投资要点
全球政策共振加码，国内目标稳健达成：欧盟、美国均提出2030年清洁氢年产量1000 万吨目标，国内氢能综合应用试点落地，单个城市群最高奖补16 亿元，明确2030 年终端用氢均价降至25 元/千克以下、燃料电池汽车保有量达10 万辆的目标。1）制氢端：绿氢成本快速下探，标杆项目验证经济性。中能建松原等标杆一体化项目单位制氢成本低至11.80 元/千克，已进入灰氢成本区间。预计2030 年装机规模达到100-130GW 时，陆上风光制氢成本将降至15 元/千克以下，与“煤制氢+CCS”路径实现平价。2）设备端：电解槽订单爆发式增长，技术路线多元演进。2025 年国内电解槽订单达4523MW，同比增长288%，GW 级超级大单集中落地，国产设备已具备大规模商业化交付能力。碱性（ALK）电解槽凭借成熟度与成本优势占据97% 市场份额，PEM、AEM电解槽合计占比3%，正处于商业化突破关键期，行业降本趋势明确，国产电解槽技术已具备大规模、高性能商业化交付能力。3）应用端：下游消纳分化，航运绿甲醇成确定性最强赛道：受IMO与欧盟双重减排政策强制约束，绿甲醇成为航运业长期最优解。截至2025 年底全球甲醇动力船舶达439 艘，2026-2027 年迎来交付高峰，2025-2029 年核心交付区间潜在年甲醇需求增量近千万吨，供需缺口将快速扩大。投资建议全球氢能产业已进入政策驱动与商业化落地并行的快速发展阶段，国内“十五五”规划明确将氢能列为新的经济增长点，叠加绿氢制备成本持续下探、核心设备技术迭代加速，行业正从早期示范阶段加速迈向规模化商业应用期。当前氢能产业链各环节发展节奏分化，电解槽设备率先迎来订单高速增长，航运绿甲醇成为下游消纳端确定性最强的增量赛道，储运环节跟随下游应用场景逐步释放成长空间。虽行业整体仍面临成本、技术与消纳瓶颈，但结构性投资机会凸显，“核心设备降本放量+下游高确定性消纳+储运技术突破”三条主线逻辑清晰。建议关注：1）电解槽相关的
隆基绿能、
阳光电源；2）应用端绿甲醇及氢能车相关的复洁环保、
亿华通、重塑能源、
金风科技、中集安瑞科、
泛亚微透；3）储运环节相关的国富氢能、
中材科技。风险提示：政策执行力度不及预期的风险，政策导向变动的风险，新技术商业化进程缓慢的风险。1 氢能战略地位持续提升，国内配套政策密集落地1.1 全球氢能产业步入发展快车道，国内政策顺应大势不断加码全球重要经济体陆续出台氢能专项战略与配套资金支持政策，全球氢能产业进入快速发展阶段：欧盟通过《欧洲氢能战略》设定2030 年可再生氢产量与进口量各1000 万吨的目标，并依托欧洲氢能银行的差价合约机制为绿氢项目提供补贴；美国以《通胀削减法案》的税收抵免、《两党基础设施法》的氢能中心建设为抓手，提出2030 年清洁氢年产量1000 万吨的目标；英国通过净零氢能基金与差价合约工具，推进2030 年建成5GW 低碳氢产能的目标；日本则在《氢能基本战略》中提出2030 年氢能供应300 万吨/年的目标，并计划投入超千亿日元资金支持氢能全产业链发展，全球氢能产业已进入政策驱动的快速发展阶段。
图表1：国外主要氢能战略政策及资金支持方案
地区战略目标资金支持欧盟《欧洲氢能战略》（EU Hydrogen Strategy）：2030 年可再生氢产量达1000 万吨，并每年从域外进口1000 万吨；2050 年氢能占能源结构13 -14%；《可再生能源指令III》（RenewableEnergy Directive III）：要求2030 年工业用氢4%为可再生氢。欧洲氢银行（European Hydrogen Bank）：通过拍卖和差价合约（CAD）直接补贴绿氢生产商，2023 年11 月已启动首轮拍卖，7 个项目获得7.2 亿欧元支持。美国《美国国家氢能战略和路线图》（National CleanHydrogen Strategy and Roadmap）：2030 年目标清洁氢产量达1000 万吨，2050 年清洁氢年产量达5000 万吨。《通胀削减法案》（Inflation Reduction Act）：清洁氢生产税收抵免（45V条款）补贴标准：根据全生命周期碳排放强度（gCO₂/MJ），绿氢（≤0.45kgCO₂/gj）最高可获3 美元/公斤补贴；允许企业将税收抵免转为现金抵免。《大而美法案》（One Big Beautiful Bill）：将可享受税收减免的项目投产时间由2033 年1 月1 日提早至2028 年1 月1 日。《两党基础设施法》（Bipartisan Infrastructure Law）：投入80 亿美元建设区域性氢能中心，首批70 亿美元资助7 个中心进行建设。英国《英国氢能战略》（UK Hydrogen Strategy）：到2030 年，建成5GW 低碳氢能产，其中至少1GW来自电解水制氢。净零氢基金（Net Zero Hydrogen Fund）：预计拨付2.4 亿英镑支持项目前期开发及建设。氢能生产商收入支持计划（Hydrogen ProductionBusiness Model）：使用基价合约（CID）工具，政府通过长期合同锁定氢能生产商的销售价格，补偿低碳氢与化石燃料氢的成本差额。2022 年，预算2.4 亿英镑的首轮支持计划目标支持250MW 产能项目，最终总计共计125MW 的11 个项目成功获得支持。目前第二轮评估正在进行中，预计支持高达875MW 容量的项目。日本《氢能基本战略》（Basic HydrogenStrategy）：提出2030 年氢供应300 万吨/年2040 年1200 万吨/年（包括），2025 年2000 万吨的目标。《氢能基本战略》（2023 年修订）：计划未来15 年投资15 万亿日元（约1075 亿美元）支持氢能。绿色创新基金（Green InnovationFund）：设立2 万亿日元（约150 亿美元）重点覆盖氢能、可再生能源、工业脱碳等。注：分类标准上，欧盟、美国、日本等国家地区已由最高级别政府出台氢能分类标准，加强氢能产业监管。中国目前缺乏行业统一的分类标准，2020 年中国氢能联盟提出的团体标准《低碳氢、清洁氢与可再生能源氢的标准与评价》规定的碳排放阈值仍与国际略有差别。“十四五”期间成果斐然，“十五五”继续推动。“十四五”期间，国家在推动氢能发展方面主要做了以下工作：一是以“规划引领”推动行业高质量发展。国家发展改革委、国家能源局牵头建立氢能产业发展部际协调机制，研究制定《氢能产业发展中长期规划（2021—2035 年）》，全面提升氢能产业创新能力，编制《中国氢能发展报告》，引导行业共识，促进产业健康有序发展。二是以“项目试点”推进创新融合。深化氢能领域技术创新与产业创新融合，选取41 个项目、9 个区域开展能源领域氢能试点工作，推动氢能“制储输用”全链条协同发展。接续实施国家重点研发计划“氢能技术”重点专项，积极谋划“十五五”能源科技创新和国家科技重大项目布局，累计发布5 批次共27 项氢能领域首台（套）技术装备名单，并推动首台（套）装备推广应用。三是以“标准建设”筑牢体系基础。持续推动全国氢能信息平台建设运行，夯实氢能信息统计基础。组建能源行业氢能领域标准化技术委员会，加强氢能标准体系建设，推动《清洁低碳氢评价标准》等行业标准编制，配合发布可再生能源电解水制氢方法学，进一步发挥标准的基础性、引领性作用。在行业共同努力下，“十四五”氢能产业逐渐实现有序破局。2026 年政府工作报告中多处提及绿色发展，提出“完善促进绿色低碳发展政策，实施重点行业提质降本降碳行动，深入推进零碳园区和工厂建设。设立国家低碳转型基金，培育氢能、绿色燃料等新增长点”。并将“布局发展绿色氢氨醇，积极推进光热发电和地热能利用”写进《“十五五”规划纲要》，点明“推动量子科技、生物制造、氢能和核聚变能、脑机接口、具身智能、第六代移动通信等成为新的经济增长点”。