【国盛证券】电解水系列之三:氢能产业链梳理:制氢、运氢、用氢.pdf

2024-02-02
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1. 制氢端:电解槽为制氢环节核心设备,海外空间大于国内

制氢环节主要包括煤制氢、天然气制氢等化石能源制氢,工业副产品制氢及电解水制氢 三种方式,未来绿氢占比有望快速提升并占据主导地位。根据制氢工艺以及碳排放量的 不同,氢能主要分为灰氢、蓝氢、绿氢三类。灰氢指通过化石燃料燃烧产生的氢气。蓝 氢指在灰氢基础上,结合碳捕获与存储(CCS)技术的制取的氢气。绿氢指利用可再生能 源等电能通过电解工序制得的氢气,其过程可实现零碳排。短期煤制氢成本更具优势, 长期电解水制氢零碳排潜力更大。


化石能源制氢:主要通过煤、石油或天然气与水蒸气反应得到 H2和 CO,再通过 CO 变化、H2 提纯等工艺制得高纯度氢气。该方法成本低,产量较大,但碳排放高。


工业副产品制氢:采用变压吸附法(PSA 法)将富含氢气的工业尾气回收提纯制氢。 工业副产氢的资本投入和原料投入少于化石能源制氢,具备成本和环保优势。


可再生能源制氢(电解水):利用可再生能源所产电能使电解槽阴极产生还原反应从 而制得氢气。电解水制氢工艺简单,且无温室气体排放,是最为清洁的制氢方法。


2021 年起氢能行业快速发展,2023 年电解槽累计招标超 2.3GW,同比大幅增长,预 计 2024 年国内电解槽需求高增。2022 年,国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规 划(2021-2035 年)》,明确氢能为战略性新兴产业的重点方向。随着新能源发电规模扩 大&发电成本降低,电解水制氢成本较往年大幅下降,大量绿氢项目落地,电解槽需求高 增。据索比氢能,23Q1~Q3 累计公布 19 个电解槽中标项目,总中标量达 2341.025 MW。 2023 年 12 月 12 日,中国能建 2023 年制氢设备集中采购项目发布中标候选人公告,累 计采购 125 套电解槽。新增中国能建项目中标公示后,2023 年电解槽累计招标规模达更 高(其中 800~1200MW 为 SOEC 类招标),预计 2024 年国内电解槽需求高增。


1.1 电解水制氢成本约 16.6 元/kg,未来经济性有望进一步提升


短期电解水制氢经济性低于其他制氢方式。长期,我们判断随着电解槽单槽产量提升, 叠加可再生能源发电占比提升带动电价下行,电解水制氢性价比有望提升。 煤制氢:在煤价 200~1000 元/吨时制氢成本为 6.77~12.14 元/kg,因此更加适合中 央工厂集中制氢的规模化生产方式。 天然气制氢:随天然气价格变化,制氢成本可以从 7.5 元/kg 增加到 24.3 元/kg,其 中天然气原料成本占 70~90%。此外,由于我国天然气资源有限且含硫量较高,处 理工艺复杂,国内天然气制氢经济型远低于国外。




工业副产氢:除焦炉煤气副产品制氢成本较低外(约 0.83~1.33 元/Nm3,折合约 9.3~14.9 元/kg),其他各类工业副产品制氢成本大多在 1.2~2 元/Nm3,按 1 公斤 等于 11.2 标方折算,工业副产品制氢成本区间在 13.44 元~22.40 元/kg 不等。


电解水制氢:以碱性设备为例,为简化测算,假设中不包含土建和设备维修成本 1)假设整套电解槽设备 950 万元,折旧年限 15 年; 2)单标方氢气耗电量 5kwh,单公斤氢气耗水量 10 公斤,需 4 人启停&维护设备; 3)产能 1000 标方/h 电解槽工作时间为 8h/天,合计 300 天/年。 测算得,若电价低至 0.15 元/kwh,电解水制氢成本为 13.1 元/kg,略高于煤制 氢成本上限。按广东省五市(广州、珠海、佛山、中山、东莞)最新大工业谷电电 价 0.21 元/kwh 来看(2021 年 10 月起执行),电解水制氢成本约 16.6 元/kg。未来 随着可再生能源发电占比提升,电价有望进一步降低,增强电解水制氢经济性。


