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2021年氢能源行业报告

作者：中企碳中和服务网　　来源：东北证券　　发布时间：2021-09-09 23:18:23

中企碳中和服务网讯：

随着近年来全球主要经济体陆续提出长期碳中和目标，预计氢气的能源属性将逐渐显现，应用领域将逐步拓展至电力、交通、建筑等场景。

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来源：东北证券

1. 氢能有望成为未来能源体系的重要组成部分

1.1. 碳中和背景下氢气的能源属性有望逐渐显现

氢能是一种高效、清洁的能源形式。作为世界上密度最小的气体，氢气的热值约为 140MJ/kg，高达煤炭、汽油等传统燃料的 2 倍以上。同时，氢气直接燃烧或通过燃料电池发电的产物为水，能够实现真正的零碳排放，对环境不造成任何污染。此外，氢是宇宙中含量最多的元素，大约占据宇宙质量的 75%，地球上丰富的水资源中蕴含着大量可供开发的氢能。

全球碳中和的背景下，氢气的能源属性有望逐渐显现。随着近年来全球主要经济体陆续提出长期碳中和目标，预计氢气的能源属性将逐渐显现，应用领域将逐步拓展至电力、交通、建筑等场景。

近年来全球主要经济体陆续提出氢能发展规划与目标，将氢能的发展上升至战略高度。美国能源部 2020 年底发布氢能发展计划，从技术、开发、应用等多个角度对氢能产业进行了战略规划，预计到 2050 年氢能在美国能源消费总量中的占比可达到 14%。欧盟则于 2020 年 8 月提出氢能发展战略，重点发展可再生能源制氢，计划在 2024/2030 年前部署 6/40GW 以上的可再生能源电解水制氢设备，分别实现可再生能源制氢量 100/1000 万吨。我国的《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》中也将氢能和储能列入前瞻谋划的未来产业，未来将重点进行发展布局。

1.2. 可再生能源制氢是长期方向

1.2.1. 目前化石能源仍是氢气的主要来源

目前成熟的制氢手段主要包括化石能源重整制氢、工业副产制氢以及电解水制氢三种。虽然通过碳捕捉与封存技术（CCS）可有效降低化石能源制氢过程中产生的碳排放，但长期来看只有可再生能源电解水制备的“绿氢”才能实现真正的零碳排放。

目前可再生能源制氢占比较小，化石能源制氢仍是主要的氢气来源。在“富煤、贫油、少气”的能源结构下，目前国内煤制氢的占比超过 60%，电解水制氢的比例则不到 2%。因此，可再生能源制氢仍然任重道远，未来的发展空间巨大。

1.2.2. 成本是制约可再生能源制氢大规模发展的主要因素

目前可再生能源制氢的成本仍然较高。全球范围内，化石能源制氢的成本基本低于 2 美元/kg，而电解水制氢的成本则通常高达 4-5 美元/kg。因此，从经济性的角度出发，可再生能源制氢大规模发展的条件尚不具备。

电费与设备投资是可再生能源电解水制氢主要的成本构成。理论上，电解水产生 1kg 氢气所需的耗电量约为 30kWh，当前电解水制氢的能量转换效率一般为 60%上下，因此实际的耗电量大致为 50kWh/kg 左右。对不同电价与设备投资成本下电解水制氢的成本进行了测算，结果表明即便不考虑其他费用，在大多数情况下电解水制氢的成本都超过 2 美元/kg，明显高于化石能源制氢的成本。

2. 氢储能长期潜力巨大

2.1. 氢能将在未来的电力体系中占据重要位置

2.1.1. 未来的电力储能场景将更为丰富

在可再生能源取代传统化石能源装机成为电力系统主体的过程中，储能的地位将更加独立。为实现 2050 年净零排放的目标，风电、光伏在发电量中的占比需接近 70%。随着传统化石能源逐渐退出历史舞台，电力系统将进行彻底的重构，储能则将作为相对独立的主体发挥更为重要的作用。

预计未来储能的应用场景将更为丰富，首先体现在时间维度上。传统的化石燃料发电具有较好的稳定性，只要保证燃料供应与设备运行正常就基本可以按计划输出电量，而风力、太阳能等可再生能源在不同长短的时间维度上均具有天然的波动性。在未来的电力系统中，新能源装机在不同时间维度上的发电波动都需要通过储能进行平滑。

