氢能产业研究：二次能源的第二路线-车、储、用共同发展

氢能产业研究：二次能源的第二路线_车、储、用共同发展

1、氢能：二次能源的第二路线

1.1、零碳电力+氢能，能源结构优化的必由之路

碳中和背景下，新能源长期发展是实现碳减排的核心路径和手段

在全球的能源系统中，煤炭、石油、天然气等化石能源仍是能源消费的中坚力量。根据《BP世界能源统计年鉴》的相关数据，2019年全球一次能源消费总量为583.90EJ（艾焦耳，即1018焦耳），同比增长1.33%；其中煤炭/石油/天然气占比分别为27%/33%/24%（总占比84%）；2019年中国一次能源消费总量达141.70EJ，其中煤炭/石油/天然气占比分别为57%/20%/8%（总占比85%）。无论是全球的能源系统还是中国的能源系统，化石能源在能源消费结构中占比仍超过80%，其也是大多数温室气体排放的根源。

回顾人类对能源利用的探索历程，实际上是从利用核外电子到利用核内电子的过程，但这恰是宇宙、物质、能源发展的逆过程。二次能源中，对电能的利用是一项伟大的革命，现已成为能源利用的枢纽，从历史上看，“电”也引发了多次生产技术革命。而氢能同作为二次能源，具有可存储的优势，但也因制备和使用效率稍逊而经济性较差，但从能量循环的角度看，可以有助于碳的减排。

锂、氢能同作为可行且具有前景的电子存储载体，其重要的原理特点在于，Li+与H2都是小粒子，有助于提升物质/能源转换便利性。碳中和的最重要目的就是减少含碳温室气体的排放，采用合适的技术固碳，最终达到平衡；为达到碳中和，我们预计到2060年，清洁电力将成为能源系统的配置中枢。供给侧以光伏+风电为主，辅以核电、水电、生物质发电和对应的储能配套设施（锂电+氢能等）；需求侧全面电动化，并辅以氢能多方位利用。

锂资源约束压力加大背景下，推进氢能的生产和利用是发达国家的共识

随着全球电动车行业的高速发展，以及未来风光发电占比提升后对锂电储能需求的增长预期逐步提升，锂资源正逐步成为未来能源发展的重要掣肘。全球能源转型发展较快的欧盟和日本均对氢能发展提出了明确要求和较高的期望。

（1）日本：锂资源约束下的优先选择方向。日本于2020年12月提出《2050年碳中和绿色增长战略》（以下简称《战略》）作为日本碳中和发展的纲领性战略，其中基于资源约束和发展核心竞争力的两方面因素对氢能发展提出了长期规划并作为优先选择方向。《战略》对于日本氢能行业在扩大规模、降低成本、国际推广等多方面提出了明确的发展目标和推进方向。

扩大规模：根据《战略》预计，2050年全球氢能涡轮机发电装机容量3亿千瓦，氢能卡车累计1500万辆，零排放钢铁5亿吨/年。对应的，清洁氢供应量在2030年达到300万吨，2050年达到2000万吨。

降低成本：根据《战略》数据，2020年，氢获取成本170日元/Nm3（约110元/kg），纯氢发电成本97.3日元/kWh（约5.76元/度），10%的氢和90%再气化LNG混合发电成本为20.9日元/kWh；2030年获取成本降至30日元/Nm（3约20元/kg），2050年获取成本降至20日元/Nm3（约13元/kg）。

国际推广：日本政府同样重视氢能发展过程中的技术与设备优势。根据Hemade咨询，日本的氢能潜力较低，但应用潜力高，未来很可能经由澳大利亚、拉丁美洲和中东进口氢能。因此，《战略》强调了日本在涡轮机、液化输氢船、大型电解装机方面的优势，致力于向可再生能源丰富的世界地区出口设备。

（2）欧盟：能源系统与清洁氢的有机结合是重要发展方向。欧盟整体已于1990年实现碳达峰，并于2018年11月提出“碳中和”愿景，后于2019年12月发布《欧洲绿色协议》和配套的《气候中立欧洲的氢战略》（以下简称《氢战略》）。《氢战略》提出：从2020年到2030年，电解槽的投资可能在240亿到420亿欧元之间。此外，在同一时期，将需要2200-3400亿欧元来扩大和直接连接80-120千兆瓦的太阳能和风能生产能力到电解槽，以提供必要的电力；对现有一半工厂进行碳捕获和储存改造的投资估计在110亿欧元左右；此外，投资650亿欧元用于氢运输、分配和储存，以及氢加油站。从现在到2050年，欧盟对氢产能的投资将达到1800-4700亿欧元。

同时，使最终用途部门适应氢消耗和氢基燃料也需要大量投资。例如，将一个典型的即将报废的欧盟钢铁装置转化为氢气需要大约1.6-2亿欧元。在道路运输领域，再扩建400个小型氢燃料站(相比之下，目前只有100个)可能需要8.5亿至10亿欧元的投资。

能源安全背景下，氢能战略已成为国家发展的大战略

从改革开放以来，中国经济社会发生了翻天覆地的变化。当前，我国面对的内、外部形势日益复杂严峻，新冠疫情更加速了这种趋势。2020年5月14日的中央政治局会议首次提出了“两个循环”的概念，即内循环和外循环，其中重点强调保障粮食安全、能源安全、国防安全和供应链安全等；这也是至少未来10-20年，我国经济发展的大趋势。

