氢能新能源、轻能源、氢能源

1、一、政策梳理氢能扶持政策密集出台。我国早期氢能政策较少，多为鼓励支持、技术创新等。2019年两会期间，氢能被首次写进政府工作报告，全国各地掀起了氢能发展热潮。随后，燃料电池汽车示范应用政策的发布、新能源汽车产业发展规划（2021-2035）的发布以及“双碳”目标的设定，均为氢能产业及氢燃料电池汽车的发展注入动力。表 1：国家层面氢能产业相关政策时间相关部门政策主要内容2019.3国务院2019 年政府工作报告推动充电、加氢等设施建设。2019.11国家发改委等 15部门关于推动先进制造业和现代服务业深度融合发展的实施意见推动氢能产业创新、集聚发展，完善氢能制备、储运、加注等设施和服务。2020

2、.6国家能源局2020 年能源工作指导意见推动储能、氢能技术进步与产业发展。2020.9财政部等 5 部门关于开展燃料电池汽车示范应用的通知（2021-2035）氢燃料电池汽车应用支撑技术。2021.3全国人大中华人民共和国国民经济和社会发在氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与展第十四个五年规划和 2035 年远景加速计划，谋划布局一批未来产业。目标纲要2021.4国家能源局2021 年能源工作指导意见开展氢能产业试点示范，探索多种技术发展路线和应用路径。2020.11国务院办公厅 新 能 源 汽 车 产 业 发 展 规 划对 2020 年开始的 4 年“示范期”的氢燃料

3、电池支持政策进行了初步明确，主要特点是以奖代补、地方主导、分区推广与全产业链支持。有序推进氢燃料供给体系建设；攻克氢能储运、加氢站、车载储氢等资料来源：政府部门公告，北京市带头打造氢能试点示范城市。截至目前，全国已有 20 余省或直辖市发布了氢 能产业链相关政策，其中北京市充分利用研发实力突出、产业基础完备、氢能供给多元、应用场景丰富等优势，在全国氢能产业发展中发挥带头示范作用。早在 2008 年奥运会期间，北京投放了 20 余辆燃料电池汽车，并建设了一座日加氢 20kg 的加氢站。经过十余年的产业培育和发展，北京市力争成为有国际影响力的氢燃料电池汽车科技创新中心、关键零部件制造中心和高端应用

4、示范推广中心。表 2：北京市氢能产业链相关政策时间相关部门政策主要内容2020.6北京市委、北京市人民政府北京市经济和信北京市加快新型基础设施建设行动方案（2020-2022 年）北京市氢燃料电池汽车产业发展规打造国内领先的氢燃料电池汽车产业试点示范城市；组建 1-2 家国家级制造业创新中心。两阶段目标：2023 年前，培育 3-5 家具有国际影响力的氢燃料电池汽车产业链龙头企业，推广氢燃料电池汽车 3000 辆、建成加氢站2020.10息化局划（2020-2025 年）37 座；2025 年前，培育 5-10 家具有国际影响力的氢燃料电池汽车产业链龙头企业，实现氢燃料电池汽车累计推广量突破

5、1 万辆，氢燃料电池汽车全产业链累计产值突破 240 亿元。对 2020 年 10 月的两阶段目标进行了细化：2023 年前，培育 5-8 家具有国际影响力的氢能产业链龙头企业。实现关键技术突破，全面2021.4北京市经济和信息化局2021.8北京市经济和信息化局北京市氢能产业发展实施方案（2021-2025 年）（征求意见稿）北京市氢能产业发展实施方案（2021-2025 年）降低终端应用成本超过 30%；2025 年前，培育 10-15 家具有国际影响力的氢能产业链龙头企业，京津冀区域累计实现氢能产业链产业规模 1000 亿元以上，减少碳排放 200 万吨。实现关键材料及部件自主可控，经济

6、性能指标达到国际领先水平。发展目标与征求意见稿相同，政策正式落地。资料来源：北京市政府公告，今年多省发布“十四五”氢能产业规划。据不完全统计，今年北京、山东、河北、河南等省份相继出台十四五氢能发展规划或扶持政策，并从产业规模、企业数量、燃料电池汽车、加氢站等方面明确阶段目标。中国氢能联盟预测，2025 年中国氢能产业产值将达到 1 万亿元。表 3：各省份十四五氢能产业链相关政策省市规划年份产业规模企业数量推广/应用燃料电池车加氢站累计数量北京2023500 亿元（京津冀）5-8 家龙头企业30003720251000 亿元（京津冀）10-15 家龙头企业1000072山东2022200 亿元1

7、00 家相关企业300003020251000 亿元10 家知名企业1000010020303000 亿元一批知名企业50000200河北2022150 亿元/2500202025500 亿元10-15 家领先企业100005020302000 亿元5-10 龙头企业50000100河南2023/30 家相关企业30005020251000 亿元（燃料电池汽车）/500080重庆2022/6 家相关企业800102025/15 家相关企业150015天津2022150 亿元2-3 家龙头企业100010四川2025初具规模25 家领先企业600060浙江2022100 亿元/100030上海2

8、0231000 亿元（燃料电池汽车）/10000302025/1000070江苏2021500 亿元1-2 家龙头企业/202025/50广东2022/首批氢燃料电池乘用车示范运行300内蒙古2023400 亿元3-5 家龙头企业38306020251000 亿元（燃料电池汽车）10-15 家龙头企业1000090宁夏2025/一批相关企业/1-2资料来源：政府部门公告，前瞻产业研究院，国际氢能产业进入快速发展期。美国、欧洲、俄罗斯、日本等主要工业化国家和地区均已将氢能纳入国家能源战略规划，氢能产业的商业化步伐不断加快。根据国际氢能委员会最近发布的报告，自今年 2 月以来，全球范围内已经宣布了

