氢能源专题报告：新能源、轻能源、氢能源

氢能源专题报告：新能源、轻能源、氢能源一、政策梳理氢能扶持政策密集出台。我国早期氢能政策较少，多为鼓励支持、技术创新等。2019年两会期间，氢能被首次写进《政府工作报告》，全国各地掀起了氢能发展热潮。随后，燃料电池汽车示范应用政策的发布、新能源汽车产业发展规划（2021-2035）的发布以及“双碳”目标的设定，均为氢能产业及氢燃料电池汽车的发展注入动力。北京市带头打造氢能试点示范城市。截至目前，全国已有20余省或直辖市发布了氢能产业链相关政策，其中北京市充分利用研发实力突出、产业基础完备、氢能供给多元、应用场景丰富等优势，在全国氢能产业发展中发挥带头示范作用。早在2008年奥运会期间，北京投放了20余辆燃料电池汽车，并建设了一座日加氢20kg的加氢站。经过十余年的产业培育和发展，北京市力争成为有国际影响力的氢燃料电池汽车科技创新中心、关键零部件制造中心和高端应用示范推广中心。今年多省发布“十四五”氢能产业规划。据不完全统计，今年北京、山东、河北、河南等省份相继出台十四五氢能发展规划或扶持政策，并从产业规模、企业数量、燃料电池汽车、加氢站等方面明确阶段目标。中国氢能联盟预测，2025年中国氢能产业产值将达到1万亿元。国际氢能产业进入快速发展期。美国、欧洲、俄罗斯、日本等主要工业化国家和地区均已将氢能纳入国家能源战略规划，氢能产业的商业化步伐不断加快。根据国际氢能委员会最近发布的报告，自今年2月以来，全球范围内已经宣布了131个大型氢能开发项目，全球项目总数达到359个。预计到2030年，全球氢能领域的投资将激增至5000亿美元。国际氢能委员会预测，到2050年，全球氢能产业将创造3000万个工作岗位，减少60亿吨二氧化碳排放，创造2.5万亿美元的市场规模，并在全球能源消费占比达到18%。该报告特别指出，中国未来有望领跑全球氢能产业发展。预计到2050年，氢能在中国能源领域的占比有望达到10%。二、氢能产业链各环节现状分析及前景展望（一）制氢根据世界能源理事会的定义，“灰氢”是通过化石能源、工业副产等伴有大量二氧化碳（CO2）排放制得的氢；“蓝氢”是在灰氢的基础上，将CO2副产品捕获、利用和封存(CCUS)，实现低碳制氢；“绿氢”是通过可再生能源（如风电、水电、太阳能）等方法制氢，生产过程基本不会产生温室气体。目前国际主要使用天然气制氢，我国则以煤制氢为主。目前，全球制氢技术的主流选择是化石能源制氢，主要是由于化石能源制氢的成本较低，其中天然气重整制氢由于清洁性好、效率高、成本相对较低，占到全球48%。我国能源结构为“富煤少气”，煤制氢成本要低于天然气制氢，因而国内煤制氢占比最大（64%），其次为工业副产（21%）。根据中国氢能联盟与石油和化学规划院的统计，2019年我国氢气产能约4100万吨/年、产量约3342万吨/年。整体而言，据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》估算，2030年我国氢气的年需求量将从3342万吨增加至3715万吨，2060年则增加至1.3亿吨左右。“蓝氢”则成为“灰氢”过渡到“绿氢”的重要阶段。灰氢中工业副产制氢，具有生产成本较低、技术成熟、效率高等优点，预计未来我国PDH扩产将超过3000万吨/年，即使按3000万吨/年测算，预计将带来90万吨/年以上的副产氢潜在增量，增长潜力可观。虽然蓝氢在灰氢的基础上结合CCS技术，成本有所提升，但是依然低于绿氢成本，因此看好蓝氢未来的增长空间。绿氢其经济性受电价的影响较大。如果按照平均工业电价0.6元计算，产氢成本约40-50元/kg，明显偏高。据估算，当电价低于0.3元时，电解水制氢成本与其他工艺路线相当。从增长空间来看，受益于可再生能源成本下降以及碳排放约束，2020-2030年间绿氢比例将从3%上升15%。2050年我国氢气需求量将接近6000万吨，长期来看，绿氢占比有望大幅提升。我们看好灰氢中的工业副产制氢、蓝氢、以及绿氢的未来发展前景。1、灰氢：

