源起研究｜2021年氫能源行業報告
近年來，氫能因其在能源轉型和工業脫碳中重要作用日益受到關注，但氫能作為一個“產業”，無論從氫的制造、運輸和儲存，還是氫作為能源利用方面都還屬于萌芽狀態的產業。然而，在碳達峰、碳中和目標的促進下，氫能是21世紀最具有發展前景的產業。站在能源革命的時代風口，源起基金密切關注儲能和氫能的技術、政策和市場發展動態，積極探索氫能產業研究和布局，緊跟時代發展大勢，攜手行業內優質企業，共同推動新能源可持續發展。
一、政策梳理
氫能扶持政策密集出臺。我國早期氫能政策較少，多為鼓勵支持、技術創新等。2019年兩會期間，氫能被首次寫進《政府工作報告》，全國各地掀起了氫能發展熱潮。隨后，燃料電池汽車示范應用政策的發布、新能源汽車產業發展規劃（2021-2035）的發布以及“雙碳”目標的設定，均為氫能產業及氫燃料電池汽車的發展注入動力。
北京市帶頭打造氫能試點示范城市。截至目前，全國已有20余省或直轄市發布了氫能產業鏈相關政策，其中北京市充分利用研發實力突出、產業基礎完備、氫能供給多元、應用場景豐富等優勢，在全國氫能產業發展中發揮帶頭示范作用。早在2008年奧運會期間，北京投放了20余輛燃料電池汽車，并建設了一座日加氫20kg的加氫站。經過十余年的產業培育和發展，北京市力爭成為有國際影響力的氫燃料電池汽車科技創新中心、關鍵零部件制造中心和高端應用示范推廣中心。
今年多省發布“十四五”氫能產業規劃。據不完全統計，今年北京、山東、河北、河南等省份相繼出臺十四五氫能發展規劃或扶持政策，并從產業規模、企業數量、燃料電池汽車、加氫站等方面明確階段目標。中國氫能聯盟預測，2025年中國氫能產業產值將達到1萬億元。
國際氫能產業進入快速發展期。美國、歐洲、俄羅斯、日本等主要工業化國家和地區均已將氫能納入國家能源戰略規劃，氫能產業的商業化步伐不斷加快。根據國際氫能委員會最近發布的報告，自今年2月以來，全球范圍內已經宣布了131個大型氫能開發項目，全球項目總數達到359個。預計到2030年，全球氫能領域的投資將激增至5000億美元。國際氫能委員會預測，到2050年，全球氫能產業將創造3000萬個工作崗位，減少60億噸二氧化碳排放，創造2.5萬億美元的市場規模，并在全球能源消費占比達到18%。該報告特別指出，中國未來有望領跑全球氫能產業發展。預計到2050年，氫能在中國能源領域的占比有望達到10%。
二、氫能產業鏈各環節現狀分析及前景展望
（一）制氫
根據世界能源理事會的定義，“灰氫”是通過化石能源、工業副產等伴有大量二氧化碳（CO2）排放制得的氫；“藍氫”是在灰氫的基礎上，將CO2副產品捕獲、利用和封存(CCUS)，實現低碳制氫；“綠氫”是通過可再生能源（如風電、水電、太陽能）等方法制氫，生產過程基本不會產生溫室氣體。
目前國際主要使用天然氣制氫，我國則以煤制氫為主。目前，全球制氫技術的主流選擇是化石能源制氫，主要是由于化石能源制氫的成本較低，其中天然氣重整制氫由于清潔性好、效率高、成本相對較低，占到全球48%。我國能源結構為“富煤少氣”，煤制氫成本要低于天然氣制氫，因而國內煤制氫占比最大（64%），其次為工業副產（21%）。根據中國氫能聯盟與石油和化學規劃院的統計，2019年我國氫氣產能約4100萬噸/年、產量約3342萬噸/年。
整體而言，據《中國氫能源及燃料電池產業白皮書2020》估算，2030年我國氫氣的年需求量將從3342萬噸增加至3715萬噸，2060年則增加至1.3億噸左右。“藍氫”則成為“灰氫”過渡到“綠氫”的重要階段。灰氫中工業副產制氫，具有生產成本較低、技術成熟、效率高等優點，預計未來我國PDH擴產將超過3000萬噸/年，即使按3000萬噸/年測算，預計將帶來90萬噸/年以上的副產氫潛在增量，增長潛力可觀。
