氢能源发展前景，氢能源发展的现状及前景（一文读懂氢能产业的现状和未来）

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1、氢能源发展前景：一文读懂氢能产业的现状和未来！

导言：

全球氢能已进入产业化快速发展新阶段，欧美日韩等20多个主要经济体已将发展氢能提升到国家战略层面，相继制定发展规划、路线图以及相关扶持政策，加快产业化发展进程，氢能产业热度持续上升。本文将从政策、市场、技术3大层面出发，全面梳理氢能产业发展现状并对2023年发展趋势作出展望。

政策：路线已经清晰

●国家层面：顶层设计使氢能发展路径预期更为清晰

回顾2022年的氢能政策，从中央到地方政策不断叠加，政策框架不断完善，体系渐趋丰富。目前的政策框架大致可分为三个维度：中央的产业顶层设计；正在推行的燃料电池示范应用补贴政策；各地方的氢能产业政策规划。

国家发改委2022年3月23日发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》（简称“行业中长期规划”），体现出政策对未来氢能产业的发展定位，也明确了政策鼓励的应用场景和领域，勾勒出氢能中长期蓝图，有助于强化投资者对氢能产业发展信心，提振产业参与者的长期预期。

行业中长期规划对投资而言主要有三大核心要点，包括氢能定位、未来发展目标以及应用方向。

在产业定位中，氢能被正式确定能源，且是能源体系的重要组成部分，此外氢能产业链相关环节也被纳入国家战略新兴产业的范畴。

相关的量化发展目标主要对应2025年的目标，一大目标是氢能车保有量达到5万辆，另一目标是可再生能源制氢量在10～20万吨。

对于未来的应用方向，政策规划了包括交通、储能、分布式能源以及工业领域的减碳四大领域。

在交通领域中，政策提到燃料电池车在商用车型上的优势，也提出氢能车是对锂电车的互补；储能领域中，氢能储能的优势主要在长周期、大规模场景中；分布式能源的应用可以看作是储能领域的拓展，主要是利用氢能在不同能源间灵活转换的特性；氢能在工业领域中的减碳主要是替代传统的化石能源作为燃料或者化工原料，预计在“碳中和”的阶段会得到普遍的推广。

图1 氢能中长期发展规划要点

●地方层面：各地政策陆续推出，至2025年各地FCEV规划累计推广量超10万

示范城市群方面，上海城市群2021年率先落实了2025年推广规划与补贴细则，2022年8月，广东省的推广规划与补贴细则出台，至此第一批入选的上海、京津冀、广东城市群对应规划和补贴细则已经全部出台。

第二批入选示范城市群的河北、河南分别于2021年8月和2022年9月明确了省级推广规划。

2022年也是非示范城市群政策“井喷”的一年。

山东、山西、陕西、内蒙古、川渝、湖北等主要的非示范城市群都在2022年出台了中长期推广规划，非示范城市群中，政策的完善程度有所不同，山东、内蒙、湖北等地的部分地级市还出台了补贴政策，但并不意味着没有推出补贴的省份就会更差，例如山西、四川等地可以依靠自身较为廉价的氢气实现FCEV的低成本运营，市场机制的推动作用也不可小觑，2022年四川、山西的良好的上险量表现就说明了这一点。

当前氢能各领域产业化的领头羊在于FCEV，FCEV增长空间在于各地规划的推广数量，补贴政策的落地速度与基础设施完善程度则是决定增长速度的两个核心因素。

从各地规划的推广目标来看，仅示范城市群2025年的目标就超过3.5万辆，这只是省级文件中明确的推广量，实际上示范城市群内部的地级市推广量加总大概在5万辆左右，其中广东的额外增量最大，其内部地级市推广量加总已经超过2万辆。非示范城市群规划的推广数量已经超过示范城市群，累加起来全国范围2025年的规划量可超过10万辆。

影响推广速度的两个因素之一的补贴政策已经在2021年9月开始落地推行，另一个影响因素就是氢能供给及其基础设施，即氢气来源与加氢站建设。

氢气来源方面，当下绿氢渗透率不高，所以氢气主要还是依靠工业副产氢或化石能源制氢，并且受制于运输成本，加氢站氢气基本都来源于本地。

山西、陕西、内蒙等传统化石能源丰富省份有大量的副产氢，具备天然优势。

之前，由于氢气还是作为危险化工品被监管，各地政府对于制氢与加氢站建设都持谨慎态度，但是2022年中央顶层设计发布之后，部分地区政府开始出台相关政策逐步放松对制氢和加氢站建设的要求，允许在非化工园区制氢、建制氢加氢一体站，比如广东。

此外，2022年12月14日，中共中央、国务院印发了《扩大内需战略规划纲要（2022-2035年）》，明确提出“推进汽车电动化、网联化、智能化，加强停车场、充电桩、换电站、加氢站等配套设施建设”，我们预计这一信号或使得地方政府对加氢站建设的谨慎态度进一步放松。

此外，河南等地还提出加氢站适当超前建设的政策。加氢站建设建设周期并不长，若政策进一步放松，其建设和投运也会加速。

●国际层面：合作逐渐展开，国内企业有望依靠成本优势出海

全球氢能发展相对领先的地区有美国、欧洲、日韩，而沙特阿拉伯、阿联酋等中东国家也瞄准了氢能，沙特阿拉伯虽未发表书面文件，但是已经提出了氢能战略目标。

全球氢能发展的主要逻辑有：

第一，从环保的角度出发实现清洁能源转型，典型如欧洲，欧盟在碳市场（EU ETS）的框架之下，各国都肩负着脱碳的任务；

第二，能源安全角度，本国化石能源禀赋较差，希望通过氢能革命摆脱对化石能源的的严重依赖，典型如日韩，俄乌冲突使得欧盟也将发展氢能作为能源安全的重要方向；

第三，出于经济原因想要保持产业领先地位或者希望通过氢气出口赚取经济收益，典型如美国、澳大利亚以及沙特阿拉伯等中东国家。

表1 全球主要国家氢能产业规划目标

沙特阿拉伯既是世界上最大的化石燃料出口国，也拥有地球上最优异的太阳能和风能资源。优异的风光禀赋有望使得沙特未来成为制取绿氢最为便宜的国家，沙特计划2030年达到年出口400万吨氢气，其光伏、风电设备和电解槽将会是一个巨大的市场。

而我国的碱性电解槽制造成本在300美元/千瓦以下，有显著的成本优势。同时我国强势的光伏产业有望带动电解槽的出货，光伏企业本就与氢能行业关系紧密，隆基、天合、协鑫等皆跨界氢能，海外市场的打开，或使得光伏企业与电解槽企业合作更加紧密，携手出海。

基于以上两点优势，我国电解槽具备抢占国际市场的能力，光伏电解槽一体、电解槽企业有望率先受益。

总结而言，2022年氢能政策东风强劲，国内政策框架逐步完善，官方推动的国际合作也开始展开。

展望2023年，我们判断市场预期关注的焦点会从政策催化本身切换到各地方政策实际落地效果以及数量目标的实现进度，若各地方政策落实有效，各层面产业政策叠加共振，产业扩张速度有可能超预期。

市场：增长快速，空间也大

●2022年氢能车数据回顾：高速增长，仍待突破

根据中汽协统计，2022年前11月，氢车产/销/上险量分别为2969/2789/3755辆。1~11月整车厂上险量前三的厂家分别是：北汽福田634辆、宇通客车584辆、佛山飞驰449辆。

工信部推荐车型目录方面，2022年第1~11批总共入围车型272款，较2021年全年12批的车型增加29%，入围的燃料电池厂商68家，较2021年全年12批的厂商增加13家。

入围车型延续了高功率化的趋势。车型结构方面，根据中信保上险量数据，显示2022年1~11月客车占比从1月的83%逐渐缩减到11月的9%，重卡占比从1月的9%逐渐增加到11月的51%，并且2022年1~3Q重卡主要在氢能源较为丰富的地区推广，我们认为重卡有望继续保持主导地位并率先实现经济性。

●前11月FCEV上险量近4000辆，工信部推荐车型同比增加近3成

根据中汽协以及中信保数据，2022年前11月FCEV产量为2969辆，销量为2789辆，上险总数为3755辆。2022年上半年产量一直大于销量，主要系2021年下半年确定燃料电池示范城市群政策，业内热情与预期较高。但是受制于疫情与补贴落地速度，销量推进速度较慢，形成了一定的库存压力。

据数据统计，2021年年底库存量为280辆左右，今年7月库存增加到750辆，导致8月开始减产去库存。

从上险量数据看，2022年前5月上险量数据欠佳，6月上险量陡增，一方面是因为6月疫情相对缓和，前期被延迟的订单出现了集中交付的情况；另一方面也与示范城市群首年推广考核临近（2022年8月）有关，但是除京津冀城市群以外，其他城市群第一年推广进度并不理想，2022年跟计划相比“拖欠”的量，或在2023年释放。

图2 2022年1-11月FCEV产销量与上险量（辆）

车企份额方面，根据中信保数据，2022年1-11月市场份额TOP5分别是北汽福田、宇通客车、佛山飞驰、苏州金龙、上汽大通，对比2021年TOP5名单，仅有一席发生变化，2021年第二名的南京金龙换成了2022年第五名的上汽大通，上汽大通主要是得益于2022年10月80台MPV在上海的投运。

总体来看，两年比较下来，TOP5的车企较为稳定，而TOP5之外的变化较大，说明虽然整车市场当下市场格局并未稳定，但是头部车企已经具备了一定的市场地位，有望在接下来的示范城市群推广阶段继续保持领先优势。

工信部推荐车型目录方面，2022年，前11批车型目录总共入围272款车型，相比2021年全年的210款增加了29%。同时，2022年入围的燃料电池系统厂商有68家，相比去年的55家增加了13家。

配套份额方面，第一名是重塑科技，配套34款，占比12%；其次是亿华通，配套31款，占比11%；第三是国鸿科技，配套24款，占比9%。

而2021年仅有两家配套超过20款的企业，入围厂商数量、入围车型数量和头部企业配套数量的全方位增加说明了氢车产业热度的持续增加。

在系统厂商与整车厂商配套方面，以上榜车型最多的四家燃料电池厂商来看，重塑科技共与9家整车厂配套，和郑州宇通配套率最高，达62%，为其配套21款车型；亿华通与14家整车厂商配套，和郑州宇通配套率最高，达26%，为其配套8款车型；国鸿科技与8家整车厂商配套，和佛山飞驰配套率最高，达38%，为其配套9款车型；捷氢科技与8家整车厂商配套，和上汽集团配套率最高，达31%，为其配套5款车型。

工信部推荐车型高功率化趋势明显，这与燃料电池快速的产品迭代与使用需求相关，当下主要的应用场景是长途客运、干线物流、矿山、港口等场景，主流的燃料电池厂商都在不断推高新产品的功率，打造燃料电池汽车大功率的优势以满足下游应用场景的需求，在钢铁厂、矿山等短途倒转场景下，120～130kW的系统即可满足类似需求，但是长途重载、干线物流由于路况和地形条件更为复杂，则需要系统功率提升至250～300kW。

自2021年年底亿华通发布了240kW的系统，率先开启200kW时代后，氢晨、国鸿、爱德曼、捷氢、重塑等紧跟步伐发布了200kW+的系统，预计头部企业高功率产品增加的趋势会在2023年得到延续。

