1、氢能有望成为未来能源系统的重要组成部分

1.1. 碳中和背景下，氢能源属性有望逐步显现

氢能是一种高效、清洁的能源形式。 作为世界上密度最小的气体，氢气的热值约为140MJ/kg，是煤、汽油等传统燃料的两倍多。 同时，氢气直接燃烧或通过燃料电池发电的产物是水，可以实现真正的零碳排放，对环境不会造成污染。 此外，氢是宇宙中含量的元素，约占宇宙质量的75%。 地球上丰富的水资源蕴藏着大量可开发利用的氢能源。

在碳中和的背景下，氢的能源属性有望逐渐显现。 随着近年来主要经济体相继提出长期碳中和目标，预计氢的能源属性将逐渐显现，其应用领域将逐步扩展到电力、交通、建筑等场景。

近年来，世界主要经济体相继提出氢能发展规划和目标，将氢能发展提升到战略高度。 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战略规划。 预计到2050年氢能将占美国能源消费总量的14%。 欧盟于2020年8月提出氢能发展战略，重点发展可再生能源制氢。 计划到2024/2030年部署超过6/40GW可再生能源水电解制氢设备，分别实现可再生能源制氢。 数量为100/10百万吨。 我国《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》也将氢能、储能作为未来产业纳入前瞻性规划，并将在未来重点发展布局。

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的主要来源

目前成熟的制氢方法主要有化石能源重整制氢、工业副产品制氢和电解水制氢等。 虽然碳捕获与封存技术（CCS）可以有效减少化石能源制氢过程中产生的碳排放，但从长远来看，只有利用可再生能源电解水生产的“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，化石能源制氢仍是氢能的主要来源。 在“富煤、贫油、少气”的能源结构下，目前国内煤炭制氢比例超过60%，而电解水制氢比例不足2%。 因此，可再生能源制氢还有很长的路要走，未来发展空间巨大。

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，利用可再生能源生产氢气的成本仍然较高。 范围内，化石能源制氢成本基本低于2美元/公斤，而电解水制氢成本通常高达4-5美元/公斤。 因此，从经济角度看，尚不具备大规模发展可再生能源制氢的条件。

电费和设备投资是可再生能源制氢的主要成本组成部分。 理论上，电解水生产1公斤氢气所需的电力消耗约为30kWh。 目前电解水制氢的能量转换效率一般在60%左右，因此实际耗电量约为50kWh/kg左右。 计算了不同电价和设备投资成本下的电解水制氢成本。 结果表明，即使不考虑其他成本，电解水制氢的成本大多数情况下都超过2美元/公斤，明显高于化石能源制氢成本。 氢气的成本。

2.氢能储存具有巨大的长期潜力

2.1. 氢能源将在未来电力系统中占据重要地位

2.1.1. 未来将会有更多的储能场景

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，储能的地位将变得更加独立。 要实现2050年净的目标，风电和光伏发电需要占发电量的接近70%。 随着传统化石能源逐渐退出历史舞台，电力体系将被重构，储能作为相对独立的主体将发挥更加重要的作用。

预计未来储能的应用场景将会更加丰富，首先是在时间维度上。 传统化石燃料发电稳定性好，只要保证燃料供应和设备运行，基本可以按计划输出电力。 然而，风电、太阳能等可再生能源在不同时间维度上存在自然波动。 未来电力系统中，不同时间维度的新能源装机发电波动需要通过储能来平滑。

除了时间维度外，储能在未来电力系统中的作用也将体现在空间维度上。 随着新能源逐步取代传统化石能源装置，能源空间不平衡现象将日益明显。 因此，在未来的电力系统中，更大比例的可再生能源需要通过不同形式的储能进行空间转移。

2.1.2. 氢能有望成为长期、跨区域储能的长期解决方案

从长远来看，氢能有望成为重要的电力储存形式。 无论是在时间还是空间维度上，未来储能在电力系统中的应用场景都将更加丰富，储能的形式也将更加多元化。 我们仍然对氢能作为一种能源储存形式的长期潜力持乐观态度。

氢储能主要适用于长期、跨区域的储能场景。 首先，在储能时长方面，氢储能基本没有硬性的储能容量限制，可以根据需要满足数天、数月甚至更长时间的储能需求，从而平滑可再生能源的季节性波动。 此外，氢能在太空的转移也更加灵活。 氢的运输不受输配电网络的限制，可以实现跨区域、长距离、无方向性的能源转移。 最后，氢能的应用范围更广，可以根据不同领域的需要，转化为电能、热能、化学能等多种能源形式。

