11中邮证券2023年12月12日全球锂资源理论成本锂行业深度报告证券研究报告行业投资评级：强大于市李帅华/王靖涵中邮证券研究所 新材料团队2投资要点 产业链发生变化需求疲软，锂资源成本到底在哪？供应.

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 2022年10月举行完成国际分入核保险业务续转工作 

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2023 年深度行业分析研究报告 目目 录录 1、重要性：保障系统安全、提升系统寿命重要性：保障系统安全、提升系统寿命 .6 6 1.1、温控系统是储能安全的重要保障.6 1.2、温控系统可以助力储能.

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2023 China Insights Consultancy.All rights reserved.This document contains highly confidential information and is solely for the use of our client.No part of it may be circulated,quoted,copied or otherwise reproduced without the written consent of China Insights Consultancy.CIC灼识咨询灼识咨询中国氢能行业蓝皮书中国氢能行业蓝皮书灼识咨询是一家知名咨询公司。其服务包括IPO行业咨询、商业尽职调查、战略咨询、专家网络服务等。其咨询团队长期追踪物流、互联网、消费品、大数据、高科技、能源电力、供应链、人工智能、金融服务、医疗、教育、文娱、环境和楼宇科技、化工、工业、制造业、农业等方面最新的市场趋势，并拥有上述行业最相关且有见地的市场信息。灼识咨询通过运用各种资源进行一手研究和二手研究。一手研究包括访谈行业专家和业内人士。二手研究包括分析各种公开发布的数据资源，数据来源包括中华人民共和国国家统计局、上市公司公告等。灼识咨询使用内部数据分析模型对所收集的信息和数据进行分析，通过对使用各类研究方法收集的数据进行参考比对，以确保分析的准确性。所有统计数据真实可靠，并是基于截至本报告发布日的可用信息。若您希望获取CIC灼识咨询的详细资料、与灼识建立媒体/市场合作，或加入灼识行业交流群，欢迎扫码、致电或致函。32中国氢能行业竞争格局分析中国氢能行业竞争格局分析1中国氢能行业概览中国氢能行业概览附录附录3中国氢能行业概览中国氢能行业概览中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录资料来源：灼识咨询氢能产业布局成为未来低碳经济转型重点发展方向，投资主线关注产业链重点环节与商业化突破口，具备商氢能产业布局成为未来低碳经济转型重点发展方向，投资主线关注产业链重点环节与商业化突破口，具备商业化前景与技术壁垒的标的公司具有可投资性业化前景与技术壁垒的标的公司具有可投资性4具有广阔的发展空间具有广阔的发展空间“双碳”战略目标背景下，氢能产业布局成为未来能源结构优化和低碳经济转型重要发展方向氢能产业生态氢能产业生态持续持续丰富支撑丰富支撑十数万亿元十数万亿元产业链市场空间产业链市场空间应用场景拓宽应用场景拓宽开发应用成本开发应用成本经济性提升经济性提升交通运输交通运输工业脱碳工业脱碳新能源网络新能源网络产业链重点环节与产业链重点环节与商业化突破口商业化突破口具有可投资性具有可投资性政策引导政策引导作用强作用强 核心部件成本结构集中现行补贴周期难以扭转 产业环节资源禀赋、应用场景区域分布，氢能产业集群呈现类似特征 中央分阶段发展规划 示范城市群落地场景 财政扶持产业规模化提高成本经济性 产业规模化发展关键技术核心零部件国产 电堆寿命、高功率区间性能长期提升1技术瓶颈技术瓶颈持续攻关持续攻关2成本结构成本结构核心部件核心部件集中集中3区域性特区域性特点强点强4行业特征标的公司优势行业特征行业特征行业关键成功因素行业关键成功因素持续资源投入保持市场领先地位与供应商和下游产业保持良好关系市场布局的先发优势领先的技术研发水平产业链资产业链资源整合能源整合能力强力强2具备先发具备先发优势优势3建立技术建立技术壁垒与创壁垒与创新属性新属性4与主流车企建立稳定合作关系一体化零部件供应体系行业发展初期建立规模化优势盈利潜力行业领先研发实力雄厚生产运营效率与产品质量领先技术迭代开发更高功率区间产品宏观市场宏观市场中观行业中观行业微观标的微观标的商业化前商业化前景明确景明确1面向汽车行业应用，商业化前景明确下游燃料电池汽车投放规模增长政策支持氢能产业推广验证及长期规划氢能产业链技术瓶颈取得突破相关配套设施及市场转化机制持续完善中国氢能行业概览中国氢能行业概览中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录资料来源：灼识咨询氢能行业股权融资规模稳步上升，早期阶段投资活跃，热门赛道与产业链各板块均有分布，市场信心逐步提氢能行业股权融资规模稳步上升，早期阶段投资活跃，热门赛道与产业链各板块均有分布，市场信心逐步提振振52022年至今氢能行业股权融资情况，分融资轮次年至今氢能行业股权融资情况，分融资轮次氢能行业股权融资数量和金额氢能行业股权融资数量和金额*，2019-2023Q1-Q32022年至今氢能行业股权融资集中于早期轮次，同时产业链中游燃料电池相关标的成为氢能行业焦点随着亿华通港交所上市成为首个A H氢能源概念股、国氢科技B轮融资45亿元创下纪录并成为估值130亿元的独角兽企业，氢能行业市场信心逐步恢复，预期2023年氢能行业股权融资整体呈现较为乐观态势轮次战略战略亿元人民币046320501282022 2023Q1-Q3*注：不包括未披露融资金额的融资事件*注：包括IPO进心中的企业融资数量融资金额2019年以来，氢能行业股权融资金额逐年上升，虽然2022年股权融资数量有所回落，目前2023年前三季度股权融资数量表现良好，预计2023年相较2022年有所提升IPO和增和增资扩股资扩股*Pre-A和和A轮轮C/D/E轮轮B轮轮天使轮天使轮笔中国氢能行业概览中国氢能行业概览中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录氢能是指利用氢气作为媒介的能源形式，具有氢能是指利用氢气作为媒介的能源形式，具有来源广泛、绿色低排、产储稳定、能量密度高等优势，是实现来源广泛、绿色低排、产储稳定、能量密度高等优势，是实现双碳目标的一种关键工具，有助于推动我国构建更清洁、更可持续的能源体系双碳目标的一种关键工具，有助于推动我国构建更清洁、更可持续的能源体系资料来源:Air Quality Engineering，灼识咨询6*注：热值指单位质量（或体积）燃料完全燃烧时所放出的热量，是表示燃料质量的一种重要指标来源广泛来源广泛绿色低排绿色低排生产和生产和储运稳定储运稳定能量密度能量密度高高能源类型能源类型燃烧效率燃烧效率热值热值*，kJ/g氢气氢气57%-623化石燃料25%-60$-55氢元素分布广泛，按原子数量算，氢大约占到地球总原子量的17%氢气制备手段多样，制氢能源如化石燃料和风光电能源充足AB更优更优运输中能量损耗较电能更小产量稳定，不受风光条件限制生产侧生产侧运输侧运输侧产氢端产氢端：低排/零排CO2用氢端用氢端：零排 氢能行业致力于研究、开发、推广和商业化利用氢能技术，以减少碳排放、推动可持续能源发展。氢气氢气H2燃料燃料电池电池氢能氢能是指以氢气作为能源媒介能源媒介，可通过氢燃烧或燃料电池等技术将其转化为动力或热量能源储能源储存和电存和电力生产力生产航天航天燃料燃料建筑建筑供暖供暖H2H2氢能氢能 氢气在多个领域中有广泛的用途，包括焊接和切割、金属矿物冶炼和还原、氨气生产、半导体蚀刻、燃料和能源媒介等。氢能行业氢能行业氢能优势分析氢能优势分析中国氢能行业概览中国氢能行业概览中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录双碳背景下各国家地区积极谋划氢能产业战略布局，目前中国氢产量居世界首位，但在发展质量上尚存在提双碳背景下各国家地区积极谋划氢能产业战略布局，目前中国氢产量居世界首位，但在发展质量上尚存在提升空间，为此各地政府围绕宏观规划纷纷设立氢能发展目标规划，有望进一步提升我国氢能产业的发展水平升空间，为此各地政府围绕宏观规划纷纷设立氢能发展目标规划，有望进一步提升我国氢能产业的发展水平资料来源：美国能源部，欧盟委员会，日本经济产业省，韩国国会，中国发改委，各省发改委，BP plc，灼识咨询7制氢方面主要产出由化石能源得到的灰氢，产业链绿色升级尚存壁垒中国氢能产业尚处示范应用和商业模式探索阶段，产业生态尚未全面建立受国外技术壁垒限制严重，关键设备、材料依然大量依赖进口产业发展产业发展技术自有情况技术自有情况制氢结构制氢结构地区地区时间时间名称名称主要内容主要内容美国2023年6月国家清洁氢能战略与路线图2030、2040和2050年美国内氢需求将分别升至1,000、2,000和5,000万吨/年欧盟2022年3月Repower EU规划2030年实现自产和进口各1,000万吨/每年的可再生氢目标日本2020年12月绿色增长战略2030年实现国内氢产量达到300万吨/年，2050年达到2,000万吨/年韩国2020年2月促进氢经济和氢安全管理法提出2050年实现进口氢替代进口原油的目标世界各国家世界各国家/地区氢能发展目标举例地区氢能发展目标举例中国国家级和省级氢能发展目标举例中国国家级和省级氢能发展目标举例产业布局较为完善可再生能源制氢量达到10-20万吨/年2025产业体系较为完备2030可再生能源制氢广泛应用多元产业体系形成2035可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升氢能产业发展中氢能产业发展中长期长期规划规划（2021-2035年）年）国家级国家级省级单位省级单位发布时间发布时间产值或者产氢量目标产值或者产氢量目标产值目标北京市2021年8月到2025年，京津冀区域累计实现氢能产业链产业规模1,000亿元以上上海市2022年6月到2025年，氢能产业链产业规模突破1000亿元辽宁省2021年12月 到2025年，全省氢能产业实现产值600亿元产氢量目标青海省2022年12月 到2025年，绿氢生产能力达4万吨左右内蒙古自治区2021年7月到2025年，绿氢制取能力达到50万吨/年宁夏回族自治区2022年5月到2025年，可再生能源制氢量达到8万吨以上省级省级中国氢能行业发展现状分析中国氢能行业发展现状分析中国已成为全球最大的氢气生产国氢气产量氢气产量6.5%6.3%6.5%7.5.0%4.5%6.5%8.6%9.0.8020202030E2050E全球及中国能源结构中氢气占比，全球及中国能源结构中氢气占比，2000-2050E全球平均中国单位：%中国氢能行业概览中国氢能行业概览中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录氢能行业产业链长，且参与方众多；上游氢能制备储运技术进步与氢能基础设施完善以及下游政策扶持带来氢能行业产业链长，且参与方众多；上游氢能制备储运技术进步与氢能基础设施完善以及下游政策扶持带来的交通运输方面的需求增长是中游产业的基础的交通运输方面的需求增长是中游产业的基础资料来源：灼识咨询8上游上游中游中游氢能行业产业链，中国，氢能行业产业链，中国，2022年年燃燃料料电电池池系系统统电电解解槽槽氢气供给系统氢气供给系统空气供给系统空气供给系统燃料电池系统集成燃料电池系统集成氢氢气气制制备备灰氢制取灰氢制取蓝氢制取蓝氢制取绿氢制取绿氢制取氢氢气气加加注注加氢站设备制造加氢站设备制造加氢站建设运营加氢站建设运营氢氢气气储储运运气态储运气态储运液态储运液态储运固态储运固态储运燃料电池电堆燃料电池电堆下游下游乘用车交交通通领领域域商用车航空航天船舶轨道交通绿氢化工热电联供工程机械分布/固定式储能站建筑建筑领域领域工业工业领域领域能源能源领域领域碱性电解槽碱性电解槽PEM电解槽电解槽中国氢能行业概览中国氢能行业概览中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录目前中国氢能行业市场规模已超五千亿元人民币，预计到目前中国氢能行业市场规模已超五千亿元人民币，预计到2027年中国氢能行业规模接近全球一半，中国氢能年中国氢能行业规模接近全球一半，中国氢能行业的发展很大程度上立足政府的扶持和推动，包括宏观层面的氢能发展规划以及执行层面的财政补贴行业的发展很大程度上立足政府的扶持和推动，包括宏观层面的氢能发展规划以及执行层面的财政补贴资料来源：中国氢能联盟，IEA，灼识咨询9氢能行业市场规模，产值口径，中国及全球，氢能行业市场规模，产值口径，中国及全球，2018-2027E单位：亿元人民币2,5145,15316,5137,93214,46734,337010,00020,00030,00040,000201820222027E中国全球复合年均增长率复合年均增长率(2018-2022)复合年均增长率复合年均增长率(2022-2027E)19.7&.2.2.9%中国占全中国占全球的比重球的比重31.75.6H.1%中国氢能行业驱动因素分析中国氢能行业驱动因素分析政府驱动政府驱动 氢能处于行业发展早期，长期来看有利于我国双碳目标达成，因此政府是现阶段现阶段我国氢能行业发展最主最主要要的推动者之一财政部分别在燃料电池汽车推广应用和氢能供应两个领域给予示范城市群补贴，降低氢能产品价格，提振氢能下游需求1.2 政府提供财政补贴政府提供财政补贴1 121-22年期间，各省发改委纷纷出台氢能发展规划，将氢能产业发展目标细化到加氢站数量、燃料汽车保有量、氢气产量等可量化指标1.1 政府规划产量目标政府规划产量目标2.1 规模化量产，降低规模化量产，降低氢气生产成本氢气生产成本氢能供给成本下降氢能供给成本下降2 22.2 氢气基础设施完善，氢气基础设施完善，降低运氢、加氢成本降低运氢、加氢成本产氢项目的规模化有利于氢气生产设备成本和建设成本的摊销，有助于进一步降低用氢成本运氢端，氢气管道运输建设，单位容量氢气运输成本更低加氢端，加氢站等设施的建设完善有助于解决加氢难加氢贵的问题催化剂、质子交换膜、碳纸、空压机及氢气循环泵的国产化是氢能相关设备成本下降的主要因素2.3 国产化进程加速，国产化进程加速，降低设备成本降低设备成本3.1 氢能优势凸显氢能优势凸显氢能需求提升氢能需求提升3 33.2 政府直接购买政府直接购买随着化石燃料等其他能源价格持续攀升，且碳排放问题日益成为全球重要议题，氢能将成为更加主流的能源解决方案政府直接作为下游客户直接采购下游产品，比如部分城市公交车、城市环卫车、示范社区氢能供暖等未来随燃料电池功率和寿命的进一步提升，氢能在船舶、轨交、氢储能等场景有望进一步横向扩张3.3 下游场景扩张下游场景扩张H2中国氢能行业概览中国氢能行业概览中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录在双碳政策引领下，氢能行业正受到国央企、金融机构以及其他民企的广泛关注，未来，随着氢能在能源结在双碳政策引领下，氢能行业正受到国央企、金融机构以及其他民企的广泛关注，未来，随着氢能在能源结构占比不断提升，我国氢能行业将朝着技术国产化、制氢清洁化和用氢多元化的方向发展构占比不断提升，我国氢能行业将朝着技术国产化、制氢清洁化和用氢多元化的方向发展资料来源：灼识咨询10H2氢能行业发展各方布局氢能行业发展各方布局现状现状氢能行业未来发展趋势氢能行业未来发展趋势央企积极布局氢能领域央企积极布局氢能领域国家电投、国家能源集团、中国石油、中国石化、中国海油等央企直接参与制氢、加氢、装备制造等环节的研发生产，这表明政府对氢能技术的支持和重视，央企的介入将大大推动氢能产业的发展金融机构、投资基金等纷纷参与氢能布局金融机构、投资基金等纷纷参与氢能布局国家开发投资银行、中国国际金融公司以及省级投资基金布局氢能行业，为氢能行业的研发投入提供了重要的资金支持，为行业发展进一步增强了资本支持新能源民企参与布局氢能产业链新能源民企参与布局氢能产业链多元化的参与将丰富氢能行业竞争格局，促进技术的创新和市场竞争，有助于提高中国氢能产业的国际竞争力国央企积国央企积极布局极布局金融机构金融机构提供资本提供资本支持支持新能源民新能源民企入局企入局氢能在能氢能在能源结构中源结构中占比提升占比提升制氢清洁制氢清洁化化用氢多元用氢多元化化关键技术关键技术国产化自国产化自有化有化在双碳目标的推动下，中国能源产业将逐渐迎来重大转型。由于氢能具有能量密度高、全环节低碳排甚至零排放的优势，其在我国能源结构中的占比预计将持续上升。这一趋势将推动中国能源结构朝着更清洁、更可持续的方向发展，最终实现双碳目标中国正在积极推进电解槽、燃料电池电堆等关键技术的国产化和自主创新，自主技术将能够有效降低氢能产业成本，更好地满足国内需求，并有望使中国氢能企业在国际竞争中占据有利地位未来，绿色低排电解水制氢技术将逐步成熟完善，并引领全球氢能源产业的发展。这一趋势将推动氢能源的成本下降，推动其在多个领域应用落地除目前大热的燃料电池汽车之外，氢气作为能源储存将在中国能源行业中迅速崭露头角。这一趋势将有助于解决可再生能源波动性的问题，实现能源供应的可持续性和可靠性，推动中国能源储存行业呈现快速增长的趋势。中国氢能行业概览中国氢能行业概览制氢制氢中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录11注：颜色由浅至深表示碳排放量越高根据制取及碳排放量不同，制氢可分为绿氢、蓝氢、灰氢三种，现阶段由于我国煤炭资源丰富，灰氢成本低，根据制取及碳排放量不同，制氢可分为绿氢、蓝氢、灰氢三种，现阶段由于我国煤炭资源丰富，灰氢成本低，灰氢是主要的氢气制取方式，但灰氢碳排放较高，未来低碳零碳的蓝氢和绿氢将会成为重点发展的制氢方式灰氢是主要的氢气制取方式，但灰氢碳排放较高，未来低碳零碳的蓝氢和绿氢将会成为重点发展的制氢方式氢气分类氢气分类灰氢灰氢蓝氢蓝氢CCUS绿氢绿氢灰氢定义：灰氢是直接从煤等化石燃料中生产氢气的过程，没有采取任何碳捕集或减排措施，过程灰氢定义：灰氢是直接从煤等化石燃料中生产氢气的过程，没有采取任何碳捕集或减排措施，过程中的大量二氧化碳排放会造成严重环境影响，属于高碳的“脏氢”，目前灰氢的主要生产方式是煤中的大量二氧化碳排放会造成严重环境影响，属于高碳的“脏氢”，目前灰氢的主要生产方式是煤的气化制氢，这是商业化最成熟的煤基制氢途径的气化制氢，这是商业化最成熟的煤基制氢途径属于灰氢的制氢方式：属于灰氢的制氢方式：煤气化制氢、天然气无捕碳制氢、煤制甲醇制氢、煤制氨制氢、石油制氢等煤气化制氢、天然气无捕碳制氢、煤制甲醇制氢、煤制氨制氢、石油制氢等蓝氢定义：蓝氢是在化石燃料制氢过程中配置蓝氢定义：蓝氢是在化石燃料制氢过程中配置CCUS技术实现大规模碳捕集与封存的低碳氢生产途技术实现大规模碳捕集与封存的低碳氢生产途径，与直接制氢相比，蓝氢减少了径，与直接制氢相比，蓝氢减少了90%以上的碳排放量，是氢能产业向低碳可持续发展的重要过渡以上的碳排放量，是氢能产业向低碳可持续发展的重要过渡技术技术属于蓝氢的制氢方式：属于蓝氢的制氢方式：天然气蒸汽重整制氢、天然气热化学裂解制氢、煤气化制氢天然气蒸汽重整制氢、天然气热化学裂解制氢、煤气化制氢 CCUS、煤制氨制氢、煤制氨制氢 CCUS、石油制、石油制氢氢 CCUS等等绿氢定义：绿氢是完全利用可再生能源电力对水进行电解制取的零碳排放氢气，主要技术难点在于绿氢定义：绿氢是完全利用可再生能源电力对水进行电解制取的零碳排放氢气，主要技术难点在于进一步提升电解制氢的系统效率，代表着氢能产业可持续发展的未来方向进一步提升电解制氢的系统效率，代表着氢能产业可持续发展的未来方向属于绿氢的制氢方式：属于绿氢的制氢方式：碱性电解（碱性电解（ALK）制氢、质子交换膜电解（）制氢、质子交换膜电解（PEM）制氢、固体氧化物电解（）制氢、固体氧化物电解（SOEC）制氢、阴离子）制氢、阴离子交换膜电解（交换膜电解（AEM）制氢等）制氢等碳碳排排放放依依次次增增加加资料来源：灼识咨询中国氢能行业概览中国氢能行业概览制氢制氢中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录资料来源:国际能源机构，中国氢能联盟，灼识咨询122022年中国年氢气产量年中国年氢气产量3,781万吨，占全球万吨，占全球37.1%，与全球制氢结构相比中国凭借丰富的煤炭储量目前以煤制，与全球制氢结构相比中国凭借丰富的煤炭储量目前以煤制氢为主氢为主，未来随着“双碳”政策的实施以及对清洁能源的需求增加中国将持续增加更加清洁的制氢方式比例，未来随着“双碳”政策的实施以及对清洁能源的需求增加中国将持续增加更加清洁的制氢方式比例2,1003,7816,74003,0006,0009,0002002120222023E 2024E 2025E 2026E 2027E 15.8% 12.3%中国氢气产量，中国氢气产量，2018-2027E单位：万吨6,50010,20014,50005,00010,00015,00020,0002002120222023E 2024E 2025E 2026E 2027E 11.9% 7.3%全球全球氢气产量，氢气产量，2018-2027E单位：万吨中国制氢结构，以产量为口径，中国制氢结构，以产量为口径，2022年年62.0.1.0%0.7%0.2%煤制氢天然气制氢工业副产制氢电解水制氢其它制氢方式全球全球制氢结构，制氢结构，以产量为口径，以产量为口径，2022年年19.0b.0.0%0.7%0.3%煤制氢天然气制氢工业副产制氢石油制氢其它制氢方式中国中国氢氢气产量气产量占全球占全球比重比重46.57.12.3%中国氢能行业概览中国氢能行业概览制氢制氢中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录13制氢方式制氢方式原理原理优点优点缺点缺点工艺痛点工艺痛点发展趋势发展趋势绿氢绿氢-光解水、生物质能等制氢方法使用光催化剂对水直接进行光照分解；利用生物工程菌通过发酵分解生物质生成氢气原料来源广泛，环保氢气产率较低,工艺系统复杂提高稳定性和活性发展技术发展，推进工业化和商业化应用绿氢绿氢-电解水制氢碱性电解碱性电解在碱性溶液中通电分解水生成氢气成熟可靠，设备成本低电解效率较低，电力消耗大碱液浓度管理困难、电极需要耐受碱性环境适合大规模中央制氢，成本有望进一步下降质子交换质子交换膜电解膜电解通过质子交换膜进行水的电解制氢电解效率高，可压缩氢气电解堆成本较高，需使用贵金属催化剂质子交换膜的稳定性和寿命难以长期稳定运行模块化设计，可规模化分散应用阴离子交阴离子交换膜电解换膜电解电解池中设置有阴离子交换膜，可以阻隔氢气和氧气的混合电解效率高，纯度高，安全性强运行成本高，使用寿命有限阴离子交换膜易老化，使用寿命短开发新型阴离子交换膜，提高膜的导电性、选择性和稳定性固体氧化固体氧化物电解物电解高温条件下，利用固体电解质进行水或水蒸气的电解电解效率高，可直接输出高压氢气工作温度高，热绝缘和材料要求高电解质的长期稳定性较差简化系统，降低工作温度蓝氢蓝氢-工业副产制氢焦炉气制焦炉气制氢氢收集焦炉煤气，进行脱硫精制后蒸汽重整制取氢气综合利用副产气,减少排放气量不稳定,制氢成本较高脱硫工艺的不稳定影响制氢积极开发焦炉气综合利用,提升经济性氯碱制氢氯碱制氢电解食盐水制氢制氢原料低廉,可与主业产品补贴能耗高、环境污染大需要处理回收的氯气提升电解效率，改进氯气处理及综合利用灰氢灰氢-化石燃料制氢煤制氢煤制氢煤进行气化反应生成合成气,经煤气提纯生成氢气产品煤储丰富、产量丰富、成本较低、技术成熟CO2排放量大，后处理复杂合成气制取提纯氢工艺效率有限研发清洁高效的煤制氢技术，实现低碳转型天然气制天然气制氢氢对甲烷进行蒸汽重整反应得到合成气并提纯氢气原料纯度高,工艺成熟,制氢效率高受资源供给的局限性合成气中CO进一步转换提纯氢的能效持续优化制氢系统效率，降低成本石油制氢石油制氢对石油进行、催化、氧化、加压、热裂等技术处理提取含氢合化合物成本较低石油资源的可持续性存疑提高轻烃裂解和合成气转换制氢的选择性简化工艺路线，与石油炼制相结合实现高效制氢氢气制备方式对比分析氢气制备方式对比分析1 12 23 34 4绿氢可有效降低碳排放，推动可持续发展。中国政府致力于应对气候变化，通过大力发展绿氢技术，实现能绿氢可有效降低碳排放，推动可持续发展。中国政府致力于应对气候变化，通过大力发展绿氢技术，实现能源转型，提升能源结构的环保可持续性，同时促进新能源产业发展，推动经济转型升级源转型，提升能源结构的环保可持续性，同时促进新能源产业发展，推动经济转型升级资料来源：灼识咨询中国氢能行业概览中国氢能行业概览制氢制氢中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录14电解水制氢主要技术路径包括电解水制氢主要技术路径包括ALK、PEM、AEM和和SOEC四种；其中，四种；其中，ALK和和PEM已进入商业化阶段，且已进入商业化阶段，且ALK占据市场主流，而占据市场主流，而SOEC和和AEM仍处于实验室阶段仍处于实验室阶段资料来源：灼识咨询电极反应电极反应正极：4OH-=2H2O O2 4e-负极：4H2O 4e-=2H2 4OH-关键分析关键分析技术成熟成熟，成本低成本低，易于实现规模化规模化应用实际电耗高电耗高，需要稳定的供电电极反应电极反应正极：2O2-=O2 4e-负极：2H2O 4e-=2H2 2O2-关键分析关键分析高温电解槽能耗低能耗低并且使用非非贵金属贵金属催化剂电极材料的稳定性电极材料的稳定性存在问题，需要额外加热额外加热正极负极H O2 4H 2H2O电极电极PEM4H 2H24e-直流发电机关键分析关键分析占地面积小占地面积小，对间歇性供电间歇性供电的适应性强，易于与可再生能源整合设备成本高设备成本高电极反应电极反应正极：2H2O=4H- O2 4e-负极：4H 4e-=2H2商业化阶段商业化阶段ALK和PEM电解水制氢技术已经进入商业化阶段中国碱性电解槽设备中国碱性电解槽设备最具经济性，在电解最具经济性，在电解水制氢市场占据主流水制氢市场占据主流O2 4H 正极负极4e-直流发电机O2-2H2 O2-2H2O2H2O电极电极电极反应电极反应正极：4OH-=2H2O O2 4e-负极：4H2O 4e-=2H2 4OH-关键分析关键分析高电流密度，快速响应，寿命长且价格低的材料价格低的材料，并且无需贵金属无需贵金属尚处于发展初始阶段初始阶段，性能远低于PEM实验室阶段实验室阶段SOEC与AEM有很大的潜力，但技术不够技术不够成熟，只有少数公司成熟，只有少数公司和设备制造商参与其和设备制造商参与其中中目前两种技术路线主要集中在欧洲工作原理工作原理应用情况应用情况4e-电解液（KOH）O2H2O22H2O直流发电机4OH-4OH-4H2O正极负极电极电极隔隔膜膜4OH-固体氧化物固体氧化物(SOEC)电解制氢电解制氢阴离子交换膜阴离子交换膜(AEM)电解制氢电解制氢碱性碱性(ALK)电解制氢电解制氢质子交换膜质子交换膜(PEM)电解制氢电解制氢电极电极正极负极AEM直流发电机4e-4OH-4H2O4OH-O2 2H2O2H2,OH-中国氢能行业概览中国氢能行业概览制氢制氢中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录15ALK和和PEM两种主要电解水制氢路径中，两种主要电解水制氢路径中，ALK技术成熟、运行成本低，系统组成相对复杂；而技术成熟、运行成本低，系统组成相对复杂；而PEM技术路径技术路径系统相对简单，但其设备及贵金属催化剂成本远高于系统相对简单，但其设备及贵金属催化剂成本远高于ALK技术技术资料来源：灼识咨询O2电解槽电解槽H2水/KOH电解质罐储气罐气/水分离器催化转化器缓冲罐高压缓冲罐干燥器氧释放碱液过滤器整流器变压器给水高压电源高压压缩机处理氢气氧气水水/KOH碱性碱性(ALK)电解水制氢电解水制氢质子交换膜质子交换膜(PEM)电解电解水制氢水制氢工艺流程工艺流程碱性电解水制氢基本原理碱性电解水制氢基本原理碱性电解水制氢设备系统碱性电解水制氢设备系统相对复杂相对复杂，主要包括电解槽、压力调节阀、碱液过滤器、碱液循环泵、碱液制备及贮存装置、氢气纯化装置以及气体检测装置等模块组成碱性电解碱性电解水水制氢技术成熟，制氢技术成熟，投资、运行成本低，投资、运行成本低，但存在碱液流失、腐蚀、能耗高、占地面积大的问题氢气氧气水O2给水H2电解槽电解槽变压器整流器循环泵储气罐压缩机低气压侧高气压侧气体分离器冷凝水Deoxo冷凝水干燥器PEM电解水制氢基本原理电解水制氢基本原理PEM系统比碱性系统简单系统比碱性系统简单得多。得多。主要部件包括具有质子交换能力的聚合物薄膜和分别与电解质薄膜两侧紧密连接的阴阳极催化层PEM 电解水制氢技术设备电解水制氢技术设备成本远高于碱性电解水制成本远高于碱性电解水制氢技术氢技术。PEM 电解无法离开贵金属催化剂，对铱、铂、钛等贵金属依赖性高，高成本阻碍了 PEM 的产业化中国氢能行业概览中国氢能行业概览制氢制氢中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录电解水制氢产业链上游为电解槽设备的零部件，中游主要是电解水制氢产业链上游为电解槽设备的零部件，中游主要是ALK和和PEM两种电解水制氢技术所需的制氢系统两种电解水制氢技术所需的制氢系统设备及原料，下游应用则涵盖了交通、工业以及建筑等领域设备及原料，下游应用则涵盖了交通、工业以及建筑等领域资料来源：GGII，灼识咨询16质子交换膜质子交换膜电解水制氢电解水制氢(PEM)上游上游中游中游下游下游设备零部件设备零部件电解水制氢系统电解水制氢系统电解水制氢产业链电解水制氢产业链碱性电解槽碱性电解槽电解电源系统电解电源系统设备系统及原料设备系统及原料纯水纯水电极电极隔膜隔膜贵金属贵金属ALK碱性电碱性电解槽解槽质子交换膜质子交换膜PEM质子交质子交换膜电换膜电解槽解槽其他设备组件还包括双极板、专极板、专压板以及螺栓等辅助性器件氢能应用氢能应用辅助系统辅助系统制加一体站制加一体站道路交通道路交通能源能源/原料原料掺氢燃烧掺氢燃烧发电发电供电供暖供电供暖交通领域交通领域工业领域工业领域建筑领域建筑领域控制系统控制系统附属系统附属系统电解液电解液设备系统及原料设备系统及原料PEM电解槽电解槽电解电源系统电解电源系统去离子水系统去离子水系统辅助系统辅助系统碱性电解水碱性电解水制氢制氢(ALK)中国氢能行业概览中国氢能行业概览制氢制氢中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录电解槽是电解水制氢的核心设备，随着电解槽核心组件和关键技术的不断进步，电解水制氢技术将得到更广电解槽是电解水制氢的核心设备，随着电解槽核心组件和关键技术的不断进步，电解水制氢技术将得到更广泛应用，预计至泛应用，预计至2030年中国电解槽出货量有望超过年中国电解槽出货量有望超过35GW，并于，并于2050年突破年突破350GW资料来源：GGII，灼识咨询170.835.4210.9356.30020222030E2040E2050E 60.0% 19.5% 5.4%中国电解槽市场规模中国电解槽市场规模*，以出货量计，以出货量计，2022-2050E单位：GW 商业化情况：商业化情况：发展最为成熟，已被广泛商业化使用 优势：优势：技术发展成熟，安全可靠，设备使用寿命长达15年，且具有操作简单、成本较低、产业链成熟等优点 制约因素：制约因素：难以快速启动或变载，无法快速调节制氢的速度，因而与可再生能源发电的适配性较差电解槽电解槽的定义与分类的定义与分类 定义：定义：电解槽是电解水制氢的核心设备，亦是电解反应发生的主要场所；电解槽通常由若干个电解小室组成，每个电解小室又由电极、隔膜和电解质构成。01碱性电解槽碱性电解槽（ALK）02质子交换膜电解槽质子交换膜电解槽（PEM）03固体氧化物电解槽固体氧化物电解槽（SOEC）商业化情况：商业化情况：已进入商业化初期，未来随着PEM技术发展成熟及设备成本下降，渗透率有望快速提升 优势：优势：运行灵活，利于快速变载，与风电、光伏（发电波动性和随机性较大）等可再生能源具有良好的匹配性 制约因素：制约因素：成本高、产品寿命低、制氢规模小 商业化情况：商业化情况：目前仍在研发示范阶段，尚未商业化 优势：优势：效率高于ALK与PEM电解槽，且产氢纯度较高，高温操作可降低电池电压并增加反应速率 制约因素：制约因素：高温制氢让设备面临着材料热稳定性和密封性的挑战，因此设备的使用寿命和耐久性问题亟待解决电解槽分类电解槽分类详细描述详细描述*注：SOEC电解槽尚未商业化，且未来几年市场将仍以ALK电解槽为主，同时大力发展PEM电解槽，因此暂未考虑SOEC电解槽市场规模PEM电电解槽渗解槽渗透率透率3.0%5.0%7.0.0%中国氢能行业概览中国氢能行业概览制氢制氢中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录根据固定折旧、电耗、原料以及人工运维等成本测算，根据固定折旧、电耗、原料以及人工运维等成本测算，ALK电解槽相较于电解槽相较于PEM电解槽更具经济优势。其中，电解槽更具经济优势。其中，电解槽的单槽设备价格是电解槽的单槽设备价格是ALK电解槽相较于电解槽相较于PEM电解槽的主要成本优势所在电解槽的主要成本优势所在资料来源：中国国家发改委能源研究所，车百智库，百人会氢能中心，灼识咨询182.222.225.1417.3222.2520.02055400.080.05ALK电解槽0.080.00PEM电解槽29.7439.64电耗成本折旧成本原料成本辅助材料成本人工运维成本项成本项单位单位20212035E2050E电耗成本电耗成本1元/kg22.2511.127.23折旧成本折旧成本2元/kg3.431.770.88原料成本原料成本3元/kg0.080.080.08辅助材料成本辅助材料成本元/kg0.050.050.05人工运维成本人工运维成本元/kg1.481.481.48制氢总成本制氢总成本元元/kg27.2814.509.72电解水制氢单槽成本分析比较，电解水制氢单槽成本分析比较，2021年年 PEM电解槽成本分析电解槽成本分析单位：元/kg成本项成本项单位单位20212035E2050E电耗成本电耗成本元/kg20.0210.016.51折旧成本折旧成本元/kg11.557.252.71原料成本原料成本元/kg0.080.080.08辅助材料成本辅助材料成本元/kg0.0020.0020.002人工运维成本人工运维成本元/kg1.481.481.48制氢总成本制氢总成本元元/kg33.1418.8310.78ALK电解槽成本相较于电解槽成本相较于PEM电解槽具有明显优势。电解槽具有明显优势。单槽设备价格为主要因素；ALK单槽设备价格在2021年为1,700元/KW，而PEM则为6,700元/KW。其优势之大足以弥补甚至忽略原先ALK电解槽设备电耗大所带来的电力成本问题以及其他劣势成本项的计入随着氢能行业的发展，当氢气需求达到一定水平，并且在可再生能源发电占比上升以及光伏电站投资成本的持续下降，可以通过延长电解槽工作时间以摊薄其折旧成本，电耗成本也将有较大幅度下调，ALK电解槽依然保持经济性成本特点的优势电解槽依然保持经济性成本特点的优势 ALK电解槽成本分析电解槽成本分析核心假设核心假设:1根据中国2050年光伏发展展望（2019），至2035年和2050年光伏发电成本预计下降至0.2元/kWh 和0.13元/kWh。2工作时间与设备价格协同降低折旧成本。根据中国氢能产业发展报告的预测，2035年、2050年ALK电解槽设备价格将分别为1,125元/KW和800元/KW；PEM电解槽设备价格分别为4,125元/KW和1,400元/KW；设备价格与工作时间协同降低折旧成本；ALK与PEM电解槽工作时间的提升依赖于技术的进步，假设2035年、2050年的电解槽工作时间分别达到4,000h/年以及6,000h/年。3人工运维以及原料及辅助材料成本保持不变。中国氢能行业概览中国氢能行业概览制氢制氢中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录可再生能源与电价的协同效应足够有效减少碱性设备电耗，同时规模化的生产能够降低从原材料到加工再到可再生能源与电价的协同效应足够有效减少碱性设备电耗，同时规模化的生产能够降低从原材料到加工再到生产所有环节的金额花费生产所有环节的金额花费资料来源：张轩等电解水制氢成本分析，灼识咨询1980%6%3%电力成本固定成本水成本维护成本电力成本为电解水制备核心因素电力成本为电解水制备核心因素60$%2%电力成本固定成本水成本维护成本可再生能源降低电耗可再生能源降低电耗协同电解槽工作时间协同电解槽工作时间降低制氢成本降低制氢成本可再生能源可再生能源延长电解槽工作时间固定成本电价成本制氢成本下降制氢成本下降电力价格电力价格在很大程度上决定电解水制氢的经济性电力成本电力成本占据绿氢制备成本80%根据电能来源的不同，可将可再生能源制氢技术分为并网型制氢并网型制氢、离离网型制氢网型制氢两种。目前并网制氢商业化落地较为成熟ALK电解槽更适用于并网制氢。电解槽更适用于并网制氢。电网可以作为稳定电源弥补ALK设备无法适配可再生能源波动性的劣势ALK电解槽电解槽成本构成成本构成PEM电解槽电解槽成本构成成本构成并网制氢并网制氢离网制氢离网制氢原理原理 将风光机组产生的电能并入电网，再从电网取电的制氢方式，主要应用于大规模弃光弃风消纳和储能 将风光机组产生的电能直接提供给电解水制氢设备制氢，主要应用于分布式制氢优势优势 成熟电网能源支持 设备完善稳定电压 建设时间大幅缩短 显著降低电力价格弊端弊端 多次逆变导致损耗 电能利用效率较低 快速启停需求严格 尚未适应工作负荷应用应用国内落地项目较多：国内落地项目较多：三峡集团制氢项目 深圳能源投资光伏制氢项目 白城市太阳能制氢项目目前国内成熟项目较少，多为中目前国内成熟项目较少，多为中标或示范项目：标或示范项目：深能库尔勒绿氢制储加用一体化示范项目设备规模化生产进一步降低制氢成本设备规模化生产进一步降低制氢成本在技术加工环节可获得50%的下降空间生产组装所需时间可能由原来的15天缩短为7天包括电极以及隔膜大概有20-30%的下降空间采购采购技术加工技术加工生产组装生产组装随着氢能产业发展逐渐成熟，国内电解水制氢国内电解水制氢设备行业的头部企业设备行业的头部企业纷纷抓紧扩充产能。产能规模迅速上升，制氢各个环节成本进而展现相应下跌规模化趋势规模化趋势可再生能源与电价以及电解设备的协同效应可再生能源与电价以及电解设备的协同效应协同效应协同效应20-30%产业规模成本50%成本产业规模50%产业规模成本摊薄中国氢能行业概览中国氢能行业概览氢储运氢储运中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录当前高压气态存储是主流氢气存储方式，因其便捷性和稳定性而受青睐，未来随着对低温液态存储和有机液当前高压气态存储是主流氢气存储方式，因其便捷性和稳定性而受青睐，未来随着对低温液态存储和有机液态存储方式的安全性提升以及用氢成本的降低，将丰富氢气的存储方式，拓展氢能在各个领域的应用场景态存储方式的安全性提升以及用氢成本的降低，将丰富氢气的存储方式，拓展氢能在各个领域的应用场景资料来源:国际能源机构，中国氢能联盟，灼识咨询20氢气存储方式及原理氢气存储方式及原理高压气态存储：高压气态存储：高压气态储氢是当前应用最为广泛也最为成熟的储氢技术，它是指在氢气临界温度以上，通过高压压缩方式存储气态氢低温液态存储：低温液态存储：低温液态储氢也是先将氢气压缩,冷却产生一些液体。将液体分离后,将其储存在高真空的绝热容器中有机液态存储：有机液态存储：借助某些烯烃、炔烃或芳香烃等不液体有机物和氢气的可逆饱和反应、加氢反应实现氢的储存（化学键合），借助脱氢反应实现氢的释放固态存储：固态存储：固态储氢可以将氢气吸附在其表面或内部，可以通过物理或化学方法实现从而实现氢气的储存和释放氢气存储方式对比氢气存储方式对比对比指标对比指标高压气态储氢高压气态储氢低温液态储氢低温液态储氢有机液态储氢有机液态储氢固态储氢固态储氢储氢密度储氢密度（kg/m3）20-4040-70200-5010-150压力压力（MPa）20-800.6常压4工艺成熟度工艺成熟度长达百年的商业化应用小规模示范阶段处于实验室研究阶段处于材料开发和试验阶段安全性安全性相对安全存储安全隐患大相对安全相对安全用氢成本用氢成本(元元/kg)2.012.215.0/工艺痛点工艺痛点提高储罐的承压强度和安全系数防止氢气泄漏和积聚保持液氢的持续稳定低温液氢汽化管理提高载体循环使用寿命改进载体与氢化学吸收反应过程提高储氢材料的化学稳定性改善材料的相变动力学过程发展趋势发展趋势研发高强度与低重量的复合材料储氢罐开发智能压力监控和安全管理系统优化热管理系统，提高绝热效率简化液化工艺，降低能耗设计高孔隙硅基载体开发低成本液态载体提高储氢材料的化学稳定性改善材料的相变动力学过程中国氢能行业概览中国氢能行业概览氢储运氢储运中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录目前主流的高压气瓶运输方式更适用于中短途和小规模的氢气运输需求，通过发展有机和低温液态储氢方式，目前主流的高压气瓶运输方式更适用于中短途和小规模的氢气运输需求，通过发展有机和低温液态储氢方式，有望实现相对低成本的长距离氢气运输，长期来看，管道运输有望成为长距离和大规模氢气运输的最佳模式有望实现相对低成本的长距离氢气运输，长期来看，管道运输有望成为长距离和大规模氢气运输的最佳模式资料来源:国际能源机构，中国氢能联盟，灼识咨询21氢气运输方式氢气运输方式气态气态运输运输液态液态运输运输固态固态运输运输123 高压气瓶运输 气态储罐运输 气态管道运输 汽车液氢罐运输 铁路液氢运输 液氢运输船 液氢运输管道 金属氢化物卡车运输氢气运输方式对比氢气运输方式对比对比指标对比指标气态运氢气态运氢液态运氢液态运氢固态运氢固态运氢用途用途适用于短距离运输，例如城市内的氢气输送，用于工业用途或氢燃料站供应适用于中长距离的氢气运输，例如跨洲际输送目前仍在研究和发展中，适用于一些特殊的应用，可能包括高密度氢气存储和运输运输距离运输距离（公里）（公里）几十到几百数百到数千暂未实现商业化应用安全性安全性相对较安全安全性较弱安全性强运输成本运输成本相对低成本液态氢气的液化和储运设施成本较高暂未实现商业化应用工艺痛点工艺痛点高能耗的氢气压缩过程高压气体的储存和运输成本高管道系统建设和维护的昂贵液态氢气液化需要极低温度液态氢气的储存和运输设备成本高蒸发损失问题吸附和释放技术仍在研究中缺乏适用于固态氢气运输的载体材料发展趋势发展趋势提高氢气压缩效率提高气体管道系统的安全性探索新兴应用领域研究更高效的液态氢液化技术开发更轻便和经济的设备提高液态氢气的安全性改进固态氢气吸附和释放技术开发高性能载体材料推动固态氢气运输技术的研究和商业应用中国氢能行业概览中国氢能行业概览加氢加氢中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录目前中国以固定式加氢站为主，气体加压式为加氢站主流加注方式，我国加氢站虽然发展较晚，但发展迅速，目前中国以固定式加氢站为主，气体加压式为加氢站主流加注方式，我国加氢站虽然发展较晚，但发展迅速，并进一步带动氢气使用成本的下降，从而促进未来中国终端用氢更加经济、便捷与高效并进一步带动氢气使用成本的下降，从而促进未来中国终端用氢更加经济、便捷与高效资料来源:国际能源机构，中国氢能联盟，灼识咨询22工艺工艺:压缩机将氢气加压到高压注入储罐压缩机将氢气加压到高压注入储罐现状现状:技术成熟技术成熟，应用广泛应用广泛趋势趋势:压缩机效率提升压缩机效率提升，快速加注快速加注工艺工艺:使用液氢直接注入储罐使用液氢直接注入储罐现状现状:低温系统复杂低温系统复杂，应用有限应用有限趋势趋势:简化液化系统简化液化系统，提高加注效率提高加注效率工艺工艺:利用储氢材料在用氢点释放氢气利用储氢材料在用氢点释放氢气现状现状:固态储氢材料性能有待提高固态储氢材料性能有待提高趋势趋势:开发新型储氢载体开发新型储氢载体，实现固态加氢实现固态加氢气体加气体加压式压式液化加液化加注式注式固体释固体释氢加注氢加注氢气加注方式对比分析氢气加注方式对比分析中国加氢站数量及加氢成本，中国加氢站数量及加氢成本，2018-2027E282742,22305001,0001,5002,0002,500200212022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 76.9% 52.0%单位：座中国加中国加氢站数氢站数量占全量占全球比重球比重28.2%.4%8.2%中国加中国加氢成本氢成本（不含（不含补贴）补贴）72元/公斤55元/公斤35元/公斤CAGR-6.5GR-8.6 18年年2022年年2027E加氢站的种类，按建设类型分加氢站的种类，按建设类型分固定式固定式加氢站加氢站1撬装式撬装式加氢站加氢站2移动式移动式加氢站加氢站3是永久性的设施，通常建在固定地点，适用于大规模氢气供应需求是永久性的设施，通常建在固定地点，适用于大规模氢气供应需求是可移动的，用于临时或短期氢气供应，适用于小规模氢气需求，是可移动的，用于临时或短期氢气供应，适用于小规模氢气需求，并具有较低的建设和维护成本并具有较低的建设和维护成本是一种特殊的撬装式加氢站，具有更高的灵活性，可以快速移动到是一种特殊的撬装式加氢站，具有更高的灵活性，可以快速移动到需要供氢的地点，适用于紧急救援或远程地区的氢气供应需求需要供氢的地点，适用于紧急救援或远程地区的氢气供应需求随着中国加氢站数量上升，中国加氢成本持续下降随着中国加氢站数量上升，中国加氢成本持续下降中国氢能行业概览中国氢能行业概览燃料电池燃料电池中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录燃料电池有多种分类方式，按电解质类别划分是最主流的一种方式，可分为碱性燃料电池、磷酸燃料电池、燃料电池有多种分类方式，按电解质类别划分是最主流的一种方式，可分为碱性燃料电池、磷酸燃料电池、熔融碳酸盐燃料电池、固体氧化物燃料电池、质子交换膜燃料电池熔融碳酸盐燃料电池、固体氧化物燃料电池、质子交换膜燃料电池资料来源：中国氢能联盟研究院，灼识咨询23燃料电池的燃料电池的分类分类燃燃料料电电池池的的分分类类按燃料类别按燃料类别划分划分氢氧燃料电池氢氧燃料电池以H2、甲醇、联氨、烃类及一氧化碳等为燃料金属空气燃料电池金属空气燃料电池以铝、镁、锂和锌等轻金属为燃料，O2作为氧化剂按工作温度按工作温度划分划分低温型燃料电池低温型燃料电池工作温度范围一般是25-100中温型燃料电池中温型燃料电池工作温度范围一般是100-500高温型燃料电池高温型燃料电池工作温度范围一般是500-1,000碱性燃料电池碱性燃料电池采用水溶液或稳定的氢氧化钾基质作为电解质按电解质类按电解质类别划分别划分熔融碳酸燃料电池熔融碳酸燃料电池采用熔融态碳酸盐作为电解质磷酸燃料电池磷酸燃料电池采用液态磷酸作为电解质固体氧化物燃料电池固体氧化物燃料电池采用固体氧化物作为电解质质子交换膜燃料电池质子交换膜燃料电池采用含氟质子交换膜作为电解质燃料电池系统工作原理及简要构成燃料电池系统工作原理及简要构成*散热器散热器冷却容器冷却容器冷却泵冷却泵离子过滤器离子过滤器储氢罐储氢罐压力调压力调节器节器氢气循氢气循环泵环泵排氢阀排氢阀增增湿湿器器空气压空气压缩机缩机背压阀背压阀滤滤清清器器DC/DC蓄电池蓄电池逆逆变变器器牵牵引引马马达达水热管理系统水热管理系统氢气供给系统氢气供给系统空气供给系统空气供给系统燃料电池燃料电池电堆电堆 氢气供给系统与空气供给系统所提供的氢气和氧气在燃料电池电堆中发生化学反应，通过膜电极将化学能转换为电能后，由DC/DC转换器将电能输出至汽车动力系统，为燃料电池汽车提供动力。工作工作原理原理*注：此处特指燃料电池汽车中燃料电池系统的工作原理中国氢能行业概览中国氢能行业概览燃料电池燃料电池中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录燃料电池技术路线主要分为五种，目前燃料电池技术路线主要分为五种，目前AFC技术的发展已非常成熟，技术的发展已非常成熟，PEMFC和和PAFC技术近几年发展迅速已技术近几年发展迅速已进入商业化阶段，进入商业化阶段，MCFC技术也结束了工业试验，而技术也结束了工业试验，而SOFC技术起步最晚，尚处在工业示范阶段技术起步最晚，尚处在工业示范阶段资料来源：灼识咨询24燃料电池的基本工作原理燃料电池的基本工作原理是电解水的逆反应，即把氢和氧分别供给阳极和阴极，氢通过阳极向外扩散和电解质发生反应后，放出电子通过外部的负载到达阴极。燃料电池不同技术路线及其燃料电池不同技术路线及其特点特点电解质电解质碱性电解液磷酸磷酸熔融碳酸盐固体氧化物工作原理工作原理燃料燃料氢气H2、天然气H2、天然气H2、甲醇、沼气H2、甲醇、沼气催化剂催化剂镍/银铂金铂金镍LaMnO3/LaCoO3运行温度（运行温度（）90---1,000质量功率密度质量功率密度（W/Kg）35--20030-4015-20发电效率（发电效率（%）45-6035-4035-4045-6050-60优势优势启动快、工作温度低对CO2不敏感 对CO2不敏感 可将空气作为氧化剂、能量效率较高可将空气作为氧化剂、能量效率较高劣势劣势需要纯氧作为催化剂对CO敏感、启动较慢对CO敏感、启动较慢运行温度较高运行温度较高应用领域应用领域航空航天、军事领域分布式发电分布式发电大型分布式发电大型分布式发电、便携式电源技术路线技术路线AFCSOFCPEMFCPAFCMCFC1 12 23 34 45 5阳极：H2 C032-H2O CO2 2e-阴极：O2 2CO2 4e-2C032-阳极：H22H2O 2e-阴极：O2 2H2O 4e-4OH-阳极：H2 2OH-2H 2e-阴极：O2 4H 4e-2H2O阳极：2H2 2O2-4e- 2H2O阴极：O2 4e-2O2-阳极：2H2 4H 4e-阴极：4e- 4H O2 2H2O中国氢能行业概览中国氢能行业概览燃料电池燃料电池中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录保守预测保守预测乐观预测乐观预测2022年我国燃料电池系统装机量达年我国燃料电池系统装机量达551.0MW，受下游燃料电池汽车产销量的增长驱动，保守，受下游燃料电池汽车产销量的增长驱动，保守/乐观预计到乐观预计到2027年，中国燃料电池系统装机量将达到年，中国燃料电池系统装机量将达到6.2GW/9.3GW资料来源：GGII，中国汽车工业协会，灼识咨询25中国中国燃料电池系统燃料电池系统市场规模市场规模*，以，以装机量计装机量计，2018-2027EVS中国中国燃料电池系统燃料电池系统市场规模，以市场规模，以装机装机量量计计，2018-2027E53.5551.02,573.36,215.401,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,000201820222025E2027E 79.2% 62.4S.5551.06,911.49,250.002,0004,0006,0008,00010,00012,00014,000201820222025E2027E 79.2% 75.8%单位：MW单位：MW 受示范城市群自2020年陆续出台相关产业政策，并于2021年逐步实施、加氢成本及燃料电池系统成本下降等因素的驱动，燃料电池汽车的产销量取得了快速增长。未来随着下游燃料电池应用大规模爆发引起对燃料电池系统需求提高，技术水平进步带来平均装机功率的提高，预计2022年至2027年我国燃料电池系统市场规模有望迎来快速增长 此外，随着燃料电池技术进步，系统额定功率和装机功率不断提升，燃料电池系统也将拥有支撑客车以外的重载长途运输载具的能力关键关键分析分析*注：本页市场规模测算暂未考虑汽车以外的应用场景，如船舶、储能、电源等；车用燃料电池未考虑旧车燃料电池的更换 到2025年，中国燃料电池汽车销量达到销量达到1.7万辆万辆，对应的燃料电池汽车保有量约保有量约5.0万辆万辆；到2027年，中国燃料电池汽车销量达到销量达到3.7万辆万辆假设假设前提前提 到2025年，中国燃料电池汽车销量达到销量达到4.6万辆万辆，对应的燃料电池燃料电池汽车保有量超过保有量超过10万辆万辆；到2027年，中国燃料电池汽车销量达到销量达到5.6万辆万辆假设假设前提前提中国氢能行业概览中国氢能行业概览燃料电池燃料电池中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录电堆工作原理电堆工作原理燃料电池电堆是燃料电池系统的核心，直接决定系统最终的性能表现，其核心零部件主要包括双极板和膜电燃料电池电堆是燃料电池系统的核心，直接决定系统最终的性能表现，其核心零部件主要包括双极板和膜电极，而膜电极则由催化剂、质子交换膜以及气体扩散层组成极，而膜电极则由催化剂、质子交换膜以及气体扩散层组成资料来源：灼识咨询26定义定义 电堆工作时，氢气和氧气分别由进口引入，经电堆气体主通道分配至各单电池的双极板，经双极板导流均匀分配至电极，通过电极支撑体与催化剂接触进行电化学反应。燃料电池电堆的构成燃料电池电堆的构成核心零部件核心零部件主要功能主要功能性能要求性能要求材料材料/种类种类膜膜电电极极催化剂催化剂 促进氢、氧在电极上的氧化还原过程 高催化活性、高稳定性、高吸附能力以及导电性 铂（Pt）为目前主流 超低铂、无铂是未来方向质子交换膜质子交换膜 充当质子通道实现质子快速传导、分离氧化剂与还原剂 机械强度高、化学稳定性强、导电率高等 全氟磺酸型膜为目前主流 复合膜是未来发展方向气体扩散层气体扩散层 支撑催化层，实现气体在催化层表面的扩散，导通电流等 机械强度高、合适的孔结构、化学稳定性强、热稳定性好等 碳纤维纸 碳纤维织布 碳纤维非纺材料及碳黑纸双极板双极板 支撑膜电极，提供氢气、氧气和冷却液流体通道并分隔氢气和氧气，收集和传导电流等 需要具有高导电率、良好的导热性和耐腐蚀性、疏水性高、热容小等 石墨双极板 金属双极板 复合双极板固定模块固定模块巡检巡检(CVM)电堆堆栈电堆堆栈汇流排汇流排电堆与环境交互模块电堆与环境交互模块紧固件紧固件端板端板密封圈密封圈单电池单电池绝缘板绝缘板集流板集流板密封圈密封圈/垫片垫片膜电极膜电极双极板双极板催化剂催化剂质子交换膜质子交换膜(PEM)气体扩散层气体扩散层(GDL)H2O2电堆模块电堆模块质子交换膜质子交换膜阳极阳极阴极阴极催化剂催化剂H2O多余的氢气电子气体扩散层气体扩散层质子穿过外电路形成电流穿过质子交换膜到达阴极催化剂催化剂气体扩散层气体扩散层双极板双极板双极板双极板燃料电池电堆燃料电池电堆是发生电化学反应场所，是燃料电池系统的核心。燃料电池电堆由端板、绝缘板、集流板以及多个单电池等组成，每个单电池又主要由双极板和膜电极组成。