回顧2022年的氫能政策，從中央到地方政策不斷疊加，政策框架不斷完善，體系漸趨豐富。目前的政策框架大致可分為三個(gè)維度：中央的產(chǎn)業(yè)頂層設(shè)計(jì)、正在推行的燃料電池示范應(yīng)用補(bǔ)貼政策以及各地方的氫能產(chǎn)業(yè)政策規(guī)劃。

1、頂層設(shè)計(jì)使氫能發(fā)展路徑預(yù)期更為清晰

國(guó)家發(fā)改委2022年3月23日發(fā)布《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長(zhǎng)期規(guī)劃(2021-2035)》(簡(jiǎn)稱(chēng)“行業(yè)中長(zhǎng)期規(guī)劃”)，體現(xiàn)出政策對(duì)未來(lái)氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展定位，也明確了政策鼓勵(lì)的應(yīng)用場(chǎng)景和領(lǐng)域，勾勒出氫能中長(zhǎng)期藍(lán)圖，有助于強(qiáng)化投資者對(duì)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展信心，提振產(chǎn)業(yè)參與者的長(zhǎng)期預(yù)期。行業(yè)中長(zhǎng)期規(guī)劃對(duì)投資而言主要有三大核心要點(diǎn)，包括氫能定位、未來(lái)發(fā)展目標(biāo)以及應(yīng)用方向。在產(chǎn)業(yè)定位中，氫能被正式確定能源，且是能源體系的重要組成部分，此外氫能產(chǎn)業(yè)鏈相關(guān)環(huán)節(jié)也被納入國(guó)家戰(zhàn)略新興產(chǎn)業(yè)的范疇。相關(guān)的量化發(fā)展目標(biāo)主要對(duì)應(yīng)2025年的目標(biāo)，一大目標(biāo)是氫能車(chē)保有量達(dá)到5萬(wàn)輛，另一目標(biāo)是可再生能源制氫量在10～20萬(wàn)噸。對(duì)于未來(lái)的應(yīng)用方向，政策規(guī)劃了包括交通、儲(chǔ)能、分布式能源以及工業(yè)領(lǐng)域的減碳四大領(lǐng)域。

在交通領(lǐng)域中，政策提到燃料電池車(chē)在商用車(chē)型上的優(yōu)勢(shì)，也提出氫能車(chē)是對(duì)鋰電車(chē)的互補(bǔ);儲(chǔ)能領(lǐng)域中，氫能儲(chǔ)能的優(yōu)勢(shì)主要在長(zhǎng)周期、大規(guī)模場(chǎng)景中;分布式能源的應(yīng)用可以看作是儲(chǔ)能領(lǐng)域的拓展，主要是利用氫能在不同能源間靈活轉(zhuǎn)換的特性。氫能在工業(yè)領(lǐng)域中的減碳主要是替代傳統(tǒng)的化石能源作為燃料或者化工原料，預(yù)計(jì)在“碳中和”的階段會(huì)得到普遍的推廣。

2、地方政策陸續(xù)推出，至2025年各地FCEV規(guī)劃累計(jì)推廣量超10萬(wàn)

示范城市群方面，上海城市群2021年率先落實(shí)了2025年推廣規(guī)劃與補(bǔ)貼細(xì)則，2022年8月，廣東省的推廣規(guī)劃與補(bǔ)貼細(xì)則出臺(tái)，至此第一批入選的上海、京津冀、廣東城市群對(duì)應(yīng)規(guī)劃和補(bǔ)貼細(xì)則已經(jīng)全部出臺(tái)。第二批入選示范城市群的河北、河南分別于2021年8月和2022年9月明確了省級(jí)推廣規(guī)劃。2022年也是非示范城市群政策“井噴”的一年。山東、山西、陜西、內(nèi)蒙古、川渝、湖北等主要的非示范城市群都在2022年出臺(tái)了中長(zhǎng)期推廣規(guī)劃，非示范城市群中，政策的完善程度有所不同，山東、內(nèi)蒙、湖北等地的部分地級(jí)市還出臺(tái)了補(bǔ)貼政策，但并不意味著沒(méi)有推出補(bǔ)貼的省份就會(huì)更差，例如山西、四川等地可以依靠自身較為廉價(jià)的氫氣實(shí)現(xiàn)FCEV的低成本運(yùn)營(yíng)，市場(chǎng)機(jī)制的推動(dòng)作用也不可小覷，2022 年四川、山西的良好的上險(xiǎn)量表現(xiàn)就說(shuō)明了這一點(diǎn)。

當(dāng)前氫能各領(lǐng)域產(chǎn)業(yè)化的領(lǐng)頭羊在于FCEV，F(xiàn)CEV增長(zhǎng)空間在于各地規(guī)劃的推廣數(shù)量，補(bǔ)貼政策的落地速度與基礎(chǔ)設(shè)施完善程度則是決定增長(zhǎng)速度的兩個(gè)核心因素。從各地規(guī)劃的推廣目標(biāo)來(lái)看，僅示范城市群2025年的目標(biāo)就超過(guò)3.5萬(wàn)輛，這只是省級(jí)文件中明確的推廣量，實(shí)際上示范城市群內(nèi)部的地級(jí)市推廣量加總大概在5萬(wàn)輛左右，其中廣東的額外增量最大，其內(nèi)部地級(jí)市推廣量加總已經(jīng)超過(guò)2萬(wàn)輛。非示范城市群規(guī)劃的推廣數(shù)量已經(jīng)超過(guò)示范城市群，累加起來(lái)全國(guó)范圍2025年的規(guī)劃量可超過(guò)10萬(wàn)輛。

影響推廣速度的兩個(gè)因素之一的補(bǔ)貼政策已經(jīng)在2021年9月開(kāi)始落地推行，另一個(gè)影響因素就是氫能供給及其基礎(chǔ)設(shè)施，即氫氣來(lái)源與加氫站建設(shè)。氫氣來(lái)源方面，當(dāng)下綠氫滲透率不高，所以氫氣主要還是依靠工業(yè)副產(chǎn)氫或化石能源制氫，并且受制于運(yùn)輸成本，加氫站氫氣基本都來(lái)源于本地。山西、陜西、內(nèi)蒙等傳統(tǒng)化石能源豐富省份有大量的副產(chǎn)氫，具備天然優(yōu)勢(shì)。之前，由于氫氣還是作為危險(xiǎn)化工品被監(jiān)管，各地政府對(duì)于制氫與加氫站建設(shè)都持謹(jǐn)慎態(tài)度，但是2022年中央頂層設(shè)計(jì)發(fā)布之后，部分地區(qū)政府開(kāi)始出臺(tái)相關(guān)政策逐步放松對(duì)制氫和加氫站建設(shè)的要求，允許在非化工園區(qū)制氫、建制氫加氫一體站，比如廣東。此外，2022年12月14日，中共中央、國(guó)務(wù)院印發(fā)了《擴(kuò)大內(nèi)需戰(zhàn)略規(guī)劃綱要(2022-2035年)》，明確提出“推進(jìn)汽車(chē)電動(dòng)化、網(wǎng)聯(lián)化、智能化，加強(qiáng)停車(chē)場(chǎng)、充電樁、換電站、加氫站等配套設(shè)施建設(shè)”，我們預(yù)計(jì)這一信號(hào)或使得地方政府對(duì)加氫站建設(shè)的謹(jǐn)慎態(tài)度進(jìn)一步放松。此外，河南等地還提出加氫站適當(dāng)超前建設(shè)的政策。加氫站建設(shè)建設(shè)周期并不長(zhǎng)，若政策進(jìn)一步放松，其建設(shè)和投運(yùn)也會(huì)加速。