氢储能和电化学储能更多的是互补而非竞争。 氢储能在能量密度和储能持续时间方面具有很大优势，但在能量转换效率和响应速度方面相对较差。 因此，氢储能与电化学储能不是非此即彼的竞争，而是相辅相成，共同支撑未来电力系统的平稳运行。

2.2. 氢能存储成本还有很大降低空间

2.2.1. 可再生能源制氢的电力成本将持续下降。

新能源发电成本还有很大下降空间。 随着技术的进步和产业规模的增加，未来新能源发电成本还有很大的降低空间。 2021年6月，国内光伏项目中标电价再创新低。 四川甘孜州正斗一期200MW光伏基地中标电价仅为0.1476元/千瓦时。

除了新能源整体发电成本下降外，未来电力市场峰谷价差也将不断拉大，电解制氢将有更多低电价时段可用水。 随着新能源发电比重的增加，未来电力供应的不稳定性将持续增加，电力市场价格波动幅度也将扩大。 对于氢能存储来说，季节性电价波动将带来潜在的跨期套利空间。 从长远来看，可再生能源制氢的经济性还有很大的改进空间。

未来，风电、光伏发电将成为电解水制氢的重要电力来源。 在以可再生能源为主的电力系统中，为保证稳定供电，装机冗余程度将显着加大。 因此，从长远来看，弃风弃光的数量必然会增加。 未来，废弃风电、光伏发电的消纳将成为氢能存储的重要应用场景。 这部分甚至负成本的电力可以作为电解水制氢的重要电力来源。

2.2.2. 水电解制氢设备成本下降空间很大。

碱性水电解和质子交换膜水电解是目前电解水制氢的主流方法。 目前碱性水电解和质子交换膜的工业化程度较高。 前者的优点是技术成熟、成本低，但快速启动和变负载能力较差； 后者的优点是效率高、运行灵活，与风电、光伏融合适应性更强，但目前成本仍然较高。

电解槽是水电解制氢系统的核心部分。 电解水制氢系统由电解槽和辅助系统组成。 电解槽是电解反应发生的主要场所。 从成本结构来看，电解槽约占制氢系统总成本的40%-50%。 此外，动力转换系统、水循环系统和氢气收集系统也占据了总成本较高的比例。

通过材料和设计的优化，未来电解槽的成本和性能还有相当大的提升空间。 目前，碱性水电解槽技术已经比较成熟。 主要成本是隔板和电极（镀镍不锈钢）。 未来降低成本的主要途径是开发厚度更薄、导电率更高的新型隔膜。 同时，电极和催化剂在碱性环境下的寿命。 到2050年，碱性水电解槽和质子交换膜电解槽的成本预计将达到100美元/千瓦以下，比目前水平下降60%以上。

除了技术进步之外，产业化程度的提高也将为电解水制氢系统成本的降低做出积极的贡献。 一方面，随着单台设备规模的扩大，电力转换、气体处理等模块的单位成本将被摊薄； 另一方面，生产规模的扩大也会降低单台设备所分担的制造成本。 参考光伏和锂电池行业的发展历史，随着规模化和产业化程度的提高，电解水制氢设备的平均成本有望进入快速下降通道。

综上所述，电力成本的降低和设备侧的降本增效将共同推动氢能存储经济性的提升。 2030年可再生能源电解水制氢平均成本将降至2.3美元/公斤，较2020年5.4美元/公斤水平下降50%以上。在一些风能、太阳能条件较好的地区资源方面，可再生能源电解制氢成本将低至1.4美元/公斤，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. 目前氢气的储存和运输仍面临巨大挑战。

3.1.1. 氢气储存和运输成本较高

氢气的储存和运输相对困难。 一方面，氢气是世界上密度最小的气体，体积能量密度低，扩散系数大； 另一方面，氢气的燃点低，爆炸极限宽，对储存和运输过程中的安全也有的要求。

氢气储运可分为气体储运、液体储运、固体储运三种方式。 其中，气体储运成本较低，氢气充放电速度快，但储氢密度和运输半径相对有限； 液体储运储氢密度较高，但设备投资和能耗成本较高； 固态储运已在潜艇等特殊领域得到应用，目前仍处于小规模测试阶段。

现阶段氢气的储存和运输成本仍然较高。 目前不同形式氢气的运输成本大致为2美元/公斤，终端加氢成本高达5美元/公斤左右。 因此，如果想在终端实现更好的经济性，未来氢储运成本仍需大幅降低。

