1、目錄 HYPERLINK l _TOC_250019 碳中和下的能源轉(zhuǎn)型背景 4 HYPERLINK l _TOC_250018 我國近 90%碳排放來自能源領(lǐng)域，發(fā)展綠色能源供應(yīng)體系刻不容緩 4 HYPERLINK l _TOC_250017 當前能源結(jié)構(gòu)下減排壓力艱巨，完成目標須頂層設(shè)計和更大力度的政策支持 4 HYPERLINK l _TOC_250016 氫能作為二次能源不可或缺 7 HYPERLINK l _TOC_250015 氫能當前制備、儲運和應(yīng)用均不完善，長期看綠氫有較為清晰的降本路線 7 HYPERLINK l _TOC_250014 氫能的高質(zhì)量能量密度和低體積能量密度可

2、以幫助交通領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)碳中和 7 HYPERLINK l _TOC_250013 工業(yè)領(lǐng)域氫能可以作為良好的燃料和還原劑 8 HYPERLINK l _TOC_250012 氫能是供熱領(lǐng)域的良好能源，無出力波動因素 8 HYPERLINK l _TOC_250011 氫能制備：化工副產(chǎn)氫具備成本優(yōu)勢，長期來看電解水制氫將成主流 9 HYPERLINK l _TOC_250010 化工副產(chǎn)氫：氯堿和輕烴利用副產(chǎn)氫是較優(yōu)選擇 9 HYPERLINK l _TOC_250009 化石燃料制氫：已廣泛應(yīng)用于合成氨和煉廠加氫等大規(guī)模工業(yè)制氫 12 HYPERLINK l _TOC_250008 氫能制備環(huán)節(jié)

3、降本和量產(chǎn)將受益于新能源度電成本下降 13 HYPERLINK l _TOC_250007 氫儲運：長短途選擇不同，各儲運技術(shù)路線并行發(fā)展 16 HYPERLINK l _TOC_250006 各儲運技術(shù)路線并行發(fā)展 16短距離少量運輸：氣態(tài)儲運 17 HYPERLINK l _TOC_250005 中長距離大規(guī)模運輸：管道/液氫運輸 18 HYPERLINK l _TOC_250004 其他儲運方式：需進一步研發(fā)試驗 20 HYPERLINK l _TOC_250003 氫能應(yīng)用：交通領(lǐng)域?qū)⒊蔀橹匾涞攸c 22 HYPERLINK l _TOC_250002 從少數(shù)用途向更多應(yīng)用發(fā)展，交通領(lǐng)

4、域?qū)⒊蔀橹匾涞攸c 22 HYPERLINK l _TOC_250001 應(yīng)用端需要氫能成本下降 25 HYPERLINK l _TOC_250000 應(yīng)用端也需要從自身降本帶動需求 26圖表圖表 1: 中國能源結(jié)構(gòu)圖 2019 4圖表 2: 各主要行業(yè)碳排放占比 4圖表 3: 中國能源結(jié)構(gòu)圖（20192060E） 5圖表 4: “碳中和”的解決途徑 6圖表 5: 可由氫能取代的主要用能領(lǐng)域及其消費量占比（2060 年） 6圖表 6: 氫能制備、儲運和應(yīng)用發(fā)展進程 7圖表 7: 不同能源之間的能量密度比較 8圖表 8: 燃料電池在重卡領(lǐng)域具備高應(yīng)用前景 8圖表 9：不同制氫路線的經(jīng)濟規(guī)模和制氫

5、成本等的比較（2020 年） 9圖表 10：氯堿氫的組成中，氫氣純度高，CO 含量較低，且基本不含硫 10圖表 11：丙烷脫氫和輕烴裂解副產(chǎn)氫可以打造沿海氫源走廊 11圖表 12：不同價格下的天然氣制氫成本分析 12圖表 13：不同價格下的煤制氫成本分析 13圖表 14：煤制氫和天然氣制氫成本比較分析 13圖表 15：三種電解池技術(shù)的概念設(shè)計 14圖表 16：不同電解水制氫技術(shù)的比較 14圖表 17：三種技術(shù)路線下水電解制氫的成本測算 15圖表 18: 各儲運技術(shù)特性概覽（截至 2020 年） 16圖表 19: 短距離氣態(tài)高壓運輸成本低，長距離大規(guī)模液氫或管道運輸優(yōu)勢大 17圖表 20: 各類

6、型儲氫瓶特點及應(yīng)用 17圖表 21: 我國車載儲氫以 35MPa III 型瓶為主，海外以 70MPa IV 型瓶為主 18圖表 22: 各類型車載儲氫瓶生產(chǎn)成本 18圖表 23: 國內(nèi)輸氫管道參數(shù) 19圖表 24: 管道運氫成本構(gòu)成（2020 年） 19圖表 25: 各國天然氣管道混氫比例限制在 10%以內(nèi) 19圖表 26: 氫液化裝置 20圖表 27: 北京特種工程研究院 45m液氫槽車 20圖表 28: 我國液氫儲運技術(shù)與海外尚有差距 20圖表 29: 液氨容器 21圖表 30: 固態(tài)鎂基儲氫容器 21圖表 31: 各儲運方式轉(zhuǎn)換/再轉(zhuǎn)換成本 21圖表 32: 遠距離儲運方式全成本對比（

7、2030 年） 21圖表 33: 氫能的各種應(yīng)用 22圖表 34: 各大車企氫燃料乘用車產(chǎn)品及戰(zhàn)略規(guī)劃 22圖表 35: 我國重卡年銷量中樞上移 23圖表 36: 2013-2030E 我國重卡保有量 23圖表 37: 國家及地方氫能產(chǎn)業(yè)推廣相關(guān)政策 24圖表 38: 各大車企氫燃料乘用車產(chǎn)品及戰(zhàn)略規(guī)劃 24圖表 39: 各儲運方式轉(zhuǎn)換/再轉(zhuǎn)換成本 25圖表 40: 2021E-2030E 我國氫燃料電池車保有量 25圖表 41: 電力、非電碳中和的主線技術(shù)的平價節(jié)點圖（平價指綠色溢價=0） 26圖表 42: 2060 年氫能若要達到與傳統(tǒng)能源+碳捕捉平價，所需的終端價格及光伏電力成本 26圖

8、表 43:目前國內(nèi)燃料電池系統(tǒng)總成成本相對較高 27圖表 44: 可比公司估值表 27碳中和下的能源轉(zhuǎn)型背景我國近 90%碳排放來自能源領(lǐng)域，發(fā)展綠色能源供應(yīng)體系刻不容緩當前我國仍保持以煤炭為主，石油、天然氣和非化石能源為輔的能源供應(yīng)體系，應(yīng)對氣候變化、減少碳排放已成為國際社會的共同課題。根據(jù)聯(lián)合國環(huán)境規(guī)劃署2019 年排放差距報告，中國是全球最大的二氧化碳排放大國，2018 年排放量占到全球的四分之一以上， 2060 年“碳中和”的目標下達正是我國自主給出國際社會的承諾，也為我國融入國際社會實現(xiàn)雙循環(huán)提供支持。根據(jù)中金宏觀組碳排放量統(tǒng)計，我國當前的二氧化碳排放量中，能源占比 90%。能源排放

