2022氢能源产业链深度研究报告.docx

2022氢能源产业链深度研究报告
核心要点
/氢能上游：2019年氢能渗透率仅2.7%,煤制氢为当前主流&绿氢长期降本空间大
1)氢能渗透率：2019年我国氢气产能约4100万吨/年，产量约3342万吨，占终端能源总量份额仅2.7%,政 策扶持至2050年氨气需求量在终端能源体系中占比有望达10%,至2060年有望达20%。
2)制氢：国内化石燃料制氢为当前最主流，绿氢降本空间大为长期发展趋势。
①化石燃料制氢：2019年产量占比78%,其中煤制氢占比64%,天然气制氢占比14%。国内煤制氢工艺成 熟，性价比高，原料煤80()元/吨时，制氢成本约12.64元/kg。
②工业副产氢：2019年产量占比21%,我国排空的工业副产氢发掘潜力大。
③电解水制氢：2019年产量占比仅1%,碱性、PEM、SQEC电解为当前三大工艺，电力成本占比约 40%〜80%, ().3元/度电价下碱性制氢成本约2()元/kg,经济性制约规模化发展，可再生能源电力成本下降&设 备降本&技术进步驱动绿氢平价。205()年，绿氢供应占比有望达70%。
/氢能中游：气态储氢为主，固液态产业化有待技术攻关，加氢站加速布局
1)储运：高压气态储氢为主流，我国普遍采用20MPa气态高压储氢与集束管车运输的方式，远距离十大 规模场景液态储运潜力较大，固液态储氢产业化有待降本和技术攻关。
2)加注：加注成本尚高，加氢站加速布局，规模化建设有望降低成本。
/氢能下游：燃料电池为常见终端应用形式，主要用于交通&速筑领域
1)交通领域发展形势：电池种类为质子交换膜燃料电池(PEMFC), 2019年底国内平台已接入电池车3712 辆。
①道路运输：商用车/乘用车分别在耐久性&成本/体积功率密度方面要求更高；商用车领先发展，2030- 2035年，商用车可达产业化要求，乘用车技术达到规模应用水平。
②非道路运输：我国正在重工、轨交、船舶等领域积极探索，仍需运营验证&性能改进。
2)建筑领域发展形势：电池种类为固体氧化物燃料电池(SOFCs),美日已实现商业化，我国尚在初步 研发阶段。
/ 风险提示：政策推广不及预期，燃料电池技术落地不及预期，成本下降和配套设施建设不及预期
3

rj i.政策体系逐渐明朗，行业预期不断升温
厂| 2.氢能渗透率有望提升,长期发展潜力广阔
3 .生产-储运-加注-应用构成整个氢能产业链
3.1.制氢：三种主流制氢路径，绿氢助力深度脱碳
32储运：高压气态储氢为主流，固液态储氢产业化有待降本
3.3.加注：加注成本尚高，加氢站加速布局
34应用：燃料电池是较为常见的终端应用，交通领域优先发展
4.产业链主要参与主体分析
5 .风险提示

数据来源：各政府部门网站，东吴证券研究所 7

国家相关扶持政策密集出台，加速氢能产业化进程
/ 国家层面的氢能产业扶持政策密集出台，氢能地位不断提升。
图：国家层面氢能产业相关政策
高效制氢，运氢及商播度
迈一步抵动加氢设施建 储氢技术开发应用及设备
设、执行购买新能源汽 制造，加氢站等内容被列
车价格优惠政策，稳定 入第一类（鼓励类）的第五项
汽车市场 《2019年新能源汽车 （新能源）中
. 标准化工作要点》
2019.5
,5 L L这4 ▲研究制定氮能、海洋 《关于推动先进制造能等新能源发展的标 业和现代服务业深度准规范和支持政策
融合发展的实施意见》
2019.12
《2020年能源工作指导意见》
2020.6
・
在燃料电池汽车方向，将发
展氢燃料也池商用车作为整
个氢能燃料电池行业的突破
口，203a2035年，宾现氢能及
燃料电池汽车的大规模推广应用
2019.3
《2019年政府工作报告》
2019.10
《产业姑构调整指导目录》
2020.3
《关于加快建立绿色
要求挣续优化新能源汽车 标渔体系，制定燃料业池
推动宛能产业创新、集聚发 展，完善氢能制备、储运、
生产和消费法规政策
体系的意见》
推动金能产业的技 术进步和产业发展
2020.10
《节能与新能源汽
车技术路线图2.0》
电动汽车领域的相关安全
加注等设施和股务
标准，推进各项相关产业
列入全国鼓励外商投资产
业目录

