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1. 氢能有望成为未来能源体系的重要组成部分 1.1. 碳中和背景下氢气的能源属性有望逐渐显现 近年来全球主要经济体陆续提出氢能发展规划与目标，将氢能的发展上升至战略高 度。美国能源部 2020 年底发布氢能发展计划，从技术、开发、应用等多个角度 对氢能产业进行了战略规划，预计到 2050 年氢能在美国能源消费总量中的占比可达到 14%。欧盟则于 2020 年 8 月提出氢能发展战略，重点发展可再生能源制氢， 计划在 2024/2030 年前部署 6/40GW 以上的可再生能源电解水制氢设备，分别实现可再生能源制氢量 100/1000 万吨。我国的《国民经济和社会发展第十四个五年规划 和 2035 年远景目标纲要》中也将氢能和储能列入前瞻谋划的未来产业，未来将重点 进行发展布局。 1.2. 可再生能源制氢是长期方向 1.2.1. 目前化石能源仍是氢气的主要来源 目前成熟的制氢手段主要包括化石能源重整制氢、工业副产制氢以及 电解水制氢三种。虽然通过碳捕捉与封存技术（CCS）可有效降低化石能源制氢过程中产生的碳排放，但长期来看只有可再生能源电解水制备的“绿氢”才能 实现真正的零碳排放。 目前可再生能源制氢占比较小，化石能源制氢仍是主要的氢气来源。在“富煤、贫油、少气”的能源结构下，目前国内煤制氢的占比超过 60%， 电解水制氢的比例则不到 2%。因此，可再生能源制氢仍然任重道远，未来 的发展空间巨大。 1.2.2. 成本是制约可再生能源制氢大规模发展的主要因素 目前可再生能源制氢的成本仍然较高。全球范围内，化石能源制氢的成本基本低于 2 美元/kg，而电解水制氢的成本则通常高达 4-5 美元/kg。因此，从经济性的角度出发，可再生能源制氢大规模发展的条件尚不 具备。 电费与设备投资是可再生能源电解水制氢主要的成本构成。理论上，电解水产生 1kg 氢气所需的耗电量约为 30kWh，当前电解水制氢的能量转换效率一般为 60%上下， 因此实际的耗电量大致为 50kWh/kg 左右。对不同电价与设备投资成本下电解水制氢的成本进行了测算，结果表明即便不考虑其他费用，在大多数情况下电解水制氢的成本都超过 2 美元/kg，明显高于化石能源制氢的成本。 2. 氢储能长期潜力巨大 2.1. 氢能将在未来的电力体系中占据重要位置 2.1.1. 未来的电力储能场景将更为丰富 在可再生能源取代传统化石能源装机成为电力系统主体的过程中，储能的地位将更 加独立。为实现 2050 年净零排放的目标，风电、光伏在发电量中的占比需接近 70%。随着传统化石能源逐渐退出历史舞台，电力系统将进行彻底的重构，储能则将作为相对独立的主体发挥更为重要的作用。 预计未来储能的应用场景将更为丰富，首先体现在时间维度上。传统的化石燃 料发电具有较好的稳定性，只要保证燃料供应与设备运行正常就基本可以按计划输 出电量，而风力、太阳能等可再生能源在不同长短的时间维度上均具有天然的波动性。在未来的电力系统中，新能源装机在不同时间维度上的发电波动 都需要通过储能进行平滑。 在时间维度以外，储能在未来电力系统中的作用还将体现在空间维度。随着新能源逐渐替代传统的化石能源装机，能量在空间上的不均衡性将愈发明显。因此，在未来的电力体系中，更多比例的可再生能源需要通过不同的储能形式实现空间上的转移。 2.1.2. 氢能有望成为长时间、跨区域储能的长期方案 长期来看，氢能有望成为一种重要的电力储能形式。无论是在时间维度还是空间维度，未来储能在电力系统中的应用场景都将更为丰富，储能的形式也将更加多样化，我们仍然看好氢能 作为一种储能形式的长期潜力。 氢储能主要适用于长时间、跨区域的储能场景。