雖然藍氫在灰氫的基礎上結合CCS技術，成本有所提升，但是依然低于綠氫成本，因此看好藍氫未來的增長空間。綠氫其經濟性受電價的影響較大。如果按照平均工業電價0.6元計算，產氫成本約40-50元/kg，明顯偏高。據估算，當電價低于0.3元時，電解水制氫成本與其他工藝路線相當。從增長空間來看，受益于可再生能源成本下降以及碳排放約束，2020-2030年間綠氫比例將從3%上升15%。2050年我國氫氣需求量將接近6000萬噸，長期來看，綠氫占比有望大幅提升。我們看好灰氫中的工業副產制氫、藍氫、以及綠氫的未來發展前景。
1、灰氫：目前我國以煤制氫為主，未來工業副產氫規模有望提升
灰氫主要來源有化石能源制氫、工業副產制氫，具有生產成本較低、技術成熟、效率高等優點，但其制備過程中的碳排量較高，不利于實現“雙碳”目標。其中，化石能源制氫主要包括煤、天然氣、甲醇制氫；工業副產氫主要包括焦爐煤氣、氯堿尾氣、PDH、乙烷裂解等為主的工業副產氣制氫。
1）灰氫來源主力軍：化石能源制氫
我國煤制氫產量最大，成本最低。煤制氫是通過將煤炭與氣化劑混合后在高溫高壓條件下進行反應生成混合氣體，通過后續工藝提純除雜后，獲得高純氫氣。2019年我國煤制氫產量達到2124萬噸/年，占我國氫氣總產量的64%。煤制氫是工業大規模制氫的首選，是我國目前成本最低的制氫方式，該技術路線成熟高效、可穩定制備，但其設備結構復雜、運轉周期相對較低、投資高、配套裝置多，且碳排放量較高。
天然氣制氫是化石能源制氫的理想方式。天然氣制氫是將預處理后的天然氣與水蒸氣高溫重整制合成氣，在中溫下進一步變換成氫氣與CO2，再經冷凝、變壓吸附最終得到產品氫氣。天然氣在各類化合物中氫原子質量占比最大，儲氫量為25%，故以天然氣為原料的制氫技術具有耗水量小、CO2排放低、氫氣產率高、對環境影響相對較小的優點，是化石能源制氫路線中理想的制氫方式。2019年我國利用天然氣制氫產量為460萬噸/年，占我國氫氣總產量14%。
甲醇制氫運輸簡便、即產即用，但成本較高。甲醇制氫是甲醇和水蒸氣在200℃條件下通過催化反應，生成氫氣和CO2的混合氣體，而后經過變壓吸附得到高純度的氫氣。該工藝投資少、污染相對較小，且甲醇常溫下為液體、便于儲存運輸，氫氣可“即產即用”。但由于甲醇制氫總體成本較高，只適合小規模制氫。
2）灰氫增長潛力：工業副產氫成本低、潛在增量大
由于氫氣在焦炭、氯堿、PDH和乙烷裂解工藝中并非首要產物，若僅考慮其原料消耗和少量制造費用，以及氫氣提純成本，測算的副產氣體用于氫的綜合成本為5-6元/kg，明顯低于化石能源制氫。工業副產氫可為氫能產業發展初期提供低成本、分布式氫源。
目前焦爐煤氣副產氫可供給量最大。焦爐煤氣主要成分為氫氣和甲烷，通過壓縮工序、預處理工序、變壓吸附工序和凈化工序后制得氫氣。同時為使系統排放的污水能達到環保要求，一般配有一套污水處理工序。2020年我國焦炭產量為4.71億噸，按1噸焦炭副產400立方米焦爐煤氣、回爐自用50%計算，全國焦爐煤氣產量942億立方米；按照含55%左右的氫氣、PSA氫氣回收率92%估算，我國焦爐煤氣可副產氫氣428.5萬噸，是未來我國工業副產氫最大的供給來源。考慮到“十四五”期間，我國焦化行業仍將進一步化解過剩產能，未來難有焦炭擴產帶來的潛在增量。
