一、始于政策：碳中和以及能源安全双轮驱动

（一）碳中和战略加速前行，“终能源”走向台前

气候变化已成为全球性议题，碳交易价格进入历史高点。二氧化碳导致的气候变暖是工 业化发展的副产物，全球二氧化碳排放呈逐年上升态势。据 Global Carbon Project 统计 2021年全球共计排放二氧化碳 368亿吨。按XXX来看，中国是x大碳排放国，2021年总 计排放 113 亿吨，约占总排放量的 31%；按来源看，石油和煤炭产业是二氧化碳排放x 大的来源，2021 年石油和煤炭产业分别排放 118 亿吨/150 亿吨二氧化碳，合计约占总排 放量的 73%。随着气候形势的日益严峻，以欧盟为首的发达XXX碳交易价格从 2021 年 开始进入历史性的高速上升期：2005年至 2020年末，碳交易价格在 4~30欧元/吨震荡； 从 2021 年 1 月开始高速上涨，截至 2023 年 2 月，欧盟碳交易价格已突破单吨百欧元大 关，短短两年实现同比增长 200%以上；亚太地区也逐步建立稳定的碳排放交易机制， 2021 年日本、新加坡等亚太XXX制定价格为 2~3 美元/吨二氧化碳；中国当前碳交易价 格约在 40~70 元/吨。若按照欧盟单吨价格 100 欧元/吨二氧化碳测算，全球二氧化碳减 排市场的理论上限已达到 27 万亿元。

地缘危机下能源安全重要性凸显。早在 20 世纪 70 年代，经历多次石油危机冲击的西方 XXX便已开始探索替代能源以减少对石油的进口依赖，尽可能削减油气资源消费开支。 当前全球主要油气资源分布不平衡，大多数XXX均有摆脱石油进口依赖的诉求。日本 能源对外依赖度高的本质原因为其地域狭窄且资源稀缺。2011 年福岛核电站事故后核能计划搁浅，日本能源对外依赖度一度上升至 95%。近年来日本依托海上的风光资源，发 展风能，光能及氢能等可再生能源，能源对外依赖度稍有下降，但仍接近 90%；欧盟的 能源结构同样“脆弱”，对外依赖度接近 60%，其中进口自俄罗斯的能源达总供给的 24%。2022 年俄乌冲突成为欧盟能源危机的催化剂，欧洲决定能源去俄罗斯化，推出 RepowerEU 计划，计划中 2030 年的氢能产能目标被提升至 1000 万吨。

两大议题催生能源替代，氢能或成终答案。2022年能源安全和气候变化两大全球性议 题同时升温，新能源产业因此高速发展。作为新能源的一种，氢能产热的基本原理为氢 和氧气生成水，燃烧过程不生成任何环境污染物质，且具有较高的质量能量密度：燃烧 热值约为 120~142MJ/kg，分别约为当前主流能源汽油，硬煤和天然气的 2.7、5.0 和 2.9 倍，是当之无愧的“高效能源”。除高热值/零污染两个核心优势外，与其他清洁能源相 比，氢能还具备储存灵活性高，储能无时间地域限制以及稳定性好等优势。在未来零碳 社会变革式需求的催化下，氢能有可能成为能源问题的终答案。取国际能源署、国 际可再生能源机构等多个权威机构 2050 年氢气需求预测值平均数，2050 年全球氢气需 求预计在 6.5 亿吨左右，按照武汉氢能产业发展政策中的氢气核定价格即 35 元/kg 粗略 测算，2050 年全球氢能市场空间可达 22.8 万亿。但与此同时，因其元素特性氢能同样 具备流速快，易燃易爆和易造成金属材料脆化等缺点，这也是氢气大规模推广难的本质 原因之一。

（二）各国氢能政策梳理：氢能战略地位已基本确立

日本：氢能先锋，产业完备。日本对氢能的布局较早。自 1973 年石油危机爆发，日本 x便开始出资支持氢能和燃料电池技术研发。2010 年前，日本能源的发展重点以核能 为主，核能一度成为日本核心能源产业，2010 年时核能占据日本一次能源供给的 11%。 2011 年，福岛核电站重大事故发生，核能因安全问题几乎被全面淘汰，日本能源自给率 重回低点。此后日本的能源自给计划转向风光氢产业链。2013 年底，日本《氢能与燃料 电池战略路线图》发布，明确家用燃料电池、燃料电池汽车和加氢站商业化定量目标。 2017 年底，日本x正式发布《氢能基本战略》，在此战略中日本x计划到 2030 年， 降低制氢成本至 3 美元/kg、发电成本至 17 日元/kw·h，形成商业化供氢能力 30 万吨/ 年，建设加氢站 900 座。2020 年 12 月，《2050 年碳中和绿色增长战略》由日本经济产业 省发布，再次强调氢能产业对于日本能源供应端清洁低碳化的重要性，公布资金支持规 模约 2.33 万亿美元，并指出预计到 2030 年进口氢气 300 万吨、成本下降至 20 日元/标 方，到 2050 年氢气供应量达到 2000 万吨。

欧盟：能源危机下氢能战略加速。20 世纪 70 年代后，随着石油危机对西方经济的严重 冲击，西方XXX普遍开始探索替代能源以减少对石油进口依赖，尽可能削减油气资源消 费，而氢能成为重点研究领域之一。20 世纪 70 年代，欧共体投入氢能的科研经费达 7200 万～8400 万美元。进入 21 世纪，随着欧洲一体化发展，欧盟加强对气候和能源问 题的关注，对发展氢能不断提出支持性政策。2020 年 7 月，欧盟委员会正式发布《气候 中性的欧洲氢能战略》政策文件，同时宣布建立欧盟氢能产业联盟，目前已有 15 个欧 盟XXX将氢能纳入其经济复苏计划。 俄乌冲突发生后，氢能更成为欧盟能源转型战略中的重要部分。2022 年 5 月，欧洲决定 能源去俄罗斯化，欧盟委员会推出RepowerEU计划，提升氢能产能目标。同月欧洲能源 供应调整计划公布，目标是到 2030年在欧盟生产 1000 万吨可再生氢，并进口 1000万吨 可再生氢，可再生氢产能达到 2000 万吨。以 Repower EU 计划为主线，欧盟在制氢端启 动氢能银行弥补灰氢和绿氢之间的成本差距，试点拍卖将于 2023 秋启动，主要资金来 源为欧盟排放交易体系创新基金；在加氢站方面初步达成协议，在核心路段至少每 200km 安装一个加氢站。

