氢能市场研究报告

中商情报网讯：氢是一种化学元素，在元素周期表中位于第一位。氢通常的单质形态是氢气。它是无色无味无臭，极易燃烧的由双原子分子组成的气体，氢气是最轻的气体。目前，国内氢能产业主要集中在经济发达的东南沿海地区，如制氢企业、加氢站等主要分布在长三角地区、珠三角地区等沿海地区，包括上海氢能产业集聚区、广东佛山氢能产业集聚区、浙江台州氢能产业集聚区、江苏如皋氢能产业集聚区和湖北氢能产业集聚区。为了更好的了解我国氢能产业园的发展情况，中商产业研究院特推出《2020年中国氢能产业园市场前景及投资研究报告》。《报告》从六大方面分析当前我国产业园概况、氢能产业园发展环境PEST分析、氢能产业市场分析、氢能产业园发展现状分析、氢能产业园案例分析以及氢能产业园发展前景。以下为报告详情：PART1：产业园概述由国家或地区的政府通过行政或市场化等多种手段，划出一块区域，制定长期和短期发展规划和政策，建设和完善适于工业企业进驻和发展的各种环境，聚集大量企业或产业，使之成为产业集约化程度高、产业特色鲜明、集群优势明显、功能布局完整的现代化产业分工协作区和实施工业化的有效载体。PART2：跨境电商发展环境根据PEST总结我国氢能源产业园行业发展环境，从政策、经济、社会以及技术四个维度分析氢能产业园发展的利好因素。从政策方面看，国家及地方相继出台氢能源应用相关利好政策；从经济方面来看，国家经济运行稳步发展，支撑氢能源产业园建设及运营；从社会方面来看，人口增长、清洁能源消费量增加等因素促进氢能源产业发展；从技术方面来看，制氢技术不断进步、成熟。PART3：氢能产业市场分析近年来，我国氢气年产量已逾千万吨规模，位居世界第一大产氢国；金属储氢材料产销量超过日本，成为世界最大储氢材料产销国。目前，氢能源的应用主要在氢能源汽车的推广方面，氢燃料电池是氢能源车的关键部件，而加氢站是支撑着氢燃料电池车应用的基础设施。氢氢能源汽车作为氢能源的重要应用之一，近年来快速发展。2019年我国氢能源汽车产销分别完成2833辆和2737辆，同比分别增长85.5%和79.2%。数据显示，2015-2019年间，我国燃料电池汽车的销量分别为10辆、629辆、1275辆、1527辆、2737辆，2019年的销量是2015年的272.7倍。从国内市场布局来看，布局客车与专用车领域的企业居多。PART4：氢能产业园发展现状目前，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。据不完全统计已运行及在建的氢能产业园中，截至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。PART5：氢能产业园案例分析本章介绍分析了浙江氢谷新能源汽车产业园、江苏丹徒氢能源产业园、佛山（云浮）产业转移工业园、上海嘉定氢能与燃料电池产业园、武汉雄韬氢能产业园等氢能产业园案例。PART6：氢能产业园发展前景未来，氢能产业受利好政策支撑发展，氢能产业园区数量及规模将不断扩大。同时，氢能源汽车应用将助推氢能产业园发展，而氢燃料电池可以说是氢能产业园重点布局的产业链中十分重要的一环。

中商情报网讯：氢能汽车是以氢为主要能量作为移动的汽车。氢能被视为全球最具发展潜力的清洁能源之一，并被不少国家、车企及学者认为是“终极新能源汽车解决方案”。伴随着汽车保有量持续增长，以及氢能源汽车技术的完善和普及，氢能源汽车未来市场发展前景广阔。中国汽车工程学会曾预测到2030年，中国氢能汽车产业产值有望突破万亿元大关。

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】。

（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】。