目前我国以煤制氢为主，未来工业副产氢规模有望提升灰氢主要来源有化石能源制氢、工业副产制氢，具有生产成本较低、技术成熟、效率高等优点，但其制备过程中的碳排量较高，不利于实现“双碳”目标。其中，化石能源制氢主要包括煤、天然气、甲醇制氢；工业副产氢主要包括焦炉煤气、氯碱尾气、PDH、乙烷裂解等为主的工业副产气制氢。1）灰氢来源主力军：化石能源制氢我国煤制氢产量最大，成本最低。煤制氢是通过将煤炭与气化剂混合后在高温高压条件下进行反应生成混合气体，通过后续工艺提纯除杂后，获得高纯氢气。2019年我国煤制氢产量达到2124万吨/年，占我国氢气总产量的64%。煤制氢是工业大规模制氢的首选，是我国目前成本最低的制氢方式，该技术路线成熟高效、可稳定制备，但其设备结构复杂、运转周期相对较低、投资高、配套装置多，且碳排放量较高。天然气制氢是化石能源制氢的理想方式。天然气制氢是将预处理后的天然气与水蒸气高温重整制合成气，在中温下进一步变换成氢气与CO2，再经冷凝、变压吸附最终得到产品氢气。天然气在各类化合物中氢原子质量占比最大，储氢量为25%，故以天然气为原料的制氢技术具有耗水量小、CO2排放低、氢气产率高、对环境影响相对较小的优点，是化石能源制氢路线中理想的制氢方式。2019年我国利用天然气制氢产量为460万吨/年，占我国氢气总产量14%。甲醇制氢运输简便、即产即用，但成本较高。甲醇制氢是甲醇和水蒸气在200℃条件下通过催化反应，生成氢气和CO2的混合气体，而后经过变压吸附得到高纯度的氢气。该工艺投资少、污染相对较小，且甲醇常温下为液体、便于储存运输，氢气可“即产即用”。但由于甲醇制氢总体成本较高，只适合小规模制氢。2）灰氢增长潜力：工业副产氢成本低、潜在增量大由于氢气在焦炭、氯碱、PDH和乙烷裂解工艺中并非首要产物，若仅考虑其原料消耗和少量制造费用，以及氢气提纯成本，测算的副产气体用于氢的综合成本为5-6元/kg，明显低于化石能源制氢。工业副产氢可为氢能产业发展初期提供低成本、分布式氢源。目前焦炉煤气副产氢可供给量最大。焦炉煤气主要成分为氢气和甲烷，通过压缩工序、预处理工序、变压吸附工序和净化工序后制得氢气。同时为使系统排放的污水能达到环保要求，一般配有一套污水处理工序。2020年我国焦炭产量为4.71亿吨，按1吨焦炭副产400立方米焦炉煤气、回炉自用50%计算，全国焦炉煤气产量942亿立方米；按照含55%左右的氢气、PSA氢气回收率92%估算，我国焦炉煤气可副产氢气428.5万吨，是未来我国工业副产氢最大的供给来源。考虑到“十四五”期间，我国焦化行业仍将进一步化解过剩产能，未来难有焦炭扩产带来的潜在增量。氯碱制氢是最“绿”的灰氢。氯碱工业以食盐水为原料，利用隔膜法或离子交换膜法生产烧碱、聚氯乙烯（PVC)、氯气和氢气等产品。氯碱副产氢具有氢气提纯难度小（提纯前氢气纯度可达99%左右）、耗能低、自动化程度高等优点，特别是使用该法获取氢气的过程中不产生CO2，相对绿色无污染。2020年我国烧碱产量3643万吨/年，按每生产1吨烧碱副产280立方米氢气测算，每年副产氢总量可达91万吨，其中60%的氢气被配套的PVC和盐酸装置所利用，可对外供氢约36万吨。未来我国氯碱装置新增产能有限，副产氢潜在增量有限。PDH副产氢潜力大。PDH是制备丙烯的重要方式，2020年占比达17%。丙烷在催化剂条件下通过脱氢生成丙烯，其中氢气作为丙烷脱氢的副产物，可作为产品外售，从而提高装置整体盈利水平。2020年我国已经投产的PDH装置合计产能776万吨/年，按装置平均开工率80%、1吨PDH副产38千克高纯氢气计算，PDH副产氢达23.6万吨/年。预计未来我国PDH扩产将超过3000万吨/年，即使按3000万吨/年测算，预计将带来90万吨/年以上的副产氢潜在增量。受乙烷来源有限等因素影响，乙烷裂解副产氢相对要小。乙烷蒸汽裂解制乙烯技术较为成熟，已成功应用数十年，技术上不存在瓶颈，且副产的氢气杂质含量低于焦炉气制氢，纯度较高。乙烷蒸汽裂解制乙烯工艺以项目投资低、原料成本低、乙烯收率高、乙烯纯度高等优势引起国内炼化企业的广泛关注。按卫星石化250万吨/年和中国石油140万吨/年乙烷蒸汽裂解产能测算，乙烷蒸汽裂解行业副产氢约22万吨/年。整体来看，煤制氢占比趋势有望下降，工业副产氢将大有可为。由于煤制氢会产生大量CO2，在考虑碳交易价格的情况下，其制氢成本将有所上升；另外，今年以来煤价大幅上行也助推了煤制氢成本抬升。由于工业副产氢的低成本优势，预计未来其占比将进一步提升。2、蓝氢：