但考虑到补贴的功率上限在110kW，同时也兼顾配套重卡需求，中小型氢能企业的产品功率可能集中于120～130kW附近。

图3 2021年第4批-2022年第11批工信部推荐车型目录功率分布（款）

●重卡占比逐渐增加，销售流向氢源丰富的城市

从车型结构来看，主要车型是重卡与客车，客车份额上半年占据优势，但下半年逐渐萎缩，从1月的83%减少到了11月的9%，与之相反，重卡比例逐渐增加，从1月的9%增长到了11月的51%。

2022年1~3Q，各种车型之中，重卡的销售流向较为集中，上海占据了29%，北京27%，太原14%，嘉兴10%，鄂尔多斯7%，临汾4%，其他地区9%。

在各类车型中，重卡的比例进一步提升，《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》与《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》中倾向于中重型车辆的政策效应开始显现。

当下FCEV依旧面临整车购置成本过高的问题，但是如果将运营成本计入，在某些氢气价格较低的地方，氢能重卡可以依靠廉价氢燃料的优势在全生命周期成本（运营成本+车价）上打败燃油重卡，重卡是FCEV未来最可能率先实现经济性的车型。

在重卡的流向地区上也能够体现出这一点。2022年1~3Q，重卡去向最多的6个城市就占据91%的份额，除了北京与上海，太原、嘉兴、鄂尔多斯、临汾的共同点是本地都有丰富的氢气来源，可以实现低成本用氢。

例如鲲华科技与其在山西的合作伙伴自建加氢站，可以实现25元/kg的氢气价格，在此价格水平之下，49t氢气重卡在补贴的情况下全生命周期成本就已经接近燃油重卡。

●多地FCEV首批投运与单次大批量投运频现，或开启FCEV与加氢站的良性循环

2022年的另一趋势是各地FCEV的投运增加，具体表现在：

一方面是多地首批氢车投运逐步加快，另一方面是单批次投运的氢车数量较多。

首批氢车投运大概率意味着首座加氢站的投入运营，单次投运氢车数量增加意味着加氢站的负荷率会上升，能够很大程度上缓解当下加氢站营运不加、投资回报率低的问题。

2022年FCEV投运集中于下半年，对应到数据上就是上险量下半年数量增加。

从地域来看，涉及的地域较广，但是主要还是集中于示范城市群与山西等地，其中还有一大亮点在上海的80辆网约车投运，这是氢能源车首次在乘用车上的规模化投运。

2022年氢能车整体数据低于预期，主要原因有：

1）补贴落地慢，库存高，企业资金压力大，行业运转缓慢。

2）上半年疫情对燃料电池的生产与推广都带来较大阻力，同时疫情也造成了氢能车供应链和地方财政对产业链的支持补贴力度。

展望2023年，国家已经提出了扩大内需稳经济的战略，而且大概率会将氢能产业作为一个着力点，预计后期补贴财政资金将会较快到位。

另外，随着近期国内疫情防控的逐渐放开，对经济环境预期的改善同样也会拉动氢能产业的增长，预计2023年氢能车可实现8000-10000辆的产销量。2023年氢能车辆降本有望再接再厉。

●燃料电池重卡目前增长趋势向好，但经济性未占优势

2022年3月，国家发改委发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，提出“立足本地氢能供应能力、产业环境和市场空间等基础条件，结合道路运输行业发展特点，重点推进氢燃料电池中重型车辆应用，有序拓展氢燃料电池等新能源客、货汽车市场应用空间，逐步建立燃料电池电动汽车与锂电池纯电动汽车的互补发展模式”。

我们认为无论是从政策规划，还是经济性角度，未来氢能在交通车辆领域的重点还是重型商用车，从目前的市场推广看，氢能重卡的发展前景也值得期待。

表2 2021年以来氢能重卡推广情况

为什么我们中短期优先看好氢能重卡市场前景？从车辆运行原理而言，氢燃料电池车和锂电池车都是电力驱动，电机和电控系统类似，区别就在于电力来源上。

氢燃料电池可以看作小型“发电机”，而锂电池则更类似于“储电”的装置。

氢电和锂电相比，在一些应用场景有明显的优势：

充能时间较短，对重卡司机使用体验较为友好：纯电动重卡的充能时间普遍在1.5小时左右，而氢燃料重卡的充能时间普遍在10分钟以内，具有明显优势。

虽然电动汽车目前也在推广换电，可以节省充能时间，但续航里程短和频繁的换电次数会明显影响重卡运营效率和使用经济性，因此从清洁电动车型看，氢燃料重卡更适合长距离运输。

适合于低温环境：锂电池的最佳工作温度一般在20℃以上，一般放电工作温度在-20～60℃。重卡常用的磷酸铁锂电池在0℃时放电效率只有85%，在-20℃时放电效率只有将近一半。虽然针对锂离子动力电池低温性能也有改进措施，但会对其它一些技术指标如循环性和能量密度等带来较大的负面影响，并且增加电芯成本。

氢燃料电池虽然有“冷启动”的问题，但国内已普遍实现-30℃低温启动，在低温环境下并不会出现明显的电量衰减，可满足北方冬季绝大多数的应用场景。

单次充能续航里程长：目前国内重卡普遍配置10个储氢罐，单罐储氢重量在3.5～4kg氢气，至少可以驱动31吨载重的重卡运行约400公里，而锂电重卡充电一次，续航里程仅在100～200公里。

既然氢能重卡有诸多优势，为什么氢能重卡的推广数量还比较有限？最主要的还是成本上的劣势。

我们按照燃油、氢电、锂电三种不同能源类型的车辆，分别测算客车、重卡、乘用车三类用途车辆的成本，考虑的成本主要包括：

1）车辆购置成本按照汽车使用年限计算的“折旧”成本

2）年度燃料使用成本

3）年度维修保养成本

4）年度保险及停车等税费

单位能源假设分别是燃油成本8元/L、氢气成本35元/kg、电费为0.5元/kwh。从我们推算的结论而言，在目前的技术路线下，无论是客车、重卡还是乘用车，锂电都有绝对的成本优势，我们测算锂电类型的客车/重卡/乘用车年度成本分别为23/35/3万元，而氢电类型的客车/重卡/乘用车成本分别为43/72/7万元，氢电的成本基本比锂电成本高1倍以上。

因此从经济性而言，锂电是目前最有竞争优势的车型。

如果考虑燃料电池示范应用城市的补贴金额和覆盖期限，氢能车目前考虑补贴下，我们测算实际的年度成本为33/62/4万元，依然明显高于锂电。

如果将氢能重卡与燃油重卡成本比较，从初始购车费用和日常维护成本的角度，两者差异不大，主要的差别在于燃料成本。

我们按照行业平均的燃料消耗水平，燃油重卡每百公里耗油35L，氢燃料重卡每百公里消耗氢气约12kg，按照8元/L和35元/kg的单位燃料成本测算，百公里燃料成本分别为280/420元。

因此，以目前的成本体系和水平，若要在运行过程中实现平价，则需氢气的价格降至25元/kg左右。

●燃料电池商用车降本路径展望：2025年成本有望较目前下降30%

那么未来氢能大型商用车降本的节奏如何？我们先从车辆构成开始拆分（测算），目前一辆氢能重卡或者大巴车的制造成本大约120～130万元，比例而言，电池系统占比最高，大约占到60%，即一套电池系统的成本大约70万～80万元，汽车车骨、零部件成本大约分别占比10%，电控、电驱系统各占8%～10%。

如果再将电池系统拆分，其中核心的成本占比是电池电堆，其次是储氢系统，之后是压力、增湿系统等。电堆本身大约占到整个车辆成本的33%。

可见，燃料电池系统是氢能车成本构成占比最大的一部分，因此未来如果燃料电池电堆成本能够不断下降，对燃料电池车的降本也有积极效果。

图4 FCEV电池系统成本构成

从过去几年的产业发展看，国内电堆以及电池系统的价格已经出现了明显的下降，根据行业内龙头公司国鸿氢能的招股书中披露数据，国鸿氢能2019年平均销售电堆价格为3441元/KW，至2022年上半年价格已降至1554元/KW，四年成本累计下降55%。

同样，电堆价格自2019年的15213元/KW降至2022年的4117元/KW，降幅超过70%。

国内龙头企业降本也带动了整个行业降本，从行业平均水平看，2016-2017年，国内刚开始销售燃料电池车时，电堆成本大约在7000～8000元/KW，至2020年成本实现了减半，我们预计2022年成本有望再次实现减半，降至1500～2000元/KW。

电池系统而言，剔除电堆成本以外的价格也出现了快速下降。以国鸿氢能披露的数据，剔除电堆之外的价格，2019-2022年上半年电池系统BOP价格也有70%～80%的下降。

电堆和电池系统成本的持续下降主要得益于两大路径：

一是技术进步带来的材料国产化；二是制造规模化和自动化带来的规模效应。

以电堆成本而言，主要由双极板和膜电极两大部分组成，其中成本又以膜电极为主，约占电堆成本的60%～65%。

膜电极核心的材料有三类：质子交换膜、催化剂和气体扩散层。

质子交换膜与气体扩散层国产化率还非常低，一方面量产的产线很少，气体扩散层材料还没有大规模量产的产线；另一方面，国内龙头电堆企业对国产的两类材料验证比例较低，产品的升级和迭代都受到很大的制约，所以这两类产品的成本过去几年降本效果并不明显，未来如果国产化有突破，预计还会有比较大的降本空间。

催化剂材料而言，目前国内企业产品性能已经达到了国际一流水平，但是贵金属铂金类的材料占比相对还比较高，未来如果铂金材料的用量下降50%，预计催化剂的成本也可以下降30%。

从膜电极部件整体角度考虑，虽然核心材料在国产化和成本下降方面依然有空间，但是过去两年，随着膜电极产品批量化的需求增加，膜电极生产加工的工艺升级（如自动化的双面涂布、更合理的材料配比设计）、规模化效应也帮助膜电极制造环节实现有效降本。

根据国鸿氢能招股书中的预期，膜电极产品的价格在2022年预计会下降到860元/KW，2025年有望下降到510元/KW，成本下降的幅度或超过40%，按照国鸿氢能预计相应的商用车型如果用150KW的电堆，单车的膜电极成本有望累计降低5万元左右。

对于双极板而言，国内目前的主流路线还是以石墨双极板为主，其典型的特征就是易于加工、耐腐蚀寿命长，根据高工氢电的统计，目前石墨板的成本构成大致包括30%的材料成本，30%的人工成本，35%的刀具成本，5%的其他制造费用，未来石墨板降本途经包括：

1）优化流场设计、减少流槽数量；

2）适当降低流槽机械加工精度；

3）提高加工设备自动化程度；

4）通过材料升级的方式来提升加工效率，降低成本。

比如国鸿氢能的采用低成本的柔性膨胀石墨板路线，减轻了石墨板的脆性，也有效降低了成本。

另外一类双极板的路线是金属双极板，优势就是厚度薄，可进一步提升电堆的单位体积效率，适合大功率高效电堆使用。

金属双极板的主要加工工序有开模、冲压、涂层、封装，其中涂层是最重要的环节，直接影响双极板的寿命，同时也是成本最高的环节（占整个成本的50~60%），其生产设备组占据总成本的大部分，现阶段国内的大部分厂商采用的是进口设备，设备折旧金额大，因此金属板的规模化降本效应非常显著。

