氢能源行业专题研究报告.docx

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氢能源行业专题研究报告

氢能源行业专题研究报告

中信证券

核心观点：

在“碳中和”政策的推动下，氢能或逐步走上能源舞台，在传统高耗能工业技术革新、交通、储能、建筑领域都将有丰富的应用，预计未来30年，氢能的整体需求将增长8倍。

在这一新兴赛道中，形成先发优势及具备关键技术的公司有望创造长期价值。

场景丰富，“碳中和”或加速氢能应用推广。

氢能是一种清洁脱碳、应用场景丰富的二次能源，也是可再生能源储存和转化的理想载体和媒介。

在远期“碳中和”实现的过程中，氢能的地位将越发重要，在传统工业、交通、建筑等领域脱碳中有望扮演重要作用。

在获取成本不断降低的条件下，氢能源有望逐步走上能源舞台，预计2050年氢能在能源结构中的占比有望超过10%。

氢能需求增量接力，2050年需求或扩张8倍。

目前国内氢气需求约为2000万吨左右，消耗以化工行业为主。

未来10年，预计燃料电池商用车、船舶等交通领域用氢将贡献需求增量的40%，2030年之后向“碳中和”迈进的过程中，钢铁等高耗能工业及交通领域的用氢需求将进一步加速，预计到2050年氢能需求量或超过1.8亿吨，需求扩张有望接近8倍。

“绿氢”是终极方向，产业导入期化石能源制氢不可或缺。

氢能供给端目前主要以化石能源副产氢气为主，其主要优势是成本低，较清洁能源电解水制氢低约50%。

低成本的化石能源制氢成为氢能应用推广导入期不可或缺的条件。

待商业模式稳定以及新能源发电成本逐步下降之后，预计2030年前后，新能源电解水制氢成本或“平价”于化石能源制氢，“绿氢”的普及有望大规模推开，其关键推手在于燃料电池和电解槽设备的效率提升。

一、从0到1：

氢能逐步走上能源舞台

氢能是一种清洁脱碳、应用场景丰富的二次能源，也是可再生能源储存和转化的理想载体和媒介，未来在传统工业、交通、建筑等领域脱碳中有望扮演重要作用。

在“碳达峰”和“碳中和”的背景下，氢能或在能源舞台上占据一席之地。

“碳达峰”及“碳中和”目标，为氢能应用提供了广阔空间

人类工业化进程对能源的大规模利用，首先是从煤炭开始的，之后随着勘探、开采技术的进步和能源革命，原油、天然气等能量密度更高、污染物排放更少的化石能源又逐步开始替代煤炭。

但这些能源燃烧转化的过程中始终会出现CO2的排放。

而氢能在利用过程中，几乎是零碳排放，除此之外，氢能也有多方面的优势。

燃烧性能好：

氢气与空气混合时有广泛的可燃范围，且燃烧速度快。

储量丰富：

氢是宇宙中分布最广泛的物质，它构成了宇宙质量的75%，不过主要以化合态的形式出现，分离提纯需要一定的成本。

热值高：

除核燃料外，氢的发热值是所有化石燃料、化工燃料和生物燃料中最高的；汽油的3倍，乙醇的近4倍，煤炭的5～6倍。

多种形态：

可以气态、液态或固态的金属氢化物出现，能适应多种贮运及应用环境的不同要求。

氢能源的上述优点使它成为能源转型中的理想替代能源之一，既能替代一部分传统化石能源作为燃料直接使用，又可通过燃料电池作为“能源的搬运工”在能源转换和储能中发挥灵活的作用，还可在工业过程中替代传统工艺中的高碳能源。

在远期“碳中和”实现的过程中，预计氢能的地位和作用将越发重要，在氢能源获取成本不断降低的条件下，氢能的角色也越发重要。

政策加持，产业链已基本完善

过去几年，经过技术发展、产业化初期的探索以及海外技术的逐步扩散，氢能在国内的发展也完成了“从0到1”的突破，产业链具备了雏形，政策力度也在加大。

从分行业的技术规划、到写入全国政府工作报告、再到能源法的征求意见稿中将氢能正式列入能源范畴，显示出政策对氢能发展的成熟度和长期发展方向的肯定，特别是2020年对氢燃料电池汽车示范应用等鼓励政策的落地，对氢能产业的支持更为细化和明确，也有助于政策支持效果更快的显现。

