分析师及联系人[Table_Author]●邬博华●徐科●马军●贾少波(8621)61118797(8621)61118721(8621)61118720(8621)61118721wubh1@cjsc.com.cnxuke2@cjsc.com.cnmajun3@cjsc.com.cnjiasb@cjsc.com.cn执业证书编号：执业证书编号：执业证书编号：执业证书编号：S0490514040001S0490517090001S0490515070001S0490520070003●任楠(8621)61118721rennan@cjsc.com.cn执业证书编号：S0490518070001请阅读最后评级说明和重要声明请阅读最后评级说明和重要声明2/37[Table_Title1]环保、电新报告日期2021-12-17联合研究行业深度[Table_Title]长江观氢系列一：日升月恒，氢风破浪[Table_Summary]⚫低碳发展及保障能源安全，氢能源清洁高效、来源广、应用广泛全球降碳达成共识，长期目标是将全球平均气温较工业化时期上升幅度控制在2℃以内，并努力控制在1.5℃以内，该目标在2021年格拉斯哥大会得到强化；“3060”目标对我国碳减排提出更大挑战。我国能源具有“多煤、贫油、少气”的显著特征，亟需寻找来源充足、清洁高效、自主可控的新型能源。氢能具有应用广泛、清洁低碳、来源丰富、灵活高效的特点，契合国家能源战略，并具备储能的作用。⚫制氢：中短期灰氢蓝氢占比高，长期绿氢为主导短期内煤制氢仍为我国氢气的主要来源，但结合CCUS的煤制氢和天然气制氢未来发展受限；中短期内工业副产制氢供应量大，但存在产能天花板；长期随着可再生能源电价下降，绿氢将为主流制氢方式。①煤制氢为我国应用最广的制氢方式，考虑碳捕集后成本为19.1-23.0元/kg（煤价500-1000元/吨）。②天然气制氢为全球应用最为广泛的制氢方式，考虑碳捕集成本后为22.2-38.2元/kg（天然气价格2.0-5.0元/m³）。③工业副产制氢可来源于焦炉煤气、氯碱副产气、炼厂干气、合成甲醇及合成氨弛放气等，来源广、成本低（9.23-22.25元/kg），但纯度较低。④水电解制氢原料和燃烧产物均为水，清洁无污染；且水电解制氢纯度较高；成本为11.5-51.2元/kg（电价0.1-0.8元/kwh），基于可再生能源的水电解制氢为未来大规模制氢的发展方向。⚫储运氢：短途气态拖车运氢最佳，中长期液氢运输潜力大储氢：短中期来看，高压气态储氢具备经济性优势，将为主要手段；长期来看，低温液态储氢、有机液体储氢和固态储氢在解决技术瓶颈和实现降本后有望实现大规模储氢。运氢：适合短距离运输的气态长管拖车是目前主要运氢方式；而天然气管道掺氢（不超过20%）混合输送也是实现低成本快速输氢的新方向。长期来看，伴随着技术突破，储氢密度大、适合长距离运输的液氢槽罐车有望成为主流运氢方式。⚫加氢：近年建设提速，建造运营尚需补贴加氢站按照氢气来源可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两类。据H2stations不完全统计到2020年底全球累计建成加氢站560座；GGII统计，2020年底我国建成和在建加氢站共181座，据16省（市）规划到2025年我国加氢站将建成约1013座，较2020年底的124座将增长7.2倍。受需求较少导致的盈利薄弱影响，加氢站建造和运营尚需依赖政府补贴。⚫用氢：应用场景丰富，燃料电池商用车前景可期氢能作为清洁高效灵活的二次能源，可广泛应用于交通运输、储能、工业生产、建筑用能等领域。1）交通运输：燃料电池能量密度高，加氢快、续航里程长；尚处导入期，商用车为主；2）储能：氢气清洁无污染，适合大规模储能；3）工业生产：氢能利用是工业深度脱碳重要途径，可用于氢能炼钢、化工生产等；4）建筑用能：氢能为分布式热电联产的有效载体。[Table_Risk]风险提示：1.国家产业支持政策落地进步不及预期风险；2.核心设备和技术依赖进口风险。请阅读最后评级说明和重要声明3/37联合研究丨行业深度目录引言：为什么要发展氢能源？......................................................................................................6低碳清洁发展及保障能源安全，推动探索新型能源.......................................................................................6全球气候变化共同命题，低碳发展大势所趋.....................................................................................................................6优化能源结构，保障能源安全...........................................................................................................................................7氢能优势：清洁高效、来源多、应用广.........................................................................................................7产业政策：氢能方兴未艾，未来大有可期......................................................................................................8氢能源产业链梳理........................................................................................................................9制氢：中短期灰氢蓝氢占比高，长期绿氢为主导.........................................................................................10煤制氢：国内应用最广，制氢成本8.7-12.5元/kg...........................................................................................................11天然气制氢：全球应用最广，制氢成本17-33元/kg.......................................................................................................13工业副产制氢：来源广泛，制氢成本9.23-22.25元/kg...................................................................................................15水电解制氢：与清洁能源发电契合，未来制氢主流路线..................................................................................................17储运氢：短途气态拖车运氢最佳，中长期液氢运输潜力大..........................................................................20加氢：近年建