中国氢能行业概览中国氢能行业概览燃料电池燃料电池中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录目前主流膜电极采用目前主流膜电极采用CMM技术，其让催化剂的利用率更高，有效提高膜电极导电性和使用寿命；第三代有序技术，其让催化剂的利用率更高，有效提高膜电极导电性和使用寿命；第三代有序化膜电极技术通过有序化物质的结构，进一步延长膜电极寿命、提升燃料电池性能，但目前尚处于研发阶段化膜电极技术通过有序化物质的结构，进一步延长膜电极寿命、提升燃料电池性能，但目前尚处于研发阶段资料来源：灼识咨询27膜电极技术路线及技术原理分析膜电极技术路线及技术原理分析膜电极技术路线膜电极技术路线技术原理技术原理优势优势劣势劣势应用现状应用现状未来发展方向未来发展方向第一代第一代膜电极膜电极气体扩散电气体扩散电极技术极技术（GDL）利用刮涂、喷涂、滚压、丝网印刷等方法将催化层涂敷在气体扩散层表面，然后将担载催化层的气体扩散层与质子交换膜热压完成膜电极制备技术发展成熟工艺简单，电极气孔易形成质子交换膜不易发生形变催化层与质子交换膜结合较差催化剂利用率低膜电极总体性能不高已经基本被淘汰有序化膜电极第二代第二代膜电极膜电极催化剂涂覆催化剂涂覆膜技术膜技术（CMM）利用沉积法、转印法、喷涂、直涂等方法将催化剂直接涂敷在质子交换膜上，再将气体扩散层粘接或热压到催化层两侧制备出膜电极催化层与质子交换膜结合较好，不易发生剥离催化剂利用率较高、耐久性较好反应过程中催化层结构不稳定，寿命有限是目前主流的燃料电池膜电极商业制备方法第三代第三代膜电极膜电极有序化膜电有序化膜电极技术极技术实现催化层中催化剂载体、催化剂和聚合物等物质的有序分布，从而达到三相界面处水、气、质子和电子等物质的多相传输通道有序化大幅降低大电流密度下的传质阻力，实现高效三相传输降低催化剂和贵金属用量，提高催化剂效率，进一步提升燃料电池性能有序的结构减少了催化剂的聚集现象，有效延长膜电极寿命/该技术仍处于研发阶段，目前技术被以美国3M公司为代表的国际材料巨头所掌握，仅有3M公司的NSFT催化剂可以实现产业化生产/技技术术路路线线不不断断更更新新迭迭代代中国氢能行业概览中国氢能行业概览燃料电池燃料电池中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录膜电极的生产过程主要分为混浆、涂布、压合三个核心环节，而每个核心环节通常有三种工艺路线，国内外膜电极的生产过程主要分为混浆、涂布、压合三个核心环节，而每个核心环节通常有三种工艺路线，国内外不同公司在膜电极生产工艺路线方面也有不同的选择不同公司在膜电极生产工艺路线方面也有不同的选择资料来源：灼识咨询28膜电极制备膜电极制备工艺及机理工艺及机理分析分析膜电极生产环节膜电极生产环节工艺路线工艺路线特征特征/机理机理优势优势劣势劣势混浆混浆超声分散通过超声波的空化作用，颗粒在强烈的机械作用下实现分散分散无杂质引入，操作简单噪声显著，无法处理高粘度浆料，不易放大高速搅拌/剪切通过搅拌桨的高速旋转形成强烈往复的剪切、摩擦、离心挤压以及颗粒碰撞等作用效果，使得颗粒分散可实现大规模连续化处理无法处理高粘度浆料球磨分散研磨球在研磨腔内高速运动，与颗粒产生高能摩擦力与撞击力，从而实现颗粒的分散与粉碎分散效率高，可处理高粘度浆料可实现大规模连续化处理设备辅件存在损耗清洗维护耗时涂布涂布超声波喷涂催化剂浆料在超声条件下进行雾化，喷到质子交换膜表面，干燥后形成催化层对浆料要求适配窗口宽设备操作简单，占地面积小生产节拍慢、产能低材料利用率低转印涂布催化剂浆料先由涂布头涂敷至转印基材上，通过热转印方法转印至质子交换膜表面工艺窗口相对较宽，材料利用率高涂布时可免质子交换膜溶胀生产工序多需要用到昂贵的转印耗材双面直接涂布阴阳极催化剂浆料均由涂布头直接涂敷至质子交换膜表面产品尺寸与载量精度高工艺稳定，可支持规模化大批量生产工艺开发难度较大工艺窗口相对较窄压合压合片材式生产制造生产过程采用独立片材形式进行制造制造过程分段，各工序可灵活组合生产效率低注塑封装基于注塑成型的形式进行膜电极封装制造结构稳定性较高单件加工时间长且成本高卷对卷封装通过卷对卷走带方式进行连续性生产制造生产节拍和效率高，产线集成度高，制造费用低多种规格产品共线生产需要较多工装夹具1 12 23 3中国氢能行业概览中国氢能行业概览燃料电池燃料电池中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录双极板存在三种技术路线，其中石墨双极板技术发展最为成熟、应用最为广泛，但更具性能和成本优势的金双极板存在三种技术路线，其中石墨双极板技术发展最为成熟、应用最为广泛，但更具性能和成本优势的金属双极板技术成为当前发展热点，而复合双极板技术多处于研究阶段，暂时难以商业化应用属双极板技术成为当前发展热点，而复合双极板技术多处于研究阶段，暂时难以商业化应用资料来源：灼识咨询29双极板技术路线及制备工艺分析双极板技术路线及制备工艺分析双极板技术路线双极板技术路线制备工艺制备工艺特征特征/机理机理核心技术核心技术优势优势劣势劣势应用现状应用现状未来发展方向未来发展方向石墨石墨双极板双极板采用无孔/膨胀/柔性石墨材料CNC机加工膨胀石墨板材经过砑光、成型和去料后再进入浸渗树脂、硫化、粘接和密封硫化工艺，形成双极板产品流道技术模压成型技术数控铣削技术耐腐蚀性较好化学性能稳定、制造工艺成熟机械性能差、易脆质量和体积较大加工成本高石墨双极板寿命长且商用车对于体积比功率要求相对较为宽松，因此在商用车领域应用广泛/模压成型制备石墨粉与树脂的混合材料，并对混合材料和模具进行模压前处理，再进行模压和硫化，最后进行粘接及密封固化并形成双极板产品金属金属双极板双极板采用碳基/金属基涂层金属材料冲压成形用压力装置和刚性模具对板材施加一定的外力，使其产生塑性变形流道技术数控压印技术涂层技术镀膜技术导电性、导热性良好，单位功率密度更高塑性高、厚度薄，成本低气密性良好，适用于大功率电堆耐腐蚀性较弱，对金属表面的涂层有较高要求金属双极板因具有更大的功率密度和更为成熟的生产工艺而成为乘用车应用主流未来须突破金属薄板成型、表面涂层寿命等关键技术，今后在乘用车市场将有更广阔的发展空间液压成形利用液体或模具作为传力介质，加工制成双极板产品化学刻蚀将要金属蚀刻区域的保护膜去除，在金属刻蚀时接触化学溶液，达到溶解腐蚀的作用复合复合双极板双极板采用碳基/金属基复合材料模压成型制备石墨粉与树脂的混合材料，并对混合材料和模具进行模压前处理，再进行模压和硫化，最后进行粘接及密封固化并形成双极板产品流道技术模压成型技术数控铣削技术结合石墨双极板和金属双极板优点耐腐蚀、体积小、重量轻、强度高密封性较差制造工艺繁琐、成本高复合双极板多数处于研究阶段，目前市场上复合石墨板电堆较少，主要是因为其成本高，工艺复杂，难以批量生产改进复合材料，提高应用可靠性，并结合金属双极板与石墨双极板的优点，会有更好的应用前景注塑成型将石墨与树脂的混合材料送入注塑机筒内，被加热融化后的混合材料通过加压经由喷嘴注入闭合模具内，经冷却定形脱模得到双极板产品技技术术路路线线不不断断更更新新迭迭代代中国氢能行业概览中国氢能行业概览燃料电池燃料电池中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录保守预测保守预测乐观预测乐观预测2022年我国燃料电池电堆出货量达年我国燃料电池电堆出货量达732.1MW，在燃料电池电堆能量密度持续提升、电堆朝着大功率化发展趋，在燃料电池电堆能量密度持续提升、电堆朝着大功率化发展趋势下，保守势下，保守/乐观预计到乐观预计到2027年，中国燃料电池电堆出货量将达到年，中国燃料电池电堆出货量将达到7.8GW/11.6GW资料来源：GGII，中国汽车工业协会，灼识咨询30中国中国燃料电池燃料电池电堆电堆市场规模市场规模*，以出货量，以出货量计计，2018-2027EVS中国中国燃料电池燃料电池电堆市场规模，以电堆市场规模，以出货量计出货量计，2018-2027E60.9732.13,136.27,800.301,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,000201820222025E2027E 86.2% 60.5.9732.18,423.111,608.802,0004,0006,0008,00010,00012,00014,00016,000201820222025E2027E 86.2% 73.8%单位：MW单位：MW 2018年至2022年期间，受益于中国燃料电池汽车销量的快速增长，中国燃料电池电堆按出货量计的市场规模由60.9MW迅速增至732.1MW，复合年均增长率达到86.2%随着燃料电池汽车示范城市群的建立、电堆能量密度及运行寿命方面持续实现技术突破，以及燃料电池电堆继续朝着大功率化方向发展，预期中国燃料电池产业将迎来一个全新的增长期，推动燃料电池电堆的出货量继续保持快速地增长关键关键分析分析*注：本页市场规模测算暂未考虑汽车以外的应用场景，如船舶、储能、电源等；车用燃料电池未考虑旧车燃料电池的更换 到2025年，中国燃料电池汽车销量达到销量达到1.7万辆；万辆；到2027年，中国燃料电池汽车销量达到销量达到3.7万辆万辆，预计对应的燃料电池系统装机量达到达到6.2GW假设假设前提前提 到2025年，中国燃料电池汽车销量达到销量达到4.6万辆；万辆；到2027年，中国燃料电池汽车销量达到销量达到5.6万辆万辆，预计对应的燃料电池系统装机量达到达到9.3GW假设假设前提前提中国氢能行业概览中国氢能行业概览燃料电池燃料电池中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录随着国内燃料电池自主研发水平不断提高，本土原材料成本优势及下游需求爆发式增长，共同促进燃料电池随着国内燃料电池自主研发水平不断提高，本土原材料成本优势及下游需求爆发式增长，共同促进燃料电池系统行业实现规模经济效应，进一步带动燃料电池成本的下降系统行业实现规模经济效应，进一步带动燃料电池成本的下降资料来源：灼识咨询31单位:千元/千瓦复合年均增长率复合年均增长率-2027E-27.9%-11.1%-30.0%-12.4%燃料电池系统及电堆成本，中国，燃料电池系统及电堆成本，中国，2018-2027E燃料电池燃料电池电堆原材料成本，中国，电堆原材料成本，中国，2018-2027E单位：千元/千瓦复合年均增长率复合年均增长率-2027E-30.6%-12.8%-29.0%-11.6Q01520011.57.520188.85.520196.03.620204.42.620213.120222.71.52023E2.21.22024E1.81.02025E1.81.02026E1.70.92027E1.8246805.02.220183.61.620192.31.120201.70.820211.220221.00.52023E0.80.42024E0.60.32025E0.60.32026E0.60.32027E0.6燃料电池膜电极燃料电池双极板燃料电池系统燃料电池电堆国内燃料电池系统自主国内燃料电池系统自主研发能力不断提高研发能力不断提高规模经济效应带动系统规模经济效应带动系统成本下降成本下降国内原材料的使用推动国内原材料的使用推动价格下滑价格下滑 由于政策的大力支持政策的大力支持，国内越来越多的企业开始投入到燃料电池系统的研究中，这大大提高了中国的研发提高了中国的研发能力和效率能力和效率 同时，燃料电池电池组的制造工艺也在同一时期得到了改进，生产效率的提高加快了燃料电池电池组及其原材料的成本降低 随着国内燃料电池系统研发的不断深入和研发效率的不断提高，关键原材料的本地化生产和加工，使得国国内原材料代替了进口原材料内原材料代替了进口原材料，进而导致燃料电池系统的成本大幅降低 随着各地燃料电池汽车产业激励政策的进一步实施，对燃料电池汽车的需求将持续增加对燃料电池汽车的需求将持续增加，这将直接刺激对膜电极、双极板等燃料电池堆关键原材料的需求。因此，规模经济效应将进一步降低燃料电池堆关键原材料的成本中国氢能行业概览中国氢能行业概览燃料电池燃料电池中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录受益于下游应用需求的扩张、电池核心技术持续突破，以及政策支持，中国燃料电池电堆行业有望迎来更大受益于下游应用需求的扩张、电池核心技术持续突破，以及政策支持，中国燃料电池电堆行业有望迎来更大的发展，并朝着膜电极功率密度持续提升、双极板技术路线不断升级、国产化替代逐步实现等方向发展的发展，并朝着膜电极功率密度持续提升、双极板技术路线不断升级、国产化替代逐步实现等方向发展资料来源：灼识咨询32中国中国燃料电池燃料电池电堆电堆行业的市场驱动因素及未来发展趋势分析行业的市场驱动因素及未来发展趋势分析电堆核心零部件国产化替代逐步实现电堆核心零部件国产化替代逐步实现国内氢能产业起步较晚，但在政策推动及市场需求拓宽的背景下，空压机、氢循环泵等装备类产品已迅速实现国产替代。然而，质子交换膜、气体扩散层等材料类产品的国产化脚步相对较慢。未来质子交换膜、气体扩散层等电堆核心零部件即将进入国产替代规模化发展阶段，预计到2025年左右可基本完成国产化替代国家扶持政策激励行业发展国家扶持政策激励行业发展2023年1月，国家工信部发布关于推动能源电子产业发展的指导意见，提出要突破电堆、双极板、质子交换膜、催化剂、膜电极材料等燃料电池关键技术；支持制氢、储氢、燃氢等系统集成技术开发及应用。燃料电池电堆作为燃料电池产业链的核心领域，必将在政策红利支持以及燃料电池的商业化推广下迎来更大的发展膜电极功率密度持续提升膜电极功率密度持续提升2020年，国内膜电极研发较浅，功率密度约为1.2W/cm2；到2022年，随着研发投入的增加以及生产经验的积累，膜电极功率密度已达到约1.4 W/cm2。未来，随着新型催化剂、有序化膜电极技术、高效质子交换膜技术等方面得到进一步突破，膜电极功率密度将继续提高，有望达到2W/cm2以上下游应用需求进一步提高下游应用需求进一步提高目前，燃料电池汽车是燃料电池应用最广泛的领域。未来，在燃料电池汽车进一步普及下，燃料电池电堆出货量也将持续增长。此外，随着全球对清洁能源和零排放交通工具的需求不断增加，燃料电池电堆在船舶、轨道交通，以及航空航天等其他下游领域的应用需求将进一步提高，从而推动燃料电池电堆行业的蓬勃发展双极板技术路线不断升级双极板技术路线不断升级过去，国内燃料电池电堆行业以解决可用性问题为首要目标，因此研发成本低、加工技术相对简单、稳定性好的石墨板双极板成为了首选技术路线。2022年，燃料电池市场快速起量，金属双极板路线逐渐发展，复合双极板路线也在开发。未来，双极板等核心零部件技术升级和燃料电池系统性能的深入优化将成为更加核心的目标技术突破加快电堆产业化发展进程技术突破加快电堆产业化发展进程作为燃料电池电堆的关键零部件，膜电极、双极板等生产技术壁垒较高，早期主要依赖进口，成本高昂。近年来，国内自主品牌或促进电堆关键零部件研发生产自主化，或通过资本整合进行氢能全产业链布局，降低电堆成本，提高竞争力。持续的研发投入和不断革新的技术生产加快了燃料电池电堆从实验室到产业化的进程驱动因素驱动因素发展趋势发展趋势中国氢能行业概览中国氢能行业概览车载储氢瓶车载储氢瓶中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录高压气氢储氢瓶具备运营成本低、安全系数高及制造工艺成熟等特点，是目前主要的车载储氢方式；车载减高压气氢储氢瓶具备运营成本低、安全系数高及制造工艺成熟等特点，是目前主要的车载储氢方式；车载减压阀在燃料电池系统中广泛应用，但由于国内减压阀技术尚未实现突破，目前仍依赖进口，价格较高压阀在燃料电池系统中广泛应用，但由于国内减压阀技术尚未实现突破，目前仍依赖进口，价格较高资料来源：灼识咨询33车载储氢瓶的定义及分类车载储氢瓶的定义及分类车载减压阀的定义及分类车载减压阀的定义及分类定义：定义：车载储氢瓶是安装在燃料电池汽车上的高压容器装置，用于存储和供应氢气燃料。这个装置通过储存高压压缩氢气，以满足汽车需要轻量、紧凑、快速充放氢和安全使用的要求。它是燃料电池汽车的关键组件之一，为这些车辆提供所需的氢气以驱动发动机定义：定义：车载减压阀是一种用于降低储氢瓶内高压氢气的压力的装置。它通常安装在燃料电池汽车或其他使用氢气燃料的车辆上，以确保将高压氢气储存器中的气体以安全的方式释放到燃料电池系统中，以供电。这有助于维持燃料电池系统所需的适宜氢气压力，同时确保系统的可靠性和安全性对比指标对比指标低温液氢储氢瓶低温液氢储氢瓶高压气氢储氢瓶高压气氢储氢瓶储氢密度储氢密度质量密度70-80 kg/m3体积密度约40kg/L质量密度约25 kg/m3体积密度约0.6 kg/L(70MPa)运营成本运营成本*约18-20元/千克氢约7-21元/千克氢加注温度加注温度-253常温(-4085)安全性安全性需要处理及低温，如防护服需要强化容器以防止高压气泄露应用场景应用场景氢能源站储氢、燃料电池车辆等氢气供应设施、工业应用、燃料电池车辆等工艺成熟程度工艺成熟程度处于示范和试商用阶段已很成熟，批量商用对比指标对比指标35MPa减压阀减压阀70MPa减压阀减压阀材质材质铝合金新型铝合金额定工作压力额定工作压力35MPa70MPa最大工作压力最大工作压力43.8MPa87.5MPa 温度范围温度范围-4085-5085重量重量650g 1,000g 应用场景应用场景低压氢气储存和输送系统，以及特定型号的燃料电池车辆高压氢气储存和输送系统，以及高压燃料电池车辆价格（元价格（元/个）个）3,200-5,0008,000-15,000注：运营成本是指储氢瓶进行中短距离运输（600MPa使用温度使用温度70MPa容积容积50-60L40-57L储氢量储氢量1.5-2.0KG3.5-4.0KG容器材料容器材料金属内胆碳纤维全缠绕瓶塑料内胆碳钎维全缠绕瓶使用寿命使用寿命15年15年加注时间加注时间5-8分钟3-5分钟优势优势成熟可靠储氢量大，重量轻劣势劣势储氢量相对较低，重量大制作工艺复杂，成本较高应用场景应用场景短程用车、城市公交等中远距离燃料电池汽车，货运车等型储氢气瓶型储氢气瓶型储氢气瓶型储氢气瓶2 23 3中国氢能行业概览中国氢能行业概览车载储氢瓶车载储氢瓶中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录由于国内技术尚未突破由于国内技术尚未突破，目前氢气减压阀主要依赖进口，目前氢气减压阀主要依赖进口，未来未来随着对于氢气减压阀的密封以及加工工艺的提随着对于氢气减压阀的密封以及加工工艺的提升，升，减压阀的国产化将是发展的主要方向减压阀的国产化将是发展的主要方向资料来源：灼识咨询35单向阀：连接燃料充注口高压接口：连接瓶阀和高压传感器安装夹持表面应使用橡胶垫隔振中压接口：连接卸荷阀和中压传感器卸荷网：连接排法管路输出口：连接下游软管特殊设计要求：特殊设计要求：阀门应满足（-5085）使用环境。阀门应满足宽压使用范围，在设计阀门时，应使阀门在（0.270）MPa范围内具有输出稳定压力能力。阀门应集成单向阀、安全泄放阀、服务口等结构。减压阀耐脆性（循环寿命:50,000 次）高压接口：高压接口：连接瓶阀和高压传感器中压接口：中压接口：连接卸荷阀和中压传感器高压氢气减压阀用于储氢系统高压气源控制及减压输出，高压氢气减压阀用于储氢系统高压气源控制及减压输出，以单级活塞减压结构为例：以单级活塞减压结构为例：阀体阀芯弹簧导向件减压阀固定和密封的作用控制氢气流量和压力提供阀芯的回弹力引导氢气的流动方向氢气控制及减压输出技术特点：技术特点：选用高强度高硬度，抗疲劳，具有良好的耐腐蚀性的弹簧材料，在瓶口阀设计阶段运用专业软件对弹簧进行有限元分析，确保弹簧压缩率、稳定性和疲劳设计合理。保证阀门调压的可靠性。技术特点：技术特点：氢用减压阀与其它通用阀门的工作环境有很大的区别，在减压阀设计、制造和检验等过程中除了要遵守阀门设计、制造和检验的一般规则外，还应当注意对减压阀所处的工况环境，如高温、高压、腐蚀性等予以充分考量输出压力：0 5.0MPa流量特性:不小于 1000SLM外泄漏率：不大于 1.0*104Pam3/s35MPa氢气减压阀技术路线原理氢气减压阀技术路线原理70MPa氢气减压阀技术路线原理氢气减压阀技术路线原理中国氢能行业概览中国氢能行业概览车载储氢瓶车载储氢瓶中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录中国车载氢储存市场到中国车载氢储存市场到2027年有望达到年有望达到80.0亿元人民币，五年间复合年均增长率高达亿元人民币，五年间复合年均增长率高达50.4%，得益于燃料电，得益于燃料电池汽车的大范围应用、储氢瓶性能提升、安全性和使用寿命的增加，都推动我国车载储氢瓶产业进一步发展池汽车的大范围应用、储氢瓶性能提升、安全性和使用寿命的增加，都推动我国车载储氢瓶产业进一步发展资料来源：灼识咨询36车载储氢瓶市场规模分析，中国，车载储氢瓶市场规模分析，中国，2018-2027E2.010.480.003060902002120222023E2024E2025E2026E2027E 51.0% 50.4%单位：亿元人民币关键分析关键分析 随着燃料电池汽车的大规模商用，车载储氢瓶市场前景广阔。这不仅体现在燃料电池汽车数量增加，也体现在这些车型从商用车扩展至乘用车市场。为抓住这一发展机遇，技术研发应聚焦提升储氢性能、开发轻量化材料和智能制造，以降低成本、实现规模化生产。同时，汽车制造企业的批量采购也将带动市场快速扩大。中国企业需要加快自主创新，掌握核心技术。产业政策支持也至关重要，可帮助持续降低成本，实现车载储氢瓶与整车匹配。预计到2027年，车载储氢瓶市场规模将达到80亿元，2022-2027年复合增长率可达50.4%，保持高速增长车载储氢瓶市场测算框架，中国，车载储氢瓶市场测算框架，中国，2022车车载载储储氢氢瓶瓶市市场场规规模模商用车商用车销量销量客车占客车占比比每车配每车配备储氢备储氢瓶数量瓶数量35MPa储储氢瓶的渗氢瓶的渗透率透率70MPa储储氢瓶的渗氢瓶的渗透率透率平均储氢平均储氢瓶价格瓶价格平均储氢平均储氢瓶价格瓶价格 xxxxxx货车占货车占比比xx乘用车销量乘用车销量每车配备储每车配备储氢瓶数量氢瓶数量=x35MPa储储氢瓶的渗氢瓶的渗透率透率70MPa储储氢瓶的渗氢瓶的渗透率透率平均储氢平均储氢瓶价格瓶价格平均储氢平均储氢瓶价格瓶价格 xxxx中国氢能行业概览中国氢能行业概览车载储氢瓶车载储氢瓶中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录目前我国车载储氢瓶主要以高压气态储氢瓶为主，车载储氢瓶占车载储能系统成本高达目前我国车载储氢瓶主要以高压气态储氢瓶为主，车载储氢瓶占车载储能系统成本高达50%，未来将向着超，未来将向着超高压、轻量化等性能发展，减压阀行业处于发展落后的情况，未来将向着高精度和可靠性强等方向发展高压、轻量化等性能发展，减压阀行业处于发展落后的情况，未来将向着高精度和可靠性强等方向发展资料来源：灼识咨询37车载储氢瓶及减压阀行业发展情况车载储氢瓶及减压阀行业发展情况市场驱动因素及未来发展趋势市场驱动因素及未来发展趋势车车载载储储氢氢瓶瓶车载储氢瓶市场发展现状车载储氢瓶市场发展现状高压气态储氢瓶为车载储氢主流解决方案高压气态储氢瓶为车载储氢主流解决方案储氢四种技术路线中高压气态储氢瓶高压气态储氢瓶商业化程度高，高压气态储氢基于充放氢基于充放氢速度快、储氢耗能低、成本低和技术成熟等优点速度快、储氢耗能低、成本低和技术成熟等优点，成为目前率先商业化应用的储氢技术车载储氢瓶占车载储能系统成本高达车载储氢瓶占车载储能系统成本高达50P%我国燃料电池系统、车载储氢系统等燃料电池汽车技术和规模仍处在早期发展早期发展阶段阶段，燃料电池汽车购买成本虽整体小于美国和欧洲，但燃料电池系统和储能储能系统占购买成本的比例高达系统占购买成本的比例高达50P%左右左右，远高于海外减减压压阀阀“卡脖子”“卡脖子”环节环节减压阀行业处于“卡脖子”发展落后的情况减压阀行业处于“卡脖子”发展落后的情况国外企业布局氢能领域较早，具有先发优势，减压阀产减压阀产品具有一定的技术壁垒品具有一定的技术壁垒，加之目前市场容量小市场容量小，对减压阀的需求量也相对较少目前国内已经有一些公司突破了技术壁垒突破了技术壁垒，成功研制70MPa70MPa的减压阀，打破技术封锁12市场驱动因素市场驱动因素未来发展趋势未来发展趋势随着燃料电池续航里程的要求提随着燃料电池续航里程的要求提高，超高压储氢瓶将成为主流高，超高压储氢瓶将成为主流开发和使用碳纤维等新型轻量化开发和使用碳纤维等新型轻量化材料材料实现储氢型系统的智能监控和远实现储氢型系统的智能监控和远程管理程管理推进产品的模块化和标准化设计推进产品的模块化和标准化设计不断加速迭代的新产品开发不断加速迭代的新产品开发高精度和可靠性，轻量化和高精度和可靠性，轻量化和小型化小型化1智能化和远程控制智能化和远程控制2各类新型减压阀的开发各类新型减压阀的开发3随着燃料电池汽车的快速发展，车载储氢瓶市场需求正在爆发式增长市场需求正在爆发式增长，国内外企业纷纷布局，中国企业整体实力增强35MPa产品已较成熟产品已较成熟，70MPa产品也在加速批量化，国产产品性能水平提升显著，部分指标达到国际领先部分指标达到国际领先当前技术发展方向是轻量化和智能化制造轻量化和智能化制造，同时模块化和系统集成同时模块化和系统集成也是一个重要趋势行业需加强标准建设和质量管理标准建设和质量管理，持续开拓海外市场产业政策产业政策的进一步明确也将有力推动市场健康发展，但核心技术还需要继续创新1.燃料电池汽车的快速发展燃料电池汽车的快速发展对于“双碳目标”的落实，燃料电池汽车作为一种零碳排放的解决方案，未来有望替代传统汽车2.续航里程的进一步提升续航里程的进一步提升续航里程一直是消费者选择电动汽车的关键因素之一，高续航有望提高用户对燃料电池汽车的兴趣3.轻量化和小型化的需求增长轻量化和小型化的需求增长轻量化是汽车制造业的一个重要趋势，同时小型化对于空间利用效率会有所提升4.氢能商用车的推广应用氢能商用车的推广应用货运卡车、巴士、出租车和物流车辆等商用车辆通常需要更长的续航里程和更快的加注时间1.1.燃料电池车辆的快速增长燃料电池车辆的快速增长随着各类燃料电池车的推广，减压阀作为氢系统的重要组成部分，其需求快速增长2.2.对系统安全性的关注对系统安全性的关注氢气存在一定安全隐患，减压阀的准确可靠工作关系到系统安全12345中国氢能行业概览中国氢能行业概览下游应用下游应用中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录燃料电池车行业目前呈现“重商轻乘”的发展特征，与乘用车相比，燃料电池在重卡、大客车、物流车等细燃料电池车行业目前呈现“重商轻乘”的发展特征，与乘用车相比，燃料电池在重卡、大客车、物流车等细分领域已获得市场认可，且短期未来内，燃料电池商用车渗透率将持续提升分领域已获得市场认可，且短期未来内，燃料电池商用车渗透率将持续提升资料来源:中国氢能联盟，中国电动汽车百人会中国氢能产业发展报告2020，灼识咨询3838燃料电池车分类燃料电池车分类燃料电池各类车型未来发展趋势分析燃料电池各类车型未来发展趋势分析中国燃料电池车渗透率中国燃料电池车渗透率*预测，按车型，预测，按车型，2025E2025E-2050E2050E 重商轻乘，优先发展商用车目前目前 商用乘用等应用场景共同发展未来未来公共领域人均用车成本低，且可起到良好社会推广效果商用车行驶在固定线路上且车辆集中，建设配套加氢站可行性强中国燃料电池车车型发展特征及趋势分析，中国燃料电池车车型发展特征及趋势分析，20232023燃料电池和用氢成本降低12.0%5.0%.0.0u.0%0.0 .0.0.0.00.0%0.1%0.2 25E2.0.0 35E2050E燃料电池乘用车燃料电池客车燃料电池重卡燃料电池燃料电池传统内燃机传统内燃机取取代代乘用车乘用车商用车商用车燃料电池乘用车燃料电池乘用车燃料电池运输车燃料电池运输车重型运输车14吨以上中型运输车6到14吨轻型运输车1.8-6吨燃料电池客车燃料电池客车大型客车车长10米以上中型客车车长7到10米轻型客车车长3.5到7米燃料电池客车燃料电池客车城市公交车长途巴士机场交通车燃料电池货燃料电池货车车牵引车自卸车载货车燃料电池专用车燃料电池专用车冷藏车环卫车物流车搅拌车按按用用途途分分按按车车型型分分目前中国燃料电池车行业重点发展车型*注：燃料电池汽车的市场渗透率定义为：燃料电池客车、物流车、重卡、乘用车的年销量与客车、物流车、重卡、乘用车的总体市场销量的比值中国氢能行业概览中国氢能行业概览下游应用下游应用中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录燃料电池汽车在能量转换效率、使用效率及低温条件性能表现等方面优势显著，更适用于中长途、重载交通燃料电池汽车在能量转换效率、使用效率及低温条件性能表现等方面优势显著，更适用于中长途、重载交通运输领域，未来有望与锂电池共同推动交通领域碳中和运输领域，未来有望与锂电池共同推动交通领域碳中和资料来源:：EVtank中国加氢站建设与运营行业发展白皮书（2023年），中国充电联盟，中国石油流通协会，灼识咨询39燃料电池汽车、燃料电池汽车、纯纯电池汽车、燃油汽车对比概览，电池汽车、燃油汽车对比概览，2023燃料电池汽车燃料电池汽车纯电动汽车纯电动汽车燃油车燃油车动力系统动力系统燃料电池锂电池内燃机加注物加注物氢：以氢等为燃料，燃料电池通过水电解槽产生氢和氧逆反应，继而产生电能电：正极材料使用镍钴锰酸锂或镍钴铝酸锂等三元聚合物的锂离子二次电池汽油或柴油安全性安全性风险主要来自于氢气储存和加氢过程，储氢罐需密封，加氢时氢气泄露易引起燃烧;碰撞时氢气易泄露风险主要来自于电池系统，高能量密度与安全性难以兼容，存在电池过充过放问题;碰撞时电解液泄露易起火;电解液和本体有毒性/低温性能低温性能-30C低温启动，低温启动，-40C低温存储低温存储常规锂电池在-20C以下低温环境无法充电，且里程损失可能达到约30%-18C以下需要配置高性能汽油机润滑油、进气道低温预热装置和高能辅助点火装置并执行相应冷启动作业等环境保护环境保护工业副产氢、天然气重整制氢可减少碳排放，可工业副产氢、天然气重整制氢可减少碳排放，可再生能源制氢可实现零排放再生能源制氢可实现零排放，实现全产业链环境，实现全产业链环境保护保护污染部分转移到上游排放CO2、CO、SO2等温室气体及污染物整车续航里程整车续航里程较长，500公里以上受限，200-400公里约500公里整车加注时间整车加注时间5-15分钟分钟2-8小时10分钟能量转换效率能量转换效率50-60%/30-40%加注基础设施加注基础设施加氢站加氢站，当前仍较稀缺，截至2023年6月，中国加氢站数量为351座充电桩充电桩，重点城市覆盖，截至2023年6月，中国约215万个加油站加油站，已普及，截止2022年底，全国加油站共10.8万座，六年来首次降低应用领域应用领域中远途、中重载运输中短距离运输普适燃料电池车优势指标中国氢能行业概览中国氢能行业概览下游应用下游应用中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录随着未来燃料成本逐渐降低，燃料电池汽车价格和折旧成本进一步降低，预计未来至随着未来燃料成本逐渐降低，燃料电池汽车价格和折旧成本进一步降低，预计未来至2030年，燃料电池汽车年，燃料电池汽车的百公里综合成本将显著低于燃油车，与纯电动车基本持平，进一步凸显经济性优势的百公里综合成本将显著低于燃油车，与纯电动车基本持平，进一步凸显经济性优势资料来源：灼识咨询40中国燃料电池汽车、纯电动汽车及燃油车等汽车百公里综合成本中国燃料电池汽车、纯电动汽车及燃油车等汽车百公里综合成本(1),2022&2030E注（1）以12米大巴为例，其综合成本主要包括加注/充电成本、维修保养成本和折旧成本；假设车辆日均行驶里程150公里，每天运营200天，全生命周期年限为8年02004006008001,000191.475.0618.12022125.089.6230.02030E884.5444.6-49.78.876.7225.02022119.684.7200.02030E420.4404.3-3.8%燃料电池汽车燃料电池汽车燃油车燃油车纯电动汽车纯电动汽车单位：元人民币24294041962030E532538 1.2%伴随着中国加氢站建设逐步完善，车用氢气价格不断下降，燃料电池汽车的燃料成本逐渐降低燃料成本逐渐降低。另一方面，燃料电池技术的提高和燃料电池汽车行业的规模化发展，带动燃料电池汽车价格及车辆折旧成本的快速降低汽车价格及车辆折旧成本的快速降低。由2022年至2030年，中国燃料电池12米大巴的百公里综合成本将大幅下降 考虑到燃料电池汽车整体规模及推广量仍较比燃油车及纯电动汽车要低，未来随着氢能产业进一步发展、燃料电池汽车推广持续扩大，燃料电池汽车的百公里综合成本在2030年后将进一步下降，从而使其经济性优势更加显著经济性优势更加显著关键关键分析分析加注/充电成本维修保养成本折旧成本中国氢能行业概览中国氢能行业概览下游应用下游应用中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录燃料电池汽车行业尚处于产业发展早期，其发展很大程度上受到政策导向的影响，随着各地政策进一步落地燃料电池汽车行业尚处于产业发展早期，其发展很大程度上受到政策导向的影响，随着各地政策进一步落地实施，燃料电池汽车行业将实施，燃料电池汽车行业将扩大生产规模，逐步走向商业化扩大生产规模，逐步走向商业化资料来源：国家发改委、国家能源局，灼识咨询41批批次次示范城示范城市群市群参与城市参与城市示范期官示范期官方推广目方推广目标（辆）标（辆）截至截至2023年年6月底已推月底已推广（辆）广（辆）第第一一批批京津冀城市群北京七区、天津滨海新区、保定、唐山滨州等共6个城市地区5,3002,475上海城市群上海、苏州、南通、嘉兴等共7个城市地区5,0001,774广东城市群佛山、广州、深圳、珠海等共12个城市10,000691第第二二批批河北群张家口、雄安新区、保定、定州等共14个城市地区7,710410河南群郑州、新乡、洛阳、开封等共15个城市地区5000787合计合计32,3056,137示范城市群领头示范城市群领头全国各省市跟进全国各省市跟进宏观政策定调宏观政策定调示范城市群燃料电池汽车推广目标及达成情况，示范城市群燃料电池汽车推广目标及达成情况，截至截至2023年年6月月中国各省份关于燃料电池汽车的发展规划（节选），中国各省份关于燃料电池汽车的发展规划（节选），截至截至2023年年6月月国家国家政策规划目标：政策规划目标：2025年我国燃料电池车辆燃料电池车辆保有量保有量达到约5 5万辆万辆氢能产业发展中长期氢能产业发展中长期规划（规划（20年）年）联合印发&政策名称政策名称发布时间发布时间主要内容主要内容青海省氢能产业发展中长期规划（2022-2035年）2023.22025年实现燃料电池车运营数量不少于不少于150辆辆，矿区氢矿区氢能重卡不少于能重卡不少于100辆辆北京市氢燃料电池汽车车用加氢站发展规划（20212025年）2022.112025年实现燃料电池汽车累计推广量突破突破1万辆万辆山西省氢能产业发展中长期规划（2022-2035年）2022.102025年燃料电池汽车保有量超过超过1万辆万辆；2030年燃料电池汽车保有量达到达到5万辆万辆河南省氢能产业发展中长期规划（2022-2035年）2022.82025年推广各类燃料电池汽车5,000辆辆以上山东省氢能产业发展工程行动方案2022.72025年累计推广燃料电池汽车1万辆万辆陕西省“十四五”氢能产业发展规划2022.72025年推广各型燃料电池汽车1万辆万辆左右上海市氢能产业发展中长期规划（2022-2035年）2022.52025年燃料电池汽车保有量突破突破1万辆万辆截至截至2023年年8月，已有超过月，已有超过20个省级行政单位颁布氢能规划相关个省级行政单位颁布氢能规划相关政策文件，其中，省级氢车保有量目标共计政策文件，其中，省级氢车保有量目标共计超过超过10万辆，远超万辆，远超国家政策规划目标国家政策规划目标中国氢能行业概览中国氢能行业概览下游应用下游应用中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录2022年我国燃料电池汽车总销量超年我国燃料电池汽车总销量超5,000辆，为历史最高水平，由于市场要素和扶持政策存在一定复杂性，辆，为历史最高水平，由于市场要素和扶持政策存在一定复杂性，预计到预计到2027年中国燃料电池汽车保有量将达到年中国燃料电池汽车保有量将达到11.3万辆到万辆到21.1万辆区间万辆区间资料来源：发改委，各省发改委，中国汽车工业协会，灼识咨询42024681020222025E2027E0.54.65.5 61.8%中国燃料电池汽车市场规模及预测，中国燃料电池汽车市场规模及预测，2022-2027E0025E2027E1.410.721.1 72.1%销量保有量024681020222025E2027E0.51.73.7 49.40203020222025E2027E1.45.011.3 51.9%单位：万辆销量保有量 按氢能产业发展中长期规划（氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）年）规划目标计，2025年我国燃料电池车辆保有量达到约约5万辆万辆假设假设依据依据 根据各省发改委各省发改委颁布氢能规划相关政策文件颁布氢能规划相关政策文件规划总和计，到2025年我国燃料电池汽车保有量目标共计超过超过10万辆万辆假设假设依据依据中国燃料电池汽车市场规模及预测，中国燃料电池汽车市场规模及预测，2022-2027E 国家级产业中长期规划是一种战略性的计划战略性的计划，旨在引导国家在未来数年内取得经济、社会和科技方面的发展目标，在经济环境良好的外部状况下，中长期目标有望提前完成或者超额完成有望提前完成或者超额完成关关键键分分析析 基于国家总体发展战略，各省级政府制定相应发展路线，但基于目前氢能发展现状，回顾各省政策目标的指定可能存在过于激进各省政策目标的指定可能存在过于激进乐观的乐观的情况情况，因此在实际推进过程中会存在达不成目标的现象。乐观预测乐观预测保守预测保守预测VS关关键键分分析析单位：万辆单位：万辆单位：万辆中国氢能行业概览中国氢能行业概览下游应用下游应用中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录中国燃料电池汽车受到政策扶持补贴、基础设施助推、整车用氢成本降低等要素影响，将以商用车为近期主中国燃料电池汽车受到政策扶持补贴、基础设施助推、整车用氢成本降低等要素影响，将以商用车为近期主线，不断扩展特殊用车领域和海外市场，长期来看乘用车仍有提升空间线，不断扩展特殊用车领域和海外市场，长期来看乘用车仍有提升空间资料来源：灼识咨询43氢能基础设氢能基础设施发展进一施发展进一步完善步完善上游研发加上游研发加大，整车成大，整车成本和用氢成本和用氢成本降低本降低上游制氢、储运氢、燃料电池制氢、储运氢、燃料电池等环节不断加大研发投入，推动技术进步，提高燃料电池汽车的动力里程和效率动力里程和效率，降低燃料汽车购置成本和使用成本购置成本和使用成本燃料电池车相较于燃油车和电动车的优势优势逐渐显现，推动燃料电池系统的市场需求市场需求不断增加随着压缩系统技术的不断创新和国内对进口机器设备的自主替自主替代代加速进行，中国的加氢站建设步伐有望迎来显著的扩张中石油和中石化在内的国内主要汽油生产商也相继宣布了详细加氢站的建设规划加氢站的建设规划，将为中国氢能基础设施的未来发展注入更强的活力，并有助于推动燃料电池汽车产业的进一步增长燃料电池汽车行业尚处于初期阶段，需政府从财政激励、研发资金支持、推广宣传提升认知度等一系列手段来扶持引导，以降低市场进入障碍、刺激技术创新，推动行业走向商业化围绕氢能产业发展中长期规划（2021-2035年），各示范城市群及其他省市纷纷推进建立燃料电池汽车推广的目标规划中国燃料电池汽车市场驱动因素分析中国燃料电池汽车市场驱动因素分析中国燃料电池汽车市场趋势分析中国燃料电池汽车市场趋势分析政府政策扶政府政策扶持引入，提持引入，提供补贴供补贴与锂电池汽车相比，燃料电池汽车技术和商业成熟度技术和商业成熟度尚存在进步空间，在锂电池车已经获取先发优势的乘用车领域，燃料电池汽车短期内短期内难以依靠市场化手段扩张市场份额部分赛道与部分赛道与发展强势的发展强势的锂电池车存锂电池车存在竞争在竞争 燃料电池汽车将以商用车为主线，进一步扩展特型车应用燃料电池汽车将以商用车为主线，进一步扩展特型车应用 我国燃料电池汽车正快步迈向国际市场我国燃料电池汽车正快步迈向国际市场 乘用车需求将通过汽车共享和租赁业务得到促进乘用车需求将通过汽车共享和租赁业务得到促进考虑到加氢便利度，燃料汽车将有限发展港口码头、矿区厂区、城市公交、城际物流、城际客运等领域除常规的货运、客运外，也将进一步扩展到特殊领域，如市政环卫车辆、土木工程车辆和拖车运输等随着国际氢能源市场的不断扩大，中国的氢能源企业正在积极寻求国际机会，参与全球氢能源产业链的竞争，推动中国氢能源产业的国际化进程，为全球清洁能源和可持续发展做出贡献。燃从长远来看，燃料电池乘用车有望推动整个燃料电池汽车行业的增长。为了促进燃料电池乘用车的需求，分时和租赁燃料电池汽车正在重庆等重点示范区推出，并将在未来五年内在更多城市推出近期趋势长远趋势中国燃料电池汽车风险要素分析中国燃料电池汽车风险要素分析中国氢能行业概览中国氢能行业概览下游应用下游应用中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录 指固定安装固定安装的氢能装置，通常用医院、银行、医院、银行、工业、商业建筑工业、商业建筑等场所作为备用电源 使用燃料电池作为动力的机动车，较为成熟的车型包括氢能客车、氢能重卡等氢能下游行业氢能下游行业以燃料电池汽车为主要应用场景，以动力和电力为两条主要线索，横向往向储能、建筑、发电以燃料电池汽车为主要应用场景，以动力和电力为两条主要线索，横向往向储能、建筑、发电等领域探索，纵向深挖交通领，域持续探索新的场景等领域探索，纵向深挖交通领，域持续探索新的场景资料来源：灼识咨询44固定式非动力领域固定式非动力领域交通动力领域交通动力领域船舶船舶航天航天*轨道交通轨道交通热电联供热电联供工程机械工程机械燃料电池汽车燃料电池汽车氢储能氢储能风光水电储能电网储能 指可以携带和移动可以携带和移动的氢能装置，为露营、急露营、急救、军事演习、野外工作救、军事演习、野外工作等活动提供电力 是一种能源储存技术，主要用于调节电量供需的不稳定性 用于支持电网的稳定性和可靠性，在用电高峰期制备氢气，谷期转化电能支持电力需求 用于应对可再生能源的间歇性和波动性，为电力系统提供动态的能量储备 氢能为建筑物提供供暖、制冷、电力供应等一套高效、可持续的能源解决方案，电力、热管理以及零部件等相关技术还有待完善 通过燃料电池将氢气转化为电能，以供电力需求注：仅考虑氢气作为能源的使用领域，不包含氢气直接作为原材料、还原剂、金属加工的气氛处理剂等工业用途；航天氢氧发动机领域在我国尚未有规模化商业资本介入，暂不考虑其商业规模现有商业规模大小 使用燃料电池作为动力的工程机械和设备，包括氢能挖掘机、起重机等，常用于建工、矿业等行业 使用燃料电池作为动力的船舶，目前多用于小型船只，或将氢能作为辅助动力 使用燃料电池作为动力的有轨电车及铁路等，目前在欧洲和中国广东有试点项目落地 直接使用氢气作为燃料，与液氧结合用于火箭发动机推进，氢氧发动机是世界火箭发动机技术发展的趋势之一氢能下游行业应用分类分析氢能下游行业应用分类分析*，2023氢能电源氢能电源固定式电源便携式电源中国氢能行业概览中国氢能行业概览下游应用下游应用中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录由于氢储能具备储能容量大、储能周期长，以及快速响应的优势，与可再生能源发电的高度耦合性，因此，由于氢储能具备储能容量大、储能周期长，以及快速响应的优势，与可再生能源发电的高度耦合性，因此，除燃料电池汽车之外，氢储能有机会成为的氢能行业的新动力来源，到除燃料电池汽车之外，氢储能有机会成为的氢能行业的新动力来源，到2027年将达到约年将达到约12.2GW的总装机量的总装机量资料来源：中国汽车工业协会，百人会氢能中心，GGII，灼识咨询45氢能下游应用市场规模，装机量口径，氢能下游应用市场规模，装机量口径，2018-2027E*55.9607.912,241.005,00010,00015,00020,000201820222027E 81.6% 82.3%单位：MW 由于氢能行业的技术不断发展成熟，氢能设备成本和用氢成本进一步下降，氢能行业的下游应用场景不断扩张，预计未来五年内氢能行业下游总装机量将以超过80%的复合年均增长率增长，到2027年将达到约12.2GW的总装机规模关关键键分分析析氢能下游应用市场规模，按应用拆分，装机量口径，氢能下游应用市场规模，按应用拆分，装机量口径，2022和和2027E单位：.6%4.2%0.8%4.3%0.1%燃料电池汽车其他动力领域氢储能氢能电源其他非动力领域75.6%7.6.5%4.5%0.8 222027E 在可预见的未来内，燃料电池汽车行业将继续作为氢能行业的绝对优势下游应用，其装机量占比将维持在七成以上 氢储能具备大储能容量、长储能周期以及快速响应等优势，与不稳定的可再生能源发电具有高度耦合度，因此，在双碳背景下，除了燃料电池汽车之外，氢储能是最具发展潜力的下游应用，随着电解槽等成本下降，氢储能将进一步凸显其优势，成为氢能的重要发展领域关关键键分分析析注：此市场规模不包含氢氧发动机市场，仅包含基于燃料电池的氢能下游市场，未来预测基于乐观假设给出中国氢能行业概览中国氢能行业概览下游应用下游应用中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录由于技术研发和成本限制，目前氢能行业大部分下游应用的商业成熟度还不高，仍处于政府推动项目试点或由于技术研发和成本限制，目前氢能行业大部分下游应用的商业成熟度还不高，仍处于政府推动项目试点或市场化初期阶段，未来动力领域将朝高功率高续航方向发展，非动力领域将朝向规模化发展市场化初期阶段，未来动力领域将朝高功率高续航方向发展，非动力领域将朝向规模化发展资料来源：灼识咨询46发展现状分析发展现状分析技术成熟度技术成熟度商业成熟度商业成熟度成本控制成本控制电池系统核心材料技术已经有突破已完成初步产品化高功率车辆相对乘用车更具有望形成成本优势特种用车技术难度较重卡等高功率车辆较低，成熟度较高市场化初期，商业研发和产品化阶段运营场景密集的设备存在一定成本优势目前仅作为辅助动力，输出功率、续航及寿输出功率、续航及寿命命尚未达到远洋需求政府推动项目试点应用使用成本远高于传统燃油船舶，降本周期预计较长动力、储氢系统受空间限制，时速续航里时速续航里程程暂无法比肩高铁政府推动项目试点应用使用成本远高于传统高铁，降本周期预计较长氢氧发动机氢氧发动机于50年代中期研制成功，长期作为运载火箭核心部件在我国仍以政府和国企主导，私人资本参与较少/电池系统核心材料技术已经有突破市场化初期，已经完成初步产品化发电成本在 2.5-3元/度，降本周期预计较长电解槽等核心设备尚尚存在一定进口依赖存在一定进口依赖市场化初期，处于项目建设和试运行阶段度电成本高于蓄水储能和电机储能电力、热管理以及零部件等相关技术还有待完善政府推动项目试点应用氢气供热成本远高于传统方案，降本周期预计较长*注：指成熟度由低到高交交通通动动力力领领域域固固定定式式非非动动力力领领域域燃料电池汽车轨道交通船舶航运工程机械氢能电源氢储能航天热电联供驱动因素分析驱动因素分析未来发展趋势分析未来发展趋势分析中国氢能下游应用中国氢能下游应用动力领域向高功率、动力领域向高功率、高续航发展高续航发展非动力领域向规模非动力领域向规模化、体系化发展化、体系化发展传统行业向氢能行传统行业向氢能行业渗透布局业渗透布局 随着燃料动力电池功率性能的进一步提升，交通动力领域有望向高功率、高续航的远洋船只、航天飞机等领域拓展固定式项目规模越大，土地、建设以及核心设备的摊销成本越低，度电成本越低，商业上更有望取代非氢能的解决方案电力、热力、传统船舶轨交等传统行业向氢能行业渗透布局，加深氢能作为新型能源与传统电业、工业领域的有机融合政策扶持推动行政策扶持推动行业发展成熟业发展成熟技术研发调整匹技术研发调整匹配场景特性配场景特性成本控制带动下成本控制带动下游需求游需求大部分氢能下游新兴行业尚未完成商业化，前期需要政府从项目试点、研发激励、购买补贴等方式促进行业的发展和成熟不同的下游场景对燃料电池的功率、续航、稳定性要求不同。目前车用燃料电池系统较为成熟，其他应用领域还需针对性调整研发方向，以匹配具体场景需求随着使用成本的进一步降低，下游客户对氢能设备的接受程度将有所提高，与使用化石燃料和电力的传统交通工具和能源设备相比，氢能应用渗透率将进一步提升472中国氢能行业竞争格局分析中国氢能行业竞争格局分析1中国氢能行业概览中国氢能行业概览附录附录3中国氢能行业概览中国氢能行业概览中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录传统能源企业依托其主营业务能够制备大规模的氢气，但是其清洁程度较低，实力雄厚的企业目前正探索低传统能源企业依托其主营业务能够制备大规模的氢气，但是其清洁程度较低，实力雄厚的企业目前正探索低碳型的制氢方式，但由于制氢成本和技术原因，目前量产能力有待进一步提升碳型的制氢方式，但由于制氢成本和技术原因，目前量产能力有待进一步提升资料来源：灼识咨询48中国氢气制取行业部分代表公司竞争格局中国氢气制取行业部分代表公司竞争格局清洁清洁能源能源程度程度产氢能力产氢能力公司背景和主要技术路径公司背景和主要技术路径主要特点主要特点化石能源制氢化石能源制氢工业副产品制氢工业副产品制氢按按主主要要技技术术路路径径低碳排放低碳排放制氢方式制氢方式采用化石燃料制氢的企业，依托成熟的技术路线和丰富的原料储备，能够实现大规模、低成本的氢气生产采用工业副产氢气的企业，能够实现低成本的制氢，具有经济性优势，但产氢规模受主业的制约采用低碳排放方式制氢的企业，其制氢全过程几乎零碳排放，代表着行业的可持续发展方向央国企背景央国企背景私企背景私企背景按按公公司司背背景景央企制氢公司具备较为雄厚的资金实力、扎实的技术基础、强大的项目承接能力和产业链协同效应等优势相比央企，民营制氢企业更加灵活机动、决策效率更高，能够快速根据市场需求调整产品和商业模式，更擅长开拓市场弱弱强强强强弱弱中国氢能行业概览中国氢能行业概览中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录中国电解槽企业可分为传统电解槽企业和新进入企业，传统电解槽企业技术积淀深厚，处于市场领先地位；中国电解槽企业可分为传统电解槽企业和新进入企业，传统电解槽企业技术积淀深厚，处于市场领先地位；新进入企业来自传统能源、装备制造、燃料电池和清洁能源等行业新进入企业来自传统能源、装备制造、燃料电池和清洁能源等行业资料来源：灼识咨询49企业类型企业类型优势总结优势总结技术实力技术实力中国电解槽行业各类代表公司分析中国电解槽行业各类代表公司分析比较维度比较维度项目资源项目资源资金规模资金规模制造成本制造成本业务业务关联性关联性传统电解槽企业传统电解槽企业新进新进入企入企业业传统能源企业传统能源企业装备制造企业装备制造企业燃料电池企业燃料电池企业清洁能源企业清洁能源企业技术积淀深厚：技术积淀深厚：深耕行业多年掌握核心技术，产品核心性能和参数领先市占率领先：市占率领先：客户资源丰富，产品累计出货量高，目前市占率领先项目资源丰富：项目资源丰富：主导投资布局氢能项目，有助于设备出货资金雄厚：资金雄厚：多为央、国企，资金充足可支持高昂的电解槽研发制造投入电力成本优势：电力成本优势：将弃光弃电所浪费的电量用于水电解制氢，节约电力成本业务联动：业务联动：风电企业将风电与制氢结合获取风电指标设备原理和结构类似设备原理和结构类似：燃料电池的原理是通入氢气和净化，为电解制氢的反向过程，在设备结构上是很相似的代表企业代表企业竞争力由低到高制造成本优势：制造成本优势：掌握设备制造核心工艺和技术，愿意投入资源实现电解槽制造规模化、自动化，降低制造成本中国氢能行业概览中国氢能行业概览中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录中国燃料电池系统行业市场集中度较高，按公司成立背景可分为高校派、背靠大集团派、以及海外技术背景中国燃料电池系统行业市场集中度较高，按公司成立背景可分为高校派、背靠大集团派、以及海外技术背景派三类；但行业整体还处于市场化初期，玩家类型丰富多样，竞争格局仍在不断演变派三类；但行业整体还处于市场化初期，玩家类型丰富多样，竞争格局仍在不断演变资料来源：GGII，公司年报，公司官网，企查查，灼识咨询50关键分析关键分析中国燃料电池系统行业的市场集中度相对较高，CR3超过50%，且领先的企业已经具备技术、资金和市场优势。尽管市场集中度高，但行业内的玩家背景多元化，大致可以分为三类：一是高校孵化的企业，以出身于清华系的亿华通为代表；二是依托国企或汽车集团的企业，如背靠国家电投的国氢科技，以及脱胎于上汽集团的捷氢科技；三是对海外技术引进并转化实现国产化的企业，如国鸿氢能然而，中国燃料电池系统行业正处于发展的早期阶段，竞争格局仍在不断演变，各类型的企业载未来都具备较强的增长潜力。鉴于行业整体还处于市场化初期，因此是否有背景较强的合作伙伴、大型企业支持、以及当地政策扶持对于各类燃料电池企业至关重要中国燃料电池系统行业各类代表公司分析，按成立时间排序中国燃料电池系统行业各类代表公司分析，按成立时间排序*注：科技创新含量来源于企查查披露，是根据企业发明公布专利、发明授权专利、实用新型专利、软件著作权、外观设计专利五项知识产权加权计算得出，仅作参考公司类别公司类别代表企业名称代表企业名称高校产学研高校产学研孵化的企业孵化的企业转化海外技转化海外技术实现国产术实现国产化的企业化的企业背靠大型国背靠大型国企企/汽车集汽车集团的企业团的企业成立时间成立时间主要特点主要特点国鸿氢能国鸿氢能2015年6月由高校孵化或与高校密切合作，更注重科研与创新，因此在燃料电池领域具有独特的技术优势和前沿研究成果依托大型的国有企业/汽车集团，享有政策的支持和丰富的资源，在技术研发、生产规模和市场拓展方面具备强大的竞争力通常不仅仅涉足燃料电池领域，而是制-储-运-加-应用全产业链布局通过与国际合作伙伴合作或收购境外技术，再经过本土化改进完成国产化，能够较快实现技术的商业化落地捷氢科技捷氢科技2018年6月亿华通亿华通2012年7月锋源氢能锋源氢能2018年5月上海鲲华上海鲲华2021年7月国氢科技国氢科技2017年5月爱德曼氢能爱德曼氢能2012年7月科技创新含量*研发人员数量注：气泡大小表示该企业2022年燃料电池系统出货量亿华通重塑集团国鸿氢能爱德曼氢能上海鲲华国氢科技捷氢科技锋源氢能重塑集团重塑集团2017年6月中国氢能行业概览中国氢能行业概览中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录中国燃料电池电堆行业玩家类型多元，以立足产业中游为基石，布局上游制、储、加氢环节，并不断拓展下中国燃料电池电堆行业玩家类型多元，以立足产业中游为基石，布局上游制、储、加氢环节，并不断拓展下游应用场景，积极探索氢能行业全产业链，希望形成深厚的氢能产业生态游应用场景，积极探索氢能行业全产业链，希望形成深厚的氢能产业生态资料来源：公司年报，公司官网，灼识咨询51公司类别公司类别上游布局能力上游布局能力中国燃料电池电堆行业各类代表公司分析，按成立时间排序中国燃料电池电堆行业各类代表公司分析，按成立时间排序下游应用场景分布下游应用场景分布代表企业名称代表企业名称高校产学研高校产学研孵化的企业孵化的企业转化海外技转化海外技术实现国产术实现国产化的企业化的企业背靠大型国背靠大型国企企/汽车集汽车集团的企业团的企业加注加注储运储运制备制备中游电堆核心零件研发生产能力中游电堆核心零件研发生产能力双极板双极板成立时间成立时间膜电极膜电极国氢科技国氢科技捷氢科技捷氢科技未势能源未势能源新源动力新源动力氢晨科技氢晨科技清能股份清能股份国鸿氢能国鸿氢能催化剂催化剂GDLPEM*注：表示企业在该领域有自主布局或者联合布局；表示企业拥有该核心零件的研发生产能力；表示企业在该领域已有合作研发/正在逐步布局该领域；表示企业在该领域暂无布局卡车、客车、乘用车、工程机械、轨道交通、船舶、航空航天、电源卡车、公交车、物流车、环卫车、乘用车公交车、物流车、轨道交通、船舶、电源卡车、客车、公交车、物流车、工程机械、船舶、航空航天、电源卡车、客车、公交车、乘用车、工程机械卡车、客车、乘用车、轨道交通、热电联供、船舶、储能、电源卡车、公交车、物流车、工程机械、轨道交通、电源2001年4月2017年12月2017年5月2019年4月2018年6月2012年7月2015年6月电堆设计集成电堆设计集成中国氢能行业概览中国氢能行业概览中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录中国燃料电池汽车行业的头部集中程度高，优势企业通常具备传统燃油车制造背景，具备销售渠道和产业链中国燃料电池汽车行业的头部集中程度高，优势企业通常具备传统燃油车制造背景，具备销售渠道和产业链协同优势，同时协同优势，同时整车企业通过入场布局燃料电池核心技术，以期提升技术层面的竞争实力整车企业通过入场布局燃料电池核心技术，以期提升技术层面的竞争实力资料来源：公司年报，公司官网，灼识咨询52中国燃料电池汽车行业竞争玩家分类分析中国燃料电池汽车行业竞争玩家分类分析产业链整产业链整合能力合能力中国燃料电池汽车竞争格局分析中国燃料电池汽车竞争格局分析车型布局车型布局多样性多样性较强较低聚焦多样公司类别公司类别/背景背景整车企业名称整车企业名称开始布局燃开始布局燃料电池汽车料电池汽车行业年份行业年份*车型布局车型布局*乘用车商用客车商用货车专用车综合车企集综合车企集团团中国一汽中国一汽2021东风汽车东风汽车2016商用车车企商用车车企北汽福田北汽福田2006金龙汽车金龙汽车2005中通客车中通客车2014郑州宇通郑州宇通2009佛山飞驰佛山飞驰2017上海万象上海万象2021陕汽集团陕汽集团2019乘用车车企乘用车车企广汽埃安广汽埃安2020丰田汽车丰田汽车1992上汽大通上汽大通2016长安汽车长安汽车2009*注：表示该车型为企业核心布局产品；表示该车型为企业次要布局产品；表示企业暂未在该领域布局*注：开始布局燃料电池汽车年份指整车企业自行披露对燃料电池汽车的开始研发投入或与燃料电池系统企业形成合作的年份532中国氢能行业竞争格局分析中国氢能行业竞争格局分析1中国氢能行业概览中国氢能行业概览附录附录3中国氢能行业概览中国氢能行业概览中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录附录附录氢能政策梳理氢能政策梳理资料来源：灼识咨询54政策名称政策名称颁布时间颁布时间主要内容主要内容广东省加快建设燃料电池汽车示范城市群行动计划（2021-2025年）征求意见稿2021.11实现推广1万辆以上燃料电池汽车目标建成加氢站约200座山东省氢能产业中长期发展规划（20202030年）2020.62020年到2022年，燃料电池整车产能达到5,000辆，燃料电池汽车在公交、物流等商用车领域率先示范推广，省域内累计示范推广燃料电池汽车3,000辆左右，累计建成加氢站30座（含合建站）2023年到2025年，燃料电池整车产能达到20,000辆，累计推广燃料电池汽车10,000辆左右，累计建成加氢站100座上海市加快新能源汽车产业发展实施计划（2021-2025年）2021.2到2025年，燃料电池汽车应用总量突破1万辆，建成并投入使用各类加氢站超过70座江苏省“十四五”新能源汽车产业发展规划2021.11到2025年，累计投放燃料电池汽车超过4,000辆，建成商业加氢站100座四川省氢能产业发展规划（20212025 年）2020.9到2025 年，燃料电池汽车（含重卡、中轻型物流、客车）应用规模达6000 辆，氢能基础设施配套体系初步建立，建成多种类型加氢站60 座河南省加快新能源汽车产业发展实施方案2021.11到2025年，全省燃料电池汽车示范运营总量力争突破1万辆，建成并投入使用各类加氢站100座以上长治市氢能产业发展规划(2020年2030年）和长治市氢能与燃料电池汽车产业发展行动计划(2020年2023年）2020.10到2023年，推广应用3,000辆燃料电池重型牵引车、自卸车及若干其他车型，公交车50辆，乘用车500辆，客车100辆，建成70座1,000公斤以上的固定式加氢站到2025年，全市燃料电池重型货车保有量5,000辆以上，公交车130辆，乘用车1,500辆，客车200辆建成超过80座加氢站大同市氢能产业发展规划（2020-2030年）2020.9到2023年，氢燃料汽车示范投放数量达到1000辆以上（客车300，货车725），加氢能力不低于500kg/天的示范性加氢站数量达到17座到2025年，氢燃料汽车投放数量达到6300辆，配套建设加氢能力不低500kg/天的示范性加氢站数量超过50座河北省氢能产业发展“十四五”规划2021.7到2022 年，全省建成25 座加氢站，燃料电池公交车、物流车等示范运行规模达到1000 辆，重载汽车示范实现百辆级规模到2025 年，累计建成100 座加氢站，燃料电池汽车规模达到1 万辆，实现规模化示范北京市氢能产业发展实施方案（2021-2025 年）2021.82023 年前，推广加氢站及加油加氢合建站等灵活建设模式，力争建成37 座加氢站，推广燃料电池汽车3000 辆2025年前，力争完成新增37 座加氢站建设，实现燃料电池汽车累计推广量突破1 万辆中国氢能行业概览中国氢能行业概览中国氢能行业竞争格局中国氢能行业竞争格局附录附录附录附录氢能政策梳理氢能政策梳理55政策名称政策名称颁布时间颁布时间主要内容主要内容浙江省加快培育氢燃料电池汽车产业发展实施方案2021.11到2025年，在公交、港口、城际物流等领域推广应用氢燃料电池汽车接近5000辆，规划建设加氢站接近50座内蒙古自治区人民政府办公厅关于促进氢能产业高质量发展的意见2022.32025年前，建成加氢站（包括合建站）100座以上；加速推进燃料电池车替代中重型燃油矿用卡车和公共服务车辆，推广氢燃料电池重卡5000辆以上，累计推广燃料电池汽车突破1万辆大连市氢能产业发展规划（20202035年）2020.11到2025年，氢燃料电池整车产能1000辆，全市氢燃料电池车辆（含公交车、乘用车、重型卡车、牵引车、环卫车等）保有量达到1000辆以上，氢燃料电池船舶保有量达到20艘以上，氢燃料电池轨道交通车辆保有量达到10辆以上，分布式发电系统、备用电源、热电联供系统装机容量达到 20MW，加氢站15座以上。六安市氢能产业发展规划（2020-2025 年）2020.9力争到2025 年，燃料电池电堆和系统合计产量达到每年8000 台左右，燃料电池汽车累计推广应用规模达到600辆左右，燃料电池船舶示范应用规模达到10 艘左右，加氢站数量达到5 座左右；岳阳氢能城市建设及氢能产业发展规划（2020-2035年）2020.10到2025年，氢能占终端能源消费比例达到8%，全市在公交车、物流车、环卫车、公务车、出租车、共享汽车等领域推广应用燃料电池汽车1000辆以上，建设加氢站15座以上株洲市氢能源产业发展规划（2019-2025）2019.7到2025年，形成氢能和燃料电池支柱产业，建成加氢站8座至10座，燃料电池公交大巴生产能力10000辆/年，燃料电池乘用车生产能力10万辆/年，长株潭城市群公交运营燃料电池车辆5000辆重庆市加速构建完善的智能新能源汽车产业生态行动计划（征求意见稿）2021.12建成加氢站10座；累计推广氢燃料电池汽车5,000辆天津市能源发展“十四五”规划2022.2“十四五”期间，累计推广物流车、叉车、公交车等氢燃料电池车辆900辆以上荆州市氢能及燃料电池产业发展规划（2021-2025年）征求意见稿2021.9到2022年，车运营规模达到100辆，加氢站（包括合建站）达到 35 座到2025年，全市氢燃料电池商用车、专用车运营规模达到1000辆，荆州建设各类加氢站15座以上武汉市氢能产业突破发展行动方案2020.9力争通过3年时间，燃料电池汽车示范运营规模不低于3000辆，建成15座以上加氢站资料来源：灼识咨询 2023 China Insights Consultancy.All rights reserved.This document contains highly confidential information and is solely for the use of our client.No part of it may be circulated,quoted,copied or otherwise reproduced without the written consent of China Insights Consultancy.CIC灼识咨询灼识咨询电话： 86 21 2356 0288地址：上海市静安区普济路88号静安国际中心B座10楼如需更多信息，请访问：敬请致函：扫码关注公众号灼识扫码关注公众号灼识CIC扫码添加扫码添加CIC灼识小助手灼识小助手

0人已浏览 2023-12-11 56页 5星级

 行业深度研究报告行业深度研究报告请务必阅读正文之后的免责条款部分 守正 出奇 宁静 致远证券研究报告太平洋证券研究院新能源团队 首席 刘强 执业资格证书登记编号：S01研究助理 . 

