氫能源行業研究2022H1：政策繼續疊加，產業政策力度未減頂層設計落地，氫能發展路線更為清晰國家發改委2022年3月23日發布氫能產業發展中長期規劃（2021-2035）（下文簡稱規劃），明確了氫能產業未來的定位，也明確了政策鼓勵的應用場景和領域，勾勒出氫能中長期發展藍圖，有助于強化投資者對氫能產業發展信心，提振產業參與者的長期預期。總體而言，行業中長期規劃對投資而言，主要有三大核心要點，包括氫能定位、未來發展目標以及應用方向。規劃將氫能的定位做了系統性的提升，明確了三大定位：氫能是未來國家能源體系的重要組成部分。充分發揮氫能作為可再生能源規模化高效利用的重要載體作用及其大規模、長周期儲能優勢，促進異質能源跨地域和跨季節優化配置，推動氫能、電能和熱能系統融合，促進形成多元互補融合的現代能源供應體系。這些提法中，相對于之前將“氫氣”作為工業危化品進行管理，氫能地位有了明顯提升。氫能是用能終端實現綠色低碳轉型的重要載體。以綠色低碳為方針，加強氫能的綠色供應，營造形式多樣的氫能消費生態，提升中國能源安全水平。發揮氫能對碳達峰、碳中和目標的支撐作用，深挖跨界應用潛力，因地制宜引導多元應用，推動交通、工業等用能終端的能源消費轉型和高耗能、高排放行業綠色發展，減少溫室氣體排放。氫能產業是戰略性新興產業和未來產業重點發展方向。以科技自立自強為引領，緊扣全球新一輪科技革命和產業變革發展趨勢，加強氫能產業創新體系建設，加快突破氫能核心技術和關鍵材料瓶頸，加速產業升級壯大，實現產業鏈良性循環和創新發展。踐行創新驅動，促進氫能技術裝備取得突破，加快培育新產品、新業態、新模式，構建綠色低碳產業體系，打造產業轉型升級的新增長點，為經濟高質量發展注入新動能。規劃在“穩步推進氫能多元化示范應用”方面提出了四大應用方向，這四大方向大概率也將成為氫能行業中成長較快的子領域，分別對應：1）氫能車領域“有序推進”，主要以推廣氫能商用車型為主，在車輛領域，特別強調了“氫能將是鋰電的補充”。2）儲能領域“發揮氫能調節周期長、儲能容量大的優勢”，打造“風光氫儲”一體化，“探索氫能跨能源網絡協同優化潛力”，未來氫能更多扮演的是能源靈活轉換載體的角色。3）推廣氫能在分布式能源領域的應用，在可再生能源基地，探索以燃料電池為基礎的發電調峰技術研發與示范。4）“探索氫能在工業生產中作為高品質熱源的應用，擴大工業領域氫能替代化石能源應用規模”，未來氫能將在工業減碳中發揮關鍵作用，是“碳中和”不可缺少的一環。在中央層面的政策規劃落地后，預計地方政府的產業政策和鼓勵方向也將向中央政策靠攏，產業參與者的預期也更為明確，有助于氫能產業的加速發展。燃料電池示范應用城市群有望不斷擴容目前，氫能產業相關補貼主要通過燃料電池示范應用政策發揮作用，補貼的主體主要以氫能車為主，也包含了相關零部件及氫能供應端。2021年8月底，第一批燃料電池示范應用城市群落地，對應了廣東、上海、北京三個區域，這三個城市群是前期產業鏈相對完整、產業初步具備規模的區域，盡管有些城市群也出現了跨地理區域的聯合，但第一批主要城市區域還是集中在東部省份。今年年初，城市群又進一步擴容，新增了以河北張家口和鄭州為中心的兩大城市群，相關政策惠及的區域及企業進一步擴大，為氫能行業發展帶來增量政策支持。我們預計隨著氫能產業的快速發展，未來更多的區域將具備燃料電池示范應用的條件和基礎，比如中部的湖北以及西南區域的四川、重慶都有可能出現新的示范城市群，從而將有效帶動產業鏈規模擴張。在中央政府層面的示范應用政策啟動之后，示范應用城市也陸續跟進了補貼細則。11月3日，上海市發改委等部門聯合發布了關于支持本市燃料電池汽車產業發展若干政策，政策明確了至2025年上海氫能補貼政策及標準。廣東省發改委在11月下旬也出臺了廣東省加快建設燃料電池汽車示范城市群行動計劃（2021～2025年），對于整車、關鍵零部件材料以及加氫站均確認了地方與中央1：1的補貼配比金額。此外，部分非示范應用名單的城市，如寧波，提出按照不超過中央財政燃料電池汽車示范應用獎勵標準（不含關鍵零部件額外獎勵）的2倍進行補貼，其中2021年、2022年參照國家第一年獎勵標準。除了車輛的補貼外，各個地方對加氫站和相應關鍵零部件也都有配套補貼跟進。地方政府補貼的跟進有助于進一步減輕產業鏈的成本負擔，加速氫能車的推廣和應用。未來1～2年氫能各維度產業政策仍有望不斷疊加氫能產業中長期發展規劃落地并不意味政策到此為止。除了氫能行業自身和燃料電池示范應用相關政策之外，其它領域的產業政策對氫能的重視程度也在提升。預計未來政策將沿著多個維度展開，為產業送來政策“東風”。首先，從中央政策角度，能源領域的相關規劃預計也會逐步將氫能納入政策框架。如2022年4月發布的“十四五”可再生能源發展規劃，將規模化可再生能源制氫、氫儲能列入發展方向。第二，預計示范應用城市群范圍還將有所擴大。除了今年初新增的張家口、鄭州兩大城市群外，預計氫能初創企業分布較多的成渝等西南區域以及武漢等華中區域，也有望加入新的示范城市群。第三，預計地方新增政策也會不斷疊加。2021年在示范應用城市群之外的地方政府，也積極推進了鼓勵政策，比如寧波市的氫能產業規劃，也比照燃料電池示范應用城市的補貼標準對產業鏈相關企業進行補貼。2022年，在各省出臺的能源、交通領域“十四五”

