來源：金融界網站
來源：中金公司
摘要
碳中和目標加速中國經濟和能源轉型。
我們認為隨著碳中和目標的提出，中國未來能源轉型發展的方向已經確定。我們預計到2060年中國經濟會達到人均GDP4.8萬美元水平，帶來能源需求67.3億噸標煤，較現在提升38％。如果我們以目前的能源結構不變，將會產生每年160億噸二氧化碳的碳排放。
我們預計隨著十四五開始執行碳中和目標，中國將在2028年達到碳排放峰值在134億噸二氧化碳，較現在的115億噸上升16％。而之後中國將通過電力領域提升非化石能源比例完成電力碳中和，非電領域先推動天然氣替代再推動氫能替代完成能源碳中和，並在需求端通過碳排放權總量控制+交易的形式推動新技術在工業和交通等領域的應用、加速碳中和進程，從高碳向低碳最後向零碳三步走，完成2060年對能源，工業和農業領域的碳中和。
雖然碳中和目標從目前的位置來看實現難度較大，很多技術也並未成熟，但是我們認為中國經濟目標的背後不僅僅是十四億人生活質量的提升，也是隨之而來的能源和資源更高需求，而碳中和一方面帶來更清潔，更經濟和更安全的能源將確保這一目標完成，另一方面也將打開中國的能源需求天花板，使得未來的科技浪潮不受環境問題的束縛。
電力碳中和是必經之路。
電力是需求端零排放的能源，但是在供給端電力目前佔碳排放的32％，因此降低電力排放將是中國碳排放的主要工作，也是中國長期希望完成的能源轉型任務。而隨著中國非化石能源擺脫補貼，我們認為推動非化石能源比例在電力中不斷提升將是成本最低也是最有效的電力碳中和方式。
考慮到非化石能源的不穩定性，就不得不考慮電網的消納成本，因此如何增加和釋放電網靈活性就成為非化石能源比例提升的關鍵。
最後，電力碳中和又將是開啟能源碳中和最後一步氫能的基礎。因此我們認為非化石能源的發展在平價之後仍然需要經歷4個階段，通過新能源+電網靈活性平價，新能源+儲能用戶側平價，到新能源+儲能發電側平價，到最終氫能平價實現電力碳中和。
非電能源碳中和推動氫能發展：
目前中國能源需求中非電佔53.8％，但是在能源使用中，部分使用形式需要更高的能量密度，長期的儲存，以及燃燒釋放熱能的形式，因此即使到2060年我們預計也將有30％的能源無法被電取代。
對於非電能源領域，我們認為目前將只有碳捕捉和氫能兩種形式來完成，相比碳捕捉，我們認為氫能對於產業提升和技術進步帶來的機會更高，因此我們大膽地預測氫能將會是最終完成能源碳中和的主要方向。
正文
經濟繼續增長的需求與碳排放下降的壓力將加速中國能源轉型革命
經濟轉型帶來GDP增長逐步放緩但仍具韌性；中金宏觀組預計GDP增速到2030年、2040年、2050年和2060年將分別至4.7％、3.6％、2.5％和1.4％水平。其中，經濟結構的變化體現在三產比重將由2019年的54％提升至2030年達59％，並在2060年進一步提升至接近75％。2060年人均GDP或突破4.8萬美元，超過當前日本、德國水平。
預計能源消費總量或在2060年達到67.3億噸標準煤（總量較當前上行38％），增速逐步放緩。我們預測我國的能源消費總量將在2025/2035/2060年分別達到57.6/63.6/67.3億噸標準煤，總體保持連年同比增長。但隨著單位GDP能耗較低的三產比重不斷擴大，能源消費增速將呈現放緩走勢。
圖表: 消費需求總量預測
資料來源：國家統計局，中金公司研究部
從能耗和碳排放的角度來看，當前單位GDP能耗0.328千克標準煤/美元，而經濟結構不斷改善疊加各行業加速單位能耗控制，我們預計單位GDP能耗有望在2060年大幅回落64％至0.119千克標準煤/美元，低於當前美國和日本的能耗水平。而單位GDP排放水平也會從當前的0.778千克二氧化碳/美元不斷走低，在2060年完成能源零排放、以及碳捕捉等方式達成非能源領域碳中和目標。