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11中邮证券2023年12月5日【中邮电新】储能更新：增速放缓，价格探底，寒意寓春风证券研究报告姓名：赵勇臻（分析师）SAC编号：S04邮箱：行业投资评级：强于大市|维持姓名：王.

0人已浏览 2023-12-07 30页 5星级

欧盟碳关税带来的重大影响与机遇上海宝碳新能源环保科技有限公司朱伟卿 董事长&CEO目录碳边境调节机制（CBAM）的起源CBAM与欧盟碳市场的关系欧盟碳市场（EU ETS）概述CBMA的发展历程CBAM的主要内容CBAM带来的整体影响与挑战中国该如何应对CBAM机遇2碳边境调节机制的起源3碳边境调节机制（CBAM）的起源碳边境调节机制，是从英文Carbon Border Adjustment Mechanism（以下简称CBAM）直译而来的，也有译为碳关税或碳边境调节税的。碳边境调节机制，最早由法国于2006年提出Carbon Border Inclusion Mechanism（碳边境包容机制），对可能面临碳泄漏或不公平国际竞争风险的产品采取边境税措施。2007年，时任法国总统希拉克提出欧盟应当针对那些没有签署京都议定书的国家进口产品征收“碳关税”。2009年美国众议院通过了美国清洁能源与安全法案，其中提出美国应对进口碳排放密集型产品征收二氧化碳特别排放税，从2020年1月1日起开始征收“碳关税”。由于碳关税涉及能源集团的利益，代表能源集团的共和党在参议院占多数，该法案最后没有提交共和党审批而没有能够付诸实施。4自此，自此，CBAMCBAM的雏形正式形成，欧盟内部开始以的雏形正式形成，欧盟内部开始以“碳泄漏碳泄漏”以及保证同类产品以及保证同类产品“公平性公平性”的名义，将的名义，将”征收碳征收碳关税关税“提上议程提上议程。CBAM与碳泄漏“碳泄漏”是指实行控排的国家由于严格的管控措施，生产同样产品的境内企业由于要履行减排义务，不仅要进行节能改造，同时还得购买碳配额，承担不菲的额外成本。因此该类产业可能会被转移到而其他非控排企业，或者控排力度较小的国家。对于企业而言生产成本大大减少，但是产生碳排放量却难以预估的增多。最终导致的结果是：参加碳排放交易的国家减少的碳排放，将会被无约束国家在高于他们碳排放基准上的排放而补偿，由此产生的后果为单个国家达到了排放目标，但全球的碳排放总量却可能增加。此外，没有转移产业的控排企业也在面临着不平等竞争。一图看懂碳泄漏5控排企业A控排国家非控排国家控排企业B自由排放企业C降低成本，转移产业Cap&Trade再次出口，形成不平等竞争CO2 CO2碳泄漏的三种途径能源市场能源市场对碳排放的管控让世界其他各国的石油、煤炭和天然气的价格比欧盟境内的更加便宜。全球竞争全球竞争在碳履约的压力下，许多企业会将产业转移至欧盟境外，因此大量碳排放也随时“逃脱”了EU ETS的管控。投机取巧投机取巧由于欧盟对碳排放的严格管控，一些国家和地区因此会借此“搭程便车”，认为既然有国家已经对温室气体排放承担了责任，那么本国因此可以松懈下来。这种情况反而会造成更多的碳排放。6CBAM的目标防止碳泄漏，保证欧盟气候政策的有效性。致力于全球的去碳化进程，争取实现2050年碳中和的目标。EU ETS制度的补充与加强7CBAM的本质很多学者尤其是发展中国家学者指出，欧美等发达国家提出的碳关税，名义上是为了解决“碳泄漏”问题，实质上是强加给发展中国家与发达国家承担同样程度的碳减排义务，从政治上抹杀联合国气候变化框架公约确立的发达国家与发展中国家在应对气候变化上“共同但有区别的责任”这一基石和原则。因而，发展中国家至今都对以欧盟为主提出的碳关税持反对态度。因此，CBAM实际上是为了配合欧盟碳市场而产生的衍生政策：利用自己发达国家的地位、经济、政策优势，从经济上来“制裁”那些在碳合规市场上欠发达的地区和国家。欧盟虽然迫于现实延后了碳关税，但影响力更强。CBAM与欧盟碳市场的关联8这意味着气候政治或将更加精准地外溢到经济领域，气候治理正式被纳入国与国之间的竞争范围。这意味着气候政治或将更加精准地外溢到经济领域，气候治理正式被纳入国与国之间的竞争范围。许多国家和地区因此开始大力发展本地的碳合规市场。许多国家和地区因此开始大力发展本地的碳合规市场。欧盟碳市场的概述9碳排放权的起源综述碳排放权交易，起源于“排污权交易”理论，是于1960年代由美国经济学家戴尔斯提出，并首先被美国国家环保局（EPA）用于大气污染源（如二氧化硫排放等）以及河流污染源管理。随后德国、英国、澳大利亚等国家相继实行了排污权交易。1990年代，气候变化问题成为了国际焦点。1997年由全球一百多个缔约国签订的京都协定书规定了发达国家的减排义务，同时提出三个灵活的减排机制，碳排放权交易就是其中之一。2003年，欧盟将排放权交易进行了市场化设计并大力推广，通过了EC Directive 2003/87号指令，形成了区域性的“Cap&Trade”强制合规市场EU ETS，这也是为什么欧盟碳排放权交易市场（EU Emission Trading Scheme）成为全世界最先进、最完善的碳市场机制。碳排放权交易已经经历了60多年的发展，欧盟第一个建立了区域性强制合规市场机制。10欧盟碳市场的起源Timeline Part 11998年，欧洲能源市场开启了自由化改革之路，旨在让电力价格不再上升，颁布了能源经济法。根据能源经济法的规定，每个消费者可以自由选择供电公司，且供电方也可以打破区域限制，把电力输送到任何一个消费者家里。2000年，德国各输电网区域开始进行物理上的电力交易，菲利克斯电力价格指数出现。2002年，莱比锡能源交易所和法兰克福欧洲能源交易所合并成为欧洲能源交易所EEX，菲利克斯期货交易正式启动。随后欧洲出现了许多其他交易所，包括欧洲气候交易所ECX，欧洲环境交易所BlueNext，北欧店里交易所Nordpool。2003年，随着京都协议书即将生效（2005年6月），欧盟通过了EC Directive 2003/87号指令建立了以“限额-交易”（cap&trade）为核心的EU ETS，统一对符合条件的单个排放设置进行强制性排放配额控制。EU ETS于2005年1月1日正式启动。从能源交易到碳交易11历史背景：过去的德国是没有国有电力公司的，所有的发电厂均为私有企业，但是1998年之前这些私有企业并未形成有效的市场竞争，原因在于电力企业送点范围是按照协议划分的，每一个发电企业只能给特定区域供电，而当地居民并没有更多的选择，因此导致电力企业在当地形成垄断，随意定价。欧盟针对能源的交易极其活跃，制度领先且完善，这为欧盟碳市场日后的发展打下了深厚的基础。220032005欧盟碳市场的起源Timeline Part 2欧盟能源市场改革继续进行：EEX与PowerNEXT共同成立EPEX交易所。同期EEX正式开启了碳排放权证书的交易。2009年，增值税欺诈事件波及整个EU ETS，加上2008年开始的经济衰退，碳现货陷入了低谷期。2010年，CWE（西欧）和Nordpool（北欧）两个电力市场整合；碳排放权证书拍卖正式开始。同年，美国洲际交易所ICE吞并欧洲气候交易所ECX，形成欧洲最大、全球第二的能源期货交易所欧洲环境交易所BlueNext受困于2009年开始的市场低迷，于2012年12月5日永久关闭其现货和衍生品交易。能源市场最终形成了以洲际交易所ICE和欧洲能源交易所EEX并行的格局。从能源交易到碳交易12欧盟成员国间实施关税同盟，即成员国之间跨境碳交易不需要缴纳税费，如增值税等；但是国内的碳交易中卖方会向买方收取一定比例的增值税。利用这个漏洞，以及碳交易系统和税收系统对于交易者信息的监管疏漏、税收处理的延时性，诈骗者通过“交易者失踪诈骗”等手段，在2008-2009年之间发生了超过120起增值税骗税案件，累计损失超过50亿欧元。20082009201020122017EU-ETS最初以柜台交易为主，并由欧洲各大银行作为做市商；随后一批大型碳排放交易中心开展该类业务。由于各交易所交易的标的EUA具有极高的标准化程度，因此各交易所的EUA成交价格也由很高的一致性，EU-ETS下的受控企业可以选在就近市场进行交易。欧盟碳市场的起源两大交易所的对比洲际期货交易所ICE与欧洲能源交易所EEX13名称EEXICE成立时间2002年，由莱比锡能源交易所和法兰克福欧洲能源交易所合并而成。2010年，美国洲际期货交易所收购了ECX的业务，形成了欧洲最大的能源期货交易所。服务范围衍生品交易、场外交易、清算服务、数据服务、现货交易。衍生品交易、场外交易、清算服务、数据服务、现货交易。碳交易产品一级市场：碳配额EUA拍卖；二级市场：EUA和EUAA现货、EUA和EUAA期货等衍生品；其中现货交易为主。一级市场：EUA拍卖；二级市场：EUA、EUAA期货等相关衍生品交易。ICE还提供北美地区的碳交易服务，如加州碳配额、美国区域减排计划碳配额以及相关的金融衍生品。EU ETS的发展历程欧盟碳市场自2005年启动以来，一直是欧盟工业、电力和热力生产领域温室气体（GHG）减排的基石。欧盟碳市场是世界上第一个碳排放权交易市场世界上第一个碳排放权交易市场，也是当今最成熟、交易量最大、运营经验最丰富的市场。中国碳市场的建设着重参考了EU ETS的架构，所以中国碳市场机制未来的发展可以比照中国碳市场机制未来的发展可以比照EU ETS的发展的发展历程。历程。截至今天，欧盟碳市场发展共经历了四个阶段。第一阶段为2005-2007，也被称为实验阶段。第二阶段为2008-2012，时间区间正好与京都协定书规定的第一履约期一致。第一、第二阶段的分配方案主要是各成员国制定各自的国家配额分配方案，再交由欧盟进行审核批准。这个阶段各国还是拥有极大的自主权。第三阶段为2013-2020，开始取消欧盟国家配额分配方案，指设计欧盟总配额的上限，配额进行统一分配或拍卖。第四阶段为2020-2030，为实现欧盟2030年整体减排目标（以1990年的排放量为基准，在2030年共减少55%的排放量），欧盟碳配额发放总量的降低速度加快至每年2.2%。概述14EU ETS的发展历程四大发展阶段 Part1发展阶段发展阶段覆盖国家覆盖国家控排气体和行业控排气体和行业配额总量配额总量分配方式分配方式第 一 阶段：2005-2007年(试运行期)欧盟25个成员国仅涉及CO2排放电力和热力生产、工业制造、炼油、炼焦、钢铁、水泥、玻璃、石灰、砖、陶瓷、纸浆、造纸和纸板 国家申报，欧盟调节方式。控排企业填报历史排 放数据后，上报国家碳排 放管理机构，在对具体数 据进行汇总、统计与分析后，形成本国的国家分配计划(National Allowance Plan,NAP),最后提交欧盟委员会。针对各国的NAP,欧盟委员会进行统筹调整。第一阶段欧盟削减了NAP总量中2.2亿吨排放量。年均约23亿吨(欧洲环境署(EEA)修正为当前口径)至少95%配额免费分配(历史法）。配额不可跨期存储或借贷。超排罚款40欧元/吨。第二阶段2008-2012年增加2个欧盟成员国(罗马尼亚、保加利亚)和冰岛、挪威、列支敦士登仅涉及CO2排放2021年新纳入航空行业“国家申报，欧盟调节”方式。第二阶段削减了上报总量的10.4%。逐年下降，年均约22亿吨。约90%配额免费分配历史法 基准线法),均10%拍卖。配额可跨期存储，不可借贷。开始允许使用国际碳信用(CERs,ERUs等),使用比例不超过欧盟排放总量的6%。超排罚款100欧元/吨，并扣除次年排放额度(超标相应数量)。15EU ETS的发展历程四大发展阶段 Part1发展阶段发展阶段覆盖国家覆盖国家控排气体和行业控排气体和行业配额总量配额总量分配方式分配方式第三阶段2013-2020年增加1个欧盟成员国(克罗地亚)瑞士碳市场于2020年与欧盟碳市场链接扩大至氧化亚氮(N2O)、全氟碳化物(PFCS)排放新纳入石化、合成氨、有色金属、电解铝、硝酸等行业取消NAP,由欧盟直接进行总量控制每年下降1.74%(从2013年的20.8亿吨下降到2020年的18.2亿吨)约57%配额拍卖，剩余免费分配配额采用历史法 基准线法，其中电力行业全部拍卖。配额可跨期存储，不可借贷。允许使用国际碳信用，但要求CERs来自不发达国家。2019年初启动市场稳定储备机制(MarketStability Reserve,MSR),旨在减少碳市场过剩配额，并提升市场抵御未来冲击的能力。第四阶段：2021-2030年英国脱欧后，于2021年推出了英国碳市场机制，不再参与欧盟碳市场。但会保留北爱尔兰的电力企业目前无变化考虑进一步纳入建筑交通等部门 欧盟直接进行总量控制 自2021年起每年下降2.2%逐步提高拍卖比例，计划于2027年实现全部配额的有偿分配。配额可跨期存储，不可借贷允许使用国际碳信用，但使用CERs仍存限制。16EU ETS的现状欧盟碳价从2021年开始（也就是进入第四阶段后）变远高于其他地区的市场价格，这得益于欧盟日益激进的气候政策，和对整个碳配额总量的严格限制。所以说所以说合规市场实际上是政策导向市场合规市场实际上是政策导向市场。2022年相比较于其他碳市场，欧盟碳市场经历了巨幅波动，主要原因能源危机和俄乌冲突，并且最终在2023年3月份第一次突破了100欧元大关。目前的碳价基本稳定在80欧/吨左右。2018-2023世界主要合规碳市场的价格变化Source：World Bank,State and Trends of Carbon Pricing 2023 17EU ETS 的现状从右图中可以看出，EU ETS目前主要的覆盖行业为发电、工业和航空，纳入的管控的碳排放量占欧盟总排放量的38%。相比较其他国家和地区的覆盖范围，普遍纳入控排的交通和建筑行业还并未被EUETS所覆盖。因此可以预计的是，随着CBAM的逐渐推进，欧盟若想要征收更多的关税，那么会扩大行业的覆盖范围和碳足迹，并且降低免费配额的发放量。全球ETS的覆盖范围对比Source：ICAP,Emissions Trading Worldwide 2023 Status Report18EU ETS的现状自2008年来，全球的合规碳市场通过拍卖碳配额，共计筹集资金2240亿美元。其中，欧盟碳市场自开市以来，通过拍卖配额共计筹得15840 亿美金；在2022年共计筹得资金630亿美金。EU ETS筹得的资金主要回归到各成员国的财库中，其中至少50%的资金将用于气候和能源问题的改善。剩余的部分则归入“创新基金”和“现代化基金”。这两个基金成立于2021年，也就是EU ETS正式进入到第四阶段的时候，分别用于支持低碳科技的创新和投资欧盟内最落后的十个成员国的现代化产业。资金筹集Source：ICAP,Emissions Trading Worldwide 2023 Status Report19EU ETS的现状履约周期：一年一履约。企业与每年3月底上报上年度碳排放报告。MRV：首先由企业通过填写欧洲委员会统一定版的电子表格进行自主申报，并且在每年的3月底之前由独立第三方审核完成。一旦审核通过，企业必须在4月底之前清缴配额。惩罚机制：控排企业如果未按时清缴上一年度的碳配额，则需要承担高达100欧元/吨的罚款（具体金额会随通胀率浮动），并且继续购买和清缴未完成的履约额度。此外，未履约企业的名单也会进行公示，并且各成员国可以针对境内的未履约企业进行其他形式的惩罚。法律性定：根据Directive 2014/65/EU 法案，欧盟碳配额（EUA）并定性为金融工具，因此金融衍生品可以在二级市场上进行交易。运行机制的其他细节20欧盟碳市场的现状2021 年年 7 月，欧盟委员会提出了月，欧盟委员会提出了 CBAM 的立法草案，并将的立法草案，并将其纳入名为其纳入名为“Fit for 55 Package”的一的一 揽子气候方案中，走出揽子气候方案中，走出了立法程序的第一步，随后欧盟理事会开始对该草案进行审议和了立法程序的第一步，随后欧盟理事会开始对该草案进行审议和修修 改。改。2022年年10月月27日，欧洲议会和欧盟理事会正式通过了日，欧洲议会和欧盟理事会正式通过了“Fit for 55”提提案。案。“Fit for 55”指的是欧盟到2030年将温室气体净排放量与1990年的水平相比至少减少55%的目标，拟议的一揽子计划旨在使欧盟立法与2030年的目标保持一致2023年年3月月28日，欧盟理事会正式通过了日，欧盟理事会正式通过了“Fit for 55”一揽一揽子计划中的第一部分。子计划中的第一部分。相关政策21欧盟碳市场的现状欧盟碳市场改革方案最终敲定，将逐步削减欧盟企业的免费配额比例，至欧盟碳市场改革方案最终敲定，将逐步削减欧盟企业的免费配额比例，至 2034 年完年完 全削减。全削减。在 2022 年 12 月 18 日，欧盟理事会、欧洲议会和社会气候基金就欧盟碳市场改 革方案正式达成协议，为了实现欧盟 2030 年减排目标，该改革方案将渐进式的削减高碳行业的免费配额比例，进而激发企业减排动力，具体削减比例为：免费配额的减少将拉动 EU ETS 碳价格的上升，进而导致欧盟境内企业碳成本的上升。相关政策22年份2026202720282029203020334减排比例2.5%5.5H.5as.50%碳边境调节机制的发展历程CBAM的发展历程2005年EU-ETS碳市场启动；2007年法国前总统希拉克首次提出碳关税的概念；2019年12月冯德莱恩就任欧盟委员会主席，发布欧洲绿色协议，首次正式提出碳边境调节机制（CBAM）;2020年3月欧盟委员会正式启动了CBAM的磋商咨询程序，公开征求意见与讨论；2021年3月欧洲议会同构了设立CBAM的原则性决议；2021年7月欧盟委员会发布“fit for 55”一揽子行动计划，正式启动CBAM立法程序；CBAM立法程序启动前的关键事件242005年2007年2019年12月2021年3月2021年7月2020年3月CBAM的发展历程2022年12月，参与立法的三方就CBAM具体内容达成临时协议；2023年2月，欧洲议会下属委会会ENVI正式投票通过CBAM最终方案；2023年4月18日，欧洲议会正式投票通过CBAM方案；2023年4月25日，欧盟理事会批准通过，标志着正式完成立法流程。碳关税生效后，欧盟将成为全球首个征收碳关税的经济体。2023年10月1日CBAM开始试行。2025年底过渡期结束。2026年1月1日CBAM开始正式实施。CBAM立法启动后的关键事件252022年12月2023年2月2023年4月2023年10月2027年1月CBAM的发展历程欧盟立法程序26欧盟（European Union）作为“超主权国家”，其立法主体包括 欧盟委员会（European Commission）欧洲议会（European Parliament）欧洲理事会（European Council）欧盟理事会（Council of the European Union）欧盟委员会负责独立起草新的立法提案，并向欧盟理事会和欧洲议会提交以便获得修正和批准。这四个机构之间相互联系，也相互制约，形成了欧盟完整的政治生态和立法体系。碳边境调节机制的主要内容CBAM主要范围首批纳入CBAM适用范围的商品包括钢铁、水泥、铝、化肥、电力和氢共钢铁、水泥、铝、化肥、电力和氢共六类。六类。预计到2030年前欧盟碳市场涵盖的所有商品都将被纳入CBAM的适用范围。欧洲议会的草案提出要在2025年6月底之前，拿出扩展产品范围的时间表，优先考虑EITE行业，并最终在2030年将所有属于EU-ETS范围内的产品都纳入CBAM的监管。在国别范围上，碳关税只豁免已加入欧盟碳排放权交易体系的非欧盟国家，如冰岛、列支敦士登和挪威，或者和欧盟碳排放权交易体系挂钩的国家，如瑞士。来源：KPMGCBAM覆盖的领域CBAM主要范围直接碳排放 VS 间接 VS 碳足迹 29Source：WRI/WBCSD,2011，申万宏源研究 CBAM实施时间安排CBAM的实施分为两个阶段：过渡期和正式实施期。过渡期和正式实施期。过渡期的设置主要是为了给进口贸易商以及国外出口企业适应和调整的时间，并在此期间逐步完成关税征收各环节的能力建设。过渡期：2023年10月1日至2026年12月31日。在此期间，有关进口商进口适用CBAM的商品仅需要履行报告义务，而不需要为此实际购买CBAM证书。报告每季度提交，应包括进口有关商品的数量、原产国、商品编码、商品隐含的碳排放数据以及原产国已支付碳价等核心要素。正式实施期：2026年1月1日正式开始。过渡期结束后CBAM将进入实质性实施阶段，有关进口商进口适用CBAM的商品，需要就该商品所隐含的碳排放量购买CBAM证书。CBAM过渡期&实质实施阶段CBAM费用计算CBAM议案中，欧盟将进口的产品区分为简单产品和复杂产品，并以不同的方式进行计量，具体如下：简单产品（简单产品（Simple Goods）：）：即生产制造过程中仅需要使用隐含碳排放量为零的材料和燃料的产品，例如直接以自然界中材料进行加工的产品。这样的初级品例如食物、饮料、烟类、矿物燃料等。简单产品的碳排放量即为其生产过程中的直接和间接排放总量。复杂产品（复杂产品（Complex Goods）：）：生产制造过程中需要投入简单产品进行制造的产品。一般而言，工业产品基本都是复杂产品。复杂产品的碳排放量为生产过程的碳排放量和所消耗的简单产品隐含的排放量之和。核算边界：核算边界：CBAM的目标是同时覆盖直接排放和间接排放。直接排放：是指煤炭、天然气、石油等化石能源燃烧活动和工业生产过程等产生的温室气体排放。间接排放：是指因使用外购的电力和热力等所导致的温室气体排放。当前只对直接排放（法案称作隐含排放，embedded emissions）进行收费，同时规定在过渡期内需要报告间接排放总量。CBAM议案中的产品划分CBAM应缴金额CBAM的设计初衷是为了防止碳泄漏，在实际执行过程中的锚定目标为确保欧盟境内和境外的制造商为生产过程中的每一吨二氧化碳排放所支付的碳成本是相同的。因此，CBAM的应缴金额为欧盟、出口国间的的应缴金额为欧盟、出口国间的碳价差额与产品隐含碳排放量的乘积。碳价差额与产品隐含碳排放量的乘积。同时，为了避免对欧盟本土企业的双重保护和WTO的冲突，还需要在应征收额中将欧盟产业获得的免费配额予以扣除。计算公式CBAM税负的计算公式为：CBAM税费税费=CBAM税率税率碳排放量碳排放量=(EU ETS碳价碳价-出口国碳价出口国碳价)(产品碳排放量产品碳排放量-欧盟同类产品企业获得欧盟同类产品企业获得的免费排放额度的免费排放额度)其中，EU ETS碳价：为上一周现货拍卖平均结算价。碳排放量：包含二氧化碳、一氧化碳和全氟化物三种排放。CBAM应缴金额几个重要问题CBAMCBAM凭证的价格凭证的价格CBAM 凭证的价格锚定欧盟 ETS 的配额成交价格：ETS 配额在拍卖平台本周每日收盘价的平均值，最后一周的ETS配额收盘价的平均价格。欧委会在下一个日历周的第一个工作日在其网站上公布凭证价格，该价格的有效期为下一个工作日至下一个日历周的第一个工作日（即本周二到下周一）如何确定排放量如何确定排放量授权申请人需要证明所进口货物的实际排放量和排放强度，从而按照该实际排放来购买凭证。计算方法是：排放量排放量=质量质量x排放强度排放强度如果申报的实际排放强度无法被核实，将适用欧盟规定的默认排放值。（法案授权由欧委会确定默认排放值。欧委会格根据各国的排放强度再进行一定的上调来确定该国的默认排放值。如无法确认第三国数据的有效性，将根据欧盟同类生产中排放量前 10%的产品来确定。）第三方核查机制第三方核查机制法案要求核查机构一般应对生产设施进行实地核查。第三国的生产商可向委员会请求将其生产设施纳入中央数据库（有效期五年)。CBAM征税实施流程出于对公开透明和成本效率的考量，欧盟将设立统一集中的CBAM执行机构，负责对CBAM的运行管理，包括对申报人进行授权、运行和维护，为授权申报人设立账户的注册登记系统、对CBAM声明进行审查，出售、回购以及注销CBAM证书，并监督进口商履行CBAM证书的清缴义务。CBAM机制进口流程 支付CBAM的义务由进口商承担。进口商需首先申请获得从事CBAM管控产品进口业务的资格，经批准后成为“授权申报人”（注册进口商）才能进口相关产品。在每年5月31日之前，进口商须向CBAM行政机关申报。在进口产品清关时，进口商并不需要缴纳CBAM电子凭证。换言之，碳关税并不是在产品进口环节逐笔征收，而是在第二年的1到5月期间统一结算。每一个注册进口商将在CBAM管理系统中有一个独立的账户。CBAM征税实施流程CBAM缴费流程申报清缴回购注销二次交易在每年5月31日前，进口商需向CBAM执行机构申报上一自然年度其进口产品中所含碳排放量，以及将要缴纳的与上述排放量相对应的CBAM电子凭证(即CBAM证书)数量。一张CBAM证书对应1吨碳排放量。年度清缴完成后，CBAM执行机构应回购进口商账户上多余的CBAM证书。回购价格为进口商购买时的支付价格；回购数量上限为进口商在上一年度购买CBAM证书总数的10%。若回购后，进口商账户上仍有多余证书，则由CBAM执行机构在7月31日前清零。目前，CBAM证书是否可以进行二级市场交易暂不确定。处罚方式。若未完成CBAM履约或伪造数据，则进口商(即申报人)将受到处罚，需补足未交的CBAM证书，且根据上一年度CBAM证书平均价格的3倍缴纳罚款；CBAM带来的整体影响与挑战36CBAM带来的国际影响首先，对欧盟而言，首先，对欧盟而言，CBAM将带来多重效益：将带来多重效益：有助于减少跨国贸易可能产生的碳泄漏，防止本土产业因为率先大幅度减碳而导致竞争力下降，给本土公司予以应有的激励，可增加欧盟国家财政收入，也可将这些财政收入用于支持部分发展中国家的减排措施从而占据道德制高点，同时还有助于抢占气候治理话语权等。其次，CBAM也将推进以碳减排为标的的促进国际贸易、国际金融等世界规则的改革创新，从而深刻影响和塑造国际政治经济新秩序。再次，美国、日本等发达国家将很可能联合起来，建立以主要发达国家为核心、以发达国家先进低碳技术和公司治理标准为基础的碳关税再次，美国、日本等发达国家将很可能联合起来，建立以主要发达国家为核心、以发达国家先进低碳技术和公司治理标准为基础的碳关税标准硬约束体系，标准硬约束体系，创新全球碳减排新机制，并从根基上动摇和损害联合国气候变化框架公约京都议定书巴黎协定所确立和遵循的重大指导原则，对帮助发展中国家平等参与全球减排的努力形成严重冲击。最后，最后，CBAM也将影响与世界贸易组织（也将影响与世界贸易组织（WTO）机制的协调。机制的协调。关贸总协定（GATT）确立了非歧视原则（non-discrimination），基于该原则，进口商品必须得到不低于“同类”国内商品的待遇，并且在“同类”商品之间应不存在基于原产国的歧视。因此，在非歧视原则的要求下，CBAM 不能由于原产国与销售国的国内政策差异而对原产国的同类产品施加关税。虽然GATT 还有“豁免”条款（第二十条一般例外条款），允许在基于气候变化以及自然资源保护情况下采取豁免政策，但CBAM 是否适用于该条款获得豁免而对进口产品采取歧视性政策，仍然广受质疑。因此，CBAM也可能会在WTO引起激烈辩论、影响全球高碳产品贸易。37Part 1:世界整体格局的影响CBAM带来的国际影响右图为欧盟在CBAM法案覆盖行业的贸易结构。可以看到在CBAM法案行业中排名前五的贸易伙伴是中国、美国、俄罗斯、土耳其和挪威。其中，钢铁、有机化学、塑料及其制品的主要进口国为中国；水泥的主要进口国为土耳其；肥料的主要进口国为俄罗斯。待CBAM正式推行后，以上国家的相关产业将受到冲击。38Part 2:对不同行业的冲击CBAM给我国带来的正面影响 虽然我国早已逐渐转变经济增长方式，但长期以来遗留的高投入、高污染、高能耗和低产出的问题，仍然是经济增长方式中需要解决的矛盾。2015年，在供给侧结构改革的背景下，提出了“三去一降一补”，即去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板五大任务，要想在新一轮的国际分工中处于产业连的上游，碳关税的征收将很大程度上改善在经济增长方式转变中尚未解决的问题。事实上，我国近期的许多关于环保、新能源的政策可见一斑，中国政府势必会在这次“气候竞争”中力争上游。Part 1：有利于我国经济增长方式的进一步转变 39CBAM给我国带来的正面影响 碳关税的征收会加快涉及到的企业改革，低污染、低能耗 和低排放效率，是低碳经济的本质，相关产业，会在低碳经济的变革中受益。能顺应低碳潮流的企业就能在变革中生存，不能顺应的企业就会面临被淘汰，优胜劣汰带动产业的优化。短期来看，CBAM 目主要影响我国钢铁与铝业。CBAM 首次覆盖包括钢铁、铝、化肥、水泥、氢和电力，其中氢和电力均难以输送出口，化肥及水泥出口体量较小，当前主要影响钢铁及铝业钢铁及铝业。Part 2：能优化我国涉及到二氧化碳排放量相关企业的调整 40CBAM给我国带来的正面影响 目前我国碳市场定价机制减排效果不佳，目前我国碳市场定价机制减排效果不佳，CBAM 有望推动国内市场形成显性碳定价。有望推动国内市场形成显性碳定价。目前我国碳市场定价机制减排效果不佳，并未实现含碳产品的有效定价，政府更多依赖“能耗双控“、新能源补贴和标准设置等行政手段来实现与碳定价机制实际效果类似的减排。但这些行政手段的隐形碳定价很难折算成显性的定价，也无法得到欧盟豁免。习近平总书记在党的二十大报告中强调“完善碳排放统计核算制度健全碳排放权市场交易制度”。因此，欧盟推行 CBAM 有望促使我国更加重视显性碳定价，将碳市场机制建设成国内碳定价的核心机制，更多行业主体被纳入全国碳市场中，使定价机制更加有效。碳关税将推动我国碳交易市场逐步完善。碳关税将推动我国碳交易市场逐步完善。我国碳交易市场于 2021 年 7 月 16 日正式上 线开始交易，目前行业较为单一，仅发电行业被纳入市场交易，发电行业交易主体间可以 开展配额现货交易。我国正研究逐步将市场覆盖范围扩大到钢铁、有色、建材、石化、化 工、造纸和航空等高排放行业，丰富交易品种和交易方式，有效发挥市场机制对控制温室 气体排放、促进绿色低碳技术创新的重要作用。同时，伴随欧盟碳关税推进，我国在碳市 场建设时 需要考 虑其对 易受贸 易冲击 行业的 影响，可以 充分借 鉴欧盟 和美国 等国家 的做法，在未来逐步提高减排力度，也可能需 要对这 些行业 进行有偿配 额分配。CBAM 将带动中国碳交易市场与欧洲对标，国内碳交易所碳价有望超预期。将带动中国碳交易市场与欧洲对标，国内碳交易所碳价有望超预期。目前我国 与欧洲碳价分别约为 80 元/吨和 580 元/吨，远低于欧盟碳价水平，因此 CBAM 实施将倒 逼中国碳市场提升碳价。在顶层设计上，我国碳配额缩减进度也将会尽量与欧洲接轨，随 着欧盟碳市场配额上限逐步缩紧，交易价格会被引导至更高水平，国内碳交易价格有望超 预期。Part 3：碳关税将加速推进我国碳市场建设，国内碳价有望超预期。41CBAM给我国带来的正面影响 上图中可以看出，中国碳市场的活跃度和流动性欠佳，且价格价格长期维持在55-60人民币之间，并没有真实的凸显出企业真实的控排成本。Source：上海环境能源交易所官网Part 3：碳关税将加速推进我国碳市场建设，国内碳价有望超预期。42CBAM给我国带来的负面影响联合国贸易发展组织(United Nations Conference on Trade and Development，简称UNCTAD)2021年 7月发布的一项研究指出碳关税在缓解气候变化方面的价 值有限，而有贸易负面影响。我国外贸占GDP比重较大，出口商品中高耗能、高含碳、低附加值产品比例较大。我 国可能成为贸易受影响规模最大的国家之一(仅次于俄罗 斯)。碳关税的征收将对中欧贸易特别是对欧出口造成负 面影响，并且通过传统的跨境产业转移也难以规避相关碳 关税安排。CBAM最终文本涵盖6个行业，即水泥、电力、化肥、钢铁、铝和氢。因我国未对欧盟出口电力，实际上只有水泥、化肥、钢铁、铝和氢5个行业。在CBAM覆盖行业中，据欧盟海关公布的数据，我国2022年出口欧盟钢铁151亿欧元、铝45亿欧元，均占欧盟进口的第一名，化肥产品3.3亿欧元，水泥1146万欧元，氢3134万欧元。以上5项合计约199.7亿欧元。我国我国2022年对欧盟出口总额为年对欧盟出口总额为6260亿欧元，亿欧元，受受CBAM影响的出口占比约为影响的出口占比约为3.2%。从这个比例看，。从这个比例看，CBAM对我国对欧盟总体贸易的影响有限。对我国对欧盟总体贸易的影响有限。Part 1：直接贸易影响，将对我国向欧出口造成负面影响。43CBAM给我国带来的负面影响就单个行业而言，欧盟实施CBAM初期对我国实质性影响最大的行业是钢铁。我国钢铁行业单位产品的碳排放量远高于欧盟。以长流程炼钢工艺为例，中国吨钢平均排放为2t-2.2tCO e,而欧洲吨钢平均排放为1.9 tCO e。初步分析显示，初步分析显示，CBAM可能导致中国向欧盟出口的钢铁成本增可能导致中国向欧盟出口的钢铁成本增加约加约25%。根据海关统计数据，2022年我国出口欧盟的钢铁约600万吨，出口额约800亿元；出口欧盟的铝约90万吨，出口额约300亿元。和欧盟相比，我国的钢、铝生产碳排放较高，并且钢、铝行业尚未纳入我国碳交易市场，在计算有关进口商品须购买的CBAM证书时没有可供抵减的已支付碳价，因此CBAM的实施会直接造成我国钢铁、铝等相关产品出口至欧盟的成本上升。若以近期欧盟碳市场价格估算，因CBAM产生的额外成本对于大多数出口钢铁、铝等相关产品到欧盟的国内企业而言可能是一笔不小的负担。Part 1：其中，对钢铁行业的出口影响。中国、美国、土耳其、欧盟钢铁生产碳排放历史数据Source：湖北碳研44CBAM给我国带来的负面影响如右图表明，EU-ETS改革方案和改革方案和CBAM法案管辖下，法案管辖下，中国、美国、土耳其、欧盟钢铁生产的碳成本从中国、美国、土耳其、欧盟钢铁生产的碳成本从2027年开始均呈现上升趋势年开始均呈现上升趋势。其中，中国碳成本最高，从2027年的14.21/t上升到2032年的59.07/t；欧盟由于2027年免费配额比例仍较高，碳成本较低，但是完全取消免费配额后（2032年），碳成本将上升至28.04/t，仅次于中国；美国和土耳其的碳成本均较低，并且在2030年达到峰值后（分别为9.38/t和5.88/t），呈缓慢下降趋势，至2032年分别降低至8.75/t和5.42/t。Part 1：其中，对钢铁行业的出口影响。中国、美国、土耳其、欧盟钢铁生产碳成本预测Source：湖北碳研45CBAM给我国带来的负面影响据湖北碳研统计，我国原铝生产电力供给火电占比超过85%，清洁能源占比较低。这导致我国电解铝的全生命周期碳排放高达16.5 t CO2 e/t，其中电力排放为10.7 t CO2 e/t，占比高达64.85%。而国外大型铝企，例如：俄铝、力拓、海德鲁等，原铝生产电力结构中清洁能源占比普遍超过70%，碳排放水平显著低于我国。考虑到在过渡期CBAM对钢铁、铝和氢不计算间接排放，我国电解铝的间接排放（消耗电力导致的排放）比例较大，铝的出口受到的影响在初期可能比预期的要小，初步分析显示出口成本将增加约9%。如过渡期后间接排放也计入，铝的出口受影响程度将跃升。Part 1：其中，对电解铝行业的出口影响。46Source：湖北碳研CBAM给我国带来的负面影响欧盟拟议的碳关税将更倾向于已有绿色低碳基础设施的欧盟发达国家，并抑制全球制造业向包全球制造业向包括中国在内的发展中国家转移的趋势。括中国在内的发展中国家转移的趋势。CBAM对多边贸易规则和全球协调行动构成冲击的同时，对我国外部发展环境造成潜在不利影对我国外部发展环境造成潜在不利影响。响。我国虽然已是制造业大国，但往往处于高耗能、高污染、人力密集而利润率较少的环节，全 球价值链的地位仍有待提升，处于向制造业强国过渡爬坡 的关键阶段。一旦对我国出口商品加征碳关税，将使我国难以通过低成本承接发达国家的中高端制造业，并不利于我国低碳技术应用发展。Part 2：贸易环境影响47CBAM给我国带来的负面影响欧盟碳关税方案实际上是长臂管辖长臂管辖，要求出口商配合提供相关产品碳排放信息。相关报告内容包括按类统计的当季进口产品总量，并注明生产商，每类产品的直接和间接排放量，在原产国直接排放量及产品应付碳价。部分信息可能是不能由企业直接对外提供的，如果不能进行有效保护，数据泄露滥用，将给我国带来一定的信息安全隐患。Part 3：信息安全影响，对我国信息安全带来隐患48CBAM的其他影响欧盟碳关税迫使其他国家采取碳定价机制，并且须提高碳价至欧盟同等水平。在 CBAM 机制下，欧盟以外国家想要免交 CBAM 只具 有两条途径，要么能够实现产品的完全零碳排，或者在国内建立碳定价体系并提高碳价与 欧盟持平，这两条途径均难以实现。这将导致只要产品存在碳排，进入欧盟时就需按照欧 盟的碳价补足碳排成本。Part 1：欧盟碳关税存在强迫效应和逻辑缺陷。49欧盟碳关税存在一定逻辑缺陷，不应将碳价作为减排的唯一标准。CBAM 机制的隐含逻辑是如果一个国家的减排力度和欧盟相当，那么其碳价一定会达 到和欧盟水平。但碳价一方面取决于一国减排力度，另一方面同样取决于该国实现减排的 效率和成本。各国减排成本差异大，整体而言发达经济体的减排成本要高于其他发展中经 济体，而欧盟又属于发达经济体中减碳成本较高的地区。因此，不应将其作为检验国家减 排力度的唯一标准。强迫效应强迫效应逻辑缺陷逻辑缺陷CBAM的其他影响欧盟碳关税带有贸易保护性质，与目前欧盟碳关税带有贸易保护性质，与目前 WTO 基本原则无法兼容，仍存在较基本原则无法兼容，仍存在较多争议。多争议。WTO 机制下与 CBAM 相关的主要条款是关税及贸易总协定(GATT)中的最惠国待遇原则、国民待遇原则和一般例外条例，其中规定禁止对不同出口其中规定禁止对不同出口国的国的“同类产品同类产品”歧视对待，不应区别对待进口和国内生产的歧视对待，不应区别对待进口和国内生产的“同类产品同类产品”。因此，CBAM 不能由于原产国与国内“同类产品”的碳成本差异而对原产国产品施加“碳关税”。但是 GATT 的一般例外条款中允许在基于气候变化以及自然资源保护情况下采取歧视性措施，CBAM 可能获得豁免而采取歧视性政策。同时，“同类产品”可否通过碳排放量标准进行划分也存在诸多争议和分歧。CBAM 由于其本身带有贸易保护的性质，将带来相关产品的出口成本增加，可能引 发贸易争端，这些问题都需要在 CBAM 的机制设计上进一步考虑。Part 2：欧盟碳关税与WTO基本原则无法兼容。50CBAM的其他影响由于欧盟碳关税的存在，企业可能减少对欧盟的产品出口，转而增加对其他国家的销售，或者将半成品出口到欧盟，这样他们不会受到 CBAM 的影响，这本身可以被视为碳泄漏的一种形式。同时，CBAM 的实施将导致欧盟下游厂商原材料成本增加，从而使得来自欧盟的产品更加昂贵。此时，市场效应会使欧盟本土生产和销售的商品在国内市场更具竞争力。随着本土生产的扩张，欧盟的碳排放量可能会增加。此外，欧盟的生产商加大从其他低碳价国家进口产品，其他低碳国家本土市场因此空余出来部分市场，可能这些低碳国家再进口高碳产品补齐，碳泄漏因此将继续发生。Part 2：CBAM仍无法完全解决碳泄漏问题51CBAM的其他影响欧盟“碳关税”的产品适用范围、是否考虑间接排放及免费配额减少方案、进口国家的气候政策如 何进行量化、退税等都具有较大争议，关于正式实施阶段的许多政策还未敲定，需要根据过渡期内的具体实施情况进行进一步的协关于正式实施阶段的许多政策还未敲定，需要根据过渡期内的具体实施情况进行进一步的协调和调整。调和调整。产品适用范围及覆盖排放方式属于政策重要细节，将直接影响欧盟及其贸易伙伴的交易关系，需要审慎考量产品适用范围及覆盖排放方式属于政策重要细节，将直接影响欧盟及其贸易伙伴的交易关系，需要审慎考量。同时，欧盟需斟 酌“新政”的政策尺度，协调好 CBAM 与 WTO 原则的关系，避免政策过于激进，引发贸易争端。该机制的演变尺度大约在 5-10 年或更长时间，中国出口结构、产业碳排放在未来中国出口结构、产业碳排放在未来 五至十年中也将面临动态转变，五至十年中也将面临动态转变，因而对因而对 CBAM 的影响评估框架将是动态发展的的影响评估框架将是动态发展的，而且将涉及贸易竞争力影响、气候国际影响、环境影响、技术进步影响和地缘政治影 响。Part 3:CBAM 的重要政策细节存在诸多不确定性，对我国的影响也将面临动态调整 52中国该如何应对CBAM53从国家角度，可以采取的措施从对外角度来看，我国应采取瀑布式联合抵御措施，即设定高中低抵御目标，分阶段层层推进 抵御策略，最广泛地团结国际组织、发展中国家及可能争取的发达国家等，联合争取取消碳关税动议或者尽量 减小其负面性。具体思路如下：1.建议以多边反对单边主张，尽量争取劝退欧盟推 行碳关税。2.如不能劝退，建议增加豁免条款，扩大豁免征收 碳关税国家的范围 3.如不豁免，建议制定公平的碳价规则，将碳价与 各国人均GDP挂钩计算。4.建议履行发达国家减排承诺，将碳关税收益用于 支持发展中国家减排。Part 1:国际层面的发声与抗议-瀑布式抵御措施 54从国家角度，可以采取的措施政府可以采取的宏观政策包括：1.加快钢铁、电解铝、水泥等高能耗、高排放行业纳入全国碳市场，充分运用市场手段，促进企业开展节能减碳行动；2.优化产能布局，推动光伏、风电、水电等可再生能源在出口企业的定向应用，完善认证流程，降低火电在出口企业能源供给的比例；3.加快落后产能淘汰速度，充分运用碳减排支持工具，促进产业向节能低碳方向转型升级。4.完善环保立法。政府要加强碳关税相关的立法，从法律层面来规范企业的行为。一旦正式公布碳税 相关的立法，会刺激企业积极调整生产方式，严格 遵守相关的法律法规。企业发展方式的转变，有利 于我国节能减排目标的实现，可有效应对环境问题 和国际贸易争端。Part 2:内部的改革与发展-系统性适应措施55从企业角度，可以采取的措施1.“十三五”、“十四五”期间，国家发改委为各工业部门提供了大量节能减碳技术（表3），企业应充分评估节能减碳技术的节能潜力和减碳潜力，促进具备经济合理性的节能减碳技术应用尽用、尽早应用。2.碳成本上升将使得部分在经济上不合理的技术或生产工艺变得合理，例如：制约我国短流程炼钢大量应用的关键原因之一即为其生产成本高于长流程炼钢；但是，在考虑碳成本后，短流程炼钢的综合成本可能低于长流程炼钢。因此，企业应提高碳领域应对能力，快速响应市场变化。Part 1:尽快进行节能减碳技术改造56序号序号技术名称技术名称适用范围适用范围1准稳定直流除尘器供电电源节能技术电力、钢铁、石油石化、化工及建材2球磨机高效球磨综合节能技术电力、钢铁、有色金属、石油石化等行业3钢铁行业烧结余热发电技术钢铁4矿热炉烟气余热利用技术钢铁行业、铁合金及化工行业5加热炉黑体强化辐射节能技术钢铁行业各种加热炉6旋切式高风温顶燃热风炉节能技术钢铁行业大型高炉的热风炉改造7大型焦炉用新型高导热高致密硅砖节能技术钢铁行业焦炉生产8氧气侧吹熔池熔炼技术有色金属冶炼行业9铝酸钠溶液微扰动平推流晶种分解节能技术有色金属行业氧化铝冶炼 10低温低电压铝电解新技术有色金属行业电解铝生产企业 11粗铜自氧化还原精炼技术有色金属行业粗铜精炼 12复式反应新型原镁冶炼技术有色金属行业镁冶炼 13高电流密度锌电解节能技术有色金属行业锌湿法冶金 14新型高效膜极距离子膜电解技术化工行业食盐水电解、氯化钾电解 15煤气化多联产燃气轮机发电技术化工行业煤化工领域 16新型吸收式热变换器技术石化行业 17层烧蓄热式机械化石灰立窑煅烧节能技术建材行业石灰生产 18新型水泥预粉系统磨节能技术建材行业水泥生产线 19浮法玻璃炉窑全氧助燃装备技术建材行业浮法玻璃生产线 20液相增粘熔体直纺涤纶工业丝技术纺织行业涤纶工业丝生产企业国家发改委推荐的部分节能减排技术国家发改委推荐的部分节能减排技术从企业角度，可以采取的措施毕马威建议，面对不断涌现并日渐强劲的相关气候政策，受影响的中国企业应尽早响应。通过监测、报告与核查温室气 体排放数据，充分识别企业面临的减排风险与机遇，依此评估 基准线情形并设立减排目标，助力后续脱碳战略的制定。受影 响企业尽早建立完善的温室气体管理体系，包括完成产品基准 线 的 量 化，引 入、建 立 和 完 善 M R V 等 碳 排 放 管 理 机 制，准 备 和 应对核查核证，开发低碳/减碳方法学和项目，科学有效地实现 减排目标，降低全球气候相关政策带来的冲击与影响。Part 2:尽快完善温室气体排放管理体系57上海宝碳独立研发的碳排放管理平台：碳咖上海宝碳独立研发的碳排放管理平台：碳咖 Carbon Master从企业角度，可以采取的措施1.企 业尽快应采用监测、报告与核查机制，从CBAM的角度分析与评估产品碳足迹。需特别注意的是，欧盟 ETS/CBAM 和温室气体核算与管理相关的法律体系相对复杂且技术性较强，企业应选择具有碳相关工程背景、具有欧盟核查核证资质以及 EU ETS 和 CDM 相关经验并且熟悉欧盟 ETS、CBAM 和温室气体核算与管理相关法律体系的顾问。2.再者，企业应评估政策影响下带来的财务及商业影响，并将其视为组织潜在的碳资产与碳负债。3.最后，企业应识别与分析组织及价值链上现有的减排机会，应对包括 CBAM、美国通胀削减法案在内的全球气 候政策带来的冲击与影响 Part 3:尽快建立气候政策对财务影响的分析机制58机遇59CBAM对我国带来的机遇 中国近些年在新能源、环保、科技以及产业改革方面做的努力，将会在这场新型的“贸易战”中展现积蓄已久的实力。一方面是要提高非化石能源消费 比重，“十四五”时期将重点加快发展风电、太阳能发电，积极安全有序发展核电，因地制宜开 发水电和其他可再生能源，增强清洁能源供给能力。另一方面是大力推进能源产业链碳减排，我 国特殊的资源禀赋决定了传统能源的发展和生存周期可能仍然较长，其真正退出会是一个长期的 过程，“先立后破”预计将成为今后我国保障能源安全、实现低碳转型的核心思想，因此能源大 变局下煤化工或迎来机遇期。CBAM的实施将会激发控排企业主动减排、积极履约的自愿性，为中国碳市场从“免费发放配额”走向“部分拍卖配额”奠定了良好的外部基础，从而带动碳价的走高。碳市场的所募集到的拍卖资金也将用于反哺环保节能行业，对中国的产业改造产生正回馈。CBAM的征收将会让出口企业积极进行节能改造和产业调整，并且开始重视气候变化对社会和自身的影响。表现优异的企业可以在这场竞争中脱引而出，弯道超车。中国在这一中国在这一轮轮“气候贸易气候贸易战中战中”或许会或许会拔得头筹拔得头筹我国能源系我国能源系统低碳转型统低碳转型势在必行势在必行中国碳市场将会日益成熟中国企业可以借此机会弯道超车

