2023年氢能行业发展现状、市场空间及未来机遇分析报告.pdf

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1、2023 年深度行业分析研究报告 1/39行业研究报告 慧博智能投研 目录目录 一、驱动因素.1 二、氢能优势.4 三、氢能应用现状.7 四、制氢路线.9 五、市场空间及发展格局.18 六、氢能产业链.21 七、氢能应用.25 八、未来机遇.33 九、相关公司.37 2/39 一、驱动因素 一、驱动因素 1.国内相关政策1.国内相关政策2030 年碳达峰、2060 年碳中和的目标对企业或交通等领域的排碳量提出了要求，其同样需肩负减碳责任；新能源快速发展的背景下，氢能作为优质的跨季长时储能，配置需求将逐渐提升。碳关税实行时间逐渐临近，叠加我国双碳政策，我国工业企业、交通领域脱碳需求将更加迫切，这

2、些因素都拉动了氢能需求。（1）政策持续加码，明确产业规划与发展方向）政策持续加码，明确产业规划与发展方向2016 年，中国标准化研究院资源与环境分院和中国电器工业协会燃料电池分会发布中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016 年），首次提出了我国氢能产业发展路线图。自?2019 年氢能被首次列入政府工作报告，国家紧密出台了一系列政策支持氢能产业发展。2020 年?6 月，2020 年能源工作指导意见提出推动氢能技术进步与产业发展。2021 年?3 月，氢能被视为“十四五”规划中须前瞻规划的未来产业之一；11 月，“十四五”工业绿色发展规划提出加快氢能技术创新和基础设施建设，鼓励氢能的多元化应用。

3、2022 年，国家政策持续加码，进一步明确氢能产业发展方向和战略布局，其中?3 月出台的氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）强调指出，统筹推进氢能基础设施建设，稳步推进氢能在交通领域的示范应用，拓展在储能、分布式发电、工业等领域的应用。（2）多个地方政府积极发布相关政策推动氢能发展）多个地方政府积极发布相关政策推动氢能发展为响应国家号召，我国多个省份相继发布相关政策规划推动氢能产业积极发展。北京、上海、广东作为第一批燃料电池汽车示范应用城市群，持续推进氢能科技创新、产业链一体化协同发展、重点技术攻关等工作。河北、河南作为第二批示范应用城市群，也在加强建设加氢站等基础设施、积极推广燃

4、料电池汽车的普及应用、完善政策体系。此外，四川、江苏、山东、福建等多个省份公布了加氢站、燃料电池汽车等具体规划目标，氢能产业有望快速全面发展。3/39 2.国外相关政策国外相关政策据欧洲议会，2022 年 12 月欧盟确定碳边境调节机制(即碳关税)将从 2026 年正式起征，2023 年 10 月至 2025 年底为过渡期。同时从 2026 年开始削减欧盟企业免费配额，逐步到 2034 年实现全部取消。碳关税征收行业主要包括钢铁、铝、水泥、化肥、电力、有机化学品、氢、氨等，同时纳入间接碳排放（制造商使用的外购电力、热力产生的排放）。（1）欧盟计划到）欧盟计划到 2030 年实现内部可再生氢能年

5、产能年实现内部可再生氢能年产能 1,000 万吨万吨欧盟在 REPowerEU 方案中提出到 2030 年实现内部生产可再生氢能 1,000 万吨，进口可再生氢能1,000 万吨，预计 2030 年欧盟可再生能源占能源供应的比例达到 45%，实现可再生能源装机 12,3600万千瓦，光伏装机增加到 60,000 万千瓦。此外，欧盟通过碳关税要求有漏碳风险的进口产品缴纳其在生产地和欧盟的碳价差额，由于制绿氢不产生碳排放，从而极大程度鼓励了绿氢、电解槽的生产。（2）美国计划到）美国计划到 2030 年实现绿氢年产能年实现绿氢年产能 1,000 万吨万吨美国通过 IRA 法案对光伏、储能进行税收抵免

6、，抵免比例上调至 30%，且规定满足最终转换成氢能等要求的储能技术才能申请补贴。美国计划到 2030 年实现绿氢年产能 1,000 万吨，并发布氢能计划发展规划明确 2020-2030 年的关键经济技术指标，具体包括电解槽成本降至 300 美元/千瓦、氢输配成本降至 2 美元/千克等。4/39 二、氢能优势二、氢能优势 1.其他能源弊端其他能源弊端我国亟需使用清洁低碳的新型能源逐步替代传统化石能源，实现能源转型。随着能源转型的推进，可再生能源两大问题逐渐凸显。问题 1：风能、太阳能往往通过发电设备转化为电能，在建筑、工业供热等电气化受限的领域无法被有效利用；问题 2：风能、太阳能时空分布不均且

7、波动性强，常出现弃风、弃光问题，且跨日甚至跨季长时储能稀缺。氢能的出现为电气化领域受限领域脱碳、长时储能稀缺提供了优秀的解决方案。2.氢能：清洁零碳的二次能源，能源转型不可或缺氢能：清洁零碳的二次能源，能源转型不可或缺氢能是支持可再生能源发展的重要二次能源：氢是宇宙中最丰富的化学物质，约占所有正常物质的 75%。由于氢气必须从水、化石燃料等含氢物质中制得，而不像煤、石油和天然气等可以直接从地下开采，因此是二次能源。氢能是推动传统化石能源清洁高效利用和支撑可再生能源大规模发展的理想互联媒介，是实现交通运输、工业和建筑等领域大规模深度脱碳的最佳选择。氢热值高，是同质量煤、石油等化石燃料热值的 34

8、 倍。氢是公认的零排放清洁能源，具有环保属性。氢燃烧产物是水，在燃烧过程中不会产生温室气体和大气污染物。5/39 “十三五”以来，我国对氢能领域的重视程度显著提升。氢能支持政策出台频率更加密集，支持力度不断增加。3.氢能优势氢能优势（1）来源多样）来源多样 作为二次能源，氢能不仅可以通过煤炭、石油、天然气等化石能源重整、生物质热裂解或微生物发酵等途径制取，还可以来自焦化、氯碱、钢铁、冶金等工业副产气，也可以利用电解水制取，特别是与可再生能源发电结合，不仅实现全生命周期绿色清洁，更拓展了可再生能源的利用方式。（2）清洁低碳）清洁低碳 不论氢燃烧还是通过燃料电池的电化学反应，产物只有水，没有传统能

9、源利用所产生的污染物及碳排放。此外，生成的水还可继续制氢，反复循环使用，真正实现低碳甚至零碳排放，有效缓解温室效应和环境污染。（3）灵活高效）灵活高效 根据中国氢能联盟数据，氢热值较高(140.4MJ/kg)，是同质量焦炭、汽油等化石燃料热值的 3-4 倍，通过燃料电池可实现综合转化效率 90%以上。氢能可以成为连接不同能源形式(气、电、热等)的桥梁，并与电力系统互补协同，是跨能源网络协同优化的理想互联媒介。（4）应用场景丰富）应用场景丰富 氢能可广泛应用于能源、交通运输、工业、建筑等领域。既可以直接为炼化、钢铁、冶金等行业提供高效原料、还原剂和高品质的热源，有效减少碳排放；也可以通过燃料电池

10、技术应用于汽车、轨道交通、船舶等领域，降低长距离高负荷交通对石油和天然气的依赖；还可应用于分布式发电，为家庭住宅、商业建筑等供电供暖。（4）跨季长时储能）跨季长时储能 6/39 据氢储能在我国新型电力系统中的应用价值、挑战及展望显示，氢储能在新型电力系统中的定位是长周期、跨季节、大规模和跨空间储存；同时，氢能是目前极少数可以实现小时至季节的长时间、跨季节的储能类型。（5）电气化受限领域脱碳的最佳选择）电气化受限领域脱碳的最佳选择 在过去，氢气仅作为合成氨、合成甲醇的工业原料存在。2020 年，国家能源局将氢能列入能源范畴；2022 年 3 月发布的氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年

11、）进一步明确了氢的能源属性。风能、太阳能等可再生能源一般通过发电设备转化为电能后在建筑、工业等领域进行利用，电能作为过程性能源难以大规模贮存，在一些领域存在电气化受限的情况。氢气作为一种含能体能源应用范围更加广泛，是电气化受限领域脱碳的最佳选择。7/39 三、氢能应用现状三、氢能应用现状 1.氢作为能源应用的普及程度不高，现阶段主要作为工业原料使用氢作为能源应用的普及程度不高，现阶段主要作为工业原料使用 2021 年，全球氢气需求超过 9400 万吨。分地区来看，我国是全球最大的氢气消费国，需求量约 2800万吨，占全球的 30%；美国、中东和欧洲分别占据全球 14%/12%/9%的需求量。分