然而，根据全国政协委员，中国石化集团有限公司总经理、党组副书记，中国工程院院士马永生在全国政协十三届四次会议第二次全体会议大会上的发言，2020年我国石油和天然气的对外依存度分别为73%和43%；一旦国际局势进一步恶化，能源保障或将出现一定的不确定性。在此背景下，氢能和光伏/风电领域一道成为了我国能源消费结构转型和能源安全保障的重要一环。一方面，我国氢能源产量丰富，根据中央广播电视总台在2021年5月专访中国科学院院士欧阳明高时披露的数据，每年没有充分使用的工业副产氢能就有1000万吨，同时相对较高的弃风弃光资源在未来成本下降的趋势下也为绿氢生产提供了充足的电力保障；另一方面，氢能更低的储能成本、与储电互补、灵活的制储运方式等特点，使其成为集中式可再生能源大规模长周期储存的最佳途径。欧阳明高院士曾表示，氢能战略是国家的大战略，也是碳中和的重要组成部分，未来在可再生能源的长周期储能调峰中将扮演重要角色。

综上所述，构建零碳电力为主、氢能为辅的能源结构是碳中和、资源约束、能源安全等三方面背景下我国能源发展转型的必由之路。

1.2、政策支持不断，氢能产业快速发展

2019年氢能源首次写入《政府工作报告》，政府工作任务中明确“将推动充电、加氢等设施建设”。其实，自2011年以来有关部门已经从战略、产业结构、科技、财政等方面相继发布了一系列政策，引导鼓励氢燃料电池等氢能产业发展。

1.3、氢能发展已在路上，应用场景广泛

随着氢能应用技术发展逐渐成熟，以及全球应对气候变化压力持续增大，氢能产业关注度日益提升，氢能及燃料电池技术作为实现低碳环保发展的重要创新技术，正在迎接一轮高速发展窗口；2020年，我国“碳达峰碳中和”战略提出后，氢能产业再次迎来新一轮的投资热度，和氢能发展应用密切相关的各环节龙头企业均加大在氢能产业的布局和发展。

上游制氢：阳光电源、隆基股份、宝丰能源

（1）2021年3月18日，阳光电源发布国内首款绿氢SEP50PEM电解槽（功率250kW），是目前国内可量产功率最大的PEM电解槽。公司早在2019年便与中科院大连物化所在合肥签订氢产业化战略合作协议，共同成立“PEM电解制氢技术联合实验室”，并先后在山西榆社县、吉林榆树市、吉林白城市等地推动制氢项目建设并取得积极进展。未来阳光电源计划形成“风-光-储-电-氢”业务全面发展格局，力争成为全球领先的绿氢系统解决方案及服务供应商。

（2）2021年3月31日，西安隆基氢能科技有限公司注册成立，注册资本金3亿元，隆基股份董事长李振国亲自担任法定代表人、董事长兼总经理，体现出隆基对氢能发展利用的重视；该公司未来发展重点将主要聚焦制氢环节，李振国也曾表示“把绿氢变得低廉便宜也是隆基下一步要建立的能力”。此外，隆基股份于2021年4月13日与中国石化签署战略合作协议，未来将在分布式光伏、光伏+绿氢、化工材料等多领域形成深度的合作关系，共同开拓清洁能源应用市场。2021年5月31日，隆基新型氢能装备项目正式落户无锡，该项目一期注册资本1亿元，投资总额3亿元，预计到2022年底将达到年产1.5GW氢能装备的能力。

（3）2021年4月20日，由宝丰能源组织实施的“国家级太阳能电解水制氢综合示范项目”在宁夏正式投产，包括20万千瓦光伏发电装置和产能为2万标方/小时的电解水制氢装置，是目前全球单场规模最大、单台产能最大的电解水制氢项目。公司计划用20年时间，实现以新能源制取的绿氢替代燃料煤制氢，使公司摆脱煤炭资源制约，实现二氧化碳的近零排放。

中游加氢：中国石化、中国石油

（1）2021年3月，中国石化计划在“十四五”期间规划布局1000座加氢站或油氢合建站，这一规模约为2020年底全国加氢站总数的8倍。此外，2020年9月拥有中国石化自主知识产权的首套高纯氢气生产示范装置在高桥石化成功投产，推动公司2020年年产氢气量超过350万吨。中国石化正积极调整加氢站规划布局，确保氢能成为中国石化最具竞争力的战略新兴业务与实践绿色低碳新发展理念的新标杆。

（2）2021年5月18日，中国石油直属科研机构中国石油石油化工研究院正式成立氢能、生物化工和新材料三个新研究所。中国石油早在2018年起便积极布局氢能供给产业链，先后在张家口、北京、上海临港等地推动加氢储氢相关设施的建设。

下游用氢：潍柴动力、宝武集团、国家电投

（1）2021年4月23日，潍柴动力定增方案获批，拟投资20亿元用于燃料电池产业链建设项目，达产后可形成年产2万氢燃料电池、3万台新型燃料电池的相关产能布局。公司自2016年收购弗尔赛正式布局燃料电池领域，并先后于2018年5月和11月收购英国锡里斯19.9%和巴拉德20%股份，进一步加大在燃料电池领域的研发和布局。2021年4月，国家燃料电池技术创新中心和“氢进万家”科技示范工程两大国家级项目同时启动并由潍柴动力担纲建设，体现出公司在燃料电池领域的技术领先实力。

