预计未来 30 年，氢能的整体需 求将增长 8 倍。在这一新兴赛道中，形成先发优势及具备关键技术的公司有望创 造长期价值。
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在“碳中和”政策的推动下，氢能或逐步走上能源舞台，在传统高耗能工业技术 革新、交通、储能、建筑领域都将有丰富的应用，预计未来 30 年，氢能的整体需 求将增长 8 倍。在这一新兴赛道中，形成先发优势及具备关键技术的公司有望创 造长期价值。
场景丰富，“碳中和”或加速氢能应用推广。氢能是一种清洁脱碳、应用场景丰富 的二次能源，也是可再次生产的能源储存和转化的理想载体和媒介。在远期“碳中和”实 现的过程中，氢能的地位将越发重要，在传统工业、交通、建筑等领域脱碳中有望 扮演及其重要的作用。在获取成本不断降低的条件下，氢能源有望逐步走上能源舞台，预 计 2050 年氢能在能源结构中的占比有望超过 10%。
氢能需求增量接力，2050 年需求或扩张 8 倍。目前国内氢气需求约为 2000 万吨左 右，消耗以化工行业为主。未来 10 年，预计燃料电池商用车、船舶等交通领域用 氢将贡献需求增量的 40%，2030 年之后向“碳中和”迈进的过程中，钢铁等高耗 能工业及交通领域的用氢需求将进一步加速，预计到 2050 年氢能需求量或超过 1.8 亿吨，需求扩张有望接近 8 倍。
“绿氢”是终极方向，产业导入期化石能源制氢不可或缺。氢能供给端目前主要以 化石能源副产氢气为主，其主要优势是成本低，较清洁能源电解水制氢低约 50%。低成本的化石能源制氢成为氢能应用推广导入期不可或缺的条件。待商业模式稳定 以及新能源发电成本逐步下降之后，预计 2030 年前后，新能源电解水制氢成本或 “平价”于化石能源制氢，“绿氢”的普及有望大规模推开，其关键推手在于燃料 电池和电解槽设备的效率提升。
氢能是一种清洁脱碳、应用场景丰富的二次能源，也是可再次生产的能源储存和转化的理想 载体和媒介，未来在传统工业、交通、建筑等领域脱碳中有望扮演及其重要的作用。在“碳达峰” 和“碳中和”的背景下，氢能或在能源舞台上占据一席之地。
人类工业化进程对能源的大规模利用，首先是从煤炭开始的，之后随着勘探、开采技 术的进步和能源革命，原油、天然气等单位体积内的包含的能量更高、污染物排放更少的化石能源又逐步 开始替代煤炭。但这些能源燃烧转化的过程中始终会出现 CO2 的排放。而氢能在利用过 程中，几乎是零碳排放，除此之外，氢能也有多方面的优势。
储量丰富：氢是宇宙中分布最广泛的物质，它构成了宇宙质量的 75%，不过主 要以化合态的形式出现，分离提纯需要一定的成本。
热值高：除核燃料外，氢的发热值是所有化石燃料、化工燃料和生物燃料中最高 的；汽油的 3 倍，乙醇的近 4 倍，煤炭的 5～6 倍。
多种形态：可以气态、液态或固态的金属氢化物出现，能适应多种贮运及应用环 境的不一样的要求。氢能源的上述优点使它成为能源转型中的理想替代能源之一，既能替代一部分传统化 石能源作为燃料直接用，又可通过燃料电池作为“能源的搬运工”在能源转换和储能中 发挥灵活的作用，还可在工业过程中替代传统工艺中的高碳能源。在远期“碳中和”实现 的过程中，预计氢能的地位和作用将越发重要，在氢能源获取成本不断降低的条件下，氢 能的角色也越发重要。