L政策体系逐渐明朗，行业预期不断升温
国家相关扶持政策密集出台，加速氢能产业化进程
/ 国家层面的氢能产业扶持政策密集出台，氢能地位不断提升。
图：国家层面氢能产业相关政策
有序推进氢燃料供给体系 广东省和北京市、上海
推动氢燃料电池汽
车示范(应用，有序 加快加氮等基础设
推广清法能源汽车 《“十四五”全国清 施规划布©和定谡
洁生产推行方案》 .
2021.11
建设，攻克氢能储运、加 市作为全国首批示范城
氢站、车栽储氢等氢燃料 市群，启动实施燃料电
业池汽车应用支挣技术 池汽车示范应用工作 《2030年前碳达峰
《2021能源工作指导意见》 行动方案的通知》
2021.4 I 2021.10

2020.10
《新能源汽车产业发展
2021.9
《关于启动热料电池汽
规划(2021—2035)年)》 车示范应用工作的通知》
积极创新探索氢能
技术路线和应用路
径，开展产业试点
积极广大包括氢能在 内的新能源在交通运 珀领域应用到2030年，
当年新增新能源、清 洁能源动力的交通工
8
2021.11
《关于深入打好污染
防治攻坚战的意见》
2021.11
1 《综合运输服务“十
四五”发展规划》
在石化化工行业，实
施绿氢炼化等降碳工 程，推动氢能产业的 技术进步和产业发展

具比例达到40%左右
地方政府产业规划为氢能产业发展注入动力
/ 多省发布氢能及燃料电池车产业规划，加速氢能产业化进程。自2019年以来北京、山东、河北、浙 江等省市相继出台氢能及燃料电池车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。
表：各省份氢能及燃料电池车产业链相关政策
省市
政策文件
发布年份
国标年份
加氢站竟设目标（个）
产业产值（亿元）
氢燃料电池车推广
固定式发电应用
江苏
《江芬省及燃料电池汽车产业规划》
2019
2025
>50
/
累计投放N4000
500座
广州
《广州市及能产业发展规划
2020
2025
>50
>600
熟料电池汽车占比 不低于30%
4座

(2019-2030)》
2030
>100
>2000
/
10座
山东
《山东省级能产业中长期发展规划
2020
2025
>100
>1000
累计推广210000
100座
(2020-2030年)》
2030
>200
>3000
累计推广250000
/

2023
>37
>500
>3000
/
北京
《氢燃料包池汽车产业发展规划》
2020

2025
>74
>1000
>3000
/
天津
《天津市氢能产业发展行动方案 （2020-2022年）》
2020
2022
>10
>150
>1000
2座

《内蒙古自治区促进燃料电池汽车

2023
>60
>400
>3830
/
内蒙古
产业发展若干措施（施行）（征求意见 稿）》
2020
2025
>90
N1000（燃料电池 车）
>10000
/
浙江
《浙江省能源发展“十四五”规划 （征求意见稿）》
2021
2022
>30
>100
>1000
/
四川
《臼川省氢能产业发展规划（2021 - 2025年）》
2021
2025
>60
/
>6000
5座氢能分布式能 源站
河北
《河北省M•能产业发展“十四五”
2021
2022
>25
>150
>1000
/

规划》

2025
>100
>500
>10000
/
上海
《上海市加快新能源汽车产业发展 实施计划（2021-2025年）》
2021
2025
>70
N1000（燃料电池 车）
>10000
/