减碳时代，“灰氢”向“绿氢”的过渡世界制氢工业正处于从“灰氢”到“蓝氢”的转变阶段，推行“蓝氢”势在必行。化石能源制氢虽然成本低，但碳排放水平较高，通过引入CCUS技术，可有效降低化石能源制氢过程中的碳排放水平。据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》估算，2030年我国氢气的年需求量将从3342万吨增加至3715万吨，2060年则增加至1.3亿吨左右、在终端能源体系中占20%。在“碳中和愿景下的低碳清洁供氢体系”下，脱碳是氢能产业发展的第一驱动力。“蓝氢”则成为“灰氢”过渡到“绿氢”的重要阶段，对推动建立氢能经济有重要作用。CCUS技术是指将CO2收集分离再利用，或输送到封存地点，避免直接排放到大气中的技术。在煤制氢耦合CCUS技术中，煤炭经过气化生成合成气，合成气经过水汽变换后得到富氢和富CO2气体，再进一步经脱硫脱碳工艺得到氢气和CO2，所得CO2进行再利用或封存。以我国CCS（CO2捕集与封存）示范项目为例，神华煤直接液化厂煤气化制氢过程中会排放部分CO2尾气（体积分数约为87.6%），尾气经过使用CO2压缩机将高浓度CO2尾气加压，再经过脱油脱硫等除杂工序，提高CO2的纯度，然后通过变温变压吸附（TSA）脱水，随后CO2尾气被冷冻、液化及精馏，再经深冷后送球罐存贮，封存至地下多层盐水层中。在石油化工尾气回收氢气结合CCUS技术中，我国已有企业开发DIMERVSA/PSA耦合工艺系统，把含约51%CO2和30%氢气的炼油制氢尾气，以低能耗高效率地从制氢尾气中分离回收氢气（纯度>99%）和CO2（纯度>95%），后续可再将高纯度CO2进行利用、封存。结合CCS技术可使煤制氢碳排放当量下降约一半。煤制氢碳排放核算范围涵盖原煤开采、原煤洗选、煤炭铁路运输、煤炭制氢、CO2捕集与压缩、CO2管道运输、CO2陆上盐水层封存七个环节。采用CCS技术前，煤制氢碳排放测算为22.66kgCO2eq/kgH2。其中，煤炭制氢环节碳排放贡献最大，占比92.3%；其次为煤炭开采和洗选环节，占比7.5%；煤炭运输环节碳排放可近似忽略不计。采用CCS后，煤制氢碳排放量下降至10.52kgCO2eq/kgH2，降幅53.5%。该数值依然是一个较高的排放水平，主要原因在于结合CCS的煤制氢系统消耗大量电力导致大量间接温室气体排放、CO2捕集设施难以捕集煤制氢的所有直接碳排放，以及煤炭开采过程排放了大量的CO2和CH4等温室气体。结合CCS技术提升了化石能源制氢成本，但仍低于电解水制氢成本。在不考虑碳交易价格时，两种采用CCS的化石能源制氢方式中，无、有CCS天然气制氢（SMR，蒸汽甲烷重整）成本分别约为18、24元/kg，结合CCS后成本上升约33.3%；无、有CCS煤制氢成本分别约为11、20元/kg，结合CCS后成本上升约81.8%，但仍低于电解水制氢成本。3、绿氢：光伏制氢最具潜力，龙头企业纷纷布局“绿氢”全称可再生能源电解水制氢。电解水制氢的原理是在充满电解液的电解槽中通入直流电，水分子在电极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气。根据电解槽隔膜材料的不同，电解水制氢主要分为碱性电解水、质子交换膜电解水（PEM）和固体氧化物电解水（SOE）三类。其中，碱性电解水技术已经实现工业规模化产氢，技术成熟；PEM处于产业化发展初期；SOE还处在实验室开发阶段。预计在较长时间内，碱性电解水制氢仍是主要的电解水制氢手段。碱性电解水制氢技术成熟，配套成本低，但耗电量高于其他技术路线；PEM在耗电量和产氢纯度方面都占优，但由于质子交换膜等核心部件依赖进口，电解槽成本昂贵，因此总体成本比电解水制氢高40%左右。随着核心部件国产化、技术进步及规模效应降本，根据中国电动汽车百人会的预计，2030年PEM在电解水中的市占率将达到10%。电解水制氢的经济性主要取决于电费。根据中国氢能联盟的数据，2020年我国化石能源制氢占比达67%，而电解水制氢只占3%。当前化石能源制氢由于成本优势占据主导，但长期来看，二氧化碳的大量排放与“双碳”目标背道而驰。电解水制氢具有绿色环保、生产灵活、纯度高等优势。以目前主流的碱性电解水为例，制氢效率约5度/立方米，电费成本约占85%，因此其经济性受电价的影响大。如果按照平均工业电价0.6元计算，产氢成本约40-50元/kg，明显偏高。据估算，当电价低于0.3元时，电解水制氢成本与其他工艺路线相当。长期来看，绿氢占比有望大幅提升。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》的预测，受益于可再生能源成本下降以及碳排放约束，2020-2030年间绿氢比例将从3%上升15%。2050年我国氢气需求量将接近6000万吨，在终端能源体系中占比10%，其中绿氢比例进一步增长到70%。短期来看，绿氢占比受具体项目影响较大。如中国石化今年2月在新疆库车规划1GW光伏制氢项目，预计年产氢气2万吨，建成后将成为全球最大的绿氢生产项目。目前全国大部分地区的光伏度电成本在0.3-0.4元，午间光伏的“谷电”成本还要更低，青海等优质资源地区已降至0.2元。总体而言，光伏制氢是最具潜力的电解水制氢方式，目前已经初具经济性。电解水市场集中度高。碱性电解水设备成熟，国内主要厂商包括中船重工718所、考克利尔竞立（苏州）、天津大陆等，国外主要厂商包括NEL（挪威）、Mcphy（法国）、IHT（瑞士）等；PEM电解水仍在商业化初期，降本增效是后续目标，上述龙头企业也积极参与PEM电解水设备的研发和改进。光伏、石化等跨界龙头企业纷纷布局。隆基股份、阳光电源、中国石化、宝丰能源等跨界龙头企业已开始纷纷布局光伏制氢赛道，从技术研发、工程建设、商业模式等多方面展开探索。（二）中游储运：目前仍以高压气态为主，储氢材料突破将助力氢能大发展氢是所有元素中最轻的，在常温常压下为气态，密度仅为0.0899