对于地方政府政策而言，赛迪科创的《2020年氢应用发展白皮书》显示，中国已有20余个省（自治区、直辖市）、市、县出台氢能产业专项政策约42个，省级、市级、县级政策占比分别为28.6%、54.7%、16.7%。

地方政策出台较多的区域主要集中在广东、浙江、江苏、山东等区域，核心聚焦在氢燃料汽车（主要为城市公交大巴车和物流车）的推广、氢燃料电池核心技术研发、加氢站等基础设施以及氢能示范城区的建设等等。

预计在中央政府和地方政府的政策加持下，在技术基础条件较好、经济实力较强的区域，氢能发展有望逐步提速。

目前在产业链各个环节，国内都有企业进行了布局，虽然在燃料电池个别关键材料上还未完全实现国产化，但随着研发投入的不断加大和政策的支持，预计远期国内氢能产业链将能够实现自主可控，产业市场规模也有望不断扩大。

二、氢能需求：

交通领域需求渐增，“碳中和”或催生工业领域新需求

氢气需求现状：

化工需求为主导

从全球范围看，目前化工依然是氢气最大的需求行业。

按照IEA的统计，1980年代全球氢气需求量突破了2000万吨，基本呈现持续增长的状态，到2018年推算已经达到7400万吨的水平。

结构而言，化工行业的需求能占到95%左右，其中主要包括炼化和合成氨，在2000年以前，合成氨的需求量大于炼化，而进入21世纪，炼化的需求量开始超过合成氨。

这与化工行业的发展趋势基本吻合，早年化工产品以基本原料为主，合成氨主要对应氮肥类等尿素产品。

随着市场对炼化产品精细化和品质要求的提升，炼化过程加氢的需求增多，导致近几十年炼化对氢气的需求也在增加，逐步超过合成氨的用氢需求。

对于国内而言，根据国家统计局历史数据，目前合成氨产量每年大约5000~5500万吨，按照1吨合成氨耗0.16吨氢气计算，合成氨板块对于氢气一年的需求量约为1000万吨左右。

按照经验统计，原油加工对应加氢的比例约为1.5%。

根据中国石油经济研究院的数据，目前每年全国大约6亿吨的原油加工量规模，对应的氢气需求量约为900万吨。

其它工业板块预计消耗氢气约为200万吨左右。

目前我国氢燃料电池汽车产业处于起步阶段，产业链近两年正加速布局，应用领域主要集中在商业车领域。

近五年我国燃料电池汽车产销量整体保持增长状态，除了2020年因受到新冠疫情的影响而有所下降之外，其他年份产销量均保持快速增长态势。

截至2020年底，我国氢燃料电池汽车保有量为7350辆左右，预计这些车辆每年消耗氢气量仅在6～7万吨的量级，占比不足0.5%。

因此，从中短期看，国内氢能需求还是以化工行业为主，预计合成氨对氢气的需求基本已稳定，在1000万吨左右；炼化对氢气的需求还有明显的增长空间。

而氢能源车由于处在起步阶段，基数较小，短期内需求量级还难以达到百万吨的级别。

需求中期展望：

2020～2030年交通领域需求将快速增加

中期来看，氢能需求的主要增量仍将主要来自于交通领域，燃料电池技术的发展进步将使得氢能可以广泛应用于道路运输、海事行业、铁路航空等各种交通领域。

目前国内氢燃料车仍以示范项目为主。

根据GGII的数据，2020年我国燃料电池客车、货车、物流车保有量分别为2500、4070、780辆，处于普及的萌芽阶段，从结构上而言，货车仍占多数，客车比例则低于50%。