1.2 电解槽占比制氢设备价值量 50%以上,电费为电解水制氢主要成本


电解槽为电解水制氢核心设备,电力成本和设备成本构成电解水制氢主要成本。电解槽 是电解水制氢设备中重要一环,其工作原理为,水分子通电后发生电化学反应,分离出 组成水分子的氢和氧。相较于其他制氢方法,电解水制氢具有氢气纯度高、零碳排放等 优势。据 Oxfordenergy 数据,电解水制氢成本主要由电力成本和设备成本构成,其中电 费占电解水制氢总成本的 70%以上,设备成本占比约为 14%。据北极星氢能网,碱性、 PEM 电解水制氢耗电量为 1 标方氢气 5 度电左右,则单槽产量 1000 标方电解槽设备 1 小时耗电量为 5000 度电,电价成本为电解水制氢成本关键。据珠海市氢能发展规划文 件,我们判断现阶段电解槽全套设备价格约 800-1000 万元。


电解水制氢设备主要由电气设备、电解槽、气液分离&干燥纯化系统构成,电解槽占比 设备成本 50%以上。全套的电解水制氢设备主要由电气设备(供电系统)、电解槽、气 液分离&干燥纯化系统及其他辅助系统(补水、电控、热处理等)构成。其中,电气设备 为电解槽主体提供电源,同时控制/调节装置压力;电解槽为电解水制氢设备主体,通过加入电解液,分离出氢气和氧气;气液分离&干燥纯化系统将电解液中的氢气进行分离, 同时进行干燥&提纯处理,产出高纯度氢气成品;其他设备包括补水装置等,电解过程需 消耗大量的水。目前主流电解水制氢方案(碱性电解槽、PEM)来看,电解槽仍为设备 成本中占比最大的部分。据 Oxfordenergy 数据,电解槽成本占比整体设备约 50%,电 力设备、气液分离&干燥纯化设备成本占比约 15%/15%。


产业链来看,电极和隔膜为电解槽设备核心壁垒。1)电极:电极主要为纯镍的电极材料, 以镍网为基底,喷涂以雷尼镍催化剂,是水电解反应的发生场所,影响电解槽制氢效率。 原材料镍基电极通常采用外购,喷涂技术为一大壁垒。2)隔膜:一方面,隔膜隔离阴极 产生的氢气与阳极产生的氧气,保证出口气体的纯度;另一方面,隔膜与电解液相容, 减少电解槽内阻及能耗。性能好的隔膜需同时具备高气密性(实现氢氧分离)和低内阻 性(实现更低电耗)。


迭代方向看,我们判断电解槽主要朝大产量、高效率和智能化方向发展。单槽设备大型化:目前市场主流设备容量以 1000 标方为主(即单台设备 1 小时生 产 1000 标方氢气,1 公斤=11.2 标方,1000 标方约合 90 公斤),各厂商均致力于 提升单槽产氢量从而扩产增收。提升单槽产能可主要通过 1)增加电解小室数量从 而增大电解槽体积,但易造成电解槽中部下沉、影响设备气密性等问题;2)提升设 备电流密度从而提高产氢量,但对设备工艺提出更高要求,例如需采用内阻更小的 隔膜,使得设备电流密度提升同时维持能耗,减少投资成本。高效率:提升设备转化效率意味着同样能耗水平产出更多氢气。现阶段碱性电解槽 转化效率较低,SOEC 高温下转化率理论值可达 100%,但材料劣化率高,平衡设备 生命周期和转化效率后,性价比低于碱性电解槽。我们认为,提升转化效率核心在 于减少设备直流电耗,头部企业在提效方面相对更优。 智能化:现阶段,电器设备及其他辅助设备主要调节电解槽主体的电源、电压以及 控制电解液浓度。未来随着可再生能源快速扩张,叠加储能规模高速增长,我们判 断设备智能化为一大发展方向,即由仅控制设备主体升级为控制设备主体、可再生 能源及储能系统等。


