发改委2022年3月23日发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出：坚持以市场应用为牵引，合理布局、把握节奏，有序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，推动规模化发展，加快探索形成有效的氢能产业发展的商业化路径。
1、全球最大制氢国
事实上，不只国家部委，地方政府也在不断发力。据不完全统计，截至去年11月，已有北京、河北、四川、山东、内蒙古等29个省市区出台了涉及氢能产业发展的政策，超过48座城市发布了氢能规划。
中国有着巨大的氢能发展潜力。作为世界上最大的制氢国，中国年制氢产量约3300万吨，其中，达到工业氢气质量标准的约1200万吨。此外，可再生能源装机量全球第一。国家发改委介绍称，当前国内氢能全产业链规模以上工业企业超过300家，集中分布在长三角、粤港澳大湾区、京津冀等区域。
另据国际氢能协会统计，2021年全球氢能产业链上已建成、在建和规划项目共228个，主要分布在欧洲、澳大利亚、亚洲、中东、智利等国家和地区。从地域分布来看，预计欧洲的投资份额最大（约45％），其次是亚洲，而中国占亚洲总投资的50％左右，居首位。放眼全球，多国已出台氢能顶层设计和战略路线。海通证券指出，在全球已有31个国家在国家层面提出了氢能相关战略，这些国家占全球GDP的73％。综合来看，海外各国的国家氢能战略，首要目标在于尽快脱碳，其次才是增加能源种类。其中，澳大利亚、俄罗斯、加拿大等国还有扩大氢能出口的战略目标。而重点技术领域上，主要集中在降低氢价、发展氢燃料交通和工业脱碳上。值得注意的是，由于各国的资源禀赋存在差异，发展氢能的路线也存在差异。
按照制氢路线的不同，氢能分为灰氢、蓝氢、绿氢三种。灰氢以煤、天然气等化石能源为原料；蓝氢则是将天然气通过蒸汽甲烷重整或自热蒸汽重整制成；绿氢由可再生能源制成，制氢过程完全没有碳排放，是氢能利用的最理想形态。
刚刚结束的北京冬奥会，中国首度大规模应用蓝氢和绿氢，北京及其周边地区共有11座制氢厂投入保供，其中7座为绿氢，4座为蓝氢。冬奥期间，还将火炬燃料全替换为氢能，同时示范运行超1000辆氢燃料电池车，并配备30多个加氢站。
2、氢燃料电池车市场规模：十年百倍
截至 2021 年，全球主要国家氢燃料电池车保有量 49562 台，同比增长 49%。2021年全球主要国家氢燃料电池车销量 16313 台/yoy+68%。受强势补贴政策驱动，韩国市场延续 了 2020 年的增长势头，21 年销量 8498 台，占全球销量的 52%。
美国 21 年销量 3341 台， 较 2020 年激增 2.5 倍，主要原因是 2020 年疫情销量基数过低；
日本 21 年销量 2464 台 /yoy+67%，主要受益于 2020 年底新一代丰田 Mirai 的上市。
中国 21 年销量 1586 台 /yoy+35%，随着示范城市群落地和北京冬奥会利好，我们认为今年下半年销量有望开始提速，22 年 1~2 月国内燃料电池汽车产销 356 和 371 辆，同比增长 5.0 倍和 3.1 倍。
中汽协数据，截至 2021 年，国内燃料电池汽车保有量为 8938 辆，2016~2021 年国内氢燃料电池汽车销量分别为 629、 1275、1527、2737、1177、1586 辆，根据发改委 2022 年 3 月 23 日发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，规划到 2025 年，氢燃料电池车辆保有量约 5 万辆，2022-2025 年 CAGR=54.0%。
根据示范城市群申报，截至 2025 年累计推广 3.3 万辆，根据各地方政府产业规划，2025 年规划累计推广 8 万辆。
相比纯电动车型，氢燃料电池车克服了能源补充时间长、低温环境适应性差的问题，提高了营运效率。按照“氢电互补、宜氢则氢、宜电则电”的原则，与纯电动车型应用场景形成互补。
如果氢燃料电池在商用车领域全面推广，潜在年销量有望超过 180 万辆（2020 年中国商用车（重卡、市政环卫车、公交 车和大巴车）年销量合计 180.6 万辆），潜在市场空间为 2160 亿元/年。
3、氢燃料电池车经济性决定因素：购置成本、氢耗、氢气价格
氢燃料电池车全生命周期成本远高于燃油车和电动车，想要实现氢燃料电池车全面的商用化推广，需要大幅度降低成本。燃料电池汽车成本由车辆购置成本、使用成本、车辆维护成本构成。
