1、2022 年深度行业分析研究报告 2 内容目录内容目录 1.氢能产业已初步迈入商业化阶段氢能产业已初步迈入商业化阶段.7 1.1.发展氢能产业，推动能源体系深度变革.7 1.1.1.发展氢能产业与我国碳达峰碳中和目标相契合.7 1.1.2.发展氢能产业能减轻我国能源对外依存度.7 1.1.3.发展氢能产业可增强能源体系的灵活性和稳定性.8 1.2.氢能产业已初步商业化，发展脉络愈发清晰.8 1.2.1.从中央到地方，产业政策持续完善.8 1.2.2.产业链条逐步打通，技术路线日渐明确.10 1.2.3.补贴政策思路转变，以奖代补推动示范群发展.11 1.3.全球氢能产业 2060 年前瞻：清氢

2、社会，碳和未来.12 1.3.1.全球氢能产业现状概述.12 1.3.2.全球氢能产业展望.13 2.氢能应用体系：能源氢能应用体系：能源属性越来越受关注属性越来越受关注.16 2.1.拓宽氢能应用领域的重要方向燃料电池汽车产业.16 2.1.1.燃料电池汽车产业尚在示范推广期.16 2.1.2.当前燃料电池汽车购置成本高企，商业化能力不足.20 2.1.3.电堆成本在燃料电池系统中占比最高，规模效应及技术改进可促使电堆成本下降.21 2.1.4.燃料电池还具备多重应用场景.24 2.2.燃料电池电堆核心部件膜电极.24 2.3.钢铁工业的减碳方式氢冶金.27 2.4.绿氢耦合煤化工氢化工.3

3、1 3.氢能供应体系：清洁制氢模式或开启长足发展，多领域有待突破氢能供应体系：清洁制氢模式或开启长足发展，多领域有待突破.32 3.1.制氢环节，需平衡制氢成本与碳排放强度.32 3.1.1.制氢路径多样，电解水制氢发展潜力大.32 3.1.2.碳中和背景下，降低可再生能源电解水制氢成本是关键.33 3.1.3.煤制氢+CCUS 可作为有益过渡方式，在一定时期内平衡制氢成本与碳排放强度.33 3.1.4.工业副产氢+PSA 提纯为当前较具潜力的另一过渡方式.34 3.1.5.大规模应用可再生能源电解水制氢为最终目标，降低用电成本为有效途径.35 3.2.储运环节，国产化空间广阔.36 3.2.

4、1.氢储能高压气态储氢方式为当前主流，储氢瓶市场或迎来快速发展.36 3.2.2.氢能运输运输方式选择多样.39 3.3.加注环节当前加氢站氢气使用成本尚高.40 4.总结：氢能产业已开启商业化进程总结：氢能产业已开启商业化进程.43 5.相关标的相关标的.44 图表目录图表目录 zXnWaXnVKXoOoOqP6McM9PpNpPmOsQlOoOwOlOpPqR7NrQrRxNtRmNuOsOmQ 3 图 1：灰氢、蓝氢、绿氢的含义.7 图 2：2021-2050 年多种降碳方式的累计贡献度（全球）.7 图 3：我国原油、天然气对外依存度.8 图 4：我国风电、太阳能发电装机情况.8 图 5

5、：氢能的利用可以增强能源体系的灵活性.8 图 6：氢能领域相关政策梳理.9 图 7：节能与新能源汽车技术路线图 2.0燃料电池汽车领域路线图.9 图 8：氢能产业链示意图.10 图 9：氢能的多种供应方式.11 图 10：我国新能源汽车历年补贴政策.11 图 11：我国氢能及燃料电池汽车历年补贴政策.11 图 12：氢能产业和新能源汽车产业补贴政策对比.12 图 13：2020 年全球制氢来源占比情况.12 图 14：2020 年全球工业领域氢能需求量情况.12 图 15：2015-2020 年全球电解水制氢装机量（分地区）.13 图 16：2015-2020 年全球电解水制氢装机量（分技术）

6、.13 图 17：2020 年全球燃料电池汽车数量占比.13 图 18：2020 年全球加氢站数量占比.13 图 19：2020-2030 年全球氢能需求情况.14 图 20：2020-2030 年全球制氢情况.14 图 21：2019 与 2060 年制氢成本对比.14 图 22：2019-2070 年全球制氢过程碳捕集情况.14 图 23：截至 2020 年底全球加氢站分布.15 图 24：2010 年以来全球建成的加氢站数量以及预测.15 图 25：2021 年全球氢气的主要用途及占比.16 图 26：氢气的主要应用领域和具体用途.16 图 27：燃料电池汽车产业链.17 图 28：燃料

7、电池发动机系统结构.17 图 29：燃料电池汽车基本工作原理.17 图 30：2017-2021 年我国燃料电池汽车产销量.19 图 31：2018-2020 年我国燃料电池装机量.19 图 32：2020 年我国燃料电池系统装机量 TOP5.19 图 33：我国燃料电池汽车累计产量.20 图 34：我国燃料电池汽车累计销量.20 图 35：燃料电池汽车成本结构.21 图 36：燃料电池电堆结构.21 图 37：燃料电池电堆成本结构.21 图 38：电堆成本随产量提高而下降.21 图 39：质子交换膜成本结构.22 图 40：质子交换膜成本随电堆产量提高而下降.22 图 41：气体扩散层成本结

8、构(按年产 1000 台 80kW 燃料电池电堆).22 4 图 42：气体扩散层成本随电堆产量提高而下降.22 图 43：金属双极板成本结构（按年产 1000 台 80kW 燃料电池电堆计算）.22 图 44：金属双极板成本随电堆产量提高而下降.22 图 45：Pt/C 催化剂成本构成及随燃料电池产量提高的成本下降趋势.23 图 46：燃料电池的使用场景.24 图 47：燃料电池电堆工作示意图.24 图 48：2018-2020 年我国膜电极出货量.24 图 49：常见的 MEA 生产设计.25 图 50：卷对卷 CCM 涂布过程示例.26 图 51：高炉富氢冶炼工艺示意图.27 图 52：

9、基于 DRI 的钢铁生产工艺流程图.27 图 53：2030 年氢冶金领域氢气需求.29 图 54：2050 年氢冶金领域氢气需求.29 图 55：氢冶金的竞争性成本优势分析（仅考虑 H2和 CO2价格）.30 图 56：宝丰能源绿氢工厂.31 图 57：宝丰能源高端煤基新材料循环经济产业链.31 图 58：制氢方式分类.32 图 59：2018 年我国制氢结构.32 图 60：主要制氢工艺对比.33 图 61：典型煤制氢项目制氢成本结构.34 图 62：煤制氢成本与煤制氢+CCUS 成本随煤炭价格的变化趋势.34 图 63：碱性电解槽制氢成本结构.36 图 64：质子交换膜电解槽制氢成本结构

10、.36 图 65：不同电价下碱性电解槽制氢成本及成本结构.36 图 66：不同电价下质子交换膜电解槽制氢成本及成本结构.36 图 67：35MP型储氢瓶成本结构（总成本 3084 美元）.38 图 68：35MP型储氢瓶成本结构（总成本 2865 美元）.38 图 69：70MP型储氢瓶成本结构（总成本 3921 美元）.38 图 70：70MP型储氢瓶成本结构（总成本 3486 美元）.38 图 71：20212030 年中国储氢系统及储氢瓶需求量预测.39 图 72：20222030 年中国储氢系统及储氢瓶市场规模预测.39 图 73：不同运输距离下氢气的运输成本对比.40 图 74：不同

11、运输距离下氢气的到站成本对比.40 图 75：加氢站种类.40 图 76：站外制氢加氢站主要设备和工艺流程.错误错误!未定义书签。未定义书签。图 77：2016-2021 年全球加氢站数量.41 图 78：2016-2021 年我国加氢站累计建成数量.41 图 79：截至 2021 年 3 月末中国加氢站分布情况.41 图 80：未来我国部分省市加氢站基础设施规划情况（累计值）.41 图 81：外供氢加氢站建设成本.42 图 82：现场制氢加氢站建设成本（天然气重整制氢）.42 5 图 83：现场制氢加氢站建设成本（电解水制氢）.42 图 84：现场制氢加氢站建设成本（甲醇重整制氢）.42 图

12、 85：不同制氢技术及运输距离下的原料及运输成本.43 图 86：关键信息一览.44 图 87：上市公司在氢能产业的布局情况（不完全梳理）.47 表 1：我国碳达峰、碳中和主要目标.7 表 2：氢气与汽油蒸汽、天然气的性质比较.8 表 3：2025-2035 年燃料电池汽车相关发展目标.9 表 4：部分氢能示范城市燃料电池汽车推广目标.10 表 5：各国部分制氢项目梳理.14 表 6：全球主要国家加氢站规划建设数量.15 表 7：各国现存和规划中的储氢项目.16 表 8：燃料电池与锂电池、传统发动机的对比.18 表 9：我国燃料电池客车发展现状.18 表 10：各车企燃料电池汽车车型规划情况.

13、19 表 11：国内部分电堆厂家技术水平对比.20 表 12：12 米公交车加注时间和续航性能.20 表 13：燃料电池车与纯电动车环境适应性对比.20 表 14：2020 年全国燃料电池公交车订单情况.21 表 15：燃料电池电堆及组件随产量提高的成本下降趋势.23 表 16：2015-2050 年各类乘用车成本对比.23 表 17：2015-2050 年 FCEV 成本拆分.23 表 18：MEA 制程比较.25 表 19：常见的 CCM 电极涂布技术比较.26 表 20：国内膜电极生产企业产能布局及技术水平对比.26 表 21：国内氢冶金工艺进展.28 表 22：国外氢冶金工艺进展.28

14、 表 23：焦炭与氢冶金方式的成本对比.30 表 24：氢冶金技术路线选择与减碳路线图.30 表 25：主要制氢路径及其优缺点.32 表 26：电解水制氢与化石能源制氢的碳排放强度对比.33 表 27：典型煤制氢项目成本测算.33 表 28：各类工业副产氢成本（元/Nm3）.34 表 29：国内电解水制氢主要技术路线的性能特点对比.35 表 30：电解水制氢成本测算.36 表 31：不同储氢方式的对比.37 表 32：储氢瓶性能对比.37 表 33：部分国家型储氢瓶发展情况.38 表 34：各类运氢方式的对比.39 表 35：不同储运方案的特点.39 6 表 36：2022 年 H1 新建成加

15、氢站情况（不完全梳理）.41 表 37：加氢站氢使用成本.43 表 38：化工企业在氢能产业中的布局（不完全梳理）.44 表 39：非化工企业在氢能产业中的布局（不完全梳理）.45 7 1.氢能产业已初步迈入商业化阶段氢能产业已初步迈入商业化阶段 1.1.发展氢能产业，发展氢能产业，推动推动能源体系深度变革能源体系深度变革 氢能是理想的清洁能源，使用过程无污染、无碳排，与我国双碳目标既定方向一致；良好的理化性质使其可以参与替代化石能源，保障我国能源安全；且氢气制取方式多样，可以增强能源体系的灵活性和稳定性。氢能是未来能源体系变革过程中不可或缺的一环。1.1.1.发展氢能产业与我国碳达峰碳中和目

16、标相契合发展氢能产业与我国碳达峰碳中和目标相契合 氢能是清洁、低碳能源，在使用过程中不产生额外污染，也不产生 CO2排放。按照氢能的制取方式，可将氢能划分为灰氢、蓝氢和绿氢：其中，（1）灰氢：从化石燃料制取的氢气，碳排放强度高；（2）蓝氢：化石燃料制氢+CCS（即碳捕集技术）制取的氢气，碳排放强度低；（3）绿氢：可再生能源电解水制取的氢气，几乎没有碳排放。氢能是低碳经济的重要组成部分，虽然部分制氢过程可能产生碳排放，但未来随着绿氢的推广，氢能产业的碳排放预计将显著减少，有助于实现双碳目标。据 IEA 预测，2021-2050 年，氢能在全球降碳行动中的累计贡献度为 6%。在碳中和背景下，碳排放

17、是能源利用过程中需要考虑的重要问题，我国当前面临着较大的降碳压力。2021 年 9 月，我国提出 2025、2030 及 2060 年碳达峰碳中和具体目标，其中要求 2025 单位 GDP CO2排放比 2020 年下降 18%；而到 2030 年，要求单位 GDP CO2排放比 2005 年下降 65%以上，CO2排放量达到峰值。因此，发展氢能产业与我国碳达峰碳中和目标相契合。表表 1：我国碳达峰、碳中和主要目标我国碳达峰、碳中和主要目标 指标指标 2025 2030 2060 单位 GDP 能耗 比 2020 年下降 13.5%大幅下降 单位 GDP CO2排放 比 2020 年下降 18

18、%比 2005 年下降 65%以上 非化石能源消费比重 20%25%80%以上 森林覆盖率 24.10%25%森林蓄积量 180 亿立方米 190 亿立方米 风电、光伏装机容量 12 亿千瓦以上 资料来源：中国政府网中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见，天风证券研究所 1.1.2.发展氢能产业能减轻我国能源对外依存度发展氢能产业能减轻我国能源对外依存度 能源是国民经济发展的重要支撑，能源安全直接影响到国家安全，我国能源对外依存度较高，2021 年原油对外依存度超 70%，天然气对外依存度超 40%。而氢气的单位热值为143MJ/kg，是传统能源汽油和天然气的

19、 3 倍多，同等质量的氢气燃烧效率更高，可在交通运输等领域替代石油等传统能源，降低能源对外依存度，保障我国能源安全。图图 1：灰氢、蓝氢、绿氢的含义灰氢、蓝氢、绿氢的含义 图图 2：2021-2050 年多种年多种降降碳方式的累计贡献度碳方式的累计贡献度（全球）（全球）资料来源：国际新能源网，天风证券研究所 资料来源：IEA.Global Hydrogen Review 2021，天风证券研究所 按碳排放强度划分灰氢蓝氢绿氢化石燃料制取化石燃料制取+CCS可再生能源电解水制取碳排放强度高碳排放强度低几乎没有碳排放可再生能源35.0%电动化 19.0%科技进步 13.0%CCUS 11.0%行为

20、和需求变化氢能 6.0%减少煤炭、石油的利用5.0%8 图图 3：我国原油、天然气对外依存度我国原油、天然气对外依存度 资料来源：Wind，天风证券研究所 表表 2：氢气与汽油蒸汽、天然气的性质比较氢气与汽油蒸汽、天然气的性质比较 技术指标技术指标 单位单位 氢气氢气 汽油蒸汽汽油蒸汽 天然气天然气 爆炸极限%4.1-75 1.4-7.6 5.3-15 燃烧点能量 MJ 0.02 0.2 0.29 扩散系数 110-5 m2/s 6.11 0.55 1.61 质量能量密度 MJ/kg 143 44 42 资料来源：中国氢能联盟中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019），天风证券研究所 1.1.

21、3.发展氢能产业可发展氢能产业可增强能源体系的灵活性和稳定性增强能源体系的灵活性和稳定性 我国风电、太阳能发电装机总量增速较快，2017-2021 年 5 年间，我国风电装机容量CAGR 达到 18.96%，太阳能发电装机容量 CAGR 达到 23.82%，清洁能源消纳工作始终是做好风光发电的重要一环。由于氢气的制取、储存方式多样，可与能源体系中的不同部门相连接，利用氢能可以增强能源体系的灵活性和稳定性。未来可能出现的能源体系与现有体系的最大不同在于利用不同的能源供应交运、建筑和工业领域，特别是在电力、热力、液体燃料和气体燃料的输配上采用不同的能源网络。当前的能源体系严重依赖于化石能源，而未来

22、氢能可以联系不同层面的基础设施，在能源体系中扮演关键角色。氢气要体现出能源属性，密切需要燃料电池和电解槽的发展，二者可以实现氢能与电能的相互转化，同时燃料电池也可以使用天然气、甲醇等。1.2.氢能氢能产业已初步商业产业已初步商业化，发展脉络愈发清晰化，发展脉络愈发清晰 氢能产业的发展十分重要，上层规划日益明确，我国也已开始具备将氢能产业商业化的能力，产业结构逐渐清晰，我国有能力参与到全球氢能产业的建设进程中去。1.2.1.从中央到地方，产业政策从中央到地方，产业政策持续持续完善完善 我国早在 2006 年国家中长期科学技术发展规划纲要（2006-2020 年）中就提出发展-20-1001020

23、3040506070802000420052006200720082009200001920202021%原油对外依存度天然气对外依存度图图 4：我国风电、太阳能发电装机情况：我国风电、太阳能发电装机情况 图图 5：氢能的利用可以增强能源体系的灵活性氢能的利用可以增强能源体系的灵活性 资料来源：Wind，天风证券研究所 资料来源：IEA.Technology Roadmap-Hydrogen and Fuel Cells，天风证券研究所 007080901000.00.51.01.52

24、.02.53.03.52009200001920202021亿千瓦时风电装机容量太阳能发电装机容量风电装机容量增长率太阳能发电装机容量增长率%风电CAGR:18.96%光电CAGR:23.82%9 制氢制取、储存和输配技术，2019 年政府工作报告中首次提到发展加氢等基础设施建设。近两年，氢能领域相关政策频繁出台，“制、储、运、用”四大环节发展路径日益近两年，氢能领域相关政策频繁出台，“制、储、运、用”四大环节发展路径日益清晰。清晰。图图 6：氢能：氢能领域相关政策梳理领域相关政策梳理 资料来源：中国政府网，国家能源局官网，国务

25、院新闻办公室网站，发改委官网，天风证券研究所 我国已在氢能产业部分环节提出明确发展目标我国已在氢能产业部分环节提出明确发展目标，今后十年我国燃料电池汽车保有量，今后十年我国燃料电池汽车保有量有望有望达到达到 100 万辆。万辆。中国汽车工程学会发布的节能与新能源汽车技术路线图 2.0（下称路线图 2.0）中提出，到 2025 年，我国燃料电池汽车保有量达到 10 万辆左右，到2030 年达到 100 万辆左右；2025 年燃料电池系统产能超过 1 万套/企业，2030 年超过 10万套/企业。另外，规划中还对燃料电池汽车的冷启动温度、续航里程、经济性、寿命和成本等性能参数提出了发展目标，推动燃