石墨双极板国内技术已比较成熟，金属板在国外制造设备的引进下，规模降本也逐步显现，未来双极板降本的效果预计主要来源于设计工艺的改良以及生产规模的进一步扩大。

图5 国内车用燃料电池累计规模预测（GW）

除了上述电堆相关材料端自身的技术进步之外，规模化对降本的贡献到底有多大？

我们以动力电池龙头宁德时代的成本数据做参考，我们将公司动力电池成本拆分为材料成本和非材料成本，非材料成本包含人工、折旧及制造费用等，这一项目的变化可以在一定程度上体现出规模效应对成本下降的影响，2015-2021年，宁德时代电池销量从2.19GWH上升到133.41GW，CAGR为98%，单位非材料成本的年均复合变动率为-14.6%，可见规模效应对降本推动非常显著。

我们预测2022年全国燃料电池出货量为0.35GW，且到2025年出货量或达到2.6GW，对应2022-2025年CAGR为95%，预计燃料电池费材料类的降本速度也可参考动力电池龙头公司的降本速度，对应2022-2025年CAGR在14%～15%之间。

我们预计，随着国内技术进步以及规模化效应的叠加，未来国内氢能车成本或有持续的降本，目前氢能重卡的成本约140万元/辆，预计2025年可以降至100万元/辆，至2030年可降至80万元/辆，基本可以实现与锂电、柴油相应车型的平价。

对于主要明细项目的下降幅度，预计电堆成本2025年成本累计下降25%～30%，2030年成本累计下降20%；储氢系统成本至2025年累计下降30%，2030年成本累计下降15%。

我们预计随着氢能车的降本叠加经济的恢复，2023年销量或超过9000辆，其中大型客车及大型卡车销量分别为1250、2000辆左右；轻型货车或物流车由于种类多、应用场景丰富，依然是销量最多的车型，预计销量接近6000辆。

我们按照上述车辆假设，预测2023年单日新增氢气需求量约为42吨，假设单站平均加氢能力在500kg/日，预计新增加氢站约为84座。

从另一个角度来预估，按照当下比较常见的车、站比例100：1计算，预计2023年合理新增的加氢站应该在100座，由此预计2023年加氢站新增量或在85～100座。

一座加氢站建设费用1600万左右，分为三大部分：

土建施工费用、设备费用和其他系统费用。

加氢站中主要设备包括储氢系统、压缩系统、加注系统、站控系统等，核心设备有压缩机、储氢瓶组和加氢机，三者加起来的成本占设备总成本的8成左右，其中压缩机占设备总成本是最高的，约占整个建站费用的25%～30%。按照2023年新增加氢站100座的假设，对应的加氢站主要设备（压缩机、加氢机、储氢瓶组）需求规模约5.6～6亿元。

展望“十四五”，国内氢能源车有望完成从产业导入期到量产的阶段，结合各地方政府的氢能源规划，我们预计2025年全国燃料电池车保有量有望达到8万辆，其中预计乘用车、客车、重卡、物流车保有量将分别达到4500、10000、16000、47500辆左右，相应的燃料电池需求预计将从目前的0.35GW左右上升至2025年的2.6GW；预计2050年燃料电池车保有量将达430万辆。可再生能源制氢项目增多，商业模式渐趋完善。

技术：经济性在逐步实现

●电解槽技术路线分析：碱性电解槽是目前主流，PEM电解槽降本是关键

国家发改委发布的《氢能中长期发展规划》提出至2025年可再生能源制氢量达到10～20万吨/年的目标，将“绿氢”作为新增氢能消费的重要组成部分，实现CO?减排100～200万吨/年。

因为之前市场普遍认为绿氢成本实现平价是在2030年前后，进入“碳中和”阶段“绿氢”才会大规模上量。

但随着2025年政策目标的明确，预计可再生能源制氢的推进也将提速。

目前全球成熟的电解水制氢技术，主要是碱性电解和PEM电解两种方式。两者的成本构成也有明显的区别，PEM电解水制氢的绝对成本高，主要是双极板、膜材料以及铂、铱等贵金属催化剂材料，成本明显高于碱性电解槽。

比较目前主流的电解水制氢技术以及有发展潜力的技术，我们按照技术路线演进的时间线进行展望：碱性电解水技术凭借成本低、技术成熟度高的优势，目前在国内是主流路线，预计将会长期占据电解水制氢技术的主导地位。

PEM电解水技术目前已经初步形成产业化并在部分地区建设示范应用，随着技术的进步和成本的下降，预计最快将在2025～2030年形成规模化应用。

固体氧化物水电解技术（SOEC）目前理论上能量转换效率最高，采用固体氧化物作为电解质材料，可在400~1000℃高温下工作，可以利用热量进行电氢转换，具有能量转化效率高且不需要使用贵金属催化剂等优点，也有望成为未来技术的发展方向，预计在2030年之后可逐步应用于规模化的可再生能源制氢。

表3 三种电解水技术路线总结比较

●“绿氢”技术路线分析：生产降本路径明确，2030年有望全行业实现平价

现行技术条件下电解水制氢成本较高，其中主要包括电费成本，设备折旧成本、人工费用等。

随着技术的进步以及自动化生产，设备成本会逐渐下降；提升设备使用时长从而提升氢气产量的方式也可以摊薄设备的折旧成本和其他固定费用。

此外，占比电解水成本较高的电价也会随着光伏、风电等可再生能源的发展持续下降。

2021年在“双碳”目标提出之后，国内电解水制氢项目规划和推进逐步加快。目前国内的电解水制氢路线以碱性电解槽为主，主要是碱性电解槽技术路线成熟，成本具有显著优势。

PEM电解槽由于成本高，商业推广依然需要时间，而且从目前的国内商业模式下，PEM槽的技术优势并不明显。

从国内项目规划而言，绿氢的下游应用主要包括化工、燃料电池车、热电联供等储能领域。

从经济性和现有市场规模看，化工原料是绿氢最主要的利用途径，这是因为：

首先，绿氢制取在大部分还是在化工园区进行。安全监管层面，氢气历史上长期作为危险化工品被管理，因此在大部分省份氢气的生产只能在化工园区进行，将制取的氢气直接提供给园区化工企业使用，减少了运输成本，经济性可以最大化。

其次，化工用氢需求大，商业模式稳定。传统上部分化工生产路线生产需要加氢，之前都是化石能源制取的氢气作为氢源，替换成绿氢既可以帮助化工生产过程减碳，又不需要额外的转换工艺，因此有稳定的市场需求。而绿氢其它领域的应用，目前的经济性和商业模式还在探索过程中。

由于新能源发电的波动性以及电解槽响应时间的缺陷，且电网目前很难为化工园区的制氢项目接入专线，所以目前国内碱性电解槽较为理想的应用模式还是直接利用网电作为电解槽用电来源，同时利用配套新能源电站的电量对冲网电成本，类似模拟结算的方式确认用电成本。

这样一方面可以保证电解槽运行的持续性，另一方面通过自身低成本的新能源发电来降低电解综合用电成本，有助于降低绿氢的制取成本。

在这种模式下，我们测算目前碱性槽平均的电解电价约0.35元/kwh，对应制氢成本在24.07元/kg。

如果制氢项目配套的新能源电站发电小时数较高，比如风光互补的新能源电站，向电网贡献的电量更多，电解综合用电成本也会更低，预计较低的电价成本可以达到0.25元/kwh，对应的成本大约可降到20元/kg以内，大约对应17.07元/kg，基本与化石能源制氢中的高成本路线持平，但目前仅有少部分企业可以达到这一水平。

我们判断至2030年，行业平均的用电成本可以降至0.25元/kwh，实现与化石能源制氢成本的平价。

表4 两类主流制氢路线成本比较

但上述模式（化工园区制氢+新能源电站与制氢项目位置分离）对PEM电解槽制氢并不友好，因为直接采用网电制氢无法发挥PEM电解槽响应快的优点。

不过长期看，随着现场制氢的逐步松绑、特殊场景下制氢项目（如海上风电或者边远地区氢储一体等）的增加以及未来制氢项目配套电网专线等场景的推广，预计PEM电解槽的效率和利用小时的优势都将得到有效发挥。

我们预计至2030年PEM电解制氢成本也有望回到20元/kg内。

总结而言，碱性电解槽降本的主要方式是增加电流密度、降低膈膜厚度、提升催化剂的比表面积以及改进使用传输层(PTLs)，综合延长设备使用时间，降低电价等；PEM电解槽降本的主要方式是降低贵金属催化剂载量以及寻找其他高比表面积的催化剂、改进膜技术、扩大生产规模等。

我们预计两类绿氢制取路线的制氢成本在2030年前后都可以实现与化石能源制氢成本的平价。

目前国内主流电解槽企业规划产能接近9.5GW。

我们将交通、工业等主要耗氢领域的氢能需求进行分拆测算（交通领域的预测主要以前文氢能车、船舶、飞机数量为基础，按照目前单位交通设备耗氢量加总预测；工业领域耗氢主要假设2025/2045年化工领域对氢能需求保持不变，2045年氢能对传统工业用化石能源替代率达到20%），预计2025/2045年氢气需求分别为0.27/1亿吨，假设绿氢占比分别在3%/50%，对应的电解槽需求量分别为11/900GW，假设两个阶段电解槽单价分别为2500/1500元/kw（碱性电解槽和PEM电解槽价格加权），对应电解槽的市场规模分别为281/13505亿元，预计电解槽市场规模在2025年可接近300亿元，2040～2045年可破万亿元。因此电解槽赛道也成为2022年以来一级股权投资的新热点领域。

●氢能储能分析：经济性尚未显现，但大规模、长周期场景下具备可行性

氢能是一种理想的能量储存介质，主要的优势在于可以为多种能源之间的能量与物质转换提供解决方案。通过PTG（Power to Gas）技术，可在一定程度上解决可再生能源消纳及并网稳定性问题。

在风力条件好或者光照时间长的季节，如夏季，将多余的电量电解水制氢，在电力供应不足的季节，则使用储存的氢通过燃料电池发电，提供电能。

此外，氢气也可直接作为燃料，混入天然气中进行混烧或在纯氢燃气轮机中直燃。

图6 风光互补耦合发电制氢系统结构图

作为储能的中间载体，氢能储存再释放能量的过程可以用多种形式：燃料电池发电、氢燃气机组发电或者氢气直接燃烧释放能量。

但各种转化方式对应的效率不同，也造成了储能经济性的差别。

我们认为，未来在大型新能源电站等大规模的储能场景下，通过固体氧化物燃料电池（SOFC）发电或是储能转化的理想途径。

SOFC与其他技术相比具有四大优势：

原材料成本低：SOFC电池材料无需使用铂、铱等贵金属催化剂，对氢气的纯度要求也不高，综合原材料成本相较于质子交换膜电池低；发电效率高，SOFC的能量转换效率高，目前国内研发的电池产品，效率可达到60%以上，高于质子交换膜；余热可利用，SOFC发电产生大量余热，可用于热电联供，整体效率可达到80%以上；安全可靠，SOFC使用全固态组件，不存在漏液、腐蚀等问题，因此电池的工作表现更加稳定可靠。

目前SOFC还处于商业化初期，国外领先厂商主要包括美国的Bloom Energy公司、日本三菱日立电力系统公司、日本京瓷、德国博世等。

国内厂商中，最早开始研发生产SOFC的是潮州三环（集团）股份有限公司，公司于2004年开始开发生产SOFC隔膜，2012年开始批量生产SOFC单电池，2017年推出SOFC电堆产品，其领先产品2022年6月已通过第三方认证机构SGS检验，交流发电效率达到64.1%，热电联供效率达到91.2%，主要技术指标已达到国际先进水平。

