1.1 从规划确立、框架细化到资金支持，欧盟氢能政策支撑行业发展
欧盟氢能政策支撑行业发展，从规划、框架到资金逐步细化。为推动氢能行业发展，欧洲 相继出台一系列支持政策，从明确欧盟绿色发展战略，到制定欧洲中长期发展氢能规划目 标，以及后续政策对可再生氢的定义和补贴方案的发布，欧盟从规划、定义到补贴政策发 展逐步细化，利于行业实际落地发展。
定调发展绿色能源，欧盟确立中长期可再生氢目标。2019-2020 年，欧盟陆续发布战略性 政策，从 2019 年的《欧洲绿色协议》明确欧盟绿色发展战略，到 2020 年《欧盟氢能战略》 明确欧洲中长期氢能规划的三阶段发展目标，氢能成为欧盟能源系统一体化战略的重要组 成部分，欧盟氢能战略开启。
氢能发展框架逐步成形，发展环节和定义明晰。2021-2023 年欧盟开始细化氢能产业链的 发展框架，包括明确下游应用场景、从法律上定义可再生氢（绿氢）和明确温室气体排放 的计算规则，氢能监管框架的完善将为投资者提供监管确定性。同时，欧盟对可再生氢的 目标再加码，将到 2030 年 1000 万吨的可在生氢产量目标提高至到 2030 年实现国内 1000 万吨和进口 1000 万吨的目标。法律的明确定义和发展框架的完善，为欧盟完成氢能规划 奠基，推广氢能发展基调已定。
资金援助支撑产业初期发展，建立欧洲氢能银行匹配供需双方。欧盟提供公共资金支持， 援助氢能项目涵盖技术创新、基础设施、建设电解槽、管道、储氢和终端运用设备以及开 拓下游应用等全产业链，并且为将可再生能源供应与欧盟需求结合，欧盟委员会成立欧洲 氢能银行，以拍卖形式为绿氢项目提供资金，解决行业初始投资难题。
1.2 氢能需求增长拉动供给，欧洲电解槽产能扩张提速
欧洲工业可再生氢需求高增，钢铁、氨和炼油行业为最大需求方。2022 年欧洲氢气总需求 量为 820 万吨，，而当前电解水制氢产能仅 3 万吨，供给存在明显缺口。根据欧盟法规， 2030 年工业部门 42%的氢需求将要来自可再生氢，目前公布的清洁氢需求项目量级达到 700 多万吨，氨和钢铁行业是最大的需求方，其中约 84%清洁氢需求将通过电解水制氢生 产满足。此外，从各国宣布的规划看，德国、西班牙、法国、芬兰对电解水制氢方式制取 的氢气需求占比高。
碳税政策落地刺激绿氢需求增长，2025 年电解槽产能将达 9.43GW，以 PEM 和 ALK 路线为 主。2022 年，欧洲的氢气总产能达到 1130 万吨，主要由德国、荷兰、波兰、意大利和法 国贡献，合计占欧洲氢气总产能的 56%。为满足欧盟规划配额的可再生氢需求，各国电解 槽建设迈入高增速时期。当前欧洲已建成电解槽年产能约 6GW，以 ALK（51%）和 PEM（48%） 为主，根据当前在建工程情况，预计 2025 年产能达到 9.43GW，将以 PEM（47%）和 ALK （43%）为主，SO 和 AEM 产能也将提升至 0.61GW 和 0.33GW。
从欧洲国家电解水制氢布局看，德国、法国、瑞典和荷兰占据主导地位。当前投运电解水 制氢项目，德国占主导，总装机容量中占比达 38%，相当于 64.12MW(1.06 万吨/年)，法国 第二，占比达到 15%，共 15MW。随着各国项目的推进，格局将会发生转变，瑞典、法国和 荷兰将逐步走向前列，到 2025 年，电解槽产能方面，瑞典将增加 520MW(8.59 万吨/年)， 法国将增加 252.3MW (4.17 万吨/年)，荷兰将增加 205 MW (3.3 万吨/年)。电解水制氢项 目数量看，德国、法国和英国是欧洲前三，分别有 35、17 和 8 个项目运行或在建。
1.3 建设欧洲氢能主干管网，打通中游运输瓶颈环节