圖表: 人均GDP，單位GDP排放，單位GDP能耗 （中國2019/2060 vs.對標美國2019）
資料來源：BP Energy，中金公司研究部
達成「碳中和」的4種主要途徑和方法
當前我國能源供給仍以煤炭消費為主，能源是二氧化碳排放的第一大來源。2019年，我國共產生能源消費48.6億噸標準煤，雖然提早完成了非化石能源15％的目標，但其中大部分仍來自於煤炭（佔比57％）。根據我們估算，2019年我國或產生二氧化碳排放125.9億噸（未扣除碳吸收部分），同比增長2.8％。其中能源部分同比增幅2.6％，仍佔據碳排放總量的77％。
圖表: 當前中國能源結構和碳排放來源細分
資料來源：BP Energy，中國生態環境部，歐洲環境署，中金公司研究部註：中國2019年數據為中金估算
我們認為中國要達成2060年「碳中和」的目標，需要從能源需求側和供給側兩方面進行：
供給側：電力 + 非電碳中和
電力碳中和：電力領域的碳排放仍然佔到了我國碳排放總量的30％以上，實現電力碳中和是中國碳排放的核心。一方面電力領域可再生能源發展將大幅降低中國的碳排放，加速碳達峰在2030年前的到來，另一方面，電能在終端完全零排放的特性，也使得電能替代成為諸多終端應用上實現碳中和的主要手段。
非電碳中和：還是有很多領域的能源需求無法通過電來替代，不僅僅是電力的成本問題，也是其利用能源的形式所致。比如在交通長距離領域能源使用難以通過電能實現，化工，金屬&；非金屬冶煉等行業需要通過燃燒能源的使用形式也難以被電能滿足。我們預計在2060年能源中30％的能源消費將以非電的形式存在，因此能源碳中和的最後一步將需要由氫能或者碳捕捉完成。
需求側：「節能 + 減排」雙管齊下
節能：我們認為在能源供給端轉型加速的同時，在能源需求端政府也不會放鬆對於節能的需求，我們預計會在三個領域：1）提升生產能效，2）區域能源消費，特別是化石能源消費控制，3）加速經濟結構轉型，降低經濟對高耗能產業的依賴。
減排：由於二氧化碳在過去並非汙染物，因此我們對於二氧化碳排放的監測並不完善，我們相信隨著碳中和的目標推進，國家必然會建立一套完善的碳排放相關體系，從需求端加強對於減排的控制，才能在政策上做到有的放矢。
圖表: 「碳中和」的解決途徑
資料來源：BP Energy，中國生態環境部，中金公司研究部
碳中和目標下，我國能源結構變化的三步走
我們認為未來中國的能源發展將會經歷從高碳到低碳到零碳的過程，分別是現在至2028年新能源平價時代來臨，煤炭、石油消費量達峰，碳排放在2028年達峰；2028-2040年非電領域通過天然氣代替石油煤炭降低碳排放，在電力領域新能源從增量替代逐漸開始存量替代，分別完成用戶端儲能+新能源和發電端儲能+新能源平價，中國碳排放從高碳走向低碳；2040-2060年隨著發電成本進一步降低、氫能邁向平價，完成能源碳中和。
圖表: 能源結構變化的三步走
資料來源：國家統計局，中金公司研究部
非化石能源+氫能逐步形成傳統能源替代，在不增加碳排放的情況下支撐能源消費上行。我們認為要達到最終「碳中和」目標，可預見的電能使用比例不斷提升，各行業都最大範圍實現電氣化，並且電能逐步由非化石能源滿足。化石能源方面，2025-2028年間，煤炭、石油消費量佔比從2025年46.9％和21.1％，分別下滑至42.3％和19.7％，而天然氣將從12.0％小幅上升至13.5％。此外，我們認為2035-40年氫能將起步，並在2040年後開始逐步邁向平價，與非化石能源電力一起形成對傳統能源的替代，並帶來天然氣消費於2049年達峰後回落，由氫能支撐能源消費增長、同時不產生二氧化碳。隨著煤炭、石油消費在2028年達峰，排放總量將同時實現峰值，並在2060年非化石能源和氫能全面取代後，達成零排放。
節能減排+碳吸收等手段完成非能源領域碳中和。非能源板塊（工業、農業、廢棄物處理）隨著發展需求增速放緩、節能減排效果顯現，整體碳排量走弱，剩餘量或由森林碳吸收、碳捕捉等手段達成「碳中和」。