9、中，基于 CEADs 數(shù)據(jù)庫 2017 年數(shù)據(jù)，68%來自煤炭，13%來自天然氣，12%來自石油，其余 7%來自能源逃逸排放。因此，能源行業(yè)加快“低碳、零碳”步伐是我國能否完成碳中和目標的關(guān)鍵，任重道遠、大有可為。當前能源結(jié)構(gòu)下減排壓力艱巨，完成目標須頂層設(shè)計和更大力度的政策支持作為全球碳排第二大來源，我國減排任務(wù)重、困難多。從資源稟賦條件來看，我國“富煤、缺油、少氣”，因此煤炭占我國一次能源消費比重始終保持在 6070%。而碳中和目標的目標意味著我們需要打破過去幾十年習慣的能源供應(yīng)模式，但同時不能對實體經(jīng)濟運行帶來較大影響。因此，我們認為，國家戰(zhàn)略頂層設(shè)計和更大力度的政策支持將是至關(guān)重要的。

10、圖表 1: 中國能源結(jié)構(gòu)圖 2019圖表 2: 各主要行業(yè)碳排放占比 資料來源：BP Energy, 資料來源：BP Energy, “碳中和”意味著我國能源體系必須向更清潔+更安全的轉(zhuǎn)型，且是更經(jīng)濟的能源結(jié)構(gòu)。綜上來看，我們認為，能源需求的增長和碳排放下降的約束將使得我國完成碳中和目標更具挑戰(zhàn)，我們認為，需要強有力的政策支持和指引，但同時也將加速中國的能源轉(zhuǎn)型、使得我國經(jīng)濟最終受益。碳中和目標是在美麗中國下實現(xiàn)能源革命戰(zhàn)略目標思想的更進一步，將使得中國在 2060 年獲得不僅是更清潔，也會是更經(jīng)濟和更安全的能源結(jié)構(gòu)。更清潔：以非化石能源為主的電能將成為一次能源主體，非電領(lǐng)域則由氫能和碳捕捉幫

11、助完成凈零排放。更安全：中國新能源產(chǎn)業(yè)在全球市場具備領(lǐng)先地位，有較強的競爭力。能源轉(zhuǎn)型也將有利于中國在能源供給上擺脫對海外的依賴，提升國家的能源安全。更經(jīng)濟：相比傳統(tǒng)化石能源，可再生能源的資源規(guī)模是前者的 800 倍，因此制造業(yè)屬性遠大于資源屬性，即使在平價之后中國制造業(yè)也能更好的發(fā)揮優(yōu)勢，在光伏，風電，鋰電池和氫能等產(chǎn)業(yè)產(chǎn)生規(guī)模效應(yīng)和技術(shù)迭代后實現(xiàn)能源成本的進一步下降，帶來更經(jīng)濟的成本。為實現(xiàn)能源碳中和，我們認為中國在能源供給端或需要推動以非化石能源為主的電能將成為一次能源主體，加快提升電氣化率，在非電能源領(lǐng)域?qū)铀偻苿託淠?、碳捕捉等新技術(shù)應(yīng)用。根據(jù)各行業(yè)組對于未來用能形式的推演，我們匯總

12、預(yù)計到 2060 年 70%的能源將由清潔電力供應(yīng)，約 8%將由綠氫支撐，剩余約 22%的能源消費將通過碳捕捉方式，實現(xiàn)碳中和。而實現(xiàn)這一變化，需要能源供給端和需求端的共同努力。其中供給端將主要依靠電力的清潔化以及非電的清潔化，需求側(cè)則需要推動電力、氫能等新用能形式的落地。圖表 3: 中國能源結(jié)構(gòu)圖（20192060E）資料來源：BP Energy，碳中和技術(shù)路徑：形成以光伏+儲能為主的電能供應(yīng)，以及氫和碳捕捉共存的非電供應(yīng)技術(shù)格局。首先通過多管齊下的節(jié)能減排技術(shù)來完成 2030 年前碳達峰目標的實現(xiàn)，然后通過以光伏為主的多能互補模式完成電能的零排放，并在非電領(lǐng)域如公路鐵路交通，建筑和部分工業(yè)

13、領(lǐng)域通過電能的清潔和成本優(yōu)勢推動電氣化率提升，隨后在無法電氣化領(lǐng)域，以氫能和生物質(zhì)燃料實現(xiàn)重載交通、部分航空航運、部分化工行業(yè)的零碳排放，最后以碳捕捉實現(xiàn)余下大部分工業(yè)領(lǐng)域的零碳排放。電力零碳排放先行，多能互補降低發(fā)電成本。我們測算光伏+儲能在十四五、十五五期間將陸續(xù)實現(xiàn)在分布式較零售電價、和在集中式較燃煤標桿上網(wǎng)電價的徹底平價。但是從區(qū)域來說，水電和風電在部分區(qū)域比光伏成本更有優(yōu)勢，其次在時間維度上光伏發(fā)電只在白天，也會降低電網(wǎng)和儲能設(shè)備整體利用小時。因此單一能源結(jié)構(gòu)顯然并不是最經(jīng)濟的選擇。此外，風光水的發(fā)電能力“靠天吃飯”，存在季節(jié)性分布不均和氣候帶來的不確定性，為保證電力基本需求的滿足，

14、需要可控機組的接入，核電也是必不可少電源支持。最后，考慮到風，水，核都有資源總量限制，難以獨擋一面，因此在電源技術(shù)選擇中以光伏+儲能為主體。但是多元互補的智能電網(wǎng)技術(shù)同樣重要、保障電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行以及整體成本更低，政策上應(yīng)加大對電網(wǎng)儲能技術(shù)的應(yīng)用支持，加速非化石能源的比例提升。非電領(lǐng)域的碳中和技術(shù)選擇取決于各能源使用場景。在非電領(lǐng)域，主要利用化石能源的熱能或通過熱能轉(zhuǎn)化為機械能，目前零排放技術(shù)存在四種方式，即電氣化、氫能，生物質(zhì)燃料和碳捕捉。不同于電能，非電領(lǐng)域各個能源使用的場景差異較大，并且應(yīng)用技術(shù)并不完全兼容，因此需要不同能源技術(shù)對應(yīng)不同領(lǐng)域。目前來看，除電氣化以外的碳中和技術(shù)成本都

15、較高，因此隨著電成本下降以及電能中非化石能源占比提升，電氣化率會成為非電能源轉(zhuǎn)型的首選。但受制于場景，電氣化率主要存在于公路鐵路交通，居民消費，建筑和部分工業(yè)領(lǐng)域。我們從成本下降路徑的測算來看，氫能公路交通或在 2035 年左右實現(xiàn)可接受的成本，而工業(yè)領(lǐng)域的碳中和更可能通過碳捕捉最終實現(xiàn)。圖表 4: “碳中和”的解決途徑資料來源：氫能：基于幾個重點排放行業(yè)的減排測算累加，在 2060 碳中和中性和樂觀情形下，我們匯總得到氫能消費量將分別達到 1.1 億噸和 1.3 億噸，折合 5.4 和 6.5 億噸標煤消費量，相當于貢獻 2060 年能源消費總量的 8%10%。交通領(lǐng)域：氫燃料電池適合對占用

