國際能源轉(zhuǎn)型一直沿著從高碳到低碳、從低密度到高密度的路徑進行，而被譽為“21世紀的終極能源”的氫氣是目前公認的最為理想的能量載體和清潔能源提供者。氫能是一種清潔、高效、安全、可持續(xù)的二次能源，可通過多種途徑獲取。且符合我國碳減排大戰(zhàn)略，同時有利于解決我國能源安全問題，是我國能源革命的重要媒介。氫能的應(yīng)用可以廣泛滲透到傳統(tǒng)能源的各個方面，包括交通運輸、工業(yè)燃料、發(fā)電等，主要技術(shù)是直接燃燒和燃料電池技術(shù)。根據(jù)國際氫能委員會預(yù)計，到2050年，氫能將承擔全球18%的能源終端需求，創(chuàng)造超過2.5萬億美元的市場價值，燃料電池汽車將占據(jù)全球車輛的20%-25%，屆時將成為與汽油、柴油并列的終端能源體系消費主體。預(yù)計，2050年氫能在中國終端能源體系中占比至少達到10%，氫氣需求量接近6000萬噸，其中交通運輸領(lǐng)域用氫2458萬噸，約占該領(lǐng)域用能比例19%，燃料電池車產(chǎn)量達到520萬輛/年。氫燃料產(chǎn)業(yè)鏈全景梳理：
氫能端指氫氣從生產(chǎn)到下游應(yīng)用的過程，包括制氫（電解水制氫、工業(yè)副產(chǎn)氫等）、儲氫氫、運氫、加氫（加氫站加氫）等核心環(huán)節(jié)。制 氫目前制氫技術(shù)路線按原料來源主要分為化石原料制氫、化工原料制氫、工業(yè)尾氣制氫和電解水制氫幾種。常規(guī)的制氫技術(shù)路線中以傳統(tǒng)化石能源制氫為主，全球范圍內(nèi)主要是使用天然氣制氫，我國由于煤炭資源比較豐富，因此主要使用煤制氫技術(shù)路線，占全國制氫技術(shù)的60%以上。制氫路線上將由化石能源制氫逐步過渡至可再生能源制氫。大規(guī)模低成本氫氣是關(guān)鍵，路線由“灰氫”向“綠氫”發(fā)展。未來“可再生能源+水電解制氫”有望成為大規(guī)模制氫發(fā)展趨勢。從三大工業(yè)氣體巨頭依托空分技術(shù)儲備及資源調(diào)配能力在氫能產(chǎn)業(yè)鏈的全方位布局的能力向國內(nèi)產(chǎn)業(yè)發(fā)展推導，國內(nèi)具有氫的制備和純化技術(shù)儲備的本土空分設(shè)備及工業(yè)氣體公司，有望受益國內(nèi)氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。儲氫氫氣的可大規(guī)模存儲和運輸是其區(qū)別于化學電池儲能的重要特性。在資源總量不受約束，制備成本中遠期可控的前提下，氫氣的儲存性能和運輸效率是氫能網(wǎng)絡(luò)建設(shè)的瓶頸問題。目前，氫氣的儲存主要有氣態(tài)儲氫、液態(tài)儲氫和固體儲氫三種方式、高壓氣態(tài)儲氫已得到廣泛應(yīng)用，低溫液態(tài)儲氫在航天等領(lǐng)域得到應(yīng)用，有機液態(tài)儲氫和固態(tài)儲氫尚處于示范階段。在儲氫環(huán)節(jié)，國內(nèi)主要廠商包括深冷股份（深冷液氫裝置、液氫儲罐、儲氫系統(tǒng)）；富瑞特裝（車載高壓供氫系統(tǒng)和加氣設(shè)備）；京城股份（車載儲氣瓶、鋼質(zhì)無縫氣瓶，鋼質(zhì)焊接氣瓶，焊接絕熱氣瓶，碳纖維全纏繞碳復合氣瓶）；中材科技（粗紗、細砂、短切纖維、耐堿纖維、縫編織物等玻璃纖維制品）。
運氫加氫站網(wǎng)絡(luò)化分布是氫燃料電池技術(shù)大規(guī)模商用化的基本保障，而解決加氫站網(wǎng)絡(luò)化分布的關(guān)鍵是解決氫氣運輸問題。氫氣在常溫常壓下為氣態(tài)，密度僅為0.0899千克/立方米。作為易燃氣體，它屬于?類危險品（非燃料），與空氣混合能形成爆炸性混合物，遇熱即發(fā)生爆炸，因此對運輸安全要求較高。目前氫氣的輸運方式主要有氣態(tài)運輸、液態(tài)輸運和固體輸運三種方式。我國氫能示范應(yīng)用主要圍繞工業(yè)副產(chǎn)氫和可再生能源制氫地附近（小于200公里）布局，氫能儲運以高壓氣態(tài)方式為主。
加氫站產(chǎn)業(yè)發(fā)展基礎(chǔ)設(shè)施先行，加氫站和氫氣作為燃料電池車產(chǎn)業(yè)重要的原料及基礎(chǔ)設(shè)施，是氫能源產(chǎn)業(yè)上游制氫和下游用戶的聯(lián)系樞紐，其布局和建設(shè)是燃料電池汽車商業(yè)化發(fā)展的突破口。加氫站的建設(shè)數(shù)量和普及程度，在很大程度上決定了氫燃料電池汽車的產(chǎn)業(yè)化進程，而低價制氫和運輸也是氫燃料電池汽車進一步普及推廣的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，決定了行駛成本的經(jīng)濟性與否。自從1999年5月全球第一座加氫站在德國慕尼黑機場建成以來，各國相繼推動加氫站建設(shè)。根據(jù)H2Stations的統(tǒng)計，截至2020年底，全球范圍內(nèi)在運的加氫站數(shù)量已達到553個。我國加氫站建設(shè)進度逐步加快，截止2020年底，加氫站建成128座。同時，中石油、中石化、國家能源集團等二十余家大型央企紛紛跨界發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)。加氫站技術(shù)路線圖：
