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（報告出品方/作者：天風證券，唐婕，張峰，郭建奇）
1。氫能產業已初步邁入商業化階段
1.1.發展氫能產業，推動能源體系深度變革
氫能是理想的清潔能源，使用過程無汙染、無碳排，與我國雙碳目標既定方向一致；良好的理化性質使其可以參與替代化石能源，保障我國能源安全；且氫氣製取方式多樣，可以增強能源體系的靈活性和穩定性。氫能是未來能源體系變革過程中不可或缺的一環。
1.1.1.發展氫能產業與我國碳達峰碳中和目標相契合
氫能是清潔、低碳能源，在使用過程中不產生額外汙染，也不產生 CO2排放。 按照氫能的製取方式，可將氫能劃分為灰氫、藍氫和綠氫：其中，（1）灰氫：從化石燃 料製取的氫氣，碳排放強度高；（2）藍氫：化石燃料制氫+CCS（即碳捕集技術）製取的 氫氣，碳排放強度低；（3）綠氫：可再生能源電解水製取的氫氣，幾乎沒有碳排放。 氫能是低碳經濟的重要組成部分，雖然部分制氫過程可能產生碳排放，但未來隨著綠氫 的推廣，氫能產業的碳排放預計將顯著減少，有助於實現雙碳目標。據 IEA 預測，2021- 2050 年，氫能在全球降碳行動中的累計貢獻度為 6%。
在碳中和背景下，碳排放是能源利用過程中需要考慮的重要問題，我國當前面臨著較大 的降碳壓力。2021 年 9 月，我國提出 2025、2030 及 2060 年碳達峰碳中和具體目標，其 中要求 2025 單位 GDP CO2排放比 2020 年下降 18%；而到 2030 年，要求單位 GDP CO2 排放比 2005 年下降 65%以上，CO2 排放量達到峰值。因此，發展氫能產業與我國碳達峰 碳中和目標相契合。
1.1.2.發展氫能產業能減輕我國能源對外依存度
能源是國民經濟發展的重要支撐，能源安全直接影響到國家安全，我國能源對外依存度 較高，2021 年原油對外依存度超 70%，天然氣對外依存度超 40%。而氫氣的單位熱值為 143MJ/kg，是傳統能源汽油和天然氣的 3 倍多，同等質量的氫氣燃燒效率更高，可在交 通運輸等領域替代石油等傳統能源，降低能源對外依存度，保障我國能源安全。
1.1.3.發展氫能產業可增強能源體系的靈活性和穩定性
我國風電、太陽能發電裝機總量增速較快，2017-2021 年 5 年間，我國風電裝機容量 CAGR 達到 18。96%，太陽能發電裝機容量 CAGR 達到 23。82%，清潔能源消納工作始終是做 好風光發電的重要一環。由於氫氣的製取、儲存方式多樣，可與能源體系中的不同部門 相連線，利用氫能可以增強能源體系的靈活性和穩定性。 未來可能出現的能源體系與現有體系的最大不同在於利用不同的能源供應交運、建築和 工業領域，特別是在電力、熱力、液體燃料和氣體燃料的輸配上採用不同的能源網路。 當前的能源體系嚴重依賴於化石能源，而未來氫能可以聯絡不同層面的基礎設施，在能 源體系中扮演關鍵角色。氫氣要體現出能源屬性，密切需要燃料電池和電解槽的發展， 二者可以實現氫能與電能的相互轉化，同時燃料電池也可以使用天然氣、甲醇等。
1.2.氫能產業已初步商業化，發展脈絡愈發清晰
氫能產業的發展十分重要，上層規劃日益明確，我國也已開始具備將氫能產業商業化的能力，產業結構逐漸清晰，我國有能力參與到全球氫能產業的建設程序中去。
1.2.1.從中央到地方，產業政策持續完善
我國早在 2006 年《國家中長期科學技術發展規劃綱要（2006-2020 年）》中就提出發展制氫製取、儲存和輸配技術，2019 年《政府工作報告》中首次提到發展加氫等基礎設施 建設。近兩年，氫能領域相關政策頻繁出臺，“制、儲、運、用”四大環節發展路徑日益 清晰。
我國已在氫能產業部分環節提出明確發展目標，今後十年我國燃料電池汽車保有量有望 達到 100 萬輛。中國汽車工程學會發布的《節能與新能源汽車技術路線圖 2。0》（下稱 《路線圖 2。0》）中提出，到 2025 年，我國燃料電池汽車保有量達到 10 萬輛左右，到 2030 年達到 100 萬輛左右；2025 年燃料電池系統產能超過 1 萬套/企業，2030 年超過 10 萬套/企業。另外，規劃中還對燃料電池汽車的冷啟動溫度、續航里程、經濟性、壽命和 成本等效能引數提出了發展目標，推動燃料電池汽車產業商業化。
1.2.2.產業鏈條逐步打通，技術路線日漸明確
目前氫能產業已經開始形成“制、儲、運、用”四大環節，氫能的利用方式逐漸多元化。 上游製取環節，目前主要有化石能源制氫、工業副產氫和電解水制氫等方式；中游儲運 環節存在氣態、液態、固態等方式，加氫站等基礎設施建設也是重要部分；下游應用環 節，當前氫能主要應用在工業領域，未來有望擴充套件為交通、工業、建築、儲能等多領域。
1.2.3.補貼政策思路轉變，以獎代補推動示範群發展