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两周年回顾：中国停建境外煤电项目对全球气候的影响2023年10月16日作者PaoloGonzalez戴劲成王晓军编辑KarthikeyanHemalatha设计WendiWu致谢CREA衷心感谢王晓军先生和亚洲气候行动者组织（PACS）的支持、反馈及洞见。本报告中所表达观点仅代表作者本人，并不归属于上述任何一方。i关于能源与清洁空气研究(CREA)能源与清洁空气研究中心是一家独立的研究机构，专注于研究空气污染的变化趋势、成因、公众健康影响及相关解决方案。CREA使用科学数据、研究和证据来支持全球各国政府、企业和运动组织，推动各方在向清洁能源和清洁空气目标的努力。我们相信成功的政策制定、投资决策和倡导工作均离不开有效的研究和传播。CREA于2019年在芬兰赫尔辛基成立，并在亚洲和欧洲多国有工作人员。关于亚洲气候行动者组织(PACS)亚洲气候行动者组织旨在通过与人们合作并提供服务，从气候受害者到可再生能源技术人员，从能源消费者到投资者，从记者到政府，激发气候希望，促进亚洲的气候行动。亚洲拥有世界上最多的人口，也是人口、经济和城市化发展最快的地区，正处于一个历史性的时刻，有义务将气候危机转化为前所未有的机遇，以创造一个更清洁、更公平、更安全和更强大的全球未来。免责声明CREA 在政治上是独立的。本报告中使用的名称并不意味着对任何国家、领土、城市或地区，以及其当局的法律地位，或对其边界的划定表达任何意见。本出版物所表达的观点和意见属于作者本人，不一定反映能源与清洁空气研究中心（CREA）的官方政策或立场，也不代表其成员和/或资助者的观点或意见。CREA 对本出版物内容的任何错误或遗漏不承担任何责任。ii两周年回顾：中国海外停建煤电项目对全球气候的影响主要发现：尽管中国承诺停止新建海外煤电项目，但在一些国家，煤电厂的运行还是取得了显著进展。自2021年9月宣布时，有28个国家计划、考虑或正在建设约103座煤电厂，总装机容量达104吉瓦（GW），其中有一座煤电厂在建设方面取得了显著进展，这些项目由中国提供融资、或由中国企业提供设计、采购和施工(EPC)协议。如果取消目前正处于计划当中的煤炭产能，每年可以避免2.27亿吨的碳排放，仅略低于巴基斯坦在2021年的碳排放总量。假设退役年份为2050年，这将使累计避免的二氧化碳排放量达到59亿吨，与巴黎协定旨在将全球平均气温上升控制在工业化前水平以下2C的目标相一致。在承诺作出一年后，中国支持的煤电厂已经避免了21亿吨的碳排放。在2022年9月至2023年7月期间，17.65GW的煤电项目被取消。自2021年承诺作出以来，总共避免了41亿吨的碳排放。在承诺作出后一年，我们2022年的报告中，中国支持的煤电厂有7.6GW的产能已经投入运行。截至2023年八月，这一数字增至18.1GW。在过去的两年中，还有中国支持的7.2GW产能被推进或从取消或搁置中重新启动。自备电厂仍然是一个灰色地带，截止2023年8月，继续推进的自备电厂产能已达到3.1GW。iiiiv已正式取消的项目:这些煤电项目已经从规划清单里被移除，有的没有替代项目，有的被转换为其他化石燃料项目，有的可能会被转换为可再生能源项目。总产能为36.3GW的36个煤电厂已经被取消，避免了每年大约1.63亿吨的二氧化碳排放。与2022年相比取消的产能增加了70%，避免的二氧化碳年排放量增加了92%。在过去的一年中，被取消的大部分产能来自蒙古、越南、孟加拉国和印度尼西亚。还未获得许可的项目:这些煤电项目已经出现在企业或政府的规划文件中，目前还在获得融资和许可的过程中，其中一些项目已经严重延期。这类项目共有23个，产能达到19.2GW；取消这些项目每年可以避免8900万吨的二氧化碳排放。与前一年相比，这类产能减少了46%，二氧化碳年排放量减少了48%。孟加拉国、津巴布韦和老挝目前是占据这类产能最多的国家，而在去年占比较多的蒙古如今已经取消了大部分项目。这类项目的主要特点是资金和投资迟迟得不到落实，以及发展计划尚不明确。已获得许可&可转换为可再生能源的项目:这些煤电项目正处于建设前阶段，它们的施工许可和/或投融资合同已经被签署。但是由于基础设施建设还未开始，因此还有可能通过重新谈判将合同转为可再生能源项目合同。这类项目目前有10个，产能为10.2GW，转换这些项目每年可以避免4700万吨的二氧化碳排放。与前一年相比，这类产能减少了40%，年二氧化碳排放量减少了44%。这类项目中有一个项目的合同是在中国的联合国大会(UNGA)承诺作出之后签署的，这表明它违反了这个禁令。正在建设的项目:有23个煤电厂(20.4GW)正在建设当中，预计每年碳排放量为9100万吨。与去年相比，此类产能减少了15%，二氧化碳年排放量减少了12.5%。这类项目中包括一个在中国承诺作出后才出现的新项目。自去年以来，一个印尼的项目(1.1GW)和一个老挝的项目(660MW)被继续推进，从而现在处于这个分类。已开始运行的项目:这类煤电厂是已经开始运行的电厂，目前有26家(18.1GW)，每年的二氧化碳排放量达到8100万吨，其生命周期内碳排放总排放量为22亿吨。与去年相比，这类产能增加了138%，二氧化碳年排放量增加了125%。这些煤电厂中有11家是在过去一年中投产的，其中投产最多的三个国家是：印尼、巴基斯坦和印度。v目录主要发现：iii目录vi简介1承诺进展追踪4效果显著的产能取消4值得注意的推进项目7承诺作出后的新项目10材料与方法相关说明10按状态分类的煤电项目表12已正式取消项目12还未获得许可的项目14已获得许可的项目16正在建设的项目17已开始运行的项目18参考资料20vi简介2021年9月，中国国家主席习近平在联合国大会上表示，中国将停止在海外资助或新建任何煤电厂，同时加大可再生能源的扶持力度世界上最大的煤电厂建造国正式引领绿色承诺的新时代。不到六个月的时间，这一承诺就已反映在中国的“十四五”现代能源体系规划中，与此同时，国家五部委联合起草了一份联合指导意见，也并没有给新增煤炭产能留下任何发展余地。在该承诺作出时，已有28个国家，103个煤电厂，预估产能共计104GW处于规划、考虑或建设中，这些电厂都涉及中国的融资参与或中国公司的设计、采购和施工(EPC)协议。如果不释放这些产能，每年大概可以避免4.71吨的碳排放量。鉴于该承诺的重要性，CREA对其进展进行了追踪。本报告是对去年报告的更新，除了考虑原本就存在的103个煤电厂，还新增了两家未被涵盖在去年报告中的自备电厂。此外，本报告还考虑了通过新建机组来扩大产能的两家煤电厂。此次研究还根据这些电厂对碳排放的潜在影响以及它们在禁令实施后的进展情况进行了评估。中国的国家政策影响着区域和全球的结果。俄乌战争和可再生能源价格的持续下降引发了能源市场的波动，这也让越来越多的国家意识到燃煤电厂的无效性。比如，越南目前取消/搁置容量最高的国家已经停止建设8.6GW的燃煤电厂。正如本报告中数据分析所示，中国在很大程度上信守了自己的承诺，但是其海外煤电产能投资及参与尚未完全停止这在应对气候危机的过程中是不可妥协的。1本两周年回顾报告从电厂层面分析了中国参与或支持的煤电项目，以评估中国停止新建境外煤电承诺能够带来的可避免的碳排放量。23承诺进展追踪当中国作出要停止新建海外煤电厂的承诺时，28个国家的103家电厂(产能总计104GW)正在中国的融资参与或EPC协议下进行规划、考虑或建设中。本报告追踪了这些项目在承诺作出后的两年内的状态变化以及进展情况。效果显著的产能取消自习近平主席在联合国大会作出全面停止新建境外煤电项目的承诺以来，已经有36个由中国公司或银行参与或支持的煤电项目(总计36.6GW，见表1)被取消。如果这些煤电厂全部投产，将排放1.63亿吨二氧化碳，相当于2021年菲律宾和柬埔寨的二氧化碳排放量总和(Friedlingstein et al.,2022)。4继去年的报告之后，2022年9月至2023年7月期间，又有17.65GW(13家电厂)的煤电产能被取消。例如，由GCM资源公司和中国电建共同持有的孟加拉国2000MW的普尔巴里煤电项目，在中国做出停止新建海外煤电的承诺后便迅速停滞了，并最终在该公司的年度报告中消失(GEM Resources plc,2022)。同样的，本计划在一号机组完工后即开工的巴瑞萨项目二号机组也在宣布承诺后被搁置了(Global EnergyMonitor,n.d.)。在印尼，自备电厂取消的产能占到了总取消产能的42%(2960MW)，包括宾坦南山工业园自备电厂二至四期和青岛众昇印尼工业园自备电厂3至6号机组。据报道，通过签订谅解备忘录，印尼国家电力公司将会为宾坦南山工业园提供电力(财富金色钥匙,2022)。截止2023年，越南被取消和搁置的煤电产能最多。随着2021-2030年国家电力发展计划(即PDP8)的批准(Prime Minister,2023),总计8.6GW已经确认被搁置或转换。其中，海防热电项目三期、广泽项目二期和Quynh Lap项目一、二期被取消。同时，广治项目二期和永新电站三期由于融资困难被搁置。一些被取消的项目仍然有转换成可再生能源的可能，总计9.9GW。比如，坦桑尼亚300MW的姆贝亚煤电项目与坦桑尼亚电力供应公司在2022年11月签署了一份新的谅解备忘录，这其中包含了一份电力购买合同，明确规定该项目将依靠生物质燃料发电(Enerdata,2022)。表1.2021年9月至2023年7月取消的项目(按国家分类)5国家电厂产能(MW)年二氧化碳排放量(百万吨)生命周期内二氧化碳排放总量(百万吨)孟加拉国巴瑞萨项目2号机组*3501.7944.75普尔巴里电站(中国葛洲坝)1、2号机组*20009.16229波黑巴诺维奇火电项目*3501.6842加科项目2号机组3501.7243卡卡尼热电项目9号机组3001.4736.75坎恩格拉德热电项目1、2号机组4302.357.5图兹拉项目8号机组4502.0146.23吉布提吉布提燃煤项目1-3号机组1500.7218*：代表该项目是自去年报告后新取消的6印度JSW Barmer Jalipa Kapurdi 项目9号机组5402.6867印度尼西亚万由辛项目1、2机组2401.2235.38占碑-2坑口电站项目1、2号机组*6002.7875.06加瓦项目五期1号机组10004.07109.89宾坦南山工业园自备电厂二期1-6号机组、三期1-4号机组、四期1-8号机组*#270013.68396.72青岛众昇印尼工业园自备电厂3-6号机组*#2601.3233廖内项目一期1、2号机组6002.963.8萨姆塞尔项目五期3号机组3501.6143.47坦竣A电站1、2号机组*13205.5140.25科特迪瓦圣佩德罗港项目1、2号机组7002.8471肯尼亚拉姆项目1-3机组10504.32108蒙古希维-奥沃发电站*528032.97824.25莫桑比克特特电站(中国能建)2000.9426.32特特电站(中国电建)1、2号机组700375塞尔维亚克鲁巴拉电站B1*3501.9149.66南非穆希纳马基多项目30005.53138.25斯里兰卡拉克维贾亚项目4号机组3001.335.1坦桑尼亚姆贝亚煤电项目3001.332.5土耳其赫马阿玛斯拉项目1、2号机组13206.36159乌克兰斯拉维扬斯克电站6a和6b机组*6601.1832.45阿联酋哈桑清洁煤电项目3、4号机组*12004.5123.75越南Cong Thanh项目1、2号机组*6003.1682.16海防热电项目三期1、2号机组12005.44116.96广泽项目二期1、2号机组12005.12122.88广治项目二期1、2号机组12005.02110.44Quynh Lap项目一期和二期240010.04230.92永新电站项目三期*19808.43207.94津巴布韦宾加项目1A、1B号机组7002.8876.32总计36,330162.854104.7#：代表该项目属自备电厂值得注意的推进项目虽然有大量的产能被取消，但仍有一些“顽固”的项目(总计7.2GW)从被取消或搁置中重启，或在融资和获得许可方面取得进展，甚至有的项目已经开始建设或运行了。中国作出承诺时已经在建设或投入运行的煤电项目没有被包含在这一分类中。自备电厂被认为一个关键的灰色地带，因为其在承诺宣布后仍然在继续扩张，且已经达到了总计3.1GW。所有的自备电厂都位于印尼的能源金属和采矿工业园。尽管宾坦南山工业园自备电厂(山东南山铝业股份有限公司所有)已经取消了2.7GW的产能建设，但其一期工程5号机组(30MW)仍然继续推进了(Global Energy Monitor,n.d.)。此外，中国能建旗下子公司中国电建浙江火电建设有限公司在21年承诺宣布前签署了苏拉威西拉波塔电站4至6号机组的工程和采购(EP)合同，目前这三个机组已经开始运行(中国能建浙江火电,2023;Shen&Liu,2023;Shen,2023)。据报道，该电站的7至9号机组的装备采购于2021年11月，这些机组目前正在建设当中(Beijing Huaxinjie Investment Consulting Co.,Ltd.,2021;Liao&Zhou,2023)。有关纬达贝电厂项目的公开信息有限，但是据了解，目前10和11号机组已经悄无声息的从未获得许可状态分别进入了运行和建设阶段(中冶南方都市环保,2023;中冶南方,2023)。另一个潜在的灰色地带是生物质联合燃烧。在2022年4月至8月期间，中国电建旗下子公司华北电力设计院有限公司连续两次中标老挝总计1010MW的工程设计和技术服务项目。其中一个项目，南潘电站，被设计为生物质和煤炭共同发电(Yuan,2022;华西能源,2023)。虽然该电站仍应被视为燃煤电站，但是由于海外禁煤令中没有明确的定义，所以混合燃料带来了一定的模糊性。另一个项目，华潘电站1号机组，则是完全依赖煤炭作为燃料，因此明显违背了习主席的承诺(Wang,2022)。同时，在欧洲，我们上一份报告中强调了发生在波黑政府的贷款担保问题，该问题导致了图兹拉电厂7号机组(450MW)在2021年底被取消。这一问题的起因是波黑批准该机组的贷款担保与遵守欧盟有关国家援助立法的义务之间存在冲突。然而，在2023年，批准贷款担保的决定得到恢复，波黑公共电力公司(EPBIH)的2023-2025年业务规划表明了继续建造图兹拉电厂7号机组的意向。这一决定有可能是由于担心搁置该项目会迫使公众来承担国有资产搁浅的情况(CEE BankwatchNetwork,n.d)。一些项目似乎更多的受到东道国自己的推动。在伊朗，政府计划发展5000MW煤电产能，以解决寒冷季节天然气供应短缺的问题，在此背景下，塔巴斯项目得以重启(Presstv,72021)。在尼日尔，总理马哈马杜承诺到2026年将提高家庭供电率提升到30%的，据此，萨尔卡达姆纳电站已经在准备许可的阶段了(ANP,2021;Cabinet du Premier Ministre etal.,2021)。表2.中国海外禁煤令后继续推进或重启的项目国家电厂从禁煤令至今的状态变化产能(MW)生命周期内二氧化碳排放总量(万吨)波黑图兹拉电厂7号机组还未获取许可-搁置-还未获得许可45049.00印度尼西亚宾坦南山工业园自备电厂一期5号机组#还未获得许可-已运行304.35苏拉威西拉波塔电站7-9号机组#还未获得许可-正在建设1,140127.50苏拉威西拉波塔电站4-6号机组#还未获得许可-已运行1,140127.50纬达贝电厂11号机组#还未获得许可-正在建设38042.50纬达贝电厂10号机组#还未获得许可-已运行38042.50伊朗塔巴斯电站1、2号机组搁置-正在建设65069.50老挝华潘电站1号机组搁置-还未获得许可35037.50南潘电站1、2号机组还未获得许可-正在建设66070.00Xekong 电站项目一二三期还未获得许可-已获得许可1,800172.77尼日尔萨尔卡达姆纳电站一期1-4号机组还未获得许可(宣布)-还未获得许可(预许可)20025.50总计7,180768.62#:代表该项目属自备电厂8承诺作出后的新项目在过去的两年中，出现了两个全新的煤电项目(见表3)，总产能达到1.9GW。这两个项目都是自备电厂项目，且都位于印尼镍矿相关工业园区内。值得注意的是，这两个项目在2021年中国停止新建海外煤电禁煤承诺作出时还并未出现。2022年1月，据报道，中国能建天津电建中标了宁波力勤印尼镍铁项目自备电厂三期4380MW项目的首期工程(走出去导航网,2022)。该项目由宁波力勤资源科技股份有限公司与印尼哈利达集团合作。如之前所提到的，纬达贝自备电厂项目向公众提供的关于其融资及规划的信息十分有限。在2021年9月，有报道称该项目6250MW和5380MW机组中的9号机组已经顺利开工，这表明其拟建机组为11台(Henan Province Second Building Engineering DevelopmentCo.,Ltd.,2021)。然而，河南省第二建筑工程发展有限公司却于2022年5月6日报道了纬达贝电厂项目12号机组的奠基仪式(HenanProvinceSecondBuildingEngineeringDevelopment Co.,Ltd.,2022)。表3.中国海外禁煤令发布后的新项目国家电厂从禁煤令至今的状态变化产能(MW)生命周期内二氧化碳排放总量(万吨)印度尼西亚宁波力勤印尼镍铁项目自备电厂三期5-8号机组#未被宣布-还未获得许可1,520174.00纬达贝电厂12号机组#未被宣布-正在建设38042.50总计1,900216.50#:井号代表该项目属自备电厂材料与方法相关说明本报告仅估算了于电力消耗相关的直接(范围1)二氧化碳排放量。对于每个煤电厂机组，二氧化碳排放量根据以下信息进行计算：机组容量每种煤的排放系数(每千兆瓦时产生的单位的二氧化碳公斤数发热量是衡量发电厂将煤炭转化为电能的能力的标准基于2022年各国电厂实际利用率的产能系数10新发电厂的运行年数假定为2050年，是基于国际能源机构(IEA)和政府见气候变化专门委员会(IPCC)关于发展中国家淘汰煤炭的建议。如果 GEM 数据库中没有处于审批阶段的发电厂的起始年份，则假定起始日期为2025年。除容量系数和运行年数外，所有电厂信息均基于全球燃煤电厂根据数据库。更多详细信息，可查阅GEM.wiki“煤电厂二氧化碳排放量预测”。)In this report,only the Scope 1 direct CO2emissions associated with coalcombustion for power generation were estimated.For each coal plantunit,carbondioxide emissions were calculatedbased on thefollowinginformation:unit capacity in MWemission factor(kilograms of carbon dioxide produced pergigawatthours)for eachtype of coalheat rate as a measurement of how well a plant performs the task of convertingcoal into electricitycapacity factor based on the actual utilisation rate of coal plantsin eachcountryin2022an operating life of new coal plants assumed to be until 2050,in line withrecommendations for coal phase-out in developing countries by the IEA and IPCC.Ifthe start year for plants that are in the approval stagewasnot availablein theGEMdatabase,2025 was assumed tobe thestart date.Except for the capacity factor and years of operation,individual plant information wasobtained from the Global Coal Plant Tracker database(Global Energy Monitor,n.d.).Further details can be found at Estimating Carbon Dioxide Emissions from Coal Plants onGEM.wiki(Global Energy Monitor,n.d.).11按状态分类的煤电项目表已正式取消项目国家电厂产能(MW)年二氧化碳排放量(百万吨)生命周期内二氧化碳排放总量(百万吨)孟加拉国巴瑞萨项目2号机组3501.7944.75普尔巴里电站(中国葛洲坝)1、2号机组20009.16229波黑巴诺维奇火电项目3501.6842加科项目2号机组3501.7243卡卡尼热电项目9号机组3001.4736.75坎恩格拉德热电项目1、2号机组4302.357.5图兹拉项目8号机组4502.0146.23吉布提吉布提燃煤项目1-3号机组1500.7218印度JSW Barmer Jalipa Kapurdi 项目9号机组5402.6867印度尼西亚万由辛项目1、2机组2401.2235.38占碑-2坑口电站项目1、2号机组6002.7875.06加瓦项目五期1号机组10004.07109.89宾坦南山工业园自备电厂二期1-6号机组、三期1-4号机组、四期1-8号机组#270013.68396.72青岛众昇印尼工业园自备电厂3-6号机组#2601.3233廖内项目一期1、2号机组6002.963.8萨姆塞尔项目五期3号机组3501.6143.47坦竣A电站1、2号机组13205.5140.25科特迪瓦圣佩德罗港项目1、2号机组7002.8471肯尼亚拉姆项目1-3机组10504.32108蒙古希维-奥沃发电站528032.97824.2512莫桑比克特特电站(中国能建)2000.9426.32特特电站(中国电建)1、2号机组700375塞尔维亚克鲁巴拉电站B13501.9149.66南非穆希纳马基多项目30005.53138.25斯里兰卡拉克维贾亚项目4号机组3001.335.1坦桑尼亚姆贝亚煤电项目3001.332.5土耳其赫马阿玛斯拉项目1、2号机组13206.36159乌克兰斯拉维扬斯克电站6a和6b机组6601.1832.45阿联酋哈桑清洁煤电项目3、4号机组12004.5123.75越南Cong Thanh项目1、2号机组6003.1682.16海防热电项目三期1、2号机组12005.44116.96广泽项目二期1、2号机组12005.12122.88广治项目二期1、2号机组12005.02110.44Quynh Lap项目一期和二期240010.04230.92永新电站项目三期19808.43207.94津巴布韦宾加项目1A、1B号机组7002.8876.32总计36,330162.854104.713还未获得许可的项目国家电厂产能(MW)年二氧化碳排放量(百万吨)生命周期内二氧化碳排放总量(百万吨)孟加拉国戈扎里亚项目(Orion)7003.2189.88普尔巴里电站(中国水电)1-4号机组4,00018.32458.00波黑卡卡尼热电项目8号机组3001.4736.75图兹拉项目7号机组4501.9649.00乌格列维克项目三期1、2号机组6003.4486.00印度尼西亚宁波力勤印尼镍铁项目自备电厂三期5-8号机组1,5206.96174.00哈萨克斯坦埃基巴斯图兹项目二期3号机组6363.1682.16老挝洪沙项目4号机组6262.5964.75华潘项目1号机组3501.5037.50塞公项目(柬埔寨电力公司)1、2号机组6003.0075.00马达加斯加伊玛洛托煤电站600.287.00马拉维坎瓦姆巴项目1-6号机组3001.4436.00蒙古巴嘎诺尔项目1、2号机组7002.9273.00希维-奥沃发电站方案22001.5037.50莫桑比克恩康德齐电站1、2号机组3001.4235.50尼日尔萨尔卡达姆纳一期1-4号机组2001.0025.50巴基斯坦盖蒂本德尔项目1、2号机组1,3205.40135.00塔尔布洛克项目六期1、2号机组1,3205.60151.20坦桑尼亚姆丘楚马项目1-4号机组6002.8070.00土耳其英格恩项目1、2号机组5003.1278.00越南安庆-北江项目1、2号机组6503.2888.56南定项目一期1、2号机组1,2005.44136.00津巴布韦森瓜河项目3-8号机组2,1009.48237.00总计19,23289.292,263.3014已获得许可的项目国家电厂产能(MW)年二氧化碳排放量(百万吨)生命周期内二氧化碳排放总量(百万吨)巴西佩德拉斯阿尔塔斯项目1、2号机组6004.40105.60老挝布阿拉法项目1、2号机组2,0007.50187.50Xekong项目一二三期1,8007.14172.77蒙古塔班陶勒盖项目(力拓集团)1-3号机组4503.4285.50巴基斯坦瓜达尔电站1、2号机组3001.4037.10贾姆绍罗电站6号机组6602.5062.50西迪克森项目3301.5042.00土耳其菲力兹发电站1、2号机组1,3207.40185.00越南Song Hau热电项目二期1、2号机组2,0008.52221.52津巴布韦森瓜河项目1、2号机组7003.1679.00总计10,16046.941,178.4916正在建设的项目国家电厂产能(MW)年二氧化碳排放量(百万吨)生命周期内二氧化碳排放总量(百万吨)孟加拉国班什卡利项目(S Alam)1、2号机组1,2245.7159.60帕图阿卡利电站(BCPCL)二期1、2号机组1,3206.06163.62帕图阿卡利电(RPCL/NORINCO)1、2号机组1,3206.3163.80柬埔寨波东沙哥煤电站1、2号机组700378.00西港特区热电项目2号机组500.235.75印度KSK马哈纳迪项目4-6号机组1,8008.49246.21印度尼西亚邦科腾辉项目(SS-8)1号和2号机组1,2005140.00班腾苏拉拉亚项目9号和10号机组2,0008.02212.53德龙镍业印尼肯达里自备电厂三期2-7号机组8104.08118.32南甘拉亚项目3号和4号机组4002.0252.52宁波力勤印尼镍铁项目自备电厂二期3号和6号机组3001.537.50苏拉威西拉波塔电站7-9号机组1,1405.1127.50苏拉威西青山工业园自备电厂五期1-3号机组1,0804.96124.00苏姆赛尔项目一期1号和2号机组6002.7880.62纬达贝电厂11、12号机组7603.485.00伊朗塔巴斯电站1、2号机组6502.7869.50老挝南潘电站1、2号机组6602.870.00巴基斯坦贾姆肖罗项目5号机组6602.567.50菲律宾康塞普西翁项目2号机组1350.6819.72塞尔维亚科斯托拉茨项目B3期3501.8746.75南非库赛尔项目5号和6号机组1,5906.56167.28越南云风项目一期1号和2号机组1,3205.62148.93津巴布韦万盖项目8号机组3351.4340.0417总计20,40490.882,424.69已开始运行的项目国家电厂产能(MW)年二氧化碳排放量(百万吨)生命周期内二氧化碳排放总量(百万吨)孟加拉国巴瑞萨项目1号机组3501.7948.33柬埔寨西哈努克港燃煤电站项目二期1、2号机组7002.9477.91印度阿达尼戈达项目1号和2号机组1,6007.44208.32印度尼西亚邦科腾辉项目(SS-8)1号和2号机组1000.5115.30德龙镍业印尼肯达里自备电厂二期2-10号机组1,6458.24238.58宏发韦立氧化铝公司印尼热电厂1号和3号机组1600.5515.40宾坦南山工业园自备电厂一期1-5号机组1400.7521.75德龙镍业印尼肯达里自备电厂二期4号和5号机组3001.537.50青岛众昇印尼工业园自备电厂1、2号机组1300.6616.50苏拉威西拉波塔电站4-6号机组1,1405.1127.50苏尔巴古特项目一期1号和2号机组1000.514.75萨鲁特项目三期2号机组500.257.25万向镍业印尼镍业自备电厂1、2号机组1300.6616.50纬达贝电厂3-10号机组1,8908.76223.88蒙古额尔登特电站500.3811.02巴基斯坦卡西姆港幸运电站6602.675.40塔尔诺瓦电站3301.542.00塔尔布洛克一号电站1、2号机组1,3205.2143.00塔尔能源公司电站3301.543.50菲律宾丁宁项目1、2号机组1,3365.46158.3418南非库赛尔项目4号机组7953.2882.00迈德匹项目1号机组7953.2594.25土耳其EMBA胡努特鲁项目1号和2号机组1,3206.2173.60越南沿海项目二期1号和2号机组1,2005.24151.96太平省项目二期1号和2号机组1,2005.32154.28津巴布韦万盖项目7号机组3351.4340.04总计18,10681.012,238.8619参考资料Beijing Huaxinjie Investment Consulting Co.,Ltd.(BHI).(2011,November 18).印尼拉波塔7#9#机组项目给水泵汽轮机设备采购中标公告(Indonesia Labota Power Station7#9#UnitsFeedwaterPumpTurbineEquipmentProcurementAwardAnnouncement).http:/ du Premier Ministre,Fonds Pour lEnvironnement Mondial,&OUN Environment.(2022).PREMIER RAPPORT BIENNAL ACTUALIS DU NIGER(FIRST BIENNIAL UPDATEREPORTOFNIGER).https:/unfccc.int/sites/default/files/resource/92876103_Niger-BUR1-1-PREMIER RAPPORT BIENNAL ACTUALISE DU NIGER.pdfCEE Bankwatch Network.(n.d.).Tuzla 7 lignite power plant,Bosnia and Herzegovina.https:/bankwatch.org/project/tuzla-7-lignite-power-plant-bosnia-and-herzegovina-2Enerdata.(2022,November 25).Kibo Energy revives itsMbeya power project andsigns aPPA(Tanzania).https:/ Carbon Budget 2022.Earth SystemScience Data,14(11),48114900.https:/doi.org/10.5194/essd-14-4811-2022GCMResourcesplc.(2022).AnnualReportandAccounts2022.http:/ Energy Monitor(GEM).(n.d.).Global Coal Plant Tracker.Retrieved 9 October 2023,from 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20).热点：南山铝业在印尼将建年产25万吨电解铝厂，电力问题取得了新的突破(NanshanAluminumtobuild250,000-ton-per-yearelectrolytic aluminum plant in Indonesia,a new breakthrough in power issues).SOHU News.https:/ 27).南潘660MW生物质耦合超临界发电厂奠基(Foundationstone laid for Namphan 660 MW biomass-coupled supercritical power station).BjxNews.https:/ Group signs two consecutive contracts in overseas market).SinaFinance.https:/ 12).历尽黄沙始到金印尼摩罗瓦哇丽拉波塔电厂项目4号机投产(Indonesias Sulawesi Labota Power Station Project CommissionsUnit 4).Goalfore Advisory.https:/ 22).印尼纬达贝工业园区3380MW火力发电建设项目(9-11#机组)脱硫脱硝项目9#吸收塔顺利封顶(Successful topping out of Absorption Tower 9 of 3380 MW Thermal PowerGeneration Project(Unit 9-11)at Weda Bay Industrial Park in Indonesia).http:/ 26).印尼纬达贝工业园区火力发电建设项目群10#机组一次并网发电成功(Unit 10#ofWeda Bay Industrial ParkThermal Power Generation Project Cluster in Indonesia was successfully connectedto22thegridatonetime).https:/

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川财证券川财证券研究报告研究报告本报告由川财证券有限责任公司编制 谨请参阅尾页的重要声明1/16温控系统是储能安全的必要保障温控系统是储能安全的必要保障储能温控是指对储能系统中的能量储存设备进行温度管.

