2022年氢能行业发展现状及细分产业分析.docx

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1、2022年氢能行业发展现状及细分产业分析1.“双碳”目标下，氢能迎来新的机遇中国作为世界第一大产氢国，氢能产业正在迅速发展，2019 年两会期间氢能及燃料电池首次被写入政府工作报告中， 2021 年氢能被正式写入“十四五”规划中，中央政府及地方地方各级政府推广氢能的政策密集出台，补贴力度进一 步加大，截至 2021 年底，全国范围内省及直辖市级的氢能产业规划超过 10 个，地级市及区县级的氢能专项规划超 过 30 个。预期在未来，氢能在我国将会有巨大的发展空间。2020 年 9 月，中国明确提出了 2030 年“碳达峰”与 2060 年“碳中和”的目标。目前，中国每年的二氧化碳排放量 达 10

2、0 亿吨以上，位于全球第一位，高于第二、三、四位国家碳排放量的总和。据统计，我国二氧化碳的主要排放 来源，第一是工业领域，即终端用能和生产过程用能领域，年排放量在 50 亿吨以上；其次是发电领域，年排放量在 40 亿吨以上；建筑领域和交通领域，年排放量都在 10 亿吨左右。随着工业生产的进一步发展，预计 2030 年中国二 氧化碳排放量将在 130 亿吨以上。实现“双碳”目标，主要有两条路径：一是转变终端用能的生产工艺，从技术上、 源头上减少甚至消除二氧化碳的排放；二是大幅提高可再生能源在一次能源中的占比。氢能作为完全零碳排放的清 洁能源，将承担这一历史使命，氢能可以帮助人类脱碳、固碳，甚至实

3、现负碳。对于终端用能来说，可以把氢能作 为主要能源，通过氢电互补体系实现工业用能领域二氧化碳排放量的减少甚至消除。在交通等方面，以氢能代替柴 油、汽油等能源，也可以实现碳减排。国氢能联盟的测算，到 2030 年，中国氢气需求将有目前的 2000 多万吨达到 3,500 万吨，在终端能源体系中占比由 不到 3%提升至 5%；到 2050 年，氢能将在中国终端能源体系中占比至少达到 10%，氢气需求接近 6,000 万吨，产 业链年产值约 12 万亿元。建立绿色、经济、高效、便捷的氢能供应体系。中国将力争在氢制取，氢储运和氢加注各环节上逐渐突破，通过上 游产业链制氢、储运、加氢各环节的整合降低氢气

4、的终端价格，寻找更绿色经济的氢气来源、采用更高效的氢气制 取方式和更安全的氢气运输方式。长期来看，随着用氢需求的扩大，凸显了大规模绿色制氢的需求性，因此结合可 再生能源的分布式制氢加氢一体站、经济高效的集中式制氢、液氢等多种储运路径并行的方案将会是未来的主要发 展方向。以交通运输领域作为应用市场发展的突破口，逐渐向储能、工业、建筑领域拓展。中国的氢燃料电池商用车将率先 实现产业化应用与运行，氢燃料电池客车、物流车、重卡等车型将在 2030 年前取得与纯电动车型相当的全生命周期 经济性，在市场需求端形成一定的竞争力。氢能的降本提效驱动因素包括制氢成本的降低，相关工艺提升以及政策补贴。根据所处的产

5、业链环节，可以将氢能 产业链划分为由氢制取，氢储运，氢加注组成的上游，由燃料电池系统及电堆组成的中游和以氢燃料电池汽车为代 表的下游。在制氢环节，现阶段制氢以化石燃料制氢为主，电解水制氢是未来的发展方向，制约电解水制氢渗透率 进一步提升的关键因素是成本因素，随着光伏和风电等可再生能源发电成本的大幅下降，电解系统技术的进步以及 电解槽设备成本的国产化和规模化，电解水制氢的成本有望大幅降低。在储运氢环节，现阶段储运氢普遍采用高压 气态储运，液氢储运在大规模长距离储运中成本优势明显，液氢储运技术的发展将使得液氢储运成本持续下降，大 规模液氢储运有望实现民用化。在加氢环节，目前中国加氢站建设技术趋于成