氢气运输是产业链的“卡脖子”环节，管道运输是经济性最优方式。为替代俄罗斯天然气， 欧盟 REPowerEU 计划到 2030 年实现 2000 万吨氢气的总量，其中 1000 万吨氢气需进口， 而氢气从出口地区运输到进口地区的成本可能很高，需要便宜且可靠的方式运输，因此生 产和运输的总供应成本控制至关重要。在考虑最终应用的能源载体是氢气的情况下，通过 管道运输压缩氢气是最具成本竞争力的方式，3000 公里运输距离上，新建 48 英寸直径纯 氢管道（75-100%载量运输）运输，每公斤氢气仅增加约 0.4-0.5 美元运输成本，若采用 现有管道改造，成本将会更低。
欧洲规划 5.3 万公里氢能管网，通过现有天然气管道改造和新建共同实施。氢能管道是欧 洲的传统强项，欧洲天然气运输基础设施完善，氢气运输实际上可集成到现有的基础设施 中。为确保实施顺利，欧盟发布欧洲氢能主干管网计划（European Hydrogen Backbone， EHB），规划到 2040 年建成 53000 公里氢能管道，其中三分之二以上将基于现有天然气管 网改造，剩余则为新建氢气管网，预计共需 800-1430 亿欧元投资。EHB 计划包括 31 家欧 洲输电系统运营商，覆盖 25 个欧盟成员国以及挪威、英国和瑞士，以实现氢能从供应商 到消费者的环节低成本贯通。
贯通南北东西至中欧，欧盟已确定五条氢气管道走廊。管道网络旨在将氢气输送到欧洲未 来需要氢的终端应用场所，氢气将通过这些走廊进口到中欧，每条走廊都来自生产氢气条 件有利的地区，方便后续氢气的运输和进口。
1.4 “氢谷”产业集群示范，加速绿氢产业化
“氢谷”是连接氢气生产、运输和终端的区域生态系统，衔接氢能研发、示范和工业化应 用。欧盟的“氢谷”（Hydrogen Valley）旨在规模化地创造氢能供应和需求，依托丰富的 可再生能源地域建设制氢设施，以此为中心，带动周围产业对绿氢的需求，并逐步扩大基 础设施的覆盖半径，形成大型产业集群，加速绿氢产业化和降本。截至 2023 年 11 月， Clean Hydrogen JU 已资助了 9 个“氢谷”项目，总资助资金额为 1.05 亿欧元，并撬动 了大约 5 倍的公私投资。欧盟的“氢谷”项目大多在规划中，约 3/4 项目还未进入最终投 资 FID 阶段，目前，欧盟进入运营的大型“氢谷”项目仅荷兰的一个。在 2024-2026 年间， 欧盟计划有 6 个大型“氢谷”项目（投资>5 亿欧元），11 个中型“氢谷”项目（投资 5000万-5 亿欧元）和 4 个小型“氢谷”项目（投资<5000 万欧元）投入运营。
荷兰 2020 年启动的 HEAVENN 项目，是欧盟第一个运营的大型“氢谷”项目，由四个集群 （Clusters）构成。项目包括化工和工业应用；居民区和储能，包括新建 100 套氢能示范 房；电解水、氢能管道以及加氢站研发；氢能车辆、船舶和交通移动性应用。项目共花费 六年，总投资 9000 万欧元，包括 2000 万 Clean Hydrogen JU 补贴资金和约 7000 万融资。
欧洲“氢谷”项目拥有政策补贴、长期合同、低成本氢源和一体化商业模式特点，成熟的 示范将加速绿氢产业化。“氢谷”通过长期合同，例如电力购买协议(PPAs)，氢购买协议 (hpa)和氢运输协议(hta)的商业结构，确保项目运行正常。同时，项目一体化的商业模式， 可获得高满负荷时间的低成本可再生能源、下游大型承购商(工业、交通、能源)的消纳、 经验丰富的合作伙伴以及政府和相关方的全面支持。欧洲多个国家已经开启“氢谷”项目， 由示范案例带动，绿氢产业化进程将会加速。“氢谷”项目通常分为三种类型，以交通出 行为中心的小型“氢谷”、专注于工业脱碳的中型“氢谷”和最终以出口为导向的大型“氢 谷”。
2.1 欧盟碳机制不断完善，最终版碳关税覆盖氢能
欧盟碳交易机制不断改革，碳市场走向成熟。历经四个阶段的发展，从试运行到常态化稳 定，欧盟碳交易机制的改革显著推动欧盟内部的碳减排进程和碳市场的成熟。改革中引入 的市场化配额分配和多样化交易主体提升了碳市场的效率和公平，也吸引更多企业和政府 参与。监测报告核查和配额登记记录机制的统一，确保碳排放数据的准确性和透明度，进 一步强化碳交易市场的监管。