（2）2021年3月，宝武集团旗下的全球低碳创新研究基地——八一钢铁的富氢碳循环高炉试验项目已启动第二阶段的工程建设，成功后再大幅提高冶炼炉利用系数的同时还可以减少30%的二氧化碳排放。早在2019年宝武清洁能源公司正式成立，持续推进氢能业务并驱动钢铁能源结构优化，缓解能源约束，支撑主业低碳冶炼，助推国家氢能发展与低碳社会构建。

（3）国家电投早于2017年5月便注册成立国家电投集团氢能科技发展有限公司，意在国家电投整体氢能产业战略布局框架下高起点、快节奏的开展氢能产业关键科技核心创新，主要在燃料电池研发、动力系统研发、制储技术研究等方面实现突破；2021年1月，国家电投氢能公司举行了A轮融资引战签约仪式，与未来科学城、国家电投中央研究院、嘉兴氢合等股东签署增资协议，为氢能公司的发展继续赋能出力。公司有望利用其在可再生能源发电、储能、氢能等方面的综合布局，打通可再生能源发电+储能（氢气）全产业链。

2、发展目标：低碳前提下降本+规模化

整个氢能产业链涉及的行业广泛，从上游的制氢、到中游的储运、再到下游的氢能应用，涵盖能源化工、交通运输和机械设备等多个行业。目前我国主要的氢能产业链链条为煤制氢→高压气氢集束管车运输→工业应用（合成氨、甲醇等）；未来随着技术进步和产业规模的快速发展，最具实用性、经济性和可持续发展潜力的应用路线将转变为电解水制氢→液氢+管输→工业+交通+建筑+储能全方位应用。

根据EnergyTransitionsCommision在《MakingtheHydrogenEconomyPossible》的预测，全球的氢能需求有望从2020年的1.15亿吨提升至2050年的超过10亿吨，其中：用于终端消费的氢能需求有望突破5亿吨（主要集中在工业端的水泥、钢铁、化工等细分行业，以及建筑端的供暖使用）；用于绿色氨气生产和合成燃料生产的氢能需求分别为0.8和1亿吨（均集中在交通领域，其中在船运领域氢能需求有望占终端需求的80%）；储能领域未来的氢能应用规模仍有不确定性（占未来储能需求的2~5%），范围从0.8亿吨~2.7亿吨不等。

在当前时点来看，技术最成熟、未来发展前景相对最为广阔的是交通领域的燃料电池汽车。汽、柴油作为传统车用燃料，统治汽车领域约百年的时间，在新能源革命的大潮及全球碳中和的趋势下，车用动力的变革已经开始，“用得起、买得起”已经成为不同动力汽车能否商业化推广放量的关键。

“用得起”：燃料要清洁、且成本要低。根据欧阳明高2021年中国电动汽车百人会发言，从基于可再生能源的能源动力组合全链条能效分析，如果能源供给侧端的电价相同，总体能效差别等于成本差别，充电电池能做的事情就可以不用氢燃料电池，因为制氢的电价不会比充电电价更便宜（综合效率方面，电动车（77%）＞燃料电池（30%）＞内燃机（13%））。有一些场景用氢燃料依然是不错的选择：长距离客、货运（重卡、大巴、公交）、锂电能量衰减比较快的地区（北方）、物流叉车、轮船等，以及大规模储能、工业原料。

我们基于当前各类动力汽车能源成本的经济性测算也可以得出类似结论：当前时点在乘用车方面，电动（插电混动）汽车的经济性远好于汽油车和燃料电池车（对于轿车类型，电动车的百公里成本约10元，而汽油和燃料电池车的百公里成本分别达到33元和63元）。

而对于燃料电池发展最快的重卡，虽然当前时点燃料电池重卡仍不具优势，但随着规模化的推进、技术的进步、以及加氢成本的下降，2030年燃料电池重卡在政府补贴支持的情况下（约9万美元或60万人民币）经济性已经可以和柴油重卡媲美；到了2050年燃料电池重卡经济性有望优于柴油重卡。

“买得起”：通过技术研发、规模化降本，使汽车购买成本下降，达到可平价消费区间。目前看，锂电池车购买成本已经可以与传统燃油车相抗衡，进入市场化快速放量阶段；氢能燃料电池车目前因为还处于规模化初期，仍需要5-10年时间通过规模化降本，作为锂电的互补，未来也值得期待。

2.1、上游：电力降本助力绿氢“用得起”

灰氢不可取，蓝氢可以用，废氢可回收，绿氢是方向

制氢是氢能产业链的最前端环节，当前技术路线多元化不存在单一最优模式，需要因地制宜选择适合所在地资源禀赋、经济条件等客观环境的制氢手段。制备氢气的方法已较为成熟，从多种来源中都可以制备氢气，每种技术的成本及环保属性都不相同，主要分为四种技术路线：工业尾气副产氢、电解水制氢、化工原料制氢、化石燃料制氢等。而按照制氢的清洁程度（一般是碳排放量）分类，（1）以化石能源为原料，通过甲烷重整等方法生产的氢气称为灰氢，碳排放量相对最高；（2）在以化石能源为原料的制作过程中增加碳捕捉和贮存环节，进而生产的氢气成为蓝氢，碳排放量相对较低；（3）可再生能源电解水得到的氢气为绿氢，生产过程可以基本做到零碳排放。