2.氢能渗透率有望提升，长期发展潜力广阔
氢能渗透率仅2.7%,至2050年需求有望达6000万吨
/ 据中国氢能产业朕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，按照能源管理，换算热值占终端能源总量份额仅2.7%。
/ 据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2019/2020》数据，至2050年，氢能在交通运输、储能、工业、 建筑筝领域广泛使用，氢气年需求量将提升至6000万吨，在我国终端能源体系中占比达10%,产业产值 达到12万亿；至2060年为实现碳中和目标，氢气年需求量将增加至1・3亿吨左右，在我国终端能源体系 中占比达到20%。
/ 据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2019/2020》数据，至2050年氢能年需求量达6000万吨，可减排7 亿吨二氧化碳。其中交通运输、工业领域、建筑及其他领域用氢占比分别达41%、57%、2%o
表：中国氢能发展总体目标 图：2050年下游各领域用氢量预测
数据来源：《中国软能源及燃料电池产业白皮书（2019）》,中国京能产业发展报告2020,东吴证券研究所 #

产业目标
现状(2019)
近期目标 (2020-2025)
中期目标 (2026-2035)
运期目标 (2036-2050)
氢能源比例（％）
2.70%
4%
5.90%
10%
氢气需求量（万吨）
—
-3,000
-4,000
-6,000
产业产值（亿元）
3,000
10,000
50,000
120,000
加氢站（座）
23
200
2,000
12,000
燃料电池车（万辆）
0.2
5
130
500
固定式电源/电站（座）
200
1,000
5,000
20,000
燃料电池系统（万套）
1
6
150
550

3.生产■储运■加注■应用构成整个氢能产业链
图
J 上游
氢能产业链
氨气制取
氢气纯化、液化
氮的制取
游
中氢的储运及加注
缸的综合利用
化元能源断就 （原、天然气）
工业副产氢
（焦炉燃气、氯碱尾气、 丙烷就敦、乙烷裂解、
合成氨合成甲酹等）
电解水制氧
其他工艺制氢
（生物、太阳光催化）
氢储运
加氢
储氢氧瓶液氢槽车，管道气氢::高压气氢拖笔
燃料电池系统配件
燃料电池电堆
储氢瓶组氮气汇流排
加氮机卸氢机压缩机"鬣鼠
天然气掺氮
:质子交换相:：碳级/碳石:，,风催化剂:］改电极;
;双枝板：;密竹生片，;空化仄维机，;仄力调节网: . J < J L ! t J
L式气拙环泵或，，射荔：:加湿器：：增达若：
1 j t J L I
f ；r ；； ；：
各种电收阀双管路:：捐压莘：：传密若：：DC/DC
1 JL Jt JL
微型热电联供

数据来源：《中国氢能产业发展报告2020》，东吴证券研究所整理 9

3・1制氢：三种主流制氢路径，绿氢助力深度脱碳

三种主流制氢路径，产业基础较为成熟
/ 氢气目前主要由三种主流制取路径：1）以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢；2）以焦炉煤 气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢；3）电解水制氢。我国氢能的生产利用已较为 广泛，制成的氢气主要应用在工业原料或生产供热中。
/ 此外还有其他制氢方式包括生物质制氢、太阳能光催化分解水制氢、核能制氢等，但仍然处于试脸 和开发阶段，尚未形成工业化应用。
图：氢制备工艺类型
制氢

近期利用重点
数据来源：《中国氢能源及燃料电池产业商售书2020 吴证券研究所 9

2019年我国化石能源制氢占比78%,煤制氢占据主导地位
/ 我国主要以洪炭为原材料，煤气化制氢占据主导地位。
/ 据中国氢能朕盟及车百智库数据，2019年中国氢气产量约3342万吨，其中煤制氢产量2124万吨，占 比64%,工业副产氢708万吨，占比21%,天然气制氢460万吨，占比14%,电解水制氢50万吨，占 比1%左右；据Hydrogen From Renewable Power 2017数据显示，全球制氢中48%来自天然气重整制 氨，30%来自石油制氢；18%来自煤制氢，4%为电解水制氢。
图：2019年中国氢气生产结构与产能分布
水制氢,50, 1%
煤制氢,2124,
64%
数据来源：《中国鼠能源及燃料电池产业白皮书2020》,Hydrogen From Renewable Power 2017,东吴证券研究所
10

三种主流制氢路径及优缺点比较
/ 国内现阶段氢气主要由化石能源制氢或副产氢获得，为实现碳减排和化石能源替代的目标，后续主 要有两种发展路径：1）发展蓝氢，即在灰氢制作过程中结合CCUS降低碳排放，但化石能源制氢及 工业副产氢最多只能降低80%碳排放，更多是向绿氢转变中的过渡阶段。2）发展绿氢，即待可再 生能源占比提升电价成本下降后，全面推广电解水制氢。
表：主要制氢路径及其优缺点

