氢能行业研究

（报告出品方/作者：中信证券）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。（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）精选报告来源：【未来智库官网】。

2020年中国氢能政策环境一、中央层面中国政府对发展氢能持积极态度，已在多项产业政策中明确提出要支持中国氢能产业发展，目前支持政策出台频率更加密集，支持力度不断增加。但截至2020年6月底，尚未出台全国性的氢能发展规划。由国务院印发的《节能与新能源汽车产业发展规划（2012-2020年）》、《中国制造2025》、《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》等国家纲领性规划文件，均指出要系统推进燃料电池汽车研发与产业化，发展氢能源产业。2016年，国家发改委、能源局编制了《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》与《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》，将氢能与燃料电池技术创新作为重点任务，推进纯电动汽车、燃料电池等动力替代技术发展，发展氢燃料等替代燃料技术，实现大规模、低成本氢气的制储运用一体化，以及加氢站现场储氢、制氢模式的标准化和推广应用。2019年3月，氢能源首次写入《政府工作报告》，明确将推动加氢等设施建设。2019年底，《能源统计报表制度》首度将氢气纳入2020年能源统计，15部门印发《关于推动先进制造业和现代服务业深度融合发展的实施意见》，推动氢能产业创新、集聚发展，完善氢能制备、储运、加注等设施和服务。2020年初，国家发改委、司法部发布《关于加快建立绿色生产和消费法规政策体系的意见》，将于2021年完成研究制定氢能、海洋能等新能源发展的标准规范和支持政策。2020年4月，国家能源局发布《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》，氢能被列为能源范畴。2020年6月，氢能先后被写入《2020年国民经济和社会发展计划》、《2020年能源工作指导意见》。二、地方政府层面地方政府发展氢能的积极性非常高，一方面是为了践行绿色发展的理念，另一方面是为了吸引氢能产业链相关企业落户本地，促进当地产业机构调整，实现经济效益。根据中投产业研究院发布的《2020-2024年中国氢能行业投资分析及前景预测报告》显示，截止2020年6月，全国范围内省及直辖市级的氢能产业规划超过10个，地级市及区县级的氢能专项规划超过30个。包括广东、江苏、山东、安徽、四川、浙江、上海、福建、河北、北京等在内的众多省市都推出了相应的推广补贴政策。各地方政府纷纷设立加氢站建设目标，并从产业产值、氢燃料电池汽车推广、固定式发电应用、企业培育等方面提出了发展目标和行动计划，并配套车辆购置补贴、氢气补贴、加氢站建设补贴等不同程度的扶持措施。2019年中国氢能制造情况在中国，氢能的生产利用已经非常广泛，不过主要是把氢作为工业原料而非能源使用。根据中投产业研究院发布的《2020-2024年中国氢能行业投资分析及前景预测报告》显示，中国是世界第一产氢大国，2019年全国氢气产量约2000万吨，中国发展氢能产业具有较好的基础。中国在合成氨、合成甲醇、炼焦、炼油、氯碱、轻烃利用等传统石油化工行业中具有较为成熟的经验。图表　全球与中国的氢气生产结构现状数据来源：《中国氢能行业发展白皮书（2020年）》一般由企业购买煤炭、天然气、石油等制氢原料，利用自有设备制得氢气，并把其用于相应产品合成的原料及为生产供热。总体上，由于中国主要以煤炭为原材料，因此，中国煤气化制氢（以下称煤制氢）占比超过其他制氢方式。目前氢产量的统计通常采取由下游产品产量倒推计算的方法，然而企业在实际生产过程中通常会留有余量，因此各口径下的产量统计数据略有差异。2020年中国氢能产业集群目前国内形成京津冀、华东、华南以及华中四个区域性产业集群。四大氢能产业集群覆盖了氢能的制氢、储运及应用等领域。其中，氢燃料电池以及氢燃料电池车是重要的发展方向，并以此形成各自的产业配套、商业应用模式等。目前全国各地加快布局氢能产业，除了湖南株洲以外，浙江嘉兴、广东广州等地纷纷规划、建设加氢站及相关基础设施，全国氢能产业布局加快。根据中投产业研究院发布的《2020-2024年中国氢能行业投资分析及前景预测报告》显示，2020年5月，华东地区布局的氢能产业园区数量最多达到18个；其次为华南地区，氢能产业园达数量到6个；华北地区氢能产业园数量为5个；东北地区、西南地区各位2个；西北地区有1个氢能产业园。图表　2020年中国分地区氢能源产业园数量数据来源：中投产业研究院（2020年5月）2019年3月国内有超过22个氢能小镇、氢谷、氢能产业园、氢能示范城市（以下统称为氢能主题园区）成立，其中大部分主体园区处于规划、建设中。图表　氢能主题园区资料来源：中投产业研究院

随着氢燃料电池汽车的推广，氢气市场需求递增，加氢站建设驶入快车道。截至 2020 年 2 月，我国加氢站共有66座。国家要在2年内对氢能立法，这是迄今为止氢燃料电池行业的最大利好， 氢能源行业风口将至。此外，根据国家规划，规划2020/2025/2030年分别建成100/300/1500座，十年间年复合增速达31.1%。到2050年加氢站数量将达10000座，行业产值达12万亿元。广东上海加氢站建设领先截至 2020 年 2 月，我国加氢站共有66座，仍有较大上升空间。广东省以17座的数量排在首位，其次是上海市，拥有10座加氢站。固定式加氢站逐渐增多能源综合站、站内制氢加氢站是2019年的新基调，加氢站类型逐渐由内部示范运营站向能服务于未来商业化运营的商业加氢站转变，加氢站类型将多元化。目前，国内固定式加氢站数量正在逐渐增加，其比例已从2019年上半年的占比59%已上升至2019年年底的63%。另外，站内制氢油氢合建也将成未来潜力“明星”加氢站类型，更加符合用户体验的固定站数量也将逐渐增多，超高压储氢和液氢加氢站将助力未来商业化运营。氢气市场需求递增 加氢站建设驶入快车道整体而言，中国氢能市场发展初期(2020-2025年左右)，氢气年均需求约2200万吨;氢能市场发展中期(2030年左右)，氢气年均需求约3500万吨;氢能市场发展远期(2050年左右)，氢气年均需求约6000万吨。政策重大利好在《中国制造2025》、《节能与新能源汽车技术路线图》、《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书(2016)》中提出了2020-2030年加氢站建设的规划。进入2019年，广东、山西等10个省份将发展氢能写入政府工作报告，山东、河北浙江等省份陆续发布本地氢能产业发展规划。2020年3月发改委、司法部印发《关于加快建立绿色生产和消费法规政策体系的意见》，要在2年内对氢能立法，氢能源行业将迎来前所未有的发展机遇。氢能将成为中国能源体系的重要组成部分。预计到2050年氢能在中国能源体系中的占比约为10%，氢气需求量接近6000万吨，年经济产值超过10万亿元。全国加氢站达到10.000座以上，交通运输、工业等领域将实现氢能普及应用，燃料电池车产量达到520万辆/年，固定式发电装置2万台套/年，燃料电池系统产能550万台套/年。未来加氢站的类型逐渐多样化，也将趋向于更加专业化和标准化，央企国企成为加氢站的主要建设者，加氢站分布更加合理。通过统一筹备配合地方 政策，加氢站将在全国各地多点开花，形成更加完备的上游产业配套。未来绿色供氢比重上升目前，国内氢能产业尚处于市场导入阶段，除部分气体公司外，市场化供氢渠道有限。结合不同技术路线制氢的产能、经济性以及碳排放情况，不同地区须依据其资源禀赋进行选择。在氢能市场发展初期，氢气作为燃料增量有限，工业副产制氢因成本较低，且接近消费市场，将成为有效供氢主体，部分地区可探索开展可再生能源电解制氢项目示范。发展中期，煤制氢配合CCS技术，可再生能源电解水制氢将成为有效供氢主体，积极推动生物制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术示范，氢气实现长距离大规模输运。发展远期，中国能源结构从传统化石能源为主转向以可再生能源为主的多元格局，可再生能源电解水制氢将成为有效供氢主体，煤制氢配合CCS技术、生物制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术成为有效补充，整体氢能供给充裕，并可实现千万吨级绿色氢气出口。以上数据来源于前瞻产业研究院《中国氢能源行业发展前景预测与投资战略规划分析报告》，同时前瞻产业研究院提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资等解决方案。

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星氢能网讯:2020年，尽管新冠疫情重创全球经济，但氢能发展势头不减。在我国，碳中和目标的提出以及相关规划政策的出台，助推氢能产业快速发展。虽然氢燃料电池汽车市场表现欠佳，但顶层设计不断完善、应用领域不断扩展、技术水平不断提升、产业格局不断优化。本文从政策、市场、产业等角度，全面回顾了2020年国内外氢能发展形势，并对2021年氢能发展进行展望和建议。（来源：微信公众号“中国能源杂志社” ID：zhongguonengyuan1978 作者：符冠云，龚娟，赵吉诗，林汉辰）2020年是氢能发展的“曲折前行”之年。新冠疫情虽然重创全球经济，但氢能被视为经济复苏和绿色转型的重要路径，发展势头丝毫不减；我国氢燃料电池汽车产销量虽然都有下降，但工业、能源等领域明星工程不断涌现；核心技术和装备制造能力虽然与国际先进水平存在差距，但政策法规标准体系不断健全，再加上央企的入局，发展动力不断释放。更为重要的是，“碳中和”宏伟战略目标的提出，为氢能发展创造更多空间和可能，全社会发展氢能的共识不断增强。一、积极应对气候变化背景下，氢能发展热度不降反升2020年绿色转型步伐加快，氢能备受青睐。新冠疫情使得全球经济经历二战以来最为严重的衰退，但绿色转型的步伐并未因此停止，中国、欧盟、日本、加拿大、南非等国家和地区相继提出了“碳中和”目标，美国总统拜登也宣布重返《巴黎协定》，并多次提出不迟于2050年达成碳净零排放。绿氢具有的低碳、清洁、灵活等特点，有望成为实现“碳中和”战略的重要组成部分，备受全球主要国家和地区青睐。截至2020年底，G20国家中已有九个国家和地区发布了氢能发展战略，还有七个国家和地区已开展氢能应用试点示范，并正在推进氢能战略前期研究工作。例如，德国在《国家氢能战略》中指出，氢能对德国实现“碳中和”目标的作用不可替代，应大力发展可再生能源电解水制氢，并将绿色氢气用于工业、交通等“难以减排领域”。为此，德国将投入90亿欧元打造氢能供应链及应用示范，力争成为全球绿氢技术领导者。政府层面的高度关注，也催生出一批“明星项目”。例如瑞典钢铁集团于2020年8月投产的HYBRIT氢能炼钢项目、英国启动的“HyDeploy”天然气掺氢项目、沙特与美国空气集团建设的“绿氢合成氨”项目等。我国氢能发展也保持迅猛发展势头，规划政策利好不断。2020年，全国共有超过30个地方政府发布了氢能发展相关规划，涉及加氢站数量超过1000座、燃料电池车数量超过25万辆，不论是规划数量还是发展目标，均比2019年有大幅提升。特别是2020年9月，北京市发布了《氢燃料电池汽车产业发展规划（2020-2025年）》，提出了到2025年推广1万辆氢燃料电池汽车的目标，并补齐了京津冀氢能产业集群的“最后一块拼图”。据高工氢电分析，2020年，中国氢能产业投融资规模为712亿元，在氢燃料电池产业链的投融资金额达515亿元，部分先发地区产业集聚效应初步形成，汇聚产值规模突破千亿元。2020年9月21日，财政部、工业和信息化部、科技部、国家发展和改革委员会、国家能源局发文“开展燃料电池汽车示范应用工作”，聚焦商用车和绿氢两大场景，采取“以奖代补”方式，对开展燃料电池汽车关键技术产业化和示范应用的城市群给予奖励，力争形成布局合理、各有侧重、协同推进的燃料电池汽车发展新模式。该政策毫无疑问为氢燃料电池汽车发展打了一剂“强心针”，更是在全国各地掀起了申报热潮，甚至还出现了多个跨省级行政区域联手申报城市群的案例。二、氢燃料电池汽车遭遇市场寒流，氢能多元化应用取得积极进展2020年，氢燃料电池汽车遭遇市场寒流，产销量双双下降。据中国汽车工业协会发布的信息显示，2020年，燃料电池汽车产销分别完成1199辆和1177辆，同比分别下降57.5%和56.8%，其中一些月份还出现了“个位数”产销量。诚然，受到疫情影响，燃料电池汽车供应链受到冲击，但整个新能源汽车产业却并未受到明显影响，全年表现抢眼，呈现出“逆势上扬、走出低谷”的迹象。据统计，2020年，全国新能源汽车保有量接近500万辆，同比增长近30%。燃料电池汽车发展陷入困局，本质上是“扎堆造车”的发展模式与氢能供应链、产业链不健全之间矛盾的集中体现，也是氢能相关技术储备、企业实力和财政支撑能力不足的现实缩影。2020年，氢能在我国多元化应用示范取得积极进展。在工业领域，全球最大规模的太阳能电解水制氢储能及综合应用示范项目在宁夏宁东能源化工基地开工，该项目是我国煤制烯烃行业首个引入绿氢的项目；由中国科学院大连化学物理研究所研发的千吨级液态太阳燃料合成示范项目，于2020年10月在甘肃兰州通过中国石油和化学工业联合会组织的科技成果鉴定，该项目利用可再生能源制氢制取合成燃料，为解决可再生能源消纳和二氧化碳利用问题提供了新的解决方案；同年11月，特诺恩与河钢集团签订合同，开工建设绿氢直接还原铁工厂。在能源领域，2020年9月，江苏铧德氢能获得我国首张燃料电池热电联产系统认证，并于当年10月产品出口到了欧洲市场；同月，弗尔赛燃料电池发电系统亮相西安交大信息物理融合能源系统联合实验室平台。三、政策法规逐渐完善，引领氢能产业有序发展2020年，我国对氢能的发展共识逐步增强，产业政策法规不断取得创新突破。2020年，国家各相关部委发布了《2020年国家标准立项指南》《国家重点研发计划“制造基础技术与关键部件”等重点专项2020年度项目申报指南》《关于加快建立绿色生产和消费法规政策体系的意见》《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》《新时代的中国能源发展白皮书》等文件，分别从标准法规、技术攻关、产业发展政策等层面，进一步明确了国家对发展氢能产业的支持。与此同时，各部委积极推进氢能技术标准化工作，强化标准对技术创新和产业发展的引领作用。2020年4月，工信部发布《2020年新能源汽车标准化工作要点》，明确提出要推动研制燃料电池等重点标准，引领技术创新和产业升级。2020年6月2日，国家市场监督管理总局正式发布GB/T 38914-2020《车用质子交换膜燃料电池堆使用寿命测试评价方法》、GB/T 28816-2020《燃料电池术语》和GB/T 38954-2020《无人机用氢燃料电池发电系统》三项燃料电池国家标准。