新能源制氢行业市场前景及投资研究报告：风电光伏利用小时度电成本电解槽机会

证券研究报告（优于大市，维持）《制氢：如何从风光过剩、利用小时和度电成本看电解槽未来机会》2024年6月18日总结

我们认为，制氢端（电解槽）机会来自于三条路，步步进阶：

1）“0电成本”型：弃风弃光率或放开，风光进一步过剩，“无成本”电带来氢能产品消纳机会。假设2030年弃风率20%，弃光率10%，则对应理论电解槽数403GW。

2）“0设备成本”型：部分省份出台政策，如新疆等，将氢能等同于储能设备，在配储要求高的省份，如新疆25%，4小时，电解槽利用小时数在2000h时，氢能设备成本与储能设备成本相近，经济性主要看卖绿氢产品和卖储能的电哪个收入高（此时氢能设备折旧相当于不用考虑，因为本身配储也要相同成本，相当于“0设备成本”型）。

3）经济性或走通型：风光成本进一步下降，离网制氢也有经济性。23年年末-24年初，风光出现低价标（2023年11月，宁夏光伏项目EPC中标价有低至为2067元/kW。2024年3月，内蒙古风电EPC有低至2152元/kW），据我们测算，当电解槽利用小时3000h，度电成本0.12元及以下（陆风造价约2600元/W），离网制氢经济性或走通，当电解槽利用小时达4000h，度电成本0.15元及以下，海风离网制氢经济性或走通。据我们测算在2030年前后，海风度电成本降至0.15元/度电左右，陆风+光的度电成本降至0.12元/度电以下，离网制氢经济性或走通。但在部分风光竞争激励地区，如三北（陆风造价2600元/kW，年利用小时2325h，光伏造价2000元/kW，光伏利用小时数1600h），此步伐会更快，或2025年走通。

投资建议：建议关注华电重工、华光环能、昇辉科技和双良节能。

风险提示：政策不及预期，风光度电成本降低不及预期，电解槽降本不及预期。2资料：证券研究所新能源装机爆发增长新能源快速发展，矛盾不断产生。2023年全国光伏新增装机约217GW，风电新增装机约76GW，风光装机快速扩张，消纳压力不断加大。截止到2023年，火电装机（含煤电+气电）对风光的保障比为1.3：1，我们预计2025年风光总装机将超过火电，火电对风光的保障比下降至1.1：1，2025或进一步降至0.9：1。图：火电和风光装机量变化（万千瓦）180000161083160000147833143571138987140000120000100000800006000040000200000133647132083129803124517119055105083758056350453496414732019202020212022风电+光伏20232024E2025E火电3资料：wind，证券研究所测算风光大幅降本，度电成本0.1-0.15元可期根据InfoLink

Consulting，截止2024.06.12均价已降至0.87元/瓦。根据金风科技季度演示材料，23Q2风机全市场投标均价约1608元/千瓦，YOY-12%，QoQ-3%，降幅明显；23年9月风机全市场投标均价继续下探至1553元/千瓦。图：我国光伏成本变化预测（元/W）图：风机月度公开投标均价（元/千瓦）50004500400035003000250020001500100050002.0MW2.5MW3S4S平均4资料：CPIA《2023-2024年中国光伏产业发展路线图》，金风科技季度演示材料，证券研究所测算风光大幅降本，度电成本0.1-0.15元可期

风光价格大幅降本。2023年11月，宁夏电力采煤沉陷区一期复合光伏项目EPC标段二的第一中标人中电建宁夏报出本次中标单价最低为2067元/kW。2024年3月，内蒙古风电EPC招投标结果公示，最低段价格降至2152元/kW。表：宁夏电力光伏EPC中标单价表：内蒙古风电EPC招投标5资料：能源一号，北极星风力发电网，证券研究所风光大幅降本，度电成本0.1-0.15元可期

风光造价下降，度电成本0.1-0.15元可期。结合近期风光EPC造价趋势，我们预计2025年陆风、光伏和海风造价分别为2600元/kW、2000元/kW和8250元/kW，对应度电成本分别为0.12、0.16和0.2元。对于氢能来说，风光造价下降带来两个机会，弃风弃光容忍率提升（0元电），以及离网制氢具备经济性（利用小时3000h，度电成本0.12元及以下）。表：陆风、海风和光伏度电成本预测陆风2023

