2022年氫能源行業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈分析

1、2022年氫能源行業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈分析1. 氫能戰(zhàn)略地位明確，政策支持加碼1.1. 明確氫能能源屬性及戰(zhàn)略地位，滲透率提升前景廣闊氫能作為清潔低碳的二次能源，在國家能源體系和產(chǎn)業(yè)發(fā)展中具有重要戰(zhàn)略地位。氫能是一種來源廣泛、能量密度高、可規(guī)模化存儲、環(huán)保低碳、應用場景豐富的二次能源，發(fā)展氫能對保障國家能源安全、促進能源清潔轉(zhuǎn)型、實現(xiàn)綠色雙碳目標、推動相關新興產(chǎn)業(yè)發(fā)展具有重要意義。氫能是未來國家能源體系的重要組成部分，是用能終端實現(xiàn)綠色低碳轉(zhuǎn)型的重要載體，是戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)和未來產(chǎn)業(yè)重點發(fā)展方向，進一步凸顯氫能作為能源屬性的重要戰(zhàn)略地位。我國氫氣年產(chǎn)量超 3300 萬噸，已初步掌握氫能產(chǎn)業(yè)鏈主要技術(shù)和工藝。

2、我國是世界上最大的制氫國，據(jù)中國氫能產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟與石油和化學規(guī)劃院的統(tǒng)計，2019 年我國氫氣產(chǎn)能約 4100 萬噸/年，產(chǎn)量約 3342 萬噸，按照能源管理，換算熱值占終端能源總量份額僅 2.7%。目前國內(nèi)已初步掌握氫能制備、儲運、加注、燃料電池和系統(tǒng)集成等主要技術(shù)和生產(chǎn)工藝，在部分區(qū)域?qū)崿F(xiàn)燃料電池汽車小規(guī)模示范應用。全產(chǎn)業(yè)鏈規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)超過 300 家，集中分布在長三角、粵港澳大灣區(qū)、京津冀等區(qū)域。總體來看，我國氫能產(chǎn)業(yè)仍處于發(fā)展初期，但制氫基礎良好，政策目標清晰，未來成長空間大。重點突破“卡脖子”技術(shù)，擴大可再生能源制氫規(guī)模和應用比重。氫能產(chǎn)業(yè)鏈鏈條 長、難點多，現(xiàn)有技術(shù)經(jīng)濟性還不能完全

3、滿足實用需求，亟需從氫能制備、儲運、加注、 燃料電池、氫儲能系統(tǒng)等主要環(huán)節(jié)創(chuàng)新突破，重點突破“卡脖子”技術(shù)，降低氫能應用 成本。根據(jù)氫能產(chǎn)業(yè)中長期發(fā)展規(guī)劃目標，1）到 2025 年：初步建立以工業(yè)副產(chǎn)氫和可 再生能源制氫就近利用為主的氫能供應體系。燃料電池車輛保有量約 5 萬輛，部署建設一批加氫站。可再生能源制氫量達到 10-20 萬噸/年，成為新增氫能消費的重要組成部分， 實現(xiàn)二氧化碳減排 100-200 萬噸/年。2）到 2030 年：形成較為完備的氫能產(chǎn)業(yè)技術(shù)創(chuàng) 新體系、清潔能源制氫及供應體系，可再生能源制氫廣泛應用。3）到 2035 年：形成氫 能產(chǎn)業(yè)體系，構(gòu)建涵蓋交通、儲能、工業(yè)等領

4、域的多元氫能應用生態(tài)?？稍偕茉粗茪?在終端能源消費中的比重明顯提升。氫能滲透率有望提升，長期發(fā)展?jié)摿V闊。據(jù)中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書 2019/2020數(shù)據(jù)，至 2050 年，氫能在交通運輸、儲能、工業(yè)、建筑等領域廣泛使用，氫氣年需求量將提升至 6000 萬噸，在我國終端能源體系中占比達 10%，產(chǎn)業(yè)產(chǎn)值達 12 萬億。據(jù)中國煤炭加工利用協(xié)會數(shù)據(jù)，2020 年我國超過 99%的制氫方式都屬于灰氫和藍 氫，使用端仍有 15%的氫氣被直接燃燒，其他利用方式也較為粗放，無論是需求端還是供給端都存在較大的提升空間，產(chǎn)業(yè)發(fā)展?jié)摿V闊。1.2. 政策支持不斷加碼，示范城市群加快氫能建設推廣國家層面

5、政策加碼，指引性、補貼性、規(guī)范性配套政策日益完善。近年來，我國加速布局氫能產(chǎn)業(yè)，2019 年首次將氫能寫入政府工作報告，此后多次出臺相關支持政策。燃料電池“3+2”城市示范群格局形成，地方配套政策快速就位。2020 年 9 月五部委聯(lián)合發(fā)布了關于開展燃料電池汽車示范應用的通知，標志我國開始建設燃料電池示范區(qū)。2021 年 8 月，上海、京津冀、廣東三大城市群示范區(qū)首批入選，隨后河北城市群和河南城市群在第二批入選，“3+2”示范群共同推動氫燃料電池和氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。在入選示范群后，各地方政府迅速出臺了相應補貼和指引政策，目前五大城市群都已經(jīng)出臺了相應產(chǎn)業(yè)發(fā)展計劃。在其他地區(qū)，包括江蘇、浙江、四川等