9、 131 个大型氢能开发项目，全球项目总数达到 359 个。预计到 2030 年，全球氢能领域的投资将激增至 5000 亿美元。国际氢能委员会预测，到 2050 年，全球氢能产业将创造 3000 万个工作岗位，减少 60 亿吨二氧化碳排放，创造 2.5 万亿美元的市场规模，并在全球能源消费占比达到 18。该报告特别指出，中国未来有望领跑全球氢能产业发展。预计到 2050 年，氢能在中国能源领域的占比有望达到 10。二、氢能产业链各环节现状分析及前景展望（一）制氢根据世界能源理事会的定义，“灰氢”是通过化石能源、工业副产等伴有大量二氧化碳（CO2）排放制得的氢；“蓝氢”是在灰氢的基础上，将 CO

10、2 副产品捕获、利用和封存(CCUS)，实现低碳制氢；“绿氢”是通过可再生能源（如风电、水电、太阳能）等方法制氢，生产过程基本不会产生温室气体。目前国际主要使用天然气制氢，我国则以煤制氢为主。目前，全球制氢技术的主流选择是化石能源制氢，主要是由于化石能源制氢的成本较低，其中天然气重整制氢由于清洁性好、效率高、成本相对较低，占到全球 48%。我国能源结构为“富煤少气”，煤制氢成本要低于天然气制氢，因而国内煤制氢占比最大（64%），其次为工业副产（21%）。根据中国氢能联盟与石油和化学规划院的统计，2019 年我国氢气产能约 4100 万吨/年、产量约 3342 万吨/年。图 1：全球氢气来源结构

11、现状图 2：我国氢气来源结构天然气醇类煤电解水煤工业副产天然气电解水4%1%18%14%48%21%64%30%资料来源：碳中和目标下制氢关键技术进展及发展前景综述，资料来源：中国氢能联盟，整体而言，据中国氢能源及燃料电池产业白皮书 2020估算，2030 年我国氢气的年需求量将从 3342 万吨增加至 3715 万吨，2060 年则增加至 1.3 亿吨左右。“蓝氢”则成为 “灰氢”过渡到“绿氢”的重要阶段。灰氢中工业副产制氢，具有生产成本较低、技术成熟、效率高等优点，预计未来我国 PDH 扩产将超过 3000 万吨/年，即使按 3000 万吨/年测算，预计将带来 90 万吨/年以上的副产氢潜

12、在增量，增长潜力可观。虽然蓝氢在灰氢的基础上结合 CCS 技术，成本有所提升，但是依然低于绿氢成本，因此看好蓝氢未来的增长空间。绿氢其经济性受电价的影响较大。如果按照平均工业电价0.6 元计算，产氢成本约 40-50 元/kg，明显偏高。据估算，当电价低于 0.3 元时，电解水制氢成本与其他工艺路线相当。从增长空间来看，受益于可再生能源成本下降以及碳排放约束，2020-2030 年间绿氢比例将从 3%上升 15%。2050 年我国氢气需求量将接近 6000万吨，长期来看，绿氢占比有望大幅提升。我们看好灰氢中的工业副产制氢、蓝氢、以及绿氢的未来发展前景。1、灰氢： 目前我国以煤制氢为主，未来工业

13、副产氢规模有望提升灰氢主要来源有化石能源制氢、工业副产制氢，具有生产成本较低、技术成熟、效率高等优点，但其制备过程中的碳排量较高，不利于实现“双碳”目标。其中，化石能源制氢主要包括煤、天然气、甲醇制氢；工业副产氢主要包括焦炉煤气、氯碱尾气、PDH、乙烷裂解等为主的工业副产气制氢。灰氢来源主力军：化石能源制氢我国煤制氢产量最大，成本最低。煤制氢是通过将煤炭与气化剂混合后在高温高压条件下进行反应生成混合气体，通过后续工艺提纯除杂后，获得高纯氢气。2019 年我国煤制氢产量达到 2124 万吨/年，占我国氢气总产量的 64%。煤制氢是工业大规模制氢的首选，是我国目前成本最低的制氢方式，该技术路线成熟

14、高效、可稳定制备，但其设备结构复杂、运转周期相对较低、投资高、配套装置多，且碳排放量较高。图 7：煤制氢工艺流程图资料来源：制氢关键技术及前景分析，天然气制氢是化石能源制氢的理想方式。天然气制氢是将预处理后的天然气与水蒸气高温重整制合成气，在中温下进一步变换成氢气与 CO2，再经冷凝、变压吸附最终得到产品氢气。天然气在各类化合物中氢原子质量占比最大，储氢量为 25%，故以天然气为原料的制氢技术具有耗水量小、CO2 排放低、氢气产率高、对环境影响相对较小的优点，是化石能源制氢路线中理想的制氢方式。2019 年我国利用天然气制氢产量为 460 万吨/年，占我国氢气总产量 14%。图 8：天然气制氢

15、工艺流程图资料来源：天然气制氢技术及经济性分析，甲醇制氢运输简便、即产即用，但成本较高。甲醇制氢是甲醇和水蒸气在 200条件下通过催化反应，生成氢气和 CO2 的混合气体，而后经过变压吸附得到高纯度的氢气。该工艺投资少、污染相对较小，且甲醇常温下为液体、便于储存运输，氢气可“即产即用”。但由于甲醇制氢总体成本较高，只适合小规模制氢。图 9：甲醇制氢工艺流程图资料来源：碳中和目标下制氢关键技术进展及发展前景综述，灰氢增长潜力：工业副产氢成本低、潜在增量大由于氢气在焦炭、氯碱、PDH 和乙烷裂解工艺中并非首要产物，若仅考虑其原料消耗和少量制造费用，以及氢气提纯成本，测算的副产气体用于氢的综合成本为