26、料电池汽车产业商业化。图图 7：节能与新能源汽车技术路线图：节能与新能源汽车技术路线图 2.0燃料电池汽车领域路线图燃料电池汽车领域路线图 资料来源：中国汽车工程学会节能与新能源汽车技术路线图 2.0，天风证券研究所 表表 3：2025-2035 年年燃料电池燃料电池汽车相关发展目标汽车相关发展目标 项目项目 2025 2030 2035 燃料电池燃料电池汽车保有量（万辆）汽车保有量（万辆）10 100 100 燃料电池电堆冷启动温度（）燃料电池电堆冷启动温度（）-40-40-40 商用车用电堆商用车用电堆 体积功率密度（Kw/L）2.5 3 3 寿命（h）16500 30000 30000

27、国务院发布国家中长期科学和技术发展规划纲要（年）提出要重点研究高效低成本的化石能源和可再生能源制氢技术以及经济高效氢储存和输配技术 国务院等 部门发布 当前优 发展的高技术产业化重点领域指（年度）将 氢开发与使用 列入 进能源产业的高技术产业化重点领域 国务院发布国务院关于 发节能与新能源汽车产业发展规划（年）的通 提出到 年，燃料电池汽车、车用氢能源产业与国际同步发展。续开展燃料电池汽车运行示范，提高燃料电池系统的可 性和 性，带动氢的制备、储运和加注技术发展 国家能源局在 年能源工作指 意见 中提出要稳 有 推进能源关键技术装备 关，推动储能、氢能技术进步与产业发展，研究实施促进储能技术与

28、产业发展的政策，开展储能示范项目 集与评选，制定实施氢能产业发展规划，组 开展关键技术装备 关，积极推动应用示范 国家发改委和能源局发布能源技术革命 新行动计划 年 提出 氢能与燃料电池技术 新 为重点 务之一，从氢能的制取、储运和应用等多方面入 科技部和交通运输部发布 十 交通领域科技 新专项规划 提出要推进加氢基础设施和示范考核技术发展国务院发布新能源汽车产业发展规划（年）提出要有 推进氢燃料供 体系建设，提高氢燃料制储运经济性，推进加氢基础设施建设国务院在新时代的中国能源发展中提出要加速发展绿氢制取、储运和应用等氢能产业链技术装备，促进氢能燃料电池技术连、氢燃料电池汽车产业链发展国家发改

29、委发布 部地区 类产业目录（年本）不同地区分别致力发展氢能国务院出台关于加快建立 全绿色低碳循环发展经济体系的指 意见 指出提升可再生能源利用比例，因地制 发展氢能发电，加快大容量储能技术研发推广 加强新能源汽车 换电、加氢等配套基础设施建设中 人民共和国国民经济和社会发展 十四 年规划和 年远景目标纲要中指出要在氢能与储能等前 科技和产业变革领域，组 实施未来产业 化与加速计划，划布局一 未来产业国家发改委和国家能源局在关于加快推动新型储能发展的指 意见中指出要以需求为 向，开展储氢及其他 新储能技术的研究和示范应用国务院在关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见中提出要统

30、推进氢能 制储输用 全链条发展，推动加氢站建设，推进可再生能源制氢，加强氢能生产、储存、应用关键技术研发、示范和规模化应用国务院在关于 发 年前碳达峰行动方案的通 中提出要积极扩大氢能在交通运输领域应用；有 推进加氢站等基础设施建设；加快氢能技术研发和示范应用，在工业、交通运输、建筑等领域规模化应用；建立 全氢制、储、输、用标准国务院在关于深入打好污染 的意见中提出要推动氢燃料电池汽车示范应用，有 推广清洁能源汽车 10 成本（元/kW）1200 400 400 乘用车用电堆乘用车用电堆 体积功率密度（Kw/L）4 6 6 寿命（h）5500 8000 8000 成本（元/kW）1800 50

31、0 500 资料来源：中国汽车工程学会节能与新能源汽车技术路线图 2.0，天风证券研究所 部分氢能示范城市已提出燃料电池汽车推广目标，部分氢能示范城市已提出燃料电池汽车推广目标，到 2025 年，上海、武汉等城市燃料电池推广总数为 83140103140 辆，若进程顺利，可完成路线图 2.0中的规划目标。表表 4：部分氢能示范城市燃料电池汽车推广目标部分氢能示范城市燃料电池汽车推广目标 省省/市市 规划名称规划名称 2020 年发展数量（辆）年发展数量（辆）2025 年发展数量（辆）年发展数量（辆）上海 上海市燃料电池汽车发展规划 3000 30000 武汉 武汉氢能产业发展规划 2000-3

32、000 10000-30000 佛山 佛山市氢能产业发展规划（2019-2030 年）5500 11000 河北 河北省推进氢能产业发展实施意见 2500（2022 年）10000 成都 成都市氢能产业发展规划（2019-2023 年）2000（2023 年）浙江 浙江省加快培育氢能产业发展的指 意见 1000（2022 年）苏州 苏州市氢能产业发展指 意见（试行）800 10000 山 山 省 燃料电池汽车产业发展规划 700 7500 天津 天津市氢能产业发展行动方案（2020-2022 年）1000（2022 年）潍坊 潍坊市氢能产业发展 年行动计划（2019-2021 年）640（20

33、21 年）合计合计 19140-20140 资料来源：亿 通招股书，天风证券研究所 1.2.2.产业链条逐步打通，技术路线日渐明确产业链条逐步打通，技术路线日渐明确 目前氢能产业已经开始形成“制、储、运、用”四大环节，氢能的利用方式逐渐多元化。目前氢能产业已经开始形成“制、储、运、用”四大环节，氢能的利用方式逐渐多元化。上游制取环节，目前主要有化石能源制氢、工业副产氢和电解水制氢等方式；中游储运环节存在气态、液态、固态等方式，加氢站等基础设施建设也是重要部分；下游应用环节，当前氢能主要应用在工业领域，未来有望扩展为交通、工业、建筑、储能等多领域。图图 8：氢能产业链示

34、意图氢能产业链示意图 资料来源：韩笑等全球氢能产业政策现状与前景展望，天风证券研究所 化石能源制氢工业副产氢电解水制氢高压气态储运液态储运固态储运交通工业建筑储能氢能制取氢能储运氢能应用有机液体储运储运方式加氢站乘用车商用客车卡车轨道交通车船舶钢铁炼油合成氨与合成甲醇分布式发电燃气管道掺混 11 图图 9：氢能的多种供应方式氢能的多种供应方式 资料来源：IHS Markit，天风证券研究所 1.2.3.补贴政策思路转变，以奖代补推动示范群发展补贴政策思路转变，以奖代补推动示范群发展 新能源汽车补贴政策以购置补贴为主，近几年补贴力度逐年退坡。新能源汽车补贴政策以购置补贴为主，近几年补贴力度逐年退

35、坡。2010 年，新能源汽车补贴政策以动力电池组能量来确定补助金额。到 2013 年，国家逐渐确定了完整连续的补贴政策，即以纯电续驶里程为标准，2013 年最高额的补助金额为每辆 6 万元，实现这一金额的标准为纯电动续驶里程大于等于 250 公里。2014 年、2015 年补助标准分别在2013 年的基础上减少 10%、20%。到 2016 年最高额的补助金额为每辆 4.4 万元，较 2013年下降了 26.7%。此后的两年间政策稳定，到 2019 年出现明显政策退坡趋势，最高额的补助金额为每辆 2.5 万元，且实现这一金额的标准也上升到纯电动续驶里程大于等于 400公里。2020 年这一数额

36、进一步减少到 2.25 万元每辆，2021 年减少到 1.26 万元每辆。图图 10：我国我国新能源汽车历年补贴政策新能源汽车历年补贴政策 资料来源：中国政府网，天风证券研究所 氢能、燃料电池领域补贴政策近两年出现转变，氢能、燃料电池领域补贴政策近两年出现转变，以奖代补、积分制等新形式出现。以奖代补、积分制等新形式出现。在2020 年以前氢燃料电池的补贴政策与新能源汽车类似，都是分车型制定相应补助标准。2020 年出台关于开展燃料电池汽车示范应用的通 后，2021 年又相 推出了5 示范城市群。此后，氢能源燃料电池的补贴政策倾向于使用以奖代补、积分制等新 段。图图 11：我国氢能及燃料电池汽车

37、历年补贴政策我国氢能及燃料电池汽车历年补贴政策 资料来源：中国政府网，天风证券研究所 纯电动乘用车补贴3000元/kWh-补贴上限6万元/辆纯电动乘用车纯电续驶里程大于等于250公里-6万元/辆纯电动乘用车纯电续驶里程大于等于250公里-5.4万元/辆纯电动乘用车纯电续驶里程大于等于250公里-4.8万元/辆纯电动乘用车纯电续驶里程大于等于250公里-4.4万元/辆纯电动乘用车纯电续驶里程大于等于400公里-2.5万元/辆纯电动乘用车纯电续驶里程大于等于400公里-2.25万元/辆纯电动乘用车纯电续驶里程大于等于400公里-1.26万元/辆2010年2013年2014年2015年2016年20

38、19年2020年2021年补助为主燃料电池乘用车补助标准20万元/辆燃料电池商用车补助标准50万元/辆燃料电池乘用车补助标准20万元/辆轻型客车、货车补助标准30万元/辆大中型客车，中重型货车50万元/辆2020年政策变动20132016关于开展燃料电池汽车示范应用的通知20202021先后设立五个示范城市群，推出以奖代补、积分制等多种政策 12 对比来看，相较于新能源汽车单一的车辆购置补贴政策，氢能产业补贴政策构建了涉及企业、产业、研发、推广、标准制定等全覆盖的补助体系。图图 12：氢能产业和新能源汽车产业补贴政策对比氢能产业和新能源汽车产业补贴政策对比 资料来源：中国政府网，上海市人民政府

39、，天风证券研究所 1.3.全球全球氢能产业氢能产业 2060 年年前瞻：前瞻：清氢社会，碳和未来清氢社会，碳和未来 全球社会在碳中和背景下，也已经开始布局氢能产业，部分欧美国家走在发展前列。展望未来，可再生能源电解水制氢成本或将显著降低，化石能源制氢将逐渐被可再生能源制氢取代。加氢站等基础设施建设提速，据前瞻产业研究院测算，2026 年全球加氢站数量或接近 2020 年的 4 倍。IEA 报告显示，各国氢储能项目基本都预计在 2030 年前陆续启动。1.3.1.全球氢能产业现状全球氢能产业现状概述概述 当前全球制氢技术以化石能源制氢为主，天然气、煤炭、石油制氢的比例合计为 78.6%。工业副产

40、氢为 二大制氢方式，占比21%，CCUS 技术的运用以及电解水制氢的比例都很微小。电解水制氢作为未来理想的制氢方式，2020 年全球装机规模已达到 290.68MW，2015-2020 年装机规模 CAGR 达到 12%。分地区来看，欧洲电解水制氢规模最大，2020 年为 116.36MW；我国在过去几年开始逐步推进电解水制氢示范项目，2018-2020 年装机规模从 1.84MW 快速提升至 23.47MW。目前电解水制氢方式中，碱性电解槽制氢仍然是主流，2020 年全球范围内装机量为新能源乘用车主要补贴方案-购置补贴（2021）上海市氢燃料电池主要补贴方案-以奖代补积分制车辆类型纯电动续驶

41、里程R（工况法、公里）300R400R400R50(NEDC)R43(WLTC)纯电动乘用车0.91万元1.26万元插电式混合动力乘用车0.48万元支持内容支持标准整车产品示范应用 相关车辆取得国家综合评定奖励积分的关键核心零部件产业化本市研发生产的关键零部件，用于国内示范城市群车辆应用，参照国家综合评定奖励积分重点领域模式创新考核年度内行驶里程超过2万公里的设计总质量1231吨（含）的货车加氢站布局建设2025年底前在本市区域内按照有关规定建设加氢站，完成竣工验收并取得燃气经营许可证（车用氢气）的降低加氢成本对取得燃气经营许可证（车用氢气）的加氢站，零售价格不超过35元/公斤的，按照年度实际

42、销售量，给予加氢站运营主体补助图图 13：2020 年全球年全球制氢来源占比情况制氢来源占比情况 图图 14：2020 年全球年全球工业领域工业领域氢能需求氢能需求量情况量情况 资料来源：IEA.Global Hydrogen Review 2021，天风证券研究所 *其他工业用途占比极少，没有列出 资料来源：IEA.Global Hydrogen Review 2021，天风证券研究所 天然气制氢,59%化石燃料制氢+CCUS,0.70%石油制氢,0.60%煤制氢,19%工业副产氢,21%合成氨,65%甲醇,25%直接还原铁,10%13 175.76MW；但 2018 年以来质子交换膜电解槽

43、装机量规模提升较快，2020 年已达89.26MW。在燃料电池汽车推广和加氢站建设方面，2020 年全球燃料电池汽车共 3.48 万辆，加氢站共 540 座。其中，中、美、日、韩、德 国发展较快，燃料电池汽车数量合计占全球 95%（占比分别为 24%/27%/12%/29%/3%），合计加氢站数量占全球 79%（占比分别为16%/12%/25%/9%/17%。1.3.2.全球氢能产业展望全球氢能产业展望 展望未来，全球氢能需求预计将快速提升，其增量需求主要来源于氢能在传统炼化和工业领域之外的应用，如交通运输、电力、建筑等。据 IEA 预测，到 2030 年，全球氢能需求将超过 2.1 亿吨，相

44、比 2020 年的 8848 万吨增长 137.97%，年化增长率为 9.06%.氢能制取方面，2020-2030 年 CCUS 技术和电解水制氢技术预计也有较快增长，IEA 预测2030 年化石能源制氢+CCUS 规模预计将达到 6899 万吨，电解水制氢规模预计将达到7972 万吨，两类制氢方式合计占比将超过 70%，摆脱化石能源制氢和工业副产氢为主的现状。图图 15：2015-2020 年全球电解水制氢装机量（分地区）年全球电解水制氢装机量（分地区）图图 16：2015-2020 年全球电解水制氢装机量（分技术）年全球电解水制氢装机量（分技术）资料来源：IEA.Hydrogen，天风证券

45、研究所 注：AE碱性电解槽；PEM质子交换膜电解槽；SOEC固体氧化物电解槽 资料来源：IEA.Hydrogen，天风证券研究所 图图 17：2020 年全球燃料电池汽车数量占比年全球燃料电池汽车数量占比 图图 18：2020 年全球加氢站数量占比年全球加氢站数量占比 资料来源：IEA.Global EV Outlook 2021，天风证券研究所 资料来源：IEA.Global EV Outlook 2021，天风证券研究所 05003003502001820192020MW欧洲中国加拿大亚洲（中国除外）其他0510015020

46、02503003502001820192020MWAEPEMSOEC未知最大工厂的装机量MW韩国 29.0%美国 27.0%中国 24.0%日本 12.0%德国 3.0%其他 5.0%韩国 9.0%美国 12.0%中国 16.0%日本 25.0%德国 17.0%其他 21.0%14 据 IEA 预测，2019-2060 年，全球可再生能源电解水制氢成本将从 3.27.7 美元/kg 下降到 1.33.3 美元/kg，制氢成本更具优势。同时，未来随着碳捕集技术的发展，制氢过程将会更加清洁环保，2019-2070 年，碳捕集量将从 8 百万吨增加至 19 亿吨。从各国的制氢规

47、划项目来看，2015 年之后电解法制氢成为主流，主要拟实施的方案为质子交换膜电解槽、碱性电解槽和固体氧化物电解槽。规划中的化石能源制氢项目，也都辅以 CCUS 技术，以减轻制氢项目的碳排放强度。表表 5：各国部分制氢项目梳理各国部分制氢项目梳理 项目项目 地点地点 状态状态 启动时间启动时间 技术路线技术路线 规模规模 Horizon Oil Sands 加拿大 运营中 2009 石油+CCUS 438 kt CO2/yr Port Arthur 美国 运营中 2013 天然气+CCUS 900 kt CO2/yr-118 kt H2/yr Port Jerome 法国 运营中 2015 天然

48、气+CCUS 100 kt CO2/yr-300 kt H2/yr Quest 加拿大 运营中 2015 天然气+CCUS 1000 kt CO2/yr300 kt H2/yr H&R lwerke Hamburg-Neuhof 德国 运营中 2018 电解法（PEM）5MW North West Sturgeon refinery 加拿大 运营中 2020 沥青气化+CCUS 1200 kt CO2/yr Pernis refinery（气化法）荷兰 CCU 项目运营中；CCUS 项目可行性研究中 2005；2024 重渣油气化+CCU；重渣油气化+CCUS 400 kt CO2/yr-10

49、00 kt H2/yr；1000 kt CO2/yr-1000kt H2/yr Refhyne（两期）德国 一期运营中；二期可行性研究中 2021；2025 电解法（PEM）10 MW；100 MW HySynergy（期）丹麦 一期建设中；二/期 可行性研究中 2022；202530 电解法（PEM）20 MW；300MW/1000MW Multiphly 荷兰 建设中 2022 电解法（SOEC）2.6 MW Prince George refinery 加拿大 最终投资决策中 2023 电解法 图图 19：2020-2030 年全球氢能需求情况年全球氢能需求情况 图图 20：2020-2

50、030 年全球制氢情况年全球制氢情况 资料来源：IEA.Hydrogen，天风证券研究所 资料来源：IEA.Hydrogen，天风证券研究所 图图 21：2019 与与 2060 年制氢成本对比年制氢成本对比 图图 22：2019-2070 年全球制氢过程碳捕集情况年全球制氢过程碳捕集情况 资料来源：IEA.CCUS in Clean Energy Transitions，天风证券研究所 资料来源：IEA.CCUS in Clean Energy Transitions，天风证券研究所 0500202020252030Mt炼化工业交运电力氨燃料合成燃料建筑掺混050100

51、2020252030Mt工业副产氢化石能源制氢化石能源制氢+CCU化石能源制氢+CCS电解水制氢1.62.12.52.67.72.12.53.30.71.21.92.13.21.22.21.30123456789天然气制氢天然气制氢+CCS煤制氢煤制氢+CCS清洁能源电解水制氢天然气制氢+CCS煤制氢+CCS清洁能源电解水制氢20192060美元/kg0200400600800002005020602070Mt北美中南美洲欧洲非洲中东欧亚中国印度其他亚洲国家 15 OMV Schwechat Refiner