燃料电池汽车的燃料经济性决定了使用成本，它与两个因素直接相关：百公里氢耗量和氢气价格。而氢气的价格由制氢成本、储运成本和加氢成本构成。
因此，氢燃料电池车全生命周期成本下降需要氢能全产业链的努力。
我们选取载重 18t 的一汽解放 J6L4×2 厢式运输车，车辆使用场景为车队营运重卡，该运输车需要满足日均 500km 以上的长途运输需求，使用时间为 5 年完成 100 万公里。
全生命周期成本来看，补贴前，燃料电池重卡高出燃油重卡 36%，高出纯电重卡 46%。补贴后，燃料电池汽车低于柴油重卡，略高于纯电重卡 7%。
购置成本：补贴前氢燃料电池车的购置成本分别高过燃油重卡 80%，高于纯电重卡 35%。 补贴后，氢燃料电池车购置成本低于燃油车 16%，低于电动车 75%。
运营成本：燃油重卡柴油费用为 1.61 元/公里，电动车电费为 0.88 元/公里，补贴前燃料电 池重卡能源氢气费用为 2.01 元/公里，补贴后为 1.58 元/公里，略低于柴油重卡，高于纯电 重卡 80%。
如果电价持续下降，电动车及氢燃料电池汽车性能及成本的达到《节能与新能源汽车技术路 线图》2025/2030 年目标， 2025 年/2030 年燃料电池重卡分别比纯电动重卡低 2%和 22%。
二、氢燃料电池车购置成本：燃料电池系统和储氢供氢系统
1、燃料电池系统：基础材料国产化提速，迈入技术快速发展的十年
《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》规划到 2025 年，氢燃料电池车辆保有量约 5 万辆，未来 4 年燃料电池系统累计市场需求为 155 亿元，根据各地方政府规划的 2025 年推广氢燃料电池汽车数量累计 8 万辆，未来 4 年燃料电池系统累计市场规模为 248 亿元，如果燃料电池系统在商用车领域全面推广，年销量达到 180 万辆车，潜在年需求为 2160 亿元。
我国已经初步实现了 PEMFC 全产业链的国产化，逐步发展到产业规模持续扩张、基础设施逐步完善的产业化初期阶段。
2017 年以来，国内燃料电池系统核心技术取得显著进步，初步掌握了整车、动力系统与关键部件的关键技术，基本建立了具有自主知识产权的燃料电池轿车与燃料电池城市客车动力系统技术平台，实现了百辆级动力系统与整车的生产能力。
我国燃料电池汽车行业已基本形成以整车制造及燃料电池系统为牵引的燃料电池汽车供应链和产业链体系，产业链覆盖燃料电池汽车整车、燃料电池系统及零部件，以及加氢、制氢、储氢等环节。
氢能在交通领域的应用将逐步向长续航、大载重的场景过渡。
根据氢蓝时代常务副总裁曹桂军在 2021 势银氢能与燃料电池产业年会上发表的《燃料电池系统开发与多场景应用》的主题演讲，预计 2025 年燃料电池系统主要额定功率为 130~180kW，燃料电池系统最大额定功率将大于 180kW，氢能在交通领域的应用将逐步向长续航、大载重的场景过渡。
截至 2021 年，国内燃料电池系统技术水平已远超燃料电池技术发展路线中规划的水平。
根据氢蓝时代动力科技有限公司常务副总裁曹桂军在 2021 势银氢能与燃料电池产业年会 上发表的《燃料电池系统开发与多场景应用》的主题演讲，电堆的国产化率和技术指标快 速提升。
其中，单堆功率从 45~60kW 提升至 150~200kW；电堆功率密度从 2.5kW/L 提升至 4~4.5kW/L；关键零部件国产化率从 50%提升至 90~98%；系统集成度从 300W/kg 提升至 450W/kg；环境适应性普遍提高，一般可达到-30℃冷启动；基础材料不断突破，产业化加速，系统成本下降趋势明显，电堆价格可低于 2000/kW，系统成本可低于 5000/kW。
预计 2025 年燃料电池系统主要额定功率为 130~180kW，燃料电池系统最大额定功率将大于 180kW，氢能在交通领域的应用将逐步向长续航、大载重的场景过渡。
国内主流燃料电池系统厂商的技术指标领先行业。
根据高工氢电，在系统体积功率密度方面，国内燃料电池系统已达成的技术指标与燃料电池技术发展路线中规划的功率密度 350W/kg 相比，已经优于该目标 1.6~2.0 倍，例如：亿华通 G20+、上海重塑 Prisma 镜星 12+、氢时代 QSD-150、国鸿氢能鸿途 G110 的质量功率密度分别为 810W/kg、702W/kg、603W/kg、555W/kg；在额定功率方面，亿华通 G20+、氢时代 QSD-150 达到了 240kW、150.7kW，上海重塑 Prisma 镜星 12+、上海捷氢 PROMEP4H、雄韬股份 VISH-130B 达到了 130kW，还有头部企业超过 160 kW。
