2022年氫能行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及細(xì)分產(chǎn)業(yè)分析

1、2022年氫能行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及細(xì)分產(chǎn)業(yè)分析1.“雙碳”目標(biāo)下，氫能迎來(lái)新的機(jī)遇中國(guó)作為世界第一大產(chǎn)氫國(guó)，氫能產(chǎn)業(yè)正在迅速發(fā)展，2019 年兩會(huì)期間氫能及燃料電池首次被寫入政府工作報(bào)告中， 2021 年氫能被正式寫入“十四五”規(guī)劃中，中央政府及地方地方各級(jí)政府推廣氫能的政策密集出臺(tái)，補(bǔ)貼力度進(jìn)一 步加大，截至 2021 年底，全國(guó)范圍內(nèi)省及直轄市級(jí)的氫能產(chǎn)業(yè)規(guī)劃超過(guò) 10 個(gè)，地級(jí)市及區(qū)縣級(jí)的氫能專項(xiàng)規(guī)劃超 過(guò) 30 個(gè)。預(yù)期在未來(lái)，氫能在我國(guó)將會(huì)有巨大的發(fā)展空間。2020 年 9 月，中國(guó)明確提出了 2030 年“碳達(dá)峰”與 2060 年“碳中和”的目標(biāo)。目前，中國(guó)每年的二氧化碳排放量 達(dá) 10

2、0 億噸以上，位于全球第一位，高于第二、三、四位國(guó)家碳排放量的總和。據(jù)統(tǒng)計(jì)，我國(guó)二氧化碳的主要排放 來(lái)源，第一是工業(yè)領(lǐng)域，即終端用能和生產(chǎn)過(guò)程用能領(lǐng)域，年排放量在 50 億噸以上；其次是發(fā)電領(lǐng)域，年排放量在 40 億噸以上；建筑領(lǐng)域和交通領(lǐng)域，年排放量都在 10 億噸左右。隨著工業(yè)生產(chǎn)的進(jìn)一步發(fā)展，預(yù)計(jì) 2030 年中國(guó)二 氧化碳排放量將在 130 億噸以上。實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)，主要有兩條路徑：一是轉(zhuǎn)變終端用能的生產(chǎn)工藝，從技術(shù)上、 源頭上減少甚至消除二氧化碳的排放；二是大幅提高可再生能源在一次能源中的占比。氫能作為完全零碳排放的清 潔能源，將承擔(dān)這一歷史使命，氫能可以幫助人類脫碳、固碳，甚至實(shí)

3、現(xiàn)負(fù)碳。對(duì)于終端用能來(lái)說(shuō)，可以把氫能作 為主要能源，通過(guò)氫電互補(bǔ)體系實(shí)現(xiàn)工業(yè)用能領(lǐng)域二氧化碳排放量的減少甚至消除。在交通等方面，以氫能代替柴 油、汽油等能源，也可以實(shí)現(xiàn)碳減排。國(guó)氫能聯(lián)盟的測(cè)算，到 2030 年，中國(guó)氫氣需求將有目前的 2000 多萬(wàn)噸達(dá)到 3,500 萬(wàn)噸，在終端能源體系中占比由 不到 3%提升至 5%；到 2050 年，氫能將在中國(guó)終端能源體系中占比至少達(dá)到 10%，氫氣需求接近 6,000 萬(wàn)噸，產(chǎn) 業(yè)鏈年產(chǎn)值約 12 萬(wàn)億元。建立綠色、經(jīng)濟(jì)、高效、便捷的氫能供應(yīng)體系。中國(guó)將力爭(zhēng)在氫制取，氫儲(chǔ)運(yùn)和氫加注各環(huán)節(jié)上逐漸突破，通過(guò)上 游產(chǎn)業(yè)鏈制氫、儲(chǔ)運(yùn)、加氫各環(huán)節(jié)的整合降低氫氣