52、y 奥地利 最终投资决策中 2023 电解法（PEM）10 MW Westkuste 100（两期）德国 一期最终投资决策中；二期可行性研究中 202328 电解法（碱性）30 MW/300MW H24AII 班牙 可行性研究中 2025 电解法（碱性）100 MW Gela biorefinery 意大利 可行性研究中 2023 电解法（PEM）20 MW Taranto Sustainable refinery 意大利 可行性研究中 2023 电解法（PEM）10 MW Castellon refinery 班牙 可行性研究中 2023 电解法 20 MW Pernis refinery（

53、电解法）荷兰 可行性研究中 2023 电解法 200 MW Saras Sardinia refinery 意大利 可行性研究中 2024 电解法 20 MW Stanlow refinery 英国 可行性研究中 2025 天然气+CCUS 90 kt H2/yr H2.50 荷兰 可行性研究中 2025 电解法 250 MW Preem CCS 瑞典 可行性研究中 2025 天然气+CCUS 500 kt CO2/yr Grupa Lotos refinery 波兰 可行性研究中 2025 电解法 100 MW Zeeland refinery 荷兰 可行性研究中 2026 电解法 150

54、MW Lingen refinery（两期）德国 一期可行性研究中；二期初期阶段 2024 年左右 电解法 50 MW；500 MW Deltaurus 1（两期）荷兰 一期可行性研究中；二期初期阶段 2024 年左右 电解法 150 MW；1000 MW 资料来源：IEA.Global Hydrogen Review 2021，天风证券研究所 全球主要国家已出台加氢站规划建设目标，据前瞻产业研究院预计，2021-2026 年全球加氢站数量将维持高增长态势，到 2026 年将达到 2110 座，CAGR 为 25%。并且，很多国家已开始着 布局氢储能产业，荷兰、瑞典、德国、法国、英国、美国等国

55、家将在未来几年布局多 氢储能项目。表表 6：全球主要国家加氢站规划建设数量全球主要国家加氢站规划建设数量 国家国家 政策政策/文件文件 规划年份规划年份 加氢站规划座数加氢站规划座数 日本 氢能基本 略 2025 320 2030 900 美国 美国能源部文件 2030 1000 韩国 关于韩国建立氢能经济社会方案 2025 210 2030 520 法国 法国氢能计划 2028 400-1000 德国 400 中国 节能与新能源汽车路线图 2030 1000 资料来源：前瞻产业研究院，天风证券研究所 图图 23：截至截至 2020 年底全球加氢站分布年底全球加氢站分布 图图 24：2010

56、年以来年以来全球建成的加氢站数量以及预测全球建成的加氢站数量以及预测 资料来源：前瞻产业研究院，H2stations，天风证券研究所 资料来源：前瞻产业研究院，H2stations，天风证券研究所 0204060800德国法国其他日本韩国中国其他美国其他欧洲亚洲北美其他-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%050002500200001920202021E2022E2023E2024E2025E2026E座加氢站数量yoy 16 表表 7：各国现存和

57、规划中的储氢项目各国现存和规划中的储氢项目 项目项目 国家国家 启动年份启动年份 储氢容量（储氢容量（GWh）状态状态 Teeside 英国 1972 27 运营中 Clemens Dome 美国 1983 82 运营中 Moss Bluff 美国 2007 125 运营中 Spindletop 美国 2016 278 运营中 Underground Sun Storage 奥地利 2016 10%H2 混合气 试运营 HyChico 阿根廷 2016 10%H2 混合气 试运营 HyStock 荷兰 2021 性研究 HYBRIT 瑞典 2022 性研究 Rdersdorf 德国 2022

58、0.2 建设中 HyPster 法国 2023 0.07-1.5 工程研究 HyGo 法国 2024 1.5 可行性研究 HySecure 英国 2020 年代中期 40 一期可行性研究 Energiepark Bad Lauchstdt Storage 德国 150 可行性研究 Advanced Clean Energy Storage 美国 2020 年代中期 150 提议 资料来源：IEA.Global Hydrogen Review 2021，天风证券研究所 2.氢能氢能应用体系：能源属性越来越受关注应用体系：能源属性越来越受关注 现阶段，氢气主要用作工业原料，但在发电、供热、交通燃料

59、等领域有巨大发展潜力。目前，全世界的氢气产量约为 70Mt/a，主要消费为石油炼制、化工原料，氢气作为能源的应用比例尚不足 1%。图图 25：2021 年全球氢气的主要用途及占比年全球氢气的主要用途及占比 图图 26：氢气的主要应用领域和具体用途氢气的主要应用领域和具体用途 资料来源：米万良和荣峻峰质子交换膜(PEM)水电解制氢技术进展及应用前景，天风证券研究所 资料来源：米万良和荣峻峰质子交换膜(PEM)水电解制氢技术进展及应用前景，天风证券研究所 2.1.拓宽氢能应用领域的拓宽氢能应用领域的重要方向重要方向燃料电池汽车燃料电池汽车产业产业 2.1.1.燃料电池汽车产业尚在示范推广期燃料电池

60、汽车产业尚在示范推广期 燃料电池汽车是氢能产业的重要下游应用之一，燃料电池汽车产业链上游主要是氢气制储运及加氢站，为燃料电池汽车提供必要的能源；中游主要是燃料电池汽车零部件，其中燃料电池系统及燃料电池电堆是最核心的部件。石油炼制 26.0%化学工业 66.0%金属和玻璃7.0%其他领域 1.0%17 图图 27：燃料电池汽车产业链：燃料电池汽车产业链 资料来源：上海重塑招股书（2021 年 3 月申报稿），天风证券研究所 图图 28：燃料电池发动机系统结构：燃料电池发动机系统结构 资料来源：亿 通招股书，天风证券研究所 氢燃料动力电池系统作为能量转化装置的一种，从理论上来讲，只需要连续供 燃料

61、，氢燃料动力电池系统便能连续发电，被誉为是 水力、火力、核电之后的 四代发电技术。燃料电池系统的核心部件是燃料电池电堆，其基本工作原理可总结为以下几 环节：氢流入电极后被分离为质子和电子；电子围绕电路运动，从而产生电流，电流为电动机供电；质子穿过薄膜再次与电子结合，并与外面空气中的氧结合；排放物只产生水蒸气和热能。图图 29：燃料电池燃料电池汽车基本工作原理汽车基本工作原理 资料来源：智慧芽、科 板日报 2022 年中国氢能行业技术发展洞察报告，天风证券研究所 18 与纯电动汽车、传统燃油车相比，燃料电池汽车具有燃料热值高、温室气体排放低、燃料加注时间短、续航里程高等优点，较适用于中长距离或重

62、载运输。同时，燃料电池汽车对低温性能要求较高、动力系统成本较高、加之基础设施稀缺等劣势，目前尚未实现大规模推广，有待未来进一步改善。表表 8：燃料电池与锂电池、传统发动机的对比燃料电池与锂电池、传统发动机的对比 指标指标 燃料电池汽车燃料电池汽车 纯电动汽车纯电动汽车 燃油车燃油车 动力系统 燃料电池发动机 锂电池 内燃机 燃料/热值 氢气，143MJ/kg-汽油，约 44MJ/kg 反应方式 非燃烧电化学反应（发电装置消耗燃料过程）非燃烧电化学反应（储能装置可逆 放过程）燃烧 反应放能 电、热 电 热（通过燃烧汽油释放高温使气缸内空气剧烈膨胀推动活塞机械做工）反应残余 电、热、H2O 电 热

63、（通过）、CO2、CO、H2O、SO2 等 反应效率 50%-30-40%安全性 主要来自氢燃料的储存 高能量密度与安全性难以兼容-低温性能-30低温自启动-40低温储存 常规锂电池在-20以下低温环境无法 电，且里程损失可能达到约 30%-18以下需要配置高性能汽油机润滑油，进气道低温预热装置和高能辅助点火装置并执行相应冷启动作业等 资源约束 铂金供应 分、膜电极中铂金用量不断减少 元电池钴资源短缺、全球仅少数国家可开发经济可用的锂资源-环境保护 工业副产氢、天然气重整制氢可减少碳排放；可再生能源制氢可实现零排放 污染部分转移到上游 排放 CO2、CO、SO2 等温室气体及污染物 整车加注时

64、间（商用车）15 分钟 2-8 小时 10 分钟 整车续航里程（商用车）500km 260km 500km 动力系统成本 高 低 低 运营燃料成本 氢源富集地区具备较强经济性 具备较强经济性 受石油价格波动影响 商业化程度 商业化初期 相对成熟 完全成熟 应用领域 中长距离、重载运输 中短距离 普适 加注基础设施 稀缺 重点城市覆盖 普及 资料来源：亿 通招股书，天风证券研究所 表表 9：我国燃料电池客车发展现状我国燃料电池客车发展现状 项目项目 2020 年技术指标年技术指标 2019 年情况年情况 续驶里程（km）500 500 050km/h 加速时间（s）20 20 燃料经济性/百公里

65、氢耗（kg/100km）7.0 7.0 最高车速（km/h）80 80 冷启动温度（）-20-30 寿命（万 km）40 实际运行超过 710 万 km，衰减 0.5%1.5%，按衰减 10%寿命终止，预计寿命超过 60 万 km 成本（万元）150 150 资料来源：中国汽车工程学会节能与新能源汽车技术路线图 2.0，天风证券研究所 目前我国燃料电池汽车产业还处在示范推广阶段，商业化程度不足，燃料电池汽车产销规模较小。2017-2021 年，我国燃料电池汽车产销量波动幅度较大，2021 年共生产 1777辆，销售 1586 辆。截至 2022 年 4 月，我国氢能在交通领域的应用以客车和重卡

66、为主，正在运营的以氢燃料电池为动力的车辆数量超过 6000 辆，约占全球运营总量的 12%。19 图图 30：2017-2021 年年我国燃料电池汽车产销量我国燃料电池汽车产销量 资料来源：上海重塑招股书（2021 年 3 月申报稿），中国汽车工业协会，机经网，天风证券研究所 我国燃料电池装机规模目前较小，2020 年装机量为 79.2MW，同比下降 38.15%；但其中燃料电池在客车领域的装机量为 71.7MW，同比增长 46%；装机量前 的企业分别为爱德曼、亿 通、国鸿重塑、汽车和潍柴动力，TOP5 合计占比达到 69%。从海外车企发布的燃料电池车型规划来看，卡车是最主要规划车型，订单规模

67、比乘用车、轻型商用车或客车更庞大，这也符合燃料电池系统适用于中长距离和重载运输的特点。表表 10：各车企燃料电池汽车车型规划情况各车企燃料电池汽车车型规划情况 车企车企 目标目标 目标年份目标年份 车型车型 宝马 发布燃料电池 SUV 2022 乘用车 路虎 燃料电池 SUV 原型车 2021 年底 乘用车 长城 发布燃料电池 SUV 2021 乘用车 丰田 在大巴黎地区投放 600 量燃料电池出租车 2024 年底 乘用车 Rersimple 燃料电池轿车产能达到 5000 辆/年 2023 乘用车 Rersimple 发布轻型货车车型 2023 轻型商用车 Stellantis 发布燃料电

68、池厢式车车型 2021 轻型商用车 雷诺 发布轻型商用车车型 2021 轻型商用车 Symbio and Safra 1500 辆客车 2021 客车 H2Bus Consortium 投放 600 辆燃料电池客车 2023 客车 戴姆勒 测试液氢车用储氢的卡车 2021 卡车 Air Poducts and Cummins 改装约 2000 辆燃料电池卡车 2022+卡车 Nikola 800 辆燃料电池卡车订单、2023+卡车 曼恩 投放燃料电池示范车队 2024 卡车 Hyzon 1590 辆燃料电池卡车订单 2024 卡车 现代 1600 辆燃料电池卡车订单 2025 年前 卡车 戴姆

69、勒和沃尔沃 大规模燃料电池卡车产量 2025+卡车 Industry Coalition 在欧洲投放 100000 燃料电池重卡 2030 年起 卡车 资料来源：IEAGlobal Hydrogen Review 2021，天风证券研究所 05000250030002017年2018年2019年2020年2021年辆产量销量图图 31：2018-2020 年我国燃料电池装机量年我国燃料电池装机量 图图 32：2020 年我国年我国燃料电池燃料电池系统装机量系统装机量 TOP5 资料来源：上海重塑招股书（2021 年 3 月申报稿），天风证券研究所 资料来源：GGII，天风

70、证券研究所-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%140%160%02040608018年2019年2020年MW燃料电池装机量yoy爱德曼 20.1%亿华通 15.4%国鸿重塑 11.9%探索汽车 11.6%潍柴动力 10.0%其他 31.0%20 现阶段国内电堆性能水平基本达到了节能与新能源汽车技术路线图 2.0中的规划值，美中不足的是对寿命的关注和测试尚不够 分。表表 11：国内部分电堆厂家技术水平对比国内部分电堆厂家技术水平对比 企业企业 电堆功率电堆功率/kW 功率密度功率密度/kWL-1 极板类型极板类型 冷启动温度冷启动温度/寿命

71、寿命/h 国家燃料电池汽车技术路线图国家燃料电池汽车技术路线图 2020 年目标值年目标值 2020 目标 70 3 金属-30 5000 国内厂家实际情况国内厂家实际情况 新源动力 70 3.4 金属-30 5000 捷氢科技 115 3.1 金属-30 神力科技 76 2.2 石墨板-30 国鸿氢能 30 石墨板 12000 明天氢能 74 3.1 金属 中氢科技 60 4 金属 空间电源所 120 3 金属 通百应 68 石墨板 弗尔赛 80 2.5 超薄石墨板-30 江苏清能 120 超薄石墨板-30 上海氢晨 100 3.3 金属-30 资料来源：中国汽车工程学会节能与新能源汽车技术

72、路线图 2.0，许德超等国内燃料电池电堆技术进展综述，天风证券研究所 2.1.2.当前当前燃料电池燃料电池汽车汽车购置成本高企，商业化能力不足购置成本高企，商业化能力不足 我我燃料电池燃料电池汽车推广取得初步成效，汽车推广取得初步成效，2015 年来累计产销年来累计产销约约 1 万万辆。辆。2015 年至 2022 年 6月，我国累计制造燃料电池汽车 10314 辆，销售 9637 辆，多数为政策推动下的示范项目建设成果，其中，商用车为燃料电池汽车主要车型。作为近几年燃料电池汽车主流推广方向，燃料电池商用车具有加注时间短、续驶里程长、无污染、零排放及环境适应性强等优点。表表 12：12 米公交

73、车加注时间和续航性能米公交车加注时间和续航性能 项目项目 燃料电池燃料电池公交公交 纯电动公交纯电动公交 续航里程（km）300 60（快）；150-200（慢）加注/电时间（min）10 30（快）；120-150（慢）加注/电次数（每天）1 3-5 次（快）；1 次（慢）1 次（快补）资料来源：人民网，天风证券研究所 表表 13：燃料电池燃料电池车与纯电动车车与纯电动车环境适应性对比环境适应性对比 燃料电池燃料电池车车 纯电动车纯电动车 可实现-30环境下快速启动，启动时间5min，-40低温存储，可在-3060环境下正常运行。冬季锂电池性能衰减超过 30%，严重降低续航里程，-10低温下

74、 电困难；夏季 电易出现高温报警现象。资料来源：人民网，天风证券研究所 图图 33：我国燃料电池汽车累计产量我国燃料电池汽车累计产量 图图 34：我国燃料电池汽车累计：我国燃料电池汽车累计销量销量 资料来源：Wind，天风证券研究所 资料来源：Wind，天风证券研究所 0040005000600070008000900017-0217-0617-1018-0218-0618-1019-0219-0619-1020-0220-0620-1021-0221-0621-1022-0222-06辆乘用车货车半挂牵引车客车其他00400050006000700

75、08000900017-0217-0617-1018-0218-0618-1019-0219-0619-1020-0220-0620-1021-0221-0621-1022-0222-06辆乘用车货车半挂牵引车客车其他 21 当前当前燃料电池燃料电池汽车的购置成本汽车的购置成本还较高还较高，尚尚不具备完全商业化的能力不具备完全商业化的能力。以推广数量较多的年份 2020 年为例，多数订单公交车均价在 200-300 万元/辆，价格较高。而国内燃料电池乘用车推广数量稀少，报价难以查找，以丰田 Mirai 燃料电池乘用车为例，2022 年丰田 出的起步价为49500 美元/辆，每辆约合人民币 30

76、 万元以上，同比主流纯电汽车如特斯拉 Model 3、比亚迪汉 EV 等车型 20 余万元/辆的价格，燃料电池乘用车价格还较高。表表 14：2020 年全国年全国燃料电池燃料电池公交车订单情况公交车订单情况 城市城市 采购量采购量/辆辆 车身长度车身长度/米米 中标品牌中标品牌 均价均价/万元万元辆辆-1 燃料电池系统供应商燃料电池系统供应商 燃料电池额定功率燃料电池额定功率/kW 张家口 140 11.5-12 宇通客车等 294.98 亿 通 80 芜湖 15 12 奇瑞商用车 211 德燃动力 55 襄阳 10 10 东风襄阳旅行车 228 重塑科技 56 佛山 60 10-11/8-9

77、 飞驰汽车 215.03/195.23 雄韬氢雄/泰极动力 45-60 京山 30 8.5 厦门金龙 199 雄韬氢雄 50 淄博 100 10.5 吉利新能源商用车 259 亿 通 65 广州 15 10.5 开沃新能源 250 雄韬氢雄 56 潍坊 100 12 中通客车等 259.9 潍柴动力 60 资料来源：高工氢电，天风证券研究所 2.1.3.电堆成本在燃料电池系统中占比最高电堆成本在燃料电池系统中占比最高，规模效应及技术改进可促使电堆成本下降规模效应及技术改进可促使电堆成本下降 燃料电池汽车主要由车身、燃料电池电堆、储氢系统、空气供 系统等构成，燃料电池电堆在当前燃料电池汽车成本中