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E!DE!3 中国氢能产业研究报告D圃n氢能是一种来源广泛、清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的二次能源，具有燃烧热值高、清洁无污染、利用形式多样等特点，是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能源，氢能正逐渐成为全球能源转型发展的重要载体之一。一方面，氢能可以与太阳能、风能等可再生能源高效耦合，实现清洁能源跨空间、跨周期储存；一方面，可以促进交通、冶金、化工等传统行业实现深度脱碳。氢能具备多重性能优势，在应对气候变化和碳减排中将发挥重要作用生态友好与传统化石燃料不同，氢再转化为电和热时只产生水，并且不排放温室气体或细粉尘，与全球降低碳排放的目标契合。氢能在地球上主要以化合态形式出现，是宇宙中分布最广泛的物质。高效性氢能是一种高效的能源类型，氢的能量密度高，单位质量热值约是煤炭的4倍、汽油的3.1倍、天然气的2.6倍；氢燃料电池能够以高达65%的效率发电，燃料电池将化学能转换为电能，而没有热能和机械能的中间转换。储运方式多样光伏风电等可再生能源近年来获得快速发展。氢储能可以利用可再生能源发电制氢，再以气态、液态存储于高压罐中，或以固态存储于储氢材料中，可以成为解决电网调峰和“弃风”“弃光”等问题的重要手段。应用场景广泛氢能既可以用作燃料电池发电，应用于汽车、火车、轮船和航空等领域，也可以单独作为燃料气体或化工原料进入生产，同时还可以在天然气管道中掺氢燃烧，应用于建筑供暖等。n 氢能是构建现代能源体系的重要方向。在优化能源结构方面，氢作为二次能源，可以从化石能源中获取、电解水获取等；在提高能源安全方面，氢能的应用可以减少石油天然气的消费量，降低能源对外依存度，同时提升大气质量；在促进能源革命方面，氢能是能源互联媒介，可再生能源电解制氢、氢储能、耦合电网和气网，实现能源网络的协同；在应对气候变化方面，氢气有望成为可再生能源规模化高效利用的有效载体，助力各行业实现深度脱碳。2Part 01 氢能产业发展背景Part 02 氢能产业发展概况Part 03 氢能产业链分析Part 04 氢能投融资分析Part 05 发展趋势及建议CONTENTS 3n纵观三次能源，人类对能源的利用史既是一部技术革命史，也是一步工业体系变革史。回顾前两次能源革命，都是先发明了动力装置与交通工具，带动能源资源的开发利用，从而引发工业革命。当前，能源发展逐步由化石能源主导的高碳能源系统向清洁能源主导的低碳甚至零碳能源系统方向转变，将逐步由增量清洁替代转向存量清洁替代。n中国在第三次能源革命浪潮中面临着巨大机遇。目前中国在能源装备制造、电动汽车、储能、能源输送等方面均处于国际领先水平，代表新能源势力的中国与掌握传统能源命脉的美国之间的竞合关系也将长期存在。资料来源：张真氢能绿色重构，2023年3月三次能源革命：正在迈向以可再生能源与氢能为代表的新能源时代能源载体第一次能源革命第二次能源革命第三次能源革命煤炭替代薪柴，释放工业化生产动能油气与电力，开拓新生产方式和连结模式可再生能源 氢能，共创人类可持续未来从薪柴到煤炭从煤炭到油气（石油、天然气）从油气到新能源（可再生能源 氢能）蒸汽机内燃机动力电池蒸汽机车（火车）汽车电动汽车钢铁行业大发展电气化和汽车工业为代表以可再生能源为基础的绿色化和以数字网络为基础的智能化英国作为第一大国登上历史舞台美国超越英国中美竞合，中国正在走近世界舞台中央核心技术交通工具工业发展主要国家发展特点4n2020年9月，习近平主席在第七十届联合国大会发表讲话：力争于2030年前达到峰值，争取2060年前实现碳中和目标。“双碳”目标加速中国能源结构转型，整体布局氢能，既是能源绿色低碳转型的重要抓手，也为碳达峰、碳中和目标实现了有力支撑。在能源供给端，氢能将成为未来清洁能源体系中重要的二次能源；在能源消费端，氢能是用能终端实现绿色低碳转型发展的重要载体。资料来源：2022年5月，北京理工大学魏一鸣教授团队，中国碳达峰碳中和时间表与路线图研究，北京理工大学学报，2022年第7期践行“双碳”目标，氢能促进传统行业深度脱碳，实现绿色发展重点行业碳达峰碳中和时间表和路线图一次能源消费结构 根据魏一鸣教授团队构建的模型预测，“双碳”目标下的全行业能源结构需加快转型，非化石能源在一次能源结构中的比重应显著提高，2025年达到21%，2030年超过25%，到2060年超过80%。n 氢电协同，可再生能源制氢，燃料电池发电n 氢冶金，氢还原铁n 氢燃料替代n 氢炼化，氢合成氨、甲醇等n 氢还原氧化铝n 氢燃料电池汽车n 氢燃料电池热电联供，氢储能氢能助力各行业深度脱碳552%2%截至2022年底全国发电装机容量结构（单位：万千瓦）火电水电太阳能风电核电数据来源：中国电力企业联合会中国电力行业年度发展报告2023、2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告，中能传媒中国能源大数据报告（2023），创业邦研究中心整理新能源装机增势强劲，氢能助力新能源消纳，绿氢发展迎来机遇期23D %1 22年全国新增发电装机容量结构（单位：万千瓦）火电水电太阳能风电核电存量增量n发电装机绿色转型持续推进，新增可再生能源装机历史性超越煤电装机。根据中电联统计数据，截至2022年底，全国全口径发电装机容量256733万千瓦（火电133320万千瓦，增速2.8%；水电41406万千瓦，增速5.9%；太阳能发电39268万千瓦，增速28.1%；风电36564万千瓦，增速11.2%；核电5553万千瓦，增速4.3%）；2022年全国新增发电装机容量20298万千瓦（火电4568万千瓦，下降7.5%；水电2371万千瓦，增长1.0%；太阳能发电8821万千瓦，增长61.7%；风电3861万千瓦，下降19.0%；核电228万千瓦，下降32.9%）。2023年上半年，太阳能发电装机容量7842万千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到55.6%。n 风电、光伏等新能源装机量快速增长，其发电的波动性、间歇性，会对电网的稳定性造成影响，新能源发电的安全性和稳定性，需要储能来调节。n 氢储能属于大规模、长时储能，具有调节周期长、储能容量大等优势，在可再生能源发电消纳、电网调峰等场景可发挥重要作用。相对于锂电池用于短时储能，氢在长周期、跨季度的能量存储方面，有着明显优势。n 在风光资源丰富的地区，推进可再生能源制氢，可以解决部分可再生能源就地消纳问题，同时降低新能源电站的运营成本，减少弃风、弃光、难消纳等问题。新能源大量装机，造价成本降低，对于发展电解水制氢提供了条件。6n全球多个国家制定了氢能发展战略，以日本、美国和欧洲为代表的发达国家和地区十分重视氢能产业技术创新与发展。近年来，在欧盟、日本、韩国、中国等主要经济体的积极推动下，氢能逐渐成为国际议程的新焦点，并获得快速发展。打造低碳清洁氢气供应系统逐步成为全球共识。资料来源：创业邦研究中心根据公开资料整理全球主要国家布局氢能，氢能成为各国能源技术革命和应对气候变化的重要抓手国家时间政策主要内容日本2017年12月基本氢能战略，2019年进行修订，2023年5月再次进行修订基本氢能战略要求汽车、大客车等领域扩大氢能应用，提出2030年实现氢能发电。2023年5月进行修订，将2040年氢气供应量目标定为每年约1200万吨，今后由政府及民间资本公积投入15万亿日元。2021年10月第六次能源基本计划计划到2030年和2050年，清洁氢/氨发电占总电力供应的1%和10%。将氢能作为应对气候变化和2050碳中和目标的主要动力源，规划至2030年氢与氨的需求量均将达到300万吨/年。韩国2019年1月氢能经济活性化路线图涵盖了氢能生产、运输、存储、使用全产业链，重点在氢燃料电池汽车的推广、燃料电池在家庭和商业建筑中的使用。计划到2040年，韩国通过发展氢能经济，每年可减排2373万吨二氧化碳，提供42万个就业岗位，创造43万亿韩元的经济附加值。德国2020年国家氢能战略，2023年7月发布2023版确立绿氢战略地位，努力成为绿氢技术全球领导者。2023年前重点打造国内市场基础，在清洁氢制备、氢能交通、工业原料、基础设施建设等领域采取多项行动；2024-2030年，积极拓展欧洲和国际市场。2023年7月26日，德国发布2023版国家氢能战略，大幅提升2030年本土氢能需求量与电解槽产能规划，2028年前建设超过1800公里的氢气输送网络。美国2002年美国向氢经济过渡的2030年及远景展望国家氢能发展路线图明确氢能是未来能源领域重要发展方向。但随着页岩气革命兴起，氢能发展战略被搁置。2023年6月美国国家清洁氢能战略路线图加速美国清洁氢的生产、处理、交付、存储和应用，到2030年美国氢能经济或可增加10万个新的直接或间接就业机会。到2035年实现无碳电网、到2035年实现净零排放经济。预计到2030年每年生产1000万吨清洁氢，到2040年每年生产2000万吨清洁氢，到2050年每年生产5000万吨清洁氢。澳大利亚2019年国家氢能战略到2030年成为全球氢能产业的主要参与者，2050年绿氢产能达到3000万吨/年。新加坡2022年10月新加坡国家氢能战略低碳氢将成为主要脱碳路径，以支持新加坡到2050年加速向净零排放的过渡，加强能源安全和弹性。中国2022年3月氢能产业发展中长期发展规划(20212035年)到2025年，形成完善的氢能产业发展制度政策环境，初步建立较为完整的供应链和产业体系。燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站，可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。7n从全球各国发展氢能的驱动力来看，主要包括降低碳排放、保障能源安全和实现经济增长三个方面。脱碳成为当前全球氢能发展的第一驱动力，另外氢能在助推经济增长方面将发挥重要作用，对于部分国家而言，发展氢能有利于保障国家能源安全。脱碳成为全球氢能发展主要驱动力驱动力深度脱碳经济增长能源安全代表国家德国、法国、英国、荷兰（欧洲各国将氢能视为深度脱碳实现清洁能源的重要载体）韩国、澳大利亚、俄罗斯（韩国将氢能打造为继显示器、半导体之后的优势产业；澳大利亚、俄罗斯、沙特等传统能源输出国，期望通过氢能出口实现经济增长）日本（日本发展氢能主要是实现能源多元化供应，保障能源安全）模式特点结合可再生能源制氢进行多场景示范应用，以能源结构清洁化转型、产业脱碳为核心目的拥有先进核心技术或氢源优势，通过技术出口或者氢资源出口，以打造新经济增长极为目标，打造氢能产业集群开展国际间氢资源供应链与贸易，国内进行发电等综合示范应用，替代石油、煤炭等化石资源发展概括应对气候变化为主快速推进项目示范培育经济增长点保障能源安全与技术优势资料来源：万燕鸣等，全球主要国家氢能发展战略分析，2022年10月全球氢能发展驱动力8n2023年4月18日，欧洲议会修正碳边境调整机制（CBAM）相关规则，4月25日走完立法程序。2023年10月1日开始试运行，2026年1月1日开始全面实施。欧盟将成为全球首个以碳关税形式应对全球气候变化的地区。n根据CBAM协议，对钢铁、铝、水泥、化肥、电力、氢气的直接排放征税，对水泥、化肥、电力的间接排放征税，灰氢和蓝氢也将收取关税，绿氢成为该框架下的最佳选择。欧盟碳关税落地，灰氢、蓝氢也将收取关税，绿氢成为最佳选择CBAM立法进程及征税范围变化 欧盟决定从2023年10月1日起将实施欧盟碳边境调节机制（CBAM）以应对气候变化。2023年10月，需报告产品碳排放信息但无需缴费 2023年开始获得100%免费配额过渡期全面实施2026年1月1日起则需要支付碳关税。过渡期之后，欧盟碳关税将全面实施，相关的免费配额将逐步淘汰，适用范围也将进一步扩大免费配额2026年开始减少，2034年完全取消。2023-2025年底公布时间征税范围2021年7月，欧盟委员会初提案钢铁、铝、电力、水泥、化肥2022年5月，欧洲议ENVI委员会会第二版提案钢铁、铝、电力、水泥、化肥 有机化学品、塑料、氢、氨2022年6月，欧洲议会投票通过提案钢铁、铝、电力、水泥、化肥 有机化学品、塑料、氢、氨2023年2月，欧洲议会ENVI委员会通过并公布协商文本钢铁、铝、电力、水泥、化肥和氢、某些前体和间接排放以及一些下游产品2023年4月18日，欧洲议会修正碳边境调整机制（CBAM）相关规则，4月25日走完立法程序对钢铁、铝、水泥、化肥、电力、氢气的直接排放征税。对水泥、化肥、电力的间接排放征税。修改内容：缩小行业覆盖范围：取消有机化学品、塑料、氨，保留氢，新增螺钉和螺栓等下游产品。缩小核算边界：对所有覆盖产品核算直接排放，仅对水泥、电力、化肥、铁矿石和精矿核算间接排放。放缓免费配额推出节奏：CBAM覆盖行业2023年开始获得100%免费配额，2026年开始衰减，直到完全退出。最终版本将退出时间延后至2034年。2026年1月1日9我国氢能相关政策（2022年之前）：探索氢能及燃料电池发展时间政策名称发布单位主要内容2015年5月中国制造2025国务院支持燃料电池企业产业发展，将提升核心技术创新作为重点发展内容。2016年6月能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）发改委、能源局明确提出把可再生能源制氢、氢能与燃料电池技术创新作为重点发展内容。2016年10月节能与新能源汽车技术路线图工信部发布燃料电池技术路线图2020年10月新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）国务院将燃料电池汽车实现商业化应用、氢燃料供给体系建设稳步推进纳入发展愿景。2021年3月国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要国务院在氢能与储能等前沿科技合产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划，谋划布局一批未来产业。2021年10月2030年前碳达峰行动方案国务院加快氢能技术研发和示范应用，探索在工业、交通运输、建筑等领域规模化应用。2021年11月“十四五”能源领域科技创新规划能源局、科技部突破适用于可再生能源电解水制氢的质子交换膜（PEM）和低功耗、长寿命高温固体氧化物（SOEC）电解制氢关键技术，开展太阳能光解水制氢、热化学循环分解水制氢、低热值含碳原料制氢、超临界水热化学还原制氢等新型制氢技术基础研究。2021年12月“十四五”工业绿色发展规划工信部指出加快氢能技术创新和基础设施建设，推动氢能多元利用。鼓励氢能等替代能源在钢铁、水泥、化工等行业的应用。10我国氢能相关政策（2022年至今）：明确氢能地位，以示范应用为主时间政策名称发布单位主要内容2022年1月智能光伏产业创新发展行动计划(2021-2025年)工信部、住建部支持智能光伏制氢等试点示范项目建设，加快开展制氢系统与光伏耦合技术研究。2022年2月关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见发改委、能源局推行氢能等清洁能源交通工具，完善加氢站布局。探索输气管道掺氢输送、纯氢管道输送、液氢运输等高效输氢方式。建设油气电氢一体化综合交通能源服务站。建立氢能产供储销体系。2022年3月氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）发改委、能源局明确氢的能源属性，提出氢能产业发展基本原则、氢能产业发展各阶段目标，部署推动氢能产业高质量发展的重要举措。2022年6月“十四五”可再生能源发展规划发改委、能源局开展规模化可再生能源制氢示范。在可再生能源发电成本低、氢能储输用产业发展条件较好的地区，推进可再生能源发电制氢产业化发展，打造规模化的绿氢生产基地。推进化工、煤矿、交通等重点领域绿氢替代。提高交通领域绿氢使用比例。在可再生能源资源丰富、现代煤化工或石油化工产业基础较好的地区，重点开展能源化工基地绿氢替代。积极探索氢气在冶金化工领域的替代应用，降低冶金化工领域化石能源消耗。2022年9月能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划能源局开展氢制备、氢储存、氢输运、氢加注、氢能多元化应用等技术标准研制，支撑氢能“制储输用”全产业链发展。重点围绕可再生能源制氢、电氢耦合、燃料电池及系统等领域，增加标准有效供给。2022年7月工业领域碳达峰实施方案工信部、发改委推进氢能制储输运销用全链条发展。推动低碳原料替代，鼓励有条件的地区利用可再生能源制氢，优化煤化工、合成氨、甲醇等原料结构。推动工业低碳技术发展，实施氢冶金行动计划。钢铁行业，到2030年，富氢碳循环高炉冶炼、氢基竖炉直接还原铁、碳捕集利用封存等技术取得突破应用。2023年4月2023年能源工作指导意见能源局积极推动氢能应用试点示范，探索氢能产业发展的多种路径和可推广的经验。加快攻关新型储能关键技术和绿氢制储运用技术，推动储能、氢能规模化应用。积极推动氢能应用试点示范，探索氢能产业发展的多种路径和可推广的经验。2023年6月新型电力系统发展蓝皮书能源局2045年至2060年，交通、化工领域绿电制氢、绿电制甲烷、绿电制氨等新技术新业态新模式大范围推广。通过电转氢、电制燃料等方式与氢能等二次能源融合利用。在冶金、化工、重型运输等领域，氢能作为反应物质和原材料等，成为清洁电力的重要补充，与电能一起，共同构建以电氢协同为主的终端用能形态，助力全社会深度脱碳。2023年7月产业结构调整指导目录（2023 年本，征求意见稿）发改委氢能全产业链进入产业结构指导目录。储氢、电解水制氢、加氢站、管道输氢、氢电耦合、高炉富氢冶炼、氢燃料电池石墨双极板、储氢气瓶阀门、氢燃料发动机等。2023年8月氢能产业标准体系建设指南（2023版）标准委等六部门国家层面首个氢能全产业链标准体系建设指南，涵盖基础与安全、氢制备、氢储存和运输、氢加注、氢能应用五大类别，充分发挥标准对氢能产业发展的规范和引领作用。11国家积极推动燃料电池汽车示范城市群建设，最高奖励18.7亿元n2020年9月五部委（财政部、工业和信息化部、科技部、国家发展改革委、国家能源局）联合发布了关于开展燃料电池汽车示范应用的通知，启动燃料电池汽车示范城市群应用推广。2021年8月，京津冀、上海、广东三大城市群示范区首批入选；2021年12月，河北、河南城市群第二批入选，至此，燃料电池汽车示范城市群应用推广形成“3 2”新格局。2020年9月关于开展燃料电池汽车示范应用的通知2009年以来，中央财政一直采取对消费者给予购置补贴的方式，支持燃料电池汽车发展。采取“以奖代补”方式，对示范城市群按照完成情况拨付奖励资金。采取“后补助”方式，牵头城市组织确定中央财政奖励资金在示范城市间的分配方案。示范期暂定4年。2021年8月关于启动燃料电池汽车示范应用工作的通知“燃料电池汽车推广应用（关键零部件研发产业化）”积分上限为15000积分，“氢能供应”积分上限为2000积分，超额完成部分予以额外奖励10%，最高可获得积分奖励为18700分。1积分约奖励10万元，约为17亿元，加上10%的超额完成额外奖励，约为18.7亿元。车辆推广规模应超过1000辆；平均单车累计用氢里程超过3万公里，建成并投入运营加氢站超过15座；取得研发产业化突破的关键零部件装备配套超过500台套；车用氢能终端售价不超过35元/公斤。示范城市群牵头城市参与城市京津冀城市群北京市北京大兴、海淀、经开、延庆、顺义、房山、昌平、天津滨海新区以及河北省唐山市、保定市和山东省滨州市、淄博市上海城市群上海市苏州市、南通市、嘉兴市、淄博市、鄂尔多斯市、宁东能源化工基地广东城市群佛山市广州市、深圳市、东莞市、珠海市、中山市、阳江市、云浮市、福州市、淄博市、包头市、六安市2021年12月关于启动新一批燃料电池汽车示范应用工作的通知示范城市群牵头城市参与城市河南城市群郑州市洛阳市、新乡市、开封市、安阳市、焦作市，上海市嘉定区、奉贤区、上海自贸区临港片区、张家口市、保定市、辛集市、烟台市、淄博市、潍坊市、佛山市、宁夏回族自治区宁东镇河北城市群张家口市唐山市、保定市、邯郸市、秦皇岛市、定州市、辛集市、雄安新区、内蒙古乌海市、上海奉贤区、郑州市、淄博市、聊城市、厦门市以奖代补示范目标积分评价，资金奖励12氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）提出阶段性发展目标n2022年3月23日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了氢能产业发展中长期规划（2021-2035年），明确了氢能是用能端实现绿色转型重要载体的战略定位，“稳慎应用、示范先行”基本原则，因地制宜拓展氢能应用场景，稳慎推动氢能在交通、储能、发电、工业等领域的多元应用。2025年2030年2035年 形成较为完善的氢能产业发展制度政策环境，初步建立较为完整的供应链和产业体系。燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站，可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，可再生能源制氢广泛应用，有力支撑碳达峰目标实现。形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升，对能源绿色转型发展起到重要支撑作用。发展目标合理布局制氢基础设施稳步构建储运体系统筹规划加氢网络有序推进交通领域示范应用积极开展储能领域示范应用合理布局发电领域多元应用逐步探索工业领域替代应用因地制宜选择制氢技术路线（工业副产制氢、可再生能源制氢）。推进固体氧化物电解池制氢、光解水制氢、海水制氢、核能高温制氢等技术研发。提高高压气态储运效率，降低储运成本。推动低温液氢储运产业化应用，探索固态、深冷高压、有及液体等储运方式应用。开展掺氢天然气管道、纯氢管道示范。安全为先，节约集约利用土地资源，支持依法依规利用现有加油加气站的场地设施改扩建加氢站。探索站内制氢、储氢和加氢一体化的加氢站新模式。推进氢燃料电池中重型车辆应用，拓展氢燃料电池等新能源客、货汽车市场应用空间，燃料电池车与锂电动汽车互补发展。探索燃料电池在船舶、航空器等领域的应用。发挥氢能调节周期长、储能容量大的优势，探索培育“风光发电 氢储能”应用模式。探索氢能款能源网络协同优化能力，促进电、热、燃料等异质能源互联互通。因地制宜布局氢燃料电池分布式热电联供设施；推动燃料电池在备用电源领域的市场应用。燃料电池为基础的发电调峰、燃料电池分布式发电示范应用。氢作为还原剂的氢冶金技术研发应用。氢能在工业生产中作为高品质热源的应用。氢能替代化石能源应用，引导合成氨、合成甲醇、炼化、煤制油等行业低碳发展。统筹推进氢能基础设施建设稳步推进氢能多元化示范应用13氢能产业标准体系建设指南（2023版）引导产业规范化发展n2023年8月8日，国家标准委与国家发展改革委、工业和信息化部、生态环境部、应急管理部、国家能源局六部门近日联合印发氢能产业标准体系建设指南（2023版），涵盖基础与安全、氢制备、氢储存和运输、氢加注、氢能应用五大类别，按照技术、设备、系统、安全、检测等进一步分解，形成了20个二级子体系、69个三级子体系。指南明确了近三年国内国际氢能标准化工作重点任务，旨在贯彻落实国家关于发展氢能产业的决策部署，充分发挥标准对氢能产业发展的规范和引领作用。氢能产业标准体系结构图基础与安全氢能供应氢能应用1 基础与安全1.1 术语1.4 氢品质1.2 图形符号1.5 通用件1.3 氢能综合评价1.6 氢安全通用要求2 氢制备3 氢储存和运输4 氢加注2.1 氢分离与提纯2.2 水电解制氢2.3 光解水制氢3.1 氢储运基本要求3.2 氢储运设备3.3 氢储运系统4.1 加氢站设备4.2 加氢站系统4.3 加氢站管理5 氢能应用5.1 氢能应用基础5.2 交通5.3 储能5.4 发电5.5 工业发展目标 到2025年，支撑氢能制、储、输、用全链条发展的标准体系基本建立，制修订30项以上氢能国家标准和行业标准。鼓励产学研用各方参与标准制定，支持有条件的社会团体制订发布团体标准，增加标准有效供给。深度参与国际标准化组织（ISO）、国际电工委员会（IEC）国际标准化工作，积极提出氢能领域国际标准提案，逐步提高我国氢能标准化影响力。充分调动产学研用各方的积极性，加快制定一批氢安全、可再生能源水电解制氢、高压储运氢设备、氢液化、液氢储运设备、输氢管道、加氢站设备、燃料电池系统及其零部件、燃料电池等方面的标准。到2025年，制修订国家标准、行业标准30项以上。重点任务加快制修订氢能全产业链技术标准积极提升氢能国际标准化水平 提高企业、研究机构、高等院校的国际标准化能力，鼓励参与氢能国际标准化工作，将我国氢能领域先进技术和应用经验转化为国际标准。到2025年，转化国际标准5项以上，提出国际标准提案3项以上。14河北率先松绑，绿氢生产不需危化品许可证n2023年7月5日，河北省政府发布了河北省氢能产业安全管理办法（试行），明确氢能企业按行业类别归口监督管理，绿氢生产不需取得危险化学品安全生产许可。这是国内首个对可再生能源制氢在危化品许可方面进行政策松绑的省份。强化氢的能源属性，明确了氢能产品是指作为能源使用的氢产品，氢能企业按行业类别归口监督管理：电解水制氢（太阳能、风能等可再生能源）等绿氢生产不需取得危险化学品安全生产许可。化工企业的氢能生产，仍需取得危险化学品安全生产许可。氢能运输依然按照危险货物运输管理，应取得危险货物运输相关许可。允许在化工园区外建设绿氢生产项目和制氢加氢一体站。加氢站（含供氢站）参照天然气加气站管理模式，经营性加氢站（含供氢站）应取得燃气经营许可或批复。n 河北作为全国第一个松绑绿氢生产环节危化品许可的省份，对氢能产业发展具有突破性意义，将助力氢行业逐步打破发展瓶颈，加速驶入发展快车道。允许非化工园区制氢，使得制氢可以靠近应用端进行，降低储运成本，减少氢气在不同存储容器之间的转移，降低安全风险，有利于推动制氢项目建设，增加氢的来源，有利于开展分布式制氢。长期以来，国内政策将氢列为危化品范畴，制氢项目属于危化品生产领域，须安置在化工园区内，且需要取得危化品生产许可证。这在一定程度上提高了氢能制造成本，限制了氢能行业发展。氢作为“危化品”管理，存在三大局限：一是建设成本高，而将氢作为危化品管理，无形中增加项目投资成本、土地成本和时间成本。二是场地限制大，生产、利用场地有较为严格的限制，造成车多站少、加氢不便等问题；三是审批手续复杂，从土地审批到安评、环评，从特种设备许可到运营人员资质等，流程复杂。15地方氢能政策：关注可再生能源制氢、氢燃料电池车应用、加氢站等领域（1/2）时间政策名称主要内容2023年7月上海交通领域氢能推广应用方案（2023-2025年）到2025年，力争实现示范应用燃料电池汽车总量超过1万辆。2023年5月新疆维吾尔自治区氢能产业发展三年行动方案（20232025 年）（征求意见稿）到2025年，建设一批氢能产业示范区，可再生能源制氢量达到10万吨/年，推广氢燃料电池车1500辆左右。适度超前部署建设一批加氢站。2023年1月江西省氢能产业发展中长期规划（2023-2035年）到2025年，江西省可再生能源制氢量要达到1000吨/年，成为新增氢能消费和新增可再生能源消纳的重要组成部分。全省燃料电池车辆保有量约500辆，投运一批氢动力船舶，累计建成加氢站10座。2023年1月青海省氢能产业发展中长期规划（2022-2035年）到202年，绿氢生产能力达4万吨左右，建设绿电制氢示范项目不少于5个，燃料电池运营数量不少于150辆，矿区氢能重卡不少于100辆，建设3-4座加氢示范站（包括合建站）。绿氢全产业链产值达到35亿元。2023年1月甘肃省人民政府办公厅关于氢能产业发展的指导意见到2025年甘肃将简称可再生能源制氢能力达到20万吨/年左右的制氢、储氢基地；减少碳排放200万吨/年左右；引进培育氢能企业20家以上，年产值达到100亿元。2022年12月福建省氢能产业发展行动计划（2022-2025年）到2025年，全省燃料电池汽车（含重卡、中轻型物流、客车）应用规模达到4000辆，力争建成40座以上各种类型加氢站。实现产值500亿元以上。2022年11月湖南省氢能产业发展规划到2025年，工业副产氢利用率明显提升，可再生能源制氢实现突破。建成加氢站10座，推广应用氢燃料电池汽车500辆，氢能基础设施逐步完善。2022年11月安徽省氢能产业发展中长期规划到2025年，力争燃料电池系统产能达到10000台/年，燃料电池整车产能达到5000辆/年，加氢站数量达到30座，氢能产业总产值达到500亿元。2022年11月宁夏回族自治区氢能产业发展规划到2025年，可再生能源制氢量达到8万吨以上，布局建设加氢站10座以上，氢燃料电池重卡保有量500辆以上，到2030年，可再生能源制氢量达到30万吨以上。2022年10月“氢动吉林”中长期发展规划（2021-2035年）到2025年，积极推进“氢动吉林”工程，可再生能源制氢产能达到6-8万吨/年，氢能产业产值达到百亿级规模。2022年9月河南省氢能产业发展中长期规划（2022-2035年）到2025年，氢能产业总产值突破1000亿元。推广示范各类氢燃料电池汽车力争突破5000辆，氢气终端售价降至30元/千克以下，建成3-5个绿氢示范项目。16地方氢能政策：关注可再生能源制氢、氢燃料电池车应用、加氢站等领域（2/2）时间政策名称主要内容2022年8月辽宁省氢能产业发展规划（2021-2025年）到2025年，全省氢能产业实现产值600亿元，全省燃料电池车辆保有量达到2000辆以上，加氢站30座以上。2022年8月陕西省“十四五”氢能产业发展规划到2025年，建成投运加氢站100座左右，力争推广各型燃料电池汽车1万辆左右，全产业链规模达1000亿元以上。2022年7月山西省氢能产业发展中长期规划（2022-2035年）到2025年，燃料电池汽车保有量达到1万辆以上，部署建设一批加氢站，应用规模全国领先。2022年7月贵州省“十四五”氢能产业发展规划到2025年，示范运营燃料电池车辆超1000辆。氢能产业总投资规模超100亿元，建成加氢站15座（含油气氢综合能源站）。2022年6月上海市氢能产业发展中长期规划（2022-2035年）到2025年，建设各类加氢站70座左右，燃料电池汽车保有量突破1万辆，氢能产业链产业规模突破1000亿元。2022年1月内蒙古自治区“十四五”氢能发展规划到2025年，建成60座加氢站，推广燃料电池汽车5000辆，氢能供给能力达160万吨/年，绿氢占比超30%，氢能产业总产值达1000亿元。2021年8月北京市氢能产业发展实施方案（2021-2025）到2025年，京津冀区域累计实现氢能产业链产业规模1000亿元以上，减少碳排放200万吨，力争实现燃料电池汽车累计推广量突破1万辆。2021年7月河北省氢能产业发展“十四五”规划到2025年，累计建成100座加氢站，燃料电池汽车规模达到1万辆，氢能产业链年产值达到500亿元。“十四五”期间，力争可再生能源制氢能力达到10万吨/年。2020年9月四川省氢能产业发展规划（2021-2025年）到2025年，燃料电池汽车（含重卡、中型物流车、客车）应用规模达6000辆，建成多种类型加氢站60座。2020年6月山东省氢能产业中长期发展规划（2020-2030年）到2025年，累计推广燃料电池汽车10000辆，累计建成加氢站100座。2026年到2030年，累计推广燃料电池汽车50000辆，累计建成加氢站200座。2020年1月天津市氢能产业发展行动方案（2020-2022年）到2022年，氢能产业总产值突破150亿元。力争建成至少10座加氢站，累计推广使用物流车、叉车、公交车等燃料电池车辆1000辆以上。2019年6月浙江省加快培育氢能产业发展的指导意见到2022年，氢燃料电池整车产能达到1000辆，氢燃料发动机产量超过1万台，氢能产业总产值超过100亿元，建成加氢站30座以上。17地方氢能政策：氢能补贴政策时间政策名称主要内容2020年11月广东省加快氢燃料电池汽车产业发展实施方案省财政对2022年前建成并投用，且日加氢能力（按照压缩机每日工作12小时的加气能力计算）500公斤及以上的加氢站给予补贴。其中，属于油、氢、气、电一体化综合能源补给站，每站补助250万元；独立占地固定式加氢站，每站补助200万元；撬装式加氢站，每站补助150万元。2020年12月内蒙古自治区促进燃料电池汽车产业发展若干措施（试行）（征求意见稿）电解水制氢项目、电解槽等电解水装备制造项目，以及燃料电池电堆、双极板、膜电极、空气压缩机、质子交换膜、催化剂、碳纸、氢气循环系统等基础材料和关键零部件制造环节，享受自治区战略性新兴产业电价。2022年6月成都市优化能源结构促进城市绿色低碳发展行动方案统筹推进“制储输用”全链条发展，加快建设“绿氢之都”对绿电制氢项目市、区（市）县两级联动给予0.15-0.2元/kWh的电费支持。2022年7月深圳市氢能产业创新发展行动计划（2022-205年）（征求意见稿）对建成并投入使用且日加氢能力500公斤及以上的加氢站，按照广东省补贴额度1:1予以配套补贴，获得财政补贴的加氢站在首笔补贴到位后5年内停止加氢服务的，收回已发放的补贴资金。站内电解水制氢用电价格执行蓄冷电价政策，电解制氢设施谷期用电量超过50%的免收基本电费。2022年7月濮阳市促进氢能产业发展扶持办法的通知对绿氢出厂价格不高于同纯度工业副产氢平均出厂价格且用于本市加氢站加注的，按照年度累计供氢量给予补助。首年给予每千克15元补贴，此后逐年按20%退坡，每年最高不超过500万元。对绿氢制备企业给予一定风电、光伏等指标配备支持。2022年8月北京市关于支持氢能产业发展的若干政策措施鼓励分布式制氢项目建设，支持开展先进制氢、储运、加氢设施试点建设，对符合条件的氢能新型基础设施项目，按照项目投资额的一定比例给予资金支持。支持加氢站建设运营。对建成的加氢站，按照压缩机12小时额定工作能力不少于1000公斤和500公斤两档分别给予500万元和200万元的定额建设补贴。对于提供加氢服务并承诺氢气市场销售价格不高于30元/公斤的加氢站，按照10元/公斤的标准给予氢气运营补贴。2022年11月攀枝花市关于支持氢能产业高质量发展的若干政策措施（征求意见稿）支持制氢产业发展，其增量用电量执行单一制输配电价0.105元/kWh（含线损），电解氢项目建成后次年纳入全水电交易范围。2022年11月湖北省关于支持氢能产业发展的若干措施对在可再生能源富集地区发展风光水规模电解水制氢，按照1000Nm3/h制氢能力、奖励50MW风电或光伏开发资源并视同配置储能。2022年12月吉林省支持氢能产业发展若干政策措施（试行）对年产绿氢100吨以上（含）的项目，以首年每公斤15元的标准为基数，采取逐年退坡的方式第2年按基数的80%、第3年按基数的60%，连续3年给予补贴支持，每年最高补贴500万元。18Part 01 氢能产业发展背景Part 02 氢能产业发展概况Part 03 氢能产业链分析Part 04 氢能投融资分析Part 05 发展趋势及建议19CONTENTS n我国是世界上最大的制氢国，国内氢能产业已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术工艺，规上工业企业超300家。n根据中国氢能联盟数据及预测，2020年，我国氢气产量为3342万吨，自2020年“双碳”目标提出后，氢能产业热度攀升，在2030年碳达峰愿景下，我国氢气的年需求预期达到3715万吨，在终端能源消费中占比约5%；可再生氢产量约为500万吨，部署电解槽装机约80GW。在2060年碳中和愿景下，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中占比约为20%，市场规模将达到7542亿元。我国已成为全球第一产氢国，预计2060年氢气产量有望突破1亿吨数据来源：中国氢能联盟，中能传媒中国能源大数据报告（2023）、中国煤炭工业协会等，创业邦研究中心整理334237303003000600090000202030E2040E2050E2060E我国氢气年产量以及未来预测（单位：万吨）2056743527542004000500060007000800020202030E2040E2060E中国氢能市场规模（单位：亿元）其中绿氢占比约21%氢能占终端能源消费5%其中绿氢占比约77%氢能占终端能源消费20 n2020年，我国氢气产量为3342万吨，其中化石能源制氢占比为78%、工业副产氢占比为21%，而绿氢占比仅为1%，在氢气消费侧，氢气主要作为原料用于化工，如合成甲醇、合成氨等，以及炼油等工业领域。n在推动碳中和目标的过程中，氢能供应体系需逐步以绿氢为基础进行重塑，辅以加装碳捕集装置的化石能源制氢方式，才能改变氢能生产侧高碳格局。在碳中和情景下，预计2060年，我国氢气需求量将达到1.3亿吨，绿氢产量超过1亿吨，在全部氢能中的占比超过80%，绿氢生产总量和占比逐步提升，在消费侧主要作为原料、燃料应用于工业和交通等领域，分别占需求总量的60%、30%。工业领域用氢占比仍然最大，约7740万吨，交通运输领域用氢4051万吨，建筑领域用氢585万吨，发电与电网平衡用氢600万吨。氢能供应体系将逐步以绿氢为基础进行重塑，作为原料、燃料用于工业、交通数据来源：杜忠明、郑津阳等我国绿氢供应体系建设思考与建议，中国工程学，2022年12月，第6期2020年我国氢能生产消费情况2060年我国氢能生产消费预测21氢气全口径成本约50元/kg，制氢环节成本较高，未来规模化发展后成本有望下降制氢成本运氢成本加氢站购氢成本氢气销售成本补贴范围最终售价-2035元光伏电解水制氢，电价0.35元/kwh时制氢成本。（工业副产制氢成本在9.23-22.25元/kg）气态长管拖车200公里运输成本包括制氢、运氢以及各环节利润等，氢气到站价格包括氢气采购成本35元/kg，折旧、租金、人工、水电费等15元/kg运营阶段加氢单价补贴范围为10-20 元/kg 之间，随着时间的推移，单价补贴金额呈下降趋势部分地区划定价格高于该值n当前氢能发展仍面临一些挑战，氢能项目建设成本高、“制储运”成本高是全球氢能产业发展面临的普遍问题。根据中国氢能联盟测算，通过电解水制氢技术的氢气全口径成本约50元/kg（电价按0.3元/kwh），其中制氢环节成本占比约44%、储运环节约24%、加注环节约32%。与燃油持平的35元/kg仍有较大距离，当前要达到这一价格主要依赖各地补贴。未来规模化发展后，各环节效率提升，成本大幅下降，度电成本0.1元情况下，综合成本有望下降至25元/kg左右，制氢环节成本下降最为明显。制氢及加氢站成本（单位：元/kg）氢气全口径成本（电解水制氢）资料来源：中氢博创-2022年加氢站投资成本分析报告资料来源：中国氢能联盟中国氢能及燃料电池产业手册22n从体来看，我国氢能资源主要分布在西部地区，氢能需求主要在东部地区，氢能资源供应和需求呈现逆向分布特点。未来，一方面要积极开发大容量氢气储运技术，一方面要积极开展就近化化工副产氢气资源和沿海可再生能源开发利用。我国氢能资源供应和需求呈逆向分布资料来源：中国氢能联盟中国氢能及燃料电池产业手册西北地区工业副产氢丰富，煤制氢、天然气制氢优势大，风能、太阳能资源潜力大，但水资源匮乏；西南地区工业复产氢较少，水电制氢潜力大；东北地区天然气制氢具有优势、风电制氢潜力大；东部地区工业副产氢等产量相对西部较小，风光资源有限，人口密度大，交通便利，对能源需求旺盛。23n2021年8月，财政部、工业和信息化部、科技部、国家发展改革委和国家能源局关于启动燃料电池汽车示范应用工作的通知正式印发，宣告京津冀、上海、广东成为国内三大氢燃料电池汽车示范城市群，推动氢能跨区域发展。2021年12月，五部委联合发布关于启动新一批燃料电池汽车示范应用工作的通知，正式形成“3 2”的全国燃料电池汽车示范格局。“3 2”示范城市群引领我国氢能产业示范发展序号城市群牵头城市参与城市示范目标相关企业1上海城市群上海苏州、南通、嘉兴、淄博、宁东能源化工基地、鄂尔多斯推广车辆10000辆，加氢站100座重塑科技、上海捷氢、氢晨科技、风氢扬、国鸿氢能、国富氢能、治臻股份、中氢气体2京津冀城市群北京大兴区、海淀区、经开区、延庆区、顺义区、昌平区、天津滨海新区、唐山、保定、滨州、淄博推广车辆5300辆，加氢站49座亿华通、国氢科技、氢璞创能、新研氢能、神力科技、东方氢能、中科富海、氢动力3广东城市群佛山广州、深圳、东莞、珠海、中山、阳江、云浮、福州、淄博、包头、六安推广车辆10000辆，加氢站200座雄韬股份、国鸿氢能、氢时代、清极能源、氢福湾氢能、联悦气体、广钢气体4河南城市群郑州洛阳、新乡、开封、安阳、焦作、上海嘉定区、奉贤区、上海自贸区临港片区、张家口、保定、辛集、烟台、淄博、潍坊、佛山、宁东推广车辆5000辆，加氢站80座豫氢动力、氢璞创能5河北城市群张家口唐山、保定、邯郸、秦皇岛、定州、辛集、雄安新区、内蒙古乌海市、上海奉贤区、郑州、淄博、聊城、厦门推广车辆7710辆未势能源、绿能科技2329622上海城市群京津冀城市群广东城市群河南城市群河北城市群截至2022年底城市群氢燃料电池车接入量数据来源：新能源国家大数据联盟（NDANEV），创业邦研究中心整理24全国各地加快建设布局氢能产业园区n上海嘉定氢燃料电池汽车产业集聚区n目标：氢能及燃料电池汽车全产业链到2025年实现年产值500亿元n捷氢科技、上汽集团、氢麟（上海）能源科技有限公司、上海碳际实业集团有限公司等n江苏南通如皋氢能小镇n总投资78.5亿元，计划到2030年氢能产业年产值突破1000亿元n国家能源集团、势加透博、百应能源、安思卓、江苏清能等n广东佛山的“仙湖氢谷n实施全产业链发展战略，打造中国重要的新能源汽车产业基地和氢能产业“硅谷”nUNDP氢能经济职业技术培训研究、广东清能新能源技术有限公司、广东爱德曼氢能源装备有限公司n北京大兴国际氢能示范区n加氢示范站、氢能交流中心、科技园区为载体，产业基金、企业联盟、专项政策、试验基地为支撑的“3 4”氢能产业生态体系，建成全球最大加氢站n亿华通、液空厚普、水木滨华、海珀尔、海德利森、慧垣氢能、骥翀25全国各地加快建设布局氢能产业园区省份产业园广东仙湖氢谷、广东茂名氢能产业基地、广州国际氢能产业园、湾区氢谷、广东东莞“国青氢谷”、云浮氢能小镇、南沙氢燃料电池电源系统产业园、深圳国际氢能产业园、东华-中核零碳产业园浙江嘉兴港区长三角氢能产业示范区、台州氢能小镇、嘉善氢能源产业园、浙江氢谷新能源汽车产业园、金华氢谷、嘉兴美锦氢能汽车产业园、浙能长广氢能装备制造产业园、海盐氢能源及配套产业园基地河南洛阳氢能电机装备产业园、洛阳新能源及制氢设备产业园、河南新乡氢能产业园、濮阳市氢能产业园、焦作市温县氢能产业园、三门峡灵宝市氢能产业园山东中国氢谷、美锦氢能小镇、国家电投黄河流域氢能产业基地崔赛产业园、东德氢能核心装备产业园项目、氢装上阵(昌乐)物联科技产业园江苏常州氢湾、丹徒氢能源产业园、如皋氢能小镇、张家港氢能产业示范区、常熟氢燃料电池汽车产业园、徐州新沂“淮海氢谷”、江阴临港氢能产业园山西大同氢能产业园、鹏湾氢港氢能产业园、华熵氢能产业园、美锦晋中氢能产业园、香港诚丰氢能产业园河北张家口桥东区创坝园区、河北邯郸氢能源产业园-中国气谷、迁安市氢能产业园、华丰氢能产业园北京大兴国际氢能示范区、中关村(房山)氢能产业园、延庆氢能产业园省份产业园辽宁辽宁沐与康氢能产业园、旅顺氢能小镇、大连太平湾氢能产业园大连自贸片区(保税区)氢能产业园安徽安徽明天氢能产业园、东方电气阜阳氢能产业园、潍溪氢能源产业园吉林吉林白城中国北方氢谷、国家电投长春氢能产业基地项目、中能建松原氢能产业园上海上海嘉定氢能港、宝武氢能产业园四川东方氢能产业园、厚普氢能装备产业园湖南湖南宁乡光伏氢能一体化产业园、湖南株洲高新区氢能示范生态产业园内蒙古通辽千万千瓦级储氢氨一体化零碳产业园、鄂尔多斯美锦国鸿氢能科技产业园湖北武汉雄韬氢能产业园、本源醇氢氢能装备产业园天津天津市氢能示范产业园、天津东丽氢能产业园贵州东方电气贵阳氢能产业园甘肃中国能建兰州新区氢能产业园重庆重庆两江新区氢能中心26高校院所：我国氢能技术创新源，积极推动技术产业化发展（1/2）单位名称相关下属部门/实验室代表人物/团队研究方向孵化/投资企业大连化物所氢能与先进材料研究部 复合氢化物材料化学研究组 碳资源小分子与氢能利用创新特区研究组 邵志刚、俞红梅 高容量储氢材料 氨合成分解 超纯氢气分离隔膜材料中国船舶集团第七一八研究所中船(邯郸)派瑞氢能科技有限公司中船(邯郸)派瑞氢能科技有限公司 绿氢制备系统 高效整体式电解水制氢、纯化系统的集成 可再生能源制氢及燃料电池系统耦合、系统集成技术 天然气加氢技术清华大学 车辆学院 核能与新能源技术研究院 车辆动力工程研究所 热能工程研究所 欧阳明高院士新能源动力团队 燃料电池系统、燃料电池汽车 氢能制备存储与安全 质子交换膜燃料电池电堆工程热物理和系统设计及控制 固体氧化物燃料电池/电解装置电极材料制备与电堆结构优化武汉理工大学 材料复合新技术国家重点实验室 燃料电池湖北省重点实验室 武汉氢能源与燃料电池研究发展中心 潘牧教授团队 燃料电池关键材料设计与制备 高性能质子交换膜 高效持久催化剂及其载体 燃料电池堆设计与组装 燃料电池发动机集成与控制 汽车用燃料电池相关技术研究融科氢能27高校院所：我国氢能技术创新源，积极推动技术产业化发展（2/2）单位名称相关下属部门/实验室代表人物/团队研究方向孵化/投资企业西安交通大学 国家储能平台（中心）航天航空学院 前沿科学技术研究院 材料科学与工程学院 国家储能平台-氢储能研究室 申胜平教授团队 前沿能源研究中心 金属材料强度国家重点实验室 电解水制氢的催化剂研究 生物质制氢研究 新型产氢体系 氢脆机理研究上海交通大学 上海交通大学氢科学中心 上海交通大学燃料电池研究所 丁文江院士团队 章俊良教授团队 制氢、储运氢 氢医学方向-纳米气体治疗 氢农学方向 质子交换膜燃料电池 高活性低铂催化剂合成 高性能膜电极、双极板、电堆、燃料电池系统等相关部件 燃料电池寿命衰减机理等研究同济大学 新能源汽车工程中心 侯永平教授团队 燃料电池复合电源动力系统 燃料电池关键材料 燃料电池电堆 燃料电池发动机 氢能与燃料电池测试评价华中科技大学 能源与动力工程学院 材料科学与工程学院 化学与化工学院 燃料电池研究中心 李箭教授团队 李菁教授团队 谭必恩教授团队 氢能与储能研究团队 制氢 氢燃料电池系统 储运氢 加氢 氢能应用28央企：氢能国家队加快投资建设氢能项目，推动氢能全产业链条发展（1/3）单位名称旗下相关企业/部门企业/部门发展情况相关项目国家电力投资集团有限公司 国氢科技 吉电股份 国氢科技：B轮-2022年12月-融资45亿人民币 吉电股份：主板定向增发-2017年1月-融资37.57亿人民币“氢腾”品牌发电燃料电池和空冷燃料电池产品“250Nm3/h质子交换膜电解水制氢电解槽 投资建设的雄安新区首个加氢站项目 天然气掺氢入户应用示范 吉林大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目，2023年7月开工，一期预计2024年投产，年产绿氢3.2万吨、绿氨18万吨中国石油化工集团有限公司 中石化石油机械股份有限公司 中石化氢能源（上海）有限责任公司 中石化氢装上阵能源(青海)有限责任公司 授牌中石化石油机械股份有限公司为中国石化氢能装备制造基地，意味着中石化氢能装备制造基地落地湖北武汉 2023年5月，与氢装上阵(青岛)物流科技有限公司、海德装备科技徐州)有限公司共同出资组建的中石化氢装上阵能源(青海)有限责任公司 至 2022 年末，已累计建成加氢站98座，合计加氢能力约45吨/天，是全球拥有加氢站最多的企业 新疆库车绿氢示范项目顺利产气，项目制氢规模达到每年2万吨，标志着我国首次实现万吨级绿氢炼化项目全产业链贯通 内蒙古自治区首座加氢站一一内蒙古石油分公司乌海纬七街加氢站正式投入运营 全球最大绿氢耦合煤化工项目开工，项目年制绿氢3万吨、绿氧24万吨中国石油天然气集团有限公司 中国石油石油化工研究院 宝鸡石油机械有限责任公司 宝鸡石油机械有限责任公司研制的中国石油1200标方碱性水制氢电解槽宝鸡顺利下线 开发中国石油首套千瓦级固体氧化物燃料电池(SOFC)热电联供系统 开发出质子交换膜(PEM)电解水制氢催化剂制备技术，并完成PEM电解水制氢催化剂批量化生产 用现有天然气管道长距离输送气气的技术获得了突破 中国石油四川石化生产的燃料电池氢产品在厂区内新建的氢气充装站完成首车装车发运出厂，送往中国石油四川销售成都分公司古城加氢站，打通了产运销全流程29央企：氢能国家队加快投资建设氢能项目，推动氢能全产业链条发展（2/3）单位名称旗下相关企业/部门企业/部门发展情况相关项目国家能源集团 国华能源投资有限公司 国家能源集团氢能（低碳）研究中心 国家能源集团北京低碳清洁能源研究院 北京低碳清洁能源研究院发明专利“加氢站控制系统、方法以及加氢站”荣获第二十四届中国专利优秀奖。并成立了氢能(氨能)技术研究中心 开发了35/70MPa快速加氢机和大容量、低能耗加氢站工艺控制系统，并在加氢站商业化应用 投资宁东可再生氢碳减排示范项目，该项目建成后将成为全国规模最大的绿氢生产消费基地中国船舶集团有限公司 中船风电 中船（邯郸）派瑞氢能科技有限公司武汉氢能与燃料电池产业技术研究院有限公司 718所的全资子公司派瑞氢能是水电解制氢装备重要生产商 中船712所旗下武汉氢能与燃料电池产业技术研究院有限公司的专利一一“一种膜电极、燃料电池气体扩散层及其制备方法”成功取得国际专利证书 中船派瑞氢能中标河北鸿蒙新能源项目8台1000Nm/h(40MW)的制氢设备 中船风电签约500MW风电制氢制氨一体化项目，将在通辽十四五”期间有序落实投资计划 搭载中国船舶第七一二所自主开发的500kw氢燃料动力系统、国内首艘入级中国船级社(CCS)的“三峡氢舟1号”示范船正式下水东方电气股份有限公司 东方电气（成都）氢燃料电池科技有限公司 东方氢能：战略投资-2022年5月-融资2.49亿人民币。东方电气电池是一家燃料电池供应及服务商，是东方电气集团氢能与燃料电池产业发展的核心平台 中标雅安交建集团交通资源开发有限责任公司气燃料电池冷藏物流车及氢燃料撬装站采购项目 东方锅炉配套49吨氢能重卡投运，自贡首个氢能重装物流园开园，也是四川首批氢能重型卡车交付投运 东方氢能承建的广州南沙电氢智慧能源站固态氢能发电项目成功并网，是我国首次将光伏发电耦合固态储氢应用于电力系统30央企：氢能国家队加快投资建设氢能项目，推动氢能全产业链条发展（3/3）单位名称旗下相关企业/部门企业/部门发展情况相关项目国家电网 国网浙江电科院 国网浙江新兴科技有限公司 国网安徽电力 国网浙江电科院：氢能技术攻关 国网浙江电力的宁波慈溪氢电耦合直流微网示范工程是国内首个氢电耦合中压直流微网，氢电转换效率达到世界领先水平 国网安徽电力的六安兆瓦级氢能综合利用示范工程是自主研制兆瓦级质子交换膜电解槽、兆瓦级质子交换膜氢燃料电池等国内首台首套设备，成功实现整站从绿电到绿氢再到绿电的零碳循环 浙江宁波慈溪氢电耦合直流微网示范工程 浙江台州大陈岛氢能综合利用示范工程 浙江丽水缙云水光氢生物质近零碳示范工程 浙江杭州亚运低碳氢电耦合应用示范项目 安徽六安兆瓦级氢能综合利用示范工程南方电网 南方电网广东广州供电局氢能源研究中心 广东广州供电局氢能源研究中心是南方电网公司首个氢能源领域研究中心，主要负责开展氢能产业关键技术研发、推动成立高级别联合实验室，储备自主知识产权，孵化氢能产业相关产品等 广州南南沙小虎岛电氢智慧能源站是国内首个应用固态储供氢技术的电网侧储能型加氢站，实现了从电解水制氢，到固态储氢，再到加氢、燃料电池发电和余电并网中国华能 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 四川华能氢能科技有限公司 华能内蒙古东部能源有限公司 华能清能院是华能集团内部最早开始氢能业务的子公司，2017年开始研发氢能发电 华能四川氢能公司在华能彭州13MW水电解制氢科技创新示范项目 华能内蒙古东部能源有限公司目前两个氢能项目已经进行签约 2021年11月，华能集团首套1300Nm3/h电解槽下线，这也是国际首台套1300Nm3/h高电流密度压力型碱水电解槽，是目前商业示范的单体产氢量最大的碱性电解槽 华能彭州13MW水电解制氢科技创新示范项目，今年6月1日，电解槽在项目现场顺利完成吊装 2021年2月，在内蒙古赤峰开展风光储高比例耦合绿电制氢示范项目，初步规划建设100万千瓦风电储能电站，项目计划投资约90亿元31大企业：孵化、投资氢能企业，延伸业务链条，布局氢能赛道（1/3）公司名称公司主要业务布局氢能代表企业/部门成立地区及时间企业/部门情况主要业务上海汽车集团股份有限公司 整车及零部件的研发、生产和销售 物流、汽车电商、出行服务、节能和充电服务等移动出行服务业务 汽车相关金融、保险和投资业务 海外经营和国际商贸业务等上海捷氢科技股份有限公司 2018年6月 上海 燃料电池产业化 膜电极、燃料电池电堆、燃料电池系统、整车动力系统集成与适配开发在内的自主研发和规模化生产长城汽车 整车及零部件设计、研发、生产、销售和服务 拥有哈弗、魏牌、欧拉、坦克、长城皮卡等品牌，产销网络遍布全球未势能源科技有限公司 2019年4月 上海 氢燃料电池产品研发、生产及销售 车规级燃料电池动力系统及零部件 燃料电池发动机、电堆、35MPa/70MPa车载氢系统、瓶阀及减压阀等国家电力投资集团有限公司 能源发电服务提供商，提供能源发电服务 火电、水电、核电、太阳能发电以及风电等，核电站的开发与运营业务等 国家电投集团氢能科技发展有限公司 氢动力（北京）科技服务有限公司 2017年5月；北京 2021年7月；北京 国氢科技：氢燃料电池关键技术、氢能动力系统单元、制储氢关键技术、氢安全及相关技术研发与制造 氢动力：氢燃料大巴运营，氢动能汽车大数据服务，氢能绿色零碳出行方案阳光电源股份有限公司 太阳能、风能、储能、氢能、电动汽车等新能源电源设备的研发、生产、销售和服务阳光氢能科技有限公司 2021年6月 安徽 可再生能源电解水制氢技术研发 制氢电源、碱性水电解槽、PEM电解槽、气液分离与纯化装置、智慧氢能管理系统32大企业：孵化、投资氢能企业，延伸业务链条，布局氢能赛道（2/3）公司名称公司主要业务布局氢能代表企业/部门/合作成立地区及时间企业/部门情况主要业务东方电气股份有限公司 大型水电、火电、核电、气电、风电及太阳能发电设备的开发、设计、制造、销售、设备供应及电站工程总承包能力东方电气（成都）氢燃料电池科技有限公司 2015年8月 成都 氢燃料电池生产商 燃料电池发动机、燃料电池堆、膜电极、燃料电池测试平台、动力系统集成等隆基绿能科技股份有限公司“绿电” “绿氢”单晶硅片、电池组件、分布式光伏解决方案、地面光伏解决方案、氢能装备西安隆基氢能科技有限公司 2021年3月 西安 电解水制氢设备制造 可再生能源制氢系统解决方案惠州亿纬锂能股份有限公司 锂电池，同时拥有消费电池、动力电池、储能电池核心技术和全面解决方案惠州亿纬氢能有限公司 2021年11月 广东 燃料电池：阴离子交换膜（AEM）、AEM 制氢电解槽、氢燃料电池电堆等 电解制氢：电解槽武钢集团有限公司 钢铁制造业 新材料产业、智慧服务业、资源环境业、产业园区业、产业金融业宝武清洁能源有限公司 2019年11月 上海 产氢 氢能特种装备33大企业：孵化、投资氢能企业，延伸业务链条，布局氢能赛道（3/3）公司名称公司主要业务布局氢能代表企业/部门/合作成立地区及时间企业/部门情况主要业务晶科能源股份有限公司 光伏产业链核心环节，聚焦光伏产品一体化研发制造和清洁能源整体解决方案提供 与Air Products合作研究与探索适应国内市场的光伏制氢“中国方案”与康明斯（中国）投资有限公司共同探索光伏制氢整体解决方案 与深圳瑞麟科技有限公司合作打造“光伏发电 制氢”和“绿电 绿氢”2021年5月，宣布布局光伏制氢 上海“制氢” “绿电”光伏制氢整体解决方案协鑫新能源控股有限公司 太阳能发电项目开发、光伏电站建设、电站运营等，集开发、建设、运营 保利协鑫氢能事业部 合资成立氢能产业投资基金（基金规模达100亿人民币）与新能源产业投资基金（基金规模不多于8亿美元）2021年7月 江苏 蓝氢和绿氢 风光储充氢、气电氢一体化中国核工业集团有限公司 核能利用、天然铀、核燃料、核技术应用、工程建设、核环保、装备制造、金融投资 核产业服务、新能源、贸易、健康医疗中核能源科技有限公司 2003年8月 北京 高温气冷堆、壳式一体化低温核供热堆研发 超高温气冷堆核能制氢中国航天科工集团有限公司 固体运载火箭及空间技术产品等航天产业自主开发与研制 中国航天汽车有限责任公司 航天晨光股份有限公司 1989年3月 北京 1999年9月 南昌 中国航天汽车：旗下设有合资公司，从事燃料电池发动机研发 航天晨光：移动式液氢压力容器34上市公司：多处于亏损状态，上市受阻，氢能尚处于产业化初期公司介绍上市进度财务数据年份营收(人民币）净利润研发投入占营业收入的比（%）亿华通燃料电池系统2020-08-10科创板2023-01-12港交所20227.38亿-1.85亿13.9520216.29亿-1.78亿14.7420205.72亿-0.4亿13.05国鸿氢能燃料电池系统2023年5月申请港交所上市20227.48亿-2.8亿12.320214.57亿-7.03亿（除股份支付影响，则为-1.57亿）15.820202.27亿-2.21亿15.8捷氢科技燃料电池系统2022年6月申请科创板上市，上市审批中20224.74亿-1.20亿26.1720215.87亿-0.59亿19.1620202.47亿-0.94亿38.38治臻新能源燃料电池金属极板2022年6月申请科创板上市，12月终止20212.23亿0.202亿11.720200.696亿-1.31亿84.8国富氢能氢气增压装置与加氢站成套设备上市终止20213.30亿-0.70亿12.7620202.52亿-0.63亿6.72中鼎恒盛隔膜压缩机上市终止20222.40亿0.74亿5.0820211.42亿0.38亿5.12重塑能源车用燃料电池系统及零部件上市终止2020（1-9 月）1.64亿-1.52亿89.412019 6.94亿-2.78亿21.96数据来源：各上市公司年报、招股说明书等，睿兽分析35Part 01 氢能产业发展背景Part 02 氢能产业发展概况Part 03 氢能产业链分析Part 04 氢能投融资分析Part 05 发展趋势及建议36CONTENTS 氢能产业链框架制氢质子交换膜膜电极化石燃料制氢工业副产制氢其他制氢设备氢燃料电池商用车高压气态储氢低温液态储氢固态储氢有机液态储氢氢能运输（车船、管道、海上运输等）加氢站加氢站设备压缩机双极板催化剂氢气供给系统（氢气循环泵、氢气喷射器）其他核心零部件电解槽储氢运氢加氢氢燃料电池应用及服务氢燃料电池船舶氢燃料电池特种车碳纸/碳布/碳网氢燃料电池乘用车氢气纯化其他工艺制氢（热分解制氢等）氢燃料电池堆及组件燃料电池检验检测增湿器/加湿器空气供给系统（空压机、空气过滤器）密封圈/垫片燃料电池电堆碱性电解水制氢（ALK）固体氧化物电解水制氢（SOEC）质子交换膜电解水制氢（PEM）阴离子交换膜电解水制氢（AEM）储氢运氢加氢电解水制氢氢气制取设备氢燃料电池系统及辅件交通领域氢燃料电池无人机/航空器DC/DC转换器氢气液化燃料电池系统氢能综合服务燃料电池运营服务氢能服务化工（炼油、合成氨等）冶金（钢铁、铝等）其他（建筑领域、发电领域等）工业领域电控系统（发动机控制器FCU等）其他领域气体扩散层37上游制氢：目前以化石能源制氢为主，未来绿氢将成为主流n根据制取方式和碳排放量的不同，一般将氢能分为灰氢、蓝氢和绿氢三种。灰氢主要是通过煤炭、石油、天然气等化石燃料燃烧产生的氢气；蓝氢是指通过焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产物提纯制氢，通过采用碳捕集措施，降低碳排放强度；绿氢则是指利用可再生能源分解水得到的氢气。n目前市面上绝大多数氢气是灰氢和蓝氢，绿氢占比较低。未来，随着电力成本下降，以电解水制氢为代表的可再生能源制氢将成为主流。制氢方式优点缺点能源效率主要企业化石燃料制氢（煤制氢、天然气制氢等）技术成熟、成本低、适合大规模制氢排放量高、气体杂质多、需提纯63%-83%国家能源集团工业副产制氢（焦炉煤气制氢、氯碱制氢等）技术成熟、成本低、环境友好、适合大规模制氢提纯工艺相对复杂，建设地点受限（焦炉气具有污染，建设地点受制于原料供应）80%中国石化、东华能源、美锦能源、金能科技、巨正源电解水制氢技术成熟、产氢杂质少、电力资源丰富、制氢过程碳排放量低、环境友好能耗高、成本较高、减排效果受电力来源结构影响45%-55%中船派瑞氢能、天津大陆制氢、考克利尔竞立等光解水制氢环境友好、原料丰富尚未实现实用化、转化率低、成本高-加拿大Aurora Hydrogen煤制氢,62%天然气制氢,19%工业副产制氢,18%电解水制氢,1 20年我国氢气主要来源占比数据来源：中国煤炭工业协会，创业邦研究中心整理38电解水制氢：ALK最成熟，PEM当前成本较高，SOEC、AEM尚处于研发试验阶段n碱液、质子交换膜电解制氢是当前主流，已经商业化或初步商业化，碱液、质子交换膜电解制氢技术布局企业众多；固体氧化物、阴离子交换膜电解制氢是未来趋势，当前尚未实现产业化。电解水制氢技术路线碱液电解水制氢（ALK）质子交换膜电解制氢（PEM）固体氧化物电解制氢（SOEC）阴离子交换膜电解水制氢（AEM）工作温度90808060产氢程度99.8.99%-99.99%优点 单台装置制氢规模高 电解槽设备国产化，价格低 可在波动电源下工作，适应性高 运维成本低 理论转化效率高（85-100%）可以使用非贵金属催化剂 兼具ALK和PEM的优势 材料成本低 腐蚀性低，无需贵金属催化剂缺点 有腐蚀液体 运维成本高 理论效率（60-75%）较低 设备成本高 需使用贵金属催化剂 高温环境反应（600-1000）存在电极材料稳定性问题 阴离子交换膜量产难度大是否可适用于可再生能源波动性否是否是技术成熟度 技术成熟，易于大规模应用 大规模商业化 国外已有量产产品，国内产品处于起步阶段 小规模商业化 处于实验室阶段，尚未实现产业化 量产难度大，仍在研发阶段 初步商业化代表企业康明斯东芝能源系统株式会社翌晶能源厦门仲鑫达氢能39氢储能作为大规模长时储能，在可再生能源消纳、电网调峰中将发挥重要作用n氢储能将水电解得到氢气和氧气，利用富余的电力大规模制氢，将电能转化为氢能储存企业，在电力输送不足时利用氢气通过燃料电池或其他方式转化为电能。氢储能是极具发展潜力的规模化储氢技术，可用于氢燃料电池汽车、可再生能源消纳、电网削峰填谷、用户冷热电气联供、微电网等场景。如何实现经济、高效、安全的储氢技术，是氢利用走向实用化、产业化的关键。资料来源：国家能源局新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）2023年1月，创业邦研究中心整理主要储能形式的储能容量和储能时长分类储能技术适用条件优势、劣势适用场景氢储能氢储能长时储能响应：秒级优势：超长储能具备竞争力劣势：技术链条长、成本高调峰、燃料电池、供热机械储能抽水蓄能长时储能响应：分钟级优势：技术成熟、运行成本低、储电量大劣势：建设周期较长、受自然条件限制沿河而建，新能源消纳、削峰填谷、系统调频压缩空气储能长时储能响应：分钟级优势：储能容量大、工作时间长、寿命长劣势：能效转换低、响应速度慢、建设周期长削峰填谷飞轮储能短时储能优势：功率密度高、寿命长、环境友好劣势：储能容量过低、放电时间短系统调频电化学储能锂离子电池1-4h响应：百毫秒优势：技术成熟，能量密度大、响应速度快劣势：成本高、锂资源受限、安全性低削峰填谷、系统调频、分布式储能、电动汽车钠离子电池1-4h响应：百毫秒优势：成本低（相对锂电池）、安全性高劣势：成本优势尚未显现削峰填谷、系统调频、分布式等液流电池长时储能响应：百毫秒优势：较为成熟、扩展性好、循环次数高劣势：成本高、能量密度底削峰填谷、系统调频、分布式铅酸电池1-4h响应：秒级优势：技术成熟、性价比高、维护方便劣势：能量密度底、低温性能差、循环寿命低削峰填谷、系统调频、分布式储能、通信基站电磁储能超级电容短时储能优势：功率密度大、循环寿命长劣势：储能产量过低、自放电率高削峰填谷、系统调频不同储能技术优劣势、应用场景等方面存在差异 优势：氢储能作为清洁、高效、可持续的无碳能源存储技术，具有能量密度高、运行维护成本低、存储时间长、无污染、与环境兼容性好等特点 缺点：效率较低（目前氢储能发电的系统效率仅35%左右）、储能技术难（固态储氢等储氢技术仍需突破）、安全性较低（氢气易燃易爆）氢储能40储氢：高温气态储氢为主，有机液态储氢、固态储氢处于产业化前期储氢方式气态储氢低温液态储氢有机液态储氢固态储氢特点高压气态压缩标准大气压低温液化，真空绝热容器储存有机储氢介质。液体有机物与氢气的可逆反应，实现氢气的储存释放物理或化学吸附，使氢气与储氢材料结合优点 成本较低 常温操作 能耗低 充放速度快 能量密度大 体积密度大 加注时间短 储能密度大 稳定性高 安全性好 运输便利 储氢介质可多次循环使用 安全性好 储氢密度大 氢纯度高，可提纯氢气 运输便利 可快速充放氢缺点 储氢密度小 储存容器体积大 存在氢气泄露和容器爆破风险 成本较高 智能能耗大 绝热要求高 成本较高 脱氢温度高 能耗大 氢气纯度不高，会产生杂质气体 成本高 储放氢存在约束，热交换较困难，放氢需在较高温度下进行技术成熟度技术成熟，当前应用最广泛。主要用在运输领域，加氢站和燃料电池车上的高压储氢瓶技术成熟，主要在航空等领域得到应用无主要技术障碍，催化加氢脱氢复杂，处于产业化应用前期技术提升阶段，已在分布式发电、风电制氢、规模储氢、氢运输车、加氢站、氢能源车已有示范项目典型企业资料来源：世界能源蓝皮书，毕马威分析等，创业邦研究中心整理安泰创明研究院丰辰氢能n短期内，高压罐储氢仍是主要氢储存方式；从长期来看，需要具备高储氢容量、高安全性、吸/放氢速率快、长寿命、低成本的储氢材料。41运氢：长管拖车运输最成熟，管道运输是热点，固态储运距离商业化仍有一定距离n氢气的运输方式多种多样，目前主要有高压气态运输、低温液氢运输和管道运输等几种运输手段。氢气的运输成本占总成本的1/3，已经成为氢能产业发展必须解决的关键问题。n我国氢能产业尚处于发展初期，氢能市场规模较小，且氢能示范应用主要围绕工业副产氢和可再生能源制氢地附近，因此多采用长管拖车运输，这也是当前较为成熟的运输方式。储运方式运输工具经济距离（KM）适用场景特点气态储运长管拖车200城市内配送目前最普遍、技术最为成熟的运氢方式。但是储氢容器自重较大，拖车运输时氢气重量只占到总运输重量的1%-2%。受人工费与油费影响，高压气态运输成本随距离增加逐渐上升，仅适用于运输距离不超过200公里的场景。管道（纯氢管道、天然气管道混输）500国际、跨城市与城市内配送管道运输是实现氢气大规模、长距离、低成本运输的重要方式。但是氢气管道的成本依然是制约管道运输的重要因素。利用现有天然气管道掺氢运输，或改造天然气管道解决管道建设高成本等，是氢气管道运输的研究热点。液态储运液氢槽罐车200国际、规模化、长距离氢气经液化后，体积能量密度更高、占用空间体积更小，运输效率更高，适用于长距离运。液氢罐车缺点也很明显，制取液氢的能耗较高，对液氢储罐的材料和工艺要求较高，安全防护技术非常复杂。目前我国主要讲该方式用于航天领域，其他领域较少涉及。液氢运输船200国际、规模化、长距离固态储运货车150实验研究阶段固态存氢运输具有体积储氢率高、放氢纯度高、储氢压力低、安全性好等优势。然而当前主流金属储氢材料仍存在质量储氢率较低、循环性能较差等问题，尚处于技术攻关及示范应用阶段。资料来源：财联社、新能源日报、智慧芽2022年中国氢能行业技术发展洞察报告，创业邦研究中心42我国加氢站数量全球第一，但运营率不高276259.6f.1t.86.1%0 000003002018年 2019年 2020年 2021年 2022年2018-2022年全国在运加氢站增长情况在运加氢站数量增速数据来源：中国氢能联盟，金联创，创业邦研究中心整理n我国加氢站数量持续布局完善，数量全球居首。截至2022年底，我国已累计建成加氢站358座，加氢站数量位居全球首位，其中，在运加氢站245座。从地区分布来看，广东加氢站数量47座，位居全国首位，其中佛山市已累计建成运营35座，位居全国城市首位；山东省共建成27座，位居全国第二位。加氢站主要涉及压缩机、氢储存系统、加氢机以及安防系统等。472726250广东山东江苏河北上海北京湖北浙江山西四川截至2022年底各省市建成加氢站数量（TOP10）国内主要加氢站设备集成商国内主要加氢站建设投资商43燃料电池类型碱性燃料电池AFC熔融碳酸盐燃料电池MCFC直接甲醇燃料电池DMFC酸性燃料电池PAFC固态氧化物燃料电池SOFC 质子交换膜燃料电池PEMFC电解质与燃料钾碱纯氢碱碳酸盐氢气/天然气/石油气聚合物膜甲醇磷酸重整气陶瓷氧化物氢气/天然气/甲醇聚合物膜纯氢催化剂铂/镍镍铂铂钙钛矿铂工作温度60-220600---90电气效率60Pe%直接氢：60%重整燃料：40%优点 效率高 制造成本低 技术成熟且简易 效率高 燃料相容性好 特定功率密度大 燃料易储存 非常成熟的电池类型，最早实现商业化 允许燃料存在一定杂质 能量转换效率高 燃料相容性好 非贵金属催化剂 功率密度大 重量轻、体积小 寿命长、成熟 温度低、启动快缺点 体积大 需要纯氧和纯氢 易受一氧化碳中毒 高温和电解质双重性腐蚀 启动慢，寿命短 效率低 阴极一氧化碳易中毒 体积大 效率低、寿命短 需贵金属催化剂 温度高 易受腐蚀 启动慢、寿命短 工艺复杂 需使用专用燃料应用 军队 太空 备用电源 运输 电力公司 分布式发电固定电站集装箱运输卡车 分布式发电 辅助电源 电力公司 分布式发电 备用电源 移动电源 分布式发电 运输 特种车辆氢燃料电池：质子交换膜燃料电池、固态氧化物燃料电池等新一代燃料电池兴起44燃料电池核心部件发展现状：整体达到国际先进水平，部分基础材料依赖进口45n部分核心部件可实现量产且性能可以达到国际平均水平，但质子交换膜、催化剂、氢气循环泵、加湿器等核心部件依赖进口，急需技术突破关键零部件国内主要生产商国外主要生产商发展现状电堆广东国鸿、捷氢科技、未势能源、上海神力、氢璞创能、弗尔赛、明天氢能、新源动力、清能股份、爱德曼、上海氢晨、攀业股份、锋源新创、骥肿氢能Ballard、Hydrogenics、AFCC、TOYOTA、HONDA、HYUNDAI产品性能达到国际平均水平，但在比功率及耐久性方面有待提升。已经实现车应用，自主研发与技术引进并举，自主研发企业向产业化迈进，技术引进企业可实现规模化生产膜电极鸿基创能、新源动力、苏州擎动、清能股份、唐锋能源、广东国鸿、上海唐峰、亿氢科技、武汉理工新能源Ballard、Gore、Johnson Matthey可实现量产，处于国际领先水平质子交换膜东岳集团、大连化物所、东材科技、汉新材料、中科氢能、武汉理工新能源Gore、Dupont、Ballard、Solvay、Dow性能有待提高，尚不能形成稳定产品，核心材料依赖进口催化剂大连化物所、武汉喜玛拉雅、贵研铂业、平新能源、中科科创、中自环保Johnson Matthey、Tanaka、Umicore、3M、BASF小批量生产，关键材料仍依赖进口，量产技术亚待突破气体扩散层上海河森、中南大学、通用氢能、台湾碳能、江苏氢电、江苏清能、济平新能源、深圳南科燃料电池Toray、SGL、AVCarb、Ballard、Freudenberg、Zenyatta小规模生产，性能尚待验证碳纸上海碳际、金博股份、上海科旸、中国台湾碳能日本东丽、SGL、Ballard、Avcarb国内企业已有碳纸量产线投产双极板石墨：上海弘枫、鑫能石墨金属及复合材料：武汉理工新能源、新源动力、大连化物所、爱德曼氢能源、上海治臻石墨：POCO、SHF、Graftech、Ballard、Fujikura Rubber LTD、KyushuRefractories、Bac2金属及复合材料:Treadstone、Cellimpact、DANA、Grabener、Simens、Porvair、美国橡树岭国家实验室石墨双极板实现国产化，金属双极板开始国产化并小批量应用燃料电池系统重塑科技、亿华通、德燃动力、新源动力、捷氢科技、潍柴、清能殷股份、东方氢能、国电投氢能公司Ballard、FuelCell Energy、PlugPower、AFC Energy、SFC Energy AG、Ceres Power、Intelligent Energy可实现量产，性能可满足装车要求空压机德燃动力、广顺、东德实业、石家庄金士顿、海德韦尔伯肯节能、势加透博、雪人股份、潍坊富源TOYOTA、Atlas、Ingersoll-Rand、Compare、Sullair、Kaeser具备小规模生产能力，可靠性与寿命需要进一步验证氢气循环泵德燃动力、思明特、山东东德、瑞驱科技、艾尔科技、思科涡旋TOYOTA、Air Squared、BUSCH、Park小批量生产，较依赖进口DC/DC大洋电机、欣锐科技、中车时代电动Kostar、Emerson、Valeo、Infineon、Bosch国产化尚不成熟加湿器伊腾迪新能源、沃瑞氢能、琦睿电池科技、恒劲动力、上海华熵、富铭科技Freudenberg、KOLON、Perma Pure LLC、dPoint、MAHLE小批量生产，较依赖进口储氢瓶斯林达、富瑞特装、天海、中材科技、中集安瑞科、丰辰氢能、奥扬科技TOYOTA、Plastic Omnium、Hexagon Purus、Iljin Hysolus、Quantum、NPROXX35MPa lll型瓶可实现量产应用，已开展针对70MPa IV型瓶研究氢燃料电池系统企业竞争格局尚未明确，行业市场竞争日趋激烈46鸿力氢动,25%捷氢科技,14%未势能源,10%重塑能源,9%海卓动力,9%广东探索汽车,7%亿华通,5%新氢动力,4%其他,17 23年6月燃料电池系统公司装机量占比鸿力氢动,16%重塑能源,8%未势能源,7%海卓动力,6%亿华通,6%国电投,6%TOYOTA,3%其他,48 23年上半年国内燃料电池系统公司累计装机量占比n2023年上半年，氢燃料电池系统市场集中度较高，鸿力氢动一直处于领先地位。n2023年上半年，若将鸿力氢动与国鸿氢能合并，在燃料电池系统出货量，国鸿氢能第一，捷氢科技第二。08078050100150200捷氢科技鸿力氢动国鸿氢能国氢科技重塑亿华通未势能源丰田上海青氢海卓动力2023年上半年燃料电池企业销量TOP10燃料电池VS锂离子电池47电池类型氢燃料电池锂电池充电时间补充时间短，直接加氢3-5分钟充电时间长,3-8小时不等能量密度1000Wh/Kg100300Wh/Kg循环次数通过加氢可实现持续放电1000-5000次续航500公里普遍集中在150-250公里工作温度冬季低温无影响冬季低温性能差充电站成本100-200万美元30万美元电池成本5000元（KW）500-1000元（KW/h）安全性高压氢灌系统的泄露风险能量密度与安全性能较难同时兼容环保性无污染含重金属等有毒污染物，要回收处理n燃料电池车比锂电池车多一套发电装置（即燃料电池），因而燃料电池车可自己发电，不需要像锂电池车一样到处找电源。n充电时间、能量密度、续航、环保等方面，氢燃料电池优于锂电池，电池成本、充电站建设成本方面，锂电池优于氢燃料电池。当前动力锂电池产量增速远未满足新能源汽车的快速发展需要，新能源汽车对锂电池组的需求持续上扬。燃料电池汽车与电动汽车互补发展，氢燃料电池在重载、长距离场景中优势明显48n当前燃料电池汽车与2010年左右纯电动汽车相似，在“以奖代补”以及示范城市群政策完成了初期导入，与纯电动汽车侧重在不同车型应用领域共同发展，有望进入提速阶段。氢燃料电池商用车推广带动了燃料电池汽车的市场需求，氢能在卡车、客车、公交车、物流车等商用车上的应用是行业趋势，尤其在重型卡车领域，燃料电池汽车技术应用前景广阔，发展潜力巨大。n氢能产业中长期规划（2021-2035年）提出，燃料电池汽车与纯电动汽车为不同应用场景的“互补发展”，燃料电池可以解决锂电池里程焦虑，且燃料电池加氢时间短、废旧电池系统不会产生二次污染，在重载、长距离场景中优势明显。0.72 1.54 2.82 4.589380.10.20.30.50.7 0.88 1.223.25600800020082009200000222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2040E燃料电池汽车与电动汽车竞争发展情况电动汽车保有量（万辆）燃料电池汽车保有量（万辆）数据来源：捷氢科技招股书，氢能产业中长期发展规划（2021-2035年）节能与新能源技术路线图等，创业邦研究中心整理2009年初，启动“十城千辆”工程“以奖代补”、“示范城市群”政策出台导入阶段千辆阶段万辆阶段十万辆阶段百万辆阶段千万辆阶段万辆阶段十万辆阶段百万辆阶段千万辆阶段氢燃料汽车应用场景：长续航、高功率特性，更适合商用车49乘用车,222,2%客车,4810,46%专用车,5532,52 22年氢燃料汽车应用场景n2022年氢燃料电池汽车数量过万，在客车、专用车的应用场景最多，占比98%，其中氢燃料电池汽车在公交客车、物流特种车方面数量最多数据来源：新能源汽车国家大数据联盟60027737212022国家监管平台氢燃料电池汽车历年累计接入量(辆)工程特种车,1035,19%环卫特种车,32,0%物流特种车,4465,81 22年专用车不同场景通勤客车,274,6%公交客车,3858,80%公路客车,595,12%旅游客车,83,2 22年氢燃料客车应用场景燃料电池汽车是新能源车发展的重要技术路线之一，从推广类型来看，商用车是目前国内燃料电池技术路线推广的最佳领域，原因主要有以下三点：一是车辆可搭载的储氢罐体积直接决定了汽车续航能力，商用车体积较大，可以提供更多的储氢空间；二是商用车的使用环境更为规律和集中，在燃料补给方面也比其他种类的乘用车更加便利；三是商用车对燃料电池的功率密度要求相对较低，目前国内的技术水平可以满足使用要求。氢燃料汽车应用场景50n商用车是目前中国燃料电池汽车的主要应用领域，乘用车领域，国内汽车厂商开始布局代表企业商用车氢能重卡客车物流车叉车乘用车（探索）冶金应用进展：氢冶金技术产业化尚处于起步阶段51企业项目情况进展进展披露时间宝武集团富氢碳循环高炉 100 万吨氢气直接还原铁2022年7月首次投运，2022年 11月24日介绍最新进展2022/11河钢集团120 万吨氢气直接还原铁(从副产氢到绿氢)工程一期全线贯通2022/12酒钢集团煤基氢冶金(研发阶段)多次试验已取得成果2022/4建龙集团产能 30 万吨氢基熔融还原(副产氢)项目成功投产出铁2021/4日照钢铁产能 50 万吨氢基直接还原铁(副产氢)启动该制造项目2020/5晋南钢铁两座 1860 立方米(约每年 300 万吨)高炉规模化喷吹氢气项目项目已投产2021/4中晋太行30 万吨氢气直接还原铁项目已投产2020/12国际氢能冶金化工产业示范区2x55 万吨氢直接还原铁和 80万吨铁素体不锈钢绿色冶金项目项目正式签约2022/4鞍钢集团绿氢零碳流化床高效炼铁项目开工建设2022/9中钢国际钢铁零碳示范工厂百万吨级氢基竖炉工程项目开工建设，预计 2023 年投产2022/2n氢能冶金技术产业化尚处于起步阶段。钢铁行业是碳排放最高、脱碳压力最大的行业之一，钢铁生产中燃料燃烧造成的排放和以焦炭为主要还原剂的反应过程排放，难以通过电气化的方式实现完全脱碳，利用绿氢替代碳作为还原剂并配加电炉炼钢的模式将成为钢铁行业实现碳中和最具前景的解决方案之一。国内头部钢铁集团均在积极投建新的氢冶金项目，氢冶金工艺研发和商业化处于起步阶段。绿氢在甲醇、合成氨、炼化产品中低碳替代潜力大，助力化工行业实现碳中和52总计炼化合成氨甲醇可再生氢应用场景替代灰氢新增绿氢炼厂用氢替代产能置换替代灰氢可再生氢耦合化工可再生氢消费量（万吨/年）376731381652020-2023产量变化-持平持平增长约20%非可再生氢,86%炼化,3%合成氨,5%甲醇,6%可再生氢,14 30化工行业可再生氢需求占比根据中国氢能联盟中国2030年“可再生氢100”发展路线图预测，到2030年，化工行业总可再生氢消费量376万吨，占化工行业用氢需求比重14%，是中国最大的可再生氢需求市场。其中，甲醇领域是可再生氢应用最多的细分领域，其次是合成氨和炼化领域。2030年化工行业可再生氢需求数据来源：中国氢能联盟中国2030年“可再生氢100”发展路线图n我国化工行业仍然以化石燃料为主要能源基础和原料，属于高耗能、高碳排放行业。石油炼化、合成氨、甲醇等化工行业所需的氢主要以化石燃料制氢为主。随着双碳政策和碳关税政策的实施，氢基绿色化工将成为产能转型的重要突破口。可再生氢将主要在化工传统工艺流程中对化石能源制氢的替代，部分可再生氢新型化工项目试点应用。可再生氢具备在炼化、合成氨和甲醇这三类产品生产中作为重要的低碳替代化工原料的潜力。预计到2030年，化工行业中可再生氢应用量最多的是甲醇，其次是合成氨和炼化领域。绿氢化工项目：中国能建（部分）序号项目名称地点项目进展绿氢化工用途总投资（亿元）1中能建巴彦淖尔乌拉特中旗风光制氢制氨综合示范项目内蒙古巴彦淖尔市2023年6月开工，2024年12月投产制氨23.152中能建甘肃酒泉风光氢储及氢能综合利用一体化示范项目甘肃酒泉2023年3月7日，项目化工部分环境影响评价第一次公示制氨76.253包头市土右旗风光发电-绿电制绿氢-绿氢耦合煤化工项目内蒙古包头市2023年2月24日规划煤化工-4巴林左旗绿色氢基化工基地示范项目内蒙古巴林左旗2023年4月25日签署绿色氢基化工基地项目投资框架协议制氨505松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）项目吉林省松原市2023年6月，项目获吉林省能源局新能源建设指标批复制氨、制甲醇2966中能建辽宁台安县新能源制氢制氨项目辽宁台安县2022年11月18日在辽宁国际投资贸易洽谈会上签约制氨108.857埃及绿氢绿氨项目埃及2022年签署合作开发备忘录，工程首期将于2024年5月启动制氨35053绿氢化工项目：国家能源集团、中国石化、中船风电（部分）序号项目名称建设主体（部分）地点项目进展绿氢的化工用途总投资（亿元）1国家能源集团宁东可再生氢碳减排示范区62万千瓦光伏项目国家能源集团宁夏宁东2023年7月24日，项目一期主装置电解水制氢厂房顺利封顶煤制油一期3.772风光氢氨一体化新型储能示范项目国家能源集团内蒙古乌拉特中旗2022年5月获备案制氨23.543国家级新区十周年重大项目国家能源集团甘肃兰州新区2022年8月19日开工制氨1504国华(沧州)综合能源有限公司10万吨/年合成氨及配套项目国家能源集团河北沧州2023年3月3日获备案制氨-5内蒙古鄂尔多斯市风光融合绿氢示范项目中国石化内蒙古鄂尔多斯市2023年2月16日开工；预计2024年建成投产煤化工576中国石化新疆库车绿氢示范项目中国石化新疆库车2023年6月30日顺利产氢炼油生产加氢29.6750万千瓦风电制氢制氨一体化项目中船风电内蒙古通辽2023年2月28日签约，“十四五”期间有序落实投资计划制氨-54绿氢化工项目：其他企业序号项目名称建设主体（部分）地点项目进展绿氢化工用途总投资（亿元）1国际氢能冶金化工产业示范区新能源制氢联产无碳燃料配套风光发电一体化示范项目水木明拓氢能源科技有限公司内蒙古包头市达茂旗2023年4月15日，举行奠基仪式；预计2024年建成投产绿氢冶炼、制氨4002远景通辽风光制氢氨醇一体化项目远景科技内蒙古通辽计划建设起止年限：2024年3月至2028年8月制氨、制取甲醇98.43宁夏鲲鹏2万Nm/h光伏制氢节能降碳示范项目宁夏鲲鹏清洁能源有限公司宁夏宁东2022年底定为在建项目制乙二醇9.14大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目国家电投吉林白城2022年10月启动制氨63.325鄂尔多斯市达拉特旗投资建设绿氢、绿氨项目中国氢能有限公司与盈德集团内蒙古鄂尔多斯市达拉特2022年7月26日签署合作协议制氨-6兴安盟京能煤化工可再生能源绿氢替代示范项目 国能源创阿拉善新能源有限公司内蒙古阿拉善盟计划建设起止年限：2023年11月至2024年12月制氨1355各地积极推动氢燃料电池热电联供56地区发展目标北京到2023年推广分布式热电联供系统装机规模累计达到2W，到2025年推广分布式热电联供系统装机规模累计达到5MW四川到2025年，实现热电联供系统示范项目，建设气能分布式能源站和备用电源项目五座天津到2022年建成两个热电联供系统示范项目辽宁到2025年分布式发电、备用电源、热电联供系统装机容量达到100MW南通到2025年打造三至五个具备特色的氢能示范应用特色场景，推动氢能在热电联供、备用电源、分布式发电等领域形成大规模示范中山到2025年分布式能源、热电联供及备用电源应用不少于100套珠海到2025年推广燃料电池分布式发电、热电联供及备用电源等不少于50套深圳到2025年分布式能源、热电联供及备用电源应用不少于100套，按照项目实际投资额的30%给予扶持，最高不超过1000万元六安到2025年燃料电池固定发电系统在储能、备用电源和冷热电联供等领域的累计装机达到100套左右阜阳到2025年，在住宅、大型商超和园区等区域形成一至三处氢燃料电池热电联供系统应用项目张家港加大在应急保供、热电联供应用力度，建设10个示范工程项目，推动华昌化工厂区500MW热电联供装置建设，2022年运营大连到2035年分布式发电系统、备用电源、热电联供系统装机容量达到200MW保定到2025年热电联供累积规模达到35MW定州到2023年争取在住宅、大型商超和园区等区域形成三至五处氢燃料电池热电联供系统应用项目佛山到2025年、2030年、2035年，分布式发电系统、备用电源热电联供系统装机容量依次达到2MW、10MW、30MW青岛到2023年、2025年，燃料电池热电联供系统装机容里分别达到500kW、1MWn各地区出台推动燃料电池热电联供建设的政策并揭晓了阶段性目标规划，燃料电池热电联供有望成为主流能源组织体系的重要组成部分Part 01 氢能产业发展背景Part 02 氢能产业发展概况Part 03 氢能产业链分析Part 04 氢能投融资分析Part 05 发展趋势及建议57CONTENTS 投融资趋势：中国氢能行业近两年迎来融资高峰数据来源：睿兽分析。一级市场，包括种子轮、天使轮、A轮至Pre-IPO轮根据睿兽分析统计，截至2023年6月30日，国内氢能行业有240余家企业获得融资，涉及融资事件471件、融资金额284亿元，参与机构超过300家。2021年中国氢能行业一级市场融资事件数量91件，同比增长102.2%，融资金额86.2亿元，实现大幅度提升；2022年中国氢能行业融资事件71件，同比下降22.2%，融资金额119.3亿元，同比增长38.4%。722265433725940200040006000800040000006000800040000000200020202120222023H12014-2023H1中国一级市场融资情况事件数（件）已披露金额（亿元）3459171274.0 0.9 0.2 19.9 9.4 5.1 0.6 86.2 119.3 19.4 020406080020304050607080902000222023H12014-2023H1中国氢能行业一级市场融资情况事件数（件）已披露金额（亿元）58融资轮次：主要集中在天使轮、A轮等早期阶段数据来源：睿兽分析根据睿兽分析统计，2018-2023H1中国氢能行业投资事件主要集中在早期阶段（种子轮、天使轮、A轮融资事件占比74.5%），成长期（B轮、C轮）事件占比20.0%，后期（D轮、E轮及之后、Pre-IPO）事件占比5.4%。007080902020202120222023H12018-2023H1中国氢能行业融资事件轮次分布（单位：件）种子轮天使轮A轮B轮C轮D轮EPre-IPO轮种子轮,14,4.2%天使轮,92,27.9%A轮,140,42.4%B轮,53,16.1%C轮,13,3.9%D轮,5,1.5%EPre-IPO轮,13,3.9 18-2023H1中国氢能行业融资轮次占比59融资金额：1000万3000万元融资事件占比最高数据来源：睿兽分析根据睿兽分析统计，2018-2023H1中国氢能行业融资金额在1000万3000万元（含）的事件最多，占比8.33%，近五年1000万3000万元（含）的融资事件数量占比均为当年最高。1000万-3000万元（含）占比在持续提升，2022年占比分别达到13.85%，较2018年（0%）提升13.85%，2023H1占比达到18.52%。国氢科技于2022年12月，获得45亿元B轮融资，由国家制造业转型升级基金、国家绿色发展基金等11家投资方，估值达到130亿元，成为目前氢能行业估值最高的独角兽企业。22620500未披露1000万（含以下）1000万3000万（含）3000万5000万（含）5000万1亿（含）1亿2亿（含）2亿5亿（含）5亿10亿（含）10亿以上2018-2023H1中国氢能行业融资事件金额分布（单位：件）0.64%1.60%2.88%4.17%4.81%0.32%8.33%4.8352002120222023H12018-2023H1中国氢能行业融资事件金额分布（单位：件）1000万（含以下）1000万3000万（含）3000万5000万（含）5000万1亿（含）1亿2亿（含）2亿5亿（含）5亿10亿（含）10亿以上60地区分布：上海、江苏、北京领先，三地融资事件合计占比超五成数据来源：睿兽分析根据睿兽分析统计，2018-2023H1中国氢能行业融资事件遍布全国20余个省份，其中上海、江苏、北京三地领先，融资事件数量合计占比58.5%。从城市分布来看，上海、北京、苏州位居全国前三位，合计占比达50.3%。2023H1，上海（7件）居首位，北京、广东、江苏各4件，浙江、陕西各2件，天津、山西、山东、广西各1件。7564050607080上海江苏北京广东浙江山东湖北四川安徽陕西2018-2023H1中国氢能行业融资事件地区分布TOP0007080上海北京苏州深圳杭州武汉南通成都嘉兴西安云浮广州无锡常州2018-2023H1中国氢能行业融资事件城市分布TOP1561行业分布：活跃赛道集中在燃料电池领域，有向上游制氢、储氢领域延伸趋势数据来源：睿兽分析综合分析2020-2023H1氢能行业融资事件，燃料电池系统、燃料电池电堆、氢能综合服务、膜电极、其他（建筑领域、发电领域等）、双极板、催化剂、质子交换膜、空压机、液态储氢等氢能行业细分领域融资热度较高。22222224480246810碱性电解水制氢（ALK）质子交换膜电解水制氢（PEM）氢能运输（车船、管道、海上运输等）质子交换膜碳纸/碳布/碳网双极板催化剂燃料电池电堆膜电极燃料电池系统2023H1融资事件行业分布33335557702468加氢站质子交换膜催化剂空压机膜电极燃料电池系统燃料电池检验检测燃料电池电堆氢能综合服务2020年融资事件行业分布3344556891705101520质子交换膜空压机液态储氢其他（建筑领域、发电领域等）双极板氢能综合服务催化剂膜电极燃料电池电堆燃料电池系统2022年融资事件行业分布4555889520质子交换膜液态储氢空压机其他核心零部件双极板其他（建筑领域、发电领域等）膜电极氢能综合服务燃料电池电堆燃料电池系统2021年融资事件行业分布62VC/PE机构：水木易德、水木创投、深创投等投资氢能行业活跃数据来源：睿兽分析亿华通、上海碳际、羚牛氢能、大陆制氢、骥翀氢能、神力科技、海德韦尔、亿氢科技、重塑能源、国富氢能亿华通（三次）、海珀尔新能源、臻泰能源（三次）、神力科技、福瑞电气神力科技、中科富海（两次）、唐锋能源、科隆新能源东德实业、国鸿氢能（两次）、卡沃罗、鸿基创能、铧德氢能、国富氢能上海碳际、中科富海、氢邦科技、骥翀氢能治臻新能源、擎动科技、谷夫、华荷氢电、氢枫能源、氢晨新能源未势能源（两次）、捷氢科技（两次）、三一重卡、中科富海锋源氢能（三次）、思欣通氢能、上海碳际、德燃动力刻沃刻科技、理谷新能源、济美动力、融科氢能、溯驭技术、擎波探索氢晨新能源、捷氢科技（两次）、精控能源、三一重卡国内VC/PE机构投资氢能相关项目（部分）024681012隐山资本险峰K2VC上海武岳峰高科技创业投资管理有限公司国投招商同创伟业中科创星涌铧投资深创投水木创投水木易德投资国内VC/PE机构投资氢能案例数量63CVC机构：中石化资本、雄韬股份等CVC机构投资活跃数据来源：睿兽分析重塑集团、上海舜华、中科富海、中鼎恒盛、中控技术、瑞丰新材、海正生材华熵能源、氢枫能源、氢璞创能（两次）、雄韬氢雄、氢途科技、擎动科技上海治臻、捷氢科技（两次）、氢颉科技、唐锋能源精控能源、神力科技、氢澜科技、鲲华科技新源动力、捷氢科技（三次）唐锋能源（两次）、谷夫、卡文汽车三一重卡捷氢科技（两次）擎动科技、氢晨新能源赛克赛斯、海德利森国内CVC机构投资氢能相关项目（部分）6402468中石化资本雄韬股份尚颀资本申能诚毅上汽投资北汽产投招商资本恒旭资本中车资本美锦能源国内CVC机构投资氢能案例数量2023年以来氢能行业大额融资事件数据来源：睿兽分析公司一句话简介地区融资轮次融资金额融资时间投资方中科富海液态储氢装备北京C轮8亿元人民币2023-08-03建信股权、国投招商、工商银行、越秀产业基金、兴业国信资管、中科先行创投、中科创星、中国国有企业混改基金赛克赛斯PEM纯水电解制氢设备研发商山东济南B轮数亿人民币2023-07-31朝希资本、山东铁路发展基金、海通开元臻泰能源固体氧化物燃料电池技术研发商浙江丽水Pre-A轮近亿人民币2023-07-06水木创投、耀途资本、物产中大、粤科鑫泰鲲华科技燃料电池技术及产品应用开发商上海嘉定B轮过亿人民币2023-07-01中科图灵基金、科源产业基金、人合资本、复容投资、申能诚毅、弘溢合力国润储能电解水制氢和氢燃料电池核心隔膜材料生产山西朔州A轮近2亿人民币2023-06-30山证投资、联创资本、铁林资本、诚美资本、元能资产锋源氢能氢燃料电池以及核心零部件研发商北京B 轮近亿人民币2023-06-22武岳峰科创、开源证券、大岳盛坤大陆制氢电解水制氢装备研发制造商天津A 轮1.00亿人民币2023-06-09东方三峡基金、招银国际资本东德实业氢能核心装备研发商山东烟台A 轮亿级人民币2023-05-13达晨财智、春阳资本、润土投资、华实资本、欧富创投、万银资本中太技术液氢储运领域技术与产品研发商上海A轮近亿人民币2023-04-20浙能基金、辰韬资本、苏州国信、中圣科技、致微管理唐锋能源燃料电池膜电极研发商上海C轮近3.00亿人民币2023-01-19金浦投资、东风资产、上银国际、久奕投资、石雀投资、高瓴创投、朗玛峰创投、陕煤化工、前沿投资2023年以来中国氢能行业亿元以上融资事件（部分）65Part 01 氢能产业发展背景Part 02 氢能产业发展概况Part 03 氢能产业链分析Part 04 氢能投融资分析Part 05 发展趋势及建议66CONTENTS 氢能产业发展趋势n我国氢能产业发展处于初期阶段，绿氢发展加速。我国目前已经初步形成涵盖“制-储-运-加-用”的氢能产业链条，未来随着下游绿氢应用逐渐放量，将带动上游相关技术、产品等快速发展。随着新能源装机量逐渐提升，绿氢生产成本逐渐降低，各行业降碳需求不断增加，绿氢产业发展进程加速，预计到2060年，年氢气需求量可能增加到1亿吨至1.3亿吨，其中包括8000万吨至1亿吨的绿色氢气。n技术加速创新迭代。制氢端，碱性电解槽技术发展逐渐稳定，国内电解槽技术已领先全球，未来一段时间内仍是市场主流选择；质子交换膜电解水制氢（PEM）成本逐渐下降，未来市场机会待观察；固体氧化物电解水制氢（SOEC）、阴离子交换膜电解水制氢（AEM）以及光解水制氢等技术，尚处于研发试验阶段。储氢端，短期内高温气态储氢仍是主要储存方式；有机液态储氢、固态储氢处于产业化前期。输氢端，以高压气态长管拖车的方式为主，管道运输为辅，固态、深冷高压、有机液体等储运方式还在研发中。n预计2025年氢能行业将进入爆发期。从2021年开始，氢能市场经历了市场培育、产品技术研发初期阶段；当前进入项目示范应用、技术突破的关键期，氢能产业链技术不断迭代；行业普遍预计，到2025年，氢能行业将进入发展爆发期，成本逐渐下降，下游应用放量。2030年后，随着可再生能源发电成本下降、技术产业进步，政策完善、标准体系完善等，氢能产业会有更大规模的发展。n化工、炼化有望成为绿氢落地应用的首要场景。目前，我国超过60%的氢气用于化工（合成氨、合成甲醇）、炼油等工业领域，但氢气主要通过化石燃料制取，在碳中和目标下，化工、钢铁和重型运输行业存在绿氢替代灰氢的减碳空间，在交通、电力、建筑等领域尚未规模化发展阶段，化工和炼化领域有望成为绿氢规模化应用的首要场景，带动绿氢产业链规模发展和降本。67氢能产业发展建议n政策层面，扩大政策支持范围。氢能在交通（汽车）领域的应用已有一定的支持政策，如燃料电池汽车城市群示范补贴政策等，但绿氢在工业上的应用，相关扶持政策较少，可在绿氢定价机制、化工等工业领域绿氢替代项目的财税扶持等，出台相关政策；将交通领域的支持政策，延伸到氢储能、工业领域绿氢替代、氢能热电联供等方面。n基础设施建设，需要政府部门统筹规划建设，加大氢能基础设施投入。氢能产业链条长，作为新型能源，需要重新构建基础设施服务体系，需要政府部门统筹协调，提前布局氢能产业基础设施建设，在可再生能源制绿氢、氢气输运管道、加氢站等领域，在加氢站、管道运输等领域，逐步放开政策限制，将氢从危化品转变为新型能源进行管理。n多层级企业协同发展，搭建氢能产业生态。发挥央企资源优势，通过绿电制绿氢、氢能综合利用等示范项目，协调相关高校院所、技术企业等，开展技术联合攻关、相关装备产品示范应用，带领中小企业创新发展，积累先进技术和优秀人才。央企发挥各自资源优势，高校院所、创新型中小企业开展关键技术转化、产业化，形成氢能项目需求牵引，带动氢能全产业链创新发展的生态体系。n氢能投资潜力大，机构积极挖掘投资标的。当前氢燃料电池仍是投资机构关注热点；长期来看，双碳目标下，绿氢、氢储运、加氢站等基础设施层面技术不断迭代升级，质子交换膜电解水制氢、固体氧化物电解水制氢、有机液态储氢、固态储氢、以及燃料电池核心零部件和加氢站设备国产替代等，未来发展潜力尚待挖掘；下游工业领域将是未来绿氢的主要应用领域，在合成氨、甲醇、炼化、冶金、储能、建筑、发电等领域，可挖掘相关的产品、装备、技术等投资机会。68氢能产业图谱氢能产业图谱制氢质子交换膜膜电极化石燃料制氢/工业副产制氢双极板催化剂空压机储氢运氢加氢氢燃料电池应用及服务碳纸/碳布/碳网DC/DC燃料电池电堆高压气态储氢储运氢加氢碱性电解水制氢（ALK）交通领域（氢燃料电池汽车）氢气循环泵燃料电池系统开发运营服务等化工(合成氨、甲醇、炼化)热电联供气体扩散层质子交换膜电解水制氢（PEM）固体氧化物电解水制氢(SOEC)阴离子交换膜电解水制氢(AEM)低温液态储氢有机液态储氢固态储氢康明斯丰辰氢能安泰创明研究院增湿器储氢瓶冶金电控系统69创业邦是领先的国际创新生态服务平台，为高成长企业、金融机构、产业大公司、政府园区提供全方位的媒体资讯、数字会展、数据研究、创新咨询、教育培训、资本对接等服务。睿兽分析是创业邦旗下横跨一二级市场的综合性创新数据平台，致力于通过即时、有效、可触达的行业一手数据，为大企业、地方政府、金融机构、投资机构等经济主体，提供强有力的创新驱动与投资决策依据。