2025E

2030E光伏2023

2025E

2030E造价（元/kW）年利用小时使用年限500023252026002325202340232520造价（元/kW）年利用小时使用年限300012302020001230201700123020折旧财务成本人工管理等度电成本（元/kWh）0.110.060.030.200.060.030.030.120.050.030.030.11折旧财务成本人工管理等度电成本（元/kWh）0.120.070.030.230.080.050.030.160.070.040.030.14海风2023110003800202025E2030E5775380020光伏（高利用小时）造价（元/kW）年利用小时使用年限折旧财务成本2023

2025E

2030E造价（元/kW）年利用小时使用年限折旧财务成本人工管理等82503800200.110.070.030.203000160020200016002017001600200.140.090.030.080.050.030.090.060.030.180.060.040.030.130.050.030.030.12人工管理等度电成本（元/kWh）度电成本（元/kWh）

0.260.156资料：证券研究所测算煤制氢是目前主流，电解水制氢快速发展

煤制氢是主流，电解水制氢占比低。按照制取技术来分，可以分为化石能源制氢、工业副产制氢和电解水制氢。化石能源制取的氢气也被称为灰氢，是我国氢气的主要，占比81%；工业副产气制取的氢气被称为蓝氢，占比18%；通过电解水等手段制取的氢气被称为绿氢，占比1%，因为在目前0.4元/度电价下，碱性电解水制氢成本约25.7元/kg，成本较高。据我们测算，若电价低至

0.15

元/kwh，电解水制氢成本约为11.73元/kg。未来随着电价下降，电解水制氢经济性增强。图：中国制氢方式占比1%18%19%62%煤制氢天然气制氢工业副产氢电解水制氢7资料：中国能源报，证券研究所煤制氢为主流，集中式为主

根据毛宗强等《制氢工艺与技术》，煤制氢为主流，集中式为主。煤制氢是目前主流制氢方式，主要是采用煤气化制氢，初始投资大。可单独建设煤制氢厂站，氢气供应量大，如茂名的水煤浆煤制氢工艺制氢规模为6.49万吨/a。或者基于当地已有的煤气化炉，利用变压吸附的方式提纯氢气，把负荷调节到2%-3%即每天氢气产量1560-2340kg（按照氢公交车7kg/100km，日均200km，可满足111-167辆公交车）。不管是哪种方式，基于煤制氢前期的高投入，一般以集中式为主，分布式少。图：煤制氢产能适应特点资料析及发展建议》，中国电动汽车百人会《中国氢能产业发展报告2020》，国家煤化工网，

证券研究所：毛宗强等《制氢工艺与技术》，张彩丽等《煤制氢与天然气制氢成本分8煤制氢成本

煤制氢成本测算假设：根据毛宗强等的《制氢工艺与技术》，茂名的水煤浆煤制氢工艺的制氢规模为6.49万吨/a（90000nm3/h，利用小时数8000h，投资额假设3.3万元/nm3.h），辅助材料为89元/tH2，员工工资成本为149元/t

H2，制造费用成本为2622元/tH2，扣除副产品446元/t

H2（副产品硫），单位褐煤需求量为7.5t/t

H2。维修费假设为2%。燃料动力成本和氧气成本测算参考张彩丽等《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》，其中，氧气单耗0.5m³/m³H2，假设0.5元/m³。表：煤价450元/吨时成本测算（单位：元/

tH2）

表：煤价变化对应的制氢总成本测算科目制造费用总计折旧维修费用其他制造费用人员成本煤原料成本辅助材料消耗燃料动力成本电数值2622231046266149337589其他制氢成本

总制氢成本（元/kg)煤价（元/吨）

煤成本（元/tH2）（元/tH2）200300400500600700800900100015002250300037504500525060006750750059877.4959878.2459878.9959879.74598710.4911.2411.9912.7413.497732699059875987循环水新鲜水脱盐水氧气成本副产物回收制氢成本1159874032800446936259879资料

：毛宗强等《制氢工艺与技术》，张彩丽等《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》，

证券研究所测算天然气制氢成本

天然气制氢成本测算假设：根据国家煤化工网，假设3000m3/h，投资强度为2.9万元/Nm3.h，其中设备按20年折旧，设备年运行时间按照8000h来计算。根据张彩丽等《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》，测算单耗为0.3352

m³/m³H2。其他制造费用和人员成本假设与煤制氢一致，燃料动力成本参考张彩丽等《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》中数据。表：液化天然气4000元/吨时成本测算（单位：元/tH2）表：天然气价格变化带来的制氢总成本变化科目制造费用总计折旧维修费用其他制造费用人员成本天然气原料成本燃料动力成本电数值23362030412661491072620612242211天然气价格