氯堿制氫是最“綠”的灰氫。氯堿工業以食鹽水為原料，利用隔膜法或離子交換膜法生產燒堿、聚氯乙烯（PVC)、氯氣和氫氣等產品。氯堿副產氫具有氫氣提純難度小（提純前氫氣純度可達99%左右）、耗能低、自動化程度高等優點，特別是使用該法獲取氫氣的過程中不產生CO2，相對綠色無污染。2020年我國燒堿產量3643萬噸/年，按每生產1噸燒堿副產280立方米氫氣測算，每年副產氫總量可達91萬噸，其中60%的氫氣被配套的PVC和鹽酸裝置所利用，可對外供氫約36萬噸。未來我國氯堿裝置新增產能有限，副產氫潛在增量有限。
PDH副產氫潛力大。PDH是制備丙烯的重要方式，2020年占比達17%。丙烷在催化劑條件下通過脫氫生成丙烯，其中氫氣作為丙烷脫氫的副產物，可作為產品外售，從而提高裝置整體盈利水平。2020年我國已經投產的PDH裝置合計產能776萬噸/年，按裝置平均開工率80%、1噸PDH副產38千克高純氫氣計算，PDH副產氫達23.6萬噸/年。預計未來我國PDH擴產將超過3000萬噸/年，即使按3000萬噸/年測算，預計將帶來90萬噸/年以上的副產氫潛在增量。
受乙烷來源有限等因素影響，乙烷裂解副產氫相對要小。乙烷蒸汽裂解制乙烯技術較為成熟，已成功應用數十年，技術上不存在瓶頸，且副產的氫氣雜質含量低于焦爐氣制氫，純度較高。乙烷蒸汽裂解制乙烯工藝以項目投資低、原料成本低、乙烯收率高、乙烯純度高等優勢引起國內煉化企業的廣泛關注。按衛星石化250萬噸/年和中國石油140萬噸/年乙烷蒸汽裂解產能測算，乙烷蒸汽裂解行業副產氫約22萬噸/年。
整體來看，煤制氫占比趨勢有望下降，工業副產氫將大有可為。由于煤制氫會產生大量CO2，在考慮碳交易價格的情況下，其制氫成本將有所上升；另外，今年以來煤價大幅上行也助推了煤制氫成本抬升。由于工業副產氫的低成本優勢，預計未來其占比將進一步提升。
2、藍氫：減碳時代，“灰氫”向“綠氫”的過渡
世界制氫工業正處于從“灰氫”到“藍氫”的轉變階段，推行“藍氫”勢在必行。化石能源制氫雖然成本低，但碳排放水平較高，通過引入CCUS技術，可有效降低化石能源制氫過程中的碳排放水平。據《中國氫能源及燃料電池產業白皮書2020》估算，2030年我國氫氣的年需求量將從3342萬噸增加至3715萬噸，2060年則增加至1.3億噸左右、在終端能源體系中占20%。在“碳中和愿景下的低碳清潔供氫體系”下，脫碳是氫能產業發展的第一驅動力。“藍氫”則成為“灰氫”過渡到“綠氫”的重要階段，對推動建立氫能經濟有重要作用。
CCUS技術是指將CO2收集分離再利用，或輸送到封存地點，避免直接排放到大氣中的技術。在煤制氫耦合CCUS技術中，煤炭經過氣化生成合成氣，合成氣經過水汽變換后得到富氫和富CO2氣體，再進一步經脫硫脫碳工藝得到氫氣和CO2，所得CO2進行再利用或封存。以我國CCS（CO2捕集與封存）示范項目為例，神華煤直接液化廠煤氣化制氫過程中會排放部分CO2尾氣（體積分數約為87.6%），尾氣經過使用CO2壓縮機將高濃度CO2尾氣加壓，再經過脫油脫硫等除雜工序，提高CO2的純度，然后通過變溫變壓吸附（TSA）脫水，隨后CO2尾氣被冷凍、液化及精餾，再經深冷后送球罐存貯，封存至地下多層鹽水層中。在石油化工尾氣回收氫氣結合CCUS技術中，我國已有企業開發DIMER VSA/PSA耦合工藝系統，把含約51%CO2和30%氫氣的煉油制氫尾氣，以低能耗高效率地從制氫尾氣中分離回收氫氣（純度>99%）和CO2（純度>95%），后續可再將高純度CO2進行利用、封存。