制氧方式
原料 优点
缺点
适用范围
生产过程单位碳排放 34（kgCO2/kgH2）
制氢效率（吨）

化石能源制氢
煤 技术成熟、成本低
储量有限，制氢过
合成氨、合成甲醉、 石油炼制
传统煤气化~19
吨煤制氢
0.11~0.13 吨

技术成熟、耗水量程存在碳排放问胞， 天然气 小，氧气产率高 须提纯及去除杂质
/
SMR -9.5
吨天然气制或 0.23 吨
灰氢
工业副产氢
焦炉煤气、
氯碱、轻煌成本低' 效率高
利用等
须提纯及杂质去除, 无法作为大规模集 中化的氢能供应源
合成氨、石油炼制
焦炉气制氢＜5
氯碱制氢＜5
吨焦炭制氢
0.017 吨
吨烧碱制氢
0.024吨 吨合成氨制氢 0.04 吨
蓝氢
结合CCUS技术
瑟德碳排放量小
成本高，经济性尚
灰氢制备路径
传统煤气化+CCUS ＜2
/
未体现
SMR+CCUS<1
/

工艺过程简单，制
尚未实现规模化应 用，成本较高
结合可再生能源制复电网也力38-45

绿氢
电解水制氢
电、水 氢过程不存在碳排
放
电T、羽巴金禹遭烁 等对气体纯度及杂质 含量有特殊要求
水电风电＜1
光伏发电＜3
/

11
数据来源：中国氢能产业发展报告2020,车百智库，东吴证券研究所
3・1制氢：三种主流制氢路径，绿氢助力深度脱碳

术成熟
/ 化石能源制氢以煤制氢和天然气制氢两种主要制氢方式为代表，是国内最主流的制氢方式。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，经我们测算，在原料煤价格在800元/吨时，制氢成
本约为12.64元/kg。
图：煤制氢生产流程
图：煤制氢成本随堞炭价格的变化趋势
煤炭
2000t/d
煤气化炉
合成气
2 万 NnP/h
杂质脱硫
负荷调节
2-3%
氢气占比
氨气
78t/d
氧气产量
15602340kg

爆炭价格（元/吨）
注：煤制氢成本随煤炭价格变化趋势数据来自车百智库预测
数据来源：《中国氢能产业发展报告2020》,东吴证券研究所
数据来源：《中国氢能产业发展报告2020》,东吴证券研究所
图：煤制氢成本测算
图：煤制氢生产工艺

项目
原料
（煤炭）
氧气
辅助材料
燃料动力 能耗
人工费用
制造费用
财务费用
煤制氢 （元/rrP）
0.6
0.21
0.043
0.069
0.012
0.135
0.06
体积成本 （元/n?）

1.129

折吨成本 （元/kg）

12.64

C爆1—C煤送气A»€净化
（水蒸汽）/ L
压缩变换）
产品氢气一（^PSAH）< （PSAC0y干块）
驰放气
产品CC>2

注：假设煤炭价格为800元/吨，吨煤制氢0.12吨，经我们测算可得堞制氢原料成本为0.6元/m3,折吨成本为12.64元/kg,与左上方数 据差异来源自吨煤制氢效率、其他费用等计算口径不同
化石能源制氢：天然气制氢为国外主流应用，国内天然气制氢经济性低于海外
/ 天然气制氢技术中，是国外主流的制氢方式，其中蒸汽重整制氢较为成熟，经我们测算，在天然气价格为 0.838元/m3时，天然气制氢的成本约为12.83/kg,其中天然气原料成本占据总成本的70%以上。中国天然气 资源供给有限且含硫量高，预处理复杂，制氢经济性远低于国外。
图：天然气制氢生产工艺
图：天然气制氢成本变化趋势
1 2 3 4 5
天然气价格（元Mm3）
(6扇) 登酬通旷筑H<
蒸汽
原料气T（缓冲耀 AK［压缩］ C脱、炉＞~^一废］一）
I t
~ 广 ［C叵 ~ ' r
产品氢◄-g压吸吩脱爆 A~C冷却）——近昏水预水Y 变换，
图：天然气制氢成本测算
图：天然气制氢成本构成
项目
原料（天然气）
辅助材料
燃料动力能耗
人工费 用
制造费用
财务费用
天然气制氢
（元/«?）
0.838
0.014
0.184
0.012
0.065
0.029
体积成本 （yt/m3）