78、占比最高，达到 30%。燃料电池电堆的主要组件为双极板、质子交换膜、催化剂、气体扩散层等，其中膜电极（质子交换膜、催化剂与气体扩散层）的成本占比最高，为 58%。当前电堆成本高企的主要原因，一是国内氢能产业尚未达到产业化，燃料电池电堆生产没有获得规模效应；二是关键部件的生产制造工艺还不成熟，部分核心组件依赖进口，因而成本较高。燃料电池电堆的成本是燃料电池系统及整车成本优化的关键。随着制造工艺持续 新、材料不断优化及规模化量产效应带来量产成本的降低，燃料电池电堆的成本在未来仍有较大的下降空间。图图 35：燃料电池燃料电池汽车汽车成本结构成本结构 图图 36：燃料电池电堆结构：燃料电池电堆结构 资

79、料来源：中国能源网，中国产业信息网，天风证券研究所 资料来源：亿 通招股书，天风证券研究所 图图 37：燃料电池电堆成本燃料电池电堆成本结构结构（按年产（按年产 1000 台台 80kW 燃料电池电堆计算）燃料电池电堆计算）图图 38：电堆成本随产量提高而下降电堆成本随产量提高而下降 资料来源：世界氢能与燃料电池发展报告2019，天风证券研究所 资料来源：世界氢能与燃料电池发展报告2019，天风证券研究所 燃料电堆 30.0%储氢系统 14.0%空气供给 7.0%氧气供给 3.0%增湿换热 5.0%控制系统等 5.0%电池系统 3.0%电驱动系统 7.0%车身 23.0%其他 3.0%双极板

80、17.5%质子交换膜 16.3%气体扩散层 20.9%催化剂 20.6%其他 24.7%02040608050100500电堆成本（美元/kW）电堆产量（千台）22 （1）质子交换膜：在电堆中的成本占比达 16%，以 ePTFE 复合膜为例，其成本组成主要包含材料成本（全氟磺酸树脂、ePTFE 基质、添加剂）和制造成本两大方面。由于全氟磺酸树脂膜中全氟物质的合成和磺化制作工艺复杂且周期较长，其制造工艺成本约占质子交换膜总成本的 85%，所以制造工艺提升是显著降低成本、提高膜性能的关键与难点。未来质子交换膜成本将随着 量化制造工艺的优化 而降低。（2）气体扩散层（碳纸）：在

81、电堆中的成本占比达 21%，成本构成主要是原材料（碳纤维纸/布）和制造成本两大部分，由于碳纸在微孔层、石墨化工 中工艺相对复杂，设备投入大，故成本居高不下，碳纸的制造成本约占总成本的 83.6%。未来碳纸的成本将随着 量化生产及生产工艺的优化而降低。（3）金属双极板：成本构成主要包括原材料成本、制造成本及涂层成本，其成本将随着制造工艺、涂层技术的优化及 量化生产的实现 而降低。图图 39：质子交换膜成本质子交换膜成本结构结构（按年产（按年产 1000 台台 80kW 燃料电池电堆计算）燃料电池电堆计算）图图 40：质子交换膜成本随电堆产量提高而下降质子交换膜成本随电堆产量提高而下降 *技术工艺

82、主要是指全氟磺酸树脂合成 资料来源：中国汽车工程学会世界氢能与燃料电池发展报告2019，天风证券研究所 资料来源：中国汽车工程学会世界氢能与燃料电池发展报告2019，天风证券研究所 图图 41：气体扩散层成本气体扩散层成本结构结构(按年产按年产 1000 台台 80kW 燃料电池电堆燃料电池电堆)图图 42：气体扩散层成本随电堆产量提高而下降：气体扩散层成本随电堆产量提高而下降 *原材料主要是碳纤维纸/布，制造成本高主要是碳纸在微孔层、石墨化工 中工艺相对复杂，设备投入大 资料来源：中国汽车工程学会世界氢能与燃料电池发展报告2019，天风证券研究所 资料来源：中国汽车工程学会世界氢能与燃料电池

83、发展报告2019，天风证券研究所 图图 43：金属双极板成本结构（按年产金属双极板成本结构（按年产 1000 台台 80kW 燃料电池电堆燃料电池电堆计算）计算）图图 44：金属双极板金属双极板成本随电堆产量提高而下降成本随电堆产量提高而下降 资料来源：中国汽车工程学会世界氢能与燃料电池发展报告2019，天风 资料来源：中国汽车工程学会世界氢能与燃料电池发展报告2019，天风技术工艺 85.0%助剂 2.0%离聚物 7.0%PTFE 3.0%其他 3.0%02468000质子交换膜成本（美元/kW）电堆产量（千台）制造成本 83.6%原材料成本其他

84、7.5%050气体扩散层成本（美元/kW）电堆产量（千台）制造成本 35.6%原材料成本 13.8%涂层技术 45.4%其他 5.2%052050100500气体扩散层成本（美元/kW）电堆产量（千台）23 （4）催化剂：成本 60%以上来自原材料，尤其是贵金属 Pt 的成本，所以催化剂很难通过规模化量产实现成本降低，只能通过技术革新进一步降低 Pt 用量、开发低 Pt 甚至无 Pt催化剂来降低对贵金属的依赖，从而实现催化剂成本的降低。图图 45：Pt/C 催化剂成本构成及随燃料电池产量提高的成本下降趋势催化剂成本构成及随燃料电

85、池产量提高的成本下降趋势 资料来源：中国汽车工程学会世界氢能与燃料电池发展报告2019，天风证券研究所 总结来看，燃料电池电堆随着未来 量化生产和工艺技术的发展，理论降本幅度可达约84%；其组件如质子交换膜、气体扩散层的降本幅度有望超过 90%，金属双极板降本幅度有望达到 75%左右，催化剂降本幅度则有望达到 50%左右。表表 15：燃料电池电堆及组件随产量提高的成本下降趋势燃料电池电堆及组件随产量提高的成本下降趋势 电堆产量电堆产量/千台千台 电堆电堆 质子交换膜质子交换膜 气体扩散层气体扩散层 金属双极板金属双极板 催化剂催化剂 1 112 18.2 24.9 21.3 20.3 10 3

86、6.9 6.1 6.4 6.7 11.5 20 28.5 4.2 4.3 5.9 11 50 23.1 3 2.6 5.7 10.5 100 20.5 2.4 1.9 5.6 10.3 500 17.7 1.4 1.2 5.4 10.2 降本幅度/%84.20 92.31 95.18 74.65 49.75 注：表中单位为美元/kW，降本幅度为 50 万台产量时相对 1000 台产量时的成本下降幅度。资料来源：中国汽车工程学会世界氢能与燃料电池发展报告2019，天风证券研究所 另据 IEA 预测，随着规模化生产和工艺技术的进步，2030 年燃料电池乘用车成本将与纯电动汽车、燃油车等其他乘用车成

87、本持平，其中燃料电池系统的成本将从 2015 年的30200 美元/辆降低到 2030 年的 4300 美元/辆，单位成本则有望从 2015 年的 380 美元/kW 降低到 2030 年的 54 美元/kW，降本幅度达 86%，是燃料电池汽车降本的主要推动力。表表 16：2015-2050 年各类乘用车成本对比年各类乘用车成本对比 类型类型 2015 2030 2050 单位单位 传统汽油汽车 28600 30900 32300 美元 传统柴油汽车 29300 31700 33100 美元 HV 30000 31800 33200 美元 PHEV 32400 33200 34400 美元 B

88、EV（150km）35400 32800 34000 美元 FCEV 60000 33600 33400 美元 资料来源：IEA.Technology Roadmap-Hydrogen and Fuel Cells，天风证券研究所 表表 17：2015-2050 年年 FCEV 成本拆分成本拆分 项目项目 2015 2030 2050 单位单位 FCEV 成本 60000 33600 33400 美元 其中 车身 23100 24100 25600 美元 燃料电池系统 30200 4300 3200 美元 052050100500单位成本（美元/g）电堆产量（千台）制造成

89、本原材料成本证券研究所 证券研究所 24 储氢罐 4300 3100 2800 美元 电池 600 460 260 美元 电子部件和控制系统 1800 1600 1400 美元 具体成本 燃料电池系统（80kW）380 54 40 美元/kW 储氢罐（6.5kgH2）20 14 13 美元/kWh 电池（1.3kWh）460 350 200 美元/kW 其他参数 燃料经济性 1 0.8 0.6 kgH2/100km 寿命 12 12 12 年 资料来源：IEA.Technology Roadmap-Hydrogen and Fuel Cells，天风证券研究所 2.1.4.燃料电池还具备多重应

90、用场景燃料电池还具备多重应用场景 当前氢燃料电池的应用场景虽多集中于商用车领域，但其他当前氢燃料电池的应用场景虽多集中于商用车领域，但其他交通交通与非与非交通交通应用场景同样应用场景同样具有发展潜力，如便携式电池、发电和建筑储能领域。具有发展潜力，如便携式电池、发电和建筑储能领域。如 Plug Power 推出的氢能叉车早在 2002 年面世；HES energy system 于 2018 年推出了 HYCOPTER 氢燃料无人机；Horizon 于 2011 年推出了户外使用的燃料电池 电宝；以及斗山于2020 年建成的氢燃料发电厂和日本 NEDO 推出的商业化 SOFC 热电联产系统 E

91、NE-FARM typeS。图图 46：燃料电池：燃料电池的的使用场景使用场景 *注：斗山氢燃料电池发电厂已于 2020 年竣工 资料来源：罗兰贝格中国氢燃料电池重卡行业发展白皮书，天风证券研究所 2.2.燃料电池燃料电池电堆核心部件电堆核心部件膜电极膜电极 膜电极（MEA）是质子交换膜燃料电池（PEMFC）以及质子交换膜水电解（PEMWE）的核心部件，是燃料电池内部能量转换的场所，一般由质子交换膜（PEM）、阴阳极催化层（CL）和阴阳极气体扩散层（GDL）组成。膜电极承担燃料电池内的多相物质传输（包括液态水、氢气、氧气、质子和电子传输），通过电化学反应，负责将燃料氢气的化学能转换成电能。膜电

92、极的性能和成本影响甚至决定 PEMFC 的性能、寿命及成本。具备高效多相传输能力的膜电极，能极大地提高 PEMFC 的性能，减少电堆系统的辅机消耗，从而降低电堆成本，并提高电堆系统的可 性。过去几年，国内市场膜电极出货量稳步增长，2018、2019、2020 年出货量分别为 0.76、2.27、3.68 万 m2，2020 年同比增长超 60%。图图 47：燃料电池电堆工作示意图燃料电池电堆工作示意图 图图 48：2018-2020 年我国膜电极出货量年我国膜电极出货量 资料来源：李建林等氢能储运技术现状及其在电力系统中的典型应用，天风证券研究所 资料来源：GGII，天风证券研究所 05010

93、01502002500.00.51.01.52.02.53.03.54.0201820192020万m2出货量yoy%25 膜电极作为质子交换膜水电解技术的关键核心部件，对水电解制氢的性能、效率、寿命和成本起着关键性的作用。根据万年坊质子交换膜水电解制氢膜电极研究进展，我们对质子交换膜、催化层、气体扩散层和膜电极制备分别展开介绍：1）在膜电极的核心部件中，质子交换膜应具有高质子传 性、低气体渗透率、高机械强度和结构强度、良好的热和化学稳定性、高 性等。全氟磺酸膜（PFSA）是常用的商业化电解水制氢用质子交换膜。该膜具有疏水性的碳氟主链和亲水性的磺酸端基侧链，其中有代表性的是杜邦（科慕）公司的

94、Nafion 系列膜。2）催化层主要由电催化剂、质子传 离聚物和孔隙结构组成，是进行电化学反应的核心场所，其中电催化剂是影响 PEMWE 活化极化性能的主要因素。目前工业上选用的 PEM电解槽阴极催化剂以铱黑和 IrO2为主，铱用量往往在几 mg/cm2数量级；阴极催化剂目前一般使用 Pt 基催化剂，如 Pt 质量分数为 2060%的 Pt/C 催化剂，阴极的贵金属载量约为 0.30.6mgPt/cm2。3）气体扩散层位于催化层和双极板之间，作为水的供 和生成气体的排放通路以及电子的传输通路，直接影响水电解反应的浓差极化和欧姆极化。多孔传输层既要有丰富的连续孔道结构，有利于水和析出的气体的扩散

95、传递，又要有较好的 电性能，以降低欧姆极化。阳极侧多孔传输层在高电位酸性环境下，一般由抗腐蚀的钛金属制成，比如粉末烧结钛片、纤维烧结钛毡及钛网等，其表面可以进行贵金属涂层处理，以降低接触电阻。阴极传输层可以选择质子交换膜燃料电池中常用的碳基材料，比如多孔碳纸。使用不锈钢作为阳极传输层材料具有比钛低的成本，但容易发生腐蚀问题。4）膜电极常用制程有 种，分别为GDE 制程、转 制程和CCM 制程。其中 GDE 制程通过将催化剂浆料涂布在气体扩散层上，再压合到质子交换膜上形成膜电极结构；转 制程通过将催化剂浆料涂布在转 材上，再将转 材料上的催化剂层热转 到质子交换膜上，再与气体扩散层热压成为膜电极

96、结构；CCM 制程通过将催化剂浆料直接涂布在质子交换膜材料上，形成 CCM 结构后，再与气体扩散层热压，形成膜电极结构。图图 49：常见的：常见的 MEA 生产设计生产设计 资料来源：旺材氢燃料电池公众号，天风证券研究所 表表 18：MEA 制程比较制程比较 GDE 制程制程 转 制程转 制程 CCM 制程制程 技术难度 简单 中等 高 制程复杂度 简单 中等 复杂 制程良率 高 高 中等 膜电极性能 低 中等 高 资料来源：旺材氢燃料电池公众号，天风证券研究所 混浆/测试薄膜放料封装调料输液涂布薄膜收料薄膜放料输液涂布薄膜收料组装测试调浆电极涂布封装/组装及测试 26 表表 19：常见的常见

97、的 CCM 电极涂布技术比较电极涂布技术比较 涂布技术涂布技术 优势优势 挑 挑 雾化喷涂技术 操作参数调控相对简单；设备成本较低；浆料特性要求较宽松；可设计为卷对卷制程 材料浪费率高；生产速度较低 狭缝挤压技术 产能较高；可设计为卷对卷制程 对操作人员素质要求高；操作参数较为复杂；操作参数错误对材料的损耗大；不适合低载量涂布；设备成本较高；浆料处理要求严格；颗粒浆料涂布容易出现模口阻塞现象；对浆料特性要求极高；分区涂布对位挑 高；阳极直涂要求高 凹版 刷技术 技术相对成熟；对人员技术要求较低；可设计为卷对卷制程 颗粒浆料易出现塞孔现象，须控制分散性；对浆料特性要求中等；分区涂布挑 性高；阳极

98、直涂要求高 资料来源：旺材氢燃料电池公众号，天风证券研究所 图图 50：卷对卷：卷对卷 CCM 涂布过程示例涂布过程示例 资料来源：万年坊质子交换膜水电解制氢膜电极研究进展，天风证券研究所 随着可再生能源制氢规模扩大，PEM 电解槽的开发趋势是想大型化兆瓦级发展，国际上Cummins、ITM Power、Nel、Siemens、Plug Power 等公司已推出商业化 MW 级别的PEM 电解槽。大面积膜电极活性面积和周边区域的高比例可以降低电解槽的材料成本。大的电解槽需要开发大面积的膜电极，车用燃料电池膜电极一般为数百平方厘米，而MW 级大型 PEMWE 用膜电极面积可达数千平方厘米，这就带

99、来了一些膜电极催化层制备技术、生产设备以及与大面积膜电极相匹配的扩散层、双极板流场设计技术的挑，需要控制和优化大面积膜电极的制备过程中催化层的均匀性、运行过程中电流密度分布的一致性以及优化电解槽的热管理等问题。截至 2020 年，国内膜电极生产厂家总数已经超过 15 家，主要有大连新源动力股份有限公司、武汉理工氢电科技有限公司、苏州擎动动力科技有限公司、东方电气（成都）氢燃料的 I 安驰科技有限公司、上海唐峰、鸿基 能等，其中鸿基 能一家产能达到300000m2，各厂商总产能合计超过 360000m2，已经能够满足当前的产业化需求，下一步应重点放在提升性能、寿命和降低成本等方面。表表 20：国

100、内膜电极生产企业产能布局及技术水平对比国内膜电极生产企业产能布局及技术水平对比 公司名称公司名称 成立年份成立年份 功率密度功率密度/Wcm-2 电流密度电流密度/Acm-2 铂载量铂载量/gkW-1 MEA 产能产能/m2a-1 新源动力 2001 1.2 0.3 10000 理工氢电 2006 1.4 1.50.65 V 0.2 20000 桑莱特 2011 1.530.65 V 东方电气 2015 1.2 1.60.65 V 6000 擎动科技 2016 1.2 1.490.625 V 0.208 30000 鸿基 能 2017 1.2 300000 合计 366000 资料来源：许德超

101、等国内燃料电池电堆技术进展综述，天风证券研究所 27 2.3.钢铁工业钢铁工业的的减碳减碳方式方式氢冶金氢冶金 碳冶金是钢铁工业代表性的发展模式，冶炼的基本反应式为 Fe2O3+3CO=2Fe+3CO2，碳作为还原剂并生成产物二氧化碳。氢冶金即用氢气取代碳作为还原剂和能量源炼铁，基本反应式为 Fe2O3+3H2=2Fe+3H2O，氢气 当了还原剂且产物是水，二氧化碳的排放量为零。目前，氢冶金技术和工艺的主要研发应用方向为高炉富氢冶炼工艺和非高炉氢基还原工艺。其中，高炉富氢冶炼是对高炉炼铁工艺的改进，通过向高炉喷吹富氢介质，以氢还原部分取代碳还原，达到减碳的目的，实现部分氢冶金，应用较多的主要有