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免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。1 证券研究报告 公用事业公用事业 综合能源综合能源千亿市场千亿市场扬帆起航扬帆起航 华泰研究华泰研究 公用事业公用事业 增持增持 (维持.

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现代产业数据智能服务商、中国产业大脑和产业数据领域的领先者版权所有 火石创造科技有限公司，保留所有权利。第 1 页现代产业数据智能服务商、中国产业大脑和产业数据领域的领先者版权所有 火石创造科技有限公司，保留所有权利。第 2 页我国新能源产业发展分析专题报告我国新能源产业发展分析专题报告作者：火石创造产业研究院 陈聪作者：火石创造产业研究院 陈聪政策篇政策篇能源是现代工业文明的基础之一，也是人类赖以生存和发展的重要保障。而随着以人与自然和谐共处的生态保护理念日益成为全球共识，自 2016 年巴黎协定签署以来，各国均加快了对可再生能源的技术创新和应用推广步伐，能源生产及消费方式的转变对社会生产生活产生了深远影响，能源变革也逐渐成为大国间构建国际核心竞争力的重要领域。一一.新能源是世界各国实现碳达峰、碳中和的主要手段新能源是世界各国实现碳达峰、碳中和的主要手段全球主要经济体对新能源产业的关注及发展由来已久，但受制于传统化石能源的路径依赖，整体而言新能源的新技术、新业态应用推广速度较慢，但近年来受国际能源市场动荡加剧等因素影响，各国都积极提升本区域内可再生能源的利用率。美国加大对新能源电厂、公交、城市基建等多个基础设施领域的投入，并采取税收优惠、投资补贴等多种优惠政策，积极吸引化学电池、先进储能、氢能等制造业回流；欧盟以“3050”碳减排目标为出发点，大力发展太阳能、氢能、陆上风能和海上可再生能源、生物质能、电池和储能、碳捕集和封存、热泵和地热能、电网技术等战略净零技术，不断提升可再生清洁能源的消费占比；日本围绕“减排”和“零排”两大目标，重点发展以氢能、核能为核心的清洁能源战略，同时力求在全球范围内打造日本主导的氢能产业链；韩国聚焦培育可再生能源、氢能源、能源 IT 等三大能源新产业，并积极推动能源技术向下游扩散，努力将新能源优势转换成低碳生态产业优势，提升韩国企业在世界市场的竞争力。表 1：国外主要经济体新能源政策一览区域时间名称重点摘要美国2022.8通胀削减法案为能源安全和气候变化倡议拨款约 3690 亿美元。满足条件的光伏和光储项目可选择 ITC 或 PTC 获得税收抵免，其中 ITC 在项目投运首年可一次性获得 40投资抵免，而 PTC 则针对项目发电量在 10 年有效期内每年额外多获取 10的年发电补贴。同时通过税收抵免为清洁氢提供了前所未有的支持。2021.11两党基础设施法案该法案通过加大在道路、桥梁、铁路、公交、城市基建等多个领域的政府投入，在刺激经济、抵消疫情负面影响的同时促进就业，推动产业链向北美转移，总价值超过 1.2 万亿美元。2022 年 12 月，美国能源部公布第一批20 个新能源产业，覆盖正极材料、负极材料、前驱体、隔膜、电池加工、电池回收六大板块，将合计获得 28 亿美元资金支持。2020.11国家清洁氢能战略和路线图（草案）设定氧能全链条中重点发展技术的技术和经济指标，期望通过技术创新，提高技术稳定性和效率，降低成本，加快一批氢能技术或产品的商业化应用;提出氢能其他技术的设定和技术攻关。通过研究可再生能源、化石能源和核能制氢技术，开发多种氢源:通过开发氢能分配先进技术、储氢介质及储氢设施，满足各种规模的氢储运的需求:通过进步开发高性能燃料电池和合成燃料产品等，拓展氢能应用领域;开展氢能标准的研究和制定。为了配合氢能技术、设备、材料、制造工艺的产业化，美国计划开展标准化制造流程、质量控制和优化制造设计等研究，期望制定适用、统一的标准，保障氢能生产、输配、储存和应用等安全性、规模化、统一化和质量流程，以提供最佳实践经验和做法。现代产业数据智能服务商、中国产业大脑和产业数据领域的领先者版权所有 火石创造科技有限公司，保留所有权利。第 3 页2015.8清洁电力计划通过采取提高现有煤电厂的效率和降低碳排放、逐渐用天然气替代煤和油发电、逐渐用零排放的可再生能源发电替代化石燃料发电等一系列措施，以 2005 年为基础、到 2030 年实现美国能源业碳排放减少 32%、SO2 排放减少 90%、氮氧化物排放减少 72%等多个目标。但该计划于 2017 年 10 月被特朗普政府废除。2009.6美国清洁能源和安全法案该法案要求降低化石能源使用占比，到 2020 年风能、太阳能等可再生能源发电量占总发电量的 12%。2009.2美国复苏与再投资法大力发展新能源。美国政府的帮扶措施分为两类，一类是政策扶持，二类是资金帮扶。通过产业结构调整。美国政府进一步提高了石油行业的税收，降低了石油出口。2005.8国家能源政策法该法案明确规定，将鼓励提高能源效率和能源节约，促进发展替代能源和可再生能源，减少对国外能源的依赖，加强和提升电网水平，鼓励扩大核电站建设等。欧盟2023.3可再生能源指令欧洲议会和欧洲理事会达成了原则性共识，对原有的可再生能源指令进行修改，将 2030 年的可再生能源在欧盟能源消费占比由 32%提高到 42.5%，并建议各成员国要力争达到 45%。同时，还将推动可再生能源的布局和投资，包括促进可再生电力购买协议、加速签发可再生能源项目的许可和鼓励跨境可再生能源融资机制。2023.3净零工业法案确认太阳能、氢能、陆上风能和海上可再生能源、生物质能、电池和储能、碳捕集和封存、热泵和地热能、电网技术等战略净零技术对欧洲清洁能源转型起的关键作用，并通过简化许可程序、促进市场准入、提高技能水平、促进创新等多种途径加快发展，到 2030 年欧洲的整体战略净零技术制造能力达到或者接近年度部署需求的 40%。2022.3欧洲廉价、安全、可持续能源联合行动多元化进口气源、加速可再生天然气开发、减少供暖、发电环节的天然气使用，从而降低对俄罗斯进口天然气的依赖。在 2022 年底前，减少三分之二的俄气进口，到 2030 年通过提升能效，减少 380 亿立方米的天然气需求，并通过安装 3000 万台新的高效热泵，减少 350 亿立方米天然气需求。欧盟还将采取加速可再生能源的开发、多元化能源供应、提高能效等措施来降低对化石能源的依赖。2021.6欧洲气候法到 2030 年温室气体净排放量比 1990 年至少减少 55%的中期目标，到 2050年实现气候中性。这意味着欧盟国家主要通过减少排放、投资绿色技术和保护自然环境等手段，作为一个整体实现温室气体净零排放。2020.1欧盟氢能战略欧盟的氢能发展将分为三个阶段进行:一是从 2020 年到 2024 年，支持欧盟安装至少 6 吉瓦的可再生氢电解槽，生产多达 100 万吨的可再生氢。二是从 2025 年到 2030 年，氢成为欧盟综合能源系统的内在组成部分，欧盟至少要有 40 吉瓦的可再生氢电解槽和多达 1,000 万吨的可再生氢生产。三是从 2030 年到 2050 年，可再生氢技术成熟，并在所有难以脱碳的部门大规模部署。2019.12欧洲绿色协议提出 2030 年碳减排目标为 50%、2050 年是实现碳中和，主要内容包括提高欧盟 2030 和 2050 年的气候雄心，提供清洁、可负担及安全的能源，推动工业向清洁循环循环经济转型，实现能源资源的有效利用，构建零污染的无害环境，保护与修复生态系统和生物多样性，打造公平、健康、环保的食物体系以及加快向可持续和智慧出行的转变等八大主题。2014.122030 气候与能源政策框架旨在促进欧盟低碳经济发展,提高能源系统的竞争力,增强能源供应安全性,减少能源进口依赖以及创造新的就业机会，规定欧盟成员国在 2030 年之前将温室气体排放量削减至比 1990 年水平减少 40%，并保证新能源在欧盟能源结构中至少占 27%。2011.122050 能源路线图通过提高能源利用效率、发展生物燃料和核能等可再生能源、核能使用以及采用碳捕捉与储存技术，到 2050 年实现碳排放量比 1990 年下降 80%至95%。2008.1气候行动和可再生能源一揽子计划根据提案建议，到 2030 年，可再生能源将占欧盟最终能源消耗的 40%；2030 年新注册燃油车将比 2021 年减少 55%，到 2035 年停止新的燃油车注册；到 2035 年，成员国主要高速公路上每 60 公里将设一个充电站，每 150公里设一个充氢站；通过土地利用、林业和农业领域的减排措施，到 2030年减少 3.1 亿吨二氧化碳排放，并种植 30 亿棵树。2006欧盟未来三年能源政策行动计划大力推动新型能源与绿色能源的开发和使用工作，规定未来 3 年要达到10%的风能、太阳能、地热等可再生能源与自然能源的使用目标，并根据不同国家进行目标分解。现代产业数据智能服务商、中国产业大脑和产业数据领域的领先者版权所有 火石创造科技有限公司，保留所有权利。第 4 页日本2023.4核聚变能源开发战略日本政府将在 2024 年 3 月之前，成立聚变产业委员会，重点发展相关产业，并制定保障聚变技术安全的指导方针，推进企业参与研发实验用的核聚变反应堆，并争取在 2050 年左右实现核聚变发电。2022.2全球变暖对策推进法修正案主要着眼于促进地方政府和企业加大投入，助力达成政府提出的“减排”和“零排”两大目标2030 年较之 2013 年减少 46%的碳排放以及到 2050年实现温室气体零排放，达成“碳中和”以全面实现脱碳社会。同时，宣布新“清洁能源战略”，包括“最大限度地利用”核能。2021.3战略能源计划到 2050 年，日本能源结构中可再生能源占比将达到 50%-60%，配备有碳捕捉与封存与碳回收技术的化石能源与核电占比也将达到 30%-40%的水平。2021.1第六次能源基本计划围绕应对气候变化与日本能源供需结构转型两大核心目标制定，将氢能定位为一种新资源，力争 2030 年将氢的成本降低至与化石燃料同等水平，加速社会应用，并通过设置绿色创新基金支持技术创新，以实现 2050 年碳中和目标。2020.122050 年碳中和绿色增长战略提出了推动日本实现碳中和的产业分布图，并要求通过财政扶持、税收、金融支持等方式引导企业创新，到 2035 年以电动汽车取代汽油车，到 2050年可再生能源占全国电力供应的 50%至 60%，剩余部分将由使用氢和氨的发电厂、以及核能和具有碳捕获技术的火力发电站提供。2020 年初革新环节技术创新战略提出了 39 项重点绿色技术，包括可再生能源、氢能、核能、碳捕集利用和封存、储能、智能电网等绿色技术，计划投入 30 万亿日元以促进绿色技术的快速发展。2014.4能源基本计划该计划认为可再生能源是减少温室气体排放、保障能源安全的重要低碳能源，并提出到 2030 年可再生能源占比超过 20%的战略目标。2010.5气候变暖对策基本法案规定日本 2020 年碳排放要比 1990 年减少 25%，2050 年要比 1990 年减少80%，并指出要在核电、可再生能源、交通运输、技术开发、国际合作等方面实施措施推动碳减排。韩国2023第十次电力供需基本计划根据计划，2030 年核电发电量在韩国整体发电量中所占比重将升至32.4%，到 2036 年核电比重较 2030 年将进一步提升 2.2 个百分点，可再生能源发电比重将大幅增加至 31.6%。2020.10绿色产业新政政府致力于在产业、经济、社会等各领域大力推进碳中和，将主要能源供应来源转换为可再生能源，培育可再生能源、氢能源、能源 IT 等三大能源新产业。同时，将努力打造低碳生态体系，支持在低碳新产业具有潜力的企业抢占世界市场，扩大原料、产品、废弃物的回收利用，打造能耗最低化的循环经济。2019.1氢能经济活性化路线图该路线图涵盖了氢能生产、运输、存储、使用全产业链，重点在氢燃料电池汽车的推广、燃料电池在家庭和商业建筑中的使用、建立氢能生产-储备-分配的完整体系 3 个领域展开部署。计划到 2040 年，韩国通过发展氢能经济，每年可以减排 2373 万吨二氧化碳，提供 42 万个就业岗位，同时创造出 43 万亿韩元的经济附加值。来源：火石创造根据公开资料整理二二.中国：总体目标明确，多种技术路线并行中国：总体目标明确，多种技术路线并行2020 年 9 月，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布：中国二氧化碳排放力争于 2030年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。围绕这一目标，我国大力发展风电、太阳能、生物质能、地热能、海洋能、氢能等多种可再生能源，并相继发布“十四五”可再生能源发展规划、关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案、新能源汽车产业发展规划（20212035 年）、“十四五”东西部科技合作实施方案等一系列政策规划，从技术创新、能源生产、终端消费、回收利用等多个维度推动能源低碳转型和高效利用，提升新能源领域全产业链竞争力。近十年，我国以年均 3%的能源消费增速支撑了年均 6.2%的经济增长，能耗强度累计下降 26.4%，相当于少用标准煤约 14.1 亿吨，少排放二氧化碳近 30 亿吨。现代产业数据智能服务商、中国产业大脑和产业数据领域的领先者版权所有 火石创造科技有限公司，保留所有权利。第 5 页表 2：“十四五”以来我国新能源产业政策一览时间名称主要内容2022.6“十四五”可再生能源发展规划规划明确提出大力发展风电、光伏发电、生物质能、地热能、海洋能、氢能等可再生能源，同时采取收集存储、就近消纳、外送消纳等多种方式提高可再生能源利用比例。2022.5关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案采取创新新能源开发利用模式、构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统等一系列措施，实现到 2030 年风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上的目标，形成清洁低碳、安全高效的能源体系。2022.3“十四五”现代能源体系规划规划从增强能源供应链稳定性和安全性、加快推动能源绿色低碳转型、优化能源发展布局、提升能源产业链现代化水平、增强能源治理效能、构建开放供应能源国际合作新格局等六个方面做出了制度安排，其中提出重点发展风电、太阳能、氢能、水电、核电、生物质能、地热能等多种非化石能源。2022.3“十四五”东西部科技合作实施方案开厌煤炭清洁利用、能化风力发电机组、储能、新能源微电网等先进能源技术研发与示范应用，开展战略矿产、化工等行业绿色低碳技术开发与成果转化。2022.3氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）明确氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向，统筹推进制氢设施、储运体系、加氢网络等基础设施建设，有序推进氢能在交通领域的示范应用，拓展在储能、分布式发电、工业等领域的应用，加快探索形成有效的氢能产业发展的商业化路径。2022.1“十四五”新型储能发展实施方案到 2025 年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低 30%以上；火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟；氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破。到 2030 年，新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。2021.12智能光伏产业创新发展行动计划（2021-2025 年）到 2025 年，光伏行业智能化水平显著提升，产业技术创新取得突破。新型高效太阳能电池量产化转换效率显著提升，形成完善的硅料、硅片、装备、材料、器件等配套能力。支撑新型电力系统能力显著增强，智能光伏特色应用领域大幅拓展，在绿色工业、绿色建筑、绿色交通、绿色农业、乡村振兴及其它新型领域应用规模逐步扩大，形成稳定的商业运营模式，有效满足多场景大规模应用需求。2021.102030 年前碳达峰行动方案全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地加快智能光伏产业创新升级和特色应用，创新“光伏 ”模式推进光伏发电多元布局、到 2030 年，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上.2021.3“十四五”规划推进能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高能源供给保障能力，加快发展风电、光伏发电、海上风电、西南水电、沿海核电等非化石能源，建设一批多能互补的清洁能源基地，加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，到2025 年非化石能源占能源消费总量比重提高到 20%左右。2021.2关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见完善能源消费总量和强度双控制度，加快构建市场导向的绿色技术创新体系，以节能环保、清洁生产、清洁能源等为重点率先突破，健全绿色低碳循环发展的流通体系和消费体系，做好与农业、制造业、服务业和信息技术的融合发展，全面带动一二三产业和基础设施绿色升级。2020.11新能源汽车产业发展规划（2021-2035 年）深化以纯电动汽车、插电式混合动力（含增程式）汽车、燃料电池汽车为“三纵”、以动力电池与管理系统、驱动电机与电力电子、网联化与智能化技术为“三横”的研发布局，力争到 2025 年，我国新能源汽车市场竞争力明显增强，动力电池、驱动电机、车用操作系统等关键技术取得重大突破，纯电动乘用车新车平均电耗降至12.0 千瓦时/百公里，新能源汽车新车销售量达到汽车新车销售总量的 20%左右，高度自动驾驶汽车实现限定区域和特定场景商业化应用，充换电服务便利性显著提高。到 2035 年，我国新能源汽车核心技术达到国际先进水平，质量品牌具备较强国际竞争力。纯电动汽车成为新销售车辆的主流，公共领域用车全面电动化，燃料电池汽车实现商业化应用，高度自动驾驶汽车实现规模化应用，充换电服务网络便捷高效，氢燃料供给体系建设稳步推进，有效促进节能减排水平和社会运行效率的提升。来源：火石创造根据公开资料整理现代产业数据智能服务商、中国产业大脑和产业数据领域的领先者版权所有 火石创造科技有限公司，保留所有权利。第 6 页三三.围绕“双碳”目标，因地制宜推进新能源产业发展围绕“双碳”目标，因地制宜推进新能源产业发展国内京津冀城市群、长三角城市群、泛珠三角城市群等经济区域按照自身的资源禀赋优势和产业基础，从可再生能源装机容量、清洁电力消纳比例、重点能源技术路径、新能源产业规模等角度积极制定新能源高质量发展行动方案。表 3：“十四五”以来国内主要省市新能源产业政策一览区域省（市）时间名称重点摘要京津冀城市群北京2023.6北京市可再生能源替代行动方案（20232025 年）可再生能源开发利用规模持续提升。到 2025 年，可再生能源开发利用总量达到 1160 万吨标准煤以上，占能源消费总量的比重达到14.4%以上，力争达到 15%以上。新增能源消费量优先由可再生能源提供，可再生能源电力、供热的比重力争分别达到 25%左右、10%左右。能源绿色低碳转型取得新成效。到 2025 年，全市可再生能源发电装机规模达到435万千瓦左右，可再生能源耦合供热服务面积达到1.45亿平方米左右，外调绿色电力规模力争达到 300 亿千瓦时，占全社会用电量比重达到 21%左右，新建重点区域可再生能源利用比重原则上不低于 20%。天津2021.9天津市新能源产业“十四五”专项规划到 2025 年，新能源产业工业总产值突破 1200 亿元，打造 5 个具有较强行业影响力的新能源产业集察区，力争形成 5 家百亿级新能源龙头企业，培有 10 家国家级新能源绿色制造示范企业，重点企业研发经费占营业收入比重达到 4%，突破一批关键技术，产业整体发展水平、创新能力和综合实力显著提升。河北2023.5关于加快推动清洁能源装备产业发展的实施方案实施方案围绕风电、光伏、核电、氢能、储能、输变电和其他清洁能源装备 7 个重点领域，部署实施提升创新能力夯实产业基础、壮大龙头企业打造河北品牌等 5 大举措。到 2025 年，在风电、光伏、氢能及储能装备等重点领域，建成 2-3个省级以上企业技术中心和工程研究中心等研发平台，企业研发经费投入占营业收入比例达到 2%以上，产业形成年产 1500 万千瓦以上风电整机及其零部件、5500 万千瓦以上太阳能电池及组件生产能力，总产值达到 1000 亿元以上。长三角城市群上海2022.7上海市碳达峰实施方案十四五”期间，产业结构和能源结构明显优化，加快构建与超大城市相适应的清洁低碳安全高效的现代能源体系和新型电力系统，绿色低碳技术创新研发和推广应用取得重要进展，绿色生产生活方式得到普遍推行，循环型社会基本形成，绿色低碳循环发展政策体系初步建立。到 2025 年，单位生产总值能源消耗比 2020 年下降 14%，非化石能源占能源消费总量比重力争达到 20%，单位生产总值二氧化碳排放确保完成国家下达指标。江苏2022.7江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划到2025年底全省风电机达到2600万于瓦光伏发电装机达到2600 万千瓦，生物质发电装机达到 300 万千瓦，抽水苦能装机达到 395 万千瓦。浙江2023.3关于促进浙江省新能源高质量发展的实施意见（征求意见稿）意见针对海上风电、光伏发电、核能利用、储能发展、氢能应用等新能源类型，从接入消纳、机制改革、产业培育、要素保障、财金政策等六个方向提出具体发展路径。安徽2022.5安徽省能源发展“十四五”规划非化石能源消费比重达到 15.5%以上，清洁能源成为能源消费增量的主体。区外来电规模明显提升，新能源占比逐渐提高，推动构建适应更高比例可再生能源的新型电力系统。可再生能源电力总量消纳责任权重提高到 25%左右。电能占终端能源消费比重 30%左右。泛珠三角广东2023.5广东省推进能源高质量发展实施方案（2023-2025年）到 2025 年，多元安全的能源供应体系进一步完善，省内电力装机容量达到 2.6 亿千瓦，其中非化石能源发电装机占比达到 44%左右。非化石能源成为能源消费增量的主体，消费比重达到 29%左右。电气化水平全国领先，电能占终端能源消费比重提升至 40%左右。现代产业数据智能服务商、中国产业大脑和产业数据领域的领先者版权所有 火石创造科技有限公司，保留所有权利。第 7 页福建2022.6福建省“十四五”能源发展专项规划大力发展新能源和可再生能源，到 2025 年，可再生能源装机 3225万千瓦，电力规划装机达8500万千瓦其中火电3917万千瓦水电1200万千瓦，抽水蓄能 500 万千瓦风电 900 万千瓦光伏 500 万千瓦清洁能源装机比重从 2020 年的 55.8%提高至 58.5%江西2023.7江西省新能源产业链现代化建设行动方案（2023-2026年）到 2026 年，全省新能源产业链营业收入力争达到 7000 亿元，其中，锂电产业链营业收入超过 3500 亿元、力争达到 4500 亿元；光伏产业链营业收入达到 2000 亿元、力争达到 2500 亿元。氢能、钠离子电池、其他新型储能产业化发展初具规模。湖南2022.3湖南省能源与节能产业“十四五”发展规划到 2025 年，新能源产业规模显著壮大，总产值达到 4000 亿元年均增长 11%以上新增 50 个省级及以上科技创新平台，骨干企业研发投入占销售收入比重达到 5%以上，力争新增年产值过 500 亿元特色产业园区 2 个年产值过 200 亿元特色产业国区 5 个年产值过 100 亿元特色产业园区 10 个。四川2022.5四川省“十四五”能源发展规划十四五”期间清洁能源装机占比 88%左右。非化石能源消费比重 42%左右，天然气消费比重 19%左右，完成国家下达的可再生能源电力消纳责任权重目标任务，电能占终端能源消费比重进一步提高。贵州2022.4贵州省新能源和可再生能源发展“十四五”规划到 2025 年底，贵州新能源与可再生能源发电装机达 6546 万千瓦以上。地热能供暖制冷面积达到 2500 万平方米以上，生物天然气产能达到 2 亿立方米，全省新能源和可再生能源利用总量折合标煤约4048 万吨，非化石能源消费占比提高到 21.6%。云南2022.12云南省绿色能源发展“十四五”规划到 2025 年，全省能源产业销售收入力争达到 5200 亿元，绿色能源工业增加值占全省 GDP 的比重达到 6%左右，绿色能源投资力争达到 4500 亿元.展望 2035 年，基本建成新型能源体系，形成以非化石能源为主导的清洁低碳安全高效能源供应体系，全面建成源网荷储协同、多能互补融合的新型电力系统，非化石能源消费比重达到 60%。广西2022.9广西能源发展“十四五”规划扩大风电、光伏发电等可再生能源开发利用规模，到 2025 年，非化石能源消费比重达到 30%以上，非化石能源发电量比重达到 54%以上，可再生能源电力总量消纳责任权重、非水电可再生能源电力消纳责任权重确保达到国家下达广西的最低目标，力争完成激励目标。海南2020.7海南能源综合改革方案到 2025 年，海南清洁低碳、安全高效的能源体系初步建立，能源结构明显改善，清洁能源占一次能源消费比重达 50%左右。到 2035年，海南清洁能源岛基本建成。来源：火石创造根据公开资料整理四四.小结小结回顾世界各国新能源产业政策内容的制定，不难发现前期均具有目标渐进性、技术多元化和国际化合作的特点，但近年来逆全球化浪潮、俄乌战争等一系列国际动荡深刻地影响改变着全球能源供应链产业链秩序，构建自主安全的能源体系、促进制造业回流本土成为欧美等发达国家大力发展新能源产业的重要因素，新能源产业战场正成为各国比拼综合实力的大舞台，而残酷的产业竞争也必将催生技术繁荣之花和终端应用之果。产业篇产业篇根据国家发改委修订的产业结构调整指导目录（2023 年本，征求意见稿），新能源主要包括风力、太阳能、氢能、生物质能、海洋能、地热能六大类型。一风力：分布式电场与海上风电成为行业新增长点一风力：分布式电场与海上风电成为行业新增长点现代产业数据智能服务商、中国产业大脑和产业数据领域的领先者版权所有 火石创造科技有限公司，保留所有权利。第 8 页风电是我国继煤电、水电之后的第三大电源，按照按照地理位置可区分为海上风力发电与陆上风力发电，其中陆上风电可分为集中式和分散式、海上风电可分为固定式和漂浮式。从风电产业链看，上游包括环氧树脂和聚氨酯等基本材料、PVC 泡沫和巴沙木等夹层材料、以及环氧结构胶粘剂、增强材料等；中游包括风电机身部件、风电传动部件、发电控制系统和风电整机制造等；下游包括风电场施工、运维即配套服务等。图 1：风力发电产业链示意资料来源：火石创造整理“十二五”以来，我国风电装备制造业的技术水平快速提升，单机容量 16 兆瓦全系列风电机组成功下线，风电全产业链已基本实现国产化，特别是“长叶片”、“高塔筒”、“大功率”、“轻量化”等低风速发电技术不断突破，使常年年均风力低于 6.5/秒的中东部地区风力资源得到高效利用。与此同时，2022 年海风新增装机容量占全球份额的 58%，度电成本下降至约 0.33 元/度，三峡“引领号”、海装“扶摇号”、海油“观澜号”漂浮式风电项目实现创新突破，推动风电产业走向深远海。2022 年，全国风电新增装机容量 4983 万千瓦、占总装机的 14%，发电量占总发电量的 9%。其中，陆上风电新增装机容量 4467.2 万千瓦、累计装机容量达 3.6 亿千瓦，海上风电新增装机容量 515.7 万千瓦、累计装机容量 3051 万千瓦，是成为全球第一风电大国。二光伏：技术持续迭代推动行业降本增效二光伏：技术持续迭代推动行业降本增效近十年，随着光伏行业各环节技术的不断迭代，共同推动光伏发电成本进入快速下降通道，逐步向常规能源发电成本靠近，全球太阳能光伏的平均电费成本由 2010 年度的 0.417 美元/千瓦时大幅下降至 2021 年度的 0.048 美元/千瓦时，下降幅度达到 88%。2022 年，随着光伏大基地建设的不断推进，以及及分布式光伏应用的稳步提升，国内光伏新增装机超过87GW，多晶硅、硅片、电池、组件产量分别达到 82.7 万吨、357GW、318GW、288.7GW，全年光伏产品出口超过 512 亿美元，行业市场规模接近 1.5 万亿元。现代产业数据智能服务商、中国产业大脑和产业数据领域的领先者版权所有 火石创造科技有限公司，保留所有权利。第 9 页图 2：光伏发电产业链示意资料来源：火石创造整理从光伏产业链看，上游包括硅料、硅片、PET 基膜等光伏电池材料，以及硅片设备、电池片设备、组件设备等；中游包括光伏电池片、光伏组件、电站辅件等；下游包括光伏电站建设运营、光伏绿色建筑、光伏应用、光电配套服务等。光电转换效率是推动光伏行业高质量发展的核心之一，目前 PERC 技术作为光伏电池的主流线路，已逐渐逼近理其转换效率论极限，业内企业正加快开展对 TOPCon、HJT、XBC 等新一代 N 型电池的研发探索，其中 TOPCon 技术与 PERC 电池生产工艺兼容性较高，且初始投资成本较低、设备和辅材辅料的国产化程度较高、产品良率较高，已逐渐体现出良好的产业化潜力。三氢能：关键技术尚未突破，产业堵点仍需打通三氢能：关键技术尚未突破，产业堵点仍需打通氢能作为一种二次能源，具有高能量密度大、高转化效率高、环保无污染等显著优点，根据其制备来源的环保程度可分为灰氢、蓝氢和绿氢。自 2019 年氢能首次被写入政府工作报告以来，氢能产业进入了快车道。根据中国煤炭工业协会数据，在2017-2022 年中国氢气产量稳步增长，2022 年氢气产量约 3781 万吨，是全球最大的氢气生产国，总产值达4826 亿元，其中主要仍以灰氢和蓝氢为主，二者合占总体市场规模的比例超过 90%。进一步分析产业链发现，核心技术、高端材料、关键设备等产业堵点共同交织阻碍了绿氢产业链综合应用成本下降的步伐。以制氢技术为例，国内质子交换膜、电催化剂、双极板等核心材料及关键部件的国产化程度较低，叠加 PEM 电解槽仍处于商业化初期、应用成本较高，促使质子交换膜电解制氢的成本是灰氢平均成本的 1.35 倍-2.89 倍。现代产业数据智能服务商、中国产业大脑和产业数据领域的领先者版权所有 火石创造科技有限公司，保留所有权利。第 10 页图 3：氢能产业链示意资料来源：火石创造整理氢能是我国未来能源体系的重要组成部分，也是实现碳达峰、碳中和的重要手段，2022 年 3 月国家发改委、国家能源局联合出台氢能产业发展中长期规划（20212035 年），不仅明确了氢是未来国家能源体系的组成部分，而且明确了氢能是发展战略性新兴产业的重点方向，是构建绿色低碳产业体系、打造产业转型升级的新增长点。四生物质能：“零碳”能源的新发展四生物质能：“零碳”能源的新发展生物质能被称为“零碳”能源，其原料来源理论上包括所有的动物、植物和微生物等各种有机体，而从实际生产来看，主要包括以粮食作物和油料作物为核心的第一代生物质燃料、以农林废弃物和动物油脂为核心的第二代生物质燃料和以海藻油为代表的第三代生物质燃料。我国是世界重要的农业大国和制造业大国，生物质资源年产量巨大，根据中国科学院地理科学与资源研究所数据显示，目前我国生物质能开发总量约 45.3 亿吨，其中，农作物秸秆总量约 7.9 亿吨，畜禽养殖粪污约 30.5 亿吨，而商业化开发利用规模约 5740 万吨标准煤，约占生物质能的 9.3%。2022 年，全国生物质发电新增 334 万千瓦，总体达到 0.41 亿千瓦，发电量达 1824 亿千瓦时，同比增长 11%。现代产业数据智能服务商、中国产业大脑和产业数据领域的领先者版权所有 火石创造科技有限公司，保留所有权利。第 11 页图 4：生物质能产业链示意资料来源：火石创造根据公开资料整理生物质能是我国高质量实现“双碳”目标的重要途径。2022 年，国家发改委印发了“十四五”生物经济发展规划，明确提出要积极开放生物质能源，一方面建立生物质燃烧掺混标准，另一方面加快生物天然气、纤维素乙醇、藻类生物燃料等关键技术研发和设备制造，将为生物质能健康发展提供良好的外部政策环境。五五.海洋能：资源蕴量丰富，但利用难度较大海洋能：资源蕴量丰富，但利用难度较大海洋能是指依附于海水水体的可再生自然能源，是大自然中广泛存在的重要可再生能源，具有产业链长、技术含量高的特点，随着新时代大力发展向海经济，海洋能产业将成为我国海洋资源开发利用能力和的重要象征。根据中国最新海洋及相关产业分类，海洋能发电主要包含了海洋潮汐能、波浪能、潮流能、温差能、盐差能发电和其他。表 4：海洋能资源类型类型定义潮汐能以位能形态出现的海洋能，指潮涨和潮落形成的水势能潮流能指海洋表面波浪所具有的动能和势能洋流能指由洋流运动而产生的动能和势能波浪能指海底水道和海峡中较为稳定的流动以及由于潮汐导致的有规律的海水流动海水温差能指海洋表层海水和深层海水之间水温之差的热能盐差度能在咸淡水交界的区域以化学形态出现的海洋能资料来源：火石创造根据公开资料整理据联合国环境署数据显示，温差能、波浪能、盐差能和潮汐/潮流能开发潜力分别占到了全球海洋能开发潜力的 58%、39%、2%和 2%。其中，我国海洋能发电蕴藏量约占全球海洋能总蕴藏量的 8%，近海海洋能资源理论装机容量约为 697 吉瓦，技术可开发量超过 70 吉瓦；深远海海域的波浪能资源远超近海海域，同时具有丰富的洋流能资源。现代产业数据智能服务商、中国产业大脑和产业数据领域的领先者版权所有 火石创造科技有限公司，保留所有权利。第 12 页表 5：我国近海海洋能资源统计类型理论装机容量（吉瓦）技术可开发量（吉瓦）资源主要分布地潮汐能192.8622.83东海沿岸潮流能8.331.66浙江省沿岸波浪能1614.71广东省和海南省沿岸海水温差能367.13-南海海域盐差度能113.09-上海市和广东省海域合计697.41-资料来源：海油智库海洋能资源储量巨大，但目前不同品种的海洋能技术和商业化发展水平存在较大差异，除潮汐能相对成熟外，其他海洋能均处于发展初期，以技术研发和项目示范为主，且分布相对集中，而且受技术壁垒、资金投入等制约，海洋能商业化的度电成本居高不下，导致一直未能实现规模化利用。六六.地热能：国内中低温地热直接利用技术居世界首位地热能：国内中低温地热直接利用技术居世界首位地热能是一种低碳环保、稳定高效的清洁可再生能源，与其他可再生等能源相比，具有不受季节、气候、昼夜等外界因素干扰的优点，其发电利用效率达 73%，约为太阳能的 5.2 倍、风能的 3.5 倍，主要类型包括水热型和干热岩型。表 6：地热资源类型类型深度载体技术水热型浅层热能小于 200 米土体或水体地源热泵技术中深层热能200 米-3000 米岩石或水单井换热或多井采灌深层热能大于 3000 米岩石或水人工造储 单井换热或多井采灌干热岩型3000-10000 米低渗岩体-资料来源：中国科学院我国地热能资源储备丰富，但资源分布广泛，且多为中低温资源。据中国地质调查局调查结果显示，全国 336 个地级以上城市浅层地热能年可开采资源量折合 7 亿吨标准煤，大部分位于华北盆地、江汉盆地、渭河盆地、松辽盆地等东南沿海和内陆盆地；全国水热型地热资源年可开采资源量折合 19 亿吨标准煤；深埋在3000 至 10000 米的干热岩资源折合 856 万亿吨标准煤，占世界资源总量的比例超过 15%，是 2022 年全国能源消费总量的 15.8 万倍。现代产业数据智能服务商、中国产业大脑和产业数据领域的领先者版权所有 火石创造科技有限公司，保留所有权利。第 13 页图 5：地热能产业链示意资料来源：火石创造根据公开资料整理“十三五”以来，我国地热行业发展成效显著，2020 年全国地源热泵装机量达 40.6 吉瓦、占全球比重的38%，中低温地热直接利用装机容量连续多年位居世界首位，地热能供热制冷面积累计达 13.9 亿平方米，但高温干热岩地热开发尚处于起步探索阶段。2021 年，国家发改委等八部门发布了关于促进地热能开发利用的若干意见，明确提出到 2025 年，全国地热能供暖（制冷）面积比 2020 年增加 50%，全国地热能发电装机容量比 2020 年翻一番，为地热行业快速发展奠定了坚实的政策基础。应用篇应用篇在“双碳”目标和技术进步的驱动下，新能源广泛应用带来的能源结构调整，将极大地改变我国社会经济的生产生活方式，主要表现在：一绿色交通：新能源应用的主流领域一绿色交通：新能源应用的主流领域绿色交通是目前新能源应用最广泛的领域之一，主要包括电动汽车、燃料电池汽车、绿色船舶等不同类型的交通运输工具。（1）近年来，以锂离子电池为主要技术路线的新能源电动汽车产业得到了跨越式发展，整体产业链条日趋完善。从产销量规模看，我国已成连续八年成为全球最大的新能源汽车市场，2022 年，全国新能源汽车销量 688.7 万辆、渗透率达到 25.6%，提前完成了新能源汽车产业发展规划（20212035 年）中设置的 2025年的阶段性目标，钠离子电池、铅炭电池、固态电池等一批安全性更好、能量密度更高的新技术新产品正逐渐走出实验室，体积、质量、能效、成本四者的最优组合将继续成为驱动行业创新发展的核心逻辑。（2）由于目前制储运用等氢能产业链各环节尚未成熟，氢燃料电池汽车的使用成本较高，整体产业总体处于市场导入期，车型结构主要以行车路线较为固定、载体空间较大的重型卡车和大型客车等商用车为主。根据中国汽车协会数据显示，2022 年我国氢燃料电池车销量为 3367 辆、其中商用车占比超过 90%，累计建现代产业数据智能服务商、中国产业大脑和产业数据领域的领先者版权所有 火石创造科技有限公司，保留所有权利。第 14 页成加氢站数量 358 座、全球第一。未来随着燃料电池系统生产规模化与燃料电池电堆核心零部件国产化推动成本下降，在氢能产业发展中长期规划（20212035 年）中关于 2025 年全国氢燃料电池汽车保有量达达 5 万辆政策指引下，预计未来几年我国氢燃料电池汽车产销量迅速上升。（3）2022 年，我国造船行业完工交付量、手持订单量和新接订单量三项指标均列世界第一，国际市场份额已连续多年位居世界第一。根据 EVTank 发布的中国电动船舶行业发展白皮书（2022 年）资料显示，在全球减碳降排的发展浪潮下，受原有船舶电动化改在和新增电动船舶的双重需求驱动，具有“零噪音、低排放”等显著优势的电动船舶已成为航运新风潮。同时，去年 9 月我国工信部、国家发改委等五部委联合印发了关于加快内河船舶绿色智能发展的实施意见，明确提出要大力发展绿色智能船舶，加强船用混合动力、LNG 动力、电池动力、氨燃料、氢燃料等低碳清洁能源装备，加快新一代绿色智能船舶研制即示范应用。二二.绿色建筑：能源技术创新形成巨大节能潜力绿色建筑：能源技术创新形成巨大节能潜力绿色建筑是指在建筑设计、施工和运营过程中，以绿色理念为前提，综合运用各种环保材料、节能技术来实现人、建筑、自然三者的和谐共生。根据中国建筑节能协会数据，国内建筑全生命周期的碳排放量占全国碳排放总量的比重超过 50%，其中建筑运行阶段碳排占比达 22%，因此对建筑运行阶段可再生能源的本地高效消纳利用将成为实现绿色建筑目标的重要内涵。从具体实现路径看，主要是根据不同类型建筑的特点，采取“安装型”太阳能光伏建筑、光伏建筑一体化等多种方式，构建以储能为中心、多能互补的微循环能源体系。三三.绿色农业：乡村振兴政策驱动行业发展绿色农业：乡村振兴政策驱动行业发展绿色农业是指在促进农业发展、增加农户收入的同时，推动农业生产与生态保护协调一致，从新能源利用角度出发，主要包括风能、太阳能、生物质能等多能源收集利用和绿色低碳农业生产设备的推广应用。2022年，国家能源局、农业农村部、国家乡村振兴局联合印发了加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见，意见提出要因地制宜开展集中式风电、光伏基地建设和发展林光互补、牧光互补等“光伏 ”农业，到 2025 年建成一批农村能源绿色低碳试点，风电、太阳能、生物质能、地热能等占农村能源的比重持续提升，有利于加快加快农村地区能源结构绿色转型发展步伐，持续壮大新能源 产业的市场规模。四四.绿色制造：打造新世代产品与制造体系的竞争壁垒绿色制造：打造新世代产品与制造体系的竞争壁垒如政策篇所述，增强本土制造业优势是全球能源技术变革和消费结构调整的主要推动力之一，因此近年来 ESG、碳足迹等概念的提出和碳市场的建设，都是从生态维度构建起区别于传统高能耗、高排放产品的低碳环保供需体系的重要体现。如 2023 年 5 月 17 日，欧盟公布实施了全球首个针对进口商品碳排放含量单独核算收费的 CBAM 法案正式生效，首批监管行业及产品包括钢铁、水泥、化肥、铝、电力、氢，征收价格根据欧盟与出口国在碳排放权价格、商品隐含的碳排放量两方面的差异综合而定，这将变相增强了节能低碳产品的市场竞争力。展望未来，随着世界各主要经济主体逐渐把低碳产品作为塑造产业竞争优势的核心，风电、光伏、氢能、生物质能等可再生能源作为生产制造的源头、基础，将掀起崭新的发展篇章。现代产业数据智能服务商、中国产业大脑和产业数据领域的领先者版权所有 火石创造科技有限公司，保留所有权利。第 15 页附：火石创造公司介绍附：火石创造公司介绍火石创造创立于 2015 年 8 月，是现代产业数据智能服务商、中国产业大脑和产业大数据领域领先企业。公司致力于数据驱动产业发展的探索与实践，组建了一支 IT、数据技术、产业经济学和行业领域专家跨界复合型团队，并率先发布“产业大脑”及相关产品服务。现已建成覆盖九大战新产业、41 个工业门类、300 细分领域，积累超过 550 亿产业本体数据的全球公域产业数据中心，以及拥有 100 多个产业模型的产业智能中枢，支撑产业大脑的建设和运营，赋能政府侧、服务市场侧，实现数据智能支撑决策智能、流程数字化实现多跨协同以及资源要素和企业全生命周期需求的精准匹配。迄今，火石创造已为全国 28 个省(区、市)、70 多个城市、300 多个园区和数万家企业提供产业数据智能服务，是北京高精尖产业大数据平台、安徽省产业大脑、湖北科创企业智慧大脑、浙江省生物医药产业大脑、杭州市产业大脑、北京市大兴区产业服务数字化平台、张江科学城产业大脑、中发展产业数字化平台等标志性项目的建设和运营方公司拥有国家发明专利 40 多项、自主知识产权 100 多项，为浙江省重点研发计划项目入选单位。现已通过国家高新技术企业、产业大脑省级研发中心、产业大数据工程研究中心、产业数字化服务商、大数据示范企业、专精特新中小企业等认定,并通过数据安全管理能力国家级认证，是产业大数据行业首家获证单位。合作咨询：合作咨询：官网：官网：现代产业数据智能服务商、中国产业大脑和产业数据领域的领先者版权所有 火石创造科技有限公司，保留所有权利。第 16 页

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 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。1 证券研究报告 公用事业公用事业 综合能源综合能源千亿市场千亿市场扬帆起航扬帆起航 华泰研究华泰研究 公用事业公用事业 增持增持 (维持.

