2023年氫能行業發展現狀、市場空間及未來機遇分析報告.pdf

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1、2023 年深度行業分析研究報告 1/39行業研究報告 慧博智能投研 目錄目錄 一、驅動因素.1 二、氫能優勢.4 三、氫能應用現狀.7 四、制氫路線.9 五、市場空間及發展格局.18 六、氫能產業鏈.21 七、氫能應用.25 八、未來機遇.33 九、相關公司.37 2/39 一、驅動因素 一、驅動因素 1.國內相關政策1.國內相關政策2030 年碳達峰、2060 年碳中和的目標對企業或交通等領域的排碳量提出了要求，其同樣需肩負減碳責任；新能源快速發展的背景下，氫能作為優質的跨季長時儲能，配置需求將逐漸提升。碳關稅實行時間逐漸臨近，疊加我國雙碳政策，我國工業企業、交通領域脫碳需求將更加迫切，這

2、些因素都拉動了氫能需求。（1）政策持續加碼，明確產業規劃與發展方向）政策持續加碼，明確產業規劃與發展方向2016 年，中國標準化研究院資源與環境分院和中國電器工業協會燃料電池分會發布中國氫能產業基礎設施發展藍皮書（2016 年），首次提出了我國氫能產業發展路線圖。自?2019 年氫能被首次列入政府工作報告，國家緊密出臺了一系列政策支持氫能產業發展。2020 年?6 月，2020 年能源工作指導意見提出推動氫能技術進步與產業發展。2021 年?3 月，氫能被視為“十四五”規劃中須前瞻規劃的未來產業之一；11 月，“十四五”工業綠色發展規劃提出加快氫能技術創新和基礎設施建設，鼓勵氫能的多元化應用。

3、2022 年，國家政策持續加碼，進一步明確氫能產業發展方向和戰略布局，其中?3 月出臺的氫能產業發展中長期規劃（2021-2035 年）強調指出，統籌推進氫能基礎設施建設，穩步推進氫能在交通領域的示范應用，拓展在儲能、分布式發電、工業等領域的應用。（2）多個地方政府積極發布相關政策推動氫能發展）多個地方政府積極發布相關政策推動氫能發展為響應國家號召，我國多個省份相繼發布相關政策規劃推動氫能產業積極發展。北京、上海、廣東作為第一批燃料電池汽車示范應用城市群，持續推進氫能科技創新、產業鏈一體化協同發展、重點技術攻關等工作。河北、河南作為第二批示范應用城市群，也在加強建設加氫站等基礎設施、積極推廣燃

4、料電池汽車的普及應用、完善政策體系。此外，四川、江蘇、山東、福建等多個省份公布了加氫站、燃料電池汽車等具體規劃目標，氫能產業有望快速全面發展。3/39 2.國外相關政策國外相關政策據歐洲議會，2022 年 12 月歐盟確定碳邊境調節機制(即碳關稅)將從 2026 年正式起征，2023 年 10 月至 2025 年底為過渡期。同時從 2026 年開始削減歐盟企業免費配額，逐步到 2034 年實現全部取消。碳關稅征收行業主要包括鋼鐵、鋁、水泥、化肥、電力、有機化學品、氫、氨等，同時納入間接碳排放（制造商使用的外購電力、熱力產生的排放）。（1）歐盟計劃到）歐盟計劃到 2030 年實現內部可再生氫能年

5、產能年實現內部可再生氫能年產能 1,000 萬噸萬噸歐盟在 REPowerEU 方案中提出到 2030 年實現內部生產可再生氫能 1,000 萬噸，進口可再生氫能1,000 萬噸，預計 2030 年歐盟可再生能源占能源供應的比例達到 45%，實現可再生能源裝機 12,3600萬千瓦，光伏裝機增加到 60,000 萬千瓦。此外，歐盟通過碳關稅要求有漏碳風險的進口產品繳納其在生產地和歐盟的碳價差額，由于制綠氫不產生碳排放，從而極大程度鼓勵了綠氫、電解槽的生產。（2）美國計劃到）美國計劃到 2030 年實現綠氫年產能年實現綠氫年產能 1,000 萬噸萬噸美國通過 IRA 法案對光伏、儲能進行稅收抵免

6、，抵免比例上調至 30%，且規定滿足最終轉換成氫能等要求的儲能技術才能申請補貼。美國計劃到 2030 年實現綠氫年產能 1,000 萬噸，并發布氫能計劃發展規劃明確 2020-2030 年的關鍵經濟技術指標，具體包括電解槽成本降至 300 美元/千瓦、氫輸配成本降至 2 美元/千克等。4/39 二、氫能優勢二、氫能優勢 1.其他能源弊端其他能源弊端我國亟需使用清潔低碳的新型能源逐步替代傳統化石能源，實現能源轉型。隨著能源轉型的推進，可再生能源兩大問題逐漸凸顯。問題 1：風能、太陽能往往通過發電設備轉化為電能，在建筑、工業供熱等電氣化受限的領域無法被有效利用；問題 2：風能、太陽能時空分布不均且

7、波動性強，常出現棄風、棄光問題，且跨日甚至跨季長時儲能稀缺。氫能的出現為電氣化領域受限領域脫碳、長時儲能稀缺提供了優秀的解決方案。2.氫能：清潔零碳的二次能源，能源轉型不可或缺氫能：清潔零碳的二次能源，能源轉型不可或缺氫能是支持可再生能源發展的重要二次能源：氫是宇宙中最豐富的化學物質，約占所有正常物質的 75%。由于氫氣必須從水、化石燃料等含氫物質中制得，而不像煤、石油和天然氣等可以直接從地下開采，因此是二次能源。氫能是推動傳統化石能源清潔高效利用和支撐可再生能源大規模發展的理想互聯媒介，是實現交通運輸、工業和建筑等領域大規模深度脫碳的最佳選擇。氫熱值高，是同質量煤、石油等化石燃料熱值的 34

8、 倍。氫是公認的零排放清潔能源，具有環保屬性。氫燃燒產物是水，在燃燒過程中不會產生溫室氣體和大氣污染物。5/39 “十三五”以來，我國對氫能領域的重視程度顯著提升。氫能支持政策出臺頻率更加密集，支持力度不斷增加。3.氫能優勢氫能優勢（1）來源多樣）來源多樣 作為二次能源，氫能不僅可以通過煤炭、石油、天然氣等化石能源重整、生物質熱裂解或微生物發酵等途徑制取，還可以來自焦化、氯堿、鋼鐵、冶金等工業副產氣，也可以利用電解水制取，特別是與可再生能源發電結合，不僅實現全生命周期綠色清潔，更拓展了可再生能源的利用方式。（2）清潔低碳）清潔低碳 不論氫燃燒還是通過燃料電池的電化學反應，產物只有水，沒有傳統能

9、源利用所產生的污染物及碳排放。此外，生成的水還可繼續制氫，反復循環使用，真正實現低碳甚至零碳排放，有效緩解溫室效應和環境污染。（3）靈活高效）靈活高效 根據中國氫能聯盟數據，氫熱值較高(140.4MJ/kg)，是同質量焦炭、汽油等化石燃料熱值的 3-4 倍，通過燃料電池可實現綜合轉化效率 90%以上。氫能可以成為連接不同能源形式(氣、電、熱等)的橋梁，并與電力系統互補協同，是跨能源網絡協同優化的理想互聯媒介。（4）應用場景豐富）應用場景豐富 氫能可廣泛應用于能源、交通運輸、工業、建筑等領域。既可以直接為煉化、鋼鐵、冶金等行業提供高效原料、還原劑和高品質的熱源，有效減少碳排放；也可以通過燃料電池

10、技術應用于汽車、軌道交通、船舶等領域，降低長距離高負荷交通對石油和天然氣的依賴；還可應用于分布式發電，為家庭住宅、商業建筑等供電供暖。（4）跨季長時儲能）跨季長時儲能 6/39 據氫儲能在我國新型電力系統中的應用價值、挑戰及展望顯示，氫儲能在新型電力系統中的定位是長周期、跨季節、大規模和跨空間儲存；同時，氫能是目前極少數可以實現小時至季節的長時間、跨季節的儲能類型。（5）電氣化受限領域脫碳的最佳選擇）電氣化受限領域脫碳的最佳選擇 在過去，氫氣僅作為合成氨、合成甲醇的工業原料存在。2020 年，國家能源局將氫能列入能源范疇；2022 年 3 月發布的氫能產業發展中長期規劃（2021-2035 年