电堆方面，国鸿氢能的鸿芯 GI 质量功率密度超过 3.8 kW/L，神力科技的 SFC-C9 达到 4.3 kW/L，均超过燃料电池技术发展路线中规划的 2.5 kW/L 的功率密度规划。
燃料电池系统：行业市场集中度维持高位，基于对政策和未来市场前景的良好预期，进入的企业持续增加，市场集中度有下降趋势。
2017 年~2022 年 3 月，工信部燃料电池推荐车型数量累计配套燃料电池系统前三名分别为：亿华通、重塑科技、国鸿氢能，分别有 137、89、86 款燃料电池系统进入推荐车型数量配套。
电堆竞争格局：国鸿氢能电堆国内累计市占率超过 50%，排名第一。根据 GGII 的统计， 2015~2021 年，国鸿氢能电堆累计配套氢燃料电池车约 5000 套，市占率 50%，排名第一； 神力科技、新源动力电堆分别累计配套氢燃料电池车 1000、1000 辆，位列二、三。
2021 年，中国电堆出货量为 757MW，同比增长 128%，出货量 TOP10 电堆企业分别为国鸿氢能、氢晨科技、神力科技、爱德曼、清能股份、氢璞创能、潍柴动力、国电投氢能、东方氢能、航天氢能（上海）。
2、车载储/供氢系统：70MPa IV 型瓶量产准备中，核心材料和部件开始导入国产供应商
按照《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》规划，到 2025 年氢燃料电池车辆保有 量约 5 万辆，未来 4 年车载储氢系统累计市场规模为 48 亿元，根据各地方政府规划的 2025 年推广氢燃料电池汽车数量累计 8 万辆，未来 4 年车载储氢系统累计市场规模为 77 亿元，如果燃料电池系统在商用车领域全面推广，年销量达到 180 万辆车，潜在年需求为 1532 亿元。
根据《氢燃料电池汽车车载高压储氢瓶报告》目标， 2023 年我国将具备 70MPa IV 型储氢瓶批量生产能力。
IV 型储氢瓶相较于Ⅲ型瓶具备明显优势：
1）轻量化：客车车顶可以装载 1200~2000 升压缩气体能源；
2）比Ⅲ型瓶降低 70%氢耗；
3）公路运输支持 1000 公里续航里程。
4）运营成本比 III 型瓶低 60-70%。目前国内主要应用 35MPa 和 70MPa Ⅲ型瓶，国际市场广泛使用 70MPaIV 型瓶。
DOE 对储氢系统降本目标提出了要求，2025 年储氢系统成本为 1500 美金/辆，2030 年为 1330 美金/辆。
III 型储氢瓶碳纤维占系统总成本的 63%~65%，IV 型储氢瓶碳纤维占系统总成本的 77%~78%，碳纤维国产化是储氢瓶降本的关键。
国内用于 IV 型瓶的碳纤维产品在性能上接近国际领先水平，批次稳定性提高后，有望实现国产替代。
21 年初开始，主要供应商日本东丽收紧碳纤维供应（源于政府压力），国内供应商在优先满足航天军工领域应用外仅有少部分量可以供应。
国内主流储氢瓶企业碳纤维近两年逐渐开始国产化小批量替代。
国内车载储氢系统市场格局从集中逐渐走向分散。
国外 70MPa 氢气瓶研究起步较早，应用相对成熟，主要机构包括挪威 HexagonComposites、美国 Quantum、日本丰田、韩国 ILJINComposite 等，目前产品以Ⅳ型瓶为主，储氢密度均在 5.0wt%左右。
2021 年中国车载储氢系统出货量前五企业集中度（CR5）为 80.23%，相较 2020 年下降 7.33pct，比 2019 年下降 17.31pct。
2020~2021 年前三家分别为国富氢能、舜华新能源、科泰克。
2019~2021 年国富氢能市占率从 43.7%下降到 37.9%，保持第一，逐年略有下降。
车载储氢瓶组市场参与主体逐年增多，市场集中度下降，竞争性增强。
2021 年国内市场出货量前三企业集中度为 76.95%，持续下降。2019 年国内储氢瓶供应商前 5 家分别为国富氢能、科泰克、天海工业、中材科技、斯林达。2020 年中集安瑞科开始参与市场竞争。2019~2021 年，国富氢能市场出货量市占率从 51.3%下降至 35.6%，仍位居第一。
大容积 IV 型瓶开始量产准备，中集安瑞科有望后来居上。
