源端、中游氢燃料电池关键零部件端，以及下游应用端， 产业链较长，其中氢能在交通领域成长性最强。我国氢燃料电池车辆产业化进度较快，其中电堆、膜电极、空压机、氢循环泵等核心部件已实现自主生产，而氢气的制储运加等环节受政策影响产业化进度相对较慢。从其他应用领域看，氢燃 料电池为氢能提供了储能载体，能够与热、电末端网络有效衔接，可以解决能源供需配置上的时空矛盾。

2.1

能源端：制氢工业基础良好，储运产业体系尚不成熟

2.1.1 制氢——氢气产量全球第一，副产氢是氢燃料电池车辆理想氢源

我国氢气的产量全球第一，基础制氢工业基础良好。我国拥有庞大规模的原料气 体及工业气体生产和使用，根据《中国氢能源及氢燃料电池产业白皮书 2020》显示我国氢气产能约每年 4100 万吨，产量约 3342 万吨。我国 60%以上的氢气源自煤制氢，我国的煤炭资源丰富，煤制氢技术的发展成熟，我国煤制氢产能最大 的企业是国家能源集团，目前煤化工板块年产超过400万吨氢气，世界排名第一。

目前，商业化应用的制氢技术主要有工业副产品提纯、化石能源重整、电解水制 氢等。水电解制氢是“零碳排放”模式下氢气的主要来源，俗称“绿氢”，目前制氢成本较高；来源于煤炭和天然气等化石能源的氢气，俗称“灰氢”，成本相对较低； 若使用碳捕捉与封存（CCS）技术，可以使碳排放量能够减少 90%以上，采用 CCS 技术制取的氢气被称为“蓝氢”，CCS 技术将大幅增加制氢成本。其他“零碳 排放”制氢如光解水制氢、生物质制氢，尚处于试验阶段，能量转换率偏低。

2.1.2、储运——高压气态为主，政策亟需放开

受制于基础设施以及技术差距，中国氢能价值链中的储存和输送环节仍然相对薄 弱，氢气实现大规模、长距离储运技术的商业化仍需要解决成本与技术的平衡问题。氢能源储运条件苛刻，经济性是制约氢能源大规模应用的重要因素。我国目前储存氢能的方式有高压气态储氢和低温液态储氢两种，并采用管束车、槽车等交通运输工具的方式实现配送，固态储氢和有机液态储氢尚处于示范阶段。在当前技术条件下，各类存储方式下氢气的质量与体积相比于等量能量的汽油仍存在 显著劣势，氢气储运未来将按照“低压到高压”、“气态到多相态”的技术发展方向， 逐步提升氢气的储存和运输能力。

氢气储存方面，高压气态储氢是目前的主要储氢方式，但由于储氢量小，适 用于小规模、短距离的运输场景；液态储氢还有赖于法规的放开。目前车用储氢瓶方面，Ⅳ型瓶(70MPa)是国外的主流技术路线(美、加、日已实现量产)， 而Ⅲ型瓶（35MPa)是我国主流的技术路线(Ⅳ型瓶正研究试验)。

氢气运输方面，高压长管拖车是氢气近距离输运的重要方式，技术较为成熟；管道运氢成本是最低的，适用于大规模、长距离的氢气运输。运输储氢罐方 面，国内常用 20MPa 长管拖车运氢，国外则采用 45MPa 纤维全缠绕高压氢 瓶长管拖车运氢，单车运氢可提至 700 公斤。

2.1.3、加氢——前期运营有赖财政补贴

加氢站是氢能发展利用的关键环节，加氢站的三大核心装备为氢气压缩机、储氢系统和加氢机。中国加氢站和氢燃料电池客车车载供氢系统尚处于 35MPa 压力 的技术水平，核心设备依赖进口。欧美日加氢站普遍采用与汽车配套的 70MPa 压力标准，并实现设备量产。目前我国多数加氢站尚不能满足商业化运营需求。 日加氢能力为 500 公斤，加注压力为 35MPa 的外供加氢站建站费用约为 1500 万元/座（不含土地成本），其中氢气压缩机占加氢站总成本 30%左右，运营成本中氢气成本（含储运成本）占 70%左右。目前全国多地政府对加氢站建设进行补贴，多为投资额的 20%-30%，部分地区对终端产品的氢气销售价格也会适当补贴。