規劃中，也可以看到對氫能產業鏈發展的政策目標。除此之外，上海等燃料電池示范應用主要城市，也推出了地方層面的氫能產業中長期發展規劃。因此，未來1～2年依然會處于氫能政策發布的高峰期，中央政策在氫能技術攻關方面還會加大力度，也會有相應的研發和成果轉化配套支持政策，這些都有助于氫能市場的開發。地方政府在減碳和新能源基建政策的推動下，也有動力對氫能產業進行扶持和補貼。政策效果還將不斷疊加，有助于產業吸引資本加入，助推產業發展提速。2022H1燃料電池車產銷高速增長，但單月之間波動明顯燃料電池車同比增速加快，但4～5月份受多重因素壓制近三年，燃料電池車銷量一直處于波動期，主要受補貼政策出臺的節奏影響。在2021年8月底燃料電池示范應用政策落地之后，產業鏈對補貼政策和方向都更為明確，訂單也開始活躍。2022年開始燃料電池汽車產銷量同比已出現大幅增長，按照中汽協數據統計，前5月燃料電池汽車產銷分別完成0.12萬輛和0.09萬輛，同比分別增長5.8倍和3.5倍，其中5月單月產銷量分別為243/103輛，同比分別增長5.4/10.4倍，同比增長勢頭強勁。但從單月節奏看，3月份是近兩年的單月新高，4～5月份數據較前3月單月有明顯下滑。在車型結構方面，絕大部分燃料電池車型為商用車，而乘用車前5月累計產量僅有20輛，主要是乘用車成本高及使用場景的限制。在商用車中，貨車的占比有明顯提升，從去年全年5.8%的占比提升至29.3%，專用車的占比升至52.51%，較去年全年占比提升15pcts。在貨車的銷量結構中，重卡及微型貨車銷量明顯增加，重卡的增加，一方面得益于補貼政策對于大載重商用車的傾斜，另外一方面是地方政府及國企的采購增加；而微型貨車的銷量增加預計主要是車輛適用場景較為豐富，便于推廣。專用車的數量占比過半，主要是對應叉車、環衛車等專用特定車型。從電池裝車量看，根據中國汽車動力電池產業創新聯盟數據統計，今年前5月乘用車、客車、專用車燃料電池累計裝車量分別為0.7/22.4/33兆瓦，同比分別有130%/6.2%/9.7%的增幅。前5月客車與專用車的平均單車裝車電量分別為110/89KW，客車單車電堆功率較去年平均水平有明顯提升（+17%），專用車平均裝車功率有所下降，預計與小型車輛占比提升有關。五大示范應用城市群，廣東區域車輛推廣顯著領先目前，已通過國家批復的五大燃料電池汽車示范城市群有：京津冀城市群、上海城市群、廣東城市群、河北城市群、河南城市群。從各示范城市群分類型車輛累計接入量來看，廣東城市群和上海城市群氫燃料電池專用車累計接入量高于客車；京津冀城市群、河北城市群、河南城市群以氫燃料電池客車推廣占主導。根據新能源汽車國家大數據聯盟統計，截至2022年4月底，各示范城市群氫燃料電池汽車累計行駛里程共計16379.10萬公里，其中廣東城市群氫燃料電池汽車累計行駛里程最高，達到8780.03萬公里；其次是上海城市群，累計行駛里程分別為2326.85萬公里。根據新能源汽車國家大數據聯盟統計，從行駛時長看，燃料電池示范群累計行駛時長約為632.59萬小時，其中廣東城市群行駛市場305.25萬小時，時長最高；河南、河北、上海城市群分別為111.68/84.15/81.67萬小時。從月度車輛上線口徑統計，1-4月份，廣東城市群月度上線車輛數均在900輛以上；京津冀城市群居其次，月度上線車輛數分別在500輛以上；上海城市群上線車輛數呈月度下降趨勢。以上線率計算，京津冀城市群、河南城市群氫燃料電池客車上線率較為穩定，月度間波動小；由于2～3月份冬奧會期間，河北城市群氫燃料電池客車幾乎全數運行，冬奧會結束后，上線率略有下降，但依然維持在80%以上。而上海地區，受疫情影響，3～4月份上線率大幅縮水，4月車輛月度上線率4.79%。從樣本數據日均行駛里程看，大部分區域燃料電池車日均行駛里程都超過了純電動車，判斷主要是氫燃料電池車以商用車為主，單車單日行駛距離長；從車輛日均行駛時長看，兩類車型差距并不大。總體而言，無論是車輛推廣數以及運行里程數，廣東城市群在各大城市群中都是遙遙領先，主要是基于廣東區域較早的產業布局和主要城市較強的財政支持力度。