11、）進一步明確了氫的能源屬性。風能、太陽能等可再生能源一般通過發電設備轉化為電能后在建筑、工業等領域進行利用，電能作為過程性能源難以大規模貯存，在一些領域存在電氣化受限的情況。氫氣作為一種含能體能源應用范圍更加廣泛，是電氣化受限領域脫碳的最佳選擇。7/39 三、氫能應用現狀三、氫能應用現狀 1.氫作為能源應用的普及程度不高，現階段主要作為工業原料使用氫作為能源應用的普及程度不高，現階段主要作為工業原料使用 2021 年，全球氫氣需求超過 9400 萬噸。分地區來看，我國是全球最大的氫氣消費國，需求量約 2800萬噸，占全球的 30%；美國、中東和歐洲分別占據全球 14%/12%/9%的需求量。分

12、應用來看，氫氣主要用于化工（合成氨/合成甲醇）和煉油，2021 年全球交通運輸氫氣需求僅 3 萬噸左右，占比較少。我國氫氣應用領域同樣以化工為主，56%的氫氣被用于化工合成，9%用于煉油，16%作為尾氣直接燃燒，氫作為能源的應用程度不高。工業用氫存在巨大的脫碳潛力。2021 年，全球工業用氫和煉油用氫絕大部分源于化石燃料制氫，產生的直接二氧化碳凈排放量分別為 6.3 億噸和 2.0 億噸。工業合成氨、合成甲醇、煉油等均以氫為主要原料，工藝成熟，存在綠氫替代灰氫的減碳空間；此外，全球各地正在探索氫氣在鋼鐵工業領域的應用，綠氫未來有望逐步替代焦炭作為還原材料，推動鋼鐵工業的大規模脫碳（2019 年

13、全球鋼鐵行業直接碳排放量 26 億噸，約占全球碳排放總量的 7-8%）。8/39 2.各國重視氫能的戰略地位，大力推動氫能產業發展各國重視氫能的戰略地位，大力推動氫能產業發展 3.氫基綠色化工將成為產能轉型的重要突破口氫基綠色化工將成為產能轉型的重要突破口 我國化工行業仍然屬于以化石燃料為主要能源基礎和原料的高耗能高碳排放行業。石油煉化，以及合成氨、甲醇對氫氣的需求量大，目前仍采取化石燃料制氫作為主要氫氣供給方式。而隨著雙碳政策和碳關稅政策的實施，氫基綠色化工將成為產能轉型的重要突破口。根據中國 2030 年“可再生氫 100”發展路線圖預測，到 2030 年，化工行業總可再生氫消費量將達到3

14、76 萬噸，占整個化工行業用氫需求比重 14%，是中國最大的可再生氫需求市場。其中，甲醇領域是可再生氫應用量最多的細分領域，其次是合成氨和煉化領域。9/39 四、制氫路線四、制氫路線 1.氫能分類氫能分類 目前根據制取方式和碳排放量的不同將氫能按顏色主要分為灰氫、藍氫和綠氫三種：1）灰氫：）灰氫：通過化石燃料（天然氣、煤等）轉化反應制取氫氣。由于生產成本低、技術成熟，也是目前最常見的制氫方式。由于會在制氫過程中釋放一定二氧化碳，不能完全實現無碳綠色生產，故而被稱為灰氫。2）藍氫：）藍氫：在灰氫的基礎上應用碳捕捉、碳封存等技術將碳保留下來，而非排入大氣。藍氫作為過渡性技術手段，可以加快綠氫社會的

15、發展。3）綠氫：）綠氫：通過光電、風電等可再生能源電解水制氫，在制氫過程中將基本不會產生溫室氣體，因此被稱為“零碳氫氣”。綠氫是氫能利用最理想的形態，但目前受制于技術門檻和較高的成本，實現大規模應用還有待時日。10/39 2.綠氫有望成為未來供應主體綠氫有望成為未來供應主體 綜合考慮技術水平、碳排放量和產氫成本三個方面因素：技術成熟、成本較低的化石能源制氫是我國氫能產業發展中前期的供氫主體；工業副產氫作為中期低成本過渡性氫源，在分布式氫源在市場中起到補充作用；氫能產業發展中期，更加清潔、高效的可再生能源電解水制氫占比逐漸擴大，并逐步取代化石能源制氫成為市場供氫主體。（1）發展綠氫是實現碳中和目

16、標的重要方式）發展綠氫是實現碳中和目標的重要方式 2016 年巴黎協定正式簽署，提出本世紀后半葉實現全球凈零排放,同時提出控制全球溫升較工業化前不超過 2，并努力將其控制在 1.5以下的目標。為了實現 2的溫升目標，全球碳排放必須在2070 年左右實現碳中和；如果實現 1.5的目標，全球需要在 2050 年左右實現碳中和。至目前已有超過 130 個國家和地區提出了實現“零碳”或“碳中和”的氣候目標，其中包括歐盟、英國、日本、韓國在內的 17 個國家和地區已有針對性立法。零碳愿景成為全球范圍內綠氫發展的首要驅動力。根據 IEA 數據，通過可再生能源電解水制氫的碳排放量基本為零，遠低于灰氫和藍氫的

17、碳排放量。作為零碳氣體，綠氫是實現碳中和路徑的重要抓手。11/39 （2）綠氫儲能具備大規模、長周期等優勢，可以有效解決新能源消納問題）綠氫儲能具備大規模、長周期等優勢，可以有效解決新能源消納問題 由于可再生能源發電出力置信水平低、轉動慣量不足，實現高比例可再生能源電力系統的安全穩定運行仍面臨較大挑戰?？稍偕茉窗l電制氫儲能具備大規模、長周期等優勢，可實現可再生能源電力在不同時間、空間尺度上轉移，有效提升能源供給質量和可再生能源消納利用水平，將成為應對可再生能源隨機波動、拓展電能利用場景的重要途徑。隨著可再生能源發電占比的提升，電力系統季節性調峰壓力不斷加大，接近零成本的棄風棄光電量將成為未來

18、電解水制氫的重要電源。（3）綠氫是連接可再生能源豐富地區與需求中心的重要橋梁）綠氫是連接可再生能源豐富地區與需求中心的重要橋梁 根據國際太陽能熱利用區域分類，全世界太陽能輻射強度和日照時間最佳的區域包括北非、中東地區、美國西南部和墨西哥、南歐、澳大利亞、南非、南美洲東、西海岸和中國西部地區等。通過可再生能源電解的方式，綠氫能夠將可再生電力轉化為更適合長距離運輸的能源形式，降低了可再生能源的運輸成本，低成本、有效地連接了可再生能源豐富地區與需求中心。（4）發展綠氫將帶動上下游產業，提供經濟增長強勁動力）發展綠氫將帶動上下游產業，提供經濟增長強勁動力 從產業角度來看，氫能產業鏈條長，涉及能源、化工

19、、交通等多個行業。氫能產業的快速發展必將帶動氫能產業鏈上下游零部件商、原材料商、設備商、制造商、服務商快速發展。根據中國氫能聯盟數據，氫能產業鏈的建立能充分帶動經濟增長和產業的發展，創造約 1.6 萬億的市場產值和超過 1 萬億的基礎設施投資空間（根據固定成本投資和運營費用加總計算）。（5）全球綠氫產量有望快速增長）全球綠氫產量有望快速增長 根據 Statista 數據，主要國際能源組織預測到 2050 年全球的綠氫產量將遠遠高于藍氫。以 IEA 為例，2050 年全球綠氫產量將達 3.23 億噸，較藍氫產量高 58%；BNEF 預測 2050 年全球氫能產量將達到 8億噸，且全為綠氫。根據

20、Statista 數據，主要國際能源組織針對 2050 年氫能在全球能源總需求中的占比進行了預測，數據顯示主要能源組織預測到 2050 年氫能在總能源中的占比將達 22%，其余幾家機構的預測值在 12%-18%間不等。以國際可再生能源機構 12%的占比預測為例，綠氫產量將提升到 2050 年的 6.14 億噸，在氫能的幾大行業重點應用領域，包括交通業、工業和建筑中清潔氫能的總消耗量也將在目前基礎上得以大大提升。12/39 3.煤制氫：當前經濟性最佳，碳減排是未來主要制約因素煤制氫：當前經濟性最佳，碳減排是未來主要制約因素 煤氣化制氫是目前我國主流制氫方式。據中國氫能聯盟統計，2019 年煤制氫

21、在我國氫源結構中占比高達 63.5%。煤氣化制氫技術的工藝過程包括煤氣化、煤氣凈化、CO 變換及氫氣提純等主要生產環節。具體來看，煤和氧氣在高溫氣化爐內發生反應生成合成氣后，首先經過水煤氣變換，一氧化碳與水蒸氣發生反應生成更多氫氣，再經煤氣凈化除去硫化氫等雜質氣體，最終經過變壓吸附后得到高純氫氣。（1）經濟性最佳，煤價是影響成本的核心）經濟性最佳，煤價是影響成本的核心 煤制氫成本主要由燃煤成本、設備折舊等構成，其中，燃煤成本是主要來源。根據我們測算，當 5500大卡煤價在 700 元/噸時，煤制氫成本為 10.1 元/kg，煤炭成本 6 元/kg，占制氫成本比重約 60%。煤價是影響煤制氫成本