美国：战略储备，技术领先。自 20 世纪七八十年代石油危机爆发开始，美国x开始 关注氢能，并以能源部(DOE)为核心开展相关探索。21 世纪初，氢能被纳入XXX能源战 略体系之中，2002 年 DOE 先后发布了《美国向氢经济过渡的 2030 年及远景展望》《国 家氢能路线图》两份文件，明确氢能是未来能源领域重要发展方向，但随着页岩气革命 兴起，氢能发展战略被搁置，但x仍视氢能与燃料电池为战略性先进技术，持续进行 研发投资，确保其技术领先地位。2020 年，DOE 发布了《氢能计划发展规划》，提出未 来十年及更长时期氢能研究、开发和示范的总体战略框架，2021 年发布《碳中性氢能技 术基础科学》研发指南，明确了高效新型电解水制氢、氢机理等 4 个优先研发方向。氢 能基建入选《基础设施投资和就业法案》，美国x将投入 95 亿美元用于区域氢能中心 建设以及氢能全产业链示范与研发。2022 年 8 月美国参议院通过《降低通货膨胀法案》， 该法案将在十年内对低碳氢提供x多3美元/公斤的税收抵免，这使得美国的可再生氢成 为世界x便宜的氢。美国的液氢技术处于全球性的领先地位，截至 2022 年末，美国 1/3 加氢站为液氢储氢模式，液氢民用占据主流市场，液氢总产能约占全球总产能的 70%。

中国：起步较晚，发展迅速。2019年，氢能首次出现在《x工作报告》中，自此氢能 被纳入中国能源体系，之后氢能多次出现XXX关于能源的规划政策中。2022 年是国内氢 能政策的关键之年，3 月 23 日XXX发展改革委、XXX能源局印发《氢能产业发展中长期 规划(2021-2035 年)》，氢能首次以核心地位而不仅是一席之地出现在XXX层面的指导 文件中，规划明确给出定量展望，2025 年实现燃料电车保有量 5 万辆，可再生能源制氢 量 10-20 万吨/年，实现二氧化碳减排 100-200 万吨/年。受此信号指引，2022 年开始各地 氢能政策发展规划密集出台。经统计，截至 2023 年 2 月，全国内陆省份中仅有黑龙江/ 贵州/海南/云南 4 个省份未出台针对性政策，其余省份均已明确给出氢能中长期规划。 截至 2022 年末，中国已建成加氢站 274 座，数量全球x。

对比各国氢能政策及其远期目标可以发现，1) 2020 年前后是大部分XXX氢能XXX政 策的密集发布期，氢能产业链真正启动全球化发展仅不到 5 年时间。2)中国氢能产业发 展规划中对 2025 年的清洁氢能产量，燃料电池车数量的规划相对保守。中国XXX层面 规划的清洁氢能产量约为 10~20 万吨/年，仅为欧盟规划的 1/10~1/5；中国燃料电池车 2025规划数量为 5 万辆，约为日本、美国同期规划的 1/4 和 1/3。进一步考虑到中国具备 更高的人口数和消耗量，中国氢能规划的保守性则更为显著，我们认为可能的原因为中 国在氢能的产业链布局起步时间相对较迟，稳健切实的规划更有利于产业健康发展。

二、产业加速：国产替代推进，静待规模效应加速降本

氢能产业链链条较长，可分为上游制氢，中游储运以及加氢站建设环节以及下游应用环 节。本节将分别对按顺序依次对各环节的技术现状，成本拆解以及政策引领下的未来展 望等维度的核心要点介绍，并对用氢成本的核心变量进行分析，x后再介绍国内氢气产 业链的发展模式。

（一）制氢：灰氢仍为主流，可再生能源制氢经济性逐步显现

制氢方式安直接原料可细分为化石能源产氢、工业副产氢以及电解水制氢，按清洁程度 可以不同颜色分为灰氢/蓝氢/绿氢。灰氢的具体生产途径主要包括煤制氢以及工业副产 氢；蓝氢通常是指天然气通过蒸汽甲烷重整或自动热重整技术分解成氢气和二氧化碳， 二氧化碳被捕获然后储存，相对直接的工业产氢，由于引入碳捕捉技术，二氧化碳排放 得以减少，清洁程度更高；绿氢生产流程为依托电解槽电解将水分子(H2O)分解成氢(H2) 和氧(O2)，且所消耗电力来自可再生能源，全生命周期里不排放任何二氧化碳。据《中 国氢能源及燃料电池产业白皮书》，2020 年中国氢气 67%来自于化石能源，30%来自于 工业副产氢，只有 3%是来自可再生能源。预计到 2030 年依然以化石能源制氢为主流， 可再生能源制氢达到 15%的比例，2050 年实现可再生能源制氢占总供给的 70%。

具备天然成本优势的灰氢生产仍为主流技术。我国具备丰富的煤炭以及工业副产氢气资 源(氯碱副产，丙烷脱氢，焦炭副产)。煤制氢是当前制氢成本x低的方式之一。据氢云 链及《石油与化工》数据，以技术成熟的煤气化技术为例，在原料煤(6000 大卡，含碳 量 80%以上)价格 600 元/吨情况下，氧气价格为 0.7 元/标方的情况下，制取氢气成本约 1.0 元/标方氢气（12 元/kg）；蓝氢在化石能源制氢的基础上需要结合碳捕捉技术，从我 国的实际资源情况出发，基于原料为煤炭的假设，当前我国碳捕捉技术成本约为 350~400 元/吨，以 350 元/吨为假设时，制氢成本约为 1.4 元/标方氢气（16 元/kg），碳捕 捉技术约贡献 0.3~0.4 元/标方的成本增量。