12、应用来看，氢气主要用于化工（合成氨/合成甲醇）和炼油，2021 年全球交通运输氢气需求仅 3 万吨左右，占比较少。我国氢气应用领域同样以化工为主，56%的氢气被用于化工合成，9%用于炼油，16%作为尾气直接燃烧，氢作为能源的应用程度不高。工业用氢存在巨大的脱碳潜力。2021 年，全球工业用氢和炼油用氢绝大部分源于化石燃料制氢，产生的直接二氧化碳净排放量分别为 6.3 亿吨和 2.0 亿吨。工业合成氨、合成甲醇、炼油等均以氢为主要原料，工艺成熟，存在绿氢替代灰氢的减碳空间；此外，全球各地正在探索氢气在钢铁工业领域的应用，绿氢未来有望逐步替代焦炭作为还原材料，推动钢铁工业的大规模脱碳（2019 年

13、全球钢铁行业直接碳排放量 26 亿吨，约占全球碳排放总量的 7-8%）。8/39 2.各国重视氢能的战略地位，大力推动氢能产业发展各国重视氢能的战略地位，大力推动氢能产业发展 3.氢基绿色化工将成为产能转型的重要突破口氢基绿色化工将成为产能转型的重要突破口 我国化工行业仍然属于以化石燃料为主要能源基础和原料的高耗能高碳排放行业。石油炼化，以及合成氨、甲醇对氢气的需求量大，目前仍采取化石燃料制氢作为主要氢气供给方式。而随着双碳政策和碳关税政策的实施，氢基绿色化工将成为产能转型的重要突破口。根据中国 2030 年“可再生氢 100”发展路线图预测，到 2030 年，化工行业总可再生氢消费量将达到3

14、76 万吨，占整个化工行业用氢需求比重 14%，是中国最大的可再生氢需求市场。其中，甲醇领域是可再生氢应用量最多的细分领域，其次是合成氨和炼化领域。9/39 四、制氢路线四、制氢路线 1.氢能分类氢能分类 目前根据制取方式和碳排放量的不同将氢能按颜色主要分为灰氢、蓝氢和绿氢三种：1）灰氢：）灰氢：通过化石燃料（天然气、煤等）转化反应制取氢气。由于生产成本低、技术成熟，也是目前最常见的制氢方式。由于会在制氢过程中释放一定二氧化碳，不能完全实现无碳绿色生产，故而被称为灰氢。2）蓝氢：）蓝氢：在灰氢的基础上应用碳捕捉、碳封存等技术将碳保留下来，而非排入大气。蓝氢作为过渡性技术手段，可以加快绿氢社会的

15、发展。3）绿氢：）绿氢：通过光电、风电等可再生能源电解水制氢，在制氢过程中将基本不会产生温室气体，因此被称为“零碳氢气”。绿氢是氢能利用最理想的形态，但目前受制于技术门槛和较高的成本，实现大规模应用还有待时日。10/39 2.绿氢有望成为未来供应主体绿氢有望成为未来供应主体 综合考虑技术水平、碳排放量和产氢成本三个方面因素：技术成熟、成本较低的化石能源制氢是我国氢能产业发展中前期的供氢主体；工业副产氢作为中期低成本过渡性氢源，在分布式氢源在市场中起到补充作用；氢能产业发展中期，更加清洁、高效的可再生能源电解水制氢占比逐渐扩大，并逐步取代化石能源制氢成为市场供氢主体。（1）发展绿氢是实现碳中和目

16、标的重要方式）发展绿氢是实现碳中和目标的重要方式 2016 年巴黎协定正式签署，提出本世纪后半叶实现全球净零排放,同时提出控制全球温升较工业化前不超过 2，并努力将其控制在 1.5以下的目标。为了实现 2的温升目标，全球碳排放必须在2070 年左右实现碳中和；如果实现 1.5的目标，全球需要在 2050 年左右实现碳中和。至目前已有超过 130 个国家和地区提出了实现“零碳”或“碳中和”的气候目标，其中包括欧盟、英国、日本、韩国在内的 17 个国家和地区已有针对性立法。零碳愿景成为全球范围内绿氢发展的首要驱动力。根据 IEA 数据，通过可再生能源电解水制氢的碳排放量基本为零，远低于灰氢和蓝氢的

17、碳排放量。作为零碳气体，绿氢是实现碳中和路径的重要抓手。11/39 （2）绿氢储能具备大规模、长周期等优势，可以有效解决新能源消纳问题）绿氢储能具备大规模、长周期等优势，可以有效解决新能源消纳问题 由于可再生能源发电出力置信水平低、转动惯量不足，实现高比例可再生能源电力系统的安全稳定运行仍面临较大挑战。可再生能源发电制氢储能具备大规模、长周期等优势，可实现可再生能源电力在不同时间、空间尺度上转移，有效提升能源供给质量和可再生能源消纳利用水平，将成为应对可再生能源随机波动、拓展电能利用场景的重要途径。随着可再生能源发电占比的提升，电力系统季节性调峰压力不断加大，接近零成本的弃风弃光电量将成为未来

18、电解水制氢的重要电源。（3）绿氢是连接可再生能源丰富地区与需求中心的重要桥梁）绿氢是连接可再生能源丰富地区与需求中心的重要桥梁 根据国际太阳能热利用区域分类，全世界太阳能辐射强度和日照时间最佳的区域包括北非、中东地区、美国西南部和墨西哥、南欧、澳大利亚、南非、南美洲东、西海岸和中国西部地区等。通过可再生能源电解的方式，绿氢能够将可再生电力转化为更适合长距离运输的能源形式，降低了可再生能源的运输成本，低成本、有效地连接了可再生能源丰富地区与需求中心。（4）发展绿氢将带动上下游产业，提供经济增长强劲动力）发展绿氢将带动上下游产业，提供经济增长强劲动力 从产业角度来看，氢能产业链条长，涉及能源、化工

19、、交通等多个行业。氢能产业的快速发展必将带动氢能产业链上下游零部件商、原材料商、设备商、制造商、服务商快速发展。根据中国氢能联盟数据，氢能产业链的建立能充分带动经济增长和产业的发展，创造约 1.6 万亿的市场产值和超过 1 万亿的基础设施投资空间（根据固定成本投资和运营费用加总计算）。（5）全球绿氢产量有望快速增长）全球绿氢产量有望快速增长 根据 Statista 数据，主要国际能源组织预测到 2050 年全球的绿氢产量将远远高于蓝氢。以 IEA 为例，2050 年全球绿氢产量将达 3.23 亿吨，较蓝氢产量高 58%；BNEF 预测 2050 年全球氢能产量将达到 8亿吨，且全为绿氢。根据

20、Statista 数据，主要国际能源组织针对 2050 年氢能在全球能源总需求中的占比进行了预测，数据显示主要能源组织预测到 2050 年氢能在总能源中的占比将达 22%，其余几家机构的预测值在 12%-18%间不等。以国际可再生能源机构 12%的占比预测为例，绿氢产量将提升到 2050 年的 6.14 亿吨，在氢能的几大行业重点应用领域，包括交通业、工业和建筑中清洁氢能的总消耗量也将在目前基础上得以大大提升。12/39 3.煤制氢：当前经济性最佳，碳减排是未来主要制约因素煤制氢：当前经济性最佳，碳减排是未来主要制约因素 煤气化制氢是目前我国主流制氢方式。据中国氢能联盟统计，2019 年煤制氢

21、在我国氢源结构中占比高达 63.5%。煤气化制氢技术的工艺过程包括煤气化、煤气净化、CO 变换及氢气提纯等主要生产环节。具体来看，煤和氧气在高温气化炉内发生反应生成合成气后，首先经过水煤气变换，一氧化碳与水蒸气发生反应生成更多氢气，再经煤气净化除去硫化氢等杂质气体，最终经过变压吸附后得到高纯氢气。（1）经济性最佳，煤价是影响成本的核心）经济性最佳，煤价是影响成本的核心 煤制氢成本主要由燃煤成本、设备折旧等构成，其中，燃煤成本是主要来源。根据我们测算，当 5500大卡煤价在 700 元/吨时，煤制氢成本为 10.1 元/kg，煤炭成本 6 元/kg，占制氢成本比重约 60%。煤价是影响煤制氢成本