新能源汽車補貼政策以購置補貼為主，近幾年補貼力度逐年退坡。2010 年，新能源汽車 補貼政策以動力電池組能量來確定補助金額。到 2013 年，國家逐漸確定了完整連續的補 貼政策，即以純電續駛里程為標準，2013 年最高額的補助金額為每輛 6 萬元，實現這一 金額的標準為純電動續駛里程大於等於 250 公里。2014 年、2015 年補助標準分別在 2013 年的基礎上減少 10%、20%。到 2016 年最高額的補助金額為每輛 4。4 萬元，較 2013 年下降了 26。7%。此後的兩年間政策穩定，到 2019 年出現明顯政策退坡趨勢，最高額的 補助金額為每輛 2。5 萬元，且實現這一金額的標準也上升到純電動續駛里程大於等於 400 公里。2020 年這一數額進一步減少到 2。25 萬元每輛，2021 年減少到 1。26 萬元每輛。
氫能、燃料電池領域補貼政策近兩年出現轉變，以獎代補、積分制等新形式出現。在 2020 年以前氫燃料電池的補貼政策與新能源汽車類似，都是分車型制定相應補助標準。 2020 年出臺《關於開展燃料電池汽車示範應用的通 》後， 2021 年又相 推出了 5 示 範城市群。此後，氫能源燃料電池的補貼政策傾向於使用以獎代補、積分制等新手段。對比來看，相較於新能源汽車單一的車輛購置補貼政策，氫能產業補貼政策構建了涉及 企業、產業、研發、推廣、標準制定等全覆蓋的補助體系。
1.3.全球氫能產業2060年前瞻：清氫社會，碳和未來
全球社會在碳中和背景下，也已經開始佈局氫能產業，部分歐美國家走在發展前列。展 望未來，可再生能源電解水制氫成本或將顯著降低，化石能源制氫將逐漸被可再生能源 制氫取代。加氫站等基礎設施建設提速，據前瞻產業研究院測算，2026 年全球加氫站數 量或接近 2020 年的 4 倍。IEA 報告顯示，各國氫儲能專案基本都預計在 2030 年前陸續 啟動。
1.3.1.全球氫能產業現狀概述
當前全球制氫技術以化石能源制氫為主，天然氣、煤炭、石油制氫的比例合計為78。6%。工業副產氫為第二大制氫方式，佔比21%，CCUS技術的運用以及電解水制氫的比例都很微小。
電解水制氫作為未來理想的制氫方式，2020 年全球裝機規模已達到 290。68MW，2015- 2020 年裝機規模 CAGR 達到 12%。 分地區來看，歐洲電解水制氫規模最大，2020 年為 116。36MW；我國在過去幾年開始逐 步推進電解水制氫示範專案，2018-2020 年裝機規模從 1。84MW 快速提升至 23。47MW。 目前電解水制氫方式中，鹼性電解槽制氫仍然是主流，2020 年全球範圍內裝機量為175。76MW；但 2018 年以來質子交換膜電解槽裝機量規模提升較快，2020 年已達 89。26MW。在燃料電池汽車推廣和加氫站建設方面，2020 年全球燃料電池汽車共 3。48 萬輛，加氫站 共 540 座。其中，中、美、日、韓、德 國發展較快， 燃料電池汽車數量合計佔全球 95% （ 佔 比 分 別 為 24%/27%/12%/29%/3% ）， 合 計 加 氫 站 數 量 佔 全 球 79% （ 佔比分別為 16%/12%/25%/9%/17%。
1.3.2.全球氫能產業展望
展望未來，全球氫能需求預計將快速提升，其增量需求主要來源於氫能在傳統煉化和工 業領域之外的應用，如交通運輸、電力、建築等。據 IEA 預測，到 2030 年，全球氫能需 求將超過 2。1 億噸，相比 2020 年的 8848 萬噸增長 137。97%，年化增長率為 9。06%。 氫能製取方面，2020-2030 年 CCUS 技術和電解水制氫技術預計也有較快增長，IEA 預測 2030 年化石能源制氫+CCUS 規模預計將達到 6899 萬噸，電解水制氫規模預計將達到 7972 萬噸，兩類制氫方式合計佔比將超過 70%，擺脫化石能源制氫和工業副產氫為主的 現狀。
據 IEA 預測，2019-2060 年，全球可再生能源電解水制氫成本將從 3。2~7。7 美元/kg 下降 到 1。3~3。3 美元/kg，制氫成本更具優勢。同時，未來隨著碳捕集技術的發展，制氫過程 將會更加清潔環保，2019-2070 年，碳捕集量將從 8 百萬噸增加至 19 億噸。從各國的制氫規劃專案來看，2015 年之後電解法制氫成為主流，主要擬實施的方案為質 子交換膜電解槽、鹼性電解槽和固體氧化物電解槽。規劃中的化石能源制氫專案，也都 輔以 CCUS 技術，以減輕制氫專案的碳排放強度。
全球主要國家已出臺加氫站規劃建設目標，據前瞻產業研究院預計，2021-2026 年全球 加氫站數量將維持高增長態勢，到 2026 年將達到 2110 座，CAGR 為 25%。並且，很多國 家已開始著 佈局氫儲能產業，荷蘭、瑞典、德國、法國、英國、美國等國家將在 未來 幾年佈局多 氫儲能專案。
2。氫能應用體系：能源屬性越來越受關注
現階段，氫氣主要用作工業原料，但在發電、供熱、交通燃料等領域有巨大發展潛力。 目前，全世界的氫氣產量約為 70Mt/a，主要消費為石油煉製、化工原料，氫氣作為能源 的應用比例尚不足 1%。
2.1.拓寬氫能應用領域的重要方向——燃料電池汽車產業
2.1.1.燃料電池汽車產業尚在示範推廣期
燃料電池汽車是氫能產業的重要下游應用之一，燃料電池汽車產業鏈上游主要是氫氣制 儲運及加氫站，為燃料電池汽車提供必要的能源；中游主要是燃料電池汽車零部件，其 中燃料電池系統及燃料電池電堆是最核心的部件。