4、的終端價(jià)格，尋找更綠色經(jīng)濟(jì)的氫氣來(lái)源、采用更高效的氫氣制 取方式和更安全的氫氣運(yùn)輸方式。長(zhǎng)期來(lái)看，隨著用氫需求的擴(kuò)大，凸顯了大規(guī)模綠色制氫的需求性，因此結(jié)合可 再生能源的分布式制氫加氫一體站、經(jīng)濟(jì)高效的集中式制氫、液氫等多種儲(chǔ)運(yùn)路徑并行的方案將會(huì)是未來(lái)的主要發(fā) 展方向。以交通運(yùn)輸領(lǐng)域作為應(yīng)用市場(chǎng)發(fā)展的突破口，逐漸向儲(chǔ)能、工業(yè)、建筑領(lǐng)域拓展。中國(guó)的氫燃料電池商用車將率先 實(shí)現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用與運(yùn)行，氫燃料電池客車、物流車、重卡等車型將在 2030 年前取得與純電動(dòng)車型相當(dāng)?shù)娜芷?經(jīng)濟(jì)性，在市場(chǎng)需求端形成一定的競(jìng)爭(zhēng)力。氫能的降本提效驅(qū)動(dòng)因素包括制氫成本的降低，相關(guān)工藝提升以及政策補(bǔ)貼。根據(jù)所處的產(chǎn)

5、業(yè)鏈環(huán)節(jié)，可以將氫能 產(chǎn)業(yè)鏈劃分為由氫制取，氫儲(chǔ)運(yùn)，氫加注組成的上游，由燃料電池系統(tǒng)及電堆組成的中游和以氫燃料電池汽車為代 表的下游。在制氫環(huán)節(jié)，現(xiàn)階段制氫以化石燃料制氫為主，電解水制氫是未來(lái)的發(fā)展方向，制約電解水制氫滲透率 進(jìn)一步提升的關(guān)鍵因素是成本因素，隨著光伏和風(fēng)電等可再生能源發(fā)電成本的大幅下降，電解系統(tǒng)技術(shù)的進(jìn)步以及 電解槽設(shè)備成本的國(guó)產(chǎn)化和規(guī)?；娊馑茪涞某杀居型蠓档?。在儲(chǔ)運(yùn)氫環(huán)節(jié)，現(xiàn)階段儲(chǔ)運(yùn)氫普遍采用高壓 氣態(tài)儲(chǔ)運(yùn)，液氫儲(chǔ)運(yùn)在大規(guī)模長(zhǎng)距離儲(chǔ)運(yùn)中成本優(yōu)勢(shì)明顯，液氫儲(chǔ)運(yùn)技術(shù)的發(fā)展將使得液氫儲(chǔ)運(yùn)成本持續(xù)下降，大 規(guī)模液氫儲(chǔ)運(yùn)有望實(shí)現(xiàn)民用化。在加氫環(huán)節(jié)，目前中國(guó)加氫站建設(shè)技術(shù)趨于成

6、熟，實(shí)現(xiàn)了國(guó)產(chǎn)化，加氫站發(fā)展初期 的政策補(bǔ)貼以及技術(shù)進(jìn)步與規(guī)模效應(yīng)帶來(lái)的加氫站成本下降是提升加氫站滲透率的關(guān)鍵性驅(qū)動(dòng)因素。在氫燃料電池 整車環(huán)節(jié)，現(xiàn)階段氫燃料電池汽車處于起步階段，以氫燃料電池商用車為主，氫燃料電池乘用車占比不到 0.1%，氫 燃料電池汽車的全生命周期成本總擁有成本（TCO）與純電動(dòng)汽車等競(jìng)爭(zhēng)產(chǎn)品的成本在未來(lái)達(dá)到平衡是氫燃料電池 汽車在各細(xì)分領(lǐng)域市場(chǎng)滲透率提升的重要轉(zhuǎn)折點(diǎn)，政策補(bǔ)貼的發(fā)力將在整車市場(chǎng)的發(fā)展過(guò)程中起到巨大的激勵(lì)作用。2.制氫：電解水制氫以煤、天然氣等化石燃料為原料的傳統(tǒng)煤制氫技術(shù)路線在制氫過(guò)程中會(huì)排放大量的 CO2 ，并且制得的氫氣中含有的 硫、磷等雜質(zhì)會(huì)對(duì)燃料電