氢能综合应用试点落地，单个城市群最高奖补16 亿元。我国氢能产业进入政策密集落地阶段，产业化进程加速推进。2026 年3 月，工信部、财政部和国家发改委联合发布《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》（以下简称“《通知》”），提出以城市群为主体申报氢能综合应用试点项目，中央财政给予四年合计最高80 亿元示范应用奖励，单个城市群试点期内奖励上限不超过16 亿元。奖励标准根据各场景终端产品应用情况或用氢规模分档设置，试点期为4 年。奖励资金需专款专用，仅可用于氢能综合应用，不得挪作他用。资金拨付按照“先预拨、后清算”的方式执行，试点城市群批复后中央财政预拨一定比例资金支持启动试点，每个试点年度结束后，三部门将根据城市群年度绩效评价结果核算奖励积分，原则上1 个积分奖励8 万元。《通知》明确近五年目标：到2030 年，城市群氢能在多元领域实现规模化应用，终端用氢平均价格降至25 元/千克以下，力争在部分优势地区降至15 元/千克左右；全国燃料电池汽车保有量较2025 年翻一番，力争达到10 万辆。通过应用规模扩大，推动氢能应用技术、工艺、装备创新突破，实现燃料电池、电解槽、储运装置和材料等迭代升级，推动氢能成为新的经济增长点，支撑实现经济社会发展全面绿色转型。1.2 国内绿氢产能目标稳健达成，远期将成供给端主力军国内绿氢项目的投产推进节奏保持稳健。我国已基本完成《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》中，针对2025 年设定的10-20 万吨年制氢目标。从年度数据来看，2024 年国内新建成绿氢项目16 个，同比增长33.3%；全年新增绿氢产能达5.41 万吨/年，同比增速为54.4%。省份目标完成情况存在较大差异。从地方执行层面来看，各省当前实际落地的绿氢产能，和早期氢能产业发展规划中设定的建设目标相比，整体仍存在较大缺口。2022 年国家层面的氢能发展目标发布后，国内各省市相继推出了省级氢能专项规划。其中，内蒙古、甘肃、新疆等多个重点省份，均明确提出了绿氢制备的量化规模指标，这些省份的规划目标加总后，年产能合计约110 万吨，远超国家目标。
图表2：中国历年建成绿氢产能规模
图表3：2025 年各省份规划绿氢产能达成情况
0.02绿氢产能（万吨/年）江西青海吉林宁夏新疆海南甘肃内蒙古已建成绿氢产能（万吨/ 年）2025年规划绿氢产能目标（万吨/年）PlusData,中邮证券研究所PlusData,中邮证券研究所不同于其他国家/地区目标存在不确定性，中国已率先达成可再生氢目标。根据国际能源署（IEA）对项目落地可能性的评估，从当前已投运项目来看，中国已经基本达成了2025 年可再生氢产量10-20 万吨/年目标的下限；欧盟的规划项目理论上可在2030 年实现约产能600 万吨/年的目标，但这一水平低于其“Hydrogen Strategy”中设定的目标；其中，仅有不到200 万吨/年的项目已投运、确定性高或具备在2030 年前投产的较强潜力；英国的情况类似，其项目储备总量接近目标的60%，但只有约25%的项目有较大把握在2030 年前投产。印度、纳米比亚、阿曼等设定了高目标的国家也面临实际进度大幅落后于规划的风险，这些国家中，已投运、确定性高或具备2030 前投产潜力的项目，占其目标规模的比例均不足20%。受限于监管体系不完善、消纳机制不清晰、融资渠道不稳定等情况，以上项目推进面临极高壁垒，实际投运周期大概率将延后至2035-2040 年。
图表4：已公布的可再生氢产量与各国/地区2025&2030 年的政府目标对比
从我国2024 年的氢源结构来看，制氢方式仍以化石能源为主，煤制氢占比最高，达到56%；副产氢与天然气制氢占比相同，均为21%；而电解水制氢、甲醇制氢占比较低，各为1%。从地区分布来看，我国氢气生产呈现出一定的集中化特征。其中，山东省占比12%，内蒙古自治区占比10%，陕西省与宁夏回族自治区各占8%，山西省占比7%，其余地区合计占比55%。整体来看，国内氢气生产主要集中在北方的资源型省份，区域分布不均衡的特点较为明显。
图表5：2024 年中国氢气生产结构
图表6：2024 年中国氢气生产区域分布
煤制氢副产氢天然气制氢电解水制氢甲醇制氢山东省内蒙古自治区陕西省宁夏回族自治区山西省其他协会，中邮证券研究所协会，中邮证券研究所2060 年国内需求端预测：基于需求拉动与产业发展规律，RMI 预计2060 年全国氢能总需求将达到约9000 万吨，其中工业与交通领域是主要用氢场景，两者占比均约为总需求的47%，剩余少量需求则来自电力系统的季节性调峰。工业用氢中，约72%需求来自化工行业，氢能主要作为原料用于合成氨、甲醇及炼化等化学品生产；另有约28%的工业用氢需求，来自采用氢冶金工艺的钢铁生产环节。交通用氢方面，核心需求来自燃料电池汽车领域的道路交通，其中重型道路交通占比超70%，主要应用场景为氢能重卡货运；轻型道路交通占比约14%，以氢燃料电池乘用车为主；其余少量需求则来自氢能航空与氢能航运等新兴技术路线。
图表7：2060 年全国氢能工业领域需求结构预测
图表8：2060 年全国氢能交通领域需求结构预测
合成氨钢铁甲醇炼化水泥重型道路交通轻型道路交通船运航空（RMI），中邮证券研究所（RMI），中邮证券研究所2060 年国内供给端预测：为匹配上述用氢需求，届时70%以上的氢能将来自可再生电力电解水制氢，约20%的氢能需求无法完全通过可再生能源制氢满足，需依托化石能源制氢并配套CCUS 设施，实现近零排放，剩余少量氢能则来自工业副产氢。
图表9：2060 年全国氢能供需规模预测（万吨）
供给侧需求侧10000工业副产氢化石能源制氢+ 碳捕集绿氢电力工业交通2 试点红利逐步释放，制储用三环节协同升级氢能产业链为制备、储运、利用三大核心环节。制备环节主要包括电解水制氢与工业副产气分离提纯两大技术路径；储运环节涵盖转化、存储与运输三大模块，通过不同技术路线实现氢气的形态转换、安全存储与跨场景输送；利用环节围绕电化学转化与热力转化两大方向，在交通、钢铁、化工等领域实现氢能的多元化应用。
图表10：绿氢全产业链环节可选技术路线及其发展成熟度
2.1 制氢端：标杆化制氢项目为大场景商业落地提供可能性绿氢制备成本高企，是当前制约产业发展的核心瓶颈，推动绿氢与传统化石能源制氢实现成本平价，是产业迈向规模化、商业化的关键前提。从成本趋势来看，2020 年国内绿氢成本处于高位，海上风电制氢成本超过35元/千克，陆上风电、光伏制氢成本也分别达到23 元/千克、20 元/千克，均显著高于传统煤制氢路径。以2024 年内蒙古
鄂尔多斯项目实测数据为例，绿氢生产成本约为18 元/千克，仍比煤制氢（约10 元/千克）高出80%。RMI 预测随着行业装机规模持续扩大，绿氢成本将进入快速下降通道：在2030 年前后，当装机规模达到100-130GW 时，陆上风电、光伏制氢成本有望降至15 元/千克以下，与“煤制氢+CCS” 路径基本持平，进入平价阶段；到2060 年，当行业装机规模突破500-750GW 时，陆上风电与光伏制氢成本将降至8-10 元/千克，低于传统煤制氢成本，在多个应用场景中实现经济性反超。
图表11：2020-2060 年中国绿氢制备成本与煤制氢对比
来源：《绿氢产业各环节技术发展和投融资趋势分析》（RMI），中邮证券研究所当前国内多个标杆制氢一体化项目已展现出较强的成本控制能力，为绿氢规模化应用的经济性可行性提供了实践支撑。以国华沧州、大唐多伦、中能建松原等一体化项目为例，随着可再生电力消纳模式优化与项目规模效应释放，项目单位制氢成本（LCOH）已达到较低水平：其中中能建松原氢能产业园项目单位成本低至11.80 元/千克，已低于行业蓝氢成本水平，达到灰氢成本区间；大唐多伦项目成本为13.19 元/千克，接近蓝氢成本中位值；国华沧州项目成本为17.26元/千克，也已接近蓝氢成本上限。这些示范项目的落地实践表明，通过风光一体化布局、低成本绿电消纳与规模化运营，绿氢成本已具备向传统化石能源制氢路径靠拢的潜力，为后续大规模推广应用提供了关键的实证依据。