16、 5-6 元/kg，明显低于化石能源制氢。工业副产氢可为氢能产业发展初期提供低成本、分布式氢源。目前焦炉煤气副产氢可供给量最大。焦炉煤气主要成分为氢气和甲烷，通过压缩工序、预处理工序、变压吸附工序和净化工序后制得氢气。同时为使系统排放的污水能达到环保要求，一般配有一套污水处理工序。2020 年我国焦炭产量为 4.71 亿吨，按 1 吨焦炭副产400 立方米焦炉煤气、回炉自用 50%计算，全国焦炉煤气产量 942 亿立方米；按照含 55%左右的氢气、PSA 氢气回收率 92%估算，我国焦炉煤气可副产氢气 428.5 万吨，是未来我国工业副产氢最大的供给来源。考虑到“十四五”期间，我国焦化行业仍将

17、进一步化解过剩产能，未来难有焦炭扩产带来的潜在增量。图 10：焦炉煤气制氢工艺流程图资料来源：焦炉煤气制氢方法的比较及成本分析，氯碱制氢是最“绿”的灰氢。氯碱工业以食盐水为原料，利用隔膜法或离子交换膜法生产烧碱、聚氯乙烯（PVC)、氯气和氢气等产品。氯碱副产氢具有氢气提纯难度小（提纯前氢气纯度可达 99%左右）、耗能低、自动化程度高等优点，特别是使用该法获取氢气的过程中不产生 CO2，相对绿色无污染。2020 年我国烧碱产量 3643 万吨/年，按每生产 1 吨烧碱副产 280 立方米氢气测算，每年副产氢总量可达 91 万吨，其中 60%的氢气被配套的 PVC和盐酸装置所利用，可对外供氢约 3

18、6 万吨。未来我国氯碱装置新增产能有限，副产氢潜在增量有限。图 11：离子膜法烧碱制氢工艺流程图资料来源：点石能源公司官网，PDH 副产氢潜力大。PDH 是制备丙烯的重要方式，2020 年占比达 17%。丙烷在催化剂条件下通过脱氢生成丙烯，其中氢气作为丙烷脱氢的副产物，可作为产品外售，从而提高装置整体盈利水平。2020 年我国已经投产的 PDH 装置合计产能 776 万吨/年，按装置平均开工率 80%、1 吨 PDH 副产 38 千克高纯氢气计算，PDH 副产氢达 23.6 万吨/年。预计未来我国 PDH 扩产将超过 3000 万吨/年，即使按 3000 万吨/年测算，预计将带来 90 万吨/

19、年以上的副产氢潜在增量。图 12：PDH 制氢工艺流程图资料来源：丙烷脱氢制丙烯反应混合气冷油吸收与 PSA 耦合的分离方法，受乙烷来源有限等因素影响，乙烷裂解副产氢相对要小。乙烷蒸汽裂解制乙烯技术较为成熟，已成功应用数十年，技术上不存在瓶颈，且副产的氢气杂质含量低于焦炉气制氢，纯度较高。乙烷蒸汽裂解制乙烯工艺以项目投资低、原料成本低、乙烯收率高、乙烯纯度高等优势引起国内炼化企业的广泛关注。按卫星石化 250 万吨/年和中国石油 140 万吨/年乙烷蒸汽裂解产能测算，乙烷蒸汽裂解行业副产氢约 22 万吨/年。整体来看，煤制氢占比趋势有望下降，工业副产氢将大有可为。由于煤制氢会产生大量 CO2，

20、在考虑碳交易价格的情况下，其制氢成本将有所上升；另外，今年以来煤价大幅上行也助推了煤制氢成本抬升。由于工业副产氢的低成本优势，预计未来其占比将进一步提升。2、蓝氢： 减碳时代，“灰氢”向“绿氢”的过渡世界制氢工业正处于从“灰氢”到“蓝氢”的转变阶段，推行“蓝氢”势在必行。化石能源制氢虽然成本低，但碳排放水平较高，通过引入 CCUS 技术，可有效降低化石能源制氢过程中的碳排放水平。据中国氢能源及燃料电池产业白皮书 2020估算，2030 年我国氢气的年需求量将从 3342 万吨增加至 3715 万吨，2060 年则增加至 1.3 亿吨左右、在终端能源体系中占 20%。在“碳中和愿景下的低碳清洁供

21、氢体系”下，脱碳是氢能产业发展的第一驱动力。“蓝氢”则成为“灰氢”过渡到“绿氢”的重要阶段，对推动建立氢能经济有重要作用。CCUS 技术是指将 CO2 收集分离再利用，或输送到封存地点，避免直接排放到大气中的技术。在煤制氢耦合 CCUS 技术中，煤炭经过气化生成合成气，合成气经过水汽变换后得到富氢和富 CO2 气体，再进一步经脱硫脱碳工艺得到氢气和 CO2，所得 CO2 进行再利用或封存。以我国 CCS（CO2 捕集与封存）示范项目为例，神华煤直接液化厂煤气化制氢过程中会排放部分 CO2 尾气（体积分数约为 87.6%），尾气经过使用 CO2 压缩机将高浓度 CO2尾气加压，再经过脱油脱硫等除

22、杂工序，提高 CO2 的纯度，然后通过变温变压吸附（TSA）脱水，随后 CO2 尾气被冷冻、液化及精馏，再经深冷后送球罐存贮，封存至地下多层盐水层中。在石油化工尾气回收氢气结合 CCUS 技术中，我国已有企业开发 DIMER VSA/PSA耦合工艺系统，把含约 51%CO2 和 30%氢气的炼油制氢尾气，以低能耗高效率地从制氢尾气中分离回收氢气（纯度99%）和 CO2（纯度95%），后续可再将高纯度 CO2 进行利用、封存。图 3：CO2 捕集工业流程资料来源：二氧化碳捕集技术及应用分析，结合 CCS 技术可使煤制氢碳排放当量下降约一半。煤制氢碳排放核算范围涵盖原煤开采、原煤洗选、煤炭铁路运输