氢能项目可行性研究报告-氢能是替代化石能源实现碳中和的重要选择氢能是替代化石能源实现碳中和的重要选择：氢能已经成为应对气候变化、建设脱碳社会的重要能源。欧、美、日、韩等发达国家纷纷制定氢能路线图，加快推进氢能产业技术研发和产业化布局。氢能产业已成为我国能源战略布局的重要组成。2019年氢燃料电池产业相关投资及规划资金1805亿元。尽管受到疫情影响，2020年氢能投资金额仍有1600亿元，市场对于氢能产业依旧充满信心。我国氢气生产以西北、华北为主，主要来自化石能源：2020年我国氢能产量和消费量均已突破2500万吨，已成为世界第一大制氢大国。从区域分布看，氢能生产主要产生在西北和华北地区，产量超过400万吨的省份有内蒙和山东，产量超过300万吨的省份有新疆、陕西和山西。氢能源按生产来源划分，可以分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”三类。目前，我国氢气主要来自灰氢。未来与大规模光伏发电或风力发电配套的电解水制绿氢将成为发展趋势。副产气制氢在技术经济环境方面具有显著优势：氢气生产方式较多，有氯碱副产气、干气、焦炉煤气、乙烷裂解副产气、甲烷、煤炭、天然气、电解水等多种制氢方式。其中，副产气制氢在能源效率、污染排放、碳排放、成本方面占据优势。比如丙烷脱氢成本约13元/kg，水电解制氢成本约30元/kg。各地区发展氢能产业链时，应充分结合区域能源结构，优先使用副产氢气和富余能源进行利用。氢能冶金领域处于研究示范阶段：我国钢铁行业碳排放量占全国碳排放总量的15%左右，面临较大的碳减排压力。从生产工艺来看，钢铁行业碳排放主要来自焦炭。国内外钢铁企业均有尝试使用氢气替代焦炭冶炼，按照2020年生产10.5亿吨粗钢，估算需要3.5万亿kWh电生产氢气，大约占2020年电力生产的47%。氢能用于交通领域进入推广应用阶段：我国燃料电池汽车已进入商业化初期，截止2020年底，我国燃料电池汽车保有量7352辆。预计2050年氢能在中国终端能源体系中占比至少达到10%，交通运输领域用氢2458万吨，约占该领域用能比例19%，燃料电池车产量达到520万辆/年。投资建议：氢能是替代化石能源实现碳中和的重要选择。随着氢能逐步用于汽车、钢铁等行业，氢能的利用量将逐步增长，焦化、氯碱、丙烷脱氢和乙烷裂解等产业受益副产氢气应用.一、氢能是替代化石能源实现碳中和的重要选择氢能（氢的能源利用）受到全球广泛关注，成为应对气候变化、建设脱碳社会的重要产业方向。欧、美、日、韩等发达国家纷纷制定氢能路线图，加快推进氢能产业技术研发和产业化布局。当前，我国氢气生产利用主要在以石化化工行业为主的工业领域，以“原料”利用为主，“燃料”利用为辅。我国发展氢能具有良好基础，也面临诸多挑战。绿氢供应、氢储运路径和基础设施建设、氢燃料电池核心技术装备、氢燃料电池汽车技术装备等均待逐一攻破，必须实事求是、客观冷静、积极创新，争取少走弯路，开创氢能技术突破和产业化新局面。氢能产业已成为我国能源战略布局的重要部分。2020年，氢能被纳入《能源法》（征求意见稿）。2021年，氢能列入《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》未来产业布局。氢能产业发展初期，依托现有氢气产能、就近提供便捷廉价氢源，支持氢能中下游产业发展，降低氢能产业起步难度，具有积极的现实意义。绿氢在“碳中和”中可以用在绿电无法发挥作用的领域实现互补，如氢冶金、化工、重卡交通燃料、供热等。面向未来，当绿氢成为稳定足量的低价氢源时，绿氢促进工业脱碳将更好地发挥氢能价值。氢能替代主要领域疫情未改变氢能产业投资积极局面。根据公开信息初步统计，2019年氢燃料电池产业相关投资及规划资金1805亿元。尽管受到疫情影响，2020年氢能产业整体发展速度有所放缓，但在投资方面，投资金额1600亿元，仅有11%左右的降幅，显示了市场对于氢能产业依旧充满信心。氢能投资呈现增长趋势（亿元）二、当前中国氢气生产分布和来源2.1氢能分布在西部2019年以来，国家、各级地方政府对氢能产业发展高度重视，陆续出台了多项规划和发展目标，众多企业和科研机构纷纷开展技术攻关。中国煤炭加工利用协会统计，2020年我国氢能产量和消费量均已突破2500万吨，已成为世界第一大制氢大国。