图表12：标杆制氢一体化项目单位制氢成本对比
项目名称国华沧州10 万吨/年合成氨及配套项目一期大唐多伦风光一体化制氢项目中能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）项目绿氢年产量（吨/年）1008945000制氢电费成本年制氢量（亿Nm³）1.130.70595.04电力来源上游光伏、风电站供电风电75%、光伏25%风电93.8%、光伏6.2%电价（元/kWh)0.30.1980.183年耗电量（亿kWh）（假设电耗为4.9kWh/Nm³）5.53.524.7年制氢电费（万元）1661145194制氢水费成本水价（元/吨）4.75单位制氢耗水量（kg/Nm³）0.80.80.8年制氢水费（万元）制氢设备折旧设备价格（万元）（根据第一候选人中标报价）1190074460设备折旧年限（年）年折旧额（万元）567.81190.07446.0制氢运维成本年人工成本（万元）总成本（万元）1741553081单位制氢成本（元/kg）（LCOH）17.2613.1911.80与其他制氢路线相比接近蓝氢成本上限水平接近蓝氢成本中位值低于蓝氢成本，达到灰氢均降本结果显现，全国氢价指数呈稳步下降趋势，示范城市群价格指数更低，展现出优秀的政策引导效果。根据中国氢能联盟统计，截至2025 年6 月底，全国生产侧氢价指数为27.53 元/公斤，示范城市群生产侧氢价指数为26.37 元/公斤，非示范城市群为28.54 元/公斤，较年初分别降低1.67%、3.61%、0.03%，示范城市群与非示范城市群生产侧氢价差距逐步拉开。追溯过去一年数据变化，自2024 年7 月起，全国生产侧氢价指数整体呈下降趋势，降幅为5.94%；示范城市群生产侧氢价指数变化趋势与全国指数基本一致，降幅更为显著，达到9.18%；非示范城市群整体变化趋势相对平稳，降幅为3.10%；在示范政策引导下，示范城市群生产侧氢价指数下降幅度显著大于非示范城市群。截至2025 年6 月底，全国消费侧氢价指数为45.66 元/公斤，示范城市群消费侧氢价指数为44.02 元/公斤，非示范城市群为48.15 元/公斤，较年初分别降低5.99%、3.66%、11.53%，非示范城市群正在快速缩小与示范城市群在终端用氢成本的差距。追溯过去一年数据变化，自2024 年7 月起，全国消费侧氢价指数降幅达9.77%；示范城市群消费侧氢价指数下降趋势相对平缓，降幅为6.38%；非示范城市群降幅较为明显，高达18.74%，与示范城市群的价差从最初的约12元/公斤缩小至约4 元/公斤。
图表13：中国氢气（生产侧）价格指数
图表14：中国氢气（消费侧）价格指数
2.2 设备端：核心设备电解槽降本趋势明显，多技术路线百花齐放从中短期来看，ALK 电解槽凭借成熟度高、成本优势显著的特点，仍将是电解制氢领域的主流技术路线。目前国内ALK 电解槽企业在技术指标与成本控制上已处于国际领先水平，但性能仍有优化空间，核心创新方向集中在提升制氢效率、增强负荷波动适应性两大方面。随着未来绿氢项目中离网电力占比持续提升，出于安全与经济性的双重考量，下游对电解槽应对负荷波动的能力要求将进一步趋严。与此同时，以PEM、AEM 为代表的其他电解制氢技术路线，降本增效进程也在持续加快，这使得中长期电解槽市场格局仍存在变动性。对于PEM 和AEM 技术而言，未来创新将主要聚焦于材料选型与工艺设计优化；尤其是AEM 电解槽，兼具ALK 与PEM 两种路线的优势，尽管当前市场体量尚小，但在绿氢规模化发展的下一阶段潜力不容小觑。
图表15：电解水制氢原理
图表16：不同技术路径电解槽的多维度对比
技术路径碱性ALK质子交换膜PEM固体氧化物SOEC阴离子交换膜AEM技术原理及特点使用碱性水溶液作为电解质，并通过隔膜分隔阴阳极室。结构简单、成本较低，但工作电流密度和效率相对低、响应速度慢使用质子交换膜作为电解质和隔膜。具有高电流密度、快速响应等优点，成本较高（膜、催化剂等）高温环境下利用固体氧化物电解质氧离子传导进行电解，效率高，但耐用材料成本高、热管理难度大使用阴离子交换膜作为电解质和隔膜，结合了ALK 和PEM 特点，效率、响应速度和成本都介乎两者之间技术成熟度规模化产业化产业化初期研发示范阶段研发示范阶段适用场景大规模工业制氢场景（有稳定电源更佳）分布式制氢场景（适配波动性电源）有丰富热能资源的工业场可与ALK/PEM 电解槽实现替代补充领先指国际参考国内指标单槽1000Nm³/h直流能耗4.2kWh/Nm³最低负荷<5%系统效率84%电堆衰减率<1%/1000h参考国内指标国内单槽3000-5000Nm³/h直流能耗4.5kWh/Nm³可调负荷范围10-110%单槽500Nm³/h直流能耗4.3kWh/Nm³可调负荷范围5-130%接近国际指标单槽100Nm³/h直流能耗4.3kWh/Nm³可调负荷范围5-120%成本水国际2000-3000 元/kW6000-8000 元/kW10000-20000 元/kW3000-5000 元/kW国内1500-2500 元/kW6000-8000 元/kW10000-20000 元/kW2000-4000 元/kW降本方向更大单槽产气量、更高电流密度、更宽负载适应性更低贵金属成本、更佳结构设计、更长使用寿命更高效率、更强耐高温材料和余热回收技术更高性能/低成本膜材料、更大单槽产气量ALK 电解槽仍占据国内主导，PEM 与AEM 电解槽崭露头角。2025 年，尽管ALK电解槽仍以97%的订单占比占据绝对主导，但PEM 与AEM 合计占比约3%，崭露头角。值得关注的是，察右前旗风光制氢一体化项目一次性采购45MW PEM 电解槽（36 套250Nm³/h），成为年度PEM 领域最大亮点。
龙源电力张掖项目采购12 台方形电解槽，也创下国内方形槽采购新纪录，技术路线呈现从一主独大向多元共生演进。
图表17：2025 年国内电解槽订单技术路线（MW）
4397.659.566.0ALKPEMAEM从国内代表性绿氢项目的配置情况来看，大型碱性电解槽应用日渐成熟，开始联合配置PEM 的尝试，AEM 进入关键商业化拐点。在碱性电解槽领域，1000Nm³/h 规格自2017 年推出以来，凭借丰富的应用案例，已成为当前大型电解水制氢项目的主流选择。随着绿氢项目规模持续扩大，2000Nm³/h 及更大规格的碱性电解槽新品陆续推出并进入示范应用阶段：2024 年，国内首批搭载2000Nm³/h 和3000 Nm³/h 碱性电解槽的项目实现交付投运；2025 年，内蒙古华电达茂旗首期100 万千瓦风光制氢项目等多个大型绿氢项目，也计划采用2000Nm³/h 规格的碱性电解槽。2022 年以来，PEM 电解槽MW 级产品逐步在绿氢项目中落地，吉电大安合成氨项目、长春市风光绿色氢醇储一体化示范项目等，均已采用200 标方PEM 电解槽。与此同时，AEM 电解槽也实现了商业化突破，100kW 级产品已成功投运，MW 级AEM 制加氢站项目启动，AEM 技术的商用化进程正在加快。
图表18：国内代表性绿氢项目电解槽配置情况
序号项目名称技术路线制氢规模（MW）电解槽规格国能宁东可再生氢碳减排示范区一期清水营制氢项目碱性16*1000 Nm³/h深能北方鄂尔多斯市鄂托克前旗上海庙经济开发区光伏制氢项目碱性9*1000 Nm³/h内蒙古华电达茂旗20 万千瓦新能源制氢工程示范项目碱性11*1000 Nm³/hPEM5*200 Nm³/h兴国铸业高炉富氢冶炼工业化应用示范项碱性4*3000 Nm³/h大唐多伦15 万千瓦风光制氢一体化示范项目碱性