1.3 海外电解槽需求大于国内,预计至 2030 年海外电解槽装机规模 200GW 以上


国内空间:行业自 2021 年起快速增长,预计至 2030 年电解槽规模有望超 80GW。据 GGII 调研统计,2021 年中国电解水制氢设备市场规模超 9 亿元,出货量超 350MW。据 华夏能源网,2022 年中国碱性电解槽总出货量约 800MW,同比翻番。目前各厂商积极 入局电解槽领域,全国绿氢项目落地加速,我们判断今年行业需求仍能翻倍。按 2030 年 中国氢气产量 3715 万吨,电解水制氢 500 万吨测算,我们预计 2030 年电解槽规模有望 超 80GW,对应市场规模约 1160 亿元,较 2022 年水平成长空间广阔。




海外空间:预计至 2030 年欧洲、中东、印度电解槽规模达 200GW。


欧洲:预计 2030 年欧洲累计电解槽装机规模达 100GW。 预计 2030 年欧洲累计电解槽装机规模达 100GW。据 Hydrogen Europe,2025 年欧洲 电解槽制造商预计年产能扩大至 25GW,2030 年累计装机规模达到 100GW(考虑设备 效率 58%-64%,生产 1000 吨氢气需要 90-100GW 电解槽规模)。短期碱性电解槽设备 相较于 PEM 更具成本优势,以 5MW 每台设备为基准测算,2020 年海外碱性、PEM 电 解槽成本中值分别为 360 万美元/530 万美元。据 ITM 财报,预计至 2029 年 PEM 设备 降本空间约 50%(降价后 PEM 电解槽约 1800 万元/台),届时电解水制氢经济性有望进 一步提升,形成对目前主流灰氢的持续替代,成长空间广阔。


中东:具备绿氢生产地理优势,理想状态 2030 年电解槽累计装机约 46.3GW。 中东具备绿氢生产地理优势(太阳能丰富)。中东地区大多数国家都拥有丰富的太阳能, 具备绿氢生产的地理优势,其中,沙特的氢能布局推进较快。2021 年 10 月,沙特提出 计划至 2030 年生产和出口 400 万吨左右的氢气。假设 2030 年生产和出口均为绿氢,以 单台 1000 标方设备、日运行时长 16 小时折算电解槽装机规模,则至 2030 年沙特电解 槽累计应装机 9259 台(以 5MW 功率/台测算,累计装机规模约 46.3GW)。Air Products 于 2020 年 7 月宣布大规模绿色制氢项目用以氨生产,投资总额约 50 亿美元,该项目将 与 ACWA Power 合作,在未来的沙特城市 NEOM,由 4GW 的可再生能源提供动力。此 外,AirProducts 公司还计划投资 20 亿美元建设配送基础设施,包括将氨转化为氢的仓 库,供公共汽车、卡车和轿车使用。该项目预计将于 2025 年开始运营。


印度:预计 2030 年电解槽累计装机约 57.9GW。 据 PV Magzine,印度每年氢气消耗量约 600 万吨,主要用于氨和甲醇生产及炼油厂。 2021 年 4 月,印度氢气联盟(IH2A)成立,提出至 2070 年实现 100%碳中和目标。2021 年 8 月,印度从国家层面确立绿氢规划,至 2030 年生产 500 万吨绿色氢。以单台 1000 标方设备、日运行时长 16 小时折算电解槽装机规模,则至 2030 年印度电解槽累计应装 机 1.16 万台(以 5MW 功率/台测算,累计装机规模约 57.9GW)。