kg/m3

，是水的万分之一，因此其高密度储存一直是一个世界级难题。储氢问题有待突破，氢能将迎来繁荣发展。高压气态储氢是目前最常用并且发展比较成熟的储氢技术，其大规模的运输的方式是管道运输。我国目前正不断建设氢气管道工程，中国石油天然气管道工程有限公司中标河北定州至高碑店氢气长输管道项目，拟建设管道全长达145公里。这条管道拟建设管径508毫米，设计运输量10万吨/年。未来管道输送氢气压力等级升级和氢气管道规模扩大能降低氢能管道输送成本。液态储运的储氢密度高，能运送大量氢气，适用长距离运输氢气运。但液体转化成本高，我国油气公司在LNG和LPG领域有丰富的经验和运输车辆储备，未来伴随成本下降，有望在液态氢气运输上具备竞争力。相对另两种运输方式,固态运输技术难度较大，还有待发展。加氢站是氢能产业发展的重要环节，自2014年以来，全球加氢站的数量不断增长，到2020年底达到了553站。中集集团在氢能源领域布局多年，具有一定的优势。1、技术分为高压气态储氢、低温液态储氢和储氢材料储氢储运氢气的方式主要分为气态储运、液态储运和固态储运（储氢材料）。我国目前氢气运输的主要方式是高压气态长管拖车为主，但是未来有望同时发展气、液、固三种储运方式。1）气态储氢：目前以长管拖车为主，未来将发展管道运输高压气态储氢是目前最常用并且发展比较成熟的储氢技术，其储存方式是采用高压将氢气压缩到一个耐高压的容器里。目前所使用的容器是钢瓶，它的优点是结构简单、压缩氢气制备能耗低、充装和排放速度快。但是存在泄露爆炸隐患，安全性能较差。当前以长管拖车的运输方式为主，未来更大规模发展需依靠管道运输。高压气态长管拖车的运输方式，运输量较小，运输途中交通风险较大，仅适用于少量氢气、短距离的运输需要，目前与我国氢能应用的少相匹配。这种运输方式的好处是前期投资要求低，技术成熟。未来随着氢能在所有能源中的占比提升，势必要发展其他储运方式。更大规模的运输的方式是管道运输。因为氢气容易在接触普通钢材时发生“氢脆”的现象，所以管道必须使用蒙耐尔合金等特殊材料，导致管道运输的前期投资成本大，高达500万/km。但是运输氢气量也巨大,适合有固定站点大量使用氢气的情况。截至2017年底，我国氢气管道总里程约400公里，主要分布在环渤海湾、长三角等地。我国目前正不断建设氢气管道工程。中国石油天然气管道工程有限公司中标河北定州至高碑店氢气长输管道项目，拟建设管道全长达145公里。这条管道拟建设管径508毫米，设计运输量10万吨/年。还将在河北保定徐水区崔庄镇建立氢气母站，以供应雄安新区。氢能应用若想大规模商业化，势必要解决运输管道规划施工问题。我国目前的氢气多为工业副产氢，来源于煤炭行业，产地多在北方内陆地区。应用则多在东部沿海较发达地区。从氢能产地到氢能应用地有上千公里的距离，且东部地区氢能用量大，采用拖车运输的方式无法解决东部地区氢能短缺的问题，建设长距离氢气运输管道势在必行。虽然运输管道建设成本高，但是未来管道输送氢气压力等级升级和氢气管道规模扩大能降低氢能管道输送成本。2）液态储氢：产业化仍需成本下降液态储运的储氢密度高，能运送大量氢气，适用长距离运输氢气运。但液态氢的密度是气体氢的845倍。液态氢的体积能量密度比压缩状态下的氢气高出数倍，如果氢气能以液态形式存在，那它替换传统能源将水到渠成，储运简单安全体积占比小。但事实上，要把气态的氢变成液态的并不容易，液化1kg的氢气需要耗电4-10

