是最大的钢铁生产国和出口国，而欧盟则是最大的钢铁进口市场。根据世界钢铁协会数据，2024年中国钢铁产量达10.05亿吨，占全球总产量的53%（18.8亿吨），其中出口量1.17亿吨，位居全球第一；欧盟2024年钢铁进口量为0.428亿吨，中国出口欧盟/欧洲地区钢铁占中国总出口量约9%。我们测算，在碳价假设为100欧元/吨的情景下，碳成本将带动钢铁平均进口成本上升约14%，钢铁企业降碳需求有望加速释放。

氢冶金规模化应用已实现从0到1突破，我们预计2030年氢冶金有望拉动138万吨绿氢需求。十四五期间国内氢冶金实现产业化里程碑突破：2024年11月，世界首条纯氢冶金中试线在临沂成功运行；25年12月，国内首条百万吨级近零碳钢铁产线在宝钢股份湛江钢铁全线贯通，设计年产能达180万吨。我们在2024年3月17日发布的《能源转型系列报告：氢能的2.0时代到来》中对氢冶金技术路线和降碳潜力进行了系统梳理。氢冶金技术主要包括氢基竖炉和富氢高炉两类。氢基竖炉作为传统气基竖炉的升级替代方案，核心在于用绿氢替代传统还原剂，最高可实现97%的碳减排，但受单体产能小和高品位铁矿依赖限制，应用规模相对有限；富氢高炉保留传统高炉的大规模产能优势，但仍以焦炭为还原骨架，减排潜力相对有限（约13-20%）。此外，电炉钢也是重要的低碳钢铁路径，其减排主要依赖于绿电替代化石能源，发展前景主要取决于废钢可得性。根据华经产业研究院和NRDC自然资源保护协会氢冶金发展路线图，截至2024年，高炉炼钢占我国钢铁产能的90%以上，电炉占比仅约10%，预计到2030年电炉产能占比将达到20%，富氢高炉渗透率将达到15%。此外根据中钢协指引，2030年中国粗钢需求仍将维持在8亿吨左右。假设富氢高炉氢耗量约0.014kg氢/kg钢，预计2030年氢冶金拉动绿氢需求138万吨。

3. 绿氢化工：经济性和流程可行性带动商业化提速，2030年有望带动182万吨绿氢需求

化工领域作为氢气最大的需求方向，合成氨和炼化绿氢替代有望成为产业突破口。根据IEA，2024年全球氢需求约1亿吨，其中石油炼化、合成氨、合成甲醇分别贡献4300、3300、1650万吨。我们认为合成氨和炼化有望率先实现产业应用。合成氨的绿氢替代经济性相对较优（绿氢替代路径下合成氨相比传统路线成本高38%，v.s.合成甲醇95%），且氨本身兼具长距离、长时间储运能力，在绿氢产业化初期更易形成规模化替代和商业闭环。传统石油炼化通常采用天然气制氢（短流程）或工业副产氢（长流程），工业副产氢炼化路线作为一体化长流程，物料平衡、输入输出更为复杂，因此绿氢更可能作为天然气制氢路线的替代方案。绿色甲醇由于相对传统煤制甲醇成本溢价较高，主要受全球碳排政策收紧带来的船用绿色甲醇需求驱动，我们将在后文进行详细讨论。

国内绿氢化工应用正进入加速发展阶段，产业化进程提速明显，我们预计2030年绿氢化工有望拉动182万吨绿氢需求。根据能景研究数据，2024年国内首个万吨级绿氨示范工程“152万吨内蒙古赤峰零碳氢氨项目”正式建成，一期规划绿氨产能2万吨/年，预计至2028年全部建成后绿氨产能将提升至约32万吨/年，标志着绿氢制氨已完成从示范到规模化探索的关键跨越。从规划层面看，截至2024年底，国内已披露的绿氨项目超过100项，对应规划产能约2400万吨/年，项目多布局于风光大基地所在区域，依托低成本可再生电力资源，为绿氢规模化制备与就地转化提供支撑。此外，中国石化在新疆库车（配套塔河炼化项目）建设的2万吨/年绿氢示范项目，是我国首个万吨级光伏绿氢炼化项目，已于2023年6月投产。根据《中国氢能发展报告2025》，2024年绿色化工中绿氨、炼化对应氢消费量分别为950、600万吨，绿氢占比不足3%。我们假设2030年合成氨、炼化氢消费中绿氢占比达16%、5%，炼化绿氢应用起步较晚，预计2028年起陆续放量。2030年绿氢化工有望拉动182万吨绿氢需求，其中合成氨、炼化分别拉动152、30万吨绿氢需求。