天然气原材料

其他制氢成

总制氢成本（元/m3）

成本（元/tH2）

本（元/tH2）

（元/kg)123456375475084546454645464546454645468.3012.0515.8119.5623.3227.0711263150171877122525循环水新鲜水脱盐水3.5MP蒸汽燃料气246-202175815273制氢成本10资料

：毛宗强等《制氢工艺与技术》，张彩丽等《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》，

证券研究所测算碳税助力绿氢经济性

碳税助力绿氢经济性。根据赵运林等《集中式制氢技术进展及成本分析》，天然气制氢的碳排放按照制备1kg氢放10.1kg二氧化碳计，煤制氢按1kg氢放20kg二氧化碳计。2023年以来，欧洲碳价剧烈波动，在66.6-96.85欧元/吨波动，据我们测算，若未来灰氢需要征收碳税，以500元/吨碳价计算，则煤制氢加价10元/kg，天然气制氢加价5.1元/kg。

根据《中国氢能产业发展报告2020》，若结合CCUS（碳捕集、利用与封存），煤制氢会增加130%的运营成本和5%的燃料成本，每千克氢气制备增加12.3元。表：碳税助力绿氢经济性图：CCUS技术成本预测（元/kgCO2）碳税价格（元/

煤制氢加价（元天然气制氢加价（元/kg)吨）/kg)1.02.03.04.05.06.09.010.0500.51.01.52.02.53.04.55.110015020025030045050011证券研究所测算资料：赵运林等《集中式制氢技术进展及成本分析》，中国电动汽车百人会《中国氢能产业发展报告2020》，工业副产氢，绿氢过渡方案

工业副产氢，绿氢过渡方案。根据《中国氢能产业发展报告2020》，我国工业副产氢种类丰富潜力较大，但目前资源利用率低。我国工业副产氢焦炉煤气制氢理论规模庞大，年供应氢气潜力271万吨（炼钢用焦炭等，华北38%，华东21%）。目前工业副产氢利用率不高，如焦炉煤气制氢放空率39%，计算全部工业副产氢氢气制氢潜力在450万吨。目前成本较低，如焦炉煤气副产氢成本在9.3-14.9元/kg。工业副产氢是走向可再生能源制氢的过渡方案。表：工业副产氢制氢潜力图：工业副产氢成本2.522可供应公交车数量（万辆）1.81.81.2年制氢潜力（万吨）301.330.831.51轻烃利用副产氢氯碱副产氢6.51.31.25337.10.50焦炉煤气副产氢27158.9合成氨合成甲醇等副产氢11825.6合计45097.612资料2020》，：中国电动汽车百人会《中国氢能产业发展报告证券研究所如何看待氢能消纳经济性？

用电价格在0.15元以下，绿氢经济性与灰氢比肩。根据刘雷等《电解水制氢成本分析及降本措施》，我们假设1标方氢气耗5度电，单位人工为0.1元/标方氢气（1.12元/kg），水耗成本为0.01元/标方（0.11元/kg）。据我们测算，在1000标方电解槽售价750万元，年利用小时4000h，运行10年的假设下，用电成本在0.15元以下，绿氢经济性与灰氢比肩。表：绿氢成本用电价格(元/制氢成本(元/kg）单位电费成本（元

单位折旧（元单位原材料（元/kg）

单位人工（元/kg）度）/kg)5.68.4/kg）2.102.100.100.158.930.110.111.121.1211.730.2014.5311.22.100.111.120.250.3017.3320.13142.102.100.110.111.121.1216.8注：年利用小时数4000h，寿命10年，售价750万资料

：

刘雷等《电解水制氢成本分析及降本措施》，证券研究所测算13如何看待氢能消纳经济性？表：绿氨成本用电价格

制氢成本

单位电费成本

单位其他成本

合成氨耗氢量合成氨电价(元/

合成氨成本耗电量(度/t）(元/度）(元/kg）（元/kg)（元/kg)(kg/t）度）0.350.35（元/t）0.1511.738.43.331761000100024150.214.5311.23.3317629080.2517.33143.3317610000.353400表：煤制甲醇和绿醇成本煤制甲醇液态阳光甲醇煤炭价格（元/吨）甲醇成本（元/吨）