22、的主要因素，根據我們測算，5500 大卡煤價每降 100 元/噸，將降低制氫成本0.9 元/kg。（2）中期仍是供應主體，結合碳減排技術后仍具備相對經濟性）中期仍是供應主體，結合碳減排技術后仍具備相對經濟性 碳排放是制約煤制氫未來大規模應用的約束條件之一，而與 CCS/CCUS 技術結合對煤制氫的碳減排效果顯著。碳捕集與封存技術（CCS）可以將二氧化碳捕集分離，通過罐車等輸送到適宜的場地封存，最 13/39 終實現二氧化碳永久減排。而碳捕集、利用和封存技術（CCUS）則是在 CCS 技術的基礎上，將生產過程中產生的二氧化碳提純后進行資源化再利用。根據中國煤炭制氫成本及碳足跡研究、中國煤制氫 C

23、CUS 技術改造的碳足跡評估，結合 CCS 技術可降低煤制氫碳排放約 50%，結合 CCUS 技術則可降低約 80%。我國已具備大規模捕集利用與封存二氧化碳的工程能力。據中國二氧化碳捕集利用與封存(CCUS)年度報告（2021），中國 CCUS 技術項目遍布 19 個省份，已投運或建設中的 CCUS 示范項目約為 40 個，捕集能力 300 萬噸/年。國家能源集團鄂爾多斯 CCS 示范項目已成功開展了 10 萬噸/年規模的 CCS 全流程示范。4.天然氣制氫：經濟性尚可，受制于資源稟賦難以長期大規模應用天然氣制氫：經濟性尚可，受制于資源稟賦難以長期大規模應用 天然氣制氫是目前全球最主要的制氫方

24、式，據綠色能源統計，在全球每年約 7000 萬噸的氫氣產量中約48%來自于天然氣制氫。與煤制氫相比，天然氣制氫初始設備投資低、二氧化碳排放量小、氫氣產率高，是化石原料制氫路線中理想的制氫方式。14/39 天然氣制氫主要分為蒸汽轉化制氫、部分氧化制氫、催化裂解制氫、自熱重整制氫四種類型。其中，天然氣蒸汽轉化制氫技術最為成熟，是當前天然氣制氫的主流技術路線。（1）經濟性尚可，天然氣價格是成本的核心影響因素）經濟性尚可，天然氣價格是成本的核心影響因素 以應用最為廣泛的天然氣蒸汽轉化制氫為例，天然氣制氫的工藝路線為：天然氣經脫硫裝置凈化后，在高溫轉化爐中與水蒸氣發生反應生成由氫氣、一氧化碳等氣體組成的

25、合成氣。合成氣中的一氧化碳經過水氣變換轉化為二氧化碳并產生更多的氫氣，最終合成氣經變壓吸附后可得到高純的產品氫氣。天然氣制氫成本主要由天然氣成本、設備折舊等構成，其中，天然氣成本是主要來源。根據我們測算，當天然氣價格在 3 元/立方米時，天然氣制氫成本為 22.2 元/kg，其中天然氣成本 16.4 元/kg，占制氫成本比重 73.5%。天然氣價格是影響天然氣制氫成本的核心因素，根據我們測算，天然氣價格每降低 0.5 元/立方米，將降低制氫成本 2.7 元/kg。（2）存在資源約束且地域分布不均，難以長期大規模應用）存在資源約束且地域分布不均，難以長期大規模應用 15/39 中國天然氣制氫大規

26、模應用存在資源約束和成本約束。據中國氫能聯盟統計，天然氣制氫在中國氫源結構中占比為 15%左右。中國天然氣資源供給有限且分布不均，集中分布在新疆、四川、陜西等西部省份。從經濟性來看，天然氣制氫成本較高，與煤制氫相比不具有成本優勢。5.工業副產氫：我國中期過渡性低成本、分布式氫源工業副產氫：我國中期過渡性低成本、分布式氫源 工業副產氫是指一些化工過程中的副產物或者馳放氣中含有的未重新進入化工過程的氫氣，通過分離提純后可得到高純氫。工業副產氫按照工業過程不同可分為四種類型：焦爐煤氣、氯堿化工、合成氨與甲醇、輕烴利用。在我國，焦爐煤氣副產氫供應潛力最大。焦爐煤氣副產氫成本主要由燃煤成本、設備折舊等構

27、成，其中，燃煤成本是主要來源。根據我們測算，當 5500 大卡煤價在 700 元/噸時，焦爐煤氣副產氫成本為 18.6 元/kg，煤炭成本 14.1 元/kg，占制氫成本比重約 76%。煤價是影響焦爐煤氣副產氫成本的核心因素，根據我們測算，5500 大卡煤價每降 100 元/噸，將降低制氫成本 2 元/kg 16/39 工業副產氫可作為低成本氫源與煤制氫相互補充，滿足我國中期的用氫需求。根據上文測算，工業副產氫制氫成本略高于煤制氫，考慮到煤制氫碳排放較高的缺點，工業副產氫具有一定的競爭力。中國工業副產氫資源豐富，據中國氫能產業發展報告 2020統計，中國工業副產氫現有年制氫潛力可達 450 萬

28、噸。但工業副產氫的發展受地區資源稟賦限制，一般直接在焦炭、氯堿等工廠投建氫氣分離提純裝置并就近供應氫氣，適合在華北、華東等焦炭、氯堿工業發達的地區發展，無法成為我國主要的氫氣供應來源。6.電解水制氫：電價低于電解水制氫：電價低于 0.2 元元/kWh 時，經濟性可媲美藍時，經濟性可媲美藍/灰氫灰氫 電解水制氫技術按照工作原理和電解質的不同，主要包括堿性電解水和 PEM 電解水兩條主流技術路線，其中堿性電解水技術較為成熟，PEM 技術尚處于商業化初期。堿性電解水制氫是指在堿性電解質環境下進行電解水制氫的過程，電解質一般為 30%質量濃度的 KOH溶液或者 26%質量濃度的 NaOH 溶液。在直流

29、電的作用下，水分子在陰極一側得到電子發生析氫還原反應，生成氫氣和氫氧根離子，氫氧根離子在電場和氫氧側濃度差的作用下穿過物理隔膜到達陽極，并且在陽極一側失去電子發生析氧氧化反應，生成氧氣和水。17/39 堿性電解水制氫的成本主要是用電成本。根據我們測算，當電價為 0.4 元/KWh、電解槽價格 1000 萬元/臺、年利用小時數為 4000 時，堿性電解水制氫成本為 28.3 元/kg，其中用電成本 24.5 元/kg，占制氫成本比重 87%。用電成本是影響電解水制氫成本的核心因素，利用小時數和電解槽價格次之。根據我們測算，利用小時數為 4000h 時，電價每降低 0.1 元/KWh，將降低制氫成

30、本 6.1 元/kg。PEM 電解制氫技術使用質子交換膜作為固體電解質替代了堿性電解槽使用的隔膜和液態電解質（30%質量濃度的 KOH 溶液或者 26%質量濃度的 NaOH 溶液），并使用純水作為電解水制氫的原料，避免了潛在的堿液污染和腐蝕問題。18/39 PEM 電解水制氫的成本主要是用電成本。根據我們測算，當電價為 0.4 元/KWh、電解槽價格 5000 萬元/臺、年利用小時數 4000h，堿性電解水制氫成本為 38.9 元/kg，其中用電成本 24.5 元/kg，占制氫成本比重 63%。用電成本是影響電解水制氫成本的核心因素，電解槽成本和年利用小時數次之。根據我們測算，電價每降低 0.