4. 氢掺烧、氢发电需求多点开花，绿氢前景方兴未艾

绿氢供热、绿氢电力等新兴应用场景方兴未艾，或有望进一步贡献需求增量。我们认为，绿氢参与供热（掺烧）、发电（燃料电池/长时储能）等环节相较传统方案成本较高，因此导入节奏可能会慢于在其他领域的应用。但考虑到绿氢作为分布式电源的物理特性，以及煤机掺氨、燃机掺氢亦能帮助传统机组减碳并延长资产寿命，且伴随其他场景绿氢规模化应用后绿氢生产储运全流程降本，或有望进一步打开多元应用场景下的绿氢需求。我们梳理国内绿氢供热、绿氢电力相关项目进展情况如下：

1. 绿氢供热：政策划定煤机掺氨/燃机掺氢规模目标，国内掺氢掺氨项目自2020年起不断突破。2024年7月，国家发展改革委、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024-2027年）》规定，改造后的煤电机组需实现10%以上绿氨掺烧能力，并要求2025/27年改造项目的度电碳排放较2023年同类煤电机组平均下降20%/50%。随后，2025年4月发布的《关于组织开展能源领域氢能试点工作的通知》，进一步明确了燃机与燃煤锅炉的低碳改造要求：燃机类项目规模不得低于10兆瓦，掺氢/掺氨比例不低于15%；燃煤锅炉类项目规模不得低于300兆瓦，掺氢/掺氨比例不低于10%。根据能景研究2025年7月发布的《2025全球氢能产业发展报告》，国内已有近10个城镇燃气管网掺氢案例落地，掺氢比例多10%-20%之间（部分可达30%）。煤电机组掺氨起步稍晚，国家能源集团2022年在40兆瓦燃煤锅炉中实现全球首例混氨燃烧工业应用（掺烧比例为35%），此后应用机组容量不断提升；2023年中国神华广东台山电厂在高负荷工况下完成630兆瓦燃煤机组掺氨燃烧试验，成为国内外最大容量掺氨验证机组，掺烧比例稳定在10%-30%。

2. 绿氢电力：燃料电池与长时储能赋能绿氢应用新方向。一方面，氢燃料电池作为分布式供电方案逐步落地。根据国家能源局《中国氢能发展报告2025》，截至2024年底，国内多类型燃料电池发电和热电联供装机规模超2万千瓦。2024年6月我国首套自主研发的百千瓦级电氢双向转换装置在广州投运，百千瓦级固体氧化物电氢双向转换装置从“实验室”走向示范应用。另一方面，氢储能作为功率与燃料分离的电源，且相较于电化学储能无自衰减/自放电问题，或成为新型长时储能的新解决方案。

外需：碳控加码拉动2030年325万吨绿氢需求，全球绿氢迈入政策拐点期

1. 船运燃料：全球碳排管控政策收紧，2030年有望带动215万吨绿氢需求

FuelEU与IMO净零框架相继落地，燃料减排进入关键窗口期。

1. 2025年1月1日起欧洲FuelEU政策全面生效，对总吨位超过5000吨的船舶的温室气体燃料强度设定减排要求：覆盖在欧盟港口停泊及欧盟境内航行的全部能源使用；对于欧盟与第三国间、或往返欧盟最外缘成员国的航行，50%的能源适用。FuelEU设定了2025-50年阶段性减排目标：以基准值91.16 gCO2eq/MJ为参考，分别在2025/30/35/40/45/50年实现减排2%/6%/14.5%/31%/62%/80%。政策允许船舶运营商之间进行减排余量的借贷和交易，即多艘船舶总量合规。未达标的船舶将面临400 EUR/ton VLSFO-equivalent罚款。

