（报告出品方/作者：中信证券，祖国鹏、王喆）

H1：政策继续叠加，产业政策力度未减

顶层设计落地，氢能发展路线更为清晰

国家发改委年3月23日发布《氢能产业发展中长期规划（-）》（下文简称《规划》），明确了氢能产业未来的定位，也明确了政策鼓励的应用场景和领域，勾勒出氢能中长期发展蓝图，有助于强化投资者对氢能产业发展信心，提振产业参与者的长期预期。总体而言，行业中长期规划对投资而言，主要有三大核心要点，包括氢能定位、未来发展目标以及应用方向。

《规划》将氢能的定位做了系统性的提升，明确了三大定位：

氢能是未来国家能源体系的重要组成部分。充分发挥氢能作为可再生能源规模化高效利用的重要载体作用及其大规模、长周期储能优势，促进异质能源跨地域和跨季节优化配置，推动氢能、电能和热能系统融合，促进形成多元互补融合的现代能源供应体系。这些提法中，相对于之前将“氢气”作为工业危化品进行管理，氢能地位有了明显提升。

氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体。以绿色低碳为方针，加强氢能的绿色供应，营造形式多样的氢能消费生态，提升我国能源安全水平。发挥氢能对碳达峰、碳中和目标的支撑作用，深挖跨界应用潜力，因地制宜引导多元应用，推动交通、工业等用能终端的能源消费转型和高耗能、高排放行业绿色发展，减少温室气体排放。

氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。以科技自立自强为引领，紧扣全球新一轮科技革命和产业变革发展趋势，加强氢能产业创新体系建设，加快突破氢能核心技术和关键材料瓶颈，加速产业升级壮大，实现产业链良性循环和创新发展。践行创新驱动，促进氢能技术装备取得突破，加快培育新产品、新业态、新模式，构建绿色低碳产业体系，打造产业转型升级的新增长点，为经济高质量发展注入新动能。

《规划》在“稳步推进氢能多元化示范应用”方面提出了四大应用方向，这四大方向大概率也将成为氢能行业中成长较快的子领域，分别对应：1）氢能车领域“有序推进”，主要以推广氢能商用车型为主，在车辆领域，特别强调了“氢能将是锂电的补充”。2）储能领域“发挥氢能调节周期长、储能容量大的优势”，打造“风光氢储”一体化，“探索氢能跨能源网络协同优化潜力”，未来氢能更多扮演的是能源灵活转换载体的角色。3）推广氢能在分布式能源领域的应用，在可再生能源基地，探索以燃料电池为基础的发电调峰技术研发与示范。4）“探索氢能在工业生产中作为高品质热源的应用，扩大工业领域氢能替代化石能源应用规模”，未来氢能将在工业减碳中发挥关键作用，是“碳中和”不可缺少的一环。在中央层面的政策规划落地后，预计地方政府的产业政策和鼓励方向也将向中央政策靠拢，产业参与者的预期也更为明确，有助于氢能产业的加速发展。

燃料电池示范应用城市群有望不断扩容

目前，氢能产业相关补贴主要通过燃料电池示范应用政策发挥作用，补贴的主体主要以氢能车为主，也包含了相关零部件及氢能供应端。年8月底，第一批燃料电池示范应用城市群落地，对应了广东、上海、北京三个区域，这三个城市群是前期产业链相对完整、产业初步具备规模的区域，尽管有些城市群也出现了跨地理区域的联合，但第一批主要城市区域还是集中在东部省份。今年年初，城市群又进一步扩容，新增了以河北张家口和郑州为中心的两大城市群，相关政策惠及的区域及企业进一步扩大，为氢能行业发展带来增量政策支持。我们预计随着氢能产业的快速发展，未来更多的区域将具备燃料电池示范应用的条件和基础，比如中部的湖北以及西南区域的四川、重庆都有可能出现新的示范城市群，从而将有效带动产业链规模扩张。

在中央政府层面的示范应用政策启动之后，示范应用城市也陆续跟进了补贴细则。11月3日，上海市发改委等部门联合发布了《关于支持本市燃料电池汽车产业发展若干政策》，政策明确了至年上海氢能补贴政策及标准。广东省发改委在11月下旬也出台了《广东省加快建设燃料电池汽车示范城市群行动计划（～年）》，对于整车、关键零部件材料以及加氢站均确认了地方与中央1：1的补贴配比金额。此外，部分非示范应用名单的城市，如宁波，提出按照不超过中央财政燃料电池汽车示范应用奖励标准（不含关键零部件额外奖励）的2倍进行补贴，其中年、年参照国家第一年奖励标准。除了车辆的补贴外，各个地方对加氢站和相应关键零部件也都有配套补贴跟进。地方政府补贴的跟进有助于进一步减轻产业链的成本负担，加速氢能车的推广和应用。

未来1～2年氢能各维度产业政策仍有望不断叠加

《氢能产业中长期发展规划》落地并不意味政策到此为止。除了氢能行业自身和燃料电池示范应用相关政策之外，其它领域的产业政策对氢能的重视程度也在提升。预计未来政策将沿着多个维度展开，为产业送来政策“东风”。首先，从中央政策角度，能源领域的相关规划预计也会逐步将氢能纳入政策框架。如年4月发布的《“十四五”可再生能源发展规划》，将规模化可再生能源制氢、氢储能列入发展方向。第二，预计示范应用城市群范围还将有所扩大。除了今年初新增的张家口、郑州两大城市群外，预计氢能初创企业分布较多的成渝等西南区域以及武汉等华中区域，也有望加入新的示范城市群。第三，预计地方新增政策也会不断叠加。年在示范应用城市群之外的地方政府，也积极推进了鼓励政策，比如宁波市的氢能产业规划，也比照燃料电池示范应用城市的补贴标准对产业链相关企业进行补贴。年，在各省出台的能源、交通领域“十四五”规划中，也可以看到对氢能产业链发展的政策目标。除此之外，上海等燃料电池示范应用主要城市，也推出了地方层面的氢能产业中长期发展规划。