绿氢是实现全生命周期零碳排放的必经之路，电力成本占总成本比例较高。绿氢生产过程本质上为利用氢气的高能量密度等特性实现可再生能源的高效储存，其转换路径依托 电解槽实现。绿氢的成本基本由电力成本决定。经测算，电力成本约为绿氢成本的 70%~90%，若按照单标方氢气耗电量为 4.4kwh, 电力成本 0.6 元/kwh 计算，绿氢的生产 成本约为 2.8 元/标方。但随着可再生能源装机量的增加以及发电成本的不断下降，绿氢 的生产成本有望与蓝氢甚至是灰氢持平。据我们测算，当电力成本下降 50%至 0.3 元 /kwh 时，绿氢的生产成本基本和蓝氢持平；当电力成本下降 70%至 0.18 元/kwh 时，绿 氢的生产成本基本和煤气化制氢持平。绿氢成本的有效降低对于氢气能否成为真正的零 碳能源至关重要，其实现途径有两种：1) 降低可再生能源成本；2)提高电解槽效率减少 产氢单位用电量。

随着可再生能源装机量的持续上升以及技术更迭，绿电成本下降已经是明显且可预见的 未来趋势。据 IRENA 统计，全球太阳能光伏、陆上风电以及海上风电 2021 年平准化发 电成本同比 2010年分别下降 88%，60%以及 68%，若不进一步考虑发电小时数的问题， 当前三种可再生能源的发电成本实际上已经足以使可再生能源制氢与蓝氢成本相匹敌。 此外，由于风能和光能间隙性波动造成的弃风弃光资源可转化为氢能储存，2021 年全球 光伏发电利用率仅在 15%左右，风电利用率为 35%左右，亟需多种储能方式灵活完成储 能消纳，绿电制氢和可再生能源调峰有望形成相辅相成的双赢局面。

绿氢项目“因地而设”，产能有望进入高速增长期。经不完全统计，国内现有规划产能 已超出《氢能产业发展中长期规划(2021-2035 年)》2025 年达到 10-20 万吨的基本预期， 集中建设于可再生能源丰富的“三北”地区。2023 年 1 月，内蒙古能源局宣布实施具备 条件的风光制氢一体化示范项目共计 15 个(4 个离网型，11 个并网型)，配套新能源规模 631.2 万千瓦(其中风电 473.2 万千瓦，光伏 158 万千瓦)，制氢能力总计达 28.2 万吨/年， 总投资 495.8 亿元。项目集中于 2023 年上半年开工，2024 年年底投产；2022 年 12 月 5 日，宁夏发改委发布《宁夏回族自治区可再生能源发展“十四五”规划》，规划显示宁 夏“十四五”期间有 11 个绿氢项目储备，绿氢产能将达到 8 万吨/年；河北省则预计在 十四五末将形成 10 万吨/年的可再生能源制氢。

碱性电解槽仍为主流设备，PEM 已实现初步应用。由于技术成熟且投资运行成本低，催化剂易得等优点，碱性电解槽为当前国内主要使用的电解槽种类，市占率达 97%(势 银数据，2022)。然而碱性电解槽的响应延迟和可再生能源波动性之间的不兼容将带来 隐形电力成本，PEM的快速响应能力则更能适应风光电的波动性，但受限于其前期投资 较高(约为碱性电解槽的 3~4 倍)及国产技术不成熟等问题，商业推广速度较慢。但近年 来 PEM 水电解制氢技术已在部分项目中成功投运，2022 年 12 月末，我国单套x大 PEM 电解水制氢装置在中原油田成功投产，投产后日产高纯度“绿氢”1.12 吨。据势 银统计，2022 年中国碱性电解水制氢设备的出货量约 776MW，电解槽总出货量在 800MW 左右，相比 2021 年约 350MW 的总出货量实现翻倍增长。

规模化进程稳步推进，成本下降苗头已现。2021 年 4 月，宝丰能源公告 200MWp 光伏 发电及 20000 标方/小时电解水制氢示范项目已于 2021 年初部分建成并投入试生产，氢 气综合成本可以控制在 1.34 元/标方(约 15 元/kg)，已经接近煤制氢水平；2022 年 12 月 末，吉电股份公告风光制绿氢合成氨一体化示范项目，根据其项目可行性研究报告，基 于合成氨价格为近五年间我国东北区域合成氨平均价格即 3520 元/吨的假设，该项目的 资本金内部收益率为 4.57%，以上上市公司项目信息表明绿氢项目已经能够实现不错的 收益率。

（二）储运：氢能大规模使用的瓶颈环节

如前所述，我国可再生能源制氢产能分布将主要集中在三北地区，而氢能的主要消耗则 处于内陆区域，因此氢气的长距离储运是我国氢能大规模推广使用的瓶颈环节。 氢气的储运按储存状态划分主要有气态、液态以及固态运输，按运输载体分别对应气氢 拖车和管道运输(气态)，液氢罐车和有机液氢运输(液态)，固态氢运输。

长管拖车的经济性主要受限于运输距离。国内目前氢气主要的运输方式仍主要为依托 35MpaⅢ型储氢瓶的长管拖车式气态运氢，而海外气态运氢多采用 70MpaⅣ型储氢瓶。 对30Mpa长管拖车运氢成本进行拆解，油费、人工费以及过路费是长管拖车运氢主要的 运输成本来源，该部分成本下降空间较为有限。单位运氢成本将随着运输距离线性上升， 当运输距离为 200km 时，氢气的单位运输成本仅为 0.6 元/标方，假设绿氢的制氢成本为 2.8 元/标方，此时氢气的运输成本仅为制造成本的 20%。对于兼备丰富氢能资源以及下 游需求的区域，如山东青岛等地长管拖车运氢方式较为经济。但我国未来的可再生能源产地与下游需求之间存在地域错配，以主要清洁能源资源地新疆和需求地湖北为例，运 输距离需达 3000 公里以上，氢气的理论运输单耗达到 5.9 元/标方。改用 70Mpa 储氢瓶 可以扩大单次氢气运输量从而降低单位氢气运输成本，但同时储氢瓶设备成本也将随之 升高。阀门价格和瓶身所用碳纤维材料是两种储氢瓶主要的成本差异来源。70MPa 瓶阀 国内厂家尚不能实现自主量产，国外供应商价格单个可达 2.2~10 万元(21 世纪财经报道 数据)；碳纤维材料则已经由中复神鹰等企业实现一定程度的国产替代。