可再生能源发电（元/千瓦时）甲醇成本（元/吨）50020002335250027500.10.20.30.4160060070080026003600460014资料：

中国能源报，证券研究所弃风弃光率或放开，风光过剩氢能消纳

5%弃风弃光率或放开，风光过剩时代或来临。此前，由于2015-2016年时，在风光发展前期，弃风弃光率高，全国弃风弃光率高于10%，西北地区甚至在2016年弃风率高达33.3%，弃光率高达19.8%，当时风光造价高，极高的弃风弃光率不利于风光发展。2018年10月30日，国家、国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，并附上了清洁能源消纳主要目标，在这个方案里首次提出把弃电率限制在5%以内的概念。随着风光经济性凸显，未来弃风弃光率或放开，改为合理利用率，则西北等风光资源好的地方弃风弃光率会增大，如2023年西藏的弃光率在严控下也有22%。2024年2月弃风弃光率提升，达6.3%和6.6%表：2016年西北区域新能源并网运行情况图：弃风弃光率截至2016年6月底

2016年上半年发电

2016年上半年利

2016年上半年弃风/弃光率省（区）并网容量量用小时数风电

光伏1900

1459弃风/光电量18.017.015.012.616.014.012.010.08.0弃风率弃光率风电光伏2786806815005983037风电28.3光伏19.759.359.552.466.4风电

光伏风电光伏12.010.0陕西甘肃青海宁夏新疆合计2681277672.01.46.6%6.9%7.0137.610.21124

1043

103.8

25.8

43.1%

30.5%6.06.04.03.53.13.22.74.01727

14281594

1338--8.14.00%8.3%7.2%3.02.02.02.02.02.01.7837128.7219.8524.619.313.1%0.0201520162017201820192020202120222023188043291558974137.2

31.1

38.4%

32.2%287.2

1424

1151

262.3

70.4

33.3%

19.8%15资料

：国家能源局，智汇光伏，全国新能源消纳监测预警中心公众号，

证券研究所采用弃风弃光，有经济性

采用弃风弃光制氢，有经济性。假设采用弃风弃光，发电零成本，电解槽价格750万，寿命10年，每千克氢气折旧约为4.2元，单位人工等其他费用为2.35元/kg（规模不大，张轩等《电解水制氢成本分析》中，每千克人工2.24元，每千克原材料0.11元），总计6.44元/kg。若对于光伏电站，则利用小时数在1200h左右，对于100MW的光伏电站，弃光率5%左右，对应每千克氢气折旧约为7元，单位人工等其他费用为2.35元/kg（规模不大，用张轩等《电解水制氢成本分析》中，每千克人工2.24元，每千克原材料0.11元），总计9.35元/kg。

如何才能利用弃风弃光？风光规模大+电解槽波动性匹配足。以目前的集中式风光规模，单场站弃风弃光率达5%后则能支撑至少一台电解槽的安装。从单个场站规模来说，据我们测算，若一台1000标方的电解槽，利用小时数在2000h，对应的100MW的电站，对应的弃风率在5%左右，若对于光伏电站，则利用小时数在1200h左右，对于100MW的光伏电站，弃光率5%。由于弃风弃光一般发生在风电/光伏大发时，虽然碱性电解槽匹配风光波动性不如PEM，但是在风光大发时，碱槽随着技术进步，或能较好匹配波动性，目前主要要看示范项目的具体落地情况。16资料：张轩等《电解水制氢成本分析》，证券研究所弃风弃光带来的电解槽理论需求量不小

弃风弃光带来的理论电解槽数不小，主要看未来场站的的弃风弃光率（越高，布局电解槽可能性越大）、电解槽波动性匹配程度，同时，或需要管理的智能化水平提升。表：弃风弃光带来的理论电解槽数2023441610188597680905833139239224115.09%2.70%2%2024E5218302025E6062026E69913222170110813350134772682810678025.12%12%2027E80016102178112014986164093139511212028.00%14%2028E90919272186112916688195773626611772530.81%16%2029E102622702192113718445232304167612361233.72%18%2030E115126302199114620246271224736812979236.49%20%中国风电累计装机量（GW）中国光伏累计装机量（GW）风电利用小时10602162109711922108102273210169622.35%9%21461067105128325188379685319.45%6%光伏利用小时风电发电量（亿千瓦时）光伏发电量（亿千瓦时）风光发电量（亿千瓦时）社会总发电量（亿千瓦时）风光发电量占比弃风率弃光率6%7%8%9%10%10%10%弃风量（亿千瓦时）弃光量（亿千瓦时）假设集中式光伏弃光量（亿千瓦时，假设占比60%）风-理论对应氢气量