2.2

关键部件：氢燃料电池动力系统核心零部件国产化提速

随着产业链上下游协同发展的深化，氢燃料电池汽车产业链国产化进程不断提 速。我国氢燃料电池汽车产业链经过近年来快速发展，目前已初步掌握了氢燃料 电池发动机、电堆及膜电极、空压机、氢气循环泵等核心部件的关键技术，基本 建立了具有自主知识产权的车用氢燃料电池技术体系，质子交换膜、膜电极和双 极板等关键技术指标接近国际水平，逐步在不同区域形成规模化产业集群，尤其 是华东、华南以及华北地区氢燃料电池汽车产业基础良好。据 GGII 不完全统计， 含地方子公司在内，国内有电堆厂商超过 59 家，系统厂商超过 100 家；BOP 中, 空压机企业有超过 20 家，氢循环部件企业超过 14 家，增湿器企业超过 7 家。

氢燃料电池动力系统是氢燃料电池汽车的核心构成，在整车购置成本中占比超过 60%，氢燃料电池动力系统（发动机系统）主要由氢燃料电池发动机、电压变换 器（DC/DC）、驱动电机、控制系统等构成，其中氢燃料电池发动机主要部件包 括电堆、氢气供给系统、空气供给系统等，膜电极、双极板、质子交换膜、催化 剂、气体扩散层、氢气循环泵、空气压缩机为氢燃料电池动力系统的八大关键部 件，也是本次氢燃料电池汽车国补政策中明确可以补贴的关键零部件。

氢燃料电池电堆是发动机系统的核心部件，是氢气和氧气发生电化学反应及产生 电能的场所。鉴于单个氢燃料电池单元输出功率较小，实践中通常通过将多个氢 燃料电池单元以串联方式层叠组合构成电堆来提高整体输出功率。因此，电堆是 由双极板与膜电极交替叠合，各单体之间嵌入密封件，经前、后端板压紧后用螺 杆拴牢，构成的复合组件。其中膜电极组件是由质子交换膜、催化剂与气体扩散 层组合而成的，为反应发生场所；双极板是带流道的金属或石墨薄板，其主要作 用是通过流场给膜电极组件输送反应气体，同时收集和传导电流并排出反应产生 的水和热。

氢燃料电池电堆在氢燃料电池动力系统成本中占比达 65%左右，而氢燃料电池电 堆中膜电极成本占比在 69%左右。电堆成本下降核心在于规模效应，根据美国能 源部测算，当电堆产量由千辆级达到万级规模后成本将会大幅度下降，降幅达 67%。规模化生产将有效降低氢燃料电池系统成本。目前国内电堆价格战开始， 成本有望快速下降。2020 年底，国鸿氢能、氢璞创能、深圳氢瑞纷纷公布最新电 堆价格，电堆价格进入 1 元/W 时代。

2.3

应用端：氢能应用场景广泛，横跨交通、发电、储能、工业领域

氢能应场景广泛，借助氢燃料电池技术横跨交通、发电、储能、工业领域。氢能在交通、发电、储能等领域均具有广泛的应用场景，其中交通领域中的氢燃料电 池汽车是目前商业化程度最高的终端应用产品，氢燃料电池汽车与传统内燃机车 在加注氢燃料、续航、驾驶性能和耐久性方面已经相差无几，是真正意义上的零排放的车；并且相对于锂电池汽车，氢燃料电池汽车在载重、加氢时间和续航方 面优势明显；而氢燃料电池发电具备清洁环保、效率高和无间断发电等优点，在固定式发电领域和家用热电联产应用广阔；氢作为储能介质，未来结合光伏、风 电将重塑能源格局；“工业＋绿氢”模式可突破“双控”天花板，国内氢气目前主要用 途在于制氨、制甲醇、炼油及煤化工等工业原料范畴，随着国内可再生能源发电成本大幅下降，绿氢成本问题将逐渐得到解决，绿氢代替灰氢用于工业领域有望 重构化工行业发展格局。