121000 Nm³/h +
12000 Nm³/h
吉电股份大安风光制绿氨合成氨一体化示范项目碱性39*1000 Nm³/hPEM50*200 Nm³/h中能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）项目碱性64*1050 Nm³/h中天合创乌审旗风光制氢一体化项目制氢工程碱性
481000 Nm³/h +
42000 Nm³/h
内蒙古华电达茂旗首期100 万千瓦风光制氢项目碱性60*2000 Nm³/h长春市风光绿色氢醇储一体化示范项目碱性80*1000 Nm³/hPEM20*200 Nm³/h南方电网兆瓦级阴离子交换膜电解水制氢加氢一体化示范站AEM1.25
1200 Nm³/h + 150
Nm³/h荣程钢铁集团“光伏— 制氢— 高炉富氢冶炼” 项目AEM2*1000 Nm³/h中煤绿能(鄂尔多斯) 乌审旗风光制氢一体化项目碱性
1121500 Nm³/h +
242000 Nm³/h
再生绿氢能源（内蒙古）有限公司新建年产80 万吨绿色氢氨合成工厂项目碱性56*2000 Nm³/h成本下降是规模应用达成的基础。2024 年，国内电解水制氢技术多点开花，电解槽成本价格下降明显，1000Nm³/h 碱性电解槽和200Nm³/h PEM 电解槽市场最低报价分别降至436 万元和535 万元，同比下降幅度分别达到36%和27%。
图表19：2021-2024 年电解槽系统中标价格变化（万元）
ALKPEM成本下降，规模跃升，出现超级大单。2023-2024 年国内公开订单量分别为1453MW 和1166MW，而2025 年订单量飙升至4523MW，同比增长288%，规模已超过前两年订单总量之和。这一爆发式增长，标志着国内绿氢产业正从早期示范阶段，快速迈入大规模商业落地期。市场的增长不仅体现在订单总量上，更体现在单体项目的规模突破上。2025年，多笔GW 级超级订单集中落地，成为拉动市场增长的核心动力。其中，再生绿氢能源（内蒙古）年产80 万吨绿色氨项目以1120MW 订单量位居榜首，中集中电与再生绿氢合作的1000MW 项目紧随其后，仅这两笔订单就占据了全年总量的近50%。此外，江苏氢杰科技与中国研化集团480MW 项目、闳扬氢润能源福海县360MW 光储氢氨醇一体化项目、中天合创鄂尔多斯240MW 煤化工配套项目等，共同构成了全年订单的重要支撑。这表明国产电解槽技术已具备大规模、高性能商业化交付能力。
图表20：2023-2025 年中国电解槽企业国内订单情况
电解槽订单（MW）2025 年全年至少有41 家电解槽企业获得订单，累计订单规模突破4624.05MW，较2024 年全年约1.7GW 的订单总量增长超170%。且企业竞争格局呈现多元化特征，市场参与者既包括
华电科工、中车株洲所、派瑞氢能等“国家队”企业，也有隆基氢能、阳光氢能等光伏巨头旗下的新能源平台，更有北京亿镜星氢能等新晋企业斩获112 台2000 标方电解槽大单，反映出国内电解槽市场竞争仍高度激烈，尚未形成稳定的垄断格局，呈现百花齐放的市场态势。
图表21：2025 年中国电解槽企业国内订单汇总
企业项目规模（MW）技术路线具体中标内容青骐骥淇县庙口年产5000 万方绿氢制储用一体化项目碱性
2 台1000Nm³/h
玉门油田2024 可再生能源制氢项目碱性
2 台1000Nm³/h
中天合创鄂尔多斯煤化工项目水电解槽\碱性电解水制氢1000~1500Nm³/h 招标项目碱性
8 套1000~1500Nm³/h
东方电气德阳金井500Nm³/h 碱性制氢公辅系统采购项目2.5碱性
1 套500Nm³/h
希倍优东方电气碱性电解制氢系统采购项目0.6碱性1 台100Nm³/h、1 台20Nm³/h奥氢动力山东港口渤海湾港潍坊港区制氢站工程建设项目碱性
1 台200Nm³/h
天际氢能大唐风光互补制加氢一体示范氢能项目碱性
1 台400Nm³/h
大唐风光互补制加氢一体示范氢能项目PEM
1 台200Nm³/h
隆基氢能燕山钢铁电解水制氢项目碱性
2 台1000Nm³/h
陕西氢能产业发展有限公司电解水制氢技术示范关键设备采购项目碱性11000Nm³/h隆基氢能与某能源装备行业领军企业签约项目碱性
2 套1000Nm³/h
中天合创鄂尔多斯煤化工项目水电解槽\碱性电解水制氢1000~1500Nm³/h 招标项目碱性
24 套1000~1500Nm³/h
双良新能源龙源电力阿拉善新能源场站多能互补协同控制研究与实证基地示范项目碱性
1 台1000Nm³/h
河北张家口宣化区宣钢烟囱山96MWp（一期60MWp）分布式光伏项目200Nm³/h 集装箱式离网制氢系统采购项碱性
1 套200Nm³/h
闯扬氢润能源科技（福海）有限公司福海县光储氢氨醇一体化项目碱性72000Nm³/h天合元氢陕西氢能产业发展有限公司电解水制氢技术示范关键设备采购项目碱性
1 台1000Nm³/h
华泰新能源陕西氢能产业发展有限公司电解水制氢技术示范关键设备采购项目碱性
1 台1000Nm³/h
阳光氢能中煤10 万吨液态阳光项目碱性
16 台1200Nm³/h
深圳能源鄂托克旗绿氨项目碱性
10 套1000Nm³/h
中车株洲所中煤10 万吨液态阳光项目碱性
12 台1200Nm³/h
深圳能源鄂托克旗绿氨项目碱性
12 套1000Nm³/h
华润电力老河口制氢制氧科技研发项目碱性
2 套1000Nm³/h
三一氢能清北氢能潜江绿色氢气示范项目碱性
2 套2000Nm³/h
陕西氢能产业发展有限公司电解水制氢技术示范关键设备采购项目2.5PEM
1 套500Nm³/h
中煤10 万吨液态阳光项目碱性
8 台1200Nm³/h
中国电建湖北省襄阳市中电建枣阳200MW 光伏发电项目制氢设备及配套采购项目（包件二）碱性
3 套1000Nm³/h
深圳能源鄂托克旗绿氨项目碱性
12 套1000Nm³/h
新工绿氢新疆俊瑞峻昌能源科技有限公司制氢项目碱性
10 台1000Nm³/h
沙湾市年产10 万吨绿氢制60 万吨绿氨生产线项目碱性拟30 台1000Nm³/h国家能源集团氢能科技有限责任公司国重1.1 项目示范工程25MW/混联模组采购项目碱性
3 套800Nm³/h
派瑞氢能国家能源集团氢能科技有限责任公司国重1.1 项目示范工程25MW/混联模组采购项目PEM
3 台200Nm³/h
氢致能源中石油深圳新能源研究院含盐水电解制氢系统定制加工采购项目0.1碱性
1 台100kW
北京亿境星氢能源科技有限公司再生绿氢能源（内蒙古）有限公司新建年产80 万吨绿色氢氨合成工厂项目碱性
112 台2000Nm³/h
国科绿氢中国科学院大连化学物理研究所10 兆瓦级碱性电解槽采购项目12.5碱性
1 台2500Nm³/h
一重重集团大连核电石化有限公司中国科学院大连化学物理研究所3000 标方碱性制氢设备的“电解槽”模块和“气体分离循环工艺框架”模块采购项目碱性
1 套3000Nm³/h
中集中电中集中电与再生绿氢签约项目碱性约100 套2000Nm³/h中集中电中能建兰州新区绿电制氢氨项目（一期）碱性
1 套1000Nm³/h
明阳氢能六盘水实验室50 标方碱性电解水制氢系统配套设备采购项目0.25碱性
1 套50Nm³/h
鑫思创氢能新疆巴州库尔勒石油石化产业园（上库石化园）的绿氢与碳捕集利用经济综合体项目（一期）碱性
36 套1000Nm³/h
氢杰科技江苏氢杰科技与中国研化集团签约项目碱性签约96 套，暂以1000Nm³/h碱性计算奥德源中石油深圳新能源研究院有限公司制氢装置定制加工-三次采购招标项目0.1碱性
1 套100kW