31、1 元/KWh，將降低制氫成本 6.1 元/kg；電解槽價格每降低 1000 萬元，將降低制氫成本 2.7 元/kg?？稍偕茉措娊馑茪浣当究臻g較大。投資成本方面，隨著電解水技術進步和規模效應的體現，電解槽成本有望降低。據中國 2030 年“可再生氫 100”發展路線圖，到 2030 年堿性電解水、PEM 電解水成本降幅潛力分別為 20%、40%。電價方面，風電、光伏的技術進步有望拉動可再生能源度電成本繼續下降。根據我們測算，當電價下降至 0.2 元/kWh，1000Nm/h 的堿性/PEM 電解槽單臺價格分別為800/3000 萬元時，可再生能源電解水制氫成本相較灰氫和藍氫具備一定經濟性。

32、五、市場空間及發展格局五、市場空間及發展格局 1.預計預計 2060 年氫能供能占比達到年氫能供能占比達到 20%據畢馬威一文讀懂氫能產業顯示，2021 年我國氫氣產量為 3300 萬噸，同比增長 32%，增速創歷史新高。據中國 2030 年“可再生氫 100”發展路線圖預測，2030 年我國氫氣的年需求量將達到3700 萬噸左右，可再生能源制氫產量約 770 萬噸，占比 21%；2060 年我國氫氣的年需求量將增至 1.0-1.3 億噸，其中，可再生能源制氫產量約 0.75-1.0 億噸。據中國氫能源及燃料電池產業白皮書 2020預測，2030/2060 年氫能將在我國終端能源消費中占比達到

33、 6%/20%。19/39 2.2030 年中國可再生氫在各區域發展格局年中國可再生氫在各區域發展格局 分區域看，考慮到傳統產業轉型速度、自然資源稟賦、可再生氫能利用程度等因素，2030 年傳統產業轉型升級的需求和可再生資源自然稟賦相匹配的西北、東北區域將成為可再生氫的重要發展基地，裝機規模相對較大，可獲取較低成本的可再生氫。重點圍繞“載荷錨定”的規?；瘧脠鼍?，利用豐富且具備成本競爭力的風光資源開展本地化可再生氫制備，以副產氫做為補充，用于滿足鋼鐵、化工等產業的脫碳需求。20/39 3.氫燃料電池的應用氫燃料電池的應用 相較于在乘用車和商用車已具備經濟性的鋰電池技術，氫燃料電池更多聚焦于重型

34、卡車、冷鏈物流、城際巴士、公交車和港口礦山作業車輛等對續航里程穩定性要求較高的使用場景。根據中國 2030 年“可再生氫 100”發展路線圖預測，到 2030 年，中國氫燃料電池汽車保有量將達到62 萬輛，總耗氫量為每年 434 萬噸，其中可再生氫為 301 萬噸。其中，氫燃料電池重卡的發展速度最快，預計在 2030 年將達到 28 萬輛。21/39 六、氫能產業鏈六、氫能產業鏈 氫能產業鏈較長，分為制氫、儲氫和用氫三個環節：根據產業鏈劃分，氫能可以分為上游的氫氣制備、中游的氫氣儲運和下游的氫氣應用等眾多環節。1.氫氣制?。夯剂现茪淙詾橹髁鳉錃庵迫。夯剂现茪淙詾橹髁?目前全球主要制氫方

35、式包括化石燃料制氫、工業副產制氫和電解水制氫，化石燃料制氫為主流：根據中國煤炭工業協會數據，2020 年我國氫氣總產量達到 2,500 萬噸，主要來源于化石能源制氫（煤制氫、天然氣制氫）；其中，煤制氫占我國氫能產量的 62%，天然氣制氫占比 19%，而電解水制氫受制于技術和高成本，占比僅 1%。全球來看，化石能源也是最主要的制氫方式，根據 IEA 數據，天然氣制氫占比59%，煤制氫占比 19%。2.氫能儲運：高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫已進入商業應用階段氫能儲運：高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫已進入商業應用階段 22/39 氫能儲運是大規模用氫的必要保障：在氫能產業發展過程中，氫的存儲運輸是連接氫氣

36、生產端與需求端的關鍵橋梁，因此高效、低成本的氫氣儲運技術是實現大規模用氫的必要保障。目前主要儲氫方式分為氣態儲氫、低溫液態儲氫、有機液態儲氫和固態儲氫等主要儲氫方式分為氣態儲氫、低溫液態儲氫、有機液態儲氫和固態儲氫等，幾種主要的儲氫方式各具優缺點：1）氣態儲氫具有成本低、能耗低、操作環境簡單等特點，是目前發展相對成熟、應用較廣泛的儲氫技術，但該方式仍然在儲氫密度和安全性能方面存在瓶頸；2）低溫液態儲氫是先將氫氣液化，然后儲存在低溫絕熱容器中。低溫液態儲氫密度大，成本很高；3）有機液態儲氫由于其存儲介質與汽油、柴油相近，可利用已有基礎設施從而降低應用成本。有機液態儲氫尚處于示范階段；4）利用固體

37、對氫氣的物理吸附或化學反應等作用，將氫儲存于固體材料中，主要包括苯、合金儲氫、納米儲氫。國外固態儲氫已在燃料電池潛艇中商業應用，在分布式發電和風電制氫中得到示范應用；國內固態儲氫已在分布式發電中得到示范應用。高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫已進入商業應用階段高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫已進入商業應用階段：目前，高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫已進入商業應用階段，而有機液態儲氫、固體材料儲氫尚處于技術研發階段。根據車百智庫信息，2021 年，全球氫能儲運呈現出以高壓氣態為主，液氫、有機儲氫等多種方式共同探索的發展格局。高壓氣態由于初始投入較低、對基礎設施配套要求較低，未來一段時間內仍將是小規模短距離氫儲運主要

38、方式。液態儲運可以實現大規模遠距離的氫儲運，如低溫液態儲氫、液氨儲氫及有機液態儲氫等,但仍存成本高、技術難度高等問題，產業化應用尚需時日。氫氣運輸分為氣態輸送、液態輸送和固態輸送，氣態和液態為目前的主流方式氫氣運輸分為氣態輸送、液態輸送和固態輸送，氣態和液態為目前的主流方式：通常的輸氫形式包含長管拖車、槽罐車、管道（純氫管道、天然氣管道混輸），不同的儲運方式具有不同特點及適應場景，如長管拖車適用于城市內配送、管道適用于國際跨城市與城市內配送。由于目前中國氫能產業處于發展初期，氫能市場規模較小，且氫能示范應用主要圍繞工業副產氫和可再生能源制氫地附近，因此多采用長管拖車運輸，這是當前較為成熟的運輸

39、方式。23/39 3.加氫站：中國加氫站數量居全球首位，技術趨于成熟但建設成本較高加氫站：中國加氫站數量居全球首位，技術趨于成熟但建設成本較高 加氫站是氫能發展的重要基礎設施，根據不同標準有多種分類：加氫站是為燃料電池汽車充裝氫氣燃料的專門場所，作為服務氫能交通商業化應用的中樞環節，是氫能源產業發展的重要基礎設施。目前，根據不同標準，加氫站有多種分類：1）根據氫氣來源不同，加氫站分為外供氫加氫站和站內制氫加氫站兩種。）根據氫氣來源不同，加氫站分為外供氫加氫站和站內制氫加氫站兩種。外供氫加氫站通過長管拖車、液氫槽車或者管道輸運氫氣至加氫站后，在站內進行壓縮、存儲、加注等操作。站內制氫加氫站是在加

40、氫站內配備了制氫系統，制得的氫氣經純化、壓縮后進行存儲、加注。站內制氫包括電解水制氫、天然氣重整制氫等方式，可以省去較高的氫氣運輸費用，但是增加了加氫站系統復雜程度和運營水平。因氫氣按照?；饭芾?，制氫站只能放在化工園區，尚未有站內制氫加氫站。2）根據加氫站內氫氣儲存相態不同，加氫站可分為氣氫加氫站和液氫加氫站兩種。）根據加氫站內氫氣儲存相態不同，加氫站可分為氣氫加氫站和液氫加氫站兩種。全球液氫儲運加氫站主要分布在美國和日本。相比氣氫儲運加氫站，液氫儲運加氫站占地面積小，同時液氫儲存量更大，適宜大規模加氫需求。3）根據供氫壓力等級不同，加氫站可分為）根據供氫壓力等級不同，加氫站可分為 35MP

41、a 和和 70MPa 壓力供氫兩種。壓力供氫兩種。用 35MPa 壓力供氫時，氫氣壓縮機的工作壓力為 45MPa，高壓儲氫瓶工作壓力為 45MPa，一般供乘用車使用；用 70MPa 壓力供氫時，氫氣壓縮機的工作壓力為 98MPa，高壓儲氫瓶工作壓力為 87.5MPa。壓縮機、儲氫瓶、加氫機是加氫站三大核心設備：壓縮機、儲氫瓶、加氫機是加氫站三大核心設備：24/39 1）氫氣壓縮機：）氫氣壓縮機：氫氣壓縮機是將拖車管束內氫氣卸裝，加壓至儲氫目標壓強的關鍵設備。依據工作原理差異，主流氫氣壓縮機可分為往復隔膜式壓縮機、活塞式壓縮機。由于燃料電池汽車對氫氣純度要求較高（99.99%），隔膜式壓縮機能夠

42、較好保證氣體純凈度，是目前的主流選擇。2）儲氫罐：）儲氫罐：加氫站是利用站內儲氫容器和車載氫瓶間的壓差實現氫氣加注，要求站內儲氫壓力高于車載供氫系統。為降低卸氣過程壓縮機能耗，提升氫氣加注過程可控性，加氫站儲氫罐或儲氫瓶組通常按照 2-3 級壓力分級設置，如 35MPa 加氫站可選擇配置 45+22MPa 儲氫罐組合，70MPa 加氫站則可配置90+65+40MPa 組合。3）加氫機：）加氫機：加氫機由控制系統、計量系統、加氫槍三大核心環節構成，并完成氫氣加注的最終環節。中國加氫站數量快速增長：隨著中石化等能源央企加大加氫基礎設施的投資和建設力度，中國加氫站數量呈現快速增長趨勢。根據中國氫能聯