首先在储能时长上，氢储能基本没有刚性的储存容量限制，可根据需要满足数天、数月乃至更长时间的储能需求，从 而平滑可再生能源季节性的波动。此外，氢能在空间上的转移也更为灵活，氢气的 运输不受输配电网络的限制，可实现能量跨区域、长距离、不定向的转移。最后， 氢能的应用范围也更为广泛，可根据不同领域的需求转换为电能、热能、化学能等多种能量形式。 氢储能与电化学储能的互补性强于竞争性。氢储能在能量密度、储能时长上具有较大优势，在能量转换效率、响应速度等方面 则相对较差。因此氢储能与电化学储能并不是非此即彼的竞争关系，而是互为补充，共同支撑未来电力系统的平稳运行。 2.2. 氢储能成本有较大下降空间 2.2.1. 可再生能源制氢的电费成本将持续下降 新能源的发电成本仍有较大下降空间。随着技术进步与产业规模提升，未来新能源的发电成本仍有较大下降空间。2021 年 6 月，国内光伏项目的中标电价创下新低，四川甘孜州正斗一期 200MW 光 伏基地的中标电价仅为 0.1476 元/kWh。 除了新能源整体发电成本的降低，未来电力市场中的峰谷价差也将持续拉大，电解 水制氢将有更多可利用的低电价时段。随着新能源发电占比的上升，未来电力供给的不稳定性将持续上升，电力市场中价格的波动范围也将扩大。对于氢储能而言，季节性的电价波动将带来潜在的跨期套利空间，长期来看可再生 能源制氢的经济性存在较大的提升空间。 未来，风电与光伏的弃电将成为电解水制氢重要的电力来源。在以可再生能源为主体的电力系统中，为了保证稳定的电力供应，装机的冗余程度将明显加大，因此长期来看弃风、弃光电量将不可避免地上升。未来，弃风弃光电量的消纳将成为氢储能的重要应用场景，这部分零成本甚至负成本的电量可作为电 解水制氢的重要电力来源。 2.2.2. 电解水制氢设备存在较大降本空间 碱性水电解与质子交换膜水电解是当前主流的电解水制氢方式。目前碱性水电解与 PEM 的产业化程度相对较高，前者的优势在于技术成熟、成本低，但快速启动与变载能 力相对较差；后者的优势在于效率高，运行灵活，与风电、光伏的适配性更佳，但 当前的成本仍然较高。 电解槽是电解水制氢系统的核心部分。电解水制氢系统由电解槽及辅助系统组成， 其中电解槽是电解反应发生的主要场所。从成本构成来看，电解槽在制氢系统总成本中的占比约为 40%-50%，此外电力转换系统、水循环系统以及氢气收集系统也在总成本中占据较 高的比例。 通过材料与设计的优化，未来电解槽的成本与性能有较大提升空间。目前碱性水电解槽的技术已较为成熟，主要成本为隔膜与电极（镀镍不锈钢），后续主要的降本路径为开发厚度更薄、电导率更高的新型隔膜，与此同时提升电极与催化剂在碱性环 境中的寿命。2050 年碱性 水电解槽与 PEM 电解槽的成本有望达到 100 美元/kW 以下，较当前水平下降 60% 以上。 除了技术层面的进步，产业化程度的提升也将对电解水制氢系统成本的降低产生积 极贡献。一方面，随着设备单体规模的扩大，电力转换、气体处理等模块的单位成 本将被摊薄；另一方面，生产规模的扩大也将降低单台设备分摊的制造费用。参照光伏、锂电池行业的发展历 程，随着规模与产业化程度的提升，电解水制氢设备的平均成本有望进入快速下降 通道。 综上，电费成本的降低与设备端的降本增效将共同推动氢储能经济性的提 升。2030 年全球范围内可再生能 源电解水制氢的平均成本将降至 2.3 美元/千克，与 2020 年 5.4 美元/千克的水平相 比下降超 50%。而在一些风力、太阳能资源较好的地区，可再生能源电解水制氢的成本将低至 1.4 美元/千克，达到与化石能源制氢成本相当的水平。 3. 氢能产业化尚需时日 3.1. 当前氢气的储运仍面临较大挑战 3.1.1. 