6、在內(nèi)的超過 16 個省市都已經(jīng)出臺了具體配套政策，力爭氫能領域先發(fā)優(yōu)勢。據(jù)我們統(tǒng)計的地方性氫能產(chǎn)業(yè)規(guī) 劃目標，政策要求到 2023 年加氫站建設不低于 322 個，氫燃料電池車累計推廣不低于 23800 輛；到 2025 年加氫站建設不低于 951 個，氫燃料電池車推廣數(shù)量超 77500 輛。1.3. 制氫-儲運-加注-應用構(gòu)成氫能全產(chǎn)業(yè)鏈氫能產(chǎn)業(yè)鏈從上游到終端下游分為生產(chǎn)、儲運、加注、終端運用四大環(huán)節(jié)。1）制 氫：主要有化石能源制氫、工業(yè)副產(chǎn)氫、電解水制氫等路線，氫氣的生產(chǎn)成本、純度、碳排放量依賴于工藝路線和技術(shù)水平。2）儲運：氫氣可通過氣態(tài)、液態(tài)、固態(tài)三種形式儲存并運輸至終端應用，目前國內(nèi)

7、氫氣運輸以長管拖車+高壓氣態(tài)儲存形式為主，液態(tài)儲運尚未大規(guī)模運用于民用領域，是未來的主要發(fā)展方向，固態(tài)儲運仍處于研發(fā)升級階段。3）加注：加氫站分為外供氫加氫站和站內(nèi)制氫加氫站兩種，我國現(xiàn)有加氫站均為外供氫加氫站，即氫氣儲運至加氫站后在站內(nèi)進行壓縮、存儲和加注。4）應用：氫氣下游應用廣泛，涉及交通、工業(yè)、能源和建筑領域等，交通領域為短期政策主要推廣的新興方向。2. 上游制氫：副產(chǎn)氫兼具減碳&成本優(yōu)勢，綠氫長期降本空間大2.1. 三條主流制氫路徑，制氫純度體現(xiàn)應用差異氫氣目前主要有三種主流制取路徑：1）以煤炭、天然氣為代表的化石能源重整制 氫；2）以焦爐煤氣、氯堿尾氣、丙烷脫氫為代表的工業(yè)副產(chǎn)氣制

8、氫；3）電解水制氫。此外其他制氫方式包括生物質(zhì)制氫、太陽能光催化分解水制氫、核能制氫等，但此類制氫方式多處于試驗和開發(fā)階段，尚未形成工業(yè)化應用。我國氫能的生產(chǎn)利用已較為廣泛，制成的氫氣主要應用在工業(yè)原料或生產(chǎn)供熱中，工業(yè)制氫已經(jīng)成為較多化工、新能源、環(huán)保企業(yè)的主營業(yè)務之一。高純度+低硫+低碳的氫氣制取為未來燃料電池用氫的攻關重點。1）從供給端制氫純度來看，氫氣品質(zhì)取決于制取工藝和提純方式，氫氣純化技術(shù)一般包括變壓吸附（PSA）、低溫分離、膜分離、金屬氫化法和氫化脫氫法等，其中變壓吸附工藝成熟成本低，為當前最常用的提純方式?；茉粗茪渫ǔ２捎弥迫?提純一體化裝置，未區(qū)分提純成本，工業(yè)副產(chǎn)氫提純

9、成本通常為 0.10.7 元 /Nm。經(jīng)提純后，煤制氫所得氫氣純度為 99.90%，天然氣制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫純度 可以達到 99.99%以上，PDH 副產(chǎn)氫和堿性電解水制氫的純度可達 99.999%。質(zhì)子 交換膜電解水的產(chǎn)物中純度最高，可達 99.9995%以上，但尚未實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化應用。2）從需求端各類用氫標準來看，參考國家標準，質(zhì)子交換膜燃料電池用氫氣的純度要求為 99.97%，低于工業(yè)用純氫、高純氫、超純氫的純度要求，但對雜質(zhì)含量的要求更為嚴格，其中 CO 含量要求為高純氫的 1/5，總硫（以 H2S 計）要求控制在 4ppb 含量以下，主要是 CO 和硫化物對燃料電池催化劑具有毒化作用。在實

10、際應用中，一般要求車用主流燃料電池技術(shù)質(zhì)子交換膜燃料電池（PEMFC）需要氫氣純度大于 99.99%，部分燃料電池廠商要求其燃料電池必須使用水電解制氫，主要考慮到水電解制取的氫氣不含硫成分。雙碳背景下，制氫將逐步由灰氫和藍氫轉(zhuǎn)向綠氫為主。國內(nèi)現(xiàn)階段氫氣主要由化石能源制氫或副產(chǎn)氫獲得，所獲得的氫氣多為灰氫和藍氫，仍然存在一定程度的碳排放和環(huán)境污染。為實現(xiàn)碳減排和化石能源替代的目標，后續(xù)主要有兩種發(fā)展路徑：1）發(fā)展藍氫，即在灰氫制作過程中結(jié)合 CCUS 降低碳排放，但化石能源制氫及工業(yè)副產(chǎn)氫最多只能降低 80%碳排放，更多是向綠氫轉(zhuǎn)變中的過渡階段。2）發(fā)展綠氫，即待可再生能源占比提升、電價成本下降

11、、電解槽技術(shù)升級成本下降后，全面推廣電解水制氫，通過綠氫助力深度脫碳，推動雙碳目標的實現(xiàn)。2.2. 化石能源制氫技術(shù)成熟，成本低碳排高2.2.1. 煤制氫成本約 10 元/kg，考慮碳捕集后成本約 16 元/kg煤制氫成本的主要影響因素為煤炭價格，當煤炭價格為 450 元/噸時，煤制氫成本 約 10 元/kg。煤制氫成本測算關鍵假設如下：1） 制氫規(guī)模：以單個項目為例，假設制氫裝置規(guī)模為 90000m/h。2） 總投資：建設投資共 12.4 億元（裝置界區(qū)內(nèi)，建設投資不含征地費以及配套儲運設施），折舊年限 10 年，殘值率 5%，年修理費 3%，采用線性折舊。3） 煤炭成本：煤炭不含稅價格為