22、的主要因素，根据我们测算，5500 大卡煤价每降 100 元/吨，将降低制氢成本0.9 元/kg。（2）中期仍是供应主体，结合碳减排技术后仍具备相对经济性）中期仍是供应主体，结合碳减排技术后仍具备相对经济性 碳排放是制约煤制氢未来大规模应用的约束条件之一，而与 CCS/CCUS 技术结合对煤制氢的碳减排效果显著。碳捕集与封存技术（CCS）可以将二氧化碳捕集分离，通过罐车等输送到适宜的场地封存，最 13/39 终实现二氧化碳永久减排。而碳捕集、利用和封存技术（CCUS）则是在 CCS 技术的基础上，将生产过程中产生的二氧化碳提纯后进行资源化再利用。根据中国煤炭制氢成本及碳足迹研究、中国煤制氢 C

23、CUS 技术改造的碳足迹评估，结合 CCS 技术可降低煤制氢碳排放约 50%，结合 CCUS 技术则可降低约 80%。我国已具备大规模捕集利用与封存二氧化碳的工程能力。据中国二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)年度报告（2021），中国 CCUS 技术项目遍布 19 个省份，已投运或建设中的 CCUS 示范项目约为 40 个，捕集能力 300 万吨/年。国家能源集团鄂尔多斯 CCS 示范项目已成功开展了 10 万吨/年规模的 CCS 全流程示范。4.天然气制氢：经济性尚可，受制于资源禀赋难以长期大规模应用天然气制氢：经济性尚可，受制于资源禀赋难以长期大规模应用 天然气制氢是目前全球最主要的制氢方

24、式，据绿色能源统计，在全球每年约 7000 万吨的氢气产量中约48%来自于天然气制氢。与煤制氢相比，天然气制氢初始设备投资低、二氧化碳排放量小、氢气产率高，是化石原料制氢路线中理想的制氢方式。14/39 天然气制氢主要分为蒸汽转化制氢、部分氧化制氢、催化裂解制氢、自热重整制氢四种类型。其中，天然气蒸汽转化制氢技术最为成熟，是当前天然气制氢的主流技术路线。（1）经济性尚可，天然气价格是成本的核心影响因素）经济性尚可，天然气价格是成本的核心影响因素 以应用最为广泛的天然气蒸汽转化制氢为例，天然气制氢的工艺路线为：天然气经脱硫装置净化后，在高温转化炉中与水蒸气发生反应生成由氢气、一氧化碳等气体组成的

25、合成气。合成气中的一氧化碳经过水气变换转化为二氧化碳并产生更多的氢气，最终合成气经变压吸附后可得到高纯的产品氢气。天然气制氢成本主要由天然气成本、设备折旧等构成，其中，天然气成本是主要来源。根据我们测算，当天然气价格在 3 元/立方米时，天然气制氢成本为 22.2 元/kg，其中天然气成本 16.4 元/kg，占制氢成本比重 73.5%。天然气价格是影响天然气制氢成本的核心因素，根据我们测算，天然气价格每降低 0.5 元/立方米，将降低制氢成本 2.7 元/kg。（2）存在资源约束且地域分布不均，难以长期大规模应用）存在资源约束且地域分布不均，难以长期大规模应用 15/39 中国天然气制氢大规

26、模应用存在资源约束和成本约束。据中国氢能联盟统计，天然气制氢在中国氢源结构中占比为 15%左右。中国天然气资源供给有限且分布不均，集中分布在新疆、四川、陕西等西部省份。从经济性来看，天然气制氢成本较高，与煤制氢相比不具有成本优势。5.工业副产氢：我国中期过渡性低成本、分布式氢源工业副产氢：我国中期过渡性低成本、分布式氢源 工业副产氢是指一些化工过程中的副产物或者驰放气中含有的未重新进入化工过程的氢气，通过分离提纯后可得到高纯氢。工业副产氢按照工业过程不同可分为四种类型：焦炉煤气、氯碱化工、合成氨与甲醇、轻烃利用。在我国，焦炉煤气副产氢供应潜力最大。焦炉煤气副产氢成本主要由燃煤成本、设备折旧等构

27、成，其中，燃煤成本是主要来源。根据我们测算，当 5500 大卡煤价在 700 元/吨时，焦炉煤气副产氢成本为 18.6 元/kg，煤炭成本 14.1 元/kg，占制氢成本比重约 76%。煤价是影响焦炉煤气副产氢成本的核心因素，根据我们测算，5500 大卡煤价每降 100 元/吨，将降低制氢成本 2 元/kg 16/39 工业副产氢可作为低成本氢源与煤制氢相互补充，满足我国中期的用氢需求。根据上文测算，工业副产氢制氢成本略高于煤制氢，考虑到煤制氢碳排放较高的缺点，工业副产氢具有一定的竞争力。中国工业副产氢资源丰富，据中国氢能产业发展报告 2020统计，中国工业副产氢现有年制氢潜力可达 450 万

28、吨。但工业副产氢的发展受地区资源禀赋限制，一般直接在焦炭、氯碱等工厂投建氢气分离提纯装置并就近供应氢气，适合在华北、华东等焦炭、氯碱工业发达的地区发展，无法成为我国主要的氢气供应来源。6.电解水制氢：电价低于电解水制氢：电价低于 0.2 元元/kWh 时，经济性可媲美蓝时，经济性可媲美蓝/灰氢灰氢 电解水制氢技术按照工作原理和电解质的不同，主要包括碱性电解水和 PEM 电解水两条主流技术路线，其中碱性电解水技术较为成熟，PEM 技术尚处于商业化初期。碱性电解水制氢是指在碱性电解质环境下进行电解水制氢的过程，电解质一般为 30%质量浓度的 KOH溶液或者 26%质量浓度的 NaOH 溶液。在直流

29、电的作用下，水分子在阴极一侧得到电子发生析氢还原反应，生成氢气和氢氧根离子，氢氧根离子在电场和氢氧侧浓度差的作用下穿过物理隔膜到达阳极，并且在阳极一侧失去电子发生析氧氧化反应，生成氧气和水。17/39 碱性电解水制氢的成本主要是用电成本。根据我们测算，当电价为 0.4 元/KWh、电解槽价格 1000 万元/台、年利用小时数为 4000 时，碱性电解水制氢成本为 28.3 元/kg，其中用电成本 24.5 元/kg，占制氢成本比重 87%。用电成本是影响电解水制氢成本的核心因素，利用小时数和电解槽价格次之。根据我们测算，利用小时数为 4000h 时，电价每降低 0.1 元/KWh，将降低制氢成

30、本 6.1 元/kg。PEM 电解制氢技术使用质子交换膜作为固体电解质替代了碱性电解槽使用的隔膜和液态电解质（30%质量浓度的 KOH 溶液或者 26%质量浓度的 NaOH 溶液），并使用纯水作为电解水制氢的原料，避免了潜在的碱液污染和腐蚀问题。18/39 PEM 电解水制氢的成本主要是用电成本。根据我们测算，当电价为 0.4 元/KWh、电解槽价格 5000 万元/台、年利用小时数 4000h，碱性电解水制氢成本为 38.9 元/kg，其中用电成本 24.5 元/kg，占制氢成本比重 63%。用电成本是影响电解水制氢成本的核心因素，电解槽成本和年利用小时数次之。根据我们测算，电价每降低 0.