氫燃料動力電池系統作為能量轉化裝置的一種，從理論上來講，只需要連續供 燃料， 氫燃料動力電池系統便能連續發電，被譽為是繼水力、火力、核電之後的 四代發電技 術。燃料電池系統的核心部件是燃料電池電堆，其基本工作原理可總結為以下幾 環節： ①氫流入電極後被分離為質子和電子；②電子圍繞電路運動，從而產生電流，電流為電 動機供電；③質子穿過薄膜再次與電子結合，並與外面空氣中的氧結合；④排放物只產 生水蒸氣和熱能。
與純電動汽車、傳統燃油車相比，燃料電池汽車具有燃料熱值高、溫室氣體排放低、燃 料加註時間短、續航里程高等優點，較適用於中長距離或過載運輸。同時，燃料電池汽 車對低溫效能要求較高、動力系統成本較高、加之基礎設施稀缺等劣勢，目前尚未實現 大規模推廣，有待未來進一步改善。
目前我國燃料電池汽車產業還處在示範推廣階段，商業化程度不足，燃料電池汽車產銷 規模較小。2017-2021 年，我國燃料電池汽車產銷量波動幅度較大，2021 年共生產 1777 輛，銷售1586 輛。 截至 2022 年 4 月，我國氫能在交通領域的應用以客車和重卡為主，正在運營的以氫燃料 電池為動力的車輛數量超過 6000 輛，約佔全球運營總量的 12%。
2.1.2.當前燃料電池汽車購置成本高企，商業化能力不足
我燃料電池汽車推廣取得初步成效，2015年來累計產銷約1萬輛。2015 年至 2022 年6 月，我國累計製造燃料電池汽車10314輛，銷售 9637 輛，多數為政策推動下的示範專案建設成果，其中，商用車為燃料電池汽車主要車型。作為近幾年燃料電池汽車主流推廣方向，燃料電池商用車具有加註時間短、續駛里程長、無汙染、零排放及環境適應性強等優點。
當前燃料電池汽車的購置成本還較高，尚不具備完全商業化的能力。以推廣數量較多的 年份 2020 年為例，多數訂單公交車均價在 200-300 萬元/輛，價格較高。而國內燃料電 池乘用車推廣數量稀少，報價難以查詢，以豐田 Mirai 燃料電池乘用車為例，2022 年豐 田 出的起步價為 49500 美元/輛，每輛約合人民幣 30 萬元以上，同比主流純電汽車如 特斯拉 Model 3、比亞迪漢 EV 等車型 20 餘萬元/輛的價格，燃料電池乘用車價格還較高。
2.1.3.電堆成本在燃料電池系統中佔比最高，規模效應及技術改進可促使電堆成本下降
燃料電池汽車主要由車身、燃料電池電堆、儲氫系統、空氣供 系統等構成，燃料電池 電堆在當前燃料電池汽車成本中佔比最高，達到 30%。燃料電池電堆的主要元件為雙極板、 質子交換膜、催化劑、氣體擴散層等，其中膜電極（質子交換膜、催化劑與氣體擴散層） 的成本佔比最高，為 58%。
當前電堆成本高企的主要原因，一是國內氫能產業尚未達到產業化，燃料電池電堆生產 沒有獲得規模效應；二是關鍵部件的生產製造工藝還不成熟，部分核心元件依賴進口， 因而成本較高。燃料電池電堆的成本是燃料電池系統及整車成本最佳化的關鍵。隨著製造 工藝持續 新、材料不斷最佳化及規模化量產效應帶來量產成本的降低，燃料電池電堆的 成本在未來仍有較大的下降空間。
（1）質子交換膜：在電堆中的成本佔比達 16%，以 ePTFE 複合膜為例，其成本組成主要 包含材料成本（全氟磺酸樹脂、ePTFE 基質、新增劑）和製造成本兩大方面。由於全氟磺 酸樹脂膜中全氟物質的合成和磺化製作工藝複雜且週期較長，其製造工藝成本約佔質子 交換膜總成本的 85%，所以製造工藝提升是顯著降低成本、提高膜效能的關鍵與難點。未 來質子交換膜成本將隨著批次化製造工藝的最佳化 而降低。
（2）氣體擴散層（碳紙）：在電堆中的成本佔比達 21%，成本構成主要是原材料（碳纖維 紙/布）和製造成本兩大部分，由於碳紙在微孔層、石墨化工序中工藝相對複雜，裝置投 入大，故成本居高不下，碳紙的製造成本約佔總成本的 83。6%。未來碳紙的成本將隨著批次化生產及生產工藝的最佳化而降低。（3）金屬雙極板：成本構成主要包括原材料成本、製造成本及塗層成本，其成本將隨著 製造工藝、塗層技術的最佳化及批次化生產的實現 而降低。
（4）催化劑：成本 60%以上來自原材料，尤其是貴金屬 Pt 的成本，所以催化劑很難透過 規模化量產實現成本降低，只能透過技術革新進一步降低 Pt 用量、開發低 Pt 甚至無 Pt 催化劑來降低對貴金屬的依賴，從而實現催化劑成本的降低。總結來看，燃料電池電堆隨著未來批次化生產和工藝技術的發展， 理論降本幅度可達約 84%；其元件如質子交換膜、氣體擴散層的降本幅度有望超過 90%，金屬雙極板降本幅度 有望達到 75%左右，催化劑降本幅度則有望達到 50%左右。
另據 IEA 預測，隨著規模化生產和工藝技術的進步，2030 年燃料電池乘用車成本將與純 電動汽車、燃油車等其他乘用車成本持平，其中燃料電池系統的成本將從 2015 年的 30200 美元/輛降低到 2030 年的 4300 美元/輛，單位成本則有望從 2015 年的 380 美元 /kW 降低到 2030 年的 54 美元/kW，降本幅度達 86%，是燃料電池汽車降本的主要推動力。
2.1.4.燃料電池還具備多重應用場景