結合CCS技術可使煤制氫碳排放當量下降約一半。煤制氫碳排放核算范圍涵蓋原煤開采、原煤洗選、煤炭鐵路運輸、煤炭制氫、CO2捕集與壓縮、CO2管道運輸、CO2陸上鹽水層封存七個環節。采用CCS技術前，煤制氫碳排放測算為22.66kgCO2eq/kgH2。其中，煤炭制氫環節碳排放貢獻最大，占比92.3%；其次為煤炭開采和洗選環節，占比7.5%；煤炭運輸環節碳排放可近似忽略不計。采用CCS后，煤制氫碳排放量下降至10.52kgCO2eq/kgH2，降幅53.5%。該數值依然是一個較高的排放水平，主要原因在于結合CCS的煤制氫系統消耗大量電力導致大量間接溫室氣體排放、CO2捕集設施難以捕集煤制氫的所有直接碳排放，以及煤炭開采過程排放了大量的CO2和CH4等溫室氣體。
結合CCS技術提升了化石能源制氫成本，但仍低于電解水制氫成本。在不考慮碳交易價格時，兩種采用CCS的化石能源制氫方式中，無、有CCS天然氣制氫（SMR，蒸汽甲烷重整）成本分別約為18、24元/kg，結合CCS后成本上升約33.3%；無、有CCS煤制氫成本分別約為11、20元/kg，結合CCS后成本上升約81.8%，但仍低于電解水制氫成本。
3、綠氫：光伏制氫最具潛力，龍頭企業紛紛布局
“綠氫”全稱可再生能源電解水制氫。電解水制氫的原理是在充滿電解液的電解槽中通入直流電，水分子在電極上發生電化學反應，分解成氫氣和氧氣。根據電解槽隔膜材料的不同，電解水制氫主要分為堿性電解水、質子交換膜電解水（PEM）和固體氧化物電解水（SOE）三類。其中，堿性電解水技術已經實現工業規模化產氫，技術成熟；PEM處于產業化發展初期；SOE還處在實驗室開發階段。
預計在較長時間內，堿性電解水制氫仍是主要的電解水制氫手段。堿性電解水制氫技術成熟，配套成本低，但耗電量高于其他技術路線；PEM在耗電量和產氫純度方面都占優，但由于質子交換膜等核心部件依賴進口，電解槽成本昂貴，因此總體成本比電解水制氫高40%左右。隨著核心部件國產化、技術進步及規模效應降本，根據中國電動汽車百人會的預計，2030年PEM在電解水中的市占率將達到10%。
電解水制氫的經濟性主要取決于電費。根據中國氫能聯盟的數據，2020年我國化石能源制氫占比達67%，而電解水制氫只占3%。當前化石能源制氫由于成本優勢占據主導，但長期來看，二氧化碳的大量排放與“雙碳”目標背道而馳。電解水制氫具有綠色環保、生產靈活、純度高等優勢。以目前主流的堿性電解水為例，制氫效率約5度/立方米，電費成本約占85%，因此其經濟性受電價的影響大。如果按照平均工業電價0.6元計算，產氫成本約40-50元/kg，明顯偏高。據估算，當電價低于0.3元時，電解水制氫成本與其他工藝路線相當。
長期來看，綠氫占比有望大幅提升。根據《中國氫能源及燃料電池產業白皮書》的預測，受益于可再生能源成本下降以及碳排放約束，2020-2030年間綠氫比例將從3%上升15%。2050年我國氫氣需求量將接近6000萬噸，在終端能源體系中占比10%，其中綠氫比例進一步增長到70%。短期來看，綠氫占比受具體項目影響較大。如中國石化今年2月在新疆庫車規劃1GW光伏制氫項目，預計年產氫氣2萬噸，建成后將成為全球最大的綠氫生產項目。
目前全國大部分地區的光伏度電成本在0.3-0.4元，午間光伏的“谷電”成本還要更低，青海等優質資源地區已降至0.2元。總體而言，光伏制氫是最具潛力的電解水制氫方式，目前已經初具經濟性。
電解水市場集中度高。堿性電解水設備成熟，國內主要廠商包括中船重工718所、考克利爾競立（蘇州）、天津大陸等，國外主要廠商包括NEL（挪威）、Mcphy（法國）、IHT（瑞士）等；PEM電解水仍在商業化初期，降本增效是后續目標，上述龍頭企業也積極參與PEM電解水設備的研發和改進。