6、熟，实现了国产化，加氢站发展初期 的政策补贴以及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渗透率的关键性驱动因素。在氢燃料电池 整车环节，现阶段氢燃料电池汽车处于起步阶段，以氢燃料电池商用车为主，氢燃料电池乘用车占比不到 0.1%，氢 燃料电池汽车的全生命周期成本总拥有成本（TCO）与纯电动汽车等竞争产品的成本在未来达到平衡是氢燃料电池 汽车在各细分领域市场渗透率提升的重要转折点，政策补贴的发力将在整车市场的发展过程中起到巨大的激励作用。2.制氢：电解水制氢以煤、天然气等化石燃料为原料的传统煤制氢技术路线在制氢过程中会排放大量的 CO2 ，并且制得的氢气中含有的 硫、磷等杂质会对燃料电

7、池系统组件造成腐蚀，因此对提纯技术有着较高的要求。相比之下，电解水制氢纯度等级 高，杂质气体少，易与可再生能源结合，被认为是未来最有发展潜力的绿色氢能供应方式。目前国内电解水制氢主要有碱性电解，质子交换膜（PEM）电解和固体氧化物（SOEC）电解三条技术路线： （1）碱性电解技术：已实现大规模工业应用，国内关键设备主要性能指标接近国际先进水平，设备成本较低，单槽电解制氢产量较大，适用于电网电解制氢。 （2）PEM 电解技术：在技术成熟度、装置规模、使用寿命、经济性等方面与国际先进水平差距较大，在国外已有 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。PEM 电解技术运行灵活

8、性，反应效率较高， 能够以最低功率保持待机模式，因此与波动性和随机性较大的风电和光伏具有良好的匹配性。 （3）SOEC 电解技术：电耗低于碱性和 PEM 电解技术，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。2050 年电解水制氢达 70%，电解槽系统市场规模破 7000 亿。根据相关研究，中国氢能需求到 2030 年将超过 3500 万吨，到 2050 年将接近 6000 万吨，可再生能源电解水制氢将逐步作为中国氢能供应的主体，在氢能供给结构的占 比将在 2040、2050 年分别达到 45%、7

9、0%。中国电解水制氢的生产环节中，电解设备将是千亿级的市场。随着氢 能供需量的提升，制氢系统装机规模将大幅提高，规模经济将有效降低单位投资,设备折旧在成本中的比例降低，因 此可以通过减少设备的满负荷利用小时数以降低平均用电成本，从而降低制氢成本，促进氢燃料电池应用的经济性。 至 2050 年，中国电解槽系统的装机量达到 500GW,预期市场规模将会突破 7000 亿。2.1.降本提效驱动因素：可再生能源发电成本下降和电解槽技术国产化电力成本和和设备成本是电解水制氢的主要成本。电解水制氢的各项成本中，电力成本占比最大，一般为 4080%， 设备成本中电解槽成本占比约 4050%，系统辅机占比约

10、5060%。对比碱性制氢和 PEM 制氢两种已经商业化的制 氢技术，碱性电解制氢成本更低：在两种电解水制氢路线中，电解槽成本分别占制氢系统设备成本的 50%和 60%； 假设年均全负荷运行时间为 7500 小时，使用电价为 0.3 元/kWh,则碱性电解与 PEM 电解的制氢成本分别约为 21.6 元/kg 和 31.7 元/kg，其中电费成本是电解水制氢成本构成的主要部分，占比分别为 86%和 53%。碱性电解与 PEM 电解制氢的成本存在差异的原因有两点：一是商业化发展阶段不同，碱性电解槽基本实现国产化，设备成本为 20003000 元/kW；PEM 电解槽由于关键材料与技术仍需依赖进口，

11、设备成本为 7000-12000 元/kW；二是制氢规模 不同，国内碱性电解槽单槽产能已达到 1000 3 Nm h/ ,国内已有兆瓦级制氢应用；PEM 电解槽单槽制氢规模约 200 3 Nm h/ ,但国内还未有大规模制氢应用的案例，规模化使得碱性电解在设备折旧，土建折旧，运维成本上低于 PEM 电解。电解水制氢的规模在中国仍处于兆瓦级，尚未发挥规模效应。目前电价很难达到 0.3 元/kWh 的价格，即当前电解水 制氢尚未体现经济性。通过可再生能源发电电解水制氢是未来制氢的发展方向，也是实现绿氢的最好途径。目前通 过可再生能源发电电解水制氢主要面临成本高的问题：一方面，光伏、风电等可再生能源

12、发电成本较高；另一方面， 电解槽的能耗和初始投资成本较高，规模较小。随着可再生能源发电成本下降，电解槽能耗和投资成本下降以及碳 税等政策的引导，电解水制氢的经济性将会不断提高。5-10 年内，电解水制氢成本将降至 20 元/kg 以内，具备极高 经济性，推动渗透率显著提升，驱动因素主要来自两方面：（1）光伏、风电等可再生能源发电成本的大幅下降。未来可再生能源将成为一次能源消费中的主体，到 2050 年， 可再生能源在一次能源需求中的占比预计将达到 61%,其中风电和光伏在可再生能源中的合计占比将超过 70%。可再 生能源电价将大幅下降，到 2025 年可降至 0.3 元/kWh,到 2035