过去几年，经过技术发展、产业化初期的探索以及海外技术的逐步扩散，氢能在国内 的发展也完成了“从 0 到 1”的突破，产业链具备了雏形，政策力度也在加大。从分行业的技术规划、到写入全国政府工作报告、再到能源法的征求意见稿中将氢能正式列入能源 范畴，显示出政策对氢能发展的成熟度和长期发展趋势的肯定，特别是 2020 年对氢燃料 电池汽车示范应用等鼓励政策的落地，对氢能产业的支持更为细化和明确，也有助于政策 支持效果更快的显现。对于地方政府政策而言，赛迪科创的《2020 年氢应用发展白皮书》显示，中国已有 20 余个省（自治区、直辖市）、市、县出台氢能产业专项政策约 42 个，省级、市级、县 级政策占比分别为 28.6%、54.7%、16.7%。地方政策出台较多的区域大多分布在在广东、 浙江、江苏、山东等区域，核心聚焦在氢燃料汽车（主要为城市公交大巴车和物流车）的 推广、氢燃料电池核心研发技术、加氢站等基础设施以及氢能示范城区的建设等等。预计 在中央政府和地方政府的政策加持下，在技术基础条件较好、经济实力较强的区域，氢能 发展有望逐步提速。目前在产业链所有的环节，国内都有公司进行了布局，虽然在燃料电池个别关键材料上 还未完全实现国产化，但随着研发投入的不断加大和政策的支持，预计远期国内氢能产业 链将可以在一定程度上完成自主可控，产业市场规模也有望不断扩大。
从全球范围看，目前化工依然是氢气最大的需求行业。按照 IEA 的统计，1980 年代 全球氢气需求量突破了 2000 万吨，基本呈现持续增长的状态，到 2018 年推算已达到 7400 万吨的水平。结构而言，化工行业的需求能占到 95%左右，其中最重要的包含炼化和合 成氨，在 2000 年以前，合成氨的需求量大于炼化，而进入 21 世纪，炼化的需求量开始 超过合成氨。这与化工行业的发展的新趋势基本吻合，早年化工产品以基本原料为主，合成氨 主要对应氮肥类等尿素产品。随市场对炼化产品精细化和品质要求的提升，炼化过程加 氢的需求增多，导致近几十年炼化对氢气的需求也在增加，逐步超过合成氨的用氢需求。
对于国内而言，根据国家统计局历史数据，目前合成氨产量每年大约 5000~5500 万 吨，按照 1 吨合成氨耗 0.16 吨氢气计算，合成氨板块对于氢气一年的需求量约为 1000 万吨左右。按照经验统计，原油加工对应加氢的比例约为 1.5%。根据中国石油经济研究 院的数据，目前每年全国大约6亿吨的原油加工量规模，对应的氢气需求量约为900万吨。
其它工业板块预计消耗氢气约为 200 万吨左右。目前我国氢燃料电池汽车产业处于起步阶段，产业链近两年正加速布局，应用领域主 要集中在商业车领域。近五年我国燃料电池汽车产销量整体保持增长状态，除了 2020 年 因受到新冠疫情的影响而有所下降之外，其他年份产销量均保持快速增长态势。截至 2020 年底，我国氢燃料电池汽车保有量为 7350 辆左右，预计这些车辆每年消耗氢气量仅在 6～ 7 万吨的量级，占比不足 0.5%。
因此，从中短期看，国内氢能需求还是以化工行业为主，预计合成氨对氢气的需求基 本已稳定，在 1000 万吨左右；炼化对氢气的需求还有明显的增长空间。而氢能源车由于 处在起步阶段，基数较小，短期内需求量级还难以达到百万吨的级别。
中期来看，氢能需求的主要增量仍将主要来自于交通领域，燃料电池技术的发展进步 将使得氢能可以广泛应用于道路运输、海事行业、铁路航空等各种交通领域。目前国内氢燃料车仍以示范项目为主。根据 GGII的数据，2020年我国燃料电池客车、 货车、物流车保有量分别为 2500、4070、780 辆，处于普及的萌芽阶段，从结构上而言， 货车仍占多数，客车比例则低于 50%。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 2025 年全国燃料电池车产量有望达到 10 万辆左右，并有乘用车进入市场。按照规划，2025 年氢燃料电池汽车总保有量接近 10 万辆，其中乘用车、客车、货车、物 流车保有量预计将分别达到 200、32000、63000、5000 辆左右。2025 年之后有望开启商业化应用阶段，燃料电池车在 2030 年有望达到 30 万辆的规模。