3、國(guó)際合作逐漸展開(kāi)，國(guó)內(nèi)企業(yè)有望依靠成本優(yōu)勢(shì)出海

全球氫能發(fā)展相對(duì)領(lǐng)先的地區(qū)有美國(guó)、歐洲、日韓，而沙特阿拉伯、阿聯(lián)酋等中東國(guó)家也瞄準(zhǔn)了氫能，沙特阿拉伯雖未發(fā)表書(shū)面文件，但是已經(jīng)提出了氫能戰(zhàn)略目標(biāo)。全球氫能發(fā)展的主要邏輯有：第一，從環(huán)保的角度出發(fā)實(shí)現(xiàn)清潔能源轉(zhuǎn)型，典型如歐洲，歐盟在碳市場(chǎng)(EU ETS)的框架之下，各國(guó)都肩負(fù)著脫碳的任務(wù);第二，能源安全角度，本國(guó)化石能源稟賦較差，希望通過(guò)氫能革命擺脫對(duì)化石能源的的嚴(yán)重依賴(lài)，典型如日韓，俄烏沖突使得歐盟也將發(fā)展氫能作為能源安全的重要方向;第三，出于經(jīng)濟(jì)原因想要保持產(chǎn)業(yè)領(lǐng)先地位或者希望通過(guò)氫氣出口賺取經(jīng)濟(jì)收益，典型如美國(guó)、澳大利亞以及沙特阿拉伯等中東國(guó)家。

沙特阿拉伯既是世界上最大的化石燃料出口國(guó)，也擁有地球上最優(yōu)異的太陽(yáng)能和風(fēng)能資源。優(yōu)異的風(fēng)光稟賦有望使得沙特未來(lái)成為制取綠氫最為便宜的國(guó)家，沙特計(jì)劃2030年達(dá)到年出口400萬(wàn)噸氫氣，其光伏、風(fēng)電設(shè)備和電解槽將會(huì)是一個(gè)巨大的市場(chǎng)。而我國(guó)的堿性電解槽制造成本在300美元/千瓦以下，有顯著的成本優(yōu)勢(shì)。同時(shí)我國(guó)強(qiáng)勢(shì)的光伏產(chǎn)業(yè)有望帶動(dòng)電解槽的出貨，光伏企業(yè)本就與氫能行業(yè)關(guān)系緊密，隆基、天合、協(xié)鑫等皆跨界氫能，海外市場(chǎng)的打開(kāi)，或使得光伏企業(yè)與電解槽企業(yè)合作更加緊密，攜手出海。基于以上兩點(diǎn)優(yōu)勢(shì)，我國(guó)電解槽具備搶占國(guó)際市場(chǎng)的能力，光伏電解槽一體、電解槽企業(yè)有望率先受益。總結(jié)而言，2022年氫能政策東風(fēng)強(qiáng)勁，國(guó)內(nèi)政策框架逐步完善，官方推動(dòng)的國(guó)際合作也開(kāi)始展開(kāi)。

展望2023年，我們判斷市場(chǎng)預(yù)期關(guān)注的焦點(diǎn)會(huì)從政策催化本身切換到各地方政策實(shí)際落地效果以及數(shù)量目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)進(jìn)度，若各地方政策落實(shí)有效，各層面產(chǎn)業(yè)政策疊加共振，產(chǎn)業(yè)擴(kuò)張速度有可能超預(yù)期。

4、2022年氫能車(chē)數(shù)據(jù)回顧：高速增長(zhǎng)，仍待突破

根據(jù)中汽協(xié)統(tǒng)計(jì)，2022年前11月，氫車(chē)產(chǎn)/銷(xiāo)/上險(xiǎn)量分別為 2969/2789/3755輛。1~11月整車(chē)廠上險(xiǎn)量前三的廠家分別是：北汽福田634 輛、宇通客車(chē)584輛、佛山飛馳449輛。工信部推薦車(chē)型目錄方面，2022年第 1~11批總共入圍車(chē)型272款，較2021年全年12批的車(chē)型增加29%，入圍的燃料電池廠商68家，較2021年全年12批的廠商增加13家。今年入圍車(chē)型延續(xù)了高功率化的趨勢(shì)。車(chē)型結(jié)構(gòu)方面，根據(jù)中信保上險(xiǎn)量數(shù)據(jù)，顯示2022年1~11月客車(chē)占比從1月的83%逐漸縮減到11月的9%，重卡占比從1月的9%逐漸增加到 11月的51%，并且2022年1~3Q重卡主要在氫能源較為豐富的地區(qū)推廣，我們認(rèn)為重卡有望繼續(xù)保持主導(dǎo)地位并率先實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性。

5、前11月FCEV上險(xiǎn)量近4000輛，工信部推薦車(chē)型同比增加近3成

根據(jù)中汽協(xié)以及中信保數(shù)據(jù)，2022年前11月FCEV產(chǎn)量為2969輛，銷(xiāo)量為 2789輛，上險(xiǎn)總數(shù)為3755輛。2022年上半年產(chǎn)量一直大于銷(xiāo)量，主要系 2021年下半年確定燃料電池示范城市群政策，業(yè)內(nèi)熱情與預(yù)期較高。但是受制于疫情與補(bǔ)貼落地速度，銷(xiāo)量推進(jìn)速度較慢，形成了一定的庫(kù)存壓力。據(jù)氫云鏈微信公眾號(hào)數(shù)據(jù)，2021年年底庫(kù)存量為280輛左右，今年7月庫(kù)存增加到750 輛，導(dǎo)致8月開(kāi)始減產(chǎn)去庫(kù)存。從上險(xiǎn)量數(shù)據(jù)看，2022年前5月上險(xiǎn)量數(shù)據(jù)欠佳，6月上險(xiǎn)量陡增，一方面是因?yàn)?月疫情相對(duì)緩和，前期被延遲的訂單出現(xiàn)了集中交付的情況;另一方面也與示范城市群首年推廣考核臨近(2022年8 月)有關(guān)，但是除京津冀城市群以外，其他城市群第一年推廣進(jìn)度并不理想，2022年跟計(jì)劃相比“拖欠”的量，或在2023年釋放。

車(chē)企份額方面，根據(jù)中信保數(shù)據(jù)，2022年1-11月市場(chǎng)份額TOP5分別是北汽福田、宇通客車(chē)、佛山飛馳、蘇州金龍、上汽大通，對(duì)比2021年TOP5名單，僅有一席發(fā)生變化，2021年第二名的南京金龍換成了2022年第五名的上汽大通，上汽大通主要是得益于2022年10月80臺(tái)MPV在上海的投運(yùn)。總體來(lái)看，兩年比較下來(lái)，TOP5的車(chē)企較為穩(wěn)定，而TOP5之外的變化較大，說(shuō)明雖然整車(chē)市場(chǎng)當(dāng)下市場(chǎng)格局并未穩(wěn)定，但是頭部車(chē)企已經(jīng)具備了一定的市場(chǎng)地位，有望在接下來(lái)的示范城市群推廣階段繼續(xù)保持領(lǐng)先優(yōu)勢(shì)。