13、年可降至 0.2 元/kWh。（2）电解槽设备成本随着技术进步和规模化将在 2030 年前下降 60%-80% ,电解水制氢系统的耗电量和运维成本降 低。电解槽是利用可再生能源生产绿氢的关键设备。其技术路线、性能水平、成本的发展是影响绿氢市场趋势的重 要因素。PEM 电解水和碱性电解水技术目前已商业化推广，未来具备较强的商业价值。目前来看，碱性电解槽成本 较低，经济性较好，市场份额较 PEM 电解槽高一些。不过随着燃料电池技术的不断成熟，质子交换膜国产化的不断 加速突破，长期来看，PEM 电解槽的成本和市场份额将逐渐提高，与碱性电解槽接近持平，并根据各自与可再生能 源电力系统的适配性应用在光伏

14、、风电领域。3.储运氢：液氢储运高压气氢储存是主要储存方式。根据氢的物理特性与储存行为特点，可将储氢方式分为：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。压缩气态储氢以其初始投资成本低，匹配当 前氢能产业发展，技术难度低等优势在国内外得到广泛应用。低温液态储氢在国内主要应用于航空领域，民用领域 有待进一步推广。液氨/甲醇储氢和吸附储氢在国内尚处于实验室阶段。中国的氢储存技术尚未完全解决能效性、安 全性等问题，目前普遍采用高压气态储氢方式，存在储氢密度低、压缩能耗高，储氢罐材料成本较高等缺点。液态运氢满足大规模长距离运氢需求。氢的运输按形态

15、主要可以分为三种：气态运输、液态运输和固体运输；按运 输方式可以分为三种：即陆运、海运和管网运输。目前，气态运输和液态运输是主流的运氢方式，高压气态氢运输 主要有长管拖车和管道运输两种方式。全球范围内，韩国主要采用了“高压气态+管道”的运输方式，日本正探索通 过液氢船将澳大利亚褐煤制氢气通过海运运回国。由于与远距离（1500 公里以上）输电相比，直接输氢更具经济性， 全球范围内输氢管道长度有限，不到 4500 公里。其中，美国和欧洲分别有 2500 公里和 1569 公里，我国目前仅有 100 公里。现阶段中国氢的运输方式以 20MPa 高压气氢拖车为主，在加氢站日需求量 500kg 以下以及

16、短距离运输的 情况下，气氢拖车节省了液化成本与管道建设的前期投资成本。在用氢规模较大，长距离运输的情况下，采用液态 槽车和管道气氢的运输方式可以满足高效经济的要求，液态槽车运氢在大规模长距离运氢上相较于 20MPa 高压气氢 拖车储运有着显著的成本优势，随着氢能产业的发展，液态运氢是大规模长距离运氢的方向之一。目前我国在液氢 产业链各环节包括氢液化装置、储罐、罐车和加注系统等均已基本具备自主国产化的技术和产品。3.1.降本提效驱动因素：液氢工艺技术提升液氢工艺技术水平的提升将会驱动液氢渗透率在未来的进一步提升，在解决氢液化系统效率低、投资大的主要问题 以及相关法规标准体系建设完善后，国内液氢的

17、生产与运输将实现民用化，液氢的生产与储运成本将会快速下降， 以满足大规模的液氢生产需求，预期至 2050 年，液氢储运成本有望降低 50%至 8-10 元/kg。4.加注氢：政策补贴发力加氢站建设技术趋于成熟，国产化程度高。根据氢气的存储方式可以把加氢站分为高压气氢站和液氢站。相比气氢 储运加氢站，液氢储运加氢站占地面积更小、存储量更大、成本更低，但是建设难度也相对更高，适合满足大规模 加氢需求。根据全球氢能产业发展的现状与趋势统计，全球约 30%加氢站为液氢储运加氢站，主要分布在美国 和日本，中国现阶段的加氢站主要为高压气氢站。在加氢站技术方面，中国的 35MPa 加氢站技术已经趋于成熟，在