2020年6月12日，住房和城乡建设部发布了关于国家标准《加氢站技术规范（局部修订条文征求意见稿）》和《汽车加油加气加氢站技术标准（征求意见稿）》公开征求意见的通知，并于2020年年底完成了报批评审工作。此外，中国氢能联盟还发布了全球首个“绿氢”团体标准，采用生命周期评价方法建立了低碳氢、清洁氢和可再生氢的量化标准及评价体系。四、技术进步成效显著，核心产品成本下降超预期制储运等环节技术进步显著，共同构建安全、高效、经济氢能供应链。制氢方面，我国碱性电解槽技术领跑国际先进水平，电解槽成本已下降至7000元/kW左右，仅为发达国家的一半甚至更低；质子交换膜电解槽技术实现了“从无到有”，单槽功率达到兆瓦级，但催化剂、质子交换膜等技术比较落后、成本较高。车载储氢容器方面，我国三型瓶技术成熟已实现全国产化，四型瓶初步具备量产水平，但由于碳纤维等关键材料大部分依赖进口，储氢瓶成本高于国外同类产品。储运方面，我国仍以20MPa压缩氢气运输为主，45MPa（含以上）固定储氢瓶组性能有待实践验证；液氢项目加速落地，中石化巴陵石油化工有限公司和湖南核电有限公司共同投资11亿元建设国内首座液氢工厂，鸿达兴业生产的液氢已完成首次国内长距离运输，中科富海实现了我国大型氢液化设备的首次出口等。虽然燃料电池成本下降超预期，“千元千瓦”目标指日可待，但“卡脖子”问题仍然存在。2020年，我国燃料电池电堆与系统集成水平大幅提升，并向高功率、高集成、低成本方向发展。多家燃料电池生产企业推出了100kW及以上的电堆与系统，有力回应了“功率低、适用场景有限”等质疑。同时，燃料电池成本也在快速下降，广东国鸿等燃料电池电堆企业相继发布新产品，电堆价格最低下探至2000元/kW以内，“千元千瓦”目标指日可待。在核心零部件方面，膜电极、空压机、双极板等国产化进展迅速，正快速缩小与国际先进水平的差距，2020年成本同比降幅达30%以上。据统计，与2015年相比，2020年燃料电池电堆性能大幅提升，其中，电堆功率提升37%，石墨板及金属板电堆功率密度分别提升47%、50%，石墨板及金属板电堆寿命分别增长300%、67%，系统集成能力大幅增强。但值得注意的是，关键材料技术对外依存度仍然较大，质子交换膜和气体扩散层产业化仍未取得实质性突破，催化剂、氢气循环泵虽然已实现量产，但性能指标及稳定性仍不及进口产品。五、央企入局并持续发力，巩固和引领氢能产业发展2020年，央企加速入局氢能产业并持续发力，成为推动产业发展的重要力量。在我国提出“2030碳达峰”及“2060碳中和”目标的背景下，大型央企，尤其是能源企业面临着低碳转型的迫切需求，氢能则是其转型的重要方向之一。当前，我国涉足氢能的央企主要有能源企业、能源装备制造企业、钢铁企业、汽车企业等。2020年，企业加速推进其氢能业务布局，主要表现在以下几个方面。一是加大与产业先发地区的氢能战略合作。2020年，国家及各地方政府涉氢产业支持政策频出，我国氢能产业进入规模化发展前夜，央企加快氢能产业链业务布局，积极与珠三角、长三角、京津冀等产业先发地区展开战略合作，抢占产业发展高地。例如国电投与北京市签署协议，围绕氢能应用、绿电进京、能源创新等展开战略合作；中石化广东与广州黄埔区、广州开发区签订战略合作协议，规划新建20座以上的加氢、加油、充电、非油、光伏发电等“五位一体”综合能源销售站；一汽解放与佛山合作，在佛山高明区建设一汽解放南方新能源基地，主要聚焦燃料电池商用车的研发生产。二是强化与氢能产业链头部企业的战略合作。近年来，央企依托其自身技术及资源优势，积极布局氢能产业，已形成了技术积累及产业规模。2020年，央企氢能产业发展呈现出与国内外氢能产业链头部企业合作的发展态势，提升研发创新能力，拓宽业务范围，全力营造产业生态，向产业落地和市场开拓。以宝武集团为例，2020年，宝武集团积极推进氢能产业发展，与重塑科技等民营企业开展氢能战略合作，并已成功运营10辆氢燃料电池半挂牵引车。三是推进氢能基础设施建设，拓宽氢能终端应用领域。2020年，央企加快布局氢能基础设施。例如中石化具备丰富的副产氢资源、齐全的终端能源供应网络，在加氢站等基础设施建设领域优势明显。据报道，截至2020年底，中石化已经在北京、广东、上海等地建成9000kg/d的高纯氢供应能力，正在布局可再生能源制氢项目；已建成10座油氢混合加氢站，其中9座已正式运营。与此同时，央企还积极拓宽氢能应用领域，其中，国家能源集团自主研发的首套20kW固体氧化物燃料电池（SOFC）发电系统试车成功；宝武集团打造氢能供应链的同时，将探索发展氢冶金。六、2021 年我国氢能发展展望及建议2021年，我国氢能产业发展或将按下“快进键”。随着国家重点研发计划“氢能技术”重点专项的实施，氢能绿色制取、安全致密储输和高效利用等关键技术将取得突破，产业自主可控程度有望提升；在应用方面，随着氢燃料电池汽车示范城市建设工作的启动，将有望带动燃料电池汽车推广走出颓势，同时，氢能在化工、钢铁等“难以减排领域”的应用，也有望得到更多重视和发展。为更好地推动氢能产业发展，提出以下四方面建议：首先，围绕“碳中和”目标制定出台氢能发展战略规划。2020年我国已向全球做出2030年前“碳达峰”和2060年前“碳中和”庄严承诺，彰显了构建“人类命运共同体”的大国担当。作为全球最大的发展中国家和工业化国家，我国实现“碳中和”目标难度更大、时间更短、挑战更多。氢能具有的清洁、低碳、灵活等特点，能够成为“难以减排领域”深度脱碳的重要解决方案，建议在“碳中和”战略的制定过程中予以高度重视。同时，氢能发展战略也应紧紧围绕“碳中和”目标来制定，确保氢能与现有能源体系更好融合、相互促进、共同发展。第二，加强国企与民企合作，共同打通氢能供应链。我国氢能产业已呈现出国企和民企共同参与的局面。由于氢能产业尚处于发展初期，存在技术不确定性较大、基础设施建设滞后、社会认知不充分等问题，需要国企和民企各尽所长，共同打通氢能供应链。建议国企侧重氢能供应链中上游，即氢能资源开发、基础设施建设等环节，为氢能“降成本”、提供基础性公共服务等；民企侧重氢能供应链下游，即技术研发、关键材料设备制造等，特别是及时响应国内外市场变化，与时俱进调整产品结构和技术路线。第三，因地制宜、分型分策推进氢能综合示范区建设。近几年，尽管全球很多国家对此都开展了积极探索，但尚未形成“放之四海而皆准”的发展模式。建议各地区、行业立足于氢能产业格局和当地实际情况，综合考虑资源禀赋、产业基础、现实诉求等因素，选择有代表性的地区、有所侧重进行示范，加快技术攻关、提升制造水平、创新体制机制，与燃料电池汽车示范政策形成互补、互促，共同探索氢能在我国的发展路径、技术路线和商业模式，为氢能大规模融入能源生产和消费体系，提供经验借鉴。第四，积极开展国际合作交流，树立氢能发展“中国模式”。在积极应对气候变化、加快推进能源转型的背景下，我国已成为全球最活跃的新能源市场，氢能产业更是已开始吸引全球头部企业和高端人才团队集聚。未来，应以可再生能源资源优势、巨大的终端应用市场空间为依托，更加积极地开展国际技术、产业和贸易合作，带动我国氢能技术快速提升，提高在国际氢能产业圈的影响力，保持在全球氢能产业的“第一梯队”。原标题:2020国内外氢能发展形势回顾与2021展望免责声明：以上内容转载自北极星电力新闻网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

如需报告请登录【未来智库】。氢能源来源广泛，低碳环保，符合我国碳减排大战略，同时有利于解决我国能源安 全问题，有望进入我国主流能源体系。我们认为 2050 年左右率先产业化的氢燃料电池 汽车领域有望产生上万亿的市场空间，随着应用领域的拓展，氢能相关产业成长空间广 阔。我们认为产业链上下游中，核心零部件国产化各细分领域龙头最优先受益，推荐关 注雪人股份、贵研铂业、富瑞特装、东岳集团；其次上下游配套为传统公司带来新业务 扩张弹性，推荐关注厚普股份、深冷股份、北方稀土、瀚蓝环境，最后，我们认为长期 来看，电堆及系统也将走出具有长期竞争力的公司，推荐关注电堆及系统生产商潍柴动 力、东方电气、大洋电机、腾龙股份、美锦能源、雄韬股份。1.氢能源是安邦利民的战略性能源1.1氢能源环保高效，有望纳入主流能源体系 氢能源来源广泛。作为二次能源，氢不仅可以通过煤炭、石油、天然气等化石能源重 整、生物质热裂解或微生物发酵等途径制取，还可以来自焦化、氯碱、钢铁、冶金等工业 副产气，也可以利用电解水制取，特别是与可再生能源发电结合，不仅实现全生命周期绿 色清洁，更拓展了可再生能源的利用方式。氢能源清洁低碳。不论氢燃烧还是通过燃料电池的电化学反应，产物只有水，没有传 统能源利用所产生的污染物及碳排放。此外，生成的水还可继续制氢，反复循环使用，真 正实现低碳甚至零碳排放，有效缓解温室效应和环境污染。氢能源灵活高效。氢热值高(142.5MJ/kg)，是同质量焦炭、汽油等化石燃料热值的 3-4 倍，通过燃料电池可实现综合转化效率90%以上。氢能可以成为连接不同能源形式(气、电、 热等)的桥梁，并与电力系统互补协同，是跨能源网络协同优化的理想互联媒介。氢能源应用广泛。氢可广泛应用于能源、交通运输、工业、建筑等领域。既可以直接 为炼化、钢铁、冶金等行业提供高效原料、还原剂和高品质的热源，有效减少碳排放；也 可以通过燃料电池技术应用于汽车、轨道交通、船舶等领域，降低长距离高负荷交通对石 油和天然气的依赖；还可应用于分布式发电，为家庭住宅、商业建筑等供电供暖。氢能源安全可控。氢气具有燃点低，爆炸区间范围宽和扩散系数大等特点，长期以来 被作为危化品管理。氢气是已知密度最小的气体，比重远低于空气，扩散系数是汽油的12 倍，发生泄漏后极易消散，不容易形成可爆炸气雾，爆炸下限浓度远高于汽油和天然气。 因此在开放空间情况下安全可控。氢气在不同形式受限空间中，如隧道、地下停车场的泄 漏扩散规律仍有待研究。氢气工业使用历史悠久。氢气作为工业气体已有很长的使用历史。目前，化石能源重 整是全球主流的制氢方法，具各成熟的工艺和完善的国家标准规范，涵盖材料、设备以及 系统技术等内容。电解水制氢技术历经百年发展，在系统安全、电气安全、设备安全等方 面也已经形成了比较完善的设计标准体系和管理规范，涵盖氢气站、系统技术、供配电系 统规范等内容。多种优势并举，具备纳入我国主流能源体系的基础条件。综合以上，我们认为氢能源 具有来源广泛、安全可控、高效灵活、低碳环保的多种优势，同时产业发展上百年有一定 成熟度，具备纳入我国主流能源体系的基础条件。1.2氢能源符合我国落实碳减排国际责任的战略方向 氢能源可帮助改善我国能源结构现状。我国长期以来能源相对短缺，能源消费量高于 生产量，进口依赖度较高。化石能源在能源生产与消费中所占比例过高，能源转化效率较 低。相比化石能源，氢能源高效环保，可缓解我国能源紧张以及化石燃料燃烧副产品导致 的环境污染问题，对于我国节能减排，走低碳环保之路至关重要。我国碳排放形势严峻，节能低碳为大势所趋。低碳化转型发展是中国应对内外部新形 势、新挑战的共同要求。目前，化石能源燃烧产生的二氧化碳排放是最主要的温室气体排 放源。国际上看，中国碳排放量在2003年超过欧盟，2006年超过美国，连续多年成为最 大碳排放国，这使得中国在国际上承受的碳减排压力与日俱增。2018年，我国二氧化碳排 放量增长2.3亿吨，增量占全球能源相关的二氧化碳排放增长量的 41%；排放总量达到92 亿吨，占全球二氧化碳排放总量的 27.8%。从国内来看，在能源资源、生态环境容量等多 重约束下，有效加强碳排放管控越来越成为推动高质量发展、推进供给侧结构性改革的有 力抓手。国际责任所系，使我国选择低碳节能发展之路。2015 年,习近平总书记在巴黎气候大会 上代表中国政府向国际社会承诺：中国将在 2030年左右二氧化碳排放达峰并力争尽早达峰。 2016年9月3日，全国人大常委会批准我国加入《巴黎气候变化协定》，该协定指出，各 方将加强对气候变化威胁的全球应对，在本世纪末把全球平均气温较工业化前水平升高控制在 2 摄氏度之内，并为把升温控制在 1.5 摄氏度之内而努力。全球将尽快实现温室气体 排放达峰，本世纪下半叶实现温室气体净零排放。作为负责任的大国，走低碳节能发展之 路既是我国的责任所系，亦是使命所向，氢能依托自身低碳清洁的特点有望成为我国实现 碳减排大战略的重要抓手。1.3重视氢能源战略地位，各国争相发展氢能源 美国最先将氢能纳入能源战略，DOE主导产学研合作。美国是最早将氢能及燃料电池 作为能源战略的国家。早在 1920 年便提出“氢经济”的概念，并出台《1920 年氢研究、 开发及示范法案》，布什政府提出氢经济发展蓝图，奥巴马政府发布《全面能源战略》， 特朗普政府将氢能和燃料电池作为美国优先能源战略，并开展前沿技术研究。2018年美国 宣布10月8日为美国国家氢能与燃料电池纪念日。美国政府对氢能和燃料电池给予持续支持，近十年的支持规模超过16亿美元，并积极 为氢能基础设施的建立和氢燃料的使用制定相关财政支持标准和减免法规。美国氢能计划 的实施以美国能源部(DOE)为主导，将资金集中用于解决氢能产业所面临的技术难题，保持 美国在世界范围内的领先地位。DOE 通过资金的投人与引导，构建了以 DOE 所属国家实 验室为主导，大学、研究所及企业为辅的研发体系。美国在氢能及燃料电池领域拥有的专 利数仅次于日本，尤其在全球质子交换膜电池、燃料电池系统、车载储氢三大领域技术专 利数量上，两国的技术占比总和均超过 50%。美国液氢产能和燃料电池乘用车保有量全球 第一。截至2018年底，美国在营加氢站42座，计划2020年建成75座，2025年达到200 座，燃料电池乘用车数量达到 5899 辆。全年固定式燃料电池安装超过 100 兆瓦，累计固 体式燃料电池安装超过500 兆瓦。 日本高度重视氢产业，立志第一个实现氢能社会。日本高度重视氢能产业的发展，提 出“成为全球第一个实现氢能社会的国家”。政府先后发布了《日本复兴战略》《能源战 略计划》《氢能源基本战略》《氢能及燃料电池战略路线图》，规划了实现氢能社会战略 的技术路线。2018 年，日本召开全球首届氢能部长级会议，来自全球 20 多个国家和欧盟 的能源部长及政府官员参加会议。未来日本将以2020 东京奥运会为契机推广燃料电池车， 打造氢能小镇。日本过去 30年累计投入数千亿日元用于研发推广，在氢能和燃料电池技术拥有专利数 世界第一。在过去的30年里，日本政府先后投入数千亿日元用于氢能及燃料电池技术的研 究和推广，并对加氢基础设施建设和终端应用进行补贴。日本氢能和燃料电池技术拥有专 利数世界第一，已实现燃料电池车和家用热电联供系统的大规模商业化推广。2014年量产 的丰田 Mirai 燃料电池车电堆最大输出功率达到 114 千瓦，能在零下 30 摄氏度的低温地 带启动行驶，一次加注氢气最快只需3 分钟，续航超过500干米，用户体验与传统汽车无 差别，已实现累计销量约7000辆，占全球燃料电池乘用车总销量的70%以上。储能领域， EneFarm家用燃料电池项目累计部署27.4万套，成本94万日元，相比2019年下降69%。 