根据上述燃料电池车的数量预测，我们按照如下假设推算氢气耗用量：客车每年行驶 10 万 km，每百公里耗氢 6kg；物流车每年行驶 12 万 km，每百公里耗氢 3kg；乘用车每 年行驶 2 万 km，每百公里耗氢 1.5kg；货车每年行驶 15 万 km，每百公里耗氢 8kg。根 据以上数据测算，2020 年国内燃料电池车氢气需求为 6.7 万吨左右，预测 2025 年可达到 93 万吨左右，2030 年或超过 250 万吨。
氢能船舶领域目前还没有成熟的商用船只，试验性的船只主要有中国船舶集团在 2019 年自主研发的 2000 吨级氢燃料电池自卸货船，以及今年大连海事大学新能源船舶动 力技术研究院牵头建造的燃料电池游艇“蠡湖”号。但随着“碳中和”的推进，航运领域 脱碳进程也需要清洁的替代能源，氢能船舶也成为减排的理想选择。
根据各地规划测算，2025 年之前，各地在氢能船舶领域处于酝酿探索阶段，预计 2025 年我国氢燃料电池船舶保有量在 25～30 艘左右，到 2030 年可达到 50 艘。按照每艘船舶 每年耗能约 3888 吨燃料油，相当于 1146.62 吨氢气来测算，预计我国航运领域氢能需求 2025 年约在每年 3 万吨左右，2030 年或在 5.5～6 万吨左右。
从国内总体氢气需求看，我们认为合成氨的需求已趋于稳定，炼化对氢气的需求每年 仍可保持 3～5%的增长，其余化工和工业品对氢气需求依然保持小幅增长，预计 2025 年 国内氢气需求约为 2500 万吨以上，2030 年可超过 3100 万吨，届时需求增量中燃料电池 车领域的贡献接近 40%。
长远来看，氢能在交通领域的用量将逐步增加，而“碳中和”背景下，氢能在工业、 建筑等领域的推广也成为大势所趋。燃料电池可应用于储能、发电领域，同时氢能也可以 为家庭住宅、商业建筑供热供电。交通领域，考虑到氢燃料电池在动力性能和续航能力方面的优势，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货车，其市 场渗透率料将从目前的 0.2%上升到 2050 年的 50%，成为交通领域内主要氢耗来源。到 2050 年，燃料电池客车、物流车、货车、乘用车在其各自市场内渗透率料将分别达到 40%、 10%、50%和 10%，相应的氢耗水平也有下降，客车、物流车、货车、乘用车的氢耗水平 预计将分别为4kg/100km、2kg/100km、6kg/100km、1kg/100km。
在此渗透率假设下，考虑到氢燃料电池技术的成熟以及成本的下降，货车和乘用车的 市场规模会快速上升，预计到 2050 年氢燃料电池货车和乘用车保有量分别达到 1000 万 辆和 250 万辆，成为交通领域内氢能需求的主要来源。根据前文各车型氢耗假设，预计 2050 年氢燃料电池汽车氢能需求量或超过 1 亿吨。非道路运输领域，预计远期将大多分布在在氢燃料电池重型工程机械、船舶等领域。预 计 2050 年氢燃料电池船舶将达到 2000 艘左右，在氢耗水平下降 3%-5%的假设下，预计 每年氢能需求在 220 万吨左右，重型工程机械的耗氢量也在 150～200 万吨的区间。
工业领域里，化工领域对氢气的消耗远期会维持在高位，耗氢增量则主要源自钢铁行 业，焦炭在高炉中的核心作用主要是加热和作为还原剂，而氢气理论上是可以替代焦炭实 现上述功能。但目前在全球范围内，实际运行的项目屈指可数，瑞典起步较早，瑞典钢铁若假设钢铁需求量维持在目前的高位平台区，即每年 9～10 亿吨左右的水平，未来电 炉炼钢占到钢铁产量的比重为 40%，氢能、焦炭炼钢分别占到粗钢产量的 30%，那么预 计 2050 年氢能还原铁技术路线 亿吨左右，对应生铁产量约为 2.55 亿吨，以 1 吨生铁消耗 1000 方氢气计算，预计对应的氢气需求量约为 2300 万吨左右。