加氫站的營運方式：我國大部分采用外供高壓氫氣從加氫站的營運模式來看，能否盈利主要取決于運營成本（氫氣的價格）、投資額（設(shè)備）、加氫站運行負荷（燃料電池汽車保有量）。從目前國內(nèi)外加氫站的運營情況來看，目前供氫的方式主要分為兩種：站內(nèi)制氫和外供氫氣。站內(nèi)制氫主要是水電解制氫，該技術(shù)已經(jīng)相當成熟并且在歐洲大多數(shù)加氫站獲得應(yīng)用；而外供氫氣則是大規(guī)模的利用天然氣重整制氫或者鋼廠、化工廠副產(chǎn)氫氣，在凈化之后使用高壓氧氣瓶集束拖車運輸至加氫站。中國加氫站氫源絕大部分來自于外供高壓氫氣。典型的外供氫的高壓氣氫加氫站投資組成中，除去土建及，設(shè)備費用占據(jù)最大比例，主要是壓縮機、儲氫瓶、加氫和冷卻系統(tǒng)，由于國內(nèi)缺乏成熟量產(chǎn)的加氫站設(shè)備廠商，進口設(shè)備推高了加氫站建設(shè)成本。由于燃料電池汽車還沒有實現(xiàn)大規(guī)模運營，目前加氫站建設(shè)成本和運營成本遠遠高于傳統(tǒng)加油站、加氣站。從全球范圍內(nèi)來看，政府和整車企業(yè)是加氫站建設(shè)的主體，政府補貼的幅度均超過50%。
加氫站國產(chǎn)化逐步開啟雖然中國所生產(chǎn)的加氫站設(shè)備各項技術(shù)指標仍有欠缺，但是目前國產(chǎn)化已經(jīng)開啟，業(yè)內(nèi)企業(yè)在各領(lǐng)域均推出自主產(chǎn)品。厚普股份提供加氫站成套設(shè)備，覆蓋設(shè)計到部件研發(fā)、生產(chǎn)，成套設(shè)備集成、加氫站安裝調(diào)試和售后服務(wù)；中集安瑞科2021年1月7日中標國家能源集團70MPa加氫站項目；鴻達興業(yè)已在務(wù)，已在內(nèi)蒙古建設(shè)運營我國第一座民用液氫加工廠；嘉化能源副產(chǎn)氫提純、運輸、加氫站一體化運營企業(yè)、國投聚力合作。
從氫能實際應(yīng)用來看，氫燃料電池汽車是氫能高效利用的最有效途徑，當前我國已布局了較為完整的氫能產(chǎn)業(yè)鏈。氫能燃料電池產(chǎn)業(yè)是電池產(chǎn)業(yè)中具有戰(zhàn)略性、前瞻性的一項綠色儲能技術(shù)，代表著未來新能源的發(fā)展方向，具有良好的發(fā)展前景。燃料電池的能量密度高，可達0.5-1.0kWh/kg，特別適合重載車。電堆與氫罐是分開的，提高了發(fā)動機的安全性，電堆不易產(chǎn)生爆炸。氫燃料電池車在續(xù)駛里程、加氫時間、駕駛舒適性均可與燃油車接近。當前氫能產(chǎn)業(yè)鏈已初具雛形，且燃料電池系統(tǒng)性能已滿足商業(yè)化需求，但大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用依然受經(jīng)濟性及實用性制約。燃料電池端包括其上游核心材料，如雙極板、膜電極及密封層等環(huán)節(jié)；中游主要為燃料電池系統(tǒng)集成，包括電堆及供氣系統(tǒng)等；下游主要為燃料電池的應(yīng)用場景，目前重點應(yīng)用方向為交通領(lǐng)域的燃料電池汽車。
目前在燃料電池系統(tǒng)、電堆環(huán)節(jié)，國產(chǎn)企業(yè)已經(jīng)實現(xiàn)產(chǎn)品批量供應(yīng)，隨著膜電極國產(chǎn)化的逐步深入，燃料電池產(chǎn)業(yè)鏈已經(jīng)基本實現(xiàn)國產(chǎn)化。但產(chǎn)業(yè)鏈中質(zhì)子交換膜、碳紙等材料環(huán)節(jié)仍處于研發(fā)或小批量試制階段，持續(xù)引導國產(chǎn)化推進，實現(xiàn)技術(shù)獨立可控對成本下降意義重大。
從氫能實際應(yīng)用來看，氫燃料電池汽車是氫能高效利用的最有效途徑，當前我國已布局了較為完整的氫能產(chǎn)業(yè)鏈。氫能燃料電池產(chǎn)業(yè)是電池產(chǎn)業(yè)中具有戰(zhàn)略性、前瞻性的一項綠色儲能技術(shù)，代表著未來新能源的發(fā)展方向，具有良好的發(fā)展前景。燃料電池的能量密度高，可達0.5-1.0kWh/kg，特別適合重載車。電堆與氫罐是分開的，提高了發(fā)動機的安全性，電堆不易產(chǎn)生爆炸。氫燃料電池車在續(xù)駛里程、加氫時間、駕駛舒適性均可與燃油車接近。當前氫能產(chǎn)業(yè)鏈已初具雛形，且燃料電池系統(tǒng)性能已滿足商業(yè)化需求，但大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用依然受經(jīng)濟性及實用性制約。燃料電池端包括其上游核心材料，如雙極板、膜電極及密封層等環(huán)節(jié)；中游主要為燃料電池系統(tǒng)集成，包括電堆及供氣系統(tǒng)等；下游主要為燃料電池的應(yīng)用場景，目前重點應(yīng)用方向為交通領(lǐng)域的燃料電池汽車。
目前在燃料電池系統(tǒng)、電堆環(huán)節(jié)，國產(chǎn)企業(yè)已經(jīng)實現(xiàn)產(chǎn)品批量供應(yīng)，隨著膜電極國產(chǎn)化的逐步深入，燃料電池產(chǎn)業(yè)鏈已經(jīng)基本實現(xiàn)國產(chǎn)化。但產(chǎn)業(yè)鏈中質(zhì)子交換膜、碳紙等材料環(huán)節(jié)仍處于研發(fā)或小批量試制階段，持續(xù)引導國產(chǎn)化推進，實現(xiàn)技術(shù)獨立可控對成本下降意義重大。催化劑催化劑是膜電極的關(guān)鍵材料之一，在降低催化劑成本的方面，目前有兩條路徑，一條是降低鉑的使用量，另一條則是研發(fā)非鉑催化劑，兩者都已有所進展。在工業(yè)化生產(chǎn)方面，日本、英國、比利時等國外供應(yīng)商的催化劑制備技術(shù)處于絕對的領(lǐng)先地位，已經(jīng)能夠?qū)崿F(xiàn)批量化生產(chǎn)（＞10公斤/批次），而且性能穩(wěn)定，可靠性高。國內(nèi)目前幾乎沒有產(chǎn)業(yè)化催化劑制造企業(yè)，催化劑產(chǎn)品也比較單一。該領(lǐng)域參與廠商主要有貴研鉑業(yè)等。質(zhì)子交換膜質(zhì)子交換膜是一種固態(tài)電解質(zhì)膜，其作用是隔離燃料與氧化劑、傳遞質(zhì)子（H+）。該環(huán)節(jié)主要廠商包括東岳集團和騰龍股份等。