2017年，日本在神户港口岛建造了氢燃料1兆瓦燃气轮机，是世界上首个在城市地区使用 氢燃料的热电联产系统。为解决氢源供给问题，日本经济产业省下属的新能源与产业技术 联合开发发机构(NEDO)出资 300 亿日元支持网内企业探索在文莱和澳大利亚利用化石能 源重整制氢并液化海运至本土。截止 2018 年底，日本在营加氢站 113 座，计划 2020 年建成 160 座，2025 年建成 320座，2030年达到900座。燃料电池乘用车保有量达到2839辆，计划保有量 2025年 20万辆，2030年80万辆，2040年实现燃料电池车的普及。政策、资金助力欧洲向氢能社会转型，氢能有望向建筑、工业、交通等多领域渗透。欧盟将氢能作为能源安全和能源转型的重要保障。在能源战略层面提出了《2005 欧洲氢能 研发与示范战略》《2020 气候和能源一揽子计划》《2030气候和能源框架》《2050低碳 经济战略》等文件，在能源转型层面发布了《可再生能源指令》《新电力市场设计指令和 规范》等文件。此外，欧盟燃料电池与氢联合行动计划项目(FCHJU)对欧洲氢能及燃料电池 的研发和推广提供了大量的资金支持，2014-2020年间预算总额为6.65亿欧元。欧洲如今恰逢能源转型发展期，发展氢能源在建筑、工业、交通运输、电力、就业等 多领域促进欧洲的发展。其中，到 2030 年，氢气可以取代估计的 7%的天然气(按体积计算)，到 2040年可以取代32%。它将在2030年和2040年分别覆盖约250万户和超过1100 万户家庭的供暖需求，此外还包括商业建筑。同时，到 2040 年，部署超过 250 万台燃料 电池将提高能源效率，同时大约有45,000 辆燃料电池卡车和公共汽车上路，燃料电池列车 也可能取代大约 570 辆柴油列车；包括炼油厂和制氨厂在内的所有应用都可以实现向三分 之一超低碳氢气生产的转变；此外，具有较大减排潜力的应用，如直接还原炼钢，将可以 进行大规模的可行性试验。德国是欧洲发展氢能最具代表性的国家。氢能与可再生能源融合发展是德国可持续能 源系统和低碳经济的重要组成部分，政府专门成立了国家氢能与燃料电池技术中心 （NOW-GmbH）推进相关领域工作，并在 2006 年启动了氢能和燃料电池技术国家发展 计划（NIP），从 2007年至216年共计投资14亿欧元，资助了超过240家企业/50家科 研和教育机构以及公共部门；2017-2019 年开展第二阶段的工作，计划投资 2.5 亿欧元。 通过FCUJU和 NIP项目支持，德国确立了氢能及燃料电池领域的优先地位，可再生能源制 氢规模全球第一，燃料电池的供应和制造规模全球第三。德国长期致力于推广可再生能源发电制氢技术（PowertoGas），通过氢气连接天然气 管网，并利用现有成熟的天然气基础设施作为巨大的储能设备。液体有机载体储氢技术 （LOHC）已成功应用于市场，可以实现氢气在传统燃料基础设施中的储存。德国运营着世 界第二大加氢网络，共有加氢站60座，仅次于日本。全球首列氢燃料电池列车已在德国投 入商业运营，续航里程接近 1000公里，计划2021年增加氢燃料电池列车14列。尽管英国是最早发现氢气及制造氢燃料电池车的国家，但相较于欧洲其他国家如德国 等，英国政府对氢能及燃料电池的政策支持缺乏整体性，直到 2016年英国才出台了第一个 氢能发展整体战略。2014 年，E4tech 及元素能源发布了氢能及燃料电池路线图，其中包括了氢气供应链路线图（如氢气的生产及运输）、终端消费路线图（如运输工具）等 11个 子路线图。这份路线图，作为零排放战略的一部分，旨在加快氢能及燃料电池的发展速度。 2017年1月，欧盟的JIVE 项目资助了欧洲5个国家部署139辆零排放燃料电池客车，其 中56辆在英国。我国氢能供给基础雄厚，未来有望在能源、交通、工业多领域应用。中国具有丰富的 氢能供给经验和产业基础。经过多年的工业积累，中国已是世界上最大的制氢国，初步评 估现有工业制氢产能为 2500 万吨/年，可为氢能及燃料电池产业化发展初期阶段提供低成 本的氢源。富集的煤炭资源辅之以二氧化碳捕捉与封存技术(CCS)可提供稳定、大规模、低 成本的氢源供给。同时，中国是全球第一大可再生能源发电国，每年仅风电、光伏、水电 等可再生能源弃电约 1000 亿千瓦时，可用于电解水制氢约 200 万吨，未来随着可再生能 源规模的不断壮大，可再生能源制氢有望成为中国氢源供给的主要来源。发展氢能源对于中国战略意义深远。氢能在能源、交通、工业、建筑等领域具有广阔 的应用前景，尤其以燃料电池车为代表的交通领域是氢能初期应用的突破口与主要市场。 中国汽车销量已经连续十年居全球第一，其中，新能源汽车销量占全球总销量的 50%。工 业和信息化部已经启动《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年)》编制工作，将以新能 源汽车高质量发展为主线，探索新能源汽车与能源、交通、信启、通信等深度融合发展的 新模式，研究产业化重点向燃料电池车拓展。在工业领域，中国钢铁、水泥、化工等产品 产量连续多年居世界首位，氢气可为其提供高品质的燃料和原料。在建筑领域，氢气通过 发电、直接燃烧、热电联产等形式为居民住宅或商业区提供电热水冷多联供。未来，随着 碳减排压力的增大与氢气规模化应用成本的降低，氢能有望在建筑、工业能源领域取得突 破性进展。中国氢能与燃料电池技术基本具备产业化基础，政策持续推动行业发展。经过多年科 技攻关，中国已掌握了部分氢能基础设施与一批燃料电池相关核心技术，制定出台了国家 标准86项次，具备一定的产业装备及燃料电池整车的生产能力；中国燃料电池车经过多年 研发积累，已形成自主特色的电-电混合技术路线，并经历规模示范运行。截至 2018年底， 累计入选工信部公告《新能源汽车推广应用推荐车型目录》的燃料电池车型接共计 77款(剔 除重复车型)，并在上海、广东、江苏、河北等地实现了小规模全产业链示范运营，为氢能 大规模商业化运营奠定了良好的基础。2018年，中国氢能源及燃料电池产业战略创新联盟 正式成立，成员单位涵盖氢能制取、储运、加氢基础设施建设、燃料电池研发及整车制造 等产业链各环节头部企业，标志着中国氢能大规模商业化应用已经开启。中国高度关注氢能及燃料电池产业发展。2011年以来，政府相继发布《“十三五”战 略性新兴产业发展规划》《能源技术革命创新行动计划(2016-2030 年)》《节能与新能源 汽车产业发展规划（2012~2020年)》《中国制造2025》等顶层规划，鼓励并引导氢能及 燃料电池技术研发。此外，全国各地区也纷纷出台相关政策鼓励氢能及燃料电池的发展。2. 氢能产业化：交通领域应用为主，多种综合方式 为辅氢能目前最广泛应用与交通领域，储能、军事等领域具备多种应用场景。作为清洁能 源，氢能被列为人类能源危机和环境污染的终极解决方案，其产业化应用也进入高速发展 阶段。目前，应用最为广泛的领域为燃料电池汽车领域，丰田、本田、现代等著名车企都 推出了各自的燃料电池汽车。随各国环保要求的不断提高，氢能利用由最初的燃料电池汽 车逐渐向其他交通领域扩展，燃料电池船舶、燃料电池无人机也成为发展重点，德国、美 国、日本、韩国等国家均较为重视氢能在交通领域的产业化进程。此外，氢能也可用于家 用电站、军事领域、便携电器等领域，应用场景较为广泛，具有较大发展前景。2.1 财政持续补贴燃料电池汽车，政府政策多面支持产业发展 燃料电池汽车补贴由于成本高，补贴力度更大。2015 年以前，纯电动汽车、混合动力 汽车、燃料电池汽车的财政补贴政策支持比较同步。财政部、科技部2009年发布的《节能 与新能源汽车示范推广财政补助资金管理暂行办法》中，每辆燃料电池汽车和客车分别可 拿到25万元和60万元补贴，虽然分别高出纯电动乘用车19万元和10万元，但补贴额度 较高主要是考虑到燃料电池汽车较高的成本而制定；2013年发布的《关于继续开展新能源 汽车推广应用工作的通知》提出2014-2015年的补贴退坡政策，燃料电池汽车也包含在内。2015 年以后，电动汽车与燃料电池汽车的补贴政策开始分化。2015 年发布的《关于 2016-2020 年新能源汽车推广应用财政支持政策的通知》中，对纯电动和插电混动汽车的补贴大幅退坡，而燃料电池汽车的补贴“不退坡”，体现了在燃料电池产业成熟度不够高， 降本尚未到位的情况下的特殊政策支持。政策持续扶持燃料电池汽车，氢能与燃料电池有望快速发展。我们国家对新能源汽车 的发展提“三横三纵”，其中三纵指混合动力汽车、纯电动汽车、燃料电池汽车三条路线 并行发展。目前混合动力、纯电动两条路线发展较为成熟，氢能源有望在政策的持续扶持 下，吸引更多资本、技术、人才，推动产业快速发展。2016-2019年，我国氢燃料电池汽 车产量从629台提升至2737台，复合增长率达到63%，政策扶持初见成效。2.2燃料电池汽车打开万亿应用市场，规模化有望降低成本 2.2.1 国外氢燃料电池汽车发展先行，国内紧跟国际技术进步潮流 燃料电池汽车的诞生最早可追溯到1966年通用汽车公司的创造性开发，但该车型并未 得到商业化应用；2013 年，H2USA 联盟成立，旨在促进燃料电池汽车商业化以及氢气相 关基础设施开发，合作伙伴包括了福特、日产、戴姆勒、通用和丰田；2014年，丰田推出 首款商用燃料电池车Mirai，正式打开燃料电池汽车的商用市场。国内外皆已推出燃料电池汽车，但总体应用程度较低。国外主流车厂较为关注燃料电 池汽车生产，多家车企推出量产计划。其中，丰田、本田、现代已经推出了量产版的燃料 电池乘用车，奔驰、日野推出了燃料电池客车，国内虽然已推出燃料电池乘用车但尚未实 现市场化销售。从应用程度上来看，国内上汽刚刚实现燃料电池汽车商业化，市场化程度 较低，美国、欧洲和日本虽然市场化程度较高，但采购量仍然有限，燃料电池汽车全球范 围内应用程度普遍较低。丰田 Mirai 实现成本突破，量产燃料电池汽车首次投放市场。燃料电池汽车由于成本 较高，投入消费市场较为困难，丰田的燃料电池汽车 Mirai 的正式投放标志着燃料电池汽 车进入市场化阶段。Mirai 是丰田FCV（Fuel Cell Vehicle）计划的产物。1992年丰田开 始进行氢燃料电池汽车研究，2013 年在东京车展展出 FCV 概念车，2014 年 FCV 概念车 完成技术验证，得名 Mirai 并在日本正式上市，售价 723 万日元（约 44 万人民币），补 贴后仅售520万日元（约31万人民币）。Mirai 整套系统的核心为其燃料电池堆栈，即其 动力系统TFCS（Toyota FC Stack）。本田推出Clarity，电堆体积功率密度全球领先。日系车企中，丰田对燃料电池汽车的 投入最大，本田次之。本田自1996年开始研究燃料电池技术，1999年开始进行燃料电池 车用实验工作，2016年在日本推出正式销售的燃料电池汽车Clarity Fuel Cell，售价766 万日元（约45万人民币）。Clarity所搭载的电堆体积功率密度约为3.1 kW/L 左右，达到 全球领先水平。现代NEXO 续航里程超越 Mirai、Clarity，成最大里程燃料电池乘用车。NEXO是现 代汽车第二代燃料电池汽车，1998年，现代汽车成立麻北新能源技术研究院，专注于研究 燃料电池技术，2013 年 ix35 FCEV 实现量产，成为全球首款量产的燃料电池汽车，2018 年推出第二代量产氢燃料电池车NEXO。NEXO动力系统搭载了现代第四代燃料电池技术， 加速时间、续航里程均实现新突破，其中，续航里程达 370英里(592km)，超过丰田Mirai 的 312 英里(502km)以及本田 Clarity 的 365 英里(587km)，成为目前最大里程的燃料电 池乘用车。上汽推出荣威 950，率先实现国内燃料电池汽车商业化。上汽集团于 2001 年启动燃 料电池汽车研究，是国内最早从事燃料电池技术研发的车企，也是国内唯一实现燃料电池 汽车公告、销售和上牌的整车企业。2010 年，上汽 174 辆燃料电池车参加世博会运行， 2017年大通FCV80燃料电池轻客开启商业化运营， 2018年上汽成立上海捷氢科技有限公 司，负责上汽燃料电池电堆和系统技术开发。上汽荣威 950 是国内唯一具有公告、实现销 售和完成上牌的燃料电池乘用车，最大续航里程达到 430 公里，已实现产销 50 台，累计 运营里程超过50万公里。国内燃料电池汽车性能与国外差距较大，未来仍有进步空间。上汽集团虽然实现了中 国燃料电池汽车的从无到有，但荣威 950 各项指标仍远低于国际领先标准。其中，续航里 程距离国际先进水平差距较大，仅能达到 430km，最高车速、百公里加速、驱动电机功率、 电堆功率密度等指标也低于国际水平，作为中国首款燃料电池汽车，上汽荣威 950 未来改 进空间较大。2.2.2 燃料电池技术难度高，产业化发展需更大投入 能量密度等指标角度，燃料电池具备优势。与锂电池相比，燃料电池系统是发电装置， 系统所带能量的大小取决于氢罐中能存储多少氢气燃料，而锂电则是储能装置，存储能量 的极限受制于电池包的大小，因此氢燃料电池天然具有高质量能量密度的优势。此外，燃 料电池还具备重量较轻、充电时间短、性能提升空间大等性能优点。燃料电池技术难度较大，锂电池成本更优。从技术难度和成本角度来看，锂电池产业 发展比较成熟，已经实现规模化生产，成本较低；燃料电池汽车技术难度较大，规模化程 度低，成本高昂，而国内燃料电池关键材料，如催化剂、质子交换膜等尚无法实现规模化 生产，部分材料依赖进口且多数为国外垄断，价格更高。故从成本以及市场化角度来看， 锂电池具备更大优势。燃料电池更为环保，安全性能各有优劣。除性能、技术难度与成本外，燃料电池与锂 电池在环保、安全等方面也有一定差异。电动汽车虽然也是响应环保号召而诞生，但美国 环境保护局认为用于制造锂金属电解质和电池阴极的强效熔剂能导致包括癌症在内的多种 疾病，且 用来制造压缩型高功率锂电池的钴金属具有高致癌性。而燃料电池的排放物为水， 相较而言更为环保。从安全性上看，锂电池在材料、结构等方面对电池组进行了控制，安全性得到提升， 但随电池使用寿命的消耗，不安全因素也会增加。燃料电池最大的安全风险在于原料的易 燃性，由于氢气加压才能变为液体，故燃料电池汽车多携有高压气瓶，在碰撞、加氢气时 均容易引发氢气泄漏，为降低碰撞后气瓶的破裂风险，目前车用储氢装置大多采用碳纤维 材料，在一定程度上保证了燃料电池汽车的安全性。燃料电池产业链环节多、技术不成熟，燃料电池汽车发展需更大投入。与锂电池产业 链相比，燃料电池产业链上下游环节更多，对投入的要求更大。上游燃料电池堆主要由膜 电极（由催化剂、质子交换膜、气体扩散层组成）与双极板构成，但国内上游关键材料的 研发与国外水平存在较大差距。其一，关键材料无法实现国产化，催化剂等大多采用进口 材料，国内尚未实现规模化生产，导致上游成本过高；其二，制造技术落后，双极板等制 造质量不稳定，运维成本较高；其三，制氢方法处于过渡阶段，现阶段，国内主要采用成 本较低、氢气产物纯度较高的氯碱工业副产氢方法，天然气与煤炭制氢也在备用之列，制 氢流程无法实现完全环保，原料成本较高。目前，国内燃料电池上游相关材料以及相关技 术的研发仍处于起步阶段，需更大投入。与锂电池相比，燃料电池下游需配备加氢站，而锂电池则需配备充电站。