如果按照上述SOFC的发电效率，以“电—氢—电”的转化过程计算，整个流程的效率约为45%。

假设新能源发电成本为0.35元/kwh，经过电解水制氢，度电的成本变为0.78元/kwh(考虑电解水制氢70%的转化效率及SOFC64%的发电效率)，电解过程中的制造费用及折旧成本度电大约承担0.07元/Kwh，度电分摊的压缩储存成本约为0.006元/Kwh，氢气储存成本对应为度电0.05元/Kwh；此外假设发电用燃料电池功率为250kw，利用小时数为2000小时，最低成本预期对应的利用小时数在3000小时。

由此测算，目前技术下，氢气储能的成本在1.48元kwh左右；如果度电成本降至0.2元/kwh，氢能储能的成本可以降至0.88元/Kwh。

如果使用弃风、弃光的电量，并考虑SOFC发电过程中的余热回收，氢能储电的经济性和可行性还有望进一步强化。

我们预计2023年在政策的推动下，绿氢项目将从示范项目逐步向商用拓展。

在“双碳”目标的减碳场景下，绿氢有丰富的应用场景。一方面可以与新能源电站配合，发挥氢能储能的作用，另一方面，在工业领域，氢能也可以作为减碳的工具。

工信部发布的《“十四五”工业绿色发展规划》明确提到了推进“绿氢开发利用”等新型污染物治理技术装备基础研究，以及在炼化工业中推广“绿氢炼化等绿色低碳技术”。

我们预计随着绿氢成本的不断降低和供给的不断增加，2023年绿氢需求将有显著扩张，主要增量来自于化工企业和工业领域大型国企减碳的示范项目。

绿氢项目的增加有望直接带动对电解槽的采购需求，我们预测2023年电解槽需求量有望达到3GW的规模，对应市场空间在50～60亿元，有望成为除FCEV之外的氢能第二大子行业。

来源：中信证券、国际能源网/氢能汇

2、氢能源发展前景，氢能源发展的现状及前景

1.1氢能源环保高效，有望纳入主流能源体系

氢能源来源广泛。作为二次能源，氢不仅可以通过煤炭、石油、天然气等化石能源重 整、生物质热裂解或微生物发酵等途径制取，还可以来自焦化、氯碱、钢铁、冶金等工业 副产气，也可以利用电解水制取，特别是与可再生能源发电结合，不仅实现全生命周期绿 色清洁，更拓展了可再生能源的利用方式。

氢能源清洁低碳。不论氢燃烧还是通过燃料电池的电化学反应，产物只有水，没有传 统能源利用所产生的污染物及碳排放。此外，生成的水还可继续制氢，反复循环使用，真 正实现低碳甚至零碳排放，有效缓解温室效应和环境污染。

氢能源灵活高效。氢热值高(142.5MJ/kg)，是同质量焦炭、汽油等化石燃料热值的 3-4 倍，通过燃料电池可实现综合转化效率90%以上。氢能可以成为连接不同能源形式(气、电、 热等)的桥梁，并与电力系统互补协同，是跨能源网络协同优化的理想互联媒介。

氢能源应用广泛。氢可广泛应用于能源、交通运输、工业、建筑等领域。既可以直接 为炼化、钢铁、冶金等行业提供高效原料、还原剂和高品质的热源，有效减少碳排放；也 可以通过燃料电池技术应用于汽车、轨道交通、船舶等领域，降低长距离高负荷交通对石 油和天然气的依赖；还可应用于分布式发电，为家庭住宅、商业建筑等供电供暖。

氢能源安全可控。氢气具有燃点低，爆炸区间范围宽和扩散系数大等特点，长期以来 被作为危化品管理。氢气是已知密度最小的气体，比重远低于空气，扩散系数是汽油的12 倍，发生泄漏后极易消散，不容易形成可爆炸气雾，爆炸下限浓度远高于汽油和天然气。 因此在开放空间情况下安全可控。氢气在不同形式受限空间中，如隧道、地下停车场的泄 漏扩散规律仍有待研究。

氢气工业使用历史悠久。氢气作为工业气体已有很长的使用历史。目前，化石能源重 整是全球主流的制氢方法，具各成熟的工艺和完善的国家标准规范，涵盖材料、设备以及 系统技术等内容。电解水制氢技术历经百年发展，在系统安全、电气安全、设备安全等方 面也已经形成了比较完善的设计标准体系和管理规范，涵盖氢气站、系统技术、供配电系 统规范等内容。

多种优势并举，具备纳入我国主流能源体系的基础条件。综合以上，我们认为氢能源 具有来源广泛、安全可控、高效灵活、低碳环保的多种优势，同时产业发展上百年有一定 成熟度，具备纳入我国主流能源体系的基础条件。

1.2氢能源符合我国落实碳减排国际责任的战略方向

氢能源可帮助改善我国能源结构现状。我国长期以来能源相对短缺，能源消费量高于 生产量，进口依赖度较高。化石能源在能源生产与消费中所占比例过高，能源转化效率较 低。相比化石能源，氢能源高效环保，可缓解我国能源紧张以及化石燃料燃烧副产品导致 的环境污染问题，对于我国节能减排，走低碳环保之路至关重要。

我国碳排放形势严峻，节能低碳为大势所趋。低碳化转型发展是中国应对内外部新形 势、新挑战的共同要求。目前，化石能源燃烧产生的二氧化碳排放是最主要的温室气体排 放源。国际上看，中国碳排放量在2003年超过欧盟，2006年超过美国，连续多年成为最 大碳排放国，这使得中国在国际上承受的碳减排压力与日俱增。2018年，我国二氧化碳排 放量增长2.3亿吨，增量占全球能源相关的二氧化碳排放增长量的 41%；排放总量达到92 亿吨，占全球二氧化碳排放总量的 27.8%。从国内来看，在能源资源、生态环境容量等多 重约束下，有效加强碳排放管控越来越成为推动高质量发展、推进供给侧结构性改革的有 力抓手。

国际责任所系，使我国选择低碳节能发展之路。 2016年9月3日，全国人大常委会批准我国加入《巴黎气候变化协定》，该协定指出，各 方将加强对气候变化威胁的全球应对，在本世纪末把全球平均气温较工业化前水平升高控制在 2 摄氏度之内，并为把升温控制在 1.5 摄氏度之内而努力。全球将尽快实现温室气体 排放达峰，本世纪下半叶实现温室气体净零排放。作为负责任的大国，走低碳节能发展之 路既是我国的责任所系，亦是使命所向，氢能依托自身低碳清洁的特点有望成为我国实现 碳减排大战略的重要抓手。

1.3重视氢能源战略地位，各国争相发展氢能源

美国最先将氢能纳入能源战略，DOE主导产学研合作。美国是最早将氢能及燃料电池 作为能源战略的国家。早在 1920 年便提出“氢经济”的概念，并出台《1920 年氢研究、 开发及示范法案》，布什政府提出氢经济发展蓝图，奥巴马政府发布《全面能源战略》， 特朗普政府将氢能和燃料电池作为美国优先能源战略，并开展前沿技术研究。2018年美国 宣布10月8日为美国国家氢能与燃料电池纪念日。

美国政府对氢能和燃料电池给予持续支持，近十年的支持规模超过16亿美元，并积极 为氢能基础设施的建立和氢燃料的使用制定相关财政支持标准和减免法规。美国氢能计划 的实施以美国能源部(DOE)为主导，将资金集中用于解决氢能产业所面临的技术难题，保持 美国在世界范围内的领先地位。DOE 通过资金的投人与引导，构建了以 DOE 所属国家实 验室为主导，大学、研究所及企业为辅的研发体系。美国在氢能及燃料电池领域拥有的专 利数仅次于日本，尤其在全球质子交换膜电池、燃料电池系统、车载储氢三大领域技术专 利数量上，两国的技术占比总和均超过 50%。美国液氢产能和燃料电池乘用车保有量全球 第一。

截至2018年底，美国在营加氢站42座，计划2020年建成75座，2025年达到200 座，燃料电池乘用车数量达到 5899 辆。全年固定式燃料电池安装超过 100 兆瓦，累计固 体式燃料电池安装超过500 兆瓦。

日本高度重视氢产业，立志第一个实现氢能社会。日本高度重视氢能产业的发展，提 出“成为全球第一个实现氢能社会的国家”。政府先后发布了《日本复兴战略》《能源战 略计划》《氢能源基本战略》《氢能及燃料电池战略路线图》，规划了实现氢能社会战略 的技术路线。2018 年，日本召开全球首届氢能部长级会议，来自全球 20 多个国家和欧盟 的能源部长及政府官员参加会议。未来日本将以2020 东京奥运会为契机推广燃料电池车， 打造氢能小镇。

日本过去 30年累计投入数千亿日元用于研发推广，在氢能和燃料电池技术拥有专利数 世界第一。在过去的30年里，日本政府先后投入数千亿日元用于氢能及燃料电池技术的研 究和推广，并对加氢基础设施建设和终端应用进行补贴。日本氢能和燃料电池技术拥有专 利数世界第一，已实现燃料电池车和家用热电联供系统的大规模商业化推广。2014年量产 的丰田 Mirai 燃料电池车电堆最大输出功率达到 114 千瓦，能在零下 30 摄氏度的低温地 带启动行驶，一次加注氢气最快只需3 分钟，续航超过500干米，用户体验与传统汽车无 差别，已实现累计销量约7000辆，占全球燃料电池乘用车总销量的70%以上。储能领域， EneFarm家用燃料电池项目累计部署27.4万套，成本94万日元，相比2019年下降69%。 2017年，日本在神户港口岛建造了氢燃料1兆瓦燃气轮机，是世界上首个在城市地区使用 氢燃料的热电联产系统。为解决氢源供给问题，日本经济产业省下属的新能源与产业技术 联合开发发机构(NEDO)出资 300 亿日元支持网内企业探索在文莱和澳大利亚利用化石能 源重整制氢并液化海运至本土。

截止 2018 年底，日本在营加氢站 113 座，计划 2020 年建成 160 座，2025 年建成 320座，2030年达到900座。燃料电池乘用车保有量达到2839辆，计划保有量 2025年 20万辆，2030年80万辆，2040年实现燃料电池车的普及。

政策、资金助力欧洲向氢能社会转型，氢能有望向建筑、工业、交通等多领域渗透。 欧盟将氢能作为能源安全和能源转型的重要保障。在能源战略层面提出了《2005 欧洲氢能 研发与示范战略》《2020 气候和能源一揽子计划》《2030气候和能源框架》《2050低碳 经济战略》等文件，在能源转型层面发布了《可再生能源指令》《新电力市场设计指令和 规范》等文件。此外，欧盟燃料电池与氢联合行动计划项目(FCHJU)对欧洲氢能及燃料电池 的研发和推广提供了大量的资金支持，2014-2020年间预算总额为6.65亿欧元。

欧洲如今恰逢能源转型发展期，发展氢能源在建筑、工业、交通运输、电力、就业等 多领域促进欧洲的发展。其中，到 2030 年，氢气可以取代估计的 7%的天然气(按体积计算)，到 2040年可以取代32%。它将在2030年和2040年分别覆盖约250万户和超过1100 万户家庭的供暖需求，此外还包括商业建筑。同时，到 2040 年，部署超过 250 万台燃料 电池将提高能源效率，同时大约有45,000 辆燃料电池卡车和公共汽车上路，燃料电池列车 也可能取代大约 570 辆柴油列车；包括炼油厂和制氨厂在内的所有应用都可以实现向三分 之一超低碳氢气生产的转变；此外，具有较大减排潜力的应用，如直接还原炼钢，将可以 进行大规模的可行性试验。