氢气的储运成本较高 氢气的储存与运输具有较大难度。一方面，氢气是世界上密度最小的气体，体积能 量密度较低，扩散系数较大；另一方面，氢气的燃点较低，爆炸极限宽，对储运过 程中的安全性也有极高的要求。 氢气储运可分为气态储运、液态储运以及固态储运三种方式。其中，气态储运的成本较低、充放氢速度较快，但储氢密度与运输半径较为有限；液态储运的储氢密度 较大，但设备投资与能耗成本较高；固态储运则在潜艇等特殊领域有所应用，整体 仍处于小规模试验阶段。 现阶段氢气的储运成本仍然较高。当前不同形式的氢气运输成本大致为 2 美元/千克，终端的氢气加注成本则高达 5 美元/千克左右。因此，若想在终端实现较好的经济性，未来氢气储运环 节的成本仍需大幅降低。 3.1.2. 氢气储运成本的降低有赖于基础设施的完善 对于氢气的短途运输而言，高压气态储运仍将是主要的手段。目前储氢瓶+长管拖车是应用最为广泛的氢气储运形式，所需的运输成本与基础设施投入相对较低，但 运输规模与运输半径也较为有限。根据材料的不同，可将储氢瓶分为纯钢制金属瓶 （I 型）、钢制内胆纤维缠绕瓶（II 型）、铝内胆纤维缠绕瓶（III 型）和塑料内胆纤 维缠绕瓶（IV 型）4 种。从储氢密度、轻量化等角度出发，IV 型瓶与高压储运的优势 更为明显，随着国内标准的逐步完善以及国产化程度的不断提升，长期来看 IV 型瓶有望在国内逐步得到应用。 除了高压气态储运，输氢管道也是氢气储运体系的重要组成部分。输氢管道可实现大规模、常态化 的氢气长途运输，截至 2016 年全球已有超过 4500 公里的输氢管道，其中大部分位于美国与欧洲。 在气态形式之外，氢气的液态储运同样具有较大的发展潜力。由于氢气的临界温度约为-240℃（在此温度以上无论怎样增大压强也不能使氢气液化），液化氢气需要耗费大量的能量（15kWh/kg 以上），当前高昂的成本是氢气液态储运的主要障碍。在低温液态储运以外，液氨储氢或有机液态储氢（LOHC）也是潜在的方案，通过液氨、烯烃、炔烃或芳香烃等储氢剂和氢气产生可逆反应实现加氢和脱氢， 能耗相对较低，但工艺与装置较为复杂，目前基本没有实现产业化应用。 最后，加氢站也是氢气储运体系的重要组成部分。对于氢燃料电池汽车等小而分散 的终端用氢需求，加氢站是必不可少的中转环节。从加氢站的种类来看，全球范围内 70MPa 的高压气态加氢站为主流，日本、美 国与德国还有部分液氢加氢站，国内目前则主要以 35MPa 加氢站为主。 当前加氢站的建设成本较高，前期铺设仍需外部推动。气态加氢站所需的平均投资为 140 万美元（日加氢能力 770kg）， 液态加氢站的投资成本则为 190-420 万美元（日加氢能力 1400-1620kg），其中压缩 机、储氢罐、制冷设备、加氢装置是投资成本的主要构成部分。因此，未来盈利能力的提升一方来自设备成本的降低，另一方面则来自下游加氢需求的增长对设备投资、运营成本的摊薄。此外，传统石化企业亦可通 过对原有加油站的改造升级实现自身的清洁能源转型。 3.2. 氢能的下游应用空间尚未充分打开 3.2.1. 氢能有望在部分传统工业领域率先得到应用 作为一种清洁高效的能源与还原剂，氢气可在部分工业领域实现对传统化石能源的替代。以钢铁行业为例，目前全球大部分的钢铁仍然来自传统的高炉工艺，即 通过焦炭对铁矿石进行还原，生产过程中将产生大量的二氧化碳排放。而直接还原铁工艺（DRI）+电炉可作为高炉炼钢的替代方案，通过利用可再生能源电解水制取 的“绿氢”替代焦炭，钢铁生产过程中的碳排放将大大降低。目前氢冶金已开始逐步在德国、日本、瑞典等发达地区推广，随着可再生能源制氢成本的持续降低以及 全球范围内碳交易的普及，预计“绿氢”将在工业领域得到更加广泛的应用。 