7、池系統(tǒng)組件造成腐蝕，因此對(duì)提純技術(shù)有著較高的要求。相比之下，電解水制氫純度等級(jí) 高，雜質(zhì)氣體少，易與可再生能源結(jié)合，被認(rèn)為是未來(lái)最有發(fā)展?jié)摿Φ木G色氫能供應(yīng)方式。目前國(guó)內(nèi)電解水制氫主要有堿性電解，質(zhì)子交換膜（PEM）電解和固體氧化物（SOEC）電解三條技術(shù)路線： （1）堿性電解技術(shù)：已實(shí)現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)應(yīng)用，國(guó)內(nèi)關(guān)鍵設(shè)備主要性能指標(biāo)接近國(guó)際先進(jìn)水平，設(shè)備成本較低，單槽電解制氫產(chǎn)量較大，適用于電網(wǎng)電解制氫。 （2）PEM 電解技術(shù)：在技術(shù)成熟度、裝置規(guī)模、使用壽命、經(jīng)濟(jì)性等方面與國(guó)際先進(jìn)水平差距較大，在國(guó)外已有 通過(guò)多模塊集成實(shí)現(xiàn)百兆瓦級(jí) PEM 電解水制氫系統(tǒng)應(yīng)用的項(xiàng)目案例。PEM 電解技術(shù)運(yùn)行靈活

8、性，反應(yīng)效率較高， 能夠以最低功率保持待機(jī)模式，因此與波動(dòng)性和隨機(jī)性較大的風(fēng)電和光伏具有良好的匹配性。 （3）SOEC 電解技術(shù)：電耗低于堿性和 PEM 電解技術(shù)，但尚未廣泛商業(yè)化，國(guó)內(nèi)僅在實(shí)驗(yàn)室規(guī)模上完成驗(yàn)證示范。 由于 SOEC 電解水制氫需要高溫環(huán)境，其較為適合產(chǎn)生高溫、高壓蒸汽的光熱發(fā)電等系統(tǒng)。2050 年電解水制氫達(dá) 70%，電解槽系統(tǒng)市場(chǎng)規(guī)模破 7000 億。根據(jù)相關(guān)研究，中國(guó)氫能需求到 2030 年將超過(guò) 3500 萬(wàn)噸，到 2050 年將接近 6000 萬(wàn)噸，可再生能源電解水制氫將逐步作為中國(guó)氫能供應(yīng)的主體，在氫能供給結(jié)構(gòu)的占 比將在 2040、2050 年分別達(dá)到 45%、7

9、0%。中國(guó)電解水制氫的生產(chǎn)環(huán)節(jié)中，電解設(shè)備將是千億級(jí)的市場(chǎng)。隨著氫 能供需量的提升，制氫系統(tǒng)裝機(jī)規(guī)模將大幅提高，規(guī)模經(jīng)濟(jì)將有效降低單位投資,設(shè)備折舊在成本中的比例降低，因 此可以通過(guò)減少設(shè)備的滿負(fù)荷利用小時(shí)數(shù)以降低平均用電成本，從而降低制氫成本，促進(jìn)氫燃料電池應(yīng)用的經(jīng)濟(jì)性。 至 2050 年，中國(guó)電解槽系統(tǒng)的裝機(jī)量達(dá)到 500GW,預(yù)期市場(chǎng)規(guī)模將會(huì)突破 7000 億。2.1.降本提效驅(qū)動(dòng)因素：可再生能源發(fā)電成本下降和電解槽技術(shù)國(guó)產(chǎn)化電力成本和和設(shè)備成本是電解水制氫的主要成本。電解水制氫的各項(xiàng)成本中，電力成本占比最大，一般為 4080%， 設(shè)備成本中電解槽成本占比約 4050%，系統(tǒng)輔機(jī)占比約