在时间维度以外，储能在未来电力系统中的作用还将体现在空间维度。随着新能源逐渐替代传统的化石能源装机，能量在空间上的不均衡性将愈发明显。因此，在未来的电力体系中，更多比例的可再生能源需要通过不同的储能形式实现空间上的转移。

2.1.2. 氢能有望成为长时间、跨区域储能的长期方案

长期来看，氢能有望成为一种重要的电力储能形式。无论是在时间维度还是空间维度，未来储能在电力系统中的应用场景都将更为丰富，储能的形式也将更加多样化，我们仍然看好氢能作为一种储能形式的长期潜力。

氢储能主要适用于长时间、跨区域的储能场景。首先在储能时长上，氢储能基本没有刚性的储存容量限制，可根据需要满足数天、数月乃至更长时间的储能需求，从而平滑可再生能源季节性的波动。此外，氢能在空间上的转移也更为灵活，氢气的运输不受输配电网络的限制，可实现能量跨区域、长距离、不定向的转移。最后，氢能的应用范围也更为广泛，可根据不同领域的需求转换为电能、热能、化学能等多种能量形式。

氢储能与电化学储能的互补性强于竞争性。氢储能在能量密度、储能时长上具有较大优势，在能量转换效率、响应速度等方面则相对较差。因此氢储能与电化学储能并不是非此即彼的竞争关系，而是互为补充，共同支撑未来电力系统的平稳运行。

2.2. 氢储能成本有较大下降空间

2.2.1. 可再生能源制氢的电费成本将持续下降

新能源的发电成本仍有较大下降空间。随着技术进步与产业规模提升，未来新能源的发电成本仍有较大下降空间。2021 年 6 月，国内光伏项目的中标电价创下新低，四川甘孜州正斗一期 200MW 光伏基地的中标电价仅为 0.1476 元/kWh。

除了新能源整体发电成本的降低，未来电力市场中的峰谷价差也将持续拉大，电解水制氢将有更多可利用的低电价时段。随着新能源发电占比的上升，未来电力供给的不稳定性将持续上升，电力市场中价格的波动范围也将扩大。对于氢储能而言，季节性的电价波动将带来潜在的跨期套利空间，长期来看可再生能源制氢的经济性存在较大的提升空间。

未来，风电与光伏的弃电将成为电解水制氢重要的电力来源。在以可再生能源为主体的电力系统中，为了保证稳定的电力供应，装机的冗余程度将明显加大，因此长期来看弃风、弃光电量将不可避免地上升。未来，弃风弃光电量的消纳将成为氢储能的重要应用场景，这部分零成本甚至负成本的电量可作为电解水制氢的重要电力来源。

2.2.2. 电解水制氢设备存在较大降本空间

碱性水电解与质子交换膜水电解是当前主流的电解水制氢方式。目前碱性水电解与 PEM 的产业化程度相对较高，前者的优势在于技术成熟、成本低，但快速启动与变载能力相对较差；后者的优势在于效率高，运行灵活，与风电、光伏的适配性更佳，但当前的成本仍然较高。

电解槽是电解水制氢系统的核心部分。电解水制氢系统由电解槽及辅助系统组成，其中电解槽是电解反应发生的主要场所。从成本构成来看，电解槽在制氢系统总成本中的占比约为 40%-50%，此外电力转换系统、水循环系统以及氢气收集系统也在总成本中占据较高的比例。

通过材料与设计的优化，未来电解槽的成本与性能有较大提升空间。目前碱性水电解槽的技术已较为成熟，主要成本为隔膜与电极（镀镍不锈钢），后续主要的降本路径为开发厚度更薄、电导率更高的新型隔膜，与此同时提升电极与催化剂在碱性环境中的寿命。2050 年碱性水电解槽与 PEM 电解槽的成本有望达到 100 美元/kW 以下，较当前水平下降 60% 以上。

除了技术层面的进步，产业化程度的提升也将对电解水制氢系统成本的降低产生积极贡献。一方面，随着设备单体规模的扩大，电力转换、气体处理等模块的单位成本将被摊薄；另一方面，生产规模的扩大也将降低单台设备分摊的制造费用。参照光伏、锂电池行业的发展历程，随着规模与产业化程度的提升，电解水制氢设备的平均成本有望进入快速下降通道。