1.141

折吨成本 （元/kg）

12.83

档物初力.2.
燃料 £13.70%
原料（天然弋），
73.40%
制设及财务费.ga）%r
其他.1.20%
数据来源：《中国氢能产业发展报告2020》,东吴证券研究所 数据来源：《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》，东吴证券研究所
数据来源：《煤制氢与天然气制级成本分析及发展建议》，东吴证券研究所 15

3・1制氢：三种主流制氢路径，绿氢助力深度脱碳

工业副产氨：氢能发展空间潜力亟待挖掘
/ 工业副产氢为生产化工产品的同时所得氢气，主要有焦炉煤气、氯碱化工、轻煌利用、合成氨醇等工业副 产氢。目前我国排空的工业副产氢产量约为450万吨。其中，PDH以及乙烷裂解副产氢约为30万吨；氯碱副 产氢约为33万吨；焦炉煤气副产氢约为271万吨；合成氨醇等副产氢约为H8万吨。国内工业副产氢呈现向 下游利用发展的趋势，实现下游产品多元化。
图：工业副产氢种类特点
图：工业副产氢综合成本对比（元/Nm3）
目前利用率彳氐，放空占区有
焦炉煤气
星现向下海利用发展的趋势，实现下游产品多元
化，对冲合成氨犀价格波切市场风睑
-规慢大，思迎市近，在运输上有优势
综合成本0.83T.”元/Nm?
回收率低，仅60%,其余放空
产能分的但接近级能应用下游市场，适合力蚕巨
海、小规蝌分布式氧源供应
广|国内处于在建或规划状态，优势引发关注
2
0.83
--投资低，原料唬本低，乙保收率离，乙烯触底高
0.5

数据来源：《中国氢能产业发展报告2020》,《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，高工锂电网，东吴证券研究所 17

产总综合成本（生产+提纯）约1.357.8元/Nm3 原料丙烷产生依赖国外进口苟纯低碇丙烷
产氢停合成本（生产+提纯）约1.2558元/NnV
轻烧利用副产氢 氯碱副产氢 焦炉煤气副产氢合成氨爵副产氢
综合成本1.3 ~ 2元/Nm，
14
数据来源：《中国氢能产业发展报告2020》，车百智库，东吴证券研究所
电解水制氨：三大主要工艺路径一一碱性电解、PEM电解、SOEC电解 表：国内三大电解水制氢技术对比

碱性电解(AWE)
质子交换膜电解(PEM)
固体氧化物电解(SOEC)
电解质
20-30%KOH
PEM (NaRcn等)
Y2O3/Zr()2
催化剂
非贵金属电催化剂(如Ni、C。、 Mn等)
Ir、Ru等贵金属/氧化物及其二元、 三元合金/混合氧化物
/
运行温度
70-90℃
70〜80℃
600〜1000℃
电流密度
0.2~0.4A/c nf
1.0-2.0A/cnf
l.O-lO.OA/cnf
单台产气量
0.5-1000Nm3/h
0.01-500Nm3/h
/
电解槽能耗
4.5~5.5 kWh/Nm3
3.8〜5.0 kWh/Nm5
2.6〜3.6 kWh/Nm3
电解槽价格
国产：2000〜3000元/kW
进口: 6000〜8000元/kW
7000〜12000 元/kW
/
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
电源质量需求
稳定电源
稳定或波动电源
稳定电源
负荷调节范围
15700%额定负荷
0〜160%额定负荷
/
系统运维
有腐蚀液体，运维复杂成本高
无腐蚀性液体，运维简单成本低
目前以技术研究为主， 尚无运维需求
成本
成本较低，最具经济性
使用贵金属电催化剂等材料，成本 偏高
/
环保性
碱液污染，石棉膜有危害
无污染
无污染
技术推广度
已实现大规模工业应用，碱性电解 槽基本实现国产化
已实现初步商业化应用，PEM电解 槽关键材料与技术需依赖进口
尚处于实险室研发阶段
特点和适用场景
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氢
运行灵活性和反应效率高，与波动 性和随机性较大的风电和光伏具有 良好的匹配性
电耗战低，高温环境工作，适合 产生高温、高压蒸汽的光热发电 等系统