德国是欧洲发展氢能最具代表性的国家。氢能与可再生能源融合发展是德国可持续能 源系统和低碳经济的重要组成部分，政府专门成立了国家氢能与燃料电池技术中心 （NOW-GmbH）推进相关领域工作，并在 2006 年启动了氢能和燃料电池技术国家发展 计划（NIP），从 2007年至216年共计投资14亿欧元，资助了超过240家企业/50家科 研和教育机构以及公共部门；2017-2019 年开展第二阶段的工作，计划投资 2.5 亿欧元。 通过FCUJU和 NIP项目支持，德国确立了氢能及燃料电池领域的优先地位，可再生能源制 氢规模全球第一，燃料电池的供应和制造规模全球第三。

德国长期致力于推广可再生能源发电制氢技术（PowertoGas），通过氢气连接天然气 管网，并利用现有成熟的天然气基础设施作为巨大的储能设备。液体有机载体储氢技术 （LOHC）已成功应用于市场，可以实现氢气在传统燃料基础设施中的储存。德国运营着世 界第二大加氢网络，共有加氢站60座，仅次于日本。全球首列氢燃料电池列车已在德国投 入商业运营，续航里程接近 1000公里，计划2021年增加氢燃料电池列车14列。

尽管英国是最早发现氢气及制造氢燃料电池车的国家，但相较于欧洲其他国家如德国 等，英国政府对氢能及燃料电池的政策支持缺乏整体性，直到 2016年英国才出台了第一个 氢能发展整体战略。2014 年，E4tech 及元素能源发布了氢能及燃料电池路线图，其中包括了氢气供应链路线图（如氢气的生产及运输）、终端消费路线图（如运输工具）等 11个 子路线图。这份路线图，作为零排放战略的一部分，旨在加快氢能及燃料电池的发展速度。 2017年1月，欧盟的JIVE 项目资助了欧洲5个国家部署139辆零排放燃料电池客车，其 中56辆在英国。

我国氢能供给基础雄厚，未来有望在能源、交通、工业多领域应用。中国具有丰富的 氢能供给经验和产业基础。经过多年的工业积累，中国已是世界上最大的制氢国，初步评 估现有工业制氢产能为 2500 万吨/年，可为氢能及燃料电池产业化发展初期阶段提供低成 本的氢源。富集的煤炭资源辅之以二氧化碳捕捉与封存技术(CCS)可提供稳定、大规模、低 成本的氢源供给。同时，中国是全球第一大可再生能源发电国，每年仅风电、光伏、水电 等可再生能源弃电约 1000 亿千瓦时，可用于电解水制氢约 200 万吨，未来随着可再生能 源规模的不断壮大，可再生能源制氢有望成为中国氢源供给的主要来源。

发展氢能源对于中国战略意义深远。氢能在能源、交通、工业、建筑等领域具有广阔 的应用前景，尤其以燃料电池车为代表的交通领域是氢能初期应用的突破口与主要市场。 中国汽车销量已经连续十年居全球第一，其中，新能源汽车销量占全球总销量的 50%。工 业和信息化部已经启动《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年)》编制工作，将以新能 源汽车高质量发展为主线，探索新能源汽车与能源、交通、信启、通信等深度融合发展的 新模式，研究产业化重点向燃料电池车拓展。在工业领域，中国钢铁、水泥、化工等产品 产量连续多年居世界首位，氢气可为其提供高品质的燃料和原料。在建筑领域，氢气通过 发电、直接燃烧、热电联产等形式为居民住宅或商业区提供电热水冷多联供。未来，随着 碳减排压力的增大与氢气规模化应用成本的降低，氢能有望在建筑、工业能源领域取得突 破性进展。

中国氢能与燃料电池技术基本具备产业化基础，政策持续推动行业发展。经过多年科 技攻关，中国已掌握了部分氢能基础设施与一批燃料电池相关核心技术，制定出台了国家 标准86项次，具备一定的产业装备及燃料电池整车的生产能力；中国燃料电池车经过多年 研发积累，已形成自主特色的电-电混合技术路线，并经历规模示范运行。截至 2018年底， 累计入选工信部公告《新能源汽车推广应用推荐车型目录》的燃料电池车型接共计 77款(剔 除重复车型)，并在上海、广东、江苏、河北等地实现了小规模全产业链示范运营，为氢能 大规模商业化运营奠定了良好的基础。2018年，中国氢能源及燃料电池产业战略创新联盟 正式成立，成员单位涵盖氢能制取、储运、加氢基础设施建设、燃料电池研发及整车制造 等产业链各环节头部企业，标志着中国氢能大规模商业化应用已经开启。

中国高度关注氢能及燃料电池产业发展。2011年以来，政府相继发布《“十三五”战 略性新兴产业发展规划》《能源技术革命创新行动计划(2016-2030 年)》《节能与新能源 汽车产业发展规划（2012~2020年)》《中国制造2025》等顶层规划，鼓励并引导氢能及 燃料电池技术研发。此外，全国各地区也纷纷出台相关政策鼓励氢能及燃料电池的发展。

氢能目前最广泛应用与交通领域，储能、军事等领域具备多种应用场景。作为清洁能 源，氢能被列为人类能源危机和环境污染的终极解决方案，其产业化应用也进入高速发展 阶段。目前，应用最为广泛的领域为燃料电池汽车领域，丰田、本田、现代等著名车企都 推出了各自的燃料电池汽车。随各国环保要求的不断提高，氢能利用由最初的燃料电池汽 车逐渐向其他交通领域扩展，燃料电池船舶、燃料电池无人机也成为发展重点，德国、美 国、日本、韩国等国家均较为重视氢能在交通领域的产业化进程。此外，氢能也可用于家 用电站、军事领域、便携电器等领域，应用场景较为广泛，具有较大发展前景。

2.1 财政持续补贴燃料电池汽车，政府政策多面支持产业发展

燃料电池汽车补贴由于成本高，补贴力度更大。2015 年以前，纯电动汽车、混合动力 汽车、燃料电池汽车的财政补贴政策支持比较同步。财政部、科技部2009年发布的《节能 与新能源汽车示范推广财政补助资金管理暂行办法》中，每辆燃料电池汽车和客车分别可 拿到25万元和60万元补贴，虽然分别高出纯电动乘用车19万元和10万元，但补贴额度 较高主要是考虑到燃料电池汽车较高的成本而制定；2013年发布的《关于继续开展新能源 汽车推广应用工作的通知》提出2014-2015年的补贴退坡政策，燃料电池汽车也包含在内。

2015 年以后，电动汽车与燃料电池汽车的补贴政策开始分化。2015 年发布的《关于 2016-2020 年新能源汽车推广应用财政支持政策的通知》中，对纯电动和插电混动汽车的补贴大幅退坡，而燃料电池汽车的补贴“不退坡”，体现了在燃料电池产业成熟度不够高， 降本尚未到位的情况下的特殊政策支持。

政策持续扶持燃料电池汽车，氢能与燃料电池有望快速发展。我们国家对新能源汽车 的发展提“三横三纵”，其中三纵指混合动力汽车、纯电动汽车、燃料电池汽车三条路线 并行发展。目前混合动力、纯电动两条路线发展较为成熟，氢能源有望在政策的持续扶持 下，吸引更多资本、技术、人才，推动产业快速发展。2016-2019年，我国氢燃料电池汽 车产量从629台提升至2737台，复合增长率达到63%，政策扶持初见成效。

2.2燃料电池汽车打开万亿应用市场，规模化有望降低成本

2.2.1 国外氢燃料电池汽车发展先行，国内紧跟国际技术进步潮流

燃料电池汽车的诞生最早可追溯到1966年通用汽车公司的创造性开发，但该车型并未 得到商业化应用；2013 年，H2USA 联盟成立，旨在促进燃料电池汽车商业化以及氢气相 关基础设施开发，合作伙伴包括了福特、日产、戴姆勒、通用和丰田；2014年，丰田推出 首款商用燃料电池车Mirai，正式打开燃料电池汽车的商用市场。

国内外皆已推出燃料电池汽车，但总体应用程度较低。国外主流车厂较为关注燃料电 池汽车生产，多家车企推出量产计划。其中，丰田、本田、现代已经推出了量产版的燃料 电池乘用车，奔驰、日野推出了燃料电池客车，国内虽然已推出燃料电池乘用车但尚未实 现市场化销售。从应用程度上来看，国内上汽刚刚实现燃料电池汽车商业化，市场化程度 较低，美国、欧洲和日本虽然市场化程度较高，但采购量仍然有限，燃料电池汽车全球范 围内应用程度普遍较低。

丰田 Mirai 实现成本突破，量产燃料电池汽车首次投放市场。燃料电池汽车由于成本 较高，投入消费市场较为困难，丰田的燃料电池汽车 Mirai 的正式投放标志着燃料电池汽 车进入市场化阶段。Mirai 是丰田FCV（Fuel Cell Vehicle）计划的产物。1992年丰田开 始进行氢燃料电池汽车研究，2013 年在东京车展展出 FCV 概念车，2014 年 FCV 概念车 完成技术验证，得名 Mirai 并在日本正式上市，售价 723 万日元（约 44 万人民币），补 贴后仅售520万日元（约31万人民币）。Mirai 整套系统的核心为其燃料电池堆栈，即其 动力系统TFCS（Toyota FC Stack）。

本田推出Clarity，电堆体积功率密度全球领先。日系车企中，丰田对燃料电池汽车的 投入最大，本田次之。本田自1996年开始研究燃料电池技术，1999年开始进行燃料电池 车用实验工作，2016年在日本推出正式销售的燃料电池汽车Clarity Fuel Cell，售价766 万日元（约45万人民币）。Clarity所搭载的电堆体积功率密度约为3.1 kW/L 左右，达到 全球领先水平。

现代NEXO 续航里程超越 Mirai、Clarity，成最大里程燃料电池乘用车。NEXO是现 代汽车第二代燃料电池汽车，1998年，现代汽车成立麻北新能源技术研究院，专注于研究 燃料电池技术，2013 年 ix35 FCEV 实现量产，成为全球首款量产的燃料电池汽车，2018 年推出第二代量产氢燃料电池车NEXO。NEXO动力系统搭载了现代第四代燃料电池技术， 加速时间、续航里程均实现新突破，其中，续航里程达 370英里(592km)，超过丰田Mirai 的 312 英里(502km)以及本田 Clarity 的 365 英里(587km)，成为目前最大里程的燃料电 池乘用车。

上汽推出荣威 950，率先实现国内燃料电池汽车商业化。上汽集团于 2001 年启动燃 料电池汽车研究，是国内最早从事燃料电池技术研发的车企，也是国内唯一实现燃料电池 汽车公告、销售和上牌的整车企业。2010 年，上汽 174 辆燃料电池车参加世博会运行， 2017年大通FCV80燃料电池轻客开启商业化运营， 2018年上汽成立上海捷氢科技有限公 司，负责上汽燃料电池电堆和系统技术开发。上汽荣威 950 是国内唯一具有公告、实现销 售和完成上牌的燃料电池乘用车，最大续航里程达到 430 公里，已实现产销 50 台，累计 运营里程超过50万公里。