43、盟統計，截至 2022 年底，全球主要國家在營加氫站數量達到727 座，我國累計建成加氫站 358 座，其中在營 245 座，加氫站數量全球第一。國內加氫站主要分布在北京、山東、湖北、上海等燃料電池汽車產業發展較快的地區?！笆奈濉逼陂g,隨著全國“3+2”燃料電池汽車示范格局的正式形成，氫燃料電池汽車推廣數量將快速增加，加氫站建設也將提速。根據車百智庫的預測，到 2025 年中國將建成 1000 座加氫站。中國加氫站建設參與主體呈現多樣化趨勢：氫能產業各環節的企業都有參與加氫站建設的案例，如上游的能源、化工和氣體公司以及專業的加氫站建設運營商和設備供應商，中游的燃料電池電堆和系統企業，下游的整

44、車企業和車輛運營企業。25/39 加氫站技術趨于成熟，建設成本依然較高：加氫站技術趨于成熟，建設成本依然較高：現階段，加氫站技術趨于成熟，關鍵設備基本實現國產化。但是，當前加氫站的建設成本較高，根據車百智庫數據，加注量 1000kg/d 的 35MPa 加氫站建設成本高達 1500 萬元，是加油站的數倍，其中氫氣壓縮機、儲氫裝置、加注機、站控系統等占加氫站總投資約 60%。補貼政策、技術進步與規模效應帶來的加氫站成本下降是提升加氫站數量的主要驅動因素：補貼政策、技術進步與規模效應帶來的加氫站成本下降是提升加氫站數量的主要驅動因素：目前示范城市大多按照加氫站設備投資額或整體投資額的一定比例給予補

45、貼，并按照加氫能力設置補貼上限，最高補貼額 200-600 萬元/站不等，同時給予加氫站銷售補貼和稅收優惠等扶持政策。傳統石化企業普遍通過打造油氣電氫合建站來拓展加氫基礎設施網絡。展望未來，加氫站建設運營成本仍有一定下降空間。根據車百智庫的預測，到 2025 年，加氫站投資有望下降 30%左右，加氫站利用率的提升也將攤薄設備投資及運營成本。七、氫能應用七、氫能應用 氫能可以在工業、交通、建筑和電力等多個領域作為替代能源進行使用：作為二次能源，氫能在重工業、交通、建筑、電力行業中均有不同的應用場景，其中最主要的用途包括燃料用氫、原料用氫，以及儲能用氫三類。26/39 1.目前氫能主要應用在工業和

46、交通領域目前氫能主要應用在工業和交通領域 目前氫能的成本較高，使用范圍較窄，氫能應用處于起步階段。氫能源主要應用在工業領域和交通領域中，在建筑、發電和發熱等領域仍然處于探索階段。根據 IEA 數據，2021 年全球氫氣需求量超 9400萬噸，同比增長 5%，其中增量中約 67%是來自化工領域。2021 年全球氫氣需求來源中，煉油、合成氨、甲醇、鋼材的氫氣需求比例分別為 42.6%、36.2%、16.0%和 5.3%。根據中國氫能聯盟預測，到 2060年工業領域和交通領域氫氣使用量分別占比 60%和 31%，電力領域和建筑領域占比分別為 5%和 4%。2.碳中和目標下，氫能大規模推廣應用刻不容緩

47、碳中和目標下，氫能大規模推廣應用刻不容緩 根據中國氫能聯盟數據，在 2020-2060 年間通過應用氫能有望實現超過 200 億噸的累計減排量，其中交通行業累計減排量最大，約為 156 億噸，鋼鐵行業累計減排量約為 47 億噸，化工行業累計減排量約為 38 億噸，而可再生氫將在交通、鋼鐵、化工等領域成為主要的零碳原料。3.工業領域：鋼鐵與化工行業有望成為綠氫發展的重要場景工業領域：鋼鐵與化工行業有望成為綠氫發展的重要場景 煉化領域是氫氣重要的使用場景，到 2030 年煉化用氫需求將達到 4570 萬噸：在煉化領域，氫氣主要用于加氫硫化以去除原油中的硫含量，以及加氫裂化將重渣油升級為更高價值的產

48、品。全球對空氣質量的持續關注的背景下，最終精煉產品中的硫含量持續降低，加氫裂化越發重要。根據高盛數據，目前煉化領域大約一半的氫氣需求是通過煉油廠其他工藝或煉油廠集成的其他石化工藝產生的副產品氫來滿足 27/39 的，而其余需求則通過專門的現場制氫或從外部采購的商業氫來滿足。根據測算，到 2030 年，煉化用氫的需求量有望達到 4570 萬噸?！半p碳”目標下，鋼鐵行業面臨巨大的碳減排壓力：鋼鐵冶煉二氧化碳排放量較大，根據 KPMG一文讀懂氫能產業，2020 年國內鋼鐵行業碳排放總量約 18 億噸，占全國碳排放總量的 15%左右。實現“雙碳”目標下，鋼鐵行業面臨巨大的碳減排壓力。根據各大型鋼鐵企業

49、公布的碳達峰碳中和路線圖，結合中國鋼鐵行業協會減碳目標，假設到 2030 年，我國鋼鐵行業減碳 30%，則在此期間鋼鐵行業需累計減排 5.4 億噸。氫冶金是鋼鐵行業實現碳中和目標的革命性技術：傳統的高爐煉鐵是以煤炭為基礎的冶煉方式，根據車百智庫數據，長流程高爐煉鐵碳排放量約占整個鋼鐵生產碳排放的 70%。鑒于鋼鐵行業碳中和目標的緊迫性，鋼鐵行業必須采用突破性的低碳煉鐵技術減少碳排放或通過 CCUS 技術實現脫碳。氫冶金通過使用氫氣代替碳在冶金過程中的還原作用，實現源頭降碳。氫冶金減碳技術路線主要分為兩種：富氫還原高爐和氫氣氣基豎爐直接還原煉鐵，根據中國氫能聯盟數據，富氫還原高爐技術碳減排潛力可

50、達 20%左右，氫氣豎爐氣基豎爐直接還原煉鐵碳減排潛力達到 95%。氫氣作為氫冶金的基本原料，國內需求有望保持快速增長：根據百人氫能中心預測數據，預計到 2030年國內氫冶金產量可達 0.21-0.29 億噸，約占全國鋼鐵總產量的 2.3%-3.1%。氫冶金的氫氣需求約為191-259 萬噸，其中約 92%來自焦爐煤氣，剩余約 8%來自電解水制氫。到 2050 年，氫冶金鋼產量為0.96-1.12 億噸，氫冶金的氫氣需求約為 852-980 萬噸，其中焦爐煤氣提供 166 萬噸氫，剩余 814 萬噸來自于綠氫。28/39 到 2030 年全球鋼鐵領域用氫量有望達到 568 萬噸：根據我們的預測

51、，到 2030 年全球鋼鐵領域對氫氣需求量有望達到 568 萬噸。綠氫成本是決定氫冶金競爭力的關鍵因素：“十四五”期間，鋼鐵行業有望納入碳排放權交易。隨著碳價的提高，氫冶金對綠氫的價格接受度也將提升。根據百人會氫能中心預測，到 2030 年碳價將達到 200-250 元/噸 CO2，若屆時綠電價格達到 0.15 元/kWh，電解水制氫電耗達到 4.5kWh/kg，則綠氫成本將降至 10.5-11.2 元/kg，氫冶金經濟性將得以顯現。尤其在可再生能源富集地區，綠氫成本具有較大下降空間，適宜開展綠氫氫冶金示范應用?；ば袠I是目前氫氣消費的重要領域之一：氫氣是合成氨、合成甲醇、石油精煉和煤化工行業

52、中的重要原料，還有小部分副產氣作為回爐助燃的工業燃料使用。目前，中國的化工行業仍然屬于以化石燃料為主要能源基礎和原料的高耗能高碳排放行業。石油煉化作為石油化工行業的主要生產環節，對氫氣的需求量大，大型煉化廠幾乎均有場內制氫設備，采取天然氣重整或煤氣化作為主要氫氣供給方式。合成氨、甲醇的生產在中國以煤化工為主要路徑，工廠大多采用煤氣化制氫的傳統方式獲取氫氣。根據中國氫能聯盟數據，2020 年化工行業用氫中，合成氨、甲醇、冶煉與化工所需氫氣分別占比 32%、27%和 25%。目前，工業用氫主要依賴化石能源制取，未來通過低碳清潔氫替代應用潛力較大。合成氨對氫氣需求量較大，到 2030 年全球合成氨用