2. IMO净零框架有待2026年10月进一步表决，全球船舶减排有望向统一标准迈进。国际海事组织（IMO）于2025年4月就全球船运适用的净零框架（Net-Zero Framework）达成一致意见。该框架计划于2026年10月重新进行表决。若表决通过，根据IMO时间线预计将于2028年正式生效，并自2029年起进入实质性合规执行阶段（原定的表决、生效及执行时间分别为2025年10月、2027年和2028年）。IMO规定适用于全球所有总吨位超过5000吨的船舶（对部分特定类型，如非机械推进船舶、半潜式平台等特定船舶给予豁免）。框架设定了2028-35年的温室气体燃料强度减排目标，提供两条减排路径：基础Tier-2路径和更激进的Tier-1路径，均以2008年93.3 gCO2eq/MJ为基准。其中，Tier-2目标到2040年实现65%的减排。IMO设计了盈余单位交易机制：船舶可将超额减排量用于出售或未来抵扣，Tier-2和Tier-1盈余单位定价分别为380和100美元/tCO2eq，从而鼓励更多船舶参与基础Tier-2减排。

船运减排政策收紧加速行业向低碳燃料转型，甲醇船舶订单已呈现快速增长趋势，我们预计到2030年全球绿色甲醇船舶累计下水量将达到437艘，对应绿色甲醇20.83百万吨/年，有望拉动绿氢需求2.15百万吨/年。截至2024年底，尽管在役船舶中新型燃料船（包括LNG、LPG、甲醇、氢能、绿氨）占比仍不足1%，但新签订单中新型燃料船占比已超过15%，其中甲醇燃料船增长斜率陡峭。根据DNV披露的绿色甲醇船舶在运及订单数据，并根据DNV估算的订单兑现节奏，预计2030年全球绿色甲醇船舶累计下水量为437艘，较2024年46艘显著提升。基于甲醇船舶下水数量预测、以及MAN ES船舶燃料消耗量，我们预计2030年全球绿色甲醇需求量达20.83百万吨/年，根据生物甲醇0.06kg氢/kg甲醇、电甲醇0.19kg氢/kg甲醇的氢耗量假设，甲醇船舶有望拉动2030年绿氢需求2.15百万吨/年。

2. 航空SAF：全球约束性政策叠加区域试点落地，2030年有望带动110万吨绿氢需求

我们看到，全球范围内，航空业净零目标已然立法；分区域来看，历史上欧盟已通过EU ETS将航空业正式纳入碳排放监管体系，后续ReFuelEU Aviation法规进一步引入航空可持续燃料（SAF）强制掺混要求。中国、新加坡、韩国亦设立本国SAF掺混阶段性目标，航运业整体进入深度减排阶段。

1. 全球航空业净零排放目标已然立法。国际民航组织ICAO制定的全球航空运输业碳中和方案及减排计划（CORSIA）已于2016年生效，目标是2050年全球航空业实现净零排放。2027年起ICAO成员国需监督本国航司完成CORSIA制定的减排目标，2027-35年目标为每年航司排放不超过基准年份（2019年）的85%。由于航空严格的安全规定，新引擎/动力系统从研发到真正商飞往往需要数十年时间，对于航司而言，当下减排主要依靠可以兼容当前动力系统、与现有燃料混合加注的SAF。