设提速，建造运营尚需补贴....................................................................................................24用氢：应用场景丰富，燃料电池商用车前景可期.........................................................................................28交通运输：燃料电池车尚处导入期，商用车为主............................................................................................................28储能领域：氢储能清洁无污染，适合大规模储能............................................................................................................30工业生产：氢能利用是工业深度脱碳的重要途径............................................................................................................32建筑用能：氢能为分布式热电联产的有效载体................................................................................................................33总结：氢能，能源革命与碳中和时代的优选能源........................................................................33附录：氢能产业链相关公司名单.................................................................................................34图表目录图1：世界主要国家和地区二氧化碳排放量（百万吨）...............................................................................................6图2：我国碳减排行动目标..........................................................................................................................................7图3：我国能源消费总量构成.......................................................................................................................................7图4：我国进口能源消费量/可供消费的能源总量.........................................................................................................7图5：氢能源的优势.....................................................................................................................................................8图6：我国氢能发展支持政策.......................................................................................................................................9图7：氢能全产业链示意图..........................................................................................................................................9图8：我国和全球氢气来源........................................................................................................................................10图9：煤气化制氢工艺路线图.....................................................................................................................................11请阅读最后评级说明和重要声明4/37联合研究丨行业深度图10：不同煤价对应的煤气化制氢成本比较.............................................................................................................13图11：不同煤价及CCUS成本对应的煤制氢成本.....................................................................................................13图12：天然气制氢工艺流程......................................................................................................................................14图13：天然气制氢成本分析......................................................................................................................................15图14：天然气制氢成本敏感性分析............................................................................................................................15图15：焦炉煤气制氢流程图......................................................................................................................................15图16：不同电价水平下的水电解制氢成本.................................................................................................................18图17：不同制氢工艺温室气体排放量（kgCO2e/kgH2)..............................................................