10、5060%。對(duì)比堿性制氫和 PEM 制氫兩種已經(jīng)商業(yè)化的制 氫技術(shù)，堿性電解制氫成本更低：在兩種電解水制氫路線中，電解槽成本分別占制氫系統(tǒng)設(shè)備成本的 50%和 60%； 假設(shè)年均全負(fù)荷運(yùn)行時(shí)間為 7500 小時(shí)，使用電價(jià)為 0.3 元/kWh,則堿性電解與 PEM 電解的制氫成本分別約為 21.6 元/kg 和 31.7 元/kg，其中電費(fèi)成本是電解水制氫成本構(gòu)成的主要部分，占比分別為 86%和 53%。堿性電解與 PEM 電解制氫的成本存在差異的原因有兩點(diǎn)：一是商業(yè)化發(fā)展階段不同，堿性電解槽基本實(shí)現(xiàn)國(guó)產(chǎn)化，設(shè)備成本為 20003000 元/kW；PEM 電解槽由于關(guān)鍵材料與技術(shù)仍需依賴進(jìn)口，

11、設(shè)備成本為 7000-12000 元/kW；二是制氫規(guī)模 不同，國(guó)內(nèi)堿性電解槽單槽產(chǎn)能已達(dá)到 1000 3 Nm h/ ,國(guó)內(nèi)已有兆瓦級(jí)制氫應(yīng)用；PEM 電解槽單槽制氫規(guī)模約 200 3 Nm h/ ,但國(guó)內(nèi)還未有大規(guī)模制氫應(yīng)用的案例，規(guī)?；沟脡A性電解在設(shè)備折舊，土建折舊，運(yùn)維成本上低于 PEM 電解。電解水制氫的規(guī)模在中國(guó)仍處于兆瓦級(jí)，尚未發(fā)揮規(guī)模效應(yīng)。目前電價(jià)很難達(dá)到 0.3 元/kWh 的價(jià)格，即當(dāng)前電解水 制氫尚未體現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性。通過(guò)可再生能源發(fā)電電解水制氫是未來(lái)制氫的發(fā)展方向，也是實(shí)現(xiàn)綠氫的最好途徑。目前通 過(guò)可再生能源發(fā)電電解水制氫主要面臨成本高的問(wèn)題：一方面，光伏、風(fēng)電等可再生能源

12、發(fā)電成本較高；另一方面， 電解槽的能耗和初始投資成本較高，規(guī)模較小。隨著可再生能源發(fā)電成本下降，電解槽能耗和投資成本下降以及碳 稅等政策的引導(dǎo)，電解水制氫的經(jīng)濟(jì)性將會(huì)不斷提高。5-10 年內(nèi)，電解水制氫成本將降至 20 元/kg 以內(nèi)，具備極高 經(jīng)濟(jì)性，推動(dòng)滲透率顯著提升，驅(qū)動(dòng)因素主要來(lái)自兩方面：（1）光伏、風(fēng)電等可再生能源發(fā)電成本的大幅下降。未來(lái)可再生能源將成為一次能源消費(fèi)中的主體，到 2050 年， 可再生能源在一次能源需求中的占比預(yù)計(jì)將達(dá)到 61%,其中風(fēng)電和光伏在可再生能源中的合計(jì)占比將超過(guò) 70%?？稍?生能源電價(jià)將大幅下降，到 2025 年可降至 0.3 元/kWh,到 2035

13、年可降至 0.2 元/kWh。（2）電解槽設(shè)備成本隨著技術(shù)進(jìn)步和規(guī)?；瘜⒃?2030 年前下降 60%-80% ,電解水制氫系統(tǒng)的耗電量和運(yùn)維成本降 低。電解槽是利用可再生能源生產(chǎn)綠氫的關(guān)鍵設(shè)備。其技術(shù)路線、性能水平、成本的發(fā)展是影響綠氫市場(chǎng)趨勢(shì)的重 要因素。PEM 電解水和堿性電解水技術(shù)目前已商業(yè)化推廣，未來(lái)具備較強(qiáng)的商業(yè)價(jià)值。目前來(lái)看，堿性電解槽成本 較低，經(jīng)濟(jì)性較好，市場(chǎng)份額較 PEM 電解槽高一些。不過(guò)隨著燃料電池技術(shù)的不斷成熟，質(zhì)子交換膜國(guó)產(chǎn)化的不斷 加速突破，長(zhǎng)期來(lái)看，PEM 電解槽的成本和市場(chǎng)份額將逐漸提高，與堿性電解槽接近持平，并根據(jù)各自與可再生能 源電力系統(tǒng)的適配性應(yīng)用在光伏