2. 欧盟ETS与强制掺混政策并行。1）2012年起欧盟已将航空业纳入EU ETS监管范围，对欧盟经济区（EEA）区域的内部航班以及EEA区域飞往英国和瑞士的离港航班的全部碳排放加以配额控制。2022年航空业免费配额比例已降至约47%，预计2026年免费配额量将完全取消，企业需从欧盟碳交易市场购买碳配额完成履约义务，若违反缴纳义务，需在补缴碳配额之外另处100欧元/吨的碳排放罚款。2）欧盟对航空业ReFuelEU Aviation法规的定位与航运业的FuelEU Maritime法规类似，直接就航空业使用可持续航空燃料（SAF），及其中非生物质绿色合成燃料的导入比例提出目标。根据法规，要求到2025、30、35、40、45、50年可持续航空燃料（SAF）的导入比例达到2%、6%、20%、34%、42%、70%；非生物质绿色合成燃料导入比例要求NA、1.2%、5%、10%、15%、35%。

3. 中国民航局已于2024年启动全国SAF应用试点，新加坡、韩国设定SAF中长期目标。中国SAF试点划分两个阶段推进，第一阶段为2024年9月至12月，由国航、东航、南航三大航司牵头，在北京大兴、成都双流、郑州新郑、宁波栎社四座机场开展示范运行。根据中国民航局及中证网披露，2024年9月至2025年2月，中国航油联合三大航司在上述机场的12条航线上实施SAF常态化加注，累计完成1770架次航班、532吨SAF使用，并首次完成SAF在国产大飞机C919商业航班上的安全应用。第二阶段覆盖2025年全年，政策重心由技术与安全验证转向规模化运营能力测试。其中，2025年3月至6月，SAF在四座试点机场全面推广至所有航班，试点期内累计完成约7808吨SAF应用。此外，新加波政府提出自2026年起强制使用1%的SAF，并计划到2030年将掺混比例提升至3%-5%。韩国政府规定自2027年起，所有从韩国离境的国际航班必须强制掺混1%的SAF，并计划至2035年逐步提升至10%。

各国SAF应用推进和全球航空业净零排放目标约束下，SAF需求具备中长期确定性，我们测算2030年航空SAF拉动绿氢需求约1.1百万吨/年。根据IATA测算，净零排放约束下2030年全球可持续航空燃料需求将分别达到23 bn litres，对应约18.2百万吨/年。我们基于欧盟ReFuelEU Aviation法规导入比例：到 2025、2030、2035、2040、2045、2050年，SAF掺混比例需分别达到2%、6%、20%、34%、42%、70%；其中非生物质绿色合成燃料的最低占比要求分别为NA、1.2%、5%、10%、15%、35%。由此推算，2030年非生物质路线在全部SAF中的占比将提升至约20%，对应需求规模约3.6百万吨/年。非生物质SAF以 PtL-FT 路线为代表，对外源绿氢依赖度显著高于生物质路径。我们基于生物质SAF与非生物质SAF的绿氢单耗分别为0.04、0.17 kgH2/kg SAF，测算2030年SAF将拉动绿氢需求1.1百万吨/年，主要增量来自非生物质SAF放量。

供给侧：绿电降本叠加电解槽招标价下行，绿氢平价线曙光将至

风储氢绿电 电解槽降价带动绿氢降本，政策补贴和碳成本有望加速平价

绿氢作为构建绿氢氨醇产业体系的基础要素，其成本不仅决定自身经济性，也直接影响下游衍生产品的生产成本。我们在2024年3月17日发布的《氢能的2.0时代到来》的报告中，已详细梳理绿氢主要衍生品（包括生物甲醇、电甲醇、绿氨）的生产技术路线，从结论来看，由于氢气来源及碳源利用方式的差异，生物甲醇、电甲醇产出的氢耗量约为0-0.19 kg氢气/kg甲醇之间波动；绿氨单位产出所需理论氢耗为0.176 kg氢气/kg氨，考虑工业运行条件，实际氢耗通常在0.18-0.20 kg氢气/kg氨之间。我们测算，绿氢在生物甲醇、电甲醇、绿氨生产成本中占比分别为58%/47%/75%，是当前制约下游其经济性的核心环节。