欧盟通过碳关税法案，针对高耗能进口商品特别征收二氧化碳排放税。为实现碳中和目标， 欧盟推出了"Fit for 55"计划，旨在 2030 年前将碳排放量较 1990 年降低 55%，碳关税 （CBAM）是其减排计划的核心部分之一。针对高耗能进口商品特别征收的二氧化碳排放税， 是对欧盟现有环保法律和碳市场体系的补充，旨在保护本国的贸易竞争力和就业，同时推 动低碳技术应用落地加速。
碳关税核算方式确立，量化碳成本。碳关税的核算分直接和间接碳排放量核算，为碳税政 策推行奠定法律基础，便于厂商计算进口产品碳成本。
碳关税最终范围延伸至氢气，于 2026 年起正式征税。最终版 CBAM 将行业范围扩大，涵 盖钢铁、铝、水泥、化肥、化工（氢）、电力等 6 大门类多种产品，并于 2023 年 10 月 1 日正式启动（2023-2025 年为过渡期），2026 年正式实施。针对氢的碳排放意味着灰氢（化 石燃料制氢）和蓝氢（天然气制氢）均将被欧盟收取碳税，仅零碳排放的绿氢（电解水制 氢）将免于碳关税。在欧盟将氢当作未来将大规模使用的能源时，将推动进口和本地电解 水制氢和产业链的发展。
2.2 欧盟碳市场不断完善，碳关税加速绿氢平价
与传统能源对比，可再生能源制氢成本最具竞争力。2022 年，欧洲采用 SMR（天然气重整 制氢）生产氢气的平均成本约为 6.23 欧元/千克，SMR 制氢成本约为 6 欧元/千克，加上 碳捕捉装置的 SMR 制氢平均增加至 6.38 欧元/千克。对比电解水制氢，2022 年欧洲使用 电网发电的氢气生产成本在 3.89-16.44 欧元/千克，所有国家的平均成本为 9.85 欧元/千 克，中位数为 10.65 欧元/千克，高于 SMR 的传统方式。通过与可再生能源直接相连的电 解水制氢成本更低，成本区间在 4.18-9.60 欧元/千克，平均成本为 6.86 欧元/千克，并 且可避免网络成本和税收等电力成本。
廉价的电力和国家补贴是降低制氢成本的关键，欧洲已有国家实现可再生能源制氢平价。 电力成本是制氢占比中的最大项，欧洲国家内比利时和希腊的可再生能源制氢成本最低， 每千克分别为 5.3 欧元和 7.2 欧元，主要受益于政府每公斤约 5 欧元的税收补以及和廉 价的水电和核能成本。排除政策优惠下，拥有廉价可再生能源的葡萄牙、希腊和保加利亚 制氢成本经济性领先，每千克分别为 5.20 欧元、5.18 欧元和 4.18 欧元，对比传统 SMR 已 经具备经济性。受天然气价格飙升的影响，欧洲 2022 年电力成本大幅上涨，联网的电解 水制氢平均制取成本由 2021 年 5.3 欧元/千克上涨至 2022 年的 9.85 欧元/千克。例如， 德国 2022 年连网电解水制氢成本为 11.7 欧元/千克，其中联网费（Grid fees）和电力成 本共占约 70%。因此，廉价的电力或国家补贴是电解水制氢经济性的关键。
化工炼油场景可再生氢平价接受度最高，交通、钢铁、海运领域需氢价的进一步下降。下 游应用场景内，炼油的化工终端应用场景接受氢价程度最高，也将成为最率先应用的场景， 接受氢价在 3.9-8.1 欧元/千克，其次是重卡领域，2.4-5.8 欧元/千克，初级炼钢领域， 3 欧元/千克，以及海运领域，1.2-2.2 欧元/千克。
碳税落地抬高原有传统能源成本，欧洲可再生氢经济性显现。当前可再生氢在部分欧洲国 家实现了与传统方式制氢的平价，碳税落地则是进一步推动可再生氢平价范围的扩大，对 于依赖化石燃料生产的灰氢和蓝氢，碳税的实施将直接抬高原有生产成本。具体看，每千 克灰氢（煤制氢）约产生 25kg 二氧化碳，蓝氢（天然气制氢）则产生 13kg 二氧化碳，以 欧盟 50、100 欧元/吨的碳价测算，对应灰氢和蓝氢每千克成本将分别上涨 1.25 欧元、 0.65 欧元和 2.5 欧元和 1.3 欧元。