国内主要以搭载 35MPaⅢ型瓶为主， 70MPaⅢ型瓶在样车或小批量车型应用。
GGII 统计，2021 年中国市场车载储氢 出货量为 30284 支/yoy+122.43%，70 MPa 储氢瓶出货量达到 1203 支，出货量占比达到 4%。
IV 型瓶的开发技术难度高，存在结构设计、材料加工、长丝束碳纤维批量化、碳纤维缠绕技术等多重门槛，技术瓶颈较高。
国内部分企业为加快技术发展步伐，采用技术引进方式涉入 IV 型储氢瓶市场，代表性企业有中集安瑞科、佛吉亚斯林达等企业。国富氢能、天海工业、亚普股份、奥扬科技等采用自研方式进行 IV 型储氢瓶量产准备。
三、使用成本：绿氢制备+储运+加氢站建设
1、绿氢规模：风光装机规模上升催生氢储能大市场，电价下降保障下游应用
根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2020）》预测，在 2030 年碳达峰愿景下，我国氢气的年需求量预期达到 3715 万吨，在终端能源消费中占比约为 5%；在 2060 年碳中和愿景下，我国氢气的年需求量将增至 1.3 亿吨左右，在终端能源消费中占比约为 20%。
预计 2030 年，电解水制氢占比将从 20 年的 1.5%提升至 10%，产量约为 372 万吨。
根据《中国氢能及燃料电池产业手册（2020 年）》，2020 年国内氢气产量约 3342 万吨，电解水制氢为 50 万吨，占比 1.5%。
根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2020）》预测， 2030、2040、2050、2060 年，电解水制氢占比将逐渐提升到 10%、25%、45%、70%。
双碳目标明确后，风电发电战略地位提升。
根据国家能源局最新消息：2021 年我国风电和光伏发电新增装机规模达到 100.54GW，其中风电新增 47.57GW，光伏发电新增 52.97GW。
我们预计 2025/2030 年中国风电/光伏总新增装机容量为 193/237GW，到 2025/2030 年中国风电/光伏总装机容量为 1281/2390GW。要实现 2030 年绿氢产量 372 吨，需要 155GW 光伏装机。
若以光伏发电制备绿氢，按光伏每年工作 1200 小时计算，每 GW 装机每年发电量是 12 亿度，可以生产氢 2.4 万吨，生产 372 万吨氢气需要 155GW 的光伏装机。
我们预计 2025 年/2030 年中国电解水制氢系统累计市场规模分别为 128/1189 亿元。
根据 发改委 2022 年 3 月 23 日发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，规划到 2025 年，可再生能源制氢量达到 10-20 万吨/年，2025 年电解水制氢系统累计市场空间为 64~128 亿元。
根据《中国氢能产业发展报告（2020）》预测，随电解水制氢装备成本下降和风光装机量增长，2030 年可再生氢产量约为 372 万吨，需部署电解槽系统装机 65GW。
电解槽是电解水制氢系统的核心部分，预计 2030 年累计市场规模为 535 亿元。
制氢成本的下降主要依靠电解槽技术进步、新能源电价下降。
电价成本占制氢总成本的约 80%，是影响成本的主要因素；电解系统设备成本：占总成本的 10%~20%。
《中国氢能产业发展报告（2020）》种提到制氢的目标：在电解水制氢比例加大的条件下，2025 年平均制氢成本将不高于 20 元/kg；2030 年平均制氢成本将不高于 15 元/kg；2050 年平均制氢成本将不高于 10 元/kg。
1）电解槽技术进步和规模化带来的成本下降：
A．碱性电解槽国产化率高，成本低。
碱性电解水制氢装备我国已国产化率达 95%，氢气阀门与仪表需进口。国产化的核心电解槽部件中，隔膜和电极技术水平与国外有差距，导致电流密度与能效较国外有差距，但国内成本优势明显。预计 2025 年/2050 年碱性电解系统成本有望从 1250~2000 元/kW 降低到 600~1000 元/ kW 。
B．PEM 电解水制氢电解槽质子交换膜依赖进口，降本空间大。
PEM 电解水制氢装备国产化率约 80%，核心部件国内具备生产能力，但膜树脂、膜溶液等原材料多为进口。国内 PEM 电解水装备已实现小规模商业化应用，但设备成本降本空间大。PEM 电解系统成本有望从 6000~12000 元/kW 降低至 800~2000 元/kW。