泰氢晨宁夏太阳山开发区可再生能源制氢示范项目/碱性/亚联氢能华能西安热工院科研项目制氢及合成氨设备（含辅助设备）招标项目/碱性/鹭岛氢能国家能源集团氢能科技有限责任公司国重1.1 项目示范工程25MW/混联模组采购项目碱性
2 套800Nm³/h
鹭岛氢能国家能源集团氢能科技有限责任公司国重1.1 项目示范工程25MW/混联模组采购项目PEM
2 台200Nm³/h
爱德曼中国电建河北工程公司化德储能制氢电站项目制氢设备采购项目碱性
3 套1000Nm³/h
扬州纪扬机械设备有限公司伊宁市绿电规模化制氢项目碱性
2 套1000Nm³/h
国富氢能新疆国富铭志氢能科技有限责任公司与哈密通慧德绿色铸造有限公司签署采购项目碱性
22 套1000Nm³/h
安思卓中核汇能内蒙公司光伏发电制氢制氨多稳态柔性系统装置建设项目电解槽及配套物资采购项目/碱性/吴臻氢能宁夏煤化工20MW 制氢项目碱性
4 套1000Nm³/h 碱性
东方电气可再生能源电解水制氢系统控制关键技术研究项目1.5碱性
1 台300Nm³/h 碱性
北京国能龙威发电技术有限公司龙源电力张掖碳中和产业基地风光氢储一体化项目碱性3 台100Nm³/h、8 台2000Nm³/h、8 台3000Nm³/h 常压方形电解槽华电科工中天合创鄂尔多斯煤化工项目水电解槽\碱性电解水制氢1000~1500Nm³/h 招标项目碱性
16 套1000~1500Nm³/h
普顿制氢喀什华电2x66 万千瓦热电联产项目/PEM报价588.88 万氢辉能源龙源电力阿拉善新能源场站多能互补协同控制研究与实证基地示范项目PEM
1 台200Nm³/h
氢盛能源陕西氢能产业发展有限公司电解水制氢技术示范关键设备采购项目2.5PEM
1 套500Nm³/h
长春绿动江西核电棉船风电配套制氢储能项目0.5PEM
1 套100Nm³/h
长春绿动格盟宜和新能源有限责任公司察右前旗风光制氢一体化项目（一期）PEM
36 套250Nm³/h
氢器时代中煤
陕西能源化工集团有限公司中煤榆林煤炭深加工基地项目单堆400 标方PEM 电解槽设备采购项目PEM
1 套400Nm³/h
清能股份荣程钢铁集团“光伏—制氢—高炉富氢冶炼”项目AEM/氢鸾科技
三峡能源北海绿电制氢研究示范项目EPC 总承包项目AEM不低于1MW，暂以1MW 计稳石氢能深圳稳石氢能科技有限公司60 兆瓦电解水制氢综合设备项目AEM/订单增长主要由国内市场驱动：2025 年国内订单4523.05MW，占比97.8%，海外订单仅为101MW。对比2024 年（国内1166MW、海外538MW），国内订单同比激增288%，海外订单则出现明显收缩。但海外市场巨大，且多个国内大型项目选用国产电解槽证明了国产厂家优秀的交付能力，在国际市场上累积了声誉，后续电解槽“出海”机遇仍值得重视。
图表22：2025 年中国电解槽企业海外订单汇总
企业项目规模（MW）技术路线具体中标内容青骐骥韩国BHI Co., Ltd.公司采购项目/碱性/隆基氢能梅塞尔集团西部地区电子特气充装工厂碱性
1 台1000Nm³/h
纳米比亚某绿氢项目碱性1000Nm³/h北非某项目碱性/阳光氢能阿曼320MW 绿色合成氨项目碱性
16 套1000Nm³/h
三一氢能澳大利亚某项目PEM
1 套200Nm³/h
派瑞氢能中国电建山东电建三公司沙特Nairyah1800MW 联合循环燃机项目/PEM/中国电建山东电建三公司沙特Rumah1800MW 联合循环燃机项目/PEM/国富氢能马来西亚国家电网TNB-PCSS 绿氢示范项目/ALK+PEM/摩洛哥哈桑尼亚公共工程学院项目/PEM/摩洛哥阿加迪尔绿色氢能项目///2.3 储运端：多条技术路线并行，行业仍处多元化发展初期根据用氢侧的实际需求，氢能存储场景可划分为短时存储与长时存储两类。其中短时存储主要覆盖小时级至周度的储氢需求，核心作用是平抑可再生能源制氢、氢能运输等环节的短时波动，保障下游用氢的连续稳定供应；长时存储则面向月度及以上周期的储氢需求，主要用于调节可再生能源的季节性波动，保障资源匮乏月份的氢能稳定供应，同时兼顾少量安全储备需求。
图表23：存储场景划分及规模影响因素
分类内容短时储氢短时储氢需求规模主要取决于其在生产链上的环节与下游企业的需求：• 制氢侧：由于可再生能源具有随机性、波动性，制氢侧配备短时储氢以抚体制氢效率的日内、日间差异。• 道路交通：由于车辆加氢需求量存在随机性，在加氢站内配备短时储氢设施以保障短期的足量供给。• 工业：由于工业用氢具有较高的连续稳定供应需求，配备短时储氢以抚平上游制氢或运氢环节的波动性。为避免重复计算制氢侧与需求侧的储氢需求，若氢能就地制取利用，则仅计算其制氢侧储氢需求，认为需求侧不需要再次储氢；若氢能需要异地运输，则同时计算制氢侧、用氢侧的储氢需求，以缓解运氢环节带来的波动。长时储氢长时储氢需求主要来源于可再生能源的季节性差异，例如风电出力高峰为春、冬两季，光伏出力高峰为夏、秋两季，水利发电存在夏季丰水期、冬季枯水期等。由于各省的资源禀赋不同，其发电曲线的季节性特征也存在差别。按照各省典型的年度发力曲线计算得出该省份的长时储氢需求，加总得到全国的长时储氢需求。当前我国氢能储运尚处在产业化初期，多种运氢路线并行发展、各有特点。高压气态储运技术落地成熟，短板在于储氢密度偏低，储运环节安全管控压力较大；低温液氢储运具备储氢密度优势，但液化与保温能耗偏高，综合运营成本居高不下；固态储氢安全性能突出、储氢效率优异，整体工艺仍未实现规模化成熟应用；有机液态储氢依托可逆化学反应实现氢气封存，缺点集中在脱氢工艺繁琐、造价高昂；氢气管道输送运力充足、单位输送成本低廉，却受制于前期基建投入庞大、铺设选址受地域地貌约束。
图表24：氢能运输方式对比
氢能运输方式描述优点缺点适用场景高压气态运输将氢气压缩到高压状态，装入集装格、长管拖车或管束式集装箱车中运输技术成熟，操作简单，产业链配套全面储氢密度低，单车运输量有限，运输成本随距离增加而上升，存在易爆危险性适用于需求量小、运输距离较短的加氢站低温液态运输将氢气深度冷冻至液化状态，装入隔温的槽罐车中运输储氢密度高，单车运量大，运输效率高液化过程能耗大，设备要求高，成本高昂适用于需求量大、中远距离的加氢站固态运输通过化学储氢方式，让氢气以固态形式（如金属氢化物、化学氢化物）进行运输储氢密度高，安全性好，操作简便（但重整制氢过程可能复杂）技术成熟度较低，仍处于研发阶段，且需要特定的条件进行充放氢操作适用于特定应用场景，如燃料电池加氢等（甲醇重整制氢和氨分解制氢等方式并非纯粹运输氢气）有机液态运输利用不饱和有机液体与氢气发生加成反应，生成液态有机氢化物进行运输储存和运输方便，安全性好，可利用现有基础设施脱氢反应需要能量输入，生成的有机氢化物可能具有毒性或腐蚀性，储氢介质的选择和制备成本需要考虑适用于特定应用场景，需进一步研发和优化管道运输将氢气以气态或液态通过管道输送到目的地成本低，运输量大，连续性好，适合长距离、大规模运输需要建设专门的管道设施，投资大，且受到地理条件的限制，需要解决氢脆问题适用于长距离、大规模的氢气输送
图表25：运氢技术路线经济性对比
注：气氢罐车、液氢槽车和管道运输三种运输方式在图中的成本曲线体现为着色区域，主要是由于氢气瓶内气压、液氢工厂规模和输氢管道管径的大小不同对成本曲线有所影响，图中着色区域的上下边缘线分别对应着各自最小和最大的规格参数氢储运是衔接氢能供需的关键枢纽，当前仍处初期发展阶段，行业发展节奏受氢能时空错配程度制约。化石能源制氢可就地就近产氢，大多无需长距离储运；但绿氢依托风光可再生能源生产，国内风光资源地域分布不均衡、发电出力间歇波动，造成绿氢产地与消费市场空间错位、产氢时段难以匹配用氢需求，供需阶段性过剩或紧缺催生了氢储运刚需。现阶段氢储运行业尚处萌芽期，整体需求基数不高。2020 年起行业年均增速近30%，现有储运体量达百万吨级、对应市场规模百亿级别，但对比制氢、终端用氢千亿级产业体量，行业整体偏小，规模化成熟市场体系仍未成型。中长期伴随绿氢产销规模扩容，氢储运市场成长空间广阔：现有短途短时储运需求持续放量，同时大规模、长距离、跨周期储运需求逐步落地，行业规模有望实现跨越式提升。