3.1.2. 氢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，高压气体储运仍将是主要方式。 目前储氢瓶+长管拖车是目前应用泛的氢气储运形式。 所需的运输成本和基础设施投资相对较低，但运输规模和运输半径也相对有限。 根据材质不同，储氢瓶可分为纯钢金属瓶（I型）、钢内衬纤维缠绕瓶（II型）、铝内衬纤维缠绕瓶（III型）和塑料内衬纤维缠绕瓶（IV型） ) 4种。 从储氢密度和重量轻的角度来看，IV型瓶和高压储运的优势更加明显。 随着国内标准的逐步完善和国产化程度的不断提高，IV型瓶长期有望在国内逐步采用。 应用。

除了高压气体储运之外，氢气管道也是氢气储运系统的重要组成部分。 氢气管道可实现大规模、常态化的长距离氢气输送。 截至2016年，已有超过4500公里的氢气管道，其中大部分位于美国和欧洲。

除了气态之外，氢的液态储存和运输也具有巨大的发展潜力。 由于氢气的临界温度约为-240℃（高于此温度无论压力增加多少都无法液化），液化氢气需要大量的能量（15kWh/kg以上），目前成本较高液态氢储存和运输的主要障碍。 除了低温液体储存和运输外，液氨储氢或有机液氢储存（LOHC）也是一种潜在的解决方案。 加氢和脱氢可以通过液氨、烯烃、炔烃或芳烃等储氢剂与氢气之间的可逆反应来实现。 ，能耗较低，但工艺和设备比较复杂，目前基本没有工业化应用。

最后，加氢站也是氢气储运系统的重要组成部分。 对于氢燃料电池汽车等小型、分散的终端用氢需求来说，加氢站是的中转环节。 从加氢站类型来看，70MPa高压气态氢加氢站是主流。 日本、美国、德国也有一些液氢加氢站。 目前国内主要采用35MPa加氢站。

目前加氢站建设成本较高，初期铺设仍需外部推动。 气态加氢站平均所需投资为140万美元（日加氢量770kg），液氢加氢站投资成本为19-420万美元（日加氢量1400-1620kg）。 氢气罐、制冷设备、加氢装置是投资成本的主要组成部分。 因此，未来盈利能力的提升一方面来自于设备成本的降低，另一方面来自于下游加氢需求的增长对设备投资和运营成本的摊薄。 此外，传统石化企业还可以通过对原有加油站进行升级改造，实现自身清洁能源转型。

3.2. 氢能下游应用空间尚未打开

3.2.1. 氢能有望应用于一些传统工业领域

氢作为清洁高效的能源和还原剂，在一些工业领域可以替代传统化石能源。 以钢铁行业为例。 目前，世界上大部分钢铁仍然来自传统的高炉工艺，即通过焦炭还原铁矿石，生产过程中会产生大量二氧化碳排放。 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生产“绿色氢”代替焦炭，钢铁生产过程中的碳排放将大大减少。 目前，氢冶金在德国、日本、瑞典等发达地区已开始逐步推广。 随着可再生能源制氢成本的不断降低以及碳交易在范围内的普及，预计“绿色氢能”将在工业领域得到更广泛的应用。 应用。

考虑到目前氢气的储存和运输成本仍然较高，靠近用户侧的可再生能源制氢项目预计短期内将发展。 例如，2019年国内煤制烯烃宝丰能源启动200MW光伏发电及2万标准立方米/小时电解水制氢储能及综合应用示范项目，部署光伏发电电解水制氢其生产基地的生产系统。 产生的氢气和氧气可直接用于煤制甲醇生产。 根据目前部分投产情况，光伏制氢综合成本可控制在1.34元/标准立方米。 公司预计未来成本将进一步降低至0.7元/标准立方米，基本相当于化石能源制氢成本。

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下游应用中长期发展潜力的领域之一。 从效率来看，氢燃料电池不受卡诺循环限制，能量转换效率超过50%，是传统内燃机的2-3倍。 燃料电池出货量近年来保持快速增长，2020年超过1.3GW，其中交通运输领域占比，固定式燃料电池也开始起飞。

氢燃料电池汽车仍处于起步阶段。 截至2020年底，氢燃料电池汽车保有量仅3万多辆，主要集中在美国、中国、日本和韩国。

考虑到氢燃料电池在产业化和基础设施配套方面明显落后于锂动力电池，预计行业成熟仍需时日。 短期来看，各地区的扶持政策将是主要的行业驱动力。 在我国，2019年之前燃料电池汽车一直享受着较高的补贴，乘用车/轻型货车/重型货车的补贴上限分别为20/30/50万元。 在补贴激励下，燃料电池汽车产销量有所增长。 保持快速增长。 “十三五”期间，国内燃料电池汽车销量仅为7345辆。 根据中国汽车工程学会2020年底发布的《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保有量目标高达100万辆，为实现这一目标来看，政策仍需保持较大的支持。