2. 氢储运:承上启下,是氢能大规模、多元化场景应用的重 要基础

现阶段中国绿氢呈一定程度供需错配,氢储运为解决该产业发展瓶颈的重要方式。现阶 段,国内绿氢项目多落地在风光资源丰富的内蒙古地区,主要替代灰氢用于工业合成氨、 合成甲醇等项目,方式以就地消纳为主。但中国化工园区主要分布在华东及环渤海地区, 与现阶段绿氢落地区域呈一定程度供需错配。因此,氢储运为氢能大规模、多元化场景 应用的重要基础。目前气态氢储运为主流储运方式,其中长管拖车适用于 200km 以内的 短距离及运量较少的场景。近期管道运氢步入发展新阶段,氢储运有望迎来快速发展。


2.1 氢气密度极低且易燃易爆,氢储运难度大


氢气在常温常压下具有密度小、易燃易爆等特性,因此氢储运难度较大。据百科资料, 氢气易燃易爆,当空气中氢气浓度在 4.1%至 74.8%时,遇明火即可引起爆炸;氢气密 度低,约 0.089g/L,仅为空气的 1/14,是世界上已知的密度最小的气体。氢气的储存和 运输需将氢气加压缩小体积,以提高储运能力。此外金属材料在含氢介质中长期使用时, 材料由于吸氢或氢渗而造成机械性能严重退化,易发生“氢脆”现象,因此还需注意储 氢材料及运氢环境,以保证氢气在运输过程中的安全性。


2.2 氢储运:气态储运为目前主流方式,储氢瓶部件仍有较大国产替代空间


2.2.1 氢存储:III 型、IV 型气态储氢瓶应用较广,核心部件依赖进口致成本较高


氢气存储主要包括气态储氢、液态储氢、固态储氢等方式,目前气态储氢由于现阶段技 术最为成熟,是现阶段主要储氢方式。


气态储氢:高压气态储氢的工作原理为通过高压将氢气压缩,以高密度气态形式储 存,是现阶段发展最成熟的储氢技术。高压储氢瓶为气氢储运关键一环,储罐材质 影响储氢密度,进而影响储氢规模和能耗水平。目前气态储氢多采用 20MPa 钢制储 氢瓶储存,并通过长管拖车运输,具有初始投资成本低、能耗低等特点,但由于储 罐运输规模较小,该方式仅适用于短距离及小规模运输。


液态储氢:低温液态储氢的工作原理为通过高压、低温(-253℃)条件将氢气液化, 常温常压下液氢体积密度为气态时的 845 倍。相较于气态储氢,液态储氢储运效率 更高,适用于大规模、远距离运输,但初始投资成本较高(液化装备投入较大)且 能耗较高。目前液态储氢在海外应用较多,国内主要用于航空等高端领域。


固态储氢:固态储氢的工作原理为物理吸附(活性炭、碳纳米管等)或化学氢化物 (镁系、铁系储氢合金等金属氢化物可逆吸放)储氢。目前镁基储氢为最具发展潜 力的固态储氢材料之一。固态储氢储氢密度高、安全性优且氢气纯度高,但充放氢 环节成本高(需热交换)。现阶段固态储氢产业化进程较慢,主要系 1)现阶段固态 储氢材料存在重量储氢率偏低(eg.可逆储氢容量最高的 TiV 固溶体材料只有 2.6 wt%)或吸放氢温度高、循环性能差等问题(导致使用寿命短,影响经济性);2) 固态储氢多处于示范应用阶段,储氢材料多处于实验室或中试阶段,制造批量小, 成品率偏低,承压容器和阀门管道等配件加工成本高,致固态储氢系统的成本偏高。