工信部推薦車(chē)型目錄方面，2022年，前11批車(chē)型目錄總共入圍272款車(chē)型，相比2021年全年的210款增加了29%。同時(shí)，2022年入圍的燃料電池系統(tǒng)廠商有68家，相比去年的55家增加了13家。配套份額方面，第一名是重塑科技，配套34款，占比12%;其次是億華通，配套31款，占比11%;第三是國(guó)鴻科技，配套24款，占比9%。而2021年僅有兩家配套超過(guò)20款的企業(yè)，入圍廠商數(shù)量、入圍車(chē)型數(shù)量和頭部企業(yè)配套數(shù)量的全方位增加說(shuō)明了氫車(chē)產(chǎn)業(yè)熱度的持續(xù)增加。

在系統(tǒng)廠商與整車(chē)廠商配套方面，以上榜車(chē)型最多的四家燃料電池廠商來(lái)看，重塑科技共與9家整車(chē)廠配套，和鄭州宇通配套率最高，達(dá)62%，為其配套21款車(chē)型;億華通與14家整車(chē)廠商配套，和鄭州宇通配套率最高，達(dá)26%，為其配套 8款車(chē)型;國(guó)鴻科技與8家整車(chē)廠商配套，和佛山飛馳配套率最高，達(dá)38%，為其配套9款車(chē)型;捷氫科技與8家整車(chē)廠商配套，和上汽集團(tuán)配套率最高，達(dá) 31%，為其配套5款車(chē)型。工信部推薦車(chē)型高功率化趨勢(shì)明顯，這與燃料電池快速的產(chǎn)品迭代與使用需求相關(guān)，當(dāng)下主要的應(yīng)用場(chǎng)景是長(zhǎng)途客運(yùn)、干線物流、礦山、港口等場(chǎng)景，主流的燃料電池廠商都在不斷推高新產(chǎn)品的功率，打造燃料電池汽車(chē)大功率的優(yōu)勢(shì)以滿(mǎn)足下游應(yīng)用場(chǎng)景的需求，在鋼鐵廠、礦山等短途倒轉(zhuǎn)場(chǎng)景下，120～130kW的系統(tǒng)即可滿(mǎn)足類(lèi)似需求，但是長(zhǎng)途重載、干線物流由于路況和地形條件更為復(fù)雜，則需要系統(tǒng)功率提升至250～300kW。

自2021年年底億華通發(fā)布了240kW的系統(tǒng)，率先開(kāi)啟200kW時(shí)代后，氫晨、國(guó)鴻、愛(ài)德曼、捷氫、重塑等緊跟步伐發(fā)布了200kW+的系統(tǒng)，預(yù)計(jì)頭部企業(yè)高功率產(chǎn)品增加的趨勢(shì)會(huì)在2023年得到延續(xù)。但考慮到補(bǔ)貼的功率上限在 110kW，同時(shí)也兼顧配套重卡需求，中小型氫能企業(yè)的產(chǎn)品功率可能集中于 120～130kW附近。

6、重卡占比逐漸增加，銷(xiāo)售流向氫源豐富的城市

從車(chē)型結(jié)構(gòu)來(lái)看，主要車(chē)型是重卡與客車(chē)，客車(chē)份額上半年占據(jù)優(yōu)勢(shì)，但下半年逐漸萎縮，從1月的83%減少到了11月的9%，與之相反，重卡比例逐漸增加，從1月的9%增長(zhǎng)到了11月的51%。2022年1~3Q，各種車(chē)型之中，重卡的銷(xiāo)售流向較為集中，上海占據(jù)了29%，北京27%，太原14%，嘉興10%，鄂爾多斯7%，臨汾4%，其他地區(qū)9%。

在各類(lèi)車(chē)型中，重卡的比例進(jìn)一步提升，《關(guān)于開(kāi)展燃料電池汽車(chē)示范應(yīng)用的通知》與《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長(zhǎng)期規(guī)劃(2021-2035年)》中傾向于中重型車(chē)輛的政策效應(yīng)開(kāi)始顯現(xiàn)。當(dāng)下FCEV依舊面臨整車(chē)購(gòu)置成本過(guò)高的問(wèn)題，但是如果將運(yùn)營(yíng)成本計(jì)入，在某些氫氣價(jià)格較低的地方，氫能重卡可以依靠廉價(jià)氫燃料的優(yōu)勢(shì)在全生命周期成本(運(yùn)營(yíng)成本+車(chē)價(jià))上打敗燃油重卡，重卡是FCEV未來(lái)最可能率先實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性的車(chē)型。在重卡的流向地區(qū)上也能夠體現(xiàn)出這一點(diǎn)。2022 年1~3Q，重卡去向最多的6個(gè)城市就占據(jù)91%的份額，除了北京與上海，太原、嘉興、鄂爾多斯、臨汾的共同點(diǎn)是本地都有豐富的氫氣來(lái)源，可以實(shí)現(xiàn)低成本用氫。例如鯤華科技與其在山西的合作伙伴自建加氫站，可以實(shí)現(xiàn)25元/kg 的氫氣價(jià)格，在此價(jià)格水平之下，49t氫氣重卡在補(bǔ)貼的情況下全生命周期成本就已經(jīng)接近燃油重卡。

7、多地FCEV首批投運(yùn)與單次大批量投運(yùn)頻現(xiàn)，或開(kāi)啟FCEV與加氫站的良性循環(huán)

2022年的另一趨勢(shì)是各地FCEV的投運(yùn)增加，具體表現(xiàn)在：一方面是多地首批氫車(chē)投運(yùn)逐步加快，另一方面是單批次投運(yùn)的氫車(chē)數(shù)量較多。首批氫車(chē)投運(yùn)大概率意味著首座加氫站的投入運(yùn)營(yíng)，單次投運(yùn)氫車(chē)數(shù)量增加意味著加氫站的負(fù)荷率會(huì)上升，能夠很大程度上緩解當(dāng)下加氫站營(yíng)運(yùn)不加、投資回報(bào)率低的問(wèn)題。2022 年FCEV投運(yùn)集中于下半年，對(duì)應(yīng)到數(shù)據(jù)上就是上險(xiǎn)量下半年數(shù)量增加。從地域來(lái)看，涉及的地域較廣，但是主要還是集中于示范城市群與山西等地，其中還有一大亮點(diǎn)在上海的80輛網(wǎng)約車(chē)投運(yùn)，這是氫能源車(chē)首次在乘用車(chē)上的規(guī)模化投運(yùn)。