從長周期數據看，目前氫能燃料電池車單月銷量還在100～300輛的量級，如果跟鋰電車比較，這一量級的銷量差不多對標2011～2012年的鋰電車單月銷量。如果簡單做類比，從氫能在交通領域的應用看，燃料電池車的發展相當于10年前的鋰電，還處在產業化的初級階段。但是與前一個十年不同，國內制造業的裝備技術水平以及材料產業技術積累都在加速，也為燃料電池車的加速發展提供了堅實的基礎，我們也樂觀判斷，2025年前后，氫能車就可以完成產業化，實現全行業的盈利。下半年交通領域應用：車輛上量期待提速，船舶、航空應用期待從“0”到“1”重卡或繼續作為商用車推廣重點IEA（國際能源署）的數據表明，全球交通行業的二氧化碳排放量逐年增加，是全球第二大排放部門，占總排放的25%；細分結構，公路運輸占行業碳排量比重最大（75%）。中國正走在碳中和的道路上，公路運輸行業也繼續大力減排。交通領域減碳最根本的方式，是對中重型車輛進行燃料替代，升級為清潔排放的電動類型車輛。從車輛運行原理而言，氫燃料電池車和鋰電池車都是電力驅動，電機和電控系統類似，區別就在于電力來源上。氫燃料電池可以看作小型“發電機”，而鋰電池則更類似于“儲電”的裝置。氫電和鋰電相比，在一些應用場景有明顯的優勢：充能時間角度，純電動重卡的充能時間普遍在1.5小時左右，而氫燃料重卡的充能時間普遍只需要10～15分鐘，具有明顯優勢。雖然電動汽車目前也在推廣換電，可以節省充能時間，但續航里程短和頻繁的換電次數，也會明顯影響重卡運營效率和使用經濟性，因此從清潔電動車型看，氫燃料重卡更適合長距離運輸。工作環境角度，鋰電池的最佳工作溫度一般在20℃以上，一般放電工作溫度在-20～60℃。對重卡常用的磷酸鐵鋰電池，在0℃時，放電效率只有85%，在-20℃時放電效率只有將近一半。雖然針對鋰離子動力電池低溫性能也有改進措施，但會對其它一些技術指標，比如循環性和能量密度等帶來較大的負面影響，并且增加電芯成本。氫燃料電池雖然有“冷啟動”的問題，但國內已普遍實現-30℃低溫啟動，在低溫環境下并不會出現明顯的電量衰減，可滿足北方冬季絕大多數的應用場景。續航里程角度，目前國內重卡普遍配置10個儲氫罐，單罐儲氫重量在3.5～4kg氫氣，至少可以驅動31噸載重的重卡運行約400公里，而鋰電重卡充電一次，續航里程僅在100～200公里。我們按照燃油、氫電、鋰電三種不同能源類型的車輛，分別測算了客車、重卡、乘用車三類用途車輛的成本，考慮的成本主要包括：車輛購置成本按照汽車使用年限計算的“折舊”成本、年度燃料使用成本、年度維修保養成本、年度保險費用、年度過路及停車等費用。在目前的技術路線下，無論是客車、重卡還是乘用車，鋰電都有絕對的成本優勢，我們測算鋰電類型的客車/重卡/乘用車年度成本分別為20/35/3萬元，而氫電類型的客車/重卡/乘用車成本分別為42/67/7萬元，氫電的成本基本比鋰電成本高1倍以上。因此從經濟性而言，鋰電是目前最有競爭優勢的。按照中汽協統計數據，2022年1～5月新能源重卡累計銷售7677輛，同比增長488%；

但氫能重卡的銷量只有130輛，數量差距明顯，主要還是由于經濟性的短板。從可獲得的分類數據看，一季度燃料電池車型和混合動力合計僅銷售114輛，經濟性依然是影響氫能汽車推廣的主要方式。考慮到氫燃料電池在續航里程方面的優勢，在長途貨運領域內具有較大的發展空間，因此未來氫燃料電池汽車的發展重點領域是氫燃料電池重卡。從消費端考慮，氫能重卡的全生命周期成本（TCO）與競品的平衡點是氫能重卡市場滲透率提升的關鍵。中國電動汽車百人會發布的中國氫能產業發展報告預測，氫能重卡每公里TCO成本在2025年將降至5.6元/km,在2030年可降至4元/km左右的水平，基本與鋰電車平價，2035年可降至3元/km，開始出現成本優勢。如果將氫能重卡與燃油重卡成本比較，從初始購車費用和日常維護成本的角度，兩者差異不大，主要的差別在于燃料成本。我們按照行業平均的燃料消耗水平，燃油重卡每百公里耗油35L，氫燃料重卡每百公里消耗氫氣約12kg，按照7元/L和35元/kg的單位燃料成本測算，百公里燃料成本分別為245/420元。因此，以目前的成本體系和水平，若要在運行過程中實現平價，則需氫氣的價格降至20元/kg。氫能重卡的推廣在2021年已經起步，鄂爾多斯等地方政府以及高耗能行業的部分國企，已加入到氫能重卡的采購和試用中。2022年以來，氫能重卡的示范應用和推廣也在深入推進：2022年1月，浙江嘉興港區49噸燃料電池重卡在港口、碼頭運輸領域的商業化應用項目成功申報了“嘉興市燃料電池汽車示范應用項目”；上汽紅巖鄂爾多斯基地天隆工廠投產暨首批車輛下線隆重舉行，標志著全球首個萬輛級氫能重卡產業鏈項目落地取得階段性成果。湖北武漢、浙江嘉興等地首臺氫能重卡在5月份陸續投入運行。長城汽車