电解水制氢：成本分析一一电价&设备折旧成本占比高
/ 电解水制氢成本主要包括：设备成本，能源成本（电力），原料费用（水）以及其他运营费用等。能源成 本即电力成本占比最大，一般为40%~80%。
• 设备成本：1）电解槽（电解电堆）：是电解水制氢系统的核心部分，成本占比约40%~50%,包含电池、 PTL、双极板、端板和其他小部件，其中最核心的部分为膜电极组件；2）系统辅机：包括整流器、水净化 单元、氨气处理（压缩和存储）和冷却组件，成本占比约50%・60%。
图：碱性电解槽的成本组成
图：PEM电解槽的成本组成

•制资
•短片
• NiMAIRk
•多孔传输用
•姑构以
•小川件（密框架）
•取械板
•电塔组装和端板
黑片/电极41件
・随机
•电M电加组件
・电源
• 2.富（•水漏环
•箕'（处理
•冷月
• WUr
•金汉・艇统
•学孔传修以
•小虬前架）
•8极板
•电埴铝装和掂板
• WUW
•情机
■电就电单组件
・电睇
•去向r水循环
•处理
•冷却

16

数据来源：IRENA,《中国就能产业发展报告2020》，东吴证券研究所
3・1制氢：三种主流制氢路径，绿氢助力深度脱碳

电解水制氢：成本分析一一电价&设备折旧成本占比高
• 运营成本：与电价相关度高，商业用电条件下（0.6元/kwh）碱性和PEM电解水制氢成本超40元/kg, 0.3元
/kwh电价下碱性制氢成本可降至20元/kg左右°
• 碱性电解水制氢典型项目成本分析：0.3元/kwh电价下，电费成本占比为67%,其次设备折旧成本占比19%。

图：电价对当前电解水制氢成本的影响
表：碱性电解水制氢项目成本分析

0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6
电价(元/kVCh)
成本项
单价
消耗量
成本
(/t/Nm3)
考虑折旧 成本占比
原材料
电
0.3>t/kwh
6kwh/Nm3
1.8
67%
纯水
3.5/c/t
0.01 t/Nm3
0.035
1%
辅助材料
KOH
10 元/kg
0.0004kg/Nm3
0.004
0%
冷却
0.2>t/kwh
0.001 kwh/Nm3
0.0002
0%
人员
工资
1万元/人月
10人
0.31
12%
运营维护
15万元/年

0.04
1%
设备折旧

0.5
19%
制氢成本
未考虑折旧
2.19
81%
考虑折旧
2.69
100%

注：产能500Nm3/h,约合1000kg/d。
数据来源：《中国氢能产业发展报告2020》，东吴证券研究所
注：电力消耗考虑制氢电耗与动力量，留有富余黄；人员考虑3人
/班，3班，1管理人员。
数据来源： ，国氢能产业发展报告2020 一东吴证券研究卜 17
绿氢降本驱动因素：电价下降、电解槽降本、技术进步
/ 1）可再生能源度电成本下降：全球可再生能源发电成本持续下降并逐渐开始低于化石燃料发电成本，根据 彭博新能源财经测算，2009-2020年全球光伏和陆上风电的平准化发电成本（LCOE）分另下降了 85%和60%, 中国光伏发电目前的LCOE在0・029・0・059美元/kwh之间，在多数地区已经具备了与新建燃煤发电竞争的能力 o未来可再生能源电力成本将持续降低。
/ 2）电解槽成本下降：由于电解槽供应链规模的加速发展，对比2020年成本的预测大幅降低了30-50%,氢能 促进会预计到2030年，系统级电解槽成本将下降至200-250美元/千瓦。
/ 3）技术进步带来能效提升&原料优化：当前电解水制氢效率约为55kWh/kg氢气（即电耗约4.5kWh/m3）; 随着规模化生产&工艺技术优化（如使用更薄的隔膜、更高效的催化剂、减少稀有金属的使用等），未来电 解槽的效率有望降低至40kWh/kg氢气（即电耗约3.7kWh/m3）,由于材料及催化剂的优化，设备折旧、其他 原材料成本也有望降低50%以上。
图：2009・2020年全球光伏与风电平准化发电成本基准 图：中国光伏发电LCOE在0・029・0・059美元/kwh之间
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数据来源：彭博新能源财经，东吴证券研究所 18
数据来源：彭博新能源财经，东吴证券研究所