102、焦炉煤气和天然气。由于焦炭在高炉中的骨架作用不能被替代，高炉富氢冶炼无法实现零碳排放，逐渐发展出了非高炉氢基还原工艺以摆脱对化石能源的依赖。非高炉氢基还原工艺包括氢基直接还原工艺、氢基熔融还原工艺、氢等离子还原工艺，研究较多的氢基竖炉直接还原工艺是使用氢气作为还原剂，在竖炉中将球团矿直接还原成海绵铁，最大程度摆脱碳还原剂的束缚。图图 51：高炉富氢冶炼工艺示意图高炉富氢冶炼工艺示意图 资料来源：北理工大学一种高效利用冶金废气的高炉富氢冶炼工艺，天风证券研究所 图图 52：基于：基于 DRI 的钢铁生产工艺流程图的钢铁生产工艺流程图 资料来源：柴锡翠等氢冶金的研究现状及其能耗状况分析，天风证券研

103、究所 虽然氢冶金在原理上可以大幅降低炼铁过程中产生的二氧化碳排放，但目前实际应用的氢冶金项目还不多。28 表表 21：国内氢冶金工艺进展国内氢冶金工艺进展 公司名称公司名称 项目项目 进展进展 计划计划 宝武集团 核能-制氢-冶金耦合技术 2019 年 1 月，中国宝武与中国核工业集团公司、清 大学签署核能、制氢、冶金耦合技术 略合作框架协议，将核反应堆与 进制氢工艺耦合，实现大规模制氢。并用于冶金、煤化工等行业 开展超高温气冷堆核制氢研究开发，配合钢铁冶炼、煤化工等工艺。根据中国宝武产业的发展需求，钢铁产业将实现超低二氧化碳排放和绿色制造 河钢集团 氢冶金示范工程 2019 年 11 月底，

104、河钢集团，中国 二大钢铁制造商，宣布计划建设世界上 一 120 万吨氢冶金示范项目 下一步，双方将以合桑集团实施转型升级 略为契机，以意大利Tenon 集团氢还原技术为基础，开展以氢冶金技术为基础的全生命周期合作 酒钢集团 煤基氢冶金项目 现阶段，酒钢正在建设全球首 煤基氢冶金中试装置及配套的干磨、干选试验装置，并于 2020 年 5月在热负荷试验中取得初步成功 对部分设备设施的不足之处进行消除和功能改进，逐步实现项目既定目标 建龙集团 30 万吨氢基熔融还原项目 2021 年 4 月 13 日，建龙赛思普氢基熔融还原法项目投产，一次开炉成功，首次生产 1000 吨生铁 一阶段实现煤+COG

105、熔融还原炼铁工艺 邢钢 低碳富氢技术改造项目 2017 年 5 月开始升级改造 焦炭消耗降低 40%以上，减少 CO2、氮氧换物、SO2 等排放 30%50%资料来源：刘志国和回士旭氢冶金原理及工业化应用研究进展，天风证券研究所 表表 22：国外氢冶金工艺进展国外氢冶金工艺进展 国家国家 项目项目 投资投资 进展进展 计划计划 德国 蒂 森 克 虏 伯氢冶炼项目 计划 2050 年投资 100 亿欧元 2019 年 11 月，杜伊斯堡电厂 9 号高炉开始了喷氢炼铁试验。根据计划，下一阶段将逐步在高炉的全部 28 通风口进行氢气喷射，从2022 年开始，北莱茵-威斯特伐利亚的全部 3 高炉将开始

106、进行氢气喷射，预计将减少20%的二氧化碳排放 德国蒂 森克虏 伯公司 计划 在2050 年前达到碳中和的 略目的，并且实现温室气体“净零排放”德国 DiLLingen 氢气炼钢 1400 万欧元 高炉中喷吹富氢焦炉煤气 计划到 2035 年使 CO2 排放量减少 40%瑞典 HYBRIT 项目 计划投资 10-20 亿瑞典克朗 2018 年 6 月 HYBRIT 项目在瑞典 Lulea 建设中试厂，预计 2021-2024 年运行，每年生产 50 万吨直接还原铁。策划在 2026 年面对市场提供首 非化石能源的钢铁产品，在2035 年前产生无碳处理方案是重要方针 卢 森堡 安 米 欧 洲 公司

107、 氢 冶 炼 项目 6500 万欧元 进行氢还原铁矿石生产直接还原铁的工业化试验 用氢生产 DRI 美国 氢 基 Midrex工艺 可制备含 55%氢气和 36%一氧化碳 策划研发使用低碳能源提取纯氢气并且使用支撑的氢气生产直接还原铁的工艺。日本 COURSE50项目 150 亿日元 基本达到 CO2 减排 10%目标 项目计划在 2030 年前完成全部技术研发工作；到 2050 年，全面完成技术推广应用工作，实现技术工程化和产业化。韩国 浦 项 核 能 制氢项目 1000 亿韩元 开展系统集成模块化 进堆(SMART)和超高温堆(VHTR)技术研发。短期目标是生产氢气，用于从钢铁生产的副产品

108、气体中减少铁，而中长期目标是开发能够以低成本生产大量高纯度氢气的技术。资料来源：刘志国和回士旭氢冶金原理及工业化应用研究进展，天风证券研究所 根据张真和杜宪军的研究，2020 年我国钢铁行业碳排放 18 亿吨，按照 2030 年减碳 30%目标，需减排 5.4 亿吨。将 2030 年的减排 务分解为产量减少、能效提升、废钢使用等环节。综合我国钢铁行业政策规划及数据分析，预计到 2030 年，产量减少贡献减碳量的 16.7%，废钢使用贡献减碳量的 20%，能效提升贡献减碳量的 10%。减排缺口为 53.3%，即存在 2.88 亿吨二氧化碳的减排缺口。假设其中 13%-18%的碳排放缺口，即 0.

109、37 亿-0.52 亿吨二氧化碳减排 务由氢冶金完成。经计算，得到 2030 年氢冶金产量为 0.21 亿-0.29 29 亿吨，约占全国钢铁总产量的 2.3%-3.1%。根据日本钢铁协会的估算，还原生产 1 吨生铁需氢 1000 立方米，计算得出 2030 年基于氢冶金的氢气需求约为 191 万-259 万吨。图图 53：2030 年氢冶金领域氢气需求年氢冶金领域氢气需求 注：图中数据和假设均来源于对应参考资料 资料来源：张真和杜宪军碳中和目标下氢冶金减碳经济性研究，天风证券研究所 根据张真和杜宪军的研究，预测到 2050 年，钢铁需求降低带来的减碳量为 35%，废钢利用率提升带来的减碳量为

110、 23%，技术带来的能耗提升减碳量为 10%，我国还存在减排缺口 32%，以现在 18 亿吨的碳排放量计算，到 2050 年碳排放缺口为 5.76 亿吨。碳排放缺口需要采用碳捕集吸收利用方式及氢冶金等 段达成。根据氢冶金成本变化、技术成熟度及氢资源可用性等因素影响，估算到 2050 年，30%-35%的碳排放缺口即 1.73 亿-2.02 亿吨二氧化碳减排 务由氢冶金完成。经计算，得到2050 年氢冶金钢产量为 0.96 亿-1.12亿吨，占全国钢铁行业年生产总量的 14%-16%，进一步计算得到 2050 年基于氢冶金的氢气需求约为 852 万-980 万吨。图图 54：2050 年氢冶金领

111、域氢气需求年氢冶金领域氢气需求 注：图中数据和假设均来源于对应参考资料 资料来源：张真和杜宪军碳中和目标下氢冶金减碳经济性研究，天风证券研究所 经济性是制约氢冶金推广发展的关键因素，影响氢冶金成本的可变因素主要是氢气成本和碳税价格。根据张真和杜宪军的研究，以氢气直接还原铁和长流程高炉炼铁比较，只考虑氢气和焦炭的成本，可得出氢冶金的竞争性成本优势（详见表 23）。生产一吨铁需焦炭 340 千克，生产一吨铁需氢气 89 千克（以日本钢铁协会估算）。生产一吨铁所需焦炭成本为 680 元，二氧化碳排放量 1.25 吨。不考虑碳税情况下，氢气成本为 7.65 元/千克时，焦炭炼铁和氢炼铁成本才能相当。以

112、焦炉煤气提纯后的氢气成本 15 元/千克计算，生产一吨铁成本就为 1335 元，相应碳税为 524 元/吨时，两者成本才能持平。当碳税为 200元/吨，氢气成本需低于 10.45 元/千克时，氢冶金才更具有成本优势。预计到 2030 年，综合考虑碳税成本后，绿氢有望具备与传统焦炭炼铁方式相当的成本优势。30 表表 23：焦炭与氢冶金方式的成本对比焦炭与氢冶金方式的成本对比 炼铁方式炼铁方式 焦炭焦炭 氢气氢气*氢气氢气*绿氢（绿氢（2030年）年）吨铁消耗量（kg/tHM）340 89 89 89 原料单价（元/t）2000 15000 7650 10450 碳排放量（tCO2/tHM）1.2

113、5 0 0 0 碳税（元/tCO2）0 524 0 200 总价（元/tHM）680 1335 680 930*氢气来源于焦炉煤气制氢；*假设氢炼铁与焦炭炼铁成本相当 资料来源：张真和杜宪军碳中和目标下氢冶金减碳经济性研究，天风证券研究所 在考虑碳交易的背景下，碳价越高、电力价格越低，氢冶金越具有成本优势。随着碳税价格的提高，氢冶金成本对氢的价格包容度越高。根据张真和杜宪军的研究，预计到2030 年，碳税在 200-250 元/吨。氢冶金在 930-993 元/吨具有成本优势，由此计算出，氢冶金在氢成本小于 10.45-11.15 元/千克时，成本优势显现。以 2030 年氢成本 11.15

114、元/千克、每电解生成 1 立方米氢气需要 4.5 千瓦时电、电力成本占总成本的 70%推算，电力成本为 0.146 元/千瓦时，绿氢直接还原铁的成本竞争力开始突显。可以预测，伴随可再生能源供 的不断增加，绿色电价降低将会在可再生能源丰富的区域率 实现，氢冶金的应用推广价值随之呈现，钢铁企业会优选此类地区开展绿氢规模化氢冶金示范应用项目。图图 55：氢冶金的竞争性成本优势分析（仅考虑：氢冶金的竞争性成本优势分析（仅考虑 H2和和 CO2价格）价格）*灰色表示氢冶金具有成本优势；白色表示传统炼钢具有成本优势 资料来源：张真和杜宪军碳中和目标下氢冶金减碳经济性研究，天风证券研究所 氢冶金是钢铁生产实

115、现绿色低碳转型的重要技术路径，其技术路线选择与减碳路线可能遵循焦炭高炉富氢高炉富氢竖炉的演变过程。表表 24：氢冶金技术路线选择与减碳路线图氢冶金技术路线选择与减碳路线图 2025 2030 2040 2050 技术路线 富氢高炉逐步应用 富氢高炉全面应用 富氢高炉+富氢竖炉 富氢竖炉全面应用 减碳能力*5-10%15-20%40-50%80-95%氢冶金产量（万吨）1000 2900 7360 11200 减碳贡献（%）*1 2.9 5.9 11.1 氢基钢在钢铁产量中的占比（%）1 3.1 8.8 16 氢需求量（万吨）90 259 517 980 氢来源 焦炉煤气 焦炉煤气 92%，绿氢

116、8%绿氢 60%，焦炉煤气40%绿氢 83%，焦炉煤气17%氢炼铁成本（元/吨）*1335 1303 1092 1000*与现有高炉技术相比的减碳能力；*对整 钢铁行业的减碳贡献，与2020 年相比；*仅考虑还原剂成本 资料来源：张真和杜宪军碳中和目标下氢冶金减碳经济性研究，天风证券研究所 31 2.4.绿氢耦合煤化工绿氢耦合煤化工氢化工氢化工 目前我国更多依赖化石能源制氢，再将氢气应用于化工生产过程中，但这不可避免地会增加能耗水耗和排放大量二氧化碳。而用可再生能源制备绿氢耦合煤化工，制氢成本已能做到与化石能源制氢成本接近，可以部分替代煤制氢，减少碳排放。以宝丰能源在宁东基地规划建设的高端煤基

117、新材料循环经济产业链为例，其开 了集“煤 焦气甲醇烯烃聚乙烯聚丙烯精细化工新能源”于一体的循环经济产业集群。其中新能源生产的绿电的度电成本约控制在 0.068 元，制氢系统电耗每标方约为 4.8 度，绿氢的综合成本可降至每标方 0.7 元，与目前化石能源制氢成本每标方 0.6 元接近。宝丰能源的太阳能电解制氢储能及应用示范项目年可新增减少煤炭资源消耗约 38万吨、年新增减少二氧化碳排放约 66 万吨、年新增消减化工装置碳排放总量的 5%，综合效益显著。图图 56：宝丰能源绿氢工厂宝丰能源绿氢工厂 资料来源：宝丰能源2021 可持续发展报告（ESG 报告），天风证券研究所 图图 57：宝丰能源高

118、端煤基新材料循环经济产业链：宝丰能源高端煤基新材料循环经济产业链 资料来源：宝丰能源2021 可持续发展报告（ESG 报告），天风证券研究所 32 3.氢能供应体系：氢能供应体系：清洁制氢模式清洁制氢模式或开启长足发展，多领域有待或开启长足发展，多领域有待突破突破 3.1.制氢环节，需平衡制氢成本与碳排放强度制氢环节，需平衡制氢成本与碳排放强度 3.1.1.制氢路径多样，电解水制氢发展潜力大制氢路径多样，电解水制氢发展潜力大 当前主流的制氢方式有化石能源制氢、工业副产氢和电解水制氢，我国化石能源制氢尤其是煤制氢规模最大。具体来分，化石能源制氢包括煤制氢、石油制氢和天然气制氢，工业副产氢主要是氯

119、碱、甲醇、合成氨企业生产过程副产氢，可再生能源电解水制氢则包括碱性、PEM、SOEC 等多种方式。据中国氢能联盟数据，2018 年我国煤制氢规模约1000 万吨，占制氢总量的 40%；工业副产氢规模约 800 万吨，占制氢总量的 32%；而电解水制氢规模还较小，约 100 万吨，占制氢总量的 4%。作为制氢方式的主流，化石能源制氢和工业副产氢的制氢技术相对成熟、制氢成本相对较低，而电解水制氢作为市场看好的发展方向，尚未实现规模化应用，成本较高。但化石能源制氢与工业副产氢也有一定缺点，如化石能源制氢面临较严峻的碳排放问题，且粗气中杂质气较多，需要进行提纯操作，长远来看化石能源的储量也有限；工业副

120、产氢则依赖于焦炉煤气、化肥工业、氯碱、轻烃利用的工业过程，无法作为大规模集中化的氢能供应源。相比而言，电解水制氢的工艺过程简单，制氢过程无碳排放，且易于可再生能源结合，发展潜力较大。表表 25：主要制氢路径主要制氢路径及其及其优缺点优缺点 制氢方式制氢方式 原料原料 优点优点 缺点缺点 适用范围适用范围 化石能源制氢 煤 技术成熟 储量有限，制氢过程存在碳排放问题，须提纯及去除杂质 合成氨、合成甲醇、石油炼制 化石能源制氢 天然气 技术成熟 储量有限，制氢过程存在碳排放问题，须提纯及去除杂质 合成氨、合成甲醇、石油炼制 电解水制氢 电、水 工艺过程简单，制氢过程不存在碳排放 尚未实现规模化应用

121、，成本较高 结合可再生能源制氢；电子、有色金属冶炼等对气体纯度及杂质含量有特殊要求 化工过程副产氢 焦炉煤气、化肥工业、氯碱、轻烃利用等 成本低 须提纯及去除杂质，无法作为大规模集中化的氢能供应源 合成氨、石油炼制 生物质制氢 农作物、藻类等 原料成本低 氢含量较低-核能制氢 水 合理利用核能发电废热 技术不成熟-光催化制氢 水 原料丰富 技术不成熟-资料来源：中国电动汽车百人会中国氢能产业发展报告 2020，天风证券研究所 图图 58：制氢方式分类制氢方式分类 图图 59：2018 年我国制氢结构年我国制氢结构 资料来源：曹军文等中国制氢技术的发展现状，天风证券研究所 注：制氢总规模约 25

122、00 万吨 资料来源：中国氢能联盟中国氢能源与燃料电池产业发展研究报告，天风证券研究所 制氢方式化石能源制氢工业副产氢电解水制氢太阳能光解水制氢生物质制氢核能制氢当前主流制氢方式制氢新技术煤制氢 40.0%天然气制氢 12.0%石油制氢 12.0%工业副产氢 32.0%电解水制氢 4.0%33 3.1.2.碳中和背景下，碳中和背景下，降低可再生能源电解水制氢成本是关键降低可再生能源电解水制氢成本是关键 我国煤炭资源丰富，煤制氢技术成熟、制氢规模较大，因而目前成本最低。根据曹军文等学者的研究，对比来看，当前煤制氢成本为 610 元/kg，为各类制氢方式中成本最低的；工业副产氢技术也较成熟，制氢成

123、本在 1016 元/kg；电解水制氢成本还较高，如使用电网电力的碱性电解槽制氢成本在 3040 元/kg，其成本是煤制氢成本的 36 倍；其他制氢方式普遍还不成熟。但双碳背景下，碳排放问题越来越受重视，单纯的煤制氢等化石能源制氢方法因碳排放强度较高，不适合作为未来制氢方式的主流方向。图图 60：主要制氢工艺对比主要制氢工艺对比 资料来源：曹军文等中国制氢技术的发展现状，天风证券研究所 表表 26：电解水制氢与化石能源制氢的碳排放强度对比电解水制氢与化石能源制氢的碳排放强度对比 制氢方式制氢方式 生产过程碳排放强度（生产过程碳排放强度（kg CO2/kg H2）煤制氢 传统煤气化 约 19 传统

124、煤气化+CCUS 2 天然气制氢 SMR 约 9.5 SMR+CCUS 1 电解水制氢 电网电力 3845 水电风电 1 光伏发电 3 资料来源：中国电动汽车百人会中国氢能产业发展报告 2020，天风证券研究所 3.1.3.煤制氢煤制氢+CCUS 可作为有益可作为有益过渡过渡方式，方式，在一定时期内在一定时期内平衡制氢成本与碳排放强度平衡制氢成本与碳排放强度 以航天长 化学工程股份有限公司HT-L 高压粉煤气化项目为例，年产量 400000km3的煤制氢过程中，制氢成本约为 10.9 元/kg，生产成本中制造费用占比最大。但煤制氢项目的碳排放强度较高，氢气综合成本随碳价的变化而变动明显。据殷雨