50 欧元/吨的碳价是可再生氢实现平价的最低价格，当前欧盟 EU-ETS 交易碳价为 65 欧元 /吨，长期看碳交易需求上升将会带动碳价上涨。平均看，电解水制氢成本较 SMR 相差 0.65 欧元/吨，从上文可知对应碳价在 50 欧元/吨，因此，除技术进步及规模化降本外，此价 格是使可再生氢达成平价的最低价格。当前欧盟 EU-ETS 交易碳价为 65 欧元/吨，主要由 于可再生能源产能的增长以及欧洲能源密集型行业从能源危机中复苏缓慢，两个因素将在 短期内抑制排放，进而抑制价格。BNEF 预计 2025 年碳价增长至 80 欧元/吨，并且未来将 持续增长。碳价的上涨驱动力一方面来自 2026 年各类相关碳排放政策修正案和立法审查 将展开，另一方面海事部门将全面纳入欧盟排放交易体系，航空业不再获得免费配额，2026 年碳税的正式落地导致免费分配额减少，碳交易需求将会上升，带动碳价上涨，加速可再 生氢平价进程。
欧洲在碱性（ALK）、质子交换膜（PEM）、阴离子交换膜（AEM）和固体氧化物（SOEC）四 大电解水技术均拥有完整产业链。碱性电解槽代表公司包括德国的 Thyssenkrupp Nucera、 比利时的 John Cockerill、挪威的 NEL、法国的 McPhy；PEM 电解槽公司包括英国 ITM 和 德国 Siemens Energy；AEM 代表公司为德国的 Enapter；SOEC 技术的代表德国的 Sunfire、 英国的 Ceres Power。
ITM Power 是全球 PEM 电解槽头部企业，绑定下游能源端大客户。ITM Power 总部位于英 国，主营业务为 PEM 电解槽设备、加氢站运营、燃料销售和咨询合同。客户资源丰富，目 前林德、壳牌等大型企业与公司签订绿氢供应等合同，截至 2023 年 4 月 30 日，在建项目 285MW（2022 年 75MW）。2024 年 6 月，ITM 在挪威正式启动 24MW 绿色氢气工厂建设，是目 前欧洲最大的可再生氢工厂，预计每年生产 20,500 吨氨，可转化为 6 万-8 万吨绿色肥料。 预计今年发布 POSEIDON 20MW 核心电解模块，并且进军美国市场。
Siemens Energy 作为能源领域领军企业,持续投入扩大氢能规模。在制氢端的 PEM 电解槽 系统可配套自产风电制氢，2023 年位于柏林的工厂投产，预计到 2025 年，年产能将提高 至 3GW，该工厂将为西门子能源和液化空气集团提供电解槽，实现产能大幅扩张并抢占市 场份额。并且西门子在欧洲多地建设绿氢和氢基能源基地，包括德国、丹麦、瑞典、法国 和奥地利。
Sunfire 业务同时涵盖碱性电解槽和 SOEC 电解槽，是欧洲 SOEC 的代表企业。2023 年 8 月，Sunfire 从欧盟 Important Projects of Common European Interest (IPCEI) 补贴 计划获得了 1.8 亿欧元，用于电解槽技术的工业化生产。2020 年 10 月，Sunfire 就已在 荷兰建成了 2.4MW SOEC 的项目示范，2023 年 4 月，全球最大 SOEC 电解槽安装成功，在 芬兰公司 Neste 位于鹿特丹的炼油厂，包括 12 个电解槽单元，总容量为 2.6MW，此项目 属于 Multiplhy（欧盟资助项目）的一部分。同时，Sunfire 也是德国 H2Giga 计划的积极 参与者，2022 年与 15 家企业共同从德国 Federal Ministry of Education and Research (BMBF) 获得了 3,300 万欧元资助，用于 SOEC 电解槽系统优化、制造工艺和批量生产。