氣體擴散層氣體擴散層位于流場和催化層之間，其作用是支撐催化層、穩(wěn)定電極結(jié)構(gòu)，具有質(zhì)/熱/電的傳導功能。國外大多數(shù)制造廠商都已實現(xiàn)氣體擴散層的規(guī)?；a(chǎn)，且都有多款適應(yīng)不同應(yīng)用場景的產(chǎn)品銷售，包括日本東麗、德國SGL和加拿大AVCarb等。國內(nèi)氣體擴散層還處于初級碳微孔層的制備階段。雙極板雙極板是燃料電池的陰極板和陽極板，其作用是傳導電子、分配反應(yīng)氣并帶走生成水。燃料電池常采用的雙極板材料包括石墨碳板、復合雙極板、金屬雙極板三大類，由于車輛空間限制（尤其是乘用車），要求燃料電池具有較高的功率密度。因此相對較薄的金屬雙極板有更好的應(yīng)用前景。國內(nèi)石墨雙極板技術(shù)近年來發(fā)展迅速，技術(shù)水平與國外相當，但厚度通常在2mm以上。復合膜壓碳板在國外已突破0.8mm薄板技術(shù)，具備與金屬板同樣的體積功率密度。目前國內(nèi)薄碳板開發(fā)方面，國鴻有來自于加拿大巴拉德公司的授權(quán)技術(shù)。純國產(chǎn)復合膜壓碳板處于研制開發(fā)階段，預(yù)計2021年1mm薄板開始批量生產(chǎn)。安泰科技在氣體擴散層和雙極板這兩個環(huán)節(jié)均有涉及。對比國內(nèi)外燃料電池電堆，國內(nèi)電堆在核心材料與關(guān)鍵技術(shù)方面仍存在短板，也是造成燃料電池電堆成本居高不下的主要原因。其中膜電極層三大關(guān)鍵材料P/t催化劑、質(zhì)子交換膜、碳紙主要依賴進口，國產(chǎn)材料尚無法滿足高性能燃料電池電堆使用需求.集流體雙極板方面，石墨雙極板經(jīng)過多年開發(fā)已以國外技術(shù)水平相當，但低成本、輕薄的金屬雙板開發(fā)仍為空白。從成本端來看，系統(tǒng)中最核心的部分是燃料電池電堆和空壓機，根據(jù)DOE對80KW系統(tǒng)的成本測算，在年產(chǎn)50萬套的規(guī)?；瘲l件下，電堆已占據(jù)燃料電池系統(tǒng)約一半成本，可以說是燃料電池心臟，而空壓機占比超過四分之一，這兩部分也是降低燃料電池系統(tǒng)綜合成本的關(guān)鍵。燃料電池系統(tǒng)成本構(gòu)成：燃料電池電堆主要廠商包括億華通、騰龍股份、大洋電機、雄韜股份、濰柴力。氫氣循環(huán)系統(tǒng)廠商方面，雪人股份是空壓機的主要供應(yīng)商、漢鐘精機自主研發(fā)螺桿空氣壓縮機。但由于產(chǎn)業(yè)規(guī)模尚小，同時MEA等部件國產(chǎn)化時點較晚，造成目前除了系統(tǒng)、電堆龍頭企業(yè)外，大部分國產(chǎn)化產(chǎn)品尚未能形成大規(guī)模，長周期應(yīng)用，政策扶持期將提供國產(chǎn)部件的規(guī)模化應(yīng)用及技術(shù)提升的空間。氫能及燃料電池產(chǎn)業(yè)鏈梳理示意：
《中國氫燃料電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告》《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書》指出，交通領(lǐng)域?qū)⑹菤淠芟M的重要突破口，在商用車領(lǐng)域，2030年燃料電池商用車銷量將達到36萬輛，占商用車總銷量的7%（樂觀情景將達到72萬輛，占商用車總銷量13%）；2050年銷量有望達到160萬輛，占比37%（樂觀情景下銷量300萬輛，占比70%以上）。當前我國燃料電池汽車已進入商業(yè)化初期，截止2020年底，我國燃料電池汽車保有量7352輛。2020年9月，財政部、工業(yè)和信息化部、科技部等5部門聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于開展燃料電池汽車示范應(yīng)用的通知》，明確燃料電池汽車示范期間，將采取“以獎代補”方式，對入圍示范的城市群按照其目標完成情況給予獎勵。在4年補貼扶持期間，補貼后燃料電池汽車基本實現(xiàn)對標燃油車平價，刺激市場化整車采購需求，推動產(chǎn)業(yè)邁出規(guī)模化第一步，進入降本放量的良性循環(huán)，加速平價階段的到來。
氫燃料電池車輛的推廣應(yīng)用前景除了取決于整車技術(shù)的先進性、成熟度與成本外，也和包含制氫、儲氫、運氫和加氫站在內(nèi)的氫能源鏈發(fā)展的完備程度及發(fā)展?jié)摿γ芮邢嚓P(guān)。要實現(xiàn)無補貼的燃料電池車商業(yè)化，必須大幅度降低燃料電池發(fā)動機的成本和氫氣的成本，同時降低加氫站的建設(shè)費用。德勤分析數(shù)據(jù)顯示，中國氫燃料電池公交車的總成本（TCO，購買成本和運營成本）在2019年為178美元/百公里，預(yù)計到2029年TCO將下降至55美元/百公里，將低于純電動公交和燃油公交車的成本。以目前燃料電池的購車和使用成本來看，除了燃料電池系統(tǒng)等車輛相關(guān)部件成本有較大下降空間外，制氫儲氫環(huán)節(jié)的技術(shù)進步和基礎(chǔ)設(shè)施的推廣也是推廣燃料電池汽車的重要把手。因此，產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期的政策扶持顯得尤為重要，政策扶持下產(chǎn)業(yè)進入規(guī)?；?降本-開拓市場的良性內(nèi)循環(huán)，此外，持續(xù)的技術(shù)進步也將反哺解決各環(huán)節(jié)核心技術(shù)的成本制約，進一步提升商業(yè)化競爭力。