23、、煤炭制氢、CO2 捕集与压缩、CO2 管道运输、CO2 陆上盐水层封存七个环节。采用 CCS 技术前，煤制氢碳排放测算为 22.66kgCO2eq/kgH2。其中，煤炭制氢环节碳排放贡献最大，占比 92.3%；其次为煤炭开采和洗选环节，占比 7.5%；煤炭运输环节碳排放可近似忽略不计。采用CCS 后，煤制氢碳排放量下降至10.52kgCO2eq/kgH2，降幅 53.5%。该数值依然是一个较高的排放水平，主要原因在于结合 CCS 的煤制氢系统消耗大量电力导致大量间接温室气体排放、CO2 捕集设施难以捕集煤制氢的所有直接碳排放，以及煤炭开采过程排放了大量的 CO2 和 CH4 等温室气体。图

24、4：主要制氢技术碳排放当量图 5：结合 CCS 技术前后煤制氢碳排放当量资料来源：中国煤炭制氢成本及碳足迹研究，资料来源：中国煤炭制氢成本及碳足迹研究，结合 CCS 技术提升了化石能源制氢成本，但仍低于电解水制氢成本。在不考虑碳交易价格时，两种采用 CCS 的化石能源制氢方式中，无、有 CCS 天然气制氢（SMR，蒸汽甲烷重整）成本分别约为 18、24 元/kg，结合 CCS 后成本上升约 33.3%；无、有 CCS 煤制氢成本分别约为 11、20 元/kg，结合 CCS 后成本上升约 81.8%，但仍低于电解水制氢成本。图 6：不同制氢方式平准化制氢成本注：平准化成本是对项目生命周期内的成本

25、和发电量先进行平准化，再计算得到的发电成本。因不同制氢技术采取的不同发电方式，其运行时间、运行成本均不同，所以要先计算平准化发电成本。资料来源：中国不同制氢方式的成本分析，3、绿氢：光伏制氢最具潜力，龙头企业纷纷布局“绿氢”全称可再生能源电解水制氢。电解水制氢的原理是在充满电解液的电解槽中通入直流电，水分子在电极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气。根据电解槽隔膜材料的不同，电解水制氢主要分为碱性电解水、质子交换膜电解水（PEM）和固体氧化物电解水（SOE）三类。其中，碱性电解水技术已经实现工业规模化产氢，技术成熟；PEM 处于产业化发展初期；SOE 还处在实验室开发阶段。预计在较长时间内，碱性

26、电解水制氢仍是主要的电解水制氢手段。碱性电解水制氢技术成熟，配套成本低，但耗电量高于其他技术路线；PEM 在耗电量和产氢纯度方面都占优，但由于质子交换膜等核心部件依赖进口，电解槽成本昂贵，因此总体成本比电解水制氢高 40%左右。随着核心部件国产化、技术进步及规模效应降本，根据中国电动汽车百人会的预计，2030 年 PEM 在电解水中的市占率将达到 10%。表 4：电解水制氢主要技术路线对比碱性电解水质子交换膜电解水（PEM）固体氧化物电解水（SOE）示意图电解质/隔膜30%氢氧化钾/石棉膜纯水/质子交换膜固体氧化物工作效率4.5-5.5（KWh/立方米）4.0-5.0（KWh/立方米）100%

27、产氢纯度99.8%99.99%设备相对体积11/3/操作特征启停便利启停不便产业化程度高度产业化商业化起步实验室阶段资料来源：迎接电解水制氢储能高潮，国际可再生能源机构，电解水制氢的经济性主要取决于电费。根据中国氢能联盟的数据，2020 年我国化石能源制氢占比达 67%，而电解水制氢只占 3%。当前化石能源制氢由于成本优势占据主导，但长期来看，二氧化碳的大量排放与“双碳”目标背道而驰。电解水制氢具有绿色环保、生产灵活、纯度高等优势。以目前主流的碱性电解水为例，制氢效率约 5 度/立方米，电费成本约占 85%，因此其经济性受电价的影响大。如果按照平均工业电价 0.6 元计算，产氢成本约 40-5

28、0 元/kg，明显偏高。据估算，当电价低于 0.3 元时，电解水制氢成本与其他工艺路线相当。图 13：主要制氢方法成本对比图 14：电解水制氢成本构成2.8%4.1%7.8%85.3%资料来源：财经，资料来源：北极星太阳能光伏网，电费固定成本设备维护水费12长期来看，绿氢占比有望大幅提升。根据中国氢能源及燃料电池产业白皮书的预 测，受益于可再生能源成本下降以及碳排放约束，2020-2030 年间绿氢比例将从 3%上升15%。 2050 年我国氢气需求量将接近 6000 万吨，在终端能源体系中占比 10%，其中绿氢比例进 一步增长到 70%。短期来看，绿氢占比受具体项目影响较大。如中国石化今年

29、2 月在新疆 库车规划 1GW 光伏制氢项目，预计年产氢气 2 万吨，建成后将成为全球最大的绿氢生产 项目。图 15：中国氢气供给结构预测化石能源制氢工业副产氢可再生能源电解制氢生物制氢等其他技术（万吨）600050004000300020001000020202030E2040E2050E资料来源：中国氢能源及燃料电池产业白皮书，请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明。目前全国大部分地区的光伏度电成本在 0.3-0.4 元，午间光伏的“谷电”成本还要更低，青海等优质资源地区已降至 0.2 元。总体而言，光伏制氢是最具潜力的电解水制氢方式，目前已经初具经济性。电解水市场集中度高。碱性

30、电解水设备成熟，国内主要厂商包括中船重工 718 所、考克利尔竞立（苏州）、天津大陆等，国外主要厂商包括 NEL（挪威）、Mcphy（法国）、 IHT（瑞士）等；PEM 电解水仍在商业化初期，降本增效是后续目标，上述龙头企业也积极参与 PEM 电解水设备的研发和改进。光伏、石化等跨界龙头企业纷纷布局。隆基股份、阳光电源、中国石化、宝丰能源等跨界龙头企业已开始纷纷布局光伏制氢赛道，从技术研发、工程建设、商业模式等多方面展开探索。表 5：跨界龙头企业光伏制氢布局规划（不完全统计）企业布局内容优势隆基股份技术研发：2018 年开始与国内外知名科研机构、权威专家进行合作，在制氢领域形成技术积累；商业合