53、氫需求有望達到 4087 萬噸：合成氨主要用作制造尿素和硝酸銨等化肥的原料，根據 IEA 數據，尿素和硝酸銨等化肥需求占全球氨需求的 70%左右，剩余 30%的氨用于廣泛的工業應用，包括炸藥、合成纖維和特種材料。2021 年合成氨總產量約為 1.9 億噸，生產 1 噸氨需要約 180kg 氫，2021 年合成氨對氫氣的需求約為 3400 萬噸，約占工業部門氫需求的三分之二。根據 IEA 數據，全球約 70%的合成氨原料為天然氣，其余 30%的合成氨大部分來自煤炭。氨生產所需能源占全球能源需求的 1.3%，約占能源相關二氧化碳排放（包括工業過程排放）的 1%，生產 1噸氨平均會排放 2.2 噸二

54、氧化碳。通過綠氫生產合成氨有望有效降低合成氨領域碳排放強度。根據我們測算，到 2030 年全球合成氨對氫氣的需求有望達到 4087 萬噸，綠氫替代空間廣闊。甲醇是第二大工業氫應用領域，到 2030 年全球甲醇用氫需求有望達到 1756 萬噸：甲醛是甲醇體積最大的衍生物，用于生產建筑、汽車和消費品行業使用的樹脂。在國內，甲醇是用煤炭生產高價值化學品(制造塑料的關鍵化學前體)的中間原料，是傳統以石油為基礎路線的替代品。根據 IEA 數據，每噸甲醇大約需要 130 公斤氫氣作為原料，2021 年全球生產的 1.13 億噸甲醇對氫氣的需求約 1500 萬噸。生產 1噸甲醇平均會產生 2.2 噸二氧化碳

55、，而以煤為原料的生產在國內占主導地位，約占全球總量的一半。與合成氨類似，綠氫是甲醇脫碳的重要手段，到 2030 年全球甲醇用氫需求有望達到 1756 萬噸，綠氫替代空間廣闊。29/39 到 2030 年中國化工行業綠氫年消費量將達到 376 萬噸：未來，可再生氫能在化工行業的應用將主要包括既有傳統工藝流程的可再生氫替代和新型化工生產的可再生氫利用兩種模式。由于現代化工項目工藝復雜、投資大且周期長，可再生氫作為原料在化工生產中大規模利用需要進行較多產線的升級改造，短期內成本較高且風險較大，因此未來十年可再生氫將主要在既有傳統工藝流程中發揮對傳統化石能源制氫的替代作用，并在條件相對成熟的少部分可再

56、生氫新型化工項目中逐步開展試點應用。新型化工路徑采取的工藝技術不同于現有傳統生產路徑，已有項目進行改造的難度大，因而僅適用于新建項目。根據中國氫能聯盟測算，2030 年中國化工行業總可再生氫消費量將達到 376 萬噸。4.交通領域：燃料電池需求快速增長，有望帶動綠氫需求增長提速交通領域：燃料電池需求快速增長，有望帶動綠氫需求增長提速 氫燃料電池汽車適用于中長途、高載重、固定路線貨運場景：中長途指行駛里程在 400-800 公里左右，燃料電池相比純電動技術的續航優勢更加明顯；高載重指燃料電池及儲氫系統重量能量密度遠高于電動汽車動力電池，大幅提升了重型貨車載貨能力；固定路線指車輛運營路線相對固定，

57、便于布局加氫站等配套基礎設施。氫燃料電池產銷量快速增長：根據中汽協數據，2022 年國內氫燃料電池汽車產銷量分別為 3626 輛和3367 輛，同比分別增長 104.1%和 112.3%。根據香橙會氫能數據庫統計，截至 2022 年底，全球燃料電池汽車保有量 67488 輛。2022 年全球主要國家銷售燃料電池汽車 17920 輛，同比增長 9.9%?，F階段氫燃料電池汽車處于起步階段，以氫燃料電池商用汽車為主。隨著 5 大示范城市群相繼落地，“十四五”期間我國燃料電池車及加氫站有望迎來大面積推廣。根據中國汽車工程學會組織編制的節能與新能源汽車技術路線圖 2.0，2025 年中國氫燃料電池汽車保

58、有量將達到 10 萬輛左右，加氫站 1000 座，2030 年燃料電池汽車將達到 100 萬輛左右，加氫站 5000 座。預期 2021-2025 年中國氫燃料電池汽車年復合增長率有望達到 68%，預期市場規模有望達到 800 億元。到 2030 年全球氫燃料電池汽車用氫量有望達到 50 萬噸：根據我們的預測，到 2030 年全球氫燃料電池汽車領域對氫氣需求量有望達到 50 萬噸 5.儲能領域：氫儲能有望成為綠氫需求的重要組成部分儲能領域：氫儲能有望成為綠氫需求的重要組成部分 光伏風電裝機快速增長，棄風棄光問題逐漸凸顯：截至 2022 年，全國風電裝機達 3.65 億千瓦、光伏發電 3.93

59、億千瓦，光伏風電累計裝機接近 8 億千瓦，已占全國發電總裝機的 29.5%。截止 2022 年，光伏風電發電量達到 1.19 萬億千瓦時，可再生能源發電量達到 2.7 萬億千瓦時，占全社會用電量的 31.6%。2022 年 2 月，國家發展改革委、國家能源局等 9 部門聯合印發“十四五”可再生能源發展規劃提出，2025 年可再生能源年發電量達到 3.3 萬億千瓦時左右，“十四五”期間可再生能源發電量增量在全社會用 30/39 電量增量中的占比超過 50%，風電和太陽能發電量實現翻番，意味著以風電光伏為代表的可再生能源發電的比重還將繼續增大。但是，光伏風電發電具有隨機性和間歇性，影響并網的穩定性

60、和連續性，同時裝機迅速上量也帶來了消納問題，加大了系統調峰難度，造成棄風、棄光等問題，產生資源浪費。以氫作為儲能載體，具備長周期、季節性優勢，有助于解決可再生能源消納問題：氫儲能技術是利用光伏、風電等間歇性新能源發電所產生的富余電能或棄電，通過電解槽制氫，并經由壓縮機儲存在儲氫罐中，在其他需要用電時段由燃料電池發電或通過管道、長管拖車等手段供應用電終端。相對于傳統的儲能方式，氫儲能的存儲規模更大，可達百萬千瓦級，存儲時間更長，可根據太陽能、風能、水資源等產出差異實現季節性存儲。氫儲能可以滿足長周期、大容量儲能要求，實現季節性失衡下所需的電力容量或時間跨度。此外，氫儲能可以采用長管拖車、管道輸氫

61、、液氨等儲運方式，更具靈活性。氫能可以更經濟地實現電能或熱能的長周期、大規模存儲，成為解決棄風、棄光、棄水問題的重要途徑，保障未來高比例可再生能源體系的安全穩定運行。氫儲能仍處于起步階段，面臨諸多挑戰。氫儲能目前仍處于起步階段，根據車百智庫和 KPMG 數據，2021 年國內氫儲能裝機量約為 1.5MW，氫儲能滲透率不足 0.1%。目前氫儲能仍面臨諸多挑戰：一方面，31/39 氫儲能系統效率相對較低。根據車百智庫、高盛和 KPMG 數據，氫儲能的“電-氫-電”過程存在兩次能量轉換，整體效率 40%左右，低于抽水儲能、鋰電池儲能等 70%左右的能量轉化效率。另一方面，氫儲能系統成本相對較高。當前

62、抽水蓄能和壓縮空氣儲能成本約為 7,000 元/千瓦，電化學儲能成本約為2,000 元/千瓦，而氫儲能系統成本約為 13,000 元/千瓦，遠高于其他儲能方式。氫儲能工藝流程較長，目前各環節的產業化程度還比較低，實現規?；l展仍需一定時間。氫儲能的經濟性取決于充（制氫）放（發電）電價差：根據車百智庫數據，以 0.2 元/kWh 可再生能源發電電價計算，發電側可再生能源制氫的成本超過 10 元/千克，按照單位千克氫氣發電 20kWh 和 0.6元/kWh 售電價格計算，氫儲能收益僅 12 元/kWh，僅與制氫成本持平。長期來看，隨著可再生能源發電滲透率的提升，電價峰谷差將逐步拉大，火電等可調節電