考虑碳减排成本,绿氢与灰氢同价时间有望提前至2030年左右
/引入碳排成本，绿氢将提前至2030年左右与灰氢同价。根据国际氢能委员会测算，假设到2030年碳排成本增 长至为50美元/吨（二氧化碳当量），2040年150美元/吨，2050年300美元/吨，可将绿氢与灰氢实现同价的时 间提前至2028年至2034年。确切的时间将取决于各地资源禀赋和政策要求。
/国内绿氢降本潜力：根据氢促会预测，到2050年国内绿氢制备成本有望降至10元/kg。
• 1）设备成本：随着技术发展、电解槽生产规模扩大以及自动化水平提高，到2030年电解水制氢设备的固定 成本有望降低50・60%。
• 2）制备成本：①十四五期间，我国将在积极利用工业副产氢的同时，大力发展可再生能源电解水制氢示范
，氢气平均制备成本降至20元/kg;②到2030年，国内电解水制氢规模将达到75GW左右，氢气平均制备成 本15元7kg左右；③远期到2050年，我国将以可再生能源发电制氢为主，氢气平均制备成本降至10元/kg。
图：各类技术路线制氢成本趋势预测
图：各类技术路线制氢成本（包含碳排成本）趋势预测
制氢成本 -»«**»«* --
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数据来源：国际氢能委员会，东吴证券研究所
数据来源：国际氢能委员会，东吴证券研究所 19

国内绿氢降本空间大，长期看绿氢占比有望大幅提升
/ 绿氢是未来氢能供应发展的重点，2050年供应占比有望达70%。据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书 》预测，到2050年，氨气年均需求量约6000万吨，中国能源结构从传统化石能源为主转向以可再生能源 为主的多元格局，可再生能源电解水制氢将成为有效供氢主体，供应占比有望达70%,煤制氢配合CCS 技术、生物制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术成为有效补充。
图：中国氢气需求量及供给主体预测
图：中国氨气供给结构预测

• 2030
)2050
年均需求约6000万吨， 可再生能源电解水制氢 成为有效供氢主体，制
2020-2025
年均需求约2200万吨， 绿氢平均制备成本降至
20元/kg左右

年均需求约3500万吨，备成本降至10元/kg左右 可再生能源电解水制氢
取得初步发展，制备成
本降至15元/kg左右
敢据来源：《中国氢能源及燃料电池产业白皮书」东吴证券研究所 数据来源： :能源及燃料电池产业白皮书)，东吴证券研究所20
3・2储运：高压气态储氢为主流，固液态储氢产业化有待降本

高压气态储氢技术成熟，液态、固态储氢有待技术攻关
/ 氢储存主要分为三类：气态储氢、液态储氢和固态储氢。高压气态储存技术最为成熟，已广泛应用，低温 液态储氢在航天领域有所应用，有机液态及固体材料仅在部分燃料电池及分布式发电中实现示范应用。
/ 气态储氢：高压气态储氢技术成熟，储氢密度和安全性方面存在瓶颈；碳纤维缠绕高压氢瓶的推广应用实 现高压气态储氢由固定式应用向车载储氢应用转变。
/ 液态储氢：低温液态和有机液态储氢，低温液态储氢密度大，成本很高；有机液态储氢尚处于示范阶段。 液氨在国内仅在航天领域有少量实际应用，产业链各环节已初步具备自主国产化技术和产品。
/ 固体储氢：技术不成熟，海外实现燃料电池潜艇商业引用，国内实现分布式发电示范应用。
21
表：主要储氢方式及其优缺点