03

氢燃料电池汽车：政策推动下，开启放量降本

氢燃料电池汽车在载重、加氢时间、续航和环保方面优势明显。氢燃料电池发动 机系统本质为可移动发电装置，在运行过程中使用车载储氢装置携带氢燃料通过 电化学反应发电；而锂电池本身为电化学储能装置，其充放电过程为锂离子与正 负极材料间可逆的电化学反应。氢燃料电池发动机系统与锂电池汽车动力系统在 运行过程中均不存在污染排放，作为燃油发动机的良好替代被应用于整车中。纯 电动汽车基于锂电池本身电能充放特点，在中短距离运输中拥有良好的适用性， 而氢燃料电池汽车由于具有长续航里程、低温性能优越、加注时间短等优势，更适合用于长途、大型、商用车领域，预计未来氢燃料电池汽车将与纯电动汽车长 期并存互补，有望形成“乘锂商氢”新能源汽车市场格局，氢燃料电池重卡成为氢 燃料电池商用车大规模应用的突破口。

3.1

政策端：全球各国氢能产业布局加速，政策驱动效应明显

国外：氢能纳入国家能源战略高度，多国争抢氢燃料电池汽车的技术高地。目前， 全球已有 30 多个国家将氢能纳入国家能源发展战略，并从国家层面制定了氢能 产业的发展战略规划，发展氢能和氢燃料电池汽车产业已成为全球共识，其中北 美（美国）、欧洲（德国）和东亚地区（日本、韩国、中国）是产业化程度较高 的地区。从全球主要发达国家的氢能战略布局看，氢燃料电池汽车的研发与商业 化应用是各国关注的重点。与此同时，各国也在拓宽氢能在发电、储能和工业脱 碳中的应用规模。根据国际氢能委员会《氢能源未来发展趋势报告》，预计到 2050 年，氢能消耗量将占据全球能源消费总量的 18%左右。

国内：国家政策持续加码，产业规划逐渐明晰。国家宏观层面，自“十三五”至“十四五”，连续将氢燃料电池汽车列入五年科学技术发展规划中，积极建设“三纵三横” 的研发布局，其中“三纵”即指氢燃料电池汽车、混合动力汽车和纯电动汽车，氢 燃料电池汽车一直是新能源汽车版图的重要组成。之后氢能政策规划不断明晰， 多次将氢能列入能源发展规划并发布了相关政策，以加快氢能及氢燃料电池汽车 的大规模推广应用。2019 年 3 月 5 日“推动加氢设施建设”首次写入政府工作报告， 2020 年 4 月《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》将氢能列入能源范畴，氢能将不再仅作为危化品管理，加氢基础设施发展有望驶入快车道。2020 年 9 月， 国家五部委联合下发《关于开展氢燃料电池汽车示范应用的通知》，正式制定了 氢燃料电池汽车国补政策，氢燃料电池汽车产业已逐步由前期的基础布局向市场化、规模化方向发展。

氢燃料电池汽车国补政策正式落地。2020 年 9 月 16 日财政部、工业和信息化部、 科技部、发展改革委、国家能源局五部委联合发布《关于开展氢燃料电池汽车示 范应用的通知》，补贴政策从之前对氢燃料电池汽车的购置补贴转为以“以奖代补” 方式对入围的示范城市给予奖励。与其他新能源汽车补贴不同的是，本次奖励主 体是产业链上优秀企业所在城市（地级及以上）联合组成的城市群，奖励额度最 高 18.7 亿元（氢燃料电池汽车推广应用奖励 15 亿元、氢能供应奖励 2 亿元、额完成任务奖励 1.7 亿元），补贴重点围绕核心零部件的技术攻关和产业化应用， 以加速关键零部件的国产化进程。