12、450 元/噸?？紤]生產(chǎn)過程的轉(zhuǎn)換關系，假設每立 方米氫氣所需煤炭為 0.76kg，約合每千克氫氣煤炭成本 3.8 元。4） 其他原料成本：假設氧氣外購價格為 0.5 元/m，電價為 0.56 元/度，新鮮水價 格為 4 元/m，；同時假設每立方米氫氣所需氧氣 0.42m，電 0.043 度。5） 財務費用：按建設資金 70%貸款，年利率為 5%。經(jīng)測算，在煤炭價格為 450 元/噸的情況下，煤制氫成本為 9.73 元/kg，此時煤炭成 本約占總成本 39%。煤制氫工藝下，每制備 1kg 氫氣會伴生約 19kg 二氧化碳，產(chǎn)生考 慮碳捕集情況下成本為 16.38 元/kg，此時產(chǎn)品氫由灰氫轉(zhuǎn)為

13、藍氫。根據(jù)敏感性測算，當 煤炭價格在 2001000 元/噸時，不考慮碳捕集成本時煤制氫成本介于 7.6214.39 元/kg。2.2.2. 天然氣制氫成本約 15 元/kg，考慮碳捕集后成本約 18 元/kg天然氣制氫成本的主要影響因素為天然氣價格，當天然氣價格為 2.5 元/m時，天然 氣制氫成本約 15 元/kg。測算關鍵假設如下：1） 制氫規(guī)模：以單個項目為例，假設制氫裝置規(guī)模為 90000m/h。 2） 總投資：建設投資共 6 億元（裝置界區(qū)內(nèi)，建設投資不含征地費以及配套儲運 設施），折舊年限 10 年，殘值率 5%，年修理費 3%，采用線性折舊。3） 天然氣成本：假設天然氣不含稅價

14、格為 2.5 元/m，每立方米氫氣所需天然氣為 0.4 m，對應每千克氫氣生產(chǎn)需要天然氣成本 11.2 元。4） 其他原料成本：假設電價為 0.56 元/度，新鮮水價格為 4 元/m，3.5MP 蒸汽價 格為 100 元/噸，1.0MP 蒸汽價格為 70 元/噸。5） 財務費用：按建設資金 70%貸款，年利率為 5%。經(jīng)測算，在天然氣價格為 2.5 元/m的情況下，天然氣制氫成本為 14.61 元/kg，天然 氣成本約占總成本 77%。天然氣制氫工藝下，每制備 1kg 氫氣會伴生約 9.5kg 二氧化 碳，考慮碳捕捉情況下，考慮碳捕集情況下成本為 17.93 元/kg，此時產(chǎn)品氫由灰氫轉(zhuǎn)為 藍

15、氫。根據(jù)敏感性測算，當天然氣價格在 15 元/m時，不考慮碳捕集時天然氣制氫成本介于 7.8825.80 元/kg。2.3. 工業(yè)副產(chǎn)氫成本約 922 元/kg，兼具減碳&成本優(yōu)勢放量潛力大工業(yè)副產(chǎn)氫潛力亟待挖掘，助力化工企業(yè)低碳發(fā)展。工業(yè)副產(chǎn)氫是指在生產(chǎn)化工產(chǎn)品的同時得到氫氣，主要有焦爐煤氣、氯堿化工、輕烴利用、合成氨醇等副產(chǎn)工藝。我國工業(yè)副產(chǎn)氫潛力大，但目前資源利用率較低。根據(jù) 2021 年清華大學核能與新能源技術(shù)研究院發(fā)布的中國制氫技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀，我國工業(yè)副產(chǎn)氫年產(chǎn)量約 9001000 萬噸，氯堿企業(yè)每年副產(chǎn)氫氣放空率高達 30，其中 2017 年有 25 萬噸工業(yè)副產(chǎn)氫被放空。目前多家傳

16、統(tǒng)化工上市公司已將副產(chǎn)氫列入重要發(fā)展方向。由于其顯著的減排效果和較高的經(jīng)濟性優(yōu)勢，在電解水綠氫成本達到或接近平價以前，副產(chǎn)氫是過渡階段的較優(yōu)途徑。工業(yè)副產(chǎn)氫成本主要包括生產(chǎn)成本和提純成本，各類副產(chǎn)氫綜合成本介于 922 元 /kg 之間。由于工業(yè)副產(chǎn)物往往是多種氣體的混合，為獲得較純的氫氣需要進行提純，工業(yè)副產(chǎn)氫常用變壓吸附（PSA）提純工藝，提純后產(chǎn)氫純度普遍達 99.99%以上，其中丙烷脫氫純度可以達到 99.999%以上。由于各類原料氣的雜質(zhì)組分和氫氣含量有差異，提純成本往往介于 0.1-0.7 元/Nm之間。2.4. 電解水制氫成本約 32 元/kg，電價降至 0.15 元/度與藍氫平