光伏、石化等跨界龍頭企業紛紛布局。隆基股份、陽光電源、中國石化、寶豐能源等跨界龍頭企業已開始紛紛布局光伏制氫賽道，從技術研發、工程建設、商業模式等多方面展開探索。
（二）中游儲運：目前仍以高壓氣態為主，儲氫材料突破將助力氫能大發展
氫是所有元素中最輕的，在常溫常壓下為氣態，密度僅為0.0899 kg/m3 ，是水的萬分之一，因此其高密度儲存一直是一個世界級難題。儲氫問題有待突破，氫能將迎來繁榮發展。
高壓氣態儲氫是目前最常用并且發展比較成熟的儲氫技術，其大規模的運輸的方式是管道運輸。我國目前正不斷建設氫氣管道工程，中國石油天然氣管道工程有限公司中標河北定州至高碑店氫氣長輸管道項目，擬建設管道全長達145公里。這條管道擬建設管徑508毫米，設計運輸量10萬噸/年。未來管道輸送氫氣壓力等級升級和氫氣管道規模擴大能降低氫能管道輸送成本。液態儲運的儲氫密度高，能運送大量氫氣，適用長距離運輸氫氣運。但液體轉化成本高，我國油氣公司在LNG和LPG領域有豐富的經驗和運輸車輛儲備，未來伴隨成本下降，有望在液態氫氣運輸上具備競爭力。相對另兩種運輸方式,固態運輸技術難度較大，還有待發展。
加氫站是氫能產業發展的重要環節，自2014年以來，全球加氫站的數量不斷增長，到2020年底達到了553站。中集集團在氫能源領域布局多年，具有一定的優勢。
1、技術分為高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫和儲氫材料儲氫
儲運氫氣的方式主要分為氣態儲運、液態儲運和固態儲運（儲氫材料）。我國目前氫氣運輸的主要方式是高壓氣態長管拖車為主，但是未來有望同時發展氣、液、固三種儲運方式。
1）氣態儲氫：目前以長管拖車為主，未來將發展管道運輸
高壓氣態儲氫是目前最常用并且發展比較成熟的儲氫技術，其儲存方式是采用高壓將氫氣壓縮到一個耐高壓的容器里。目前所使用的容器是鋼瓶，它的優點是結構簡單、壓縮氫氣制備能耗低、充裝和排放速度快。但是存在泄露爆炸隱患，安全性能較差。當前以長管拖車的運輸方式為主，未來更大規模發展需依靠管道運輸。
高壓氣態長管拖車的運輸方式，運輸量較小，運輸途中交通風險較大，僅適用于少量氫氣、短距離的運輸需要，目前與我國氫能應用的少相匹配。這種運輸方式的好處是前期投資要求低，技術成熟。未來隨著氫能在所有能源中的占比提升，勢必要發展其他儲運方式。
更大規模的運輸的方式是管道運輸。因為氫氣容易在接觸普通鋼材時發生“氫脆”的現象，所以管道必須使用蒙耐爾合金等特殊材料，導致管道運輸的前期投資成本大，高達500萬/km。但是運輸氫氣量也巨大,適合有固定站點大量使用氫氣的情況。截至2017年底，我國氫氣管道總里程約400公里，主要分布在環渤海灣、長三角等地。我國目前正不斷建設氫氣管道工程。中國石油天然氣管道工程有限公司中標河北定州至高碑店氫氣長輸管道項目，擬建設管道全長達145公里。這條管道擬建設管徑508毫米，設計運輸量10萬噸/年。還將在河北保定徐水區崔莊鎮建立氫氣母站，以供應雄安新區。
氫能應用若想大規模商業化，勢必要解決運輸管道規劃施工問題。我國目前的氫氣多為工業副產氫，來源于煤炭行業，產地多在北方內陸地區。應用則多在東部沿海較發達地區。從氫能產地到氫能應用地有上千公里的距離，且東部地區氫能用量大，采用拖車運輸的方式無法解決東部地區氫能短缺的問題，建設長距離氫氣運輸管道勢在必行。雖然運輸管道建設成本高，但是未來管道輸送氫氣壓力等級升級和氫氣管道規模擴大能降低氫能管道輸送成本。