国内燃料电池汽车性能与国外差距较大，未来仍有进步空间。上汽集团虽然实现了中 国燃料电池汽车的从无到有，但荣威 950 各项指标仍远低于国际领先标准。其中，续航里 程距离国际先进水平差距较大，仅能达到 430km，最高车速、百公里加速、驱动电机功率、 电堆功率密度等指标也低于国际水平，作为中国首款燃料电池汽车，上汽荣威 950 未来改 进空间较大。

2.2.2 燃料电池技术难度高，产业化发展需更大投入

能量密度等指标角度，燃料电池具备优势。与锂电池相比，燃料电池系统是发电装置， 系统所带能量的大小取决于氢罐中能存储多少氢气燃料，而锂电则是储能装置，存储能量 的极限受制于电池包的大小，因此氢燃料电池天然具有高质量能量密度的优势。此外，燃 料电池还具备重量较轻、充电时间短、性能提升空间大等性能优点。

燃料电池技术难度较大，锂电池成本更优。从技术难度和成本角度来看，锂电池产业 发展比较成熟，已经实现规模化生产，成本较低；燃料电池汽车技术难度较大，规模化程 度低，成本高昂，而国内燃料电池关键材料，如催化剂、质子交换膜等尚无法实现规模化 生产，部分材料依赖进口且多数为国外垄断，价格更高。故从成本以及市场化角度来看， 锂电池具备更大优势。

燃料电池更为环保，安全性能各有优劣。除性能、技术难度与成本外，燃料电池与锂 电池在环保、安全等方面也有一定差异。电动汽车虽然也是响应环保号召而诞生，但美国 环境保护局认为用于制造锂金属电解质和电池阴极的强效熔剂能导致包括癌症在内的多种 疾病，且 用来制造压缩型高功率锂电池的钴金属具有高致癌性。而燃料电池的排放物为水， 相较而言更为环保。

从安全性上看，锂电池在材料、结构等方面对电池组进行了控制，安全性得到提升， 但随电池使用寿命的消耗，不安全因素也会增加。燃料电池最大的安全风险在于原料的易 燃性，由于氢气加压才能变为液体，故燃料电池汽车多携有高压气瓶，在碰撞、加氢气时 均容易引发氢气泄漏，为降低碰撞后气瓶的破裂风险，目前车用储氢装置大多采用碳纤维 材料，在一定程度上保证了燃料电池汽车的安全性。

燃料电池产业链环节多、技术不成熟，燃料电池汽车发展需更大投入。与锂电池产业 链相比，燃料电池产业链上下游环节更多，对投入的要求更大。上游燃料电池堆主要由膜 电极（由催化剂、质子交换膜、气体扩散层组成）与双极板构成，但国内上游关键材料的 研发与国外水平存在较大差距。其一，关键材料无法实现国产化，催化剂等大多采用进口 材料，国内尚未实现规模化生产，导致上游成本过高；其二，制造技术落后，双极板等制 造质量不稳定，运维成本较高；其三，制氢方法处于过渡阶段，现阶段，国内主要采用成 本较低、氢气产物纯度较高的氯碱工业副产氢方法，天然气与煤炭制氢也在备用之列，制 氢流程无法实现完全环保，原料成本较高。目前，国内燃料电池上游相关材料以及相关技 术的研发仍处于起步阶段，需更大投入。

与锂电池相比，燃料电池下游需配备加氢站，而锂电池则需配备充电站。目前国内充 电站普及度较高，电动汽车充电可采用公共充电站也可采用家庭充电桩，充电更为便捷， 但出于安全性考虑，与普通汽车相似，燃料电池汽车仅能在公共站点补充燃料。因此，为 促进燃料电池下游应用，必须推动加氢站的建设，但加氢站的投资远高于普通汽车的加油 站，回收成本时间较长，需要更多财政支持，投资成本和时间成本在一定程度上抑制了燃 料电池的下游应用。因此，从上、下游来看，燃料电池产业链发展整体仍不成熟，未来还 需要更大的资金支持和研发支持。

2.2.3 商用车为主要产业化方向，应用优势明显

虽然燃料电池乘用车在国际上已经实现商业化应用，但使用量仍然较低，燃料电池商 用车由于对空间要求低，对质量能量密度要求高，是更适用氢燃料电池的重要发展方向， 在燃料电池商用车领域，公交车、轻型和中型卡车一直处于应用前沿。

国际上燃料电池商用车应用更为广泛的原因主要有以下两点：

第一，基础设施依赖性高，运营集中使用具备优势。燃料电池汽车的商业化推广与加 氢站的建设程度联系密切，由于加氢站成本过高，国际上普遍存在着加氢站建设不足的问题。燃料电池乘用车与燃油车比较类似，需要成熟的基础设施网建设，对加氢站依赖度较 高，而商用车则仅需保障固定用途，且多为点对点移动，只需少量加氢站的建设，较适合 于国际上氢能基础设施不完备的现状。

第二，质量能量密度带动续航里程，在商用车领域体现性价比优越性。从性能上来看， 燃料电池汽车由于电池能量密度较高，故能实现较长的续航里程，更适合于商用车。此外， 燃料电池汽车目前的成本较高，乘用车不仅需承担高昂成本且未能充分利用电池的性能优 势，故性价比较低，比较而言，商用车更能发挥燃料电池优势，实现较高性价比。

与国际情况相同，目前国内燃料电池汽车发展的主要产业化方向也集中在商用车领域。 从新能源汽车的财政补贴政策上来看，2010年发布的《私人购买新能源汽车试点财政补助 资金管理暂行办法》并未将燃料电池汽车包括在内，即自燃料电池汽车发展初期，国家对 燃料电池汽车的补贴就主要集中在商用车领域，这一政策思路也延续至今。

我国现阶段以商用车作为燃料电池汽车主要产业化方向除考虑到上述国际共性问题外， 还有出于我国国情的考量。

第一，储氢技术限制。我国目前燃料电池汽车的储氢技术远落后于国外水平，商用车 可以简单地通过增加储氢瓶增加续航能力，对储氢技术的要求不高，而乘用车由于空间较 小，对燃料电池体积要求较高，技术难度大，成本高，故先发展商用车较适合我国技术发 展现状。

第二，商用车领域环保需求。国内商用车环保技术水平较低，导致商用车保有量虽低 于乘用车，但污染物排放反而较高。纯电动汽车虽然可实现环保要求，但纯电动商用车电 池搭载量较大性价比较低，环保作用有限，推广燃料电池商用车则更易满足环保需求。

第三，产业化长期规划。国内燃料电池商用车现阶段发展水平好于乘用车，以商用车 为先导可培育起燃料电池汽车较为完整的产业链。其一，可以利用商用车发展逐步提升我国燃料电池技术，弥补技术劣势，降低成本，为乘用车积累技术软实力；其二，商用车对 于加氢站的依赖程度较低，可以平滑我国的加氢站建设投入，不会由于短期基础设施投入 过大带来产业发展不平衡情况，同时加氢站网络的逐步建设完善也将为长期乘用车推广奠 定良好基础；其三，商用车社会推广效果较好，便于未来乘用车的市场化。

2.2.4 规模化有望降低成本，商用车过渡到乘用车打开万亿级市场空间

根据我国《节能与新能源汽车技术路线图》中对燃料电池汽车总体技术路线的规划， 2020 年，计划实现燃料电池汽车在特定地区公共服务用车领域的小规模示范应用，达到 5000 辆规模；2025 年在城市私人用车、公共服务用车领域实现大批量应用，达到 5 万辆 规模；2030 年在私人乘用车、大型商用车领域实现大规模商用化推广，达到百万辆规模。 根据以上数据，结合我国燃料电池汽车商用车、乘用车发展现状，我们预计2050 年燃料电 池汽车市场规模将达到500 万辆，假设2020年5000辆全部为商用车，2025年的50000 辆中60%为商用车，2030年的100万辆中40%为商用车，2050年500万辆中 20%为商 用车。

此外，根据《节能与新能源汽车技术路线图》中对单车成本的规划，我们采用单车最 大成本进行估计，即2020 年燃料电池汽车商用车、乘用车成本分别为150万元、 30万元； 2025 年，分别为 100 万元、20 万元；2030 年，分别为 60 万元、18 万元，根据技术发 展情况，我们估计 2050 年两种车型成本将进一步下降，分别降为 30 万元和 10 万元。以 上数据为基础我们对单车价值量进行了估计，并由此推算出燃料电池汽车的整车市场空间。

根据测算，我们认为燃料电池汽车整车市场空间 2030 年将超过 3000 亿，2050 年有 望突破7000亿。

将整车结构进行拆分，分别估计各组成部件未来市场空间。燃料电池系统是燃料电池 汽车的主要构成，燃料电池系统主要包括电堆和气体循环系统，其中，电堆由膜电极（由 质子交换膜、催化剂、气体扩散层构成）、双极板及密封件等组成。

在电堆的各个组成部件中，质子交换膜、气体扩散层以及膜电极组件则受规模化生产 影响显著，随产能上升价值占比降低，催化剂、双极板分别需要铂和不锈钢材料，成本以 商品材料成本为主，对产量不敏感，规模化生产后价值占比提升；

基于以上分析，我们分别对 2020-2030年燃料电池系统成本、使用成本进行假设，对 燃料电池汽车各个组成部件未来市场空间进行估计。

根据测算，我们预计2030年燃料电池汽车系统关键零部件的市场空间将超过2000亿， 2050 年将超过 3000 亿。预计到 2050 年，燃料电池汽车整车加各零部件市场空间将突破 万亿。

2.3 低污染、高续航促进交通领域应用，清洁船舶、无人机 应用前景广阔

船舶污染物排放标准更加严格，燃料电池成为绿色船舶首选。自2015年起，国际海事 组织对船舶燃料含硫量、氮氧化物的排放提出了更为严格的要求，中国船舶污染物排放标 准也陆续出台，2016 年交通运输部发布《船舶发动机排气污染物排放限值及测量方法》，对船舶排放的一氧化碳、碳氢化合物、氮氧化物和颗粒物提出了明确要求，2017年中国船 级社制定《船舶应用替代燃料指南2017》，对燃料电池系统进行了详细描述。随着船舶环 保要求的提高，动力系统采用清洁能源大势所趋，燃料电池系统作为能源高效、零污染、 震动噪声低的动力系统，是未来船舶动力装置发展的首选。

国外燃料电池船舶领先，国内重视度不断提升。欧洲对清洁船舶研究的支持力度最大， 相关技术国际领先，德国于 2008年研制出世界首款燃料电池游船“Alsterwasser”号；日 本燃料电池技术领先，清洁船舶起步较晚但发展较快，2009年制定《船舶行业中长期科研 计划》，提出采用燃料电池动力系统减少船舶污染排放，2015年推出燃料电池渔船，三菱 重工等企业也持续投入研究；韩国2010年发布《造船产业中长期发展战略规划》，提出发 展燃料电池系统的要求，三星重工、STX造船等企业均参与到燃料电池船舶项目。

国内船舶动力系统以柴油机为主，存在着能量转化率低、燃料需求高，环境污染严重 等问题，随着环保需求的上升，国内对清洁船舶的重视度不断提高。目前国内清洁船舶研 制工作主要集中在中船重工第七一二研究所，2019年底，七一二所在上海国际海事会展上 展出自主研发的500kW级船用氢燃料电池系统，关键性能指标已达到国际先进水平，我国 燃料电池清洁船舶研究已取得重大突破。据中船重工披露，2016年电动船市场规模达56.3 亿，预计到2021年将达近百亿，并逐步向长江经济带、珠江流域、环渤海地区推广。