當前氫燃料電池的應用場景雖多集中於商用車領域，但其他交通與非交通應用場景同樣 具有發展潛力，如行動式電池、發電和建築儲能領域。如 Plug Power 推出的氫能叉車早 在 2002 年面世；HES energy system 於 2018 年推出了 HYCOPTER 氫燃料無人機； Horizon 於 2011 年推出了戶外使用的燃料電池 電寶；以及斗山於 2020 年建成的氫燃料 發電廠和日本 NEDO 推出的商業化 SOFC 熱電聯產系統 ENE-FARM typeS。
2.2.燃料電池電堆核心部件——膜電極
膜電極（MEA）是質子交換膜燃料電池（PEMFC）以及質子交換膜水電解（PEMWE）的 核心部件，是燃料電池內部能量轉換的場所，一般由質子交換膜（PEM）、陰陽極催化層 （CL）和陰陽極氣體擴散層（GDL）組成。膜電極承擔燃料電池內的多相物質傳輸（包括 液態水、氫氣、氧氣、質子和電子傳輸），透過電化學反應，負責將燃料氫氣的化學能轉 換成電能。膜電極的效能和成本影響甚至決定 PEMFC 的效能、壽命及成本。 具備高效多 相傳輸能力的膜電極，能極大地提高 PEMFC 的效能，減少電堆系統的輔機消耗，從而降 低電堆成本，並提高電堆系統的可靠性。過去幾年，國內市場膜電極出貨量穩步增長， 2018、2019、2020 年出貨量分別為 0。76、2。27、3。68 萬 m 2，2020 年同比增長超 60%。
膜電極作為質子交換膜水電解技術的關鍵核心部件，對水電解制氫的效能、效率、壽命 和成本起著關鍵性的作用。根據萬年坊《質子交換膜水電解制氫膜電極研究進展》，我們 對質子交換膜、催化層、氣體擴散層和膜電極製備分別展開介紹： 1）在膜電極的核心部件中，質子交換膜應具有高質子傳導性、低氣體滲透率、高機械強 度和結構強度、良好的熱和化學穩定性、高耐性等。全氟磺酸膜（ PFSA）是常用的商 業化電解水制氫用質子交換膜。該膜具有疏水性的碳氟主鏈和親水性的磺酸端基側鏈， 其中有代表性的是杜邦（科慕）公司的 Nafion 系列膜。
2）催化層主要由電催化劑、質子傳導離聚物和孔隙結構組成，是進行電化學反應的核心 場所，其中電催化劑是影響 PEMWE 活化極化效能的主要因素。目前工業上選用的 PEM 電解槽陰極催化劑以銥黑和 IrO2為主，銥用量往往在幾 mg/cm2數量級；陰極催化劑目 前一般使用 Pt 基催化劑，如 Pt 質量分數為 20~60%的 Pt/C 催化劑，陰極的貴金屬載量約 為 0。3~0。6mgPt/cm2。
3）氣體擴散層位於催化層和雙極板之間，作為水的供給和生成氣體的排放通路以及電子 的傳輸通路，直接影響水電解反應的濃差極化和歐姆極化。多孔傳輸層既要有豐富的連 續孔道結構，有利於水和析出的氣體的擴散傳遞，又要有較好的導電效能，以降低歐姆 極化。陽極側多孔傳輸層在高電位酸性環境下，一般由抗腐蝕的鈦金屬製成，比如粉末 燒結鈦片、纖維燒結鈦氈及鈦網等，其表面可以進行貴金屬塗層處理，以降低接觸電阻。 陰極傳輸層可以選擇質子交換膜燃料電池中常用的碳基材料，比如多孔碳紙。使用不鏽 鋼作為陽極傳輸層材料具有比鈦低的成本，但容易發生腐蝕問題。
4）膜電極常用製程有三種，分別為 GDE 製程、轉印製程和 CCM 製程。其中 GDE 製程通 過將催化劑漿料塗布在氣體擴散層上，再壓合到質子交換膜上形成膜電極結構；轉印製 程透過將催化劑漿料塗布在轉 材上，再將轉 材料上的催化劑層熱轉印到質子交換膜 上，再與氣體擴散層熱壓成為膜電極結構；CCM 製程透過將催化劑漿料直接塗
隨著可再生能源制氫規模擴大，PEM 電解槽的開發趨勢是想大型化兆瓦級發展，國際上 Cummins、ITM Power、Nel、Siemens、Plug Power 等公司已推出商業化 MW 級別的 PEM 電解槽。大面積膜電極活性面積和周邊區域的高比例可以降低電解槽的材料成本。 大的電解槽需要開發大面積的膜電極，車用燃料電池膜電極一般為數百平方釐米，而 MW 級大型 PEMWE 用膜電極面積可達數千平方釐米，這就帶來了一些膜電極催化層製備 技術、生產裝置以及與大面積膜電極相匹配的擴散層、雙極板流場設計技術的挑 ，需 要控制和最佳化大面積膜電極的製備過程中催化層的均勻性、執行過程中電流密度分佈的 一致性以及最佳化電解槽的熱管理等問題。
2.3.鋼鐵工業的減碳方式——氫冶金
碳冶金是鋼鐵工業代表性的發展模式，冶煉的基本反應式為Fe2O3+3CO=2Fe+3CO2，碳 作為還原劑並生成產物二氧化碳。氫冶金即用氫氣取代碳作為還原劑和能量源鍊鐵，基本反應式為Fe2O3+3H2=2Fe+3H2O，氫氣充當了還原劑且產物是水，二氧化碳的排放量為零。
目前，氫冶金技術和工藝的主要研發應用方向為高爐富氫冶煉工藝和非高爐氫基還原工 藝。其中，高爐富氫冶煉是對高爐鍊鐵工藝的改進，透過向高爐噴吹富氫介質，以氫還 原部分取代碳還原，達到減碳的目的，實現部分氫冶金，應用較多的主要有焦爐煤氣和 天然氣。由於焦炭在高爐中的骨架作用不能被替代，高爐富氫冶煉無法實現零碳排放， 逐漸發展出了非高爐氫基還原工藝以擺脫對化石能源的依賴。非高爐氫基還原工藝包括 氫基直接還原工藝、氫基熔融還原工藝、氫等離子還原工藝，研究較多的氫基豎爐直接 還原工藝是使用氫氣作為還原劑，在豎爐中將球團礦直接還原成海綿鐵，最大程度擺脫 碳還原劑的束縛。