31、作：2021 年与中国石化、明阳智能、无锡高新区政府等公司或部门签订合作协议，布局光伏制氢、氢能设备、风光伏龙头的优势：光伏发电和电解水制氢技术结合。隆基和阳光的制氢设备配套DC-DC（直流转换），直接适用于光伏直流电。光伏电站储备充足。新建光伏制氢项目或者在现有的光伏电站 光储氢一体化等项目。技术研发：2019 年开始与中国科学院大连化学物理研究所合配套制氢设备。先发优势。隆基和阳光较早开始研究光伏制氢，形成技术积累。阳光电源中国石化作研发制氢设备、制氢系统优化等；商业合作：2020 年与吉林白城市、山西运城市签订合作协议，布局光伏制氢、清洁能源消纳示范基地等项目。工程建设：2021 年 2

32、 月，中国石化广州（洛阳）工程公司启动新疆库车 1GW 光伏制氢项目规划工作。预计年产氢气 2石化龙头的优势：经济效益高。例如光伏制氢应用于宝丰能源的煤制甲醇项目， 万吨，建成后将成为全球最大的绿氢生产项目。工程建设：2021 年 4 月，国家级太阳能电解水制氢综合示范初步核算可增产 40 万吨甲醇。降低碳排放。宝丰能源项目正式投产，包括 200MW 光伏发电装置和每小时 2 万标方的电解水制氢装置。资料来源：公司公告，（二）中游储运：目前仍以高压气态为主，储氢材料突破将助力氢能大发展氢是所有元素中最轻的，在常温常压下为气态，密度仅为 0.0899 kg/m3 ，是水的万分之一，因此其高密度储

33、存一直是一个世界级难题。储氢问题有待突破，氢能将迎来繁荣发展。高压气态储氢是目前最常用并且发展比较成熟的储氢技术，其大规模的运输的方式是管道运输。我国目前正不断建设氢气管道工程，中国石油天然气管道工程有限公司中标河北定州至高碑店氢气长输管道项目，拟建设管道全长达 145 公里。这条管道拟建设管径 508毫米，设计运输量 10 万吨/年。未来管道输送氢气压力等级升级和氢气管道规模扩大能降低氢能管道输送成本。液态储运的储氢密度高，能运送大量氢气，适用长距离运输氢气运。但液体转化成本高，我国油气公司在 LNG 和 LPG 领域有丰富的经验和运输车辆储备，未来伴随成本下降，有望在液态氢气运输上具备竞争

34、力。相对另两种运输方式,固态运输技术难度较大，还有待发展。加氢站是氢能产业发展的重要环节，自 2014 年以来，全球加氢站的数量不断增长，到 2020 年底达到了 553 站。中集集团在氢能源领域布局多年，具有一定的优势。1、技术分为高压气态储氢、低温液态储氢和储氢材料储氢储运氢气的方式主要分为气态储运、液态储运和固态储运（储氢材料）。我国目前氢气运输的主要方式是高压气态长管拖车为主，但是未来有望同时发展气、液、固三种储运方式。图 16：典型储氢技术资料来源：气态储氢：目前以长管拖车为主，未来将发展管道运输高压气态储氢是目前最常用并且发展比较成熟的储氢技术，其储存方式是采用高压将氢气压缩到一个

35、耐高压的容器里。目前所使用的容器是钢瓶，它的优点是结构简单、压缩氢气制备能耗低、充装和排放速度快。但是存在泄露爆炸隐患，安全性能较差。当前以长管拖车的运输方式为主，未来更大规模发展需依靠管道运输。高压气态长管拖车的运输方式，运输量较小，运输途中交通风险较大，仅适用于少量氢气、短距离的运输需要，目前与我国氢能应用的少相匹配。这种运输方式的好处是前期投资要求低，技术成熟。未来随着氢能在所有能源中的占比提升，势必要发展其他储运方式。更大规模的运输的方式是管道运输。因为氢气容易在接触普通钢材时发生“氢脆”的现象，所以管道必须使用蒙耐尔合金等特殊材料，导致管道运输的前期投资成本大，高达500 万/km。

36、但是运输氢气量也巨大,适合有固定站点大量使用氢气的情况。截至 2017 年底，我国氢气管道总里程约 400 公里，主要分布在环渤海湾、长三角等地。我国目前正不断建设氢气管道工程。中国石油天然气管道工程有限公司中标河北定州至高碑店氢气长输管道项目，拟建设管道全长达 145 公里。这条管道拟建设管径 508 毫米，设计运输量 10 万吨/年。还将在河北保定徐水区崔庄镇建立氢气母站，以供应雄安新区。氢能应用若想大规模商业化，势必要解决运输管道规划施工问题。我国目前的氢气多为工业副产氢，来源于煤炭行业，产地多在北方内陆地区。应用则多在东部沿海较发达地区。从氢能产地到氢能应用地有上千公里的距离，且东部地

37、区氢能用量大，采用拖车运输的方式无法解决东部地区氢能短缺的问题，建设长距离氢气运输管道势在必行。虽然运输管道建设成本高，但是未来管道输送氢气压力等级升级和氢气管道规模扩大能降低氢能管道输送成本。液态储氢：产业化仍需成本下降液态储运的储氢密度高，能运送大量氢气，适用长距离运输氢气运。但液态氢的密度是气体氢的 845 倍。液态氢的体积能量密度比压缩状态下的氢气高出数倍，如果氢气能以液态形式存在，那它替换传统能源将水到渠成，储运简单安全体积占比小。但事实上，要把气态的氢变成液态的并不容易，液化 1kg 的氢气需要耗电 4-10 kWh，液氢的存储也需要耐超低温和保持超低温的特殊容器，储存容器需要抗冻