从区域分布看，氢能生产主要产生在西北和华北地区，根据2019年数据，产量超过400万吨的省份有内蒙和山东，产量超过300万吨的省份有新疆、陕西和山西，产量超过200万吨的省份有宁夏、河南和河北，产量超过100万吨的省份有江苏、安徽、四川、辽宁和湖北。从区域分布看，氢能生产主要分布在西北和华北地区（万吨）2.2氢气来源仍然以化石燃料为主氢能源按生产来源划分，可以分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”三类。“灰氢”是指利用化石燃料石油、天然气和煤制取氢气，制氢成本较低但碳排放量大；“蓝氢”是指使用化石燃料制氢的同时，配合碳捕捉和碳封存技术，碳排放强度相对较低但捕集成本较高；“绿氢”是利用风电、水电、太阳能、核电等可再生能源电解制氢，制氢过程完全没有碳排放，但成本较高。目前，我国氢气主要来自灰氢。从来源看，我国的氢源结构目前仍是以煤为主，来自煤制氢的氢气占比约62%、天然气制氢占19%，电解水制氢仅占1%，工业副产占18%。就消费情况看，目前的氢能基本全部用于工业领域，其中，生产合成氨用氢占比为37%、甲醇用氢占比为19%、炼油用氢占比为10%、直接燃烧占比为15%、其他领域占比为19%。从氢的来源看可分为灰氢、蓝氢、绿氢2020年我国氢气主要来源占比2020年我国氢气主要消费途径占比当前中国氢气生产和消费主要工艺（1）以煤为原料制氢煤制氢的本质是以煤中碳取代水中的氢，最终生成氢气和二氧化碳。这里，碳起到还原作用并为置换反应提供热。以煤为原料制取含氢气体的方法主要有两种：一是煤的焦化（或称高温干馏），煤在隔绝空气条件下，在900-1000℃制取焦炭，副产品为焦炉煤气。焦炉煤气组份中含氢气55%-60%(体积）、甲烷23%-27%、一氧化碳5%-8%等。每吨煤可得煤气300-350m3，作为城市煤气，亦是制取氢气的原料。二是煤的气化，使煤在高温常压或加压下，与水蒸汽或氧气（空气）等反应转化成气体产物。气体产物中氢气的含量随不同气化方法而异。（2）天然气制氢天然气的主要成分是甲烷（CH4），本身就含有氢。和煤制氢相比，用天然气制氢产量高、加工成本较低，排放的温室气体少，因此天然气成为国外制造氢气的主要原料。其中天然气蒸汽转化是较普遍的制造氢气方法。（3）重油部分氧化制造氢气重油是炼油过程中的残余物，可用来制造氢气。重油部分氧化过程中碳氢化合物与氧气、水蒸气反应生成氢气和二氧化碳。该过程在一定的压力下进行，可以采用催化剂，这取决于所选原料与过程。（4）水电解制造氢气水电解制得的氢气纯度高，操作简便，但需耗电。水电解制氢的效率一般在75%-85%，一般生产1m3氢气和0.5m3氧气的电耗为4-5kWh。根据热力学原理，电解水制得1m3氢气和0.5m3氧气的最低电耗要2.95度电。根据石油和化学工业规划院统计，我国电解水制氢装置约1500-2000套，产量约10-20万吨。与大规模光伏发电或风力发电配套的电解水制氢装置正在进行小规模示范。（5）生物质制造氢气家庭、农业、林业等产生的生物质可用于生产氢气。原料包括杨树、柳树和柳枝，以及来自厌氧消化或垃圾填埋所产生的沼气等。生物质可以使用成熟的技术进行气化，甚至在气化过程中与煤或废塑料共同反应，如果与碳捕获技术结合，就有可能生产出负碳氢。沼气有额外的净化要求，可以通过类似于蒸汽甲烷重整（SMR）的过程进行改造以产生氢气。（6）工业副产氢气净化焦炉气、氯碱、丙烷脱氢制丙烯和乙烷裂解制烯烃副产的粗氢气可以经过脱硫、变压吸附和深冷分离等精制工序后作为燃料电池车用氢源，成本远低于化工燃料制氢、甲醇重整制氢和水电解制氢等路线。三、不同技术制氢的技术经济环境性分析氢气生产方式较多，氯碱副产气、干气、焦炉煤气、乙烷裂解副产气、甲烷、煤炭、天然气、电解水等多种制氢方式。其中，氯碱副产气、干气、焦炉煤气、乙烷裂解副产气等副产气制氢在能源效率、污染排放、碳排放、成本方面占据优势。各地区发展氢能产业链时，应充分结合区域能源结构，优先使用副产氢气和富余能源进行利用。副产气制氢在经济性、碳排放等方面具有综合优势从能源效率来看，氯碱副产气制氢、干气制氢、焦炉煤气提取制氢能源效率均在80%以上，天然气制氢、乙烷裂解副产气制氢、PDH副产气制氢、甲醇制氢、焦炉煤气转化制氢能源效率60%-80%，煤制氢能源效率在50%-60%，电解水制氢能源效率在50%以下。