国内风储氢耦合模式下，绿电成本下降已推动绿氢应用向平价线靠拢。绿电占绿氢生产成本比例超过70%，因此提高利用小时数、降低绿电成本是绿氢氨醇平价的关键。风电较高利用小时数与更平稳出力曲线率先带动绿氢降本。我们基于金风内蒙古兴安盟项目对应参数（200万千瓦风电 9.22万吨/年绿氢 生物质技术路线）测算，在风储度电成本0.19元/kWh、年利用小时2462小时的情景下，对应绿氢生产成本约为16元/kg。基于该生产成本，我们分析七类绿氢需求侧应用的平价可能：在当前16元/kg绿氢生产成本下，氢燃料电池、氢化工-制绿氨、氢化工-制绿醇、氢冶金（富氢高炉）、氢工业供热、船用绿色甲醇、可持续航空燃料SAF相比传统化石燃料情景（分别对应传统柴油车、煤制氨、煤制甲醇、传统冶金、天然气供热、传统船用燃料油、传统航油）分别对应9-95%不等的溢价，其中氢化工制绿氨、氢燃料电池等应用场景相对传统化石燃料场景成本差距已收窄，船用甲醇燃料、航空SAF经济性次之，氢化工制甲醇则较难实现经济性打平。

我们进一步分析七类需求侧应用下绿氢的平价线以及实现的可能：

1. 氢化工-制绿氨平价相对容易，对应绿氢成本降至10.2元/kg时即可实现平价：我们测算，在维持风储制氢项目2462利用小时数的假设下，当电价低于0.1元/kWh时（v.s.当前风储项目假设绿电成本为0.19元/kWh），对应氢化工-制绿氨来到平价线。我们在2025年9月22日发布的《新型电力系统商业篇：变革已至，系统平价带来能源需求为王的时代》中分析了绿电降本的可能，即通过优化风光储配比、提升储能循环次数，在减少弃风弃光的同时降低储能闲置率，实现度电成本压降，从而支撑绿电降本和绿氢应用在氢化工-制绿氨场景中实现平价。

2. 氢工业供热、氢燃料电池平价可能性次之，对应绿氢成本降至9.6、8.7元/kg才能实现平价，氢燃料电池受补贴驱动影响更显著。与其他工业场景不同，氢燃料电池对应氢成本包括生产、储运、加氢站加氢等多个环节（对应环节单位成本分别为16、6、15元/kg氢），因此仅凭绿氢生产降本难以实现经济性打平。按湖北武汉14元/kg加氢站补贴，假设储运环节补贴2/3（4元/kg），则氢燃料电池平价线对应绿氢总体成本需降至11.7元/kg、绿氢生产成本需降至8.7元/kg。我们测算，氢工业供热和氢燃料电池应用对应的平价条件是：在绿电成本需降至0.1元/kWh基础上，进一步提高利用小时至3500 、4500 ，在当前新能源 储能模式下仍较为困难；如若进一步考虑制氢环节的潜在补贴，则有望加速实现平价。

3. 船用甲醇、航空SAF、氢冶金、氢化工-制绿醇实现平价较为困难，需额外引入碳成本。我们测算，无政策因素下，船用甲醇、航空SAF、氢冶金（富氢高炉）、氢化工-制绿醇相比传统船用燃料油、传统航油、传统高炉、煤制甲醇平价对应的制氢成本为7.5、5.2、5.0、2.6元/kg，平价较为困难。考虑额外碳成本，以船用甲醇为例，Fuel EU、IMO Tier 1、IMO Tier 2、EU ETS对碳排放余额（不足）的交易价格（罚金）分别约为896、100、380、93 USD/tCO2；四类碳成本情景下若绿色甲醇较燃料油实现平价，则对应制氢成本分别为91、17、43、16元/kg，意味着当前16元/kg制绿氢成本下船用甲醇已经平价。航空SAF、氢冶金在ETS 额外100欧元/吨罚金情景下亦可实现经济性打平，若仅考虑ETS（无额外罚金）则航空SAF、氢冶金平价对应制氢成本需降至10、15元/kg，相比无政策情景的平价潜能亦显著提升。