31、1 元/KWh，将降低制氢成本 6.1 元/kg；电解槽价格每降低 1000 万元，将降低制氢成本 2.7 元/kg。可再生能源电解水制氢降本空间较大。投资成本方面，随着电解水技术进步和规模效应的体现，电解槽成本有望降低。据中国 2030 年“可再生氢 100”发展路线图，到 2030 年碱性电解水、PEM 电解水成本降幅潜力分别为 20%、40%。电价方面，风电、光伏的技术进步有望拉动可再生能源度电成本继续下降。根据我们测算，当电价下降至 0.2 元/kWh，1000Nm/h 的碱性/PEM 电解槽单台价格分别为800/3000 万元时，可再生能源电解水制氢成本相较灰氢和蓝氢具备一定经济性。

32、五、市场空间及发展格局五、市场空间及发展格局 1.预计预计 2060 年氢能供能占比达到年氢能供能占比达到 20%据毕马威一文读懂氢能产业显示，2021 年我国氢气产量为 3300 万吨，同比增长 32%，增速创历史新高。据中国 2030 年“可再生氢 100”发展路线图预测，2030 年我国氢气的年需求量将达到3700 万吨左右，可再生能源制氢产量约 770 万吨，占比 21%；2060 年我国氢气的年需求量将增至 1.0-1.3 亿吨，其中，可再生能源制氢产量约 0.75-1.0 亿吨。据中国氢能源及燃料电池产业白皮书 2020预测，2030/2060 年氢能将在我国终端能源消费中占比达到

33、 6%/20%。19/39 2.2030 年中国可再生氢在各区域发展格局年中国可再生氢在各区域发展格局 分区域看，考虑到传统产业转型速度、自然资源禀赋、可再生氢能利用程度等因素，2030 年传统产业转型升级的需求和可再生资源自然禀赋相匹配的西北、东北区域将成为可再生氢的重要发展基地，装机规模相对较大，可获取较低成本的可再生氢。重点围绕“载荷锚定”的规模化应用场景，利用丰富且具备成本竞争力的风光资源开展本地化可再生氢制备，以副产氢做为补充，用于满足钢铁、化工等产业的脱碳需求。20/39 3.氢燃料电池的应用氢燃料电池的应用 相较于在乘用车和商用车已具备经济性的锂电池技术，氢燃料电池更多聚焦于重型

34、卡车、冷链物流、城际巴士、公交车和港口矿山作业车辆等对续航里程稳定性要求较高的使用场景。根据中国 2030 年“可再生氢 100”发展路线图预测，到 2030 年，中国氢燃料电池汽车保有量将达到62 万辆，总耗氢量为每年 434 万吨，其中可再生氢为 301 万吨。其中，氢燃料电池重卡的发展速度最快，预计在 2030 年将达到 28 万辆。21/39 六、氢能产业链六、氢能产业链 氢能产业链较长，分为制氢、储氢和用氢三个环节：根据产业链划分，氢能可以分为上游的氢气制备、中游的氢气储运和下游的氢气应用等众多环节。1.氢气制取：化石燃料制氢仍为主流氢气制取：化石燃料制氢仍为主流 目前全球主要制氢方

35、式包括化石燃料制氢、工业副产制氢和电解水制氢，化石燃料制氢为主流：根据中国煤炭工业协会数据，2020 年我国氢气总产量达到 2,500 万吨，主要来源于化石能源制氢（煤制氢、天然气制氢）；其中，煤制氢占我国氢能产量的 62%，天然气制氢占比 19%，而电解水制氢受制于技术和高成本，占比仅 1%。全球来看，化石能源也是最主要的制氢方式，根据 IEA 数据，天然气制氢占比59%，煤制氢占比 19%。2.氢能储运：高压气态储氢、低温液态储氢已进入商业应用阶段氢能储运：高压气态储氢、低温液态储氢已进入商业应用阶段 22/39 氢能储运是大规模用氢的必要保障：在氢能产业发展过程中，氢的存储运输是连接氢气

36、生产端与需求端的关键桥梁，因此高效、低成本的氢气储运技术是实现大规模用氢的必要保障。目前主要储氢方式分为气态储氢、低温液态储氢、有机液态储氢和固态储氢等主要储氢方式分为气态储氢、低温液态储氢、有机液态储氢和固态储氢等，几种主要的储氢方式各具优缺点：1）气态储氢具有成本低、能耗低、操作环境简单等特点，是目前发展相对成熟、应用较广泛的储氢技术，但该方式仍然在储氢密度和安全性能方面存在瓶颈；2）低温液态储氢是先将氢气液化，然后储存在低温绝热容器中。低温液态储氢密度大，成本很高；3）有机液态储氢由于其存储介质与汽油、柴油相近，可利用已有基础设施从而降低应用成本。有机液态储氢尚处于示范阶段；4）利用固体

37、对氢气的物理吸附或化学反应等作用，将氢储存于固体材料中，主要包括苯、合金储氢、纳米储氢。国外固态储氢已在燃料电池潜艇中商业应用，在分布式发电和风电制氢中得到示范应用；国内固态储氢已在分布式发电中得到示范应用。高压气态储氢、低温液态储氢已进入商业应用阶段高压气态储氢、低温液态储氢已进入商业应用阶段：目前，高压气态储氢、低温液态储氢已进入商业应用阶段，而有机液态储氢、固体材料储氢尚处于技术研发阶段。根据车百智库信息，2021 年，全球氢能储运呈现出以高压气态为主，液氢、有机储氢等多种方式共同探索的发展格局。高压气态由于初始投入较低、对基础设施配套要求较低，未来一段时间内仍将是小规模短距离氢储运主要

38、方式。液态储运可以实现大规模远距离的氢储运，如低温液态储氢、液氨储氢及有机液态储氢等,但仍存成本高、技术难度高等问题，产业化应用尚需时日。氢气运输分为气态输送、液态输送和固态输送，气态和液态为目前的主流方式氢气运输分为气态输送、液态输送和固态输送，气态和液态为目前的主流方式：通常的输氢形式包含长管拖车、槽罐车、管道（纯氢管道、天然气管道混输），不同的储运方式具有不同特点及适应场景，如长管拖车适用于城市内配送、管道适用于国际跨城市与城市内配送。由于目前中国氢能产业处于发展初期，氢能市场规模较小，且氢能示范应用主要围绕工业副产氢和可再生能源制氢地附近，因此多采用长管拖车运输，这是当前较为成熟的运输

39、方式。23/39 3.加氢站：中国加氢站数量居全球首位，技术趋于成熟但建设成本较高加氢站：中国加氢站数量居全球首位，技术趋于成熟但建设成本较高 加氢站是氢能发展的重要基础设施，根据不同标准有多种分类：加氢站是为燃料电池汽车充装氢气燃料的专门场所，作为服务氢能交通商业化应用的中枢环节，是氢能源产业发展的重要基础设施。目前，根据不同标准，加氢站有多种分类：1）根据氢气来源不同，加氢站分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两种。）根据氢气来源不同，加氢站分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两种。外供氢加氢站通过长管拖车、液氢槽车或者管道输运氢气至加氢站后，在站内进行压缩、存储、加注等操作。站内制氢加氢站是在加

40、氢站内配备了制氢系统，制得的氢气经纯化、压缩后进行存储、加注。站内制氢包括电解水制氢、天然气重整制氢等方式，可以省去较高的氢气运输费用，但是增加了加氢站系统复杂程度和运营水平。因氢气按照危化品管理，制氢站只能放在化工园区，尚未有站内制氢加氢站。2）根据加氢站内氢气储存相态不同，加氢站可分为气氢加氢站和液氢加氢站两种。）根据加氢站内氢气储存相态不同，加氢站可分为气氢加氢站和液氢加氢站两种。全球液氢储运加氢站主要分布在美国和日本。相比气氢储运加氢站，液氢储运加氢站占地面积小，同时液氢储存量更大，适宜大规模加氢需求。3）根据供氢压力等级不同，加氢站可分为）根据供氢压力等级不同，加氢站可分为 35MP

41、a 和和 70MPa 压力供氢两种。压力供氢两种。用 35MPa 压力供氢时，氢气压缩机的工作压力为 45MPa，高压储氢瓶工作压力为 45MPa，一般供乘用车使用；用 70MPa 压力供氢时，氢气压缩机的工作压力为 98MPa，高压储氢瓶工作压力为 87.5MPa。压缩机、储氢瓶、加氢机是加氢站三大核心设备：压缩机、储氢瓶、加氢机是加氢站三大核心设备：24/39 1）氢气压缩机：）氢气压缩机：氢气压缩机是将拖车管束内氢气卸装，加压至储氢目标压强的关键设备。依据工作原理差异，主流氢气压缩机可分为往复隔膜式压缩机、活塞式压缩机。由于燃料电池汽车对氢气纯度要求较高（99.99%），隔膜式压缩机能够

42、较好保证气体纯净度，是目前的主流选择。2）储氢罐：）储氢罐：加氢站是利用站内储氢容器和车载氢瓶间的压差实现氢气加注，要求站内储氢压力高于车载供氢系统。为降低卸气过程压缩机能耗，提升氢气加注过程可控性，加氢站储氢罐或储氢瓶组通常按照 2-3 级压力分级设置，如 35MPa 加氢站可选择配置 45+22MPa 储氢罐组合，70MPa 加氢站则可配置90+65+40MPa 组合。3）加氢机：）加氢机：加氢机由控制系统、计量系统、加氢枪三大核心环节构成，并完成氢气加注的最终环节。中国加氢站数量快速增长：随着中石化等能源央企加大加氢基础设施的投资和建设力度，中国加氢站数量呈现快速增长趋势。根据中国氢能联