燃料电池汽车储氢瓶大多使用碳纤维材料的 III 型、IV 型储氢瓶。车用气瓶主要分为四 种类型,燃料电池汽车储氢瓶大多使用 III 型、IV 型两种型号。I 型瓶由金属钢组成;II 型瓶以金属材质为主,外层缠绕玻璃纤维复合材料;III 型、IV 型瓶主要基于碳纤维增强 塑料材料,前者内胆为金属,后者内胆为塑料,气瓶质量轻、单位质量储氢密度较高, 外部通过碳纤维增强塑料缠绕加工而成。目前国内主流的车载储氢瓶仍为 35MPa III 型 瓶,储氢瓶核心材料及零部件如碳纤维、瓶口阀、减压阀等主要依赖进口,成本较高。


2.2.2 氢运输:长管拖车适用于中短距离运输,管道运氢步入发展新阶段


主流氢气运输主要包括长管拖车和管道输氢两种方式。针对于中短距离运输,气氢拖车 方式因节省了液化成本与前期管道建设费用,经济性较高,当用氢规模扩大,运输距离 增大后,采用液氢槽车、输氢管道等方案经济性优势明显。液氢槽车运输方式相较于 20MPa 气氢拖车,可使单车运输量提升 9 倍,充卸载时间减少 1 倍。




气氢储运成本随运输距离增加而上升,同等运输距离下大压力储氢成本优势显著。据《氢 能供应链成本分析》(作者为张轩等),该文件中以长管拖车为例测算运氢成本,假设① 长管拖车满载氢气质量 350kg(20MPa)/1200kg(50MPa),管束中氢气残余率 20%; ②氢源距离加氢站 100km,加氢站用氢量 500kg/天;③拖车百公里耗油量 25L,柴油价 格 6.5CNY/L;④拖车车头和管束 70 万元,10 年直线法折旧;⑤每车配司机及装卸操作 员各 1 人,人员及车险费用 11 万元/年,车保养及过路费合计约 1 元/km;⑥每次氢气 压缩过程耗电 1kWh/kg,电价 0.6 元/kWh;⑦运氢毛利 15%。当运输距离为 50km 时,氢气的运输成本为 4.90 元/kg;距离为 500km 时运输成本近 21.75 元/kg,运输成 本随运输距离的增加而上升。另一方面,大压力条件下的成本优势随运输距离增加分化 明显,当运输距离为 200km 时,50MPa 较 20MPa 运氢成本低约 5.54 元/kg。我们 判断,未来大压力值的钢瓶储氢瓶为未来高压气氢储运的发展方向。


国内氢气长距离输送管道进入发展新阶段,管道运氢成本仅同距离气氢拖车 1/5。2023 年 4 月 10 日,中石化宣布“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国 一张网”建设实施方案》。国内氢气长距离输送管道进入新发展阶段。管道起终点为内蒙 乌兰察布-北京燕山石化,全长 400 多公里,一期运力 10 万吨/年,预留 50 万吨/年的远 期提升潜力。管道建成后,将用于替代京津冀现有化石能源制氢及交通用氢。相较于长 管拖车,管道更适用于大范围、长距离运输氢气。据中国氢能产业发展白皮书,100km 管道运氢成本约 1.2 元/kg,为同等距离下气氢拖车成本的 1/5;距离达 500km 时,管道 运氢成本约 3.02 元/kg,为同等距离气氢拖车成本(20 元/kg)的 1/6。


3. 加氢站:上游制氢端与中下游储运及用氢端的重要枢纽, 制加一体站回本周期较短

加氢站是上游制氢、储运与下游氢燃料电池车应用的重要枢纽,未来经济性有望逐步提 升。通常,加氢站由制氢系统、压缩系统、储存系统、加注系统和控制系统等部分组成。 从站外运达或站内制取纯化后的高纯氢气,通过氢气压缩系统压缩至一定压力,加压后 的氢气储存在固定式高压容器中。当需要加注氢气时,氢气在加氢站固定高压容器与车 载储氢容器之间的高压差的作用下,通过加注系统快速充装至车载储氢容器。