考虑到当前氢气的储运成本仍然较高，短期内靠近用户侧的可再生能源制氢项目有 望率先迎来发展。例如，2019 年国内煤制烯烃巨头宝丰能源启动了 200MW 光伏发 电及 2 万标方/小时电解水制氢储能及综合应用示范项目，在生产基地中部署光伏发 电与电解水制氢系统，制取的氢气和氧气可直接就地用于煤制甲醇的生产。根据目前部分投产的情况，光伏制氢的综合成本可控制在 1.34 元/标方，公司预计未来成 本有望进一步降低至 0.7 元/标方，基本与化石能源制氢的成本相当。 3.2.2. 氢燃料电池仍处于起步阶段 我们认为燃料电池是氢能最具长期发展潜力的下游应用之一。从效率的角度出发， 氢燃料电池不受卡诺循环的限制，能量转换效率超过 50%，是传统内燃机的 2-3 倍。近年来全球燃料电池出货量保持快速增长，2020 年已超过 1.3GW，其中交通领域占 据了最大的比例，固定式的燃料电池也开始逐渐起步。 氢燃料电池汽车仍处于起步阶段。截至 2020 年底，全球氢燃料电池汽车的保有量 仅有 3 万余台，主要集中在美国、中国、日本与韩国。 考虑到氢燃料电池在产业化程度、基础设施配套等方面明显落后于锂动力电池，预计产业的成熟仍需时日，短期内全球各地区的支持政策将是主要的行业驱动因素。在国内，2019 年前燃料电池汽车始终享 受较高的补贴额度，乘用车/轻型客货车/重型客货车的补贴上限分别为 20/30/50 万 元，燃料电池汽车产销量在补贴激励下保持快速增长。“十三五”期间，国内燃料电池汽车的销量仅为 7345 辆，而根据 2020 年底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》，2035 年国内燃料电池汽车的保有量目标高达 100 万辆，为达成这个目标，政策仍需保持较大的支持力度。 我们预计氢燃料电池将率先在商用车领域进行渗透。相较于锂电池，氢燃料电池在 续航里程、加注时间、低温适应性上具有一定优势，更适用于长距离、大功率的商用车场景。目前，氢燃料电池客车/物流车的经济性明显落后于纯电动汽车，随着氢燃料电池技术的进步以及氢气制取、储运成本的下降，长期来看氢燃料商用车生命周期内的全 持有成本（TCO）有望下降到与纯电动汽车相当甚至更优的水平。
4. 氢能产业链有望步入长期发展轨道 4.1. 各类企业加速布局氢能产业链 氢能产业链可大致分为制氢、储运以及应用三个环节，潜在市场空间巨大。目前， 氢气的来源与应用都集中在传统的炼化、工业领域，真正具备长期发展前景的“绿 氢”仍处于起步阶段。若想真正发挥氢气作为一种清洁能源的优势， 制氢、储运以及下游应用环节均需要大量的基础设施投入。因此，氢能产业链的启动将为大量设备、零部件、运营企业带来长期的发展空间。 近年来各类企业在氢能产业链上的布局均开始加速。目前，氢能产业链的参与者既包括林德（Linde）、法国液化空气（Air Liquide）、美国空气产品（Air Products）、中 石化、神华等传统的工业气体、石化、煤化企业，也包括丰田、现代、潍柴动力、 Nikola 等车企，此外还有 Nel、Plug Power、Ballard、亿华通等专注于氢能领域的设 备厂商。 4.2. 海外企业在氢能领域起步较早 整体上看，海外企业在氢能领域的布局相对较早。目前，林德、法液空等海外气体 巨头已在氢能产业链上形成了较为全面的布局，涵盖制氢、储运、应用等各个环节。以法液空为例，公司涉足氢能领域的历史超过 60 年，目前已实现超过 20 亿欧元的 氢气业务收入，氢气年产量达到 120 万吨，在全球拥有 53 处制氢设施、1850 千米 输氢管网以及 120 个已建成或规划中的加氢站。近年来，公司在氢能领域的转型明显加快，计划在 2030 年前投资 3GW 的电解水制氢装机，2035 年前氢能业务收入超 过 60 亿欧元，期间相关的资本开支近 80 亿欧元。我们预计国内大型石化、煤化集 团在氢能领域的布局也将逐渐深入，例如中石化 2021 年 3 月宣布将建设 1000 座加 氢站或油氢混合站，力争成为中国第一大氢能公司。