18、 加氢站的设计、建设以及三大关键设备：45MPa 大容积储氢罐、35MPa 加氢机和 45MPa 隔膜式压缩机全部实现国 产化。目前，中国已经开始主攻 70MPa 加氢站技术，2016 年中国首座利用风光互补发电制氢的 70MPa 加氢站(同 济-新源加氢站) 在大连建成，集成了可再生能源现场制氢技术、90MPa 超高压氢气压缩和存储技术、70MPa 加注技 术以及 70MPa 加氢站集成技术。加氢站成本较高，设备成本约占 70%。中国氢能联盟数据显示，建设一座日加氢能力 500 公斤，加注压力为 35 MPa 的加氢站投资成本达 1200 万元（不含土地费用），约相当于传统加油站的 3 倍。

19、考虑设备维护、运营、人工、 税收等费用折合加注成本约 13-18 元/公斤。截至 2021 年上半年，中国累计建成 141 座加氢站(不含 3 座已拆除加氢 站)，从加氢站建设参与主体来看，中国加氢站建设前期以行业标杆企业为主，随着近年氢能行业发展逐渐加快，加 氢站建设参与主体呈现多样化发展，氢能产业各环节的企业都有参与加氢站建设的案例，包括上游的能源、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，下游的整车企业和车辆运 营企业。大型能源化工企业大都是从 2018 年开始有实质性动作，凭借自身强大的资源背景，参与加氢站建设的进程 明显快于其他参与者。20

20、50 年加氢站数量有望达到 1.2 万座，市场规模达到千亿元。中国加氢站将于 2050 年达到 1.2 万座,随着加氢设备 的国产化与规模化生产，加氢站建设成本将大幅下降，至 2050 年，单座加氢站的平均建设成本将下降到 800 万元 （不含土地成本）。中国未来加氢基础设施的市场规模在 2030-2050 年间将突破千亿规模，于 2050 年达到千亿元 的市场规模。4.1.降本提效驱动因素：政策补贴和规模效应2014 年起，财政部、科技部、工信部和国家发改委等部门相继出台了一系列相关政策推动加氢站行业的发展。在氢能发展初期，尤其是 2020-2030 十年期间，加氢站市场规模较小，单纯依靠市

21、场资本，加氢站建设与运营的盈 利空间较小，政府补贴将起到很大的激励作用，预期中国政府将会进一步加大对加氢站的补贴。技术进步及规模效应导致加氢站成本下降。加氢站成本下降的空间主要取决于于加氢站设备成本的下降以及对加氢 站系统设备进行优化配置和选型包括采用站内制氢方式，集中在固定时间段进行加氢、加氢站用设备的国产化等方 面。在技术进步及规模效应下，压缩机、储氢罐等设备的单位投资成本将大幅下降。5.氢燃料电池汽车：燃料电池乘用车氢燃料电池汽车的交通领域的应用主要有氢燃料电池物流车，氢燃料电池客车，氢燃料电池重卡和氢燃料电池乘用 车。目前氢燃料电池汽车在我国的应用主要集中在客车，物流车和客车等商用车领

22、域，乘用车尚未实现商业化。根 据新能源汽车国家监测与管理平台的统计数据，截至2019年底，国内已接入平台的氢燃料电池物流车占比为60.5%, 氢燃料电池客车占比为 9.4%,氢燃料电池乘用车只用于租赁，占比仅为 0.1%。2016 至 2019 年，中国氢燃料电池汽 车销量及保有量均实现大幅增长，分别由 2016 年的 629 辆和 639 辆上升至 2019 年的 2737 辆和 6175 辆，年复合 增长率分别为 63%和 114%；2020 年因受疫情等因素影响，中国氢燃料电池汽车的销量大幅下降，仅为 1177 辆，同比下降 57%，2021 年氢燃料电池汽车销量为 2000 辆。未来

23、5 年预期年复合增长率有望达到 68%，2025 年预期市场规模有望达到 800 亿元。根据中国氢能产业发展报 告 2020测算，中国氢燃料电池汽车保有量将由 2020 年的 7352 辆增长至 2025 年的 10 万辆，未来五年预期年复 合增长率有望达到 68%，至 2025 年氢燃料电池汽车市场规模有望达到 800 亿元。根据 2016 年发布的节能与新能 源汽车技术路线图，2030 年中国氢燃料电池汽车的保有量将达到 100 万辆。氢燃料电池客车的市场渗透率有望在 2025、2035、2050 年分别达到 5%、25%、40%；氢燃料电池物流车的市场渗透率有望在 2030 年、2050