综上，电费成本的降低与设备端的降本增效将共同推动氢储能经济性的提升。2030 年全球范围内可再生能源电解水制氢的平均成本将降至 2.3 美元/千克，与 2020 年 5.4 美元/千克的水平相比下降超 50%。而在一些风力、太阳能资源较好的地区，可再生能源电解水制氢的成本将低至 1.4 美元/千克，达到与化石能源制氢成本相当的水平。

3. 氢能产业化尚需时日

3.1. 当前氢气的储运仍面临较大挑战

3.1.1. 氢气的储运成本较高

氢气的储存与运输具有较大难度。一方面，氢气是世界上密度最小的气体，体积能量密度较低，扩散系数较大；另一方面，氢气的燃点较低，爆炸极限宽，对储运过程中的安全性也有极高的要求。

氢气储运可分为气态储运、液态储运以及固态储运三种方式。其中，气态储运的成本较低、充放氢速度较快，但储氢密度与运输半径较为有限；液态储运的储氢密度较大，但设备投资与能耗成本较高；固态储运则在潜艇等特殊领域有所应用，整体仍处于小规模试验阶段。

现阶段氢气的储运成本仍然较高。当前不同形式的氢气运输成本大致为 2 美元/千克，终端的氢气加注成本则高达 5 美元/千克左右。因此，若想在终端实现较好的经济性，未来氢气储运环节的成本仍需大幅降低。

3.1.2. 氢气储运成本的降低有赖于基础设施的完善

对于氢气的短途运输而言，高压气态储运仍将是主要的手段。目前储氢瓶+长管拖车是应用最为广泛的氢气储运形式，所需的运输成本与基础设施投入相对较低，但运输规模与运输半径也较为有限。根据材料的不同，可将储氢瓶分为纯钢制金属瓶（I 型）、钢制内胆纤维缠绕瓶（II 型）、铝内胆纤维缠绕瓶（III 型）和塑料内胆纤维缠绕瓶（IV 型）4 种。从储氢密度、轻量化等角度出发，IV 型瓶与高压储运的优势更为明显，随着国内标准的逐步完善以及国产化程度的不断提升，长期来看 IV 型瓶有望在国内逐步得到应用。

除了高压气态储运，输氢管道也是氢气储运体系的重要组成部分。输氢管道可实现大规模、常态化的氢气长途运输，截至 2016 年全球已有超过 4500 公里的输氢管道，其中大部分位于美国与欧洲。

在气态形式之外，氢气的液态储运同样具有较大的发展潜力。由于氢气的临界温度约为-240℃（在此温度以上无论怎样增大压强也不能使氢气液化），液化氢气需要耗费大量的能量（15kWh/kg 以上），当前高昂的成本是氢气液态储运的主要障碍。在低温液态储运以外，液氨储氢或有机液态储氢（LOHC）也是潜在的方案，通过液氨、烯烃、炔烃或芳香烃等储氢剂和氢气产生可逆反应实现加氢和脱氢，能耗相对较低，但工艺与装置较为复杂，目前基本没有实现产业化应用。

最后，加氢站也是氢气储运体系的重要组成部分。对于氢燃料电池汽车等小而分散的终端用氢需求，加氢站是必不可少的中转环节。从加氢站的种类来看，全球范围内 70MPa 的高压气态加氢站为主流，日本、美国与德国还有部分液氢加氢站，国内目前则主要以 35MPa 加氢站为主。

当前加氢站的建设成本较高，前期铺设仍需外部推动。气态加氢站所需的平均投资为 140 万美元（日加氢能力 770kg），液态加氢站的投资成本则为 190-420 万美元（日加氢能力 1400-1620kg），其中压缩机、储氢罐、制冷设备、加氢装置是投资成本的主要构成部分。因此，未来盈利能力的提升一方来自设备成本的降低，另一方面则来自下游加氢需求的增长对设备投资、运营成本的摊薄。此外，传统石化企业亦可通过对原有加油站的改造升级实现自身的清洁能源转型。