“長征牌”重卡停產傳統燃油車型，氫能重卡在6月份正式問世。展望2022年下半年，氫能重卡上量的推動因素或繼續發揮積極作用：第一，在新的補貼框架下，重載商用車可獲得最高金額的補貼，為企業增加重卡產量提供充分的激勵；

第二，產業鏈降本疊加性能的提升，有助于車輛的推廣；第三，地方政府和國企基于減碳的目標，對氫能重卡的采購意愿還會持續升溫。我們預計2022年氫能車的銷量或超過6500輛，其中客車及貨車銷量分別為1250、1670輛左右，貨（卡）車增量開始超過客車，其中主要的增量來自于重卡，物流車由于種類多、應用場景豐富，依然是銷量最多的車型，預計銷量在3500輛。我們以前文的樂觀預期計算，假設2022年FCEV銷量為8000～10000輛，預計燃料電池出貨量對應0.9GW，關鍵材料中，國產質子交換膜用量為2.8萬平米；假設2023～2025年FCEV銷量分別為1.2/2.5/3.9萬輛，預測對應燃料電池出貨量為2.8/5.8/10GW，對應質子交換膜的用量分別為15/33/50萬平米。展望“十四五”期間，國內氫能源車有望進入量產階段，結合各地方政府的氫能源規劃，我們預計2025年全國燃料電池車保有量有望達到9萬輛左右，其中預計乘用車、客車、重卡、物流車保有量將分別達到1000、12000、50000、30000輛左右，2050年燃料電池車數量可以超過600萬輛。相應的燃料電池需求預計將從目前的0.3GW左右上升至2025年的800～850GW。氫能船舶國內商業化正在起步在交通領域，“雙碳”目標也在推動航運業的綠色轉型，這就為發展氫能船舶產業帶來了市場機遇。海運業是溫室氣體主要排放源之一。海運業每年的二氧化碳排放量達到3億噸左右，大約占全球溫室氣體排放的3%，推廣綠色船舶則有望減少這一行業的碳排放。近年來，研究清潔、高效、可持續發展的新能源動力推進技術已經成為綠色船舶的重要發展方向，而將零排放的氫燃料電池技術應用于船舶，則被普遍視為一種有效的解決方案。以目前氫能燃料電池的技術而言，固定線路輪渡、近海船只、進出峽灣的游輪等可考慮采用氫電船舶來代替。從中央到地方，氫能船舶的政策、規劃也在陸續推進。今年3月，中國海事局印發了

氫燃料電池動力船舶技術與檢驗暫行規則（2022）（簡稱規則），從檢驗與發證、船舶布置、輪機、電氣裝置、控制檢測和安全系統、消防、氫燃料加注、氫燃料加注等方面做出了具體的要求。同時，各地方在氫能相關發展規劃中，也頻繁出現了對氫能船舶的政策表述。國內氫能船舶的推進也在起步，在2021年年初，武漢眾宇動力獲得中國船級社頒發的首張船用燃料電池產品型式認可證書；2022年5月17日，國內首艘入級中國船級社的500kw氫燃料電池動力工作船“三峽氫舟1號”在江龍船艇中山科技園舉行隆重的開工儀式；

2022年6月，國電投氫能的FCPS-S120船用氫燃料電池也通過中國船級社的認證。海外市場上，美國燃料電池企業BloomEnergy也規劃進入船舶領域，BloomEnergy計劃與法國大西洋船廠（Chantiersdel’Atlantique）、地中海郵輪三方今年在“MSCWorldEuropa”

號郵輪上調試一套固體氧化物燃料電池(SOFC)輔助動力系統。對于氫能產業鏈而言，氫能船舶市場有較大的開發潛力。一方面，氫能船舶的運行環境多數都是開放式的環境，安全性友好，適合大規模的推廣；另一方面，氫能船舶的燃料電池功率相對較大且需求多樣化，國內目前船舶上應用的電池功率從120～500kw不等，海外等電池系統廠商甚至推出了兆瓦級（3兆瓦，約4000馬力）等超大功率的燃料電池系統，也意味著未來船舶領域對燃料電池有更大的需求空間。目前國內并沒有運輸用的大型商用氫能船舶，按照目前可獲得的總量數據，交通部2015年統計，中國內河運輸船舶、沿海運輸船舶的功率分別為3279/1858萬千瓦，按照2010～2015年6%的CAGR外推，我們預計2035年/2050年兩大類運輸船舶的功率有望分別達到166/403GW。假設氫能船舶滲透率為1.5%，2030～2035年氫能船舶對燃料電池的需求有望突破1GW，假設2050年氫能船舶滲透率提升至30%，2050年氫能船舶對燃料電池的需求有望突破100GW，也是不容忽視的大市場之一。無人機成為交通領域應用的新市場隨著氫能技術的升級和應用的不斷迭代，氫能在無人機領域的應用也逐漸展開。2021年12月，深圳市發展和改革委員會制定并印發深圳市氫能產業發展規劃2021-2025年，提出至2025年，深圳市氫能無人機示范應用不少于100架。2022年3月23日，國家發展改革委發布的氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）中也提到，要積極探索燃料電池在航空器領域的應用，推動大型氫能航空器研發。