根据氢燃料电池汽车国家补贴政策积分体系细则，可以看出有以下三大亮点：一 是从基本性能指标来看，对于电堆功率密度和系统功率密度提出具体的性能指标 要求，政策奖励向大功率和高功率密度产品倾斜趋势，利好产业链优质企业；二 是八大关键零部件补贴力度大，完全可覆盖生产成本。若同时享受八大关键零部 件补贴，金额高达 20.5 万元/辆，产业链补贴环节从下游主机厂转向上游核心零 部件及关键材料企业；三是氢燃料电池汽车国补向中重型、中远程倾斜，中重型 车辆补贴力度明显加大，预计未来氢燃料电池中重型卡车将成为氢燃料电池商用 车的主战场。同时氢燃料电池汽车国家补贴政策中明确运行示范汽车除满足 3 万 公里运营里程的基本要求外，商用车和乘用车生产企业还需提供 5 年/20 万公里、 8 年/12 万公里的质保，有利于保障氢燃料电池汽车可靠性和使用寿命，避免重蹈 电动车的“骗补”覆辙。

北京城市群：北京市大兴区联合海淀、昌平等六个区，以及天津滨海新区、 河北省保定市、唐山市、山东省滨州市、淄博市等共 12 个城市(区)；

上海城市群：上海联合江苏省苏州市、南通市、浙江省嘉兴市、山东省淄博 市、宁夏宁东能源化工基地、内蒙古自治区鄂尔多斯市等 6 个城市（区域）；

广东城市群：广东由佛山市牵头，联合广州、深圳、珠海、东莞、中山、阳 江、云浮以及福建省福州市、山东省淄博市、内蒙古自治区包头市、安徽省 六安市等 12 个城市（区域）。

从 2017 年开始，各地陆续发布氢能产业发展规划，并公布具体补贴政策，2019 年多省市密集发布氢能产业发展方案，从战略规划、产业政策、补贴扶持等方面 积极给予氢能产业支持，并将加氢站建设作为产业发展重要支撑，将公交车、商 用车、特种车作为氢燃料电池汽车发展重点。

根据地方政府氢燃料电池汽车规划，到 2025 年氢燃料电池汽车保有量有望突破 10 万辆。从各省市发布的氢能规划来看，预计到 2025 年加氢站数量突破 1100 辆，新增推广氢燃料电池汽车 9 万辆，届时全国氢燃料电池汽车保有量将突破 10 万辆。

3.2

市场端：氢燃料电池汽车行业商业化趋势确定

国外以氢燃料电池乘用车为主，国内以氢燃料电池商用车为主。目前氢燃料电池 汽车是全球氢能产业化最高的终端应用产品，截至 2020 年底，全球氢燃料汽车 保有量达到 33398 辆，主要分布在日、韩、中国、美等四大市场，欧洲有小部分 汽车。2020 年韩国市场保有量达到 10707 辆，一跃成为全球第一大氢燃料汽车 保有量国家。美国和中国紧随其后，氢燃料汽车保有量分别为 8931 辆和 7355 辆。

目前全球氢燃料电池乘用车主流车型是现代 Nexo 和丰田 Mirai。截至 2021 年上 半年，韩国现代汽车氢燃料电池车 NEXO 自 2018 年上市以来，全球累计销量达 17852 辆。其中，在韩国本土累计销量突破了 15123 辆大关，成为全球首款在单 一国家销量过万的氢燃料电池车型，其中韩国本土是 NEXO 最大销量市场。与现代 NEXO 不同的是，海外一直是丰田 Mirai 的主要销售市场。截至 2021 年上半 年，丰田 Mirai 累计全球销量为 16386 辆，略低于现代 NEXO。2018 年韩国现代 公布了其氢燃料电池乘用车第二代 Nexo，起售价为 62,385 美元（约合人民币 40.37 万）；2020 年 12 月丰田公布第二代氢燃料电池乘用车 Mirai，日本售价为 710 万日元（约合人民币 44.48 万元），享受日本补贴后最低售价为 570 万日元 （约合人民币 35.71 万元）。

从国外氢燃料电池整车技术参数对比来看，乘用车整车性能上国内还存在一定提 升空间，商用车整车性能国内外差距较小。乘用车：国外的氢燃料电池乘用车多 为大功率氢燃料电池系统（80kW 以上）+小容量动力电池（高充放功率）的全功 率整车方案；国内均为小功率氢燃料电池系统+大容量动力电池的电电混合整车方 案；国外储氢瓶为 70MPaⅣ型瓶，国内均为 70MPaⅢ型瓶，国内还处于小批量 生产阶段。商用车：国内商用车氢燃料电池系统功率普遍偏小，导致配套的动力 电池容量偏大，国内车型全部采用 35MPa 储氢系统。