125、田等的测算，如果考虑碳税价格为 175 元/kg，煤制氢的氢气综合成本将达到约 15.5 元/kg，碳税成本占比将近 1/3，且成本高于天然气制氢附加碳税的氢气综合成本。表表 27：典型煤制氢项目成本测算典型煤制氢项目成本测算 项目项目 单位成本单位成本/（元（元km-3)总成本总成本/万元万元 原料煤原料煤 182.0 9288.0 其他耗材其他耗材 4.8 192.0 燃料及动力燃料及动力 286.5 11458.2 生产工人工资及福利费生产工人工资及福利费 78.8 3150.0 制造费制造费 312.9 12514.4 副产品回收副产品回收-4.5-180.0 总成本总成本 910.6

126、 36422.6 制氢规模制氢规模/km3 400000.0 氢气成本氢气成本/(元元m-3)0.9 氢气成本氢气成本/（元（元kg-1）10.9 附加碳税成本附加碳税成本/（元（元kg-1）4.59 煤制氢煤制氢+碳税碳税成本成本/（元（元kg-1）15.5 资料来源：殷雨田等煤制氢在氢能产业中的地位及其低碳化道路，天风证券研究所 原材料原材料技术成熟度技术成熟度能量转换效率%能量转换效率%成本 元/kg 成本 元/kg COCO2 2 排放 kg CO 排放 kg CO2 2/kg H/kg H2 2)煤炭成熟 煤炭完成中试规模试验-煤炭、水完成中试规模试验 甲烷成熟-工业尾气成熟-水成熟

127、 碱性电解槽（AEC）水成熟 质子交换膜电解槽（PEMEC）水相对成熟，商业化早期 固体氧化物电解槽（SOEC）水示范期 -水示范期-水实验室阶段10-生物质示范期 -生物质成熟 水实验室阶段 制氢方式制氢方式化石燃料重整制氢电解水制氢其他制氢方法可再生能源电解水制氢可再生能源弃光/弃风等电解水制氢太阳能光解水制氢生物质发酵生物质气化热化学循环煤气化煤气化+CCS煤超临界水气化甲烷蒸汽重整工业副产氢电网电力/碱性电解槽（AEC）34 图图 61：典型煤制氢项目制氢成本结构典型煤制氢项目制氢成本结构 资料来源：殷雨田煤制氢在氢能产业中的地位及其低碳化道路，天风证券研究所 因此有必要考虑利用 CC

128、US 技术消除煤制氢过程中产生的 CO2，以减少碳排放、节约碳税，但当前 CCUS 技术成本还较高，煤制氢+CCUS 成本可能高于煤制氢+碳税成本。并且，CCUS 技术不能完全消除 CO2，若剩余部分的 CO2也要承担碳税成本，则当前煤制氢+CCUS 成本可能更高。据中国电动汽车百人会，结合 CCUS 的煤制氢将增加 130%的运营成本以及 5%的燃料和投资成本，增加约 1.1 元/Nm3。当煤炭价格在 2001000 元/吨之间时，煤制氢成本约为712 元/kg；而煤制氢+CCUS 成本约为 2025 元/kg，高于煤制氢+碳税成本。图图 62：煤制氢成本与煤制氢煤制氢成本与煤制氢+CCUS

129、 成本随煤炭价格的变化趋势成本随煤炭价格的变化趋势 资料来源：中国电动汽车百人会中国氢能产业发展报告 2020，天风证券研究所 3.1.4.工业副产氢工业副产氢+PSA 提纯提纯为为当前较具潜力的另一过渡方式当前较具潜力的另一过渡方式 副产氢主要作为化工过程的副产品或放空气，可作为近期低成本的分布式氢能供应源，一般副产氢生产成本在 0.81.5 元/Nm3之间。由于副产氢气通常纯度不高，因此需要附加部分提纯成本，通常为 0.10.5 元/Nm3。综合来看，当前工业副产氢+PSA 提纯的成本为 0.832 元/Nm3之间，也即 9.9624 元/kg，成本与煤制氢+碳税或煤制氢+CCUS 基本相

130、当。表表 28：各类工业副产氢成本（元各类工业副产氢成本（元/Nm3）副产氢方式副产氢方式 生产成本生产成本 元/Nm3 提纯成本提纯成本 元/Nm3 综合成本综合成本 元/Nm3 综合成本综合成本 元/kg 丙烷脱氢 1.01.3 0.250.5 1.251.8 1521.6 乙烷裂解 1.11.3 0.250.5 1.351.8 16.221.6 氯碱工业 1.11.4 0.10.4 1.21.8 14.421.6 焦炉煤气 0.831.33 9.9615.96 合成氨醇 0.81.5 0.5 1.32 15.624 资料来源：中国电动汽车百人会中国氢能产业发展报告 2020，天风证券研究

131、所 原料煤 21.2%燃料及动力 33.3%生产工人工资及福利费 9.2%制造费 36.4%05004006008001000煤炭价格（元/吨）元/kg煤制氢成本煤制氢+CCUS成本 35 3.1.5.大规模应用可再生能源电解水制氢为最终目标，降低用电成本为有效途径大规模应用可再生能源电解水制氢为最终目标，降低用电成本为有效途径 目前碱性电解技术（AEC）、质子交换膜电解技术（PEMEC）和固体氧化物电解技术（SOEC）被广泛应用与研究。其中，AEC 已经实现大规模工业应用，国内关键设备主要性能指标均接近国际 进水平，设备成本较低，单槽电解制氢产量较大，易适用于电网电解制

132、氢。PEMEC 国内较国际 进水平差距较大，体现在技术成熟度、装置规模、使用寿命、经济性等方面，国外已有通过多模块集成实现百兆瓦级 PEM 电解水制氢系统应用的项目案例。其运行灵活性和反应效率较高，能够以最低功率保持待机模式，与波动性和随机性较大的风电和光伏具有良好的匹配性。SOEC 的电耗低于 AEC 和 PEMEC，但尚未广泛商业化，国内仅在实验室规模上完成验证示范。由于 SOEC 电解水制氢需要高温环境，其较为适合产生高温、高压蒸汽的光热发电等系统。表表 29：国内电解水制氢主要技术路线的性能特点对比国内电解水制氢主要技术路线的性能特点对比 碱性电解碱性电解 PEM 电解电解 SOEC

133、电解电解 技术成熟度 大规模应用 小规模应用 尚未商业化 运行温度 70-90 70-80 600-1000 电流密度 0.2-0.4A/cm2 1.0-2.0A/cm2 1.0-10.0A/cm2 单台装置制氢规模 0.5-1000Nm3/h 0.01-500Nm3/h-电解槽能耗 4.5-5.5kWh/Nm3 3.8-5.0kWh/Nm3 2.6-3.6kWh/Nm3 系统转化效率 60-75%70-90%85-100%系统寿命 已达 10-20 年 已达 10-20 年-启停速度 热启停：分钟级；冷启停：60 分钟 热启停：秒级；冷启停：5 分钟 启停慢 动态响应能力 较强 强 较弱 电

134、源质量要求 稳定电源 稳定或波动电源 稳定电源 负荷调节范围 15-100%额定负荷 0-160%额定负荷-系统运维 有腐蚀液体，后期运维复杂，运维成本高 无腐蚀性液体，运维简单，运维成本低 目前以技术研究为主，尚无运维需求 占地面积 较大 较小-电解槽价格 2000-3000 元/kW（国产）；6000-8000 元/kW（进口）7000-12000 元/kW-特点 技术成熟、成本低、易于实现大规模应用，但实际电能消耗较大、需要稳定电源 占地面积小、间歇性电源适应性高、易于实现与可再生能源结合，但设备成本较高 高温电解能耗低、可采用非贵金属催化剂，但存在电极材料稳定性问题，需要额外加热 与可

135、再生能源的结合 适用于稳定电源的装机规模较大的电力系统 适配波动性较大的可再生能源发电系统 适用于产生高温、高压蒸汽的光热发电系统 资料来源：中国电动汽车百人会中国氢能产业发展报告 2020，天风证券研究所 为计算电解水制氢的成本，我们分别对碱性电解槽制氢和质子交换膜电解槽制氢作出如下假设：1000Nm3/h 碱性电解槽成本 850 万元，不含土地费用，土建和设备安装成本150 万元；1000Nm3/h 质子交换膜电解槽成本 3000 万元，不含土地费用，土建和设备安装成本 200 万元。每 1m3氢气消耗原料水 0.001t，冷却水 0.001t，水价 5 元/t。设备折旧期限 10 年，土

136、建及安装折旧期限 20 年，采用直线折旧法，无残值。四工业用电价格 0.4 元/kWh，碱性电解槽每 1m3氢气耗电 5kWh，质子交换膜电解槽每 1m3氢气耗电4.5kWh。年运行时长 2000h，年制氢 200 万 Nm3。人工成本和维护成本 40 万元/年。据如上假设，计算可得碱性电解槽制氢成本和质子交换膜电解槽制氢成本分别为 31.91 元/kg、42.50 元/kg，用电成本和折旧成本占比最大。碱性电解槽制氢成本中，用电成本占比 74.8%，折旧成本占比 17.%；质子交换膜电解槽制氢成本中，用电成本占比 50.6%，折旧成本占比 43.5%。36 表表 30：电解水电解水制氢成本测

137、算制氢成本测算 项目项目 单位单位 碱性电解槽碱性电解槽 质子交换膜电解槽质子交换膜电解槽 年制氢规模 m3 2000000 2000000 单位电费 元/m3 2 1.8 单位水费 元/m3 0.01 0.01 年电费 元 4000000 3600000 年水费 元 20000 20000 年设备折旧 元 850000 3000000 年土建及安装折旧 元 75000 100000 年折旧费用 元 925000 3100000 单位折旧 元/m3 0.46 1.55 单位人工运维成本 元/m3 0.2 0.2 氢气成本 元/m3 2.67 3.56 氢气密度 kg/m3 0.08 0.08

138、氢气成本 元/kg 31.91 42.50 资料来源：张轩等电解水制氢成本分析，天风证券研究所 图图 63：碱性电解槽制氢成本结构碱性电解槽制氢成本结构 图图 64：质子交换膜电解槽制氢成本结构：质子交换膜电解槽制氢成本结构 资料来源：张轩等电解水制氢成本分析，天风证券研究所 资料来源：张轩等电解水制氢成本分析，天风证券研究所 由于用电成本在电解水制氢成本中占比最大，因此就目前而言，降低用电成本应当是降由于用电成本在电解水制氢成本中占比最大，因此就目前而言，降低用电成本应当是降低电解水制氢成本的最有效途径。低电解水制氢成本的最有效途径。若利用可再生能源供电的电价下降到 0.15 元/kWh，对

139、应碱性电解槽和质子交换膜电解槽制氢成本将分别下降到约 17、29 元/kg，与煤制氢+碳税或煤制氢+CCUS 的成本接近。图图 65：不同电价下碱性电解槽制氢成本及成本结构不同电价下碱性电解槽制氢成本及成本结构 图图 66：不同电价下质子交换膜电解槽制氢成本及成本结构：不同电价下质子交换膜电解槽制氢成本及成本结构 资料来源：张轩等电解水制氢成本分析，天风证券研究所 资料来源：张轩等电解水制氢成本分析，天风证券研究所 3.2.储运环节，储运环节，国产化空间广阔国产化空间广阔 3.2.1.氢储能氢储能高压气态储氢方式为当前主流，储氢瓶市场或高压气态储氢方式为当前主流，储氢瓶市场或迎来迎来快速发展快

140、速发展 根据氢的物理特性与储存行为特点，可将各类储氢方式分为：压缩气态储氢、低温液态储氢、液氨/甲醇储氢、吸附储氢（氢化物/液体有机氢载体（LOHC）等。压缩气态储氢，以其技术难度低、初始投资成本低、匹配当前氢能产业发展等特 优势，在国内外广泛用电成本74.8%用水成本 0.4%折旧成本17.3%人工运维成本 7.5%用电成本50.6%用水成本0.3%折旧成本43.5%人工运维成本 5.6%0.05.010.015.020.025.030.035.040.045.050.00%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%0.050.100.150.200.250.300.35

141、0.400.450.500.550.60氢气成本（元/kg）成本结构电价（元/kWh）用电成本其他成本氢气成本0.010.020.030.040.050.060.00%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%0.050.100.150.200.250.300.350.400.450.500.550.60氢气成本（元/kg）成本结构电价（元/kWh）用电成本其他成本氢气成本 37 应用。低温液态储氢在国外应用较多，国内的应用基本仅限于航空领域，民用领域尚未得到规模推广。液氨/甲醇储氢、氢化物吸附储氢、LOHC 储氢等技术目前国内产业化极少，基本处于小规模实验阶段，国外 Ch

142、iyoda、Hydrogenious LOHC Technologies 等企业在 LOHC 储氢领域已有产品和项目。表表 31：不同储氢方式的对比不同储氢方式的对比 压缩气态储氢压缩气态储氢 低温液态储氢低温液态储氢 液氨液氨/甲醇储氢甲醇储氢 氢化物氢化物/LOHC 吸附储氢吸附储氢 技术原理 将氢气压缩于高压容器中，储氢密度与储存压力、储存容器类型相关 低温（20K）条件下对氢气进行液化 利用液氨、甲醇等液体材料在特定条件下与氢气反应生成稳定化合物，并通过改变反应条件实现氢的释放 利用金属合金、碳质材料、有机液体材料、金属框架物等对氢的吸附储氢和释放的可逆反应实现 优点 技术成熟、放氢速

143、率可调 体积储氢密度高、液态氢纯度高 储氢密度高、安全性较好、储运方便 安全性高、储存压力低、运输方便 缺点 体积储氢密度低、容器 压要求高 液化过程能耗高、容器绝热性能要求高、成本高 涉及化学反映、技术操作复杂、含杂质气体、往返效率相对较低 普遍存在价格高、寿命短或者储存、释放条件苛刻等问题 技术成熟度 发展成熟，广泛应用于车用氢能领域 国外约 70%使用液氢运输，安全运输问题验证 分 距离商业化大规模使用尚远 大多处于研发试验阶段 国内技术水平 关键零部件仍依赖进口，储氢密度较国外低 民用技术处于起步阶段，与国外 进水平存在差距 处于 克研发阶段 与国际 进水平存在较大差距 资料来源：中国

144、电动汽车百人会中国氢能产业发展报告 2020，天风证券研究所 根据安全制造材质和工艺，气瓶一般分为四型。一型瓶（型）是金属气瓶；二型瓶（型）是金属内胆纤维环向缠绕气瓶；型瓶（III 型）是金属内胆纤维全缠绕气瓶；四型瓶（型）是非金属类的纤维全缠绕气瓶。I 型、II 型储氢密度低、安全性能差、质量重，技术最成熟，应用早，少量应用于 CNG（压缩天然气）的客车和卡车。随着氢能的发展、高压储氢技术对容器的承载能力要求增加，金属内衬纤维缠绕储罐逐步应用。III型、型瓶由于制作内胆和保护层的材料密度低、气瓶质量轻、单位质量储氢密度增加。凭借提高安全性、减轻重量、提高质量储氢密度等优势，车载应用已经较为广

145、泛，其中国外多为型瓶，国内则多为 III 型瓶。表表 32：储氢瓶性能对比储氢瓶性能对比 分类分类 材料材料 优劣势优劣势 压强压强/MP 成成本本 重量体积重量体积比比/kgL-1 储氢密储氢密度度/gL-1 使用寿使用寿命命/年年 应用应用 型 全金属（钢质）氢密度低；安全性差；质量重 17.5-20 低 0.9-1.3 14-17 15 CNG 气体储运；加氢站等固定式储氢 型 金属内胆（钢质），纤维环向缠绕（碳纤维、玻璃纤维）氢密度低；安全性差；质量重 26.3-29.9 中等 0.6-0.95 14-17 15 CNG 车用气瓶；加氢站等固定式储氢 型 金属内胆（钢/铝质），纤维全缠

146、绕（碳纤维、玻璃纤维）氢密度高；安全性高；质量轻 30-70 最高 0.35-1 40 15-20 CNG 车用气瓶；燃料电池供氢系统 型 非金属（塑料内胆），纤维全缠绕（碳纤维、玻璃纤维）氢密度高；安全性高；质量轻 66 以上 高 0.3-0.8 49 15-20 国外主要应用于燃料电池汽车；国内尚未完全产业化 资料来源：得算多微信公众号，车研咨询氢能与燃料电池产业储氢瓶（罐）市场发展与投资前景预测分析报告（2021 版），天风证券研究所 与部分国家相比，中国型储氢瓶产业布局相对滞后。挪威、日本、法国的多家公司已经做到型储氢瓶的 量生产，并应用于各种车型。中国企业虽已开始纷纷布局型储氢瓶的研

147、发生产，但整体而言，型储氢瓶生产及实际应用、关键技术和材料的研发、标准认证等方面，我国相对滞后。38 表表 33：部分国家型储氢瓶发展情况部分国家型储氢瓶发展情况 国家国家 机构机构 发展情况发展情况 法国 彼欧 重量比同等的型瓶轻 20%到 30%，可以在不到 5 分钟的加气时问内提供 700 公里的续航里程。具备完整成熟的生产及测试设备，专有的 COMPOSICAD 软件可用于标定尺寸和优化复合纤维缠绕，保持相同强度下，用料更少，质量更轻。法国 佛吉亚 具有完备生产线，产品采用优化的碳纤推结构设计，减重 15%-20%，并可保证更高的储氢效率和可 性。日本 丰田 掌握既能确保罐强度又能 止

