氢能源时代有望开启下一个万亿级市场

交通领域应用为主，多种综合方式为辅

氢能目前最广泛应用与交通领域，储能、军事等领域具备多种应用场景。作为清洁能源，氢能被列为人类能源危机和环境污染的终极解决方案，其产业化应用也进入高速发展阶段。目前，应用最为广泛的领域为燃料电池汽车领域，丰田、本田、现代等著名车企都推出了各自的燃料电池汽车。随各国环保要求的不断提高，氢能利用由最初的燃料电池汽车逐渐向其他交通领域扩展，燃料电池船舶、燃料电池无人机也成为发展重点，德国、美国、日本、韩国等国家均较为重视氢能在交通领域的产业化进程。此外，氢能也可用于家用电站、军事领域、便携电器等领域，应用场景较为广泛，具有较大发展前景。

燃料电池汽车打开万亿应用市场  规模化有望降低成本

虽然燃料电池乘用车在国际上已经实现商业化应用，但使用量仍然较低，燃料电池商用车由于对空间要求低，对质量能量密度要求高，是更适用氢燃料电池的重要发展方向，在燃料电池商用车领域，公交车、轻型和中型卡车一直处于应用前沿。目前国内燃料电池汽车发展的主要产业化方向也集中在商用车领域。

根据我国《节能与新能源汽车技术路线图》中对燃料电池汽车总体技术路线的规划，2020年，计划实现燃料电池汽车在特定地区公共服务用车领域的小规模示范应用，达到5000辆规模；2025年在城市私人用车、公共服务用车领域实现大批量应用，达到5万辆规模；2030年在私人乘用车、大型商用车领域实现大规模商用化推广，达到百万辆规模。

根据以上数据，结合我国燃料电池汽车商用车、乘用车发展现状，我们预计2050年燃料电池汽车市场规模将达到500万辆，假设2020年5000辆全部为商用车，2025年的50000辆中60%为商用车，2030年的100万辆中40%为商用车，2050年500万辆中20%为商用车。

此外，根据《节能与新能源汽车技术路线图》中对单车成本的规划，我们采用单车最大成本进行估计，即2020年燃料电池汽车商用车、乘用车成本分别为150万元、30万元；2025年，分别为100万元、20万元；2030年，分别为60万元、18万元，根据技术发展情况，我们估计2050年两种车型成本将进一步下降，分别降为30万元和10万元。以上数据为基础我们对单车价值量进行了估计，并由此推算出燃料电池汽车的整车市场空间。

根据测算，我们认为燃料电池汽车整车市场空间2030年将超过3000亿，2050年有望突破7000亿。

将整车结构进行拆分，分别估计各组成部件未来市场空间。燃料电池系统是燃料电池汽车的主要构成，燃料电池系统主要包括电堆和气体循环系统，其中，电堆由膜电极（由质子交换膜、催化剂、气体扩散层构成）、双极板及密封件等组成。

在电堆的各个组成部件中，质子交换膜、气体扩散层以及膜电极组件则受规模化生产影响显著，随产能上升价值占比降低，催化剂、双极板分别需要铂和不锈钢材料，成本以商品材料成本为主，对产量不敏感，规模化生产后价值占比提升；

基于以上分析，我们分别对2020-2030年燃料电池系统成本、使用成本进行假设，对燃料电池汽车各个组成部件未来市场空间进行估计。

根据测算，我们预计2030年燃料电池汽车系统关键零部件的市场空间将超过2000亿，2050年将超过3000亿。预计到2050年，燃料电池汽车整车加各零部件市场空间将突破万亿。

低污染、高续航促进交通领域应用 清洁船舶、无人机应用前景广阔

船舶污染物排放标准更加严格，燃料电池成为绿色船舶首选。自2015年起，国际海事组织对船舶燃料含硫量、氮氧化物的排放提出了更为严格的要求，中国船舶污染物排放标准也陆续出台。随着船舶环保要求的提高，动力系统采用清洁能源大势所趋，燃料电池系统作为能源高效、零污染、震动噪声低的动力系统，是未来船舶动力装置发展的首选。