2）液態儲氫：產業化仍需成本下降
液態儲運的儲氫密度高，能運送大量氫氣，適用長距離運輸氫氣運。但液態氫的密度是氣體氫的845倍。液態氫的體積能量密度比壓縮狀態下的氫氣高出數倍，如果氫氣能以液態形式存在，那它替換傳統能源將水到渠成，儲運簡單安全體積占比小。但事實上，要把氣態的氫變成液態的并不容易，液化1kg的氫氣需要耗電4-10 kWh，液氫的存儲也需要耐超低溫和保持超低溫的特殊容器，儲存容器需要抗凍、抗壓以及必須嚴格絕熱。
我國油氣公司在LNG和LPG領域有豐富的經驗和運輸車輛儲備，若成本下降得以實現，未來有望在液態氫氣運輸上具備競爭力。目前海外超過1/3的加氫站使用液態儲運的方式。
3）固態儲氫：發展前景廣闊，但技術尚未成熟
另一種運輸方式是使氫氣溶于液氮或有機液體中進行運輸。這種方式對化學反應條件較嚴苛。相對另兩種運輸方式,固態運輸技術難度較大，還處于研發階段。未來若氫能市場擴張迅速，且固態運輸達到應用要求，那么固態運輸能發揮儲氫密度高、運輸氫氣量大的優勢。
儲氫材料種類非常多，主要可分為物理吸附儲氫和化學氫化物儲氫。其中物理吸附儲氫又可分為金屬有機框架（MOFs）和納米結構碳材料，化學氫化物儲氫又可分為金屬氫化物（包括簡單金屬氫化物和簡單金屬氫化物），非金屬氰化物（包括硼氫化物和有機氫化物）。
2、加氫站數量不斷增加，全球2020年底達到553座
加氫站是氫能產業發展的重要環節，其作用類似加油站給汽油/柴油車加油，加氫站是給氫動力車提供氫氣的燃氣站。自2014年以來，全球加氫站的數量不斷增長，到2020年底達到了553站。
多個主要國家對加氫站的建設有部署，希望通過加氫站的建設提高氫能在能源使用中的占比。如日本在《氫能基本戰略》提到到2050年要用加氫站逐步替代加油站。
亞洲國家氫能替代加速，2018年加氫站規模增速首超歐洲。
3、氫氣儲運加環節產業鏈公司梳理
（三）燃料電池汽車
2050年，氫能源將承擔全球18%的能源需求，有望創造超過2.5萬億美元的市場，燃亮電池汽車將占據全球車輛的20-25%。雖然當前整體基數較小，但近年來氫能源汽車都保持了較高的銷量和保有量增速，2016年和2019年年復合增長率分別為63%和114%。截止2020年底，我國氫能源汽車保有量為7,352輛。
燃料電池具有效率高、污染小、噪聲低、充能快等優勢。2020年全球燃料電池出貨量1318.7MW，市場規模42億美元。燃料電池降本空間大，據測算，我們認為2020-2030年每年系統成本下降14%左右。長期來看，燃料電池汽車仍將是燃料電池市場的增長主力。根據預測，2020-2025年全球燃料電池市場年復合增長16.64％，2025年將達到90.5億美元。可以看出燃料電池和氫能源汽車未來市場發展空間大，看好燃料電池和氫能源汽車發展前景。
1、燃料電池汽車：氫能源汽車
1）氫能源是理想的汽車動力來源，我國氫能源車尚處于起步階段
根據國際氫能委員會預計，2050年，氫能源將承擔全球18%的能源需求，有望創造超過2.5萬億美元的市場，燃亮電池汽車將占據全球車輛的20-25%。
氫能源熱值高，約為石油的三倍以上，是理想的化石燃料替代品。氫能源燃燒使用后不產生任何有害或溫室氣體，對我國實現“碳達峰”、“碳中和”等目標具有重要意義。氫能源汽車及配套的加氫站是氫能源產業鏈的主要下游。