储能领域，对可再生和可持续能源系统而言，氢气是一种极好的能量存储介质。氢气 作为能源载体的优势在于：1）相互转换性：氢和电能之间通过电解水与燃料电池技术可 实现高效率的相互转换；2）压缩氢气能量密度高；3）具有成比例放大到电网规模应用的 潜力。
各类储能方式比较而言，氢储能的投资额、设备折旧成本相对较低，建设周期较短， 相比其他储能方式来说更适用于电网储能，但缺点是能源转化效率低。对氢气储能的应用，当电力生产过剩时利用电力制造氢气并储存起来，在电网电力不 足时再通过燃料电池等方式将储存的氢气释放出来用以供能。在用电负荷量较大的地区， 氢储能在电网中主要起到“填谷”作用，谷电时段，电网将电能输送到氢能需求端，通过 电解水制氢储能，供燃料电池交通、电子等行业使用；峰电时段，考虑到使用氢燃料电池 发电成本太高，可利用天然气掺氢通过富氢燃机发电的方式向电网送电。按照 20MW 规模的氢储能调峰站，每天运行 8h 计算，制氢年均耗电 5840 万 kWh， 电费 0.175 亿元，加上其他成本，共计 0.292 亿元；5kWh 电制取 1Nm3氢气和 0.5Nm3 氧气，年制氢约 1050 吨，氢气出厂价为 2.8 万元/吨，氧气为 1000 元/吨，年收入约为 0.378 亿元，项目基本可维持盈亏平衡。
根据以上对氢储能领域的分析，储能对于氢气的需求，更多是能源互联网内的自循环， 电解水制氢-储能-再到电网的“电-氢-电”循环模式，并不会对体外的氢能供需产生明显 的影响，同时工业副产氢气的企业也可以分布式的方式加入电力调峰。根据以上各部分测算，预计 2050 年氢能需求总量或超过 1.8 亿吨，其中工业领域需 求或超过 5300 万吨，交通领域需求或超过 1.2 亿吨。
目前，氢气的供给主要有三种途径，分别为化石能源制氢、工业副产提纯制氢和电解 水制氢。按照 IEA 统计，全球每年专用氢气产量约 7000 万吨。截至 2019 年中国每年产氢约 2200 万吨，占世界氢产量的三分之一，成为世界第一产氢大国从 IEA 的全球范围统计，天然气目前是制氢的大多数来自，全球每年约 7000 万吨氢气 产量，天然气制氢比例 75%左右，消耗的天然气原料气大约占全球天然气使用量的 6%。煤炭制氢可以占到 15%，区域而言主要是中国煤制氢占比较高，这跟国内能源资源禀赋有 关，而从石油或者电解水等其他路线制氢占比不高，预计接近 10%。化石能源制氢途径大致上可以分为煤制氢、天然气重整制氢和石油制氢三大类。
煤制氢：主要是在高温下将煤炭和水蒸气转化为 CO 和 H2 的混合气，经过煤气 净化、CO 转化以及氢气提纯等环节生产氢气。
天然气制氢：主要先将天然气进行预处理，然后通过转化炉将其和水蒸气混合反 应转化为 CO 和 H2，之后再通过变换塔将其中的 CO 转化成 CO2 和 H2,，之后 再对 H2 进行提纯。
石油制氢：石油制氢一般先将石油进行裂解，用裂解后的产品做制氢。如石油 裂解后得到的重油可与水蒸气及氧气反应得到 CO、CO2 和 H2 的混合物，之后 再对 H2 进行提纯。煤制氢的产能适应性较强，能够准确的通过需求自由调节氢气提纯规模。但由于通过化石能 源制氢会释放大量 CO2 和其他有害化学气体，所以要对此方法通过技术改进如 CCUS 技术 减少 CO2 排放，或通过其他环保的方法制氢。但目前而言，结合 CCUS 技术的煤制氢技 术由于成本过高而不具有经济性。