副产气制氢能源效率最高从污染物排放来看，排污强度由小到大分别为：电解水制氢<天然气制氢~甲醇制氢~副产气制氢<煤制氢。从碳排放来看，副产气制氢<天然气制氢<干气制氢<甲醇制氢<煤制氢电解<电解水制氢（基于现有电网电力结构），如果考虑清洁能源（光伏、风电、水电等），清洁能源电解水碳排放接近为零。以现状电力结构看，电解水制氢碳排放最高从成本来看，制氢成本与原料价格关系最大，控制氢能价格需要控制原料价格；根据设定的价格范围，从平均成本看，焦炉煤气制氢<煤制氢<其他副产气制氢<甲醇制氢<天然气制氢<水电解制氢。因地制宜，选择合适原料制氢，氢气出厂价格可低于15元/kg，可与煤制氢成本相当。工业副产氢成本最低第一章总论1.1氢能项目背景1.2可行性研究结论1.3主要技术经济指标表第二章项目背景与投资的必要性2.1氢能项目提出的背景2.2投资的必要性第三章市场分析3.1项目产品所属行业分析3.2产品的竞争力分析3.3营销策略3.4市场分析结论第四章建设条件与厂址选择4.1建设场址地理位置4.2场址建设条件4.3主要原辅材料供应第五章工程技术方案5.1项目组成5.2生产技术方案5.3设备方案5.4工程方案第六章总图运输与公用辅助工程6.1总图运输6.2场内外运输6.3公用辅助工程第七章节能7.1用能标准和节能规范7.2能耗状况和能耗指标分析7.3节能措施7.4节水措施7.5节约土地第八章环境保护8.1环境保护执行标准8.2环境和生态现状8.3主要污染源及污染物8.4环境保护措施8.5环境监测与环保机构8.6公众参与8.7环境影响评价第九章劳动安全卫生及消防9.1劳动安全卫生9.2消防安全第十章组织机构与人力资源配置10.1组织机构10.2人力资源配置10.3项目管理第十一章项目管理及实施进度11.1项目建设管理11.2项目监理11.3项目建设工期及进度安排第十二章投资估算与资金筹措12.1投资估算12.2资金筹措12.3投资使用计划12.4投资估算表第十三章工程招标方案13.1总则13.2项目采用的招标程序13.3招标内容13.4招标基本情况表第十四章财务评价14.1财务评价依据及范围14.2基础数据及参数选取14.3财务效益与费用估算14.4财务分析14.5不确定性分析14.6财务评价结论第十五章项目风险分析15.1风险因素的识别15.2风险评估15.3风险对策研究第十六章结论与建议16.1结论16.2建议关联报告：编制单位：北京智博睿氢能项目申请报告氢能项目建议书氢能项目商业计划书氢能项目资金申请报告氢能项目节能评估报告氢能行业市场研究报告氢能项目PPP可行性研究报告氢能项目PPP物有所值评价报告氢能项目PPP财政承受能力论证报告氢能项目资金筹措和融资平衡方案

氢能+燃料电池项目可行性研究报告-氢能+燃料电池用于交通领域进入推广应用阶段1、氢能+燃料电池产业链市场前景广阔（1）氢燃料电池产业链氢燃料电池产业链包括：制氢、储运氢、加氢站、燃料电池系统、燃料电池各项应用。其中储运氢技术主要包括气态储运、低温液态储运、固体储运、有机液态储运。氢能+燃料电池产业链（2）国家和地方均出台氢燃料汽车政策支持产业发展《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》指出，要有序推进氢燃料电池供给体系建设，包括提高氢燃料制储运经济性和推进加氢基础设施建设。此外，要建设智能基础设施服务平台，统筹加氢技术和接口、车用储氢装置。示范应用推动行业快速发展。2020年9月五部委下发了《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，指出示范期暂定为四年，示范期间，五部门将采取“以奖代补”方式，对入围示范的城市群按照其目标完成情况给予奖励。随着国家及地方产业政策的逐步实施、我国氢燃料电池核心技术的逐步突破积累、相关配套产业的逐步完善，氢燃料电池及新能源汽车行业未来将有广阔的发展空间。各地抢抓氢能产业布局，目前已有包括京津冀、长三角、珠三角、四川、山东等30余个省市级的氢能发展规划相继出台。