萬億藍海市場，氫能蓄勢待發(fā) 能源是化石燃料的理想替代品氫資源豐富、容易獲取，具有可持續(xù)發(fā)展性。氫是宇宙中含量最多的元素，在地球所有元素儲量中排第三，如此充足的資源使其具有能源供給的充足性。其次，大部分氫 元素以水的形式存在于大自然，原料容易獲取。此外，早在1970年，通用汽車就首次 提出“氫經(jīng)濟”的概念，其核心就是利用氫的化學性質(zhì)實現(xiàn)循環(huán)利用。氫氣產(chǎn)自于水， 通過和氧氣反應(yīng)生成水釋放化學能，而且使用后的產(chǎn)物仍為水。整個過程無其他中間 產(chǎn)物，無浪費，零污染。由此形成一個可循環(huán)閉環(huán)系統(tǒng)，具有巨大的可持續(xù)性優(yōu)勢。在我國“碳中和，碳達峰”的大背景下，氫能的商業(yè)化利用逐漸成為市場關(guān)注的熱點。氫氣熱值高，是現(xiàn)有化石燃料的理想替代品。根據(jù)氫氣的化學性質(zhì)，我們發(fā)現(xiàn)它的熱 值是常見燃料中最高的（142KJ/g），約是石油的3倍，煤炭的4.5倍。這意味著如果消 耗相同質(zhì)量各種燃料，氫氣所提供的能量是最大的。熱值高的特點將在交通工具實現(xiàn) 輕量化方面發(fā)揮重要作用。我國氫能產(chǎn)業(yè)鏈復雜，理論經(jīng)濟價值含量大，氫能產(chǎn)業(yè)鏈分為制氫、儲運、加氫站、氫燃料電池應(yīng)用等多個環(huán)節(jié)。相比鋰電池產(chǎn)業(yè) 鏈而言氫能產(chǎn)業(yè)鏈更長，復雜度更高，理論經(jīng)濟價值含量更大。我國氫能產(chǎn)業(yè)鏈正處 于導入期，政策扶持顯得尤為重要，政策扶持下產(chǎn)業(yè)進入“規(guī)?；?降本-開拓市場” 的量價循環(huán)。此外，持續(xù)的技術(shù)進步也將反哺解決各環(huán)節(jié)核心技術(shù)的成本制約，進一 步提升商業(yè)化競爭力。制氫：由“灰氫”向“綠氫”發(fā)展，大規(guī)模低成本是發(fā)展方向為了區(qū)分制氫途徑的清潔度（碳排放量），我們將可再生能源電解水得到的氫氣稱為 “綠氫”，包括可再生能源制氫和電解水制氫等，核心特點為生產(chǎn)過程可以做到零碳 排放。“灰氫”是指以化石能源為原料，通過甲烷蒸氣重整或自熱重整等方法制造的 氫氣，雖然成本較低，但是碳強度較高。清潔度介于“綠氫”和“灰氫”的是“藍氫”， 其核心技術(shù)是在生產(chǎn)過程中增加了碳捕捉和貯存環(huán)節(jié)（CCS），降低了生產(chǎn)過程中的碳 排放量，但是無法消除所有碳排，是一種相對適中的制氫方式。我國光伏風電迎來裝機高峰，電解水制氫前景廣闊。光伏龍頭隆基股份進軍光伏制 氫，是我國光伏產(chǎn)業(yè)探索電解水制氫綜合發(fā)展道路上標志性的一步。由于電費占整個 水電解制氫生產(chǎn)費用的80%左右，因此水電解制氫成本的關(guān)鍵在于耗能問題。一方面 通過開發(fā)PEM及SOEC技術(shù)可降低電解過程中的能耗，另一方面依靠光伏和風電的發(fā)展 低成本制氫。據(jù)國家能源局統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2020年全年新增風電裝機7167萬千瓦、太 陽能發(fā)電4820萬千瓦，風光新增裝機之和約為1.2億千瓦。根據(jù)國網(wǎng)能源研究院數(shù)據(jù)， 2019年我國光伏系統(tǒng)度電成本約0.29—0.80元每千瓦時，到2025年度電成本在0.22—0.462元每千瓦時。陸上風電度電成本約0.315—0.565元每千瓦時，且在未來仍有一定 的下降空間，預(yù)計到2025年度電成本在0.245—0.512元每千瓦時。工業(yè)副產(chǎn)氫制氫技術(shù)成熟且成本低廉，有望成為近期高純氫氣的重要來源。工業(yè)副產(chǎn) 氫制氫指利用含氫工業(yè)尾氣為原料制氫的生產(chǎn)方式，主要包括焦爐煤氣、氯堿副產(chǎn)氣、 煉廠干氣、合成甲醇及合成氨等，利用效率低，有較高比例的富余。我國工業(yè)副產(chǎn)氫 資源豐富，其中以美錦能源為代表的煉焦企業(yè)正是利用焦爐煤氣來制取灰氫，工業(yè)副 產(chǎn)氫是短期內(nèi)最為經(jīng)濟可行的制氫方式。儲氫：高壓氣態(tài)儲氫已廣泛應(yīng)用，液態(tài)和固態(tài)儲氫尚處于研究和示范階段作為氫氣從生產(chǎn)到利用過程中的橋梁，儲氫技術(shù)的核心是將氫氣以穩(wěn)定形式的能量 儲存起來以便后續(xù)的使用。氫氣的儲存主要分為三種方式，包括氣態(tài)儲氫、液態(tài)儲氫 和固體儲氫。在國內(nèi)目前高壓氣態(tài)儲氫應(yīng)用相對廣泛，低溫液態(tài)儲氫在航天等領(lǐng)域得 到應(yīng)用，有機液態(tài)儲氫和固態(tài)儲氫尚處于示范階段。目前國內(nèi)主要有深冷股份、富瑞 特裝、京城股份、中材科技等企業(yè)布局了儲氫環(huán)節(jié)。運氫：以長管拖車運輸高壓氣態(tài)氫為主，未來規(guī)?