................................18图18：各类制氢成本分析（元/kg）..........................................................................................................................20图19：IV型轻质高压气态储氢瓶模型图...................................................................................................................22图20：美国通用公司在轿车上使用的低温液态储氢罐模型图....................................................................................22图21：国内外储氢瓶密度参数...................................................................................................................................22图22：氢气长管拖车.................................................................................................................................................23图23：液氢槽罐车.....................................................................................................................................................23图24：气态长管拖车不同运输距离的气氢运输成本（元/公斤）...............................................................................24图25：管道氢气运输单位成本...................................................................................................................................24图26：加氢站工作流程图..........................................................................................................................................24图27：国际能源署统计2020年底全球加氢站数量（座）........................................................................................26图28：H2stations统计全球建成加氢站数量（座）..................................................................................................26图29：我国每年新建成加氢站数量（座）.................................................................................................................27图30：2020年底我国已建成和在建加氢站区域分布（座）......................................................................................27图31：燃料电池反应堆工作原理...............................................................................................................................28图32：燃料电池车与汽油车和纯电动车的区别.........................................................................................................29图33：全球燃料电池车保有量（辆）........................................................................................................................30图34：2020年中国燃料电池车上险量车型占比........................................................................................................30图35：全球储能装机容量占比...................................................................................................................................31图36：不同技术工艺下的钢铁生产碳排放.................................................................................................................32图37：氢能源产业链中氢制备、氢储运、氢加注相关公司名单................................................................................35图38：氢能源产业链中燃料电池相关公司名单.........................................................................................................36表1：各类制氢技术路线总结.....................................................................................................................................10表2：煤气化每日制氢成本构成.................................................................................................................................11表3：煤气化制氢成本敏感性测算..............................................................................................................................12表4：煤气化制氢温室气体排放量..............................................................