氢能产业链专题研究：氢能重点产业链介绍

  根据中国氢能联盟的预测，在2030年碳达峰愿景下，我国氢气的年需求量预期达到3,715万吨，在终端能源消费中占比约为5%；可再生氢产量约为500万吨，部 署电解槽装机约80GW。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%。其中，工业领域用氢占比仍然最 大，约7,794万吨，占氢总需求量60%；交通运输领域用氢4,051万吨，建筑领域用氢585万吨，发电与电网平衡用氢600万吨。

  2019年，我国氢气主要来自于化石能源制氢（煤制氢、天然气制氢）；其中，煤制氢与产量达到2,124吨，占我国氢能产量的63.54%，天然气制氢产量为460万吨，占我国氢能产量的14%，而电解水制氢产量仅约为50万吨。煤制氢技术路线稳定高效，制备工艺成熟，也是成本最低的制氢方式，经测算，在原料煤价格在800元/吨时，制氢成本约为12.64元/kg。天然气制氢技术中，蒸汽重整制氢较为成熟，是国外主流的制氢方式，经测算，在天然气价格为2.5元/Nm³时，天然气制氢的成本约为12.79/kg，其中天然气原料成本占据总成本的70%以上。

  氢储存的方式有高压气态储氢、低温液态储氢和固态储氢。目前高压气态储运氢技术相对成熟，是我国现阶段主要的储运方式。气氢通常以20MPa钢制氢瓶储存，并通过长管拖车运输，适用于短距离、小规模输运。管道输氢是实现氢气大规模、长距离运输的重要方式，但建设成本较 大，目前我国仅有100km管道建设。液态储氢是指在标准大气压下，将氢气冷却至零下252.72摄氏度液化储存在特制的高度真空的绝热容器中，常温常压下液氢的密度为气氢的845倍，适用于距离较远、运输量较大的场合，但装置投资较大，能耗较高。固态储运是以金属氢化物、化学氢化物或纳米材料等作为储氢载体，通过化学吸附和物理吸附的方式实现氢的存储。固态储氢具有储氢密度高、安全性好、氢气纯度高等优势。但技术复杂，成本高，尚无规模化使用。

  对于高压气态运氢运输，当运输距离为50km时，运输成本为3.6元/kg，随着距离的增加长管拖车运输成本大幅度上升，当运输距离为500km时，氢气的运输成 本达到29.4元/kg。因此，长管拖车只适合短距离运输（小于200km）。液氢槽罐车运氢成本对距离不敏感，当加氢站距离氢源点50-500km时，运输价格在10.4-11.0元/kg范围内，这是由于液氢成本主要来自于液化过程中的耗电费用，仅与载氢量有关，而与距离无关。因此，液氢罐车在长距离运输下更具成本优势。管道运氢成本主要来自于与输送距离正相关的管材折旧及维护费用，当输送距离为100km时，运氢成本仅为0.5元/kg。但管道运氢成本特别大程度上受到需求端的影响，在当前加氢站尚未普及、站点较为分散的情况下，管道运氢的成本优势并不明显。但随着氢能产业慢慢地发展，氢气管网终将成为低成本运氢方式的最佳选择。

  在政策的支持下，2016-2020年我国氢燃料电池汽车产量逐年提升；2020年受疫情影响，行业产量下滑至1199辆。截止2020年底，我国氢燃料电池汽车保有 量为7352辆，进入商业化初期。2020年，燃料电池商用车价格约为200万/辆，随着燃料电池系统生产规模化与燃料电池电堆核心零部件国产化，在2025年燃料电池汽车保有量达到5-10万辆的预期下，我们预计燃料电池汽车销售价格将以每年10%的幅度下降。

  氢燃料电池汽车的核心为燃料电池发动机系统，其结构最重要的包含燃料电池发动机、车载储氢系统、冷却系统等。其中，燃料电池发动机系统主要由燃料电池电堆、 氢气供给系统、氧气供给系统、发动机控制器等构成。供氢系统将氢从氢气罐输送到燃料电池电堆；由空气过滤器、空气压缩机和加湿器组成的供气系统为燃料电池堆提供氧气；水热管理系统采用独立的水和冷却剂 回路来消除废热和反应产物（水）。燃料电池系统产生的电力通过动力控制单元驱动电动机，从而驱动车辆行驶，辅助电池则在需要时提供额外的电力。