化石燃料制氢有着更高的效率，但是其全生命周期碳排放量远高于其他方式。虽然使用化石燃料制氢（煤、天然气等）拥有超过80%的利用效率，但是其制氢的全生命周期平均二氧化碳排放量近14kgCO2/kgH2；作为对比，虽然可再生能源制氢的利用效率约为30%（主要是电解水环节的能量损耗较高），但其全生命周期平均二氧化碳排放量仅不到2kgCO2/kgH2，在当前“碳达峰、碳中和”背景下更具发展潜力。

展望未来，绿氢生产有望基本实现零碳排放。未来随着电解水技术的持续进步、可再生能源发电规模的持续发展、设备利用小时数的持续提升，2050年可再生能源发电制氢的全生命周期二氧化碳排放量有望降至0.5kgCO2/kgH2,LHV左右。

绿氢生产成本仍相对较高，未来降本空间潜力较大，且碳税的增加有望加快绿氢对其他能源类型的替代。在现有技术和规模的情况下，绿氢的生产成本仍相对较高（约4美元/kgH2，灰氢和蓝氢的生产成本在1.5~2美元/kgH2左右）；但是随着可再生能源电价的持续降低和电解槽技术的提升，绿氢生产成本仍将持续下降；如果考虑到碳税在未来的引入（假设50美元/吨），则绿氢的生产成本分别有望在2030/2032/2038年超过蓝氢/灰氢/LNG（亚洲）。

绿氢降本核心：电价降低&电解槽降本

当前绿氢生产成本中占比较高的是电价和设备成本，占比分别达到50%和40%，因此未来绿氢生产降本的核心也在上述两个环节。根据IRENA的研究结果，当电解槽设备成本降低超过80%，可再生能源电价从当前的53降至20美元/MWh（约0.1元/kWh），辅以电解效率、满载小时、电解槽寿命等因素的提升，未来绿氢成本有望降低至1美元/kgH2。

（1）新能源发电成本（尤其是光伏）未来仍将保持快速下降趋势。根据IRENA数据，全球可再生能源LCOE在2010-2019年均呈现下降态势，其中光伏装机LCOE从2010年的0.378美元/kWh下降82%至2019年的0.068美元/kWh（约0.4元/kWh），陆上风电装机LCOE从2010年的0.086美元/kWh下降38%至2019年的0.053美元/kWh（约0.34元/kWh）。展望未来，光伏行业仍有希望通过技术进步持续降本，N型硅料、颗粒硅、大尺寸、TOPCon、HJT及叠瓦等提效降本技术会持续推进可再生能源电价持续下降。

（2）电解槽技术进步和规模提升带来成本下降。当前电解槽效率约为55kWh/kgH2（即生产1立方氢需要约4.5度电），单位造价约为400美元/kW；随着更大的槽体、更优秀的制造工艺、以及更好的质量品控，辅以在其他环节技术和材料的优化（如更薄的隔膜、更高效的催化剂、减少稀有金属的使用等），未来电解槽的效率有望降低至40kWh/kgH2（即生产1立方氢需要约3.7度电），同时电解系统造价也有望降低至200美元/kW，从而推动绿氢生产成本持续下降。

综上所述，当前绿氢的生产成本约4~5美元/kgH2（约25~30元/kgH2），相较灰氢（约1~2美元/kgH2）仍处于高位，但是未来随着电解槽技术的持续进步和氢气生产规模的不断提升，叠加可再生能源发电技术持续发展所带来的电价降低，绿氢的生产成本有望降至1美元/kgH2，和其他制氢方式、乃至其他化石能源相比均具有一定的经济竞争力；此外，在碳中和背景下，未来碳价的引入和提升将进一步提升绿氢的竞争力（因其碳排放相较其他制氢方式和化石能源具有显著优势）。发展过程中的核心关键点在于：

（1）可再生能源电价的持续降低，从当前的53美元/MWh（约0.35元/度）降低至20美元/MWh（约0.15元/度）。（2）电解槽技术和制氢规模提升所带来的单位资本开支下降，从当前的7000元/kW左右降低至1000元/kW。

2.2、中游：加氢站建设实现氢气“用得到”

在全球氢能行业快速发展的背景下，作为产业上游制、储环节与下游应用市场的枢纽，加氢站的建设受到了各个国家和地区的高度重视。燃料电池车是氢能应用的重要一环，其与氢能基础设施建设的发展密切相关；全球加氢站建设从2016年起逐步提速，根据H2Stations的统计数据，2020年全球加氢站数量新增119座至553座，其中亚洲275座（主要集中在中国、日本、韩国）、欧洲200座（主要集中在德国、法国）、北美75座（主要集中在美国）。

根据香橙会研究院的统计数据，2020年中国新建加氢站47座，累计建成加氢站数量达118座；而根据中国氢能行业发展的远期规划，2030年我国加氢站数量有望达到5000座，年均复合增长率超25%，和全球其他地区相比（美国5600座、欧洲3700座、日本900座）亦处于领先水平。