圖表: 中國能源結構和碳排放結構圖 – 基礎假設（非化石能源佔能源消費比例100％）
資料來源：BP Energy，中金公司研究部
2060年電力需求或達18萬億度
長期：能源需求增長疊加電氣化比例提升，電力需求增長持續超預期。作為能源需求增長和降低碳排放約束的主要手段，我們認為電能在能源結構中的佔比將快速提升，各行業將儘可能地提升各自的電氣化率，用清潔的電滿足自身能源消費，並達到降低排放的目的。因此，我們判斷我國的電力需求將保持堅挺走勢，持續超預期。長期來看，我們認為2060年我國的全社會用電量或達到18.4萬億度，在2019年的水平上行151％。屆時人均用電將實現13,611千瓦時，高於當前美國、韓國的人均12,546/10,665億千瓦時。
短期：我們預計電力需求將在「十四五」保持5.6％的CAGR，高出行業預期的4％~5％增速。進入新的五年發展階段，我們認為我國將從小康社會繼續向社會主義現代化邁進，居民生活水平提升帶來人均用電持續上升。傳統行業將加快電能替代（客車有望最早實現純電化，乘用車電動化也在加速滲透，鐵路也將實現100％電氣化）。數字經濟社會發展將進一步推升通信基站、數據中心、比特幣的用電需求。除了比特幣由於幣價較為波動無法預測，可以看作不可持續增長因素外，電能替代、居民需求和數據中心都是較為持續的增長點。
圖表: 鐵路電氣化率提升
資料來源：中金公司研究部
圖表: 汽車電氣化率提升
資料來源：中金公司研究部
圖表: 5G新增用電需求測算
資料來源：中電聯，中金公司研究部
平價時代，非化石能源走上前臺
在電力碳中和的目標下，我們預計2025、2030、2035、2060年非化石能源電力裝機將分別達到1,527、2,856、4,524、9,898吉瓦，佔到全部電力裝機的54％、69％、79％、100％。其中十四五期間光伏、風電年均新增裝機分別達到74吉瓦和40吉瓦。發電量方面，隨著裝機量提升、傳統能源退役，我們預計2060年非化石能源將貢獻全部電量。
圖表: 各階段非化石能源裝機量（整數節點）
資料來源：中電聯，中金公司研究部註：不考慮清潔制氫帶來的光伏裝機需求
圖表: 各階段非化石能源發電量（整數節點）
資料來源：中電聯，中金公司研究部註：不考慮清潔制氫帶來的電力需求和光伏裝機需求
1、可再生能源發展改變中國對於能源資源的依賴
我們認為以可再生能源大範圍應用來跨越油氣能源時代，有望提高我國的能源獨立性，改變能源生產和分配結構，從而最終使得能源消費不再受限，全面提高社會經濟發展能力和人民生活水平：
？能源獨立，可再生能源資源稟賦遠大於化石能源。根據國家氣象局以及中科院的資源調查結果，我國光伏和風電理論可開發資源量分別達到186萬吉瓦以及5000吉瓦以上，我們測算，2060年碳中和目標所需的約14,720吉瓦光伏與約1,660吉瓦風電，只相當於開發了資源量的1％和33％；同時由於我國在光伏和風電發電設備製造領域具備產業鏈優勢，風光作為主力能源後將助力我國實現能源獨立，保障能源安全以及滿足長期能源需求。
降低能源的區域依賴，資源分布更加均勻。由於我國國土大部分位於中緯度地區，整體光照輻射資源分布相對均勻，中東部地區多數具備900-1,100小時的有效光伏利用小時能力。不同於此前煤炭、石油、天然氣資源在西部、北部地區的富集，我們認為光伏發電的分布式開發能力，將打破此前能源富集區域與負荷中心的錯配，實現能源生產與能源消費的一體化，減低運輸成本與損耗，並提升系統靈活性。
圖表: 幾個非化石電源品類對比
資料來源：中國氣象局，統計局，公司公告，中金公司研究部註：圓球大小表示資源量規模，光伏資源量數量級大於其他能源，僅顯示四分之一球體示意
2、可再生能源發展帶來能源成本下降