因此，未来1～2年依然会处于氢能政策发布的高峰期，中央政策在氢能技术攻关方面还会加大力度，也会有相应的研发和成果转化配套支持政策，这些都有助于氢能市场的开发。地方政府在减碳和新能源基建政策的推动下，也有动力对氢能产业进行扶持和补贴。政策效果还将不断叠加，有助于产业吸引资本加入，助推产业发展提速。

H1燃料电池车产销高速增长，但单月之间波动明显

燃料电池车同比增速加快，但4～5月份受多重因素压制

近三年，燃料电池车销量一直处于波动期，主要受补贴政策出台的节奏影响。在年8月底燃料电池示范应用政策落地之后，产业链对补贴政策和方向都更为明确，订单也开始活跃。年开始燃料电池汽车产销量同比已出现大幅增长，按照中汽协数据统计，前5月燃料电池汽车产销分别完成0.12万辆和0.09万辆，同比分别增长5.8倍和3.5倍，其中5月单月产销量分别为/辆，同比分别增长5.4/10.4倍，同比增长势头强劲。但从单月节奏看，3月份是近两年的单月新高，4～5月份数据较前3月单月有明显下滑。

在车型结构方面，绝大部分燃料电池车型为商用车，而乘用车前5月累计产量仅有20辆，主要是乘用车成本高及使用场景的限制。在商用车中，货车的占比有明显提升，从去年全年5.8%的占比提升至29.3%，专用车的占比升至52.51%，较去年全年占比提升15pcts。在货车的销量结构中，重卡及微型货车销量明显增加，重卡的增加，一方面得益于补贴政策对于大载重商用车的倾斜，另外一方面是地方政府及国企的采购增加；而微型货车的销量增加预计主要是车辆适用场景较为丰富，便于推广。专用车的数量占比过半，主要是对应叉车、环卫车等专用特定车型。

从电池装车量看，根据中国汽车动力电池产业创新联盟数据统计，今年前5月乘用车、客车、专用车燃料电池累计装车量分别为0.7/22.4/33兆瓦，同比分别有%/6.2%/9.7%的增幅。前5月客车与专用车的平均单车装车电量分别为/89KW，客车单车电堆功率较去年平均水平有明显提升（+17%），专用车平均装车功率有所下降，预计与小型车辆占比提升有关。

五大示范应用城市群，广东区域车辆推广显著领先

目前，已通过国家批复的五大燃料电池汽车示范城市群有：京津冀城市群、上海城市群、广东城市群、河北城市群、河南城市群。从各示范城市群分类型车辆累计接入量来看，广东城市群和上海城市群氢燃料电池专用车累计接入量高于客车；京津冀城市群、河北城市群、河南城市群以氢燃料电池客车推广占主导。根据新能源汽车国家大数据联盟统计，截至年4月底，各示范城市群氢燃料电池汽车累计行驶里程共计.10万公里，其中广东城市群氢燃料电池汽车累计行驶里程最高，达到.03万公里；其次是上海城市群，累计行驶里程分别为.85万公里。

根据新能源汽车国家大数据联盟统计，从行驶时长看，燃料电池示范群累计行驶时长约为.59万小时，其中广东城市群行驶市场.25万小时，时长最高；河南、河北、上海城市群分别为.68/84.15/81.67万小时。从月度车辆上线口径统计，1-4月份，广东城市群月度上线车辆数均在辆以上；京津冀城市群居其次，月度上线车辆数分别在辆以上；上海城市群上线车辆数呈月度下降趋势。以上线率计算，京津冀城市群、河南城市群氢燃料电池客车上线率较为稳定，月度间波动小；由于2～3月份冬奥会期间，河北城市群氢燃料电池客车几乎全数运行，冬奥会结束后，上线率略有下降，但依然维持在80%以上。而上海地区，受疫情影响，3～4月份上线率大幅缩水，4月车辆月度上线率4.79%。

从样本数据日均行驶里程看，大部分区域燃料电池车日均行驶里程都超过了纯电动车，判断主要是氢燃料电池车以商用车为主，单车单日行驶距离长；从车辆日均行驶时长看，两类车型差距并不大。总体而言，无论是车辆推广数以及运行里程数，广东城市群在各大城市群中都是遥遥领先，主要是基于广东区域较早的产业布局和主要城市较强的财政支持力度。

从长周期数据看，目前氢能燃料电池车单月销量还在～辆的量级，如果跟锂电车比较，这一量级的销量差不多对标～年的锂电车单月销量。如果简单做类比，从氢能在交通领域的应用看，燃料电池车的发展相当于10年前的锂电，还处在产业化的初级阶段。但是与前一个十年不同，国内制造业的装备技术水平以及材料产业技术积累都在加速，也为燃料电池车的加速发展提供了坚实的基础，我们也乐观判断，年前后，氢能车就可以完成产业化，实现全行业的盈利。

下半年交通领域应用：车辆上量期待提速，船舶、航空应用期待从“0”到“1”

重卡或继续作为商用车推广重点

IEA（国际能源署）的数据表明，全球交通行业的二氧化碳排放量逐年增加，是全球第二大排放部门，占总排放的25%；细分结构，公路运输占行业碳排量比重最大（75%）。中国正走在碳中和的道路上，公路运输行业也继续大力减排。交通领域减碳最根本的方式，是对中重型车辆进行燃料替代，升级为清洁排放的电动类型车辆。从车辆运行原理而言，氢燃料电池车和锂电池车都是电力驱动，电机和电控系统类似，区别就在于电力来源上。氢燃料电池可以看作小型“发电机”，而锂电池则更类似于“储电”的装置。