展望“十四五”期间，国内氢能源车有望进入量产阶段，结合各地方政府的氢能源规划，我们预计2025年全国燃料电池车产量有望达到10万辆左右，并有乘用车进入市场。

按照规划，2025年氢燃料电池汽车总保有量接近10万辆，其中乘用车、客车、货车、物流车保有量预计将分别达到200、32000、63000、5000辆左右。

2025年之后有望开启商业化应用阶段，燃料电池车在2030年有望达到30万辆的规模。

根据上述燃料电池车的数量预测，我们按照如下假设推算氢气耗用量：

客车每年行驶10万km，每百公里耗氢6kg；物流车每年行驶12万km，每百公里耗氢3kg；乘用车每年行驶2万km，每百公里耗氢1.5kg；货车每年行驶15万km，每百公里耗氢8kg。

根据以上数据测算，2020年国内燃料电池车氢气需求为6.7万吨左右，预测2025年可达到93万吨左右，2030年或超过250万吨。

氢能船舶领域目前还没有成熟的商用船只，试验性的船只主要有中国船舶集团在2019年自主研发的2000吨级氢燃料电池自卸货船，以及今年大连海事大学新能源船舶动力技术研究院牵头建造的燃料电池游艇“蠡湖”号。

但随着“碳中和”的推进，航运领域脱碳进程也需要清洁的替代能源，氢能船舶也成为减排的理想选择。

根据各地规划测算，2025年之前，各地在氢能船舶领域处于酝酿探索阶段，预计2025年我国氢燃料电池船舶保有量在25～30艘左右，到2030年可达到50艘。

按照每艘船舶每年耗能约3888吨燃料油，相当于1146.62吨氢气来测算，预计我国航运领域氢能需求2025年约在每年3万吨左右，2030年或在5.5～6万吨左右。

从国内总体氢气需求看，我们认为合成氨的需求已趋于稳定，炼化对氢气的需求每年仍可保持3～5%的增长，其余化工和工业品对氢气需求依然保持小幅增长，预计2025年国内氢气需求约为2500万吨以上，2030年可超过3100万吨，届时需求增量中燃料电池车领域的贡献接近40%。

需求远景展望：

“碳中和”下工业领域或成为新的需求来源

长远来看，氢能在交通领域的用量将逐步增加，而“碳中和”背景下，氢能在工业、建筑等领域的推广也成为大势所趋。

燃料电池可应用于储能、发电领域，同时氢能也可以为家庭住宅、商业建筑供热供电。

交通领域，考虑到氢燃料电池在动力性能和续航能力方面的优势，在长途货运领域内具有较大的发展空间，因此未来氢燃料电池汽车的发展重点领域是氢燃料电池货车，其市场渗透率料将从目前的0.2%上升到2050年的50%，成为交通领域内主要氢耗来源。

到2050年，燃料电池客车、物流车、货车、乘用车在其各自市场内渗透率料将分别达到40%、10%、50%和10%，相应的氢耗水平也有下降，客车、物流车、货车、乘用车的氢耗水平预计将分别为<4kg/100km、<2kg/100km、6kg/100km、1kg/100km。

在此渗透率假设下，考虑到氢燃料电池技术的成熟以及成本的下降，货车和乘用车的市场规模会快速上升，预计到2050年氢燃料电池货车和乘用车保有量分别达到1000万辆和250万辆，成为交通领域内氢能需求的主要来源。

根据前文各车型氢耗假设，预计2050年氢燃料电池汽车氢能需求量或超过1亿吨。

非道路运输领域，预计远期将主要集中在氢燃料电池重型工程机械、船舶等领域。

预计2050年氢燃料电池船舶将达到2000艘左右，在氢耗水平下降3%-5%的假设下，预计每年氢能需求在220万吨左右，重型工程机械的耗氢量也在150～200万吨的区间。

工业领域里，化工领域对氢气的消耗远期会维持在高位，耗氢增量则主要源自钢铁行业，焦炭在高炉中的核心作用主要是加热和作为还原剂，而氢气理论上是可以替代焦炭实现上述功能。