目前国内充 电站普及度较高，电动汽车充电可采用公共充电站也可采用家庭充电桩，充电更为便捷， 但出于安全性考虑，与普通汽车相似，燃料电池汽车仅能在公共站点补充燃料。因此，为 促进燃料电池下游应用，必须推动加氢站的建设，但加氢站的投资远高于普通汽车的加油 站，回收成本时间较长，需要更多财政支持，投资成本和时间成本在一定程度上抑制了燃 料电池的下游应用。因此，从上、下游来看，燃料电池产业链发展整体仍不成熟，未来还 需要更大的资金支持和研发支持。2.2.3 商用车为主要产业化方向，应用优势明显 虽然燃料电池乘用车在国际上已经实现商业化应用，但使用量仍然较低，燃料电池商 用车由于对空间要求低，对质量能量密度要求高，是更适用氢燃料电池的重要发展方向， 在燃料电池商用车领域，公交车、轻型和中型卡车一直处于应用前沿。国际上燃料电池商用车应用更为广泛的原因主要有以下两点：第一，基础设施依赖性高，运营集中使用具备优势。燃料电池汽车的商业化推广与加 氢站的建设程度联系密切，由于加氢站成本过高，国际上普遍存在着加氢站建设不足的问题。燃料电池乘用车与燃油车比较类似，需要成熟的基础设施网建设，对加氢站依赖度较 高，而商用车则仅需保障固定用途，且多为点对点移动，只需少量加氢站的建设，较适合 于国际上氢能基础设施不完备的现状。第二，质量能量密度带动续航里程，在商用车领域体现性价比优越性。从性能上来看， 燃料电池汽车由于电池能量密度较高，故能实现较长的续航里程，更适合于商用车。此外， 燃料电池汽车目前的成本较高，乘用车不仅需承担高昂成本且未能充分利用电池的性能优 势，故性价比较低，比较而言，商用车更能发挥燃料电池优势，实现较高性价比。与国际情况相同，目前国内燃料电池汽车发展的主要产业化方向也集中在商用车领域。 从新能源汽车的财政补贴政策上来看，2010年发布的《私人购买新能源汽车试点财政补助 资金管理暂行办法》并未将燃料电池汽车包括在内，即自燃料电池汽车发展初期，国家对 燃料电池汽车的补贴就主要集中在商用车领域，这一政策思路也延续至今。我国现阶段以商用车作为燃料电池汽车主要产业化方向除考虑到上述国际共性问题外， 还有出于我国国情的考量。第一，储氢技术限制。我国目前燃料电池汽车的储氢技术远落后于国外水平，商用车 可以简单地通过增加储氢瓶增加续航能力，对储氢技术的要求不高，而乘用车由于空间较 小，对燃料电池体积要求较高，技术难度大，成本高，故先发展商用车较适合我国技术发 展现状。第二，商用车领域环保需求。国内商用车环保技术水平较低，导致商用车保有量虽低 于乘用车，但污染物排放反而较高。纯电动汽车虽然可实现环保要求，但纯电动商用车电 池搭载量较大性价比较低，环保作用有限，推广燃料电池商用车则更易满足环保需求。第三，产业化长期规划。国内燃料电池商用车现阶段发展水平好于乘用车，以商用车 为先导可培育起燃料电池汽车较为完整的产业链。其一，可以利用商用车发展逐步提升我国燃料电池技术，弥补技术劣势，降低成本，为乘用车积累技术软实力；其二，商用车对 于加氢站的依赖程度较低，可以平滑我国的加氢站建设投入，不会由于短期基础设施投入 过大带来产业发展不平衡情况，同时加氢站网络的逐步建设完善也将为长期乘用车推广奠 定良好基础；其三，商用车社会推广效果较好，便于未来乘用车的市场化。2.2.4 规模化有望降低成本，商用车过渡到乘用车打开万亿级市场空间 根据我国《节能与新能源汽车技术路线图》中对燃料电池汽车总体技术路线的规划， 2020 年，计划实现燃料电池汽车在特定地区公共服务用车领域的小规模示范应用，达到 5000 辆规模；2025 年在城市私人用车、公共服务用车领域实现大批量应用，达到 5 万辆 规模；2030 年在私人乘用车、大型商用车领域实现大规模商用化推广，达到百万辆规模。 根据以上数据，结合我国燃料电池汽车商用车、乘用车发展现状，我们预计2050 年燃料电 池汽车市场规模将达到500 万辆，假设2020年5000辆全部为商用车，2025年的50000 辆中60%为商用车，2030年的100万辆中40%为商用车，2050年500万辆中 20%为商 用车。此外，根据《节能与新能源汽车技术路线图》中对单车成本的规划，我们采用单车最 大成本进行估计，即2020 年燃料电池汽车商用车、乘用车成本分别为150万元、 30万元； 2025 年，分别为 100 万元、20 万元；2030 年，分别为 60 万元、18 万元，根据技术发 展情况，我们估计 2050 年两种车型成本将进一步下降，分别降为 30 万元和 10 万元。以 上数据为基础我们对单车价值量进行了估计，并由此推算出燃料电池汽车的整车市场空间。根据测算，我们认为燃料电池汽车整车市场空间 2030 年将超过 3000 亿，2050 年有 望突破7000亿。将整车结构进行拆分，分别估计各组成部件未来市场空间。燃料电池系统是燃料电池 汽车的主要构成，燃料电池系统主要包括电堆和气体循环系统，其中，电堆由膜电极（由 质子交换膜、催化剂、气体扩散层构成）、双极板及密封件等组成。在电堆的各个组成部件中，质子交换膜、气体扩散层以及膜电极组件则受规模化生产 影响显著，随产能上升价值占比降低，催化剂、双极板分别需要铂和不锈钢材料，成本以 商品材料成本为主，对产量不敏感，规模化生产后价值占比提升；基于以上分析，我们分别对 2020-2030年燃料电池系统成本、使用成本进行假设，对 燃料电池汽车各个组成部件未来市场空间进行估计。根据测算，我们预计2030年燃料电池汽车系统关键零部件的市场空间将超过2000亿， 2050 年将超过 3000 亿。预计到 2050 年，燃料电池汽车整车加各零部件市场空间将突破 万亿。2.3 低污染、高续航促进交通领域应用，清洁船舶、无人机 应用前景广阔 船舶污染物排放标准更加严格，燃料电池成为绿色船舶首选。自2015年起，国际海事 组织对船舶燃料含硫量、氮氧化物的排放提出了更为严格的要求，中国船舶污染物排放标 准也陆续出台，2016 年交通运输部发布《船舶发动机排气污染物排放限值及测量方法》，对船舶排放的一氧化碳、碳氢化合物、氮氧化物和颗粒物提出了明确要求，2017年中国船 级社制定《船舶应用替代燃料指南2017》，对燃料电池系统进行了详细描述。随着船舶环 保要求的提高，动力系统采用清洁能源大势所趋，燃料电池系统作为能源高效、零污染、 震动噪声低的动力系统，是未来船舶动力装置发展的首选。国外燃料电池船舶领先，国内重视度不断提升。欧洲对清洁船舶研究的支持力度最大， 相关技术国际领先，德国于 2008年研制出世界首款燃料电池游船“Alsterwasser”号；日 本燃料电池技术领先，清洁船舶起步较晚但发展较快，2009年制定《船舶行业中长期科研 计划》，提出采用燃料电池动力系统减少船舶污染排放，2015年推出燃料电池渔船，三菱 重工等企业也持续投入研究；韩国2010年发布《造船产业中长期发展战略规划》，提出发 展燃料电池系统的要求，三星重工、STX造船等企业均参与到燃料电池船舶项目。国内船舶动力系统以柴油机为主，存在着能量转化率低、燃料需求高，环境污染严重 等问题，随着环保需求的上升，国内对清洁船舶的重视度不断提高。目前国内清洁船舶研 制工作主要集中在中船重工第七一二研究所，2019年底，七一二所在上海国际海事会展上 展出自主研发的500kW级船用氢燃料电池系统，关键性能指标已达到国际先进水平，我国 燃料电池清洁船舶研究已取得重大突破。据中船重工披露，2016年电动船市场规模达56.3 亿，预计到2021年将达近百亿，并逐步向长江经济带、珠江流域、环渤海地区推广。无人机动力系统要求高，燃料电池技术有望突破无人机续航瓶颈。由于无人机“无人” 性质的特殊性，除大型军用外，其在环境监测、农业、运输等方面应用较为广泛，而对于 这些应用，无人机有效载荷需求较高，对动力系统的可控性和续航里程要求更为严格。现 有的小型无人机采用的动力系统主要是锂电池和内燃机。锂电池主要应用于起飞重量 10kg 以下的小型无人机，拥有噪声低、有效载荷灵活、零排放等优点，但受制于能量密度，锂 电池推进系统续航能力和耐久性不足，难以满足无人机技术更新要求；小型内燃机的液态 碳氢化合能量密度较高，续航能力好，但其高热量、高污染、高噪音、载荷灵活性差的缺 陷也无法适应无人机应用场景的扩展。燃料电池动力系统则综合了锂电池和内燃机动力系统的优点，其耐用性和续航能力等 已经在军用无人机上得到了证实，未来消费级、工业级应用场景将更为广阔。我国燃料电池无人机技术发展迅速，处于国际领先地位。2015年，中国首架氢燃料电 池无人机“飞跃一号”在第三届中国（上海）国际技术进出口交易会上展出，成为继美国、 德国后第三个可自主生产燃料电池无人机的国家，燃料电池无人机技术国际领先。随着无 人机在国内应用场景的扩展，燃料电池动力系统有望在无人机领域得到规模化应用。2.4技术与成本突破为关键，家庭储能等领域应用空间广阔除在交通领域的产业化应用外，燃料电池在移动式应用和固定式应用领域也有广阔前 景。移动式应用主要是燃料电池型移动充电装置，固定式应用则包括家用燃料电池、偏远 地区独立电站等发电装置。能量密度等优势促成燃料电池在移动充电装置领域的应用。燃料电池具有较高的能量 密度，续航时间长，更为满足笔记本电脑、手机等移动设备的移动充电需求。目前，Intelligent Energy公司已经开发出首款燃料电池移动电源“Upp”，并投入非洲市场以解决非洲部分 地区存在的供电基础设施不稳定问题。但目前燃料电池移动电源仍待解决成本高、质量重、 不稳定等问题，难以实现完全市场化。我国相关领域研究仍处于空白阶段，未来随着燃料 电池技术的进步，有望进驻移动电源领域。家庭储能应用环境简单，技术突破难度小，应用前景广阔。根据松下电器数据，对于 单个家庭来说，使用燃料电池家庭储能系统直接发电可比传统间接发电每年节约 3734kW·h 电量，家用燃料电池节能效果突出。此外，燃料电池家用环境简单，技术突破 难度较小，目前技术水平与成本控制较为平衡，可以被大多数家庭所接受。日本家庭储能系统已经非常成熟，根据日本经济产业省报告，截止2017年底，燃料电 池家庭储能系统安装量已达 23万，欧洲、韩国也在加大燃料电池家用储能系统部署。我国相关技术成本仍较高，目前还未在国内开展应用，但我国人口基数大、家庭用电需求高， 未来相关领域发展空间巨大。3.氢产业链：上游供给充分，中游制造实力期待突 破3.1制氢：三种路线并举，化石能源制氢向可再生能源过渡 我国的制氢工业以引进技术为主，技术相对成熟，与发达国家的差距不大。当前，氢 的制取技术主要有三种比较成熟的路线：一是以煤炭、石油、天然气为代表的化石能源重 整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产提纯制氢；三是以电解 水制氢为代表的可再生能源制氢。其他技术路线，如生物质直接制氢和光解水制氢等目前 产收率较低，仍处于实验和开发阶段，尚未达到规模制氢要求。化石能源重整制氢：煤制氢技术成熟，价格相对较低，是目前主要的化石能源重整制 氢方式。煤制氢通过气化技术将煤炭转化为合成气，经过水煤气变换分离处理来提取高纯 度的氢气。煤制氢技术路线可以大规模稳定制氢，成熟高效。原料煤作为最主要的消耗原 料，约占煤制氢总成本的 50%。以成本最低的煤气化制氢技术为例，每小时产能 54 万方 合成气的装置，在原料煤（6000大卡，含碳量80%以上）价格600元/吨的情况下，制氢 成本约8.85元/千克。结合尚处在探索示范阶段的碳补集与封存（CCS）技术以控制化石能 源重整制氢的碳排放，按照煤制氢路线单位氢气生成二氧化碳的平均比例计算，增加 CCS 后以上设定条件下的没制氢成本约为 15.85 元/千克。今后，随着国内 CCS 技术的进一步 开发，煤制氢此方面成本将下降。天然气制氢受制于原料资源，在我国尚未大规模发展。天然气制氢技术中，国外采取 的主流方法为蒸汽重整制氢。天然气作为原料占制氢成本比重达 70%以上，因此天然气价格是决定此技术路线下制氢价格的重要因素。天然气制氢平均成本高于煤气化制氢，再加 上中国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋特点，仅有少数地区可以探索开展。工业副产提纯制氢：工业废气等副产供给充足，为氢能发展拓宽来源。工业副产提纯 制氢包括焦炉煤气中氢的回收利用、甲醇及合成氨工业、丙烷脱氢（PDH）项目制氢、氯 碱厂回收副产氢制氢等。 对工业副产中的氢进行提纯，不仅可以提高资源利用效率，实现 经济效益，又能起到降低污染、改善环境的效果。中国作为世界上最大的焦炭生产国，生产焦炭产生的焦炉煤气约350-450立方米/吨， 而焦炉煤气中氢气含量达54%-59%，利用变压吸附（PSA）技术可以制取高纯度氢。焦炉 煤气制氢成本较低，目前为 11元/千克左右。中国烧碱年产量基本在3,000万-3,500万吨 之间，其产生的副产氢气75-87.5万吨约有40%能剩余，合计约28-34万吨。甲醇及合成 氨工业、PDH 项目的合成气含氢量达 60%-95%，通过纯化技术可制取满足燃料电池应用 的氢气。中国目前的甲醇产能约为8,351万吨/年，甲醇驰放气含氢气数十亿立方米；合成 氨产能约1.5亿吨/年，合成氨驰放气可回收氢气约100 万吨/年。中国PDH项目目前副产 含氢量约37万吨/年。当前工业副产提纯制氢的提纯成本为 0.3-0.6 元/千克，加副产气体成本的综合制氢成 本在10-16元/千克之间。工业副产提纯制氢能够提供百万吨级氢气供应，能为氢能产业发 展初期提供相对低成本、分布式氢源。可再生能源制氢：引领制氢行业未来方向，除电解水技术外其他处于起步阶段。可再 生能源制氢技术路线目前主要是电解水制氢，电解水制氢技术主要有：碱性水电解槽（AE） 技术，最为成熟，国内单台最大产气量为 1,000立方米/小时；质子交换膜水电解槽（PEM） 技术能效较高，国内单台最大产气量为 50 立方米/小时；固体氧化物水电解槽（SOE）采 用水蒸气点解，能效最高，但尚处于实验阶段。电解水制氢目前成本高，且火电占比高的供电环境下环保效果低下。电解水制氢成本 主要来源于固定资产投资、电和固定生产运维这四项开支，其中电价高是造成电解水成本 高的主要原因，电价占其总成本的 70%以上。采用市电生产，制氢成本高达 30-40 元/千 克。利用“谷电”电价，低于 0.3 元/千瓦时，电解水制氢成本接近传统石化能源制氢。且 在火电占比较高的供电环境下，按中国电力平均碳强度计算，电解水制氢 1 千克的碳排放 高达 35.84 千克，是化石能源重整制氢单位碳排放的 3-4 倍。若使用富余的可再生能源电 力 (水电、风电、太阳能等)的边际成本较低，制取氢气的成本会更加低廉，同时也能实现 可持续，并将二氧化碳排放量大幅降低。供电结构转变与政策支持促进可再生能源制氢发挥效率、环保双重效能。未来，可再 生能源制氢具有巨大的发展潜力。国家发展和改革委员会与国家能源局先后发文，支持高 效利用廉价且丰富的可再生能源制氢。四川、广东等地对电解水制氢给予政策支持，将其 最高电价分别限定为 0.3 元/千瓦时和 0.26 元/千瓦时。伴随技术发展、规模化效应，都会 使此技术路线成本下降。