3.1 成本拆解:压缩机、储氢设备、加氢设备成本合计占比约 44%


价值量分布来看,压缩机、储氢设备、加氢设备成本占比合计达 44%。为简化测算条 件,不考虑土地费用情况下,据清氢研究院及《Joint agency staff report on assembly bill 8: assessment of time and cost needed to attain 100 hydrogen refueling stations in California》,一座 35MPa/70MPa、日供氢能力 180kg,存储能力 250kg 的外供氢高压氢 气加氢站,建设成本需 200 万美元(以 2024 年 2 月 1 日汇率 7.18 折算,建设成本约 1400 万元)。现阶段,由于目前氢能以示范运营项目为主,车辆运营时长与加氢频次较 低,因此现阶段加氢站收益性较弱。未来加氢站经济性的提升,主要来源于政府支持力 度的提升、核心设备国产化以及制加一体站模式的推广。若考虑氢运输成本(假设运输 距离 50km,加氢站使用年限 15 年), 气管拖车运输成本 5 元/kg(50km), 则气氢拖车运氢成本约 684 万元(250kg/天*5 元/kg*365 天*15 年),外供氢高压氢气 加氢站总成本约 2084 万元(建设成本 1400 万元+运氢成本 684 万元);管道运氢成本 约 164 万元(250kg/天*1.2 元/kg*365 天*15 年),外供氢高压氢气加氢站总成本约 1564 万元(建设成本 1400 万元+运氢成本 164 万元)。若运输距离大于 50km,外供氢 高压氢气加氢站总成本预计进一步增加。


目前我国加氢站全部为高压氢气储存加氢站。加氢站技术路线包括外供氢高压氢气加氢 站、外供液氢加氢站以及内制氢加氢站。加氢站成本结构中,储氢瓶、压缩机和加氢系 统,分别占比成本 18%/13%/13%,合计占比加氢站投资总成本约 44%。现阶段,外供 氢高压氢气加氢站建设成本最低,且随着生产规模的扩大,成本将有下降空间。


3.1.1 高压储氢设施:成本占比约 18%,成本随储氢压力增大而提升。


高压储氢设施具有氢气储存和压力缓冲作用。国内加氢站主要采用高压储氢瓶组和高压 储氢罐作为加氢站固定储氢设施。加氢机的基本部件包括箱体、用户显示面板、加氢口、 加氢软管、拉断阀、流量计量、控制系统、过滤器、节流保护、管道、阀门、管件和安 全系统以及其他辅助系统等。据中科院宁波材料所特种纤维事业部,北极星氢能网, 35MPa 压力 IV 型瓶总成本约 2865 美元(折合约 19711 元),储氢系统成本构成来看,碳纤维复合材料成本占比近 80%。当压力增至 70MPa 时,储氢瓶总成本提升至 3490 美 元(折合约 24011 元),储氢瓶成本随压力增大而提升。




3.1.2 压缩机:成本占比约 13%,国产替代有望带动设备降本。


压缩机为加氢站内的核心设备,承担氢气增压的重要作用。氢气压缩机性能影响氢气假 期加注品质、加注效率及充装压力,为加氢站核心设备。据势银能链,目前国内加氢站 主要采用隔膜压缩机和液驱压缩机,2022 年占比压缩机应用类型约 66%/32%。隔膜压 缩机气体纯净度较高,在我国加氢站应用较广,但单机排气量相对较小;液驱压缩机单 机排量较大,但氢气可能受到污染。目前压缩机设备仍依赖进口,据《中国加氢站产业 发展蓝皮书 2022》,进口、国产压缩机比例约 68%/32%。