16、空間要求不高、長續(xù)航的交運場景，例如公路、重卡和航空。主要由于氫能具有 1）高質(zhì)量能量密度；2）低體積能量密度的特點。同時其較快的充能速度也有利于商業(yè)化應(yīng)用。根據(jù)中金交運組的測算，樂觀情形下氫能重卡有望全面轉(zhuǎn)用氫能，而航空、航運業(yè)也有部分能源消費可轉(zhuǎn)為氫能?；ぃ汉铣砂迸c甲醇工業(yè)是主要的氫能替代場景，其中合成氨工藝逐步從 AEC，過渡到 PEM 以及最終的 SOEC 路線，從而實現(xiàn)氫能對于化石原料、燃料的完全替代。而甲醇工藝也將經(jīng)歷類似的工藝迭代歷程。一般制造：通過兼并重組、優(yōu)勝劣汰，一般制造業(yè)各門類有望逐步提升集中度，減少企業(yè)數(shù)量。而隨著企業(yè)數(shù)量的減少，集約化、先進生產(chǎn)工藝將獲得更廣泛應(yīng)用。

17、圖表 5: 可由氫能取代的主要用能領(lǐng)域及其消費量占比（2060 年）資料來源：國家統(tǒng)計局，氫能作為二次能源不可或缺氫能當前制備、儲運和應(yīng)用均不完善，長期看綠氫有較為清晰的降本路線從氫能源成本環(huán)節(jié)來看，終端用氫成本中制氫、運輸、加氫成本分別占約 25%/19%/56%，這三個環(huán)節(jié)的降本將推動氫能源逐步與柴油平價。制氫目前主要有天然氣/煤氣重整制氫與新能源發(fā)電制氫兩大主流路徑，新能源電解水制氫是中長期路線。在能源富裕區(qū)域，天然氣/煤氣重整制氫+碳捕捉的氫成本已低于 20 元/kg，而目前的電價下，電解水制氫的成本高達到 40 元/kg 以上。但我們認為 2025年之后，伴隨新能源發(fā)電占比的持續(xù)提升

18、，通過富裕部分的超低價格新能源電價（0.1-0.3 元/kWh），可將電解水制氫的成本下降至 10 元/kg 以下，我們預(yù)期 2040 年后可下降至 5 元/kg 以上。同時規(guī)模效應(yīng)對于成本的影響均較為明顯，因此我們認為區(qū)域集中式大規(guī)模制氫將是中長期成本下降的主要路線。運輸成本的下降依賴于技術(shù)、規(guī)模的提升。以高壓氣氫為例，目前國內(nèi)以 III 型瓶為主，而海外已經(jīng)規(guī)?；瘧?yīng)用 IV 型瓶（級別越高，單位體積內(nèi)儲存的氫越多，同時制造工藝越復雜）。我們認為技術(shù)的進步與國內(nèi)應(yīng)用規(guī)模的提升，可將運輸成本在 2030 年后較現(xiàn)有水平下降 30-50%。終端加氫具備較大的成本下降空間，規(guī)模化與國產(chǎn)化是主要推動

19、力。目前國內(nèi)建設(shè)一座加氫站（35Mpa）的投資在 200250 萬美元之間，成本高昂，核心設(shè)備基本倚賴于進口，加氫站的折舊與運維成本占大頭。我們認為建設(shè)規(guī)模的提速疊加設(shè)備的國產(chǎn)化將推動加氫成本快速下降。我們預(yù)期終端的加氫成本將由目前的近 40 元/kg 在 2030年后逐步降至 10 元/kg 以下。從氫能源應(yīng)用的角度來講，目前氫能源主要應(yīng)用在合成工業(yè)原料上，少量用于氫燃料電池車，而未來在工業(yè)和建筑供熱、氫能煉鋼、中長途商用車等領(lǐng)域均有較大應(yīng)用空間。圖表 6: 氫能制備、儲運和應(yīng)用發(fā)展進程資料來源： 氫能的高質(zhì)量能量密度和低體積能量密度可以幫助交通領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)碳中和氫燃料電池因具有副產(chǎn)物清潔、安全

20、性高等優(yōu)點，為最具商業(yè)化應(yīng)用前景的燃料電池。氫燃料電池適合對占用空間要求不高、長續(xù)航的交運場景，例如公路、重卡和航空，主要由于氫能具有 1）高質(zhì)量能量密度；2）低體積能量密度的特點，同時其較快的充能速度也有利于商業(yè)化應(yīng)用，可以幫助部分難以電氣化的交通領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)碳中和。圖表 7: 不同能源之間的能量密度比較能源形式質(zhì)量能量密度 (Wh/kg)體積能量密度 (Wh/L) 質(zhì)量能量密度 (MJ/kg) 體積能量密度 (MJ/L)柴油 43.4 36.8汽油 41.6 30.8液氫 120 8.6壓縮氫氣 (700bar)(298.15K) 120 4.7壓縮氫氣 (350bar)(298.15K) 1

21、20 2.8鋰電池 (NCA)3008781.08 3.16資料來源：Fuel Cell Electric Vehicle Fleet Deployment Plan，Maxim Integrated, Compendium of Hydrogen Energy, 圖表 8: 燃料電池在重卡領(lǐng)域具備高應(yīng)用前景資料來源：億華通公告，GGII，注：電動車使用 2020 年電池成本，燃料電池 1/2/3 情景分別對應(yīng) 2/1/0.2 每 kW 的系統(tǒng)成本與 1/1/0.5 萬元每只的氫瓶成本工業(yè)領(lǐng)域氫能可以作為良好的燃料和還原劑氫作為清潔能源，能夠作為優(yōu)秀的還原劑和高品質(zhì)能源應(yīng)用于工業(yè)領(lǐng)域。氫能冶金

22、：有效減少二氧化碳排放，根據(jù)全球領(lǐng)先鋼企氫冶金技術(shù)進展，最多可減少高爐 80%以上的二氧化碳排放量，同時加快反應(yīng)速度。氫作為清潔能源，不僅能在交通領(lǐng)域廣泛應(yīng)用，還能夠作為優(yōu)秀的還原劑和高品質(zhì)能源應(yīng)用于鋼鐵行業(yè)。氫冶金就是氫代替?zhèn)鹘y(tǒng)的化石燃料，不僅能增加反應(yīng)速度，還可以減少二氧化碳的排放量?；ぃ汉铣砂迸c甲醇工業(yè)是主要的氫能替代場景，其中合成氨工藝逐步從 AEC，過渡到 PEM以及最終的 SOEC 路線，從而實現(xiàn)氫能對于化石原料、燃料的完全替代。而甲醇工藝也將經(jīng)歷類似的工藝迭代歷程。氫能是供熱領(lǐng)域的良好能源，無出力波動因素建筑物供熱占能源需求比例也不低，產(chǎn)生的碳排放很難消除，只有極少數(shù)低碳替代品

23、可以與天然氣（最常見的供熱燃料）競爭。在這些有限的選擇中，氫能是促進該行業(yè)能源轉(zhuǎn)型的潛在中的最靈活手段之一。建筑采暖可以通過直接燃燒氫氣或者氫能利用技術(shù)來滿足，甚至可以將二者相結(jié)合：氫能利用技術(shù)有燃料電池微型熱電聯(lián)產(chǎn)等，這一技術(shù)可以高效地提供熱能和電能（效率大于 90%）；氫氣本身也可以作為燃料使用（純氫或與其他氣體混合使用，部分降低氣體管網(wǎng)的含碳量）。氫能出力無波動性，能夠提供持續(xù)的熱能供應(yīng)。氫能制備：化工副產(chǎn)氫具備成本優(yōu)勢，長期來看電解水制氫將成主流低成本的氫源和儲運是氫能應(yīng)用發(fā)展的一大關(guān)鍵：氫燃料電池車使用氫氣作為燃料產(chǎn)生電力，實現(xiàn)化學能向機械能的轉(zhuǎn)換，目前技術(shù)儲備和商業(yè)模式仍處于積極探