14、、風(fēng)電領(lǐng)域。3.儲(chǔ)運(yùn)氫：液氫儲(chǔ)運(yùn)高壓氣氫儲(chǔ)存是主要儲(chǔ)存方式。根據(jù)氫的物理特性與儲(chǔ)存行為特點(diǎn)，可將儲(chǔ)氫方式分為：壓縮氣態(tài)儲(chǔ)氫、低溫液態(tài) 儲(chǔ)氫、液氨/甲醇儲(chǔ)氫、吸附儲(chǔ)氫(氫化物/液體有機(jī)氫載體(LOHC) ) 等。壓縮氣態(tài)儲(chǔ)氫以其初始投資成本低，匹配當(dāng) 前氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展，技術(shù)難度低等優(yōu)勢(shì)在國(guó)內(nèi)外得到廣泛應(yīng)用。低溫液態(tài)儲(chǔ)氫在國(guó)內(nèi)主要應(yīng)用于航空領(lǐng)域，民用領(lǐng)域 有待進(jìn)一步推廣。液氨/甲醇儲(chǔ)氫和吸附儲(chǔ)氫在國(guó)內(nèi)尚處于實(shí)驗(yàn)室階段。中國(guó)的氫儲(chǔ)存技術(shù)尚未完全解決能效性、安 全性等問(wèn)題，目前普遍采用高壓氣態(tài)儲(chǔ)氫方式，存在儲(chǔ)氫密度低、壓縮能耗高，儲(chǔ)氫罐材料成本較高等缺點(diǎn)。液態(tài)運(yùn)氫滿足大規(guī)模長(zhǎng)距離運(yùn)氫需求。氫的運(yùn)輸按形態(tài)

15、主要可以分為三種：氣態(tài)運(yùn)輸、液態(tài)運(yùn)輸和固體運(yùn)輸；按運(yùn) 輸方式可以分為三種：即陸運(yùn)、海運(yùn)和管網(wǎng)運(yùn)輸。目前，氣態(tài)運(yùn)輸和液態(tài)運(yùn)輸是主流的運(yùn)氫方式，高壓氣態(tài)氫運(yùn)輸 主要有長(zhǎng)管拖車和管道運(yùn)輸兩種方式。全球范圍內(nèi)，韓國(guó)主要采用了“高壓氣態(tài)+管道”的運(yùn)輸方式，日本正探索通 過(guò)液氫船將澳大利亞褐煤制氫氣通過(guò)海運(yùn)運(yùn)回國(guó)。由于與遠(yuǎn)距離（1500 公里以上）輸電相比，直接輸氫更具經(jīng)濟(jì)性， 全球范圍內(nèi)輸氫管道長(zhǎng)度有限，不到 4500 公里。其中，美國(guó)和歐洲分別有 2500 公里和 1569 公里，我國(guó)目前僅有 100 公里?，F(xiàn)階段中國(guó)氫的運(yùn)輸方式以 20MPa 高壓氣氫拖車為主，在加氫站日需求量 500kg 以下以及

16、短距離運(yùn)輸?shù)?情況下，氣氫拖車節(jié)省了液化成本與管道建設(shè)的前期投資成本。在用氫規(guī)模較大，長(zhǎng)距離運(yùn)輸?shù)那闆r下，采用液態(tài) 槽車和管道氣氫的運(yùn)輸方式可以滿足高效經(jīng)濟(jì)的要求，液態(tài)槽車運(yùn)氫在大規(guī)模長(zhǎng)距離運(yùn)氫上相較于 20MPa 高壓氣氫 拖車儲(chǔ)運(yùn)有著顯著的成本優(yōu)勢(shì)，隨著氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，液態(tài)運(yùn)氫是大規(guī)模長(zhǎng)距離運(yùn)氫的方向之一。目前我國(guó)在液氫 產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)包括氫液化裝置、儲(chǔ)罐、罐車和加注系統(tǒng)等均已基本具備自主國(guó)產(chǎn)化的技術(shù)和產(chǎn)品。3.1.降本提效驅(qū)動(dòng)因素：液氫工藝技術(shù)提升液氫工藝技術(shù)水平的提升將會(huì)驅(qū)動(dòng)液氫滲透率在未來(lái)的進(jìn)一步提升，在解決氫液化系統(tǒng)效率低、投資大的主要問(wèn)題 以及相關(guān)法規(guī)標(biāo)準(zhǔn)體系建設(shè)完善后，國(guó)內(nèi)液氫的