148、在片层中出现不均匀层叠部分的储氢罐制作方法及储氢罐生产工艺，通过多步分制卷绕工 能够使片状纤维均匀层叠，止在片层表面产生横穿分割片状纤维卷绕方向的褶皱等缺陷。韩国 ILJIN 具有出色的储氢效率：采用无泄漏喷嘴，超轻复合 CNG 罐在多种环境下都不会漏气：采用具有优异 热性和抗疲劳性的高科技碳纤维复合材料，具有授佳的安全性，不会出现性能下降的情况。德国 NPROXX 碳纤维增强结构可产生出色的强度/刚度与重量比，可使公共汽车和卡车中的气体密封系统重量减少450kg。可以使用长达 30 年而无需更换，这是型和型容器预期寿命的两倍。挪威 Hexagon 拥有 进的型高压储氢瓶技术，70MPa 型瓶

149、在欧洲已成熟应用在多种车型上，并在 FCEV 项目上有与全球领 汽车OEM 企业的成功合作案例。资料来源：澎湃新闻，天风证券研究所 从车载储氢瓶材料成本来看，储氢瓶的成本主要集中在外部缠绕用的碳纤维复合材料。对于储氢质量均为 5.6kg 的 35MPa、70MPa 高压储氢型瓶，碳纤维复合材料成本分别占系统总成本的 76.6%和 78%。根据 DOE 对车载高压储氢瓶项目的早期成本评估可以发现，无论是 35MPa，亦或是70MPa，总体而言，III 型高压储氢气瓶成本都要略高于型，其主要原因在于 III 型瓶储罐采用大量金属铝材料。与之相比，型瓶采用的高分子聚合物价格较低，聚合物用量也较少。型

150、瓶向型瓶转变，是未来的发展趋势。图图 67：35MP型型储氢瓶成本结构（总成本储氢瓶成本结构（总成本 3084 美元）美元）图图 68：35MP型型储氢瓶成本结构（总成本储氢瓶成本结构（总成本 2865 美元）美元）资料来源：中国能源网，DOE，天风证券研究所 资料来源：中国能源网，DOE，天风证券研究所 图图 69：70MP型型储氢瓶成本结构（总成本储氢瓶成本结构（总成本 3921 美元）美元）图图 70：70MP型型储氢瓶成本结构（总成本储氢瓶成本结构（总成本 3486 美元）美元）资料来源：中国能源网，DOE，天风证券研究所 资料来源：中国能源网，DOE，天风证券研究所 碳纤维复合材料6

151、2.5%平衡储罐 19.1%氢气 0.6%组装检查 1.2%调节器 5.2%阀门 7.3%其他BOP系统 4.2%碳纤维复合材料76.6%平衡储罐 3.5%氢气 0.6%组装检查 1.3%调节器 5.6%阀门 7.9%其他BOP系统 4.5%碳纤维复合材料65.6%平衡储罐 16.8%氢气 0.5%组装检查 0.9%调节器 5.1%阀门 7.2%其他BOP系统 3.9%碳纤维复合材料78.0%平衡储罐 2.9%氢气 0.5%组装检查 1.0%调节器 5.7%阀门 8.1%其他BOP系统 3.7%39 储氢瓶需求量方面，GGII 预计，2022 年国内燃料电池汽车销量预计约 1.1 万辆，202

152、5 年可达 3.7 万辆，2030 年可增长至 49 万辆。对应车载储氢系统配套数量，则 2022 年为 1.1万套，同比上年增长 171.3%；2025 年国内需求车载储氢系统 3.7 万套，2021 年2025 年年复合增长率（CAGR）为 73%；到 2030 年国内需求车载储氢系统 49 万套，2021 年2025 年 CAGR 为 70%。2022 年中国市场车载储氢瓶需求量为 6.9 万支，同比上年增长127.7%。到 2025 年中国车载储氢瓶需求量可达 23 万支，2021 到 2025 年 CAGR 为 66%；到 2030 年中国车载储氢瓶需求量为 224 万支，2021

153、年到 2030 年 CAGR 为 61%。储氢瓶市场规模方面，GGII 预计，2025 年国内车载储氢系统市场规模为 59 亿元，2022年到 2030 年 CAGR 为 36%；预计随着 70MPa 型瓶市场快速增长，2030 年国内车载储氢系统市场规模有望达到 1028 亿元，2022 年到 2030 年年复合增长率为 58%。到 2025年国内车载储氢瓶市场规模为 34 亿元，20222025 年年复合增长率为 34%；预计到 2030年国内车载储氢瓶市场规模为 722 亿元，20222030 年年复合增长率为 60%。图图 71：20212030 年中国储氢系统及储氢瓶需求量预测年中国

154、储氢系统及储氢瓶需求量预测 图图 72：20222030 年中国储氢系统及储氢瓶市场规模预测年中国储氢系统及储氢瓶市场规模预测 资料来源：高工氢电网，天风证券研究所 资料来源：高工氢电网，天风证券研究所 3.2.2.氢能运输氢能运输运输方式选择多样运输方式选择多样 目前氢能的运输方式主要有气氢运输、液氢运输和管道运输 类方式。其中气氢运输主要采用高压气氢拖车来运输，运输规模较小、距离较短，但装卸方便，前期投入也小；液氢运输主要采用液氢槽车来运输，运输规模较大、适合长距离运输，但装卸时间较长，且氢气液化成本较高；管道运输则需建设输氢管线，前期投资大，可以大规模、远距离运氢，但需设法应对氢脆现象。

155、表表 34：各类运氢方式的对比各类运氢方式的对比 类型类型 容量容量 运输距离运输距离 能量损耗能量损耗 固定成本固定成本 可变成本可变成本 部署阶段部署阶段 气体储氢瓶拖车 小 近 低 低 高 近期 液体储氢罐拖车 中 远 高 中 中 中长期 输氢管线 大 远 低 高 低 中长期 资料来源：IEA（2015）.Technology Roadmap-Hydrogen and Fuel Cells，天风证券研究所 表表 35：不同储运方案的特点不同储运方案的特点 20MPa 高压气氢拖车高压气氢拖车 液氢槽车液氢槽车 管道气氢管道气氢 全年运输氢气可用量 78.8100.8 吨/辆 1047.6

156、 吨/辆 9.2 万吨 适用场景 规模较小、运输距离较短 规模较大、长距离运输 大规模用氢、应用多领域 特点 单车装载量约 350kg，装卸时间各需 48h，技术及产品成熟，前期投资小 单车装载量约 3000kg，装卸时间12h，液化成本高，未来采用混合工质预冷等方案降低液化成本 可解决氢气资源与应用市场空间分布不均问题，前期投资大，存在氢脆等技术难点 注：该测算只基于单车或管道的氢气技术可运输量，不考虑由于商业运营等带来的运输效率降低。资料来源：中国电动汽车百人会中国氢能产业发展报告 2020，天风证券研究所 当前我国输氢管线建设刚刚起步，氢气主要通过高压气氢拖车和液氢槽车运输。据中国汽车工

157、程学会测算，当运输距离小于 204km 时，高压气氢储运方式综合成本更低；当运输距离大于 204km 时，液氢储运方式的综合成本更低。050020212022E2025E2026E2030E万套，万支储氢系统储氢瓶02004006008002E2025E2026E2030E亿元储氢系统储氢瓶 40 图图 73：不同不同运输距离下氢气的运输成本对比运输距离下氢气的运输成本对比 图图 74：不同：不同运输距离下氢气的到站成本对比运输距离下氢气的到站成本对比 资料来源：中国汽车工程学会世界氢能与燃料电池发展报告2019，天风证券研究所 *到站成本=制氢成本

158、+液化或加压成本+运输成本 资料来源：中国汽车工程学会世界氢能与燃料电池发展报告2019，天风证券研究所 3.3.加注环节加注环节当前加氢站氢气使用成本尚高当前加氢站氢气使用成本尚高 加氢站的布局方式可分为两种：外供氢加氢站和站内制氢加氢站。外供氢加氢站没有制氢装置，所用的氢气由站外的集中式制氢基地制备，而后再通过长管拖车、液氢槽车或者氢气管道由制氢基地运输至加氢站，由氢气压缩机压缩并输送入高压储氢瓶内存储，最终通过氢气加气机加注到氢能源燃料电池汽车中使用。图图 75：外供氢加氢站外供氢加氢站的的种类种类 资料来源：氢云链，天风证券研究所 站内制氢加氢站建有制氢系统，属于分布式制氢。制氢技术包

159、括天然气重整制氢、电解水制氢、可再生能源制氢等。图图 76：天然气重整站内供氢示意图天然气重整站内供氢示意图 图图 77：电解水站内供氢示意图电解水站内供氢示意图 资料来源：氢云链，天风证券研究所 资料来源：氢云链，天风证券研究所 近几年全球和中国加氢站建设迅速。近几年全球和中国加氢站建设迅速。2021 年全球已建成 685 座加氢站，其中我国累计建成加氢站 194 座。截至 2022 年 4 月，我国已累计建成加氢站超过 250 座，约占全球数量0554045500500600700800运输成本（元/kg）运输距离（km）液氢储运的运输成本高压气

160、氢储运的运输成本0070500500600700800到站成本（元/kg）运输距离（km）液氢储运的到站成本高压气氢储运的到站成本(204.6,31.35)41 的 40%，加氢站数量位居世界 一。据香橙会预测，到 2025 年，我国建成的加氢站将达到 926 座。图图 80：截至截至 2021 年年 3 月末中国加氢站分布情况月末中国加氢站分布情况 图图 81：未来我国部分省市加氢站基础设施规划情况未来我国部分省市加氢站基础设施规划情况（累计值）（累计值）资料来源：前瞻产业研究院，风证券研究所 资料来源：各省市人民政府，中国汽车工业协会，风证券研究

161、所 从上半年的我国加氢站的建设情况来看，当前加氢站供氢能力多在 5002000kg/d，固定式加氢站居多，且有部分加氢站采取油氢合建或油氢电合建等方式。表表 36：2022 年年 H1 新建成加氢站情况（不完全梳理）新建成加氢站情况（不完全梳理）加氢站加氢站 建成时间建成时间 供氢能力（供氢能力（kg/d）加氢站类型加氢站类型 合建类型合建类型 浙江舟山 横加氢站 2022.06 500 固定式 山东港口青岛港前湾港区加氢站 2022.06 500 固定式 山东中国重汽豪沃撬装加氢站 2022.05 撬装式 中石化章丘 39 加油站加氢站 2022.05 固定式 山东中石化济青高速济 东服务区

162、加氢站 2022.05 固定式 山东中石化 58 加油站加氢站 2022.05 固定式 山东泰钢加氢母站 2022.05 固定式 山东韩仓公交加氢站 2022.05 固定式 江苏苏州交投能源公司平海路加氢站 2022.05 650 固定式 山 金港湾加氢综合能源站 2022.03 固定式 山 鹏飞巨能北姚加氢综合能源站 2022.03 1000 固定式 油氢合建 四川古城加油加氢站 2022.02 1000 固定式 油氢合建 河北万全油氢电综合能源站 2022.01 1000 固定式 油氢电合建 河北太子城服务区撬装站 2022.01 360 撬装式 河北太子城服务区加氢站 2022.01 2

163、000 固定式 河北崇礼 加氢站 2022.01 2000 固定式 河北崇礼北加油加氢站 2022.01 2000 固定式 河北崇礼 撬装站 2022.01 1000 撬装式 资料来源：国资委，各省市发改委，各省市人民政府，光明网，鹏飞集团官网，苏州市交通运输局，天风证券研究所 0070广东上海河北山东湖北浙江江苏北京四川内蒙古山西河南安徽辽宁重庆湖南吉林陕西广西宁夏贵州新疆海南天津黑龙江云南座3002530300503060602000500300350北京上海广东河北河南山东浙江江苏重庆天津四川 内蒙古

164、座2022年2023年2025年2030年图图 78：2016-2021 年全球加氢站数量年全球加氢站数量 图图 79：2016-2021 年我国加氢站年我国加氢站累计建成累计建成数量数量 资料来源：Wind，天风证券研究所 资料来源：夏EV 网，天风证券研究所 42 外供氢加氢站中，压缩机、储氢瓶及加氢系统（含加氢机、卸气柱、氢气管道系统、放散系统、置换吹扫系统、仪表风系统、安全监控系统以及其他的管路材料、连接等）是最核心的成本构成部分，约占加氢站建设成本的 58%；压缩机约占建设成本的 30%。现场制氢加氢站中，制氢装置成本的占比很大。由于甲醇重整制氢技术所需反应温度较低，故其制氢装置成本

165、在 3 种制氢技术中最低。电解水制氢装置成本最高，占比约为 59%。计算外供氢加氢站的氢使用成本时，将建设成本的年折旧费分为两部分进行计算，一部分是设备、安装等成本的折旧，按照 15 年进行折旧计算，不考虑残值；另一部分是土地、土建成本的折旧，按照 30 年进行折旧计算，不考虑残值。假定供氢能力为 500kg/d 的加氢站需要设置员工 5 人，供氢能力为 1000kg/d 的加氢站设置员工 8 人，薪资按 8104元/(人年)计。假设其他运营管理成本如租金、维护和保险等费用的总和等于人工成本。假设工业副产物制氢作为氢源，氢气运输距离为 50km，每年工作时间若按 300 天计，则供氢能力供氢能

166、力 500kg/d 加氢站的氢使用成本为加氢站的氢使用成本为 30.8 元元/kg，供氢能力，供氢能力 1000kg/d 加氢站的氢加氢站的氢使用成本为使用成本为 28.0 元元/kg。对于现场制氢加氢站，建设成本的年折旧费计算方法同外供氢加氢站。对于 500kg/d 现场制氢加氢站，假设现场员工有 6 人，薪资按 8104元/(人年)计。假设其他运营成本如租金、维护和保险等费用的总和等于人工成本。水一般在当地取用。天然气、甲醇等的运输成本均归于原料成本。假定天然气重整制氢中天然气的价格为 2.5 元/m3，电解水制氢中水的价格为 4 元/t，甲醇重整制氢中甲醇的价格为 2.4 元/kg，动力

167、煤的价格为 0.5元/kg。种现场制氢方式中，电价均为 0.6 元/kWh，脱盐水价格为 10 元/t，循环水价格为 1 元/t。在天然气重整制氢中，生产 1kg 氢气的天然气量约为 6.74m3，用电量约为0.672kWh，用循环水量为 0.229t，用脱盐水量为 0.0039t。在电解水制氢中，生产 1kg 氢气的用电量约为 55kWh，用水量约为 0.009t。在甲醇重整制氢中，生产 1kg 氢气的用甲醇量约为 6.05kg，用电量约为 1.05kWh，用脱盐水量为 0.039t，用动力煤量为 1.56kg。测算得到，天然气重整制氢、电解水制氢和甲醇重整制氢 种加氢站的氢使用成本分别天然

168、气重整制氢、电解水制氢和甲醇重整制氢 种加氢站的氢使用成本分别为为 36.5、59.5、34.5 元元/kg。图图 82：外供氢加氢站建设成本外供氢加氢站建设成本 图图 83：现场制氢加氢站建设成本（天然气重整制氢）现场制氢加氢站建设成本（天然气重整制氢）资料来源：李妍等外供氢与现场制氢加氢站的氢气成本分析，天风证券研究所 资料来源：李妍等外供氢与现场制氢加氢站的氢气成本分析，天风证券研究所 图图 84：现场制氢加氢站建设成本（电解水制氢）现场制氢加氢站建设成本（电解水制氢）图图 85：现场制氢加氢站建设成本（甲醇重整制氢）现场制氢加氢站建设成本（甲醇重整制氢）资料来源：李妍等外供氢与现场制氢

169、加氢站的氢气成本分析，天风证券研究所 资料来源：李妍等外供氢与现场制氢加氢站的氢气成本分析，天风证券研究所 压缩机成本30.0%储氢瓶及加氢系统成本28.0%其他设备成本13.0%安装成本 10.0%土地和土建成本19.0%制氢装置成本35.4%压缩机成本 14.5%储氢瓶及加氢系统成本 13.5%其他设备成本16.7%安装成本 8.3%土地和土建成本11.6%制氢装置成本58.6%压缩机成本 9.3%储氢瓶及加氢系统成本 8.7%其他设备成本10.7%安装成本 5.3%土地和土建成本7.4%制氢装置成本31.6%压缩机成本 15.3%储氢瓶及加氢系统成本 14.3%其他设备成本17.6%安装

170、成本 8.8%土地和土建成本12.2%43 图图 86：不同制氢技术及：不同制氢技术及运输距离下的原料及运输成本运输距离下的原料及运输成本 资料来源：李妍等外供氢与现场制氢加氢站的氢气成本分析，天风证券研究所 表表 37：加氢站氢使用成本加氢站氢使用成本 成本成本 外供氢加氢站外供氢加氢站 日供氢日供氢 500kg 现场制氢加氢站现场制氢加氢站 日供氢日供氢500kg 日供氢日供氢1000kg 天然气重天然气重整制氢整制氢 电解水制电解水制氢氢 甲醇重整甲醇重整制氢制氢 设备、安装等成本年折旧 78.3 110.7 176.9 289.3 165.8 土地、土建成本年折旧 9.2 13 11.