63、源的陸續退出，氫儲能的安全備用、季節性調峰的價值日漸突顯，未來氫儲能的綜合經濟性有望大幅提升。政策推動氫儲能快速發展：2021 年，國家發改委、國家能源局印發關于加快推動新型儲能發展的指導意見,將氫能納入“新型儲能”范疇，未來以可再生能源為主體的電力系統，不僅需要太陽能、風電等一次能源，也需要氫能作為能源的載體和儲能與之配合。此外，山東、甘肅、青海、福建、湖南等省及城市在十四五后發布的產業發展行動計劃中已開始培育“風光發電+氫儲能”一體化模式以及其他氫儲能規劃，給予氫儲能政策鼓勵和支持。從長期角度來看，隨著可再生能源發電滲透率的提升，不可再生資源發電的陸續退出，氫儲能的安全備用以及季節性調峰的

64、優勢將更加突出，未來氫儲能的綜合經濟性有望提升，配合政策支持，氫儲能未來的發展空間廣闊。32/39 6.發電領域：目前氫燃料電池發電成本仍然較高發電領域：目前氫燃料電池發電成本仍然較高 純氫氣、氫氣與天然氣的混合可以為燃氣輪機提供動力，從而實現發電行業的脫碳：氫能發電有兩種方式。一種是將氫能用于燃氣輪機，經過吸氣、壓縮、燃燒、排氣過程，帶動電機產生電流輸出，即“氫能發電機”。氫能發電機可以被整合到電網電力輸送線路中，與制氫裝置協同作用，在用電低谷時電解水制備氫氣，用電高峰時再通過氫能發電，以此實現電能的合理化應用，減少資源浪費。另一種是利用電解水的逆反應，氫氣與氧氣（或空氣）發生電化學反應生成

65、水并釋放出電能，即“燃料電池技術”。燃料電池可應用于固定或移動式電站、備用峰值電站、備用電源、熱電聯供系統等發電設備。這兩種氫能發電均存在成本較高的問題。根據 KPMG 數據，目前燃料電池發電成本大約 2.50-3.00 元/度，而其他發電成本基本低于 1 元/度。燃料電池發電成本較高，主要原因為于質子交換膜、電解槽等核心設備主要依賴進口疊加原材料鉑的價格昂貴。到 2030 年全球綠氫需求量有望達到 3320 萬噸，CAGR 約為 112%：根據我們的測算，全球綠氫需求有望從 2021 年的 3.76 萬噸增長到 2030 年的 3320.44 萬噸，CAGR 有望達到 112.49%。33/

66、39 八、未來機遇八、未來機遇 1.產業展望：供應端技術持續突破、基礎設施完善；應用端萬億市場加速爆發產業展望：供應端技術持續突破、基礎設施完善；應用端萬億市場加速爆發 2.傳統制氫路線：碳捕捉、提純等環節存在機遇傳統制氫路線：碳捕捉、提純等環節存在機遇（1）化石燃料制氫：應用廣泛的傳統方案，提純和）化石燃料制氫：應用廣泛的傳統方案，提純和 CCUS 環節存在設備投資潛力環節存在設備投資潛力 煤氣化制氫和天然氣蒸汽重整（SMR）制氫是化石燃料制氫的兩種主流方案。我國化石燃料制氫以煤制氫為主。煤制氫路線中，制備環節設備投資增量可能有限。提純、碳捕集環節帶來廣闊的潛在設備需求?；剂现茪湫杞涍^提

67、純工序，方可在燃料電池中使用；制氫反應產生大量二氧化碳，需要結合CCUS(碳捕集、封存和利用)技術，以降低碳排放。提純和碳捕集環節存在較為廣闊的設備投資空間。（2）CCUS：化石燃料制氫伴隨大量碳排放，需要配合：化石燃料制氫伴隨大量碳排放，需要配合 CCUS 技術技術 CCUS（Carbon Capture，Utilizationand Storage）即碳捕獲、利用與封存。CCUS 是指將 CO2 從工業、能源利用或大氣中分離出來，循環利用或永久封存的過程，是實現碳中和目標技術組合的重要構成部分。34/39 化石燃料制氫與 CCUS 集成應用可大幅降低碳排放，但現階段成本較高。煤制氫的碳排放

68、量很高，約19kgCO2/kgH2；天然氣制氫碳排放量約 10kgCO2/kgH2，因此直接使用化石燃料氫能不具備清潔能源層面的效益。煤制氫結合 CCUS 技術后，碳排放降至 2kgCO2/kgH2，但將增加約 12 元/kg 成本，使制備成本接近翻倍。因此，實現規?；瘧萌孕枰?CCUS 技術成熟和成本降低。（3）化石燃料制氫）化石燃料制氫+CCUS 將成為制氫的重要路線將成為制氫的重要路線 CCUS 是推進碳中和的重要產業，發展空間龐大?；剂现茪?CCUS 將成為制氫的重要路線之一。（4）CCUS 主要參與者：制冷設備、油氣設備企業試水碳捕集與應用主要參與者：制冷設備、油氣設備企業試水

69、碳捕集與應用 CCUS 技術中，與化石燃料制氫直接銜接的是尾氣碳捕集環節。二氧化碳捕集包括捕獲分離、凈化和壓縮等工藝，本質是一種氣體分離過程。其技術路線包括醇胺法、氨法、膜分離法、深冷法等。目前，醇胺法和氨法是國內外二氧化碳捕集最成熟的技術，我國醇胺化學吸收法技術已達國際水平?；瘜W吸收所需設備主要為吸收塔，捕集和儲運環節還需要增壓機組、液化設備等裝備。制冷設備、油氣設備企業是 CCUS 相關設備賽道的主要參與者。二氧化碳增壓機組、二氧化碳制冷機組及液化設備是碳捕集領域的重要設備，冰輪環境、冰山冷熱等企業憑借自身技術積累布局相關領域；惠博普、廣匯能源等油氣設備企業則憑借產業鏈相關優勢，發力 CC

70、US 整體解決方案，提供從二氧化碳捕集裝置、輸氣管道到驅油設施的全套裝備及工藝包。此外，前文提及的變壓吸附和深冷分離賽道相關企業也有進入 CCUS 領域的潛力。（5）工業副產氫：丙烯和氫能產業共同推動，丙烷脫氫賽道前景可期）工業副產氫：丙烯和氫能產業共同推動，丙烷脫氫賽道前景可期 35/39 工業副產氫指生產化工產品時同時得到的副產物氫氣，成本介于化石燃料制氫和電解水制氫之間。工業副產氫擴產取決于主產品需求，部分路線存在增長空間。從主要參與者來看，用于丙烷脫氫、乙烷裂解的成套裝置，以及 PSA 提純相關的成套裝備存在投資機會。輕烴利用包括丙烷脫氫和乙烷裂解，可產生純度五種主要工業副產氫方法的特

71、點及現狀較高的副產氫，產能不斷提升。焦炭、氯堿產業體量龐大，存在較大規模棄氫，提純后可作為低成本氫源。合成氨、合成甲醇工藝成熟，未來前景廣闊。丙烷脫氫(PDH)是丙烯生產的三大工藝之一，其主反應為丙烷分解為丙烯和氫氣。丙烯產能缺口擴大，PDH 投資方興未艾。3.核心設備電解槽需求有望快速增長核心設備電解槽需求有望快速增長電解槽是電解水制氫的核心設備。電解水制氫裝置包括主體設備、輔助設備（BOP，Balanceof Plant）及電控設備三部分。主體設備由電解槽和附屬設備一體化框架組成，電解槽為核心設備；輔助設備包括水箱、堿箱、補水泵和氣體減壓分配框架等；電控設備包括整流柜，配電柜等。電解槽是電

72、解反應發生的主要場所，由多個電解小室堆疊而成，是一種高度模塊化的系統。堿性電解槽由多個電解小室構成，電極、隔膜和密封墊片是關鍵材料。堿性電解槽通常呈圓柱形，可采用串聯單極性或并聯雙極性壓濾式結構，由螺栓和兩塊端壓板將極板夾在一起，形成多個分隔的小室，每個小室由電極、隔膜、墊片、雙極板組成。電極、隔膜和密封墊片是堿性電解槽的關鍵材料。電極通常采用鎳網或泡沫鎳，其性能對電流密度和電解效率有決定性影響，其成本約占系統成本的 28%；隔膜用于將兩極隔離開，要求保障氣密性的同時，降低電阻以減少電能損耗；密封墊片用于解決極片之間的絕緣問題，其絕緣性能對電解效率、安全、系統使用壽命均有影響。（1）堿性電解槽

73、：）堿性電解槽：“大標方大標方”趨勢下，制造工藝、集成能力和材料技術構成壁壘趨勢下，制造工藝、集成能力和材料技術構成壁壘堿性電解槽“大標方”趨勢明顯，廠商致力于提高單槽產氫量。堿性電解技術已趨成熟，降本增效是商業化推廣的關鍵。提高電解槽單體產氫量，有助于降低單位設備投資、攤薄運維成本，是降本增效的重要路徑。目前，主流廠商均已推出單體產量 1000Nm3/h 以上的“大標方”電解槽。制造工藝、集成能力和關鍵材料技術構成堿性電解槽廠商的技術壁壘。（2）PEM 電解槽：結構和性能優勢突出，材料成本較高電解槽：結構和性能優勢突出，材料成本較高PEM 電解系統主要由電解槽和輔助系統（BOP）組成。電解槽