氢能产业集聚效应显著，产业链企业集中聚集地的氢能基础设施建设也依托其自身资源禀赋得到快速发展。我国现运营的加氢站主要集中在广东、山东、上海、江苏等四个省/市，加氢站数量占比超过50%。结合我国氢能产业整体布局来看，东部区域氢能利用产业主要集中在山东、江苏和上海，该地区也是我国最早进行燃料电池研发与示范的地区；南部地区主要以广东佛山和云浮为首，依托燃料电池汽车的大规模示范，该地氢能产业链逐步完善。国内制氢企业分布也明显呈现出东部沿海多内陆少，北京、山东、江苏、上海和广东氢气产量占全国制氢总量超过60%。

放眼全国，广东省佛山市在加氢站建设方面行动最积极、政策最详实，其加氢站建设补贴力度最大。2018年4月12日，《佛山市南海区促进加氢站建设运营及氢能源车辆运行扶持办法（暂行）》出台，对南海区加氢站建设及运营进行补贴，扶持办法中对新建的固定式加氢站最高补贴金额达800万元，是目前加氢站扶持政策中最高的，且当地企业不仅可享受南海区的补贴政策，还可以同时享受上级相关补贴政策。

规模化降本可以实现加氢站成本的持续降低，进而推动加氢站建设提速

目前我国建设一个日均加氢量500kg的35MPa固定式加氢站的建设成本约1200万元（对应单位投资2.4万元/kg·d）；而根据AhmadMayyas等人的研究结果，如果生产规模增加到100套/年，加氢站建设成本较2015年可降低40%左右。未来，随着设备生产规模的扩大，规模经济影响显著，压缩系统、储氢系统以及加氢系统的成本将明显下降，外供氢高压氢气加氢站的总成本将有很大的下降空间。

国内现阶段主要为外供氢高压氢气加氢站，其最为重要、成本占比最高的是三大系统——压缩、储氢及加氢系统。根据AhmadMayyas等人的研究结果，随着生产规模的增加，压缩机加氢系统的单套成本降幅较为明显，而储氢系统成本的下降幅度相对有限。

此外，由于我国拥有更低的人力成本及建筑成本，使得我国在加氢站关键系统建设成本上较其他国家具有一定优势，但是成本降低的关键还是在于生产规模的扩大和技术的进一步发展，加速发展氢能利用产业，形成上下一体的商业化产业链及标准化部件迫在眉睫。

各类储运方式的有机结合也是实现氢能“用得起、用得到”的重要一环

除了加氢站建设以外，过程中的氢气储存和运输同样对下游氢气使用的可行性和经济性有着重要影响。氢气的储运技术主要分为气态和液态两类（固态储氢的技术可行性仍有待进一步验证和研究），其中高压气态运输由于技术实现简单及成本低等特征，应用最为广泛，而液态运输次之。

氢气储存方面，在未来有大规模氢气存储需求的可能性下，利用盐㓊/岩洞进行氢气储存（配合管网运输）是大规模氢气储存的最佳方式（低成本、高可行性），但是该类储存方式受到天然地理条件的直接制约，对于天然盐矿床资源缺乏区域并不具备可行性；目前在氢气用量相对较小且运输半径有限的情况下，采用高压气态储存在经济性和实用性上最优，而随着技术的进步和运输半径的提升，液氢储运将具备一定的竞争力。

综合考虑氢气储存+运输背景下并不存在最优选项，不同运距和氢气运量决定了不同类型储运方式的经济性和竞争力；未来的发展方向是根据不同运距和氢气用量选择最优的氢气储运方式混合使用。综合考虑氢气的储存成本、运输成本、以及不同形态的转换成本等多方面因素，在不同的氢气运量和运距情境下，主要的三类氢气储运技术各具竞争优势：（1）在氢能行业发展初期，氢气用量及运输半径相对较小，此时高压气态运输的转换成本较低更具性价比；（2）随着氢能行业步入快速发展期，氢气需求半径将逐步提升，液氢运输拥有更高的载气量从而更具优势（当运距＞300~400km）；（3）随着氢能行业的需求进一步提升，氢气用量和运量将显著增加，在此背景下通过管道直接运输氢气将更具成本优势（当氢气运量＞10t/d）。

综上所述，虽然和制氢相比，在行业发展初期氢气储运及加注的成本占比相对较低，但是随着氢气用量和需求半径的逐步提升，氢气储运及加注亦将对氢气的下游应用起到重要影响；未来随着加氢站数量和规模的持续提升，以及技术进步下多种储运方式的合理化运用，氢气储运加注环节有望持续实现成本的降低和可行性的提升。发展过程中的核心关键点在于：

（1）降本核心在加氢站。氢气储运环节综合成本下降空间有限（更多是不同情境下选择合适的储运方式），而加氢站的加注成本将随着加氢站铺开（数量+规模）而带来单位固定资产投资成本的显著降低，进而降低加注成本；此外，加氢站建设规模的扩大也更加利于下游对氢气的使用便利性，从而提升氢气用量以摊薄整体的使用成本。

（2）不同储运方式的合理化应用仍需要技术进步和持续的投资。短距离低用量（城市内）适合高压气态储运，但是需要高压容器的投资建设；中距离低用量（城际间）适合液氢储运，但是仍需要技术进步推动降本；长距离高用量（洲际间）适合管网运输，但是需要高额的基础设施建设投资。

