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智通财经APP获悉，中信建投发布研报称，当前阶段，绿氢成本仍高于传统煤制氢，产业发展尚未完全进入市场化自循环阶段，政策补贴、碳交易、绿色燃料溢价和地方示范项目仍是推动产业落地的核心力量。中长期来看，随着“十五五”氢能综合应用试点推进，传统化工、煤电低碳化改造、船运绿色燃料等需求场景逐步打开，绿氢、绿氨、绿醇有望成为氢能规模化应用的重要突破口。产业链投资机会将从单一设备放量，逐步转向具备技术壁垒、成本优势和场景绑定能力的综合型企业。
中信建投主要观点如下：
氢能产业进入政策与应用共振阶段，短期仍需政策托底形成商业闭环。
氢能作为清洁能源载体，具备跨能源、化工、交通和装备制造等多行业融合发展的特征。当前绿氢制备成本平均仍高于煤制氢平价线，市场化推广难以完全依赖终端自发需求，因此政策补贴、碳交易机制、电价补偿和新能源非电消费比例约束，是短期推动项目落地的关键抓手。随着氢能综合应用试点启动，单个城市群奖励上限有望达到16亿元，预计将对燃料电池车、绿色氨醇、化工、掺烧和钢铁等场景形成阶段性拉动。
经济性改善是氢能产业规模化的核心变量，绿氢平价依赖电价、电解槽成本和能耗共同下降。
目前典型绿氢制备条件下，制氢成本仍处于较高水平，距离煤制氢8—12元/kg的平价区间仍存在一定差距。未来绿氢成本下降主要来自三方面：一是低成本风光资源带来的电价下降，二是电解槽设备价格持续下探，三是系统能耗和运行效率优化。由于各地资源禀赋、项目规模和消纳条件差异较大，氢能项目经济性更适合进行一对一测算，不能简单套用统一成本假设。
需求侧由传统工业替代向绿色燃料打开，绿醇、绿氨和煤电低碳改造是中长期增量方向。
国内传统化工是现阶段绿氢最清晰的存量替代场景，合成氨、甲醇、石油炼化等行业均具备较高碳减排压力，其中石油炼化需求弹性较大。煤电低碳化改造有望从2025年后释放绿氢需求，2030年前有望形成百万吨级别增量空间。海外方面，欧盟船运脱碳政策持续推进，绿色甲醇需求有望伴随甲醇双燃料船订单交付逐步释放，绿醇出口和绿色燃料供应链或成为国内氢能企业的重要成长方向。
风险提示：
成本方面：可再生能源发电成本下降及装机规模不及预期，由于当前可再生电力成本是制约可再生能源制氢进一步推广的重要因素，因此光伏、风电等可再生能源成本如不能按照预期下降，可再生能源制氢平价难以实现，装机规模及发电量不及预测则难以支持制氢产业的电力需求
技术迭代方面：电解槽技术发展不及预期，PEM电解槽的需要通过技术迭代及规模化推进实现可靠性提升及成本下降，PEM电解催化剂等技术提升对于产业发展至关重要；AWE电解槽制氢效率迭代影响绿氢成本降低
市场需求方面：市场需求影响行业规模化实现，进而影响研发及生产制造端的成本均摊
政策方面：当前氢能行业仍处于产业规模化发展初期，政策的有效推动对产业发展起到积极作用，如政策支持力度低于预期，将影响产业发展积极性。
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