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。
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。
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。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。
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%。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。
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%。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
3.1.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。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。
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。
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）。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。
“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）。
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。
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。
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”。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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；
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。
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%。
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。
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。
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