2.3、下游：规模化降本实现燃料电池车“买得起”

由于产量规模仍然较小，燃料电池系统成本仍然较高，因此现阶段整车成本仍然高于动力电池汽车和燃油车，这是制约燃料电池汽车产业发展的因素之一。

我国燃料电池汽车产业起步晚，增速快，目前仍处于发展初期。相较于国外在二十世纪九十年代开启燃料电池技术在民用汽车的应用，我国的燃料电池产业发展始于2001年被列入国家五年发展计划；在政策的高度支持（国家购置补贴、地方政府补贴、其他新能源汽车优惠政策、“双积分”政策）和15余年的技术积累下，通过国家项目引导、校企联合开发、重大活动试运营等方式，相关企业逐步完成燃料电池汽车技术探索和优化，目前已达到量产、投放市场的标准。2016年起我国燃料电池汽车推出规模破百辆，2016-2019年销量CAGR达63%；2020年燃料电池汽车产销量分别为1126/1127辆，同比下降60%/59%，系疫情影响。

2021Q1，我国燃料电池车产销量分别为104/150辆，同比下降43%/27%，但Q1公开的燃料电池车招标及中标信息数量已达805辆，已超去年销量的65%，全年燃料电池车产销有望再创新高。

燃料电池车发展初期，规模效应对降本的效果最为显著。据美国能源部在2018年的测算，当年产量由1000套增加到10000套时，电堆成本可降低63%，且随着产量规模不断上升，降本幅度呈现逐年降低态势。

实现规模化以后，双极板和催化剂材料成本占据主导地位，未来的降本更多取决于技术进步和材料升级。当生产规模由1万套/年增长至50万套/年时，质子交换膜和气体扩散层成本仍旧会随着规模扩大而降低，但此时电堆成本主要由电极催化剂和双极板的材料用量及价格决定，这与技术及工艺水平密切相关。此外，根据美国能源部在2016年和2018年的测算数据，在年产量1000套时技术进步带来的降本幅度约为22%；而当年产量达500000套时，材料优化及技术进步所带来的降本幅度可达33%。

行业发展方面，我国则是以政策引导的区域市场模式，由“短期示范——公交、物流领域示范运行——城市群示范”，逐步迈入商业化推广阶段。

2016年前，我国燃料电池汽车的应用以依托北京奥运、上海世博会等重大活动开展短期示范运行为主。

2016年后，燃料电池汽车在公交、物流等领域开展有规模、长期的示范运行和商业化推广。

2020年，《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》发布，基于城市群示范的补贴积分政策出台，“以奖代补”方式，有助于实现关键技术突破，构建完整产业链，并推动规模化、产业化。

在此背景下，2020年9月，财政部为首的五部门发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，将对燃料电池汽车的购置补贴政策，调整为燃料电池汽车示范应用支持政策，对符合条件的城市群开展燃料电池汽车关键核心技术产业化攻关和示范应用给予奖励。当下的氢燃料电池产业正处于2009年电动汽车行业的“十城千辆”阶段，燃料电池的“十城千辆”、“以奖代补”政策将开启燃料电池产业化序幕。

不同类型动力汽车的碳排放水平和经济性比较

针对于不同车用动力源的全生命周期排碳水平，全球氢燃料电池龙头巴拉德公司也进行了测算，其核心结论在于：能源供给侧的清洁程度是决定因素，无论是锂电池汽车还是氢燃料电池车，如果电力或者氢气来自于化石能源，那么其排碳水平依然较高。所以若要能源需求侧的汽车使用端减碳，还是需要推动供给端清洁能源的使用；如果该前提达成，那么锂电池汽车和氢燃料电池汽车全生命周期排碳水平分别为65-75CO2eg/km、60-70CO2eg/km，并无显著差异。

除了碳排放端充电汽车和燃料电池汽车无明显差异外，在经济性方面燃料电池汽车亦不具备任何优势。根据我们测算，在乘用车领域：

（1）2020年加氢站氢气售价约为10美元/kgH2（约67元/kgH2），对应百英里成本超过15美元（对应百公里成本约65元），燃料电池车在“用得起”方面仍不具备任何优势。

（2）未来随着可再生能源电价的持续降低（假设降至20美元/MWh，约0.14元/度）、液氢运输技术的发展和应用、以及用氢规模提升（单一加氢站400kg/d）所带来的单位加注成本摊薄，加氢站氢气售价有望降至4.97美元/kgH2（约36元/kgH2），对应百英里成本有望降至7.75美元（对应百公里成本约31元），已经与汽油车的百英里成本8.23美元（对应百公里成本33元）处于同一水平。

（3）当氢能产业发展步入成熟期，随着电价的进一步下降（假设2050年降至14美元/MWh，约0.1元/度）、管道储运的铺开、用氢规模再度提升（单一加氢站1000kg/d）带来的单位加注成本摊薄，加氢站氢气售价有望进一步降低至3.02美元/kgH2（约20元/kgH2），对应百英里成本有望进一步降至4.72美元（对应百公里成本约19元）；但是和电动车相比，其能量转换效率的明显差距（30%vs77%）使得电动车在能源成本端仍具有明显优势（百公里成本10元vs19元）。

