海外氢能专题之行业篇（一）欧洲：制储运用政策完善，碳税落地加速绿氢平价

欧洲氢能政策支撑行业发展，绿氢产业化发展加速。欧盟针对氢能全产业链制定明确的发展规划并细化配套政策，如补贴规则、可再生氢定义、碳关税等，加速氢能产业化进程。 从规划看：欧盟规划2030年实现2000万吨可再生氢产量，其中1000万吨进口。为同步解决中游运输瓶颈，欧盟计划建设5条氢气管道走廊、5.3万公里氢能管网，使得每公斤氢气仅增加约0.4-0.5美元运输成本。 从补贴看：欧委会通过政府公共资金援助氢能项目，当前四个IPCEI项目补贴达到189亿欧元。同时，欧洲氢能银行以拍卖形式提供可再生氢补贴，补贴额度最高可达4欧元/kg。 从供需看：2022年欧洲氢气总需求量为820万吨，碳税政策落地刺激绿氢需求增长，而当前电解水制氢产能仅3万吨，供给存在明显缺口。目前公布的清洁氢需求项目量级达到700多万吨，带动电解槽需求。预计2025年电解槽产能达9.43GW，以PEM（47%）和ALK（43%）为主，SO和AEM产能也将分别提升至0.61GW和0.33GW。 从应用看：欧洲打造“氢谷”产业集群示范，依托可再生能源丰富地区配套制氢设施，带动周边产业对绿氢的需求。预计24-26年21个项目将投入运营，主要集中在炼油、炼钢、化工和海运领域，加速绿氢产业化。 欧盟碳市场不断完善，碳税落地加速绿氢平价。欧盟碳交易机制不断改革，碳市场走向成熟。最终版碳关税已于2023年6月试运行，将于2026年起正式运行征税，并且范围延伸至氢气领域。相较传统路线，仅零碳排放的可再生氢将免于征收碳关税。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/kg，连接电网的电解水制氢成本为9.85欧元/kg，可再生能源制氢的成本为6.86欧元/kg。采用可再生能源制氢的经济性更优，将成为主流电解水制氢方式，例如当前少数国家通过低发电成本或免税政策已经实现了可再生氢的平价。未来，可再生氢若要在各场景实现全面平价，碳关税是关键推手。根据我们测算，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，可再生氢平价趋势不可逆。 氢能政策与发展对比:欧洲配套政策更全面，中国政策待进一步完善。欧洲给予行业内领先企业补贴，欧洲PEM和碱性电解槽应用并行；中国以鼓励政策为主，号召央国企牵头，技术路径以碱性电解槽为主。 政策端：欧洲更全面、更细节并且补贴更多，中国以鼓励政策为主。 管网基建：欧洲以现存天然气管道改造为主，中国多为新建项目。 项目应用：欧洲和中国均打造氢能一体化项目。 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。 国内重点关注上中游项目落地，制氢和燃料电池两条主线并行，重点在于经济性推动以及政策的进展，下半年重点关注持续性政策的驱动与新商业模式的闭环。建议关注：吉电股份、华光环能、昇辉科技、华电重工、石化机械。 氢能政策推广进度不及预期、碳关税落地不及预期。 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。 图表1：欧盟氢能发展方针从规划确立、框架细化到资金支持不断发展 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。 图表2：《欧盟氢能战略》制定可再生氢和电解槽装机量级 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。 图表3：欧盟氢能发展框架逐步成形 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。 图表4：欧盟提供公共资金支持，并且建立欧洲氢能银行为绿氢项目融资 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。 图表5：欧洲2022年氢气需求以炼油和氨为主 图表6：欧洲2022年氢气需求量为820万吨（万吨/年） 图表7：欧洲已宣布的清洁氢项目需求达700万吨 图表8：德国、西班牙、法国、芬兰电解水制氢占比高（Mt/年） 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。 图表9：欧洲2022年氢气总产能达到1130万吨（万吨） 图表10：欧洲2022年电解水制氢产能约3万吨 图表11：欧洲电解槽以PEM和ALK为主（GW） 图表12：2025年欧洲电解槽产能预计达到9.4GW（GW） 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205MW(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。 图表13：瑞典、法国、荷兰为电解槽装机量前三（MW） 图表14：德国、法国、英国电解水制氢项目前三（个） 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。 图表15：采用管道运输每公斤氢气仅增加约0.4-0.5美元成本 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。 图表16：欧洲运营氢能管道总长度已达1569公里 图表17：欧洲氢能主干管网计划（EHB）计划建立5.3万公里的氢能管网 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。 图表18：欧盟已确定五条氢气管道走廊 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”（HydrogenValley）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，CleanHydrogen 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。 图表19：“氢谷”构成模式 图表20：欧洲“氢谷”3/4项目通过可行性验证 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。 图表21：荷兰HEAVENN”氢谷”项目的四个集群 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”。 图表22：“氢谷”分小、中、大三种类型，对应交通、工业脱碳和出口导向 图表23：欧洲“氢谷”重点示范项目 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