核心观点：
● 绿氢是以可再生能源电解水制得、制备过程基本实现零碳排放的氢。主要通过碱性电解水、质子交换膜电解水
阴离子膜电解水、固态氧化物电解水四种电解水方法制备。绿氢主要消纳方式包括绿色甲醇&绿氢生产(24年消纳占比合计72%)、绿色航煤、其他化工原料、交通、储能等。在能源安全指引、政策规划支持、经济性拐点三重驱动下，制氢、储运、下游运用(化工设备、燃料电池)全产业链有望受益。
● 驱动1:油气价格高涨下再强调能源安全，绿色能源替代迫在眉睫。2020-2024年中国石油自给率约56%-61%、
天然气自给率约23%-26%。伊朗局势升级，中东油气外输中断，油气价格飙升。26年初至3月6日，WTI原油价格累计增长40%。26年初至3月6日，远东LNG离岸价累计增长119%。在此背景下，中央持续强调能源安全的重要性。2026年3月3日，国家能源局组织召开绿色燃料产业发展专题座谈会，指出发展绿色燃料产业有利于替代石油、保障能源安全，是能源领域新质生产力发展的重要方向。
● 驱动2:政策持续加码，试点项目、新一轮补贴落地。试点方面，25M10能源局公示首批试点名单，拟支持41
个项目试点和9个区域试点，覆盖风光制氢、绿氨醇、长输管道、盐穴储氢、固态储氢、氢能微网等多类项目。补贴方面，“十四五”期间，地方政府持续推动氢能项目制氢、消纳项目落地，补贴覆盖投资和运营期。主要采用设备购置、项目建设一次性补贴和运营生产补贴两种方式。26M2,云南省要求对年产绿氢≥100吨的新能源制氢(氨醇)一体化项目，自投产起每公斤最高13元补贴。
● 驱动3:设备、绿电成本下降，驱动绿色氢能&绿氨醇经济性提升。度电成本和设备折旧为绿氢制备降本主要抓
手。中国能建年度集采碱性电解槽成套设备价格从2023年约700万元/套降至2025年460-588万元/套区间，降幅约30%。电力市场化改革及发电技术进步推动光伏、风电等度电成本降至0.15-0.25元/KWh,一些资源富集地区甚至低于0.1元/kWh。根据我们测算，当度电成本达到0.12元/KWh,电解槽成本达到700元/kW(对应350万元标准台套),绿氢成本可降到10元/kg以下，可与煤制氢成本(10-12元/kg)齐平。
●市场空间：根据中石化经研院预测，2030年我国氢能需求达3810万吨。我们假设在保守/中性/乐观情形下，
绿氢在其中渗透率达到15%/20%/30%。预计2030年我国绿氢销售市场空间达572/762/1143亿元。26-30年年均电解槽市场空间为143/193/293亿元。
●盈利预测与投资建议。(1)中国能建：当前已投产20万吨、在建及备案绿氨醇合计规划总产能近90万吨/年
(不完全统计)。覆盖风光氢氨醇一体化全链条。(2)华电科工：背靠中国华电，氢能投建营全产业链布局。具备碱性/PEM电解槽产品，质子交换膜/气体扩散层等关键零部件产能。
●风险提示。项目收益不及预期、政策落地不及预期、行业竞争加剧。
一、能源安全、政策规划、经济性拐点三重驱动，绿氢行业蓬勃发展
绿氢是以可再生能源电解水制得、制备过程基本实现零碳排放的氢。主要通过碱性电解水(主流)、质子交换膜电解水(主流)、阴离子膜电解水(少量)、固态氧化物电解水(少量)四种电解水方法制备。绿氢主要消纳方式包括绿色甲醇&绿氢生产(24年消纳占比合计72%)、绿色航煤、其他化工原料、交通、储能等。
在能源安全指引、政策规划支持、经济性拐点三重驱动下，制氢(电解槽设备及零部件)、储运(管道、储氢容器)、下游运用(化工设备、燃料电池)全产业链有望受益。
（一）驱动1：油气价格高涨下再强调能源安全，绿色能源替代迫在眉睫
油气自给率较低，燃料、化工领域易受国际油气价格波动影响。根据iFinD，2020-
2024年中国石油自给率约56%-61%、天然气自给率约23%-26%，大量依赖进口。能
源结构以煤炭为主，石油、天然气对外依存度高，进口来源集中在中东、澳大利亚等
地区，叠加地缘政治局势复杂、运输通道受限，使得油气供应稳定性和安全性面临
挑战。伊朗局势升级，中东油气外输中断。根据纽约时报新闻，伊朗局势升级已使霍尔木兹海峡航运基本停滞，中东主要产油国出口通道受阻，全球约20%海运原油、大量LNG供给面临中断风险。
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