；髮⑾蜷L期管網(wǎng)發(fā)展氫的輸運按其形態(tài)分為氣態(tài)運輸、液態(tài)運輸和固體運輸，其中氣態(tài)和液態(tài)是目前的主 流運輸方式。目前運氫以高壓氣態(tài)運輸短期長管拖車為主，但其加壓與運力仍待提高；液態(tài)氫運輸在國外技術(shù)成熟地區(qū)廣泛運用，我國尚未達到民用水平。根據(jù)氫云鏈對氫氣管道和天然氣管道的對比分析， 輸氫管道在建設(shè)現(xiàn)狀、規(guī)范標準、 材料選擇、設(shè)計制造、事故后果和安全間距等方面存在許多進步空間：（1）建設(shè)現(xiàn)狀：相較于天然氣管道，氫氣管道建設(shè)量較少，管道直徑和設(shè)計壓力較 低，相關(guān)標準體系仍不完善，目前國內(nèi)仍沒有適用于氫氣長輸管道的設(shè)計標準，應(yīng)重點加強長距離氫氣管道輸送技術(shù)的標準化工作。（2）規(guī)范標準：由于環(huán)境氫脆的影響，氫氣管道選材具有更嚴格的限制，材料需滿 足高壓氫環(huán)境相容性試驗要求，ASMEB31.12—2014推薦使用X42，X52等低強度管線鋼， 且規(guī)定必須考慮低溫性能轉(zhuǎn)變等問題。（3）材料選擇：為降低管道發(fā)生“氫致失效”的概率，相較于天然氣管道，氫氣管 道設(shè)計公式里增加了“材料性能系數(shù)”，提高了管道的整體壁厚水平，同時氫氣管道 對焊前預(yù)熱和焊后熱處理的要求更為嚴格。（4）設(shè)計制造：與天然氣泄漏相比，管道內(nèi)高壓氫氣泄漏形成的危險云團較大且集 中，擴散最大高度增加較快，在近地面區(qū)產(chǎn)生的危險后果較小，但氫氣影響范圍區(qū)間 更廣，更易擴散，且達到同樣火焰熱輻射水平時，氫氣的熱輻射距離更近，能量相對 更強。（5）事故后果：氫氣管道最小埋地厚度與天然氣管道差異較小，但氫氣管道與地下 其他管道、建筑物之間的最小間距要求明顯高于天然氣管道，以避免高壓氫氣泄漏事 故發(fā)生后引發(fā)多米諾效應(yīng)。我國氫氣運輸管道建設(shè)仍處于起步階段。截至2019年，美國已有約2600公里的輸氫管 道，歐洲已有1598公里，而我國氫氣管道，仍停留在“百公里”級別，總里程約400km， 主要分布在環(huán)渤海灣、長三角等地，位于河南省的濟源與洛陽之間的氫氣管道是我國 目前里程最長、管徑最大、壓力最高、輸送量最大的氫氣管道，其管道里程為25km， 管道直徑508mm，輸氫壓力4MPa，年輸氫量達到10.04萬噸。按照《中國氫能產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ) 設(shè)施發(fā)展藍皮書》預(yù)計，到2030年，我國氫氣管道將達到3000km。加氫：核心設(shè)備依賴進口，國產(chǎn)化進程逐步開啟加氫站的技術(shù)路線主要分為站內(nèi)制氫技術(shù)和外供氫技術(shù)，中國加氫站的氫源絕大部 分來自于外供高壓氫氣。據(jù)OFweek統(tǒng)計，當前國內(nèi)正在運營的加氫站中，僅大連新源 加氫站、北京永豐加氫站具備站內(nèi)制氫能力，其余加氫站的氫氣主要來源于外部供氫， 使用氫氣長管拖車（運輸高壓氣態(tài)氫）、液氫槽車（運輸?shù)蜏匾簯B(tài)氫）往返加氫站與 氫源之間。站內(nèi)制氫技術(shù)又包括天然氣重整制氫和電解水制氫。其中，電解水制氫已 經(jīng)應(yīng)用廣泛且技術(shù)已十分成熟，為大多數(shù)的歐洲加氫站所采用。廣東河北湖北包攬前三，大型加氫站仍然匱乏。據(jù)GGII不完全統(tǒng)計，截至2020年12月 31日，全國在建和已建加氫站共181座，已經(jīng)建成124座，其中2020年總計建成加氫站 55座。在2020年國內(nèi)建成的124座加氫站中，105座有明確的加注能力。而進一步分析 這105座加氫站，大多數(shù)為加氫能力500kg/d（12h）的加氫站，共50座，占比47.26%；1000kg/d（12h）的加氫站有20座，占比19.05%，加氫能力超過1000kg/d（12h）的加 氫站有僅有7座，占比6.67%。截至2021年3月，我國加氫站布局數(shù)量最多的前三名為 廣東、河北和湖北，在運數(shù)量分別為61/44/36座.從加氫站的功能來看，國內(nèi)合建站占比逐年提高。根據(jù)《加氫站技術(shù)規(guī)范（國標 GB50516-2010）》，加氫站可以單站建設(shè)， 但具有需要重新選址、投入成本高等弊端而 建設(shè)綜合加注站可以降低運營成本。國內(nèi)目前正積極探索“油、氫、氣、電”的聯(lián)合 建設(shè)運營模式，中石油、中石化等央企已開始進行相關(guān)的研發(fā)和建設(shè)。燃料電池：進入產(chǎn)業(yè)化初期，具有廣闊發(fā)展前景國家能源集團、中石化、中石油等二十余家大型央企紛紛跨界發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)。截止 2020年底，我國燃料電池汽車保有量7352輛，我國燃料電池汽車已進入商業(yè)化初期。電堆占據(jù)燃料電池系統(tǒng)的一半成本，國產(chǎn)化仍然存在短板。根據(jù)美國能源部的測算， 系統(tǒng)成本中最核心的部分是燃料電池電堆和空壓機。對80KW系統(tǒng)的成本測算，在年產(chǎn) 50萬套的規(guī)?；瘲l件下，電堆占據(jù)了燃料電池系統(tǒng)成本的44%，而空壓機占比超過四 分之一。電堆和空壓機兩部分也是降低燃料電池系統(tǒng)綜合成本的關(guān)鍵。