液化装置国产化进程仍处于初期。液氢储运的核心在氢液化和液氢储运两个环节，液化 装置是液氢厂的核心装置。对液氢运输的成本进行拆解，液化电费成本是总成本的主要 来源，约占总成本的 60%~70%。同时，相比长管拖车，液氢运输成本对距离敏感性较 低。由于通过提升液化装置的生产规模可有效降低单位能耗成本，因此形成大规模液氢 工厂可有效降低液氢运输成本。经测算，固定运输距离为 600km 时，当液氢厂规模由 5TPD 扩大至 30TPD 时，氢气单位运输成本将从 1.01 元/标方下降至 0.65 元/标方，相比 气态运氢中程运输距离经济性明显。 国内氢液化技术发展起步较晚，相对海外仍有一定差距，但随着氢能发展战略地位的确 立，液氢发展迎来重要拐点，液氢设备规模化与国产化趋势逐步显现：2022 年末，中科 富海首套具有自主知识产权的国产 1.5TPD 氢液化装置在安徽阜阳调试成功，顺利产出 液氢产品；另有久泰内蒙液氢项目，海盐氢能源和工业气体综合项目等设计产量达 30TPD 的外资参与工程处于审批在建之中。在短期无法实现全面建立氢能网络的情况下， 液氢运输或将成为主流，未来也有望成为管道运输灵活且具备经济性的辅助手段。

管道运输需与下游需求匹配发挥效用。管道投资额是管道运输成本的x主要因素，前期 的高额投资/建设项目审批周期长是管道运氢难以大规模建设的主要原因。我国氢源地 和人口密集的氢能需求地之间的距离约在2000~3000km。我们测算，对于运输量为10万 吨/年的氢气管道，运输距离在 2300km 时，如若下游年需求能稳定保持在 10 万吨，氢 气的单位运输成本仅为 0.9 元/标方，假如下游年需求仅为 10 万吨的 25%，氢气的单位 运输成本将上升至 3.6 元/标方。进一步考虑到《氢能产业发展中长期规划(2021-2035 年)》 给出的指引，预计 2025 年中国燃料电池车辆保有量达到 5 万辆，假设全为燃料电池重 卡，车辆氢耗在 8kg/100km，单车年运行里程为 20 万公里左右，氢气年需求量可达 80 万吨。因此我们预计 2025 年下游需求足以匹配氢能的管道运输，形成一定的规模化效 应，氢气运输成本可有效降低至合理范围内。

2022 年中国氢气管道建设进入资本密集期，中石化中石油等国企为主要投资方。截至 2023年 1 月，国内纯氢/掺氢管道建设总长度已达到 1000km 以上，x长记录在案的氢气 运送管道长度 400km。另据 2022 年 12 月消息，内蒙古科学技术研究院与中国石油天然 气管道工程、中太(苏州)氢能源科技签署战略合作协议。三方将合作共建乌海至呼和浩 特输氢管道暨“内蒙古氢能走廊”项目，该项目拟建设我国压力x高、长度x长的氢气 干线管道，国内纯氢管道建设长度有望再创新高。

对三种运输方式的经济性进行对比分析： 1） 首先明显看到100%利用率的管道运输在几乎全距离上的显著优势，事实上工厂中副 产氢和下游用氢环节之间的运输大部分也都由管道完成；对于仅有 25%利用率的管 道运输，其与 30TPD液氢运输的平衡点为 375km，与 5TPD液氢运输 的平衡点约为 650km。 2） 相较当前主流的 30Mpa 气态拖车运氢技术，超过 375km 时 5TPD 液氢运输方式便具 有更高的经济性；即使气态拖车运氢进一步发展至 50Mpa，超过 600km 时经济性仍 不敌 5TPD 液氢技术。 3） 在短期下游需求尚未真正爆发的先冷阶段，同时进一步考虑管道的审批建设周期较 长而国产 5TPD 量的液氢技术加速突破中，合理推断液氢技术有望成为行之有效 且较快落地的“冷启动关键点”。

（三）加氢站：链接上下游产业链的关键设施

加氢站将不同来源的氢气通过压缩机增压储存在站内的高压罐中，再通过加气机为氢燃 料电池汽车加注氢气，是氢燃料电池商业化的重要基础设施，核心设备有氢气压缩机、 储氢容器、加氢机等。 经过数十年的发展，中国加氢站已发展出多种类型。按建设方式划分可分为固定式和移 动式；按氢气的储存状态可分为高压气态储氢和液氢站。我国加氢站的类型逐步由作为 示范工程的撬装式转变为固定式，由纯氢站转为油氢合建站，并发展出站内制氢供氢一 体化模式。据《中国加氢站产业发展蓝皮书 2022》，截至 2022 年 7 月初，当期新增加氢 站数量中，撬装站比例从 2018 年初的 60%下降至 10%，合建站比例从 2018 年的 0%上 升至 60%。站内制氢加氢站一体站数量达到 17 座。2023 年 2 月 15 日，国内首个甲醇制 氢加氢一体站投用，该站是由中石化燃料油公司大连盛港油气氢电服“五位一体”综合 加能站升而来；加氢站的加注能力同样在逐步提高，GGII 调研数据显示，2016 年至 2022 年 9 月，新增加氢站的日平均加注能力从 300kg 左右增长至 900kg；自 2022 年以来 国内加氢站规划项目的加注能力多在 1000kg 以上。