氢电和锂电相比，在一些应用场景有明显的优势：

充能时间角度，纯电动重卡的充能时间普遍在1.5小时左右，而氢燃料重卡的充能时间普遍只需要10～15分钟，具有明显优势。虽然电动汽车目前也在推广换电，可以节省充能时间，但续航里程短和频繁的换电次数，也会明显影响重卡运营效率和使用经济性，因此从清洁电动车型看，氢燃料重卡更适合长距离运输。

工作环境角度，锂电池的最佳工作温度一般在20℃以上，一般放电工作温度在-20～60℃。对重卡常用的磷酸铁锂电池，在0℃时，放电效率只有85%，在-20℃时放电效率只有将近一半。虽然针对锂离子动力电池低温性能也有改进措施，但会对其它一些技术指标，比如循环性和能量密度等带来较大的负面影响，并且增加电芯成本。氢燃料电池虽然有“冷启动”的问题，但国内已普遍实现-30℃低温启动，在低温环境下并不会出现明显的电量衰减，可满足北方冬季绝大多数的应用场景。

续航里程角度，目前国内重卡普遍配置10个储氢罐，单罐储氢重量在3.5～4kg氢气，至少可以驱动31吨载重的重卡运行约公里，而锂电重卡充电一次，续航里程仅在～公里。

我们按照燃油、氢电、锂电三种不同能源类型的车辆，分别测算了客车、重卡、乘用车三类用途车辆的成本，考虑的成本主要包括：车辆购置成本按照汽车使用年限计算的“折旧”成本、年度燃料使用成本、年度维修保养成本、年度保险费用、年度过路及停车等费用。在目前的技术路线下，无论是客车、重卡还是乘用车，锂电都有绝对的成本优势，我们测算锂电类型的客车/重卡/乘用车年度成本分别为20/35/3万元，而氢电类型的客车/重卡/乘用车成本分别为42/67/7万元，氢电的成本基本比锂电成本高1倍以上。因此从经济性而言，锂电是目前最有竞争优势的。

按照中汽协统计数据，年1～5月新能源重卡累计销售辆，同比增长%；但氢能重卡的销量只有辆，数量差距明显，主要还是由于经济性的短板。从可获得的分类数据看，一季度燃料电池车型和混合动力合计仅销售辆，经济性依然是影响氢能汽车推广的主要方式。考虑到氢燃料电池在续航里程方面的优势，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重卡。从消费端考虑，氢能重卡的全生命周期成本（TCO）与竞品的平衡点是氢能重卡市场渗透率提升的关键。中国电动汽车百人会发布的《中国氢能产业发展报告》预测，氢能重卡每公里TCO成本在年将降至5.6元/km,在年可降至4元/km左右的水平，基本与锂电车平价，年可降至3元/km，开始出现成本优势。

如果将氢能重卡与燃油重卡成本比较，从初始购车费用和日常维护成本的角度，两者差异不大，主要的差别在于燃料成本。我们按照行业平均的燃料消耗水平，燃油重卡每百公里耗油35L，氢燃料重卡每百公里消耗氢气约12kg，按照7元/L和35元/kg的单位燃料成本测算，百公里燃料成本分别为/元。因此，以目前的成本体系和水平，若要在运行过程中实现平价，则需氢气的价格降至20元/kg。氢能重卡的推广在年已经起步，鄂尔多斯等地方政府以及高耗能行业的部分国企，已加入到氢能重卡的采购和试用中。年以来，氢能重卡的示范应用和推广也在深入推进：年1月，浙江嘉兴港区49吨燃料电池重卡在港口、码头运输领域的商业化应用项目成功申报了“嘉兴市燃料电池汽车示范应用项目”；上汽红岩鄂尔多斯基地天隆工厂投产暨首批车辆下线隆重举行，标志着全球首个万辆级氢能重卡产业链项目落地取得阶段性成果。湖北武汉、浙江嘉兴等地首台氢能重卡在5月份陆续投入运行。长城汽车“长征牌”重卡停产传统燃油车型，氢能重卡在6月份正式问世。

展望年下半年，氢能重卡上量的推动因素或继续发挥积极作用：第一，在新的补贴框架下，重载商用车可获得最高金额的补贴，为企业增加重卡产量提供充分的激励；第二，产业链降本叠加性能的提升，有助于车辆的推广；第三，地方政府和国企基于减碳的目标，对氢能重卡的采购意愿还会持续升温。我们预计年氢能车的销量或超过6辆，其中客车及货车销量分别为、辆左右，货（卡）车增量开始超过客车，其中主要的增量来自于重卡，物流车由于种类多、应用场景丰富，依然是销量最多的车型，预计销量在3辆。

我们以前文的乐观预期计算，假设年FCEV销量为～00辆，预计燃料电池出货量对应0.9GW，关键材料中，国产质子交换膜用量为2.8万平米；假设～年FCEV销量分别为1.2/2.5/3.9万辆，预测对应燃料电池出货量为2.8/5.8/10GW，对应质子交换膜的用量分别为15/33/50万平米。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，我们预计年全国燃料电池车保有量有望达到9万辆左右，其中预计乘用车、客车、重卡、物流车保有量将分别达到0、10、00、00辆左右，年燃料电池车数量可以超过万辆。相应的燃料电池需求预计将从目前的0.3GW左右上升至年的～GW。（报告来源：未来智库）