43、盟统计，截至 2022 年底，全球主要国家在营加氢站数量达到727 座，我国累计建成加氢站 358 座，其中在营 245 座，加氢站数量全球第一。国内加氢站主要分布在北京、山东、湖北、上海等燃料电池汽车产业发展较快的地区。“十四五”期间,随着全国“3+2”燃料电池汽车示范格局的正式形成，氢燃料电池汽车推广数量将快速增加，加氢站建设也将提速。根据车百智库的预测，到 2025 年中国将建成 1000 座加氢站。中国加氢站建设参与主体呈现多样化趋势：氢能产业各环节的企业都有参与加氢站建设的案例，如上游的能源、化工和气体公司以及专业的加氢站建设运营商和设备供应商，中游的燃料电池电堆和系统企业，下游的整

44、车企业和车辆运营企业。25/39 加氢站技术趋于成熟，建设成本依然较高：加氢站技术趋于成熟，建设成本依然较高：现阶段，加氢站技术趋于成熟，关键设备基本实现国产化。但是，当前加氢站的建设成本较高，根据车百智库数据，加注量 1000kg/d 的 35MPa 加氢站建设成本高达 1500 万元，是加油站的数倍，其中氢气压缩机、储氢装置、加注机、站控系统等占加氢站总投资约 60%。补贴政策、技术进步与规模效应带来的加氢站成本下降是提升加氢站数量的主要驱动因素：补贴政策、技术进步与规模效应带来的加氢站成本下降是提升加氢站数量的主要驱动因素：目前示范城市大多按照加氢站设备投资额或整体投资额的一定比例给予补

45、贴，并按照加氢能力设置补贴上限，最高补贴额 200-600 万元/站不等，同时给予加氢站销售补贴和税收优惠等扶持政策。传统石化企业普遍通过打造油气电氢合建站来拓展加氢基础设施网络。展望未来，加氢站建设运营成本仍有一定下降空间。根据车百智库的预测，到 2025 年，加氢站投资有望下降 30%左右，加氢站利用率的提升也将摊薄设备投资及运营成本。七、氢能应用七、氢能应用 氢能可以在工业、交通、建筑和电力等多个领域作为替代能源进行使用：作为二次能源，氢能在重工业、交通、建筑、电力行业中均有不同的应用场景，其中最主要的用途包括燃料用氢、原料用氢，以及储能用氢三类。26/39 1.目前氢能主要应用在工业和

46、交通领域目前氢能主要应用在工业和交通领域 目前氢能的成本较高，使用范围较窄，氢能应用处于起步阶段。氢能源主要应用在工业领域和交通领域中，在建筑、发电和发热等领域仍然处于探索阶段。根据 IEA 数据，2021 年全球氢气需求量超 9400万吨，同比增长 5%，其中增量中约 67%是来自化工领域。2021 年全球氢气需求来源中，炼油、合成氨、甲醇、钢材的氢气需求比例分别为 42.6%、36.2%、16.0%和 5.3%。根据中国氢能联盟预测，到 2060年工业领域和交通领域氢气使用量分别占比 60%和 31%，电力领域和建筑领域占比分别为 5%和 4%。2.碳中和目标下，氢能大规模推广应用刻不容缓

47、碳中和目标下，氢能大规模推广应用刻不容缓 根据中国氢能联盟数据，在 2020-2060 年间通过应用氢能有望实现超过 200 亿吨的累计减排量，其中交通行业累计减排量最大，约为 156 亿吨，钢铁行业累计减排量约为 47 亿吨，化工行业累计减排量约为 38 亿吨，而可再生氢将在交通、钢铁、化工等领域成为主要的零碳原料。3.工业领域：钢铁与化工行业有望成为绿氢发展的重要场景工业领域：钢铁与化工行业有望成为绿氢发展的重要场景 炼化领域是氢气重要的使用场景，到 2030 年炼化用氢需求将达到 4570 万吨：在炼化领域，氢气主要用于加氢硫化以去除原油中的硫含量，以及加氢裂化将重渣油升级为更高价值的产

48、品。全球对空气质量的持续关注的背景下，最终精炼产品中的硫含量持续降低，加氢裂化越发重要。根据高盛数据，目前炼化领域大约一半的氢气需求是通过炼油厂其他工艺或炼油厂集成的其他石化工艺产生的副产品氢来满足 27/39 的，而其余需求则通过专门的现场制氢或从外部采购的商业氢来满足。根据测算，到 2030 年，炼化用氢的需求量有望达到 4570 万吨。“双碳”目标下，钢铁行业面临巨大的碳减排压力：钢铁冶炼二氧化碳排放量较大，根据 KPMG一文读懂氢能产业，2020 年国内钢铁行业碳排放总量约 18 亿吨，占全国碳排放总量的 15%左右。实现“双碳”目标下，钢铁行业面临巨大的碳减排压力。根据各大型钢铁企业

49、公布的碳达峰碳中和路线图，结合中国钢铁行业协会减碳目标，假设到 2030 年，我国钢铁行业减碳 30%，则在此期间钢铁行业需累计减排 5.4 亿吨。氢冶金是钢铁行业实现碳中和目标的革命性技术：传统的高炉炼铁是以煤炭为基础的冶炼方式，根据车百智库数据，长流程高炉炼铁碳排放量约占整个钢铁生产碳排放的 70%。鉴于钢铁行业碳中和目标的紧迫性，钢铁行业必须采用突破性的低碳炼铁技术减少碳排放或通过 CCUS 技术实现脱碳。氢冶金通过使用氢气代替碳在冶金过程中的还原作用，实现源头降碳。氢冶金减碳技术路线主要分为两种：富氢还原高炉和氢气气基竖炉直接还原炼铁，根据中国氢能联盟数据，富氢还原高炉技术碳减排潜力可

50、达 20%左右，氢气竖炉气基竖炉直接还原炼铁碳减排潜力达到 95%。氢气作为氢冶金的基本原料，国内需求有望保持快速增长：根据百人氢能中心预测数据，预计到 2030年国内氢冶金产量可达 0.21-0.29 亿吨，约占全国钢铁总产量的 2.3%-3.1%。氢冶金的氢气需求约为191-259 万吨，其中约 92%来自焦炉煤气，剩余约 8%来自电解水制氢。到 2050 年，氢冶金钢产量为0.96-1.12 亿吨，氢冶金的氢气需求约为 852-980 万吨，其中焦炉煤气提供 166 万吨氢，剩余 814 万吨来自于绿氢。28/39 到 2030 年全球钢铁领域用氢量有望达到 568 万吨：根据我们的预测

51、，到 2030 年全球钢铁领域对氢气需求量有望达到 568 万吨。绿氢成本是决定氢冶金竞争力的关键因素：“十四五”期间，钢铁行业有望纳入碳排放权交易。随着碳价的提高，氢冶金对绿氢的价格接受度也将提升。根据百人会氢能中心预测，到 2030 年碳价将达到 200-250 元/吨 CO2，若届时绿电价格达到 0.15 元/kWh，电解水制氢电耗达到 4.5kWh/kg，则绿氢成本将降至 10.5-11.2 元/kg，氢冶金经济性将得以显现。尤其在可再生能源富集地区，绿氢成本具有较大下降空间，适宜开展绿氢氢冶金示范应用。化工行业是目前氢气消费的重要领域之一：氢气是合成氨、合成甲醇、石油精炼和煤化工行业

52、中的重要原料，还有小部分副产气作为回炉助燃的工业燃料使用。目前，中国的化工行业仍然属于以化石燃料为主要能源基础和原料的高耗能高碳排放行业。石油炼化作为石油化工行业的主要生产环节，对氢气的需求量大，大型炼化厂几乎均有场内制氢设备，采取天然气重整或煤气化作为主要氢气供给方式。合成氨、甲醇的生产在中国以煤化工为主要路径，工厂大多采用煤气化制氢的传统方式获取氢气。根据中国氢能联盟数据，2020 年化工行业用氢中，合成氨、甲醇、冶炼与化工所需氢气分别占比 32%、27%和 25%。目前，工业用氢主要依赖化石能源制取，未来通过低碳清洁氢替代应用潜力较大。合成氨对氢气需求量较大，到 2030 年全球合成氨用