（万吨）风-电解槽利用小时数风-理论对应电解槽GW数光-理论对应氢气量

（万吨）光-电解槽利用小时数光-理论对应电解槽GW数总理论电解槽数（GW数）2241196715311179814182011722440162331792175404925815062301471319488703974130515491808402000111312006120200034571201272112000598712024132520009112612035843620001221741204815682000159233120510872320002022771206128904200025332312071501760100149203267331403资料：赛迪顾问，中国电力网，北极星风力发电网，国家能源局，全国新能源消纳监测预警中心公众号，证券研究所测算17“0设备成本”型在高配储省份或有可能性

新疆配氢能当风光路条。2023年3月27日，新疆、国网新疆电力有限公司联合印发《关于进一步发挥风光资源优势促进特色产业高质量发展政策措施的通知》，2024年12月底前建成投产或2024年内备案并于一年内建成投产的项目，视工艺水平先进程度，按年产1万吨氢支持30-45万千瓦市场化并网光伏或相当规模风电，所发电量并网消纳。图：新疆

、国网新疆电力有限公司联合印发《关于进一步发挥风光资源优势促进特色产业高质量发展政策措施的通知》18资料：新疆维吾尔人民政府网，证券研究所“0设备成本”型在高配储省份或有可能性

“0设备成本”型在高配储省份或有可能性。高比例配储地区，配氢初始投资与配储持平，但利用小时数是决定因素。新疆配储是25%功率配比，配4小时。假设要建设40万千瓦光伏/风电，则需配臵40万千瓦时储能或者是1万吨氢。假设4小时储能EPC单价约为1元/Wh，则需4亿。假设电解槽利用小时数能达2000h（光伏新疆I类利用小时数1500h左右，II类1400h左右，风电I类在2700h左右，II类在2300h左右），每1000标方电解槽EPC对应750万元，则对应投资额4.2亿，与配储初始投资持平。

投资额持平，两者经济性对比主要看1万吨氢气价值和制氢所用的电直接上网，哪个经济效益更强。新疆4月3日（上海有色网）绿氢价格1.46元/立方米，1万吨对应1.6亿。假设1标方对应5度电，1万吨所需电5.6亿度电，新疆风光上网的目标电价0.262元/度电，对应1.5亿元收入。卖绿氢的价格高于卖电，有利可图。我们认为，随着各省配储要求提升，未来绿氢代替储能的经济性或有体现。图：配储

VS配氢19资料：国际电力网，国际氢能网，证券研究所风光耦合离网制氢，平价化可期

风光成本下降+风电耦合提升离网制氢经济性。电价和利用小时数是决定风光制氢成本的关键性因素。风光耦合制氢能发挥风光互补优势，假设制氢在风光资源较好的西北地区，风利用小时超2500h，光利用小时超1500h，风光互补后利用小时有望站上3000h，往4000h看。风光离网制氢中，单靠碱性电解槽可能性不大，我们预计碱槽：PEM=8:2组成系统，我们预计1000标方的碱槽+PEM的系统成本约960万元。

据我们测算，在电价0.12元以下时，风光离网制氢或有经济性（对应煤价700元）。沿海地区可考虑海风制氢，若年利用小时在4000h，则度电0.15元，即对应煤制氢有经济性。据我们测算在2030年前后，海风度电成本降至0.15元/度电左右，陆风+光的度电成本降至0.12元/度电以下，离网制氢经济性或走通。但在部分风光竞争激励地区，如三北（陆风造价2600元/kW，年利用小时2325h，光伏造价2000元/kW，光伏利用小时数1600h），此步伐会更快，或2025年走通。表：年利用小时数3000h时的制氢成本（碱槽：PEM=8:2）用电价格(元/度）制氢成本(元/kg）单位电费成本（元/kg)单位折旧（元/kg）

单位原材料（元/kg）

单位人工（元/kg）0.100.120.150.200.250.3010.4311.5513.2316.0318.8321.635.66.728.411.2143.63.63.63.63.63.60.110.110.110.110.110.111.121.121.121.121.121.1216.8注：年利用小时数3000h，寿命10年。资料