2022年氫能車(chē)整體數(shù)據(jù)低于預(yù)期，主要原因有(1)補(bǔ)貼落地慢，庫(kù)存高，企業(yè)資金壓力大，行業(yè)運(yùn)轉(zhuǎn)緩慢。(2)上半年疫情對(duì)燃料電池的生產(chǎn)與推廣都帶來(lái)較大阻力，同時(shí)疫情也造成了氫能車(chē)供應(yīng)鏈和地方財(cái)政對(duì)產(chǎn)業(yè)鏈的支持補(bǔ)貼力度。展望2023年，國(guó)家已經(jīng)提出了擴(kuò)大內(nèi)需穩(wěn)經(jīng)濟(jì)的戰(zhàn)略，而且大概率會(huì)將氫能產(chǎn)業(yè)作為一個(gè)著力點(diǎn)，預(yù)計(jì)后期補(bǔ)貼財(cái)政資金將會(huì)較快到位。另外，隨著近期國(guó)內(nèi)疫情防控的逐漸放開(kāi)，對(duì)經(jīng)濟(jì)環(huán)境預(yù)期的改善同樣也會(huì)拉動(dòng)氫能產(chǎn)業(yè)的增長(zhǎng)，預(yù)計(jì)2023年氫能車(chē)可實(shí)現(xiàn)8000-10000輛的產(chǎn)銷(xiāo)量。

8、2023年氫能車(chē)輛降本有望再接再厲燃料電池重卡目前增長(zhǎng)趨勢(shì)向好，但經(jīng)濟(jì)性未占優(yōu)勢(shì)。

2022年3月，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布的《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長(zhǎng)期規(guī)劃(2021-2035 年)》，提出“立足本地氫能供應(yīng)能力、產(chǎn)業(yè)環(huán)境和市場(chǎng)空間等基礎(chǔ)條件，結(jié)合道路運(yùn)輸行業(yè)發(fā)展特點(diǎn)，重點(diǎn)推進(jìn)氫燃料電池中重型車(chē)輛應(yīng)用，有序拓展氫燃料電池等新能源客、貨汽車(chē)市場(chǎng)應(yīng)用空間，逐步建立燃料電池電動(dòng)汽車(chē)與鋰電池純電動(dòng)汽車(chē)的互補(bǔ)發(fā)展模式”。我們認(rèn)為無(wú)論是從政策規(guī)劃，還是經(jīng)濟(jì)性角度，未來(lái)氫能在交通車(chē)輛領(lǐng)域的重點(diǎn)還是重型商用車(chē)，從目前的市場(chǎng)推廣看，氫能重卡的發(fā)展前景也值得期待。

為什么我們中短期優(yōu)先看好氫能重卡市場(chǎng)前景?從車(chē)輛運(yùn)行原理而言，氫燃料電池車(chē)和鋰電池車(chē)都是電力驅(qū)動(dòng)，電機(jī)和電控系統(tǒng)類(lèi)似，區(qū)別就在于電力來(lái)源上。氫燃料電池可以看作小型“發(fā)電機(jī)”，而鋰電池則更類(lèi)似于“儲(chǔ)電”的裝置。氫電和鋰電相比，在一些應(yīng)用場(chǎng)景有明顯的優(yōu)勢(shì)：

充能時(shí)間較短，對(duì)重卡司機(jī)使用體驗(yàn)較為友好：純電動(dòng)重卡的充能時(shí)間普遍在 1.5小時(shí)左右，而氫燃料重卡的充能時(shí)間普遍在10分鐘以?xún)?nèi)，具有明顯優(yōu)勢(shì)。雖然電動(dòng)汽車(chē)目前也在推廣換電，可以節(jié)省充能時(shí)間，但續(xù)航里程短和頻繁的換電次數(shù)會(huì)明顯影響重卡運(yùn)營(yíng)效率和使用經(jīng)濟(jì)性，因此從清潔電動(dòng)車(chē)型看，氫燃料重卡更適合長(zhǎng)距離運(yùn)輸。

適合于低溫環(huán)境：鋰電池的最佳工作溫度一般在20℃以上，一般放電工作溫度在-20～60℃。重卡常用的磷酸鐵鋰電池在0℃時(shí)放電效率只有85%，在-20℃時(shí)放電效率只有將近一半。雖然針對(duì)鋰離子動(dòng)力電池低溫性能也有改進(jìn)措施，但會(huì)對(duì)其它一些技術(shù)指標(biāo)如循環(huán)性和能量密度等帶來(lái)較大的負(fù)面影響，并且增加電芯成本。氫燃料電池雖然有“冷啟動(dòng)”的問(wèn)題，但國(guó)內(nèi)已普遍實(shí)現(xiàn)-30℃低溫啟動(dòng)，在低溫環(huán)境下并不會(huì)出現(xiàn)明顯的電量衰減，可滿(mǎn)足北方冬季絕大多數(shù)的應(yīng)用場(chǎng)景。

單次充能續(xù)航里程長(zhǎng)：目前國(guó)內(nèi)重卡普遍配置10個(gè)儲(chǔ)氫罐，單罐儲(chǔ)氫重量在3.5～4kg氫氣，至少可以驅(qū)動(dòng)31噸載重的重卡運(yùn)行約400公里，而鋰電重卡充電一次，續(xù)航里程僅在100～200公里。

既然氫能重卡有諸多優(yōu)勢(shì)，為什么氫能重卡的推廣數(shù)量還比較有限?最主要的還是成本上的劣勢(shì)。我們按照燃油、氫電、鋰電三種不同能源類(lèi)型的車(chē)輛，分別測(cè)算客車(chē)、重卡、乘用車(chē)三類(lèi)用途車(chē)輛的成本，考慮的成本主要包括：(1)車(chē)輛購(gòu)置成本按照汽車(chē)使用年限計(jì)算的“折舊”成本;(2)年度燃料使用成本;(3)年度維修保養(yǎng)成本;(4)年度保險(xiǎn)及停車(chē)等稅費(fèi)。單位能源假設(shè)分別是燃油成本8元/L、氫氣成本35元/kg、電費(fèi)為0.5元/kwh。從我們推算的結(jié)論而言，在目前的技術(shù)路線下，無(wú)論是客車(chē)、重卡還是乘用車(chē)，鋰電都有絕對(duì)的成本優(yōu)勢(shì)，我們測(cè)算鋰電類(lèi)型的客車(chē)/重卡/乘用車(chē)年度成本分別為23/35/3萬(wàn)元，而氫電類(lèi)型的客車(chē)/重卡/乘用車(chē)成本分別為43/72/7萬(wàn)元，氫電的成本基本比鋰電成本高 1倍以上。因此從經(jīng)濟(jì)性而言，鋰電是目前最有競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)的車(chē)型。如果考慮燃料電池示范應(yīng)用城市的補(bǔ)貼金額和覆蓋期限，氫能車(chē)目前考慮補(bǔ)貼下，我們測(cè)算實(shí)際的年度成本為33/62/4萬(wàn)元，依然明顯高于鋰電。

如果將氫能重卡與燃油重卡成本比較，從初始購(gòu)車(chē)費(fèi)用和日常維護(hù)成本的角度，兩者差異不大，主要的差別在于燃料成本。我們按照行業(yè)平均的燃料消耗水平，燃油重卡每百公里耗油35L，氫燃料重卡每百公里消耗氫氣約12kg，按照8 元/L和35元/kg的單位燃料成本測(cè)算，百公里燃料成本分別為280/420元。因此，以目前的成本體系和水平，若要在運(yùn)行過(guò)程中實(shí)現(xiàn)平價(jià)，則需氫氣的價(jià)格降至25元/kg左右。