但目前在全球范围内，实际运行的项目屈指可数，瑞典起步较早，瑞典钢铁若假设钢铁需求量维持在目前的高位平台区，即每年9～10亿吨左右的水平，未来电炉炼钢占到钢铁产量的比重为40%，氢能、焦炭炼钢分别占到粗钢产量的30%，那么预计2050年氢能还原铁技术路线对应的粗钢产量约为3亿吨左右，对应生铁产量约为2.55亿吨，以1吨生铁消耗1000方氢气计算，预计对应的氢气需求量约为2300万吨左右。

储能领域，对可再生和可持续能源系统而言，氢气是一种极好的能量存储介质。

氢气作为能源载体的优势在于：

1）相互转换性：

氢和电能之间通过电解水与燃料电池技术可实现高效率的相互转换；2）压缩氢气能量密度高；3）具有成比例放大到电网规模应用的潜力。

各类储能方式比较而言，氢储能的投资额、设备折旧成本相对较低，建设周期较短，相比其他储能方式来说更适用于电网储能，但缺点是能源转化效率低。

对氢气储能的应用，当电力生产过剩时利用电力制造氢气并储存起来，在电网电力不足时再通过燃料电池等方式将储存的氢气释放出来用以供能。

在用电负荷量较大的地区，氢储能在电网中主要起到“填谷”作用，谷电时段，电网将电能输送到氢能需求端，通过电解水制氢储能，供燃料电池交通、电子等行业使用；峰电时段，考虑到使用氢燃料电池发电成本太高，可利用天然气掺氢通过富氢燃机发电的方式向电网送电。

按照20MW规模的氢储能调峰站，每天运行8h计算，制氢年均耗电5840万kWh，电费0.175亿元，加上其他成本，共计0.292亿元；5kWh电制取1Nm3氢气和0.5Nm3氧气，年制氢约1050吨，氢气出厂价为2.8万元/吨，氧气为1000元/吨，年收入约为0.378亿元，项目基本可维持盈亏平衡。

根据以上对氢储能领域的分析，储能对于氢气的需求，更多是能源互联网内的自循环，电解水制氢-储能-再到电网的“电-氢-电”循环模式，并不会对体外的氢能供需产生明显的影响，同时工业副产氢气的企业也可以分布式的方式加入电力调峰。

根据以上各部分测算，预计2050年氢能需求总量或超过1.8亿吨，其中工业领域需求或超过5300万吨，交通领域需求或超过1.2亿吨。

三、氢能供给：

“绿氢”是终极目标，导入期低成本的化石能源制氢必不可缺

氢气供给现状：

供给路径多样化，但仍以化石能源制氢为主

目前，氢气的供给主要有三种途径，分别为化石能源制氢、工业副产提纯制氢和电解水制氢。

按照IEA统计，全球每年专用氢气产量约7000万吨。

截至2019年中国每年产氢约2200万吨，占世界氢产量的三分之一，成为世界第一产氢大国从IEA的全球范围统计，天然气目前是制氢的主要来源，全球每年约7000万吨氢气产量，天然气制氢比例75%左右，消耗的天然气原料气大约占全球天然气使用量的6%。

煤炭制氢可以占到15%，区域而言主要是中国煤制氢占比较高，这跟国内能源资源禀赋有关，而从石油或者电解水等其他路线制氢占比不高，预计接近10%。

化石能源制氢途径主要分为煤制氢、天然气重整制氢和石油制氢三大类。

煤制氢：

主要是在高温下将煤炭和水蒸气转化为CO和H2的混合气，经过煤气净化、CO转化以及氢气提纯等环节生产氢气。

天然气制氢：

主要先将天然气进行预处理，然后通过转化炉将其和水蒸气混合反应转化为CO和H2，之后再通过变换塔将其中的CO转化成CO2和H2,，之后再对H2进行提纯。

石油制氢：

石油制氢一般先将石油进行裂解，用裂解后的产品进行制氢。

如石油裂解后得到的重油可与水蒸气及氧气反应得到CO、CO2和H2的混合物，之后再对H2进行提纯。

煤制氢的产能适应性较强，可以根据需求自由调节氢气提纯规模。

但由于通过化石能源制氢会释放大量CO2和其他有害气体，所以需要对此方法通过技术改进如CCUS技术减少CO2排放，或通过其他环保的方法制氢。

但目前而言，结合CCUS技术的煤制氢技术由于成本过高而不具有经济性。

工业副产氢主要是指在焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用（丙烷脱氧和乙烷裂解）以及合成氨合成甲醇等工业的副产品中提取氢气产品。