相比于傳統汽車，氫能源汽車使用氫燃料電池作為動力來源，具有能量轉換效率高和完全無污染的優點。相比于鋰電池電動車，氫能源汽車除了不受溫度影響、續航里程更長以外，還具有能迅速補充燃料（3~5分鐘）的優點。然而，不同于鋰電池電動車可以利用現有電網建造充電站，氫能源汽車使用的加氫站目前完全依賴長管拖車運輸，效率較低且成本較高。加氫站成本高昂、數量稀少加上汽車自身成本較高等一系列原因制約了氫能源汽車的發展，目前氫能源汽車尚未得到大范圍應用。
目前，氫能源汽車的主要應用范圍集中在商用車領域。根據新能源汽車國家檢測與管理平臺的統計數據，截止2019年底，國內氫燃料電池汽車中物流用車占比60.5%，公交、通勤等客車占比39.4%，乘用車僅用于租賃且占比僅0.1%。經過多年的研究和發展，目前中國在氫能源制造、儲運、燃料電池等方面發展迅速，為氫能源汽車的發展提供了良好的基礎。雖然整體基數較小，但近年來氫能源汽車都保持了較高的銷量和保有量增速，分別由2016年的629輛和639輛上升至2019年的2,737輛和6,175輛，年復合增長率分別為63%和114%。2020年受新冠疫情影響，銷量下降為1,177輛。截止2020年底，我國氫能源汽車保有量為7,352輛。
2）氫能源下游應用-汽車整車
（1）在日趨嚴苛的環保需求下，政策加大產業扶持力度。
在減少碳排放的全球趨勢下，我國及美歐日等發達國家和地區都將發展新能源作為戰略目標，氫能源汽車在其中都占據重要地位。
氫能源汽車是我國新能源汽車發展的主要技術路徑之一。氫能源汽車在《國家創新驅動發展戰略綱要》《中國制造 2025》《汽車產業中長期發展規劃》 等重要戰略綱要中，均被列為要大力發展的產業。
2016年發改委與能源局編制的《能源技術革命創新行動計劃（2016-2030年）》和《能源生產和消費革命戰略（2016-2030）》將發展氫能源燃料電池和氫能源汽車作為重點任務。《“十四五”規劃》和《新時代的中國能源發展》白皮書都提出將面向重大共性關鍵技術，部署開展新能源汽車、可再生能源與氫能技術等方面的研究，同時還將加速發展氫能產業鏈技術裝備，促進氫能燃料電池技術鏈、氫燃料電池汽車產業鏈發展。
根據中商產業研究院撰寫的《中國氫能產業發展報告2020》，預計中國氫能源汽車保有量到2025年達10萬輛，CAGR高達115%，市場規模800億元。客車、物流用車等商用車仍將占據主要地位，保有量占比在80%以上。2030年后，隨著燃料電池技術的成熟和成本的下降，重卡和乘用車規模也將迅速擴大。規劃在2030年氫能源燃料電池汽車保有量達80~100萬輛。
除我國外，歐洲、美國、日本等汽車工業發達的地區和國家也都積極規劃和發展氫能源汽車和配套產業。
（2）汽車巨頭陸續入局
在全球范圍內，燃料電池乘用車市場仍然屬于早期階段，由于目前制造成本原因，單車售價較高，加氫成本過高等因素導致氫能源汽車銷量很難突破1萬輛大關。
以豐田Mirai、現代Nexo為代表的燃料電池乘用車車型銷量逐年上升，2019年Nexo全球銷量首次超過豐田Mirai。與豐田重視國際市場的策略不同，現代深耕本土市場，在2019年Nexo銷量突破1萬輛。豐田發布了二代Mirai車型，相比第一代車型平臺提升，基于GA-L后驅平臺打造，儲氫量增加1L，續航提升30%達到650公里，銷量目標3萬輛+/年。豐田在國內策略是通過其電堆系統與國內主機廠合作打開市場，已于2019年與福田、一汽、金龍、廣汽等合作小批量產車型。
2、燃料電池：
燃料電池是一種把燃料所具有的化學能直接轉換成電能的化學裝置，是繼水力發電、熱能發電和原子能發電之后的第四種發電技術。燃料電池由陽極、陰極、電解質和外部電路組成，其中燃料在陽極氧化，氧化劑在陰極還原。如果在陽極連續供給燃料（氫氣、天然氣、甲醇等），而在陰極連續供給氧氣或空氣，就可以在電極上連續發生電化學反應并產生電流。