催化劑、質(zhì)子 交換膜、膜電極等核心零部件未實現(xiàn)國產(chǎn)化，生產(chǎn)效率較低，成本居高不下，仍然是 燃料電池發(fā)展中的核心問題。燃料電池系統(tǒng)基本性能滿足需求，降低成本是未來的發(fā)展重點。對比《節(jié)能與新能源 汽車技術(shù)路線圖（2016年）》提出的技術(shù)目標，目前我國乘用車、商用車用燃料電池 系統(tǒng)的研發(fā)和性能已滿足使用需求，但成本距離目標要求依然還有很大差距，仍然制 約著燃料電池汽車的商業(yè)化進程。根據(jù)美國能源部對燃料電池汽車成本的預(yù)估，生產(chǎn) 規(guī)模的擴大化將使燃料電池系統(tǒng)的成本將大幅下降?；?020年的技術(shù)水平，在年產(chǎn) 50萬套80kW電堆的規(guī)模下，質(zhì)子交換膜燃料電池系統(tǒng)成本可降低到40美元/kW，即80kW 燃料電池汽車的電池系統(tǒng)總價約3200美元（約2萬人民幣）。道阻且長行則將至，中國氫能的挑戰(zhàn)與機遇。頂層設(shè)計逐漸清晰，燃料電池商業(yè)化路徑進一步明確國家能源局發(fā)布的《能源法（征求意見稿）》將氫能與煤、石油、天然氣和風能等傳 統(tǒng)能源歸類為能源范疇。年12020 月，《新時代的中國能源發(fā)展》白皮書指出，開發(fā) 利用非化石能源是推進能源綠色低碳轉(zhuǎn)型的主要途徑。未來將加速綠氫的制取、儲運 和應(yīng)用等氫能產(chǎn)業(yè)鏈技術(shù)裝備的發(fā)展，推動氫能燃料電池技術(shù)鏈和氫燃料電池汽車 產(chǎn)業(yè)鏈的發(fā)展?！笆奈濉币?guī)劃綱要中將氫能及儲能作為未來產(chǎn)業(yè)進行前瞻規(guī)劃，從國家戰(zhàn)略高度引領(lǐng)氫能產(chǎn)業(yè)未來發(fā)展。而國務(wù)院發(fā)布的《新能源汽車發(fā)展規(guī)劃（2021— 2035年）》和中國汽車工程學會發(fā)布的《節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖（2.0版）》更 是為我國氫能發(fā)展道路提出了更為明確的要求與指引。隨著國家“碳中和”、“碳達峰” 任務(wù)的推進，氫能這一綠色能源受到國家的重視和大力推動。上述文件，對于氫氣的 “制”,“儲”，“運”，“加”，“用”各環(huán)節(jié)都有所布局。核心利好的板塊包括 風光能電解水制氫，加氫站等基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，氫燃料電池汽車等。財政部等五部委聯(lián)合發(fā)文，“以獎代補”推動氫燃料電池汽車發(fā)展。《關(guān)于開展燃料 電池汽車示范應(yīng)用的通知》規(guī)定的燃料電池汽車城市群示范目標和積分評價體系分 兩個方面：在燃料電池汽車推廣應(yīng)用領(lǐng)域，考核的關(guān)鍵指標是推廣應(yīng)用車輛技術(shù)和數(shù) 量；在氫能供應(yīng)領(lǐng)域，考核的關(guān)鍵指標為氫能供應(yīng)及經(jīng)濟性?！耙元劥a”示范政策 核心：以中重型商用車、以城市群為引領(lǐng)，強化燃料電池產(chǎn)業(yè)鏈的強鏈、補鏈。以往 補貼政策下，燃料電池汽車的應(yīng)用落地主體主要為車企，此次《通知》將發(fā)展的核心 任務(wù)交給了示范城市群。全國有近20個城市群申報氫燃料電池汽車示范，國內(nèi)多地掀起氫電產(chǎn)業(yè)發(fā)展 熱。隨著未來示范城群名單的公布，氫能行業(yè)的發(fā)展將更上一層樓。地方氫能政策相繼發(fā)布，各省政府對氫能行業(yè)熱情高漲。受到國家大方向的指引，以及“以獎代補”等有關(guān)激勵政策的出臺，各地政府也紛紛 響應(yīng)國家號召，發(fā)布相關(guān)的氫能政策指導工作。其中2021年第一個季度，有不少地方 政府紛紛對未來幾年內(nèi)氫能行業(yè)發(fā)展提出具體規(guī)劃。中國減排任務(wù)艱巨，雙碳承諾為氫能發(fā)展帶來機遇。根據(jù)我國的承諾，到2030年和2060年，將分別實現(xiàn)“碳達峰”和“碳中和”兩個宏大 目標。然而就目前來看，中國的減排任務(wù)依然十分艱巨。根據(jù)聯(lián)合國《Emission Gap Report 2020》數(shù)據(jù)，2019年中國碳排放約140億噸，從總量看，占全球總排放量的1/4 以上，仍是全球排名第一的碳排放國。為應(yīng)對全球氣候變化，履行《巴黎協(xié)議》中碳 減排目標，據(jù)國家可再生能源中心測算，我國既定能源政策仍需降低化石能源使用占比來達成氣候變化低于2℃的目標。由此可見，構(gòu)建清潔低碳、安全高效的現(xiàn)代能源 體系迫在眉睫。氫電耦合是構(gòu)建我國現(xiàn)代能源體系的重要途徑。目前，我國能源發(fā)展逐步從重量擴張 向提質(zhì)增效轉(zhuǎn)變，能源效率、能源結(jié)構(gòu)、能源安全已經(jīng)成為影響我國能源高質(zhì)量發(fā)展 的三大關(guān)鍵所在。相比其他轉(zhuǎn)型方式，氫能與電能結(jié)合將成為構(gòu)建現(xiàn)代能源體系的重 要途徑。我國兼具發(fā)展氫能的產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)和應(yīng)用市場。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟的預(yù)計，到2030年，中 國氫氣需求量將達到3,500萬噸，在終端能源體系中占比5%。到2050年氫能將在中國 終端能源體系中占比至少達到10%，氫氣需求量接近6,000萬噸，可減排約7億噸二氧 化碳，產(chǎn)業(yè)鏈年產(chǎn)值約12萬億元。其中，交通運輸領(lǐng)域用氫2,458萬噸，約占該領(lǐng)域 用能比例19%，相當于減少8,357萬噸原油或1,000億立方米天然氣；工業(yè)領(lǐng)域用氫 3,370萬噸，建筑及其他領(lǐng)域用氫110萬噸，相當于減少1.7億噸標準煤。