53、氢需求有望达到 4087 万吨：合成氨主要用作制造尿素和硝酸铵等化肥的原料，根据 IEA 数据，尿素和硝酸铵等化肥需求占全球氨需求的 70%左右，剩余 30%的氨用于广泛的工业应用，包括炸药、合成纤维和特种材料。2021 年合成氨总产量约为 1.9 亿吨，生产 1 吨氨需要约 180kg 氢，2021 年合成氨对氢气的需求约为 3400 万吨，约占工业部门氢需求的三分之二。根据 IEA 数据，全球约 70%的合成氨原料为天然气，其余 30%的合成氨大部分来自煤炭。氨生产所需能源占全球能源需求的 1.3%，约占能源相关二氧化碳排放（包括工业过程排放）的 1%，生产 1吨氨平均会排放 2.2 吨二

54、氧化碳。通过绿氢生产合成氨有望有效降低合成氨领域碳排放强度。根据我们测算，到 2030 年全球合成氨对氢气的需求有望达到 4087 万吨，绿氢替代空间广阔。甲醇是第二大工业氢应用领域，到 2030 年全球甲醇用氢需求有望达到 1756 万吨：甲醛是甲醇体积最大的衍生物，用于生产建筑、汽车和消费品行业使用的树脂。在国内，甲醇是用煤炭生产高价值化学品(制造塑料的关键化学前体)的中间原料，是传统以石油为基础路线的替代品。根据 IEA 数据，每吨甲醇大约需要 130 公斤氢气作为原料，2021 年全球生产的 1.13 亿吨甲醇对氢气的需求约 1500 万吨。生产 1吨甲醇平均会产生 2.2 吨二氧化碳

55、，而以煤为原料的生产在国内占主导地位，约占全球总量的一半。与合成氨类似，绿氢是甲醇脱碳的重要手段，到 2030 年全球甲醇用氢需求有望达到 1756 万吨，绿氢替代空间广阔。29/39 到 2030 年中国化工行业绿氢年消费量将达到 376 万吨：未来，可再生氢能在化工行业的应用将主要包括既有传统工艺流程的可再生氢替代和新型化工生产的可再生氢利用两种模式。由于现代化工项目工艺复杂、投资大且周期长，可再生氢作为原料在化工生产中大规模利用需要进行较多产线的升级改造，短期内成本较高且风险较大，因此未来十年可再生氢将主要在既有传统工艺流程中发挥对传统化石能源制氢的替代作用，并在条件相对成熟的少部分可再

56、生氢新型化工项目中逐步开展试点应用。新型化工路径采取的工艺技术不同于现有传统生产路径，已有项目进行改造的难度大，因而仅适用于新建项目。根据中国氢能联盟测算，2030 年中国化工行业总可再生氢消费量将达到 376 万吨。4.交通领域：燃料电池需求快速增长，有望带动绿氢需求增长提速交通领域：燃料电池需求快速增长，有望带动绿氢需求增长提速 氢燃料电池汽车适用于中长途、高载重、固定路线货运场景：中长途指行驶里程在 400-800 公里左右，燃料电池相比纯电动技术的续航优势更加明显；高载重指燃料电池及储氢系统重量能量密度远高于电动汽车动力电池，大幅提升了重型货车载货能力；固定路线指车辆运营路线相对固定，

57、便于布局加氢站等配套基础设施。氢燃料电池产销量快速增长：根据中汽协数据，2022 年国内氢燃料电池汽车产销量分别为 3626 辆和3367 辆，同比分别增长 104.1%和 112.3%。根据香橙会氢能数据库统计，截至 2022 年底，全球燃料电池汽车保有量 67488 辆。2022 年全球主要国家销售燃料电池汽车 17920 辆，同比增长 9.9%。现阶段氢燃料电池汽车处于起步阶段，以氢燃料电池商用汽车为主。随着 5 大示范城市群相继落地，“十四五”期间我国燃料电池车及加氢站有望迎来大面积推广。根据中国汽车工程学会组织编制的节能与新能源汽车技术路线图 2.0，2025 年中国氢燃料电池汽车保

58、有量将达到 10 万辆左右，加氢站 1000 座，2030 年燃料电池汽车将达到 100 万辆左右，加氢站 5000 座。预期 2021-2025 年中国氢燃料电池汽车年复合增长率有望达到 68%，预期市场规模有望达到 800 亿元。到 2030 年全球氢燃料电池汽车用氢量有望达到 50 万吨：根据我们的预测，到 2030 年全球氢燃料电池汽车领域对氢气需求量有望达到 50 万吨 5.储能领域：氢储能有望成为绿氢需求的重要组成部分储能领域：氢储能有望成为绿氢需求的重要组成部分 光伏风电装机快速增长，弃风弃光问题逐渐凸显：截至 2022 年，全国风电装机达 3.65 亿千瓦、光伏发电 3.93

59、亿千瓦，光伏风电累计装机接近 8 亿千瓦，已占全国发电总装机的 29.5%。截止 2022 年，光伏风电发电量达到 1.19 万亿千瓦时，可再生能源发电量达到 2.7 万亿千瓦时，占全社会用电量的 31.6%。2022 年 2 月，国家发展改革委、国家能源局等 9 部门联合印发“十四五”可再生能源发展规划提出，2025 年可再生能源年发电量达到 3.3 万亿千瓦时左右，“十四五”期间可再生能源发电量增量在全社会用 30/39 电量增量中的占比超过 50%，风电和太阳能发电量实现翻番，意味着以风电光伏为代表的可再生能源发电的比重还将继续增大。但是，光伏风电发电具有随机性和间歇性，影响并网的稳定性

60、和连续性，同时装机迅速上量也带来了消纳问题，加大了系统调峰难度，造成弃风、弃光等问题，产生资源浪费。以氢作为储能载体，具备长周期、季节性优势，有助于解决可再生能源消纳问题：氢储能技术是利用光伏、风电等间歇性新能源发电所产生的富余电能或弃电，通过电解槽制氢，并经由压缩机储存在储氢罐中，在其他需要用电时段由燃料电池发电或通过管道、长管拖车等手段供应用电终端。相对于传统的储能方式，氢储能的存储规模更大，可达百万千瓦级，存储时间更长，可根据太阳能、风能、水资源等产出差异实现季节性存储。氢储能可以满足长周期、大容量储能要求，实现季节性失衡下所需的电力容量或时间跨度。此外，氢储能可以采用长管拖车、管道输氢

61、、液氨等储运方式，更具灵活性。氢能可以更经济地实现电能或热能的长周期、大规模存储，成为解决弃风、弃光、弃水问题的重要途径，保障未来高比例可再生能源体系的安全稳定运行。氢储能仍处于起步阶段，面临诸多挑战。氢储能目前仍处于起步阶段，根据车百智库和 KPMG 数据，2021 年国内氢储能装机量约为 1.5MW，氢储能渗透率不足 0.1%。目前氢储能仍面临诸多挑战：一方面，31/39 氢储能系统效率相对较低。根据车百智库、高盛和 KPMG 数据，氢储能的“电-氢-电”过程存在两次能量转换，整体效率 40%左右，低于抽水储能、锂电池储能等 70%左右的能量转化效率。另一方面，氢储能系统成本相对较高。当前

62、抽水蓄能和压缩空气储能成本约为 7,000 元/千瓦，电化学储能成本约为2,000 元/千瓦，而氢储能系统成本约为 13,000 元/千瓦，远高于其他储能方式。氢储能工艺流程较长，目前各环节的产业化程度还比较低，实现规模化发展仍需一定时间。氢储能的经济性取决于充（制氢）放（发电）电价差：根据车百智库数据，以 0.2 元/kWh 可再生能源发电电价计算，发电侧可再生能源制氢的成本超过 10 元/千克，按照单位千克氢气发电 20kWh 和 0.6元/kWh 售电价格计算，氢储能收益仅 12 元/kWh，仅与制氢成本持平。长期来看，随着可再生能源发电渗透率的提升，电价峰谷差将逐步拉大，火电等可调节电

63、源的陆续退出，氢储能的安全备用、季节性调峰的价值日渐突显，未来氢储能的综合经济性有望大幅提升。政策推动氢储能快速发展：2021 年，国家发改委、国家能源局印发关于加快推动新型储能发展的指导意见,将氢能纳入“新型储能”范畴，未来以可再生能源为主体的电力系统，不仅需要太阳能、风电等一次能源，也需要氢能作为能源的载体和储能与之配合。此外，山东、甘肃、青海、福建、湖南等省及城市在十四五后发布的产业发展行动计划中已开始培育“风光发电+氢储能”一体化模式以及其他氢储能规划，给予氢储能政策鼓励和支持。从长期角度来看，随着可再生能源发电渗透率的提升，不可再生资源发电的陆续退出，氢储能的安全备用以及季节性调峰的