主要成本来源压缩机的国产化率逐步上升。外供加氢站的主要设备有卸气柱，压缩机， 储氢罐，加氢机，及附属的氮气系统、氢气冷却器和顺序控制阀组等，若为一站式制氢， 还需添置合适的制氢装置。对于外供式加氢站，压缩机是其x为核心的部件同时也是主 要成本来源之一，约占外供式加氢站建设成本的 30%，占一站式加氢站总运营成本的 15%。压缩机按技术原理可分为隔膜式压缩机、液驱式压缩机以及离子压缩机，其中隔 膜式压缩机因辅助隔膜的存在可避免气体泄漏和气体污染，市占率达 60%以上。液驱压 缩机也因结构简单等优点在压缩机市场占据一席之地，市占率约为 30%。压缩机成本居 高不下的关键原因之一为国产品牌市占率较低，但 2017 年后压缩机中国产品牌的市占 率稳步提高，已从 0%逐步提升至 32%(2022Q1)。

人工和运营成本约占总成本的一半。加氢站是氢能产业链中直接面向消费者的终端环节， 对其成本进行拆解发现，人工和运营成本占其总成本的 50%以上，该部分通过技术迭代 下降的空间有限。当务之急是提高加氢站的有效运营时间，若以 40%为加氢站的平均利用率，经测算加注能力为 1000kg/d 的外供式加氢站氢气单位成本约为 1.5 元/标方，结合 前文分析和国内现状，可合理假设电解水制氢成本为 2.8 元/标方和 400km 长管拖车运氢 成本为 1 元/标方，合计约 5.3 元/标方(约 60 元/kg)，该结果较为接近目前市面上加氢站 的外售价格，意味着消费者平均用氢成本高昂。 政策直接助力加氢站运营，加速氢能网络建立。自 2022 年开始，各省市密集出台加氢 站直接补贴政策，单站建设补贴上限约为 500万元，运营补贴 10~30元/kg 不等。与此同 时，国内多省密集发布放宽非化工园区制氢的政策，非化工区制氢加氢管控逐步放开。 政策补贴和减少管制双管齐下，消费者用氢成本有望快速降低。截至 2022 年,我国已建 成加氢站共 274 座，另据金联创对各地方现有氢能产业加氢站的发展规划统计，预计到 2025 年，各地方规划建设加氢站超 1041 座。

对前文的产业链梳理进行整理，基于绿氢-管道运输-加氢站-终端客户的产业模式假设， 我们认为当前决定消费者用氢成本的三大首要因素分别为绿氢单位电力成本，需求端决 定的运氢管道和加氢站的下游利用率。结合前文所提到的资料对三大因素进行敏感性分 析，假设运氢管道和加氢站的下游利用率同步变动，经测算，当绿氢单位用电成本为 0.2 元/kwh，加氢站及管道利用率达到 70%时，氢气价格约为 40 元/kg；若进一步加氢站 及管道利用率上升至 100%，氢气价格约为 30 元/kg，可达到各省市政策的指导价。

（四）产业链全览：以城市集群为主要发展模式

当前我国氢能产业链主要以城市集群的模式开展。2021 年 8 月，五部委联合发布《关于 启动燃料电池汽车示范应用工作的通知》，同意北京、上海和广东报送的城市群启动实 施燃料电池汽车示范应用。同年 12 月，河南和河北燃料电池汽车示范城市群相继获批， 自此全国形成“3+2”燃料电池汽车示范格局。下文主要介绍北京、上海和广东的城市 群发展模式： 北京城市群氢气供应由副产氢和水电解为主。北京燃料电池示范城市群由北京、天津滨 海新区以及河北省唐山市、保定市和山东省滨州市、淄博市等 12 个市区组成，其中河 北和山东为主要的氢源供应地，北京是燃料电池的核心推广地。制氢端，据《中国加氢 站产业发展蓝皮书 2022》统计，北京城市群中参与氢气供应的部分气体供应商中有或 包含水电解为制氢技术的厂家占比约为 1/3，规划项目中水电解技术占比约 50%，均为 可再生能源制氢项目。储运端，氢源供应地至北京距离约为 200~400km, 长管拖车式运 氢可基本满足运输要求。

上海城市群氢气供应暂以副产氢为主，绿氢有望成为未来主流。上海燃料电池示范城市 群由苏州、南通、嘉兴、淄博、宁夏宁东能源化工基地、鄂尔多斯市等 6 城共同组建 “1+6”上海城市群，其中江浙沪是x为核心的工业副产氢源供应地，宁夏宁东和鄂尔 多斯的加入则保障未来可再生能源制氢供应。制氢端，据《中国加氢站产业发展蓝皮书 2022》统计，当前上海城市群中参与氢气供应的部分气体供应商中以水电解为制氢技术 的厂家占比不高；储运端，主要工业副产氢源供应地至上海距离均在 100km 以内, 长管 拖车式运氢具备不错的经济性；可再生氢源与上海之间距离较远，长距离下管道运输将 是上海城市群未来的发展方向。2022 年 11 月，上海 4 公里输氢管道全线贯通，服务于 x条完全面向新能源汽车行业的高水平无取向硅钢生产线；消费端，鄂尔多斯重卡及 工程物流车辆保有量超过 30 万辆，是国内x大的燃料电池重卡和矿车应用市场。 广东城市群上游氢气资源相对匮乏。

广东城市群上游氢气资源相对匮乏。广东燃料电池示范群由佛山市牵头，联合广州、深 圳、福州、珠海、淄博以及内蒙古包头等城市。制氢端，广东示范群的供应商氢源生产 技术较为特殊，以化石能源制氢为主，约占总数量的 50%。且广东区域氢气产能总量较 少，据势银统计截至 2022 年中供应商年总产能低于 1 万吨，且主要石化企业集中在茂 名、湛江等地，距主要消费区域佛山 300~400km，氢气储运成本不容忽视。未来随着加 氢站的铺设和燃料电池的投放，广东城市群将面临较大的资源缺口。因此当前解决氢源 供给成为其首要建设任务，建设一站式加氢站以及利用其低成本的蓄冷电力是两种可能 的解决方向。