制運氫成本高企是我國氫能普及所面臨的首要挑戰(zhàn)
氫氣的大規(guī)模、低成本生產(chǎn)是降低氫氣價格的首要解決難題。根據(jù)能鏈的數(shù)據(jù)，當前 德國氫價為9.5歐/kg（折合人民幣約74.4元/kg），而油價情況則是1.53美金/升（折 合人民幣10.85元/升）。美國目前氫氣價格15美金/公斤（折合人民幣約106.35元/kg）。高價的核心原因在于只有33%的氫目前來源于二次能源，67%的氫還是要被征收碳稅， 而油價情況美國目前是0.77美金/升（折合人民幣5.46元/升）。日本當前的氫氣價格 為70元人民幣/kg。國內(nèi)目前氫氣出售價格每公斤約60-70元（均價、無補貼），公交 車跑100公里，需要約8公斤，也就是480—560元。對比使用柴油的100公里只需220元， 使用氫氣成本仍然較高。而普通乘用車跑100公里需要約1公斤氫氣，相對應(yīng)就是60—70元，與普通汽油車成本差不多。運氫成本是中國加氫站成本的重要一環(huán)，也是降低加氫價格的關(guān)鍵。 根據(jù) 《International Journal of Hydrogen Energy》對上海加氫站成本的研究，站內(nèi)制 氫的加氫站與外供高壓氫氣的加氫站相比，加氫的成本更低，主要原因是運送到加氫 站的“原料”工業(yè)氫卡車的成本相對較高，這也是發(fā)達國家加氫價格較低的原因之一。由于中國大部分加氫站沒有站內(nèi)制氫的能力，因此充分利用長管拖車的運輸能力變 得十分重要。降低運氫成本可以彌補與發(fā)達國家的成本差距，使加氫的價格降低。海闊憑魚躍天高任鳥飛，下半年氫能產(chǎn)業(yè)中的投資機會
氫燃料電池汽車銷量將爆發(fā)式增長，2021 或成為氫燃料電池發(fā)展元年2020年受疫情和政策影響，自2016年連續(xù)4年增長的氫燃料電池汽車迎來了首次產(chǎn)銷 下降。據(jù)中汽協(xié)數(shù)據(jù)顯示，2020年全年燃料電池汽車生產(chǎn)1199輛，銷售1177輛，同比 分別下降57.5%和56.8%。數(shù)據(jù)顯示，今年2月，汽車產(chǎn)銷分別完成150.3萬輛和145.5 萬輛，環(huán)比分別下降37.1%和41.9%，同比分別增長4.2倍和3.6倍。其中，新能源汽車 產(chǎn)銷分別完成12.4萬輛和11萬輛，同比分別增長7.2倍和5.8倍，新能源汽車已連續(xù)8 個月刷新當月產(chǎn)銷歷史記錄。
隨著疫情散去以及燃料電池政策示范通知政策在下半年的出臺，預(yù)計全國燃料電池 汽車產(chǎn)銷量將有較大幅度提升。2020年之前，由于燃料電池持續(xù)在補貼政策不明朗， 市場的觀望態(tài)度明顯。下半年氫能示范城市群的正式公布，將會大力促進當?shù)厝剂想?池汽車產(chǎn)業(yè)鏈的快速發(fā)展，零部件國產(chǎn)化研發(fā)進程也會得到獎勵政策等的有力支撐。而在基礎(chǔ)建設(shè)支撐方面，就目前各地公布的在建擬建加氫站數(shù)量來看，預(yù)計2021年加 氫站數(shù)量將有新的突破，或?qū)⑦_到150—200座，也給氫燃料電池汽車提供了“血液”。氫燃料電池汽車產(chǎn)銷數(shù)據(jù)的增長潛力有望在下半年爆發(fā)。因為氫燃料電池全產(chǎn)業(yè)鏈 一般在第一、二季度與下游廠商商討技術(shù)方案、制定商務(wù)合同、訂單備貨，第三季度 采購生產(chǎn)第四季度確認交付。若“十城千輛”政策在三季度能順利落地，2021年氫燃 料電池汽車有突破1萬輛的潛力。從車型來看，氫燃料客車與重卡將占據(jù)2021年氫燃 料電池汽車市場的主要份額。這主要是由于2021年我國將為2022年北京冬奧會做準 備，我們預(yù)計氫燃料重卡將在2021年下半年開始逐步落地進行示范運營。賽道廣闊前景明朗，挖掘細分環(huán)節(jié)中的經(jīng)濟價值。氫能供應(yīng)端市場空間廣闊，擁有千億級市場潛能。氫能供應(yīng)端包括氫氣的制、儲、運。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟的預(yù)計，到2030年，中國氫氣需求量將達到3500萬噸，在終端能源 體系中占比5%。到2050年氫能將在中國終端能源體系中占比至少達到10%，氫氣需求 量接近6000萬噸。我國目前灰氫占比高，未來將被綠氫藍氫取代。根據(jù)全國能源信息平臺的調(diào)研顯示， 我國目前制氫原料超過90%均來源于對傳統(tǒng)能源的化學重整。其中，48%來自于天然氣 重整、30%來自于醇類重整、18%來自于焦爐煤氣重整，僅有約4%來自于電解水。我們 預(yù)計隨著環(huán)保監(jiān)管的逐步提高，未來無CCUS技術(shù)的化石燃料制氫（灰氫）將逐步被電 解水制氫（綠氫）和結(jié)合碳處理CCUS技術(shù)的化石燃料制氫（藍氫）所取代。我國光伏風電迎來裝機高峰，電解水制氫前景廣闊。由于電費占整個水電解制氫生產(chǎn) 費用的80%左右，因此水電解制氫成本的關(guān)鍵在于耗能問題。一方面通過開發(fā)PEM及 SOEC技術(shù)可降低電解過程中的能耗，另一方面依靠光伏和風電的發(fā)展低成本制氫。