无人机动力系统要求高，燃料电池技术有望突破无人机续航瓶颈。由于无人机“无人” 性质的特殊性，除大型军用外，其在环境监测、农业、运输等方面应用较为广泛，而对于 这些应用，无人机有效载荷需求较高，对动力系统的可控性和续航里程要求更为严格。现 有的小型无人机采用的动力系统主要是锂电池和内燃机。锂电池主要应用于起飞重量 10kg 以下的小型无人机，拥有噪声低、有效载荷灵活、零排放等优点，但受制于能量密度，锂 电池推进系统续航能力和耐久性不足，难以满足无人机技术更新要求；小型内燃机的液态 碳氢化合能量密度较高，续航能力好，但其高热量、高污染、高噪音、载荷灵活性差的缺 陷也无法适应无人机应用场景的扩展。

燃料电池动力系统则综合了锂电池和内燃机动力系统的优点，其耐用性和续航能力等 已经在军用无人机上得到了证实，未来消费级、工业级应用场景将更为广阔。

我国燃料电池无人机技术发展迅速，处于国际领先地位。2015年，中国首架氢燃料电 池无人机“飞跃一号”在第三届中国（上海）国际技术进出口交易会上展出，成为继美国、 德国后第三个可自主生产燃料电池无人机的国家，燃料电池无人机技术国际领先。随着无 人机在国内应用场景的扩展，燃料电池动力系统有望在无人机领域得到规模化应用。

2.4技术与成本突破为关键，家庭储能等领域应用空间广阔

除在交通领域的产业化应用外，燃料电池在移动式应用和固定式应用领域也有广阔前 景。移动式应用主要是燃料电池型移动充电装置，固定式应用则包括家用燃料电池、偏远 地区独立电站等发电装置。

能量密度等优势促成燃料电池在移动充电装置领域的应用。燃料电池具有较高的能量 密度，续航时间长，更为满足笔记本电脑、手机等移动设备的移动充电需求。目前，Intelligent Energy公司已经开发出首款燃料电池移动电源“Upp”，并投入非洲市场以解决非洲部分 地区存在的供电基础设施不稳定问题。但目前燃料电池移动电源仍待解决成本高、质量重、 不稳定等问题，难以实现完全市场化。我国相关领域研究仍处于空白阶段，未来随着燃料 电池技术的进步，有望进驻移动电源领域。

家庭储能应用环境简单，技术突破难度小，应用前景广阔。根据松下电器数据，对于 单个家庭来说，使用燃料电池家庭储能系统直接发电可比传统间接发电每年节约 3734kW·h 电量，家用燃料电池节能效果突出。此外，燃料电池家用环境简单，技术突破 难度较小，目前技术水平与成本控制较为平衡，可以被大多数家庭所接受。

日本家庭储能系统已经非常成熟，根据日本经济产业省报告，截止2017年底，燃料电 池家庭储能系统安装量已达 23万，欧洲、韩国也在加大燃料电池家用储能系统部署。我国相关技术成本仍较高，目前还未在国内开展应用，但我国人口基数大、家庭用电需求高， 未来相关领域发展空间巨大。

3.1制氢：三种路线并举，化石能源制氢向可再生能源过渡

我国的制氢工业以引进技术为主，技术相对成熟，与发达国家的差距不大。当前，氢 的制取技术主要有三种比较成熟的路线：一是以煤炭、石油、天然气为代表的化石能源重 整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产提纯制氢；三是以电解 水制氢为代表的可再生能源制氢。其他技术路线，如生物质直接制氢和光解水制氢等目前 产收率较低，仍处于实验和开发阶段，尚未达到规模制氢要求。

化石能源重整制氢：煤制氢技术成熟，价格相对较低，是目前主要的化石能源重整制 氢方式。煤制氢通过气化技术将煤炭转化为合成气，经过水煤气变换分离处理来提取高纯 度的氢气。煤制氢技术路线可以大规模稳定制氢，成熟高效。原料煤作为最主要的消耗原 料，约占煤制氢总成本的 50%。以成本最低的煤气化制氢技术为例，每小时产能 54 万方 合成气的装置，在原料煤（6000大卡，含碳量80%以上）价格600元/吨的情况下，制氢 成本约8.85元/千克。结合尚处在探索示范阶段的碳补集与封存（CCS）技术以控制化石能 源重整制氢的碳排放，按照煤制氢路线单位氢气生成二氧化碳的平均比例计算，增加 CCS 后以上设定条件下的没制氢成本约为 15.85 元/千克。今后，随着国内 CCS 技术的进一步 开发，煤制氢此方面成本将下降。

天然气制氢受制于原料资源，在我国尚未大规模发展。天然气制氢技术中，国外采取 的主流方法为蒸汽重整制氢。天然气作为原料占制氢成本比重达 70%以上，因此天然气价格是决定此技术路线下制氢价格的重要因素。天然气制氢平均成本高于煤气化制氢，再加 上中国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋特点，仅有少数地区可以探索开展。

工业副产提纯制氢：工业废气等副产供给充足，为氢能发展拓宽来源。工业副产提纯 制氢包括焦炉煤气中氢的回收利用、甲醇及合成氨工业、丙烷脱氢（PDH）项目制氢、氯 碱厂回收副产氢制氢等。 对工业副产中的氢进行提纯，不仅可以提高资源利用效率，实现 经济效益，又能起到降低污染、改善环境的效果。

中国作为世界上最大的焦炭生产国，生产焦炭产生的焦炉煤气约350-450立方米/吨， 而焦炉煤气中氢气含量达54%-59%，利用变压吸附（PSA）技术可以制取高纯度氢。焦炉 煤气制氢成本较低，目前为 11元/千克左右。中国烧碱年产量基本在3,000万-3,500万吨 之间，其产生的副产氢气75-87.5万吨约有40%能剩余，合计约28-34万吨。甲醇及合成 氨工业、PDH 项目的合成气含氢量达 60%-95%，通过纯化技术可制取满足燃料电池应用 的氢气。中国目前的甲醇产能约为8,351万吨/年，甲醇驰放气含氢气数十亿立方米；合成 氨产能约1.5亿吨/年，合成氨驰放气可回收氢气约100 万吨/年。中国PDH项目目前副产 含氢量约37万吨/年。

当前工业副产提纯制氢的提纯成本为 0.3-0.6 元/千克，加副产气体成本的综合制氢成 本在10-16元/千克之间。工业副产提纯制氢能够提供百万吨级氢气供应，能为氢能产业发 展初期提供相对低成本、分布式氢源。

可再生能源制氢：引领制氢行业未来方向，除电解水技术外其他处于起步阶段。可再 生能源制氢技术路线目前主要是电解水制氢，电解水制氢技术主要有：碱性水电解槽（AE） 技术，最为成熟，国内单台最大产气量为 1,000立方米/小时；质子交换膜水电解槽（PEM） 技术能效较高，国内单台最大产气量为 50 立方米/小时；固体氧化物水电解槽（SOE）采 用水蒸气点解，能效最高，但尚处于实验阶段。

电解水制氢目前成本高，且火电占比高的供电环境下环保效果低下。电解水制氢成本 主要来源于固定资产投资、电和固定生产运维这四项开支，其中电价高是造成电解水成本 高的主要原因，电价占其总成本的 70%以上。采用市电生产，制氢成本高达 30-40 元/千 克。利用“谷电”电价，低于 0.3 元/千瓦时，电解水制氢成本接近传统石化能源制氢。且 在火电占比较高的供电环境下，按中国电力平均碳强度计算，电解水制氢 1 千克的碳排放 高达 35.84 千克，是化石能源重整制氢单位碳排放的 3-4 倍。若使用富余的可再生能源电 力 (水电、风电、太阳能等)的边际成本较低，制取氢气的成本会更加低廉，同时也能实现 可持续，并将二氧化碳排放量大幅降低。

供电结构转变与政策支持促进可再生能源制氢发挥效率、环保双重效能。未来，可再 生能源制氢具有巨大的发展潜力。国家发展和改革委员会与国家能源局先后发文，支持高 效利用廉价且丰富的可再生能源制氢。四川、广东等地对电解水制氢给予政策支持，将其 最高电价分别限定为 0.3 元/千瓦时和 0.26 元/千瓦时。伴随技术发展、规模化效应，都会 使此技术路线成本下降。

目前，中国的氢能市场还处于发展初期，三种制氢路线并举，结合不同技术路线制氢 的产能、经济性和环保性角度，不同地区需要依据资源禀赋、科技及成本等条件进行选择。 整体而言，氢气供给充足，来源由由化石能源向可再生能源过渡。预计2030年左右，可再 生能源电解水将成为有效供氢主体，积极推动生物制氢和太阳能光解水制氢技术发展； 2050 年左右中国能源结构从传统化石能源为主转向以可再生能源为主的多元格局，会推动可再 生能源电解水制氢占比大幅提升，煤制氢结合 CCS技术、生物制氢和太阳能光解水制氢等 技术将会成为氢能源供给的重要补充。

3.2 储氢：高压氢罐接近全球领先水平，固、液储氢仍处示 范应用阶段

氢的储存要求安全、高效、低成本、便捷，主要技术指标有容量、加注便捷性、耐久 性等。 当前，氢的储存主要由气态储氢、液态储氢和固体储氢三种形式。高压气态储氢是 最广泛的应用形式，低温液态储氢主要在航天等领域得到应用，有机液态储氢和固态储氢 尚处于示范阶段。

高压气态储氢占比最高，技术成熟，成本有望迅速下降。高压气态储氢是现阶段的主 要储氢方式，其容器结构简单、充放氢速度快，分为高压氢瓶和高压容器两大类。最为成 熟且成本较低的技术是钢制氢瓶和钢制压力容器。20MPa钢制氢瓶已经在工业中广泛应用， 且与45MPa钢制氢瓶、98MPa钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站。碳纤维缠绕高压氢瓶为车载储氢提供了方案。目前 70MPa 碳纤维缠绕 IV 型瓶已是国外燃料电池乘用车车 载储氢的主流技术，我国燃料电池商用车载储氢方式以 35MPa 碳纤维缠绕 III 型瓶为主， 70MPa 碳纤维缠绕 III 型瓶也已少量用于我国燃料电池乘用车中。接近全球领先水平。 70Mpa 的储氢罐的制备现在是我国高压气态储氢面临的主要难题，125kg 的储氢系统价 格上万元，若能实现技术突破实现量产，其成本将迅速下降。

液态储氢投入与损耗大，目前未投入商用。液态储氢可分为低温液态储氢和有机液体 储氢，具有储氢密度高等优势。低温液态储氢的储氢密度可达 70.6kg/m³，但液氢装置一 次性投入较大，液化的过程中存在较高能耗，储存过程中的蒸发会产生一定损耗，每天 1%-2%的挥发，而汽油每月只损失 1%，因此目前极不经济，在我国仅用于航天工程等领 域，民用领域尚未出台相关标准。有机液体储氢其产生的氢化物性能稳定，安全性高，但 存在脱氢效率较低、反应温度较高、催化剂易被中间产物毒化等使用问题。目前国内已有 燃料电池客车车载储氢示范应用。