压缩机应用场景较为广泛。高压气态储氢通过高压将气态氢压缩体积并存储,该环节关 键设备为压缩机和储氢瓶。压缩机通过将氢气加压,降低氢气储存密度,在氢能产业链 中应用广泛。制氢端看,制氢厂需将生产出的氢气压缩至储氢瓶;储运端看,需要在运 输途中使用压缩机为氢气提供动力;应用端看,需通过压缩机再次压缩氢气进行储存。 据压缩机技术公众号发布的《加氢站压缩机发展现状与展望》(作者为贾晓晗等),以 35MPa 固定站加氢应用场景为例。长管拖车的进站压力为 20Mpa,离站压力为 5~6Mpa, 站内配有高、中、低三级氢气储罐,储罐压力等级分别为 45/35/25MPa。


3.1.3 加氢机:成本占比约 13%,国产化程度较高。


加氢机的主要功能是为氢燃料电池汽车的车载储氢瓶进行加注。加氢机外观与加油机类 似,其基本部件包括箱体、用户显示面板、加氢口、加氢软管、拉断阀、流量计、安全 系统等,核心部件国产化程度较高。加氢机的加注口有 35MPa 和 70MPa 两种型号,部 分加氢机只配有 35MPa 型号,部分同时配有 35MPa/70MPa 型号。 我国加氢站规模增加,成本优势推进氢储运产业化发展。截至 2020 年底,中国累计建 成 118 座加氢站,在建/拟建为 167 座;根据中国氢能源联盟预测,到 2050 年中国加氢 站将达到 10000 座。我们判断,中国建筑成本和人工成本或具备优势,因此国内加氢站 综合建设成本或低于全球其他国家。


3.2 发展趋势:制加一体站回本周期较快,有望成为未来加氢站主流方向


制加一体站可省去运氢成本,有望成为未来加氢站主流发展趋势。制氢加氢一体化是指 在加氢站内设置制氢设备,氢气制备完成后经过纯化系统纯化,然后将氢气通入压缩机,储存加注到加氢车辆的制氢加氢一体的建设方式。制氢加氢一体站可省去高昂的运氢费 用,电费为运营成本关键,在电价补贴支持地区有望成为加氢站发展趋势。


据势银氢链,以 2023 年加氢价格 35 元/kg,补贴 15 元/kg 计算(示范城市群氢价要求), 电解水制加一体站在日均加注负荷达到 30%可基本实现盈亏平衡;日均加注负荷超过 70%,可实现无运营补贴条件下加注盈利。


车百智库预计至 2025 年国内加氢站数量有望增至 1000 座。据中国氢能联盟制定的产 业发展路线图,预计到 2050 年,国内加氢站数量达到 1 万座以上。


4. 用氢端:燃料电池车有望迎来快速发展,加氢站为重要配 套设施

燃料电池车现阶段受限于燃料电池和加氢站建设高成本,预计政策催化下,燃料电池车 有望加速发展。下游用氢端来看,燃料电池车为主要应用场景,但现阶段发展较慢,主 要系 1)燃料电池车生产成本高,据科技丰润公众号,氢能重卡的购置成本目前约是柴 油车的 3 倍。据《新能源商用车白皮书》,预计氢能重卡全生命周期成本 TCO 有望于 2030 年左右做到与燃油、纯电重卡成本持平;2)配套基础设施加氢站建设成本高,单座加氢 站建设成本(35MPa、日供氢量/储氢量 180kg/250kg 的单座加氢站建设成本约 1400 万 元)是加油站、充电站成本的数倍。现阶段随着政策端支持力度加大,叠加规模效应后 成本有望逐步下行,预计氢燃料电池车有望快速发展。


燃料电池车成本高主要系 1)燃料电池造价高(催化剂中贵金属铂含量较高,推高整体 成本);2)燃料电池车产量低,现阶段不具备规模效应。据电澎湃公众号数据,一套氢 能源车的动力总成价格近 20 万,现阶段氢能源车产量大约为每年 1000 辆左右,该产量 对应电池成本约 180 美元/kw,则 100kw 电堆成本约 12.6 万元。