24、索中，電堆、整車技術(shù)的 可靠性和經(jīng)濟性都是制約燃料電池行業(yè)發(fā)展的瓶頸。除了交通領(lǐng)域之外，氫能在工業(yè)領(lǐng)域作為 燃料和還原劑的試用，以及作為儲能的一種方式應(yīng)對光伏、風電等其他清潔能源的季節(jié)變動，都對獲得低成本的氫源提出了較高的要求。目前國內(nèi)化石燃料制氫、化工副產(chǎn)氫和水電解制氫四種工業(yè)制氫的技術(shù)都已經(jīng)比較成熟，且氫源儲備充足，綜合比較，由于負荷中心的集中區(qū)域華東地區(qū)煤炭總量指標控制嚴格，且中期內(nèi)天然氣供給仍將緊張，投資較重的化石燃料制氫的可行性仍待驗證；水電解路線方面，目前國內(nèi)制氫成本達 20 元/kg，仍顯著高于煤制氫的約 8 元/kg 的生產(chǎn)成本。從目前來看，利用低成本的氯堿、PDH 和乙烷裂解

25、等化工副產(chǎn)集中供氫+水電解分散式制氫或?qū)俏磥砉淠Ｊ降陌l(fā)展方向。中長期來看，我們認為在碳中和大背景下，可再生能源制氫將受益于發(fā)電成本降低與氫能產(chǎn)業(yè)鏈增效降本，成為氫能主要供應(yīng)方式。圖表 9：不同制氫路線的經(jīng)濟規(guī)模和制氫成本等的比較（2020 年）資料來源：化學工程第 38 卷第 10 期，低溫與特氣第 31 卷第 4 期，化工副產(chǎn)氫：氯堿和輕烴利用副產(chǎn)氫是較優(yōu)選擇從目前來看，國內(nèi)化工副產(chǎn)氫的利用是燃料電池行業(yè)供氫的較優(yōu)選擇，國內(nèi)氯堿、PDH 和快速發(fā)展的乙烷裂解行業(yè)可提供充足的低成本氫氣資源，且集中在負荷中心密集的華東地區(qū)，在對這些裝置進行低強度的改造之后可同時解決副產(chǎn)氫高效利用的問題，未

26、來化工副產(chǎn)集中式供氫+水電解分散式制氫將會是國內(nèi)氫源的發(fā)展方向。焦爐氣制氫：規(guī)模較大，但產(chǎn)能集中在北方，易受環(huán)保限產(chǎn)影響焦爐氣是焦碳生產(chǎn)過程中的副產(chǎn)品，通常生產(chǎn) 1 噸焦碳可副產(chǎn) 420Nm3 焦爐氣。一焦爐煤氣組成中含氫氣 55-60%（體積）、甲烷 23-27%、一氧化碳 6-8%等，將其中的萘、硫等雜質(zhì)去除之后，使用變壓吸附裝置可以將焦爐煤氣中的氫氣提純。以年產(chǎn) 100 萬噸的焦炭企業(yè)為例，可副產(chǎn)焦爐氣 4.2 億 Nm3，按 2.5 Nm3 焦爐氣提 1.0 Nm3 氫氣計，可制取 1.68 億 Nm3（1.512 萬噸）氫氣。2018 年國內(nèi)焦炭產(chǎn)量約為 4.3 億噸，理論上可提純副

27、產(chǎn)氫氣量超過650 萬噸/年。近年來由于環(huán)保要求趨嚴，大部分焦炭裝置副產(chǎn)的焦爐煤氣下游都配套了深加工裝置，用來作為合成氨、甲醇、LNG、合成氣制烯烴、合成氣制乙二醇等裝置的原料。部分鋼廠配套建設(shè)的焦化廠，少數(shù)企業(yè)經(jīng)變壓吸附裝置提純氫氣，作為冷軋廠等生產(chǎn)過程的保護氣或作為商品氣出售。除了上述應(yīng)用途徑之外，仍有 50%左右的焦爐煤氣作為城市煤氣或企業(yè)自身燃料回爐助燃，因此理論上全國焦化行業(yè)可以提供 325 萬噸副產(chǎn)氫氣用來滿足燃料電池需求?？紤]到焦爐煤氣中雜質(zhì)含量較大，且組成較為復雜，需設(shè)計較復雜的凈化流程以生產(chǎn)出滿足燃料電池用的合格氫氣。但是焦爐氣制取氫氣應(yīng)用于燃料電池行業(yè)的最大障礙來自于焦化產(chǎn)

28、能的集中區(qū)域與燃料電池行業(yè)負荷中心分布的錯配，目前山西、河北和山東是焦炭產(chǎn)能的前三省份，2018 年三省份合計產(chǎn)能占國內(nèi)總焦炭產(chǎn)能的 52%，而國內(nèi)產(chǎn)能的 80%以上集中在北方地區(qū)，華南和西南焦化產(chǎn)能很少，且大部分集中在鋼企手中。除了焦化產(chǎn)能的分布存在較強的地域性限制之外，焦化行業(yè)也面臨著來自環(huán)保端的巨大壓力，2016 年以來環(huán)保監(jiān)管日益強化下焦炭限產(chǎn)已經(jīng)成為常態(tài)，由于重點督察的“2+26”個城市所在省份合計焦炭產(chǎn)量在全國總產(chǎn)量中占比超過 45%，因此在冬季開工受限時如何保證氫源的穩(wěn)定供應(yīng)仍存在不確定性。氯堿副產(chǎn)氫氣：提純成本低，且接近負荷中心，是較佳的氫源選擇燒堿行業(yè)在電解食鹽水生產(chǎn)燒堿的過

29、程中副產(chǎn)大量的氫氣，國內(nèi)燒堿產(chǎn)能從 2008 年的 2472萬噸快速增長至 2018 年的 4075 萬噸，盡管受到氯堿平衡的制約，2018 年燒堿產(chǎn)量同比略有下滑，但仍高達 3410.7 萬噸的較高水平。離子膜燒堿裝置每生產(chǎn) 1 噸燒堿可副產(chǎn) 280Nm3（0.025 噸）氫氣，理論上燒堿行業(yè)副產(chǎn)氫氣量約為 85.3 萬噸，盡管大型氯堿裝置多數(shù)配套鹽酸和聚氯乙烯裝置，以平衡氯氣并回收利用副產(chǎn)氫氣，但是僅有 60%左右得到回收以生產(chǎn)鹽酸、氯乙烯單體和雙氧水等，其余氫氣除少量經(jīng)氫壓站壓縮后用鋼瓶外送之外，大部分氫氣都被用作鍋爐燃料或者直接放空，由于用作燃料時和同熱值燃煤（假設(shè) 5500KCal標

30、煤價格為 550 元/噸）相比其價值僅為 0.18 元/Nm3 左右，因此 30%以上的氫氣被低水平利用或直接浪費掉，理論上全國氯堿行業(yè)可以提供 25.6 萬噸副產(chǎn)氫氣用來滿足燃料電池需求。離子膜法生產(chǎn)的氯堿氫非常適合作為低成本的燃料電池氫源催化劑是質(zhì)子交換膜燃料電池（PEMFC）膜電極（MEA）的關(guān)鍵材料，直接影響到放電性能和壽命，由于 PEMFC 工作溫度不足 100 度，對催化劑活性有較高要求，盡管國內(nèi)外對低鉑與非鉑催化劑進行了大量研發(fā)工作，但是目前鉑催化劑仍是最理想的和唯一成功商業(yè)化的膜電極催化劑。鉑金價格昂貴，且易受燃料氫氣中的一氧化碳和硫等物質(zhì)污染而失活，進而會導致電堆壽命縮減，為