我国氢燃料电池汽车市场主要集中在商用车，尚无氢燃料电池乘用车量产。我国 氢燃料电池车产业经过前期市场培育，产业链已基本涵盖氢燃料电池整车、氢燃 料电池系统、氢燃料电池电堆及零部件领域，基本建成以整车制造及氢燃料电池 系统为主的氢燃料电池车供应链和产业链体系，尤其是在系统、电堆等方面已基 本实现了国产化供应。根据 GGII 数据显示，2016-2019 年中国氢燃料电池汽车 销量逐年上升，2020 年以及 2021 年销量下滑的主要原因是疫情以及补贴政策转 向及示范城市群的开展导致销量，相关销量会延迟到 2022 年放量。截至 2021 年 11 月我国氢燃料电池汽车保有量为 8452 辆。

我国商用车市场逆势上扬，货车销量持续上涨。2017 年-2020 年我国整体汽车市 场低迷，乘用车整体市场销量逐年下滑，商用车市场逆势上扬。货车销量持续上 涨，客车需求逐年下降。从商用车的细分市场看，货车是商用车的主要市场，销 量占比在 90%左右。“打赢蓝天保卫战”推动了国三老旧货车置换，加上“治超加严”、 “按轴收费”等政策相继实施，超载运力被进一步释放，带动了新购车需求。

我国商用车市场锂电池汽车渗透率较低。我国纯电客车渗透率在 20%左右，氢燃 料货车应用前景广阔，纯电货车渗透率仅为 1%左右，由于纯电动重卡续航里程 短的问题，无法满足长途运输需求，因此氢燃料电池重卡成为新能源汽车长途运 输中选择的另一种技术路线，未来氢燃料货车在长途货运领域的应用前景广阔。

当前我国氢燃料电池汽车主要集中在物流车、客车等商用车领域。根据新能源汽 车国家监测与管理平台的统计数据，截至 2019 年底，国内已接入平台的氢燃料 电池汽车中物流车占比达到 60.5%，公交客车、公路客车、通勤客车等客车占比 达 39.4%，乘用车占比仅为 0.1%；根据势银氢电 TrendBank 统计数据，2020 年 销售的氢燃料电池汽车公交客车、公路客车等客车占比达 90.3%，物流车、牵引 车等货车占比 9.7%，以牵引车为代表的重卡开始放量；客车尤其是公交车，ToG 属性明显，而货车尤其是物流车用户对价格较为敏感。2020 年为氢燃料电池汽车 国补政策申报期，行业处于政策观望期，行业整体销量放缓的背景下，公交车销 量占比近 90%。

3.3

典型应用场景：重卡领域氢燃料电池优势明显

重卡是氢燃料电池最理想的应用场景之一。氢燃料电池相较锂电池而言，具有能 量密度高、续航能力强、加氢快等优势，更适合固定路线且长距离运输的重卡。纯电动重卡续航里程较短、充电时间较长，导致相关市场推广并不十分理想。即 便是采用换电模式减少充电时间，但是也只能在换电站辐射的作业半径内进行运 输工作，而提升续航里程将面临载重量的降低，这都大大限制了电动重卡的适用 场景。而氢燃料更符合重卡的使用需求。一方面相较锂电池，氢燃料电池能量密 度更高，在相同续驶里程下，氢燃料电池重卡凭借自重低的优势增加有效荷载；另一方面，氢燃料电池车加氢时间较短，大约能在 10-15 分钟内完成氢气加注， 而纯电动车充电时间较长，快充也需要 1-2 小时；同时氢燃料电池没有工作温度 限制，而低温一直是锂电池的“天敌”，因此在北方冬季氢燃料电池车的优势更为 明显。