74、是電解反應制氫的核心裝置，輔助系統則用于原材料（水）的處理、系統循環和氫氣產物的干燥純化等，主要包括電源供應系統、氫氣干燥純化系統、去離子水系統和冷卻系統等部分。PEM 電解槽采用質子交換膜作為電解質，結構和性能具有一定優勢。PEM 電解槽關鍵原材料有待國產化。目前，國內 PEM 電解槽產業規模較小，主要原因為關鍵材料質子交換膜生產技術由歐美、日本等巨頭壟斷，國內電解槽廠商使用的質子交換膜主要向杜邦進口，成本和供應鏈均面臨一定壓力。此外，PEM 電解槽使用的貴金屬催化劑也存在進口依賴性。國內 PEM 電解槽產業的發展，需要國產關鍵材料環節的進一步突破。36/39 （3）電解槽全球競爭格局：中國

75、和歐洲企業產能規模領先，主要參與者積極擴產）電解槽全球競爭格局：中國和歐洲企業產能規模領先，主要參與者積極擴產從產能布局來看，中國和歐洲企業產能規模領先，主要參與者積極擴產。2022 年 11 月，BNEF 估計了全球各大電解槽企業產能規劃情況，2022、2023 年底預計產能排名前 20 企業分別如下。根據以上數據，2022 年底，全球電解槽產能 Top20 企業產能共計 14GW，其中中國企業 8 家，產能共計 6.7GW，以 ALK 路線為主；歐洲企業 9 家，產能共計 4.7GW。2023 年底，預計全球電解槽產能 Top20 企業產能共計 26.4GW（同比+89%），其中中國企業

76、9 家，產能共計 9.1GW；歐洲企業 7 家，產能共計10.2GW。（4）電解槽國內競爭格局：）電解槽國內競爭格局：2022 年年 CR3 達到達到 73%，新入者層出不窮，新入者層出不窮從出貨規模來看，考克利爾競立、派瑞氫能和隆基氫能居國內企業第一梯隊。GGII 統計，2022 年我國電解水制氫設備出貨量 722MW（含出口），同比增長 106%?？伎死麪柛偭⒊鲐?230MW，排名維持第一；派瑞氫能位居第二，隆基氫能首次躋身第三。市場玩家增加，國內市場集中度有所下降。我國電解槽出貨量 TOP3 廠商 2022 年共計出貨 527MW，市占率合計 73%，CR3 較 2021 年下降 10

77、個百分點。這意味著隨著國內電解槽參與者增多，市場集中度有所下降。值得注意的是，2022 年國內出貨量 TOP3 的電解槽廠商最大訂單均來自中國石化新疆庫車綠氫示范項目，該項目共采購 52 臺 1000 標方堿性制氫設備。因此，若不考慮大訂單，國內電解槽市場集中度或許進一步下降，市場仍處于高成長、競爭格局未確定的階段。37/39 九、相關公司九、相關公司 1.昇輝科技昇輝科技昇輝新能源是昇輝科技的控股子公司，專門布局氫能產業，構建了“3+3”的氫能戰略：1）一方面戰略投資飛馳科技、國鴻氫能、鴻基創能這 3 家產業鏈頭部企業，攜手合作伙伴搭建氫能生態圈和產業聯盟；2）另一方面通過自主運營，搭建氫車

78、運營平臺、制氫裝備、氫能電氣零部件 3 大板塊，構筑強大的競爭優勢。作為昇輝新能源制氫板塊的實施主體，廣東盛氫制氫設備有限公司自 22 年 5 月注冊以來，僅用 3 個多月的時間推出了首臺套 100 標方堿性電解水制氫設備產品，達到國際一級制氫能效標準。到 22 年第四季度，盛氫產品產氫能力實現從 100 標方到 1000 標方的跨越，滿足市場對大標方產品的需求。2.華電重工華電重工中國華電于 2020 年 7 月成立中國華電氫能技術研究中心，在堿性和 PEM 制氫設備均有布局：1）堿性制氫：2022 年 7 月，中國華電首套 1200Nm/h 堿性電解槽產品下線，電流密度提高約 30%，整體

79、重量減少近 10%，直流能耗指標小于 4.6 千瓦時每標方氫氣；在 1.6MPa 運行壓力下，該電解槽的額定產氫量達到 1200Nm/h；2）PEM 制氫：2022 年，華電重工投資并控股通用氫能，通用氫能擁有氫能燃料電池核心材料產品氣體擴散層、質子交換膜及催化劑的生產配方、生產工藝、核心技術。2022 年 11 月 16 日，華電重工發布公告，與內蒙古華電氫能科技有限公司，簽署內蒙古華電包頭市達茂旗 20 萬千瓦新能源制氫工程示范項目 PC 總承包合同制氫站部分，合同金額 3.45 億元，將于 2023年內投產。項目規劃建設風電和光伏總容量 20 萬千瓦，其中 12 萬千瓦風電、8 萬千瓦光

80、伏，配套建設38/39 電解水制氫站和電化學儲能 2 萬千瓦時；不超過項目新能源總發電量的 20%輸送電網，其余電量用于配套的制氫站消納。項目建成后風電光伏年發電量達 5.65 億千瓦時，年制綠氫量達 7800t。3.華光環能華光環能公司在選擇氫能業務方向時考慮公司自身裝備制造的優勢，選擇在上游制氫環節切入，主攻堿性水電解槽制氫技術、裝備及系統集成。在與現有業務協同方面：1）制作制氫設備所需的原材料、吊裝設備及場地可充分利用公司裝備制造的已有資源，且公司研發人員經驗豐富、制造人員技術嫻熟，能快速熟悉新領域并與大連理工研發人員高效配合；2）公司投資新設華光碳中和技術發展有限公司，將通過開展碳減排

81、技術梳理、外部合作及技術引進并孵化輸出等，帶動公司裝備制造和工程板塊的產業輸出，未來公司將積極探索現有業務與氫能等新能源的協同發力的可能性。2022 年 11 月，華光環能表示，公司實現了堿性水電解槽制氫技術、裝備及系統集成的成功落地，歷時70 天完成了 30m/h 制氫設備及系統的研發和生產，設備已發往成都進行中試試驗。公司研制的制氫設備，對主副電極結構進行了改進，采用新型環保隔膜材料，大幅提高了電流密度，同等產氫量下，設備體積大幅減小。在此基礎上，公司計劃試制下線大型可商業化應用水電解槽制氫設備。4.隆基綠能隆基綠能公司作為全球光伏龍頭企業，主業為組件一體化企業，光伏組件出貨高增，組件盈利

82、保持堅挺，技術儲備豐富，處于行業領先地位。隆基于 2021 年成立子公司正式進軍氫能產業，將光伏與制氫深度融合當前研發的核心航道是降低制氫的單位電耗，2 月推出世界領先的制氫裝備系列產品隆基 ALKHi1，直流電耗滿載狀況低至 4.3 千瓦時每立方米，Hi1plus 產品低至 4.1 千瓦時每立方米，可以降低 10%以上的直流電耗，大幅降低 LCOH，驅動綠氫經濟性提升。產品適合的場景可以根據項目的具體情況和財務假設來確定。Hi1 適用于 1500-5000 小時，比如純風電、純光伏、風光互補等；Hi1plus5000 小時以上，比如綠電交易、多能互補等。隆基氫能 21 年實現 500MW 產

83、能，22 年實現 1.5GW 產能，預計 25 年達到 5-10GW。5.陽光電源陽光電源公司是全球逆變器龍頭企業，業務包括光伏逆變器、電站投資開發以及儲能系統。陽光電源從光伏制氫入局氫能，成立全資子公司陽光氫能，并與中國科學院大連化學物理研究所展開合作。陽光氫能已建有國內首個光伏離網制氫及氫儲能發電實證平臺、國內最大的 5MW 電解水制氫系統測試平臺、PEM 電解制氫技術聯合實驗室，及年產能 GW 級制氫設備工廠。陽光氫能獨立生產 1000 標方堿性制氫系統、兆瓦級 PEM 制氫系統對應的電解槽，可以提供包括制氫電源、電解槽、智慧氫能管理系統在內的成套系統解決方案。2019 年，陽光電源在山西晉中簽訂了一個 300MW 光伏和 50MW 制氫綜合示范項目；同年在山西舉行 200MW 光伏發電項目（一期）開工暨二期 500MW 光伏制氫項目簽約儀式。2022 年，為內蒙古綜合能源站項目提供堿性水電解制氫裝置，為寧夏等地項目提供 200 標方 PEM 制氫裝置。