根據張真和杜憲軍的研究，2020 年我國鋼鐵行業碳排放 18 億噸，按照 2030 年減碳 30% 目標，需減排 5。4 億噸。將 2030 年的減排任務分解為產量減少、能效提升、廢鋼使用等 環節。綜合我國鋼鐵行業政策規劃及資料分析，預計到 2030 年，產量減少貢獻減碳量的 16。7%，廢鋼使用貢獻減碳量的 20%，能效提升貢獻減碳量的 10%。減排缺口為 53。3%，即 存在 2。88 億噸二氧化碳的減排缺口。假設其中 13%-18%的碳排放缺口，即 0。37 億 -0。52 億噸二氧化碳減排任務由氫冶金完成。經計算，得到 2030 年氫冶金產量為 0。21 億 -0。29億噸，約佔全國鋼鐵總產量的 2。3%-3。1%。根據日本鋼鐵協會的估算，還原生產 1 噸生鐵 需氫1000立方米，計算得出 2030 年基於氫冶金的氫氣需求約為 191 萬-259 萬噸。
根據張真和杜憲軍的研究，預測到 2050 年，鋼鐵需求降低帶來的減碳量為 35%，廢鋼利 用率提升帶來的減碳量為 23%，技術帶來的能耗提升減碳量為 10%，我國還存在減排缺口 32%，以現在 18 億噸的碳排放量計算，到 2050 年碳排放缺口為 5。76 億噸。碳排放缺口 需要採用碳捕集吸收利用方式及氫冶金等手段達成。根據氫冶金成本變化、技術成熟度 及氫資源可用性等因素影響，估算到 2050 年，30%-35%的碳排放缺口即 1。73 億-2。02 億 噸二氧化碳減排任務由氫冶金完成。經計算，得到 2050 年氫冶金鋼產量為 0。96 億-1。12 億噸，佔全國鋼鐵行業年生產總量的 14%-16%，進一步計算得到 2050 年基於氫冶金的氫 氣需求約為 852 萬-980 萬噸。
經濟性是制約氫冶金推廣發展的關鍵因素，影響氫冶金成本的可變因素主要是氫氣成本 和碳稅價格。根據張真和杜憲軍的研究，以氫氣直接還原鐵和長流程高爐鍊鐵比較，只 考慮氫氣和焦炭的成本，可得出氫冶金的競爭性成本優勢。生產一噸鐵需焦 炭 340 千克，生產一噸鐵需氫氣 89 千克（以日本鋼鐵協會估算）。生產一噸鐵所需焦炭 成本為 680 元，二氧化碳排放量 1。25 噸。不考慮碳稅情況下，氫氣成本為 7。65 元/千克 時，焦炭鍊鐵和氫鍊鐵成本才能相當。以焦爐煤氣提純後的氫氣成本 15 元/千克計算，生 產一噸鐵成本就為 1335 元，相應碳稅為 524 元/噸時，兩者成本才能持平。當碳稅為 200 元/噸，氫氣成本需低於 10。45 元/千克時，氫冶金才更具有成本優勢。預計到 2030 年， 綜合考慮碳稅成本後，綠氫有望具備與傳統焦炭鍊鐵方式相當的成本優勢。
在考慮碳交易的背景下，碳價越高、電力價格越低，氫冶金越具有成本優勢。隨著碳稅 價格的提高，氫冶金成本對氫的價格包容度越高。根據張真和杜憲軍的研究，預計到 2030 年，碳稅在 200-250 元/噸。氫冶金在 930-993 元/噸具有成本優勢，由此計算出， 氫冶金在氫成本小於 10。45-11。15 元/千克時，成本優勢顯現。以 2030 年氫成本 11。15 元/ 千克、每電解生成 1 立方米氫氣需要 4。5 千瓦時電、電力成本佔總成本的 70%推算，電力 成本為 0。146 元/千瓦時，綠氫直接還原鐵的成本競爭力開始突顯。可以預測，伴隨可再 生能源供 給的不斷增加，綠色電價降低將會在可再生能源豐富的區域率 實現，氫冶金 的應用推廣價值隨之呈現，鋼鐵企業會優選此類地區開展綠氫規模化氫冶金示範應用項 目。
2.4.綠氫耦合煤化工——氫化工
目前我國更多依賴化石能源制氫，再將氫氣應用於化工生產過程中，但這不可避免地會 增加能耗水耗和排放大量二氧化碳。而用可再生能源製備綠氫耦合煤化工，制氫成本已 能做到與化石能源制氫成本接近，可以部分替代煤制氫，減少碳排放。以寶豐能源在寧 東基地規劃建設的高階煤基新材料迴圈經濟產業鏈為例，其開創了集“煤 ——焦——氣 ——甲醇——烯烴——聚乙烯——聚丙烯——精細化工——新能源”於一體的迴圈經濟 產業叢集。其中新能源生產的綠電的度電成本約控制在 0。068 元，制氫系統電耗每標方約 為 4。8 度，綠氫的綜合成本可降至每標方 0。7 元，與目前化石能源制氫成本每標方 0。6 元 接近。寶豐能源的太陽能電解制氫儲能及應用示範專案年可新增減少煤炭資源消耗約 38 萬噸、年新增減少二氧化碳排放約 66 萬噸、年新增消減化工裝置碳排放總量的 5%，綜合 效益顯著。
3。氫能供應體系：清潔制氫模式或開啟長足發展，多領域有待突破
3.1.制氫環節，需平衡制氫成本與碳排放強度
3.1.1.制氫路徑多樣，電解水制氫發展潛力大
當前主流的制氫方式有化石能源制氫、工業副產氫和電解水制氫，我國化石能源制氫尤 其是煤制氫規模最大。具體來分，化石能源制氫包括煤制氫、石油制氫和天然氣制氫， 工業副產氫主要是氯鹼、甲醇、合成氨企業生產過程副產氫，可再生能源電解水制氫則 包括鹼性、PEM、SOEC 等多種方式。據中國氫能聯盟資料，2018 年我國煤制氫規模約 1000 萬噸，佔制氫總量的 40%；工業副產氫規模約 800 萬噸，佔制氫總量的 32%；而電 解水制氫規模還較小，約 100 萬噸，佔制氫總量的 4%。