国内燃料电池汽车主要政策各地出台的氢燃料电池政策（3）氢燃料电池产业进入商业化初期，前景广阔我国燃料电池汽车已进入商业化初期，截止2020年底，我国燃料电池汽车保有量7352辆。加氢站建设进度逐步加快，截止2020年底，加氢站建成128座。同时，中石油、中石化、国家能源集团等二十余家大型央企纷纷跨界发展氢能产业。央企积极布局氢能产业链2016-2020年我国燃料电池汽车保有量分析2016-2020年加氢站数量分析根据国际氢能委员会预计，到2050年，氢能将承担全球18%的能源终端需求，创造超过2.5万亿美元的市场价值，燃料电池汽车将占据全球车辆的20%-25%，届时将成为与汽油、柴油并列的终端能源体系消费主体。根据中国氢能联盟预计，2050年氢能在中国终端能源体系中占比至少达到10%，氢气需求量接近6000万吨，其中交通运输领域用氢2458万吨，约占该领域用能比例19%，燃料电池车产量达到520万辆/年。《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》指出，交通领域将是氢能消费的重要突破口，在商用车领域，2030年燃料电池商用车销量将达到36万辆，占商用车总销量的7%（乐观情景将达到72万辆，占商用车总销量13%）；2050年销量有望达到160万辆，占比37%（乐观情景下销量300万辆，占比70%以上）。中国氢能及燃料电池产业总体目标2、氢燃料电池产业需大幅降低成本氢燃料电池车具有能量密度高、安全、舒适等优点。燃料电池的能量密度高，可达0.5-1.0kWh/kg，特别适合重载车。电堆与氢罐是分开的，提高了发动机的安全性，电堆不易产生爆炸。氢燃料电池车在续驶里程、加氢时间、驾驶舒适性均可与燃油车接近。目前，氢燃料电池车必须解决购置和使用成本较高的问题，经济性是能否大规模发展的关键。a)目前燃料电池发动机贵，导致一辆车售价是燃油车的三倍左右，锂电池车的1.5-2.0倍；b)加氢站的建设费用高达1200-1500万元。c)在加氢站的加氢费用每公斤高达60-80元，只有降到40元以下才具备与燃油车竞争的基础。因此，要实现无补贴的燃料电池车商业化，必须大幅度降低燃料电池发动机的成本和氢气的成本，同时降低加氢站的建设费用。根据德勤的分析，中国氢燃料电池公交车的总成本（TCO，购买成本和运营成本）在2019年为178美元/百公里，预计到2029年TCO将下降至55美元/百公里，将低于纯电动公交和燃油公交车的成本。氢燃料电池车与汽油车、电动车经济性对比国内燃料电池车的总成本发展趋势（美元/百公里）氢能是替代化石能源实现碳中和的重要选择。氢能已经成为应对气候变化、建设脱碳社会的重要产业方向。欧、美、日、韩等发达国家纷纷制定氢能路线图，加快推进氢能产业技术研发和产业化布局。氢能产业已成为我国能源战略布局的重要部分。我国已经成为全球最大的氢气生产国，但是目前氢气主要来自灰氢（化石燃料），未来与大规模光伏发电或风力发电配套的电解水生产绿氢，可以解决可再生能源的波动性问题。第一章总论1.1氢能+燃料电池项目背景1.2可行性研究结论1.3主要技术经济指标表第二章项目背景与投资的必要性2.1氢能+燃料电池项目提出的背景2.2投资的必要性第三章市场分析3.1项目产品所属行业分析3.2产品的竞争力分析3.3营销策略3.4市场分析结论第四章建设条件与厂址选择4.1建设场址地理位置4.2场址建设条件4.3主要原辅材料供应第五章工程技术方案5.1项目组成5.2生产技术方案5.3设备方案5.4工程方案第六章总图运输与公用辅助工程6.1总图运输6.2场内外运输6.3公用辅助工程第七章节能7.1用能标准和节能规范7.2能耗状况和能耗指标分析7.3节能措施7.4节水措施7.5节约土地第八章环境保护8.1环境保护执行标准8.2环境和生态现状8.3主要污染源及污染物8.4环境保护措施8.5环境监测与环保机构8.6公众参与8.7环境影响评价第九章劳动安全卫生及消防9.1劳动安全卫生9.2消防安全第十章组织机构与人力资源配置10.1组织机构10.2人力资源配置10.3项目管理第十一章项目管理