38、、抗压以及必须严格绝热。我国油气公司在 LNG 和 LPG 领域有丰富的经验和运输车辆储备，若成本下降得以实现，未来有望在液态氢气运输上具备竞争力。目前海外超过 1/3 的加氢站使用液态储运的方式。固态储氢：发展前景广阔，但技术尚未成熟另一种运输方式是使氢气溶于液氮或有机液体中进行运输。这种方式对化学反应条件较严苛。相对另两种运输方式,固态运输技术难度较大，还处于研发阶段。未来若氢能市场扩张迅速，且固态运输达到应用要求，那么固态运输能发挥储氢密度高、运输氢气量大的优势。图 17：储氢体积比密度资料来源：H2，储氢材料种类非常多，主要可分为物理吸附储氢和化学氢化物储氢。其

39、中物理吸附储氢又可分为金属有机框架（MOFs）和纳米结构碳材料，化学氢化物储氢又可分为金属氢化物（包括简单金属氢化物和简单金属氢化物），非金属氰化物（包括硼氢化物和有机氢化物）。图 18：固态储氢材料分类资料来源：2、加氢站数量不断增加，全球 2020 年底达到 553 座加氢站是氢能产业发展的重要环节，其作用类似加油站给汽油/柴油车加油，加氢站是17给氢动力车提供氢气的燃气站。自 2014 年以来，全球加氢站的数量不断增长，到 2020 年底达到了 553 站。图 19：全球加氢站总数量 2020 年达到 553 座432369328274213 217 215186214181600553

40、50040030020010002010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020资料来源：H2，多个主要国家对加氢站的建设有部署，希望通过加氢站的建设提高氢能在能源使用中的占比。如日本在氢能基本战略提到到 2050 年要用加氢站逐步替代加油站。图 20：主要国家加氢站规划数量120010008006004002000日本韩国中国美国德国法国规划到2025的总站数规划到2025的总站数资料来源：H2，亚洲国家氢能替代加速，2018 年加氢站规模增速首超欧洲。请务必阅读正文最后的中国银河证券

41、股份公司免责声明。图 21：亚洲加氢站规模增速 2018 年首超欧洲60%50%40%30%20%10%0%2017201820192020欧洲亚洲资料来源：H2，3、氢气储运加环节产业链公司梳理表：氢气储运环节产业链上市公司梳理（不完全统计）产业链环节上市公司布局内容储氢瓶中材科技公司已率先研发完成国内最大容积 320L 燃料电池氢气瓶，并投入 市场 形成销量；开发取证燃料电池车用及无人机用 35MPa 氢气瓶 20 余种规格；成功掌握 70MPa 铝内胆碳纤维复合氢气瓶关键技术；启动 投资 氢气瓶生产线技改项目及站用储氢容器生产线项目京城股份去年3 月发布非公开发行

42、A 股股票预案，拟使用募集资金 5200万元，用于型瓶智能化数控生产线建设项目，该项目生产的 IV 型瓶主要应用于作为氢能汽车与天然气汽车中的储气装置，去年 7 月份已经发行完成，今年已投入建设。下属的天海工业公司于 2021 年 5 月 17 日宣布，推出具有完全自主知识产权的新一代车载储氢气瓶IV 型瓶。该产品与同规格 III 型瓶相比重量可降低约 30，质量储氢密度更高，为氢燃料电池汽车提供了轻量化车载供氢系统新选择氢气储运中集集团旗下中集安瑞科产品和服务涉及氢气储存、运输和加注核心装备，拥有包括 20-30MPa 高压氢气管束运输车、加氢站储氢瓶组、加氢车、液氢储罐、隔膜压缩机、加氢机

43、、35MPa 三型瓶和 70MPa 四型瓶等核心装备的研发和生产能力，是目前国内最重要的供氢系统设备制造商深冷股份生产智能加氢枪，目前在氢能源领域的规划是以液氢技术为核心，在制氢、氢液化、氢气储运及加注领域有完善的技术储备，致力于打造制氢、氢液化、氢储运及加注、氢燃料电池的全产业链氢能源装备服务供应商中泰股份作为深冷技术及设备提供商，多年来在氢气、一氧化碳、氧气、氮气等工业气体的制取及提纯方面积累了丰富的技术及业绩。在氢气领域，公司已在制氢氢储运加氢站等环节有所储备，其中煤制氢的深冷分离工艺段以及液化氢的核心设备公司已有成功运行的业绩，将来在氢能源市场化应用时可一展所长鸿达兴业子公司乌海化工拥

44、有 70 年氯碱及氢气生产历史，2020 年 11 月乌海化工与乌海公交公司签署燃料电池汽车供氢服务协议，目前在乌海市海勃湾区建设的加氢站已正常为乌海公交公司运行的燃料电池公交、大巴等用氢车辆提供氢气及加注服务加氢站中国石化拥有国内最大的制氢能力，积累了储运使用等方面经验，已运行 10 座加氢站，今年要建成运行 100 座，“十四五”期间建成 1000 座加氢站雪人股份为加氢站提供氢气压缩机与冷却机组等核心装备雄韬集团建成湖北省首座固定式加氢站，量级全国第三美锦能源目前拥有焦炭产能 715 万吨/年，与氢能板块构成强协同效应，使得公司发展焦炉煤气制氢和加氢站方面具有得天独厚的优势资料来源：公司

45、公告，（三）燃料电池汽车2050 年，氢能源将承担全球 18%的能源需求，有望创造超过 2.5 万亿美元的市场，燃亮电池汽车将占据全球车辆的 20-25%。虽然当前整体基数较小，但近年来氢能源汽车都保持了较高的销量和保有量增速，2016 年和 2019 年年复合增长率分别为 63%和 114%。截止 2020 年底，我国氢能源汽车保有量为 7,352 辆。燃料电池具有效率高、污染小、噪声低、充能快等优势。2020 年全球燃料电池出货量 1318.7MW，市场规模 42 亿美元。燃料电池降本空间大，据测算，我们认为 2020-2030 年每年系统成本下降 14%左右。长期来看，燃料电池汽车仍将是