化石能源方法制氢会释放大量的温室气体，而工业副产氢污染相对小。

煤制氢在大规模制氢条件下，煤价200~1000元/吨对应的制氢综合成本分别为0.61~1.09元/Nm3；与此相比，工业副产氢制氢成本较高，但比结合CCUS技术的煤制氢技术成本更低，更加绿色环保，并且可以进行分布式供应。

若将现有的工业副产氢充分收集，预计可达到450万吨/年的氢气量。

假设公交车氢气消耗6kg/100km，日均行驶300km，出勤率为90%时，可供超过100万辆公交车全年使用。

另一方面，全国每年弃风、弃光和弃水电量合计约为500亿千瓦时，按照1Nm3氢气消耗5kwh计算，制氢潜力约90万吨。

氢气中长期供给：

绿氢主导，成本下降未来可期

碳中和背景下，“绿氢”将成为未来制氢发展趋势。

水电解制氢是制取“绿氢”的主要途径，其主要原理是在有电解液的电解槽中通入直流电，将水分子分解成氢气和氧气。

已经商业化的水电解制氢技术路线有两种：

碱性电解和PEM电解。

电解水制氢成本主要由两部分构成：

电价和电解槽。

目前，碱性电解槽已经基本国产化，价格为2000~3000元/kW，而PEM电解槽依赖于进口，价格在7000~12000元/kW，价格明显偏高。

产能方面，PEM电解槽单槽制氢约200Nm3/h；而碱性电解槽为PEM电解槽的5倍。

当全负荷运行7500小时，假设电价为0.5元/kWh，每生产1Nm3氢气耗费5kWh总电力，电解槽折旧成本为40万元/年（PEM电解槽折旧成本为120万元/年），1kg氢气对应11.12Nm3氢气，则碱性电解与PEM电解制氢成本分别为22元/kg、32元/kg。

其中，电费成本分别占比为78%和36%。

在相同条件下，显然碱性电解更具有经济性。

电解水制氢虽然更加绿色环保，达到了零碳排放，但是在现行条件下制氢成本较为昂贵，与煤制氢和工业副产氢相比不具有经济性。

未来需要通过降低单位电价和电解槽价格，增加电解水制氢的可行性才能得以大规模推广。

可再生能源发电成本的下降是降低电解水制氢成本的重要途径。

目前阶段的风电光伏等可再生能源的发电正朝平价努力，但根据《中国2050年光伏发展展望》，随着技术的进步和可再生能源发电规模的扩大，其发电成本将不断下降，到2050年其成本将有望降至0.13元/kWh。

此外，技术进步有望带动电解槽价格的下降和功耗的降低，从而降低电解水制氢的成本。

目前技术的研究重点在与可再生能源耦合的大规模电解水制氢技术和宽功率波动环境下的高适应性，以及电极材料、质子交换膜等关键材料的研发和国产化。

根据《中国氢能产业发展报告2020》提供的数据显示，至2050年，预计PEM电解系统设备价格将降到800~2000元/kw，碱性电解系统设备价格将降至600~1000元/kw。

长期来看，综合考虑电价和技术进步的因素，若2025年以光伏为代表的可再生能源发电成本如预期降至0.30元/kWh以内，在碱性电解系统设备价格低于2000元/Kw的假设下，电解水制氢成本可以降至20元/kg附近，即1.8元/Nm3，接近工业副产氢气的最高成本。

2030年若发电成本降至0.2元/kwh左右，光伏电解水制氢成本则有望降至约为1.3元/Nm3，基本可化石能源制氢匹敌。

展望2050年，在可再生能源发电成本可降至0.13元/kWh，而电解槽价格下降50%以上的假设下，电解水制氢成本有望降到0.9元/Nm3附近（约合10元/kg）。