................................................................13表5：天然气制氢成本构成........................................................................................................................................14表6：天然气制氢温室气体排放量..............................................................................................................................14表7：焦炉煤气制氢成本构成（外购焦炉煤气）........................................................................................................16表8：焦炉煤气制氢成本构成（直接使用煤焦化过程中产生的焦炉煤气）................................................................16表9：主流工业副产制氢工艺成本及制氢潜力...........................................................................................................16表10：水电解制氢成本分析......................................................................................................................................17请阅读最后评级说明和重要声明5/37联合研究丨行业深度表11：水电解制氢不同电源情况下的温室气体排放量...............................................................................................18表12：水电解制氢技术路线比较...............................................................................................................................19表13：不同储氢方式的对比......................................................................................................................................21表14：储氢瓶组类别.................................................................................................................................................21表15：氢不同输运方式的技术比较............................................................................................................................23表16：中国部分加氢站情况......................................................................................................................................25表17：锂电池车与燃料电池车比较............................................................................................................................29表18：不同储能技术的比较......................................................................................................................................31表19：各热电联供技术路线的性能比较....................................................................................................................33请阅读最后评级说明和重要声明6/37联合研究丨行业深度引言：为什么要发展氢能源？低碳清洁发展及保障能源安全，推动探索新型能源全球气候变化共同命题，低碳发展大势所趋全球气候变化是全人类面临的严峻挑战，关系世界各国的可持续发展。1992年联合国大会通过了《联合国气候变化框架公约》，此为世界上第一个关于控制温室气体排放、遏制全球变暖的国际公约，公约明确了世界各国“共同但有区别的责任”、公平、各自能力原则和可持续发展等原则；此后京都议定书、巴厘路线图、哥本哈根协议、巴黎协定等会议信息明确了未来全球应对气候变化的具体安排，长期目标是将全球平均气温较工业化时期上升幅度控制在2℃以内，并努力将温度上升幅度限制在1.5℃以内，该目标在2021年格拉斯哥大会得到强化。2020年全球二氧化碳排放总量达319.8亿吨，较上世纪末增长38.4%，2020年受疫情影响，全球排放量偏低，2019年为340.4亿吨。2020年中国、美国、欧盟的二氧化碳排放量分别为98.9亿吨、44.3亿吨、25.5亿吨，占比30.9%、13.9%、8.0%，三者排放量占比超过全球的一半，在全球二氧化碳减排中将扮演重要角色。从历史排放数据来看，我国碳排放量还处于上升期，美国和欧盟则于2007年左右和上世纪70年代末达到峰值，且承诺在2050年实现碳中和。图1：世界主要国家和地区二氧化碳排放量（百万吨）资料来源：Wind，长江证券研究所“3060”目标对我国碳减排提出更大挑战。2020年9月22日，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上表示，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳的碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取到2060年前实现碳中和。对比美国和欧盟通过50-70年左右时间实现从碳达峰到碳中和的转变，我国划定的目标时间仅为30年，需依靠更强有力的政策和更高的执行力度。同时，我国制定2035年远景目标，目标到2035年生态环境根本好转，美丽中国建设目标基本实现。氢能源为清洁无污染能源和工业原料，契合国家战略发展方向。01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,00010,0001966196819701972197419761978198019821984198619881990199219941996199820002002200420062008201020122014201620182020中国欧盟美国印度日本韩国俄罗斯请阅读最后评级说明和重要声明7/37联合研究丨行业深度图2：我国碳减排行动目标资料来源：国务院，澎湃新闻等，长江证券研究所优化能源结构，保障能源安全我国能源具有“多煤、贫油、少气”的显著特征，2020年我国能源消费总量49.8亿吨标准煤，其中原煤、原油、天然气占比分别为56.8%、18.9%、8.4%，水电、核电、风电等清洁能源占比仅有15.9%。