国内船舶动力系统以柴油机为主，存在着能量转化率低、燃料需求高，环境污染严重等问题，随着环保需求的上升，国内对清洁船舶的重视度不断提高。目前国内清洁船舶研制工作主要集中在中船重工第七一二研究所，2019年底，七一二所在上海国际海事会展上展出自主研发的500kW级船用氢燃料电池系统，关键性能指标已达到国际先进水平，我国燃料电池清洁船舶研究已取得重大突破。据中船重工披露，2016年电动船市场规模达56.3亿，预计到2021年将达近百亿，并逐步向长江经济带、珠江流域、环渤海地区推广。

无人机动力系统要求高，燃料电池技术有望突破无人机续航瓶颈。由于无人机“无人”性质的特殊性，除大型军用外，其在环境监测、农业、运输等方面应用较为广泛，而对于这些应用，无人机有效载荷需求较高，对动力系统的可控性和续航里程要求更为严格。现有的小型无人机采用的动力系统主要是锂电池和内燃机。锂电池主要应用于起飞重量10kg以下的小型无人机，拥有噪声低、有效载荷灵活、零排放等优点，但受制于能量密度，锂电池推进系统续航能力和耐久性不足，难以满足无人机技术更新要求；小型内燃机的液态碳氢化合能量密度较高，续航能力好，但其高热量、高污染、高噪音、载荷灵活性差的缺陷也无法适应无人机应用场景的扩展。

燃料电池动力系统则综合了锂电池和内燃机动力系统的优点，其耐用性和续航能力等已经在军用无人机上得到了证实，未来消费级、工业级应用场景将更为广阔。

我国燃料电池无人机技术发展迅速，处于国际领先地位。2015年，中国首架氢燃料电池无人机“飞跃一号”在第三届中国（上海）国际技术进出口交易会上展出，成为继美国、德国后第三个可自主生产燃料电池无人机的国家，燃料电池无人机技术国际领先。随着无人机在国内应用场景的扩展，燃料电池动力系统有望在无人机领域得到规模化应用。

技术与成本突破为关键 家庭储能等领域应用空间广阔

除在交通领域的产业化应用外，燃料电池在移动式应用和固定式应用领域也有广阔前景。移动式应用主要是燃料电池型移动充电装置，固定式应用则包括家用燃料电池、偏远地区独立电站等发电装置。

能量密度等优势促成燃料电池在移动充电装置领域的应用。燃料电池具有较高的能量密度，续航时间长，更为满足笔记本电脑、手机等移动设备的移动充电需求。目前，Intelligent Energy公司已经开发出首款燃料电池移动电源“Upp”，并投入非洲市场以解决非洲部分地区存在的供电基础设施不稳定问题。但目前燃料电池移动电源仍待解决成本高、质量重、不稳定等问题，难以实现完全市场化。我国相关领域研究仍处于空白阶段，未来随着燃料电池技术的进步，有望进驻移动电源领域。

家庭储能应用环境简单，技术突破难度小，应用前景广阔。根据松下电器数据，对于单个家庭来说，使用燃料电池家庭储能系统直接发电可比传统间接发电每年节约3734kW·h电量，家用燃料电池节能效果突出。此外，燃料电池家用环境简单，技术突破难度较小，目前技术水平与成本控制较为平衡，可以被大多数家庭所接受。

日本家庭储能系统已经非常成熟，根据日本经济产业省报告，截止2017年底，燃料电池家庭储能系统安装量已达23万，欧洲、韩国也在加大燃料电池家用储能系统部署。我国相关技术成本仍较高，目前还未在国内开展应用，但我国人口基数大、家庭用电需求高，未来相关领域发展空间巨大。

氢产业链：

上游供给充分，中游制造实力期待突破

制氢：三种路线并举，化石能源制氢向可再生能源过渡

我国的制氢工业以引进技术为主，技术相对成熟，与发达国家的差距不大。当前，氢的制取技术主要有三种比较成熟的路线：一是以煤炭、石油、天然气为代表的化石能源重整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产提纯制氢；三是以电解水制氢为代表的可再生能源制氢。

化石能源重整制氢：煤制氢技术成熟，价格相对较低，是目前主要的化石能源重整制氢方式。煤制氢通过气化技术将煤炭转化为合成气，经过水煤气变换分离处理来提取高纯度的氢气。煤制氢技术路线可以大规模稳定制氢，成熟高效。原料煤作为最主要的消耗原料，约占煤制氢总成本的50%。以成本最低的煤气化制氢技术为例，每小时产能54万方合成气的装置，在原料煤（6000大卡，含碳量80%以上）价格600元/吨的情况下，制氢成本约8.85元/千克。结合尚处在探索示范阶段的碳补集与封存(CCS)技术以控制化石能源重整制氢的碳排放，按照煤制氢路线单位氢气生成二氧化碳的平均比例计算，增加CCS后以上设定条件下的煤制氢成本约为15.85元/千克。今后，随着国内CCS技术的进一步开发，煤制氢此方面成本将下降。