4.1 氢燃料电池:氢能使用的主要途径之一,现阶段燃料电池汽车成本高于 纯电和燃油重卡


燃料电池汽车在功率和能量密度上有更大的优势,同时更能适应大载重的工作环境。燃 料电池汽车为新能源汽车的一种,其燃料电池以氢气、甲醇等为燃料,通过化学反应发 电并驱动电机。在以氢为燃料的电池单元中,氢气通过电池堆中电池单元的阴极进入电 介质层,并被分解成质子和电子。质子穿过电介质层并移动到阳极,并与氧和电子结合 形成水。而电子则通过电路流回阴极,形成电流,并启动电机以驱动车辆。氢燃料电池 堆通常由多个电池单元组成。相比纯电汽车,燃料电池汽车在功率和能量密度上有更大 的优势,同时更能适应大载重的工作环境。其优势在氢燃料过渡到液氢之后将更明显。 但现阶段燃料电池汽车造价过高、配套设施不足,无法满足商用车所需 3 万小时使用寿 命(目前 1.5~2 万小时)。




质子交换膜燃料电池(PEMFC)为目前燃料电池车应用的主流技术。2020 年 9 月五部 委联合发布的《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》,明确 8 项核心部件(电堆、氢 气循环系统、空压机、膜电极、双极板、催化剂、碳纸、交换膜))作为技术突破重点。 根据电解质种类,氢燃料电池可分为质子交换膜燃料电池(PEMFC)、碱性燃料电池(AFC)、 磷酸燃料电池(PAFC)、熔融碳酸盐燃料电池(MCFC)、固体氧化物燃料电池(SOFC) 等。目前用于车辆的燃料电池堆的主流技术为质子交换膜燃料电池(PEMFC)。PEMFC 使 用质子交换膜作为电解质层,贵金属铂作为催化剂,其优势在于功率密度大、重量轻、 寿命长、启动快、工作温度低。劣势在于工艺复杂、成本高、且需要使用高纯度燃料。


4.2 成本拆解:电堆催化剂中贵金属铂含量高,推升燃料电池整体成本


燃料电池系统和储氢系统占比整车成本约 65%,其中燃料电池电堆中催化剂铂含量较 高,推高燃料电池整体成本。氢燃料电池整车成本来看,燃料电池系统(燃料电堆+空气 供给、氧气供给、增湿换热、控制系统等)和储氢系统占比整车成本约 65%。其中,电 堆由多个单体电池以串联方式层叠组合而成,膜电极与两侧双极板组成电堆的单体电池。 价值量分布看,燃料电池电堆占比燃料电池成本约 30%,其次为车身成本及储氢系统, 分别占比总成本 23%/14%。进一步拆解电堆成本构成,其中,催化剂、双极板和质子交 换膜分别占比电堆成本约 36%/23%/12%,合计占比电堆成本 71%。催化剂成本占比较 高主要系电堆催化剂主要为贵金属铂,成本较高,未来燃料电池降本方向主要为通过技 术迭代降低铂金属含量。


4.3 潜在空间:2025E 燃料电池车保有量约 5 万辆,对应 CAGR 22-25 年约 60%


核心部件国产化叠加规模效应,未来燃料电池系统成本有望大幅下降。未来随着催化剂 /质子交换膜的国产化、碳纸国产化电堆功率密度提升、空压机及循环泵国产化等措施, 以及核心材料性能提升带来的单位成本下降,预期燃料电池系统成本将有明显下降,据 氢能技术前沿公众号预计,当产量达到万台时,燃料电池系统成本将下降约 60%。


《氢能产业发展中长期规划(2021-2035 年)》提出至 2025 年国内氢燃料电池车保有 量达 5 万辆。据经济参考报、中国证券网及中国汽车协会,2021 年中国氢燃料电池车保 有量约 9000 辆,2022 年保有量进一步提升至 1.23 万辆。《氢能产业发展中长期规划 (2021-2035 年)》提出,至 2025 年,燃料电池车辆保有量约 5 万辆。



(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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