当前我国能源消费仍以不可再生的化石燃料为主，化石燃料储备有限，且易造成环境污染。另外，我国进口能源消费量在可供消费总量中占比逐年上升，2019年已达24.1%，而原油和天然气的该比例更高，我国能源对外具有一定的依赖程度。在此背景下，我国亟需寻找来源充足、清洁高效、自主可控的新型能源。图3：我国能源消费总量构成图4：我国进口能源消费量/可供消费的能源总量资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所氢能优势：清洁高效、来源多、应用广氢（H）位于元素周期表第一位，是宇宙中最常见的元素之一，氢主要以化合态的形式存在，通常的单质形态是氢气（H2）。氢的特点如下：0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%1978198019821984198619881990199219941996199820002002200420062008201020122014201620182020原煤原油天然气水电、核电、风电等0%5%10%15%20%25%30%20002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019请阅读最后评级说明和重要声明8/37联合研究丨行业深度➢应用广泛：氢可作为燃料应用于汽车、轨道交通、船舶等交通领域，亦可作为原料、还原剂或者热源应用于炼化、钢铁、冶金等行业，还可应用于分布式发电，为家庭住宅、商业建筑等供电取暖，且可成为储能工具。➢清洁低碳：氢直接燃烧或进行电化学反应的产物只有无污染的水，可实现零污染零碳排放。另外，我国在大力发展风电、光伏等清洁可再生一次能源，结合水电解制氢技术，可实现全生命周期的清洁低碳，使氢能成为连接不同能源形式的桥梁。➢来源丰富：氢为二次能源，可通过化石燃料重整制取、氯碱/焦化/钢铁/冶金等工业副产物制取、水电解制取等，制取途径多样。➢灵活高效：根据中国氢能联盟研究院数据，氢的低位热值约为120MJ/kg，为同等质量的标准煤热值的4.1倍、天然气的2.6倍、石油的2.9倍。综上，氢具备的显著优点使其契合“低碳清洁、安全高效”的国家能源战略。氢气根据其来源可分为：灰氢（使用化石燃料制取，并对释放的二氧化碳不做任何处理）、蓝氢（使用化石燃料制取，并对释放的二氧化碳做捕集封存利用）、绿氢（使用可再生能源发电电解或光解制取）。图5：氢能源的优势资料来源：Wind，长江证券研究所产业政策：氢能方兴未艾，未来大有可期氢能方兴未艾，未来大有可期。早在2002年发布的863计划电动汽车重大专项中，我国便确立了以混合动力汽车、纯电动汽车、燃料电池汽车为“三纵”、以多能源动力总成控制系统、驱动电机和动力电池为“三横”的电动汽车“三纵三横”研发布局；借助北京奥运会、上海进博会等契机，我国氢能燃料电池车产业获得一定的发展。“十三五”期间国家明显加强对氢能的支持力度，2016年国务院印发的“十三五”国家战略性新兴产业发展规划目标到2020年实现燃料电池汽车的批量生产和规模化示范应用；2019年氢能首次编入《政府工作报告》；2020年工信部发布《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》，目标到2035年燃料电池汽车实现商业化应用。此外，截至2021年10月底，共有16个省/直辖市/自治区针对氢能源发展提出量化目标，目标到2025年：1）培育龙头企业数量84-101家；2）推广氢燃料电池汽车数量52500辆；3）建设加氢站•热值高•水电解制氢•化石燃料重整•工业副产制氢•零污染•零碳排放•交通领域•工业领域•供电取暖应用广泛清洁低碳灵活高效来源丰富请阅读最后评级说明和重要声明9/37联合研究丨行业深度数量约1013座；4）氢能源产业链产值突破5640亿元。氢能作为高效清洁的二次能源，未来具备较大的发展潜力，产业方兴未艾。图6：我国氢能发展支持政策资料来源：中国政府网，发改委，国家能源局等，长江证券研究所氢能源产业链梳理氢能产业链复杂绵长，主要包括“制氢→储氢→运氢→加氢→用氢”几个环节，每个环节存在诸多技术工艺。本章我们将对各个环节做详细梳理。图7：氢能全产业链示意图资料来源：长江证券研究所2002.07《“十五”国家高技术研究发展规划（863计划）电动汽车重大专项》确立了以混合动力汽车、纯电动汽车、燃料电池汽车为“三纵”，以多能源动力总成控制系统、驱动电机和动力电池为“三横”的电动汽车“三纵三横”研发布局。2006.02国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020年）确定将新能源汽车作为科学技术发展的优先主题，将氢燃料电池作为前沿技术，将燃料电池发电及车用动力系统集成技术和燃料电池汽车整车设计、集成和制造技术作为重点研究对象。2010.10将新能源汽车产业列为战略新兴产业，着力突破关键核心技术，开展燃料电池汽车相关前沿技术研发。2012.06节能与新能源汽车产业发展规划（2012-2020年）要求积极推进燃料电池汽车、车用氢能源产业与国际同步发展。2014.11将氢能与燃料电池确认为20个重点创新方向之一。2016.06国家发改委和能源局编制了《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》，部署了氢能与燃料电池技术创新等15项重点任务。2016.11国务院印发“十三五”国家战略性新兴产业发展规划，明确系统推进燃料电池汽车研发与产业化；到2020年，实现燃料电池汽车批量生产和规模化示范应用。2019.03氢能首次编入《政府工作报告》。2020.04国家能源局公布《中华人民共和国能源法》征求意见稿，将氢能定义为“能源”。2020.09五部委联合发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，将采取“以奖代补”方式，对入围示范的城市群，按照其目标完成情况核定并拨付奖励资金。2020.11工信部发布《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》，目标到2035年燃料电池汽车实现商业化应用。制氢煤制氢天然气制氢工业副产制氢水电解制氢储运氢气态液态有机液体固态长管拖车管道槽罐车货车加氢站交通（商用车/乘用车/船舶等）工业（原料/燃料/发电）建筑（供暖供电）液氢加氢站气氢加氢站用氢请阅读最后评级说明和重要声明10/37联合研究丨行业深度制氢：中短期灰氢蓝氢占比高，长期绿氢为主导化石燃料制氢当前仍占据主导地位。2019年我国氢气产量约3342万吨，其中，氢气作为独立组分而存在（非合成气或者混合气体中含氢）、达到工业氢气质量标准的产量约为1250万吨。我国氢气来源目前仍以煤制氢为主，占比高达63.5%，工业副产制氢为21.2%，天然气制氢为13.8%，水电解制氢占比仅为1.5%；从全球来看，天然气制氢比例远高于煤制氢比例，而电解水制氢占比同样较少，与其成本较高有关。图8：我国和全球氢气来源资料来源：中国氢能联盟研究院，德勤，长江证券研究所（注：中国数据为2019年，全球数据为2018年。）各制氢技术工艺的成本是影响其应用程度的最主要因素，因而我们有必要对其制氢成本做详细测算，测算结果如下。综合来看，短期内煤制氢仍为我国氢气的主要来源，但随着双碳目标临近，结合CCUS后的煤制氢成本将大幅上升，产品竞争力下降；而我国天然气资源禀赋欠佳，同样不具备大规模推广的条件；中期来看，成本较低的工业副产制氢有望成为供氢主要工艺，但存在纯度较低、受主产物产能约束问题；长期来看，随着可再生能源电价下降，清洁、高效的绿氢将为制氢主流工艺。