17、價堿性電解水工藝成熟，PEM 電解水已初步商用。電解水制氫主要工藝路線為堿性電解、PEM 電解和 SOEC 電解。其中堿性電解槽技術(shù)最為成熟，生產(chǎn)成本較低；PEM 電解水流程簡單、能耗較高，啟停速度快能較好配合風光的波動性，已經(jīng)實現(xiàn)初步商用，但因為電解槽需要使用貴金屬電催化劑銥、鉑、釕等材料，目前成本較高，是中長期電解水發(fā)展的主要方向。固體氧化物水電解槽采用水蒸氣電解，能效最高，但尚處于實驗室研發(fā)階段。當電價為 0.4 元/度時，堿性電解水制氫成本約 32 元/kg。測算關鍵假設如下：1） 制氫規(guī)模：采用堿性電解水，制氫裝置規(guī)模為 1000Nm/h，年有效利用時間 2000 小時，年制氫規(guī)模

18、200 萬標方。2） 總投資：設備投資 850 萬元，折舊年限 10 年，殘值率 5%，按直線法折舊；土 建及設備安裝 150 萬元，折舊年限 20 年，殘值率 5%，按直線法折舊。3） 電費成本：假設電解水制氫所用電價為 0.4 元/度，每單位氫氣消耗電量 5 度 /Nm。4）其他原料成本：純水價格為 3.5 元/噸，KOH 價格為 10,000 元/噸，冷卻費用 0.2 元/度。同時假設每 Nm氫氣消耗純水 0.01 噸/Nm，KOH0.0004kg/Nm，冷卻 0.001 度 /Nm。5）人工和運維費用：人員費用 32 萬元/年；運營維護 8.5 萬元/年。6）財務費用：按建設資金 70

19、%貸款，年利率為 5%。經(jīng)測算，在電價為 0.4 元/度的情況下，天然氣制氫成本為 31.99 元/kg。電解水制氫的主要影響因素為電價成本，當電價為 0.4 元/度時，電費占電解水制氫 總成本的比例為 70%。其他條件不變，當電價介于 0.10.6 元/度時，堿性電解槽電解水 制氫的成本介于 15.1943.19 元/kg。三大因素驅(qū)動綠氫降本：電價下降、電解槽降本、技術(shù)進步。1）可再生能源度電 成本下降：2021 年 9 月，財政部表示近十年來陸上風電和光伏發(fā)電成本分別下降 30% 和 75%左右。2022 年，通威集團表示目前我國光伏發(fā)電成本已經(jīng)降到 0.3 元/kWh 以內(nèi)， 在多數(shù)地

20、區(qū)已經(jīng)具備了與新建燃煤發(fā)電競爭的能力，預計“十四五”期間將降到 0.25 元 /kWh 以下，低于絕大部分煤電價格。2）電解槽成本下降：根據(jù)彭博新能源財經(jīng)報告， 2014-2019 年，北美和歐洲制造的堿性電解槽成本下降了 40%。2021 年，中國制造的堿 性電解槽系統(tǒng)成本為 300 美元/千瓦，而西方制造的同類產(chǎn)品為 1200 美元/千瓦，質(zhì)子交 換膜電解槽達到 1400 美元/千瓦。隨著電解槽制造規(guī)模進一步擴大，成本將繼續(xù)下降。 3）技術(shù)進步帶來能效提升&原料優(yōu)化：目前大多數(shù)電解槽制氫效率約為 55kWh/kg（即 電耗約 5kWh/m），最新的 Hysata 電解槽能以 41.5kWh

21、/kg 的效率電解制氫，技術(shù)進步 帶來能耗下降。同時隨著材料及催化劑的優(yōu)化，設備折舊、其他原材料成本也有望降低 50%以上。當電價為 0.15 元/kg 時綠氫與藍氫平價，2050 年綠氫成本有望降至 10 元/kg。根據(jù) 敏感性測算，假設其他條件不變，隨著電力成本下降，當可再生能源電費為 0.15 元/kWh 時，電解水制氫成本為 17.99 元/kg，基本實現(xiàn)與藍氫平價。根據(jù)氫促會預測，在可再生能源電價、電解槽成本下降、制氫效率提升等多重因素驅(qū)動下，到 2050 年國內(nèi)綠氫制備成本有望降至 10 元/kg。3. 中游儲運：氣態(tài)儲運為主，大規(guī)模運輸?shù)年P鍵瓶頸環(huán)節(jié)固液氣三種儲氫路線，氣態(tài)儲氫最

22、為成熟。主流儲氫方式主要有四種：1）高壓氣 態(tài)儲氫：技術(shù)成熟度最高，已得到廣泛應用，但體積儲氫密度較低，安全性較差；2）低 溫液態(tài)儲氫：技術(shù)較成熟，但氫氣液化難度較大，安全性較差，現(xiàn)多用于航空航天項目； 3）有機液化儲氫：利用氫氣與有機介質(zhì)的化學反應，從而進行儲存、運輸、釋放，當前 仍存在脫氫溫度高、效率低、能耗大的問題；4）固態(tài)儲氫：指利用物理或化學吸附將氫 氣儲存在固體材料之中，但在當前技術(shù)下，室溫情況可實現(xiàn)的儲氫量較低，且固體材料 制備昂貴。有機液化儲氫和固態(tài)儲氫技術(shù)在單位儲氫密度、安全性方面占有優(yōu)勢，但目 前技術(shù)成熟度較低，是各國正在探索的新技術(shù)。目前氣態(tài)儲運路線最為成熟，受運輸規(guī) 模