天然气制氢受制于原料资源，在我国尚未大规模发展。天然气制氢技术中，国外采取的主流方法为蒸汽重整制氢。天然气作为原料占制氢成本比重达70%以上，因此天然气价格是决定此技术路线下制氢价格的重要因素。天然气制氢平均成本高于煤气化制氢，再加上中国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋特点，仅有少数地区可以探索开展。

工业副产提纯制氢：工业废气等副产供给充足，为氢能发展拓宽来源。工业副产提纯制氢包括焦炉煤气中氢的回收利用、甲醇及合成氨工业、丙烷脱氢(PDH)项目制氢、氯碱厂回收副产氢制氢等。对工业副产中的氢进行提纯，不仅可以提高资源利用效率，实现经济效益，又能起到降低污染、改善环境的效果。

中国作为世界上最大的焦炭生产国，生产焦炭产生的焦炉煤气约350-450立方米/吨，而焦炉煤气中氢气含量达54%-59%，利用变压吸附(PSA)技术可以制取高纯度氢。焦炉煤气制氢成本较低，目前为11元/千克左右。中国烧碱年产量基本在3000万-3500万吨之间，其产生的副产氢气75-87.5万吨约有40%能剩余，合计约28-34万吨。甲醇及合成氨工业、PDH项目的合成气含氢量达60%-95%，通过纯化技术可制取满足燃料电池应用的氢气。中国目前的甲醇产能约为8，351万吨/年，甲醇驰放气含氢气数十亿立方米；合成氨产能约1.5亿吨/年，合成氨驰放气可回收氢气约100万吨/年。中国PDH项目目前副产含氢量约37万吨/年。

当前工业副产提纯制氢的提纯成本为0.3-0.6元/千克，加副产气体成本的综合制氢成本在10-16元/千克之间。工业副产提纯制氢能够提供百万吨级氢气供应，能为氢能产业发展初期提供相对低成本、分布式氢源。

可再生能源制氢：引领制氢行业未来方向，除电解水技术外其他处于起步阶段。可再生能源制氢技术路线目前主要是电解水制氢，电解水制氢技术主要有：碱性水电解槽技术，最为成熟，国内单台最大产气量为1，000立方米/小时；质子交换膜水电解槽技术能效较高，国内单台最大产气量为50立方米/小时；固体氧化物水电解槽采用水蒸气电解，能效最高，但尚处于实验阶段。

电解水制氢目前成本高，且火电占比高的供电环境下环保效果低下。电解水制氢成本主要来源于固定资产投资、电和固定生产运维这四项开支，其中电价高是造成电解水成本高的主要原因，电价占其总成本的70%以上。采用市电生产，制氢成本高达30-40元/千克。利用“谷电”电价，低于0.3元/千瓦时，电解水制氢成本接近传统石化能源制氢。且在火电占比较高的供电环境下，按中国电力平均碳强度计算，电解水制氢1千克的碳排放高达35.84千克，是化石能源重整制氢单位碳排放的3-4倍。若使用富余的可再生能源电力（水电、风电、太阳能等）的边际成本较低，制取氢气的成本会更加低廉，同时也能实现可持续，并将二氧化碳排放量大幅降低。

供电结构转变与政策支持促进可再生能源制氢发挥效率、环保双重效能。未来，可再生能源制氢具有巨大的发展潜力。国家发展和改革委员会与国家能源局先后发文，支持高效利用廉价且丰富的可再生能源制氢。四川、广东等地对电解水制氢给予政策支持，将其最高电价分别限定为0.3元/千瓦时和0.26元/千瓦时。伴随技术发展、规模化效应，都会使此技术路线成本下降。

