【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。

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