23、小和經(jīng)濟距離短的限制，儲運環(huán)節(jié)為氫能源向下游大規(guī)模推廣應用的瓶頸所在，未來 氫能源的大規(guī)模推廣亟待遠距離和大規(guī)模儲運技術(shù)路線的突破。3.1. 長管拖車氣態(tài)儲運的成本約 7.79 元/kg，短途運輸占優(yōu)當氫源距離為 100km 時，20Mpa 氣態(tài)儲運成本約 7.79 元/kg。隨氫源距離增加，運 氫成本隨之提升，因而氣態(tài)儲運更適合 200km 內(nèi)的短途運輸。關鍵假設如下：1）拖車運輸效率：長管拖車滿載氫氣（20MPa）350kg，管束氫氣殘余率 20%，拖 車一年365天均可工作，每日工作時長15h，拖車充卸氫氣時長5h，平均行駛速度50km/h， 當氫源距離 100km 時，可得每日拖車可以

24、往返 1 次加氫站，可運輸氫氣量 280kg/天。2）設備折舊：車頭投資額 40 萬元，管束投資額 100 萬元，折舊年限均為 10 年。3）其他固定成本：配備兩名駕駛員和兩名裝卸員，人員費用共 40 萬/年，車輛保險 費用 1 萬元/年。4）可變成本：拖車百公里油耗 25L，柴油價格 6.5 元/L；車輛保養(yǎng)費用 0.3 元/kg，過路費 0.6 元/kg；氫氣壓縮耗電 1kwh/kg，電價 0.6 元/kwh。經(jīng)我們測算，氫源距離 100km 時，長管拖車運氫成本為 7.79 元/kg。據(jù)敏感性測算 結(jié)果顯示，當氫源距離從 50km 增加到 500km，運氫成本從 4.19 元/kg 增加

25、到 20.38 元 /kg。長管拖車氣態(tài)運輸成本主要來源于油耗和人工成本，降本空間較小，隨著管束工作 壓力從 20Mpa 提至 50Mpa，單位運輸成本有望下降。3.2. 液態(tài)&管道儲運為突破大規(guī)模遠距離運輸?shù)闹匾较虻蜏匾簯B(tài)儲運、氣態(tài)管道運輸適合大規(guī)模長距離運輸，符合長期氫能儲運發(fā)展方向。 關于完善能源綠色低碳轉(zhuǎn)型 體制機制和政策措施的意見意見指出在滿足安全和質(zhì)量標準等前提下，探索輸氣管道摻氫輸送、純氫管道輸送、液氫運輸?shù)雀咝л敋浞绞?。低溫液態(tài)儲運設備投資和液化能耗較高，尚未產(chǎn)業(yè)化。低溫液態(tài)儲氫具有能量密度 大、體積密度大、加注時間短等優(yōu)勢，基本原理是將氫氣壓縮冷卻至-253并使其液化儲存在

26、絕熱裝置。低溫液態(tài)儲氫的液化過程能耗較高，對儲氫容器的材料要求也高，因此當前低溫液態(tài)儲氫的技術(shù)難度較大，研發(fā)投入要求高。氣態(tài)管道初始建設開支大，短期探索天然氣管道摻氫。管道運輸具有輸氫量大、能耗小、成本低等優(yōu)勢，但建設管道的前期投資較大。在氫能發(fā)展的中遠期階段，隨著氫能在能源結(jié)構(gòu)中地位的提升，可再生能源豐富的西北地區(qū)有望成為氫能主要的供應地區(qū)，而東南沿海地區(qū)則是主要的氫能源消費地，氣態(tài)管道運輸可低成本、低能耗地完成氫能跨域運輸?shù)娜蝿铡Ｄ壳拔覈敋涔艿篱L度較短，僅 100km 左右，因此天然氣管道摻氫亦成為研究探索的重要方向，天然氣管道摻氫主要面臨氫氣進入管道后造成的氫脆、氫鼓泡、氫開裂等問題。

27、國內(nèi)正積極探索避免氫脆的最佳輸氣壓力和摻氫比例，2021 年 7 月中國標準化協(xié)會批復了氫氣輸送工業(yè)管道技術(shù)規(guī)程的編制工作，相關實驗項目積極推進中。4. 中游加注：加氫站超前建設，加注成本尚高4.1. 規(guī)?；当?政策驅(qū)動加氫站建設，多地加速加氫站布局2035 年遠期目標 2000 座加氫站，規(guī)模化建設有望降低成本。2017 年中國共建成 10 座加氫站，截至 2021 年中國共有加氫站 218 座，2017-2021 年復合增長率高達 116%。根據(jù)中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告 2020，我國 2035 年遠期目標建成 2000 座加氫站。加氫站分為外供氫加氫站和站內(nèi)制氫加氫站兩種，我國現(xiàn)有加氫站均

28、為外供氫加氫站，即氫 氣儲運至加氫站后在站內(nèi)進行壓縮、存儲和加注。根據(jù)供氫壓力等級不同，加氫站有 35MPa 和 70MPa 兩種壓力。據(jù)中國氫能聯(lián)盟數(shù)據(jù)，我國建設一座日加氫能力 500kg、加注壓力為 35MPa 的加氫站投資成本接近 1200 萬元（不含土地費用），約相當于傳統(tǒng)加油站的 3 倍，其中設備成本占投資成本（不含土地費用）的 80%以上，隨著規(guī)?；ㄔO或加油/加氫/加氣站合建，單位加注成本有望下降。政策補貼驅(qū)動加氫站建設，多地加速加氫站布局。上海、重慶、廣東、浙江等多省市都明確提出對加氫站建設、運營進行補貼，補貼期限一般到 2023 年或 2025 年，并逐步退坡。加氫站的建設補