31、了提高鉑系催化劑的使用壽命，如何獲得高純度的氫源顯得至關(guān)重要。目前包括天然氣重整和煤氣化在內(nèi)的化石燃料制氫盡管適用于大規(guī)模工業(yè)制氫，但是工藝復雜、投資較大且能耗較高；焦炭行業(yè)副產(chǎn)的焦爐氣中雖有大量氫氣可供提純，但焦爐氣中氫氣含量（vol）僅有 55%，且伴生大量一氧化碳和硫化物，因此氫氣提純和精制成本相對較高。而國內(nèi)氯堿行業(yè)目前基本上全部采用離子膜電解路線，副產(chǎn)氫氣的純度一般在 99%以上，一氧化碳含量較低且無化石燃料中的有機硫和無機硫，因此純化成本相對較低，目前氯堿廠用于雙氧水生產(chǎn)、制藥、電子和石英加工的回收氫氣成本僅約 1.3 元/Nm3。而從規(guī)模上看，一套 40 萬噸/年的燒堿裝置每年除

32、供下游鹽酸和 PVC 裝置用氫外，仍可外供 0.3萬噸氫氣。圖表 10：氯堿氫的組成中，氫氣純度高，CO 含量較低，且基本不含硫資料來源：低溫與特氣,國內(nèi)氯堿產(chǎn)能分散，更為接近燃料電池下游負荷中心如同世界許多地區(qū)的能源資源與能源消費中心往往呈逆向分布，未來燃料電池行業(yè)發(fā)展同樣面臨低成本的氫源遠離負荷中心的問題。目前國內(nèi)新能源汽車發(fā)展較快的城市集中分布在華東和華南地區(qū)，乘聯(lián)會數(shù)據(jù)顯示 2018 年新能源汽車銷量前十城市份額占比約 54.7%，未來燃料電池汽車發(fā)展仍將發(fā)端并集中在上述地區(qū)。在目前的化工副產(chǎn)制氫路線中，氯堿產(chǎn)能集中分布在山東、江蘇、浙江、河南和河北等省份，可較好覆蓋與輻射京津冀與長三

33、角等潛在負荷中心。因此我們認為，氯堿是未來低成本氫源的較優(yōu)選擇。丙烷脫氫和輕烴裂解是化工副產(chǎn)氫的重要增量而除了氯堿行業(yè)副產(chǎn)氫氣之外，北美頁巖油氣革命之后國內(nèi)輕烴資源利用項目高速發(fā)展，來自 PDH 和輕烴裂解副產(chǎn)的氫氣在未來也將有望成為國內(nèi)燃料電池車用供氫的重要來源，以 PDH 裝置副產(chǎn)氫氣為例，粗氫氣的純度已經(jīng)高達 99.8%，而其中 O2、H2O、CO 和 CO2的含量與燃料電池用氫氣規(guī)格較為接近，僅總硫含量超出，但輕烴的原料屬性決定其雜質(zhì)含量遠低于煤制氫、天然氣制氫和焦爐氣制氫，僅需較小的成本對其凈化便可用作燃料電池的穩(wěn)定氫源使用。此外國內(nèi)已建成和在建、規(guī)劃中的輕烴資源利用項目均分布在華東

34、和華南的沿海港口地區(qū)，可以完美的輻射燃料電池負荷中心，降低氫氣運輸?shù)某杀?。目前國?nèi)已投產(chǎn)裝置合計產(chǎn)能約 558.5 萬噸，而考慮在建和前期準備中的產(chǎn)能，未來國內(nèi)將合計擁有 915 萬噸 PDH 產(chǎn)能，按照可副產(chǎn)并外售 30.5 萬噸氫氣的量，可以滿足約 213 萬輛燃料電池車用氫量；此外國內(nèi)目前在建中的輕烴裂解產(chǎn)能約為 430 萬噸，按照副產(chǎn)可外售 27.5 萬噸的氫氣外售量。圖表 11：丙烷脫氫和輕烴裂解副產(chǎn)氫可以打造沿海氫源走廊資料來源：化石燃料制氫：已廣泛應(yīng)用于合成氨和煉廠加氫等大規(guī)模工業(yè)制氫氫氣的工業(yè)應(yīng)用廣泛，除作為化工原料用于合成氨、甲醇生產(chǎn)以及煉油時的加氫反應(yīng)之外，在電子、冶金、食

35、品加工、玻璃、精細化工合成、航空航天等領(lǐng)域也有應(yīng)用。目前全球氫氣的最大下游仍是生產(chǎn)合成氨，而基于環(huán)保的要求，國內(nèi)外對汽柴油標準不斷提升，煉油過程的加氫裂化和加氫精制過程，也需要消耗大量的氫氣，煉油廠重整單元副產(chǎn)的氫氣無法滿足加工原料重質(zhì)化趨勢下的加氫需求，煉廠普遍需要配套獨立的制氫裝置。在國外，這些合成氨和煉廠的制氫裝置大多采用天然氣或者輕油作為重整原料，而在國內(nèi)，隨著新型氣流床煤氣化技術(shù)的成熟，普遍采用煤制合成氣裝置來制備并分離提純氫氣。天然氣重整制氫目前工業(yè)用氫中大部分是通過化石燃料的二次處理得到的，可通過蒸汽重整、氧化重整和自熱重整等處理烴類或醇類，其中蒸汽重整應(yīng)用最為廣泛。重整產(chǎn)品中除

36、氫氣外還包括 CO、CO2 等雜質(zhì)氣體，必須通過凈化工藝除去雜質(zhì)氣體，才能不影響燃料電池的正常使用。以天然氣制氫的過程為例，在一定的壓力和高溫及催化劑作用下，天然氣中烷烴和水蒸汽發(fā)生化學反應(yīng)。轉(zhuǎn)化氣經(jīng)過沸鍋換熱、進入變換爐使 CO 變換成 H2 和 CO2。再經(jīng)過換熱、冷凝、汽水分離,通過程序控制將氣體依序通過裝有 3 種特定吸附劑的吸附塔，由變壓吸附(PSA)升壓吸附 N2、CO、 CH4、CO2，提取產(chǎn)品氫氣。圖表 12：不同價格下的天然氣制氫成本分析資料來源：煤制氫國內(nèi)基于富煤缺油少氣的資源結(jié)構(gòu)，煤制氫成為目前制取工業(yè)氫的主流路線，煤制氫包括以下幾個單元 ：煤氣化、一氧化碳耐硫變換、酸性

37、氣體脫除、硫回收、變壓吸附提氫(PSA) 等。煤制氫以煤和氧氣為主要原料，通過氣化反應(yīng)制取粗合成氣，通過變換工藝把粗合成氣中的CO 轉(zhuǎn)化為 H2，變換氣再經(jīng)酸性氣體脫除工藝脫除 CO2、H2S 和COS 等，凈化氣送至 PSA 進行提純，生產(chǎn)出氫氣產(chǎn)品，而 H2S 和COS 進硫回收裝置制硫磺或硫酸。已建的大型煉廠煤制氫裝置中，除個別裝置采用干煤粉氣流床氣化技術(shù)外，多采用水煤漿氣流床氣化技術(shù)，水煤漿氣化的優(yōu)勢在于 ：（1）原料適應(yīng)性好，水煤漿氣化可以氣化煙煤、次煙煤和部分石油焦 ；（2）制氫壓力高，與后續(xù)系統(tǒng)需求壓力匹配性好 ；（3）產(chǎn)品匹配性好，氣化合成氣中氫氣含量高 ；（4）單臺爐投資低，