kWh，液氢的存储也需要耐超低温和保持超低温的特殊容器，储存容器需要抗冻、抗压以及必须严格绝热。我国油气公司在LNG和LPG领域有丰富的经验和运输车辆储备，若成本下降得以实现，未来有望在液态氢气运输上具备竞争力。目前海外超过1/3的加氢站使用液态储运的方式。3）固态储氢：发展前景广阔，但技术尚未成熟另一种运输方式是使氢气溶于液氮或有机液体中进行运输。这种方式对化学反应条件较严苛。相对另两种运输方式,固态运输技术难度较大，还处于研发阶段。未来若氢能市场扩张迅速，且固态运输达到应用要求，那么固态运输能发挥储氢密度高、运输氢气量大的优势。储氢材料种类非常多，主要可分为物理吸附储氢和化学氢化物储氢。其中物理吸附储氢又可分为金属有机框架（MOFs）和纳米结构碳材料，化学氢化物储氢又可分为金属氢化物（包括简单金属氢化物和简单金属氢化物），非金属氰化物（包括硼氢化物和有机氢化物）。2、加氢站数量不断增加，全球2020年底达到553座加氢站是氢能产业发展的重要环节，其作用类似加油站给汽油/柴油车加油，加氢站是给氢动力车提供氢气的燃气站。自2014年以来，全球加氢站的数量不断增长，到2020年底达到了553站。多个主要国家对加氢站的建设有部署，希望通过加氢站的建设提高氢能在能源使用中的占比。如日本在《氢能基本战略》提到到2050年要用加氢站逐步替代加油站。亚洲国家氢能替代加速，2018年加氢站规模增速首超欧洲。3、氢气储运加环节产业链公司梳理（三）燃料电池汽车2050年，氢能源将承担全球18%的能源需求，有望创造超过2.5万亿美元的市场，燃亮电池汽车将占据全球车辆的20-25%。虽然当前整体基数较小，但近年来氢能源汽车都保持了较高的销量和保有量增速，2016年和2019年年复合增长率分别为63%和114%。截止2020年底，我国氢能源汽车保有量为7,352辆。燃料电池具有效率高、污染小、噪声低、充能快等优势。2020年全球燃料电池出货量1318.7MW，市场规模42亿美元。燃料电池降本空间大，据测算，我们认为2020-2030年每年系统成本下降14%左右。长期来看，燃料电池汽车仍将是燃料电池市场的增长主力。根据预测，2020-2025年全球燃料电池市场年复合增长16.64％，2025年将达到90.5亿美元。可以看出燃料电池和氢能源汽车未来市场发展空间大，看好燃料电池和氢能源汽车发展前景。1、燃料电池汽车：

氢能源汽车1）氢能源是理想的汽车动力来源，我国氢能源车尚处于起步阶段根据国际氢能委员会预计，2050年，氢能源将承担全球18%的能源需求，有望创造超过2.5万亿美元的市场，燃亮电池汽车将占据全球车辆的20-25%。氢能源热值高，约为石油的三倍以上，是理想的化石燃料替代品。氢能源燃烧使用后不产生任何有害或温室气体，对我国实现“碳达峰”、“碳中和”等目标具有重要意义。氢能源汽车及配套的加氢站是氢能源产业链的主要下游。相比于传统汽车，氢能源汽车使用氢燃料电池作为动力来源，具有能量转换效率高和完全无污染的优点。相比于锂电池电动车，氢能源汽车除了不受温度影响、续航里程更长以外，还具有能迅速补充燃料（3~5分钟）的优点。然而，不同于锂电池电动车可以利用现有电网建造充电站，氢能源汽车使用的加氢站目前完全依赖长管拖车运输，效率较低且成本较高。加氢站成本高昂、数量稀少加上汽车自身成本较高等一系列原因制约了氢能源汽车的发展，目前氢能源汽车尚未得到大范围应用。目前，氢能源汽车的主要应用范围集中在商用车领域。根据新能源汽车国家检测与管理平台的统计数据，截止2019年底，国内氢燃料电池汽车中物流用车占比60.5%，公交、通勤等客车占比39.4%，乘用车仅用于租赁且占比仅0.1%。经过多年的研究和发展，目前中国在氢能源制造、储运、燃料电池等方面发展迅速，为氢能源汽车的发展提供了良好的基础。虽然整体基数较小，但近年来氢能源汽车都保持了较高的销量和保有量增速，分别由2016年的629辆和639辆上升至2019年的2,737辆和6,175辆，年复合增长率分别为63%和114%。2020年受新冠疫情影响，销量下降为1,177辆。截止2020年底，我国氢能源汽车保有量为7,352辆。2）氢能源下游应用-汽车整车（1）在日趋严苛的环保需求下，政策加大产业扶持力度。在减少碳排放的全球趋势下，我国及美欧日等发达国家和地区都将发展新能源作为战略目标，氢能源汽车在其中都占据重要地位。氢能源汽车是我国新能源汽车发展的主要技术路径之一。氢能源汽车在《国家创新驱动发展战略纲要》《中国制造