29、貼金額多在 100-500 萬元之間，高壓強的固定式加氫站、混合加氫站可以獲得更高補貼，有最高補貼限制。多地明確土地費用不計入補貼范圍，有效避免跑馬圈地行為。運營過程中一般對不超過限定售價的氫氣進行補貼，同樣具有補貼上限。4.2. 加注成本約 11 元/kg，核心設備國產(chǎn)化推動降本35Mpa 日加氫量 500kg 的加氫站滿負荷運行，加注成本約 11.33 元/kg。假設加氫站承擔儲運環(huán)節(jié)，氫源價格 20 元/kg，儲運成本 7.79 元/kg，外供氫氣價格 55 元/kg，則中游儲運+加注環(huán)節(jié)毛利率約 28.87%。測算關鍵假設如下：1）加氫裝置規(guī)模：日加氫量 500kg/天，加注壓力 35

30、Mpa，年運行天數(shù) 300 天，產(chǎn) 能利用率 100%，年加氫量 150 噸。2）氫源價格：氫氣出廠價格約 20 元/kg。 3）儲運成本：儲運環(huán)節(jié)由加氫站完成，且采用長管拖車運輸，儲運成本 7.79 元/kg。4）加注成本：建設成本 1200 萬元，土地成本 300 萬元，建設成本折舊年限 15 年， 土地折舊年限 30 年。人員費用 8 萬元/人/年，共有員工 8 人，運營維護 40 萬元/年。5）終端價格：終端用戶加氫價格 35 元/kg，地方補貼 20 元/kg，則考慮補貼后加氫 站外供價格 55 元/kg?？傻茫敿託湔井a(chǎn)能利用率 100%的情況下，加注成本約 11.33 元/kg，

31、儲運+加注環(huán)節(jié)利潤率約 28.87%。當產(chǎn)能利用率為 40%時，中游儲運和加注環(huán)節(jié)基本無毛利空間。加氫站核心設備國產(chǎn)化有望推動加注成本下降。目前加氫站核心設備依賴進口，包括壓縮機、加氫槍及其軟管、流量計、安全閥、氫氣管道和閥件等。外供氫式加氫站的建設成本中，壓縮機成本占比約 30%。國內(nèi)加氫站主要采用美國 PDC 隔膜壓縮機，PDC 全球氫氣隔膜壓縮機市場份額約 70%-75%。隨著國內(nèi)廠商的研發(fā)進展，氫氣壓縮機國產(chǎn)化進程加快，已有國產(chǎn)廠商推出符合要求的 90Mpa 壓縮機和 70Mpa 壓縮機。儲氫裝置加注設備、站控系統(tǒng)等設備也出現(xiàn)國產(chǎn)替代加速的趨勢。伴隨著規(guī)?；a(chǎn)的推進，加氫站核心設備的

32、成本有望進一步下降。根據(jù)氫云鏈的預測，未來幾年國內(nèi)加氫站建站成本每年至少按照 20-30%的速度下降。我們假設 2022-2025 年加氫站建設成本年均降幅 20%，預計到 2025 年加注成本有望降至 8.73 元/kg。5. 下游應用：氫燃料重卡經(jīng)濟性初現(xiàn)，燃料電池進入快速降本期氫燃料電池車能量密度高&續(xù)航長，為長期戰(zhàn)略部署方向。燃料電池車主要包含燃料電池系統(tǒng)、儲氫系統(tǒng)、蓄電池系統(tǒng)、驅(qū)動系統(tǒng)、車身及其他設施。氫燃料電池和蓄電池分別作為發(fā)電裝置和儲能裝置配合工作，氫氣與氧氣反應產(chǎn)生電流，電能通過鋰電池進行存儲，結(jié)合電機與電控實現(xiàn)電能到動能的轉(zhuǎn)換。氫燃料電池車具有能量密度高扭力大、續(xù)航里程長、

33、加氫快、清潔環(huán)保等優(yōu)點。我國氫燃料電池車商用先行，成本為市場化推廣的關鍵因素。我國氫燃料電池車處于發(fā)展初期，在國家政策引導下氫燃料電池客車、物流車等商用車率先示范應用。從產(chǎn)銷量來看，2016-2019 年氫燃料車產(chǎn)量復合增速達到 65%。2020 受疫情影響略有滑坡， 2021 年氫燃料電池車銷量同增 35%達 1586 輛。從銷量結(jié)構(gòu)來看，截至 2019 年底，國內(nèi)已接入平臺的氫燃料電池車 3712 輛，其中物流車占 60.5%，客車占 39.4%，乘用車占 0.1%，氫燃料電池汽車商用先行，與電動車呈現(xiàn)出差異化發(fā)展的路徑。成本是氫燃料電池車市場化應用和推廣的重要因素，當前我國燃料電池車發(fā)展

34、仍依賴于政府補貼，在初始購置成本和運營成本上較燃油車和電動車尚未體現(xiàn)出經(jīng)濟性優(yōu)勢。本文將從消費者角度對客車、物流車、重卡三類氫燃料電池車的全生命周期成本和經(jīng)濟性進行靜態(tài)對比和動態(tài)測算。燃料電池車從購置補貼調(diào)整為“以獎代補”，獎勵側(cè)重于大功率高噸位重卡。2020 年 4 月，財政部發(fā)布關于完善新能源汽車推廣應用財政補貼政策的通知，將燃料電池汽車的購置補貼調(diào)整為中央財政采取“以獎代補”方式對示范城市給予獎勵。2020 年 9 月，財政部發(fā)布關于開展燃料電池汽車示范應用的通知，明確“以獎代補”對各類燃料電池車的補貼規(guī)則。根據(jù)燃料電池汽車城市群示范目標和積分評價體系，示范城市群獎勵為期 4 年，202