9、燃料電池商用車(chē)降本路徑展望：2025年成本有望較目前下降30%

那么未來(lái)氫能大型商用車(chē)降本的節(jié)奏如何?我們先從車(chē)輛構(gòu)成開(kāi)始拆分(測(cè)算)，目前一輛氫能重卡或者大巴車(chē)的制造成本大約120～130萬(wàn)元，比例而言，電池系統(tǒng)占比最高，大約占到60%，即一套電池系統(tǒng)的成本大約70萬(wàn)～80 萬(wàn)元，汽車(chē)車(chē)骨、零部件成本大約分別占比10%，電控、電驅(qū)系統(tǒng)各占8%～10%。如果再將電池系統(tǒng)拆分，其中核心的成本占比是電池電堆，其次是儲(chǔ)氫系統(tǒng)，之后是壓力、增濕系統(tǒng)等。電堆本身大約占到整個(gè)車(chē)輛成本的33%。可見(jiàn)，燃料電池系統(tǒng)是氫能車(chē)成本構(gòu)成占比最大的一部分，因此未來(lái)如果燃料電池電堆成本能夠不斷下降，對(duì)燃料電池車(chē)的降本也有積極效果。

從過(guò)去幾年的產(chǎn)業(yè)發(fā)展看，國(guó)內(nèi)電堆以及電池系統(tǒng)的價(jià)格已經(jīng)出現(xiàn)了明顯的下降，根據(jù)行業(yè)內(nèi)龍頭公司國(guó)鴻氫能的招股書(shū)中披露數(shù)據(jù)，國(guó)鴻氫能2019年平均銷(xiāo)售電堆價(jià)格為3441元/KW，至2022年上半年價(jià)格已降至1554元/KW，四年成本累計(jì)下降55%。同樣，電堆價(jià)格自2019年的15213元/KW降至2022年的4117元/KW，降幅超過(guò)70%。國(guó)內(nèi)龍頭企業(yè)降本也帶動(dòng)了整個(gè)行業(yè)降本，從行業(yè)平均水平看，2016-2017年，國(guó)內(nèi)剛開(kāi)始銷(xiāo)售燃料電池車(chē)時(shí)，電堆成本大約在7000～8000元/KW，至2020年成本實(shí)現(xiàn)了減半，我們預(yù)計(jì)2022年成本有望再次實(shí)現(xiàn)減半，降至1500～2000元/KW。電池系統(tǒng)而言，剔除電堆成本以外的價(jià)格也出現(xiàn)了快速下降。以國(guó)鴻氫能披露的數(shù)據(jù)，剔除電堆之外的價(jià)格， 2019-2022年上半年電池系統(tǒng)BOP價(jià)格也有70%～80%的下降。

電堆和電池系統(tǒng)成本的持續(xù)下降主要得益于兩大路徑：一是技術(shù)進(jìn)步帶來(lái)的材料國(guó)產(chǎn)化;二是制造規(guī)模化和自動(dòng)化帶來(lái)的規(guī)模效應(yīng)。以電堆成本而言，主要由雙極板和膜電極兩大部分組成，其中成本又以膜電極為主，約占電堆成本的60%～65%。膜電極核心的材料有三類(lèi)：質(zhì)子交換膜、催化劑和氣體擴(kuò)散層。質(zhì)子交換膜與氣體擴(kuò)散層國(guó)產(chǎn)化率還非常低，一方面量產(chǎn)的產(chǎn)線很少，氣體擴(kuò)散層材料還沒(méi)有大規(guī)模量產(chǎn)的產(chǎn)線;另一方面，國(guó)內(nèi)龍頭電堆企業(yè)對(duì)國(guó)產(chǎn)的兩類(lèi)材料驗(yàn)證比例較低，產(chǎn)品的升級(jí)和迭代都受到很大的制約，所以這兩類(lèi)產(chǎn)品的成本過(guò)去幾年降本效果并不明顯，未來(lái)如果國(guó)產(chǎn)化有突破，預(yù)計(jì)還會(huì)有比較大的降本空間。催化劑材料而言，目前國(guó)內(nèi)企業(yè)產(chǎn)品性能已經(jīng)達(dá)到了國(guó)際一流水平，但是貴金屬鉑金類(lèi)的材料占比相對(duì)還比較高，未來(lái)如果鉑金材料的用量下降50%，預(yù)計(jì)催化劑的成本也可以下降30%。從膜電極部件整體角度考慮，雖然核心材料在國(guó)產(chǎn)化和成本下降方面依然有空間，但是過(guò)去兩年，隨著膜電極產(chǎn)品批量化的需求增加，膜電極生產(chǎn)加工的工藝升級(jí)(如自動(dòng)化的雙面涂布、更合理的材料配比設(shè)計(jì))、規(guī)模化效應(yīng)也幫助膜電極制造環(huán)節(jié)實(shí)現(xiàn)有效降本。根據(jù)國(guó)鴻氫能招股書(shū)中的預(yù)期，膜電極產(chǎn)品的價(jià)格在2022年預(yù)計(jì)會(huì)下降到860元/KW，2025年有望下降 到510元/KW，成本下降的幅度或超過(guò)40%，按照國(guó)鴻氫能預(yù)計(jì)相應(yīng)的商用車(chē)型如果用150KW的電堆，單車(chē)的膜電極成本有望累計(jì)降低5萬(wàn)元左右。

對(duì)于雙極板而言，國(guó)內(nèi)目前的主流路線還是以石墨雙極板為主，其典型的特征就是易于加工、耐腐蝕壽命長(zhǎng)，根據(jù)高工氫電的統(tǒng)計(jì)，目前石墨板的成本構(gòu)成大致包括30%的材料成本，30%的人工成本，35%的刀具成本，5%的其他制造費(fèi)用，未來(lái)石墨板降本途經(jīng)包括：(1)優(yōu)化流場(chǎng)設(shè)計(jì)、減少流槽數(shù)量。(2)適當(dāng)降低流槽機(jī)械加工精度;(3)提高加工設(shè)備自動(dòng)化程度;(4)還可通過(guò)材料升級(jí)的方式來(lái)提升加工效率，降低成本。比如國(guó)鴻氫能的采用低成本的柔性膨脹石墨板路線，減輕了石墨板的脆性，也有效降低了成本。另外一類(lèi)雙極板的路線是金屬雙極板，優(yōu)勢(shì)就是厚度薄，可進(jìn)一步提升電堆的單位體積效率，適合大功率高效電堆使用。金屬雙極板的主要加工工序有開(kāi)模、沖壓、涂層、封裝，其中涂層是最重要的環(huán)節(jié)，直接影響雙極板的壽命，同時(shí)也是成本最高的環(huán)節(jié)(占整個(gè)成本的50~60%)，其生產(chǎn)設(shè)備組占據(jù)總成本的大部分，現(xiàn)階段國(guó)內(nèi)的大部分廠商采用的是進(jìn)口設(shè)備，設(shè)備折舊金額大，因此金屬板的規(guī)模化降本效應(yīng)非常顯著。石墨雙極板國(guó)內(nèi)技術(shù)已比較成熟，金屬板在國(guó)外制造設(shè)備的引進(jìn)下，規(guī)模降本也逐步顯現(xiàn)，未來(lái)雙極板降本的效果預(yù)計(jì)主要來(lái)源于設(shè)計(jì)工藝的改良以及生產(chǎn)規(guī)模的進(jìn)一步擴(kuò)大。