2025》《汽车产业中长期发展规划》

等重要战略纲要中，均被列为要大力发展的产业。2016年发改委与能源局编制的《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》和《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》将发展氢能源燃料电池和氢能源汽车作为重点任务。《“十四五”规划》和《新时代的中国能源发展》白皮书都提出将面向重大共性关键技术，部署开展新能源汽车、可再生能源与氢能技术等方面的研究，同时还将加速发展氢能产业链技术装备，促进氢能燃料电池技术链、氢燃料电池汽车产业链发展。根据中商产业研究院撰写的《中国氢能产业发展报告2020》，预计中国氢能源汽车保有量到2025年达10万辆，CAGR高达115%，市场规模800亿元。客车、物流用车等商用车仍将占据主要地位，保有量占比在80%以上。2030年后，随着燃料电池技术的成熟和成本的下降，重卡和乘用车规模也将迅速扩大。规划在2030年氢能源燃料电池汽车保有量达80~100万辆。除我国外，欧洲、美国、日本等汽车工业发达的地区和国家也都积极规划和发展氢能源汽车和配套产业。（2）汽车巨头陆续入局在全球范围内，燃料电池乘用车市场仍然属于早期阶段，由于目前制造成本原因，单车售价较高，加氢成本过高等因素导致氢能源汽车销量很难突破1万辆大关。以丰田Mirai、现代Nexo为代表的燃料电池乘用车车型销量逐年上升，2019年Nexo全球销量首次超过丰田Mirai。与丰田重视国际市场的策略不同，现代深耕本土市场，在2019年Nexo销量突破1万辆。丰田发布了二代Mirai车型，相比第一代车型平台提升，基于GA-L后驱平台打造，储氢量增加1L，续航提升30%达到650公里，销量目标3万辆+/年。丰田在国内策略是通过其电堆系统与国内主机厂合作打开市场，已于2019年与福田、一汽、金龙、广汽等合作小批量产车型。2、燃料电池：燃料电池是一种把燃料所具有的化学能直接转换成电能的化学装置，是继水力发电、热能发电和原子能发电之后的第四种发电技术。燃料电池由阳极、阴极、电解质和外部电路组成，其中燃料在阳极氧化，氧化剂在阴极还原。如果在阳极连续供给燃料（氢气、天然气、甲醇等），而在阴极连续供给氧气或空气，就可以在电极上连续发生电化学反应并产生电流。燃料电池具有效率高、污染小、噪声低、充能快等优势。（1）效率高：燃料电池直接把化学能转化成电能，不受卡诺循环的限制，理论效率可达85-90%，目前实际转化效率约为40-60%；（2）污染小：一般使用氢气作为燃料，不产生温室气体和含硫、氮的污染物；（3）噪声低：结构简单，不含机械传动部件，工作时噪声低；（4）充能快：燃料电池汽车加氢与燃油车加油过程类似，仅需5-10分钟，明显快于电动车。按照电解质的类型划分，燃料电池可分为五大类，其中质子交换膜电池（PEMFC）是车用主流技术方案。不同电解质类型决定了其电池使用的催化剂、氧化剂、工作温度的不同，因此有不同的应用领域。PEMFC由于其工作温度低、启动快、氧化物易得的优势，多用于运输领域；PAFC、SOFC、MCFC由于工作温度高，多用于固定领域，如分布式电站。全球燃料电池市场潜力大，其中交通运输类燃料电池将成为增长主力。根据E4tech发布的2020燃料电池产业回顾，2020年全球燃料电池出货量1318.7MW，市场规模42亿美元。按用途划分，交通运输类出货量993.5MW，占比75.3%；按种类划分，PEMFC出货量1029.7MW，占比78.1%。长期来看，燃料电池汽车仍将是燃料电池市场的增长主力。根据QYResearch的预测，2020-2025年全球燃料电池市场年复合增长16.64％，2025年将达到90.5亿美元。国产化率低与产量低导致燃料电池成本高。电堆是将化学能转化为电能的核心部件，在燃料电池中成本占比60%。其中双极板、膜电极、密封层等核心零配件高度依赖进口，是导致成本居高不下的重要原因。