氢燃料重卡占新能源重卡比重持续扩大。从氢燃料种类看，2021 年 1-11 月新能 源重卡技术路线仍以纯电动为主，但氢燃料占比在持续扩大。其中，纯电动车型 的占比达到 91.91%，相比去年同期的 98.57%减少了约 6.7 个百分点；氢燃料电 池重卡和柴油混合动力重卡占比分别为 7.83%和 0.26%，氢燃料电池车型占比同 比有明显上升，相比去年同期上升 7.09 个百分点。

国内外企业纷纷布局氢燃料重卡。在海外，美国尼古拉、日本丰田、韩国现代等 车企已经推出氢燃料重卡；在国内市场，解放、东风、红岩、陕汽、江铃、大运 等车企也已经推出相关氢燃料重卡产品，部分企业已经实现量产。2020 年 9 月， 财政部、工信部等五部门发布的《关于开展氢燃料电池汽车示范应用的通知》补 贴政策落地，明确提出重点推动氢燃料电池在中远途、中重型商用车领域的产业 化应用，支持重型货车发展。截至 2021 年 11 月，实现上牌的氢燃料电池重卡车 企已有 10 家，而去年同期只有 4 家，氢燃料电池重卡累计销量已达到 583 辆，11月份氢燃料电池重卡终端实销148辆，刷新了氢燃料电池重卡的月销量新纪录。

商用重卡作为运输工具，经济性将是驱动用户使用的最终因素。虽然与使用动力 电池的纯电动汽车相比，氢燃料电池重卡在氢燃料补给、续驶里程和污染控制方 面具有优势。但重卡作为运输工具，经济性是技术先进性的重要考量因素，也是 驱动用户使用的最终因素，因此氢燃料电池重卡的使用成本和全生命周期的经济 性是氢燃料电池汽车在重卡领域进一步发展和商业模式探索的关键。我们根据一 汽解放、上汽红岩、成都大运、沃尔沃等燃油、氢能、纯电重卡车型公布的数据 和目前三种重卡车型的平均价格、补贴以及能源的价格，测算了三种重卡目前的 平均使用成本和全生命周期平均成本，基于以下假设：1）假设三种重卡车型的有 效使用年限均为 6 年，平均每年跑 300 天，每天跑 400 公里，因此生命周期总里 程数为 720000 公里；2）由于购置成本和能源使用成本占据重卡生命周期成本的 绝大部分，为了简化模型，我们在测算时暂不考虑重卡的维护成本。

3.4

市场演变：有望形成以发动机系统、电堆企业牵头的行业格局

当前，我国氢燃料电池汽车市场商业化趋势确定，即将迎来放量降本，氢燃料电 池汽车作为新能源汽车的重要技术路线之一，有望与锂电产业链形成“双雄”的市 场格局。

政策端：国家氢燃料电池汽车补贴政策落地和《中华人民共和国能源法（征 求意见稿）》将氢能列入能源范畴，分别从财政补贴和法规上为氢燃料电池 汽车推广扫清障碍。全国绝大部分省市均发布氢能产业发展方案，且氢能以 被多地政府列入十四五发展规划，未来氢能有望国家能源体系中的重要一部 分。在补贴方面，除国家示范城市的补贴外，各地均在前期发布多种形式、 数额较大的地方补贴。目前形成了部分区域产业聚集的特点，主要包括京津 冀、长三角、珠三角、山东半岛、成都和武汉等地区产业集群和示范应用。

供给端：氢燃料电池汽车保有量近八千辆，在市场推动下我国氢燃料电池产 业链体系逐步建立，关键零部件国产化进程不断加速，成本下降幅度大。氢 燃料电池产业链国产化进展迅速，产业外巨头开始介入氢燃料电池领域，将 加快关键零部件国产程度和技术水平。补贴政策重点强调技术突破的八大零 部件包括电堆、空压机、氢泵、膜电极、双极板、质子膜、扩散层和催化剂， 目前除了国产的质子膜和扩散层其他均实现了较大的商业化应用。