Thyssenkrupp Nucera，由钢铁巨头 Thyssenkrupp 基于其氯碱电解业务与 De Nora 合资成 立。凭借氯碱电解技术领域积累的 50 年以上经验及超过 10GW 的总装机容量，奠定了发展 高耐用性碱性水电解技术的坚实基础，可采用模块互连拓展功率，约 300 个高效电解单元 槽可组成 20MW 电解模块，满足工厂产能。碱槽收入持续增长，24Q2 实现增长 59%，并预 计 2024/25 年碱槽业务达到盈亏平衡。同时，Nucera 与 Fraunhofer IKTS 建立战略合作， 实现 SOEC 产业化，预计工厂于 2025Q1 投产。
Enapter 深耕 AEM 电解槽，2021 年推出全球首个兆瓦级 AEM 电解设备。2017 年成立于德 国柏林，主要产品为 AEM（阴离子交换膜）电解槽，立足意大利比萨工厂现有单核 AEM 电 解槽产品线，扩展德国 Searbeck 园区 MW 级多核电解槽产品线。单核电解槽型号研发更新 至 EL 4.0，产品已被 50 多个国家/地区的 340 多家客户使用，订单持续增长，2024 年获 得大量新订单，超 250 台 AEM 电解槽，来自美国、比利时、印度和德国。Enapter 和多个 企业合作进军海外市场，与 Solar Invest international SE 签订了 2023 年美国市场合 作协议，通过 Clean H2 Inc.在美国建立 Enapter 产品的分销网络；在中国，Enapter 于 2024 年与卧龙电驱成立合资公司，推广 AEM 电解槽。
政策端：欧洲更全面、更细节并且补贴更多，中国以鼓励为主。 欧盟的氢能相关政策均已立法，从规划确立、框架细化到资金支持非常细节，并且成 立了专项基金支持行业项目前期发展，也对可再生氢给予了明确定义，利于产业后续 实际的落地实施。产业链打造由欧盟牵头发展，对上游制氢端领先企业给予项目补贴 资金发展；中游端明确规划建设欧洲氢能主干管网，解决运输高成本环节；下游打造 “氢谷”产业集群示范，给予补贴支持，将加速绿氢产业化。 中国针对氢能专项发布的国家级政策偏少，《氢能中长期规划》对可再生氢和燃料电 池车的推广数据明确规划，国家层面的补贴仅针对燃料电池车端，绿氢运营、加氢站 等补贴多以区域性政策为主，产业链的打造主要以央国企牵头，负责绿氢项目的运营 和中游储运建设。
管网基建：欧洲以改造现存天然气管道为主，中国多为新建项目。 欧洲规划建设 5.3 万公里氢能管网连接欧洲，通过现有天然气管道改造和新建共同 实施，其中三分之二以上将基于现有天然气管网改造，预计覆盖 25 个欧盟成员国以 及挪威、英国和瑞士，实现氢能从供应商到消费者的环节低成本贯通，也方便后续氢 的进出口贸易。 中国以中石化和中石油为主力军建设氢气管道，主要解决“西氢东送”问题，新建纯 氢和掺氢管网方式发展，开工和备案的在建项目超 3000 公里。
项目应用：欧洲和中国均打造氢能一体化项目。 欧洲“氢谷”是绿氢的产业集群示范基地，将依托丰富的可再生能源地域建设制氢设 施，并以此为中心，带动周围产业对绿氢的需求，并逐步扩大基础设施的覆盖半径， 形成大型产业集群，加速绿氢产业化和降本，并且重点项目欧盟将给予资金支持。与欧洲相同，中国绿氢应用以能源基地形式发展，配套光伏风电或化工设施，但项目 大多集中在三北地区，开展的区域性较强，因而除就地消纳外，若将绿氢及其氢基能 源外送，配套的储运设施建设需着重建设。
电解槽路线：欧洲 PEM 和碱性电解槽应用并行，中国以碱性电解槽为主。欧洲电解槽路径发展更多样化，当前 PEM 和 ALK 路线应用并行，2023 年已建成电解 槽以 ALK（51%）和 PEM（48%）为主，预计 2025 年 PEM 电解槽占比将反超碱槽，同时 发展 AEM 和 SO。 中国以碱性电解槽为主，PEM 电解槽更多作为碱性电解槽的辅助配套，采用碱性电解 槽更多是基于低购置成本以及相对成熟的技术的考虑。
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