？我們認為隨著國內能源需求總量未來持續增長，人均能源需求向發達經濟體進一步看齊的過程中，能否實現單位能源成本的維持或下降，將是能源結構可持續發展的重中之重。我們認為資源屬性仍將導致傳統能源（煤、石油、天然氣）的邊際開採成本穩中有升，而製造業屬性將繼續驅動新能源發電技術的持續降本，隨著新能源佔比的穩步提升，我們認為我國的綜合能源成本將在未來40年下降13％，主要受益於兩個維度：（1）2035年後，光儲、光儲氫平價後新能源裝機加速，能源成本加速下降；（2）化石能源減量退出，壓低邊際成本，也促進了綜合成本下降。也意味著中國將以更小的經濟代價、完成能源結構轉型。
圖表: 社會能源成本下降
資料來源：BP Energy，部分核電、光伏、風電公司年報，中金公司研究部
？我們認為光伏和風電的全面平價是推動綜合能源成本下降的主要動力。其中西部大基地項目由於利用小時和造價優勢（光伏超過1,500小時與3元/瓦的成本，風電近3,000小時與6.5元/瓦的成本），在2020年前已實現了發電側平價。我們預計隨著造價的進一步下降以及特高壓成本的改善，到十四五末，大基地+0.07元/度特高壓送電成本將會與沿海地區的火電實現平價。而由於外送費用的節省，儘管造價較大基地略高，我們測算中東部分布式光伏接近20個省區已經在2020年實現對於沿海火電的平價。
圖表: 各電源度電成本橫向比較2020~2050，西部區域（考慮西部電力本地消納）
資料來源：能源局，部分核電、光伏、風電公司年報，中金公司研究部
圖表: 各電源度電成本橫向比較2020~2050，東部區域（考慮西部電力特高壓外送）
資料來源：能源局，部分核電、光伏、風電公司年報，中金公司研究部
3、三大因素決定風光成為主體能源
製造業屬性+技術迭代帶來的可再生能源成本優勢
傳統能源：資源屬性制約可經濟開發空間，成本穩中有升。1）煤電：成本主要隨機組利用小時波動，我們預計先降後升。煤電投資成本趨於平穩。2）水電：單位投資造價走高，我們預計未來度電競爭力較以往有所削弱。
圖表: 非化石能源成本優勢來自零資源成本和製造業屬性
資料來源：中金公司研究部
新能源：製造業屬性隨著規模效應將帶來量升價跌，改變過去能源價格隨需求上漲的邏輯。1）光伏：更高的轉換 效率是行業永恆追求。2）風電：成本下降主要通過風機大型化，對資源區稟賦相對更依賴。3）核電：遠期通過批量化建設以及技術迭代壓降CAPEX實現度電成本降低。
圖表: 光伏成本下降學習曲線
資料來源：公司公告，能源局，BP Energy， 中金公司研究部
圖表: 風電成本下降學習曲線
資料來源：公司公告，能源局，BP Energy， 中金公司研究部
分布式應用：改變電力結構，從堅強電網走向智能電網
由於光伏項目可以進行分布式開發的特性，並從3個層面改變我國的電力結構：1）實現無差別的電源分布，降低對於能源供應點電力外送通道的壓力；2）用戶自發自用、隔牆售電打破了此前發用電二元結構，在提升電力系統靈活性的同時，降低了用能成本；3）降低了發電行業的門檻，引發能源革命。我們預計未來電網、電源結構將會發生根本性改變，從傳統只聚焦電網穩定性與可靠性的集中性網絡，向更加智能與靈活的分布式網絡邁進。
特高壓可開發空間有限，分布式光伏開發具備優勢，因而有短期爆發的可能性。1）特高壓所需架空佔地面積較大，可用線路通道有限。2）特高壓接入落地端電網後帶來較大的脈衝輸入，衝擊電網穩定運行。3）成本下降有極限。由於特高壓建設的瓶頸，大基地建設受到總量限制，因此我們認為未來中東部分布式光伏開發具備必要性：國內分布式光伏開發空間達到12,106吉瓦，即使按80％的開發比例測算，將可以貢獻9,700吉瓦的裝機量，約為我們2060年光伏裝機需求（含制氫）的66％。我們認為分布式光伏將成為支撐零碳電源體系的關鍵。
圖表: 分布式屋頂測算（2020年）
資料來源：住建部，國家統計局，中金公司研究部
資源稟賦充足，相對平均：