需求端：“双碳”政策引爆氢能需求，尤其是钢铁、电力、石化、煤炭等领域， 氢燃料电池重卡成为市场热点。与锂电池相比，氢燃料电池具有长续航里程、 低温性能优越、加注时间短等优势，比较适合长距离的重载和商用车领域， 目前业内已基本形成“乘锂商氢”的共识，氢燃料电池重卡迎来战略窗口期。碳中和背景下氢能的下游应用从交通领域拓展至工业领域，带动上游电解水 制氢设备的快速发展以及钢铁领域的氢冶金应用，氢气的广泛应用将促进氢 气的存储、运输、加氢等环节的发展，有利于氢燃料电池汽车的大规模推广。

氢燃料电池汽车产业规模化降本趋势确定，预计到 2025 年（整个国补期内）氢 燃料电池汽车保有量有望突破十万辆，国补期内整个氢燃料电池汽车市场规模有 望突破 1300 亿元，随着装车量的提升，成本有望大幅下降，整个产业将逐渐向 平价过渡，未来氢燃料电池汽车将成为新能源汽车的重要组成部分。2021 年 8 月，北京、上海、广东入选首批国家氢燃料电池示范城市群，氢燃料电池汽车国 补政策正式落地。根据各地申报方案，本次纳入补贴的氢燃料电池汽车数量大约 在三万辆左右，根据补贴金额的“逐年退坡、总量有限、先到先得”，2022 年氢燃 料电池汽车将会迎来大规模放量，预计 2022 年全年氢燃料电池汽车销量有望突 破 7 千辆，其中氢燃料电池货车预计是主要增量来源，原因一方面是因为本次氢 燃料电池汽车国补政策向中重型中远程货车倾斜，另一方面是目前货车领域新能 源汽车渗透率较低，不足 1%。按照目前市场单台车辆平均价格 140 万元计算， 预计 2022 年氢燃料电池汽车整车市场规模将达到 110 亿元，氢燃料电池动力系 统市场规模接近 66 亿元。另外山东省、湖北省、川渝地区、河南省等地氢燃料 电池汽车基础良好，氢燃料电池汽车规划及推广进度，部分省市已开始申报第二 批国家氢燃料电池汽车示范城市群，综合考虑，预计到 2025 年氢燃料电池汽车 有望突破十万辆，2025 年氢燃料电池汽车市场规模约 676 亿元，氢燃料电池动 力系统市场规模突破 400 亿元，氢燃料电池电堆市场规模接约为 243 亿元。

04

碳中和背景下，氢能应用多点开花，成长空间广阔

4.1

可再生能源制氢：绿电绿氢耦合发展，推动储能新格局

可再生能源制氢是唯一能实现全周期零碳排放的制氢方式，“绿电+绿氢”被视为 是实现碳中和的有力武器，可有效克服可再生能源间歇性、储存性问题。可再生 能源制氢当前主流技术是采用电解水制氢，即将弃风、弃光能源所发电力接入电 解槽电解制氢，并通过储氢罐等设备存储为后续氢燃料电池发电做备用，有助于 解决新能源消纳问题，保障电力系统的安全稳定运行。

电解槽根据电解质的不同可以分为碱性电解槽、质子交换膜电解槽、固体氧化物 电解槽 3 种。目前，碱性电解水制氢（ALK）技术发展最为成熟，制氢成本也相 对较低，已基本实现工业大规模应用，但是能源效率较低，且无法快速调节制氢 速率，与可再生能源发电适配性较差；PEM 制氢技术具有更宽泛的运行功率范围 及更短的启动时间，可实现高电流密度电解、功耗低、体积小、生成气体纯度高、 容易实现高压化，能够很好适应可再生能源的波动性，国外发展较为成熟，在我 国尚处于实验研发阶段；SOEC 制氢技术能耗最低且能量转换效率最高，有望成 为主流可再生能源规模化制氢技术，目前国内外均处于实验研发阶段。

目前国内可再生能源电解制氢以碱性电解水制氢（ALK）技术为主,国外质子交换 膜电解制氢（PEM）技术应用实例较多。ALK 制氢技术方面，国内设备成本仅为 国外设备成本的 60%，目前国内电流密度低于国外，从未来技术升级的角度来说， ALK 的关键在于提高电流密度，同时国内缺乏波动工况性能研究；PEM 制氢的核 心部件电解槽尚未完全实现国产化，尤其是质子交换膜，国内电流密度低于国外， 且国外 Power-to-X（P2X）示范项目多，积累了大量运行数据和技术优化经验。