目前，中国的氢能市场还处于发展初期，三种制氢路线并举，结合不同技术路线制氢的产能、经济性和环保性角度，不同地区需要依据资源禀赋、科技及成本等条件进行选择。整体而言，氢气供给充足，来源由由化石能源向可再生能源过渡。预计2030年左右，可再生能源电解水将成为有效供氢主体，积极推动生物制氢和太阳能光解水制氢技术发展；2050年左右中国能源结构从传统化石能源为主转向以可再生能源为主的多元格局，会推动可再生能源电解水制氢占比大幅提升，煤制氢结合CCS技术、生物制氢和太阳能光解水制氢等技术将会成为氢能源供给的重要补充。

储氢：高压氢罐接近全球领先水平，固、液储氢仍处示范应用阶段

高压气态储氢是最广泛的应用形式，低温液态储氢主要在航天等领域得到应用，有机液态储氢和固态储氢尚处于示范阶段。

高压气态储氢占比最高，技术成熟，成本有望迅速下降。高压气态储氢是现阶段的主要储氢方式，其容器结构简单、充放氢速度快，分为高压氢瓶和高压容器两大类。最为成熟且成本较低的技术是钢制氢瓶和钢制压力容器。20MPa钢制氢瓶已经在工业中广泛应用，且与45MPa钢制氢瓶、98MPa钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站。碳纤维缠绕高压氢瓶为车载储氢提供了方案。目前70MPa碳纤维缠绕IV型瓶已是国外燃料电池乘用车车载储氢的主流技术，我国燃料电池商用车载储氢方式以35MPa碳纤维缠绕III型瓶为主，70MPa碳纤维缠绕III型瓶也已少量用于我国燃料电池乘用车中。接近全球领先水平。70Mpa的储氢罐的制备现在是我国高压气态储氢面临的主要难题，125kg的储氢系统价格上万元，若能实现技术突破实现量产，其成本将迅速下降。

液态储氢可分为低温液态储氢和有机液体储氢，具有储氢密度高等优势。低温液态储氢的储氢密度可达70.6kg/m³，但液氢装置一次性投入较大，液化的过程中存在较高能耗，储存过程中的蒸发会产生一定损耗，每天1%-2%的挥发，而汽油每月只损失1%，因此目前极不经济，在我国仅用于航天工程等领域，民用领域尚未出台相关标准。有机液体储氢其产生的氢化物性能稳定，安全性高，但存在脱氢效率较低、反应温度较高、催化剂易被中间产物毒化等使用问题。目前国内已有燃料电池客车车载储氢示范应用。

我国固态储氢尚处示范阶段，克服技术问题将在燃料电池领域迅猛发展。固态储氢是最具潜力的储氢方式，能够克服高压气态、低温液态储氢方式的缺点，运输方便、储氢体积密度大、压力低、成本低、高安全性等特点使其特别适合应用于燃料电池汽车。但目前主流金属储氢材料重量储氢率低于3.8wt%，克服氢的吸放温度限制是实现更高效储氢的主要技术难题。目前国外固态储氢已经在燃料电池潜艇中得以商用，在分布式发电、风电制氢、规模储氢中得到示范应用，中国的固态储氢也在分布式发电中得以示范应用。

运氢：短期长管拖车为主，规模化后长期管网发展是必然趋势

氢的输运按其形态分为气态运输、液态运输和固体运输，其中气态和液态是目前的主流运输方式。

高压气态运输短期长管拖车为主，加压与运力仍待提高。高压气态氢的运输有长管拖车和管道运输两种方式，根据氢气的输送距离、客户分布及使用要求等情况的不同，适用于不同场合。高压长管拖车目前是国内氢气近距离运输队主要方式，技术相对成熟，发展成长了一批储运氢相关企业。但当前与国内的技术和效率同国际领先水平存在一定的差距。国内20MPa长管拖车是最普遍的形式，单车运量约为300千克，而国外领先技术采用45MPa纤维缠绕高压氢瓶长管拖车运输，单车运量高达700千克。

液态氢运输在技术成熟地区广泛运用，我国民用尚处空白。液态氢运输适合远距离、运量大的应用场景，采用液氢运输方式能够减少车辆运输频率，提高加氢站的供应能力。目前美国、日本已大量投入使用液氢罐车作为加氢站运氢的重要方式之一，我国目前尚无民用液氢运输的实践，以高压气态方式为主。