我们预计氢燃料电池将渗透商用车。 与锂电池相比，氢燃料电池在续航里程、加氢时间、低温适应性等方面具有一定优势，更适合长距离、大功率的商用车场景。 目前，氢燃料电池公交车/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生产、储存和运输成本的下降，从长远来看，氢燃料商用车的整个生命周期的拥有成本（TCO）有望下降到一个水平与纯电动汽车相当甚至更好。

4、氢能产业链有望进入长期发展轨道

4.1. 各企业加速布局氢能产业链

氢能产业链大致可分为氢气生产、储运、应用三个环节，潜在市场空间巨大。 目前，氢的来源和应用集中在传统炼油和工业领域。 真正具有长远发展前景的“绿氢”仍处于起步阶段。 如果要真正发挥氢作为清洁能源的优势，氢的生产、储存和运输以及下游应用将需要大量的基础设施投资。 因此，氢能产业链的启动将为一大批设备、零部件、运营企业带来长期发展空间。

近年来，各家企业开始加速在氢能产业链的布局。 目前氢能产业链参与者包括林德、液化空气、空气产品公司、中石化、神华等传统工业气体、石化、煤化工企业，以及丰田、现代、潍柴动力、尼古拉等汽车企业公司中，此外还有Nel、Plug Power、巴拉德、亿华通等专注于氢能源领域的设备制造商。

4.2. 海外企业在氢能领域起步较早

总体来看，海外企业在氢能领域的布局相对较早。 目前，林德、液化空气等海外天然气在氢能产业链上已形成较为全面的布局，涵盖氢气生产、储运、应用等各个环节。 以液化空气为例，该公司涉足氢能领域已有60多年的历史。 目前已实现氢气业务收入超过20亿欧元，年产氢气120万吨。 它在拥有53个氢气生产设施和1,850公里。 氢能管网和已建成或规划的加氢站120座。 近年来，公司在氢能源领域的转型步伐明显加快。 计划到2030年投资3GW电解水制氢装置。到2035年氢能业务收入将超过60亿欧元，期间相关资本支出将接近80亿欧元。 我们预计国内大型石化、煤化工集团也将逐步深化在氢能领域的布局。 例如，中国石化2021年3月宣布将建设1000座加氢站或油氢混合站，力争成为大的氢能源公司。

在电解水制氢设备方面，海外厂商也具有一定的优势。 目前，海外设备制造商如Nel（挪威）和（加拿大，2019年康明斯与液化空气联合收购）无论是在碱性水电解槽还是PEM水电解槽方面，都已经发展了数十年甚至近百年。 都有深厚的技术积累。 国内厂商起步较晚。 目前，他们的碱性水电解制氢设备已经实现了较好的国产化，但质子交换膜电解槽与国外水平还有一定差距。

最后，上海的海外企业在氢气下游应用方面也起步较早。 在乘用车领域，丰田和现代目前占据氢燃料电池汽车保有量的3/4以上。 丰田于2014年推出款量产氢燃料电池汽车Mirai，升级版第二代Mirai于2020年底正式发布。现代汽车于1998年成立燃料电池研发团队，并推出氢燃料电池乘用车汽车NEXO自2018年推出以来也取得了不错的成绩。在商用车领域，Plug Power自1997年成立以来一直专注于燃料电池领域，主要聚焦于用户侧物料搬运场景。 目前，已经部署了超过3万台燃料电池叉车，康明斯、巴拉德等制造商也开始布局重卡领域，推出了相应的氢燃料电池发动机解决方案。

近年来，国内外企业在氢能领域的合作在资金、技术等层面上明显增多。 一方面，中国目前是氢气消费量、风电和光伏装机容量以及汽车保有量的国家。 氢气的生产和应用具有巨大的潜在市场空间。 同时，海外厂商正在投资一些关键设备，在材料方面具有一定的优势。 因此，可以通过国内外企业的深度合作，实现技术与市场的结合，从而更好地推动氢能规模化、产业化发展。

4.3. 光伏制氢前景广阔，正在制定前瞻性计划

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有广阔的发展前景。 一方面，光伏已成为部分地区成本的发电方式，光伏制氢的成本优势将逐渐显现。 另一方面，氢能可以弥补光伏发电的自然季节性和波动性。 性，更好地促进消费。 此外，与其他形式的可再生能源相比，光伏应用场景更加灵活。 that the lａnd for the of power will become scarce in the future, it is that close to the user side will become an part of . At present, there are still certain in the storage and of . , for users such as and , the mode of on-site and on-site use may become a more in the short term. 。

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五、风险提示

(1) energy is lower than

(2) The cost of is less than

(3) Policy support for energy is lower than

(4) The of such as network and station lags behind