46、燃料电池市场的增长主力。根据预测，2020-2025 年全球燃料电池市场年复合增长 16.64，2025 年将达到 90.5 亿美元。可以看出燃料电池和氢能源汽车未来市场发展空间大，看好燃料电池和氢能源汽车发展前景。1、燃料电池汽车： 氢能源汽车氢能源是理想的汽车动力来源，我国氢能源车尚处于起步阶段根据国际氢能委员会预计，2050 年，氢能源将承担全球 18%的能源需求，有望创造超过 2.5 万亿美元的市场，燃亮电池汽车将占据全球车辆的 20-25%。氢能源热值高，约为石油的三倍以上，是理想的化石燃料替代品。氢能源燃烧使用后不产生任何有害或温室气体，对我国实现“碳达峰”、“碳中和”等目标具有重

47、要意义。氢能源汽车及配套的加氢站是氢能源产业链的主要下游。相比于传统汽车，氢能源汽车使用氢燃料电池作为动力来源，具有能量转换效率高和完全无污染的优点。相比于锂电池电动车，氢能源汽车除了不受温度影响、续航里程更长以外，还具有能迅速补充燃料（35 分钟）的优点。然而，不同于锂电池电动车可以利用现有电网建造充电站，氢能源汽车使用的加氢站目前完全依赖长管拖车运输，效率较低且成本较高。加氢站成本高昂、数量稀少加上汽车自身成本较高等一系列原因制约了氢能源汽车的发展，目前氢能源汽车尚未得到大范围应用。表 6：不同能源车辆性能特点对比时间传统汽车纯电动汽车燃料电池汽车充电时间根据电补能方式加油平均时间 3 分

48、加氢平均时间 3 分钟压、电流、温度等因素，钟快充 0.5-1 小时，慢充6-8 小时能量效率30%40%60环保国六排放标准较为环保，主要污染物质为一氧化碳、碳氢化合物、颗粒物等无直接污染，制造产业污染目前仍处于论证阶段，国家电能结构若主要为火电，则污染较高。排出物为水，较为环保，制氢过程也较为环保寿命10 年以上电池寿命 5 年理论无损耗安全性存在易燃、爆炸风险存在爆燃风险，电解液等成分废旧处理污染较大安全性远高于普通燃油车与电动车成本产业链成熟，核心部件成本可控三点系统为主要成本构成，规模化使成本逐渐降低电堆成本目前较高资料来源：同济大学，汽车之家，整理目前，氢能源汽车的主要应用范围集中

49、在商用车领域。根据新能源汽车国家检测与管理平台的统计数据，截止 2019 年底，国内氢燃料电池汽车中物流用车占比 60.5%，公交、通勤等客车占比 39.4%，乘用车仅用于租赁且占比仅 0.1%。经过多年的研究和发展，目前中国在氢能源制造、储运、燃料电池等方面发展迅速，为氢能源汽车的发展提供了良好的基础。虽然整体基数较小，但近年来氢能源汽车都保持了较高的销量和保有量增速，分别由 2016 年的 629 辆和 639 辆上升至 2019 年的 2,737 辆和 6,175 辆，年复合增长率分别为 63%和 114%。2020 年受新冠疫情影响，销量下降为 1,177 辆。截止 2020 年底，我

50、国氢能源汽车保有量为 7,352 辆。图 22：2019 年各用途氢能源车销售量占比资料来源：新能源汽车国家检测与管理平台，整理氢能源下游应用-汽车整车（1）在日趋严苛的环保需求下，政策加大产业扶持力度。在减少碳排放的全球趋势下，我国及美欧日等发达国家和地区都将发展新能源作为战略目标，氢能源汽车在其中都占据重要地位。氢能源汽车是我国新能源汽车发展的主要技术路径之一。氢能源汽车在国家创新驱动发展战略纲要中国制造 2025汽车产业中长期发展规划 等重要战略纲要中，均被列为要大力发展的产业。2016 年发改委与能源局编制的能源技术革命创新行动计划（2016-2030 年）和能源生产和消费革命战略（2

51、016-2030）将发展氢能源燃料电池和氢能源汽车作为重点任务。“十四五”规划和新时代的中国能源发展白皮书都提出将面向重大共性关键技术，部署开展新能源汽车、可再生能源与氢能技术等方面的研究，同时还将加速发展氢能产业链技术装备，促进氢能燃料电池技术链、氢燃料电池汽车产业链发展。根据撰写的中国氢能产业发展报告 2020，预计中国氢能源汽车保有量到 2025 年达 10 万辆，CAGR 高达 115%，市场规模 800 亿元。客车、物流用车等商用车仍将占据主要地位，保有量占比在 80%以上。2030 年后，随着燃料电池技术的成熟和成本的下降，重卡和乘用车规模也将迅速扩大。规划在 2030 年氢能源燃

52、料电池汽车保有量达 80100 万辆。表 7：其他氢能源燃料电车汽车的政策规划和支持时间发布单位 政策文件概况及意义2015 年国务院中国制造 2025提出燃料电池汽车三步发展战略。首次提出了我国氢能产业的发展路线图：到 2020 年，加氢站数量达到 100 座；2016 年中国标准化研究院资源与环境分院中国氢能产业基础设施发展蓝皮书燃料电池车辆达到 10000 辆；到 2030 年，加氢站数量达到 1000 座，燃料电池车辆保有量达到 200 万辆；到 2050 年，加氢站网络构建完成， 燃料电池车辆保有量达到1000 万辆。2019 年科技部、财政部、发改委、工信部四部委十城千辆节能与新能