除了上述電堆相關(guān)材料端自身的技術(shù)進(jìn)步之外，規(guī)模化對(duì)降本的貢獻(xiàn)到底有多大?我們以動(dòng)力電池龍頭寧德時(shí)代的成本數(shù)據(jù)做參考，我們將公司動(dòng)力電池成本拆分為材料成本和非材料成本，非材料成本包含人工、折舊及制造費(fèi)用等，這一項(xiàng)目的變化可以在一定程度上體現(xiàn)出規(guī)模效應(yīng)對(duì)成本下降的影響，2015-2021 年，寧德時(shí)代電池銷(xiāo)量從2.19GWH上升到133.41GW，CAGR為98%，單位非材料成本的年均復(fù)合變動(dòng)率為-14.6%，可見(jiàn)規(guī)模效應(yīng)對(duì)降本推動(dòng)非常顯著。我們預(yù)測(cè)2022年全國(guó)燃料電池出貨量為0.35GW，且到2025年出貨量或達(dá)到 2.6GW，對(duì)應(yīng)2022-2025年CAGR為95%，預(yù)計(jì)燃料電池費(fèi)材料類(lèi)的降本速度也可參考動(dòng)力電池龍頭公司的降本速度，對(duì)應(yīng)2022-2025年CAGR在14%～ 15%之間。我們預(yù)計(jì)，隨著國(guó)內(nèi)技術(shù)進(jìn)步以及規(guī)模化效應(yīng)的疊加，未來(lái)國(guó)內(nèi)氫能車(chē)成本或有持續(xù)的降本，目前氫能重卡的成本約140萬(wàn)元/輛，預(yù)計(jì)2025年可以降至100萬(wàn)元/輛，至2030年可降至80萬(wàn)元/輛，基本可以實(shí)現(xiàn)與鋰電、柴油相應(yīng)車(chē)型的平價(jià)。對(duì)于主要明細(xì)項(xiàng)目的下降幅度，預(yù)計(jì)電堆成本2025年成本累計(jì)下降25%～30%，2030年成本累計(jì)下降20%;儲(chǔ)氫系統(tǒng)成本至2025年累計(jì)下降30%，2030年成本累計(jì)下降15%。

我們預(yù)計(jì)隨著氫能車(chē)的降本疊加經(jīng)濟(jì)的恢復(fù)，2023年銷(xiāo)量或超過(guò)9000輛，其中大型客車(chē)及大型卡車(chē)銷(xiāo)量分別為1250、2000輛左右;輕型貨車(chē)或物流車(chē)由于種類(lèi)多、應(yīng)用場(chǎng)景豐富，依然是銷(xiāo)量最多的車(chē)型，預(yù)計(jì)銷(xiāo)量接近6000輛。我們按照上述車(chē)輛假設(shè)，預(yù)測(cè)2023年單日新增氫氣需求量約為42噸，假設(shè)單站平均加氫能力在500kg/日，預(yù)計(jì)新增加氫站約為84座。從另一個(gè)角度來(lái)預(yù)估，按照當(dāng)下比較常見(jiàn)的車(chē)、站比例100：1計(jì)算，預(yù)計(jì)2023年合理新增的加氫站應(yīng)該在100座，由此預(yù)計(jì)2023年加氫站新增量或在85～100座。

一座加氫站建設(shè)費(fèi)用1600萬(wàn)左右，分為三大部分：土建施工費(fèi)用、設(shè)備費(fèi)用和其他系統(tǒng)費(fèi)用。加氫站中主要設(shè)備包括儲(chǔ)氫系統(tǒng)、壓縮系統(tǒng)、加注系統(tǒng)、站控系統(tǒng)等，核心設(shè)備有壓縮機(jī)、儲(chǔ)氫瓶組和加氫機(jī)，三者加起來(lái)的成本占設(shè)備總成本的8成左右，其中壓縮機(jī)占設(shè)備總成本是最高的，約占整個(gè)建站費(fèi)用的25%～30%。按照2023年新增加氫站100座的假設(shè)，對(duì)應(yīng)的加氫站主要設(shè)備(壓縮機(jī)、加氫機(jī)、儲(chǔ)氫瓶組)需求規(guī)模約5.6～6億元。

展望“十四五”，國(guó)內(nèi)氫能源車(chē)有望完成從產(chǎn)業(yè)導(dǎo)入期到量產(chǎn)的階段，結(jié)合各地方政府的氫能源規(guī)劃，我們預(yù)計(jì)2025年全國(guó)燃料電池車(chē)保有量有望達(dá)到8萬(wàn)輛，其中預(yù)計(jì)乘用車(chē)、客車(chē)、重卡、物流車(chē)保有量將分別達(dá)到4500、10000、16000、47500輛左右，相應(yīng)的燃料電池需求預(yù)計(jì)將從目前的0.35GW左右上升至2025年的2.6GW;預(yù)計(jì)2050年燃料電池車(chē)保有量將達(dá)430萬(wàn)輛。

10、可再生能源制氫項(xiàng)目增多，商業(yè)模式漸趨完善

電解槽技術(shù)路線分析：堿性電解槽是目前主流，PEM電解槽降本是關(guān)鍵。

國(guó)家發(fā)改委發(fā)布的《氫能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃》提出至2025年可再生能源制氫量達(dá)到10～20萬(wàn)噸/年的目標(biāo)，將“綠氫”作為新增氫能消費(fèi)的重要組成部分，實(shí)現(xiàn) CO2減排100～200萬(wàn)噸/年。因?yàn)橹笆袌?chǎng)普遍認(rèn)為綠氫成本實(shí)現(xiàn)平價(jià)是在 2030年前后，進(jìn)入“碳中和”階段“綠氫”才會(huì)大規(guī)模上量。但隨著2025年政策目標(biāo)的明確，預(yù)計(jì)可再生能源制氫的推進(jìn)也將提速。目前全球成熟的電解水制氫技術(shù)，主要是堿性電解和PEM電解兩種方式。兩者的成本構(gòu)成也有明顯的區(qū)別，PEM電解水制氫的絕對(duì)成本高，主要是雙極板、膜材料以及鉑、銥等貴金屬催化劑材料，成本明顯高于堿性電解槽。

比較目前主流的電解水制氫技術(shù)以及有發(fā)展?jié)摿Φ募夹g(shù)，我們按照技術(shù)路線演進(jìn)的時(shí)間線進(jìn)行展望：堿性電解水技術(shù)憑借成本低、技術(shù)成熟度高的優(yōu)勢(shì)，目前在國(guó)內(nèi)是主流路線，預(yù)計(jì)將會(huì)長(zhǎng)期占據(jù)電解水制氫技術(shù)的主導(dǎo)地位。PEM電解水技術(shù)目前已經(jīng)初步形成產(chǎn)業(yè)化并在部分地區(qū)建設(shè)示范應(yīng)用，隨著技術(shù)的進(jìn)步和成本的下降，預(yù)計(jì)最快將在2025～2030年形成規(guī)模化應(yīng)用。固體氧化物水電解技術(shù)(SOEC)目前理論上能量轉(zhuǎn)換效率最高，采用固體氧化物作為電解質(zhì)材料，可在400~1000℃高溫下工作，可以利用熱量進(jìn)行電氫轉(zhuǎn)換，具有能量轉(zhuǎn)化效率高且不需要使用貴金屬催化劑等優(yōu)點(diǎn)，也有望成為未來(lái)技術(shù)的發(fā)展方向，預(yù)計(jì)在2030年之后可逐步應(yīng)用于規(guī)模化的可再生能源制氫。