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减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究12021-2023年2作者李嘉童 陈姝璇 贾天夏 严怡如 李晔丹编辑李嘉童 王赫 蔡思怡 唐铭徽感谢以下人员对本报告的帮助（按姓氏首字母排序）Gyorgy Dallos Kaisa Kosonen Charlie Kronic An Lambrechts 刘琦麟 潘文婧 August Rick Claudio Rojas 宋筱 雍容 袁瑛著作权及免责声明除标明引用的内容以外，本报告内所有内容（包括文字、数据、图表）的著作权及其他知识产权归绿色和平所有。如需引用本报告中的数据及图表，请注明出处。标明由绿色和平拍摄的照片必须取得绿色和平授权后方可使用。本报告有中文、英文两个版本，如有内容差异，以中文报告作准。本报告为基于有限时间内公开可得信息研究产出的成果。如本报告中相关环境信息存在与真实信息不符的情况，欢迎与我们联系：greenpeace.org。由于信息获取渠道的局限性，绿色和平不对报告中所含涉信息的及时性、准确性和完整性作任何担保。本报告资料收集时间为 2023 年 8 月 1 日至 2023 年 10 月 31 日，研究期间之外，各信息平台上公开的环境信息如有被更改或增加，不被包括在此研究结果分析中。本报告仅用于政策参考、信息共享和环保公益目的，不作为公众及任何第三方的投资或决策的参考。本报告中所提及企业案例仅涉及环境保护维度的评价和论证，绿色和平亦不承担因此而引发的相关责任。发布时间：2023 年 11 月 27 日封面图 Ruben Neugebauer/Greenpeace减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究1目录执行摘要02第一章 油气行业与气候变化04 油气行业的碳排放与气候行动04 被过度依赖的林业碳汇 06 持续售卖由林业碳汇中和的“碳中和”产品07第二章 油气排放巨头采购林业碳汇的争议案例分析12 方法学的漏洞与争议12 生态系统的不稳定性16 土地权益19第三章 飞速发展的中国林业碳汇市场21 中国林业碳汇市场与企业参与22 中国林业碳汇项目风险分析25第四章 总结与建议 28附录1 29图表目录图 1 净零排放情境中的油气运营总排放，图 2 壳牌、英国石油公司、道达尔能源化石能源支出与低碳领域支出百分比06图 3 全球前 15 个造林、再造林及植被恢复（ARR）市场项目及碳信用数量21图 4 15 个中国境内碳汇林使用树种的易燃性风险占比27表 1 全球收入前十油气企业的 2050 年净零排放目标及 2025-2050 年短中长期减排目标05 表 2 全球碳中和液化天然气交易记录07表 3 部分油气企业参与的中国林业碳汇项目情况23 2当今，全球正面临前所未有的气候危机，极端天气事件频发，对人类的生存发展带来巨大挑战。为应对这一威胁，诸多政府和企业已经做出了碳中和的承诺，力求减少温室气体排放。作为温室气体排放的主要来源之一，油气行业在全球气候行动中扮演着至关重要的角色。然而，油气行业的减排力度与巴黎协定所设定的 1.5 C 全球升温限制目标之间存在着巨大的差距。壳牌、英国石油公司、道达尔能源等全球收入前十的油气公司均未设置符合 1.5 C 目标的短期至中期减排目标与路径，同样位列前十的中国石油与中国石化，自中国 2020 年提出双碳目标以来，也尚未设置明确的短中长期减排目标与路径。与缺少明确减排承诺形成鲜明对比的是，近年来，油气公司陆续推出“碳中和液化天然气”、“碳中和驾驶”等概念，使用以林业碳汇为主的碳抵消方式中和其排放，以包装其应对气候变化的努力。自 2019 年壳牌开始供应第一批碳中和液化天然气以来，全球超过 85%的碳中和液化天然气运往亚太地区，东京燃气、GS 能源、中国海洋石油集团、中国石油、台湾中油等均参与过相关交易。林业碳汇从交易方法学和生态系统的永久性角度都存在着局限性，并不能作为油气行业应对气候变化的根本解决方案。仅依赖碳抵消，忽略能源转型和减少化石燃烧排放，将无法如期实现全球气候目标。在方法学层面，林业碳汇项目额外性的论证和基线的设定尤为重要。项目需保证环境保护成果是通过该项目的特定干预措施而达成的；项目签发的减排量只能被计入减缓气候变化的承诺一次，不能重复计算；潜在碳泄露风险会导致企业购买的碳信用失去原本评估的成效。壳牌、中国石油、中国海洋石油集团购买 的秘鲁蓝色山脉项目和印度尼西亚卡廷根泥炭地恢复和保护项目均在额外性方面遭到质疑，项目部分范围与该地区保护地重合，并未因为项目的成立而产生额外的环境效益。壳牌在苏格兰投资的格伦加里再造林项目，面临了与苏格兰政府重复使用碳信用的问题。森林碳汇功能的实现取决于森林生态系统的状态，火灾和病虫害都有可能影响森林的固碳效应，甚至可能带来碳汇变成碳源的风险。英国石油公司购买的美国华盛顿州科尔维尔印第安保留地改善森林管理项目地区遭遇严重火灾，而项目已经向英国石油公司销售超过 90%的碳信用额度，使得缓冲池不足以应对火灾造成的损失。壳牌在加拿大投资的特尼勒科丁造林项目受到山松甲虫疫情影响，成片的健康松树死亡，损害了森林的碳汇功能。除此之外，一些项目在实施过程中导致原住执行摘要减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究3谨慎地对待林业碳汇项目的投资，将减排和能源转型视为长期战略，采取积极行动，优先解决自身排放问题，而非依赖碳抵消等外部手段。这是确保气候目标实现的关键，也是推动全球向可持续未来迈进的关键一步。绿色和平建议油气企业：1.设立有雄心的油气减产目标，加快发展可再生能源业务。2.企业的净零路径应优先考虑其运营和全价值链的深度减排，购买高质量的碳信用仅应被视为深度减排基础上的补充手段。3.其购买的碳信用额不应计入公司为实现脱碳目标而承诺的内部减排量；应避免使用“碳中和”、“零碳”等误导性词汇对企业的气候行动或相关产品进行宣传。民土地被征用或变更用途，影响了他们的生计选择和文化传统延续。道达尔能源在刚果共和国购买的巴特克高原碳抵消项目使原住民失去耕地，原住民在未获得充分补偿的情况下，面临经济和生活困境。作为拥有丰富林业资源的国家，中国是油气企业购买林业碳汇的重要目标市场之一。在全球最大的碳信用签发机构 Verra 核证的超过 2000 个项目中，近四分之一是来自中国的林业碳汇项目，但这些项目仍存在与国际项目类似的局限性。本报告整理了壳牌、中国石油、中国海洋石油集团等公司在中国涉及 8 个省份、已核销过碳信用的15 个林业碳汇项目。随着国家温室气体自愿减排（CCER）交易市场的重启，过去几年许多公司都在储备林业项目，等待 CCER 重启后参与交易。无序圈地和抢占资源的现象频发，给林业碳汇行业以及森林资源保护带来了诸多风险。在此背景下，企业应该更加 Daniel Beltr/Greenpeace4油气行业是全球温室气体排放的主要来源之一。这个行业涵盖了石油和天然气的勘探、开采、生产、加工、运输和消费等各个环节，其中包括了二氧化碳（CO2）和甲烷（CH4）等温室气体的排放。由于其庞大的规模，油气行业对全球温室气体排放产生了显著影响。根据国际能源署（IEA）今年 5 月份发布的报告，全球能源相关排放中，石油和天然气生产活动约占总排放的 15%，相当于 51 亿吨温室气体排放。在国际能源署的 2050年零排放场景中，这些活动的排放强度需在 2030年前下降 50%。结合该场景中的石油和天然气消费减少，到 2030 年石油和天然气生产活动的排放需减少 60%1。第一章 油气行业与气候变化油气行业的碳排放与气候行动净零排放情境中的油气运营总排放，2022-2030 图 1国际能源署在净零路线图：实现 1.5 摄氏度目标的全球途径中指出，到 2035 年石油供应量将比 2022 年水平下降 42%，天然气下降47%。全球能源行业实现到 2050 年二氧化碳零排放的路径将需要采用广泛的清洁能源技术，并在2050 年前将化石燃料需求减少超过 80%2。这是石油和天然气公司需要调整其业务组合以适应的未来。到 2030 年，全球要将石油和天然气生产活动的排放强度减半，需要前期投资总额达到 6000亿美元3。这只是石油和天然气生产商在 2022 年获得的创纪录超额收入的一小部分，然而从巴黎协定签署至今，各大油气巨头并未做出与控制全球气温升高低于 1.5 C 目标相符的气候承诺。截至目前，根据气候行动 100 统计，在全球收入前 10 的石油公司内，仅有 3 家公司，壳信息来源：International Energy Agency减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究5壳牌的气候承诺，壳牌首席执行官表示将加倍重视石油和天然气等利润驱动的主营业务6。与此同时，英国石油公司和道达尔先后宣布降低气候目标，将 2030 年前上游石油和天然气生产中的目标减排量从 35%到 40%缩减为 20%到 30%7 8。在全球收入前 10 的石油公司中，尽管部分公司设置了短期至长期的减排目标，但值得一提的是，没有一家公司的短期至中期减排目标是与控制全球气温升高低于 1.5 C 的目标相一致的9。牌（Shell）、英国石油公司（BP）和道达尔能源（TotalEnergies），制定了在 2050 年前实现净零的目标。但这三家公司又在近期宣布减低承诺的减排比例，同时继续扩大油气开采目标和销售4。壳牌此前承诺，在 2030 年前每年减产 1%-2%，直至今年 6 月的投资者活动中，壳牌表示生产将保持稳定直至 2030 年，并将在 2023 年至2035 年之间投资 400 亿美元用于石油和天然气生产5。壳牌曾计划每年投资 1 亿美元建立碳信用额度，如今这项计划已被搁置，同时被搁置的还有 全球收入前十油气企业的 2050 年净零排放目标及 2025-2050 年短中长期减排目标表 1除了主要经营化石能源的商业公司，全球最大的化石能源生产国之一阿联酋也在探索通过碳抵消应对气候变化的路径。阿拉伯联合酋长国碳联盟（The United Arab Emirates Carbon Alliance）承诺在 2030 年前从非洲碳市场倡议（African Carbon Markets Initiative，ACMI）购买价值 4.5 亿美元的碳信用额度10。由迪拜皇室成员创立的一家名为蓝碳（Blue Carbon）的公司，企业2050 年净零目标短期（至 2026 年）减排目标中期（2027-2035 年）减排目标长期（2036-2050 年）减排目标沙特阿拉伯国家石油公司NNPP中国石油化工股份有限公司（中国石化）NPNN中国石油天然气集团有限公司（中国石油）NNNN埃克森美孚PPNP荷兰皇家壳牌石油公司YPPP道达尔能源YPPP雪佛龙股份有限公司NPPP英国石油公司YPPY马拉松石油公司NNPN瓦莱罗能源NPPN信息来源：Climate Action 100 ,绿色和平Y-符合全部气候行动 100 标准P-符合部分气候行动 100 标准*N-不符合任何气候行动 100 标准*已设置减排目标但目标并未包括范围 3 减排或不与 1.5 C 目标相符6造林及避免森林砍伐项目碳信用约 9180 万吨二氧化碳当量，其中 20%为油气公司使用，包括壳牌、英国石油公司、道达尔、中国石油、中国海洋石油公司等，其投资的项目遍布秘鲁、印尼、中国等地13。其中，壳牌公司核销了超过 1000 万吨二氧化碳当量来自避免森林砍伐项目的碳信用，使用量在全球范围排名第三，而其真正在低碳领域中的投资，包括光伏与风电、地热能发电、与氢能，仅占了资本支出的 9。也已与非洲国家签署协议，将森林管理产生的碳信用额度出售给寻求将碳抵消作为其应对气候目标的解决方案的国家11。目前，该公司已经与利比里亚、坦桑尼亚、赞比亚以及津巴布韦的政府签署了合作备忘录，以管理约 6000 万英亩的森林（相当于英国面积），并出售从中产生的碳信用额度12。据彭博新能源财经（BloombergNEF）统计的数据计算，截至 2023 年 6 月，全球已核销的壳牌、英国石油公司、道达尔能源化石能源支出与低碳领域支出百分比 图 2英国石油公司（BP）、道达尔能源（TotalEnergies）、俄气（Gazprom）、埃尼（Eni）、马石油（Petronas）、中石油（PetroChina）、中海油（CNOOC）、切尼尔能源（Cheniere）和西方石油（Occidenta），在 2020 年至 2021 年 9 月间的 18 个“碳中和”声明进行了详尽的调查分析16，发现没有任何公司达到可以将其产品特别是化石燃料产品称为“碳中和”的最基础要求。这些公司都忽视了必须采取的减排措施，转而投资碳信用来抵消自身的排放。此类碳抵消因为忽略了持久性问题，在逻辑上存在严重缺陷。长期储存在地下的化石燃料燃烧后将释放影响大气数百年的温室气体，这是不可能通过暂时储存在生态系统或碳抵消提供了一种相对便捷的方式让企业达到其碳中和或减排目标，其中林业碳汇占据了碳信用市场的主要份额，在 2015 年至 2022 年期间供应市场总量高达 45。但一种错误的趋势正在逐渐形成，当企业发现可以通过投资碳抵消来“低成本”达成环保承诺时，他们会更倾向于选择这种快捷方式，而非花费更多时间和资源进行长期的、彻底的清洁可持续技术变革。企业对碳抵消策略的依赖最终将阻碍真正的气候行动和技术进步。2021 年全球碳市场观察（Carbon Market Watch）针对全球十家能源公司，包括壳牌（Shell）、被过度依赖的林业碳汇信息来源：绿色和平减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究7“碳中和”液化天然气（Liquefied natural gas,LNG）指液化天然气在上游开采、处理、液化、运输、再气化以及最终使用中排放的二氧化碳，被以多种方式（以林业碳汇为主，可再生能源发电、碳捕捉等方式为辅）抵消，从而实现液化天然气价值链的零排放。作为全球最早供应碳中和液化天然气的企业，壳牌的货物主要使用防止森林砍伐和造林项目的碳信用额度。自 2019 年全球首批“碳中和”液化天然气贸易起，截至 2021年 6 月，全球累计完成 21 船交易，规模约为 147万吨。尽管目前全球碳中和液化天然气交易不足总交易量的 1%，标普全球（S&P Global）预计在未来 10 年内，至少一半的液化天然气交易将会是碳中和液化天然气19。“碳中和”液化天然气本身并不降低排放，能源制造商只有将抵消措施与深度减排相结合，才能在不损害全球、国家和企业减缓气候变化目标的情况下满足不断增长的能源需求20。到目前为止，“碳中和”液化天然气的买家主要来自亚洲地区，占比全球“碳中和”液化天然气交易的85!，由于处在发展初期，优先考虑经济增长、能源需求巨大、经济结构等现实因素，这是一个碳政策和投资者压力相对较弱的地区。壳牌公司的燃气与能源营销与交易执行副总裁曾表示，在中国和日本，壳牌的客户都能向其消费者提供“净零”产品22。购买不提供额外温室气体减排的信用来抵消的。当我们谈论碳抵消和碳中和时，必须强调化石燃料的碳排放和生物碳（如树木）的抵消在本质上存在不匹配的问题。化石燃料中的碳已被安全地储存在地下数百万年，而生物碳的存储相对短暂和不稳定。燃烧化石燃料释放的碳意味着将长时间安全储存在地下的碳释放到大气中，这些气体能在大气中留存 300 到 1000 年，其间会持续捕获来自太阳的热量，加剧温室效应使地球温度升高。这样看来，用短暂的生物碳抵消长期储存的化石碳显然是不可维持的策略。更为令人担忧的是，随着气候危机的加剧，依赖生态系统尤其是树木作为抵消手段变得更加有风险和不可靠17。面对全球极端天气和企业净零转型的压力，全球油气巨头经常在宣传中声称某些产品在其生产和使用过程中进行了碳中和，但这通常只是用林业或其他碳汇项目抵消了特定环节的碳排放，这并不解决整个石油和天然气供应链中产生的温室气体排放问题，尤其是燃烧所产生的范围 3 排放18。持续售卖由林业碳汇中和的“碳中和”产品“碳中和”液化天然气全球碳中和液化天然气交易记录 表 2日期数量（Cargo）买家卖家市场是否使用林业碳汇2019 年 6 月1东京燃气壳牌日本是2019 年 6 月1GS 能源壳牌韩国是2019 年 6 月1-中部电力印度否2020 年 3 月1台湾中油壳牌台湾是8日期数量（Cargo）买家卖家市场是否使用林业碳汇2020 年 6 月2中海油壳牌中国大陆是2020 年 10 月1中海油道达尔中国大陆是2020 年 11 月1台湾中油壳牌台湾是2021 年 2 月1北海道燃气三井集团日本是2021 年 3 月1壳牌俄气英国是2021 年 3 月1浦项制铁莱茵集团澳洲-2021 年 4 月1东邦瓦斯三菱集团日本-2021 年 4 月1壳牌切尼尔意大利是2021 年 4 月1兰亭能源-新加坡是2021 年 6 月1壳牌阿曼液化天然气中东是2021 年 7 月1大阪瓦斯壳牌日本是2021 年 7 月1国际石油开发帝石控股依序思液化天然气日本是2021 年 7 月1（5 年长期供应）中国石油壳牌中国大陆是2021 年 7 月1桑普拉能源英国石油墨西哥是2021 年 8 月1台湾中油埃尼台湾是2021 年 8 月1四国电力马石油日本否2021 年 9 月1静冈燃气国际石油开发帝石控股日本是2021 年 9 月1台湾中油英国石油台湾是2021 年 9 月1东邦瓦斯国际石油开发帝石控股日本是2021 年 9 月1西班牙天然气公司-西班牙-2021 年 9 月1东邦瓦斯萨哈林能源日本-2021 年 9 月3申能集团马石油中国大陆-2021 年 10 月1日本石油勘探公司三菱集团日本-2021 年 12 月1中海油英国石油中国大陆是2022 年 1 月1广岛瓦斯马石油日本是2022 年 9 月1台湾中油雪佛龙台湾是2023 年 1 月1台湾中油壳牌台湾是减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究9与碳中和液化天然气相似，“碳中和”油田通过减少能源消耗、提升能源效率、碳抵消、碳捕集与碳储存等一系列措施来减少石油生产和开采过程中的碳排放，以实现净零碳排放或最小化碳足迹的目标，其生产的产品最终将被贴上“碳中和”的标签。2021年4月，瑞典油气公司伦丁能源（Lundin Energy）宣布向西班牙炼油商萨拉斯石油（Saras）出售了石油行业首批经认证的“碳中和”原油订单。该公司已设定了目标，计划到 2025 年实现整个生产基地的碳中和。该目标只包括范围 1 和范围2的排放，但不包括范围3排放（即间接排放，包括但不限于产品燃烧释放的二氧化碳），然而，在化石能源的产业链中，仅有 20%的碳排放是在生产过程中产生的，约 80%的排放都是在产品使用燃烧中产生。伦丁能源计划投资 3500 万美元，利用植树造林来抵消其在爱德华格里格（Edvard Grieg）油田生产的预估每日产量约为 98,000 桶的石油当量。该油田得到了认证机构英特泰克集团（Intertek Group plc）的碳排放零净标准认证（CarbonClear），成为了全球第一个碳中和的油田。2021年6月，该公司宣布，在离岸油田约翰斯弗德鲁普（Johan Sverdrup）生产的所有原油将获得碳排放零净标准的碳中和生产认证。该油田已经获得独立认证，每桶油排放 0.4 千克二氧化碳当量，比世界平均水平低约40倍。2021年6月，该油田向韩国能源与化学公司 GS Caltex 出售了第一批“碳中和”生产的石油33。“碳中和”油田 2019 年 6 月，壳牌与东京燃气和韩国 GS能源达成全球首批“碳中和”液化天然气贸易23。2020 年 6 月，壳牌与中海油签署 2 船次碳中和 LNG，使用青海和新疆等全球多个基于自然项目的碳信用24，同年道达尔向中海油交付首船“碳中和”液化天然气25。2021 年 1 月-6 月完成 13 船交易，占全球同期“碳中和”液化天然气现货交易的 2%。截至 2021 年 6 月，全球累计完成 21 船“碳中和”液化天然气交易，交易规模约为 147 万吨（以每船 7 万吨计算），均为现货26。2021 年 3 月第一批“碳中和”液化天然气运输到欧洲27。2021 年 4 月，中国石油与壳牌签署全球首份“碳中和”液化天然气长期贸易协议28。壳牌是最早供应“碳中和”液化天然气的公司，占目前全球交易量的 40)。2021 年 6 月，阿曼液化天然气公司与壳牌签署了一项协议，将交付中东第一批碳中和液化天然气30。2023 年 2 月，壳牌公司向台湾中油交付了大约 7 万吨液化天然气，这是根据国际液化天然气进口商集团（International Group of Liquefied Natural Gas Importers，GIIGNL）制定的新标准认证的第一批“温室气体中性”货物31。壳牌公司的最新货物主要使用了一个防止森林砍伐的项目的信用额度。联合国支持的“基于科学的目标”倡议和其他地方的气候科学家说，这些类型的抵消对从空气中提取额外的碳没有什么作用，不应该有助于实现净零排放的要求32。10“碳中和”驾驶指通过购买碳信用以抵消汽车燃油，润滑油等产品在生产、运输、使用等过程中产生的碳排放。壳牌通过购买造林以及森林保护项目所产生的碳信用额，抵消其产品所产生的碳排放。据壳牌官网介绍34，2019 年 4 月，壳牌首次在荷兰推出“碳中和”驾驶，并在英国成为首家为顾客提供“碳中和”驾驶选择的零售商35。2020年10月，该计划扩展到德国、奥地利、瑞士和加拿大。壳牌的“碳中和驾驶”项目分别面向个人客户和商业客户。“碳中和”驾驶 在面向个人客户的计划中，消费者需要首先加入壳牌 GO 会员计划，并在购买燃油时选择加入其碳中和计划，为所购买的每升燃油支付一笔费用，用于壳牌购买碳信用以“中和”燃油在使用过程中产生的碳排放，而壳牌则会支付燃油在提取、精炼和运输过程中产生的碳排放36。对于商业客户，在用户申请为车队抵消碳排放后，壳牌会计算车队购买的燃油所产生的碳排放量，并购买相应额度的碳信用。其中，用于抵消燃油在燃烧过程中产生的碳排量的费用由客户支付，收费标准由当时的碳信用价格决定37，燃油在提取、精炼和运输过程中产生的碳排量则由壳牌支付38。壳牌在德国面向个人客户的“碳中和驾驶”项目在德国,个人客户需要为所购买的每升燃油支付 0.03 欧元用以“中和”燃油使用过程中产生的碳排放，如果一次性购买超过 40 升燃油，则需要额外支付 1.2 欧元。壳牌宣称将通过购买秘鲁的蓝色山脉项目（Cordillera Azul REDD Project）、印度尼西亚的卡廷根泥炭地恢复和保护项目（Katingan Peatland Restoration and Conservation Project）等核证碳标准（Verified Carbon Standard,VCS）造林以及森林保护项目所产生的碳信用抵消该项目产生的碳排放39 40。自 2020 年 10 月 7 日推出至 2023 年 7 月 31 日期间，德国已有超 2.23 亿吨燃油参与了壳牌“碳中和驾驶”项目，并抵消了 67 万余吨的碳排放41。壳牌在奥地利面向个人客户的“碳中和驾驶”项目同样在奥地利，个人客户会被收取每升燃油 0.03 欧元的费用用以“中和”燃油使用过程中产生的碳排放。自 2020 年 10 月 7 日推出至 2023 年 7 月 31 日期间，奥地利已有超 4 千万吨燃油参与了壳牌“碳中和驾驶”项目，并抵消了约 12.6 万吨的碳排放42。此外，自 2021 年起，壳牌在欧洲、亚太地区、中东和北美的主要市场推出了“碳中和”润滑油，并将其称之为“当今润滑油行业最大、最重要的碳中和计划之一”。该项目计划通过投资印度尼西亚的 Katingan Mentaya 项目或中国的青海造林项目等基于自然的碳信用，预期每年抵消超过2 亿升润滑剂的排放，相当于约 70 万吨二氧化碳当量（CO2e）43 44。减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究11 Bente Stachowske/Greenpeace12致排放（REDD ）项目的情况下无法实现，唯有借助这些项目才能实现的这部分效益。当一个项目被认为具有“额外性”时，它所实现的环境保护成果应是通过该项目的特定干预措施而达成的。例如：如果某个地区的森林因为自然原因或现有政策每年已经在增长，而一个新的森林保护项目仅仅是保持了这种增长速度，那么它并没有产生“额外”的效益。如果这个项目使得森林增长的速度比原先预期的还要快，那么这部分快速增长就可以归因于项目的“额外”效益。虚报基线和额外性不仅浪费资源，还会对当地生态和社区带来不利影响，案例 1 即体现了这些问题。该项目的目标是保护秘鲁蓝色山脉地区 135万公顷的森林和高保护价值物种。项目买家宣称，如果没有他们的投资，该区域将会面临严重的环境威胁。而实际上这片区域在 REDD 项目开始的七年前就已经被秘鲁政府列为保护区，并在项目开始两年前杜绝了非法开采活动，导致了项目基线和额外性被虚报47 48。在虚报基线问题被揭露的同时，蓝色山脉项在化石燃料碳排放和生物碳抵消本质不匹配的基础上，林业碳汇项目还面临着一系列不可忽视的风险，其中包括：在林业碳汇开发过程中存在的诸多方法学漏洞与争议，如项目夸大减排效果，将已经存在的碳储存标榜为额外减排；以及自然灾害及人类活动对森林造成破坏导致森林储碳能力下降等。碳交易中的“基线”是预估的在没有采取特定的温室气体减排措施情况下，某一时期内的温室气体排放量。它为项目的碳减排提供了一个参照标准。通过比较实际的碳排放量和基线，可以计算出因为某个项目或措施所带来的温室气体排放减少量。这些减少的排放量可以转化为碳交易市场上的可交易单位，如碳减排额度或碳信用。然而问题在于，基线的计算具有大量人为操纵的空间，从而产生了潜在的超额计算和重复计算的风险45。在碳交易中的“额外性”是评估环境项目效果的核心概念，指减排项目或措施必须产生超过基线排放水平的减排效益，且这种减排效益在没有碳市场激励的情况下不会发生。其主要关注项目是否带来了超越常态或基本预期的正面效益，也就是在缺乏森林保护或减少毁林和森林退化所第二章 油气排放巨头采购林业碳汇的争议案例分析方法学的漏洞与争议基线与额外性案例 1:秘鲁蓝色山脉项目46减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究13诉讼。由于事件的影响范围扩大，联合国也对此表示关切，并敦促秘鲁政府进行整改。然而关于整改的最终成果，至今尚无确切消息50。目在开发和管理过程中的不当操作导致当地土著克丘亚（Kichwa）居民的生存环境更加恶劣等事件被逐渐曝光49，引发了媒体、非政府组织和当地原住民的广泛关注和不满，并最终升级至法律项目名称秘鲁蓝色山脉项目（Cordillera Azul REDD Project）开发商秘鲁自然区域保护研究和管理中心（Centro de Conservacin,Investigacin y Manejo de Areas Naturales,CIMA）认证VCS,CCB地点秘鲁米拉弗洛雷斯蓝色山脉（Cordillera Azul,Miraflores,Peru）项目类别减少毁林和森林退化所致排放 REDD 项目介绍该国家公园为秘鲁政府所有，项目避免了秘鲁中部四个省份的低地和山地森林的砍伐，项目区域包括从低地（海拔 150 米）到山顶（海拔 2400 米）的原始森林。该项目通过加强公园保护、与当地社区和其他利益相关者合作进行与保护兼容的土地利用管理，以及改善公园周边居民的生活质量来实现避免砍伐目标。到目前为止，已在公园内发现超过 35 个新的物种，森林中栖息着大量稀有和濒危物种。开发日期计入期2008/20 年 事件虚报基线和额外性-壳牌于 2008 年开始投资蓝色山脉项目并计入其产生的碳信用，公司称，如果没有他们的投资介入，蓝色山脉区域将不断受到新移民和伐木者的侵害，而正是他们的投资保护了这个区域不受开采活动的影响51。但事实上蓝色山脉地区从 2001 年开始就被秘鲁政府设立为国家公园和自然保护区，并严禁各种开采活动，在政府的管控下，该区域从 2006 年开始未再发现过非法开采活动52。通过描述和夸大并不存在的侵害，保护项目的基线被刻意调低了，而投资带来的额外保护效应也被刻意夸大了。影响虚报基线或存在额外性问题会导致声称的碳减排效益被夸大，削弱投资者和市场的信任度，并对全球应对气候变化的策略产生负面影响。这不仅可能浪费资源，还可能对当地生态和社区带来不利影响。主要买家壳牌，中国石油，中国海洋石油近年来，多项研究表明，林业碳汇中基线与额外性的问题并非个例。2020 年，一项对巴西亚马孙 12 个 VCS 认证的 REDD 项目的研究发现，这些项目在估算避免的碳排放时都存在一定程度的夸大。具体而言，这些项目预先设置的碳排放基线比实际的森林砍伐率高得多。虚设过高的基线可以使项目产生更多的碳信用，为项目开发方吸引更多投资，而虚高的碳减排效果也可以使投资这些项目的企业看起来更加“环保”56。2023 年，一项针对 6 个国家中 26 个 REDD 与秘鲁案例面临类似问题的，还有壳牌、中海油与中石油购买的印尼卡廷根泥炭地恢复和保护项目（Katingan Peatland Restoration and Conservation Project）。该项目旨在保护一片可能被木材种植园和棕榈油产业破坏的泥炭地森林。根据项目的基线情景，若没有这一项目，大部分项目区域都将被转化为相思树种植园53。然而在2015 年火灾肆虐印尼之后，森林和泥炭地保护成为重要议题54。为此，印尼政府在 2019 年实施了新法律55，将部分泥炭地森林列为保护区，而卡廷根项目的大部分区域现在都位于保护区内。新法规的出台和保护区的建立完全改变了卡廷根项目的基线，也大大减少了项目的额外性。14被使用过了。一个公司在不同的年份使用同一个减排单位。多重目的：一个碳抵消单位不仅用于实现联合国气候变化框架公约下的减缓承诺，同时计入了相关的财政或技术承诺（例如气候融资）。虽然这种重复计算不会对温室气体排放产生直接影响，但可能会重复计算发达国家对于发展中国家的资金和技术支持。这一项目计划五年内在苏格兰高地的格伦加里森林种植一百万棵树。该项目由苏格兰林业部门开发，将产生的碳信用售卖给壳牌，再通过壳牌出售给其消费者，用于抵消排放。但问题在于，这些碳信用被壳牌和英国政府重复计算59：壳牌为其客户提供这些信用来抵消他们的排放；英国政府也将这些信用计入其国家气候承诺60。这意味着，消费者从壳牌购买的碳信用已经被用于英国国家气候承诺，并未产生更多的环境效益，消费者的排放也并未真正得到抵消。格伦加里项目出现的重复计算问题不仅加深了民众对壳牌公司及英国政府在环境承诺上的疑虑，同时削弱了公众的信任感和信心。项目的研究表明，根据对其中 18 个已披露基线砍伐率的项目的测算，这些项目所发行的碳抵消量接近实际产生抵消量的近三倍之多57。碳交易中的“重复计算”是指一个减排量（例如碳信用或减排证书）被多次记账或多次声称为抵消活动的成果。碳汇重复计算问题也构成了国际气候谈判中的重要挑战之一。主要有以下四种表现形式58：重复发行：同一个项目被不同的碳信用发行商同时发行和售卖。重复申报：同一个项目向多个监管机构或碳市场提交申报。重复抵消：当碳抵消单位被多次使用来抵销排放时，就会发生重复抵消。对应的应用场景很多，包括但不限于：一个发行单位被用于多次达成减排承诺：这意味着同一个碳信用或减排证书被用于满足多次不同的减排承诺。这可能是相同的公司多次使用，或者多个不同的公司分别使用。一个减排单位被卖出（或转移）多次。由于技术故障或欺诈行为，同一个碳信用在某个注册系统中被复制。这样，这个“复制”的碳信用就可能被另一个公司使用，尽管原始的碳信用已经重复计算案例 2:苏格兰格伦加里再造林项目项目名称格伦加里再造林项目（Glengarry Reforestation Project）开发商苏格兰林业部门（Scottish Forestry）认证Forestry Scotlands Woodland Carbon Code(WCC)地点格伦加里林区周边（Glengarry Forest）项目类别造林，再造林和植被恢复 Afforestation,Reforestation and Revegetation(ARR)项目介绍该项目意在通过种植一百万棵树，将格伦加里林区面积在原有基础上扩大 1.8 万公顷。减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究15项目名称格伦加里再造林项目（Glengarry Reforestation Project）开发日期2020事件重复计算-壳牌资助了格伦加里森林扩充项目，并在广告中声称该项目将用于帮助消费者抵消排放。与此同时苏格兰政府也计划将此项目用于其国家范围内的碳抵消，最终算在英国国家自主减排贡献要求内。影响对碳信用的重复计算导致了对温室气体减排总体进展的过高估计，壳牌错误地认为他们抵消了更多的碳排放，这影响了气候行动的透明度和真实性。重复计算降低了碳市场的可信任度，导致不符合真实情况的减排报告，进而妨碍全球实现气候目标的努力。买家壳牌（直接投资61）2021 年的一项研究发现，曾有碳交易项目在墨西哥和美国加州的碳交易平台上同时发行出售，而由于两地碳交易系统的互不关联，此类项目一旦被分别售出就会面临项目产生的碳信用被重复计算的问题62。全球各国和地区的碳交易平台存在不共通的现状，平台之间在覆盖范围、价格设定、排放额度分配、偏移机制和法律监管框架等方面都存在差异。这些不一致可能导致碳价格的波动，为跨境企业带来合规风险。更为重要的是，由于监管和报告标准的不一致，易出现重复计算的风险，从而对碳交易的整体信誉造成损害并减弱其对抗气候变化的有效性63。碳泄露（carbon leakage）是指因一个地区对碳排放的限制和干预措施，导致一些会增加碳排放的行为转移到其他排放限制更宽松的地区，进而导致其他地区的碳排放增加64。具体到林业碳汇的碳泄露风险，泄露问题在减少毁林和森林退化所致温室气体排放（REDD）和造林，再造林和植被恢复（ARR）类型的林业碳汇项目中均有存在。在 REDD 类型项目中，当某个区域为了减少毁林和温室气体排放而开始实施更为严格的行为管控，许多毁林活动并不会因此停止，而仅仅是转移到临近的非管控地区；在 ARR 项目中，如果造林活动与经济补贴联系在一起，可能导致新泄露造林大量扩张，占用土地资源，造林对耕地或其他土地的占用可能导致开发压力转向其他地方，甚至带来对现有天然林的破坏。碳泄露是大型工业企业在国家甚至全球范围内运营产生的结构性问题，难以避免。例如，巴西亚马孙地区的大豆禁砍伐协议（Soy Moratorium），导致了附近塞拉多地区大豆产量增加了 31%，而砍伐面积也增加了 13e。企业需实施综合的碳足迹评估，认真考虑并采取措施防范碳泄露风险。16及由于管理不善导致的树木密度高、物种同质性高等问题，单一树种人工林更容易发生火灾，影响碳汇效益70。2021 年 7 月，美 国 华 盛 顿 州 科 尔 维 尔（Colville）印第安保留地发生了一场由雷电引发的大火，迫使许多当地居民疏散，其中的碳汇项目也遭到大火侵袭。这个项目自 2016 年起已经产生了超过 1400 万的碳信用额度，其中大约 500万已被买家核销。作为该项目的主要买家，英国石油公司购买了约 1300 万的碳信用额度，交易金额超过 1 亿美元，占比超过项目 90%的碳信用额度。通常，林业碳汇项目会保留 10-20%的储备额度，这些额度不会用于出售，而是作为项目内设“缓冲池”，以应对项目中的风险或不确定性所造成的损失。然而考虑到现实中不断增加的干旱和火灾风险，这些缓冲池极有可能过小，不足以补偿灾害造成的损害。生态系统的不稳定性森林生态系统所固定的二氧化碳并不具备永久性的特点，而是随着森林自身生长状况的不断变化而波动。这种波动受到多重因素的影响，包括生态系统内在的因素（如火灾、病虫害）以及全球气候变化所带来的不确定性。这些因素将对森林固碳的实际效果产生限制，甚至有可能导致逆转，从原本的碳汇转变为碳源。火灾是造成森林碳储量消耗的主要风险之一。尤其是近年来，在气候变化带来的高温与干旱的双重作用下，极端火灾也将更加频繁。联合国环境署的报告指出，与历史平均水平相比，全球极端野火的数量到本世纪末将增加近 50f，据欧盟哥白尼大气监测服务中心的统计，2021 年森林大火造成了 17.6 亿吨碳排放，相当于德国每年二氧化碳排放量的两倍之多67。更值得注意的是，植树造林是林业碳汇项目中的主流类型之一。常绿单一树种人工林在许多情况下都是大规模造林的优先选择68，其面积在全球范围内不断增加69。由于树种的易燃性，以火灾案例 3:美国华盛顿州科尔维尔印第安保留地大火项目名称美国华盛顿州科尔维尔印第安保留地项目（Colville Improved Forestry Management Project）开发商Finite Carbon认证California Air Resources Board(CARB)地点美国华盛顿州科尔维尔（Colville）印第安保留地（Colville Indian Reservation in Washington,US）项目类别改善森林管理 Improved Forest Management项目介绍作为美国履约项目历史上第二大的碳补偿项目，科尔维尔的碳抵消项目宣称与部落先进的森林经营相结合，并使他们的土地管理收入多样化。开发日期2016 事件2021 年多场野火减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究17有不同的抗性，可能更易受其影响。而盲目引进外来树种亦有可能使其与当地物种竞争资源，导致一些当地物种的数量减少。而当某些对害虫起到控制作用的当地物种（比如害虫天敌的栖息树种）数量减少时，病虫害就会开始大肆传播。种植单一树种：单一树种的大面积种植等行为使得生物多样性大大降低，病虫害的天敌数量下降甚至消失，病虫害更易传播，从而危害碳汇林的健康76。周边地区开发：对碳汇林周边地区的过度开发利用也可能导致这些地区和碳汇林共同的水源短缺，生物多样性降低，使得环境压力增加，树木健康状况下降，更容易受到病虫害的攻击。除此之外，全球气候变暖也可能导致某些病虫害的活动区域扩大或发生频率增加，进而使碳汇林受到病虫害侵袭的风险增加。其它因子如碳汇林的地理位置与地形、土壤健康和养分等也会影响树木对病虫害的易感性。自九十年代后期以来，加拿大不列颠哥伦比亚省和美国落基山脉地区遭遇了多轮一种名为 山 松 甲 虫（Mountain Pine Beetle，学 名：Dendroctonus ponderosae）的爆发性侵袭。这种甲虫体积很小，却对当地的松树林产生了毁灭项目名称美国华盛顿州科尔维尔印第安保留地项目（Colville Improved Forestry Management Project）影响这次火灾影响涵盖了生态、经济、文化等多个方面，对当地社区造成了长期和短期的重大损害。大火严重影响了华盛顿州中北部的科尔维尔（Colville）、内斯佩兰（Nespelem）、凯勒（Keller）和因切利厄姆（Inchelium）等城镇和地区。烧毁了许多房屋，包括居民住宅、公共建筑等。这些地区的居民被疏散，火灾导致野马和牲畜死亡，电力持续中断，原住民失去了许多他们采集、捕猎和钓鱼得来的食物储备和传统文化。与传统的部落火势不同，这次火灾在树冠间蔓延，以极端的强度燃烧，不仅摧毁了植被，还破坏了土壤中有益的微生物和有机物质。高强度的大火能够摧毁所过之处的一切植被，包括森林恢复所需的种子，在这之后通常只有一些入侵性杂草能够存活71。买家英国石油公司 与之类似的是，2018 年，美国北加利福尼亚州艾迪牧场（Eddie Ranch）的一个碳抵消项目（包括大量的草地、灌木以及黑松、冷杉和橡树）发生火灾。该项目宣称自己能够提供约 28 万吨碳信用额，而这次大火烧毁了其中的99r。荒谬的是，艾迪牧场并没有因为这场大火而停止销售，反而是在火灾后不久便将被烧毁的大部分信用额度卖给了美国石油冶炼公司 PBF 能源73 74。绝大部分的碳汇林属于造林/再造林的人工林地，或者是施加了一定经营管理措施的人工林。以固碳为主要考量的造林和森林经营，在密度和树种选择上存在人工林的一些普遍问题，其中就包括易受病虫害侵害的风险因子：森林密度：当森林密度过高时，不同的树木之间会形成资源竞争，而竞争中资源相对短缺的树木由于生长受阻，更容易受到病虫害的侵袭。高密度的森林同时会导致更高的湿度和更低的光照，也就为某些病虫害（比如许多真菌）创造了更有利的生存条件。在高密度森林中，病虫害的传播速度也会相对更快75。种植外来树种：被移植的外来树种可能携带有它们原生地区的害虫，如果这些害虫到了新环境后没有天敌制衡，便会迅速繁衍扩大。同时外来树种对本地害虫病虫害案例 4：北美山松甲虫疫情18性的影响，大量甲虫的大规模侵袭导致成片的健康松树死亡。在传统情况下，寒冷的北美冬季会限制山松甲虫的数量。然而，随着气候变化，更温暖的冬季为山松甲虫提供了绝佳的生存、繁殖和扩散条件。据估计，不列颠哥伦比亚省有 1800万公顷的森林受到了这种甲虫不同程度的侵袭77，造成了大量松树的死亡，不仅损害了这些地区的碳汇功能，还导致了巨大的经济损失。同时，大量死亡的松树也增加了火灾的风险。尽管当地的森林管理部门尝试了包括切除和焚烧受感染的树木、使用化学杀虫剂、以及生物防治等多种手段以应对这一问题，但仍难以彻底控制山松甲虫的爆发78。随着气候变化的影响日益显现，可能为山松甲虫爆发提供更有利的条件，也为控制山松甲虫带来更多挑战。项目名称特尼勒科丁造林项目（Tsilhqotin Reforestation Project）开发商Central Chilcotin Rehabilitation认证-地点加拿大不列颠哥伦比亚省奇尔科廷高原特尼勒科丁传统领地（Tsilhqotin Nation Aboriginal Title Lands,Chilcotin Plateau,British Columbia,Canada）项目类别造林，再造林和植被恢复 Afforestation,Reforestation and Revegetation(ARR)项目介绍此项目计划在火灾受损且自然恢复缓慢的区域种植约 840,000 棵本地树种，致力于恢复被野火破坏的土地，还可能为当地和土著社区提供就业机会，改善当地生态系统，并在未来创造碳信用的经济机会。开发日期2020 事件山松甲虫疫情影响自 20 世纪 90 年代后期以来，加拿大不列颠哥伦比亚省受到了前所未有的山松甲虫疫情侵袭，该疫情已经影响了超过 1800 万公顷的松树林，尽管采取了各种控制措施，但其蔓延速度和影响程度仍难以完全根除。特尼勒科丁土著社区，像不列颠哥伦比亚省的许多其他土著社区一样，深受山松甲虫的困扰。山松甲虫疫情导致了大量的松木死亡，直接影响了该地区的木材产业。对于依赖林木资源的土著社区，这意味着潜在的就业和收入减少。森林对许多土著社区都有特殊的文化和精神意义。死亡的树木可能会影响到与森林相关的传统活动，如狩猎、采药和仪式。大量的松木死亡还会改变森林的生态结构，影响野生动植物的栖息地。对于依赖森林资源的土著社区，这可能会影响到他们的生计和食物来源。死亡的树木可能增加森林火灾的风险，对于土著社区和其周边的地区都是潜在的威胁。买家壳牌（直接投资）减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究19土地权益碳汇项目旨在通过植树或其他方式吸收并储存大量的二氧化碳，从而对抗气候变化。然而，这类项目在实施过程中可能会导致原住民土地被征用或变更用途。尽管这些项目声称是为了全球和环境的长远利益，但原住民可能会因此失去其传统领地，从而影响他们的生计选择和文化传统延续。在某些情况下，原住民因失去领地得到的补偿可能远远低于土地的实际价值，导致他们的生活陷入更为困难的处境。2021 年，在 刚 果 共 和 国 的 巴 特 克 高 原（Batk Plateaux），主 要 是 勒 菲 尼 保 护 区（Lefini reserve）内，道 达 尔 能 源 与 Forest Neutral Congo（FNC）合作启动了一个碳抵消项目。该项目计划在 4 万公顷的土地上种植相思树（Acacia），预计在未来 20 年内将吸收超过 1 千万吨的二氧化碳79。FNC 是专门在中非地区推广可持续伐木实践的法国咨询公司 Fort Ressources Management（FRM）的 子 公 司，FNC 向刚果政府租赁了该项目用地，种植工作于2021 年底开始实施80。巴特克高原上有多个家族，他们世代生活在这片土地上，该项目的实施对他们的生活造成了诸多影响。在植树项目启动后，一些原住民表示他们不再被允许在原有的土地上种植或照看作物。有些农民在项目开始前并未得到咨询或任何补偿，便突然被告知他们不能再进入自己的田地。当他们试图进入田地时会被驱离。当地的一名土著首领表示，他的家族从未被纳入咨询过程中，而现在他们失去了所有生计。直到 2021 年，政府才与巴特克高原的原住民进行了真正的“谈判”，在此之后，部分家族才得到了每公顷约等于一美元的象征性补偿，是该地区土地历史租赁价格的 1/16，而代价是放弃其世代居住耕种的土地的所有权。多数原住民对自己签署的文件一知半解，也并未得到合同的副本。2022 年 1 月，这项交易被正式写入法律，由总统签署，声明道达尔将为该项目提供全额融资81。巴特克高原碳抵消项目对原住民的不公平对待收到了国际媒体和国际组织的广泛批评82，而法国公司道达尔能源作为该项目的资方也招致了强烈的批评83。案例 5：刚果共和国巴特克高原植树项目项目名称刚果共和国巴特克高原碳抵消项目（Batk Carbon Sink）开发商道达尔，Forest Neutral Congo（FNC）认证VCS 地点刚果共和国的巴特克高原（Batk plateaux），主要是勒菲尼保护区（Lefini reserve）项目类别造林，再造林和植被恢复 Afforestation,Reforestation and Revegetation（ARR）项目介绍计划在 40,000 公顷的土地上种植相思树，预计在未来 20 年内将吸收超过 1 千万吨的二氧化碳。FNC 从刚果政府那里租赁了这块土地进行此项目。开发日期计入期2021/20 年20项目名称刚果共和国巴特克高原碳抵消项目（Batk Carbon Sink）事件巴特克高原的原住民在植树项目开始后，得到的补偿微乎其微或完全不存在。有的家族被认定为土地的合法所有者，但却未获得任何补偿。有的原住民家族的土地在政府地图上已被标为新保护区的组成部分，但因无法出席土地转让签约仪式，也未获得任何补偿。据调查，在刚果政府与当地社区的协商结束前，政府便已经为道达尔的植树项目征用了土地。2020 年 6 月至 7 月，政府曾与“潜在土地所有者”进行过会谈，为道达尔的项目进行宣传。这些会谈后不久，2020 年 9 月 18 日，政府便通过了一项法令84，将超过70,089 公顷的勒菲尼保护区定为国家的“私有财产”。仅六周后，政府与 FNC 签署了一份为期六十年的租赁合同，承诺为其驱逐土地上的原住民。影响土地转移给 FNC 后，原住民失去维持生计的耕地，多数原住民未获得充分补偿或未获得任何补偿，面临经济和生活困境。买家道达尔能源（直接投资）Marten van Dijl/Greenpeace减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究21第三章 飞速发展的中国林业碳汇市场中国作为拥有丰富林业资源的国家，正迅速崛起为林业碳汇市场的关键参与者。作为仅次于南美地区的全球第二大造林、再造林和植被恢复（ARR）项目市场，东亚地区的 23 个 ARR 项目全部来自于中国，共签发了990万个碳信用额度（图5），其中96%为核证碳标准（VCS）注册项目，4%为黄金标准（Gold Standard,GS）注册项目85。在全球最大的碳信用签发机构 Verra 核证的超过2000 个 VCS 项目中，近四分之一是来自中国的林业碳汇项目86，随着全国温室气体自愿减排交易系统重启，林业碳汇项目的市场需求将进一步扩大。全球前 15 个造林、再造林及植被恢复（ARR）市场项目及碳信用数量 图 3信息来源：Slyvera减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究2234.65 亿亩。其中，人工林保存面积达到 13.14 亿亩，位居世界首位91。根据中国国土绿化状况公报数据整理，2016 年至 2021 年期间，中国年均造林 695 万公顷。根据 Ecosystem Marketplace统计，2019-2021 年期间，亚洲、拉丁美洲及加勒比地区的 ARR 项目出现了巨大增长，这一增长与中国造林项目的快速发展密不可分。绿色和平整理了部分油气企业参与的中国造林碳汇项目情况（图表 6），在过去三年中，壳牌、中国石油、中国海洋石油公司均核销过中国林业碳汇项目中的碳信用额度。以壳牌为例，其官网公示信息显示92，该跨国石油公司参与了中国新疆、青海、河北、贵州省等地多个造林碳汇项目的建设，并宣称其客户可以通过这些林业碳汇项目实现碳抵消。随着碳中和目标的迫近，越来越多的油气公司正陆续涉足林业碳汇领域，在通过碳汇交易获得收益和一定社会声誉的同时，油气公司也需要认识到林业碳汇的进一步发展仍然面临诸多挑战，企业需要承担多方面的投资风险。中国林业碳汇市场与企业参与全国碳排放权交易市场（以下简称“全国碳市场”）是中国推动“双碳”目标实现的核心政策工具之一。全国碳市场分为碳配额（CEA）和国家核证自愿减排量（CCER）交易，配额不足的控排企业可通过投资 CCER 抵消一定比例的碳配额清缴。据中国自愿减排交易信息平台数据显示，从2014 年首个 CCER 项目注册，至 2017 年暂停新项目受理，CCER 公示项目共有 2871 个，完成签发量 4980 万吨。目前全国碳市场及各地方试点碳市场抵消使用的 CCER 均为这些减排量的多次转手。截至 2022 年 6 月 17 日，CCER 累计成交量约 4.54 亿吨二氧化碳当量，成交额约 59.73 亿元87。随着碳市场扩容及免费碳配额逐步收紧，市场对 CCER 的需求量将进一步提升。2022 年，有研究报告预计88，在“十四五”期间会逐步完成除发电行业外的其他七个重点能耗行业（石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空）的纳入，全国碳市场的配额总量可能会从目前的 45 亿吨扩容到70亿吨，覆盖全国二氧化碳排放总量的60%左右。以 5%的抵消比例计算，届时 CCER 需求将达到每年 3.5 亿4 亿吨。目前，相关部门正在积极筹备重新启动 CCER 项目的备案和减排量的签发。林业碳汇被明确纳入 CCER 的主要类型，因碳汇量大、成本低、生态附加值高而广受政策和市场关注。根据方法学不同，林业碳汇又可分为森林经营性碳汇和造林碳汇两个方向。据前瞻产业研究院预测，2022-2027 年中国林业碳汇行业市场需求年复合增长率（CAGR）为 36%，到2027 年中国林业碳汇行业市场需求将达到 348 亿元89。林业碳汇项目的市场潜在价值将在十四五期间达到近 2000 亿元90。作为全球森林资源增长最为迅速和数量最多的国家之一，截至目前，中国的森林面积已达到减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究23项目名称地点投资方项目面积（公顷）计入期（年）张家口蔚县造林项目河北壳牌中国1180040西宁市造林项目青海壳牌中国12874100壳牌东京燃气中海油青海省海东市造林项目青海壳牌中国12849100壳牌贵州省普定、镇宁造林项目贵州壳牌中国2655130壳牌贵州省西关造林项目贵州壳牌中国2544930壳牌中国石油国际事业有限公司（“PCI”）东京燃气新疆麦盖提造林项目新疆壳牌中国669740壳牌中海油吉林临江造林项目吉林壳牌中国2508560部分油气企业参与的中国林业碳汇项目情况 表 324项目名称地点投资方 项目面积（公顷）计入期（年）张家口崇礼造林项目河北壳牌中国1892020湖南北部和西北部造林项目湖南壳牌中国4131720河北塞罕坝林场项目河北壳牌364030青海省植树造林项目青海壳牌中国13862100壳牌东京燃气江西丰林碳汇造林项目*江西壳牌14700贵南造林项目贵州中国石油国际事业有限公司（“PCI”）4600030壳牌安徽省合肥、滁州造林项目安徽壳牌3005720中石油贵州黔西南造林项目贵州壳牌3204720中国石油国际事业有限公司（“PCI”）中国石油国际事业有限公司（“PCI”）信息来源：项目开发文件，Reforestum,彭博新能源财经，企业官网，绿色和平*项目信息出自壳牌官方网站，未在 VCS 数据库中获得相关信息。减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究252.林业碳汇相关数据积累不足、缺乏科学统一的计量标准。林业碳汇的计量监测评估需依托于数据积累和模型研发。例如，不同树种的碳汇能力有明显不同，即使同一树种，生长在不同地区，碳汇能力也有显著差异。当前各地普遍缺乏相关数据积累，在碳汇计量模型开发和参数测定等方面仍处于起步阶段，导致在项目开发时很难找到适合当地的碳汇量预测模型，引用其他地区或相关树种的模型代替可能会导致较大的计算误差96。3.林业碳汇权属问题突出。林业碳汇项目开发过程中会涉及众多利益相关者。林地林木所有者、土地租赁者、营造林资金投入者和相关的管护者，以及当地林农、社区、企业、林业主管部门等均有可能参与其中，林业碳汇权属结构复杂。目前，森林法物权法均没有对林业碳汇的占有权、使用权、处置权（包括转让权）和收益权进行明确界定，这可能会导致项目所得收益分配难以达成统一意见和预期效果，甚至带来法律纠纷，影响林业碳汇项目最终实施效果。4.从业人员专业性不足。中国林业碳汇项目虽经过多年发展，但是覆盖范围和涉及人员仍然有限。一方面，林业碳汇项目开发和运营专业人员不足。林业碳汇项目方法学复杂、开发难度大，而目前中国林业碳汇项目还没有进行行业技术管理，对相关从业人员的能力及技术资格没有设置准入门槛，很多项目由没有林学专业知识的人员进行开发和管理，甚至出现项目设计文件“相互抄袭”的乱象，这会直接影响林业碳汇项目的质量。另一方面，地方政府也缺少熟悉林业碳汇标准、规则的管理人员和相关经验，因此在面对林中国林业碳汇项目风险分析林业碳汇开发面临的挑战目前，中国的林业碳汇项目以 VCS 和 2017年之前开发的 CCER 项目为主流。由于早年 CCER项目的开发也大多借鉴了国际主流的林业碳汇方法学，因此这些项目在基线、额外性、重复计算等问题方面也面临与诸多国际项目类似的风险与质疑。除此之外，由于起步较晚和碎片化发展，中国在林业碳汇方面的有关政策和机制还有待完善；再加上双碳目标提出之后，不同的利益相关方纷纷入局，使国内林业碳汇市场面临着更多的挑战与不确定性。1.国家与地方层面的林业碳汇政策连贯性和协同性欠缺，林业碳汇标准碎片化。虽然中国从国家层面提出了发展林业碳汇的目标，但目前还处于局部性的探索试点中，相关政策与法规有待健全。2023 年 10 月 19 日，温室气体自愿减排交易管理办法（试行）公布施行，为项目的方法学与审定制定了相应法规。在此之前，特别是在 2017 年至今 CCER 暂停期间，一些潜在的林业碳汇项目转而寻求在地方性或其他机制下进行开发，除了国际层面的 VCS、CCB、GS，一些地方政府也基于区域性的市场制定了各自林业碳汇标准，比如广东的碳普惠93、福建三明的碳票94、贵州的单株碳汇95等。此外，林业碳汇项目本身较为复杂，且种类繁多，需要根据不同的树种、项目类型等分别设置方法学，导致林业碳汇标准碎片化问题较为普遍。不同的林业碳汇项目执行的技术标准不统一，也会导致项目质量良莠不齐。特别是在地方层面开发的一些林业碳汇项目，存在一些不符合基线、额外性原则的问题。例如一些地区推行的“林业碳票”项目，不限林种、林龄和经营主体，且针对森林自然生长条件下每年的净固碳量，这种做法是与国际规则相违背的。26油气企业也在积极参与前期的项目布局，其中，中国石油与广西森工集团签署林业碳汇合作框架协议，将首批预购 500 万吨 CCER 机制下的林业碳汇项目减排量99。中国石油国际事业公司分别与中国龙江森林工业集团和内蒙古森林工业集团达成林业碳汇发展合作意向100，这些项目能否在新的方法学框架下获得预期的减排量和对应的收益，还有待观察。因此，企业需要谨慎将林业碳汇作为投资产品，防范项目的投资风险。当我们仅以“固碳”为单一目标开发林业碳汇项目时，可能会忽视甚至影响森林实现其他综合效益。大规模的造林会对水资源和湿地资源产生影响；以中国西北地区大规模植树造林为例，尽管小规模或者短期的造林活动在该地区取得了成功，但在较长时期尺度来看，西北地区大部分的气候并不适合大规模植树造林，造成营建的森林大量死亡或退化101，甚至导致土壤生态系统的恶化和植被覆盖的减少，并加剧了水资源短缺。另外，植树造林对水资源的消耗将不可避免地减少输送到湿地的水资源，因此可能造成同样具有重要生态价值的天然湿地资源的受损。此外，与经过长时间演替所形成的天然林相比，树种较为单一的人工林生态系统在面对火灾和病虫害时会更加脆弱。松树、杉树等树种因其生长速度快、适应性强、经济效益高，有助于快速吸收大气中的二氧化碳，能够使碳汇效益最大化等特点，在中国境内的造林项目中被广泛种植。然而，这些树种的叶片和松针富含树脂，容易干燥，所以相较于其他树种，存在相对较高的火灾隐患。绿色和平根据碳汇项目设计文件所披露的种植树种，对已知有油气企业所购买的 15 个位于中国境内的碳汇林项目中使用的树种和树种易燃性生态系统风险业碳汇工作时，存在管理能力欠缺的情况，这也会导致林业碳汇项目的合格性、真实性等方面受到一定的质疑。5.社会各界对于林业碳汇的认识不足。“双碳”目标提出后，森林资源的重要性被反复提及，社会各界对林业碳汇量产生了大量需求，纷纷开始“跑马圈地”。但是，由于大众对于林业碳汇的概念、标准、开发规则、交易流程、收益分配等都缺乏正确的认识，这样的盲目圈地，极有可能导致各方参与者的利益受损。例如一些咨询机构尽管缺乏技术与资金，却利用一些地方对于碳汇项目的热情，签订涉及大面积林地且长期的开发协议，低成本占据林草碳汇资源，再将这些资源推销给拥有技术和资金的咨询和投资机构。这实际上是一场空手套白狼的资本游戏，会导致地方政府和林农失去对森林资源的长期控制权，给森林未来的经营和发展带来不确定因素。有的咨询机构则利用信息不对等，过分夸大碳汇项目开发难度及其自身开发能力，虚报开发成本，并以夸大的项目开发成本参与项目收益分成，导致地方政府和林农无法从项目中获得公平的收益，还有可能造成国有资产收益流失的风险97。此外，随着CCER项目重启在即，生态环境部、市场监管总局联合发布的温室气体自愿减排交易管理办法（试行）明确了 CCER 方法学将完全更新，并规定了申请登记项目应于 2012 年 11月 8 日之后开工建设，申请登记的减排量应当产生于 2020 年 9 月 22 日之后，并且在减排量产生的 5 年以内完成项目登记98。这意味着在过去两年中许多企业、中介公司、碳资产管理公司为了CCER 重启而圈定的林业项目，并不一定能开发成符合新方法学的碳信用。在 2023 年初至今签约的 35 个项目中，不乏有农业碳汇、茶园碳汇等目前并未公布方法学的项目。为了应对 CCER 重启，减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究27进行了分析，其中超过 80%都具有中高易燃性，仅有 20%为低易燃性102。与此同时，与天然林相比，种植树种较为单一的人工林的抗逆性较差，抗病虫害能力较弱，更容易导致病虫害集中爆发103。其中，又以马尾松毛虫、松材线虫等危害松树的问题尤为突出。这些病虫害轻则造成松树生长和固碳能力的损失，重则导致树木大面积死亡。而马尾松、红松、油松、云南松等正是中国碳汇林项目的常见造林树种。气候变化影响下的气温上升和极端气候事件等因素可能进一步加剧火灾风险以及病虫害的入侵、爆发和扩散，对森林生态系统，特别是相对较脆弱的人工林造成范围更广、破坏性更大的危害。这些都有可能增加碳汇林项目的管理和维护成本，以及出现超预期损失的几率。15 个中国境内碳汇林使用树种的易燃性风险占比 图 4信息来源：Slyvera28第四章 总结与建议在全球气候危机中，油气行业尽早依据巴黎协定中 1.5 C 全球升温限制目标进行减排尤为重要。与此同时，我们也需要减少对于石油的依赖，从国际到国家层面支持和推广零碳燃料的供应。虽然林业碳汇项目旨在通过森林生态系统吸收和储存二氧化碳，但在项目实施和交易过程中尚存在诸多漏洞与挑战。因此，企业应更加谨慎地对待林业碳汇等碳抵消手段，将减排和能源转型纳入长期战略，采取积极行动，优先解决自身的排放问题。企业气候行动是全球应对气候变化中重要的一环，其中例如直接减少包括化石能源在内的主要排放源，在减排技术和可再生能源领域进行研究和创新，在产业低碳转型中进行透明及高可见性的气候友好措施，影响全球供应链纳入气候友好实践等。本报告建议油气行业：设立有雄心的油气减产目标，加快发展可再生能源业务；净零路径应优先考虑其运营和全价值链的深度减排，在此基础之上，购买高质量的碳信用可以视为企业为实现其气候目标以及推动全球减排的补充手段；企业购买的碳信用额不应计入公司为实现脱碳目标而承诺的内部减排量；企业应对其购买的碳信用进行尽职调查，以确保其减排量真实有效，并且能为项目所在地生态系统及社区带来正面收 企业应该单独披露其购买、交易或注销的碳信用类型、数量及相关项目的详细信息；企业应该及时通过企业年报、ESG 报告等形式对外披露其碳信用交易的相关财务信息，确保交易中获得的资金回流到减排项目本身及当地社区;企业应避免在产品、会议、及企业活动中使用“碳中和”、“零碳”等误导性词汇。减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究29附录一 项目种植树种易燃性（仅从树种分析）张家口蔚县造林项目落叶松(Larix spp.),油松(Pinus tabulaeformis)高西宁市造林项目青海云杉(Picea crassifolia),祁连圆柏(Juniperus przewalskii),油松(Pinus tabuliformis),杨树(Populus spp.),桦树(Betula spp.),榆树(Ulmus spp.)中青海省海东市造林项目青海云杉(Picea crassifolia),祁连圆柏(Juniperus przewalskii),油松(Pinus tabuliformis),杨树(Populus spp.),桦树(Betula spp.),榆树(Ulmus spp.)中贵州省普定，镇宁和安顺造林项目柏树(Cupressus spp.)低贵州省西关造林项目柏树(Cupressus spp.),杉木(Cunninghamia spp.)中新疆麦盖提造林项目银白杨(Populus alba),梭梭(Haloxylon ammodendron),文冠果(Xanthoceras sorbifolium),沙枣(Elaeagnus angustifolia),黑果枸杞(Lycium ruthenicum)低吉林临江造林项目红松(Pinus koraiensis),水曲柳(Fraxinus mandshurica),云杉(Picea spp.),胡桃楸(Juglans mandshurica),桦木(Betula spp.),油松(Pinus tabulaeformis),落叶松(Larix spp.),黄檗(Phellodendron amurense)中张家口崇礼造林项目落叶松(Larix spp.)、欧洲赤松(pinus sylvestris)和云杉(Picea spp.)高湖南北部和西北部造林项目杉木(Cunninghamia spp.),马尾松(Pinus massoniana),杨树(Populus spp.)高河北塞罕坝造林项目青海云杉(Picea crassifolia),祁连圆柏(Juniperus przewalskii),油松(Pinus tabuliformis),杨树(Populus spp.),桦树(Betula spp.),榆树(Ulmus spp.)中青海省植树造林项目青海云杉(Picea crassifolia)、祁连圆柏(Juniperus przewalskii)、油松(Pinus tabuliformis)、杨树(Populus spp.)、桦树(Betula spp.),榆树(Ulmus spp.)中江西丰林碳汇造林项目湿地松(Pinus elliottii)高贵南造林项目杉木(Cunninghamia spp.),马尾松(Pinus massoniana),云南松(Pinus yunnanensis)高安徽省合肥和滁州造林项目栾(koelreuteria paniculata),夏栎(Quercus robur),朴树(Celtis sinensis),大叶榉树(Zelkova schneideriana)低贵州黔西南造林项目杉木(Cunninghamia spp.),柏树(Cupressus spp.)中15 个中国境内碳汇林使用树种的易燃性30树种学名易燃性易燃部件油松Pinus tabuliformis易燃树皮、树干、树叶、脱落物樟子松Pinus sylvestris var.mongolica易燃树叶、树皮、树枝、树干、脱落物白桦Betula platyphylla易燃树皮、树叶、脱落物毛白杨Populus tomentosa易燃树叶、脱落物柏树Cupressus spp.易燃树叶红松Pinus koraiensis易燃树叶、树皮、树枝、树干、脱落物云杉Picea asperata易燃树叶、树皮、树枝、树干、脱落物水松Glyptostrobus pensilis不易燃 吊皮锥Castanopsis kawakamii易燃树叶、树皮、树枝、树干、脱落物落叶松Larix gmelinii不易燃 枫香树Liquidambar formosana易燃脱落物青杨Populus cathayana易燃树叶、脱落物川杨Populus szechuanica 易燃树叶、脱落物马尾松Pinus massoniana易燃树叶、树皮、树枝、树干、脱落物黄连木Pistacia chinensis不易燃 黑果枸杞Lycium ruthenicum不易燃 朴树Celtis sinensis不易燃 梧桐Firmiana simplex不易燃 沼生栎Quercus palustris易燃树叶、树皮、树枝、树干、脱落物不同树种的易燃性风险例举（风险评估准则参考文献：Tree species flammability based on plant traits:A synthesis104）：减排的幻影：全球油气行业使用林业碳汇风险及案例研究31树种学名易燃性易燃部件罗汉松Podocarpus macrophyllus易燃树叶、树皮、树枝、树干、脱落物胡杨Populus euphratica易燃树叶、脱落物华山松Pinus armandii易燃树叶、树皮、树枝、树干、脱落物桤木Alnus cremastogyne不易燃 祁连圆柏Juniperus przewalskii易燃树皮、树叶、脱落物柳杉Cryptomeria japonica var.Sinensis 不易燃 胡桃木楸Juglans mandshurica易燃树叶冷杉Abies fabri易燃树皮、树叶、脱落物黄柏Phellodendron amurense易燃树叶杉木Cunninghamia lanceolata易燃树叶、脱落物沙枣Elaeagnus angustifolia Linn不易燃 云南松Pinus yunnanensis易燃树叶、树皮、树枝、树干、脱落物杨树Populus spp.易燃树叶、脱落物榆树Ulmus spp.易燃树叶、脱落物桦木Betula spp.易燃树皮、树叶、脱落物大叶榉树Zelkova schneideriana 不易燃 32Oil Company Quietly Shelves a Radical Plan to Shrink Its Carbon Footprint.取读于 https:/ to net zero.取读于 https:/ Scales Back 2030 Net Zero Target.取读于 https:/ 100 10.Carbon credits.2023.09.05.UAE to Power Up African Carbon Credit Market 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排放包含公司消耗已购买或获取的电力、蒸汽、加热或冷却而产生的间接排放。范围 3 排放是在公司价值链中出现的所有间接排放(范围 2 未包含)，其中包括上游和下游排放。范围 3 排放共有 15 个类别。Greenhouse Gas Protocol.2004.03.Corporate Standard.取读于 https:/ghgprotocol.org/corporate-standard19.Gibson dunn.2022.03.16.Carbon-Neutral LNG.取读于 https:/ Global.2021.07.08.Transparency will be key to growth of carbon-neutral LNG market,study finds.取读于 https:/ neutral LNG cargoes database3437.Shell.2023.CO kompensieren mit der Shell Card:auf dem Weg zu Netto-Null Emissionen.取读于 https:/www.shell.de/geschaeftskunden/mobilitaet/shell-card/nachhaltigkeit/co2-kompensation.html 38.Shell.2023.Shell fleet solution carbon compensation brochure.取读于 https:/ 39.Shell.2019.10.Klimaschutzprojekte,die wir untersttzen.取读于 https:/www.shell.de/ueber-uns/initiativen/klimaschutzprojekte.html 40.Shell.2023.10.17.Wie vertrauenswrdig sind die von Shell ausgewhlten Projekte.取读于 https:/support.shell.de/hc/de/articles/360013353618-Wie-vertrauenswrdig-sind-die-von-Shell-ausgewhlten-Projekte-41.Shell.2023.Kleiner Beitrag,groe Wirkung:Jetzt gemeinsam CO ausgleichen.取读于 https:/www.shell.de/mobilitaet/tanken/shell-co2-ausgleich.html 42.Shell.2023.Kleiner Beitrag,groe Wirkung:Jetzt gemeinsam CO ausgleichen.取读于 https:/www.shell.at/autofahrer/shell-treibstoffe/co2-ausgleich.html 43.Shell.2023.Delivering Carbon Neutral Solutions to Our Customers.取读于 https:/ LNG贸 易 特 点 及 展 望.取 读 于 https:/ LNGs First Carbon-Neutral LNG Supply.取读于https:/.om/media/2021-media-releases/oman-lngs-first-carbon-neutral-lng-supply.html31.通向碳中和.2023.02.03.壳牌公司又开始销售“碳中和”化石燃料了,但这一次底气比较足.取读于 http:/ revives its effort to market carbon neutral fossil fuel.33.Lundin Energy.2022.Lundin Energy Annual Report 2021.取读于 https:/ set to go carbon neutral with Shell.取读于 https:/www.shell.co.uk/about-us/news-and-publications/media-releases/2019-media-releases/drivers-set-to-go-carbon-neutral-with-shell.html36.Shell.2023.10.18.How can Shell customers opt-in to the CO2 Offset Programme.取读于 https:/ in Cordillera Azul National Park and REDD 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年，绿色和平在北京设立办公室，二十多年来始终坚持基于丰富国际经验下的本土化实践，将可持续发展和环境保护领域的专业知识和先进理念，都投入到推动中国本土环境改善的工作中。从参与国际气候谈判到推动可再生能源发展，从保护青山绿水到建立更可持续的渔业管理体系，从减少工业污染到推广生态农业，从参与蓝天保卫战到推动绿色消费生活理念，绿色和平都深度参与并且积极提供解决方案。地址：北京东城区东四十条 94 号亮点文创园 A 座 201 室邮编：100007电话：86（10）-65546931传真：86（10）-关于绿色和平

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2023 年年氢能产业洞察白皮书氢能产业洞察白皮书 M2 觅途咨询研究与分析觅途咨询研究与分析 2023 年 11 月 2023 年 11 月 概览概览.1 研究范围研究范围.2 第一章第一章 氢能.