目前，氫能無人機已在包括北京冬奧會、國家電網線路巡檢、中海油海上油氣設施巡檢等多領域示范應用，市場反響好。而且相對于鋰電池，氫燃料電池無人機能量密度與熱值高，續航能力可超過5小時，能耐受嚴寒和高溫等惡劣環境。同時因為在低空飛行，氫氣如果有泄漏擴散更快，安全性更高。2016年深圳科比特航空在國內率先發布了Hydrone-1800型氫動力無人機，實現4.5小時的續航，消耗氫氣約3.5立方米。2021年ZeroAvia制造了全球首架商業規模的氫動力飛機并成功起飛，德國清潔航空公司H2Fly和DeutscheAircraft正在聯合開發一種可搭載40人的氫燃料電池飛機，并計劃在2025年首次試飛示范。氫燃料電池無人機產業憑借其高能量密度、長續航、高環境適應性等優勢，預計未來將在無人機市場，特別是工業級無人機市場占據一定的市場地位。按照民航局統計數據，截至2021年底，全行業無人機擁有者注冊用戶達78.1萬個，全行業注冊無人機共83.2萬架，同比增長64%。如果未來按照每年10%的注冊增速遞增，預計2025年無人機注冊數量將超過120萬架，假設其中氫能工業用無人機對應的市場滲透率為0.5%，預計將有6000架燃料電池無人機需求，按照單機搭載2kw的燃料電池推算，預計燃料電池需求量約有12MW。若未來滲透率提升至10%，無人機每年按照10%的增速增長，預計2035年前后無人機對燃料電池的需求量可以突破1GW。總結而言，展望2022年下半年，預計氫能車將延續上半年的高增長趨勢；如果單月出現800輛左右的產銷量數據（即對應年化接近1萬輛的水平），預計將有效催化市場情緒，帶動板塊上漲。此外，船舶和無人機等交通領域的新應用也有望開始上量，進入商業化早期階段。可再生能源制氫加速，呼應“雙碳”需求電解槽技術路線分析：堿性電解槽是目前主流，PEM電解槽降本是關鍵在國家發改委發布的氫能中長期發展規劃中，提出至2025年可再生能源制氫量達到10～20萬噸/年的目標，將“綠氫”作為新增氫能消費的重要組成部分，實現CO2減排100～200萬噸/年。我們認為，2025年對“綠氫”的規劃略超預期，因為之前市場普遍認為綠氫成本實現平價是在2030年前后，進入“碳中和”階段“綠氫”才會大規模上量。但隨著政策目標的明確，預計可再生能源制氫的推進也將提速。工業化水電解技術早在上世紀20年代就開始了在生產應用中的探索，主要動因是煉化生產的需求。70年代開始，石油危機的沖擊以及環保意識的出現，導致對能源使用理念開始產生變化，加之太空航天的發展，對氫能的開發和利用逐步獲得重視，開始推動電解水技術的發展。目前，可實際應用的電解水制氫技術主要有堿性液體水電解與質子交換膜電解槽兩類。堿性液體水電解技術是以KOH、NaOH水溶液為電解質，在直流電的作用下，將水電解生成氫氣和氧氣。但生成的氫氣需要經過脫堿霧處理方可達標，這一技術是最早成熟的電解水制氫技術，在20世紀中期就實現了工業化。設備方面，堿性電解槽以含液態電解質和多孔隔板為結構特征，隔膜為則多采用石棉絨制隔膜。提升堿性液體水電解技術效率的方式主要包括增加電流密度、降低膈膜厚度、提升催化劑的比表面積以及改進使用傳輸層(PTLs)。目前一些制造商已經成功生產了更高電流密度的堿性電解槽。另外，提升催化劑的比表面積可以加快氫氣和氧氣的析出反應速率。由于啟動或關閉速度慢，堿性液體電解槽很難與波動較大的可再生能源發電相匹配。風力發電和光伏發電出力存在季節性偏差，發電的間歇性和不確定性較大，風電發電量主要集中在春冬兩季（約占60%），光伏發電量主要集中在夏秋兩季（約占60%）；大小風年的風電利用小時數相差超過20%，光伏利用小時數相差約10%。據國家電網預測，2060年全國范圍內風電及光伏發電日內最大功率波動將超過16億干瓦，約占日峰荷的60%~75%；15分鐘最大功率波動可達峰荷的10%左右，1小時可達25%左右。為了匹配可再生能源發電的波動性，聚合物電解質（SPE）水電解技術取得快速發展。首先應用的是質子交換膜（PEM）電解技術，PEM電解槽的負載范圍為5%-120%，冷啟動時間小于20分鐘，因此相較于堿性電解槽可以更好的匹配可再生能源。通過質子交換膜傳導質子并且隔絕電極兩側氣體，較好的克服堿性液體電解槽的缺陷。同時，PEM水電解池的結構也有助于降低歐姆電阻，提高電流密度，效率和安全性明顯高于堿性液體電解槽。憑借轉化效率相較低溫電解水制氫技術更高且耗電量更低的優點，固體氧化物水電解技術（SOEC）也有望成為未來技術的發展方向，特別是在大型化、成規模的應用場景中，目前一些示范項目的規模已經達到1MW。