4. 中东地缘政治不确定性带来传统能源涨价亦有望加速绿氢场景平价进程。我们在2026年3月2日发布的《霍尔木兹变局可能助推能源转型加速》中分析，伊朗宣布关闭霍尔木兹海峡将影响全球能源供给和价格。根据EIA数据，目前经由霍尔木兹海峡运输的原油和天然气约占全球总供给量约20%，供应中断风险或加剧全球油气价格波动。此外，根据Argus Media研究，中东甲醇产能约占全球的18%。2025年我国自中东地区进口甲醇约980万吨，占国内甲醇贸易量的30%-35%，短期内传统甲醇供给缺口亦有望加速绿氢在化工和船运甲醇应用场景渗透。

国内电解槽招标放量，电解槽大型化、规模化叠加招标价格下行进一步夯实绿氢氨醇规模化应用。2022年中石化库车绿氢示范项目标志着我国首次进入绿氢万吨级时代，带动电解槽招标加速。2024年受四川等地电解槽安全事故影响，项目招标节奏有所放缓，后续随《铝电解安全生产规范》（GB 29741-2025）等监管政策进一步明确，招标重回上行区间。2025年国内电解槽招标量达3.02GW，相比2021年（350MW）实现四年九倍增长。随着行业参与主体不断增加，以及电解槽产品形态加速向大型化、规模化演进，规模效应与竞争压力共同推动电解槽招标价格持续下探。根据中关村氢能产业联盟，2024年碱性电解槽中标均价已降至约1300元/kW，较2021年下降50%以上。部分招标甚至出现超低价中标案例。根据中国科学院大连化学物理研究所官网项目公告，10MW级碱性电解槽采购项目中，单套2500标方电解槽中标价仅469万元，对应单价约375.2元/kW（按电耗5.0测算）。

依托可再生能源与供应链优势，中国打造全球绿氢产业竞争力

以绿氢为基础制备绿色氨醇等下游衍生品，产品“绿色属性”的核心在于以绿电电解水替代传统煤制氢、天然气制氢路径，中国基于可再生能源装机规模与电价经济性，有望奠定其在全球绿氢产业的竞争优势。2024 年中国光伏、风电累计装机容量分别约890GW、520GW，占全球装机约50%，为绿氢大规模、低成本制取提供了电力来源支撑。中国电力价格亦处全球低位区间。根据Global Petrol Prices数据，2023-25年中国居民及工商业平均电价分别约为0.076、0.097USD/kWh（折合人民币约0.53、0.68元/kWh），较美国及欧洲低约30%-70%。根据IRENA分析，中国在全球绿氢成本曲线中处于最左侧，至2050年中国绿氢生产成本有望降至0.7-0.8 USD/kg（约5-6元/kg），对比当前国内风氢一体化项目，仍具备约60%降本空间。

中国绿氢产能规划已实现全球领先。根据IEA，截至2025年9月，全球低排放氢项目在运总产能119万吨（产能统一按氢气吨口径，下同），其中电解制绿氢贡献43万吨。结合IEA全球氢氨醇项目的投运时间线和发展阶段，预计当前在建、示范、可行性研究阶段的项目储备在2030年前将贡献额外4914万吨低排放氢产能（不包括仍处概念阶段的项目），其中电解制绿氢新增3737万吨，占比超75%，2024-30年全球低排放氢、电解制绿氢产能CAGR有望达91%、128%。从终端应用来看，氢和氨分别占新增产能的47%和41%。中国凭借成熟的绿氢制备技术和供应链优势，绿氢产能领先。中国能源局数据显示，2025年中国绿氢产能已超22万吨，占全球总量的50%以上。截至2025年，中国已备案/规划的绿氢项目产能已达百万吨级。