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菲律宾可再生能源项目开发投资指南北京|2023|1菲律宾可再生能源 项目开发投资指南DEVELOPMENT AND INVESTMENT GUIDELINE FOR RENEWABLE ENERGY PROJECTS IN PHILIPPINES2|WRI2023年10月可再生能源项目开发投资国别指南由WRI携手国内各合作伙伴共同组织编写。菲律宾可再生能源项目开发投资指南北京|2023|1执行摘要 .2第一章：简介和电力市场概述 .3菲律宾统计资料 .3新冠肺炎疫情的影响 .3电力市场改革 .3可再生能源政策 .5可再生能源法 规定的激励措施 .5可再生能源技术 .6可再生能源外资持股 .6涉及可再生能源投资的其他国家级法律 .6菲律宾能源计划（20202040年）.6能源行业对国家自主贡献的贡献 .7第二章：电力市场供需状况和可再生能源投资潜在市场 .8国家可再生能源计划 到2030年实现35%的可再生 能源目标 .8第三章：可再生能源投资的商业案例 .10可再生能源行业的典型商业模式 .11第四章：可再生能源投资利益相关方 .12第五章：可再生能源项目开发流程 .14可再生能源申请 .16服务合同 .17贷款申请 .17第六章：外国投资者成功投资项目案例研究 .19外商投资上网电价（FIT）项目：Thomas Lloyd投资SACASOL.19零首付太阳能租赁：本地医院集团与马来西亚开发商 .19外国资助的混合风电：ROMELCO与日本资助者 .19银行为可再生能源投资组合融资：BDO银行为2.2吉瓦可 再生能源融资 .19第七章：调动投资的新政策机遇 .20可再生能源配额制（RPS）.20绿色能源选择计划 .20可再生能源拍卖 .21第八章：结论 .22菲律宾可再生能源项目开发投资指南目录Photo by Cris Tagupa on Unsplash2|WRI执行摘要势，推动该国未来十年及以后的增长，因此需要吸引更多的投资者，包括外国投资者。菲律宾最活跃的一家可再生能源开发商表示，到2030年，在太阳能驱动情景下，菲律宾可通过部署近28吉瓦的新增可再生能源装机容量，相当于增加40太瓦时（TWh）的可再生能源发电量，实现可再生能源占比达35%的目标。菲律宾可再生能源项目开发投资指南以外国投资者为主要受众，旨在提供菲律宾电力市场的概述，介绍该国的可再生能源法（该法律明确了菲律宾的投资动员政策），并根据新的可再生能源装机容量确定潜在市场，结合具体国家的技术和经济现状，分享商业案例和可再生能源投资利益相关方概述，提供对项目开发进程的深入探讨、不同投资模式的案例研究样本，以及可激发对菲律宾进一步投资兴趣的新政策指南。特别是从地热和生物质能发电外资持股方面的新动态来看，现在地热和生物质能发电的外资持股比例达100%。投资者可以考虑即将实施的可再生能源拍卖（一种竞争性采购程序，取代旧的上网电价方案）、与配电公司的供电协议、面向商业大宗用户的B2B合同、净计量项目等商业模式。外商投资将助力菲律宾实现已提交的“国家自主贡献”目标：到2030年，温室气体排放减少75%，其中2.71%为无条件减排，72.29%为有条件减排。到2020年底，能源行业对温室气体排放总量的贡献率为58.34%，菲律宾可与投资者积极合作，规划并支持加速能源转型，以实现其国家目标。在新冠肺炎疫情大流行之前，菲律宾一直是东南亚增长最快的经济体之一，并定位为该地区的主要发展引擎。尽管全球疫情大流行带来了挑战，但在国内需求回升和外部趋势向好的大环境下，菲律宾经济逐步复苏。因此，菲律宾的能源消费量预计在21世纪20年代会进一步增长。然而，该国过去的增长和发展是建立在不可持续的旧模式之上的，不符合全球趋势和未来需求，特别是在气候变化领域，这将使该国的增长和消除贫困的成果处于高风险中。尽管菲律宾在21世纪初进行了电力市场改革，并且自2008年起开始实施可再生能源法，但其电力供应仍然由化石燃料（尤其是煤炭）主导。根据菲律宾能源部2020年“关键能源统计”的数据，菲律宾全国电力装机容量为26286兆瓦，其中煤电占比为42%。虽然自 可再生能源法颁布以来，菲律宾可再生能源装机容量新增2399兆瓦，包括太阳能1018兆瓦、水力488兆瓦、生物质能483兆瓦、风能410兆瓦，但电力行业需要更多投资，以助力菲律宾实现国家可再生能源计划路线图设定的能源结构目标：可再生能源占比到2030年达35%，到2040年达50%。2020年，菲律宾可再生能源装机容量仅比2019年增长了253兆瓦，增幅为3.4%。截至2020年底，可再生能源装机容量达7617兆瓦，较2019年的7399兆瓦微增。大多数新增装机容量来自生物质能（120兆瓦）和太阳能（98兆瓦）。这表明菲律宾存在一个巨大的潜在市场，可释放具有成本竞争力的可再生能源优Photo by Alexes Gerard on Unsplash菲律宾可再生能源项目开发投资指南北京|2023|3第一章：简介和电力市场概述展望2021年及以后，重启经济有望改善消费数据，然而，2021年初又暴发了新一轮的新冠疫情，导致首都和其他地方再次陷入封锁中。尽管受到封锁的影响，但菲律宾经济在2021年逐渐复苏，其表现比分析师的预测更为乐观。分析师此前预计国内生产总值增速仅在4%以下，2021年1月至9月的国内生产总值平均增速为4.9%，处于2021年政府目标范围的上限之内。菲律宾中央银行还指出，有利的宏观经济数据维持了其他指标的复苏，如工厂活动、企业盈利、海外菲律宾人汇款、外商直接投资、失业率和国内通货膨胀等（商业世界，2021年）。电力市场改革菲律宾的投资环境是二十余年前一项重大改革造就的。2001年，菲律宾政府颁布了 第9136号共和国法案，又称电力行业改革法案（EPIRA），出台了电力行业的重大改革措施。电力行业改革法案旨在解除对电力行业的管制并对其进行重组，鼓励竞争，吸引更多的私营部门进行投资。竞争的加剧将提高该行业的效率，并最终使终端消费者受益。为了实现这一目标，电力行业改革法案规定菲律宾电力行业将重组为发电、输电、配电和供电四个部门。电力行业改革法案包括两项重大改革措施：(1).电力供应行业的重组；(2).原政府垄断企业国家电力公司的私有化。电力行业重组需要分离电力部门的不同组成部分，即发电、输电、配电和供电。政府垄断企业的私有化涉及向私人投资者出售发电和输电资产（如发电厂和输电设施）。图1和图2显示了菲律宾电力行业在电力行业改革法案颁布后的重组情况。配电和供电业务被分离出来，确保更多的参与者可以进入，输电业务也被纳入监管之下。关于电力行业改革法案的进一步讨论将在本报告后面的章节中详细介绍。菲律宾统计资料菲律宾是东南亚的一个群岛国家，地处菲律宾海和南海之间，由7100多个岛屿组成，位置优越，与南中国海、菲律宾海、苏禄海、苏拉威西海和吕宋海峡等东南亚主要水体相连。该国由三个主要群岛组成：北部的吕宋岛、中部的米沙鄢群岛和南部的棉兰老岛。其总面积约为30万平方千米，人口约为1.09亿人（菲律宾统计局，2020年），为世界上排名第13位的人口大国（美国统计署国际数据库IDB，2021年）。新冠肺炎疫情大流行之前，菲律宾一直是东南亚增长最快的经济体之一，是该地区发展的主要引擎。尽管全球疫情大流行带来了挑战，但在国内需求回升和外部趋势向好的大环境下，菲律宾经济逐步复苏。因此，预计在近十年中，菲律宾的能源消费量会进一步增长。然而，该国过去的增长和发展是建立在不可持续的旧模式之上的，不符合全球趋势和未来需求，特别是在气候变化领域，这将使该国的增长和消除贫困的成果处于高风险中。在经济方面，菲律宾是全球第29大经济体，2021年国内生产总值（以购买力平价衡量）为1.017万亿美元。然而，由于其人口基数大，人均国内生产总值仅为9230美元，低于印度尼西亚（人均13158美元）和越南（人均11604美元），但略高于老挝（人均8474美元）（国际货币基金组织，2023年）。菲律宾的经济以服务业为主（占比为61.3%），其次是工业（占比为29.33%）和曾经占主导地位的农业（占比为9.37%）；总劳动人口约为4744万人，2021年失业人口约为370万人，失业率为7.8%（菲律宾统计局，2021年）。新冠肺炎疫情的影响疫情导致菲律宾经济陷入29年来的首次衰退，由于严格的封锁措施破坏了经济活动，该国经济在2020年第二季度出现了创纪录下跌。官方数据显示，菲律宾国内生产总值在2020年4月至6月骤降了16.5%（菲律宾统计局，2020年），截至2020年底，同比下降了9.5%。这是自1946年菲律宾开始统计国民经济核算数据以来最大的年度跌幅。由于政府实施的强制封锁措施，2020年菲律宾全国用电量比2019年下降了4.04%，为101756吉瓦时，而2019年这一数字为106041吉瓦时（菲律宾能源部，2021年）。由于居家办公安排及绝大多数学生在网上上课，居民用电量增加，而工业和商业用电量下降。4|WRI图 1 电力行业改革法案颁布前菲律宾的电力行业结构图 2 电力行业改革法案颁布后菲律宾的电力行业结构监管机构监管机构电力监管委员会电力监管委员会独立发电厂（竞争性）能源部能源部电力批发现货市场（合规）国家电力公司 小型电力 合作社群（受监管）电力资产与负债管理公司电力资产与负债管理公司独立发电厂管理员（竞争性）输电输电国家输电公司国家输电公司（受监管）供电供电配电配电多个配电商/供电商（捆绑）电力合作机构 私有设施 地方政府所有设施多个配电商（受监管）发电发电国家电力公司垄断市场供电商独立发电厂竞争市场供电商菲律宾可再生能源项目开发投资指南北京|2023|5可再生能源政策菲律宾政府出台的可再生能源法或第9513号共和国法案于2008年12月16日经签署成为法律，并于2009年1月30日正式生效。这部具有里程碑意义的法律旨在通过对投资者的财政和非财政激励措施，推动大量可再生能源的开发和利用。自2008年以来，菲律宾可再生能源装机容量新增2399兆瓦，包括太阳能1018兆瓦、水能488兆瓦、生物质能483兆瓦、风能410兆瓦。这些装机容量是在2009年之前已经安装的3291兆瓦水能、1958兆瓦地热能、33兆瓦风能和1兆瓦太阳能的基础上增加的。2020年，菲律宾可再生能源装机容量仅比2019年增长了253兆瓦，增幅为3.4%。截至2020年底，可再生能源装机容量达7,617兆瓦，较2019年的7,399兆瓦微增。大多数新增装机容量来自生物质能（120兆瓦）和太阳能（98兆瓦）。近年来菲律宾可再生能源新增装机容量如图3所示。可再生能源法 规定的激励措施根据可再生能源法实施细则第13条的规定，可再生能源开发商可获得以下财政激励：商业化运营的前七年为所得税豁免期；免税进口可再生能源相关机械、设备和材料；关于设备和机械的不动产特别税率；经营亏损结转净额；减免公司税率（所得税豁免期后为10%）；加速折旧；0%增值税税率；对提供离网电气化服务的可再生能源开发商进行额外现金补贴；碳排放额免税；国内资本设备和服务的税收抵免。根据可再生能源法实施细则第17条的规定，可再生能源开发商可获得以下项目和出资人激励和特权:购买可再生能源组件可获得退税；财政援助方案；免除“一般性费用”；对提供离网电气化服务的可再生能源开发商进行额外现金补贴；支付输电费用；间歇性可再生能源的“优先调度和必须调度”地位。激励措施的一般资格要求包括以下三点：一是在菲律宾能源部注册；二是菲律宾能源部认可的可再生能源开发商及其项目；三是在菲律宾投资委员会注册。图 3 近年来菲律宾可再生能源新增装机容量水能生物能风能太阳能2500200002009200001820206|WRI可再生能源技术 生物质能发电技术 废弃物发电技术 风能发电技术 太阳能发电技术 径流水力发电技术 蓄水式水力发电技术 海洋能发电技术 混合系统发电技术 地热能发电技术 今后可被菲律宾能源部认定的其他可再生能源技术可再生能源外资持股除了生物质能和地热能外，可再生能源发电投资的外资持股比例限制在40%。根据菲律宾宪法，所有自然资源均归国家所有，包括所有潜在的能源形式，如来自水、海流和风的动能，来自太阳、海洋、地热和生物质资源的热能。菲律宾宪法还规定，自然资源的勘探、开发、生产和利用均应处于国家的全面控制和监督之下。国家可以直接开展此类活动，也可以与菲律宾公民或菲律宾人持股比例不低于60%的公司或协会签订合作生产、联合经营或生产分成协议。此外，只有菲律宾公民或存量资本由菲律宾公民拥有的公司才允许拥有土地这是可再生能源项目开发的一个重要考虑因素。菲律宾能源部这样对持股结构进行解释：除了生物质能和地热能外，可再生能源项目的外资持股比例限制在40%。然而，最近菲律宾能源部正在探索放宽关于可再生能源项目外资持股限制的途径：首先是允许外国公司以最低5000万美元的投资成本，并根据菲律宾宪法规定的财政和技术援助协议参与地热勘探、开发和利用活动。此外，菲律宾能源部已经于2019年允许100%外资持股生物质能项目。涉及可再生能源投资的其他国家级法律除了特定的能源法外，还有一些资源管理类法律需要考虑：(1).环境法规，包括遵守主要由菲律宾环境和自然资源部（DENR）实施的环境影响评价（EIA）制度；(2).地方政府法（第7160号共和国法案），该法案指导地方政府部门（LGU）就各自管辖范围内的可再生能源项目进行定期磋商；(3).原住民权利法（第8371号共和国法案，简称RA 8371）。菲律宾能源计划（20202040年）菲律宾能源部已经制定了战略方向和能源计划，以帮助本届政府实现2040年国家愿景，即菲律宾人长期共同愿景和抱负蓝图中设想的发展目标，并得到国家经济战略的支持，为包容性增长提供机会。在2040年国家愿景 中，菲律宾的能源行业作为经济增长不可或缺的因素，发挥着至关重要的作用。菲律宾能源部的重点关注领域包括消费者至上政策、能源供应的可靠性和电价的可负担性。菲律宾能源部列出了“八大行业战略方向”，即1）确保能源安全；2）扩大能源获取；3）推动低碳未来；4）加强涉及能源和能源相关问题的所有政府机构之间的合作建设；5）实施、监测和整合部门与技术层面的路线图和行动计划；6）推动部门立法和相关规章制度的颁布；7）通过多部门、多媒介的信息、教育和通信（IEC）项目加强消费者福利和保护；8）促进更牢固的国际关系和伙伴关系。更新后的计划与其前身菲律宾能源计划（20182040年）一样，重申了能源行业为实现清洁能源未来而规划变革方向的目标。相关政策包括可再生能源和能源效率与节能（EEC）制度化方案、暂停新煤电项目、根据财政和技术援助协议（FTAA）允许外资拥有大型地热项目的机制、恢复本土石油和天然气勘探、引入液化天然气（LNG）投资组合、建立战略石油储备以及开发氢能潜力等。根据其清洁能源方案（CES），菲律宾能源计划（20202040年）提供了关于可再生能源、天然气、替代燃料和节能技术的远期计划、政策和目标。为了实现国家的低碳能源转型，菲律宾制定了以下中长期远景规划：参考情景 继续目前的发展趋势和战略；到2040年，可再生能源在电力能源结构中的占比达到35%；从2022年开始进口液化天然气；满足疫情后经济加速扩张所需的能源消耗水平；将目前生物燃料的混合计划（2.0%的生物柴油和10.0%的生物乙醇）维持到2040年；到2040年，道路运输电动车辆（摩托车、轿车、吉普尼车）普及率达到5.0%；将提升能源效率与节能作为一种生活方式并持续到2040年。菲律宾可再生能源项目开发投资指南北京|2023|7清洁能源方案 到2030年和2040年，可再生能源在电力能源结构中的占比分别为35%和50%；从2022年开始，生物柴油的混合比例为5%；2020年至2040年间，运输和工业行业的天然气消费总量增长1.5%；到2040年，道路运输电动车辆（摩托车、轿车、吉普尼车）普及率达到10%；到2040年，石油产品和电力方面节能5%；国家自主贡献（NDC）的温室气体排放至少减少12%。根据菲律宾能源计划（20202040年）中的目标，在“参考情景”的前提下，菲律宾将需要前期开发投资约179亿菲律宾比索，而在“清洁能源方案”背景下则需要前期开发投资约253亿菲律宾比索。到2040年，为了使可再生能源电力达到电力能源结构的一半，还需要增加73900兆瓦的产能。能源行业对国家自主贡献的贡献根据巴黎协定，菲律宾于2021年4月15日提交了国家自主贡献（NDC），承诺到2030年温室气体排放减少75%，其中2.71%为无条件减排，72.29%为有条件减排。菲律宾能源计划（20202040年）提出了一项“清洁能源方案”，该方案预测：2030年化石燃料仍将在一次能源总供应量和总发电量中占据主导地位；到2040年，在“清洁能源方案”背景下，化石燃料仍将占全国一次能源总供应量和总发电量的49.7%，其中23.1%来自煤炭，26.6%来自天然气。能源行业的温室气体排放仅涉及化石燃料的燃烧和其他与能源生产相关的活动。根据温室气体排放量的计算结果，能源行业的目标是按照菲律宾能源计划（20182040年）的“清洁能源方案”，在20202030年期间将温室气体排放减少2.8%，其中包括有条件的和无条件的减排目标。虽然到2020年底，能源行业对温室气体排放总量的贡献率为58.34%，但上面提出的“清洁能源方案”温室气体减排量仅相当于4590万吨二氧化碳当量，约占菲律宾国家自主贡献目标的1.37%。为了实现国家自主贡献，菲律宾需要规划和支持加速能源转型，并大幅提高目前的可再生能源目标，即2030年可再生能源在电力能源结构中的占比达35%。Photo by Andrey Andreyev on Unsplash8|WRI第二章：电力市场供需状况和可再生能源投资潜在市场菲律宾能源领域官员认为，尽管这些年来可再生能源份额一直在下降，但通过实施可再生能源配额制（RPS）和其他机制，该国仍然可以实现到2030年可再生能源在电力能源结构中占比达35%的目标（商业镜报，2020年）。为了实现更新后的2020年-2040年国家可再生能源计划目标，菲律宾能源部可再生能源管理局（REMB）的迈琳C卡彭科尔（Mylene C.Capongcol）局长表示，尽管自2011年以来已经制定和发布了许多政策、激励措施和计划，但这些加在一起都不够，还需要在实施方面做出一系列改进，并出台新政策，支持可再生能源发展（菲律宾通讯社，2021年）。菲律宾政府的目标是新增15.3吉瓦的可再生能源装机容量，到2030年实现可再生能源在电力能源结构中占比达35%的目标。菲律宾最活跃的可再生能源开发商ACEN是一家历史悠久的大型企业集团的子公司。该公司表示，菲律宾可以通过在太阳能驱动情景下部署近28吉瓦的可再生能源新增装机容量，实现到2030年可再生能源在电力能源结构中占比达35%的目标，或相当于额外增加40太瓦时的可再生能源发电量，详情如图6所示。这是基于假设每年能源需求增长4.8%，全国的需求预计将从2019年的106太瓦时（其中20%或22太瓦时来自可再生能源）增加到2030年的178太瓦时（如果期望可再生能源份额达到35%，其中62太瓦时应来自可再生能源）。尽管可再生能源法自2008年起生效，但菲律宾的电力供应仍然由化石燃料（尤其是煤炭）主导。根据该国能源部2020年“关键能源统计”的数据，菲律宾全国电力装机容量为26286兆瓦，其中煤电占比为42%，可再生能源占比为29%（水能占14.4%，地热能占7.3%，太阳能占3.9%，生物质能占1.8%，风能占1.7%），其余为石油能源和天然气，分别占16%和13%。图4显示了2020年菲律宾电力装机容量占比（按来源）。在发电量方面，菲律宾能源部2020年的同一份文件显示，全国发电量为101.8吉瓦时，其中煤炭发电量为58.2吉瓦时，占57.2%。同时，其他能源的发电量参考图5。菲律宾是化石燃料的净进口国（美国能源信息署，2020年），由于市场因素的制约，电力价格昂贵。为了建立和确保更稳定和可持续的电力供应，菲律宾正在努力使其能源多样化。这是国家可再生能源计划的理论基础。国家可再生能源计划 到2030年实现35%的可再生能源目标国家可再生能源计划（NREP）为实现可再生能源法（2008年）所要求的国家目标制定了路线图。拟议的国家可再生能源计划（20202040年）设定了可再生能源在电力能源结构中占比到2030年和2040年分别达到35%和50%的目标。图 4 2020 年菲律宾电力装机容量占比（按来源）图 5 2020 年菲律宾发电量占比（按来源）风能，1.7D3兆瓦太阳能，1%1,373兆瓦太阳能，3.9%1,019兆瓦水能，7%7,192兆瓦生物质能，1.8H3兆瓦风能，1%1,026兆瓦水能，14.4%3,779兆瓦地热能，11,575兆瓦煤炭，42,944兆瓦煤炭，57X,176兆瓦石油，16%4,237兆瓦石油，3%2,474兆瓦天燃气，13%3,543兆瓦地热能，7.3%1,928兆瓦天燃气，19,497兆瓦生物质能，1%1,261兆瓦菲律宾可再生能源项目开发投资指南北京|2023|9图 6 2030 年菲律宾的可再生能源电力装机容量：“太阳能驱动情景”15.9GW4.8GW3.4GW2.4GW0.9GW太阳能水能风能地热能生物质能20192020-20300.93.83.00.51.90.40.50.41.015.010|WRI第三章：可再生能源投资的商业案例数据显示，零售电力供应商的电力组合中有很大一部分来自可再生能源，他们提供的电价已经低于菲律宾最大的配电公司马尼拉电力公司的发电价格。目前，在任何一个月，马尼拉电力公司至少90%的电力来自化石燃料（CREST，2021年）。2021年第一季度“零售竞争和开放接入”（RCOA）制度下平均电价仅为每千瓦时3.6菲律宾比索，而同期马尼拉电力公司的发电价格为每千瓦时4.42菲律宾比索。图8中以绿色突出显示的是可再生能源占比较大的零售电力供应商。由于国内缺乏非再生能源，菲律宾通过进口满足其绝大部分燃料需求，这导致能源安全下降和发电价格高企。因此，菲律宾的零售电价位居东南亚最高之列，每千瓦时（kWh）价格在0.12美元（商业用电）至0.20美元（居民用电）（东亚东盟经济研究中心，2018年）。菲律宾能源部将高电价和电价变动直接归因于政府对传统发电补贴不足（菲律宾能源部，2017年）。图7显示了近年来马尼拉电力公司（菲律宾最大的配电公司）的历史电价与彭博新能源财经（BNEF）的太阳能平准化度电成本（LCOE）加上估计的输电费用的比较。图 7 马尼拉电力公司历史电价与平准化度电成本加输电费用的比较图 8 零售电力供应商的发电价格5.004.000.263.000.140.160.180.200.220.242.000.121.000.1000.08VANTAGE ENERGYAC ENERGYAESICEDC Local RESACECANDACTTICOREEPMIKRATOSPREMIER ENERGYGLOBAL ENERGYMERALCO Local RESSEPHRESADVENTENERGYBATELEC II Local RESBAC-MANCORENERGYFDS RESMABUHAY ENERGYPRISM ENERGYGNPOWERMERIDIANXSFELAPCO Local RESDRIECTPOWERFGESMAZZARARYSEM-CALACAKEPCO SPCMPPCLSMC CONSOLIDATEDSMELCSNAP RESSPREITPEC2014年1月真实电价（$/kWh）2015年1月2016年1月2017年1月2018年1月2014年7月2015年7月2016年7月2017年7月2018年7月居民用电工业用电商业用电光伏平均化电力成本 转供电力菲律宾可再生能源项目开发投资指南北京|2023|11可再生能源行业的典型商业模式以下是菲律宾可再生能源项目的四种主要商业模式。上网电价该模式实施初期，由于延迟推出和程序过于复杂被能源部叫停，转而采用更具竞争性的供应拍卖（将在第七章进行详细讨论）。与配电公司的供电协议（PSAs）根据2015年能源部题为“规定所有配电公司在获取供电协议时进行竞争性选择”的通告，竞争性选择过程的要求适用于供电协议（PSAs）合同。供电协议需由能源监管委员会批准。面向商业大宗用户的B2B合同在根据电力行业改革法案最初实施“零售竞争和开放接入”（RCOA）制度时，在之前12个月，月度平均峰值需求至少为1兆瓦的电力终端用户被视为“可竞争用户”，有权从他们选择的任何供应商处获得电力供应。这一门槛随后降低到750千瓦，但由于最高法院针对能源部和能源监管委员会将可竞争用户强制转移到零售竞争和路径开放发布了临时限制令，实施工作停滞不前。此后，能源部将强制转移改为自愿。2019年末发布的DC 2019-07-001号部级通告也允许可竞争用户使用输电和配电系统，并自愿注册成为电力批发现货市场（WESM）的交易参与者。净计量项目净计量模式通常限于装机容量不超过100千瓦（kWp）的特殊用途车辆设施。可再生能源法实施规章制度规定配电公司必须签订净计量协议（不区分终端用户的要求）。Photo by Pedro Henrique Santos on Unsplash12|WRI第四章：可再生能源投资利益相关方同，但这些步骤概述了从项目准备到运营的通常行动过程。项目开发商/业主和EPC承包商几乎参与项目的整个持续期间，确保成功完成从现场识别到商业运营的每个必要步骤。同时，地方政府的职责主要在预开发阶段，该阶段需要进行协调，以获得项目的行政审批，如建筑许可证和布线许可证。本章描述了一般项目开发过程中所涉及的可再生能源投资利益相关方，如表1所示。图9还显示了菲律宾的可再生能源项目开发流程通常是如何完成的。虽然某些过程可能因所构建的技术类型而略有不利益相关方群体利益相关方描述参与建设项目的公司项目开发商/业主在项目整个开发周期负责积极参与，在项目启动、项目资质与工程、监管事务、财务、项目投运方面扮演关键角色EPC 承包商EPC 承包商的主要任务是设计可再生能源项目、采购建造构筑物所必需的材料，并主要参与项目的实际建设。EPC 承包商提供目前项目开发成本的相关数据以及技术和物流信息。在产量最大化的同时，生产和质量缺陷达到最小，这是 EPC 承包商的两个主要目标组件供应商/制造商负责为项目提供约定的材料或服务金融利益相关方金融家（银行、投资者）关注相关交易的金融结构，包括股权提供者（如影响力和开发投资者、私募股权公司、地方融资合作社等）和银行，经各银行进行尽职调查，提供贷款融资保险公司通过出售相关保单，减轻项目业主的风险地方和国家政府能源部（DOE）作为菲律宾国家政府的主要机构，能源部是执行部门，负责编制和监督全国可再生能源项目开发的相关关键政策和计划。可再生能源项目投运必须向能源部申请许可证，如可再生能源服务合同（RESC）、认可证、商业化证书等地方政府（LGUs）地方政府为地方社区支持提供审批和公众磋商证明；确保产品符合地方政府的建筑规范。为了推进项目开发，须由地方政府批准并签发国家政府认可的许可证能源监管委员会（ERC）能源监管委员会是监管全国发电价格的机构，签发向电网出售电力的发电资产最终合规证书。任何可能影响辖区用户电价的电力销售行为均须经能源监管委员会批准投资委员会（BOI）投资委员会领导各行业和投资机会的推广，帮助菲律宾和外国投资者在广阔的经济领域投资致富，包括 第 9513 号共和国法案 中提供给投资者、促进可再生能源的开发和利用的激励措施表 1 一般项目开发过程中所涉及的可再生能源投资利益相关方菲律宾可再生能源项目开发投资指南北京|2023|13表 1 一般项目开发过程中所涉及的可再生能源投资利益相关方（续）图 9 项目开发流程利益相关方群体利益相关方描述当地社区土地所有者拥有项目建设用地当地社区住在可再生能源项目附近的当地社区利益团体/非政府组织关注项目的社会和环境影响当地配电公司、电网管理公司、现货市场运营商配电公司电网互联方面的联络点电力配送机构菲律宾国家电网公司（NGCP）菲律宾国家电网公司在连接发电机组与配电公司、将电力输送到最需要的地方方面发挥着至关重要的作用。其输电塔和变电站互相连接，成为一条干道，将电力从各种能源（如运营中的可再生能源发电厂）输送到配电公司和电力合作社的小通道，一直到家庭用户电力批发现货市场（WESM）电力批发现货市场由菲律宾电力市场公司（PEMC）管辖，该公司确保能源行业有电力、效率、市场和竞争。电力批发现货市场还在能源部的指导下修改相关规则，便于菲律宾可再生能源市场（REM）运营，可再生能源市场是按可再生能源资源发电量进行可再生能源证书（RECs）交易的场所项目准备开发前开发中登记与链接运行申请可再生 能源服务合同现场识别具体设计采购与建筑前可行性研究行政要求购电协议融资电网连接与运行能源部发放 商业化证书能源监管委员会发放合规证书14|WRI第五章：可再生能源项目开发流程能源部颁发的可再生能源服务合同（RESC）菲律宾政府通过能源部与个人或法律实体之间签署的服务协议，个人或法律实体根据菲律宾现行法律可以创建、注册和/或授权在菲律宾运营，从事可再生能源的勘探、开发或利用，以及可再生能源系统/设施的实际运营，将可再生能源资源转化为电力等有用的能源形式。此类个人或法律实体被称为可再生能源开发商。能源部为可再生能源开发商颁发可再生能源服务合同注册证书，作为根据可再生能源法获得激励的证明。能源部颁发的商业化确认证书随着商业化确认，能源部批准项目的预开发阶段成功完成，将可再生能源服务合同转换至开发阶段。能源监管委员会颁发的合规证书根据第9136号共和国法案 第6节和第9136号共和国法案实施规章制度第4节，能源监管委员会授予可再生能源开发商从事用于发电的电厂设施运营的合规证书。任何人不得作为发电公司从事发电，除非已从能源监管委员会获得运营用于发电的设施的合规证书。可再生能源服务合同授予可再生能源开发商勘探、开发或利用特定可再生能源合同区域的专属权利。它分为预开发阶段和开发/商业阶段：预开发阶段涉及初步评估和可行性，直至可再生能源项目融资结束。预开发可再生能源服务合同的有效期一般不超过两年。开发/商业阶段涉及可再生能源资源的开发、生产或利用，包括建造和安装相关设施，直至太阳能光伏电厂调试完成。开发期可再生能源服务合同的有效期一般不超过五年。在可再生能源开发商宣布商业化以及能源部正式确认商业化后，可再生能源开发商可在可再生能源服务合同到期前申请将其从预开发阶段转换为开发/商业阶段。当工厂完工达到80%或更多，并准备调试时，可再生能源开发商可以申请由能源部颁发的机电完工确认书，该确认书构成由能源监管委员会颁发的合规证书的基础。项目开发流程及对应商业模式见表2。可再生能源项目的开发涉及几个步骤和活动，项目开发商必须完成这些步骤和活动才能实现项目。这些活动分为4个阶段：第1阶段：项目筹备可再生能源服务合同（RESC）第3阶段：开发合规证书由能源监管委员会颁发第4阶段：注册和并网第2阶段：预开发能源部确认商业化与 可再生能源服务合同向开发阶段的转换相联系菲律宾可再生能源项目开发投资指南北京|2023|15里程碑项目开发阶段里程碑文件/证书/合同/协议商业模式参与竞争配电公司供电协议（PSAs）面向商业大宗用户的B2B 合同净计量项目1.项目准备1.1 可再生能源申请1.2 向 DU（配电公司）提出净计量申请1.3 可再生能源服务合同1.4 贷款申请2.预开发阶段2.1 BOI（投资委员会）项目注册2.2 NCIP（国家原住民委员会）证书2.3 DENR（环境和自然资源部）环境合规证书2.4 DENR 经营许可证2.5 DAR（土地改革部）转换指令2.6 所在区 LGU（地方政府部门）支持决议2.7 所在市和省政府 LGU 支持决议2.8 LGU 建筑许可证（提交给 DU）2.9 LGU 电气许可证（提交给 DU）2.10 配电影响研究（由 DU 执行）2.11 LGU 最终检验证书（提交给 DU）2.12 DOE（能源部）商业化确认书3.开发3.1 DOE 机电完工确认书3.2 ERC（能源监管委员会）合规证书（COC）4.注册和并网4.1 NGCP（菲律宾国家电网公司）/DU 并网协议4.2 NGCP 输电服务协议4.3 NGCP 计量服务协议4.4 TRANSCO（菲律宾国家输电公司）可再生能源支付协议4.5 在 WESM（电力批发现货市场）注册4.6 在棉兰老岛临时电力市场注册（只有棉兰老岛没有 WESM）4.7 DU 供电协议4.8 ERC 批准供电协议4.9 DU 并网协议表 2 可再生能源项目开发流程及对应商业模式16|WRI可再生能源申请这是投资者和开发商进入菲律宾可再生能源行业的第一步。该步骤要求初步提交相关文件并由能源部审查，具体见表3。表 3 可再生能源项目申请注意事项应提交的文件1.法律要件a.独资企业i.出生/企业注册证明经国家统计局（NSO）正式认证ii.经营许可证（认证的真实副本）iii.工业和贸易部注册（如适用）b.公司/合资企业/联营企业i.证券交易委员会注册（证券交易委员会认证）ii.公司章程（证券交易委员会认证）iii.授权代表与能源部谈判并签订可再生能源合同的证书iv.经营许可证v.控股股东及其持股比例vi.公司组织结构图vii.母公司/子公司/关联公司（如适用）viii.公司简介2.技术要件a.业绩记录或经验b.每项活动（含财务承诺）的工作计划c.管理和技术人员简历d.顾问清单，在相应的开发商和顾问的合同中显示各自资质e.适用于可再生能源项目的公司现有、自有和租赁设备清单及相应设备 3.财务要件a.最近两年经审计的财务报表，如果填写日期超过提交的经审计的财务报表日期三个月，还需提交未经审计的财务报表b.证明现金余额的银行证明c.两年的预计现金流量表；以及d.对于资金不足的新成立的公司或子公司，母公司应提供经审计的财务报表和经过公证的担保或承诺/支持函。对于外国公司，由对母公司有领事管辖权的菲律宾领事馆正式认证的经审计的财务报表和担保或承诺/支持函。4.其他要件a.意向书/申请书b.正式完成的可再生能源服务/运营合同申请表c.显示申请区域的地图（带有能源部地块标明系统）d.预开发或开发/商业服务合同草案费用每项申请 1600 菲律宾比索（约合 32 美元）申请的土地每公顷公有土地面积加 6.50 菲律宾比索（约合 0.13 美元），外加 4350 菲律宾比索（约合 87美元）手续费障碍因未能满足能源部文件要求导致的延误风险提议被拒绝的原因：期望的项目区域已经有开发商/投资者 未能在收到通知后 30 天内重新提交文件菲律宾可再生能源项目开发投资指南北京|2023|17服务合同服务合同是菲律宾政府通过能源部与个人或法律实体签署的服务协议，个人或法律实体根据菲律宾现行法律创建、注册和/或授权在菲律宾运营，从事可再生能源的勘探、开发或利用，以及可再生能源系统/设施的实际运营，将可再生能源资源转化为电力等有用的能源形式。此类个人或法律实体被称为可再生能源开发商。能源部为可再生能源开发商颁发可再生能源服务合同注册证书，作为根据可再生能源法获得激励的证明，具体见表4。表 5 在菲律宾获得银行贷款的一般程序表 4 可再生能源服务合同注册证书的申请程序申请程序1.可再生能源申请人提交申请书2.银行通知可再生能源申请人受理其申请3.可再生能源申请人提交银行要求的文件4.银行审查可再生能源申请人所提交文件的完整性5.银行处理、评估并分析贷款提议6.银行审查组批准/不批准贷款提议7.银行通知可再生能源申请人批准其贷款提议申请程序能源部评估可再生能源申请的法律资格能源部评估可再生能源申请的技术和财政能力能源部在 45 天内协商可再生能源合同的条款和条件可再生能源申请人支付必要的费用审核委员会建议能源部部长授予可再生能源服务合同可再生能源申请人提交付款证明能源部通知可再生能源申请人签订可再生能源合同的日程安排能源部与可再生能源申请人签订可再生能源服务合同能源部为可再生能源申请人颁发注册证书应提交的文件在可再生能源申请阶段提交的所有文件都将在该阶段进行评估费用签约奖金根据能源部的要求，取决于项目履约保证金的规模风险由于负责审核的能源部工作人员的工作量造成的延误贷款申请在菲律宾获得银行贷款的一般程序见表5。18|WRI表 5 在菲律宾获得银行贷款的一般程序（续）应提交的文件1.申请书2.填妥的贷款申请表3.对于独资企业a.贸工部（DTI）注册证书b.申请人履历表c.市长许可证d.所得税申报表（最近三年）e.财务报表（最近三年，BIR 备案）f.最近的期中财务报表g.资产负债表4.对于公司a.公司文件b.经公司秘书认证的高级职员和董事名单及高级职员/董事的履历表c.外国高级职员的外国人登记证d.高级职员的资产负债表e.董事会借款并代表公司签字的决议f.财务报表（最近三年，BIR 备案）g.最近的期中财务报表5.项目总结报告6.可行性研究7.需提交抵押品的相关文件8.工作计划9.项目现场和抵押品（如适用）的照片10.可再生能源服务合同11.NCIP 证书12.所在区和市的地方政府部门（LGU）支持证书13.土地改革部（DAR）转换令（如适用）14.银行要求的其他文件费用取决于银行障碍没有可提供的抵押品风险由于负责审核的能源部工作人员的工作量造成的延误菲律宾可再生能源项目开发投资指南北京|2023|19第六章：外国投资者成功投资项目案例研究6.19菲律宾比索（不含增值税），其发电成本低于现行的柴油发电成本。三台300千瓦的风力涡轮机高度均为42米，合计发电量达项目所在岛屿全年电力总需求的25%。银行为可再生能源投资组合融资：BDO银行为2.2吉瓦可再生能源融资菲律宾金融银行（BDO）是菲律宾最大的银行，截至2020年底其资产规模达652亿美元，被公认为可再生能源融资方面的市场领导者。然而，最初菲律宾金融银行没有能力对可再生能源项目进行技术评估，因为这项工作需要可再生能源开发方面的技术知识。于是，该银行与国际金融公司（IFC）建立了战略伙伴关系，以便通过全球环境基金提供的资助，建立可持续能源融资（SEF）计划。这种伙伴关系对于建设该行参与和资助菲律宾可持续项目的能力至关重要。2010至2012年，菲律宾金融银行通过与国际金融公司合作，为该行工作人员提供能力建设，开展市场意识活动，向客户传授清洁能源方面的国际最佳实践。为了在各银行还没有参与可再生能源项目融资时开展这些工作，国际金融公司通过其可持续能源融资计划为菲律宾金融银行高达50%的能效和可再生能源项目贷款提供担保。借助这种伙伴关系，截至2020年底，菲律宾金融银行已创建58亿美元的可持续融资组合，迄今已为2.2吉瓦、各种技术的可再生能源项目融资16亿美元。成功的咨询合作也是2018年4月菲律宾金融银行发行1.5亿美元绿色债券的坚实后盾，这是菲律宾及东南亚银行业第一笔此类投资。通过菲律宾金融银行的银行业务渠道吸引外商对可再生能源开发进行投资，是遵守菲律宾外商投资监管制度的最有效方式之一。这一创新的金融产品成功地用来为菲律宾金融银行的七个可再生能源项目进行了融资，最终激活了菲律宾国内绿色债券市场。在菲律宾金融银行的领导下，至少又有四家银行发行了绿色债券，使得菲律宾在2021年成为仅次于新加坡的东南亚绿色债券领导者。外商投资上网电价（FIT）项目：Thomas Lloyd投资SACASOL圣卡洛斯太阳能公司（SaCaSol）是菲律宾首个获得上网电价计划激励的可再生能源项目，可享受9.68菲律宾比索/千瓦时（约合0.19美元/千瓦时）的电价。该项目前两期（21兆瓦）于2014年5月完工，随后获得了菲律宾群岛银行（BPI）的第一笔融资，共计15亿菲律宾比索（约合3000万美元），得以进一步建设。该项目三期和四期于2015年7月完工，并获得了同样的上网电价。2013年，Thomas Lloyd CTI亚洲控股私人有限公司（总部位于卢森堡的Thomas Lloyd SICAV-SIF-Cleantech基础设施基金的一家子公司）从当地一家项目开发商获得了45兆瓦项目的权利。后来Thomas Lloyd于2015年6月15日将其在圣卡洛斯太阳能公司90%的经济权利出售给菲律宾基础设施投资联盟（PINAI）。菲律宾基础设施投资联盟是2012年由政府服务保险系统推出、以Macquarie基础设施控股菲律宾私人有限公司和Langoer投资控股公司为后盾的基金。出售首批太阳能发电厂是这一地区融资、社会责任和能源可持续性的基准交易。圣卡洛斯太阳能公司不仅是菲律宾首个工业规模的太阳能发电厂，也是首个从菲律宾高上网电价中获利的太阳能发电厂、首个由区域大银行共同资助的太阳能发电厂及首个在完工后出售的太阳能发电厂。零首付太阳能租赁：本地医院集团与马来西亚开发商本地一家医院集团与马来西亚一家可再生能源开发商合作开展零首付太阳能设备租赁业务。外国开发商为一个80千瓦和一个200千瓦的太阳能屋顶项目提供EPC融资。第三方融资交易的亮点包括零首付、租期20年、所有费用均由开发商/投资者承担。投资者得到了至少10%的回报，而客户每月至少节省了4%的电费。外国资助的混合风电：ROMELCO与日本资助者为了降 低 电价，配 电公司 R o m b l o n 电 力 合 作 社（ROMELCO）开发了一个900千瓦的风力柴油混动发电厂。该项目前期投资480万美元，其中50%由日本Komaihaltec和本田汽车株式会社承担，日本环境省提供补贴。该项目于2018年投入使用，菲律宾开发银行为其提供了担保，以进一步去除其风险。根据租购协议，Romblon电力合作社将在四年后最终获得该项目的全部所有权。风力涡轮机的租赁价格为每千瓦时20|WRI第七章：调动投资的新政策机遇国际公认标准的径流式和蓄水式水力发电资源、海洋、混合系统、地热能和可能以后会被菲律宾能源部确定为其可再生能源战略的一部分的其他可再生能源技术”（菲律宾能源部，2015年）。可再生能源证书（RECs）是用来证明合规性的主要方式，授予可再生资源产生的每兆瓦时电力创造的商品。它是一种独立于电力本身的文件，旨在为可再生能源的非经济效益（如减少温室气体排放、减少空气污染和提高能源安全）赋予货币价值。只要来源符合可再生能源配额制中规定的特定标准，可再生能源证书可以由电力公司生成，也可以从第三方购买。由于电力系统内有许多应履行义务的实体，如菲律宾就有140多家配电公司，因此在可再生能源配额制的框架内成立了在线可再生能源证书交易市场，进行计量和跟踪。菲律宾正在现有的批发能源现货市场的基础上建立一个可再生能源证书市场，作为菲律宾两个北部岛屿群（吕宋岛和米沙鄢群岛）的实时电力清算中心。这一市场将使配电公司能够相互出售多余的可再生能源证书，或允许第三方卖家向配电公司和其他有意自愿购买方提供可再生能源证书。市场上的其他愿意为绿色能源计划购买可再生能源证书的公司或实体也可以参与其中。可再生能源配额制（RPS）可再生能源配额制（见图10）作为一项法律，要求电力公司在规定日期前采购一定数量的可再生能源，否则将面临处罚。可再生能源配额制已经在其他地方顺利实施，为成功调动清洁能源投资提供了成功先例。目前，美国的多个州（特别是加利福尼亚州、佛蒙特州、夏威夷州和俄勒冈州）、加拿大的几个省，以及智利、日本、英国、澳大利亚等国家（Heeter等，2019年）都已完成或正在进行可再生能源配额。与自愿目标不同，可再生能源配额制如果完不成，通常会遭到经济处罚，但在菲律宾则是刑事处罚（Heling，2017年）。在菲律宾，可再生能源法（2008年）已经包括了可再生能源配额制，但最终的具体规则于2017年正式发布。菲律宾能源部目前正努力提高配电公司对可再生能源配额制要求的认识，推行这一制度。“过渡期”从2019年开始，2020年将是强制执行可再生能源配额制合规的第一年。按照可再生能源配额制目前的规定，所有配电公司、电力供应商和发电公司在未来10年内，每年需增加1%的可再生能源发电量。国家可再生能源委员会（NREB）有权调整未来几年的比例。从功能上来说，菲律宾能源部正计划利用可再生能源配额制实现到2030年全国可再生能源平均利用率达到35%的目标，也允许开发“生物质能、废物转化能源技术、风能、太阳能、符合图 10 可再生能源配额制可再生能源配额制可再生能源配额制是强制性参与者售电额中需有的可再生能源份额。其目标是到2030年实现发电额中可再生能源占比达35%。到2030年，可再生能源配额将至少每年增长1%。由于可再生能源配额制提高了国内可再生能源占比，因此其有利于国家能源安全。可再生能源发电厂强制参与者可再生能源配额配电企业和电力合作社可再生能源证书可再生能源市场发电公司配电公司电力合作社电力供应商可再生能源配额是电力销售中可再生能源的强制比例。电力供应协议净计量自用繰色能源选择每兆瓦时的可再生能源发电将获得一个可再生能源证书。发电企业可以在可再生能源市场交易证书。强制参与者可以从可再生能源市场购买可再生能源证书来填补其可再生能源配额的缺口。到2030年，至少实现可再生能源配额每年1%的增长，菲律宾可再生能源项目开发投资指南北京|2023|21绿色能源选择计划绿色能源选择计划（GEOP）是一种可再生能源政策机制，为用户提供一种选项，选择可再生能源资源作为其电力来源。该计划以 第9513号共和国法案第三章第9节为基础，允许合格的工业和商业用户绕过主流配电公司，直接从注册的可再生能源供应商处购买电力，可以满足高达100%的能源需求，如图11所示。如果实施顺利，绿色能源选择计划可能会迎来一个新的“一切照旧”的情景，即不再依赖化石燃料，而是将经济、环保和实用可再生绿色电力作为默认选项。在一次网络研讨会上，菲律宾能源监管委员会委员莎伦蒙塔内尔（Sharon Montaer）指出：“与配电公司的混合电价相比，现在可再生能源电价具有竞争力。”绿色能源选择计划对在过去12个月的月均峰值需求为100千瓦及以上的所有用户开放。对于新入网用户（12个月内）而言，如果其未来12个月的月均峰值需求估计在300千瓦及以上，或者未来12个月的月均峰值需求估计在100千瓦到299千瓦，并且连续三个月的登记历史月度峰值需求至少为100千瓦，也可以加入该计划。菲律宾独立电力市场运营商（IEMOP）于2021年12月3日推出了绿色能源选择计划。此前，菲律宾能源监管委员会发布了2021系列第08号决议：从2022年1月3日开始，在成功完成注册要求之后，可再生能源供应商即可提交申请，将其用户登记到绿色能源选择计划中。菲律宾独立电力市场运营商作为绿色能源选择计划的中央登记机构，促进并处理所有转换申请，确保绿色能源选择计划所有交易均记录在案。图 11 绿色能源选择计划菲律宾能源监管委员会2011系列第01号决议题为“通过修订后的零售电力供应商（RES）许可证颁发规则的决议”，规定了零售电力供应商须取得许可证，方有资格成为可再生能源供应商。可再生能源拍卖绿色能源拍卖（GEA）政策的规则草案已经公布。该政策旨在通过建立绿色能源拍卖和相应的绿色能源拍卖底价（GEAR Price），支持新的可再生能源项目的开发和融资，为来自可再生能源设施的电力的商业价值提供价格信号。绿色能源拍卖政策要求菲律宾能源监管委员会为吕宋米沙鄢联合电网和棉兰老电网的每项可再生能源技术均建立一种方法，制定高峰期和非高峰期、可变和非可变电力的绿色能源拍卖底价。每年在拍卖之前，菲律宾能源监管委员会应提供每项可再生能源技术的最高限价。这一价格只能在拍卖期间披露，只有低于绿色能源拍卖底价的才会予以考虑。拍卖将每年进行一次，拍卖量相当于所有可再生能源配额制（RPS）强制参与者（包括配电公司和电力合作社）的可再生能源配额制要求总和。所有强制参与者都被视为包括在拍卖中，除非其自愿将自己排除在拍卖之外。由此产生的每个中标人的绿色能源价格将授权由配电公司从其各自的专属用户处收取，能源监管委员会无须采取进一步行动或批准。签约用户应支付相关计费期内所有发送电量的平均价格。绿色能源选择计划公许终端用户从可再生能源获取电力，并就自己的可再生能源供应签订合同。可再生能源供应商必须向能源部门申请运营许可才能参与该计划。他们可以通过终端用户的采购流程与之签订电力购售协议，为其提供可再生能源电力供应。可再生能源配额(RES)需要可以直接连接终端用户。如果直接联网不可行，配电公司(DUs)电力合作社(ECs）和输电运营商必须提供非歧视性接入。绿色能源选择计划绿色能源选择计划是一种自愿性政策机制，允许100千瓦及以上需求的终端用户通过可再生能源供应商获取其电力供应。该计划是不受监管的。其为终端用户提供了选择，以最低成本和可持续的方式参与可再生能源资源的开发和利用。可再生能源供给商必须从能源部获得运营许可。22|WRI第八章：结论生能源（尤其是以电池为电源的分布式可再生能源）可快速提供备用电源，使能源系统更具韧性。因此，希望通过 菲律宾可再生能源项目开发投资指南，调动各种不同商业模式下的投资，实现预期目标，即在这十年内可再生能源装机容量新增28吉瓦，相当于增加40太瓦时（TWh）的可再生能源发电量。对于菲律宾等诸国，疫情带来的破坏加剧了在推动气候目标和发展目标的同时实现可持续的、有韧性的能源基础设施的紧迫性。这就需要政府、金融机构、配电公司和电网运营商、能源用户、投资者群体（包括外国投资者）等众多利益相关方采取快速协调行动。在新冠肺炎疫情背景下“更好地重建”意味着认真对待能源转型。能源转型有助于解决因目前的经济和公共卫生危机而产生或加剧的紧迫社会经济问题。菲律宾目前的停电问题以及相关的能源供应和安全挑战，已经引发跨部门、跨党派的呼吁，以采取紧急行动转变该国的能源体系。菲律宾也仍然非常容易受到气候变化的影响，近几年随着潜在影响愈发明显，对于能源供应、能源安全以及创造就业、更清洁空气和健康地球等疫情后要件而言，气候行动已成为一个重要问题。确实，如果菲律宾继续走目前的高碳道路，可能会对全球气候造成不利影响，并与各国政府的气候目标和承诺持续冲突这是一个特别危险的结果，因为菲律宾极易受到气候变化的影响。包括外国投资者在内的私营部门与政府通力合作，共同投资可再生能源这是一个成熟的商机，同时也有助于缓解菲律宾目前面临的诸多问题。世界经济论坛援引国际可再生能源机构（IRENA）的数据显示，清洁能源转型投资可带来38倍的回报。此外，广泛采用可再生能源可创造整条供应链上的就业机会。截至2018年，全球范围内可再生能源行业的就业人数已达1100万。2020年5月麦肯锡发布的一份报告显示，政府在可再生能源和能源效率上的支出所创造的就业岗位数比在化石燃料上的支出所创造的就业岗位数多3倍。化石燃料能源消耗量较大，会加重空气污染，而可再生能源还可降低健康风险。另外，可再生能源还可以为所有人提供电力，同时降低用户的电费。虽然自2000年以来，菲律宾有数百万消费者用上了电，但目前仍有200万人没有用上电。去碳化和去中心化的发电系统不需要在复杂偏远的地形环境中部署昂贵、庞大、物流不便的输电网络，这将推动实现全面电气化的目标。为用户提供低成本清洁能源选择，可节省企业（尤其是中小企业）的开支，提高其利润率。与大企业相比，中小企业对运营费用的环比变动更敏感。最后，低碳能源转型将有助于菲律宾阻止气候变化，降低电力行业的碳强度，提升能源系统的韧性。菲律宾由7000多个岛屿组成，而分布式可再生能源（DRE）系统不依赖燃料运输，因而更适合该国的地理状况。分布式可再生能源系统可减少对超长输电线路的需求，超长输电线路会暴露于频繁的强风暴或其他自然干扰中。在发生灾害时，分布式可再菲律宾可再生能源项目开发投资指南北京|2023|23Photo by Vivica Silva on Unsplash24|WRIPhoto by Eibner Saliba on Unsplash可持续投资项目介绍世界资源研究所可持续投资项目立足中国，放眼国际，与可再生能源和绿色金融领域的中外权威智库及研究机构合作，提供绿色金融解决方案，支持对外投资领域从传统能源（尤其是化石能源）向可再生能源转变，助力中国实现能源转型与高质量发展，推动全球可持续发展与低碳目标。世界资源研究所介绍世界资源研究所成立于1982年，总部位于美国华盛顿，是一家独立的全球性智库和行库。近40年来，研究所一直通过开拓性的研究方式和工具、庞大多元的数据平台和敏锐客观的分析观点为科学决策提供参考和支持，并产生实际影响。世界资源研究所在12个国家和地区拥有办公室，汇聚1400多名专家和工作人员，工作范围辐射50多个国家。2008年，世界资源研究所在中国北京开设了首个国际办公室。菲律宾可再生能源项目开发投资指南北京|2023|252023年10月26|WRI世界资源研究所（美国）北京代表处地址：北京市东城区东中街9号东环广场写字楼A座7层K-M室邮编：100027电话：86 10 6416 5697 传真：86 10 6416 7567WRI.ORG.CN

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天然铀行业深度报告天然铀行业深度报告十年一遇的天然铀行业大周期十年一遇的天然铀行业大周期证券研究报告投资评级：（）报告日期：推荐首次2023年11月22日分析师：傅鸿浩分析师：傅鸿浩SAC编号：S10. 

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请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 2023.11.22 BC 电池异军突起，先发龙头享受技术红利电池异军突起，先发龙头享受技术红利 庞钧文庞钧文(分析师分析师)周淼顺周.

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 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 能源转型产业报告 2023 年 11 月 21 日 我国电力金融市场研究建议报告我国电力金融市场研究建议报告 摘要摘要 随着各国电力市场体系和市场化.

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