在电解水制氢设备环节，海外厂商同样具有一定的领先优势。目前，Nel（挪威）、 Hydrogenics（加拿大，2019 年被康明斯与法液空联合收购）等海外设备厂商已有数 十年乃至近百年的发展历程，无论是在碱性水电解槽还是 PEM 水电解槽上均有深 厚的技术积累。国内厂商的起步则相对较晚，目前已在碱性水电解制氢设备上实现 了较好的国产化，但在 PEM 电解槽上距海外领先水平仍有一定差距。 最后，在氢气的下游应用上海外企业的起步也相对较早。在乘用车领域，目前丰田 与现代合计占据了全球氢燃料电池汽车保有量中超过 3/4 的份额，其中丰田于 2014 年推出了世界上首批量产的氢燃料电池汽车 Mirai，并在 2020 年底正式发布了升级 后的第二代 Mirai。现代则在 1998 年就设立了燃料电池研发小组，其首款氢燃料电 池乘用车NEXO自2018年推出以来亦取得了不错的成绩。在商用车领域，Plug Power 自 1997 年成立以来就专注于燃料电池领域，主要聚焦于用户侧的物料搬运场景，目 前已部署超过 3 万台燃料电池叉车，康明斯、巴拉德等厂商亦开始在重卡领域推出 相应的氢燃料电池发动机解决方案。 近年来，氢能领域中海内外企业在资本、技术等层面的合作明显增加。一方面，中 国是当前全球氢气消耗量、风电光伏装机量与汽车保有量最大的国家，在氢气的制 取、应用环节都有巨大的潜在市场空间，与此同时海外厂商则在部分关键设备与材 料上具有一定的领先优势。因此，通过海内外企业的深度合作可实现技术与市场的 结合，从而更好地推动氢能的规模化、产业化发展。 4.3. 光伏制氢前景可期，头部公司前瞻布局 光伏企业有望成为氢能产业链的重要参与者。光伏与氢能的结合具备广阔 的发展前景，一方面在部分地区光伏已成为成本最低的发电方式，光伏制氢的成本 优势将逐渐显现，另一方面氢能可弥补光伏天然的季节性与波动性，更好地促进消 纳。此外，相较于其他形式的可再生能源，光伏的应用场景更为灵活。考虑到未来 适合集中电站建设的土地资源将日益紧张，预计靠近用户侧的分布式场景将成 为光伏装机中的重要组成部分。当前氢气的储运环节仍然存在一定的瓶颈，因此对于化工企业、加氢站等终端氢气用户而言，就地制取、就地使用的光伏制氢模式或将成为 短期内更为可行的方案。
目前已有部分光伏企业开始对氢能领域进行前瞻性布局。例如，隆基股份 2021 年 3 月携手朱雀投资成立隆基氢能，并于 7 月将部分股权转让至员工持股平台。阳光电 源则于 2019 年成立氢能事业部，目前已发布国内最大功率的 250kW PEM 电解槽。此外，晶科科技、阿特斯、华为数字能源等光伏行业头部公司亦通过战略合作协议 等方式在氢能领域有所布局。 5. 风险提示 声明：图片资料来源于网络，，若有来源标注错误或侵权，请留言联系，将及时更正、删除。  擅长区域发展战略研究、产业发展规划、产业园区规划、城市规划研究、旅游项目策划、商业地产策划和城市运营推广，曾服务过几十个国家级、省级开发区以及旅游、商贸、文化等各类大型项目，主持过近百个产业课题的研究和大型地产项目的策划推广。 多年来，出版专著包括《现代园区运营100问》、《现代旅游运营100问》等，在国内外知名财经专业媒体刊物发表了近百篇学术研究报告。 |
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