综上所述，随着氢能产业技术和规模的持续发展，“用得起、用得到”将随着上游中游各环节的持续推进而逐步实现，在特定使用场景下“买得起”也有实现的可能。

3、下游应用展望：车、储、用共同发展

3.1、燃料电池车：国产化提速，规模化拐点在即

各环节国产化程度不同，推进国产化是重中之重。根据燃料电池汽车系统的组成，我们把燃料电池汽车的产业链从上游到下游依次化分为电堆及其零部件、辅助件及系统集成、整车制造及应用：

（1）上游:电堆及其零件/材料是整个燃料电池汽车产业的核心，技术门槛较高。目前这一领域主要以国外供应商为主。

（2）中游：将电堆和辅件集成为燃料电池系统。辅件的关键零部件是空压机。系统不同的集成方案以及控制算法对系统的性能和可靠性有很大影响。

（3）下游：整车集成及运用。整车集成核心是动力系统匹配、热管理设计、能量管理策略。

（1）上游电堆及其零部件：高成本、高壁垒，外资为主

国内燃料电池系统的电堆主要来自国外供应商。根据OFweek数据，2018年出货量最大燃料电池系统供应商为北京亿华通，2019年上半年为重塑科技。北京亿华通和重塑科技的燃料电池系统主要使用来自加拿大巴拉德（Ballard）和水吉能（Hydrogenics）的电堆。

上汽入股的新源动力自主开发的电堆在上汽大通V80燃料电池轻客和荣威950燃料电池轿车中批量使用；亿华通子公司上海神力的电堆开始在公交上投入使用；雄韬股份在2017年布局燃料电池产业，已经在电堆、膜电极进行了布局；爱德曼氢能源的金属双极板电堆和系统应用于东风的物流车；明天氢能公司依托同济大学和中国科学院大连化学物理研究所积累了开发双极板、膜电极、电堆的技术。不过，电堆的关键零部件和材料还需依靠国外厂商。

（2）中游系统集成：群雄逐鹿，向上游延伸

系统集成是指为电堆设计匹配空气进气系统、热管理系统和供氢系统，组成完整燃料电池系统的环节。国内系统集成厂商众多，竞争激烈。为建立壁垒，系统集成厂商向上电堆拓展，或通过参股/合资等形式与海外先进电堆供应商合作，或扶持国内潜在电堆厂商。

（3）下游整车制造及应用：规模较小，竞争格局未稳定

目前国内燃料电池主要应用于商用车领域，分别有两大类：燃料电池公交车和燃料电池货车（含专用车）。根据工信部产品公告信息，燃料电池货车OEM主要为中通、东风和青年曼。燃料电池客车OEM较多，约有宇通客车、福田汽车、中通汽车等15家整车厂推出产品。我们认为，现阶段的下游整车市场有以下几个特点：

1）技术壁垒不高。许多燃料电池汽车厂商限于自身技术能力有限，靠燃料电池系统集成商提供整车动力系统工程解决方案。

2）配套关系较为分散。现阶段燃料电池系统供应商繁多，出于考察不同供应商并寻找可靠合作伙伴的目的，整车厂商倾向于采用多家供应商的燃料电池系统。未来，随着部分系统厂商实力得到市场的认可，整车厂商或将减少供应商家数，与特定供应商建立稳定合作关系。福田汽车-亿华通、佛山汽车-广东国鸿、上汽大通-上海捷氢等已建立合作关系。

3）产品销量波动较大。2017年与2018年产量前三的厂商均不相同，表明当前市场暂无绝对市场龙头。燃料电池汽车市场还未成熟，销量依赖政府采购，需求并不稳定，多数地方仅是小批量的示范运行。同时，地方政府难免会有扶持地方企业的考虑，这就形成企业销量起伏大的特点。

与纯电动汽车一样，燃料电池汽车产业的技术瓶颈在上游。目前，国内电堆及其零部件还依赖于国外厂商。许多企业选择从中游系统集成环节切入产业，并积极向上延伸布局。燃料电池汽车运用规模较小，对下游整车厂商利润贡献不明显，当前整车厂以技术积累、构建合作关系为主，整车产业还未形成稳定竞争格局。未来，随着运用规模提升，补贴或退坡/退出，行业或面临洗牌。掌握上游核心技术的电堆/系统供应商、下游传统整车龙头有望在竞争中取得优势。

补贴积分政策引导，助力关键零部件国产攻关。“以奖代补”政策通过加快带动相关基础材料、关键零部件和整车核心技术研发创新，规模化降低成本，实现关键技术突破，构建完整产业链。

龙头燃料电池公司股价复盘

氢能及燃料电池行业目前仍处于发展初期，各国政策是行业发展的决定性因素。当前产业核心竞争力是降低成本，碳中和大背景对于行业的发展是至关重要的。普拉格能源是专注于物料搬运市场的美国燃料电池系统商、巴拉德动力系统是加拿大燃料电池解决方案提供商、亿华通是中国氢燃料电池发动机厂商，三者均深耕于氢能源电池市场，股价主要受到国家政策扶持和近年来量化宽松政策的影响，三者股价走势相对一致。普拉格的股价走势领先，带动了巴拉德和亿华通的股价。