电解槽产能领先进一步强化供应链优势，根据EIA，截至2024年，中国贡献全球电解槽装机约65%，并占全球电解槽生产产能的60%。从全球电解槽技术路线来看，主流方案是碱性水电解槽（ALK）和质子交换膜水电解槽（PEM）。其中ALK通过碱性电解液传导离子完成水分解反应，技术成熟、成本相对较低；PEM利用高分子膜传导质子，实现高纯度氢气制备，具备响应快、适配波动电力的优势。此外固体氧化物电解槽（SOEC，通过高温氧离子导体实现水分解）和阴离子交换膜水电解槽（AEM，仍处于示范阶段）两类新兴技术亦逐步发展。根据IEA，2024年全球电解槽累计装机约2GW，其中ALK和PEM占比分别约60%、20%。中国基于ALK技术优势，目前已经实现产能全球领先。根据中关村氢能产业联盟，截至2024年国内电解槽产能约48GW，其中ALK产能39GW，占比超过80%。

中国前瞻的产能布局和规模化供给能力使得相关企业在海外供应中占据一席之地。海外船舶绿色甲醇方面，以马士基为例，其绿醇采购签约量总计约252万吨，其中中集、金风、隆基等中国企业贡献超过50%，大部分在2025-26年启动交付。航空SAF方面，欧洲地区SAF原料供应（主要为废弃食用油）高度依赖中国。根据EASA，欧盟2024年供应SAF使用的原料中，69%来自非欧盟国家，其中中国单独贡献38%。此外根据英国26年2月发布的最新《SAF 授权指令》，英国SAF供应中约84%来自进口，其中中国单独贡献74%。

投资建议

国内绿氢产业支持政策推动下，我们认为有三类企业有望受益，按照产业链受益顺序依次为项目运营商>氢氨醇生产设备供应商>电解槽设备供应商。

1. 项目运营商：参与绿氢氨醇项目落地生产的运营商将最直接受益于绿氢补贴等政策驱动下的需求放量，其中下游消纳方向落地的企业有望率先受益。根据香橙会，截至2025年底，国内绿氢运行和规划产能总计504、3740、953万吨（不包含未备案项目），头部企业项目推进节奏清晰、规模持续放大。我们自下而上梳理各企业绿氢产能，其中金风科技绿氢、绿醇、绿氨产能布局约60、265、40万吨，位居市场龙头；此外，明阳智能、运达股份、复洁科技等陆续推进并投产数十万吨至百万吨级绿氢氨醇项目。从下游消纳看，2023-24年，马士基、德国赫伯罗特船舶分别与金风科技签署年供50、25万吨绿色甲醇的长期采购协议，同时国内项目运营商与中远海运、吉利汽车、中国石化等下游客户签署战略协议。

2. 氨醇生产设备供应商：气化炉、合成炉等作为氢基衍生物生产的核心装备，随海外船运绿色甲醇和绿氢制合成氨需求上行，绿氢氨醇产线落地有望带动相关设备采购需求。气化炉用于将生物质转化为CO H2合成气，是绿色甲醇生产流程中补充碳源的重要设备，合成气与绿氢之后在合成炉中合成绿色甲醇；绿氨生产则通过绿氢与氮气在合成炉中催化结合。航天工程是国内气化设备龙头，覆盖气化炉、气化燃烧器、特种阀门等气化流程产品，其核心气化炉产品“航天炉”占全国市场份额50%以上，2024年2月公司在内蒙古绿氢与煤化工耦合项目完成11台4000吨级气化炉吊装，技术由传统粉煤气化向生物质粉体加压气化延伸。合成炉作为超高压、超重型化工设备，进入壁垒较高，国内主要由中国一重、兰石重装、国机重装负责生产，三者占据70%以上市场份额。

3. 电解槽设备供应商：尽管国内电解槽厂商竞争较为激烈，但考虑到中国ALK碱性电解槽产能和技术优势，未来或将受益于全球绿氢氨醇产业需求。根据氢能聚焦公众号，截至2025年国内电解槽产能约58GW；而全年电解槽中标量仅4.03GW，市场竞争仍较为激烈。市场前十大厂商占总中标量约85%，阳光电源、隆基绿能、双良节能、华电重工位居前列。我们认为国内电解槽企业龙头基于ALK碱性电解槽的技术优势与规模化应用降本，未来有望受益于全球绿氢产业需求景气向上。