表1：各类制氢技术路线总结煤制氢天然气制氢工业副产制氢水电解制氢中国2019年制氢比例63.5%13.8%21.2%1.5%适用规模大规模制氢（>10000Nm³/h）中、大规模制氢（1000-100000Nm³/h）中小规模制氢（0-1000Nm³/h）制氢成本（元/kg）8.66-12.48（煤价500-1000元/吨）16.97-32.99（气价2-5元/m³）9.23-22.2511.5-51.2（电价0.10-0.80元/kwh，年利用小时3500）制氢成本（含CCUS，元/kg）19.14-22.97（煤价500-1000元/吨）22.16-38.18（气价2-5元/m³）温室气体排放量（kgCO2e/kgH2)19.94-29.0110.86-12.49基本无额外的碳排放44.94（火电）0.40（水电）0.89（风电）2.97（光伏）63.5%18%21.2%30%13.8%48%1.5%4%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%中国全球煤制氢工业副产制氢天然气制氢水电解制氢请阅读最后评级说明和重要声明11/37联合研究丨行业深度优势总结我国煤资源丰富，原料广，可大规模制取；成本低原料广，可大规模制取；成本适中炼化、钢铁、氯碱等行业副产氢气较多，成本低清洁低碳、无污染（可再生能源电解）劣势总结碳排放较高碳排放较高氢气杂质较多，且多为工业生产内部使用目前制氢成本较高；煤电解制氢还有碳排放问题资料来源：中国氢能联盟研究院，德勤，长江证券研究所（注：温室气体排放测算中包括原料开采、运输、氢气生产的所有环节。）煤制氢：国内应用最广，制氢成本8.7-12.5元/kg煤制氢依旧为目前成本较为低廉的制氢方式，且原料来源广泛。但弊端在于，煤制氢原料不可再生，且碳排放水平较高，废水和固废产生量也较大。1、煤制氢流程：煤制氢技术包括煤的焦化制氢和煤的气化制氢。煤的焦化是以制取焦炭为主，焦炉煤气是副产品，其主要成分为氢气（59.3%）、甲烷（18.8%）、一氧化碳（7.8%）、水（6.4%）等；煤气化制氢是指煤和水蒸气在一定温度下发生反应得到合成气，再通过对合成气中的CO做转化处理，将合成气全部转化为氢气。目前，利用煤制氢主要是通过煤的气化来制取氢气，其工艺路线图如下。图9：煤气化制氢工艺路线图资料来源：《制氢工艺与技术》（毛宗强），长江证券研究所2、煤制氢成本：根据中国工程院中国煤炭清洁高效可持续开发利用战略研究重大项目采用的某煤气化项目的工艺数据，该项目制氢量约23.4吨/天，消耗原煤179吨，在煤价700元/吨、电价0.75元/kwh的情况下，测算总制氢成本约23.9万元/日，其中原料煤成本占比52.5%、外购电成本占比7.8%；对应单位制氢成本为10.19元/kg或0.92元/Nm³，每千克氢气消耗原料煤约7.64kg。表2：煤气化每日制氢成本构成成本项消耗量数量单位单价价格单位成本（元）占比原料原料煤179000kg700元/吨125,30052.5%氧气86000Nm³0-00.0%盐酸40.4kg600元/吨24.30.0%烧碱208.3kg2500元/吨5210.2%辅料变换催化剂0.017m³200000元/m³3,3461.4%絮凝剂5.05kg20000元/吨1010.0%甲醇110kg2300元/吨2530.1%煤气化剂气化煤气净化CO变换H2提纯H2产品灰渣副产品硫水蒸气干燥热解气化燃烧一般为耐硫变换工艺变压吸附法PSA深冷法膜分离法吸收吸附法钯膜扩散法金属氢化物法酸性气体脱除副产品CO2溶液物理吸收溶液化学吸收低温蒸馏吸附请阅读最后评级说明和重要声明12/37联合研究丨行业深度燃料气4148Nm³3.0元/Nm³12,4445.2%LPG0.025kg3730元/吨0.10.0%柴油5.05kg2.0元/kg10.10.0%公用工程外购电24779kwh0.75元/kwh18,5847.8%新鲜水3000kg1.77元/吨5.30.0%高压锅炉给水221500kg1.77元/吨3920.2%中压锅炉给水25300kg1.77元/吨44.80.0%低压锅炉给水49600kg1.77元/吨87.80.0%折旧费用（元/天）31,57813.2%维修费用（元/天）18,9477.9%直接工资（元/天）4,4911.9%财务及管理费用（元/天）22,4559.4%成本总计（元/天）238,584100.0%资料来源：《两种技术路线的煤制氢产业链生命周期成本分析》（程婉静），《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》（张彩丽），长江证券研究所（注：项目总投资根据一般案例测算为2.31亿元，折旧期20年。）表3：煤气化制氢成本敏感性测算煤气化制氢成本（元/kg）煤价（元/吨）5006007008009001000电价（元/kwh）0.808.719.4810.2411.0111.7712.540.758.669.4310.1910.9511.7212.480.708.619.3710.1410.9011.6712.430.658.559.3210.0810.8511.6112.380.608.509.2710.0310.8011.5612.320.558.459.219.9810.7411.5112.270.508.409.169.9310.6911.4512.22资料来源：《两种技术路线的煤制氢产业链生命周期成本分析》（程婉静），长江证券研究所3、考虑碳捕集封存利用成本：煤制氢所需原料主要为煤炭，煤气经过净化、CO变换、酸性气体脱除后会产生副产物二氧化碳，根据《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2018）》统计，煤气化制氢中产生的温室气体排放量约19.94-29.01kgCO2e/kgH2。随着“3060”目标的公布和实施，我国对碳排放控制愈加严格，因此煤制氢需要搭配一定的碳捕集封存利用（CCUS）技术方能实现达标排放。宝钢（湛江）工厂启动的CCUS项目综合固定成本和运行成本总减排成本为65美元/吨二氧化碳（按照汇率6.3924计算，对应人民币成本为415.5元/吨），该成本具备一定的行业参考意义，我们采用该数据对考虑CCUS后的煤气化制氢成本进行测算，假设单位温室气体排放量为25.23kgCO2e/kgH2，则对应每千克氢气的CCUS成本为10.48元，煤气化制氢总成本提高至20.67元/kg或1.86元/Nm³。请阅读最后评级说明和重要声明13/37联合研究丨行业深度我们将添加CCUS装置前后的煤气化制氢成本作比较分析。假设电价为0.75元/kwh、CCUS成本为415.5元/吨，安装CCUS装置后，在煤价为500-1000元/吨的情况下，煤制氢成本达到19.14-22.97元/kg，较未安装CCUS装置下的成本增加0.8-1.2倍。当前全球CCUS应用范围较少，成本较高，未来随着全球主要国家和地区对碳排放的管控愈加严格，CCUS的应用比例预计会提升，随着技术水平的进步和规模效应的显现，CCUS成本未来有望逐渐降低。对于煤制氢来说，添加CCUS会使其在价格竞争中优势逐渐降低，短期为氢气主要来源，但未来不具备大规模应用的基础。表4：煤气化制氢温室气体排放量装置容量（Nm³/h）温室气体排放量（kgCO2e/kgH2)温室气体排放来源2000029.01原料转化产生的直接温室气体排放占比约63%-78%购入电力产生的间接温室气体排放占比约13%-20%原料开采产生的间接温室气体排放占比约8%-16%3000025.2315000019.94资料来源：《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2018）》，长江证券研究所（注：温室气体排放量统计包括原料开采、运输、氢气生产的所有环节。）