图表26：不同需求场景下的氢储运规模
一级分类二级分类制氢侧中间调节环节用氢侧-工业用氢侧-道路交通用氢侧-电力储氢场景储氢规模
2500 万吨/年
200 万吨/年
300 万吨/年
300 万吨/年
500 万吨/年
储氢周期小时-日级月度以上日-周级小时-周级月度以上场景描述在制氢侧配备短时储氢设施抚平可再生能源制氢产生的日内、日间产氢量差异在氢储运系统关键节点配备长时储氢设施，抚平可再生能源出力的季节性差异在工业用氢消纳前配备短时储氢设施，抚平上游制氢或运氢环节产生的波动性在加氢站配备短时储氢设施以保障日内的充足氢能供给，满足随机的车辆加氢需求在可再生发电设施周边或电网关键节点配备长时储氢设施，抚平可再生能源出力的季节性差主要影响因素可再生电力波动性、下游运氢及用氢需求可再生能源出力曲线与氢能需求曲线的差可再生电力波动性、运氢技术特点、工业用氢对波动性的承受能力等氢燃料电池道路交通的产业规模其他电力季节性调峰技术的成本竞争运氢场景运氢规模-500-2000 万吨/年
3000 万吨/年
3000 万吨/年
-运氢距离-
600 公里以上
600 公里以内
600 公里以内
-场景描述-由于我国具有“西北制氢、东南用氢” 的地理格局，需通过长距离运输将氢从产氢集中地区运往用氢集中地区部分一体化项目无需运输；其余则依赖短途运输将氢从就近的产氢地或储氢节点运往用氢设施通过短途运输将氢从就近的产氢地或储氢节点运往加氢站-主要影响因素-未来用氢产业的地理分布变化、与长距离输电技术方案的成本竞争等用氢工业规模氢燃料电池道路交通的产业规模-现有成熟储运业务集中在工业、交通：工业用氢大多在厂区储罐存氢，靠拖车或短途管道就近输送；车用氢由长管拖车运至加氢站临时存储，再给氢燃料汽车加气。现阶段氢气大多仅储存数天、运输里程普遍不足200 公里，应用模式较为局限。
图表27：工业集群氢源及储运设施示意图
图表28：交通加氢网络氢源及储运设施示意图
《中国氢储运中长期布局图景和技术展望》（RMI），中邮证券研究所（RMI），中邮证券研究所3 下游消纳是关键，多场景需求逐步兑现3.1 氢能汽车稳步放量，交通领域需求抬升从绿氢应用的行业结构来看，中长期的需求格局将发生显著变化。2024 年已公布的绿氢项目中，化工行业是绝对主力，占比高达70%，交通、电力、钢铁行业占比分别为10%、8%和5%，行业分布相对集中。展望2060 年，随着交通、钢铁等领域的深度脱碳需求释放，绿氢应用结构将迎来重塑：交通行业占比将大幅提升至47%，成为第一大应用场景；化工行业占比则回落至33%，但仍保持核心地位；钢铁行业占比提升至13%，电力行业占比小幅降至6%，行业分布更趋均衡，绿氢的应用场景也从单一化工原料向多领域脱碳载体拓展。
图表29：2024 年已公布绿氢项目行业分布及2060 年绿氢应用行业分布预测
0%20%40%60%80%100%化工交通电力钢铁其他2020-2025 年国内氢燃料电池汽车产销保持快速扩容态势。2020 年行业基数较低，全年产量1204 辆、销量1182 辆，伴随五大示范城市群政策落地，2020-2023 年产销连年稳步抬升，从千台级别攀升至5600 台、5800 台；2024 年受行业阶段性因素扰动，产销小幅回落至5548 辆、5405 辆，短暂休整后行业景气度快速修复，2025 年受益国内氢能试点政策落地、重卡商业化提速，产销迎来大幅增长，全年产量7655 辆、销量7797 辆，同比分别增长38.00%、44.26%，重回高速增长轨道。
图表30：2020-2026E 中国氢燃料电池市场规模预测趋势图图表31：2020-2026E 中国氢燃料电池汽车产销量预测趋势图
2020 2021 2022 2023 2024 2025E 2026E市场规模（亿元）2025E 2026E产量（辆）销量（辆）3.2 IMO 减排政策不断加码，绿甲醇系未来最优解国际海事组织（IMO）对航运业减碳的重视程度持续升级，核心目标不断加码、约束性逐步增强。IMO 目前有三套减碳目标体系，前两套分别于2018 年、2023年会议通过，2018 年MEPC 72 会议通过首个全球航运减排初始战略，首次确立“2030 年碳强度较2008 年降低至少40%、2050 年总量降低至少50%”的基础目标，为行业脱碳奠定框架；2023 年MEPC 80 会议大幅提升减排雄心，将长期愿景升级为“接近2050 年实现净零排放”，并首次设定总量减排校核点，要求2030年排放总量较2008 年至少降20%、力争30%，2040 年至少降70%、力争80%，同时明确2030 年零/近零碳燃料使用占比至少5%、力争10%，从强度目标转向总量约束与燃料转型并重；2025 年MEPC 特别会议推进的净零框架草案（虽推迟表决），则进一步将战略目标转化为法律约束力机制，明确2050 年净零排放硬目标，引入全球统一燃料强度标准和碳定价机制。至此三次会议清晰展现IMO 从确立方向到强化目标再到强制落地的递进逻辑，彰显对航运业减碳的重视程度持续加码。
图表32：IMO 三套减碳目标对比
对比维度
2018 年初始战略（MEPC 72）
2023 年修订战略（MEPC 80）
2025 年净零框架草案（MEPC 83，推迟表决）会议时间
2025 年10 月17 日（表决推迟）
通过状态正式通过正式通过，替代2018 年版本表决推迟12 个月（57 票赞成、49 票反对、21 票弃权）核心愿景尽快达峰，与《巴黎协定》目标一致接近2050 年实现国际航运净零排放，强化减排雄心2050 年实现国际航运净零排放，通过具约束力法规保障2030 年目标每运输单位CO₂排放比2008 年至少总量目标：比2008 年至少降低燃料强度目标：基准目标减排8%，直降低40%20%，力争30%；零/近零排放燃料使用比例达5%接目标减排21%（2028 年基准4%、直接17%）2040 年目标每运输单位CO₂排放比2008 年至少降低70%总量目标：比2008 年至少降低70%，力争80%进一步强化燃料强度标准，基础目标65%2050 年目标比2008 年至少降低50%，同时努力迈向逐步淘汰接近2050 年净零排放，与《巴黎协定》目标一致2050 年实现净零排放，建立长期减排路径图实施时间表2023 年进行战略修订，2028 年进一步审查2025 年制定中期措施，2027 年生效原计划2025 年通过，2027 年3 月生效；现推迟至2026 年表决，生效时间相应延后核心变化首个全球航运减排战略，奠定基础从强度目标转向总量目标，显著提升减排雄心，增加明确时间节点从战略目标转向具法律约束力的实施框架，引入强制性燃料标准与碳定价机制欧盟已将航运业纳入EU ETS，《FuelEU Maritime》并行生效。2023 年6 月5 日，将航运业纳入欧盟ETS 的改革立法正式生效，标志着航运业也要开始遵守欧盟对于碳排放进行“配额交易”的规则。涉及欧盟航线的单艘船舶如未能在截止日期（2025 年9 月30 日）前缴纳碳配额，则将影响整个船队的合规性。欧盟将对未缴纳和少缴纳配额的航运公司处以每吨二氧化碳100 欧元的超额排放罚款，并且罚款后仍然需要补交未缴和少缴的碳配额费用。连续两个或连续多个报告期不遵守规定可能导致该公司所有船舶在欧盟地区被禁止航行或被执行船旗扣留，直至航运公司履约完成。欧盟关于航运业上缴碳排放配额的要求将在2024-2026 年期间分阶段实施：2024 年，40%的航运业碳排放量需纳入ETS；2025 年，该比重将增加到70%；2026年，100%的航运业碳排放量需纳入ETS。其中，欧盟范围内排放全额征收，欧盟境外的部分征收50%。且船舶全年的排放量需于2025 年3 月31 日之前在欧盟MRV系统中完成认证。此外，《FuelEU Maritime》已于2025 年1 月1 日正式开始实施，其主要目标是增加可再生和低碳燃料的需求并持续使用，以减少航运业的温室气体排放，同时确保海上运输的稳定性，避免市场混乱。其中与燃料相关的条例包括：1）采取措施确保航运业使用的燃料的温室气体强度随着时间的推移逐步降低，从2025 年开始，船舶必须减少2%的温室气体排放，到2050 年减少80%；2）建立特别激励机制，支持使用具有高脱碳潜力的所谓非生物来源可再生燃料（RFNBO）；3）在燃料认证方面，将化石燃料排除在认证过程之外。并制定相应惩罚措施，规定每年的6 月30 日前，航运公司必须为每艘超过温室气体强度限制的船舶缴纳相应的罚款。