目前国内多家企业投入电堆核心技术的研究，部分头部企业陆续生产电堆产品并投入验证；产量低是导致燃料电池成本高的另一重要原因。根据观研报告网的测算，当燃料电池系统年产量从1000套逐渐增加到5万套时，成本下降将超过75%。燃料电池降本空间大。未来燃料电池成本下降可以从两方面入手：第一是技术进步和制造工艺提升，第二是规模化效应摊销成本。根据欧阳明高院士在第三届未来能源大会上的预测，2030-2035年间燃料电池系统成本有望从目前的5000元/千瓦下降至约600元/千瓦，下降88%。据此测算，我们认为2020-2030年每年系统成本下降14%左右。国内外燃料电池技术差距大，国产化率亟待提升。目前燃料电池产业在我国发展迅速，但主要以整车组装、示范运营为主，产业链中电堆、膜电极、双极板等核心技术布局较少。从燃料电池动力系统集成度、环境适应性、可靠性和寿命、成本控制、氢气储存等技术指标来看，国内水平距离国际水平差距较大。目前我国自主研发和引进国外成熟技术的厂商并存，但关键部件材料性能与生产亟待提升。整体而言，近年来中国氢燃料电池装机量增速快，头部企业占据了主要的市场份额。但考虑到燃料电池行业仍在发展初期，市场空间小，一旦有个别企业上量，整体市场格局就会发生较大变化。例如从2019和2020年的市场份额看，CR5由87%下降至69%，并且装机前5的企业也不尽相同。这些厂家以系统集成为主，核心零部件仍高度依赖进口。我们认为需密切关注未来几年的市占率变化，以及在电堆等核心零配件方面具有技术优势的厂家。三、重点企业分析电新：绿氢降本可期，看好新能源制氢。绿氢具有零排放、制取灵活、纯度高等优势，电费成本约占85%，因此经济性受电价影响较大。据估算，当电价低于0.3元时，绿氢成本将有望与其他工艺路线相当。光伏、风电持续降本将助力绿氢成本下移，绿氢的经济性拐点即将到来。我们建议关注产业布局早，技术储备雄厚的制氢龙头隆基股份、阳光电源、明阳智能、金风科技、晶科科技、保利协鑫能源。燃料电池国产化空间大。目前我国的燃料电池系统核心技术仍处于验证与试验阶段，在系统集成度、环境适应性、可靠性和寿命、成本控制、氢气储存等方面与国际水平差距大。我们建议关注亿华通,公司在系统、电堆和膜电极等方面均有丰富技术积累，未来将充分受益于国产替代浪潮。高端储氢瓶亟待突破。全球来看，70MPa储氢瓶广泛应用于燃料电池乘用车，但由于技术落后、标准缺失等影响，我国主流的技术是35MPa储氢技术，70MPa发展滞后。目前多地支持加氢基础设施发展的政策落地，多家企业也宣布加大研发70MPa储氢技术并规划产能。建议关注具有储氢先发优势的风电龙头中材科技和在碳基材料领域具有深厚技术积累的材料龙头金博股份。汽车：我们认为，目前和中短期内氢能源汽车具有：（1）客车重卡等商用车为主；（2）研发技术和资金要求高；（3）客车领域需求主要来源于政府顾客；（4）氢能源乘用车市场尚处于起步阶段；等发展趋势和特点，建议关注潍柴动力、宇通客车、福田汽车，长城汽车。潍柴动力是国内重卡装备制造的龙头企业。重型卡车在交通运输领域是碳排放的主要来源之一，而相比于电动重卡，氢燃料电池重卡具有零排放、重载、续航里程长和不受温度影响的优势，因此氢能源重卡是“碳中和”领域前景广阔的一条道路。在第29批《交通运输部运输服务司公示道路运输车辆达标车型表》的6款FCEV中，燃料电池重卡占据3款。潍柴动力作为重卡装备龙头，于2018年开始部署新能源产业，先后作为第一大股东参股加拿大巴拉德和英国锡里斯动力两家世界领先的氢燃料电池、固态氧化物燃料电池技术公司，推进新能源产业布局。2020年上半年，潍柴动力建成新电堆生产线和燃料电池发动机生产线，规模达2万套级别。同时，潍柴动力还在潍坊等地推广了10条氢能源公交线路和220辆氢能源公交车。随着技术不断成熟和成本降低，氢能源重卡或将在未来5~10年实现全寿命成本平价，并成为潍柴动力未来的增长驱动力。目前，潍柴动力另有计划投资