图10：不同煤价对应的煤气化制氢成本比较图11：不同煤价及CCUS成本对应的煤制氢成本资料来源：《两种技术路线的煤制氢产业链生命周期成本分析》（程婉静），长江证券研究所（注：电价0.75元/kwh、CCUS成本415.5元/吨）资料来源：《两种技术路线的煤制氢产业链生命周期成本分析》（程婉静），长江证券研究所天然气制氢：全球应用最广，制氢成本17-33元/kg天然气制氢为全球应用最为广泛的制氢方式，天然气的主要成分甲烷在各类化合物中氢原子质量占比最大，储氢量为25%，天然气为原料的制氢技术耗水量少、二氧化碳排放量较低、氢气产生率高，对环境影响较小。但与煤制氢类似，天然气不可再生，且碳排放不可避免。1、天然气制氢流程：天然气制氢技术的主体依托于各类甲烷转化制氢反应，包括甲烷水蒸气重整技术和甲烷裂解技术。其中，甲烷水蒸气重整技术与煤重整制氢类似，即将甲烷和水蒸气在一定温度下反应得到合成气，再将合成气中的CO成分与水反应转化，得到高纯度氢气；甲烷裂解技术是指甲烷在高温环境中受热裂解成碳和氢气，再通过分离提纯产物得到氢气。甲烷重整制氢为主流技术路线，其主要流程为：天然气经过增压、预热和脱硫预处理后，与水蒸气高温重整制成合成气，合成气中的CO和水反应，经过变换得到氢气和二氧化碳，在经过变压吸附提纯后即可得到氢气。8.669.4310.1910.9511.7212.4819.1419.9120.6721.4422.2022.9705101520255006007008009001000煤气化制氢单位成本煤气化制氢单位成本（含CCUS）煤价：元/吨制氢成本：元/kg23.8024.5625.3326.0926.8627.6217.4918.2619.0219.7820.5521.3112172227325006007008009001000600550500450415.5400350CCUS成本：元/吨煤价：元/吨制氢成本：元/kg请阅读最后评级说明和重要声明14/37联合研究丨行业深度图12：天然气制氢工艺流程资料来源：《天然气制氢工艺介绍及成本分析》（陈锦芳，葛文宇，王治道），长江证券研究所2、制氢成本测算：根据《天然气制氢工艺介绍及成本分析》披露案例，在天然气价格3.0元/m³的情况下，天然气制氢成本中原料占比约71.8%，为最大的成本支出项，电费占比约13.1%，单位制氢成本约22.31元/kg或2.01元/m³；当天然气价格降低至2.0元/m³时，制氢成本下降至17.0元/kg。每千克氢气消耗原料天然气约5.34kg。表5：天然气制氢成本构成原料每m³氢气消耗量数量单位单价价格单位成本（元）占比天然气0.48m³3.00元/m³1.4471.8%去离子水1.3kg0.10元/kg0.136.5%冷却水6.0kg0.003元/kg0.0180.9%电费0.35kwh0.75元/kwh0.262513.1%折旧成本（元/立方米）0.0502.5%维修成本（元/立方米）0.0452.2%直接工资（元/立方米）0.0180.9%财务及管理费用（元/立方米）0.0422.1%成本合计（元/Nm³)2.01100.0%资料来源：《天然气制氢工艺介绍及成本分析》（陈锦芳，葛文宇，王治道），长江证券研究所（注：项目总投资假设1600万元（根据案例平均值估计），全年8000小时数，折旧年限20年。）3、考虑碳捕集封存利用成本：与煤制氢类似，天然气制氢同样伴随着较多的碳排放，在装置容量为1000-100000Nm³/h时，温室气体排放量为10.86-12.49kgCO2e/kgH2。若CCUS成本为415.5元/tCO2e，生产每千克氢气的CCUS成本为5.19元以内。上述同等情况下，天然气制氢成本增长至27.5元/kg或2.47元/Nm³。在天然气价格位于2.0-5.0元/立方米区间时，考虑CCUS成本后的制氢成本提升16%-31%。受我国天然气资源禀赋影响，未来天然气制氢同样不具备大规模推广的条件。表6：天然气制氢温室气体排放量装置容量（Nm³/h）温室气体排放量（kgCO2e/kgH2)温室气体排放来源100012.49原料转化产生的直接温室气体排放占比约72%购入电力产生的间接温室气体排放占比约5%-7%500012.232000011.04增压天然气预热脱硫蒸汽转化CO变换H2提纯工艺蒸汽天然气作燃料解析气作燃料产品原料气预处理转化炉去离子水请阅读最后评级说明和重要声明15/37联合研究丨行业深度10000010.86原料开采产生的间接温室气体排放占比约16%运输阶段产生的间接温室气体排放占比约5%资料来源：《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2018）》，长江证券研究所图13：天然气制氢成本分析图14：天然气制氢成本敏感性分析资料来源：《天然气制氢工艺介绍及成本分析》（陈锦芳，葛文宇，王治道），长江证券研究所（注：CCUS的价格假设为415.5元/吨二氧化碳。）资料来源：《天然气制氢工艺介绍及成本分析》（陈锦芳，葛文宇，王治道），长江证券研究所工业副产制氢：来源广泛，制氢成本9.23-22.25元/kg工业副产氢制氢指利用含氢工业尾气为原料制氢的生产方式。工业含氢尾气主要包括焦炉煤气、氯碱副产气、炼厂干气、合成甲醇及合成氨弛放气等，一般用于回炉助燃或化工生产等用途，利用效率低，有较高比例的富余。工业副产制氢的成本低廉，来源广泛，且不会产生额外的碳排放。但工业副产氢气多数回用于工业生产，且受技术限制，氢气纯度较低。制氢成本测算：不同来源的制氢成本差异较大，我们以焦炉煤气副产制氢为例来做测算。每立方米氢气消耗焦炉煤气约2立方米，为制氢成本的主要构成来源：➢情景1：若焦炉煤气需要外购且外购成本为1元/立方米的情况下，焦炉煤气制氢成本为14.73元/kg或1.32元/Nm³；➢情景2：若直接使用煤焦化过程中产生的焦炉煤气，无需额外购买的情况下，焦炉煤气的制氢成本降低为3.60元/kg或0.32元/Nm³。图15：焦炉煤气制氢流程图资料来源：《焦炉煤气制氢方法的比较及成本分析》（陈毕杨，曹尚峰），长江证券研究所16.9719.6422.3124.9827.6530.3232.9922.1624.8327.5030.1732.8435.5138.180510152025303540452.02.53.03.54.04.55.0天然气制氢单位成本天然气制氢单位成本（含CCUS）天然气价格：元/m³制氢成本：元/kg24.4627.1329.8032.4735.1437.8140.4821.3424.0126.6829.3532.0234.6937.3620232629323538412.02.53.03.54.04.55.0600550500450415.5400350CCUS成本：元/吨制氢成本：元/kg气价：元/吨压缩焦炉煤气预处理PSA工序净化工序产品氢废水处理解析气请阅读最后评级说明和重要声明16/37联合研究丨行业深度表7：焦炉煤气制氢成本构成（外购焦炉煤气）原料每m³氢气消耗量数量单位单价价格单位成本（元）占比焦炉煤气2.0m³0.5元/m³1.0075.5%循环水0.0344kg0.23元/吨0.010.6%动力电0.3kwh0.75元/kwh0.2317.0%折旧成本（元/立方米）0.042.8%维修成本（元/立方米）0.021.7%工资成本（元/立方米）0.010.5%管理及财务费用（元/立方米）0.032.0%成本合计（元/Nm³)1.32100.0%成本合计（元/kg)14.73-资料来源：《焦炉煤气制氢方法的比较及成本分析》（陈毕杨，曹尚峰），长江证券研究所（注：焦炉煤气总投资350万元，制氢能力为600m³/h。）