推进氢能发展（二次能源的第二路线）

（报告出品方/作者：光大证券，殷中枢、郝骞、赵乃迪）

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 10 18 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 SEP50 PEM 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 Energy Transitions Commision 在《Making the Hydrogen Economy Possible》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 14 kgCO2/kg H2；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 2 kgCO2/kg H2，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 0.5 kg CO2/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/kg H2，灰氢和蓝氢的生产成本在 1.5~2 美元/kg H2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/kg H2。

（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/kg H2（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/kg H2（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/kg H2（约 25~30 元/kg H2），相较 灰氢（约 1~2 美元/kg H2）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/kg H2，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 Ahmad Mayyas 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 Ahmad Mayyas 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 65-75CO2 eg/km、60-70 CO2 eg/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% vs 77%）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 vs 19 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 Model S，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，在经济性方面已经具备一定竞争力。

（3）此外，需要额外注意的是，未来电化学储能的系统成本仍有下降空间，但 是其潜在的制约因素在于资源约束；在全球大力发展新能源汽车和电化学储能的 背景下，锂资源的需求规模巨大。虽然电解水制氢同样需要用到贵金属铂作为催 化剂，但是一方面随着技术进步铂的用量将持续下降，另一方面目前已经有较为 成熟的基于铂基催化剂的铂金属回收技术，资源并不会成为氢能发展的关键掣 肘。未来若锂资源出现较大缺口从而造成锂价快速上涨，氢储能系统的成本优势 有望加快到来。

发展展望：关键环节国产化脚步提速

氢储能系统的两个环节——电解和储氢系统仍处于发展初期，其中的大部分核心 技术和材料仍掌握在国外龙头企业手中，但我国正加大对关键环节的研发突破和 政策支持，我们看好国产化脚步提速后各环节成本的持续降低。

（1）电解槽

碱性电解技术方面，苏州竞立、蒂森克虏伯（德国）、Nel Hydrogen（挪威） 在技术和规模化生产方面全球领先；国内已有苏州国能圣源、扬州重中电、中船 718 所、天津大陆制氢等多家公司参与到相关设备的研发生产中。

PEM 电解技术方面，核心技术和规模化生产厂家均为国外领先龙头公司，包括 西门子（德国）、ITM Power（英国）、以及康明斯（美国）；我国其他相关行 业的龙头公司正加快在 PEM 技术的突破和产品的创新研发，主要参与企业包括 阳光电源（近期发布全国最大功率 PEM 电解槽）、上海电气（和中科院大连物 化所共建“PEM 电解水制氢技术研发中心”）、中船 718 所、淳化氢能、赛克 赛斯等。

SOEC（固体氧化物电解池）电解技术方面，作为三种技术中唯一可以逆向利用 氢能发电的技术，国际氢能龙头 Haldor Topsoe（丹麦）、Ceres Power（英国）、 Sunfire（德国）正持续推动其产业化应用落地；国内的中科院大连物化所、宁 波材料所等科研机构正持续推进对该技术的试验和研发工作。

（2）储氢系统

（主要为高压储氢罐） 高压储氢瓶方面，国内已有 35MPa III 型瓶成熟产品，但对于更高工作压力的 70MPa III 型瓶和更高储氢密度的非金属内丹纤维全缠绕 IV 型瓶（目前尚未有 明确的法规标准）仍需进一步的技术研发和产业化应用；主要参与气瓶制造研发 的企业包括京城股份、富瑞特装、中材科技等。

高端碳纤维材料方面，高端碳纤维是储氢瓶的核心原材料，我国对于碳纤维的研 究较国外先进企业仍存在一定差距，国际碳纤维市场基本被日、美企业所垄断；我国大多数碳纤维企业所提供的产品仍以中低端碳纤维为主，暂无法大 规模提供高性能碳纤维，但正持续加大对相关技术的研发和产品的生产。

3.3、 工业：氢能应用前景广泛，碳成本引入是关键掣肘

作为和电力同样低碳的二次能源，碳中和背景下氢能在工业端同样有着较为广阔 的应用前景。根据 IEA 的统计数据，2018 年全球的氢气使用量达 1.15 亿吨，其 中主要用于原油精炼（主要用于提升重质渣油品质，0.38 亿吨，占比 33%）、 氨制备（主要用于肥料，0.31 亿吨，占比 27%）、甲醇制备（主要作为塑料生 产中的燃料添加剂，0.12 亿吨，占比 10%）。展望未来，氢能在钢铁冶炼、航 空、船运等领域均有望实现突破并形成规模化的需求，而在重卡、供热、工业高 温加热等领域有潜在的需求空间，但是仍需技术的持续进步从而在可行性或经济 性上实现进一步的提升。

氢能在工业领域大规模发展可行性的核心在碳成本的引入。虽然氢能在工业各细 分领域都存在潜在的大规模发展空间，但是受制于本身电解水转换效率的损失、 较低的体积密度、易燃性所带来的安全风险等因素，其使用成本仍高于各应用领 域的成熟能源选择。根据 ETC 的研究结果，即使在氢能成本已经实现 1 美元/kg H2 的基础上，运用现有技术实现氢在不同细分领域的应用仍需要碳成本（即碳 价）的引入，具体而言：（1）乘用车领域，氢能相较电动车并无碳减排优势， 而本身的转换效率劣势使其亦不具备经济性优势；（2）和钢铁、水泥等周期品 制造相比，用氢相较传统用煤的较大规模碳减排使其需要相对较低的碳价（约 50~60 美元/吨）便可实现相对的经济性优势；（3）和传统用天然气的各领域相 比，能量转换效率的天然劣势、叠加天然气碳排放的相对有限，使得氢能需要较 高的碳价（超过 100 美元/吨）才有希望实现经济层面的竞争。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库官网】。

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