氢能船舶国内商业化正在起步

在交通领域，“双碳”目标也在推动航运业的绿色转型，这就为发展氢能船舶产业带来了市场机遇。海运业是温室气体主要排放源之一。海运业每年的二氧化碳排放量达到3亿吨左右，大约占全球温室气体排放的3%，推广绿色船舶则有望减少这一行业的碳排放。近年来，研究清洁、高效、可持续发展的新能源动力推进技术已经成为绿色船舶的重要发展方向，而将零排放的氢燃料电池技术应用于船舶，则被普遍视为一种有效的解决方案。以目前氢能燃料电池的技术而言，固定线路轮渡、近海船只、进出峡湾的游轮等可考虑采用氢电船舶来代替。

从中央到地方，氢能船舶的政策、规划也在陆续推进。今年3月，我国海事局印发了《氢燃料电池动力船舶技术与检验暂行规则（）》（简称《规则》），从检验与发证、船舶布置、轮机、电气装置、控制检测和安全系统、消防、氢燃料加注、氢燃料加注等方面做出了具体的要求。同时，各地方在氢能相关发展规划中，也频繁出现了对氢能船舶的政策表述。

国内氢能船舶的推进也在起步，在年年初，武汉众宇动力获得中国船级社颁发的首张船用燃料电池产品型式认可证书；年5月17日，国内首艘入级中国船级社的kw氢燃料电池动力工作船“三峡氢舟1号”在江龙船艇中山科技园举行隆重的开工仪式；年6月，国电投氢能的FCPS-S船用氢燃料电池也通过中国船级社的认证。海外市场上，美国燃料电池企业BloomEnergy也规划进入船舶领域，BloomEnergy计划与法国大西洋船厂（Chantiersdel’Atlantique）、地中海邮轮三方今年在“MSCWorldEuropa”号邮轮上调试一套固体氧化物燃料电池(SOFC)辅助动力系统。对于氢能产业链而言，氢能船舶市场有较大的开发潜力。一方面，氢能船舶的运行环境多数都是开放式的环境，安全性友好，适合大规模的推广；另一方面，氢能船舶的燃料电池功率相对较大且需求多样化，国内目前船舶上应用的电池功率从～kw不等，海外等电池系统厂商甚至推出了兆瓦级（3兆瓦，约0马力）等超大功率的燃料电池系统，也意味着未来船舶领域对燃料电池有更大的需求空间。

目前国内并没有运输用的大型商用氢能船舶，按照目前可获得的总量数据，交通部年统计，我国内河运输船舶、沿海运输船舶的功率分别为/万千瓦，按照～年6%的CAGR外推，我们预计年/年两大类运输船舶的功率有望分别达到/GW。假设氢能船舶渗透率为1.5%，～年氢能船舶对燃料电池的需求有望突破1GW，假设年氢能船舶渗透率提升至30%，年氢能船舶对燃料电池的需求有望突破GW，也是不容忽视的大市场之一。

无人机成为交通领域应用的新市场

随着氢能技术的升级和应用的不断迭代，氢能在无人机领域的应用也逐渐展开。年12月，深圳市发展和改革委员会制定并印发《深圳市氢能产业发展规划-年》，提出至年，深圳市氢能无人机示范应用不少于架。年3月23日，国家发展改革委发布的《氢能产业发展中长期规划（-年）》中也提到，要积极探索燃料电池在航空器领域的应用，推动大型氢能航空器研发。目前，氢能无人机已在包括北京冬奥会、国家电网线路巡检、中海油海上油气设施巡检等多领域示范应用，市场反响好。而且相对于锂电池，氢燃料电池无人机能量密度与热值高，续航能力可超过5小时，能耐受严寒和高温等恶劣环境。同时因为在低空飞行，氢气如果有泄漏扩散更快，安全性更高。

年深圳科比特航空在国内率先发布了Hydrone-1型氢动力无人机，实现4.5小时的续航，消耗氢气约3.5立方米。年ZeroAvia制造了全球首架商业规模的氢动力飞机并成功起飞，德国清洁航空公司H2Fly和DeutscheAircraft正在联合开发一种可搭载40人的氢燃料电池飞机，并计划在年首次试飞示范。氢燃料电池无人机产业凭借其高能量密度、长续航、高环境适应性等优势，预计未来将在无人机市场，特别是工业级无人机市场占据一定的市场地位。按照民航局统计数据，截至年底，全行业无人机拥有者注册用户达78.1万个，全行业注册无人机共83.2万架，同比增长64%。如果未来按照每年10%的注册增速递增，预计年无人机注册数量将超过万架，假设其中氢能工业用无人机对应的市场渗透率为0.5%，预计将有0架燃料电池无人机需求，按照单机搭载2kw的燃料电池推算，预计燃料电池需求量约有12MW。若未来渗透率提升至10%，无人机每年按照10%的增速增长，预计年前后无人机对燃料电池的需求量可以突破1GW。

总结而言，展望年下半年，预计氢能车将延续上半年的高增长趋势；如果单月出现辆左右的产销量数据（即对应年化接近1万辆的水平），预计将有效催化市场情绪，带动板块上涨。此外，船舶和无人机等交通领域的新应用也有望开始上量，进入商业化早期阶段。

可再生能源制氢加速，呼应“双碳”需求

电解槽技术路线分析：碱性电解槽是目前主流，PEM电解槽降本是关键

在国家发改委发布的《氢能中长期发展规划》中，提出至年可再生能源制氢量达到10～20万吨/年的目标，将“绿氢”作为新增氢能消费的重要组成部分，实现CO2减排～万吨/年。我们认为，年对“绿氢”的规划略超预期，因为之前市场普遍认为绿氢成本实现平价是在年前后，进入“碳中和”阶段“绿氢”才会大规模上量。但随着政策目标的明确，预计可再生能源制氢的推进也将提速。