38、設(shè)置備爐可確保氣化連續(xù)供氫。圖表 13：不同價格下的煤制氫成本分析資料來源：相較于天然氣制氫工藝，煤制氫有更多的“三廢”排放。天然氣制氫的特點在于流程短，投資低，運行穩(wěn)定，但由于天然氣價格相對較高，制氫成本高。煤制氫的特點在于流程長，投資高，運行相對復雜，因煤炭價格相對較低，制氫成本低。當制氫規(guī)模低于 6 萬 Nm3/h時，煤制氫的氫氣成本中固定資產(chǎn)折舊成本高，與天然氣制氫相比沒有優(yōu)勢，但當制氫規(guī)模大于 6 萬 Nm3/h，煤制氫成本中固定資產(chǎn)折舊成本較低，其氫氣成本具有競爭能力。制氫規(guī)模越大，煤制氫路線的成本優(yōu)勢越明顯。圖表 14：煤制氫和天然氣制氫成本比較分析煤炭價格(元/噸）：左軸天然氣

39、價格（元/m3)：右軸12003.5010003.008006004002002.502.001.501.000.5000.00資料來源：天然氣制氫路線的制氫成本受天然氣價格的變化影響較大，天然氣價格上漲0.5 元/Nm3 時，制氫成本提升約 1850 元/噸。而煤制氫路線的制氫成本隨著煤炭價格的變化影響較小，煤炭價格上漲 100 元/ 噸時，制氫成本僅提升約 800 元/噸，由于煤炭價格的波動幅度遠較天然氣小，所以從原料價格的上漲趨勢看，煤炭制氫的價格抗風險能力也要優(yōu)于天然氣。氫能制備環(huán)節(jié)降本和量產(chǎn)將受益于新能源度電成本下降電解水制氫最清潔、最可持續(xù)的制氫方式，并將成為燃料電池發(fā)展中最具潛力

40、的制氫方法之一。但是目前電解水制氫受制于較高的成本而難以大規(guī)模運用。目前制取一立方米氫氣大約需要 5 度電左右，即便用谷電制氫最終成本也在 3 元/立方米左右。如果將棄風棄水的電量充分利用起來，用于電解水制氫，將有利于電解水制氫產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。通過水電解制氫將可再生能源轉(zhuǎn)化成氫氣，可儲可轉(zhuǎn)，其應(yīng)用模式可以抽象為 Power to X，實現(xiàn)電能到電能、電能到燃氣、電能到燃料、電能到化學品的多種轉(zhuǎn)換，能大大促進能源供應(yīng)端融合，提升能源使用效率。水電解制氫在化學品生產(chǎn)領(lǐng)域具有較大的應(yīng)用潛力，在可再生能源發(fā)電成本逐漸平價化且持續(xù)降低的趨勢下，電轉(zhuǎn)氨、電轉(zhuǎn)甲烷、電轉(zhuǎn)甲醇及電轉(zhuǎn)汽油等主要電化工技術(shù)的經(jīng)濟性在不

41、久的將來將成為現(xiàn)實，并將在能源和材料領(lǐng)域革命性的顛覆現(xiàn)有化學工業(yè)延續(xù)了數(shù)十年的生產(chǎn)制造路徑。水電解制氫是 Power to X 的核心，電解水制氫主要有以下 3 種技術(shù)：堿式電解水技術(shù)（AEC）、質(zhì)子交換膜技術(shù)（PEM）和高溫電解水技術(shù)（SOEC）。圖表 15：三種電解池技術(shù)的概念設(shè)計資料來源：Power to Gas eeine System analyse. Marktund Technologies coutingund-analyse堿式電解技術(shù)（AEC）是目前成熟應(yīng)用的水電解技術(shù)，由于堆疊組件技術(shù)成熟，避免了貴金屬的使用，因此投資成本相對較少，但是較低的電流密度和功率密度增加了系統(tǒng)尺

42、寸和制氫成本。質(zhì)子交換膜電解技術(shù)（PEM）是基于固體聚合物電解質(zhì)的電解水制氫技術(shù)，目前技術(shù)尚不成熟，主要用于小規(guī)模制氫，優(yōu)點在于高功率密度和電流密度，能提供高壓的純氫，操作靈活，缺點是需要使用昂貴催化劑和氟化膜材料，導致投資成本較高，此外 PEM電解水系統(tǒng)結(jié)構(gòu)復雜，比 AEC 使用壽命短。SOEC 是目前正在大力開發(fā)的一種電解技術(shù)，尚未實現(xiàn)工業(yè)化，采用固體氧化物氧離子導電陶瓷作為電解質(zhì)，可以在高溫下運行，優(yōu)勢在于能量轉(zhuǎn)換效率較高，材料成本低，可同時燃料電池運行，可用于水和二氧化碳共電解生成合成氣，該技術(shù)面臨的挑戰(zhàn)是高溫對電池材料和組堆工藝的要求較高。圖表 16：不同電解水制氫技術(shù)的比較資料來源

43、：International Journal of Hydrogen Energy，42(2017)，30470-30492水電解制氫的成本主要包括固定資產(chǎn)折舊、運維費用（一般維護、電池組更換）、電力費用，其中電力是水電解制氫的最主要的成本。根據(jù) O.Schmidt 等人在Future cost and performance of water electrolysis: An expert elicitation study中的研究，目前 1MW 的 AEC 和 PEM 電解裝置的固定資產(chǎn)投資分別約為 1000 歐元/KW 和 2000 歐元/KW，SOE 電解裝置目前尚未商業(yè)化應(yīng)用，預(yù)估目

44、前的固定資產(chǎn)投入為 3000-5000 歐元/KW。至 2030 年預(yù)計 PEM 和 SOE 將成為主流的水電解技術(shù)，而隨著未來電解裝置規(guī)模的放大，預(yù)計 AEC 技術(shù)的投資將下降至 750 歐元/KW，PEM 技術(shù)的投資將下降至 850-1650 歐元/KW，SOE 技術(shù)的投資有望大幅下降至 1050-4250 歐元/KW，但下降幅度具有不確定性，部分專家認為至 2030 年 SOE 電解裝置的投資有望下降至與 AEC 和 PEM 裝置接近的水平。我們認為 2025 年之后，伴隨新能源發(fā)電占比的持續(xù)提升，通過富裕部分的超低價格新能源電價（0.1-0.2 元/kWh），可將電解水制氫的成本下降至

45、 15 元/kg 以下，我們預(yù)期 2040 年后可下降至 10 元/kg 以上，為中長期的氫供給端的成本提供了較大的下降空間。但同時，無論是重整制氫或是新能源制氫，規(guī)模效應(yīng)對于成本的影響均較為明顯，因此我們認為區(qū)域集中式大規(guī)模制氫將是中長期成本下降的主要路線，而分布式終端制氫受制于規(guī)模有限，成本將依舊較高。圖表 17：三種技術(shù)路線下水電解制氫的成本測算資料來源：氫儲運：長短途選擇不同，各儲運技術(shù)路線并行發(fā)展氫氣質(zhì)量能量密度高，但體積能量密度極低，需探索高效、低成本的氫儲運方式，其高度依賴于技術(shù)進步和基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)。目前氫儲運成本占終端氫成本的約 25%，因而提高儲運效率、降低儲運成本，是目前各技