自 2022 年《氢能产业发展中长期规划(2021-2035 年)》出台后，三大城市群引领全国各 省市密集出台相关政策，对其统计整理发现： 1) 政策对加氢站补贴后终端价格预期在 35 元/kg 左右，单位气体补贴价格在 10~30元/kg 不等，单个加氢站预计服务燃料电池汽车 100~150 辆，对加氢站的单站建设补贴在 300 万元左右。 2) 北京，上海，佛山为燃料电池汽车推广核心承载地区，内蒙古，宁夏等地为可再生能 源制氢承载地区；可再生能源制氢规划以 2023~2025 年为导入期，2025~2030 年为高速 增长期，以鄂尔多斯市为例，2025 年规划可再生能源制氢量 40 万吨，可供应重卡约 2 万辆，2030 年规划可再生能源制氢量 100 万吨，可供应重卡 5 万辆。依托鄂尔多斯丰富 的可再生能源及其广阔的重卡应用场景(鄂尔多斯市运煤重型卡车、工程货车保有量约 33万辆，其中从事煤炭中短途运输 18万辆、工程卡车 15万辆)，鄂尔多斯有望成为未来 的“氢能重地”。

三、应用开启：双轮驱动，想象无限

（一）从原料转向能源，氢气重定义

2020 年我国氢气总需求量约为 2100 万吨，应用仍以工业原料为主，合成氨用氢是氢气 x大的消费领域，占总消费结构的 37%；随着氢能基础设施的落地和储用技术的更新迭 代，据中国氢能联盟预测，到 2050 年我国氢气需求将达到约 6000 万吨，且消费结构将 发生根本性转变，以燃料电池为依托的交通运输领域将占据氢气消费的半壁江山，消费 量达到 2458 万吨，占比约 41%；工业领域则主要受化石原料替代/钢铁冶炼需求拉动， 消费量预计达到 3370 万吨，占比约 56%。在顶层设计引领下，随着基础设施落地，氢 气在人类社会中的角色将被重新定义。

（二）交通领域：氢能重卡先行，引领行业突破

燃料电池的发电原理为定向控制氢气与氧气反应时的电子转移形成“电子的定向移动” 即电流，从而将反应的化学能转化为电能，可以说燃料电池与锂电池发电原理本质一致， 其区别仅在于“原料”(氧化剂和还原剂)的不同。与所有电池类似，燃料电池的核心部 件为阳、阴、电解质和外部电路。当前氢燃料电池主要依据电解质的不同进行类型 划分，可分为质子交换膜燃料电池(PEMFC)、碱性燃料电池(AFC)、磷酸燃料电池 (PAFC)、熔融碳酸盐燃料电池(MCFC)和固体氧化物燃料电池(SOFC)。

质子交换膜由于其工作温度低，启动快，比功率高等优点逐步成为国内外主流技术。膜电池组件是质子交换膜燃料电池的核心功能部分，由负责“输送原料”的气体扩散层， “充当电”的催化剂层，以及“高效转移离子”的质子交换膜组成。另由于单一颗电 池只能输出相对较小的电压，大约 0.7V，所以燃料电池多以串联的方式即电堆的方式存 在。电堆中除核心部件即膜电池组件外，还有双板和垫片两种主要硬件：其中双板 的作用为隔离相邻的膜电池组件，同时提供机械支撑；垫片则被用于紧贴在膜组件表面， 形成气密性密封，更好地隔离相邻的膜组件。

商用车为燃料电池的主流应用场景。相较于锂电池，氢燃料电池优势在更高的功率和能 量密度，在加氢站网络尚不成熟和氢源有限的情况下，其适用的应用场景主要为三大类： 固定路线，中长途干线，高载重(需结合质量密度更高的液氢技术)，与商用车的使用场 景更为匹配，可和主要适用于短途乘用车的锂电池电动车形成互补。 燃料电池的应用首先以客车为切入口，2018 年燃料电池汽车总销量约为 1362 辆，其中 客车占比达 92%；2022 年销量上升为 3368 辆，同比 2021 年增长 116%，增量主要由燃 料电池货车尤其是半挂牵引车贡献，2022 年货车所占比例由 2018 年的 8%上升至 2022 年的 59%。货车中商用重卡由于自重较大及对能量密度要求高，未来或将成为氢燃料电 池的主要发展重点，且当前受政策补贴倾斜和电堆功率提升以及低碳战略三重因素驱动， 国内氢燃料电池在重卡领域的发展已进入快车道，有望成为氢能在交通领域的首发重点 应用： 1) 2020 年 9 月发布的氢燃料电池补贴政策中，相较上一版补贴，政策对于中型货车补贴 大幅下滑，轻型货车稍有下滑，重型货车补贴倾斜则在新政中更加突出，对于 31t 以上 的重型货车来说单车补贴上限涨幅达 36.5%。

2) 燃料电池电堆功率稳步突破。早期系统功率的增长主要跟随补贴趋势提升。后期随着 燃料电池技术的进一步发展，系统功率由 2017 年的 35kw 上升至 2020 年的 70kw。2022 年 6 月，从工信部的《免征车辆购置税的新能源汽车车型目录》中披露的各车型数据来 看，新车功率大部分已超过 100 千瓦。近年来国内主流燃料电池电堆企业都在持续研发 大功率产品，尽可能与重卡需求(110-200kw)相匹配。 3)重型车节能减排是交通领域低碳战略要解决的核心问题。当前我国重卡保有量约为 870 万辆，在总车型中占比很低，但据《中国重卡节能减排进程》报告，因其单公里油 耗较高和年运营里程较长，重型车约占所有车型温室气体排放量的一半。如若假设重卡 未来全由氢燃料车取代，根据我国节能与新能源汽车技术路线图预测，49 吨载重量重卡 的百公里氢耗将从目前的 10 公斤氢气降至 2030 年的 7.5 公斤，同时假定重卡年运营 25 万公里，测算氢气年需求量将达到 1.6 亿吨，合理假设单位 CO2 排放为 800g/km, 绿氢对 重型车的全面替代将实现减排二氧化碳 10~20 亿吨，约占当前年总排放量的 10%~20%。