24、 年分别达 到 5%、10%。氢燃料电池重卡的市场渗透率有望在 2025、2035、2050 年分别达到 0.2%、15%、75%。氢燃料电 池乘用车的市场渗透率有望在 2025、2035、2050 年分别达到 0.08%、2.0%、12.0%。氢燃料电池汽车的全生命周期成本总拥有成本（TCO）与纯电动汽车等竞争产品的成本平衡点，是氢燃料电池汽车 在各细分领域市场渗透率提升的重要转折点。下面从面向消费者的全生命周期总拥有成本（TCO）角度分析，研究 氢燃料电池汽车未来的 TCO 发展趋势，研判各车型的产业化途径。（1）氢燃料电池客车氢燃料电池客车中公交客车占比达到 60%以上，较长续航里程的氢

25、燃料电池客车将于 2030 年左右 TCO 成本经济性 优于纯电动车型，氢燃料电池客车的每公里 TCO 成本 2025 年将降低至 3.72 元/km,相比 2020 年的降幅达到 42.3%, 到 2035 年、2050 年分别降到 2.73 元/km、1.62 元/km。（2）氢燃料电池物流车氢燃料电池物流车是氢能在城市或城际中长距离货运领域的应用场景，载荷能力 3 吨、续航里程400km 的氢燃 料电池物流车将于 2025-2030 年间 TCO 成本经济性优于纯电动车型。氢燃料电池物流车的每公里 TCO 成本 2025 年将降低至 2.20 元/km, 相比 2020 年的降幅达到 4

26、0.5%,到 2035 年、2050 年分别降到 1.51 元/km、1.03 元/km。（3）氢燃料电池重卡氢燃料电池重卡是重卡领域减排脱碳的重要替代方案，目前国内已推出多款车型，并已展开小范围小批量的试运营。 对于载荷能力 35 吨的重卡,在城际干线或支线物流等长距离运输场景（续航里程 500km）下，氢燃料电池重卡 的 TCO 将在 2030 年左右超过纯电动车型。从消费者角度看，氢燃料电池重卡的每公里 TCO 成本 2025 年将降低至 5.60 元/km,相比 2020 年的降幅达到 43.3%,到 2035 年、2050 年分别降到 3.21 元/km、1.94 元/km。（4）氢

27、燃料电池乘用车目前，国内氢燃料电池乘用车尚未量产，整车处于样车试制阶段，整车购置成本约接近 150 万元。续航里程在 500km 以上的乘用车将于 2040 年后达到与同等续航能力的纯电动车型相当的全生命周期成本经济性。由于小型纯 电动乘用车的发展较为成熟且 TCO 成本经济性更优，氢燃料电池在 SUV、大型乘用车等领域更具商业化推广的潜 力，预计 2035 年以后氢燃料电池乘用车的每公里 TCO 成本与同等续航里程的纯电动乘用车差距小于 0.1 元/km。5.1.降本提效驱动因素：氢燃料电池系统和储氢系统价格燃料电池系统和储氢系统的价格是目前制约氢燃料汽车大规模商用的关键因素因素。随着生产规

28、模的不断扩大，燃 料电池系统和储氢系统的价格已有大幅下降，目前国内商用车用燃料电池系统的价格约为 1 万元/kW,商用车用储氢 系统的价格约为 5000 元/kg。随着氢燃料电池汽车应用的范围与规模扩大，核心零部件及系统价格的规模效应逐步 显现，商用车用燃料电池系统的价格预计在 2025、2035、2050 年分别降至 3500、1000、500 元/kW, 商用车用储 氢系统的价格预计在 2025、2035、2050 年分别降至 3500、2000、1200 元/kg。5.2.降本提效驱动因素：政策补贴中国政府优先选择有条件的城市作为氢能示范试点并采取“以奖代补”的方式奖励示范城市。根据财政

29、部 2020 年 4 月发布的关于完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知，将当前对燃料电池汽车的购置补贴，调整为选择 有基础、有积极性、有特色的城市或区域，重点围绕关键零部件的技术攻关和产业化应用开展示范，将采取“以奖 代补”方式对示范城市给予奖励。2020 年 9 月，财政部发布关于开展燃料电池汽车示范应用的通知，根据示范 城市在燃料电池汽车推广应用、氢能供应等方面的实际情况给予奖励。目前我国氢燃料电池汽车尚处于起步阶段，整车的 TCO 与同类竞争产品相比劣势明显，政府补贴能够有效弥补这一 劣势。通过政府补贴，促进燃料电池汽车销量的提高，提升氢燃料电池汽车渗透率，进一步带动产业链中游和上游 的规模扩张。目前氢燃料电池汽车的推广对政府补贴的敏感度极高，预期 2035 年前政府补贴都将在整车市场发挥巨 大的激励作用。