2）风光发电成本的下降。
根据 CPIA 及 CWEA 的数据，我们测算，当电价降至 0.2 元 /kWh 时，电解水制氢成本将降低至 18 元/kg 左右。当电价降至 0.1 元/kWh 时，电解水制氢成本将降低至 13 元/kg 左右。
2、气态/液态/固态多种路线百家争艳，储运技术进步助力全产业链降本
1）压缩气态储氢：具有成本低、技术成熟等优点，在国内外均得到广泛应用，不断提升压力等级是技术升级的主要方向。
根据《氢燃料电池汽车车载高压储氢瓶报告（2021）》，目前运输环节以长管拖车为主，20 MPaⅠ型瓶长管运氢车充装量在 350kg 左右，Ⅱ型瓶长管运氢车的充装量在 450kg 以上，适用于短距离、小规模输运。
目前 30 MPa 长管拖车已经量产，正往 50 MPa 压力等级升级。加氢站内储氢装置使用站用分级储氢瓶组国内技术领先，目前 70MPa 加氢站配置的 90MPa 站内储氢瓶组已基本实现国产化。
管道输氢是实现氢气大规模、长距离运输的重要方式，建设成本较大，灵活性不够，目前我国仅有 100km 管道建设，据《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》预测，2030 年我国氢气管道有望达到 3000km。
2）低温液态储氢：在国外应用较多，国内应用仅限航天领域，民用领域处于示范运营阶 段，我们预计 25 年以后有望成为主流储运方式之一。
液态储氢运输方式主要为液氢槽罐车，单车运氢量可达 7000 公斤，适用于距较远、运输量较大的场合。目前，日本、美国已将液氢罐车作为加氢站运氢的重要方式之一。
我国液氢主要应用于航空和军工领域，民用液氢发展缓慢，氢液化设备主要由美国空气产品、普莱克斯、德国林德等厂商提供。
目前我国已经发布液氢生产、贮存和运输的国家标准，民用液氢领域已经汇聚了中科富海、 航天 101 所、国富氢能、鸿达兴业等一批机构和企业，液氢储运已经经入示范运营阶段。
3）固态储氢：使用货车运输，具有储氢密度高、安全性好、氢气纯度高等优势，技术复杂，成本较高，尚无规模化使用。
在国内，固体材料储氢尚在技术提升阶段，固体材料储氢已经在国外分布式发电、风电制氢、规模储氢中得到示范应用。
压力等级提升，可显著降低气态运氢成本，50MPa 长管拖车 500km 运输成本 9.64 元/kg 。 20MPa 长管拖车运氢一般适用于 200km 内的短距离和运量较少的运输场景，随着距离增 加，50MPa 下的成本优势越来越明显。
从经济性角度出发，加大钢瓶储氢压力势在必行，我们认为这将是未来高压气氢运输的发展方向。
3、加氢站：设备国产化规模化，推动加氢站投资下降
根据《中国氢能及燃料电池产业手册（2020 版）》，美国、欧洲、日本和韩国 2030 年分别 规划加氢站 5600 座，1000 座、1200 座和 900 座，预计 2030 年全球加氢站总数达 13710 座，2021-2030 年 CAGR=39%。
预计我国加氢站 2025 /2030 年累计市场规模分别为 100/375 亿元。
关键假设：
1）根据中国氢能联盟预测，2025 年建成加氢站 1000 座，2030 年 5000 座，2021~2025 年复合增速为 46.3%，2025~2030 年复合增速为 37.9%；
2）根据《中国氢能产业发展报告 2020》假设，500kg 加氢站 2020 年建设投资 1200 万元，预计 2025 年建设成本降低至 1000 万元，2030 年降低至 750 万元，国内加氢站建站总成本有望下降超过 50%。
加氢站建设成本的下降主要来自于设备生产规模扩大以及关键设备如压缩机、加氢机的国产化，主要的关键设备包括隔膜压缩机、站内储氢容器、预冷机等，成本占比分别为：30%、11%、7%；即使不考虑设备国产化的因素，随着加氢站规模逐渐从 500kg 提升到 1500kg，加氢环节成本也会从 15.6kg 下降到 6.4kg。
产业链梳理氢能产业链包含了上游制氢、中游储运氢、加氢和下游用氢等环节。
上游制氢可分为化石燃料制氢、工业副产氢、电解水制氢等，中游储运氢可分为气态、液态、固态储运；下游用氢主要侧重燃料电池产业，氢燃料电池的应用是目前氢能产业发展的主要方向。
来源：华泰证券，中国能源报，国际金融报
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