（三）冶金领域：氢能冶金减排可期，绿色替代势在必行

中国钢铁行业排放二氧化碳约占总量的17%。主流的钢铁冶炼工艺可分为长流程高炉炼 钢、短流程（废钢和电弧炉），短流程（直接还原铁和电弧炉）。长流程的能源消耗以煤 炭为主，吨钢碳排放约为 2 吨二氧化碳；短流程炼钢能源消耗则以天然气和电力为主， 吨钢碳排放约为 0.6 吨二氧化碳。两者由于使用含碳还原剂(焦炭/天然气)从而产生二氧 化碳副产物。据《碳中和目标下的中国钢铁零碳之路》报告，在我国“富煤贫油少气”能源结构的影响下，中国钢铁行业以基于“高炉—转炉”的长流程为主，产量占到 90% 左右(2021 年数据)，而全球平均的长流程钢产量占比为 73%，美国占比仅在 30%左右， 远低于中国水平。

氢能冶金的基本原理则是用氢气作为辅助还原剂或先进还原剂替代含碳还原剂的使用从 而减少二氧化碳生产，其路线可分为富氢高炉还原法和氢气竖炉直接还原法。 富氢高炉还原路线沿袭原有的高炉炼钢路线，氢气更多的扮演的是“辅助还原剂”的角 色：掺杂着一定含量氢气的还原性气体被喷吹进入传统炼铁高炉中，与铁矿发生反应， 由于氢气x终以混合物成分参与反应，该过程对氢气纯度要求不高，工业副产氢即可满 足要求。此路线的问题主要有：1)该过程中氢气和铁矿石发生的氧化还原反应为吸热反 应，过程中高炉温度下降。因此，提升氢气使用率的同时保障炉温成为富氢高炉还原法 的核心技术难点。2)由于高炉中碳不止是还原剂，也是热源和炉料支撑骨架，因此该过 程氢气注入的可允许范围有限，限制其减排效果，高炉富氢路线实现的减排量约为 10%~20%。

氢气竖炉直接还原法沿承自以天然气为还原剂的“直接还原铁+电弧炉”工艺路线：原 材料铁矿石和氢气进入流化还原炉并产出还原态铁，然后通过电炉将其制成钢水以制造 钢铁产品。除原料外，两种路线的关键区别在于设备的不同，在后一种路线中省却高炉 的使用，且用于铁水脱碳生成钢水的转炉同样被省略，转而使用电弧炉。该路线的主要 问题有：1)电力来源，在传统高炉炼钢中，高炉在生成铁水的同时，还提供发电所需的 热源和副产品，而氢基炼钢中，不会产生任何副产气体，这意味着钢铁厂的所有电力必 须从外部供应。2) 我国目前主要采用的炼钢路线为高炉炼钢路线，高炉设施投产后平均 运行时间仅为 12 年左右(2020 年数据，IEA)，还未达到正常使用年限的 1/3，从高炉炼 钢路线转移到气基竖炉还原法资产搁浅成本较大。

成本制约下氢能冶金技术产业化尚处于起步阶段。常规长流程(高炉-转炉，即 BF-BOF) 路线的粗钢生产成本约为 2800 元/吨。根据《欧洲钢铁零碳生产成本路线》中披露的数 据，假设生产一吨钢铁需耗氢气 70kg, 同时需要 3.2Mwh 的清洁电力(其中 80%用于生产 氢气)，氢气价格为 50 元/kg, 电力成本为 0.5/kwh，仅单吨钢铁的变动成本便将不低于 5420 元/吨，相比粗钢生产成本直接翻倍。此外，氢能冶金将带来显著的电力需求增量， 2022 年我国的粗钢年产量约为 8.5 亿吨，假设其中的 20%产能由氢能冶金替代，共需电 力 5458 亿千瓦时，约占 2022 年我国 2.5 万亿 kwh 可再生能源发电量的 20%。在成本制 约和工艺转换成本的制约下，全球范围内的绿氢冶金项目均尚处于起步阶段。

未来随着单位碳税成本的增加和用氢成本下降，氢气-直接还原法理论上可实现与传统 高炉转炉法持平。在欧洲议会研究服务处相关研究的合理假设下，当氢气单位成本从 4 英镑/kg（约合 34 元/kg）下降至 3 英镑/kg(26 元/kg)，电解槽价格从 450 英镑/kw 下降至 208 英镑/kw, 电价从 58 英镑/Mwh 上升至 66 英镑/Mwh, 碳税价格从 25 英镑/t 上升至 84 英镑/t 时，氢气直接还原法的单吨钢铁生产成本将由 2020 年的 659 英镑上升至 2030 年 的 666 英镑，而与此同时由于碳税价格的上升，高炉转炉法的成本将由 2020 年的 412 英镑上升至 538英镑。氢气-直接还原法的竞争力初步体现。据《碳中和目标下的中国钢铁 零碳之路》研究报告，对氢气冶铁所贡献的产能进行展望：2030 年前，预计高炉喷吹氢 气可作为一种清洁化的过渡手段，氢气直接还原铁产能占比将达到 2.5%；随后在 2030 年实现商业化，占比达到 7%；在 2050 年实现规模化，占比可达到 20%。

（四）化工领域：“灰”“绿”切换初开启，化工耦合“顺理成章”