  膜电极(MEA)由质子交换膜、催化层和气体扩散层组成，是燃料电池发电的关键核心部件，同时也是多相物质传输和电化学反应的场所，决定了燃料电池的 性能、寿命和成本。主要性能指标包括单位表面积的输出功率（功率密度）、贵金属用量（单位功率输出的铂用量）、寿命和成本。膜电极生产目前采用的是 第二代生产技术——催化剂涂膜(CCM)技术，具有卷对卷(Roll-to-Roll)连续化高速生产能力。国际上，日、美、欧、加拿大等国家和地区凭借多年技术积累，在膜电极的基础研究和制备技术上长期处在领头羊。目前，国际上最先进的膜电极商业化产品的功率密度在1.4~1.5W/c㎡范围内，国内量产膜电极的功率密度为1.0~1.2W/c㎡。

  在燃料电池中，催化剂起到分解氢气和氧气进行电化学反应产生电流的作用。目前商用催化剂为铂碳催化剂，而稀有金属铂的高成本是燃料电池商业化的主要 阻碍之一。国外催化剂用量已实现0.2g/kW，而我国催化剂用量普遍处于0.3-0.4g/kW的水平。因此低铂和非铂催化剂的开发成为降低燃料电池成本的关键。催化剂需要平衡成本与耐久性两方面的需求，新型高稳定、高活性铂或非铂催化剂是研究热点。铂合金催化剂取得很大进展，如铂钴、铂镍等正在得到实际应 用；非铂催化剂性能与稳定性还有待提升。

  国内燃料市场目前市场区域性订单多，同时批量供货的竞争者开始增多，市场之间的竞争开始由一向多发展，市场集中度年年在下降，2020年CR5为64%，较2019年降 低14%，预计2-3年内仍会下降。2020年，膜电极、双极板、燃料电池电堆、氢气循环泵、空压机等核心材料和核心部件价格均有显而易见地下降，同比2019年降幅在20%-50%。其中，燃料电池电堆、空压机价格接近腰斩；膜电极实现20%-30%降价；氢气循环泵价格从3万元降到1-2万元/台，国产氢气循环泵相比进口产品可便宜70%以上。

  电解槽是制备绿氢的关键设备，其技术路线、性能、成本是影响绿氢市场走势的主要的因素，目前质子交换膜(PEM)电解水和碱性电解水技术目前已经商业化推广的条件，未来具备较强的商业经济价值。碱性电解槽成本较低，经济性较好，我国碱性电解水制氢代表企业有中船重工718所、考克利尔竞立、天津市大陆制氢设备有限公司等，近期阳光电源、协鑫集 团等光伏企业也纷纷布局碱性电解水制氢设备项目。

  根据上海、北京、广东、山西、山东、江苏、河北、河南、四川、湖北等十个省份及直辖市明确规划，2023和2025年燃料电池汽车保有量分别达到3.01和7.95 万辆，2020年底国内燃料电池汽车保有量约7352辆。我们预测我国燃料电池汽车2025年销量从当前不足3000辆增长到2.5万辆，未来4年CAGR为88%。根据燃料电池汽车平均功率为100kW，燃料电池电堆当前价格为3000元/kW以及年均下降幅度为200kW/元进行测算，2021-2025年燃料电池电堆新增市场需 求的CAGR为87%。2025/2030年，燃料电池电堆新增市场分别为75/238亿元。

  随着氢燃料电池产业高质量发展，其上游零部件膜电极与双极板市场需求随之增长。我们根据目前各省市发布的氢燃料电池汽车投放量规划预测，2021-2025年我国 氢燃料电池车用膜电极与双极板的年新增市场需求的CAGR为83%。2025/2030年前我国膜电极新增市场37/173亿元，双极板新增市场将达到12/52亿元。