17、生產(chǎn)與運(yùn)輸將實(shí)現(xiàn)民用化，液氫的生產(chǎn)與儲(chǔ)運(yùn)成本將會(huì)快速下降， 以滿足大規(guī)模的液氫生產(chǎn)需求，預(yù)期至 2050 年，液氫儲(chǔ)運(yùn)成本有望降低 50%至 8-10 元/kg。4.加注氫：政策補(bǔ)貼發(fā)力加氫站建設(shè)技術(shù)趨于成熟，國(guó)產(chǎn)化程度高。根據(jù)氫氣的存儲(chǔ)方式可以把加氫站分為高壓氣氫站和液氫站。相比氣氫 儲(chǔ)運(yùn)加氫站，液氫儲(chǔ)運(yùn)加氫站占地面積更小、存儲(chǔ)量更大、成本更低，但是建設(shè)難度也相對(duì)更高，適合滿足大規(guī)模 加氫需求。根據(jù)全球氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的現(xiàn)狀與趨勢(shì)統(tǒng)計(jì)，全球約 30%加氫站為液氫儲(chǔ)運(yùn)加氫站，主要分布在美國(guó) 和日本，中國(guó)現(xiàn)階段的加氫站主要為高壓氣氫站。在加氫站技術(shù)方面，中國(guó)的 35MPa 加氫站技術(shù)已經(jīng)趨于成熟，在

18、 加氫站的設(shè)計(jì)、建設(shè)以及三大關(guān)鍵設(shè)備：45MPa 大容積儲(chǔ)氫罐、35MPa 加氫機(jī)和 45MPa 隔膜式壓縮機(jī)全部實(shí)現(xiàn)國(guó) 產(chǎn)化。目前，中國(guó)已經(jīng)開(kāi)始主攻 70MPa 加氫站技術(shù)，2016 年中國(guó)首座利用風(fēng)光互補(bǔ)發(fā)電制氫的 70MPa 加氫站(同 濟(jì)-新源加氫站) 在大連建成，集成了可再生能源現(xiàn)場(chǎng)制氫技術(shù)、90MPa 超高壓氫氣壓縮和存儲(chǔ)技術(shù)、70MPa 加注技 術(shù)以及 70MPa 加氫站集成技術(shù)。加氫站成本較高，設(shè)備成本約占 70%。中國(guó)氫能聯(lián)盟數(shù)據(jù)顯示，建設(shè)一座日加氫能力 500 公斤，加注壓力為 35 MPa 的加氫站投資成本達(dá) 1200 萬(wàn)元（不含土地費(fèi)用），約相當(dāng)于傳統(tǒng)加油站的 3 倍。

19、考慮設(shè)備維護(hù)、運(yùn)營(yíng)、人工、 稅收等費(fèi)用折合加注成本約 13-18 元/公斤。截至 2021 年上半年，中國(guó)累計(jì)建成 141 座加氫站(不含 3 座已拆除加氫 站)，從加氫站建設(shè)參與主體來(lái)看，中國(guó)加氫站建設(shè)前期以行業(yè)標(biāo)桿企業(yè)為主，隨著近年氫能行業(yè)發(fā)展逐漸加快，加 氫站建設(shè)參與主體呈現(xiàn)多樣化發(fā)展，氫能產(chǎn)業(yè)各環(huán)節(jié)的企業(yè)都有參與加氫站建設(shè)的案例，包括上游的能源、化工和 氣體公司以及專業(yè)的加氫站建設(shè)運(yùn)營(yíng)商和設(shè)備供應(yīng)商，中游的燃料電池電堆和系統(tǒng)企業(yè)，下游的整車企業(yè)和車輛運(yùn) 營(yíng)企業(yè)。大型能源化工企業(yè)大都是從 2018 年開(kāi)始有實(shí)質(zhì)性動(dòng)作，憑借自身強(qiáng)大的資源背景，參與加氫站建設(shè)的進(jìn)程 明顯快于其他參與者。20