11、“綠氫”生產(chǎn)降本路徑明確，2030年有望全行業(yè)實(shí)現(xiàn)平價(jià)

現(xiàn)行技術(shù)條件下電解水制氫成本較高，其中主要包括電費(fèi)成本，設(shè)備折舊成本、人工費(fèi)用等。隨著技術(shù)的進(jìn)步以及自動(dòng)化生產(chǎn)，設(shè)備成本會(huì)逐漸下降;提升設(shè)備使用時(shí)長(zhǎng)從而提升氫氣產(chǎn)量的方式也可以攤薄設(shè)備的折舊成本和其他固定費(fèi)用。此外，占比電解水成本較高的電價(jià)也會(huì)隨著光伏、風(fēng)電等可再生能源的發(fā)展持續(xù)下降。

2021年在“雙碳”目標(biāo)提出之后，國(guó)內(nèi)電解水制氫項(xiàng)目規(guī)劃和推進(jìn)逐步加快。目前國(guó)內(nèi)的電解水制氫路線以堿性電解槽為主，主要是堿性電解槽技術(shù)路線成熟，成本具有顯著優(yōu)勢(shì)。PEM電解槽由于成本高，商業(yè)推廣依然需要時(shí)間，而且從目前的國(guó)內(nèi)商業(yè)模式下，PEM槽的技術(shù)優(yōu)勢(shì)并不明顯。

從國(guó)內(nèi)項(xiàng)目規(guī)劃而言，綠氫的下游應(yīng)用主要包括化工、燃料電池車(chē)、熱電聯(lián)供等儲(chǔ)能領(lǐng)域。從經(jīng)濟(jì)性和現(xiàn)有市場(chǎng)規(guī)模看，化工原料是綠氫最主要的利用途徑，這是因?yàn)椋菏紫龋G氫制取在大部分還是在化工園區(qū)進(jìn)行。安全監(jiān)管層面，氫氣歷史上長(zhǎng)期作為危險(xiǎn)化工品被管理，因此在大部分省份氫氣的生產(chǎn)只能在化工園區(qū)進(jìn)行，將制取的氫氣直接提供給園區(qū)化工企業(yè)使用，減少了運(yùn)輸成本，經(jīng)濟(jì)性可以最大化。其次，化工用氫需求大，商業(yè)模式穩(wěn)定。傳統(tǒng)上部分化工生產(chǎn)路線生產(chǎn)需要加氫，之前都是化石能源制取的氫氣作為氫源，替換成綠氫既可以幫助化工生產(chǎn)過(guò)程減碳，又不需要額外的轉(zhuǎn)換工藝，因此有穩(wěn)定的市場(chǎng)需求。而綠氫其它領(lǐng)域的應(yīng)用，目前的經(jīng)濟(jì)性和商業(yè)模式還在探索過(guò)程中。

由于新能源發(fā)電的波動(dòng)性以及電解槽響應(yīng)時(shí)間的缺陷，且電網(wǎng)目前很難為化工園區(qū)的制氫項(xiàng)目接入專(zhuān)線，所以目前國(guó)內(nèi)堿性電解槽較為理想的應(yīng)用模式還是直接利用網(wǎng)電作為電解槽用電來(lái)源，同時(shí)利用配套新能源電站的電量對(duì)沖網(wǎng)電成本，類(lèi)似模擬結(jié)算的方式確認(rèn)用電成本。這樣一方面可以保證電解槽運(yùn)行的持續(xù)性，另一方面通過(guò)自身低成本的新能源發(fā)電來(lái)降低電解綜合用電成本，有助于降低綠氫的制取成本。在這種模式下，我們測(cè)算目前堿性槽平均的電解電價(jià)約0.35元/kwh，對(duì)應(yīng)制氫成本在24.07元/kg。如果制氫項(xiàng)目配套的新能源電站發(fā)電小時(shí)數(shù)較高，比如風(fēng)光互補(bǔ)的新能源電站，向電網(wǎng)貢獻(xiàn)的電量更多，電解綜合用電成本也會(huì)更低，預(yù)計(jì)較低的電價(jià)成本可以達(dá)到0.25元/kwh，對(duì)應(yīng)的成本大約可降到20元/kg以?xún)?nèi)，大約對(duì)應(yīng)17.07元/kg，基本與化石能源制氫中的高成本路線持平，但目前僅有少部分企業(yè)可以達(dá)到這一水平。我們判斷至2030年，行業(yè)平均的用電成本可以降至0.25元/kwh，實(shí)現(xiàn)與化石能源制氫成本的平價(jià)。

但上述模式(化工園區(qū)制氫+新能源電站與制氫項(xiàng)目位置分離)對(duì)PEM電解槽制氫并不友好，因?yàn)橹苯硬捎镁W(wǎng)電制氫無(wú)法發(fā)揮PEM電解槽響應(yīng)快的優(yōu)點(diǎn)。不過(guò)長(zhǎng)期看，隨著現(xiàn)場(chǎng)制氫的逐步松綁、特殊場(chǎng)景下制氫項(xiàng)目(如海上風(fēng)電或者邊遠(yuǎn)地區(qū)氫儲(chǔ)一體等)的增加以及未來(lái)制氫項(xiàng)目配套電網(wǎng)專(zhuān)線等場(chǎng)景的推廣，預(yù)計(jì) PEM電解槽的效率和利用小時(shí)的優(yōu)勢(shì)都將得到有效發(fā)揮。我們預(yù)計(jì)至2030年 PEM電解制氫成本也有望回到20元/kg內(nèi)。總結(jié)而言，堿性電解槽降本的主要方式是增加電流密度、降低膈膜厚度、提升催化劑的比表面積以及改進(jìn)使用傳輸層(PTLs)，綜合延長(zhǎng)設(shè)備使用時(shí)間，降低電價(jià)等;PEM電解槽降本的主要方式是降低貴金屬催化劑載量以及尋找其他高比表面積的催化劑、改進(jìn)膜技術(shù)、擴(kuò)大生產(chǎn)規(guī)模等。我們預(yù)計(jì)兩類(lèi)綠氫制取路線的制氫成本在2030年前后都可以實(shí)現(xiàn)與化石能源制氫成本的平價(jià)。