光伏方面，我國75％的國土面積光伏資源開發潛力在一般或豐富，中國氣象局風能太陽能資源中心2015年估計以此輻照能力相當於186萬吉瓦的光伏裝機空間。風電方面，沿海有足夠資源，風能資源儲量5,000吉瓦以上，大基地與海上風電具備競爭力。核電支撐多能互補，但需加速技術迭代、靜待政策支持。水電與生物質資源受限，參與多能互補但難以成為主力。
圖表: 中國太陽能輻照資源圖（2019）
資料來源：世界銀行，中金公司研究部
圖表: 中國風資源圖（2010）
資料來源：《中國自然地理圖集》2010年版，中金公司研究部
平價之後，可再生能源市場空間存在4個階段
電力系統輔助服務市場即將起航：可再生能源從過去替補能源到主力能源不僅是電量，更重要是電力支撐的轉變。其在可調度性和可預測性上遜於傳統能源，因而可再生能源滲透率的提升將帶來電力系統平衡和安全的新挑戰，驅動電力輔助服務市場的快速增長。我們認為在高可再生能源滲透比例的電力系統中，輔助服務市場的電量規模可以達到電力交易市場的10~20％。而輔助服務市場收入規模的佔比可能更高，以體現系統安全性的價值，因此這將會是潛力可觀的一個增量市場。
電力系統輔助服務市場的特徵是多樣、複雜、動態，市場的發展受到多重因素的影響。我們認為，雖然短期輔助服務市場發展易受到多重因素的幹擾，但長期來看我們認為成本是電力輔助服務能源的核心競爭力：1）火電靈活性改造成本最優，碳排、響應性能欠佳，資源量隨火電機組到期退役減少。2）抽水蓄能成本、性能介於火電和電化學之間，零碳排但資源量受到地域限制。3）電化學儲能性能最佳、不受地域限制、可以匹配分布式，當前成本偏高但遠期下降空間可期。
圖表: 不同電力輔助服務資源優劣勢對比
資料來源：GGII，中金公司研究部
圖表: 儲能電池系統學習曲線
資料來源：GGII，BNEF，中金公司研究部
基於成本和資源可得性的推演，我們認為可再生能源+儲能會經歷四個平價階段。
第一階段（2020~2025）：發電側+火電靈活性全面平價。這一階段，火電靈活性改造可以提供最低成本的輔助服務，光伏發電+火電靈活性的成本低於標杆電價。電力系統仍以火電為主力電源支撐，靈活性改造釋放電力系統冗餘，再配比少量電化學儲能提升響應性能，即能滿足系統的輔助服務需求。當前火電提供輔助服務的收益模式尚不清晰，企業靈活性改造積極性未得到充分調動。電網的靈活性政策會極大的影響最終電網接納可再生能源的成本，若利好政策出臺，電力系統冗餘得到釋放，可再生能源的裝機和消納空間有望快速打開。
第二階段（2025~2035）：用戶側+電化學儲能全面平價。這一階段，由於零售端電價高於發電上網電價，光儲在用戶側有望較發電側更早達到平價條件，在用戶端直接滿足新增電力需求，而不需要電網增加電力供應能力。發、用電邊界模糊，創造出新的電力供給形式。且即使用戶側平價，也一樣存在不同商業模式帶來儲能成本的不同，因此從應用場景看，通過數位化的更高效配置和調度，在用戶側應用上會出現較大的成本差異，產生新的商業機會。
第三階段（2035~2050）：發電側+電化學儲能全面平價。這一階段，可再生能源滲透率提升+火電機組到期退役，而光伏+儲能成本繼續下降至發電側平價空間完全打開，光伏扔掉拐杖成為主力電源。基於此，我們2060年的電力結構預測光伏多於風電，而非落在多能互補的最優配比，本質是光伏降本的更大潛力，使得光儲達到完全平價條件。
第四階段（2050+）：光伏制氫平價打開新的裝機空間。2050年以後，光伏度電成本降到0.12元/度左右的水平，實現氫能在工業領域較傳統能源的平價，打開非電領域碳中和、氫能替代、以及可再生能源裝機的新機遇。考慮電氣化率的極限，我們預期2050年後仍有1/3的能源消費沒有電氣化，這部分需要綠氫替代，因此帶來的新能源裝機需求和發電側的裝機在一個數量級，是具備爆發潛力、可能超預期的一個市場。