固體氧化物水電解技術（SOEC）采用固體氧化物作為電解質材料，可在400~1000℃高溫下工作，良好的動力學表現使得電解槽可以使用相對便宜的鎳電極，而且對電力需求也會減少，因為分離部分的能量可以通過熱能提供。SOEC電解槽制氫能耗約為35-50kWh/KgH2,較堿性電解槽和PEM電解槽降低約30%，轉化效率（LHV）提升約20%-30%。此外SOEC的另一優勢是可逆性，即將可逆燃料電池SOFC用于可再生能源的存儲，形成電-氫氣-電的制氫、儲氫和發電的系統。目前困擾SOEC發展的重要因素是耐久性不佳，主要由于電解過程中的熱化學循環導致材料降解速度加快從而降低系統使用壽命。目前固體氧化物水電解技術（SOEC）仍未實現商用，提升固體氧化物的性能、耐久性和降低操作溫度是未來的研發重點。此外，陰離子交換膜電解技術（AEM）也具有發展潛力。提升AEM技術性能的方式包括提升膜的導電性能或添加支持性電解質（如KOH或NaHCO3），然而這樣的調整可能會導致耐久性下降。因此后續研究工作的主要目標是尋找具有理想性能的AEM膜（高機械、熱和化學穩定性、離子傳導性以及對電子和氣體的低滲透性）。AEM技術擁有成本低，效率高等優勢，如果可以通過技術進步克服膜導電率低等缺點，預計將會有很好的應用前景。“綠氫”降本路徑明確，經濟性可期現行技術條件下電解水制氫成本較高，其中主要包括電費成本，設備折舊成本、人工費用等。隨著技術的進步以及自動化生產，設備成本會逐漸下降；提升設備使用時長從而提升氫氣產量的方式也可以攤薄設備的折舊成本和其他固定費用。此外，占比電解水成本較高的電價也會隨著光伏、風電等可再生能源的發展持續下降。目前全球成熟的電解水制氫技術，主要是堿性電解和PEM電解兩種方式。兩者的成本構成也有明顯的區別，PEM電解水制氫的絕對成本高，主要是雙極板、膜材料以及鉑、銥等貴金屬催化劑材料，成本明顯高于堿性電解槽。參考目前正在建設的中國石化新疆庫車綠氫示范項目規劃預算數據，制取1Nm3氫氣所需脫鹽水的成本約為0.004元，用于脫氧和脫氫系統的金屬鈀催化劑的成本約為1元/1Nm3氫氣。催化劑理論上不參與反應過程，但在實際中會失活并且產生消耗，因此需要定期更換回收，由于回收價格不定，該部分暫不計入計算。此外，根據國際再生能源組織計算，電解水的最小消耗大約是每千克氫消耗9千克水，水的成本占比制氫總成本的2%，為方便計算，本次計算忽略水價。假設成本計算公式為：制氫成本=電價×單位電耗+(每年設備折舊+每年運維)/每年制氫總量，此外假設（1）堿性電解槽價格5000元/kw;（2）設備折舊期10年，設備每年折舊10%；（3）工業用電價格0.5元/kWh，每立方氫氣耗電4.5kWh;（4）設備每年工作3000小時，每年制氫300萬Nm3;（5）人工成本和維護成本每年40萬元。經計算可得在現在的技術條件下制氫成本為36.14元/kg。增加電解槽的運營時間，也可以攤薄單位制氫成本。電解槽運營時間主要受限于可再生能源的發電情況，根據國家能源局發布的2021年可再生能源并網運行情況顯示，2021年，全國風電發電量6526億千瓦時，同比增長40.5%；利用小時數2246小時。未來隨著風電機組大型化以及海上風電技術的發展，江蘇、廣東、福建部分地區年均利用小時數可達到4000小時左右。在光伏發電方面，2021年，全國平均利用小時數1163小時，同比增加3小時。目前為了應對可再生能源發電的間歇期，制氫廠商通常外購用電以提升電解槽的利用率。以中石化庫車綠氫項目為例，在光伏發電時段，電解槽及其他用電設備采用光伏所發電電源；光伏不發電時段，外購部分綠電供部分電解槽連續運行，其他用電負荷同樣采用外購綠電。2021年全國棄光電量67.8億千瓦時，利用光伏發電制氫可以有效地消納這些電量，目前光伏發電制氫在西北地區等資源一類區域已具備經濟可行性，隨著光伏發電成本的持續下降，光伏發電制氫競爭力將進一步增強。假設2030年堿性電解槽成本至3000元/kw，電解槽每年工作時間4000小時，度電成本在0.3元的條件下，制氫成本為20.51元/kg，基本可以與化石能源制氫實現平價；若度電成本維持在0.4元/kwh，則對應的制氫成本為26.97元/kg。假設2050電解槽價格下降至1000元/kw，電價降至0.13元/kWh，制氫成本為9.1元/kg，如果利用小時數可以升至6000，對應的制氫成本可降至8.26元/kg。目前導致PEM電解槽成本較高的核心因素之一是使用貴金屬催化劑，PEM電解槽陽極由于受到高氧化電位的影響，很少有材料可以在此環境下長期使用，因此需要使用銥作為催化劑，而傳輸層（PTL）也需要大量的包裹著鉑金屬的鈦基材料，金屬銥和鉑是兩種十分昂貴的貴金屬材料，這導致PEM電解槽的材料成本大幅高于堿性電解槽。