目前國(guó)內(nèi)主流電解槽企業(yè)規(guī)劃產(chǎn)能接近9.5GW。我們將交通、工業(yè)等主要耗氫領(lǐng)域的氫能需求進(jìn)行分拆測(cè)算(交通領(lǐng)域的預(yù)測(cè)主要以前文氫能車(chē)、船舶、飛機(jī)數(shù)量為基礎(chǔ)，按照目前單位交通設(shè)備耗氫量加總預(yù)測(cè);工業(yè)領(lǐng)域耗氫主要假設(shè) 2025/2045年化工領(lǐng)域?qū)淠苄枨蟊３植蛔儯?045年氫能對(duì)傳統(tǒng)工業(yè)用化石能源替代率達(dá)到20%)，預(yù)計(jì)2025/2045年氫氣需求分別為0.27/1億噸，假設(shè)綠氫占比分別在3%/50%，對(duì)應(yīng)的電解槽需求量分別為11/900GW，假設(shè)兩個(gè)階段電解槽單價(jià)分別為2500/1500元/kw(堿性電解槽和PEM電解槽價(jià)格加權(quán))，對(duì)應(yīng)電解槽的市場(chǎng)規(guī)模分別為281/13505億元，預(yù)計(jì)電解槽市場(chǎng)規(guī)模在 2025年可接近300億元，2040～2045年可破萬(wàn)億元。因此電解槽賽道也成為2022年以來(lái)一級(jí)股權(quán)投資的新熱點(diǎn)領(lǐng)域。

12、氫能儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性尚未顯現(xiàn)，但大規(guī)模、長(zhǎng)周期場(chǎng)景下具備可行性

氫能是一種理想的能量?jī)?chǔ)存介質(zhì)，主要的優(yōu)勢(shì)在于可以為多種能源之間的能量與物質(zhì)轉(zhuǎn)換提供解決方案。通過(guò)PTG(Power to Gas)技術(shù)，可在一定程度上解決可再生能源消納及并網(wǎng)穩(wěn)定性問(wèn)題。在風(fēng)力條件好或者光照時(shí)間長(zhǎng)的季節(jié)，如夏季，將多余的電量電解水制氫，在電力供應(yīng)不足的季節(jié)，則使用儲(chǔ)存的氫通過(guò)燃料電池發(fā)電，提供電能。此外，氫氣也可直接作為燃料，混入天然氣中進(jìn)行混燒或在純氫燃?xì)廨啓C(jī)中直燃。

作為儲(chǔ)能的中間載體，氫能儲(chǔ)存再釋放能量的過(guò)程可以用多種形式：燃料電池發(fā)電、氫燃?xì)鈾C(jī)組發(fā)電或者氫氣直接燃燒釋放能量。但各種轉(zhuǎn)化方式對(duì)應(yīng)的效率不同，也造成了儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性的差別。我們認(rèn)為，未來(lái)在大型新能源電站等大規(guī)模的儲(chǔ)能場(chǎng)景下，通過(guò)固體氧化物燃料電池(SOFC)發(fā)電或是儲(chǔ)能轉(zhuǎn)化的理想途徑。SOFC與其他技術(shù)相比具有四大優(yōu)勢(shì)：

原材料成本低：SOFC電池材料無(wú)需使用鉑、銥等貴金屬催化劑，對(duì)氫氣的純度 要求也不高，綜合原材料成本相較于質(zhì)子交換膜電池低;發(fā)電效率高，SOFC的能量轉(zhuǎn)換效率高，目前國(guó)內(nèi)研發(fā)的電池產(chǎn)品，效率可達(dá)到60%以上，高于質(zhì)子交換膜;余熱可利用，SOFC發(fā)電產(chǎn)生大量余熱，可用于熱電聯(lián)供，整體效率可達(dá)到80%以上;安全可靠，SOFC使用全固態(tài)組件，不存在漏液、腐蝕等問(wèn)題，因此電池的工作表現(xiàn)更加穩(wěn)定可靠。

目前SOFC還處于商業(yè)化初期，國(guó)外領(lǐng)先廠商主要包括美國(guó)的Bloom Energy公司、日本三菱日立電力系統(tǒng)公司、日本京瓷、德國(guó)博世等。國(guó)內(nèi)廠商中，最早開(kāi)始研發(fā)生產(chǎn)SOFC的是潮州三環(huán)(集團(tuán))股份有限公司，公司于2004年開(kāi)始開(kāi)發(fā)生產(chǎn)SOFC隔膜，2012年開(kāi)始批量生產(chǎn)SOFC單電池，2017年推出SOFC電堆產(chǎn)品，其領(lǐng)先產(chǎn)品2022年6月已通過(guò)第三方認(rèn)證機(jī)構(gòu)SGS檢驗(yàn)，交流發(fā)電效率達(dá)到64.1%，熱電聯(lián)供效率達(dá)到91.2%，主要技術(shù)指標(biāo)已達(dá)到國(guó)際先進(jìn)水平。如果按照上述SOFC的發(fā)電效率，以“電—?dú)洹姟钡霓D(zhuǎn)化過(guò)程計(jì)算，整個(gè)流程的效率約為45%。假設(shè)新能源發(fā)電成本為0.35元/kwh，經(jīng)過(guò)電解水制氫，度電的成本變?yōu)?.78元/kwh(考慮電解水制氫70%的轉(zhuǎn)化效率及SOFC64%的發(fā)電效率)，電解過(guò)程中的制造費(fèi)用及折舊成本度電大約承擔(dān)0.07元/Kwh，度電分?jǐn)偟膲嚎s儲(chǔ)存成本約為0.006元/Kwh，氫氣儲(chǔ)存成本對(duì)應(yīng)為度電0.05元/Kwh;此外假設(shè)發(fā)電用燃料電池功率為250kw，利用小時(shí)數(shù)為2000小時(shí)，最低成本預(yù)期對(duì)應(yīng)的利用小時(shí)數(shù)在3000小時(shí)。由此測(cè)算，目前技術(shù)下，氫氣儲(chǔ)能的成本在1.48元kwh左右;如果度電成本降至0.2元/kwh，氫能儲(chǔ)能的成本可以降至0.88元/Kwh。如果使用棄風(fēng)、棄光的電量，并考慮SOFC發(fā)電過(guò)程中的余熱回收， 氫能儲(chǔ)電的經(jīng)濟(jì)性和可行性還有望進(jìn)一步強(qiáng)化。

我們預(yù)計(jì)2023年在政策的推動(dòng)下，綠氫項(xiàng)目將從示范項(xiàng)目逐步向商用拓展。在“雙碳”目標(biāo)的減碳場(chǎng)景下，綠氫有豐富的應(yīng)用場(chǎng)景。一方面可以與新能源電站配合，發(fā)揮氫能儲(chǔ)能的作用。另一方面，在工業(yè)領(lǐng)域，氫能也可以作為減碳的工具。工信部發(fā)布的《“十四五”工業(yè)綠色發(fā)展規(guī)劃》明確提到了推進(jìn)“綠氫開(kāi)發(fā)利用”等新型污染物治理技術(shù)裝備基礎(chǔ)研究，以及在煉化工業(yè)中推廣“綠氫煉化等綠色低碳技術(shù)”。我們預(yù)計(jì)隨著綠氫成本的不斷降低和供給的不斷增加，2023年綠氫需求將有顯著擴(kuò)張，主要增量來(lái)自于化工企業(yè)和工業(yè)領(lǐng)域大型國(guó)企減碳的示范項(xiàng)目。綠氫項(xiàng)目的增加有望直接帶動(dòng)對(duì)電解槽的采購(gòu)需求，我們預(yù)測(cè)2023年電解槽需求量有望達(dá)到3GW的規(guī)模，對(duì)應(yīng)市場(chǎng)空間在50～60億元，有望成為除 FCEV之外的氫能第二大子行業(yè)。