图表33：《FuelEU Maritime》对船舶减排的节奏要求
3.2.1 中短期考虑，生物船燃是重要的过渡燃料IMO 政策角度：生物柴油是航运业脱碳的优选过渡燃料。从减排效果来看，生物柴油的碳排放量因子低于LNG，全生命周期减排率可达79%-86%，而LNG全生命周期碳排放仅比传统重油低约10%，部分工况甚至更高；从经济性来看，绿甲醇当前价格高（2025 年我国平均出口单吨价格6360 元），绿氨受限于可再生能源成本与储运要求，燃料费用显著偏高，且二者均需新造专用船舶或大额改装动力系统，前期投入高，而生物柴油可兼容现有船舶燃料系统，改造成本低、供应链相对成熟，无需额外投入巨额固定资产。远期来看，绿醇绿氨的净零减排潜力更契合航运业长期目标，但在当前技术与成本约束下，生物柴油较好平衡了IMO 合规要求、减排实效与经济可行性，成为衔接短期减排与长期零碳转型的关键桥梁。
图表34：不同动力船成本预估
图表35：各类动力20.5 万载重吨散货船船价
燃料类型船价/万美元常规燃油动力生物柴油动力LNG 动力甲醇动力氨动力（汪颖异等）中邮证券研究所异等），中邮证券研究所
图表36：各类动力20.5 万载重吨散货船油耗及燃料费对比
单航次燃料消耗（吨）预估单吨燃料价格（元/吨）单航次燃料费（万元）常规燃料动力船生物柴油动力船LNG 动力船绿甲醇动力船绿氨动力船欧盟政策角度：欧盟碳价是影响碳合规成本的核心因素，高碳价下清洁能源的优势更为突显。欧盟关于航运的碳税征收分阶段实施，2024 年，40%的航运业碳排放量需纳入ETS；2025 年，该比重将增加到70%；2026 年，100%的航运业碳排放量需纳入ETS。2026 年是欧盟航运业碳排放量全部纳入ETS 的第一年，在相同碳价下，碳合规成本较2025 年明显提升，且若欧盟碳价随着碳市场扩容进一步上涨，清洁能源的碳合规经济性将更为突显。根据下表可以观察到，在欧盟碳价90/120/150 欧元/吨的假设下，常规燃料动力船与LNG 燃料动力船2026 年碳合规成本占总燃料成本的比例相对2025 年提升7-9pct，生物柴油动力船提升3-5pct，绿甲醇与绿氨动力船无变动，但生物柴油动力船的燃料费相比绿甲醇与绿氨动力船甚低，生物柴油作为船燃的折中性价比再次得到印证。
图表37：不同动力20.5 万载重吨散货船的碳合规成本对比测算
常规燃料动力船生物柴油动力船LNG 动力船绿甲醇动力船绿氨动力单航次燃料消耗（吨）预估单吨燃料价格（元/吨）单航次燃料费（万元）单航次二氧化碳排放量（吨）碳价90 欧/吨
2025 年单次航行需支付碳价(万元）
2025 年单次航行需支付燃料总价(万元）碳合规成本占总燃料成本比例28%9%24%0%0%
2026 年单次航行需支付碳价(万元）
2026 年单次航行需支付燃料总价(万元）碳合规成本占总燃料成本比例35%12%31%0%0%碳价120 欧/吨
2025 年单次航行需支付碳价(万元）
2025 年单次航行需支付燃料总价(万元）碳合规成本占总燃料成本比例34%11%29%0%0%
2026 年单次航行需支付碳价(万元）
2026 年单次航行需支付燃料总价(万元）碳合规成本占总燃料成本比例42%15%37%0%0%碳价150 欧/吨
2025 年单次航行需支付碳价(万元）
2025 年单次航行需支付燃料总价(万元）碳合规成本占总燃料成本比例39%14%34%0%0%
2026 年单次航行需支付碳价(万元）
2026 年单次航行需支付燃料总价(万元）碳合规成本占总燃料成本比例48%19%43%0%0%注：欧元与人民币汇率采用8.1 元/欧3.2.2 长期考虑，绿甲醇是符合政策要求的最优解IMO 设定的GFI 目标体系为整个减排计划的基础。年度温室气体燃料强度（GFI）是衡量船舶在日历年碳排放水平的核心指标，其定义为船舶在报告期内使用燃料的每兆焦耳（MJ）二氧化碳当量（gCO₂eq），船舶实际GFI 需低于目标年度GFI 以满足合规要求。船舶的目标年度GFI 分为两个层级减排目标，即基础目标年度GFI 与直接合规目标年度GFI。各年度目标GFI 的计算公式为：=(1-/100)×其中2008为2008 年国际航运平均GFI 参考值，为93.3gCO₂eq/MJ；对应年度的GFI 降低因子，代表较基准年的减排幅度；T 则指代各目标年度。根据相关安排，委员会将在2032 年1 月1 日前确定2036 年至2040 年的基础目标与直接合规目标的Z 因子，其中2040 年的基础目标已设定为65。
图表38：IMO 设定的2028-2035 年GFI 参考值与降低因子
年份基础目标GFI-Base直接合规目标GFI-Direct4.00%89.617.00%77.46.00%87.719.00%75.68.00%85.821.00%73.712.40%81.725.40%69.616.80%77.629.80%65.521.20%73.534.20%61.425.60%69.438.60%57.330.00%65.343.00%53.265.00%32.765.00%32.7GFI 合规余额是船舶在每个报告期结束时需核算的核心指标，计算公式为：GFI 合规余额（以CO₂eq 吨表示）=（直接合规目标年度GFI-实际年度GFI）×总能耗。船舶GFI 合规余额大于或等于零，即被视为直接合规，可获得其正合规余额对应的剩余单位，这些剩余单位可转让给其他船舶以平衡其第二层次合规赤字、存入银行用于后续报告期（有效期为两年），或自愿注销作为减排贡献。而合规余额小于零的船舶则需根据目标年度GFI 分级情况实现合规：首先需通过第一层次基准价格购买补救单位平衡第一层级合规赤字；第二层级合规赤字则可通过从其他船舶获得剩余单位、使用此前报告期存入银行的剩余单位，或以第二层次基准价格购买补救单位三种方式平衡。其中，2028 年至2030 年报告期内，一级补救单位初始价格为每吨CO₂eq 100 美元（按全生命周期计算），二级补救单位初始价格为每吨CO₂eq 380 美元（按全生命周期计算），委员会将在2028 年1 月1日前确定2031 年及以后报告期的第一、二层次补救单位价格的审查与定义机制。
图表39：GFI 合规余额及购买补救单位示意图