工业副产氢主要是指在焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用（丙烷脱氧和乙烷裂解）以及 合成氨合成甲醇等工业的副产品中提取氢气产品。化石能源方法制氢会释放大量的温室气体，而工业副产氢污染相对小。煤制氢在大规 模制氢条件下，煤价 200~1000 元/吨对应的制氢综合成本分别为 0.61~1.09 元/Nm3；与 此相比，工业副产氢制氢成本比较高，但比结合 CCUS 技术的煤制氢技术成本更低，更加 绿色环保，并能进行分布式供应。若将现有的工业副产氢充分收集，预计可达到 450 万吨/年的氢气量。假设公交车氢 气消耗 6kg/100km，日均行驶 300km，出勤率为 90%时，可供超过 100 万辆公交车全年 使用。另一方面，全国每年弃风、弃光和弃水电量合计约为 500 亿千瓦时，按照 1Nm3 氢气消耗 5kwh 计算，制氢潜力约 90 万吨。
碳中和背景下，“绿氢”将成为未来制氢发展的新趋势。水电解制氢是制取“绿氢”的主 要途径，其主要原理是在有电解液的电解槽中通入直流电，将水分子分解成氢气和氧气。
已经商业化的水电解制氢技术路线有两种：碱性电解和 PEM 电解。电解水制氢成本主要由两部分构成：电价和电解槽。目前，碱性电解槽已经基本国产 化，价格为 2000~3000 元/kW，而 PEM 电解槽依赖于进口，价格在 7000~12000 元/kW， 价格明显偏高。产能方面，PEM 电解槽单槽制氢约 200Nm3/h；而碱性电解槽为 PEM 电 解槽的 5 倍。当全负荷运行 7500 小时，假设电价为 0.5 元/kWh，每生产 1Nm3 氢气耗费 5kWh 总电力，电解槽折旧成本为 40 万元/年（PEM 电解槽折旧成本为 120 万元/年），1kg 氢气对应 11.12Nm3 氢气，则碱性电解与 PEM 电解制氢成本分别为 22 元/kg、32 元/kg。其中，电费成本分别占比为 78%和 36%。在相同条件下，显然碱性电解更具有经济性。
电解水制氢虽然更加绿色环保，达到了零碳排放，但是在现行条件下制氢成本较为昂 贵，与煤制氢和工业副产氢相比不具有经济性。未来一定要通过降低单位电价和电解槽价格， 增加电解水制氢的可行性才能得以大规模推广。
可再生能源发电成本的下降是降低电解水制氢成本的重要方法。目前阶段的风电光伏 等可再次生产的能源的发电正朝平价努力，但根据《中国 2050 年光伏发展展望》，随技术的进 步和可再次生产的能源发电规模的扩大，其发电成本将不断下降，到 2050 年其成本将有望降至 0.13 元/kWh。此外，技术进步有望带动电解槽价格的下降和功耗的降低，以此来降低电解水制氢的成 本。目前技术的研究重点在与可再次生产的能源耦合的大规模电解水制氢技术和宽功率波动环境 下的高适应性，以及电极材料、质子交换膜等关键材料的研发和国产化。根据《中国氢能 产业高质量发展报告 2020》提供的多个方面数据显示，至 2050 年，预计 PEM 电解系统设备价格将降到 800~2000 元/kw，碱性电解系统设备价格将降至 600~1000 元/kw。
长期来看，综合考虑电价和技术进步的因素，若 2025 年以光伏为代表的可再次生产的能源 发电成本如预期降至 0.30 元/kWh 以内，在碱性电解系统设备价格低于 2000 元/Kw 的假 设下，电解水制氢成本可以降至 20 元/kg 附近，即 1.8 元/Nm3，接近工业副产氢气的最 高成本。2030 年若发电成本降至 0.2 元/kwh 左右，光伏电解水制氢成本则有望降至约为 1.3 元/Nm3，基本可化石能源制氢匹敌。展望 2050 年，在可再次生产的能源发电成本可降至 0.13 元/kWh，而电解槽价格下降 50%以上的假设下，电解水制氢成本有望降到 0.9 元/Nm3 附 近（约合 10 元/kg）。