目前，中国的氢能市场还处于发展初期，三种制氢路线并举，结合不同技术路线制氢 的产能、经济性和环保性角度，不同地区需要依据资源禀赋、科技及成本等条件进行选择。 整体而言，氢气供给充足，来源由由化石能源向可再生能源过渡。预计2030年左右，可再 生能源电解水将成为有效供氢主体，积极推动生物制氢和太阳能光解水制氢技术发展； 2050 年左右中国能源结构从传统化石能源为主转向以可再生能源为主的多元格局，会推动可再 生能源电解水制氢占比大幅提升，煤制氢结合 CCS技术、生物制氢和太阳能光解水制氢等 技术将会成为氢能源供给的重要补充。3.2 储氢：高压氢罐接近全球领先水平，固、液储氢仍处示 范应用阶段 氢的储存要求安全、高效、低成本、便捷，主要技术指标有容量、加注便捷性、耐久 性等。 当前，氢的储存主要由气态储氢、液态储氢和固体储氢三种形式。高压气态储氢是 最广泛的应用形式，低温液态储氢主要在航天等领域得到应用，有机液态储氢和固态储氢 尚处于示范阶段。高压气态储氢占比最高，技术成熟，成本有望迅速下降。高压气态储氢是现阶段的主 要储氢方式，其容器结构简单、充放氢速度快，分为高压氢瓶和高压容器两大类。最为成 熟且成本较低的技术是钢制氢瓶和钢制压力容器。20MPa钢制氢瓶已经在工业中广泛应用， 且与45MPa钢制氢瓶、98MPa钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站。碳纤维缠绕高压氢瓶为车载储氢提供了方案。目前 70MPa 碳纤维缠绕 IV 型瓶已是国外燃料电池乘用车车 载储氢的主流技术，我国燃料电池商用车载储氢方式以 35MPa 碳纤维缠绕 III 型瓶为主， 70MPa 碳纤维缠绕 III 型瓶也已少量用于我国燃料电池乘用车中。接近全球领先水平。 70Mpa 的储氢罐的制备现在是我国高压气态储氢面临的主要难题，125kg 的储氢系统价 格上万元，若能实现技术突破实现量产，其成本将迅速下降。液态储氢投入与损耗大，目前未投入商用。液态储氢可分为低温液态储氢和有机液体 储氢，具有储氢密度高等优势。低温液态储氢的储氢密度可达 70.6kg/m，但液氢装置一 次性投入较大，液化的过程中存在较高能耗，储存过程中的蒸发会产生一定损耗，每天 1%-2%的挥发，而汽油每月只损失 1%，因此目前极不经济，在我国仅用于航天工程等领 域，民用领域尚未出台相关标准。有机液体储氢其产生的氢化物性能稳定，安全性高，但 存在脱氢效率较低、反应温度较高、催化剂易被中间产物毒化等使用问题。目前国内已有 燃料电池客车车载储氢示范应用。我国固态储氢尚处示范阶段，克服技术问题将在燃料电池领域迅猛发展。固态储氢是 最具潜力的储氢方式，能够克服高压气态、低温液态储氢方式的缺点，运输方便、储氢体 积密度大、压力低、成本低、高安全性等特点使其特别适合应用于燃料电池汽车。但目前 主流金属储氢材料重量储氢率低于3.8wt%，克服氢的吸放温度限制是实现更高效储氢的主 要技术难题。目前国外固态储氢已经在燃料电池潜艇中得以商用，在分布式发电、风电制 氢、规模储氢中得到示范应用，中国的固态储氢也在分布式发点中得以示范应用。 3.3 运氢：短期长管拖车为主，规模化后长期管网发展是必 然趋势 氢的输运按其形态分为气态运输、液态运输和固体运输，其中气态和液态是目前的主 流运输方式。 高压气态运输短期长管拖车为主，加压与运力仍待提高。高压气态氢的运输有长管拖 车和管道运输两种方式，根据氢气的输送距离、客户分布及使用要求等情况的不同，适用 于不同场合。高压长管拖车目前是国内氢气近距离运输队主要方式，技术相对成熟，发展 成长了一批储运氢相关企业。但当前与国内的技术和效率同国际领先水平存在一定的差距。 国内 20MPa 长管拖车是最普遍的形式，单车运量约为 300 千克，而国外领先技术采用 45MPa纤维缠绕高压氢瓶长管拖车运输，单车运量高达 700千克。液态氢运输在技术成熟地区广泛运用，我国民用尚处空白。液态氢运输适合远距离、 运量大的应用场景，采用液氢运输方式能够减少车辆运输频率，提高加氢站的供应能力。 目前美国、日本已大量投入使用液氢罐车作为加氢站运氢的重要方式之一，我国目前尚无 民用液氢运输的实践，以高压气态方式为主。输氢管道建设尚有差距，管网结合势在必行。管道运输管道运输运行压力通常为 1.0-4.0MPa，运量大、能耗低、边际成本低，是实现大规模、长距离气态氢运输的重要方 式。管网建设一次性投入资金规模巨大，但长期看来是氢气运输发展的必然趋势。截至 2019 年，美国已有约2600公里的输氢管道，欧洲已有1598公里，而我国还停留在“百公里级 “。输氢管网建设在初期可以积极探索掺氢天然气的方法，充分利用现有的能源运输管道 设施。目前，我国氢能储运将持续以长管拖车运输高压气态氢为主，以低温液态氢、管道运 输方式为辅，协同发展。长期来看，车载储氢技术将采用更高密度和安全性的技术推动高 压气态氢、液态氢的运输，氢气管网建设也将加速布局，实现不同细分市场和区域的协同 发展。3.4加氢：各地发布建设规划，加强基础设施配套 加氢的基础设施是燃料电池车应用的重要保障，也是氢能发展利用的关键环节。经过 氢气压缩机增压的氢气存储于高压储氢罐，再通过氢气加注机为氢燃料电池加注氢气。乘 用车在商业运行中氢气加注时间在3-5分钟之间。加氢站的技术路线有站内制氢和外供氢两种，其中内制加氢站包括电解水制氢、天然 气重整制氢等方式，降低运输费用的同时也增加了加氢站运营的难度。由于目前国内氢气 按照危险品管理，所以尚未有商用的站内制氢加氢站。外供加氢站则是通过长管拖车、管 道输送氢气、液氢运输后，在站内进行加压、存储和加注，运输成本相对更高。国内加氢站加速建设，国产化加速氢能源成本下降。国内加氢站的建设成本较高，其 中设备成本占到70%左右，单个加氢站投资成本在1,000万元以上，大幅高于传统加油站 的建设成本，且设备的运营与维护、人工费用等都使得加注氢气的成本较高，在 13-18元/ 千克左右。随着氢气加注量的不断增加以及同加油站、加气站的合建，单位氢气的加注成 本将呈现下降趋势。同时，加氢设备亟需国产化，由目前核心设备依赖进口走向自主研发 和量产化，将有力推动氢能源使用成本的下降及其普及。根据规划，在 2020 年，中国将建成 100 座加氢站，日本建成 160 座加氢站，韩国 建成80座加氢站，德国也预计达到100座加氢站的规模。截至2018年底我国加氢站共有 23 座，占全球加氢站的比例约为 6.23%。其中加氢规模在 500 公斤以上的有 9 座，手续 齐备的商用加氢站仅 6 座。这距离我国 2020 年建设 100 座加氢站的目标还有很大距离， 同时也表明，未来加氢站建设进度会急剧增加，相关方面需求巨大，是可见的机会点。近 年来，上海、江苏、广东、山东等省市发布氢能发展规划，着力加强对加氢站配套设备和 建设运营按建设规模进行补贴。2019年3月，“推动充电、加氢等设施建设”增补进入《政 府工作报告》。政策支持将有力推动加氢站建设，进一步明确加氢站审批流程，推动装备 自主化，与燃料电池车协同发展。 3.5 发电：质子交换膜电池为主流，技术进步与成本下降任 重而道远 燃料电池是实现氢能源大规模普及的重要途径，在当前的商业应用中，质子交换膜燃 料电池、熔融碳酸盐燃料电池和固体氧化物燃料电池是三种最主流的燃料电池技术路线。质子交换膜燃料电池具有工作温度低、启动快、比功率高等优点，适用于交通和固定 式电源领域，成为现阶段国内外主流的应用技术。熔融碳酸盐燃料电池的优点有工作温度 较高，反应速度较快、不需贵金属催化剂、提高燃料有效利用率等，但也存在高温条件下 液体电解质较难管理，长期腐蚀和渗漏现象严重等问题。其中小型电站可应用于通讯、气 象电站和水面舰船、机车等的热电联供。固体氧化物燃料电池燃料适应性广、能量转换效 率高、全固态、零污染、模块化组装，常在大型集中供电、中型分电、小型家用电热联供 领域作为固定电站使用。国内燃料电池产业链未全面布局，核心零部件技术仍待突破。质子交换膜燃料电池使 用铂及其合金作为催化剂，其高昂的成本制约燃料电池的规模量产和商业化推广，我国尚 处实验研究阶段。核心零件质子交换膜对性能要求高，开发生产难度大，现阶段主流产品 多为美国、日本制造；气体扩散层极大影响燃料电池成本和性能，主流生产企业分布于日 本、加拿大、德国等。其他部件，如金属双极板和电堆已在国内实现多企业布局。我国电燃料电池多指标落后国际水平，技术进步亟待解决。中国的燃料电池技术研发 和产业化集中于质子交换膜燃料电池和固体氧化物燃料电池两类。近年来在国家政策和重 点项目支持下，燃料电池技术取得了既定的进步，初步掌握了燃料电池电堆与关键材料、 动力系统与核心部件等核心技术，部分技术指标接近国际先进水平，但仍有许多关键技术 指标较为落后，且工程化、产业化水平低，总体技术较日本、韩国等技术相对成熟的国家 有一定差距。就质子交换膜燃料电池而言，在燃料电池电堆领域，国内目前先进的水平下，在用额 定功率等级为36kW/L，体积功率密度为1.8 kW/L，耐久性为5000h，低温性能为-20℃， 应用情况暂处百台级别；相比之下，国际一流水平的在用额定功率等级和体积功率密度分 别为 60-80kW/L、3.1kW/L，低温性能达到-30℃，应用达到数千台级别，各项指标显著 优于国内水平。在核心零部件领域，国内膜电极电流密度为 1.5A/cm，空压机为30kW级实车验证， 储氢系统为 35MPa-III 型瓶组，金属双极板尚处于实验和试制阶段，石墨双极板小规模试 用缺少耐久性和工程化验证，氢气循环泵尚处于技术空白，仅 30kW 级引射器可以实现量 产；相比而言，国际较高水平则可以实现电流密度 2.5A/cm，完成空压机100kW级实车 验证，使用 70MPa-IV 型瓶组，石墨双极板完成实车验证，金属双极板技术和 100kW 级 燃料电池系统用氢气循环泵技术也已趋于成熟。在关键原材料领域，我国目前的先进水平下，催化剂的铂载量约 0.4g/kW，且只能进 行小规模生产，质子交换膜和炭纸、炭布处于中试阶段，而国际先进水平下，催化剂的铂 载量达0.2g/kW且技术成熟，且催化剂、质子交换膜、炭纸、炭布、密封剂等已经达到产 品化、批量化生产阶段。固体氧化物燃料电池的电池电堆整体技术也与国外先进水平存在 较大差距，单电池与电堆峰值功率密度较低、电堆发电效率较低、整体发电系统在性能和 衰减率上与国际一流水平还有较大差距，未进行商业化推广。燃料电池系统技术未来将会持续开发高功率系统产品，通过系统结构设计优化提高产 品性能，通过策略优化提高差您寿命，优化零部件和提升规模化效应持续降低成本。这既 是燃料电池系统技术未来的发展方向，也是努力追赶世界一流水平的必然要求。预期到 2050年左右，平均制氢成本将不高于10元/千克，储氢密度达到6.5wt%，系统体积功率 密度达到6.5kW/L，乘用车系统寿命超过10,000小时，商用车达到30,000小时，固定式 电源寿命超过 100,000 小时，启动温度降至-40℃，系统成本降低至 300 元/kW。燃料电 池的技术进步与成本下降依然任重而道远。4. 氢能有望纳入国家主流能源管理体系，产业链相 关公司打开成长空间4.1 国家队进场，氢能有望纳入我国主流能源管理体系 在氢能源发展初期阶段，中小企业参与居多。我国对氢能的研究与开发可追溯到20世 纪60年代。2000年科技部启动973基础研究项目，内容为氢能的规模制备、储运和燃料 电池的相关研究，该项目针对氢能领域的若干科学命题的核心技术开展基础性研究。2001 年-2005 年，国家科技部 863 电动汽车重大专项设立课题，以期在燃料电池、燃料电动发 动机以及整车系统方面形成一套拥有自主知识产权的核心技术，最终开发成功燃料电池公 交车和燃料电池轿车。早期的氢燃料电池行业发展以民企自发行为居多，资金、技术、人 才积累有限。2011年以来，政府相继发布《“十三五”战略性新兴企业发展规划》《能源技术革命 创新行动计划（2016~2030年）》《节能与新能源汽车产业发展规划（2012~2020年）》 《中国制造 2025》等顶层规划，鼓励并引导氢能及燃料电池技术研发。2012 年，清华大 学、同济大学、中科院大连物理化学研究所、上汽、一汽等发起成立中国燃料电池汽车技 术创新战略联盟。2016 年 10 月 26 日，在中国汽车工程学会年会上，国家强国战略咨询 委员会、清华大学教授欧阳明高作为代表发布了备受关注的节能与新能源汽车技术路线图， 其中燃料电池的规划如下：近几年大央企不断加入，以与地方政府合作、发展城市氢能源产业为出发点，逐步将 氢能源领域发展提上日程。进入2019年，广东、山西等10个省份将发展氢能写入政府工作报告，山东、浙江等 省份陆续发布本地氢能产业发展规划。随着国有企业的进驻与发展，更多的会议和组织开 始关注重视氢能源。我们认为，我国氢能的发展已经进入关键期，前期基础的产业化配套 能力已经具备，现在需要的是加强氢能在各个领域的规模化应用，从而拉伸产业链配套能 力，提高整个产业的成熟度。4.2 推荐逻辑及相关受益公司分析 推荐逻辑：氢能源来源广泛，低碳环保，符合我国碳减排大战略，同时有利于解决我 国能源安全问题，有望进入我国主流能源体系。我们认为 2050年左右率先产业化的氢燃料 电池汽车领域有望产生上万亿的市场空间，随着应用领域的拓展，氢能相关产业成长空间 广阔。我们认为产业链上下游中，核心零部件国产化各细分领域龙头最优先受益，推荐关 注空压机、铂催化剂、氢罐、膜领域龙头：雪人股份、贵研铂业、富瑞特装、东岳集团； 其次上下游配套的加氢设备、加氢站建设也为传统公司带来新业务扩张弹性，推荐关注厚 普股份、深冷股份、北方稀土、瀚蓝环境；最后，我们认为长期来看，电堆及系统也将走 出具有长期竞争力的公司，推荐关注电堆及系统生产商潍柴动力、东方电气、大洋电机、 腾龙股份、美锦能源、雄韬股份。（报告来源：申万宏源）如需报告原文档请登录【未来智库】。