作為制氫方式的主流，化石能源制氫和工業副產氫的制氫技術相對成熟、制氫成本相對較低，而電解水制氫作為市場看好的發展方向，尚未實現規模化應用，成本較高。但化石能源制氫與工業副產氫也有一定缺點，如化石能源制氫面臨較嚴峻的碳排放問題，且粗氣中雜質氣較多，需要進行提純操作，長遠來看化石能源的儲量也有限；工業副產氫則依賴於焦爐煤氣、化肥工業、氯鹼、輕烴利用的工業過程，無法作為大規模集中化的氫能供應源。相比而言，電解水制氫的工藝過程簡單，制氫過程無碳排放，且易於可再生能源結合，發展潛力較大。
3.1.2.碳中和背景下，降低可再生能源電解水制氫成本是關鍵
我國煤炭資源豐富，煤制氫技術成熟、制氫規模較大，因而目前成本最低。根據曹軍文 等學者的研究，對比來看，當前煤制氫成本為 6~10 元/kg，為各類制氫方式中成本最低 的；工業副產氫技術也較成熟，制氫成本在 10~16 元/kg；電解水制氫成本還較高，如使 用電網電力的鹼性電解槽制氫成本在 30~40 元/kg，其成本是煤制氫成本的 3~6 倍；其他 制氫方式普遍還不成熟。 但雙碳背景下，碳排放問題越來越受重視，單純的煤制氫等化石能源制氫方法因碳排放 強度較高，不適合作為未來制氫方式的主流方向。
3.1.3.煤制氫+CCUS可作為有益過渡方式，在一定時期內平衡制氫成本與碳排放強度
以航天長 化學工程股份有限公司 HT-L 高壓粉煤氣化專案為例，年產量 400000km3的煤 制氫過程中，制氫成本約為 10。9 元/kg，生產成本中製造費用佔比最大。但煤制氫專案的 碳排放強度較高，氫氣綜合成本隨碳價的變化而變動明顯。據殷雨田等的測算，如果考 慮碳稅價格為 175 元/kg，煤制氫的氫氣綜合成本將達到約 15。5 元/kg，碳稅成本佔比將 近 1/3，且成本高於天然氣制氫附加碳稅的氫氣綜合成本。
因此有必要考慮利用 CCUS 技術消除煤制氫過程中產生的 CO2，以減少碳排放、節約碳稅， 但當前 CCUS 技術成本還較高，煤制氫+CCUS 成本可能高於煤制氫+碳稅成本。並且， CCUS 技術不能完全消除 CO2，若剩餘部分的 CO2 也要承擔碳稅成本，則當前煤制氫 +CCUS 成本可能更高。 據中國電動汽車百人會，結合 CCUS 的煤制氫將增加 130%的運營成本以及 5%的燃料和投 資成本，增加約 1。1 元/Nm3。當煤炭價格在 200~1000 元/噸之間時，煤制氫成本約為 7~12 元/kg；而煤制氫+CCUS 成本約為 20~25 元/kg，高於煤制氫+碳稅成本。
3.1.4.工業副產氫+PSA提純為當前較具潛力的另一過渡方式
副產氫主要作為化工過程的副產品或放空氣，可作為近期低成本的分散式氫能供應源， 一般副產氫生產成本在 0。8~1。5 元/Nm3 之間。由於副產氫氣通常純度不高，因此需要附 加部分提純成本，通常為 0。1~0。5 元/Nm3。綜合來看，當前工業副產氫+PSA 提純的成本 為 0。83~2 元/Nm3之間，也即 9。96~24 元/kg，成本與煤制氫+碳稅或煤制氫+CCUS 基本 相當。
3.1.5.大規模應用可再生能源電解水制氫為最終目標，降低用電成本為有效途徑
目前鹼性電解技術（AEC）、質子交換膜電解技術（PEMEC）和固體氧化物電解技術 （SOEC）被廣泛應用與研究。 其中，AEC 已經實現大規模工業應用，國內關鍵裝置主要效能指標均接近國際 進水平， 裝置成本較低，單槽電解制氫產量較大，易適用於電網電解制氫。 PEMEC 國內較國際 進水平差距較大，體現在技術成熟度、裝置規模、使用壽命、經濟 性等方面，國外已有透過多模組整合實現百兆瓦級 PEM 電解水制氫系統應用的專案案例。 其執行靈活性和反應效率較高，能夠以最低功率保持待機模式，與波動性和隨機性較大 的風電和光伏具有良好的匹配性。
SOEC 的電耗低於 AEC 和 PEMEC，但尚未廣泛商業化，國內僅在實驗室規模上完成驗證 示範。由於 SOEC 電解水制氫需要高溫環境，其較為適合產生高溫、高壓蒸汽的光熱發電 等系統。
為計算電解水制氫的成本，我們分別對鹼性電解槽制氫和質子交換膜電解槽制氫作出如 下假設：①1000Nm3 /h 鹼性電解槽成本 850 萬元，不含土地費用，土建和裝置安裝成本 150 萬元；1000Nm3 /h 質子交換膜電解槽成本3000萬元，不含土地費用，土建和裝置安 裝成本 200 萬元。②每 1m 3氫氣消耗原料水 0。001t，冷卻水 0。001t，水價 5 元/t。③裝置 折舊期限 10 年，土建及安裝摺舊期限 20 年，採用直線折舊法，無殘值。四工業用電價 格 0。4 元/kWh，鹼性電解槽每 1m 3氫氣耗電 5kWh，質子交換膜電解槽每 1m 3 氫氣耗電 4。5kWh。⑤年執行時長 2000h，年制氫 200 萬 Nm 3。⑥人工成本和維護成本 40 萬元/年。
據如上假設，計算可得鹼性電解槽制氫成本和質子交換膜電解槽制氫成本分別為 31。91 元 /kg、42。50 元/kg，用電成本和折舊成本佔比最大。鹼性電解槽制氫成本中，用電成本佔 比 74。8%，折舊成本佔比 17。%；質子交換膜電解槽制氫成本中，用電成本佔比 50。6%，折 舊成本佔比 43。5%。
由於用電成本在電解水制氫成本中佔比最大，因此就目前而言，降低用電成本應當是降 低電解水制氫成本的最有效途徑。若利用可再生能源供電的電價下降到 0。15 元/kWh，對 應鹼性電解槽和質子交換膜電解槽制氫成本將分別下降到約 17、29 元/kg，與煤制氫+碳 稅或煤制氫+CCUS 的成本接近。