氢储运可分为氢气的储存和氢气的运输。氢气的储存方式可分为：物理储氢技术、化 学储氢技术和其他储氢技术。
物理储氢技术：大致上可以分为高压气态储氢和低温液态储氢。高压气态储氢是在高压 条件下，将氢气压缩入储氢罐储存的一种方式，是目前技术最为成熟应用最为广 泛的储氢手段。低温液态储氢是将氢气液化压缩后进行储存，这种技术在国外应 用广泛，但在国内处于刚刚起步阶段，应用较少。
化学储氢技术：主要指有机液态储氢，例如液氨/甲醇储氢，储存时通过不饱和 有机物进行在催化作用下进行加氢反应，生成稳定化合物进行储存，需要氢气时 再对其进行脱氢。该技术尚未进行商业化。
其他储氢技术：其他还有一些储氢技术如吸附储氢，如氢化物/LOHC 吸附储氢， 通过金属合金等材料吸收氢分子形成金属氢化物，需要时再通过改变条件释放氢 气。该技术大多处于研发阶段。
根据氢气状态不同，氢气运输可大致分为气态氢气输送、液态氢气输送和固态氢气输送。气态氢气一般会用长管拖车和管道运输；液态氢气通常用槽车运输；固态氢气运输可直接 运输储氢金属。目前，气氢拖车是国内最主要的运氢方式，该方式技术成熟，相比其他方法更适用于 短途运输；液氢槽车运输能力是气氢拖车的 10 倍，但液化过程成本比较高，相比气氢拖车 更适合中长距离运输，运输距离为 500km 时，预计气氢拖车和液氢槽车成本分别为 20 元 /kg 和 14 元/kg 左右。至 2050 年，预期液态储运氢成本在运输距离为 500km 时将降至 6~8 元/kg，随着国内低温液态储氢技术逐渐程度成熟，液氢槽车运输将逐渐取代气氧拖车。
管道运输方面，根据 IEA，目前全球氢气管道有近 5000km，而中国国内仅有不足 100km。氢气管道初期需要巨大的投入和较长的建设周期，但由于氢气是在低压状态下运输，相比 高压运氢成本更加低廉。运输距离为 500km 时，运氢成本为约在 3～3.1 元/kg。伴随长距 离运氢需求的增加，预计国内输氢管道将逐渐增加，管道运输将成为未来长距离运输的最 优选择。
加氢站目前主流使用的主要有三大关键设备，分别是 45PMa 容积储氢罐，35MPa 加 氢机和 45MPa 隔膜式压缩机，目前三大设备均已实现国产化。在技术进步和规模效应下， 加氢站设备成本呈现下降趋势。按建设规模划分，现在已建和在建的加氢站主要为 500kg/d 和 1000kg/d。国内 500kg/d 的加氢站投资约 1200~1500 万元，1000kg/d 的加氢站投资 约 2000 至 2500 万元。一座 500kg/d 的加氢站，在保证其盈亏平衡的前提下，其终端销 售价还需在氢气到站价的基础上增加约 18 元/kg，或需要政府补贴。
目前我国由于氢能需求较小，各地供应规模不一致，供应链各环节的商业化模式还未 发展成熟，导致加氢站终端销售价格差异巨大，多数价格在 50 元/kg 以上。由于目前加氢站市场规模较小，加氢站的盈利空间比较小，甚至有可能出现亏损，需 要政府对其进行补贴从而进行一定的引导。目前中国已建加氢站 104 座，位居世界第二， 根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》的预测，至 2050 年，我国加氢站数量将超过 1 万座。
氢能供给端目前主要以化石能源副产氢气为主，其主要优势是成本低，较清洁能源电 解水制氢低约 50%。低成本的化石能源制氢成为氢能应用推广导入期不可或缺的条件。待 商业模式稳定以及新能源发电成本逐步下降之后，考虑化石能源 CCUS 的成本，预计 2030 年前后，新能源电解水制氢成本或开始与化石能源制氢相匹敌，“绿氢”的成本有望实现 平价，普及有望大规模推开，其中的重要的条件在于新能源发电的成本，特别是光伏发电成 本的下降以及电解槽设备效率的提升。