一、概念“十年半导体，百年碳中和”。2020年9月22日，在第75届联合国大会上，国家领导人提出：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。”那么究竟什么是“碳中和”呢?字面意思来看, “碳”即二氧化碳，“中和”即正负相抵，综合起来说就是排出的二氧化碳或温室气体被植树造林，节能减排等形式抵消，但这并不代表着“零”排放，而是说使用清洁能源减少碳的排放和加大碳的吸收，做到碳排放和吸收的均衡，从而起到环保的目的，这就是所谓的“碳中和”。二、发展“碳中和”这个概念早在1997年就已经在美国问世，后来经过发展，实现了从“前卫”到“大众”的转变。2006年，《新牛津美国字典》将“碳中和”评为当年年度词汇；2013年7月，国际航空运输协会提出的航空业“2020年碳中和”方案浮出水面；2018年10月，联合国政府间气候变化专门委员会发布报告，呼吁各国采取行动，为把升温控制在1.5摄氏度之内而努力。三、原因碳排放过量是海洋生态系统破坏严重、海洋酸化、海平面上升、冰川退缩等现象的导火索。近年来，我国地表平均温升速率接近全球的2倍，海平面上升速度也高于全球平均水平。根据第三次《气候变化国际评估报告》，本世纪以来由于气候变化造成的直接经济损失平均占国内生产总值的1.07%，超过同期全球平均水平（0.14%）的7倍。显然，气候变化已对我国粮食安全、水安全、生态安全、能源安全、基础设施安全以及人民生产财产安全构成了较为严重的威胁。《巴黎协定》确立了2020年后，国际社会合作应对气候变化的基本框架。提出把全球平均气温，较工业化前水平升高幅度控制在2℃之内，并为把升温控制1.5℃之内而努力。世界气象组织的报告显示，2019年全球平均温度比工业化前水平高出1.1℃。面对持续增长的碳排放，从而导致的温度提升，实行“碳中和”刻不容缓。四、各方举措1.中国2018年8月1日，四川省举行了“碳中和”项目启动仪式，计划于2018年10月在成都龙泉山城市森林公园建设500亩“碳中和”林。用20年时间增加碳汇，用以完全抵消本次会议产生的921吨碳排放总量。2019年10月，第一期全国A级旅游景区质量提升培训班在陕西举办，并成为全国首个“碳中和”景区培训班。2020年12月24日，中国第一家从事“碳中和”基础研究的机构“中国科学院大气物理研究所碳中和研究中心”在北京正式挂牌成立。2021年1月，全国首个“碳中和”垃圾分类站落地四川成都，居民可以投放自己日常产生的可回收物，通过回收抵消碳排放量，还能获得收益。2021年3月5日，国务院总理在2021年国务院政府工作报告中指出，扎实做好“碳达峰”、“碳中和”各项工作，制定2030年前碳排放达峰行动方案，优化产业结构和能源结构。2021年3月15日，总书记主持召开中央财经委员会第九次会议，这次会议明确了“碳达峰”、“碳中和”工作的定位，尤其是为今后5年做好“碳达峰”工作谋划了清晰的“施工图”。2.美国2007年1月22日，几家大型企业敦促美国总统布什，要求美国政府采取行动限制二氧化碳等温室气体的排放。2014年11月，中美双方达成协议，承诺到2025年前将美国的温室气体排放在2005年的基础上减少26至28个百分点。中国也承诺在2030年前达到碳排放峰值后开始逐步减少二氧化碳排放，并会努力尽早实现。2015年3月19日，奥巴马签署了一项行政命令，要求美国联邦政府部门在2025年之前削减40%的温室气体排放。3.欧盟2018年11月28日，欧盟委员会发布一项长期愿景，目标是到2050年实现“碳中和”，即将净碳排放量降至零。4.北欧2019年11月，北欧国家芬兰、瑞典、挪威、丹麦和冰岛在芬兰首都赫尔辛基签署一份应对气候变化的联合声明。五国在声明中表示，将合力提高应对气候变化的力度，争取比世界其他国家更快实现“碳中和”目标。五.作用1.经济发展的信号，决定未来经济的走向和面貌比如，可再生能源行业将会迎来大发展机遇。而煤炭采掘、煤炭燃烧发电等行业会逐渐被淘汰，国民经济会受到全面的影响。2.对空气质量改善也会产生深远影响“绿水青山就是金山银山”，“碳中和”目标的提出，实际上就是提出了更高的空气质量改善目标。3.驱动能源新旧转换，提升国家能源安全工业化阶段，煤炭、石油、天然气等传统化石能源，其能量释放伴随大量二氧化碳的排放，是全球碳排放增量的重要来源。而“碳中和”战略则鼓励新型清洁可再生能源对传统化石能源的逐步替代，这将从根本上转变经济发展动力的“碳排放”需求。在逆全球化趋势下，能源安全重要性不言而喻。而“碳中和”战略，有望推动我国的能源安全战略从渠道端向源头端延伸，在根本上提升能源安全，增强经济发展确定性与稳定性。4.倒逼产能提效降耗，加速产业转型升级近20年工业部门能源消耗比例一直维持在65%以上，这直接决定了工业部门的“碳瘦身”成为我国“碳减排”的重要环节。一方面，“碳中和”战略将进一步倒逼低效产能的升级换代和落后产能的淘汰，另一方面还将推动国内工业制造效能的全面提升，通过加速电气化，互联化和智能化等多个维度切实推进工业部门的生产效能。5.从供给侧改革到经济转型，产业升级向各个行业不断渗透“碳中和”目标中单位增加值对应的碳排放，实际上是一个对各行业均适用的效能评价指标。而且这种指标更有利于推动产业各环节的全面升级，进一步推动中国制造从“高质量”走向“绿色高质量”。6.发掘中国优势，进一步提升中国影响力我国可再生能源优势显著，“零碳”新能源产能丰富。2013年以来，我国可再生能源总产能加速攀升。截至2019年底，我国可再生能源产能约75.86万兆瓦，同期欧盟和美国产能仅分别约为49.68万兆瓦和26.45万兆瓦，优势明显。从水能、风能和太阳能等“零”碳排放的能源产能看，我国太阳能和风能产能分别在2017和2018年超越欧盟，产能优势全球领先，而这些产能储备都将是我国“碳中和”目标实现的重要支撑。此外，我国采取行动积极应对气候变化，尽早达峰迈向近零碳排放，这不仅是国际责任担当，也是美丽中国建设的需要和保障。“碳中和”六大实现路径一、源头减量压减落后产能，限制高耗能产品，降低能耗进而减少二氧化碳排放。源头减量是实现碳减排的首要途径，也是短期内行之有效的措施之一。我国钢铁行业碳排放量占全国碳排放总量的15%左右，是国内碳排放量最高的制造业行业，目前钢铁行业源头减量最可能的方式有两种：1.压降粗钢产量；2.提高全废钢短流程工艺占比。压降粗钢产量短期见效快，但可能会给市场供需关系特别是普钢供需带来阶段性错配，进而形成供给缺口。对于煤炭行业，煤炭的高碳属性是没有办法改变的，但是可以通过技术手段加以清洁低碳利用，比如强化煤层气高效开采技术，通过煤制气等技术进行能源转化，从而解决部分高碳排放问题。2019年，煤炭占中国能源消费的58%，占全国二氧化碳总排放的80%；煤电装机高达10.4亿千瓦，占全球煤电总装机的50%。这要求中国严控新增煤电，淘汰落后产能。碳排放总量位居全国第三的江苏省，为了应对气候变化，按下低碳发展加速键。把降碳作为源头治理的“牛鼻子”，严格控制煤炭总量，持续压减低端落后化工、水泥、钢铁、玻璃产能，强化温室气体与大气污染物协同治理。二、能源替代即清洁替代，也就是说由清洁能源（如可再生能源）替代高碳能源，在源头上减少碳排放。发展新能源，推动能源结构转型是实现“碳中和”的关键。新能源的主要类型有太阳能、风能、氢能、核能，新材料储能等，与煤炭、石油，天然气等传统含碳化石能源相比，新能源在理论技术、利用成本、环境影响，管理方式等方面有显著不同。随着新能源技术快速发展和互联网+、人工智能，新材料等技术不断进步，新能源产业处于突破期，逐渐进入黄金发展期，已成为全球能源增长新动力，并将逐步替代化石能源，在“碳中和”进程中发挥关键作用。碳排放问题的根源是化石能源大量开发和使用，治本之策是转变能源发展方式，加快推进清洁替代和电能替代，彻底摆脱化石能源依赖。实现能源生产清洁化和能源消费电气化，是实现“双碳”目标最根本的措施。电能具有清洁、高效、安全、便捷等优势，是利用效率最高、经济效率最高的终端能源品种。能源消费环节加快电能替代、提升电气化率十分必要。随着工业、交通、建筑等领域电能替代推进，电能在全社会终端能源消费占比将从目前的27%提升至66%，这将带动电力需求快速增长，达到14-15万亿千瓦时。三、回收利用再生资源的回收利用可以有效减少初次生产过程中的碳排放，如废钢利用，塑料回收，动力电池回收以及垃圾分类。“碳中和”背景下，金属资源的循环利用不仅可以解决未来可能面对的资源短缺问题，也可以有效地实现节能减排，减少对环境的污染，是助力我国减碳的一条路径。我们知道电解铝是高耗能、高碳排放行业，生产一吨电解铝的碳排放为钢铁的6.2倍。2019年，我国电解铝碳排放量达4.3亿吨，约占全国总碳排放量的5%。限制电解铝，严控电解铝新增产能，支持再生铝应得到广泛应用。与此同时，对垃圾分类回收也是一个很不错的举动。2021年1月14日，全国首创“碳中和”垃圾分类站在成都落地使用，群众通过绿豆芽APP参与日常减碳行动，了解更多的“碳中和”知识，实实在在地参与到“碳中和”的环保行动中，为实现“碳中和”贡献自己的绵薄之力。四、节能提效能源再利用，提高公共建筑能效水平。改革开放以来，我国能源结构不断改善，能效明显提高，但仍不够革命性。产业偏重、能效偏低、结构高碳等瓶颈，使我国环境问题日趋尖锐。近年来，虽然我国已将能源强度、碳强度列入考核指标，能源弹性系数逐步下降，但目前能源强度依然是世界平均水平的1.5倍，这显然是不可持续的。如果这一数字提升至1.0，就意味着同等规模的GDP可节省十几亿吨标煤。因此，节能提效应为我国能源战略之首，成为绿色、低碳的第一能源，保障国家能源供需安全和能源环境安全的要素。特别是在当前以化石能源为主的能源结构下，节能提效应是减排的主力。“十四五”期间，能源行业要走上高质量发展新征程。化石能源要尽可能适应能源转型需要，如煤炭要实现清洁高效利用，石油行业仍要“稳油增气”，且要大力发展非化石能源。五、工艺改造工业过程中对生产工艺进行优化、升级、改造，主要集中在对电池技术升级、智慧电网、能源互联网等方面。面对碳排放总量大、高碳发展惯性强的严峻形势，中国要用不到10年的时间实现“碳达峰”，再用30年左右的时间实现“碳中和”，任务非常艰巨。因此需要在生产过程中对生产工艺进行优化、升级、改造。比如中国能源互联网实质是“智能电网+特高压电网+清洁能源”，加快发展特高压电网是构建中国能源互联网的关键。没有特高压电网，我国清洁能源无法大规模开发利用，雾霾、酸雨等环境问题不能根本解决，“碳中和”目标将难以实现。在电池技术方面，纯电动汽车的续航一直是大家最后诟病的。因此制造商可以改进技术，研发出更高容量密度的同类型电池，从而增加车辆的续航里程。六、碳捕集、利用与封存将高碳企业排放的二氧化碳收集起来，并用各种方法储存（地质封存、海洋封存）以避免排放到大气中的一种技术。我国能源系统规模庞大、需求多样，从兼顾实现“碳中和”目标和保障能源安全的角度考虑，碳捕集、利用与封存（CCUS）是我国实现“碳中和”目标技术组成的重要构成部分，是目前实现大规模化石能源零排放利用的较好技术选择，是“碳中和”目标下保持电力系统灵活性的主要技术手段。综合考虑CCUS技术在电力系统、工业部门的应用及其负排放潜力，研究显示，预计到2050年，CCUS技术科提供减排贡献为11亿-27亿吨二氧化碳。以上6种路径中，在其他减排路径经济技术较为一般或时间成本较高的情况下，短期压减产能或许是一条行之有效的措施。我们这里主要想分析的是能源替代，是因为无论从需求端还是供给端来看，能源替代符合战略性新兴产业发展规划，同时也是对“十四五”规划的很好践行。实现“碳中和”的能源替代一、供给侧：光伏、风电近年来，为了促进战略性新兴产业的发展，国家出台了多项扶持政策。在新能源产业方面，3月份，国家能源局等5部门联合发布了《关于引导加大金融支持力度 促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》，通过加大金融政策支持，聚焦市场企业关注的补贴拖欠问题，稳定市场预期。据估算，到2020年末，光伏、风电项目累计补贴缺口将达到4000亿元左右。本次通知的下发，从多个方面缓解风、光电项目在资金上的紧张局面，有利于在平价上网时代，风，电项目的平稳运营，明确了政府支持可再生能源发展的信心和决心。在《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》中，国家能源局相关负责人表示，为加快推动“碳达峰”、“碳中和”工作，将加快清洁能源开发利用，制定更加积极的新能源发展目标，推进陆上风电和光伏发电全面实现平价无补贴上网。据专家测算，2030年风电、光伏新增装机量分别为1.53、1.88亿千瓦。2060年风电、光伏新增装机量进一步达到为2.19、2.7亿千瓦。光伏、风电单位投资成本保持下降趋势，到2030年分别达到0.371元/瓦、5.63元/瓦。到2060年分别达到1.35元/瓦、4.5 元/瓦。预测“碳中和”将为可再生能源发电领域累计增加约84万亿元人民币的新增投资，其中光伏、风电装机建设投资规模约60万亿元。二、需求侧：终端电气化由于能源供给侧向绿色电力转变，所以需求侧的脱碳首先意味着终端电气化。根据国网能源研究院2019年12月的研究成果，终端电气化率在2050年达到50%以上，其中工业、建筑，交通部门分别达到52%、65%，35%。1.工业电气化2019年我国钢铁行业90%以上的产能采用高炉（BOF）技术，而电炉技术（EAF）仅占生产总量的9%，特别是以废钢为原料的短流程炼钢技术，碳排放量仅0.4吨二氧化碳/吨钢，若使用绿色电力为电炉供能，则碳排放量可降为0。2.建筑电气化制冷、照明、家电已经实现了100%电气化，供暖和烹饪的电气化推进较为缓慢。我国北方城镇普遍实行集中供暖，主要热源为燃煤热电联产和燃煤锅炉。建筑部门电气化需综合考虑公共部门与居民住宅，也要考虑南北方气候差异。随着人民生活水平提高，家用电器的数量和使用强度呈上升趋势。未来采暖电气化应逐步替代燃煤锅炉，炊事电气化应重点关注餐厅电气化和住宅炊事习惯引导。3.交通电气化发展新能源汽车是我国实现“碳中和”目标、应对气候变化、推动绿色发展的重要国策。2020年中国新能源汽车产销量双双突破130万辆，全国新能源汽车累计保有量已经超过500万辆。2021年是“十四五”的开局之年，从政府工作报告中可以看出，随着新能源汽车后市场基础设施建设的加速，政府不断在消费端释放利好信号，为稳定新能源汽车消费市场发展建立更多长效机制。增加停车场、充电桩、换电站、电池回收等设施，将进一步完善新能源汽车产业链结构，加快推进新能源汽车代替传统汽车的进程。氢能源汽车和电动汽车同属于新能源汽车赛道，电动汽车的快速发展，对于氢能源汽车来说是一个良好的势头，具有一定的发展共性。氢能源汽车的发展将有望推动其上游氢燃料电池的发展。氢燃料电池产业链介绍一、上游：氢能供应商（制氢、储氢、运氢、加注）和组件供应商中国制氢规模居世界第一，2019年全年氢能源产量超过2100万吨，目前主要包括煤制氢、天然气重整、甲醇重整制氢和化学工业副产制氢、电解水制氢等方法。其中，东中部地区能源相对紧缺，环境约束要求高，经济承受力强，以工业副产氢、甲醇制氢为主；西北地区有大量的煤化工工厂、焦化工厂、氯碱工厂；西南地区有大量的天然气合成氨、天然气甲醇工厂，也有煤化工工厂，均可成为氢源。总的来说，中国的制氢技术处于较成熟的阶段，产氢形式比较多，氢能产能充分。目前使用比较广泛的储氢手段有高压储氢、液态储氢、金属氧化物储氢、碳基材料储氢以及化学储氢等。电池组件包括燃料电池电堆、空压机、水泵、氢泵、储氢器、加湿器等，其中电堆又可划分为双极板、电解质、催化剂、气体扩散层。目前常用的商业化质子交换膜是全氟磺酸膜，国内的武汉理工新能源公司、山东东岳集团、上海神力科技、大连新源动力和三爱富都有均质膜的生产能力。燃料电池催化剂主要生产商国内大连化物所具备小规模生产的能力；制备气体扩散层的炭材料，我国对炭纸的研发主要集中于中南大学、武汉理工大学以及北京化工大学等，上海和森公司已有小批量碳纸产品。总的来说，在组件供应方面，我国自己具备了自己生产的能力。二、中游：氢燃料电池产业链中游是燃料电池系统的组装部分，即将上游的材料和部件进行组装，集成到燃料电池系统。燃料电池系统分为燃料电池电堆和辅助子系统两大部分。目前我国氢燃料电池系统集成技术比较成熟，但冷启动温度一般为-20℃，与丰田的-30℃还有差距。三、下游：燃料电池应用氢能是公认的最洁净的燃料，所以交通领域渐成核心场景。