工业化水电解技术早在上世纪20年代就开始了在生产应用中的探索，主要动因是炼化生产的需求。70年代开始，石油危机的冲击以及环保意识的出现，导致对能源使用理念开始产生变化，加之太空航天的发展，对氢能的开发和利用逐步获得重视，开始推动电解水技术的发展。目前，可实际应用的电解水制氢技术主要有碱性液体水电解与质子交换膜电解槽两类。碱性液体水电解技术是以KOH、NaOH水溶液为电解质，在直流电的作用下，将水电解生成氢气和氧气。但生成的氢气需要经过脱碱雾处理方可达标，这一技术是最早成熟的电解水制氢技术，在20世纪中期就实现了工业化。设备方面，碱性电解槽以含液态电解质和多孔隔板为结构特征，隔膜为则多采用石棉绒制隔膜。提升碱性液体水电解技术效率的方式主要包括增加电流密度、降低膈膜厚度、提升催化剂的比表面积以及改进使用传输层(PTLs)。目前一些制造商已经成功生产了更高电流密度的碱性电解槽。另外，提升催化剂的比表面积可以加快氢气和氧气的析出反应速率。

由于启动或关闭速度慢，碱性液体电解槽很难与波动较大的可再生能源发电相匹配。风力发电和光伏发电出力存在季节性偏差，发电的间歇性和不确定性较大，风电发电量主要集中在春冬两季（约占60%），光伏发电量主要集中在夏秋两季（约占60%）；大小风年的风电利用小时数相差超过20%，光伏利用小时数相差约10%。据国家电网预测，年全国范围内风电及光伏发电日内最大功率波动将超过16亿干瓦，约占日峰荷的60%~75%；15分钟最大功率波动可达峰荷的10%左右，1小时可达25%左右。为了匹配可再生能源发电的波动性，聚合物电解质（SPE）水电解技术取得快速发展。首先应用的是质子交换膜（PEM）电解技术，PEM电解槽的负载范围为5%-%，冷启动时间小于20分钟，因此相较于碱性电解槽可以更好的匹配可再生能源。通过质子交换膜传导质子并且隔绝电极两侧气体，较好的克服碱性液体电解槽的缺陷。同时，PEM水电解池的结构也有助于降低欧姆电阻，提高电流密度，效率和安全性明显高于碱性液体电解槽。

凭借转化效率相较低温电解水制氢技术更高且耗电量更低的优点，固体氧化物水电解技术（SOEC）也有望成为未来技术的发展方向，特别是在大型化、成规模的应用场景中，目前一些示范项目的规模已经达到1MW。固体氧化物水电解技术（SOEC）采用固体氧化物作为电解质材料，可在~0℃高温下工作，良好的动力学表现使得电解槽可以使用相对便宜的镍电极，而且对电力需求也会减少，因为分离部分的能量可以通过热能提供。SOEC电解槽制氢能耗约为35-50kWh/KgH2,较碱性电解槽和PEM电解槽降低约30%，转化效率（LHV）提升约20%-30%。此外SOEC的另一优势是可逆性，即将可逆燃料电池SOFC用于可再生能源的存储，形成电-氢气-电的制氢、储氢和发电的系统。目前困扰SOEC发展的重要因素是耐久性不佳，主要由于电解过程中的热化学循环导致材料降解速度加快从而降低系统使用寿命。目前固体氧化物水电解技术（SOEC）仍未实现商用，提升固体氧化物的性能、耐久性和降低操作温度是未来的研发重点。

此外，阴离子交换膜电解技术（AEM）也具有发展潜力。提升AEM技术性能的方式包括提升膜的导电性能或添加支持性电解质（如KOH或NaHCO3），然而这样的调整可能会导致耐久性下降。因此后续研究工作的主要目标是寻找具有理想性能的AEM膜（高机械、热和化学稳定性、离子传导性以及对电子和气体的低渗透性）。AEM技术拥有成本低，效率高等优势，如果可以通过技术进步克服膜导电率低等缺点，预计将会有很好的应用前景。（报告来源：未来智库）

“绿氢”降本路径明确，经济性可期

现行技术条件下电解水制氢成本较高，其中主要包括电费成本，设备折旧成本、人工费用等。随着技术的进步以及自动化生产，设备成本会逐渐下降；提升设备使用时长从而提升氢气产量的方式也可以摊薄设备的折旧成本和其他固定费用。此外，占比电解水成本较高的电价也会随着光伏、风电等可再生能源的发展持续下降。

目前全球成熟的电解水制氢技术，主要是碱性电解和PEM电解两种方式。两者的成本构成也有明显的区别，PEM电解水制氢的绝对成本高，主要是双极板、膜材料以及铂、铱等贵金属催化剂材料，成本明显高于碱性电解槽。

参考目前正在建设的中国石化新疆库车绿氢示范项目规划预算数据，制取1Nm3氢气所需脱盐水的成本约为0.元，用于脱氧和脱氢系统的金属钯催化剂的成本约为1元/1Nm3氢气。催化剂理论上不参与反应过程，但在实际中会失活并且产生消耗，因此需要定期更换回收，由于回收价格不定，该部分暂不计入计算。此外，根据国际再生能源组织计算，电解水的最小消耗大约是每千克氢消耗9千克水，水的成本占比制氢总成本的2%，为方便计算，本次计算忽略水价。假设成本计算公式为：制氢成本=电价×单位电耗+(每年设备折旧+每年运维)/每年制氢总量，此外假设（1）碱性电解槽价格0元/kw;（2）设备折旧期10年，设备每年折旧10%；（3）工业用电价格0.5元/kWh，每立方氢气耗电4.5kWh;（4）设备每年工作0小时，每年制氢万Nm3;（5）人工成本和维护成本每年40万元。经计算可得在现在的技术条件下制氢成本为36.14元/kg。