燃料電池具有效率高、污染小、噪聲低、充能快等優勢。（1）效率高：燃料電池直接把化學能轉化成電能，不受卡諾循環的限制，理論效率可達85-90%，目前實際轉化效率約為40-60%；（2）污染小：一般使用氫氣作為燃料，不產生溫室氣體和含硫、氮的污染物；（3）噪聲低：結構簡單，不含機械傳動部件，工作時噪聲低；（4）充能快：燃料電池汽車加氫與燃油車加油過程類似，僅需5-10分鐘，明顯快于電動車。
按照電解質的類型劃分，燃料電池可分為五大類，其中質子交換膜電池（PEMFC）是車用主流技術方案。不同電解質類型決定了其電池使用的催化劑、氧化劑、工作溫度的不同，因此有不同的應用領域。PEMFC由于其工作溫度低、啟動快、氧化物易得的優勢，多用于運輸領域；PAFC、SOFC、MCFC由于工作溫度高，多用于固定領域，如分布式電站。
全球燃料電池市場潛力大，其中交通運輸類燃料電池將成為增長主力。根據E4tech發布的2020燃料電池產業回顧，2020年全球燃料電池出貨量1318.7MW，市場規模42億美元。按用途劃分，交通運輸類出貨量993.5MW，占比75.3%；按種類劃分，PEMFC出貨量1029.7MW，占比78.1%。長期來看，燃料電池汽車仍將是燃料電池市場的增長主力。根據QYResearch的預測，2020-2025年全球燃料電池市場年復合增長16.64％，2025年將達到90.5億美元。
國產化率低與產量低導致燃料電池成本高。電堆是將化學能轉化為電能的核心部件，在燃料電池中成本占比60%。其中雙極板、膜電極、密封層等核心零配件高度依賴進口，是導致成本居高不下的重要原因。目前國內多家企業投入電堆核心技術的研究，部分頭部企業陸續生產電堆產品并投入驗證；產量低是導致燃料電池成本高的另一重要原因。根據觀研報告網的測算，當燃料電池系統年產量從1000套逐漸增加到5萬套時，成本下降將超過75%。
燃料電池降本空間大。未來燃料電池成本下降可以從兩方面入手：第一是技術進步和制造工藝提升，第二是規模化效應攤銷成本。根據歐陽明高院士在第三屆未來能源大會上的預測，2030-2035年間燃料電池系統成本有望從目前的5000元/千瓦下降至約600元/千瓦，下降88%。據此測算，我們認為2020-2030年每年系統成本下降14%左右。
國內外燃料電池技術差距大，國產化率亟待提升。目前燃料電池產業在我國發展迅速，但主要以整車組裝、示范運營為主，產業鏈中電堆、膜電極、雙極板等核心技術布局較少。從燃料電池動力系統集成度、環境適應性、可靠性和壽命、成本控制、氫氣儲存等技術指標來看，國內水平距離國際水平差距較大。目前我國自主研發和引進國外成熟技術的廠商并存，但關鍵部件材料性能與生產亟待提升。
整體而言，近年來中國氫燃料電池裝機量增速快，頭部企業占據了主要的市場份額。但考慮到燃料電池行業仍在發展初期，市場空間小，一旦有個別企業上量，整體市場格局就會發生較大變化。例如從2019和2020年的市場份額看，CR5由87%下降至69%，并且裝機前5的企業也不盡相同。這些廠家以系統集成為主，核心零部件仍高度依賴進口。我們認為需密切關注未來幾年的市占率變化，以及在電堆等核心零配件方面具有技術優勢的廠家。
三、風險提示
-
燃料電池汽車銷量不及預期，政府補貼下滑導致行業增長放緩的風險；
-
燃料電池國產化進度不及預期；
-
新能源制氫滲透率緩慢的風險。