PEM電解槽中鉑的使用量為1g/kW，目前每年鉑金屬的產量約為200噸，假設所有鉑金屬都用于生產電解槽，這將支持每年部署200GW電解槽。考慮到設備至少10年的使用壽命以及從設備中回收鉑金，這將在未來支持2000GW的電解槽生產能力。PEM電解槽中銥的使用量為1-2.5g/kW,每年全球銥金屬的產量為7-7.5噸，這只能支持在未來十年部署30-75GW的電解槽。此外生產鉑和銥金屬的過程中也會產生大量的二氧化碳。因此綜合來看降低電解槽中貴金屬催化劑的使用量是十分必要的。按照國際可再生能源署預測，未來通過技術改進等方式，PEM電解槽中的銥含量將降低96%，鉑含量將降低97.5%。此外，質子交換膜占比成本也較高，因此改進交換膜也是降低設備成本的重要方式。質子交換膜已經應用于氯堿工業數十年，目前在業內已有成熟的供應商如美國戈爾、3M等，因此隨著PEM電解槽市場規模的擴大，大規模生產質子交換膜后可以產生相當的經濟效益，從而降低成本。最近，世界領先的工程陶瓷制造商CoorsTek宣布已經成功將質子陶瓷膜應用于電解水制氫，質子陶瓷膜的工作原理首先是分解含氫分子，如水或甲烷，然后進一步將氫原子分解成質子和電子，質子通過固體陶瓷膜傳輸，而電子通過連接電源的金屬導體分別傳輸。當質子和電子在陶瓷膜的另一邊重新組合時，純氫就會以壓縮氣體的形式產生。近期Nature也報道了質子陶瓷膜技術取得的最新突破，通過酸處理，電極更好地與固態電解質整合并且發揮其本征性能，未來質子陶瓷燃料/電解電池(PCFCs/PCECs)將有望在中溫(400-600°C)條件下實現高效和零排放的化學能和電能之間的可逆轉換。技術進步將會使得質子交換膜成本下降甚至取得革命性突破，以此降低PEM電解槽設備成本。目前進口PEM電解槽的價格約為堿性電解槽的3～4倍。為計算PEM電解水制氫成本，假設（1）1000Nm3/hPEM電解槽價格5000萬元，即11000元/kw；（2）設備折舊期10年，設備每年折舊10%；（3）工業用電價格0.5元/kWh，每立方氫氣耗電4.5kWh;

（4）每年工作2000小時，每年制氫200萬Nm3;（5）人工成本和維護成本每年40萬元。經過計算可得目前PEM電解水制氫的成本為55.62元/kg。未來隨著技術進步和工業化生產等因素，電解槽價格也會有大幅降低。根據國際可再生能源組織的預測，考慮到制造規模、學習率、技術改進等因素，到2030年，如果部署100GW的容量，電解槽設備成本可降低40%；從長遠來看，到2050年如果部署1700GW的電解槽，設備成本可降低70%以上。按照我們前文的測算，假設到2030年新能源發電成本降至0.2元/KWh，PEM電解槽成本為4400元/kw時，制氫成本將會下降至29.21元/kg，即2.6元/m3，較目前降低47%，此時電耗成本占比總成本的35%；預計到2050年新能源發電成本降至0.13元/kWh，電解槽成本為3300元/kw時，制氫成本將會下降至17.25元/kg，即1.54元/m3，較目前降低68.98%，此時電耗成本占比總成本的38%。總結而言，堿性電解槽降本的主要方式是增加電流密度、降低膈膜厚度、提升催化劑的比表面積以及改進使用傳輸層(PTLs)，綜合延長設備使用時間，降低電價等；PEM電解槽降本的主要方式是降低貴金屬催化劑載量以及尋找其他高比表面積的催化劑、改進膜技術、擴大生產規模等。按照我們上述測算，現階段PEM電解水制氫成本較堿性電解水制氫成本高出約40%，隨著設備成本的降低、運營時間增加以及電價下降等因素，二者的成本差距在2030年會降至37%左右，在2050年進一步降低至22.18%。而且由于PEM電解槽受腐蝕程度遠小于堿性電解槽，因此設備殘值將會大于堿性電解槽，因此二者制氫成本差距將會進一步降低。此外，由于PEM電解技術可以更好的匹配可再生能源發電技術的波動性，且PEM設備體積小，占用土地面積小，因此可以預計PEM技術在成本下降后會產生巨大的競爭優勢，在未來成為主流電解水制氫技術。我們將交通、工業等主要耗氫領域的氫能需求進行分拆測算（交通領域的預測主要以前文氫能車、船舶、飛機數量為基礎，按照目前單位交通設備耗氫量加總預測；工業領域耗氫主要假設2025/2045年化工領域對氫能需求保持不變，2045年氫能對傳統工業用化石能源替代率達到20%），預計2025/2045年氫氣需求分別為0.25/1億噸，假設綠氫占比分別在1%/60%，對應的電解槽需求量分別為3/550GW，假設兩個階段電解槽單價分別為4000/2000元/kw，對應電解槽的市場規模分別為127/11050億元，預計電解槽市場在2025年可破百億元，2045年即可破萬億元。