我国固态储氢尚处示范阶段，克服技术问题将在燃料电池领域迅猛发展。固态储氢是 最具潜力的储氢方式，能够克服高压气态、低温液态储氢方式的缺点，运输方便、储氢体 积密度大、压力低、成本低、高安全性等特点使其特别适合应用于燃料电池汽车。但目前 主流金属储氢材料重量储氢率低于3.8wt%，克服氢的吸放温度限制是实现更高效储氢的主 要技术难题。目前国外固态储氢已经在燃料电池潜艇中得以商用，在分布式发电、风电制 氢、规模储氢中得到示范应用，中国的固态储氢也在分布式发点中得以示范应用。

3.3 运氢：短期长管拖车为主，规模化后长期管网发展是必 然趋势

氢的输运按其形态分为气态运输、液态运输和固体运输，其中气态和液态是目前的主 流运输方式。

高压气态运输短期长管拖车为主，加压与运力仍待提高。高压气态氢的运输有长管拖 车和管道运输两种方式，根据氢气的输送距离、客户分布及使用要求等情况的不同，适用 于不同场合。高压长管拖车目前是国内氢气近距离运输队主要方式，技术相对成熟，发展 成长了一批储运氢相关企业。但当前与国内的技术和效率同国际领先水平存在一定的差距。 国内 20MPa 长管拖车是最普遍的形式，单车运量约为 300 千克，而国外领先技术采用 45MPa纤维缠绕高压氢瓶长管拖车运输，单车运量高达 700千克。

液态氢运输在技术成熟地区广泛运用，我国民用尚处空白。液态氢运输适合远距离、 运量大的应用场景，采用液氢运输方式能够减少车辆运输频率，提高加氢站的供应能力。 目前美国、日本已大量投入使用液氢罐车作为加氢站运氢的重要方式之一，我国目前尚无 民用液氢运输的实践，以高压气态方式为主。

输氢管道建设尚有差距，管网结合势在必行。管道运输管道运输运行压力通常为 1.0-4.0MPa，运量大、能耗低、边际成本低，是实现大规模、长距离气态氢运输的重要方 式。管网建设一次性投入资金规模巨大，但长期看来是氢气运输发展的必然趋势。截至 2019 年，美国已有约2600公里的输氢管道，欧洲已有1598公里，而我国还停留在“百公里级 “。输氢管网建设在初期可以积极探索掺氢天然气的方法，充分利用现有的能源运输管道 设施。

目前，我国氢能储运将持续以长管拖车运输高压气态氢为主，以低温液态氢、管道运 输方式为辅，协同发展。长期来看，车载储氢技术将采用更高密度和安全性的技术推动高 压气态氢、液态氢的运输，氢气管网建设也将加速布局，实现不同细分市场和区域的协同 发展。

3.4加氢：各地发布建设规划，加强基础设施配套

加氢的基础设施是燃料电池车应用的重要保障，也是氢能发展利用的关键环节。经过 氢气压缩机增压的氢气存储于高压储氢罐，再通过氢气加注机为氢燃料电池加注氢气。乘 用车在商业运行中氢气加注时间在3-5分钟之间。

加氢站的技术路线有站内制氢和外供氢两种，其中内制加氢站包括电解水制氢、天然 气重整制氢等方式，降低运输费用的同时也增加了加氢站运营的难度。由于目前国内氢气 按照危险品管理，所以尚未有商用的站内制氢加氢站。外供加氢站则是通过长管拖车、管 道输送氢气、液氢运输后，在站内进行加压、存储和加注，运输成本相对更高。

国内加氢站加速建设，国产化加速氢能源成本下降。国内加氢站的建设成本较高，其 中设备成本占到70%左右，单个加氢站投资成本在1,000万元以上，大幅高于传统加油站 的建设成本，且设备的运营与维护、人工费用等都使得加注氢气的成本较高，在 13-18元/ 千克左右。随着氢气加注量的不断增加以及同加油站、加气站的合建，单位氢气的加注成 本将呈现下降趋势。同时，加氢设备亟需国产化，由目前核心设备依赖进口走向自主研发 和量产化，将有力推动氢能源使用成本的下降及其普及。

根据规划，在 2020 年，中国将建成 100 座加氢站，日本建成 160 座加氢站，韩国 建成80座加氢站，德国也预计达到100座加氢站的规模。截至2018年底我国加氢站共有 23 座，占全球加氢站的比例约为 6.23%。其中加氢规模在 500 公斤以上的有 9 座，手续 齐备的商用加氢站仅 6 座。这距离我国 2020 年建设 100 座加氢站的目标还有很大距离， 同时也表明，未来加氢站建设进度会急剧增加，相关方面需求巨大，是可见的机会点。近 年来，上海、江苏、广东、山东等省市发布氢能发展规划，着力加强对加氢站配套设备和 建设运营按建设规模进行补贴。2019年3月，“推动充电、加氢等设施建设”增补进入《政 府工作报告》。政策支持将有力推动加氢站建设，进一步明确加氢站审批流程，推动装备 自主化，与燃料电池车协同发展。

3.5 发电：质子交换膜电池为主流，技术进步与成本下降任 重而道远

燃料电池是实现氢能源大规模普及的重要途径，在当前的商业应用中，质子交换膜燃 料电池、熔融碳酸盐燃料电池和固体氧化物燃料电池是三种最主流的燃料电池技术路线。

质子交换膜燃料电池具有工作温度低、启动快、比功率高等优点，适用于交通和固定 式电源领域，成为现阶段国内外主流的应用技术。熔融碳酸盐燃料电池的优点有工作温度 较高，反应速度较快、不需贵金属催化剂、提高燃料有效利用率等，但也存在高温条件下 液体电解质较难管理，长期腐蚀和渗漏现象严重等问题。其中小型电站可应用于通讯、气 象电站和水面舰船、机车等的热电联供。固体氧化物燃料电池燃料适应性广、能量转换效 率高、全固态、零污染、模块化组装，常在大型集中供电、中型分电、小型家用电热联供 领域作为固定电站使用。

国内燃料电池产业链未全面布局，核心零部件技术仍待突破。质子交换膜燃料电池使 用铂及其合金作为催化剂，其高昂的成本制约燃料电池的规模量产和商业化推广，我国尚 处实验研究阶段。核心零件质子交换膜对性能要求高，开发生产难度大，现阶段主流产品 多为美国、日本制造；气体扩散层极大影响燃料电池成本和性能，主流生产企业分布于日 本、加拿大、德国等。其他部件，如金属双极板和电堆已在国内实现多企业布局。

我国电燃料电池多指标落后国际水平，技术进步亟待解决。中国的燃料电池技术研发 和产业化集中于质子交换膜燃料电池和固体氧化物燃料电池两类。近年来在国家政策和重 点项目支持下，燃料电池技术取得了既定的进步，初步掌握了燃料电池电堆与关键材料、 动力系统与核心部件等核心技术，部分技术指标接近国际先进水平，但仍有许多关键技术 指标较为落后，且工程化、产业化水平低，总体技术较日本、韩国等技术相对成熟的国家 有一定差距。

就质子交换膜燃料电池而言，在燃料电池电堆领域，国内目前先进的水平下，在用额 定功率等级为36kW/L，体积功率密度为1.8 kW/L，耐久性为5000h，低温性能为-20℃， 应用情况暂处百台级别；相比之下，国际一流水平的在用额定功率等级和体积功率密度分 别为 60-80kW/L、3.1kW/L，低温性能达到-30℃，应用达到数千台级别，各项指标显著 优于国内水平。

在核心零部件领域，国内膜电极电流密度为 1.5A/cm²，空压机为30kW级实车验证， 储氢系统为 35MPa-III 型瓶组，金属双极板尚处于实验和试制阶段，石墨双极板小规模试 用缺少耐久性和工程化验证，氢气循环泵尚处于技术空白，仅 30kW 级引射器可以实现量 产；相比而言，国际较高水平则可以实现电流密度 2.5A/cm²，完成空压机100kW级实车 验证，使用 70MPa-IV 型瓶组，石墨双极板完成实车验证，金属双极板技术和 100kW 级 燃料电池系统用氢气循环泵技术也已趋于成熟。

在关键原材料领域，我国目前的先进水平下，催化剂的铂载量约 0.4g/kW，且只能进 行小规模生产，质子交换膜和炭纸、炭布处于中试阶段，而国际先进水平下，催化剂的铂 载量达0.2g/kW且技术成熟，且催化剂、质子交换膜、炭纸、炭布、密封剂等已经达到产 品化、批量化生产阶段。固体氧化物燃料电池的电池电堆整体技术也与国外先进水平存在 较大差距，单电池与电堆峰值功率密度较低、电堆发电效率较低、整体发电系统在性能和 衰减率上与国际一流水平还有较大差距，未进行商业化推广。

燃料电池系统技术未来将会持续开发高功率系统产品，通过系统结构设计优化提高产 品性能，通过策略优化提高差您寿命，优化零部件和提升规模化效应持续降低成本。这既 是燃料电池系统技术未来的发展方向，也是努力追赶世界一流水平的必然要求。预期到 2050年左右，平均制氢成本将不高于10元/千克，储氢密度达到6.5wt%，系统体积功率 密度达到6.5kW/L，乘用车系统寿命超过10,000小时，商用车达到30,000小时，固定式 电源寿命超过 100,000 小时，启动温度降至-40℃，系统成本降低至 300 元/kW。燃料电 池的技术进步与成本下降依然任重而道远。

4.1 国家队进场，氢能有望纳入我国主流能源管理体系

在氢能源发展初期阶段，中小企业参与居多。我国对氢能的研究与开发可追溯到20世 纪60年代。2000年科技部启动973基础研究项目，内容为氢能的规模制备、储运和燃料 电池的相关研究，该项目针对氢能领域的若干科学命题的核心技术开展基础性研究。2001 年-2005 年，国家科技部 863 电动汽车重大专项设立课题，以期在燃料电池、燃料电动发 动机以及整车系统方面形成一套拥有自主知识产权的核心技术，最终开发成功燃料电池公 交车和燃料电池轿车。早期的氢燃料电池行业发展以民企自发行为居多，资金、技术、人 才积累有限。

2011年以来，政府相继发布《“十三五”战略性新兴企业发展规划》《能源技术革命 创新行动计划（2016~2030年）》《节能与新能源汽车产业发展规划（2012~2020年）》 《中国制造 2025》等顶层规划，鼓励并引导氢能及燃料电池技术研发。2012 年，清华大 学、同济大学、中科院大连物理化学研究所、上汽、一汽等发起成立中国燃料电池汽车技 术创新战略联盟。2016 年 10 月 26 日，在中国汽车工程学会年会上，国家强国战略咨询 委员会、清华大学教授欧阳明高作为代表发布了备受关注的节能与新能源汽车技术路线图， 其中燃料电池的规划如下：

近几年大央企不断加入，以与地方政府合作、发展城市氢能源产业为出发点，逐步将 氢能源领域发展提上日程。

进入2019年，广东、山西等10个省份将发展氢能写入政府工作报告，山东、浙江等 省份陆续发布本地氢能产业发展规划。随着国有企业的进驻与发展，更多的会议和组织开 始关注重视氢能源。我们认为，我国氢能的发展已经进入关键期，前期基础的产业化配套 能力已经具备，现在需要的是加强氢能在各个领域的规模化应用，从而拉伸产业链配套能 力，提高整个产业的成熟度。

4.2 推荐逻辑及相关受益公司分析

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