35、0/2021/2022/2023 年獎勵系數(shù)為 1.3/1.2/1.1/0.9，大功率高噸位的重型貨車將獲得更多獎勵資金，以 2022 年的獎勵標準進行測算，功率110kw 且設計總 質(zhì)量31 噸的重卡可享受 46.20 萬元國家獎勵。5.1. 經(jīng)濟性測算：補貼傾斜&能耗優(yōu)勢，氫燃料重卡優(yōu)先實現(xiàn)平價5.1.1. 氫燃料電池客車：購置&運維成本高，全生命周期現(xiàn)金流難以與燃油客車平價氫燃料電池客車主要用于公交客車、公路客車、通勤客車等場景，根據(jù)公開招投標信息，氫燃料電池公交車采購合同價基本在 200-300 萬元/輛之間，燃料電池系統(tǒng)額定功率主要以 4565kw 為主。根據(jù)車百智庫，氫燃料電池客車

36、主要由燃料電池系統(tǒng)、蓄電池系統(tǒng)、儲氫系統(tǒng)、驅(qū)動系統(tǒng)、車身及其他設施構(gòu)成，成本占比分別為 53%、8%、12%、 10%、17%。其中電堆為燃料電池的核心組件，電堆成本占燃料電池系統(tǒng)的 49%。當前氫燃料電池客車從購置成本接近燃油客車 4 倍，年運維成本較燃油客車高 45%。 以燃料電池系統(tǒng)額定功率 50kw 的 10.5 米氫燃料電池客車為例，分別與 10.5 米傳統(tǒng)燃油客車和 10.5 米純電動客車進行對比測算，關鍵假設如下：1） 售價：10.5 米氫燃料電池客車售價為 220 萬元，10.5 米傳統(tǒng)燃料客車售價 50 萬 元，10.5 米純電動客車售價 80 萬元。2） 補貼：根據(jù)示范城市

37、群“以獎代補”評價體系計算，2022 年燃料電池系統(tǒng)額定功率 50kw、10.5 米氫燃料電池客車國家獎勵資金為 12.10 萬元，假設國補和地 補為 1:1，則補貼合計 24.20 萬元。10.5 米純電動客車 2022 年享有國家補貼的最高額 度為 6.48 萬元，無地方補貼。3） 能耗：氫燃料電池車百公里氫耗 7kg，傳統(tǒng)燃油客車百公里油耗 20L，純電動客 車百公里電耗 70kwh。4） 折舊：殘值率均為 5%，按 8 年折舊。5） 維修：購置合同包含 8 年全生命周期質(zhì)保要求，核心部件更換無需消費者付費。純電動客車運營第 3 年與燃油車現(xiàn)金流支出實現(xiàn)平價，氫燃料客車 8 年全生命周期

38、現(xiàn)金流支出難以與燃油車平價。從全生命周期現(xiàn)金流支出角度出發(fā)，純電動客車第 3 年累計現(xiàn)金流支出低于傳統(tǒng)燃油客車，此后經(jīng)濟性優(yōu)勢逐年擴大。而氫燃料客車由于固定成本和可變成本均高于傳統(tǒng)燃油客車，全生命周期累計現(xiàn)金流支出持續(xù)高于傳統(tǒng)燃油客車，不具備推廣替代的內(nèi)生驅(qū)動力。5.1.2. 氫燃料物流車：年運維成本為燃油車的 71%，全生命周期成本尚未平價氫燃料物流車已實現(xiàn)商業(yè)化推廣，產(chǎn)品大部分集中在 7.59 噸，燃料電池功率集中在 3060kw，涵蓋了廂式運輸車、冷藏車、郵政車、保溫車等車型。根據(jù)車百智庫，以 9 噸級氫燃料物流車為例，燃料電池系統(tǒng)、儲氫系統(tǒng)、蓄電池系統(tǒng)、驅(qū)動系統(tǒng)、車身及其他設施的成本占

39、比分別為 58%、11%、5%、4%、23%。氫燃料物流車初始售價為燃油車的 5.5 倍，年運維成本為傳統(tǒng)燃油車的 71%，年運行成本（折舊+運維）高于燃油車。以燃料電池系統(tǒng)額定功率 50kw 的 9 噸級氫燃料電池物流車為例，分別與傳統(tǒng)燃油物流車和純電動物流車進行對比測算，關鍵假設如下：1） 售價：氫燃料物流車售價為 110 萬元，傳統(tǒng)燃油物流車售價 20 萬元，純電動物 流車售價 40 萬元。2） 補貼：根據(jù)示范城市群“以獎代補”評價體系計算，2022 年 9 噸級 50kw 氫燃料電池物流車國家獎勵資金為 11.00 萬元，假設國補和地補為 1:1，則補貼合計 22.00 萬元。公共領域

40、 N2 類純電動貨車 2022 年享有國家補貼的最高額度為 3.96 萬元， 無地方補貼。3） 能耗：氫燃料電池重卡百公里氫耗 2.8kg，傳統(tǒng)燃油物流車百公里油耗 20L，純 電動物流車百公里電耗 50kwh。4） 折舊：殘值率均為 5%，按運營期 8 年折舊。5） 維修：當前應用于物流車領域的燃料電池壽命基本達到 8000 小時，在 8 年的使 用周期中，氫燃料電池物流車需更換電堆 1 次，從消費者的角度，目前氫燃料電池物流車訂單中，大多數(shù)包含氫燃料電池發(fā)動機系統(tǒng)的質(zhì)保的要求。蓄電池系統(tǒng)作為輔助動力無需更換。純電動物流車運營第 3 年與燃油車平價，氫燃料物流車車 8 年全生命周期累計現(xiàn)金流