3。2。儲運環節，國產化空間廣闊
3.2.1.氫儲能——高壓氣態儲氫方式為當前主流，儲氫瓶市場或迎來快速發展
根據氫的物理特性與儲存行為特點，可將各類儲氫方式分為：壓縮氣態儲氫、低溫液態 儲氫、液氨/甲醇儲氫、吸附儲氫（氫化物/液體有機氫載體（LOHC））等。壓縮氣態儲氫， 以其技術難度低、初始投資成本低、匹配當前氫能產業發展等特 優勢，在國內外廣泛應用。低溫液態儲氫在國外應用較多，國內的應用基本僅限於航空領域，民用領域尚未 得到規模推廣。液氨/甲醇儲氫、氫化物吸附儲氫、LOHC 儲氫等技術目前國內產業化極 少，基本處於小規模實驗階段，國外 Chiyoda、Hydrogenious LOHC Technologies 等企業 在 LOHC 儲氫領域已有產品和專案。
根據安全製造材質和工藝，氣瓶一般分為四型。一型瓶（Ⅰ型）是金屬氣瓶；二型瓶 （Ⅱ型）是金屬內膽纖維環向纏繞氣瓶； 型瓶（ III 型）是金屬內膽纖維全纏繞氣瓶； 四型瓶（Ⅳ型）是非金屬類的纖維全纏繞氣瓶。I 型、II 型儲氫密度低、安全效能差、質 量重，技術最成熟，應用早，少量應用於 CNG（壓縮天然氣）的客車和卡車。隨著氫能 的發展、高壓儲氫技術對容器的承載能力要求增加，金屬內襯纖維纏繞儲罐逐步應用。III 型、Ⅳ型瓶由於製作內膽和保護層的材料密度低、氣瓶質量輕、單位質量儲氫密度增加。 憑藉提高安全性、減輕重量、提高質量儲氫密度等優勢，車載應用已經較為廣泛，其中 國外多為Ⅳ型瓶，國內則多為 III 型瓶。
與部分國家相比，中國Ⅳ型儲氫瓶產業佈局相對滯後。挪威、日本、法國的多家公司已 經做到Ⅳ型儲氫瓶的批次生產，並應用於各種車型。中國企業雖已開始紛紛佈局Ⅳ型儲 氫瓶的研發生產，但整體而言，Ⅳ型儲氫瓶生產及實際應用、關鍵技術和材料的研發、 標準認證等方面，我國相對滯後。
從車載儲氫瓶材料成本來看，儲氫瓶的成本主要集中在外部纏繞用的碳纖維複合材料。 對於儲氫質量均為 5。6kg 的 35MPa、70MPa 高壓儲氫Ⅳ型瓶，碳纖維複合材料成本分別 佔系統總成本的 76。6%和 78%。 根據 DOE 對車載高壓儲氫瓶專案的早期成本評估可以發現，無論是 35MPa，亦或是 70MPa，總體而言，III 型高壓儲氫氣瓶成本都要略高於Ⅳ型，其主要原因在於 III 型瓶儲 罐採用大量金屬鋁材料。 與之相比，Ⅳ型瓶採用的高分子聚合物價格較低，聚合物用量也較少。Ⅲ型瓶向Ⅳ型瓶 轉變，是未來的發展趨勢。
儲氫瓶需求量方面，GGII 預計，2022 年國內燃料電池汽車銷量預計約 1。1 萬輛，2025 年 可達 3。7 萬輛，2030 年可增長至 49 萬輛。對應車載儲氫系統配套數量，則 2022 年為 1。1 萬套，同比上年增長 171。3%；2025 年國內需求車載儲氫系統 3。7 萬套，2021 年~2025 年 年複合增長率（CAGR）為 73%；到 2030 年國內需求車載儲氫系統 49 萬套，2021 年 ~2025 年 CAGR 為 70%。2022 年中國市場車載儲氫瓶需求量為 6。9 萬支，同比上年增長 127。7%。到 2025 年中國車載儲氫瓶需求量可達 23 萬支，2021 到 2025 年 CAGR 為 66%； 到2030年中國車載儲氫瓶需求量為 224 萬支，2021 年到 2030 年 CAGR 為 61%。
儲氫瓶市場規模方面，GGII 預計，2025 年國內車載儲氫系統市場規模為 59 億元，2022 年到 2030 年 CAGR 為 36%；預計隨著 70MPa Ⅳ型瓶市場快速增長，2030 年國內車載儲 氫系統市場規模有望達到 1028 億元，2022 年到 2030 年年複合增長率為 58%。到 2025 年國內車載儲氫瓶市場規模為 34 億元，2022~2025 年年複合增長率為 34%；預計到 2030 年國內車載儲氫瓶市場規模為 722 億元，2022~2030 年年複合增長率為 60%。
3.2.2.氫能運輸——運輸方式選擇多樣
目前氫能的運輸方式主要有氣氫運輸、液氫運輸和管道運輸 類方式。 其中氣氫運輸主 要採用高壓氣氫拖車來運輸，運輸規模較小、距離較短，但裝卸方便，前期投入也小； 液氫運輸主要採用液氫槽車來運輸，運輸規模較大、適合長距離運輸，但裝卸時間較長， 且氫氣液化成本較高；管道運輸則需建設輸氫管線，前期投資大，可以大規模、遠距離 運氫，但需設法應對氫脆現象。
當前我國輸氫管線建設剛剛起步，氫氣主要透過高壓氣氫拖車和液氫槽車運輸。據中國 汽車工程學會測算，當運輸距離小於 204km 時，高壓氣氫儲運方式綜合成本更低；當運 輸距離大於 204km 時，液氫儲運方式的綜合成本更低。
3.3.加註環節——當前加氫站氫氣使用成本尚高
加氫站的佈局方式可分為兩種：外供氫加氫站和站內製氫加氫站。 外供氫加氫站沒有制氫裝置，所用的氫氣由站外的集中式制氫基地製備，而後再透過長 管拖車、液氫槽車或者氫氣管道由制氫基地運輸至加氫站，由氫氣壓縮機壓縮並輸送入 高壓儲氫瓶記憶體儲，最終透過氫氣加氣機加註到氫能源燃料電池汽車中使用。站內製氫加氫站建有制氫系統，屬於分散式制氫。制氫技術包括天然氣重整制氫、電解 水制氫、可再生能源制氫等。