37

亿元的氢燃料电池及关键零部件产业化项目（预计

2022年建成）、固态氧化物燃料电池及关键零部件产业化项目（预计

2024年建成）、燃料电池动力总成及核心零部件研发及制造能力建设项目（预计

2024

年建成）。我们认为在“碳中和”的背景下，氢能源燃料电池在商用车上将具有广泛的应用和优秀的增长前景，潍柴动力作为行业龙头，有望充分受益。我国氢能源汽车产业发展以卡车、客车等商用车为优先，而氢燃料电池客车几乎全为公交车辆。这是由于其具备续航里程长、加氢快，尤其是路线固定方便规划加氢站的优点。氢能源公交车辆的需求主要来源于地方政府的规划，市场化程度较小，价格敏感度低，因此燃料电池客车的占比持续上涨，2020

年氢能源汽车销售量中为90.25%都为氢燃料电池客车。在“碳中和”和大力发展氢能源的背景下，预计2021-2025

年氢燃料电池客车的市场规模有望超

1600

亿元，且中短期内，重卡和客车仍为主力车型。宇通客车是国内大中型客车企业的绝对龙头，市占率常年第一，2020年市场份额高达35.36%。此外，包括新能源公交车等多个产品出口超40多个国家和地区。除了在市占率上占据优势，宇通客车早早就在氢能源领域发力。早在2009年，宇通客车就成功推出了第一代增程式燃料电池客车，2013年宇通推出第二代氢燃料电池城市客车并建设了加氢站。2014年宇通客车获得国内首个燃料电池客车资质认证并在2015年取得国内首个氢燃料电池客车“公告”。氢能源燃料电池汽车发展所需的研发技术条件高、研发成本高，是制约车企发展氢能源汽车的重要因素之一。在这方面，宇通客车研发费用长期居行业第一，研发人员占比达21.08%。2020年宇通客车研发费用达15.52亿元，是行业平均的6倍。福田汽车是国内最大的商用车企业，核心产品包括商用车、乘用车和发动机领域。同时，福田汽车也是国内最早开始研发氢燃料电池和氢能源汽车的企业，在请能源领域深耕多年，有较强的技术能力。早在2006年，福田汽车就与清华大学和北京亿华通联合承接国家“863计划”中氢燃料电车客车的研发项目，此后经历“十二五”氢燃料汽车规划与研究、“十三五”氢燃料汽车产业化等一系列项目，公司积累了大量氢能源汽车领域的技术和经验。值得注意的是，2016年福田汽车向有车(北京)新能源汽车租赁公司交付的100辆氢能源汽车单车成本就已经下降到了一百万元级别，电堆使用寿命超1万小时。可以看出福田汽车是目前氢能源燃料电池汽车领域少数掌握核心科技的企业。目前，福田汽车是少数已经实现氢燃料电池客车产业化和批量商业化运营的企业，其氢能源客车品牌欧辉具有8.5m、10.5m、12m等多种产品，涵盖城市客车、城际客车、定制班车等多个用途领域。除了技术优势以外，国有性质的福田汽车与政府客户维持了良好的关系。2008年福田汽车氢燃料客车就已经开始服务北京奥运；2019年又与丰田汽车、北京亿华通合作，为2022年的“北京-张家口冬奥会”合力打造氢燃料电池客车。长城汽车是国内领先的汽车自主品牌，在SUV和皮卡细分市场龙头优势显著，同时也是较早布局进入氢能源乘用车市场的企业。长城汽车计划在未来五年投入超过1,000亿加速纯电、混动和氢能领域的研发。2021年长城汽车将推出首款

C级氢燃料电池

SUV，并计划在2023

推出首款全尺寸氢燃料电池汽车。同时长城还将首先落地全球首个

100

辆

49

吨级燃料电池重卡的全面应用，到2022年完成冬奥会首支高端燃料电池乘用车的服务车队。除此之外，长城汽车推出了氢燃料电车乘用车平台“氢柠”，平台主要拥有一套车规级的研发体系+三大技术平台支持。“氢柠”的氢电（HE）、电堆（HS）和储氢（HP）三大平台覆盖氢燃料电池汽车所有核心零部件。其研发的氢能源燃料电池具有高功率、高效率、高温度、高耐久、高互联的五大技术优势。在目前国内氢能源乘用车尚处于起步阶段的背景下，我们认为具备完整研发能力并领先推出氢能源乘用车产品的长城汽车具有较强的竞争力和较大的增长潜力。化工：由于工业副产氢经济性较好、分布广，且基本可实现对外出售，我们建议关注拥有乙烷蒸汽裂解、PDH、焦炉煤气等工业副产氢产能的公司，重点推荐卫星石化、东华能源、滨化股份、美锦能源。卫星石化目前拥有乙烷蒸汽裂解、PDH产能分别为125、90万吨/年，预计2021年副产氢气11.1万吨。公司未来乙烷蒸汽裂解、PDH产能将扩产至250、170万吨/年，副产氢规模也将随之增加。东华能源目前拥有国内最大PDH产能180万吨/年，预计2021年副产氢气8万多吨。茂名一期（I）项目（60万吨/年P