46、術(shù)路線的發(fā)展重點，也是氫終端成本降低的難點所在。各儲運技術(shù)路線并行發(fā)展我國目前以氣態(tài)長管拖車為主，未來各技術(shù)路線并行發(fā)展。氫儲運技術(shù)包括氣態(tài)儲運、液態(tài)儲運和固態(tài)儲運三種方式，其中氣態(tài)儲運包括高壓氣態(tài)長管拖車和管道運輸，液態(tài)儲運包括液氫和有機液體儲運。目前我國氫氣運輸均以高壓氣態(tài)長管拖車為主。我們認為各儲運技術(shù)因各自特性適用于不同情形，未來各技術(shù)將并行發(fā)展。高壓氣態(tài)長管拖車：技術(shù)成熟，前期投資小，適用于 200km 以內(nèi)少量氫氣運輸，為我國目前主流應(yīng)用方式。液態(tài)運輸：儲氫密度高，適用于中長距離（200km）大量氫氣運輸，海外 1/3 以上加氫站使用液氫儲運。管道運輸：前期一次性投資成本大，適合固

47、定站點式、輸氫規(guī)模巨大情形。固態(tài)/有機液體/液氨儲運：儲氫密度高，技術(shù)相對不成熟，處于研發(fā)/示范階段，未來可探索遠距離運輸?shù)壬虡I(yè)化潛力。圖表 18: 各儲運技術(shù)特性概覽（截至 2020 年）儲運方式輸運工具壓力載氫量體積儲氫 質(zhì)量儲氫（MP） （kg/車）密度密度成本（元/kg）經(jīng)濟距離（km）特點我國發(fā)展程度圖片（kg/m3） （wt%）長管拖車20300-400 14.51.12.02200 時間各需48h，技術(shù)及產(chǎn) 應(yīng)用最單車裝載量約350kg，裝卸 發(fā)展成熟，為品成熟，前期投資小氣態(tài)儲運可解決氫氣資源與管道1-4-3.2-0.3500 場空間分布前期液態(tài)儲運液氫槽罐車0.6 30006

48、414固體儲運貨車43有機液體儲運資料來源：中國氫能聯(lián)盟，電動汽車百人會，圖表 19: 短距離氣態(tài)高壓運輸成本低，長距離大規(guī)模液氫或管道運輸優(yōu)勢大(美元/kg)各儲運方式成本對比2.52.01.51.00.50.00100200300400500(km)長管拖車液氫儲運有機液體儲運管道運輸（100噸/天）管道運輸（500噸/天）注：管道運輸未考慮管道建設(shè)成本資料來源：IEA，短距離少量運輸：氣態(tài)儲運氫氣運輸高壓氣態(tài)長管拖車適用短途少量運氫，為我國現(xiàn)階段最主要的氫儲運方式。高壓氣態(tài)長管拖車為我國最常用最成熟的技術(shù)，儲氫罐結(jié)構(gòu)簡單、前期投資小，適合于短距離（200km）、大規(guī)模運輸時更具有成本優(yōu)勢

49、。技術(shù)進步與國產(chǎn)化推動液態(tài)儲運降本。目前我國在氫液化能耗上與國外水平相差約5kWh/kg H2，未來可進一步探索混合工質(zhì)預(yù)冷等技術(shù)降低液化成本。同時需研發(fā)大體積、低蒸發(fā)率液氫儲罐以降低儲存成本。在相關(guān)設(shè)備端，我國氫透平膨脹機、低溫閥門等核心設(shè)備也尚依賴進口，國產(chǎn)技術(shù)仍需進一步推進。低溫儲罐高壓緩沖罐液壓系統(tǒng)圖表 26: 氫液化裝置圖表 27: 北京特種工程研究院 45m液氫槽車資料來源：中科富海，資料來源：俄羅斯深冷機械，圖表 28: 我國液氫儲運技術(shù)與海外尚有差距技術(shù)裝備關(guān)鍵技術(shù)指標國內(nèi)海外氫氣液化裝置液化能耗15-20kWh/kg H210-13kWh/kg H2液氫儲罐日蒸發(fā)率0.50%

50、0.30%容積300m1000m資料來源：中國氫能聯(lián)盟，其他儲運方式：需進一步研發(fā)試驗其他儲運方式主要為化學儲氫后進行運輸，包括有機液體儲運、液氨儲運、固體儲運等技術(shù)，普遍具有儲氫密度高的優(yōu)點，但各技術(shù)均未成熟，處于研發(fā)/示范階段，未來隨著技術(shù)不斷進步可探索遠距離運輸?shù)壬虡I(yè)化潛力。有機液體儲運氫：是利用不飽和有機物與氫氣進行加氫和脫氫反應(yīng)以實現(xiàn)氫氣儲存，加氫后形成的液體有機物性能穩(wěn)定、安全性高、以液體運輸且無需冷卻，且其儲運方式與石油類似，可直接使用油罐車進行運輸。但該方式存在反應(yīng)溫度高、脫氫效率低等問題，有機液體加氫及脫氫的轉(zhuǎn)換過程所需能量占氫能量的 35%-40%，總轉(zhuǎn)換與再轉(zhuǎn)換成本超 2

51、.5 美元/kg H2。目前全球研發(fā)有機液體儲氫企業(yè)主要包括日本千代田、德國 HT 和中國氫陽能源等公司液氨儲運氫：使用氫氣作為原材料合成氨用以運輸，并最終分解氨產(chǎn)生氫氣。相比于氫，氨在-33即可實現(xiàn)液化，更易于儲存與運輸，且體積能量密度高于液氫。但與有機液體儲運類似，其仍需要高額成本用以分解氨產(chǎn)生氫氣，目前因技術(shù)與成本限制仍處于試驗階段。根據(jù) IEA 預(yù)測，在 2030 年對于遠距離運輸（3000km），船舶運輸液氨相比于氫和有機液體將具有更大的成本優(yōu)勢。固體儲運氫：固體儲氫主要以金屬作為儲氫載體，部分金屬在一定溫度與壓力條件下與氫氣反應(yīng)生成金屬氫化物，運輸后加熱則可釋放氫氣。金屬儲氫具有體

52、積儲氫密度高、儲氫壓力低、安全性好等優(yōu)勢，但質(zhì)量儲氫密度一般低于 3.8wt%。海外使用固態(tài)儲氫系統(tǒng)用于燃料電池潛艇中，國內(nèi)僅在如皋等地開展小規(guī)模示范應(yīng)用。圖表 29: 液氨容器圖表 30: 固態(tài)鎂基儲氫容器 資料來源：盛發(fā)肥業(yè)，資料來源：氫儲能源，；圖表 31: 各儲運方式轉(zhuǎn)換/再轉(zhuǎn)換成本圖表 32: 遠距離儲運方式全成本對比（2030 年） (美元/kg H2)(美元/kg)(km)2.58.07.026.01.55.04.013.00.52.00氫氣-液化氫氣-有機物氫氣-液氨1.00.020010002000300040005000轉(zhuǎn)換成本再轉(zhuǎn)換成本氫-管道氨-管道 氨-船舶 有機液體