近幾年全球和中國加氫站建設迅速。2021 年全球已建成 685 座加氫站，其中我國累計建 成加氫站 194 座。截至 2022 年 4 月，我國已累計建成加氫站超過 250 座，約佔全球數量的 40%，加氫站數量位居世界 一。 據香橙會預測，到 2025 年，我國建成的加氫站將達 到 926 座。從上半年的我國加氫站的建設情況來看，當前加氫站供氫能力多在 500~2000kg/d，固定 式加氫站居多，且有部分加氫站採取油氫合建或油氫電合建等方式。
外供氫加氫站中，壓縮機、儲氫瓶及加氫系統（含加氫機、卸氣柱、氫氣管道系統、放 散系統、置換吹掃系統、儀表風系統、安全監控系統以及其他的管路材料、連線等）是 最核心的成本構成部分，約佔加氫站建設成本的 58%；壓縮機約佔建設成本的 30%。 現場制氫加氫站中，制氫裝置成本的佔比很大。由於甲醇重整制氫技術所需反應溫度較 低，故其制氫裝置成本在 3 種制氫技術中最低。電解水制氫裝置成本最高，佔比約為 59%。
計算外供氫加氫站的氫使用成本時，將建設成本的年折舊費分為兩部分進行計算，一部 分是裝置、安裝等成本的折舊，按照 15 年進行折舊計算，不考慮殘值；另一部分是土地、 土建成本的折舊，按照 30 年進行折舊計算，不考慮殘值。假定供氫能力為 500kg/d 的加 氫站需要設定員工 5 人，供氫能力為 1000kg/d 的加氫站設定員工 8 人，薪資按 8×104元 /（人·年）計。假設其他運營管理成本如租金、維護和保險等費用的總和等於人工成本。 假設工業副產物制氫作為氫源，氫氣運輸距離為 50km，每年工作時間若按 300 天計，則 供氫能力 500kg/d 加氫站的氫使用成本為 30。8 元/kg，供氫能力 1000kg/d 加氫站的氫 使用成本為 28。0 元/kg。
對於現場制氫加氫站，建設成本的年折舊費計算方法同外供氫加氫站。對於 500kg/d 現 場制氫加氫站，假設現場員工有 6 人，薪資按 8×104 元/（人·年）計。假設其他運營成本 如租金、維護和保險等費用的總和等於人工成本。水一般在當地取用。天然氣、甲醇等 的運輸成本均歸於原料成本。假定天然氣重整制氫中天然氣的價格為 2。5 元/m3，電解水 制氫中水的價格為 4 元/t，甲醇重整制氫中甲醇的價格為 2。4 元/kg，動力煤的價格為 0。5 元/kg。 種現場制氫方式中，電價均為 0。6 元/kWh，脫鹽水價格為 10 元/t，迴圈水價格 為 1 元/t。
在天然氣重整制氫中，生產1kg氫氣的天然氣量約為6。74m3，用電量約為0。672kWh，用迴圈水量為0。229t，用脫鹽水量為0。0039t。在電解水制氫中，生產1kg氫氣的用電量約為55kWh，用水量約為0。009t。在甲醇重整制氫中，生產1kg氫氣的用甲醇量約為6。05kg，用電量約為1。05kWh，用脫鹽水量為0。039t，用動力煤量為1。56kg。測算得到，天然氣重整制氫、電解水制氫和甲醇重整制氫種加氫站的氫使用成本分別為36。5、59。5、34。5 元/kg。
4。總結：氫能產業已開啟商業化程序
透過總結氫能產業各環節發展現狀，我們認為氫能產業已初步邁入了商業化階段。具體 而言，①上游制氫環節除了成熟的化石能源制氫和工業副產氫，電解水制氫也已開始成 熟。雖然當前電解水制氫還不具備成本優勢，但隨著碳中和的推進以及電解水技術、設 備、材料的改進，電解水制氫佔比有望提升。②在中游儲運和加註環節，國內已有部分 企業佈局Ⅳ型儲氫瓶，同時我國在已建成加氫站數量約達到 200 ，氫能運輸網路有望 逐漸完善。③下游應用環節則開始展現氫氣的能源屬性，燃料電池在交通和非交通領域 都已開始有所應用，未來氫燃料電池汽車將是重點發展方向；同時，已開始有企業進軍 氫冶金、氫化工等方向，利用氫能的清潔屬性為減碳做貢獻。
在未來，我們預計氫氣需求將不斷提升，同時上游制氫環節電解水制氫的比例也將越來 越大。據中國氫能聯盟預測，到 2030 年代，預計全國氫氣需求約 3500 萬噸，綠氫佔比 約 5%，2020-2030 年綠氫需求 CAGR 約為 10%；到 2060 年代，氫氣需求約 6000 萬噸， 綠氫佔比約 70%，2030-2060 年綠氫需求 CAGR 約為 11%。
中游儲運環節，儲氫瓶的需求將快速提升，據 GGII 預測，到 2030 年將達到約 224 萬支， 2020-2030 年 CAGR 約為 61%。加註環節，國內加氫站建設熱度不減，據香橙會預測， 2030 年全國將建成 926 座加氫站，2020-2030 年 CAGR 約為 51%。 下游燃料電池汽車推廣方面，據中國汽車工程學會，預計 2030 年我國氫燃料電池汽車保 有量將達到 100 萬輛左右，2020-2030 年 CAGR 約為 58%。氫冶金方面，預計未來鋼鐵行 業氫氣需求將不斷增加，據張真等學者，2030 年有望達到約 259 萬噸，2060 年有望超 980 萬噸，長期內增速約為 5%。
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精選報告來源：【未來智庫】