當 用電價格低于0.50元每千瓦時，電解水制備的氫氣成本才可與汽油相當。目前電價下， 電解水制氫的成本在20-40元每千克，隨著我國光伏及風電的逐漸擴張，電解水制氫 在未來有望達到平價，當電價下降到0.1-0.2元每千瓦，電解水制氫成本可下降至10—20元每千克。根據(jù)國網(wǎng)能源研究院數(shù)據(jù)， 2019年我國光伏系統(tǒng)度電成本約0.29—0.80 元每千瓦時，到2025年度電成本在0.22—0.462元每千瓦時。陸上風電度電成本約 0.315—0.565元每千瓦時，且在未來仍有一定的下降空間，預(yù)計到2025年度電成本在 0.245—0.512元每千瓦時。我們預(yù)測30/40/50年綠氫成本分別為21.56/14.46/9.70元每千克。我國煤制氫技術(shù)成熟，已實現(xiàn)商業(yè)化且具有明顯成本優(yōu)勢。目前我國煤制氫成本約在 0.8—1.2元/標方，存在大規(guī)模制氫的基礎(chǔ)，且我國煤炭資源充足，煤制氫是我國當前 主要的制氫方式。我國煤炭資源主要的格局是西多東少、北富南貧。內(nèi)蒙古、山西原 煤產(chǎn)量領(lǐng)先，煤價也相對偏低。當煤炭價格為600元時，大規(guī)模煤氣化生產(chǎn)氫氣的成 本為1.1元/Nm3。如果在煤資源豐富的地區(qū)，當煤炭價格降低至200元/噸時，制氫氣 的成本可能降低為0.34元/Nm3。但由于煤炭價格下降空間有限，且煤氣化制氫企業(yè)已 形成較大規(guī)模，未來煤制氫降成本空間較小。然而煤制氫也存在碳排放問題，雖然未 來CCS有望解決CO2排放問題，但也會增加制氫成本。此外，化石燃料制氫技術(shù)生產(chǎn)的 氣體雜質(zhì)成分多，如果要應(yīng)用于燃料電池還需要進一步的提純，增加純化成本。在我 國碳中和、碳達峰的目標下，CCUS技術(shù)的應(yīng)用將逐漸被普及，我們預(yù)計2030—2040年 灰氫將逐漸被藍氫取代，我們預(yù)計隨著藍氫滲透率的提升，2020—2050年化石燃料制 氫的綜合制氫成本將逐步提升至18.32元每千克。2050年綠氫占比80%的目標若能實現(xiàn)，我國平均制氫成本有望下降到11.42 元每千克。由于目前行業(yè)仍處在導入發(fā)展期，氫氣的價格可能受到供需波動的影響， 在此假設(shè)毛利率為10%，預(yù)測氫氣平均價值。再結(jié)合氫氣需求量，我們預(yù)測氫氣供應(yīng) 端市場空間30/40/50年將有望達到572.75/5850.38/7615.90億元。加氫站建設(shè)勢頭迅猛，市場空間可達千億級別 。根據(jù)我國《節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路 線圖》中對加氫站數(shù)量的規(guī)劃，2025年預(yù)計達到1000座，2035年預(yù)計達到5000座，預(yù) 測到2050年或?qū)⒔ǔ?0000座加氫站。中商產(chǎn)業(yè)研究院的數(shù)據(jù)顯示，氫氣成本約占加 氫價格的70%。依據(jù)《節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖（2.0版）》的要求,預(yù)計2050年加氫能力有望達到4000kg每天。我們推測出加氫站的市場空間在25/35/50年分別為 68.26/871.59/2647.43億元。氫燃料電池汽車規(guī)?；型档统杀?，或?qū)⒋蜷_萬億級市場空間。根據(jù)我國《節(jié)能與 新能源汽車技術(shù)路線圖》中對燃料電池汽車總體技術(shù)路線的規(guī)劃，2020年，計劃實現(xiàn) 燃料電池汽車在特定地區(qū)公共服務(wù)用車領(lǐng)域的小規(guī)模示范應(yīng)用，達到5000輛規(guī)模；2025年在城市私人用車、公共服務(wù)用車領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)大批量應(yīng)用，達到5萬輛規(guī)模；2030 年在私人乘用車、大型商用車領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)大規(guī)模商用化推廣，達到百萬輛規(guī)模。根據(jù)以 上數(shù)據(jù)，結(jié)合我國燃料電池汽車商用車、乘用車發(fā)展現(xiàn)狀，我們預(yù)計2050年燃料電池 汽車市場規(guī)模將達到500萬輛，假設(shè)2020年10000輛全部為商用車，2025年的50000輛 中70%為商用車，2030年的100萬輛中50%為商用車，2050年500萬輛中40%為商用車。
此外，根據(jù)《節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖》中對單車成本的規(guī)劃，我們采用單車最 大成本進行保守估計，即2020年燃料電池汽車商用車、乘用車成本分別為150萬元、 50萬元；2025年，分別為100萬元、30萬元；2030年，分別為50萬元、20萬元，根據(jù) 技術(shù)發(fā)展情況，我們估計2050年兩種車型成本將進一步下降，分別降為30萬元和10萬 元。以上數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，我們對單車價值量進行了估計，并由此推算出燃料電池汽車的 整車市場空間。預(yù)計21/25/35/50年燃料電池汽車空間規(guī)模將達到165/869/3850/9900 億元。