3.2. 氢能的下游应用空间尚未充分打开

3.2.1. 氢能有望在部分传统工业领域率先得到应用

作为一种清洁高效的能源与还原剂，氢气可在部分工业领域实现对传统化石能源的替代。以钢铁行业为例，目前全球大部分的钢铁仍然来自传统的高炉工艺，即通过焦炭对铁矿石进行还原，生产过程中将产生大量的二氧化碳排放。而直接还原铁工艺（DRI）+电炉可作为高炉炼钢的替代方案，通过利用可再生能源电解水制取的“绿氢”替代焦炭，钢铁生产过程中的碳排放将大大降低。目前氢冶金已开始逐步在德国、日本、瑞典等发达地区推广，随着可再生能源制氢成本的持续降低以及全球范围内碳交易的普及，预计“绿氢”将在工业领域得到更加广泛的应用。

考虑到当前氢气的储运成本仍然较高，短期内靠近用户侧的可再生能源制氢项目有望率先迎来发展。例如，2019 年国内煤制烯烃巨头宝丰能源启动了 200MW 光伏发电及 2 万标方/小时电解水制氢储能及综合应用示范项目，在生产基地中部署光伏发电与电解水制氢系统，制取的氢气和氧气可直接就地用于煤制甲醇的生产。根据目前部分投产的情况，光伏制氢的综合成本可控制在 1.34 元/标方，公司预计未来成本有望进一步降低至 0.7 元/标方，基本与化石能源制氢的成本相当。

3.2.2. 氢燃料电池仍处于起步阶段

我们认为燃料电池是氢能最具长期发展潜力的下游应用之一。从效率的角度出发，氢燃料电池不受卡诺循环的限制，能量转换效率超过 50%，是传统内燃机的 2-3 倍。近年来全球燃料电池出货量保持快速增长，2020 年已超过 1.3GW，其中交通领域占据了最大的比例，固定式的燃料电池也开始逐渐起步。

氢燃料电池汽车仍处于起步阶段。截至 2020 年底，全球氢燃料电池汽车的保有量仅有 3 万余台，主要集中在美国、中国、日本与韩国。

考虑到氢燃料电池在产业化程度、基础设施配套等方面明显落后于锂动力电池，预计产业的成熟仍需时日，短期内全球各地区的支持政策将是主要的行业驱动因素。在国内，2019 年前燃料电池汽车始终享受较高的补贴额度，乘用车/轻型客货车/重型客货车的补贴上限分别为 20/30/50 万元，燃料电池汽车产销量在补贴激励下保持快速增长。“十三五”期间，国内燃料电池汽车的销量仅为 7345 辆，而根据 2020 年底中国汽车工程学会发布的《节能与新能源汽车技术路线图 2.0》，2035 年国内燃料电池汽车的保有量目标高达 100 万辆，为达成这个目标，政策仍需保持较大的支持力度。

我们预计氢燃料电池将率先在商用车领域进行渗透。相较于锂电池，氢燃料电池在续航里程、加注时间、低温适应性上具有一定优势，更适用于长距离、大功率的商用车场景。目前，氢燃料电池客车/物流车的经济性明显落后于纯电动汽车，随着氢燃料电池技术的进步以及氢气制取、储运成本的下降，长期来看氢燃料商用车生命周期内的全持有成本（TCO）有望下降到与纯电动汽车相当甚至更优的水平。

4. 氢能产业链有望步入长期发展轨道

4.1. 各类企业加速布局氢能产业链

氢能产业链可大致分为制氢、储运以及应用三个环节，潜在市场空间巨大。目前，氢气的来源与应用都集中在传统的炼化、工业领域，真正具备长期发展前景的“绿氢”仍处于起步阶段。若想真正发挥氢气作为一种清洁能源的优势，制氢、储运以及下游应用环节均需要大量的基础设施投入。因此，氢能产业链的启动将为大量设备、零部件、运营企业带来长期的发展空间。

近年来各类企业在氢能产业链上的布局均开始加速。目前，氢能产业链的参与者既包括林德（Linde）、法国液化空气（Air Liquide）、美国空气产品（Air Products）、中石化、神华等传统的工业气体、石化、煤化企业，也包括丰田、现代、潍柴动力、 Nikola 等车企，此外还有 Nel、Plug Power、Ballard、亿华通等专注于氢能领域的设备厂商。