64、优势将更加突出，未来氢储能的综合经济性有望提升，配合政策支持，氢储能未来的发展空间广阔。32/39 6.发电领域：目前氢燃料电池发电成本仍然较高发电领域：目前氢燃料电池发电成本仍然较高 纯氢气、氢气与天然气的混合可以为燃气轮机提供动力，从而实现发电行业的脱碳：氢能发电有两种方式。一种是将氢能用于燃气轮机，经过吸气、压缩、燃烧、排气过程，带动电机产生电流输出，即“氢能发电机”。氢能发电机可以被整合到电网电力输送线路中，与制氢装置协同作用，在用电低谷时电解水制备氢气，用电高峰时再通过氢能发电，以此实现电能的合理化应用，减少资源浪费。另一种是利用电解水的逆反应，氢气与氧气（或空气）发生电化学反应生成

65、水并释放出电能，即“燃料电池技术”。燃料电池可应用于固定或移动式电站、备用峰值电站、备用电源、热电联供系统等发电设备。这两种氢能发电均存在成本较高的问题。根据 KPMG 数据，目前燃料电池发电成本大约 2.50-3.00 元/度，而其他发电成本基本低于 1 元/度。燃料电池发电成本较高，主要原因为于质子交换膜、电解槽等核心设备主要依赖进口叠加原材料铂的价格昂贵。到 2030 年全球绿氢需求量有望达到 3320 万吨，CAGR 约为 112%：根据我们的测算，全球绿氢需求有望从 2021 年的 3.76 万吨增长到 2030 年的 3320.44 万吨，CAGR 有望达到 112.49%。33/

66、39 八、未来机遇八、未来机遇 1.产业展望：供应端技术持续突破、基础设施完善；应用端万亿市场加速爆发产业展望：供应端技术持续突破、基础设施完善；应用端万亿市场加速爆发 2.传统制氢路线：碳捕捉、提纯等环节存在机遇传统制氢路线：碳捕捉、提纯等环节存在机遇（1）化石燃料制氢：应用广泛的传统方案，提纯和）化石燃料制氢：应用广泛的传统方案，提纯和 CCUS 环节存在设备投资潜力环节存在设备投资潜力 煤气化制氢和天然气蒸汽重整（SMR）制氢是化石燃料制氢的两种主流方案。我国化石燃料制氢以煤制氢为主。煤制氢路线中，制备环节设备投资增量可能有限。提纯、碳捕集环节带来广阔的潜在设备需求。化石燃料制氢需经过提

67、纯工序，方可在燃料电池中使用；制氢反应产生大量二氧化碳，需要结合CCUS(碳捕集、封存和利用)技术，以降低碳排放。提纯和碳捕集环节存在较为广阔的设备投资空间。（2）CCUS：化石燃料制氢伴随大量碳排放，需要配合：化石燃料制氢伴随大量碳排放，需要配合 CCUS 技术技术 CCUS（Carbon Capture，Utilizationand Storage）即碳捕获、利用与封存。CCUS 是指将 CO2 从工业、能源利用或大气中分离出来，循环利用或永久封存的过程，是实现碳中和目标技术组合的重要构成部分。34/39 化石燃料制氢与 CCUS 集成应用可大幅降低碳排放，但现阶段成本较高。煤制氢的碳排放

68、量很高，约19kgCO2/kgH2；天然气制氢碳排放量约 10kgCO2/kgH2，因此直接使用化石燃料氢能不具备清洁能源层面的效益。煤制氢结合 CCUS 技术后，碳排放降至 2kgCO2/kgH2，但将增加约 12 元/kg 成本，使制备成本接近翻倍。因此，实现规模化应用仍需要 CCUS 技术成熟和成本降低。（3）化石燃料制氢）化石燃料制氢+CCUS 将成为制氢的重要路线将成为制氢的重要路线 CCUS 是推进碳中和的重要产业，发展空间庞大。化石燃料制氢+CCUS 将成为制氢的重要路线之一。（4）CCUS 主要参与者：制冷设备、油气设备企业试水碳捕集与应用主要参与者：制冷设备、油气设备企业试水

69、碳捕集与应用 CCUS 技术中，与化石燃料制氢直接衔接的是尾气碳捕集环节。二氧化碳捕集包括捕获分离、净化和压缩等工艺，本质是一种气体分离过程。其技术路线包括醇胺法、氨法、膜分离法、深冷法等。目前，醇胺法和氨法是国内外二氧化碳捕集最成熟的技术，我国醇胺化学吸收法技术已达国际水平。化学吸收所需设备主要为吸收塔，捕集和储运环节还需要增压机组、液化设备等装备。制冷设备、油气设备企业是 CCUS 相关设备赛道的主要参与者。二氧化碳增压机组、二氧化碳制冷机组及液化设备是碳捕集领域的重要设备，冰轮环境、冰山冷热等企业凭借自身技术积累布局相关领域；惠博普、广汇能源等油气设备企业则凭借产业链相关优势，发力 CC

70、US 整体解决方案，提供从二氧化碳捕集装置、输气管道到驱油设施的全套装备及工艺包。此外，前文提及的变压吸附和深冷分离赛道相关企业也有进入 CCUS 领域的潜力。（5）工业副产氢：丙烯和氢能产业共同推动，丙烷脱氢赛道前景可期）工业副产氢：丙烯和氢能产业共同推动，丙烷脱氢赛道前景可期 35/39 工业副产氢指生产化工产品时同时得到的副产物氢气，成本介于化石燃料制氢和电解水制氢之间。工业副产氢扩产取决于主产品需求，部分路线存在增长空间。从主要参与者来看，用于丙烷脱氢、乙烷裂解的成套装置，以及 PSA 提纯相关的成套装备存在投资机会。轻烃利用包括丙烷脱氢和乙烷裂解，可产生纯度五种主要工业副产氢方法的特

71、点及现状较高的副产氢，产能不断提升。焦炭、氯碱产业体量庞大，存在较大规模弃氢，提纯后可作为低成本氢源。合成氨、合成甲醇工艺成熟，未来前景广阔。丙烷脱氢(PDH)是丙烯生产的三大工艺之一，其主反应为丙烷分解为丙烯和氢气。丙烯产能缺口扩大，PDH 投资方兴未艾。3.核心设备电解槽需求有望快速增长核心设备电解槽需求有望快速增长电解槽是电解水制氢的核心设备。电解水制氢装置包括主体设备、辅助设备（BOP，Balanceof Plant）及电控设备三部分。主体设备由电解槽和附属设备一体化框架组成，电解槽为核心设备；辅助设备包括水箱、碱箱、补水泵和气体减压分配框架等；电控设备包括整流柜，配电柜等。电解槽是电

72、解反应发生的主要场所，由多个电解小室堆叠而成，是一种高度模块化的系统。碱性电解槽由多个电解小室构成，电极、隔膜和密封垫片是关键材料。碱性电解槽通常呈圆柱形，可采用串联单极性或并联双极性压滤式结构，由螺栓和两块端压板将极板夹在一起，形成多个分隔的小室，每个小室由电极、隔膜、垫片、双极板组成。电极、隔膜和密封垫片是碱性电解槽的关键材料。电极通常采用镍网或泡沫镍，其性能对电流密度和电解效率有决定性影响，其成本约占系统成本的 28%；隔膜用于将两极隔离开，要求保障气密性的同时，降低电阻以减少电能损耗；密封垫片用于解决极片之间的绝缘问题，其绝缘性能对电解效率、安全、系统使用寿命均有影响。（1）碱性电解槽

73、：）碱性电解槽：“大标方大标方”趋势下，制造工艺、集成能力和材料技术构成壁垒趋势下，制造工艺、集成能力和材料技术构成壁垒碱性电解槽“大标方”趋势明显，厂商致力于提高单槽产氢量。碱性电解技术已趋成熟，降本增效是商业化推广的关键。提高电解槽单体产氢量，有助于降低单位设备投资、摊薄运维成本，是降本增效的重要路径。目前，主流厂商均已推出单体产量 1000Nm3/h 以上的“大标方”电解槽。制造工艺、集成能力和关键材料技术构成碱性电解槽厂商的技术壁垒。（2）PEM 电解槽：结构和性能优势突出，材料成本较高电解槽：结构和性能优势突出，材料成本较高PEM 电解系统主要由电解槽和辅助系统（BOP）组成。电解槽