  未来几年，我国储氢瓶市场将主要由燃料电池商用车推动。 据目前各省市 发布的氢燃料电池汽车投放量规划 测算，我们2021-2025年我国氢 燃料电池 车载储氢 瓶年新增市场需求的CAGR达到78%，2025/2030年前车载储氢瓶新增市场达到32/111亿元。 与之对应，2021-2025年生产储氢瓶用碳纤维年增需求的CAGR 为88%，2025/2030年储氢瓶用碳纤维新增需求量将达到0.6/2.5万吨。

  继2019年3月氢能被首次写入政府工作报告后，国务院、国家发改委、国家能源局等多部门陆续印发了支持、规范氢能源行业的发展政策，最重要的包含氢能发展 技术路线、氢能基础设施建设、燃料电池汽车发展等内容。

  2021年8月，财政部、工业与信息化部、科技部、国家发展改革委和国家能源局《关于启动燃料电池汽车示范应用工作的通知》正式印发，宣告京津冀、上海、 广东成为国内三大氢燃料电池汽车示范城市群，示范期为期四年。国家将采取“以奖代补”的方式，按照示范城市群任务目标完成情况给予奖励。“示范城市群 ”的落地，将加快燃料电池关键核心技术自主化与产业化进程，有助于探索氢能商业化模式和燃料电池产业政策的建立，推动氢能跨省跨区域协同发展。

  目前，共有近30个省份及直辖市已发布氢能发展有关政策方案。其中，出台了专项氢能整体产业高质量发展政策的共有5省，分别为北京、河北、四川、山东、内蒙古；出台了氢燃料汽车细致划分领域专项政策的共有4省，分别为广东、重庆、浙江、河南。其他大多数省份地区均将氢能相关发展规划纳入新能源汽车产业、或整体能源 发展、或战略性新兴起的产业发展、或全省十四五规划当中。

  2020年7月,欧盟发布了《欧盟氢能战略》,提出了欧洲长期发展氢能的战略蓝图。该战略旨在通过投资、监管、市场创建以及研究和创新等一系列措施来促进 氢能产业化，同时概述了全面的投资计划，包括制氢、储氢、运氢的全产业链，以及现有天然气基础设施、碳捕集和封存技术等投资，预计总投资超过4500亿欧元。欧盟明确主首要任务是开发绿色氢能。2024与2030年欧洲可再生能源产氢量要分别达到100万吨和1000万吨，可再生能源电解槽装机量要分别达到6GW和 40GW，而目前欧洲完成安装的可再生能源电解槽仅为1GW，占制氢总容量的1.4％。

  据《欧洲氢能路线年，欧盟的氢气需求约为5600万吨，约占总能源需求的四分之一，氢能产业高质量发展具有显著环境效益和经济效益。到2030 年，氢能将为欧盟创造1300亿欧元的产业规模，出口潜力将达到700亿欧元，净出口额将达500亿欧元，氢能产业将为欧洲创造约100万个就业岗位。到2050年，欧盟氢能产业将达到8200亿欧元，提供540万个就业岗位，氢能将减少欧盟约5.6亿吨碳排放。

  氢能将可能给交通、工业、建筑等领域用能带来巨大转变，并有希望带动欧盟能源体系的基础设施投资。2030年，欧盟将在电解槽领域新增240亿～420亿欧 元投资，2050年将达到1800亿～4700亿欧元。由于氢能生产对运输、贮存等行业的拉动，到2030年，氢能将带动欧盟新增可再生能源发电设施达到80GW～ 120GW水平，同时拉动氢能运输和储存行业650亿欧元投资。

  目前英国、法国、德国、意大利等主要欧洲国家纷纷发布了国家氢能战略，明确了2030年氢能发展目标以及相应的资本预算，这些战略不仅将带动能源结构 改变，更将带动相关技术集成，连带其他行业的技术革新。确立以可再次生产的能源为基础的氢气发展路径。截至2020年底，欧洲共有总装机量为21.3GW的151个电解水制氢项目在推进。其中有82个项目宣布了其制氢电 力来源，风能、太阳能和水能等可再次生产的能源将为这些电解槽提供99％的动力。