增加电解槽的运营时间，也可以摊薄单位制氢成本。电解槽运营时间主要受限于可再生能源的发电情况，根据国家能源局发布的年可再生能源并网运行情况显示，年，全国风电发电量亿千瓦时，同比增长40.5%；利用小时数小时。未来随着风电机组大型化以及海上风电技术的发展，江苏、广东、福建部分地区年均利用小时数可达到0小时左右。在光伏发电方面，年，全国平均利用小时数小时，同比增加3小时。目前为了应对可再生能源发电的间歇期，制氢厂商通常外购用电以提升电解槽的利用率。以中石化库车绿氢项目为例，在光伏发电时段，电解槽及其他用电设备采用光伏所发电电源；光伏不发电时段，外购部分绿电供部分电解槽连续运行，其他用电负荷同样采用外购绿电。年全国弃光电量67.8亿千瓦时，利用光伏发电制氢可以有效地消纳这些电量，目前光伏发电制氢在西北地区等资源一类区域已具备经济可行性，随着光伏发电成本的持续下降，光伏发电制氢竞争力将进一步增强。

假设年碱性电解槽成本至0元/kw，电解槽每年工作时间0小时，度电成本在0.3元的条件下，制氢成本为20.51元/kg，基本可以与化石能源制氢实现平价；若度电成本维持在0.4元/kwh，则对应的制氢成本为26.97元/kg。假设电解槽价格下降至0元/kw，电价降至0.13元/kWh，制氢成本为9.1元/kg，如果利用小时数可以升至0，对应的制氢成本可降至8.26元/kg。

目前导致PEM电解槽成本较高的核心因素之一是使用贵金属催化剂，PEM电解槽阳极由于受到高氧化电位的影响，很少有材料可以在此环境下长期使用，因此需要使用铱作为催化剂，而传输层（PTL）也需要大量的包裹着铂金属的钛基材料，金属铱和铂是两种十分昂贵的贵金属材料，这导致PEM电解槽的材料成本大幅高于碱性电解槽。PEM电解槽中铂的使用量为1g/kW，目前每年铂金属的产量约为吨，假设所有铂金属都用于生产电解槽，这将支持每年部署GW电解槽。考虑到设备至少10年的使用寿命以及从设备中回收铂金，这将在未来支持0GW的电解槽生产能力。PEM电解槽中铱的使用量为1-2.5g/kW,每年全球铱金属的产量为7-7.5吨，这只能支持在未来十年部署30-75GW的电解槽。此外生产铂和铱金属的过程中也会产生大量的二氧化碳。因此综合来看降低电解槽中贵金属催化剂的使用量是十分必要的。

按照国际可再生能源署预测，未来通过技术改进等方式，PEM电解槽中的铱含量将降低96%，铂含量将降低97.5%。

此外，质子交换膜占比成本也较高，因此改进交换膜也是降低设备成本的重要方式。质子交换膜已经应用于氯碱工业数十年，目前在业内已有成熟的供应商如美国戈尔、3M等，因此随着PEM电解槽市场规模的扩大，大规模生产质子交换膜后可以产生相当的经济效益，从而降低成本。最近，世界领先的工程陶瓷制造商CoorsTek宣布已经成功将质子陶瓷膜应用于电解水制氢，质子陶瓷膜的工作原理首先是分解含氢分子，如水或甲烷，然后进一步将氢原子分解成质子和电子，质子通过固体陶瓷膜传输，而电子通过连接电源的金属导体分别传输。当质子和电子在陶瓷膜的另一边重新组合时，纯氢就会以压缩气体的形式产生。近期Nature也报道了质子陶瓷膜技术取得的最新突破，通过酸处理，电极更好地与固态电解质整合并且发挥其本征性能，未来质子陶瓷燃料/电解电池(PCFCs/PCECs)将有望在中温(-°C)条件下实现高效和零排放的化学能和电能之间的可逆转换。技术进步将会使得质子交换膜成本下降甚至取得革命性突破，以此降低PEM电解槽设备成本。

目前进口PEM电解槽的价格约为碱性电解槽的3～4倍。为计算PEM电解水制氢成本，假设（1）0Nm3/hPEM电解槽价格0万元，即00元/kw；（2）设备折旧期10年，设备每年折旧10%；（3）工业用电价格0.5元/kWh，每立方氢气耗电4.5kWh;（4）每年工作0小时，每年制氢万Nm3;（5）人工成本和维护成本每年40万元。经过计算可得目前PEM电解水制氢的成本为55.62元/kg。未来随着技术进步和工业化生产等因素，电解槽价格也会有大幅降低。根据国际可再生能源组织的预测，考虑到制造规模、学习率、技术改进等因素，到年，如果部署GW的容量，电解槽设备成本可降低40%；从长远来看，到年如果部署GW的电解槽，设备成本可降低70%以上。按照我们前文的测算，假设到年新能源发电成本降至0.2元/KWh，PEM电解槽成本为4元/kw时，制氢成本将会下降至29.21元/kg，即2.6元/m，较目前降低47%，此时电耗成本占比总成本的35%；预计到年新能源发电成本降至0.13元/kWh，电解槽成本为3元/kw时，制氢成本将会下降至17.25元/kg，即1.54元/m，较目前降低68.98%，此时电耗成本占比总成本的38%。