及实施进度11.1项目建设管理11.2项目监理11.3项目建设工期及进度安排第十二章投资估算与资金筹措12.1投资估算12.2资金筹措12.3投资使用计划12.4投资估算表第十三章工程招标方案13.1总则13.2项目采用的招标程序13.3招标内容13.4招标基本情况表第十四章财务评价14.1财务评价依据及范围14.2基础数据及参数选取14.3财务效益与费用估算14.4财务分析14.5不确定性分析14.6财务评价结论第十五章项目风险分析15.1风险因素的识别15.2风险评估15.3风险对策研究第十六章结论与建议16.1结论16.2建议关联报告：编制单位：北京智博睿氢能+燃料电池项目申请报告氢能+燃料电池项目建议书氢能+燃料电池项目商业计划书氢能+燃料电池项目资金申请报告氢能+燃料电池项目节能评估报告氢能+燃料电池行业市场研究报告氢能+燃料电池项目PPP可行性研究报告氢能+燃料电池项目PPP物有所值评价报告氢能+燃料电池项目PPP财政承受能力论证报告氢能+燃料电池项目资金筹措和融资平衡方案

来源:人民网氢能具有燃烧热值高、清洁无污染、利用形式多、可储能等优点。11日发布的《中国氢能源及燃料电池产业发展研究报告》提到，我国是第一产氢大国，具有丰富的氢源基础；到2050年氢在我国终端能源体系占比至少达10%，广泛应用于交通、化工原料、工业、建筑等领域，成为我国能源战略的重要组成部分。在当日举行的2018年中国氢能源及燃料电池产业高峰论坛上，不少专家谈到，氢气燃烧生成水，可循环利用；来源广泛，既可借助传统化石能源如煤炭、石油、天然气等低碳化技术制取，也可以通过风、光、水等可再生能源制备；此外，中国市场巨大、应用前景广阔。尽管如此，我国氢能发展在燃料电池基础研究和技术发展、氢能产业装备制造、标准法规、政策等方面仍存在不少瓶颈。加氢站数量少、基础设施发展滞后便是其中之一。“我国已建成正式运营的加氢站大概15座，其中约10座为固定式，且大部分的加氢能力在200公斤以下。”中国工程院院士顾大钊认为，基础设施发展滞后的原因主要是核心设备技术指标落后、现阶段氢气需求量小、投资成本高等。分领域看，交通领域是氢能和燃料电池初期应用的主要市场。中国氢能联盟理事长、国家能源集团总经理凌文介绍，未来氢能将在小汽车、轨道交通、船舶、航天、物流系统、矿用车等领域广泛应用。以乘用车为例，到2030年，将发展100万辆燃料电池车，在建加氢站1000座；到2050年，氢燃料电池车和发电均实现大规模应用。根据《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》，氢能与燃料电池技术创新是重点任务之一。论坛上，国家能源集团准能集团、北京低碳清洁能源研究院和潍柴控股集团等还启动了200吨级以上氢能重载矿用卡车研发合作。继客运公交专线之后，中国氢能和燃料电池产业化发展在交通领域又迈出新步伐。（记者 丁怡婷）

中商情报网讯：氢能小镇是以氢能产业为核心，围绕氢能全产业链布局、发展的特色小镇。氢能小镇围绕着氢能产业链上游制氢、中游储运以及下游应用中氢燃料电池、加氢站配套服务等环节进行产业布局。同时，氢能小镇还配套有金融、环境、服务、政策等产业要素，形成氢能产业聚集的发展平台。氢能源是国家积极布局、扶持发展的重要产业之一。无论是国家层面或是地方都陆续推出利好政策助力氢能产业发展。氢能小镇作为氢能产业发展的一种载体，在此背景下也将迎来发展契机。目前，我国主要的氢能小镇包括江苏如皋氢能小镇、广东云浮氢能小镇、浙江台州氢能小镇等。

中商情报网讯：氢能汽车是以氢为主要能量作为移动的汽车。一般的内燃机，通常注入柴油或汽油，氢汽车则改为使用气体氢。燃料电池和电动机会取代一般的引擎，即氢燃料电池的原理是把氢输入燃料电池中，氢原子的电子被质子交换膜阻隔，通过外电路从负极传导到正极，成为电能驱动电动机；质子却可以通过质子交换膜与氧化合为纯净的水雾排出。这样有效减少了其他燃油的汽车造成的空气污染问题。氢能源汽车分为两种，氢内燃机汽车(HICEV)和氢燃料电池汽车(Fuelcellvehicle-FCEV)。目前，发展较快的为氢燃料电池汽车。