美国能源部和国防部是发展氢能和燃料电池的两大核心部门。2014年，在美国能源部的大力支持下，美国公司在燃料电池和氢技术方面实现了生产成本和产品性能的重要技术突破，普拉格和巴拉德股价在短时间内上涨了近4倍。2019年12月，欧盟发布《欧洲绿色协议》；2020年7月，欧洲发布《欧盟氢能战略》，随后欧洲各国均发布国家氢战略政策；拜登上台后推行“绿色新政”，推广新能源汽车。以上均推动着氢能行业的快速发展。

三家公司均布局产业纵向一体化。巴拉德动力系统的核心科技是电堆技术，并逐渐向下游拓展渠道；普拉格能源起初是系统集成商，而亿华通主营业务是燃料电池系统，二者均通过与下游客户进行绑定，增强公司竞争力。

我们认为，电堆是燃料电池公司的核心技术，目前处于行业初期，在技术仍不成熟的情况下，燃料电池公司需要不断拓展下游客户；在未来的5-10年，技术已成熟且市场放量后，整个行业才能稳定走向上坡路。在当前行业背景下，（1）行业仍处于起步高速发展期，龙头公司利润均为负；（2）研发投入均较高，经营产生的利润用于研发支出。因此我们认为运用PS估值法相对合理。

影响PS估值的重要因素：

销量：2012年特斯拉推出新品ModelS，销量快速攀升收入大幅提升，PS从2011年的5左右提升至2012年的20；

客户：普拉格在2015年成为沃尔玛重要供应商，叠加新品推出带动公司收入提升，PS从13年底的5左右提升至2014年的20；

市场：巴拉德在2018年达成具有历史意义的战略合作并深度开拓中国市场，PS从18年中的5左右提升至20年初的20；政策：疫情背景下美国财政“大放水”，叠加2020年底拜登上台重启美国交通新能源革命，新能源车相关公司估值均有显著提升，巴拉德和普拉格2021年初PS高点近100。

3.2、储能：氢储能能量密度高，大规模储能极具潜力

碳中和背景下储能不可或缺，氢储能将占据一席之地

高比例可再生能源需要大量储能，储能迎来发展机遇。碳中和背景下可再生能源将得到大力发展，但由于其与用电负荷并不匹配，需要大量的储能承担削峰填谷的作用。另外，“30·60双碳目标”的提出必将加快推动风电、太阳能发电等新能源的跨越式发展，高比例可再生能源对电力系统灵活调节能力将提出更高要求，这就给储能发展带来了新机遇。

储能按照能量存储形式可分为电储能、热储能、氢储能。电储能主要包含抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能等机械储能技术；以及铅酸电池、液流电池、钠硫电池、锂离子电池等电化学储能技术。

由于场景的多样性、各储能技术与降本的情况，未来会是百花齐放的局面。各储能技术根据其输出功率、能量密度、储能容量、充放电时间等特点，将在不同的应用场景发挥最优储能效果。

对可再生和可持续能源系统而言，氢气是一种极好的能量存储介质。氢能是一种理想的二次能源，燃烧产物为水，是最环保的能源形式，它既能以气、液相的形式存储在高压罐中，也能以固相的形式储存在储氢材料中，如金属氢化物、配位氢化物、多孔材料等。氢储能能量密度高、运行维护成本低、可长时间存储且可实现过程无污染，是少有的能够储存百GWh以上，且可同时适用于极短或极长时间供电的能量储备技术方式，被认为是极具潜力的新型大规模储能技术。

氢气作为能源载体的优势在于：（1）氢和电能之间通过电解水与燃料电池技术可实现高效率的相互转换；压缩的氢气有很高的能量密度；（2）氢气具有成比例放大到电网规模应用的潜力，可将具有强烈波动特性的风能、太阳能转换为氢能，更利于储存与运输，所存储的氢气可用于燃料电池发电，或单独用作燃料气体，也可作为化工原料。

氢储能经济性解析：成本下降仍较为依赖电解槽设备降本

氢储能系统主要由电解水制氢和储氢等两大系统组成，在当前技术背景和氢气使用规模下，具体成分拆分如下：（1）电解设备使用PEM电解槽，设备系统成本约1000美元/kW（7000元/kW）；（2）储氢系统使用70MPa储氢罐，设备系统成本约150美元/kW（1000元/kW）；（3）BOP成本约1000元/kW。因此一套PEM电解+高压储氢罐的氢储能系统的单位投资约9000元/kW。

作为对比，当前电化学储能系统的系统成本（磷酸铁锂）约为4800元/kW（1.2元/wh系统成本，4h备电时长），在成本端较氢储能系统仍有明显优势；目前在我国应用最为广泛的抽水蓄能系统成本约为7000元/kW，亦优于氢储能系统。未来氢储能设备若想在经济性方面实现进步，主要有以下两种方式（因我国地域资源限制，暂不考虑地下储氢方式）：

（1）使用碱性电解+高压储氢。碱性电解槽设备已经实现国产化（苏州竞立），目前系统成本可做到2000~3000元/kW，整体氢储能系统的成本将降至4000~5000元/kW区间；但是碱性电解运维相对复杂且成本较高、实际电能消耗较大且需要稳定电源，在适用场景和全生命周期成本方面仍有一定限制。

（2）PEM电解槽设备的持续降本。根据前文中2.1章节的展望和测算，若未来PEM电解槽设备系统成本降低至200美元/kW（约1300元/kW），整体氢储能系统的成本将降至3000~4000元/kW区间，在经济性方面