总结而言，碱性电解槽降本的主要方式是增加电流密度、降低膈膜厚度、提升催化剂的比表面积以及改进使用传输层(PTLs)，综合延长设备使用时间，降低电价等；PEM电解槽降本的主要方式是降低贵金属催化剂载量以及寻找其他高比表面积的催化剂、改进膜技术、扩大生产规模等。按照我们上述测算，现阶段PEM电解水制氢成本较碱性电解水制氢成本高出约40%，随着设备成本的降低、运营时间增加以及电价下降等因素，二者的成本差距在年会降至37%左右，在年进一步降低至22.18%。而且由于PEM电解槽受腐蚀程度远小于碱性电解槽，因此设备残值将会大于碱性电解槽，因此二者制氢成本差距将会进一步降低。此外，由于PEM电解技术可以更好的匹配可再生能源发电技术的波动性，且PEM设备体积小，占用土地面积小，因此可以预计PEM技术在成本下降后会产生巨大的竞争优势，在未来成为主流电解水制氢技术。

我们将交通、工业等主要耗氢领域的氢能需求进行分拆测算（交通领域的预测主要以前文氢能车、船舶、飞机数量为基础，按照目前单位交通设备耗氢量加总预测；工业领域耗氢主要假设/年化工领域对氢能需求保持不变，年氢能对传统工业用化石能源替代率达到20%），预计/年氢气需求分别为0.25/1亿吨，假设绿氢占比分别在1%/60%，对应的电解槽需求量分别为3/GW，假设两个阶段电解槽单价分别为0/0元/kw，对应电解槽的市场规模分别为/50亿元，预计电解槽市场在年可破百亿元，年即可破万亿元。

氢能储能经济性尚未显现，但大规模、长周期场景下具备可行性

目前新能源装机以及在发电结构中的占比不断提升，但是由于发电与负荷的地理分布不均，远距离外送的技术制约加上可再生能源发电所固有的随机性、季节性和反调峰特性进一步增加了可再生能源调峰难度，加之风力和太阳能存在很大程度的不可预测性，这使得风电和光伏发电存在分布不均和发电量不稳定的特点，导致弃风、弃水、弃光严重。氢能是一种理想的能量储存介质，可以为多种能源之间的能量与物质转换提供解决方案。通过PTG（PowertoGas）技术，可有效解决可再生能源消纳及并网稳定性问题。在风力条件好或者光照时间长的季节，将多余的电量电解水制氢，在电力供应不足的季节，则使用储存的氢通过燃料电池发电，提供电能。此外，氢气也可直接作为燃料，混入天然气中进行混烧或在纯氢燃气轮机中直燃。

目前，SOFC还处于商业化初期，国外领先厂商主要包括美国的BloomEnergy公司、日本三菱日立电力系统公司、日本京瓷、德国博世等。国内厂商中，最早开始研发生产SOFC的是潮州三环（集团）股份有限公司，公司于4年开始开发生产SOFC隔膜，年开始批量生产SOFC单电池，年推出SOFC电堆产品。年6月，由广东能源集团所属科学技术研究院与潮州三环联合开展的“高温燃料电池发电系统研发与应用示范”项目取得良好进展。根据第三方认证机构SGS检验报告显示，该项目装机容量突破KW，交流发电效率达到64.1%，热电联供效率达到91.2%，设备主要技术指标达到国际先进水平。

如果按照上述SOFC的发电效率，如果以“电—氢—电”的转化过程计算，整个流程的效率约为45%。假设光伏发电成本为0.4元/kwh，经过电解水制氢，度电的成本变为1.27元/kwh(考虑电解水制氢70%的转化效率及SOFC64%的发电效率)，电解过程中的制造费用及折旧成本度电大约承担0.2元/Kwh，发电过程中，目前海外运行的SOFC除氢气原料外的发电成本约为0.5元/Kwh，如果考虑大规模的液氢储存，度电分摊的压缩成本约为1元/Kwh，氢气储存成本对应为度电0.05元/Kwh。由此测算，目前技术下，氢气储能的成本在3元kwh左右；如果度电成本降至0.2元/kwh，氢能储能的成本可以降至2.3元/Kwh。如果使用弃风、弃光的电量，并考虑SOFC发电过程中的余热回收，氢能储电的经济性和可行性都将进一步显现。

预计年在政策的推动下，绿氢项目也将从示范项目逐步向商用拓展。在减碳和“碳中和”的场景下，绿氢有丰富的应用场景。一方面可以与新能源电站配合，发挥氢能储能的作用。另一方面，在工业领域，氢能也可以作为减碳的工具。工信部发布的《“十四五”工业绿色发展规划》明确提到了推进“绿氢开发利用”等新型污染物治理技术装备基础研究，以及在炼化工业中推广“绿氢炼化等绿色低碳技术”。因此，我们预计年绿氢需求将有明显增加，主要增量来自于工业领域大型国企减碳的示范项目，同时新能源电站也有望对绿氢的制取、储能等开展进一步探索。绿氢项目的增加有望直接带动对电解槽的采购需求，我们预计年电解槽销量有望达到1GW的规模，对应市场空间在30～50亿元。

关键材料和装备下半年有望冲刺“最后一公里”

国产质子交换膜推广和验证有待发力

按照燃料电池示范应用补贴政策规划，燃料电池八大零部件包括电堆、膜电极、质子交换膜、双极板、催化剂、气体扩散层、空压机、氢循环泵。具体到国产化情况，目前质子交换膜、气体扩散层以及氢循环泵还有待突破，其余五大零部件国产化已经初具规模。年7月，东岳万平米/年燃料电池膜配套化学品产业化项目竣工，并投产，其DMR燃料电池膜已满足量产车型需求，并获得IATF验证。年11月，国电投氢能在武汉投产了30万平米的质子交换膜产线，成为继东岳集团之后，又一实现质子交换膜量产的企业。此外，科润新材料、浙江汉丞等也正在积极展开示范推广，开始进行产品验证及小批量出货，同时广东埃蒙特、华谊集团等也在研发氢燃料电池质子交换膜。年之前，国内生产的膜电极中多数使用戈尔(Gore)的增强复合膜，市场占比90%以上。根据高工氢电数据显示，年国产质子交换膜的市场占有率已经提升至11.61%。国内大部分企业生产的质子交换膜还处于客户送样、测试验证阶段。