4.2. 海外企业在氢能领域起步较早

整体上看，海外企业在氢能领域的布局相对较早。目前，林德、法液空等海外气体巨头已在氢能产业链上形成了较为全面的布局，涵盖制氢、储运、应用等各个环节。以法液空为例，公司涉足氢能领域的历史超过 60 年，目前已实现超过 20 亿欧元的氢气业务收入，氢气年产量达到 120 万吨，在全球拥有 53 处制氢设施、1850 千米输氢管网以及 120 个已建成或规划中的加氢站。近年来，公司在氢能领域的转型明显加快，计划在 2030 年前投资 3GW 的电解水制氢装机，2035 年前氢能业务收入超过 60 亿欧元，期间相关的资本开支近 80 亿欧元。我们预计国内大型石化、煤化集团在氢能领域的布局也将逐渐深入，例如中石化2021 年 3 月宣布将建设 1000 座加氢站或油氢混合站，力争成为中国第一大氢能公司。

在电解水制氢设备环节，海外厂商同样具有一定的领先优势。目前，Nel（挪威）、 Hydrogenics（加拿大，2019 年被康明斯与法液空联合收购）等海外设备厂商已有数十年乃至近百年的发展历程，无论是在碱性水电解槽还是 PEM 水电解槽上均有深厚的技术积累。国内厂商的起步则相对较晚，目前已在碱性水电解制氢设备上实现了较好的国产化，但在 PEM 电解槽上距海外领先水平仍有一定差距。

最后，在氢气的下游应用上海外企业的起步也相对较早。在乘用车领域，目前丰田与现代合计占据了全球氢燃料电池汽车保有量中超过 3/4 的份额，其中丰田于 2014 年推出了世界上首批量产的氢燃料电池汽车 Mirai，并在 2020 年底正式发布了升级后的第二代 Mirai。现代则在 1998 年就设立了燃料电池研发小组，其首款氢燃料电池乘用车NEXO自2018年推出以来亦取得了不错的成绩。在商用车领域，Plug Power 自 1997 年成立以来就专注于燃料电池领域，主要聚焦于用户侧的物料搬运场景，目前已部署超过 3 万台燃料电池叉车，康明斯、巴拉德等厂商亦开始在重卡领域推出相应的氢燃料电池发动机解决方案。

近年来，氢能领域中海内外企业在资本、技术等层面的合作明显增加。一方面，中国是当前全球氢气消耗量、风电光伏装机量与汽车保有量最大的国家，在氢气的制取、应用环节都有巨大的潜在市场空间，与此同时海外厂商则在部分关键设备与材料上具有一定的领先优势。因此，通过海内外企业的深度合作可实现技术与市场的结合，从而更好地推动氢能的规模化、产业化发展。

4.3. 光伏制氢前景可期，头部公司前瞻布局

光伏企业有望成为氢能产业链的重要参与者。光伏与氢能的结合具备广阔的发展前景，一方面在部分地区光伏已成为成本最低的发电方式，光伏制氢的成本优势将逐渐显现，另一方面氢能可弥补光伏天然的季节性与波动性，更好地促进消纳。此外，相较于其他形式的可再生能源，光伏的应用场景更为灵活。考虑到未来适合集中电站建设的土地资源将日益紧张，预计靠近用户侧的分布式场景将成为光伏装机中的重要组成部分。当前氢气的储运环节仍然存在一定的瓶颈，因此对于化工企业、加氢站等终端氢气用户而言，就地制取、就地使用的光伏制氢模式或将成为短期内更为可行的方案。

目前已有部分光伏企业开始对氢能领域进行前瞻性布局。例如，隆基股份2021 年 3 月携手朱雀投资成立隆基氢能，并于 7 月将部分股权转让至员工持股平台。阳光电源则于 2019 年成立氢能事业部，目前已发布国内最大功率的 250kW PEM 电解槽。此外，晶科科技、阿特斯、华为数字能源等光伏行业头部公司亦通过战略合作协议等方式在氢能领域有所布局。

5. 风险提示

（1）可再生能源装机不及预期

（2）制氢设备成本降低幅度不及预期

（3）政策对氢能发展的支持力度低于预期

（4）输氢管网、加氢站等基础设施建设进度滞后

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