输氢管道建设尚有差距，管网结合势在必行。管道运输管道运输运行压力通常为1.0-4.0MPa，运量大、能耗低、边际成本低，是实现大规模、长距离气态氢运输的重要方式。管网建设一次性投入资金规模巨大，但长期看来是氢气运输发展的必然趋势。截至2019年，美国已有约2600公里的输氢管道，欧洲已有1598公里，而我国还停留在“百公里级“。输氢管网建设在初期可以积极探索掺氢天然气的方法，充分利用现有的能源运输管道设施。

目前，我国氢能储运将持续以长管拖车运输高压气态氢为主，以低温液态氢、管道运输方式为辅，协同发展。长期来看，车载储氢技术将采用更高密度和安全性的技术推动高压气态氢、液态氢的运输，氢气管网建设也将加速布局，实现不同细分市场和区域的协同发展。

加氢：各地发布建设规划，加强基础设施配套

加氢的基础设施是燃料电池车应用的重要保障，也是氢能发展利用的关键环节。国内加氢站加速建设，国产化加速氢能源成本下降。国内加氢站的建设成本较高，其中设备成本占到70%左右，单个加氢站投资成本在1000万元以上，大幅高于传统加油站的建设成本，且设备的运营与维护、人工费用等都使得加注氢气的成本较高，在13-18元/千克左右。随着氢气加注量的不断增加以及同加油站、加气站的合建，单位氢气的加注成本将呈现下降趋势。同时，加氢设备亟需国产化，由目前核心设备依赖进口走向自主研发和量产化，将有力推动氢能源使用成本的下降及其普及。

未来加氢站建设进度会急剧增加，相关方面需求巨大，是可见的机会点。近年来，上海、江苏、广东、山东等省市发布氢能发展规划，着力加强对加氢站配套设备和建设运营按建设规模进行补贴。

发电：质子交换膜电池为主流，技术进步与成本下降任重而道远

燃料电池是实现氢能源大规模普及的重要途径，在当前的商业应用中，质子交换膜燃料电池、熔融碳酸盐燃料电池和固体氧化物燃料电池是三种最主流的燃料电池技术路线。

就质子交换膜燃料电池而言，在燃料电池电堆领域，国内目前先进的水平下，在用额定功率等级为36kW/L，体积功率密度为1.8kW/L，耐久性为5000h，低温性能为-20℃，应用情况暂处百台级别；相比之下，国际一流水平的在用额定功率等级和体积功率密度分别为60-80kW/L、3.1kW/L，低温性能达到-30℃，应用达到数千台级别，各项指标显著优于国内水平。

在核心零部件领域，国内膜电极电流密度为1.5A/cm²，空压机为30kW级实车验证，储氢系统为35MPa-III型瓶组，金属双极板尚处于实验和试制阶段，石墨双极板小规模试用缺少耐久性和工程化验证，氢气循环泵尚处于技术空白，仅30kW级引射器可以实现量产；相比而言，国际较高水平则可以实现电流密度2.5A/cm²，完成空压机100kW级实车验证，使用70MPa-IV型瓶组，石墨双极板完成实车验证，金属双极板技术和100kW级燃料电池系统用氢气循环泵技术也已趋于成熟。

在关键原材料领域，我国目前的先进水平下，催化剂的铂载量约0.4g/kW，且只能进行小规模生产，质子交换膜和炭纸、炭布处于中试阶段，而国际先进水平下，催化剂的铂载量达0.2g/kW且技术成熟，且催化剂、质子交换膜、炭纸、炭布、密封剂等已经达到产品化、批量化生产阶段。固体氧化物燃料电池的电池电堆整体技术也与国外先进水平存在较大差距，单电池与电堆峰值功率密度较低、电堆发电效率较低、整体发电系统在性能和衰减率上与国际一流水平还有较大差距，未进行商业化推广。

燃料电池系统技术未来将会持续开发高功率系统产品，通过系统结构设计优化提高产品性能，通过策略优化提高寿命，优化零部件和提升规模化效应持续降低成本。这既是燃料电池系统技术未来的发展方向，也是努力追赶世界一流水平的必然要求。预期到2050年左右，平均制氢成本将不高于10元/千克，储氢密度达到6.5wt%，系统体积功率密度达到6.5kW/L，乘用车系统寿命超过10，000小时，商用车达到30，000小时，固定式电源寿命超过100，000小时，启动温度降至-40℃，系统成本降低至300元/kW。燃料电池的技术进步与成本下降依然任重而道远。