圖表: 光伏平價上網與裝機增長的四個階段
資料來源：中金公司研究部
天然氣替代將完成碳減排的第一步，氫能可能是非電的最終解決方案
從排放來看能源消費中存在一部分能源利用形式難以被電力替代，而因此最終需要另外的能源形式實現碳中和。我們預計到2060年如果不考慮非電領域的能源突破，中國電氣化率在70％水平，則仍然有20億噸標準煤的能源需要完成脫碳。
天然氣替代實現高碳到低碳：1）在提供相同能量的情況下，天然氣相比石油和煤炭將減少33％和53％的碳排放；2）天然氣可以帶來多少替代：我們預計到2030年，天然氣佔比增長6.9個百分點，天然氣消費量約增加4000億立方米，可減少碳排放約3.7-8.4億噸。3）天然氣的過渡能力：中國天然氣供應保障能力增強，未來要實現國產多元化、進口多渠道的供應格局。
氫能可能是最終解決方案。我們認為要實現能源最終的能源碳中和必須在非電領域推動新的技術發展和應用，目前來看主要有三個解決方案，分別是氫能源，碳捕捉和生物質。但是考慮到生物質資源上的限制，以及碳捕捉對於政策要求，氫能在產業發展，技術迭代上優勢更強，因此更有可能是最終解決方案。
圖表: 氫能、生物質能與碳捕捉的優劣比較
資料來源：中金公司研究部
氫能具備能量密度與可商業化的充能時間。1）氫燃料電池適合對佔用空間要求不高的交運場景，例如商用車、航運或者航空，因為高質量能量密度、低體積能量密度，同時其較快的充能速度也有利於商業化應用。2）氫能或可用替代煤用作水泥窯的燃料。3）氫能冶金存在一定可行性。
圖表: 幾個主要板塊的電氣化率預期以及預期氫能需求貢獻比例（2060年）
資料來源：中金公司研究部
氫能發展的3個階段
2021E-2030E：應用初期，平價起點。我們認為，在這一階段，燃料電池技術應用得到提速，從終端應用層面帶來規模化與成本下降，同時推動能源供給端的運輸與加注成本受益規模化與環節效率提升得到快速下降，帶來供給與應用環節並行的降本。從氫能源角度，目前天然氣/煤氣重整+碳捕捉制氫短期內成本優於可再生能源電解水制氫，成本的制約主要來源於運輸與加注環節，其中運輸受限於高壓IV型瓶應用、液氫運輸、管路運輸的不完善，而加注環節受益於加氫站設備依賴進口CAPEX較高且目前綜合運營效率較低。我們認為隨著燃料電池終端應用的起量，終端氫價格可由目前的70-80元/kg（含稅）下降至2025年的約35-40元/kg（含稅），並至2030年下降至約30元/kg（含稅）。
2031E-2050E：步入平價，應用領域拓寬，供給與應用規模大幅提升。我們認為，在這一階段，氫能源的成本受益於富電區域新能源發電的低電價，與逐步完備的中長距離運輸/管路，使得加氫成本逐步下降至近20元/kg。同時新能源電解水制氫也將逐步成為氫能供給的主流模式。對於燃料電池車輛，當不考慮柴油針對碳排成本上升時，氫成本下降至20元/kg可直接與柴油平價。此外，此階段的非交通領域用氫的價格已逐步下降至18-20元/kg（即不考慮加氫站的加注成本），在工業與家庭供暖領域已逐步具備一定經濟性基礎，我們認為通過初期與天然氣的混合使用，以及伴隨氫價格的進一步下降，在供暖領域，氫能也將逐步提升應用滲透率。
2051E-2060E：全面平價，碳中和目標驅動其餘非電領域滲透率全面提升。我們認為，此階段受益於新能源發電成本進一步下降，儲運規模的大幅提升下應用環節成本的進一步下降，氫加注成本將下降至20元/kg以下，非交通領域氫應用成本將下降至15元/kg以下。應用領域將全面拓展至供熱供暖、船舶等非電領域，補足非電領域碳中和的拼圖。
圖表: 終端加氫成本下降路徑與應用階段
資料來源：中國氫能聯盟，中金公司研究部
圖表: 不考慮燃油綜合使用成本提升下，重卡領域氫價格低於20元/kg將具備與柴油的直接平價能力
資料來源：中國氫能聯盟，中金公司研究部
圖表: 氫能應用的總量
資料來源：中金公司研究部