20、50 年加氫站數(shù)量有望達(dá)到 1.2 萬(wàn)座，市場(chǎng)規(guī)模達(dá)到千億元。中國(guó)加氫站將于 2050 年達(dá)到 1.2 萬(wàn)座,隨著加氫設(shè)備 的國(guó)產(chǎn)化與規(guī)?；a(chǎn)，加氫站建設(shè)成本將大幅下降，至 2050 年，單座加氫站的平均建設(shè)成本將下降到 800 萬(wàn)元 （不含土地成本）。中國(guó)未來(lái)加氫基礎(chǔ)設(shè)施的市場(chǎng)規(guī)模在 2030-2050 年間將突破千億規(guī)模，于 2050 年達(dá)到千億元 的市場(chǎng)規(guī)模。4.1.降本提效驅(qū)動(dòng)因素：政策補(bǔ)貼和規(guī)模效應(yīng)2014 年起，財(cái)政部、科技部、工信部和國(guó)家發(fā)改委等部門相繼出臺(tái)了一系列相關(guān)政策推動(dòng)加氫站行業(yè)的發(fā)展。在氫能發(fā)展初期，尤其是 2020-2030 十年期間，加氫站市場(chǎng)規(guī)模較小，單純依靠市

21、場(chǎng)資本，加氫站建設(shè)與運(yùn)營(yíng)的盈 利空間較小，政府補(bǔ)貼將起到很大的激勵(lì)作用，預(yù)期中國(guó)政府將會(huì)進(jìn)一步加大對(duì)加氫站的補(bǔ)貼。技術(shù)進(jìn)步及規(guī)模效應(yīng)導(dǎo)致加氫站成本下降。加氫站成本下降的空間主要取決于于加氫站設(shè)備成本的下降以及對(duì)加氫 站系統(tǒng)設(shè)備進(jìn)行優(yōu)化配置和選型包括采用站內(nèi)制氫方式，集中在固定時(shí)間段進(jìn)行加氫、加氫站用設(shè)備的國(guó)產(chǎn)化等方 面。在技術(shù)進(jìn)步及規(guī)模效應(yīng)下，壓縮機(jī)、儲(chǔ)氫罐等設(shè)備的單位投資成本將大幅下降。5.氫燃料電池汽車：燃料電池乘用車氫燃料電池汽車的交通領(lǐng)域的應(yīng)用主要有氫燃料電池物流車，氫燃料電池客車，氫燃料電池重卡和氫燃料電池乘用 車。目前氫燃料電池汽車在我國(guó)的應(yīng)用主要集中在客車，物流車和客車等商用車領(lǐng)

22、域，乘用車尚未實(shí)現(xiàn)商業(yè)化。根 據(jù)新能源汽車國(guó)家監(jiān)測(cè)與管理平臺(tái)的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，截至2019年底，國(guó)內(nèi)已接入平臺(tái)的氫燃料電池物流車占比為60.5%, 氫燃料電池客車占比為 9.4%,氫燃料電池乘用車只用于租賃，占比僅為 0.1%。2016 至 2019 年，中國(guó)氫燃料電池汽 車銷量及保有量均實(shí)現(xiàn)大幅增長(zhǎng)，分別由 2016 年的 629 輛和 639 輛上升至 2019 年的 2737 輛和 6175 輛，年復(fù)合 增長(zhǎng)率分別為 63%和 114%；2020 年因受疫情等因素影響，中國(guó)氫燃料電池汽車的銷量大幅下降，僅為 1177 輛，同比下降 57%，2021 年氫燃料電池汽車銷量為 2000 輛。未來(lái)