通过对比各燃料GFI 及IMO 排放要求可知：1）重硫柴油与低硫柴油的全生命周期碳强度分别约为95-100gCO₂eq/MJ 和90-95gCO₂eq/MJ，均已高于2008 年国际航运平均GFI 参考值93.3gCO₂eq/MJ，继续使用将需按第二层次基准价格（每吨CO₂eq 380 美元）购买高额补救单位，以弥补合规赤字。2）混合生物燃料（此处以B24 型号为例）自2028 年后将无法满足直接合规指标，仅能在2032 年前满足基础指标（每吨CO₂eq 100 美元），此后同样将面临按第二层次基准价格购买补救单位的合规成本。3）灰醇则在2029 年后不再满足直接合规要求，仅可在2033 年前满足基础指标，后续也将面临高额补救成本。LNG 燃料的合规窗口也仅能维持至2030 年，2034 年前可满足基础指标，之后同样需按第二层次基准价格承担合规成本。4）蓝醇的碳强度约为30-40gCO₂eq/MJ，在本次中期减排措施实施期内可满足直接合规指标，无需承担GFI 合规赤字相关费用。但随着法规收紧，到2032年1 月，委员会将确定2036-2040 年的基础目标与直接合规目标的Z 因子，届时2040 年GFI 基础目标约为32.6gCO₂eq/MJ，中远期蓝醇也将面临一定的合规赤字成本。5）绿醇的碳强度仅为15-20gCO₂eq/MJ，基本符合IMO 零或近零技术及燃料（ZNZs）的定义阈值，在全球航运净零法规背景下，将成为航运业中远期合规性与经济性兼具的船用燃料选择。
图表40：各主流燃料温室气体排放强度（GFI）
燃料种类全生命周期碳强度（gCO₂eq/MJ）重硫柴油（HSFO）95-100低硫柴油（VLSFO）90-95船用燃气油（MGO）混合生物燃料（B24）灰醇70-80液化天然气（LNG）蓝醇30-40绿醇15-20
图表41：各燃料GFI 与目标年度GFI 对比
低碳强度甲醇从技术路径角度可分为生物质与可再生电力两类。从甲醇的具体生产路线及原料区分，可分为生物质、可再生电力、天然气与煤四大路径：生物质经气化/重整可制得生物甲醇与绿色生物甲醇；可再生电力电解水制取绿氢，再与可再生CO₂合成绿色甲醇；天然气经重整并结合CCS 技术制取蓝氢，与CO₂结合可生产蓝色甲醇；而天然气或煤直接重整/气化则生成灰色甲醇与棕色甲醇。不同路线产出的甲醇在可再生性与碳强度上差异显著，整体呈现出从高碳的煤基/气基传统甲醇，到低碳的蓝色甲醇，再到零碳的绿色甲醇与生物甲醇的转型梯度。
图表42：甲醇的主要生产路线
注：可再生的2：通过生物源和直接客气捕集（DAC）；不可再生的2：来自化石燃料、工业长期来看，绿甲醇是满足IMO 净零框架的最优解。短期可能因为船只造价等问题，生物燃料、LNG 是经济的过渡之选，但随着政策对减排力度的演变，IMO 净零框架下绿色甲醇才是满足要求的长期最优解。
图表43：IMO 净零框架下合规要求及生物甲醇/电制甲醇
基础和直接合规目标下掺混比例下限
图表44：IMO 净零框架下生物甲醇/电制甲醇最优掺混比
0%20%40%60%80%100%120%电制甲醇基础目标混掺电制甲醇直接合规目标混掺生物甲醇基础目标混掺生物甲醇直接合规目标混掺0%0%0%3%7%11%19%27%36%44%52%100%0%20%40%60%80%100%120%电制甲醇最优混掺比例生物甲醇最优混掺比例探索》（RMI），中邮证券研究所注：这里的最低掺混比例仅代表达到基础目标和直接合规目标的掺混比例理论值，由于船舶仍可通过缴纳费用完成合规，该结果并不代表船舶必须采用掺混方式完成合规索》（RMI），中邮证券研究所注：由于2031 年及以后报告期的第一层次和第二层次补救单位价格的审查和定义机制将在2028 年确定，目前对2031 年之后补救单位购买成本的计算均依据2028-2030 年报告期的计算方法从船舶订单及投运方面来看，截至2025 年12 月31 日，全球明确采用甲醇动力的船舶（含已投运、订单/在建/改造船舶）总数已达439 艘，较年初的300艘新增约140 艘，同比增幅约47%。其中，处于“订单/在建/改造” 状态的船舶达334 艘，占比76%；已投入实际运营的船舶为105 艘，占比24%。订单船潜在绿色甲醇年需求量是当前已运营船队的3.2 倍以上，巨大需求空间亟待释放。从需求侧来看，若这439 艘船舶全部投运并使用甲醇燃料，其潜在年度甲醇需求量约为1107.3 万吨。其中，334 艘订单船舶对应年需求846.2 万吨，占总需求的76%；105 艘已投运船舶对应年需求261.1 万吨，占比24%。订单船舶潜在的绿色甲醇年需求量，是当前已运营船队需求的3.2 倍以上，为绿色甲醇生产商、港口加注设施运营商及贸易商释放了明确且紧迫的市场信号：航运业的甲醇需求洪峰已基本形成。
图表45：甲醇船舶艘次占比
图表46：甲醇船舶需求量占比
订单/在建/改造已投运订单/在建/改造已投运船队船型市场呈现出集装箱船高度集中的“单极化”特征，集装箱船是甲醇燃料消纳的主力船型。一方面，头部班轮公司（如马士基）普遍制定了明确的环保脱碳目标；另一方面，集装箱运输航线稳定、成本传导能力较强，使得集装箱船成为航运业脱碳先锋，率先开启大规模船队更新。截至2025 年底，在全球已明确采用的（包括已投运、订单/在建/改造的船舶）439 艘甲醇动力船舶中，集装箱船数量达219 艘，占比恰好为50%，意味着每两艘甲醇动力船中就有一艘为集装箱船。更关键的是，这219 艘集装箱船的年甲醇潜在需求高达897.2 万吨，占全部甲醇动力船总需求1107.3 万吨的81%，是甲醇燃料消纳的绝对主力。
图表47：各船型船舶艘次占比
图表48：各船型甲醇需求量占比
集装箱船散货船油船其他功能船汽车运输船甲醇运输船集装箱船散货船油船其他功能船汽车运输船甲醇运输船从交付节奏来看，当前甲醇动力船仍处于示范起步阶段，甲醇真实需求量潜力巨大。在全部439 艘甲醇动力船舶中，2024 年及以前交付或确认的船舶仅50艘，占比11%，对应年甲醇需求约105.5 万吨。行业交付核心期集中在2025-2029年，这五年计划交付船舶达378艘，占总规模的86%，将带来新增年甲醇需求985.1万吨。其中，2025 年将交付船舶58 艘，对应甲醇需求约166.4 万吨；2026-2027年为交付高峰期，是连续两个需求高峰年，2026 年计划交付125 艘船舶，对应甲醇需求271.6 万吨，为当前单个年份需求峰值；2027 年计划交付87 艘船舶，对应甲醇需求237.7 万吨。从2025 年初至2027 年底，全球航运业对绿色甲醇的年度需求预计将增长约675 万吨，增幅高达640%。这一陡峭的需求增长曲线，将对燃料生产、运输与加注全链条带来潜在机遇。
图表49：历年（计划）投运的甲醇船舶情况
船舶艘次甲醇燃料需求市场呈现出显著的头部效应，前五大航运公司占据了近三分之二的市场份额。其中，中远海运集团、马士基、ONE、赫伯罗特、长荣海运及达飞的总需求超717 万吨，占全球总需求1107 万吨的近65%，体现了龙头公司的前瞻性。这种高度集中的需求结构，一方面赋予了头部航运公司更强的集体议价能力，另一方面也意味着绿色甲醇项目若要具备融资与建设可行性，必须提前锁定这些核心客户的长期承购协议。
图表50：主要航运公司甲醇船舶布局情况
中远海运长荣海运ONE马士基达飞赫伯罗特Sea Consortium山东海运
国航远洋现代商船日本某公司（未知）日鲜海运三井物产阿特拉斯公司订单/在建/改造已投运
4 投资建议
全球氢能产业已进入政策驱动与商业化落地并行的快速发展阶段，国内“十五五”规划明确将氢能列为新的经济增长点，氢能综合应用试点最高16 亿元/城市群的奖补政策落地，叠加绿氢制备成本持续下探、核心设备技术迭代加速，行业正从早期示范阶段加速迈向规模化商业应用期。当前氢能产业链各环节发展节奏分化，电解槽设备率先迎来订单高速增长，航运绿甲醇成为下游消纳端确定性最强的增量赛道，储运环节跟随下游应用场景逐步释放成长空间。虽行业整体仍面临成本、技术与消纳瓶颈，但结构性投资机会凸显，“核心设备降本放量+下游高确定性消纳+储运技术突破”三条主线逻辑清晰。建议关注：1）电解槽相关的隆基绿能、阳光电源；2）应用端绿甲醇及氢能车相关的复洁环保、亿华通、重塑能源、金风科技、中集安瑞科、泛亚微透；3）储运环节相关的国富氢能、中材科技。
5 风险提示
政策执行力度不及预期的风险，政策导向变动的风险，新技术商业化进程缓慢的风险。