我们认为，国产质子交换膜生产技术目前已经获得初步突破，推广的“最后一公里”主要在于车辆验证和下游企业的接受程度上，下半年有望三方面路径发力：第一，后续国产膜价格如果下降、性价比能够进一步提升，或可帮助其推广和应用。第二，如果实力较强的下游企业向上游材料环节延伸产业链，可以对自产的质子交换膜有充分的验证条件，也有助于实现对国内质子交换膜的推广和迭代。第三，随着国内氢能车的推广，专用物流车等多元车型推广，有助于增加对不同功率、性能的燃料电池多样性的需求，也为国产材料的试用推广提供了新的空间。（报告来源：未来智库）

国产气体扩散层：技术难点仍在

气体扩散层在燃料电池中是支撑催化剂，以及为参与反应的气体和生成的水提供传输的通道，是膜电极的关键组成材料之一。气体扩散层由于在双极板及触媒层之间，在电化学反应的条件下，必须具备抗腐蚀性；同时由于作为气体反应的材料，必须为多孔透气性材料；气体扩散层也必须是高导热材料，将热量导出，避免质子交换膜破损；同时也要具备一些疏水性。从材料来源来看，大体分为四种，碳纤维纸、碳纤维编织布、无纺布以及碳黑纸。由于原材料和制备工艺的不同，得到的扩散层材料的性能也存在差异。从生产工艺来看，气体扩散层基础的制造工艺包括树脂涂胶固化、高温石墨化热处理、疏水层、微孔层涂布，在前段碳纤维制备原纸环节则有三种技术：湿法（造纸法）工艺；干法无纺布生产工艺；碳纤维编织工艺。相较之下，湿法技术采用水分散系统，成纸匀度好，有利于提高孔隙率、孔径分布等指标，有利于生产薄型气体扩散层。国际气体扩散层龙头企业基本都采用了湿法工艺技术。目前国内气体扩散层的核心材料碳纸供应，基本被海外垄断，龙头企业主要是日本东丽、美国Avcarb、德国SGL三家企业，而国内碳纸实现量产还需要一定的时间。年4月，上海华谊与VIBRANTEPOCH正式签署合作框架协议，在中国建立“气体扩散层用碳纸”生产基地。通用氢能、江苏天鸟等的气体扩散层在年也向客户送样测试。

气体扩散层的产业化主要是涉及的工程环节多，包括制浆造纸、涂布热压、碳化石墨化等多环节交叉，链条长、生产环节复杂，对量产过程中碳化的时间和温度控制也有较高的要求。在前期研发周期长、资金投入大，所以对企业的研发和工程装备基础也有一定的要求，限制企业进入了这个领域。我们认为，国产气体扩散层的“最后一公里”在工艺技术上还需要进一步的升级，特别是在基材的制造上，还需要低成本量产的技术突破。而在推广端，则面临与质子交换膜类似的问题，需要在装车验证上创造更多的条件和机会。

国产IV型储氢瓶放量可期

国内储氢瓶的进化升级也有望成为下半年产业链突破的方向。I型和II型储氢瓶由于储氢密度低、安全性能较差、氢脆现象严重等缺点并不适用于车载供氢系统。复合材料储氢瓶（III型和IV型）具备质量轻、刚度好、容器特性系数高的优势，广泛应用于车载储氢。当前我国主要使用工作压力为35MPa和70MPa的III型储氢瓶，适用标准GB/T-《车用压缩氢气铝合金内胆碳纤维全缠绕气瓶》。相同外径、容积和压力下，IV型储氢瓶具有低成本、小重容、轻量化的优势，未来IV型储氢瓶将成为研发重心。

国内IV型储氢瓶技术尚不成熟，70MPaIII型储氢瓶应用尚有局限性。国内推广IV型储氢瓶的瓶颈在于：（1）塑料内胆的纤维缠绕技术、瓶口密封技术和抗渗透能力研发不成熟；（2）缺乏行业技术相关标准；（3）碳纤维、环氧树脂等关键材料极度依赖进口；（4）未达规模化应用成本费用高。此外，储氢瓶的瓶口组合阀关乎气瓶密封性、安全性，是安全应用的关键因素。我国氢能罐体瓶口阀大部分市场被加拿大GFI、意大利OMB以及美国Luxfer公司掌握。国内也缺少高压储气瓶高压储氢瓶用瓶口阀的检查与试验标准。

国内主要的储氢瓶生产商有国富氢能、中材科技、中集安瑞科、京城股份等。目前储氢瓶国产化的“最后一公里”主要是加大国内碳纤维的材料供给，一方面国产化材料的提升可以有效降低国产储氢瓶的成本，另一方面也可以稳定碳纤维材料的供应。年国内曾一度出现因为碳纤维进口受限，部分储氢瓶企业无法正常生产的情况。随着国内中复神鹰、光威复材等碳纤维制造企业加入储氢瓶材料的供应，国内IV型储氢瓶的上游供应链将逐步强化。后续如果瓶口组合阀加工技术能有进一步突破，IV型储氢瓶的国产化即有望完成。我们预计，按照年10万辆氢能车保有量计算，年储氢瓶的需求量将接近63万只，市场规模也可突破亿元，届时国内企业的市场占有率有望达到50～60%。

产业链技术自主是燃料电池降本及商业化的关键一环，因此，关键材料和装备“从0到1”的技术突破是国内氢能产业发展的必由之路。随着国内氢能及材料类企业持续的研发投入，我们预计关键材料的技术突破、产品验证、量产在下半年也有望出现关键性的进展。

（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。）

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