【潜力股分析】 氢能周度观察(25)：绿氨产业化进展如何？ 绿氨是

【潜力股分析】 氢能周度观察(25)：绿氨产业化进展如何？

绿氨是指用可再生能源 电解水制绿氢，再与氮气合成氨，兼具化工原料、氢能储运载体、航运燃料、煤电掺烧燃料多重属性。当前政策端从鼓励示范为主转向“给场景、给降本机制、给试点名单”，产业端从项目规划进入小规模商业化验证，但需求侧的释放仍然依赖行业平价。

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政策主线：创造需求、示范项目、推动成本下降三条线同时推进。1）煤电低碳化改造：2024年6 月，国家发展改革委、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024-2027 年）》，明确将生物质掺烧、绿氨掺烧、CCUS 列为煤电机组碳减排主要路径，绿氨掺烧要求改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低，为绿氨提供增量应用场景。2）绿色液体燃料试点：2025 年9 月国家能源局启动第一批绿色液体燃料试点，9个项目入选，其中包括3 个绿氨项目（合计产能为68 万吨/年）；政策要求试点项目在 2026 年12 月底前建成投产，并在 2027 年6 月底前实现高负荷稳定生产。3）绿电直连推动成本下降。
绿氨成本在于制氢，而制氢成本的核心变量是电价，国家能源局、发改委2026 年5 月发布的《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》，支持新能源发电通过直连线路直接向用户“点对点”供电。按我们此前外发报告测算，离网型绿电直连情形下，假设综合电价0.2 元/kWh（省去输配电费、政府基金及附加、系统备用费等）、年利用小时数2760h（含储能配比10%/2h），离网型绿电直连单位制氢成本15.5 元/kg；叠加CCER，单位成本有望继续降低1.1元/kg 左右；对比之下，网电制氢情形下，假设综合电价0.38 元/kWh、年利用小时数7500h，单位制氢成本21.7 元/kg。电价成本下行对绿氢、绿氨项目的IRR 影响显著。

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供给端：国内绿氨产能建设加速，并进入小规模商业化验证。2026 年3 月，远景赤峰项目首船绿氨从连云港运抵韩国乐天精密化学，为全球首单商业化交付的绿氨，完成了从生产、认证、运输到海外交付的全链路验证。远景赤峰项目首期产能32 万吨/年（总规划152 万吨/年），已获ISCC Plus 和ISCC EU 双认证。行业产能相继落地：吉林大安项目（国家电投）规划年产绿氨18 万吨，于2025 年7 月投产，截至2026 年3 月底累计产出超3 万吨；2025 年12 月中能建松原项目（规划年产80 万吨绿色合成氨和绿色甲醇）一期已投产。

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需求端：短期场景有限，远期平价是前提。1）存量替代市场：绿氨的短期主消纳仍是农业和化工，在农业领域核心是替代灰氨生产尿素等绿色化肥；2025 年尿素理论耗氨量达到4159 万吨，占全国总需求量的58%左右，但支付绿色溢价的能力有限，尤其在国内化肥产业链中，成本传导并不顺畅。2）新增需求：航运燃料、绿氨掺烧用于煤电低碳化改造是长期增长方向，但同样依赖于成本下降。3）平价节点：截至6 月11 日，2026 年国内煤制灰氨现货均价约2266元/吨，国内绿氨价格约5000-6000 元/吨，绿色溢价高达121%-165%。根据前期外发报告测算，未来若碳价在100 元/吨、绿氢成本降至15.1 元/kg（参考前期外发深度《长江观氢系列一：日升月恒，氢风破浪》测算模型，电价需降低至0.16 元/kWh），可实现绿氢制氨路径平价，“十五五”期间有望达到。（备注：假设烟煤价格1000 元/t，工业电价格0.75 元/kWh，蒸汽价格280 元/t）。
总结：绿氨的政策和产业变化，证明行业进入产业验证期，关注降本进度和产业链相关标的。
风险提示
1、氢能政策推进不及预期；2、绿氢行业竞争日趋激烈的风险。

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