23、5 年預(yù)期年復(fù)合增長(zhǎng)率有望達(dá)到 68%，2025 年預(yù)期市場(chǎng)規(guī)模有望達(dá)到 800 億元。根據(jù)中國(guó)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報(bào) 告 2020測(cè)算，中國(guó)氫燃料電池汽車保有量將由 2020 年的 7352 輛增長(zhǎng)至 2025 年的 10 萬(wàn)輛，未來(lái)五年預(yù)期年復(fù) 合增長(zhǎng)率有望達(dá)到 68%，至 2025 年氫燃料電池汽車市場(chǎng)規(guī)模有望達(dá)到 800 億元。根據(jù) 2016 年發(fā)布的節(jié)能與新能 源汽車技術(shù)路線圖，2030 年中國(guó)氫燃料電池汽車的保有量將達(dá)到 100 萬(wàn)輛。氫燃料電池客車的市場(chǎng)滲透率有望在 2025、2035、2050 年分別達(dá)到 5%、25%、40%；氫燃料電池物流車的市場(chǎng)滲透率有望在 2030 年、2050

24、 年分別達(dá) 到 5%、10%。氫燃料電池重卡的市場(chǎng)滲透率有望在 2025、2035、2050 年分別達(dá)到 0.2%、15%、75%。氫燃料電 池乘用車的市場(chǎng)滲透率有望在 2025、2035、2050 年分別達(dá)到 0.08%、2.0%、12.0%。氫燃料電池汽車的全生命周期成本總擁有成本（TCO）與純電動(dòng)汽車等競(jìng)爭(zhēng)產(chǎn)品的成本平衡點(diǎn)，是氫燃料電池汽車 在各細(xì)分領(lǐng)域市場(chǎng)滲透率提升的重要轉(zhuǎn)折點(diǎn)。下面從面向消費(fèi)者的全生命周期總擁有成本（TCO）角度分析，研究 氫燃料電池汽車未來(lái)的 TCO 發(fā)展趨勢(shì)，研判各車型的產(chǎn)業(yè)化途徑。（1）氫燃料電池客車氫燃料電池客車中公交客車占比達(dá)到 60%以上，較長(zhǎng)續(xù)航里程的氫

25、燃料電池客車將于 2030 年左右 TCO 成本經(jīng)濟(jì)性 優(yōu)于純電動(dòng)車型，氫燃料電池客車的每公里 TCO 成本 2025 年將降低至 3.72 元/km,相比 2020 年的降幅達(dá)到 42.3%, 到 2035 年、2050 年分別降到 2.73 元/km、1.62 元/km。（2）氫燃料電池物流車氫燃料電池物流車是氫能在城市或城際中長(zhǎng)距離貨運(yùn)領(lǐng)域的應(yīng)用場(chǎng)景，載荷能力 3 噸、續(xù)航里程400km 的氫燃 料電池物流車將于 2025-2030 年間 TCO 成本經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于純電動(dòng)車型。氫燃料電池物流車的每公里 TCO 成本 2025 年將降低至 2.20 元/km, 相比 2020 年的降幅達(dá)到 4

26、0.5%,到 2035 年、2050 年分別降到 1.51 元/km、1.03 元/km。（3）氫燃料電池重卡氫燃料電池重卡是重卡領(lǐng)域減排脫碳的重要替代方案，目前國(guó)內(nèi)已推出多款車型，并已展開(kāi)小范圍小批量的試運(yùn)營(yíng)。 對(duì)于載荷能力 35 噸的重卡,在城際干線或支線物流等長(zhǎng)距離運(yùn)輸場(chǎng)景（續(xù)航里程 500km）下，氫燃料電池重卡 的 TCO 將在 2030 年左右超過(guò)純電動(dòng)車型。從消費(fèi)者角度看，氫燃料電池重卡的每公里 TCO 成本 2025 年將降低至 5.60 元/km,相比 2020 年的降幅達(dá)到 43.3%,到 2035 年、2050 年分別降到 3.21 元/km、1.94 元/km。（4）氫燃料電池乘用車目前，國(guó)內(nèi)氫燃料電池乘用車尚未量產(chǎn)，整車處于樣車試制階段，整車購(gòu)置成本約接近 150 萬(wàn)元。續(xù)航里程在 500km 以上的乘用車將于 2040 年后達(dá)到與同等續(xù)