电费成本占电解水制氢总成本近 80%。影响电解水制氢成本的因素包括电价、固 定成本、运维成本，电费成本占比达到 70%-80%，固定资产折旧、生产运维等其 他因素则可随着技术进步、管理水平提升而降低，整体占比较小。从长远来看， 随着可再生能源电价的降低，采用电解水制取氢气的理论成本较低。

可再生能源电解水制取绿氢或将实现与灰氢平价。用电成本决定了电解水制氢成 本，依靠传统发电模式制氢则成本较高，而可再生能源发电（光伏、风电等）制 氢则具有明显的成本优势。可再生能源 ALK 电解水制氢平准化成本为 22.9-27.7 元/kg（不包括海上风电）；采用 PEM 电解水制氢技术成本将高出 40%左右。采 用 CCS 技术的低碳氢（灰氢）平准化成本在 15-27 元/kg，现阶段略低于可再生 氢（绿氢）成本，未来随着可再生能源发电成本的下降，绿氢将实现与灰氢平价。

可再生能源制氢发展潜力巨大，是实现“双碳”目标的重要路径。内蒙古、山西、 甘肃、吉林等地区为光伏制氢示范项目主要建设地，其中内蒙古自治区能源局在 2021 年 8 月优选了 7 个风光制氢示范项目，其中鄂尔多斯市 5 个，包头市 2 个， 规划光伏发电建设总规模 185 万千瓦，电解水制氢 6.69 万吨/年。中国石化、隆 基股份、阳光电源、宝丰能源、金风科技等光伏、风电、石化巨头企业积极布局 电解水制氢市场。

4.2

氢冶金：钢铁行业实现碳中和的有效途径

碳中和催化钢铁行业低碳升级，氢冶金技术是实现钢铁行业零碳排放的有效途 径。“十四五”更趋严格的能耗“双控”要求和“双碳”目标约束，促使钢铁行业将碳减 排摆在更突出的位置。钢铁行业要实现大幅碳减排，需要对传统冶炼工艺进行创 新性变革，而氢冶金是实现低碳近零排放的终极冶金技术。氢能在冶金领域的创 新与应用，将推动传统“碳冶金”向新型“氢冶金”转变，使钢铁生产摆脱对化石能源 的绝对依赖，从源头上解决碳排放问题。

气基竖炉直接还原更适用于发展氢冶金。氢冶金工艺目前主要有富氢还原高炉与 气基直接还原竖炉两类工艺。富氢还原高炉工艺是对现有长流程工艺的改进，减 碳幅度为 10%-20%，减排潜力有限；气基直接还原竖炉工艺是直接还原技术，不 需要炼焦、烧结、炼铁等环节，能够从源头控制碳排放，相较于高炉富氢还原减 碳幅度可达 50%以上，减排潜力较大，是迅速扩大直接还原铁生产的有效途径。但气基竖炉存在吸热效应强、入炉 H2气量增大、生产成本升高、H2 还原速率下 降、产品活性高和难以钝化运输等诸多问题。欧洲、日本、韩国等国家和地区的钢铁企业均制定了包括氢能冶金在内的低碳冶 金技术路线图，加快研发、试验和应用，为实现碳中和目标寻求工艺技术突破。目前国内部分钢铁企业已发布氢冶金规划，建成示范工程并投产，取得一定的创 新突破，但示范工程尚处于工业性试验阶段，还存在基础设施不完善、相关标准 空白、成本较高、安全用氢等问题，而且现阶段考虑气源、制备、储运、成本等 因素所用氢气多数仍为“灰氢”，距离实现“绿氢冶金”还有很长的路要走。未来还需 深入研究分布式绿色能源利用、氢气制备与存储、氢冶金、CO脱除等领域的关 键技术，形成以氢能为核心的新型钢铁冶金生产工艺。

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陶腾辉，申万宏源证券资深投资顾问，执业证书编号：S0900618090007。

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