171、6 11.6 11.6 人工成本 40 64 48 48 48 其他运营成本 40 64 48 48 48 原料及运输成本 294 588 262.8 495.5 244.8 年均成本 461.5 839.7 547.3 892.4 518.2 氢使用成本（元/kg）30.8 28 36.5 59.5 34.5 注：除氢使用成本外，其他各项成本的单位均为万元/年。资料来源：李妍等外供氢与现场制氢加氢站的氢气成本分析，天风证券研究所 4.总结总结：氢能产业：氢能产业已已开启商业化进程开启商业化进程 通过总结氢能产业各环节发展现状，我们认为氢能产业已初步迈入了商业化阶段。具体而言，上游制氢环节上游

172、制氢环节除了成熟的化石能源制氢和工业副产氢，电解水制氢也已开始成熟。虽然当前电解水制氢还不具备成本优势，但随着碳中和的推进以及电解水技术、设备、材料的改进，电解水制氢占比有望提升。在中游储运和加注环节，在中游储运和加注环节，国内已有部分企业布局型储氢瓶，同时我国在已建成加氢站数量约达到 200 ，氢能运输网络有望逐渐完善。下游应用环节下游应用环节则开始展现氢气的能源属性，燃料电池在交通和非交通领域都已开始有所应用，未来氢燃料电池汽车将是重点发展方向；同时，已开始有企业进军氢冶金、氢化工等方向，利用氢能的清洁属性为减碳做贡献。在未来，我们预计氢气需求将不断提升，同时上游制氢环节电解水制氢的比例也

173、将越来越大。据中国氢能联盟预测，到 2030 年代，预计全国氢气需求约 3500 万吨，绿氢占比约 5%，2020-2030 年绿氢需求 CAGR 约为 10%；到 2060 年代，氢气需求约 6000 万吨，绿氢占比约 70%，2030-2060 年绿氢需求 CAGR 约为 11%。中游储运环节，储氢瓶的需求将快速提升，据 GGII 预测，到 2030 年将达到约 224 万支，2020-2030 年 CAGR 约为 61%。加注环节，国内加氢站建设热度不减，据香橙会预测，2030 年全国将建成 926 座加氢站，2020-2030 年 CAGR 约为 51%。下游燃料电池汽车推广方面，据中

174、国汽车工程学会，预计 2030 年我国氢燃料电池汽车保有量将达到 100 万辆左右，2020-2030 年 CAGR 约为 58%。氢冶金方面，预计未来钢铁行业氢气需求将不断增加，据张真等学者，2030 年有望达到约 259 万吨，2060 年有望超980 万吨，长期内增速约为 5%。007080500运输成本（元/kg）运输距离（km）电解水制氢甲醇重整制氢天然气重整制氢煤气化制氢工业副产氢 44 图图 87：关键信息一览关键信息一览 资料来源：Wind，GGII，澎湃新闻，夏EV 网，21 财经，中国能源网，香橙会，中国汽车工程学会节能与新能源汽

175、车技术路线图 2.0，IEA.Technology Roadmap Hydrogen and Fuel Cells，中国电动汽车百人会中国氢能产业发展报告 2020，韩笑全球氢能产业政策现状与前景展望，中国氢能联盟中国氢能源与燃料电池产业发展研究报告，中国氢能联盟中国氢能源及燃料电池产业白皮书，罗兰贝格中国氢燃料电池重卡行业发展白皮书，曹军文等中国制氢技术的发展现状，李妍等外供氢与现场制氢加氢站的氢气成本分析，张真等碳中和目标下氢冶金减碳经济性研究，氢能源与燃料电池微信公众号，宝丰能源公司公告，明天氢能官网，天风证券研究所 5.相关标的相关标的 目前化工企业在氢能产业中的布局大多集中在目前化工

176、企业在氢能产业中的布局大多集中在上游制氢和提纯方面上游制氢和提纯方面，对应下游领域多为传统化工，但也有少数企业已开始着 布局绿氢、燃料电池 材料和加氢站等新兴产业。表表 38：化工企业在氢能产业中的布局化工企业在氢能产业中的布局（不完全梳理）（不完全梳理）公司名称公司名称 证券代码证券代码 布局领域布局领域 具体内容具体内容 英力特 000635.SZ 制氢，工业副产氢 按 21 万吨烧碱产能测算，自产氢气约 5250 吨/年 诚志股份 000990.SZ 制氢；加氢站 公司目前产出的氢气纯度为 99.99%，提纯后纯度可达 99.9999%，可用于氢能源汽车及相关电子产品的电子级使用需求；加

177、氢站正在建设中。昌化工 002274.SZ 加氢站；燃料电池系统；氢能重卡 张家港 25 辆公交大巴完成交付，搭载公司 HCEA70 型氢燃料电池发动机；公司自建加氢站项目规模为 500kg/d、35MPa，已安排试生产、达到预定可使用状态；公司预计 2022 年上半年交付 10 辆氢能重卡。凯美特气 002549.SZ 制氢，提纯 安庆凯美特、长岭凯美特、海 凯美特和福建凯美特现分别拥有氢气年产能 3214 万标方、4760 吨、10720 吨、1852.8 万标方。龙佰集团 002601.SZ 制氢，工业副产氢 年副产氢气超 1 亿方。卫星化学 002648.SZ 制氢，工业副产氢 目前公

178、司 PDH 装置副产氢气约 7.2 万吨/年，连云港石化副产氢气约 7 万吨/年。和远气体 002971.SZ 制氢，提纯 公司现有氢气产能 1440 万标方/年，潜江电子特气产业园项目在建氢气产能 3.2 亿标方/年，预计 2022 年 6 月完工转固。美联新材 300586.SZ 氢能源发电站 公司建有全球首台（套）2 兆瓦的氢能源发电站。恒光股份 301118.SZ 制氢，工业副产氢 公司 2021 年氢气业务实现营业收入约 2547.95 万元，占营收比重为2.73%。金发科技 600143.SH 制氢，工业副产氢，提纯 宁波金发目前 PDH 装置副产氢 2.5 万吨/年，现有项目建设

179、和收购完成后，预计将增至 10 万吨/年；氢能综合利用项目正在建设中，预计 2022 年底建成 8000 万标方/年的 PSA 氢气提纯装置和 6400 万标方/年的高纯氢气 装装置。亿利洁能 600277.SH 制氢，工业副产氢 公司年工业副产氢超 6 亿标方/年。宝丰能源 600989.SH 制氢，电解水制氢 公司太阳能电解制氢储能及应用示范项目拥有电解水制氢产能 3 万标方/小时。金宏气体 688106.SH 制氢，提纯；加氢站 在氢气制备方面，公司现有氢气年产能 6860 万方/年，规划产能超 1 亿标方/年，并于 2022 年初成立 拉尔公司研发水电解制氢设备；在氢气储运方面，公司

180、2022 年初与嘉兴氢能合作，尾气提供氢能物流服务；在氢能应用方面，公司为 14 加氢站汽车内部撬装站供应高纯氢气。富淼科技 688350.SH 制氢，天然气制氢 公司拥有低消耗天然气制氢技术，目前主要向飞翔化工集中区内的 尔维和阿科玛供应氢气。建龙微纳 688357.SH 制氢，提纯 公司“9000 吨高效制氢、制氧分子筛生产线”已实现连续稳定生产，达产 45 后公司将成为国内少数具备万吨制氢分子筛材料产能的企业；2021 年度公司制氢分子筛业务占公司营收的 8.46%，营收同比增长约 43.88%。金博股份 688598.SH 制氢，提纯 公司正进行 5000 立方/小时尾气处理产能建设，

181、项目完成后，每小时可产3000 立方氢气、每小时回收 1000 立方天然气，预计 2022 年年底投产；同时公司在研项目包括“碳纤维气瓶缠绕技术”、“间歇式碳纸原纸的制备与关键技术开发”等。东岳集团 0189.HK 电解水制氢膜，质子交换膜 公司电解水制氢膜等项目获得国家重点支持，控股公司未来氢能主营业务包括氢燃料电池质子交换膜及相关配套含氟功能材料的开发与生产。万润股份 002643.SZ 质子交换膜 公司控股子公司九目化学股份有限公司已开展“无氟高稳定支状多元嵌段式燃料电池质子膜材料项目”，目前正在积极推进产品开发工作。东材科技 601208.SH 质子交换膜 2021 年 9 月公布年产

182、 50 万平方米质子交换膜项目，公司预计 2023 年一季度建成投产 凯立新材 688269.SH 氢燃料电池用催化剂 氢燃料电池用催化剂处于中试放大，部分型号可 量试产阶段，尚未进入市场推广阶段。中自科技 688737.SH 氢燃料电池用催化剂 氢燃料电池用铂碳催化剂已实现百克级的制备工艺技术开发，将于 2022 年形成公斤级 量生产能力。公司也是我国首家进入国际氢能委员会的催化剂生产商，并参与“十 ”国家重点研发计划“高性能/抗中毒车用燃料电池催化剂的合成技术与 量制备”的合金催化剂的开发，其也将在2022年形成百克级中试生产能力，2023 年形成公斤级的 量生产能力，同时公司将完成固态氧

183、化物燃料电池（SOFC）单电池中试生产线的建设。资料来源：各公司公告，互动易，未来氢能官网，天风证券研究所 非化工企业则在氢能产业中的布局则涉及制氢、储运、加注及应用等多 方面。非化工企业则在氢能产业中的布局则涉及制氢、储运、加注及应用等多 方面。其中，氢能制取及制氢/提纯设备、加氢站建设及加氢设备为各公司抢 布局的业务；应用方面则已有公司布局氢能源客车、自行车、无人机等业务，配套的燃料电池系统业务也有诸多公司布局。我们观察到，当前加氢站的建设、运营主体与加油站并不相同，除了传统的能源公司参与加氢站业务，一些装备制造公司、工业气体公司也已参与进来；另外，当前上市公司在氢能产业上的布局不少为示范

184、项目，距离真正实现商业化运营可能还有一段距离。表表 39：非化工企业在氢能产业中的布局（不完全梳理）非化工企业在氢能产业中的布局（不完全梳理）公司名称公司名称 证券代码证券代码 布局领域布局领域 具体内容具体内容 电重工 601226.SH 制氢，燃料电池系统 电解水制氢装置生产氢气纯度大于 99.99%。佛燃能源 002911.SZ 制 氢，加 氢站，氢能装备 加氢制氢一体化站设计的天然气制氢能力为 500Nm/h，电解水制氢能力为50Nm/h。成功研发 250Nm/h 的撬装天然气制氢设备。美锦能源 000723.SZ 制 氢，加 氢站，氢 能 重卡，燃料电池汽车，燃料电池系统 2017

185、年公司旗下拥有新能源商用车整车年产能 1 万台。截至 2022 年 4 月，公司生产焦炭产生的副产品焦炉煤气可提取氢气 6.4 万吨/年，另有 8 座加氢站投运。公司目前已形成“膜电极 MEA-氢燃料电池电堆-氢燃料电池动力系统总成-整车制造+加氢站”比较完整的产业链。深圳能源 000027.SZ 制 氢，加 氢站，加注 现有制氢能力 1000Nm/h，日加氢能力约 700 千克 瀚蓝环境 600323.SH 制氢，加氢站 在佛山市 海区投资建设5 座加氢站。新奥股份 600803.SH 制氢，加氢站 电解水制氢规模为 2000 标方/小时，纯度高达 99.999%，日产氢量达 4 吨。辽宁制

186、氢厂为药化行业客户提供 1200 万方/年的氢气供应。吉电股份 000875.SZ 制氢 PEM 制氢项目制氢能力为 2200Nm/h。北京科锐 002350.SZ 制氢 实现 1MW/2.5MW/5MW 标准光伏制氢电源系统。昊 科技 600378.SH 制氢 公司是全球 大PSA 技术服务供应商之一，拥有国内外建成的 1000 余套（截止2019 年）制氢和提氢装置的经验积累。上海石化 600688.SH 制氢 截至 2021 年，氢气产能约 23 万吨/年。国电电力 600795.SH 制氢 建成大规模可再生能源制氢示范工程。新天绿能 600956.SH 制氢 崇礼风电制氢 100MW。

187、隆基绿能 601012.SH 制氢 制氢设备已于 2021 年底初步形成了 500MW 碱性水电解槽的年产能交付能力。46 潍柴动力 000338.SZ 燃料电池系统 装配潍柴氢燃料电池发动机的车辆累计行驶里程超过 1500 万公里，产品寿命可达 3万小时；氢燃料电池产品覆盖 50-200kW，最高效率可达 62%，电堆体积功率密度可达 4kW/L，可实现-34低温启动 大洋电机 002249.SZ 燃料电池系统 拥有 3000 套氢燃料电池系统的生产能力。雪人股份 002639.SZ 燃料电池系统 已有搭载公司研发的氢燃料电池系统的商用车型投入运营。雄韬股份 002733.SZ 燃料电池系统

188、 公司燃料电池发动机系统涵盖 VISH 和 VISTAH 两 系列，功率覆盖52-130kW，已匹配 20 款燃料电池客车、49 款燃料电池卡车/底盘和 5 款工程机械领域应用车型进入工信部公告目录，现有包括公交、重卡、物流合计 240 辆燃料电池车已投入示范运营，运营里程超过 1000 万公里。金通灵 300091.SZ 燃料电池系统 氢燃料电池压缩机相关生产线预计 2022 年实现量产。欣锐科技 300745.SZ 燃料电池系统 氢能与燃料电池版块业务收入主要来源于燃料电池的配套 DCF 系列产品，配套客户包含捷氢科技。亿 通 688339.SH 燃料电池系统 2021 年，燃料电池系统收

189、入同比增加 3.63%。公司完成了两款新一代高功率燃料电池系统产品 G120 和 G80Pro 的研发，于 2021 年底发布了额定功率达到 240kW 的燃料电池系统产品。福龙马 603686.SH 燃料电池汽车 公司产品主要为用于城乡环卫作业的氢能源汽车。杭叉集团 603298.SH 燃料电池叉车 2021 年完成百台氢燃料电池叉车的正式交付。科威尔 688551.SH 燃料电池测试系统 公司在用氢环节围绕燃料电池各系统的可 性展开测试，测试对象涵盖零部件、各功率登记的电堆和发动机系统等；在制氢环节，公司 PEM 电解槽测试系统推出市场、研发碱性电解槽测试产品。石化机械 000852.SZ

190、 氢气压缩机 完成 90MPa 氢气压缩机样机。中材科技 002080.SZ 氢气瓶 研发 165L 及 320L 燃料电池氢气瓶，开发取证燃料电池车用及无人机用 35MPa 氢气瓶 23 种规格。永安行 603776.SH 氢能自行车，燃料电池系统 永安行 1000 辆“氢动车系统”正式投运，成为行业内首 大规模量产运营的氢动力系统。江苏神通 002438.SZ 氢能装备 主要产品是 70-90 兆帕的高压氢用阀门。纵横股份 688070.SH 氢动力无人机 公司拥有最大起飞重量 7-100kg 级别的 8 大系列垂直起降固定翼无人机平台，载荷0.8-20kg，航时 1-10 小时。杭氧股份

191、 002430.SZ 加氢站，提纯 新建一套 4000Nm/h 氢气提纯装置及一座 6000KG/天加氢站。具备一氧化碳/氢分离技术和相关设备制造能力，以及氢膨胀机、液氢阀门等制造能力。嘉化能源 600273.SH 加氢站，工业副产氢 公司拥有氯碱副产氢气产能约 0.8 万吨，已正式运营两座日加注能力 1000kg 的加氢站。东 能源 002221.SZ 加氢站，工业副产氢 氢供应能力达 7.5 万吨/年，规划装置建成后年产 35 万吨。运营一座 8000m/h 的氢气 装站和一座1000kg/12h 的加氢站。中油资本 000617.SZ 加氢站 参与福田加氢站合作。科融环境 300152.

192、SZ 加氢站 完成经济型固定加氢站的建设。滨化股份 601678.SH 工业副产氢，提纯 每年副产氢气约 1.8 万吨。子公司可以对副产氢气进行净化提纯。航锦科技 000818.SZ 工业副产氢 3000Nm/h 高纯氢气压缩综合利用项目已于 2021 年投产。金能科技 603113.SH 工业副产氢 青岛一期项目建成 90 万吨/年丙烷脱氢装置。中集集团 000039.SZ 储氢，制氢，加注，氢能装备，运氢 制氢方面，公司与鞍钢合作启动焦炉煤气联产制氢；中游储运方面，公司拥有液氢储罐、液氢运输车等核心装备的研发和生产能力。公司为北京冬奥会及冬残奥会提供了 30 多台氢气管束式集装箱和 10

193、多台 50MPa 储氢瓶组等氢能装备。鸿达兴业 002002.SZ 储氢，制氢，加氢站 拥有气态、固态、液态 种储氢方式的技术。加氢站日加注能力1000kg，加注压力35MPa，并预留未来 70MPa 加注能力发展空间。兰石重装 603169.SH 储氢，制氢，加氢站 完成盘锦浩业 20 万 Nm/h 煤制氢装置，榆林 秦氢能产业园一期项目储氢球罐设计制造及安装，加氢站微通道换热器研制。厚普股份 300471.SZ 储 氢，加 氢站，加注 公司及参股公司承建了多 加氢站项目；由公司自主研发的加氢核心设备100MPa氢气质量流量计、70MPa 加氢机、70MPa 加氢枪已成功推向市场，打破国际垄

194、断。京城股份 600860.SH 储氢 公司生产的 70MPa 高压铝内胆碳纤维全缠绕复合气瓶（储氢气瓶）已 量应用于氢燃料电池汽车、燃料电池备用电源领域。亚普股份 603013.SH 车载氢系统 公司自主研发的 35MPa 车载氢系统已在成渝地区示范运营；70MPa 车载氢系统已取得某主机厂 量订单。贵研铂业 600459.SH 氢燃料电池用催化剂 公司氢燃料电池催化剂目前处于实验室阶段，尚没有商业化产品，相关样品正处于市场和客户的验证阶段。47 环集团 300408.SZ 燃料电池系统 公司目前主要布局固体氧化物燃料电池（SOFC），已成为全球 SOFC 电解质隔膜、SOFC 单电池的主要

195、供应商。资料来源：各公司公告，互动易，天风证券研究所 图图 88：上市公司上市公司在在氢能产业氢能产业的布局情况的布局情况（不完全梳理）（不完全梳理）资料来源：各上市公司公告，互动易，未来氢能官网，天风证券研究所 氢能制取工业副产氢英力特龙佰集团卫星化学和远气体恒光股份金发科技亿利洁能电解水制氢宝丰能源化石能源制氢富淼科技氢气提纯凯美特气金宏气体建龙微纳金博股份氢能应用燃料电池系统 昌化工氢能源发电美联新材 电重工氢能储运、加注加氢站佛燃能源氢燃料电池汽车全产业链布局 中国石油、中国石化、美锦能源、中集集团深圳能源瀚蓝环境新奥股份吉电股份北京科锐昊 科技上海石化国电电力新天绿能隆基绿能潍柴动力大洋电机雪人股份雄韬股份金通灵亿 通福龙马杭叉集团科威尔石化机械储氢瓶中材科技京城股份永安行氢用阀门江苏神通纵横股份氢动力无人机杭氧股份杭氧股份嘉化能源东 能源中油资本科融环境滨化股份滨化股份上海石化航锦科技金能科技储氢系统鸿达兴业鸿达兴业兰石重装厚普股份亚普股份质子交换膜东岳集团凯立新材氢燃料电池催化剂万润股份东材科技中自科技贵研铂业