2019年中国氢能源汽车保有量为6459辆，我国氢燃料电池汽车目前确定的发展目标为：到2020年，实现氢燃料电池汽车技术规模化示范运行，示范车辆达到5000辆；到2025年，实现氢燃料电池汽车技术的推广应用，商用车达到万辆规模，乘用车规模达到4万辆。到2030年，实现氢燃料电池汽车的大规模推广应用，氢燃料电池汽车产销规模达到50万辆。在技术方面，氢能源汽车的续航里程，使用寿命都有一定的提高，氢燃料加注时间也明显缩短。比如宇通第3代氢燃料电池客车采用350MPa铝内胆碳纤维全缠绕储氢系统，实现了氢燃料加注时间仅需10分钟，单次加氢续驶里程达600公里；还结合了宇通睿控3.0技术，将电池舱体温度控制在15-35℃，满足氢燃料电池26℃左右的适宜工作状态，使其寿命也达到了5000小时。氢燃料电池未来发展前景通过上述对氢燃料电池产业链的分析，其上游氢能源行业符合能源转型需求，下游新能源汽车市场规模增长迅速，有望共同驱动氢燃料电池行业向好发展。一、产业链上的可能性在产业链的上游，制氢、储氢、运氢都已经相对成熟，比较薄弱的是加气环节，目前我国从事加氢核心设备研发的企业较少，主要依赖进口，自主产品发展不成熟，导致了我国加氢站建设成本较高。《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》提出了2020年建设100座加氢站，2030年建设1000座加氢站的目标，与此同时，国家也出台了相应的政策扶持氢能的发展。在电池组件中，催化剂是关键材料之一，常用的催化剂是Pt/C，由于世界上仅有少数国家生产铂金属，使得铂价格昂贵，此外还存在耐久性问题，所以目前的一些研究专注于开发寻找可以替代铂的、低成本的、资源丰富的催化剂。常用的质子交换膜是全氟磺酸膜，但由于成本高，不耐高温等缺点，各研究机构也在研究其他类型的膜，比如复合膜、高温膜、碱性膜等，这样就使得催化剂可选择的范围更宽泛。在产业链的下游，和其他燃料电池相比，氢燃料电池工作温度低、响应速度快和体积小等特点完全适用于电动汽车的动力源，是未来新能源汽车最重要的发展方向之一。二、政策的扶持2018年国务院印发的《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》曾提出：要系统推进燃料电池汽车研发与产业化，到2020年，实现燃料电池汽车批量生产和规模化示范应用。2019年《中国氢能及燃料电池产业白皮书》指出氢能源产业的发展事关中国能源战略体系，事关中国生态文明建设，事关战略新兴产业布局；在《中国制造2025》中，也明确支持燃料电池汽车的发展，推动新能源汽车与国际先进水平接轨的战略。在燃料电池领域出台政策的密度越来越集中，战略高度也越来越高，对于燃料电池的发展规划也更加细节化、具体化，财政补贴也由点及面，由原来只限于试点城市扩及到全国范围。在政府大力补贴及扶持下，我国燃料电池产业化进程也正在逐步推进中。目前已有许多示范性项目，商业化应用也在逐步展开。相信在国家政策的支持下，以及技术的不断提升，产业链不断完善，氢能及氢燃料电池产业是一片蓝海，是21世纪的朝阳产业，将共同推动“双碳”目标的实现。我国敢于承诺争取2060年前实现“碳中和”，底气来自于近年来积极应对气候变化国家战略所取得的显著成效。截至2019年底，我国碳强度较2005年降低约48.1%，非化石能源占一次能源消费比重达15.3%，提前完成我国对外承诺的到2020年目标，扭转了二氧化碳排放快速增长的局面。2020年，我国单位国内生产总值二氧化碳排放比2015年下降18.8%，完成“十三五”单位国内生产总值二氧化碳排放下降18%的目标。从本质上来看，“碳中和”目标是一次能源技术革新。它要求人类在经济发展的同时，提高能源利用效率、开发清洁能源，减少对化石能源的依赖，实现能源技术和减排技术的创新，实现经济结构的调整和制度变革，追求绿色GDP，实现人类生存发展观念的根本性转变。虽然我国还处在工业化、城镇化的中后期，实现“碳达峰”，“碳中和”难度更大，但我国的后发优势在于更好的技术条件和技术支撑。我们坚信，在全国人民的共同努力下，我国的“碳中和”目标实现指日可待。内容整理自：微信公号 慕蓉简生

氢能是一种绿色、高效的二次能源，具有热值较高、储量丰富、来源多样、应用广泛、利用形式多等特点，被众多科学家视为“21世纪终极能源”。随着氢能产业的兴起，全球迎来“氢能社会”发展热潮，美国、日本、韩国、欧盟等发达国家和地区均出台相应政策，将发展氢能产业提升到国家能源战略高度。氢能源一直被视为化石燃料的潜在替代品。随着主要经济体准备进行绿色投资，氢能源倡导者们发现了一个千载难逢的机会，试图将氢打造成未来的重要能源。国外氢能产业化发展的形势美国、日本、韩国、欧盟等国家和地区不仅明确了氢能产业发展战略，制定了一系列产业支持政策，还不断完善氢能产业政策体系。其中，日本和韩国最为典型。2019年3月，日本经济产业省发布了新版《氢能与燃料电池路线图》，提出了燃料电池汽车推广应用、燃料电池动力系统经济性、加氢站建设及运营等新的发展目标。同时，日本制定了“氢/燃料电池战略技术发展战略”，不仅规定了具体的技术发展项目，还明确了符合路线图中每个领域设定的目标。该战略着眼于三大技术领域：燃料电池技术领域、氢供应链领域和电解技术领域，确定了包括车载用燃料电池、固定式燃料电池、大规模制氢、水制氢等10个项目作为优先领域，并通过互相合作来促进技术的研究与开发。通过持续的氢燃料电池技术研发支持、推进氢燃料电池试点示范及多领域应用、结合其资源禀赋特征确立制氢技术路线等措施，世界主要国家已在燃料电池汽车技术研发、产业链构建及加氢站建设方面取得优势。国内氢能产业化发展的形势2017年以来，我国氢能及燃料电池汽车产业发展也如火如荼。截至2019年底，我国在建和已建的加氢站有130多座，其中61座已经建成，投入运营的加氢站有52座。我国已初步形成京津冀、长三角、珠三角、山东半岛及中部地区等产业集群和示范应用，在示范运营区域运行的各类汽车近4000辆，燃料电池商用车产销和商业示范应用的规模位居国际前列。随着我国氢能及燃料电池汽车产业的不断发展，我国氢能产业政策导向及产业定位逐渐明朗。2019年10月召开的国家能源委员会会议指出，探索先进储能、氢能等商业化路径。根据《新能源汽车产业发展规划(2021–2035)》(征求意见稿)，到2035年我国燃料电池商用车将实现规模化应用。2020年，国家能源局发布关于《中华人民共和国能源法(征求意见稿)》首次将“氢能”纳入能源范畴，而此前氢能一直被定性为“危险品”；近日，财政部下发燃料电池汽车推广意见征求稿，决定以奖励替代补贴的形势支持燃料电池汽车的推广和示范。水氢产业规模初步构建水氢产业联盟以水氢技术为基础，基于解决氢能与燃料电池行业长期面临的氢能“储运难、成本高”等商业化瓶颈，提出利用小型化可移动的氢能转换装置替代传统大化工厂制氢方式，实现了小型化甲醇重整制氢与燃料电池发电的高度集成，包含水氢机上游核心基础技术的研发、产品产业化制造及终端市场应用等一系列公司，致力于构建“基研平台+制造平台+应用平台”的上下游产业链，并已经形成“研发团队引领—技术创新—生产制造—场景布局”的水氢产业发展规划。东莞作为水氢机的孵化基地，对东莞氢能源产业发展具有重要的战略意义。水氢产业园依托水氢技术，在樟木头建立水氢产业集群，以其独特的技术路径与战略价值、成熟的生产基础，可快速填补东莞市氢能产业链条，带来巨大的经济效益与社会效益。立足东莞打造水氢产业园发展示范区。水氢产业已初步构建完善的产业链，并实现产业链各环节明确的分工与协作是提高生产效率与生产效益的重要手段，而围绕产业链进行招商引资活动将在很大程度上降低投资经营成本、促进企业创新、提高企业知名度、提高抗市场风险能力。（文章来源：维科网）

前言：养成习惯，关注再看。精彩科技资讯天天有，科技投资干货持续更新，关注订阅完全免费。你的关注是编者进步的动力，为你带来更多更好的作品，喜欢就关注订阅吧！氢能热风吹遍神州氢能是一种绿色、高效的二次能源，可以同时满足资源、环境和可持续发展的要求，被誉为21世纪最理想的清洁能源。随着《巴黎气候协定》的推进，发展氢能成为全球主要经济体的共识，欧盟、日本、韩国等纷纷出台相应政策，将氢能作为能源竞争的主战场和实现碳排放目标的关键路径。政策扶持决定着早期氢能产业发展速度。2020年有20个国家或联盟制定了《国家氢能战略》。十四五规划确立了“碳中和、碳达峰”的目标，在这一目标的驱使下，使新能源在市场上受到新一轮追捧，其中氢能成为关注的重点之一。根据各省份“十四五”期间涉及氢能的规划，目前至少已经有23个省份（包括省份下城市）提出了氢能布局，计划打造氢能产业集群。近年来，中国大力推动氢能产业的发展，截至2020年12月底，已累计建成118座加氢站。目前，中国已初步形成京津冀、长三角、珠三角、华中、西北、西南、东北7个氢能产业集群，在示范运营区域运行的各类汽车近4000辆，燃料电池商用车产销和商业示范应用的规模位居国际前列。潍柴动力（000338）其新能源业务实现燃料电池、混合动力、纯电动三大动力总成产品的全面布局和产业化。开发 50kW~140kW多款燃料电池发动机，效率达到 62%，寿命超过 2万小时，达到行业领先水平，实现批量配套，万套级产能的燃料电池系统及零部件工厂建成投产。2020年研发人员为5485人，研发投入8294万元，占营收比例的4.2%。潍柴的快速发展得到了社会各界的充分肯定，先后荣获“自主创新典型企业”“国家创新型企业”等荣誉称号，潍柴动力“重型商用车动力总成关键技术及应用”项目荣获2018年国家科技进步一等奖。潍柴动力在燃料电池领域的研发主要依托于加拿大的巴拉德公司，其电堆的核心技术也来源于此，其本土化开发主要集中在配套设施，如空压机和配套组装等。潍柴动力在燃料电池方向的布局属于多点开花，总计申请量为633件，其核心在于燃料电池空压机，以 CN110729503A（用于切换氢燃料电池空压机模式的方法及系统有效）和CN110416577A（燃料电池空气回路、抽气装置控制方法及控制器）等专利为核心，形成燃料电池空压机领域的专利池，共计16件，其中包括11项发明与5项实用新型专利。此外，潍柴动力在2018年5月与英国锡里斯动力控股有限公司（Ceres Power）签署战略合作协议，将在固态氧化物燃料电池领域展开全面合作，并于2021年1月正式上马募集130亿元资金用于固体氧化物燃料电池的开发和生产。在这个合作中潍柴动力提供的主要为电池控制、启动、冷却、热回收等方向，其专利并未涉及核心的电堆，其相关专利有4件。点评：潍柴动力目前的技术统合了巴拉德、博世和锡里斯等国外燃料电池领域的顶尖企业，加上国内的各家子公司，其研发能力非常强，在国内的燃料电池领域属于创新能力最强的梯队。厚普股份（300471）厚普清洁能源股份有限公司成立于2005年1月7日，是清洁能源整体解决方案服务商。于2019年度被评为中国新能源产业最具创新力企业，2021年2月获得中国新能源产业创新基地称号。其研发团队超过300人，拥有授权专利373件。厚普股份的主要研发方向集中在加氢方向，包括加氢站、加氢设备及控制系统等。其氢能方向专利共计35件，其中发明专利8件，实用新型专利25件，外观设计2件。其中核心专利为加氢设备的设计和控制系统。根据厚普股份2020年9月披露，目前公司在氢能源业务方面的主要业务为氢气加注设备及加氢站等成套设备的研发、生产和集成，未涉及氢燃料电池业务，且2020年上半年公司氢能业务营业收入不足公司总营业收入的2%。点评：厚普股份主要重心仍在放在传统的液化气加注领域，对于氢能领域属于提前布局，并未投入太多精力进行研发，创新能力中等。亿华通（688339）亿华通已形成以自主氢燃料电池发动机为核心，包括双极板、电堆、整车控制器、智能DC/DC、氢系统、测试设备、燃料电池实验室全套解决方案等在内的纵向一体化产品与服务体系。建立在核心自主知识产权基础上的全新一代氢燃料电池发动机，提前完成国家燃料电池系统技术目标，达到国际先进水平。凭借多年来的产品优势，公司先后参与或承担了国家“863计划”“973计划”“国家重点研发计划”中众多燃料电池重大专项课题及联合国开发计划署（UNDP）GEF示范项目，并参与多个世界级重大活动的燃料电池客车示范运营，率先建立起高效、专业的服务团队。3月29日，亿华通与丰田合作，共投资80亿日元成立合资公司，进行氢燃料电池的开发，电堆技术使用丰田mirai系列的燃料电池，亿华通的技术则主要集中在气体供应、系统集成方面。其专利共计168件，其中62件发明专利，97件实用新型专利及9件外观设计。相关核心专利6件。此外，亿华通与浙江东岳在2019年曾签署战略合作协议，针对质子交换膜的国产化开发进行合作，但后续的落地似乎受到影响，没有进一步的消息传出。点评：亿华通与丰田的合作才刚刚开始，能从丰田手里淘到多少技术，直接决定十年后亿华通在燃料电池领域的地位。目前来看，在燃料电池最关键的电堆技术中，亿华通还缺少属于自己的专利，在周边的供气、管理系统等方面，亿华通在行业内属于走在最前列的一批。整体创新能力属于中上。美锦能源（000723）山西美锦能源股份有限公司成立于1992年，主要从事领域为煤炭行业。其氢能业务布局始见于2017年9月，公告称拟以自有资金出资1亿元人民币对外投资设立美锦氢源，负责氢气制取、加氢站、储运设备、燃料电池、燃料电池汽车、分布式能源等氢能源产业链中的国内外相关技术的引进、开发和已成熟项目的商业化实施等工作。美锦能源的氢能研发主要依托于旗下的飞驰汽车（现已更名为飞驰科技）、鸿基创能等子公司和佳华利道等合作商，并于2016年成功推出首款燃料电池城市客车，近几年针对固态储氢式燃料电池汽车推出几款新车型。在研发方面具有较强的实力，获得国内第一批获得氢能源汽车整车资质；国内第一家出口氢能汽车的整车企业；国内第一家自主研发出氢燃料重卡；国内第一个投入试运营的氢能重卡项目；国内第一套氢能汽车维保体系标准的建立者；全球首台固态储氢燃料电池公交车等荣誉。在燃料电池电堆方面，其技术来源为2020年9月投资的鸿基创能，共拥有15件专利，其中包括11件发明专利、2件实用新型专利及2件国际专利，其中核心专利集中在膜电极制造方面，共5件专利（WO2020/237755A1、CN111244478A等）。在整车制造方面，其主要技术来源于飞驰科技，共拥有42件专利，包括11件发明专利，20件实用新型专利及11件外观设计专利，其中核心专利6件（CN212473112U、CN111949006A等）。点评：美锦能源的产业布局是针对全产业链，依托美锦能源晋中新能源项目，上游是利用焦炭产能副产焦炉煤气提取的氢气作为汽车燃料，中游是基于鸿基创能的燃料电池膜电极及电堆技术，下游是飞驰科技的造车和集团投资的加氢站业务。但是根据2020年4月定募资金的比例来看，总募集资金66亿元，氢能项目分配资金6亿元，约占总资金的9%，这也说明氢能项目在美锦能源整体的重视度并不算特别高。整体来看，其创新能力较高，属于第一梯队。雪人股份（002639）福建雪人股份有限公司创建于2000年3月，注册资金为6.7亿元。是一家以压缩机为核心产业，集余热回收发电、新能源、工商业制冷及其成套制冷系统的研发、设计、制造、销售、工程安装、售后服务于一体的高科技企业。