：张彩丽《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》，刘雷等《电解水制氢成本分析及降本措施》，

证券研究所测算20化工为绿氢最大应用

2021年，全球氢气使用量超过9400万吨，其中超过99%的需求来自于工业领域。图：全球氢能使用下游（2021年）图：我国氢能分部门消费结构示意图21资料闻网，：波士顿咨询《中国氢能产业展望》，中国石化新证券研究所中国为氢能最大使用量国家

2022年，全球氢气使用量达到9500万吨，中国占比29%（计算得2755吨），北美17%，中东13%，印度9%，欧洲8%。图：全球氢能使用，分国家（2022年）22资料：IEA-《Global

Hydrogen

Review2023》，证券研究所三北地区炼化需求占比约31.4%

截止2022年5月1日，华东地区大型炼化占比43.9%，东北19.8%和华南7.47%。华东、华南、东北三大区是新型炼化一体化企业的集中地区，沿海方便原料输入与产品输出这一原因在择址方面起到决定性作用。

三北地区炼化需求占比约31.4%（由于数据统计口径的原因，我们将华北全部计入，但华北中有部分地区非三北地区），三北地区风光资源较好，炼化为未来离网风+光制氢的重要消纳场所。

若未来海风制氢降本，则华东、华南的炼化消纳市场空间大。图：国内大型炼化一体化项目布局2.67%2.27%7.07%华东东北华南华北西北西南华中7.47%43.88%16.86%19.79%23资料：卓创资讯，证券研究所三北合成氨和合成甲醇的需求

据人民网引用《国际氢能技术与产业发展研究报告2023》，从化工领域用氢企业产量来看，据不完全统计，我国2022年合成氨产量约为6000万吨、合成甲醇产量约8100万吨，其氢气需求量分别达到约1059万吨（单吨耗0.177吨氢气）、1012万吨（单吨耗0.125吨氢气），绿氢替代潜力巨大。

根据卓创资讯，三北有国内33.8%合成氨产能和68.4%合成甲醇产能，计算得，约有358万吨和692万吨的氢气需求量。

据估算，三北地区的炼化、合成氨和合成甲醇的氢气消纳约占全国的43.5%。表：国内合成氨产能&三北地区情况表：国内合成甲醇产能&三北地区情况氨产能（万吨/年）比例甲醇产能（万吨

年）/比例东北1993.2%2692.5%东北华北（不含北京、天津）华北（不含北京、天津）127220.1%330130.4%西北三北666213710.5%33.8%3859742835.6%68.4%西北三北全国总计6326

100.0%10855

100.0%全国总计24资料：卓创资讯，证券研究所2.2030年前氢能需求主要看工业，但交通占比提升

（1）据中石化新闻网，2020年氢能消费规模3173万吨。据国家能源局《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，年制氢产量约3300万吨，其中，达到工业氢气质量标准的约1200万吨。据国家能源局引用国际商报，2022年氢气产量3781万吨。据IEA，中国氢能使用量约2755吨（yoy+0.5%）。我们发现，各统计的氢能数据有所差别。我们以国家能源局年制氢产量3300万吨，IEA的中国氢能使用量yoy+0.5%，来假设2022年数据。计算得2022年中国氢能需求量在3465万吨，由于2022年受疫情影响，增速放缓，我们假设2023年的氢能需求量增速在5%左右，计算得3638万吨。

（2）交通：假设氢车日运行200公里，年运行360天，年里程7.2万公里，百公里氢耗10kg。根据人民网引用中国氢能联盟发布的《中国氢能源及燃料电池产业发展报告2022》，2022年中国氢燃料电池汽车保有量达12682辆。2023年氢燃料电池汽车销量为5791辆。

工业：目前，氢能主要用途用于工业，其他领域较少，我们以总需求量-交通领域用氢量测算工业部门用氢量，计算得2022和2023年的氢气需求量，我们预计2024年-2030年工业需求增速为3%。表：2022-2030年电解水制氢需求20223456126823367934650.11%420233625184735791132024E

2025E

2026E

2027E

2028E

2029E

2030E3734

3846

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4080

4202

4328

445830055

50903

88428

155975

277558

496407

89033711582

20848

37526

67546

121583

218850

393930原工业氢能需求量燃料电池汽车保有量燃料电池汽车销量燃料电池汽车氢需求量氢能需求量（万吨）电解水制氢占比223764112200357641363837553882402541924402468650990.26%

0.53%

1.00%

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