氢储运：

储氢方式多元化，管道运输或为未来最优方式

氢储运可分为氢气的储存和氢气的运输。

氢气的储存方式可分为：

物理储氢技术、化学储氢技术和其他储氢技术。

物理储氢技术：

主要分为高压气态储氢和低温液态储氢。

高压气态储氢是在高压条件下，将氢气压缩入储氢罐储存的一种方式，是目前技术最为成熟应用最为广泛的储氢手段。

低温液态储氢是将氢气液化压缩后进行储存，这种技术在国外应用广泛，但在国内处于刚刚起步阶段，应用较少。

化学储氢技术：

主要指有机液态储氢，例如液氨/甲醇储氢，储存时通过不饱和有机物进行在催化作用下进行加氢反应，生成稳定化合物进行储存，需要氢气时再对其进行脱氢。

该技术尚未进行商业化。

其他储氢技术：

其他还有一些储氢技术如吸附储氢，如氢化物/LOHC吸附储氢，通过金属合金等材料吸收氢分子形成金属氢化物，需要时再通过改变条件释放氢气。

该技术大多处于研发阶段。

根据氢气状态不同，氢气运输可以分为气态氢气输送、液态氢气输送和固态氢气输送。

气态氢气通常采用长管拖车和管道运输；液态氢气通常用槽车运输；固态氢气运输可直接运输储氢金属。

目前，气氢拖车是国内最主要的运氢方式，该方式技术成熟，相比其他方法更适用于短途运输；液氢槽车运输能力是气氢拖车的10倍，但液化过程成本较高，相比气氢拖车更适合中长距离运输，运输距离为500km时，预计气氢拖车和液氢槽车成本分别为20元/kg和14元/kg左右。

至2050年，预期液态储运氢成本在运输距离为500km时将降至6~8元/kg，随着国内低温液态储氢技术逐渐程度成熟，液氢槽车运输将逐渐取代气氧拖车。

管道运输方面，根据IEA，目前全球氢气管道有近5000km，而中国国内仅有不足100km。

氢气管道初期需要巨大对投入和较长的建设周期，但由于氢气是在低压状态下运输，相比高压运氢成本更加低廉。

运输距离为500km时，运氢成本为约在3～3.1元/kg。

伴随长距离运氢需求的增加，预计国内输氢管道将逐渐增加，管道运输将成为未来长距离运输的最优选择。

加氢站：

规模效应尚未显现，实现盈利尚需时日

加氢站目前主流使用的主要有三大关键设备，分别是45PMa容积储氢罐，35MPa加氢机和45MPa隔膜式压缩机，目前三大设备均已实现国产化。

在技术进步和规模效应下，加氢站设备成本呈现下降趋势。

按建设规模划分，现在已建和在建的加氢站主要为500kg/d和1000kg/d。

国内500kg/d的加氢站投资约1200~1500万元，1000kg/d的加氢站投资约2000至2500万元。

一座500kg/d的加氢站，在保证其盈亏平衡的前提下，其终端销售价还需在氢气到站价的基础上增加约18元/kg，或需要政府补贴。

目前我国由于氢能需求较小，各地供应规模不一致，供应链各环节的商业化模式还未发展成熟，导致加氢站终端销售价格差异巨大，多数价格在50元/kg以上。

由于目前加氢站市场规模较小，加氢站的盈利空间比较小，甚至有可能出现亏损，需要政府对其进行补贴从而进行一定的引导。

目前中国已建加氢站104座，位居世界第二，根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》的预测，至2050年，我国加氢站数量将超过1万座。

氢能供给总结：

2030年前后，“绿氢”成本有望实现“平价”

氢能供给端目前主要以化石能源副产氢气为主，其主要优势是成本低，较清洁能源电解水制氢低约50%。

低成本的化石能源制氢成为氢能应用推广导入期不可或缺的条件。

待商业模式稳定以及新能源发电成本逐步下降之后，考虑化石能源CCUS的成本，预计2030年前后，新能源电解水制氢成本或开始与化石能源制氢相匹敌，“绿氢”的成本有望实现平价，普及有望大规模推开，其中的关键因素在于新能源发电的成本，特别是光伏发电成本的下降以及电解槽设备效率的提升。

详见报告原文。