雪人股份在燃料电池领域的布局主要来源于两个方面，其一是根据自有的压缩机进行改进，研发和生产适用于燃料电池的空压机，其二是认购加拿大Hydrogenics公司17.6%的股权，并合作发展燃料电池电堆,水电解制氢和加氢站相关技术。雪人股份在空压机领域的专利有两件，1件发明专利，1件实用新型专利。而在电堆、制氢和加氢站技术上，则是共享Hydrogenics的技术，其中涉及112件专利，其中加拿大专利92件，美国专利19件，欧洲专利1件。其核心专利共5件。点评：雪人股份属于跨界进入氢能领域，其切入点也是其核心技术方向都在于空压机的研发改进，而收购Hydrogenics股份也是通过这一方式获得电解水制氢技术和电堆生产技术，但其自研则相对较少。而且根据2020年4月20日董秘对投资者的回答中，雪人股份的氢能布局仅仅属于闲来落子，对于整体的研发关注度并不高。总体技术创新能力属于中下游水平。鸿达兴业（002002）作为氯碱制氢龙头企业的鸿达兴业，是一家具有70年氯碱生产历史的企业，在2016年设立了内蒙古鸿达氢能源及新材料研究院有限公司，大力发展氯碱制氢，主要从事氢气的综合应用、稀土储氢技术、储氢装备的研究、开发及应用等业务。近年来，鸿达兴业与北京航天试验技术研究所、日本旭化成株式会社、法国液化空气等相关机构渐次建立战略合作伙伴关系，通过引进国内外先进技术和设备，在氯碱制氢行业不断巩固领先地位，形成了液氢、高纯氢气、超纯氢气等氢气全业态产能，其纯度可达99.9999%以上，并于去年4月鸿达兴业在内蒙古乌海市投资兴建的中国首条民用液氢生产线。2020年1月，鸿达兴业从日本旭化成株式会社采购的年产40万吨离子交换膜法大型电解装置顺利入场中谷矿业生产基地，并规划建设年产五万吨氢能项目，提高氢能产能。鸿达兴业及鸿达氢能源针对技术研发的深度并不多，主要依托于鸿达兴业的氯碱工艺，向制氢领域涉足，目标主要是氯碱制氢和液氢方向，目前仅有1件国内发明专利。点评：鸿达兴业在氢能领域的布局也仅仅属于试探阶段，而且其面世的产品中尚未出现氢能相关产品，目前应该还处于设备调试和工艺摸索阶段，其整体的研发进度相对较慢，创新能力属于中下游。雄韬股份（002733）雄韬股份在氢能领域的主要布局是雄韬氢雄，其成立于2017年12月，目前拥有200人规模的研发团队，与同济大学、华南理工大学、太原理工大学、武汉理工大学共同组建产学研一体化路线。最早推出氢燃料重型卡车，依托“十城千辆”政策，在大同、武汉、荆门、佛山共计投放135台氢能源公交车作为示范线路，在阳泉投放5辆氢燃料重卡，在上海投放100辆物流车。雄韬股份在2019年燃料电池收入为1799.75万元，占总收入的2.83%，同年底投入9.95亿元进行燃料电池动力系统的开发和燃料电池发动机的量产，全年产能约400台。并在2020年12月发布了深圳氢瑞A1代燃料电池电堆，采用石墨双极板，额定功率42-84kW，体积功率密度3.5kW/L。雄韬氢雄在氢能方面共申请50件专利，其中发明专利18件，实用新型22件，外观设计9件，国际专利1件。主要集中在燃料电池发动机、燃料电池电堆领域。其核心专利共6件。点评：雄韬氢雄的研发更多是通过产学研一体的研发方式，通过与大学及研究所进行合作开发，更多的是借这些大学和研究所的技术储备进行进一步开发，避免出现高校中“不接地气”的创新，其创新能力属于中上游的第二梯队。全柴动力（600218）全柴动力的主要业务为柴油发动机，2017年10月创建子公司安徽元隽氢能源研究所有限公司，聚焦于氢燃料电池的新材料、膜电极、电堆及其系统的研发、生产与销售。全柴动力的研究团队主要来源于上海交通大学的李海滨团队和南开大学的陈军团队，其中李海滨系上海交通大学燃料电池研究所副研究员、日本电化学学会会员，长期致力于纳米膜电解质合成以及新型薄膜燃料电池制备的研究工作。2003年，李海滨成功开发出首个使用纳米厚玻璃电解质薄膜的燃料电池。2005年，李海滨在日本理化学研究所成功地开发低温等离子处理制备高质子传导玻璃电解质薄膜的新技术。陈军系南开大学化学学院院长、中国可再生能源学会氢能专委会副主任，2017年当选为中国科学院院士，主要从事无机材料与能源化学及高能电池研究。在元隽氢能源的研发成果中，仅有4件与燃料电池相关，而且涉及的基本属于极板、MEA装配工艺等非核心技术。李海滨团队在燃料电池领域专利布局23件，其中核心专利3件。陈军团队在燃料电池领域专利布局10件，其中核心专利3件。点评：氢能和燃料电池的研究起步比较早，但一直没有产业化，都集中在中科院及排名前十的985院校手上，其中上海交通大学是最早设立燃料电池研究所的，全柴动力与上海交大和南开大学的联合也是为了这些技术，全柴动力在2019年就拿出了15kw和40kw的燃料电池电堆，不难想象技术肯定是来自大学和研究所，但是如何把这些技术转变成市场能够接受的产品，全柴动力还需要深化创新。重庆燃气（600917）2019年4月13日，重庆地大工业技术研究院有限公司(简称“地大工研院”)与重庆燃气集团股份有限公司(简称“重庆燃气”)签订战略合作协议。双方拟成立合资公司，在重庆布局加氢站，服务氢能汽车示范应用与产业创新发展。地大工研院由中国地质大学(武汉)与重庆市政府、南岸区政府联合创建，正全力培育氢能汽车产业链。通过新建加氢站、油氢合建站、气氢合建站等形式，建设氢、油、气、电四站合一的项目，快速推动重庆市加氢站的建设布局。中国地质大学在燃料电池方面的布局主要集中于制氢和储氢领域，其核心是有机材料储氢方向，涉及的相关专利12件，核心专利6件，其中包括2件国际专利。点评：典型的政府主导研发项目，依托政府与高校合作进行研发成果转化。后续创新能力有待加强提高。ST猛狮（002684）广东猛狮电源科技股份有限公司成立于2001年，是一家以研发、生产和销售各类铅蓄电池为主的新能源及节能技术领域高新技术企业。其主营项目为铅酸蓄电池。已经累计完成十多项国家、省、市级电源技术科研项目，获得多项具有自主知识产权的发明专利和核心专有技术，被广东省科技厅等部门认定为“广东省高新技术企业”、“广东省创新型试点企业”，在行业内具备突出的技术研发优势。猛狮科技在燃料电池上的投入并不多，2018年6月19日，猛狮科技与美国康奈尔大学能源材料研究中心联合建设的康奈尔大学能源材料研究中心(中国)项目，在美国加州圣克拉拉的深圳湾海外创新中心发布，以燃料电池为研发方向，同时重点引进能源材料相关的科研项目。猛狮科技在燃料电池技术上的探索主要是针对铂基催化剂领域，是2009年与汕头大学合作研发的Pt-Ru/C型催化剂，核心专利为：CN101826623A一种质子交换膜燃料电池Pt-Ru/C催化剂的制备方法。但关于与康奈尔大学合作的研发成果，目前尚未发现有专利公开，而且也并无产品面世。点评：猛狮科技在锂电池领域正在高歌猛进，燃料电池仅仅是一步闲棋，具体这步闲棋能有多大作用，还得看燃料电池的风怎么吹。和远气体（002971）和远气体股份有限公司创建于2003年，总部位于长阳，是一家致力于各类气体产品的生产与服务、工业尾气回收循环利用，以实现节能环保效应的综合解决方案提供商及运营商。和远气体进入氢能行业并不意外，作为气体行业的头部企业之一，制氢本来就是在其业务范围内，最近有爆料称已开发出工业尾气回收提纯高纯氢气技术，用于燃料电池领域。然而在其公开的科技成果中并未发现相关专利。点评：对于这些气体龙头企业来说，进入氢能领域，仅仅是多了一片客户群，对于本身的创新和研发能力并不会受到特别的影响。东方电气（600875）东方电气是一个大型能源装备制造企业。公司在水力发电、火力发电、核能发电、燃气发电、风力发电以及太阳能发电方面做得非常好，设备很多指标和参数都已经做到全球第一。东方电气在氢能领域的布局主要基于旗下子公司东方电气（成都）科技有限公司，曾承接过2项863重大专项、3个国家级和10余个省级重大科研项目，拥有专利339项，国际专利8项，发表SCI论文10篇，拥有了涵盖膜电极、电堆、燃料电池系统和发动机动力总成完全自主知识产权和自主开发能力。东方电气已经在德阳建成首个撬装式加氢系统，自主研发的四川首套加氢站用高压储氢容器顺利完工，自主研制60-110kw燃料电池发动机，并且通过国家强制检验。东方电气的主要研究方向在于电池的组装、系统配置及车载运行等方面，其核心专利群为以CN102610838A（燃料电池热管理系统、燃料电池系统及具有该系统的车辆）、CN104795574A（燃料电池的金属双极板、燃料电池）等7件专利为主，260余件专利包围所构筑的专利池。点评：东方电气属于为数不多的自研、自产、自销式一条龙企业，其研发动力为国家政策导向，其创新能力和工程化能力都属于氢能领域的头把交椅。前景与展望我们国家这几年全国各地掀起了一股氢能源热潮，主要应用场景是新能源汽车，在长三角、珠三角和京津冀一带形成了很多产业集群，广东以佛山为代表。中国石油和化学工业联合会副秘书长庞广廉表示，据国际氢能委员会的统计，到2050年全球氢能占比将接近10%，2050年氢能利用可以贡献全球二氧化碳减排的20%，氢能产业链产值将超过2.5万亿美元。未来10-20年，全球氢能产业将迎来巨大的变革，也是重大的机遇期。在这种大环境，企业对于创新能力的追求有所提升，更多的企业都选择与高校或者国外企业进行合作，通过微创新将这些技术完全的市场化，国产化。氢能产业将迎来光明与辉煌前景。后语：感谢大家的阅读观看，更多更好的作品持续更新中，喜欢的话别忘了点赞、关注、收藏、转发哦，你的支持是我最大的动力。有任何想法交流或者问题，以及对我们的意见或建议都可以直接在评论区提出哦。

氢能以其清洁、零排放、高热量等自身优势，作为“能源”正在获得业界的认可。过去几年间，中国上下掀起了一股氢能热，数十个地方政府出台了支持氢能产业发展的规划。面对“十四五”，下一个五年氢能产业会迎来怎样的发展态势？制约氢能产业发展的因素又有哪些？本文就“十四五”氢能产业的发展做出以下5个基本判断。(一)氢能产业处于风口期，“十四五”将迎来新的发展机遇近几年来，氢能产业在中国迎来了重大发展机遇，主要得益于两个方面的原因，一是相比于十多年前，氢气的制备成本大幅下降，尤其是化工副产氢提纯技术的进步，让氢能产业发展具备了规模化的物质基础。二是日韩等国氢燃料电池汽车的快速进步，让业界看到了氢能在交通领域应用的巨大发展空间。在低碳发展和能源转型的大背景下，氢能产业在中国获得了自下而上的发展态势，即产业、地方政府和二级市场积极性非常强，这也是推动氢能产业较快发展的最大因素。尤其是地方政府的积极介入，把该产业在区域布局的竞争格局进一步确立。但是氢能目前发展的态势，地方政府方面还存在较大的制约因素，一方面是部分地方政府盲目布局氢能产业，对氢能源了解不足，未来可能存在一定的安全风险。另一方面，氢能在中短期内需要地方政府大量财政补贴，疫情影响下，地方政府的财政收入锐减，尤其是部分经济较差的省份，短期内不适合大规模发展氢能产业。(二)氢能在交通领域的应用，未来5-10年将迎来较快增速，但爆发式增长还有较多制约因素新一轮氢能之所以迎来发展风口，一个巨大的推动力源自于氢能在交通领域的应用，尤其是日本和韩国在乘用车市场上的表现，打开了氢能汽车产业的想象空间。当前日本丰田、本田为主的汽车厂商，韩国现代等车企，已经将乘用车规模化生产，尤其是丰田汽车，旗下mirai燃料电池汽车市场销量总量超过了1万台，二代mirai正在推向市场，而其产能拟在两年内扩大10倍，更引发了市场的强烈关注。未来5-10年内，燃料电池汽车在全球范围内将呈现快速增长态势。美国、日本、中国、欧洲等区域将是氢燃料电池汽车的重点区域，中国目前以商用车为主，主要应用在物流、公交和大巴等领域，在各地政策的支持下有望获得较快发展。但氢能汽车能否获得爆发式增长，还有以下几个制约因素亟待突破：一是氢成本的下降速度。目前北京及周边市场上，终端的氢气市场价格在70元/公斤，长三角和珠三角区域价格在80-120元/公斤。以北京区域大巴车为例，每百公里氢能耗8公斤，即每百公里需560元，与汽柴油车相比竞争力严重不足。二是补贴政策能否延续。目前氢燃料电池汽车有较高的财政补贴，一般大巴车而言，行程满2万公里，获得补贴约100万元。在氢能加注环节，北京及周边地区，每公斤氢气政府补贴约30元，上述补贴未来能否继续，将直接关系到氢能源汽车的普及和运用程度。(三)加氢站将在“十四五”期间大规模建设，国有资本将是投资加氢站的主力氢能源汽车的发展，最重要的环节是加氢站及相关基础设施的布局能否快速启动。截至2019年底，中国加氢站超过50座，在建10多座，规划中的加氢站数十座，未来发展空间巨大。若氢能方面的政策支持强度不退坡，到“十四五”末，中国加氢站数量可能超过150座，未来的投资主体将以中石油、中石化、国家能源、等中央企业为主，民营和合营为辅。当前一座35MP加氢站的投资成本在1800-2500万元之间，政府补贴300-500万元不等，按照当前的氢气的价格，每天约加注400辆氢燃料汽车可以实现收支平衡，但从目前车辆情况看，国内在运的加氢站几乎全部处于亏损状态。值得一提的是，中石化、中石油等传统油气销售企业建设的油氢混合站，将大幅减少加氢站的运营成本。目前，为鼓励加氢站投资，部分地区采取加氢站和加油站捆绑的模式，即企业在该地投资一座加氢站，可以获批一座加油站，再以加油站盈利补贴加氢站运营。(四)燃料电池汽车产业链上，未来5-10年电堆等主要零部件国产化比例将大幅提高，燃料电池整车的价格会继续下降燃料电池汽车目前成本高企，一辆燃料电池大巴车的售价是同类型汽油车的2-3倍，价格高企的主要原因是燃料电池及其核心部件电堆价格较高，且主要依赖于国外技术。目前，我国80%以上的电堆采用国外技术，其主要生产商国鸿氢能、潍柴动力技术均来自于加拿大巴拉德公司，国内自主研发的电堆技术正在逐步完善和成熟，未来国产化的比例将会大幅下降。以明天氢能为代表的自主技术目前正在投入运营，该技术来自中科院大连化物所和同济大学，被认为是电堆自主化的代表，随着技术的进一步成熟和完善，燃料电池汽车的成本有望获得进一步下降。另一方面，目前中国燃料电池的出货量还较小，但布局的产能已经超出需求量的几十倍。2019年，中国氢燃料电池汽车产量仅为3018辆，而当前我国燃料电池的整体产能已高达15万块/年，因此，未来燃料电池产业将面临较为激烈的市场竞争，价格也会随之大幅下降。(五)随着氢能产业的发展，氢能的应用场景会大幅增加，未来几年，氢能在天然气等其他领域的应用将会更受重视目前市场对氢能的应用主要集中在交通领域，以乘用车、商用车和氢能船舶等为主，但氢能的应用场景非常广，据相关专家介绍，氢能与天然气混合燃烧未来将会有较大的市场空间。天然气一直以来被认为是清洁能源，但近期研究发现，天然气燃烧带来巨大的氮氧化物污染，已经成为大气污染物和气候变暖的主要污染源之一。而天然气加氢燃烧，可以大幅降低氮氧化物的排放，如在CNG汽车中加入20%的氢气，可以将氮氧化物的排放减少4倍，而在天然气管道中加入少于5%的氢气，也会大幅减少燃烧过程中氮氧化物的排放量。从中长期看(2050年)，由于能源转型大趋势及氢能独特的优势，氢能产业继续被看好，但近期能否获得快速发展，主要取决于两个因素，一是政策补贴是否会延续，或是否会进一步增加补贴，第二是产业链成本下降的速度。第一元素网作者： 王高峰（文章来源：全球起重机械网）