氢能源产业深度研究报告氢能产业已开启商业化进程，清氢社会

　　（报告出品方作者：天风证券，唐婕，张峰，郭建奇）1。氢能产业已初步迈入商业化阶段
　　1。1。发展氢能产业，推动能源体系深度变革
　　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，20212050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GDPCO2排放比2020年下降18；而到2030年，要求单位GDPCO2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。
　　1。1。2。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143MJkg，是传统能源汽油和天然气的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。
　　1。1。3。发展氢能产业可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，20172021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。氢能产业已初步商业化，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，产业政策持续完善
　　我国早在2006年《国家中长期科学技术发展规划纲要（20062020年）》中就提出发展制氢制取、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清晰。
　　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有望达到100万辆。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，推动燃料电池汽车产业商业化。
　　1。2。2。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。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。
　　1。2。3。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。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年这一数额进一步减少到2。25万元每辆，2021年减少到1。26万元每辆。
　　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。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、积分制等新手段。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。
　　1。3。全球氢能产业2060年前瞻：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。工业副产氢为第二大制氢方式，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，20152020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，20182020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175。76MW；但2018年以来质子交换膜电解槽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242712293），合计加氢站数量占全球79（占比分别为161225917。
　　1。3。2。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，20202030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。
　　据IEA预测，20192060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，20192070年，碳捕集量将从8百万吨增加至19亿吨。从各国的制氢规划项目来看，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。
　　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，20212026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、美国等国家将在未来几年布局多氢储能项目。
　　2。氢能应用体系：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、交通燃料等领域有巨大发展潜力。目前，全世界的氢气产量约为70Mta，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。
　　2。1。拓宽氢能应用领域的重要方向燃料电池汽车产业
　　2。1。1。燃料电池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。
　　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，氢燃料动力电池系统便能连续发电，被誉为是继水力、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。
　　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。
　　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。20172021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。
　　2。1。2。当前燃料电池汽车购置成本高企，商业化能力不足
　　我燃料电池汽车推广取得初步成效，2015年来累计产销约1万辆。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。
　　当前燃料电池汽车的购置成本还较高，尚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200300万元辆，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30万元以上，同比主流纯电汽车如特斯拉Model3、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。
　　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
　　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。
　　（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批量化制造工艺的优化而降低。
　　（2）气体扩散层（碳纸）：在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、石墨化工序中工艺相对复杂，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批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、涂层技术的优化及批量化生产的实现而降低。
　　（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。总结来看，燃料电池电堆随着未来批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。
　　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。
　　2。1。4。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，但其他交通与非交通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。如PlugPower推出的氢能叉车早在2002年面世；HESenergysystem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ENEFARMtypeS。
　　2。2。燃料电池电堆核心部件膜电极
　　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靠性。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。
　　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导性、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、高耐性等。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Nafion系列膜。
　　2）催化层主要由电催化剂、质子传导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mgcm2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PtC催化剂，阴极的贵金属载量约为0。30。6mgPtcm2。
　　3）气体扩散层位于催化层和双极板之间，作为水的供给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传递，又要有较好的导电性能，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）膜电极常用制程有三种，分别为GDE制程、转印制程和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；转印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印到质子交换膜上，再与气体扩散层热压成为膜电极结构；CCM制程通过将催化剂浆料直接涂
　　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、ITMPower、Nel、Siemens、PlugPower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。
　　2。3。钢铁工业的减碳方式氢冶金
　　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Fe2O33CO2Fe3CO2，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Fe2O33H22Fe3H2O，氢气充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。
　　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年的减排任务分解为产量减少、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1318的碳排放缺口，即0。37亿0。52亿吨二氧化碳减排任务由氢冶金完成。经计算，得到2030年氢冶金产量为0。21亿0。29亿吨，约占全国钢铁总产量的2。33。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。
　　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手段达成。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，3035的碳排放缺口即1。73亿2。02亿吨二氧化碳减排任务由氢冶金完成。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1416，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。
　　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。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。
　　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200250元吨。氢冶金在930993元吨具有成本优势，由此计算出，氢冶金在氢成本小于10。4511。15元千克时，成本优势显现。以2030年氢成本11。15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，伴随可再生能源供给的不断增加，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。
　　2。4。绿氢耦合煤化工氢化工
　　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新材料循环经济产业链为例，其开创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。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
　　3。1。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
　　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。
　　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
　　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。
　　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
　　以航天长化学工程股份有限公司HTL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13，且成本高于天然气制氢附加碳税的氢气综合成本。
　　因此有必要考虑利用CCUS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。
　　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
　　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基本相当。
　　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
　　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。
　　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：1000Nm3h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；1000Nm3h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。
　　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。若利用可再生能源供电的电价下降到0。15元kWh，对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。3。2。储运环节，国产化空间广阔
　　3。2。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
　　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Chiyoda、HydrogeniousLOHCTechnologies等企业在LOHC储氢领域已有产品和项目。
　　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泛，其中国外多为型瓶，国内则多为III型瓶。
　　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批量生产，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。
　　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。型瓶向型瓶转变，是未来的发展趋势。
　　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，2025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。
　　3。2。2。氢能运输运输方式选择多样
　　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。
　　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。
　　3。3。加注环节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。站内制氢加氢站建有制氢系统，属于分布式制氢。制氢技术包括天然气重整制氢、电解水制氢、可再生能源制氢等。
　　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。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5002000kgd，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。
　　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500kgd的加氢站需要设置员工5人，供氢能力为1000kgd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500kgd加氢站的氢使用成本为30。8元kg，供氢能力1000kgd加氢站的氢使用成本为28。0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500kgd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为36。5、59。5、34。5元kg。
　　4。总结：氢能产业已开启商业化进程
　　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，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5，20202030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70，20302060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，20202030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，20202030年CAGR约为51。下游燃料电池汽车推广方面，据中国汽车工程学会，预计2030年我国氢燃料电池汽车保有量将达到100万辆左右，20202030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。
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