53、源汽车示范推广应用工程氢燃料电池汽车有望在 2019 年正式实施“十城千辆”推广计划。2019/20202019 政府工作报告继续执行新能愿你车购置优惠政策，推年国务院和2020 政府工作报告动加氢基础设施建设；加大氢燃料电池投入，开展氢能源示范应用。2019 年中共中央、国务院交通强国建设纲要加强加氢、加气等基础设施建设，全面提升城市交通智能化发展。攻克氢加氢站、车毂储氢等氢燃料电池2020 年国务院办公厅系能源汽车产业发展规划（2021-2035）汽车应用支撑技术。提高氢燃料制造储存经济性，开展示范运用，健全氢燃料储运、加注等标准体系。2030-2035 年实现氢能源燃料电池汽车2020

54、年国务院新时代的中国能源发展白皮书的大规模应用，氢能源汽车保有量达到 100万辆左右。2025 年加氢站至少 1,000 座，成本下降至 40 元/kg；2035 年加氢站至少5,000 座，成本下降至 25 元/kg。2021 年发改委、司法部关于加快建立绿色生产和法规政策体系的意见加大对多能互补的政策支持力度，研究制定氢能源等新能源开展的标准规范和支持政策。2021 年工信部、公安部、国家标准化管理委员会国家车联网产业标准体系建设指南（车辆智能管理）（工信部联科202061号）。为开展车联网环境下的智能网联汽车 道路测试、车联网城市级验证示范等工作提供支撑资料来源：中国政府网，整理除我国外

55、，欧洲、美国、日本等汽车工业发达的地区和国家也都积极规划和发展氢能源汽车和配套产业。表 8：发达国家和地区发展现状和规划国家或地区发展现状目标和规划美国截至 2020 年 6 月，美国氢燃料电池乘2025 年 580 座加氢站；氢能源汽用车（含租赁）达 8413 辆，叉车超 30,000辆。目前加氢站数量次于日本和德国。车 30 万辆。2030 年预计建成 1,000座加氢站。2019 年，现代 NEXO 氢燃料乘用车售出4987 辆超过丰田 Mirai 居世界第一，目前韩国燃料电池装机 408MW，全球占比约 40% 居韩国世界第一。韩国 2018 出台了创新发展战略投资计划，将氢能源列为三

56、大战略投资方向之一，提出到 2030 年进入氢能社会。韩国政府计划在五年内投入约 152 亿人民币推广氢能源汽车，预计到 2040 年达到 620 万辆氢能源车和 1,200 座加氢站。欧洲先后出台了欧洲氢能路线图、欧洲氢能战略等一系列战略，目前德国欧盟有约 100 座加氢站，其余国家合计约 79 座德国预计到 2025 年加氢站达到400 座；法国规划到 2028 年，加氢站规模在 4001,000 座，轻型商用车 25 万辆，重型 8002,000 辆；荷兰计划到 2025 年建成 50 座加氢站并投放 1.5 万辆氢能源燃料电池汽车。日本能源外部依赖严重，因此一直致力于创造“氢能社会”。

57、截至 2019 年底，日本共有 139 座加氢站，超 3500 辆氢燃料电日本池乘用车预计到 2025 年建成加氢站 320座，燃料电池轿车 20 万辆；2030 年加氢站 900 座，燃料电池轿车 80 万辆；2050 年加氢站取代加气站，氢能源汽车取代传统燃油车。资料来源： E4tech. The Fuel Cell Industry Review 2019，Baum and Associates,中国氢能产业发展报告 2020，整理（2）汽车巨头陆续入局在全球范围内，燃料电池乘用车市场仍然属于早期阶段，由于目前制造成本原因，单车售价较高，加氢成本过高等因素导致氢能源汽车销量很难突破 1

58、万辆大关。以丰田 Mirai、现代 Nexo 为代表的燃料电池乘用车车型销量逐年上升，2019 年 Nexo全球销量首次超过丰田 Mirai。与丰田重视国际市场的策略不同，现代深耕本土市场，在 2019 年 Nexo 销量突破 1 万辆。丰田发布了二代 Mirai 车型，相比第一代车型平台提升，基于 GA-L 后驱平台打造，储氢量增加 1L，续航提升 30%达到 650 公里，销量目标 3 万辆+/年。丰田在国内策略是通过其电堆系统与国内主机厂合作打开市场，已于 2019 年与福田、一汽、金龙、广汽等合作小批量产车型。2、燃料电池：燃料电池是一种把燃料所具有的化学能直接转换成电能的化学装置，是

59、继水力发电、热能发电和原子能发电之后的第四种发电技术。燃料电池由阳极、阴极、电解质和外部电路组成，其中燃料在阳极氧化，氧化剂在阴极还原。如果在阳极连续供给燃料（氢气、天然气、甲醇等），而在阴极连续供给氧气或空气，就可以在电极上连续发生电化学反应并产生电流。燃料电池具有效率高、污染小、噪声低、充能快等优势。（1）效率高：燃料电池直接把化学能转化成电能，不受卡诺循环的限制，理论效率可达 85-90%，目前实际转化效率约为 40-60%；（2）污染小：一般使用氢气作为燃料，不产生温室气体和含硫、氮的污染物；（3）噪声低：结构简单，不含机械传动部件，工作时噪声低；（4）充能快：燃料电池汽车加氢与燃油车

60、加油过程类似，仅需 5-10 分钟，明显快于电动车。图 23：燃料电池示意图资料来源：车云网，按照电解质的类型划分，燃料电池可分为五大类，其中质子交换膜电池（PEMFC）是车用主流技术方案。不同电解质类型决定了其电池使用的催化剂、氧化剂、工作温度的不同，因此有不同的应用领域。PEMFC 由于其工作温度低、启动快、氧化物易得的优势，多用于运输领域；PAFC、SOFC、MCFC 由于工作温度高，多用于固定领域，如分布式电站。表 9：五大类燃料电池对比质子交换膜电池碱性燃料电池磷酸燃料电池固体氧化物燃料电池熔融碳酸盐燃料电池简称PEMFCAFCPAFCSOFCMCFC电解质含氟质子膜氢氧化钾磷酸固体