41、出為燃油車的 1.5 倍。純電動物流車第 3 年累計現(xiàn)金流支出低于傳統(tǒng)燃油物流車，此后經(jīng)濟性優(yōu)勢逐年擴大。而氫燃料物流車由于固定成本高于傳統(tǒng)燃油物流車，盡管年運維成本較低，全生命周期累計現(xiàn)金流支出持續(xù)高于傳統(tǒng)燃油物流車，制造端成本下降將釋放經(jīng)濟性優(yōu)勢。5.1.3. 氫燃料電池重卡：初始購置補貼高，全生命周期內(nèi)較燃油重卡具備經(jīng)濟性優(yōu)勢隨著技術(shù)發(fā)展電堆功率增大，加上氫燃料電池政策補貼向重卡傾斜，氫能源重卡將進入發(fā)展的快車道。以 110kw 的氫燃料重卡為例，燃料電池系統(tǒng)、儲氫系統(tǒng)、蓄電池系統(tǒng)成本占比分別為 53%、17%、10%。當前考慮初始補貼后氫燃料電池重卡購置成本與燃油重卡接近，運維成本為燃

42、油車的 90%，5 年全生命周期基本實現(xiàn)平價。以燃料電池系統(tǒng)額定功率 110kw 的氫燃料電池重卡為例，分別與傳統(tǒng)燃油重卡和純電動重卡進行對比測算，關鍵假設如下：1） 售價：氫燃料重卡售價為 140 萬元，傳統(tǒng)燃油重卡售價 40 萬元，純電動重卡售 價 90 萬元。2） 補貼：根據(jù)示范城市群“以獎代補”評價體系計算，2022 年燃料電池系統(tǒng)額定功率 110kw 氫燃料電池重卡國家獎勵資金上限為 46.20 萬元，假設國補和地補 為 1:1，則補貼合計 92.40 萬元。純電動重卡 2022 年享有國家補貼的最高額度為 2.80 萬元，無地方補貼。3） 能耗：氫燃料電池重卡百公里氫耗 8.7kg

43、，傳統(tǒng)燃油重卡百公里油耗 42L，純電 動重卡百公里電耗 240kwh。4） 折舊：殘值率均為 5%，按運營期 5 年折舊。5） 維修：在重卡長達 5 年的全生命周期使用過程中，需更換電堆 0 次，蓄電池系統(tǒng)作為輔助動力不需更換?？紤]初始購置補貼，氫燃料重卡運行期第 2 年與燃油重卡實現(xiàn)平價。從全生命周期現(xiàn)金流支出角度出發(fā)，氫燃料重卡和純電動重卡在運營第 2 年累計現(xiàn)金流支出可低于傳統(tǒng)燃油重卡，此后經(jīng)濟性優(yōu)勢較燃油重卡逐年擴大?？紤]初始補貼后的氫燃料重卡的購置成本低于純電動重卡，但氫燃料重卡運維成本是純電動重卡的 1.8 倍，所以氫燃料重卡相較于純電動重卡不具備全生命周期的內(nèi)生經(jīng)濟性。5.2.

44、 技術(shù)進步&規(guī)模化帶動降本提效，預計 2026 年氫燃料重卡與純電動平價氫燃料電池車的降本主要涉及初始購置成本和運營成本兩方面：1）初始購置成本：售價及補貼是影響初始購置成本的兩大因素，其中售價取決于車輛的制造成本。氫燃料電池系統(tǒng)：歐陽明高院士預測未來十年燃料電池發(fā)動機成本會大幅下降。隨著質(zhì)子交換膜、氣體擴散層等核心零部件工藝成熟以及規(guī)?；a(chǎn)，燃料電池系統(tǒng)成 本將持續(xù)下行。燃料電池系統(tǒng)由 2016 年 15000 元/kw 下降到 2021 年 5000 元/kw，5 年降幅 60%，年均降幅 20%。根據(jù)節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖的預測，到 2025 年商用車燃料電池系統(tǒng)成本有望降至 20

45、00 元/kw，到 2030 年有望降至 600 元/kw。我們假 設 2022-2025 年氫燃料電池系統(tǒng)的成本年均降幅為 25%，2025-2030 年均降幅為 20%。儲氫系統(tǒng)：根據(jù)中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告 2020的預測，商用車儲氫系統(tǒng) 2020/2025/2035 年成本分別為 5000/3500/2000 元/kg，2020-2025 年均降幅為 7%，2025- 2035 年均降幅為 5%。我們假設 2022-2025 年儲氫系統(tǒng)年均降幅為 7%，2025-2030 年儲 氫系統(tǒng)年均降幅為 5%。蓄電池系統(tǒng)：2015 年至 2020 年期間，寧德時代動力電池系統(tǒng)平均售價從 2.28

46、元 /Wh 降至 0.89 元/Wh，年均降幅 17%。2018 年中國汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告預測到 2025 年 動力電池成本可以做到 0.55 元/Wh，依此推算 2020-2025 年均降幅為 9%?？紤]原材料 成本上行等因素，我們保守預計 2022-2030 年動力電池價格年均降幅 5%。補貼：根據(jù)示范城市群“以獎代補”評價體系，2020/2021/2022/2023 年補貼系數(shù) 分別為 1.3/1.2/1.1/0.9。我們假設 2024-2030 年補貼系數(shù)從 0.8 逐步降至 0.2。2）年運維成本：加氫價格和百公里氫耗是影響年運維成本的關鍵因素。氫氣價格：隨著工業(yè)副產(chǎn)氫以及可再生能源發(fā)電+電解水制氫的推廣，制氫成本有望下降，伴隨加氫站規(guī)?；\行，