有别于交通领域的柴油替代和冶金领域的焦炭替代指向氢气与其他能源之间的竞争，氢 能未来在化工领域的变革则指向“绿氢”与“灰氢”之间的转换。前两种变革不可避免 的需要对现有技术路线(主要为重卡结构和炼钢设备)做出牺牲式变动，而基于加氢工段 的独立性，后者理论上只需要对少量设备进行改造便可实现。对当前x大绿氢项目分布 区域所公示项目分析(主要以内蒙风光制氢一体化示范项目为样本)发现，绿氢的用途以 合成氨/石油炼化/化工品生产为主，上游光伏/风电-绿氢-化工的产业链正在形成。我们 认为，绿氢化工将是不可忽视且有望率先实现商业化的市场之一：

1） 可再生能源资源分布和煤化工产业分布有一定重叠之处，绿电-绿氢-化工产业链可 规避大规模长距离储运带来的成本“虚增”问题。我国现代煤化工产业主要分布在 西部区域，西部区域煤制烯烃产能占比 92.3%，煤制甲醇产能占比达到 60%，具有 较高的区域集中度。同时，2020 年西部地区光伏发电占全国总装机容量比例为 29.1%，风电占全国总装机容量比例达到 37.8%，且该比例基于可再生能源潜力大小 有望继续上升。在西部地区新建设绿氢化工项目，充足的化工产能将为氢气提供大 型就近消纳场景，从而有效规避短期内难以实现经济性的储运问题。另外煤化工项 目因需要为煤炭、化工产品、固废灰渣运输等配备重卡物流车辆，卡车运行区域和 路线相对固定集中，这一特点同时也将促进氢能重卡市场发展，形成高效的商业模 式。

2） 氢气的储能特性进一步彰显。由于波动性大易冲击电网的特点，当前可再生能源规 模增长主要受限于储能方式的落后：2019 年以来，多省市已发布强制储能政策，要 求储能配置比例多在 10%~20%之间，部分省市甚至要求配储比例高达 30%。相比 其他储能方式，氢能具有分布式/高灵活性/长周期等优势。进一步考虑绿氢化工产 业链下游巨大的消纳能力，氢储能方式有望与可再生能源发展相互成就。

3） 化工企业能耗水平要求渐高。根据XXX发改委《关于发布高耗能行业重点领域节能 降碳改造升实施指南(2022 年版)的通知》要求，到 2025 年煤制甲醇、煤制烯烃、 煤制乙二醇行业达到能效标杆水平以上产能比例分别为 30%，50%和 30%。XXX已 明确要求推进化工等主要耗煤行业减煤限煤，倒逼企业形成减排预期，基于绿氢带 来的良好减排效果，是否配套建设绿氢项目将成为企业获取指标的核心竞争力之一。

目前绿氢耦合化工商业化主要存在两大瓶颈： 1) 化工生产对于成本的高敏感度。基于前文的测算，当前绿氢生产成本约为煤制氢的 2~3 倍，而化工生产对高附加值的产品忍受度较低，绿氢若要实现商业化推广仍需 进一步降低成本。但需要看到的是，在风光发电成本较低的区域，绿氢的经济性已 经初步彰显。以宝丰能源宁东绿氢耦合煤化工披露数据为例，氢气综合成本可以控 制在 1.34 元/标方(约 15 元/kg)，若进一步考虑碳交易和指标获取难度降低带来的隐 形收益，绿氢与煤制氢成本已接XXX价。 2) 化工生产稳定运行与绿氢产出波动性之间的不兼容。风电、光伏等新能源发电直接 制氢的产氢波动性和化工企业平稳用氢需求之间存在本质矛盾。目前为保证用氢平 稳，化工企业用氢多采取组合发电/并网发电模式，市场普遍担忧该过程真正的“绿 色”程度。但我们认为，该过程本质上是网电和绿电借助氢气完成的耦合，恰如其 分地反映出氢能在储能调峰上不可替代的灵活性。进一步考虑未来绿电专线制绿氢 技术和生产智能化控制发展，该问题存在较大的优化空间。

四、未来产业链发展总结预测

短期来看，在顶层设计的引领和地方政策的激励下，2025 年前氢能行业完备产业链的初 步建立具有较强的确定性。积参与氢能产业链从零到一的过程布局的企业将受益于此 轮政策激励，上游逐步形成可再生能源-绿氢-化工减碳产业链；中下游则向工业副产氢燃料电池-重卡产业链迈进。 长期来看，氢能的特征决定其在新型能源中具有不可替代的优势，在构建全球零碳社会 愿景下，加之储运环节技术不断突破，氢能的应用边界将不断拓宽。保守估计 2030 年 绿氢产业链市场规模或达数千亿，并将逐步向万亿迈进。立足行业前沿，具备原创性技 术的企业有望依托氢能市场迅速成长，沿着国产替代之路，建立起强大的技术护城河， 稳定赚取超额收益。

基于以上资料和政策规划数据，对氢能产业链在 2025，2030，2050 三个关键时间节点 的规模做出预测。预计 2025 年，2030 年，2050 年绿氢产业的市场规模分别为 173 亿， 2961 亿和 1.6 万亿，对应绿氢产量分别为 35 万吨/846 万吨/5446 万吨，主要需求增量增 量由化工用绿氢贡献。测算显示： 2025 年前，配套设施方面需要建设纯氢管道 700km 左右，绿氢耗电量 195 亿 kwh, 需 2265 座加氢站。结合政策激励下当前氢能产业链上的产能规划，全环节实现 2025 年目 标，建立初步的氢能产业链布局的确定性较强。 2050 年前，配套设施方面，需要建设纯氢管道(假设平均年运输量为 10 万吨)32.7 万 km 左右，绿氢耗电量 30593 亿 kwh, 需 10.2 万座加氢站。其中绿氢耗电量约为 2022 年国内 全年社会总用电量的 35%，加氢站数量约为 2022 年全国加油站数量的 86%，管道运输 需求长度约为 2021 年主干天然气管道建设长度的 2.8 倍。 我们认为，即使是万亿别市场的远景目标，定量测算同样显示出其合理性。随着规模 化效应开启，氢能产业链将逐步进化至商业化阶段，产业链上的企业收益令人期待。