74、是电解反应制氢的核心装置，辅助系统则用于原材料（水）的处理、系统循环和氢气产物的干燥纯化等，主要包括电源供应系统、氢气干燥纯化系统、去离子水系统和冷却系统等部分。PEM 电解槽采用质子交换膜作为电解质，结构和性能具有一定优势。PEM 电解槽关键原材料有待国产化。目前，国内 PEM 电解槽产业规模较小，主要原因为关键材料质子交换膜生产技术由欧美、日本等巨头垄断，国内电解槽厂商使用的质子交换膜主要向杜邦进口，成本和供应链均面临一定压力。此外，PEM 电解槽使用的贵金属催化剂也存在进口依赖性。国内 PEM 电解槽产业的发展，需要国产关键材料环节的进一步突破。36/39 （3）电解槽全球竞争格局：中国

75、和欧洲企业产能规模领先，主要参与者积极扩产）电解槽全球竞争格局：中国和欧洲企业产能规模领先，主要参与者积极扩产从产能布局来看，中国和欧洲企业产能规模领先，主要参与者积极扩产。2022 年 11 月，BNEF 估计了全球各大电解槽企业产能规划情况，2022、2023 年底预计产能排名前 20 企业分别如下。根据以上数据，2022 年底，全球电解槽产能 Top20 企业产能共计 14GW，其中中国企业 8 家，产能共计 6.7GW，以 ALK 路线为主；欧洲企业 9 家，产能共计 4.7GW。2023 年底，预计全球电解槽产能 Top20 企业产能共计 26.4GW（同比+89%），其中中国企业

76、9 家，产能共计 9.1GW；欧洲企业 7 家，产能共计10.2GW。（4）电解槽国内竞争格局：）电解槽国内竞争格局：2022 年年 CR3 达到达到 73%，新入者层出不穷，新入者层出不穷从出货规模来看，考克利尔竞立、派瑞氢能和隆基氢能居国内企业第一梯队。GGII 统计，2022 年我国电解水制氢设备出货量 722MW（含出口），同比增长 106%。考克利尔竞立出货 230MW，排名维持第一；派瑞氢能位居第二，隆基氢能首次跻身第三。市场玩家增加，国内市场集中度有所下降。我国电解槽出货量 TOP3 厂商 2022 年共计出货 527MW，市占率合计 73%，CR3 较 2021 年下降 10

77、个百分点。这意味着随着国内电解槽参与者增多，市场集中度有所下降。值得注意的是，2022 年国内出货量 TOP3 的电解槽厂商最大订单均来自中国石化新疆库车绿氢示范项目，该项目共采购 52 台 1000 标方碱性制氢设备。因此，若不考虑大订单，国内电解槽市场集中度或许进一步下降，市场仍处于高成长、竞争格局未确定的阶段。37/39 九、相关公司九、相关公司 1.昇辉科技昇辉科技昇辉新能源是昇辉科技的控股子公司，专门布局氢能产业，构建了“3+3”的氢能战略：1）一方面战略投资飞驰科技、国鸿氢能、鸿基创能这 3 家产业链头部企业，携手合作伙伴搭建氢能生态圈和产业联盟；2）另一方面通过自主运营，搭建氢车

78、运营平台、制氢装备、氢能电气零部件 3 大板块，构筑强大的竞争优势。作为昇辉新能源制氢板块的实施主体，广东盛氢制氢设备有限公司自 22 年 5 月注册以来，仅用 3 个多月的时间推出了首台套 100 标方碱性电解水制氢设备产品，达到国际一级制氢能效标准。到 22 年第四季度，盛氢产品产氢能力实现从 100 标方到 1000 标方的跨越，满足市场对大标方产品的需求。2.华电重工华电重工中国华电于 2020 年 7 月成立中国华电氢能技术研究中心，在碱性和 PEM 制氢设备均有布局：1）碱性制氢：2022 年 7 月，中国华电首套 1200Nm/h 碱性电解槽产品下线，电流密度提高约 30%，整体

79、重量减少近 10%，直流能耗指标小于 4.6 千瓦时每标方氢气；在 1.6MPa 运行压力下，该电解槽的额定产氢量达到 1200Nm/h；2）PEM 制氢：2022 年，华电重工投资并控股通用氢能，通用氢能拥有氢能燃料电池核心材料产品气体扩散层、质子交换膜及催化剂的生产配方、生产工艺、核心技术。2022 年 11 月 16 日，华电重工发布公告，与内蒙古华电氢能科技有限公司，签署内蒙古华电包头市达茂旗 20 万千瓦新能源制氢工程示范项目 PC 总承包合同制氢站部分，合同金额 3.45 亿元，将于 2023年内投产。项目规划建设风电和光伏总容量 20 万千瓦，其中 12 万千瓦风电、8 万千瓦光

80、伏，配套建设38/39 电解水制氢站和电化学储能 2 万千瓦时；不超过项目新能源总发电量的 20%输送电网，其余电量用于配套的制氢站消纳。项目建成后风电光伏年发电量达 5.65 亿千瓦时，年制绿氢量达 7800t。3.华光环能华光环能公司在选择氢能业务方向时考虑公司自身装备制造的优势，选择在上游制氢环节切入，主攻碱性水电解槽制氢技术、装备及系统集成。在与现有业务协同方面：1）制作制氢设备所需的原材料、吊装设备及场地可充分利用公司装备制造的已有资源，且公司研发人员经验丰富、制造人员技术娴熟，能快速熟悉新领域并与大连理工研发人员高效配合；2）公司投资新设华光碳中和技术发展有限公司，将通过开展碳减排

81、技术梳理、外部合作及技术引进并孵化输出等，带动公司装备制造和工程板块的产业输出，未来公司将积极探索现有业务与氢能等新能源的协同发力的可能性。2022 年 11 月，华光环能表示，公司实现了碱性水电解槽制氢技术、装备及系统集成的成功落地，历时70 天完成了 30m/h 制氢设备及系统的研发和生产，设备已发往成都进行中试试验。公司研制的制氢设备，对主副电极结构进行了改进，采用新型环保隔膜材料，大幅提高了电流密度，同等产氢量下，设备体积大幅减小。在此基础上，公司计划试制下线大型可商业化应用水电解槽制氢设备。4.隆基绿能隆基绿能公司作为全球光伏龙头企业，主业为组件一体化企业，光伏组件出货高增，组件盈利

82、保持坚挺，技术储备丰富，处于行业领先地位。隆基于 2021 年成立子公司正式进军氢能产业，将光伏与制氢深度融合当前研发的核心航道是降低制氢的单位电耗，2 月推出世界领先的制氢装备系列产品隆基 ALKHi1，直流电耗满载状况低至 4.3 千瓦时每立方米，Hi1plus 产品低至 4.1 千瓦时每立方米，可以降低 10%以上的直流电耗，大幅降低 LCOH，驱动绿氢经济性提升。产品适合的场景可以根据项目的具体情况和财务假设来确定。Hi1 适用于 1500-5000 小时，比如纯风电、纯光伏、风光互补等；Hi1plus5000 小时以上，比如绿电交易、多能互补等。隆基氢能 21 年实现 500MW 产

83、能，22 年实现 1.5GW 产能，预计 25 年达到 5-10GW。5.阳光电源阳光电源公司是全球逆变器龙头企业，业务包括光伏逆变器、电站投资开发以及储能系统。阳光电源从光伏制氢入局氢能，成立全资子公司阳光氢能，并与中国科学院大连化学物理研究所展开合作。阳光氢能已建有国内首个光伏离网制氢及氢储能发电实证平台、国内最大的 5MW 电解水制氢系统测试平台、PEM 电解制氢技术联合实验室，及年产能 GW 级制氢设备工厂。阳光氢能独立生产 1000 标方碱性制氢系统、兆瓦级 PEM 制氢系统对应的电解槽，可以提供包括制氢电源、电解槽、智慧氢能管理系统在内的成套系统解决方案。2019 年，阳光电源在山西晋中签订了一个 300MW 光伏和 50MW 制氢综合示范项目；同年在山西举行 200MW 光伏发电项目（一期）开工暨二期 500MW 光伏制氢项目签约仪式。2022 年，为内蒙古综合能源站项目提供碱性水电解制氢装置，为宁夏等地项目提供 200 标方 PEM 制氢装置。