53、-船舶 氫-船舶 資料來源：IEA，注：包含轉(zhuǎn)換、運輸與再轉(zhuǎn)換成本；假設(shè)管道每年 100 噸輸送量，終端本地運輸距離 50km；資料來源：IEA，；氫能應(yīng)用：交通領(lǐng)域?qū)⒊蔀橹匾涞攸c從少數(shù)用途向更多應(yīng)用發(fā)展，交通領(lǐng)域?qū)⒊蔀橹匾涞攸c氫能應(yīng)用的確定性較強，重卡領(lǐng)域空間大，遠期看航空領(lǐng)域拓展。在碳達峰、碳中和大背景下，我們認為氫特別是基于新能源的“綠氫”是零碳能量系統(tǒng)的重要介質(zhì)；在道路交通領(lǐng)域的“脫碳”進程中，目前鋰電已經(jīng)可以滿足乘用車對于續(xù)航的基本要求，但是長途商用車難以應(yīng)用基于鋰電池的純電方案，氫燃料電池方案成為長途商用車電動化的必要選項。在氫燃料技術(shù)成熟的背景下，短期行業(yè)進入政策蜜月期，行業(yè)

54、發(fā)展有望迎來第一次加速。隨著全國與地方性氫能推廣支持政策的陸續(xù)出臺，我們認為，氫能產(chǎn)業(yè)鏈的商業(yè)化過程將進入加速期，相關(guān)企業(yè)的營收開始起步，產(chǎn)業(yè)鏈的活躍也確定性啟動。圖表 33: 氫能的各種應(yīng)用資料來源：BNEF，乘用車 乘用車將成為氫燃料電池落地的“試金石”。從應(yīng)用難度上看，我們認為乘用車商用車航空航天，雖然鋰電已經(jīng)能滿足乘用車基本的續(xù)航需求，但我們?nèi)匀徽J為氫燃料電池在續(xù)航上有較大優(yōu)勢。并且，乘用車對載重、額定功率的要求不如商用車那么高，目前國內(nèi)已經(jīng)可以批量生產(chǎn)應(yīng)用于輕型車輛的燃料電池生產(chǎn)系統(tǒng)，我們認為乘用車將會成為氫燃料電池車試運營的先驅(qū)。企業(yè)層面，國內(nèi)及海外各大整車廠逐漸開始布局氫燃料乘用

55、車。上汽發(fā)布“氫戰(zhàn)略”，計劃于 2025 年前推出至少 10 款燃料電池整車產(chǎn)品，建立千人研發(fā)運營團隊。東風汽車推出 110kW 6X4 氫燃料電池牽引車，并與中石化合作布局氫燃料電池產(chǎn)業(yè)鏈；計劃在未來三年推出 120kw 及以上高性能大功率電堆，掌握燃料電池核心零部件生產(chǎn)技術(shù)；計劃于 2025年前投入 1000 億元用于電動化與智能化產(chǎn)品與技術(shù)的研發(fā)。海外廠商亦有所行動：現(xiàn)代推出全球首款氫燃料電池 SUV NEXO，5 分鐘加氫可續(xù)航 800km 以上。豐田二代 Mirai 加氫 5分鐘即可實現(xiàn) 652 公里續(xù)航。圖表 34: 各大車企氫燃料乘用車產(chǎn)品及戰(zhàn)略規(guī)劃公司產(chǎn)品及戰(zhàn)略規(guī)劃具體內(nèi)容上汽

56、上汽大通MAXUS EUNIQ 7搭載130kw電堆及70Mpa高壓儲氫瓶，3分鐘加氫可續(xù)航605km，百公里氫耗為1.18kg“氫戰(zhàn)略計劃于2025年前推出至少10款燃料電池整車產(chǎn)品，建立千人研發(fā)運營團隊東風110kW 6X4氫燃料電池牽引車未來氫能發(fā)展計劃未來三年推出120kw及以上高性能大功率電堆，掌握燃料電池核心零部件生產(chǎn)技術(shù)于2025年前投入1000億元用于電動化與智能化產(chǎn)品與技術(shù)的研發(fā)豐田二代 Mirai850公里續(xù)航，攜帶3個儲氫罐，電堆輸出功率密度5.4kw/L現(xiàn)代全球首款氫燃料電池SUV NEXO5分鐘加氫可續(xù)航800km以上資料來源：公司官網(wǎng)，公司公告，公開資料整理，商用車

57、技術(shù)層面，氫能是商用車脫碳的必選方案。商用車天然對載重、長途運輸、低溫啟動有著較高的要求，而鋰電路線難以解決這三個難題。即便固態(tài)里電池技術(shù)成熟，載重與充電時長仍會掣肘鋰電在商用車的應(yīng)用，因此氫能是商用車脫碳的必選方案。商業(yè)化層面，中短期政策推動初期規(guī)?；?，遠期全產(chǎn)業(yè)鏈合力促平價。中短期來看，各地政府相繼出臺政策推廣氫燃料電池車及加氫站建設(shè)，節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖 2.0規(guī)劃到 2025 年全國范圍內(nèi)推廣氫燃料電池車 10 萬輛，2030-2035 年推廣達到百萬輛；商用車中，政府對下游客車干預(yù)能力強，且下游整車廠相對集中，客車或?qū)⒆钕仁芤妫恢乜▌t因其載重、續(xù)航、低溫的高要求對氫燃料電池推廣

58、最為急迫。遠期來看，隨著上游制氫、儲氫、運氫規(guī)?；?，中游氫燃料動力系統(tǒng)逐步國產(chǎn)化，氫燃料電池車有望實現(xiàn)與柴油車平價，并減少能源消耗成本。圖表 35: 我國重卡年銷量中樞上移(萬輛)161.7111.2114.8117.472.818016014012010080604020020162017201820192020資料來源：公司公告，圖表 36: 2013-2030E 我國重卡保有量(萬輛)300025%250020%200015%150010%10005%5000%201320142015201620172018201920202021E2022E2023E2024E2025E2026E20

59、27E2028E2029E2030E0-5%重卡保有量yoy資料來源：萬得資訊，圖表 37:國家及地方氫能產(chǎn)業(yè)推廣相關(guān)政策地區(qū)文件名稱針對項目計劃推廣量國家節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖 2.02025 年全國 10 萬輛燃料電池車,達到混合動力車成本；2030-35 年氫燃料電池車百萬輛，達到柴油車成本國家關(guān)于開展燃料電池汽車示范應(yīng)用的通“以獎代補”，對入圍示范的城市群按照其目標完成情況給予獎勵。獎勵資金用于燃料電池汽車關(guān)鍵核心技術(shù)產(chǎn)業(yè)化，人才引進及團隊建設(shè)，以及新車型、新技術(shù)的示范應(yīng)用等，知不得用于支持燃料電池汽車整車生產(chǎn)投資項目和加氫基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)。國家新能源汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)提高氫燃料制儲運經(jīng)濟性。

60、開展高壓氣態(tài)、深冷氣態(tài)、低溫液態(tài)及固態(tài)等多種形式儲運展規(guī)劃（20212035年）技術(shù)示范應(yīng)用，探索建設(shè)氫燃料運輸管道，逐步降低氫燃料儲運成本。重慶重慶市氫燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展指導意見（征求意見稿）25 年加氫站 30 座，氫燃料電池汽車 2000 輛；30 年核心零部件企業(yè) 15 家，核心零部件本地化配套率達 50%張家口氫能張家口建設(shè)規(guī)劃35 年全市年制氫能力達 5 萬噸長治長治市氫能與燃料加氫站、燃料電池汽車電池汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展行動計劃發(fā)布25 年氫生產(chǎn)和供給能力達到 10 萬噸/年，80 座加氫站；30 年大型加氫站 100 座，燃料電池汽車核心裝備年產(chǎn) 10 萬臺以上大連大連市加快培育氫燃