储氢方式 类型
优点 缺点
目前主要应用
气态 储氢
高压气态储氢 高压氢瓶、高压容器
技术成熟、结构简单、在如神勺宓虎在 产快’成本安全性能较差 及能耗低
普通钢瓶，少量储存；轻质高 压储氢罐实现氢燃料电池应用
液态 储氢
低温液态储氢低温绝热液氢罐
S户付如色勺宓虎4一氢液化能耗大，储 单位体积储式卷'度大，氨变 戈不_
安全性相对较好 乳令器女永回,
女工性和「以初 次性投资较大
大量、远距离储运，主要用于 航天工程，民用扶乏相关标准
通过不饱和有机物与氢气进行 有机液态储氢 可逆加氢和脱氢反应实现氢储 存
液氢纯度高，单位体成本高、能耗大，
积储氢密度大 操作条件苛刻
燃料电池客车车载储氢实现示 范应用
固态 储氢
以金属氢化物、化学氢化物或 固体材料储氢纳米材料等作为储氢载体，通 过化学/物理吸附实现氢存储
单位体积储氢密度大、工修鬻4位 能耗低、安全性好 质,储式.度低、 肥武1忒、女王隹"充放氢效率低
国内分布式发电实现示范应用， 国外燃料电池潜艇实现商业应 用，分布式发电和风电制氢规 模储氢实现示范应用
数据来源：中国氢能联亶，储能技术工程研究中心，东吴证券研究所

前期多用高压气态储运，远距离十大规模场景液态储运潜力较大
/ 我国现在普遍采用20Mpa气态高压储氢与集束管车运输的方式，单车运氢约300-400kg,技术成熟，成本较 低，但仅适用于近距离运输。
/ 管道气态储运和液态储运是未来实现大规模、长距离运输的重要方式，管道运输能耗及成本低，但建造管道 一次性投资较大，美国、欧洲已分别有2500公里、1598公里的输氢管道，我国仅有100公里的输氢管道。因 此中期来看液态运输发展潜力较大，液氢罐车运输量可达7吨/车，铁路液氢罐车运输量可达8.4-14吨，专用 液氢驳船的运量则可达70吨。
表：主要运氢方式及其经济效益
储运方式
运输工具
特点
压力 (MPa)
载氢量
（kg/车）
体积储 氢密度 （kg/m3）
质量储 氢密度 （wt%）
成本（元 /塌
能耗 (kwh/kg)
经济距 离（km）

长管拖车
储氢规模较小、运输距离较短
20
300-400
14.5
1.1
2.02
1-1.3
<150

管道运输
大规模用氢、多领域应用

1.0-4.0
——
3.2
—
0.3
0.2
>500
液态储运
液氨槽罐车（低温液态）
规模较大、运输距离较长； 储成本较高
存
0.6
7000
64
14
12.25
15
>200
槽罐车（有机液体）
规模较大、运输距离较长； 处于研发阶段
尚
常压
2000
40-50
4
15
—
>200
固体储运
货车
储氢密度高，规模较大；尚处 于研发阶段
4
300-400
50
1.2
——
10-13.3
<150
注：体积和重量储氢密度均以储氢装置计笄
数据来源：中国钢研科技集团，储能技术工濯研究中； ：W证券研究厮1 22

3.3加注：加注成本尚高，加氢站加速布局

2035年远期目标2000座加氢站，规模化建设有望降低成本
/ 加氢站分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两种，我国现有加氢站均为外供氢加氢站，即氢气储运至加氢 站后在站内进行压缩、存储和加注。根据供氢压力等级不同，加氢站有35MPa和70MPa两种压力。
/ 我国加氢站加注成本较高，设备成本约占70%。据中国氢能朕盟数据，我国建设一座日加氢能力500公斤、 加注压力为35Mpa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。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，规模化建设或加油/加氢/加气站合建，单 位加注成本有望下降。
图：2025・2050年中国加氢站建设规划情况（单位：座）

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数据来源：中国氢能产业发展报告2020,东吴证券研究所
截至2021Hl我国累计建成加氢站146座，投运比例超93%
/ 据香橙会研究院统计，截至2021年上半年中国累计建成146座加氢站（不含3座已拆除加氢站），其中已投 运加氢站136座，已建成待投运加氢站10座，在建加氢站71座，规划建设加氢站117座。据日本次世代自动 车振兴中心数据，截止2021Hl日本共有147座加氢站投入运营，位居世界第一位。
/ 从历史数据来看，2016-2020年我国建成加氢站数量迎来快速增长阶段，2016-2019年每年建成的加氢站数 量均呈现翻倍增长态势，2020年我国新建成加氢站51座，2021年上半年建成加氢站20座。
图：截至2021Hl我国加氢站数量
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