氫能儲能經濟性尚未顯現，但大規模、長周期場景下具備可行性目前新能源裝機以及在發電結構中的占比不斷提升，但是由于發電與負荷的地理分布不均，遠距離外送的技術制約加上可再生能源發電所固有的隨機性、季節性和反調峰特性進一步增加了可再生能源調峰難度，加之風力和太陽能存在很大程度的不可預測性，這使得風電和光伏發電存在分布不均和發電量不穩定的特點，導致棄風、棄水、棄光嚴重。氫能是一種理想的能量儲存介質，可以為多種能源之間的能量與物質轉換提供解決方案。通過PTG（PowertoGas）技術，可有效解決可再生能源消納及并網穩定性問題。在風力條件好或者光照時間長的季節，將多余的電量電解水制氫，在電力供應不足的季節，則使用儲存的氫通過燃料電池發電，提供電能。此外，氫氣也可直接作為燃料，混入天然氣中進行混燒或在純氫燃氣輪機中直燃。目前，SOFC還處于商業化初期，國外領先廠商主要包括美國的BloomEnergy公司、日本三菱日立電力系統公司、日本京瓷、德國博世等。國內廠商中，最早開始研發生產SOFC的是潮州三環（集團）股份有限公司，公司于2004年開始開發生產SOFC隔膜，2012年開始批量生產SOFC單電池，2017年推出SOFC電堆產品。2022年6月，由廣東能源集團所屬科學技術研究院與潮州三環聯合開展的“高溫燃料電池發電系統研發與應用示范”項目取得良好進展。根據第三方認證機構SGS檢驗報告顯示，該項目裝機容量突破100KW，交流發電效率達到64.1%，熱電聯供效率達到91.2%，設備主要技術指標達到國際先進水平。如果按照上述SOFC的發電效率，如果以“電—氫—電”的轉化過程計算，整個流程的效率約為45%。假設光伏發電成本為0.4元/kwh，經過電解水制氫，度電的成本變為1.27元/kwh(考慮電解水制氫70%的轉化效率及SOFC64%的發電效率)，電解過程中的制造費用及折舊成本度電大約承擔0.2元/Kwh，發電過程中，目前海外運行的SOFC除氫氣原料外的發電成本約為0.5元/Kwh，如果考慮大規模的液氫儲存，度電分攤的壓縮成本約為1元/Kwh，氫氣儲存成本對應為度電0.05元/Kwh。由此測算，目前技術下，氫氣儲能的成本在3元kwh左右；如果度電成本降至0.2元/kwh，氫能儲能的成本可以降至2.3元/Kwh。如果使用棄風、棄光的電量，并考慮SOFC發電過程中的余熱回收，氫能儲電的經濟性和可行性都將進一步顯現。預計2022年在政策的推動下，綠氫項目也將從示范項目逐步向商用拓展。在減碳和

“碳中和”的場景下，綠氫有豐富的應用場景。一方面可以與新能源電站配合，發揮氫能儲能的作用。另一方面，在工業領域，氫能也可以作為減碳的工具。工信部發布的“十四五”工業綠色發展規劃明確提到了推進“綠氫開發利用”等新型污染物治理技術裝備基礎研究，以及在煉化工業中推廣“綠氫煉化等綠色低碳技術”。因此，我們預計2022年綠氫需求將有明顯增加，主要增量來自于工業領域大型國企減碳的示范項目，同時新能源電站也有望對綠氫的制取、儲能等開展進一步探索。綠氫項目的增加有望直接帶動對電解槽的采購需求，我們預計2022年電解槽銷量有望達到1GW的規模，對應市場空間在30～50億元。關鍵材料和裝備下半年有望沖刺“最后一公里”國產質子交換膜推廣和驗證有待發力按照燃料電池示范應用補貼政策規劃，燃料電池八大零部件包括電堆、膜電極、質子交換膜、雙極板、催化劑、氣體擴散層、空壓機、氫循環泵。具體到國產化情況，目前質子交換膜、氣體擴散層以及氫循環泵還有待突破，其余五大零部件國產化已經初具規模。2020年7月，東岳150萬平米/年燃料電池膜配套化學品產業化項目竣工，并投產，其DMR100燃料電池膜已滿足量產車型需求，并獲得IATF16949驗證。2021年11月，國電投氫能在武漢投產了30萬平米的質子交換膜產線，成為繼東岳集團之后，又一實現質子交換膜量產的企業。此外，科潤新材料、浙江漢丞等也正在積極展開示范推廣，開始進行產品驗證及小批量出貨，同時廣東埃蒙特、華誼集團等也在研發氫燃料電池質子交換膜。2021年之前，國內生產的膜電極中多數使用戈爾(Gore)的增強復合膜，市場占比90%以上。根據高工氫電數據顯示，2021年國產質子交換膜的市場占有率已經提升至11.61%。國內大部分企業生產的質子交換膜還處于客戶送樣、測試驗證階段。我們認為，國產質子交換膜生產技術目前已經獲得初步突破，推廣的“最后一公里”

主要在于車輛驗證和下游企業的接受程度上，下半年有望三方面路徑發力：第一，后續國產膜價格如果下降、性價比能夠進一步提升，或可幫助其推廣和應用。第二，如果實力較強的下游企業向上游材料環節延伸產業鏈，可以對自產的質子交換膜有充分的驗證條件，也有助于實現對國內質子交換膜的推廣和迭代。第三，隨著國內氫能車的推廣，專用物流車等多元車型推廣，有助于增加對不同功率、性能的燃料電池多樣性的需