表8：焦炉煤气制氢成本构成（直接使用煤焦化过程中产生的焦炉煤气）原料每m³氢气消耗量数量单位单价价格单位成本（元）占比焦炉煤气2.0m³0元/m³0.000.0%循环水0.0344kg0.23元/吨0.012.4%动力电0.3kwh0.75元/kwh0.2369.5%折旧成本（元/立方米）0.0411.3%维修成本（元/立方米）0.026.8%工资成本（元/立方米）0.012.1%管理及财务费用（元/立方米）0.038.0%成本合计（元/Nm³)0.32100.0%成本合计（元/kg)3.60-资料来源：《焦炉煤气制氢方法的比较及成本分析》（陈毕杨，曹尚峰），长江证券研究所（注：焦炉煤气总投资350万元，制氢能力为600Nm³/h。）根据《中国氢能产业发展报告2020》，目前主要工业副产制氢包括焦炉煤气制氢、合成氨与合成甲醇制氢、氯碱工业副产氢、乙烷裂解副产氢、丙烷脱氢副产氢，综合制氢成本约9.23-22.25元/kg。工业副产制氢具备来源广、成本低的优势，中短期内有望成为氢气的主要来源，但氢气产生量受制于主产物的产能，氢产能存在上限。表9：主流工业副产制氢工艺成本及制氢潜力工艺路线综合成本（元/Nm³）综合成本（元/kg）现有制氢潜力（万吨/年）备注丙烷脱氢副产氢1.25-1.8013.90-20.0230国内丙烷基本为炼油副产品，纯度及杂质含量难以满足脱氢要求，需要进口高纯度液化丙烷乙烷裂解副产氢1.35-1.8015.02-20.02-国内项目基本处于在建或规划状态，暂未释放氢气供应潜力请阅读最后评级说明和重要声明17/37联合研究丨行业深度氯碱工业副产氢1.20-1.8013.35-20.0233单厂可用副产氢量较小，产能分散，但比较靠近下游应用市场；含有微量氯和少量氧，影响燃料电池发电效率焦炉煤气副产氢0.83-1.339.23-14.79271单厂可供副产氢规模大合成氨与合成甲醇副产氢1.30-2.0014.46-22.25118合成氨和合成甲醇目前在国内氢气消耗量中占比约50%总计0.83-2.009.23-22.25452-资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，长江证券研究所水电解制氢：与清洁能源发电契合，未来制氢主流路线水电解制氢具备巨大的发展潜力。水资源丰富，制氢原料和燃烧产物均为水，清洁无污染；且水电解制氢纯度较高，并具备储能属性。制氢成本测算：水电解制氢的主要成本来自电费支出，商业用电成本较高，且多为火电企业发电，需要考虑间接碳排放成本；当前光伏、风电等可再生能源发电规模快速提升，且随着技术进步，发电成本具备进一步下降空间。假设该项目规模为2台1000Nm³/h，年生产时间为3500小时，若按照商业用电电价0.75元/kwh测算，水电解制氢的成本为48.37元/kg或4.35元/Nm³；当电价为0.10-0.30元/kg时，水电解制氢的成本约11.5-22.8元/kg，与其他制氢成本相比已具备较强的竞争力。表10：水电解制氢成本分析原料消耗及价格成本组成项目消耗量单位价格价格单位成本（元/Nm³）占比工艺电4.9kwh/Nm³0.75元/kwh3.67584.5%动力电0.054kwh/Nm³0.75元/kwh0.04050.9%原料水消耗0.002t/Nm³8元/t0.0160.4%冷却水消耗0.001t/Nm³8元/t0.0080.2%氢氧化钾消耗0.0005kg/Nm³13元/kg0.00650.1%仪表空气0Nm³/Nm³00.0%年折旧费用150万元0.214.9%年维修费用90万元0.133.0%年管理费用79万元0.112.6%年财务费用103万元0.153.4%每立方氢气成本合计（元/Nm³)4.35100.0%每立方氢气成本合计（元/kg)48.37-资料来源：中国知网，《天然气制氢、甲醇制氢与水电解制氢的经济性对比探讨》（王周），长江证券研究所（注：制氢规模为2000m³/h，年生产时间为3500小时，总投资3000万元，折旧年限20年。）请阅读最后评级说明和重要声明18/37联合研究丨行业深度图16：不同电价水平下的水电解制氢成本资料来源：《天然气制氢、甲醇制氢与水电解制氢的经济性对比探讨》（王周），长江证券研究所从温室气体排放角度来看，以水电、风电、光伏等可再生清洁能源为能源的水电解项目碳排放量微乎其微，而火电水电解制氢的温室气体排放量可达44.80-45.64kgCO2e/kgH2，碳排放成本较高。因此，未来可再生能源水电解制氢为主流发展方向。表11：水电解制氢不同电源情况下的温室气体排放量电力类别装置容量（Nm³/h）温室气体排放量（kgCO2e/kgH2)温室气体排放来源商业用电10045.64电解槽用电产生的间接温室气体排放量占比96%-98%，纯化系统用电产生的间接排放量占比2%50044.80100044.94水电10000.40风电10000.89光伏发电10002.97资料来源：《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2018）》，长江证券研究所（注：包括原料开采、运输、氢气生产的所有环节。）图17：不同制氢工艺温室气体排放量（kgCO2e/kgH2)资料来源：《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2018）》，长江证券研究所11.517.220.022.825.728.534.239.945.551.201020304050600.100.200.250.300.350.400.500.600.700.80电价：元/kwh制氢成本：元/kg29.0119.9412.4911.0444.940.40.892.9705101520253035404550煤制氢2万Nm³/h煤制氢15万Nm³/h天然气制氢1000Nm³/h天然气制氢20000Nm³/h火电1000Nm³/h水电1000Nm³/h风电1000Nm³/h光伏1000Nm³/h化石燃料重整制氢水电解制氢请阅读最后评级说明和重要声明19/37联合研究丨行业深度水电解制氢技术工艺路线包括碱性电解制氢（AWE）、质子交换膜电解制氢（PEM）、固体氧化物电解制氢（SOE），其中在我国AWE已实现充分产业化，PEM初步商业化，而SOE尚处于初期示范阶段。AWE工艺需要使用碱性电解液，电解槽造价低，但产气中含碱液、水蒸气等，需经辅助设备除去，运维复杂，启停时间较慢；而PEM工艺以质子交换膜为隔膜，但需要使用贵金属催化剂，目前投资造价也较AWE高很多，但其启停速度更快，能较好地适应可再生能源发电波动性较大的特点，目前许多新建项目开始转向选择PEM电解槽技术。表12：水电解制氢技术路线比较制氢技术碱性电解制氢（AWE）质子交换膜电解制氢（PEM）固体氧化物电解制氢（SOE）工作原理技术成熟度充分产业化初步商业化初期示范电解质隔膜30%氢氧化钾碱性溶液，石棉为隔膜以质子交换膜为隔膜固体氧化物催化剂非贵金属电催化剂铂、铱等贵金属催化剂非贵金属电催化剂电流密度（A/cm）<0.81~40.2~0.4电耗（kwh/Nm³）4.5~5.54.0~5.02.6~3.6系统转化效率60%~75%70%~90%85%~100%工作温度（℃）≤90≤80≥800产氢纯度≥99.8%≥99.99%-系统寿命（年）20~3010~20-启停速度热启停：分钟级冷启停：>60分钟热启停：秒级冷启停：>5分钟启停慢波动适应性较差较好较差可维护性强碱腐蚀性强，运维成本高无腐蚀性介质，运维成本低尚处于技术研究阶段，无运维需求环保性产气含碱液、水蒸气，石棉膜有危害产气仅水蒸气，无污染-单机规模（Nm³/h）0.5~1000Nm³/h0.01~500Nm³/h-电解槽价格2000~3000元/kw（国产）6000-8000元/kw（进口）7000~12000元/kw-资料来源：《“双碳”目标下电解制氢关键技术及其应用进展》（赵雪莹），《中国氢能产业发展报告2020》，长江证券研究所综上，化石燃料重整制氢中煤制氢和天然气制氢是目前全球应该最为广泛的制氢方式，在不考虑碳排放成本的情况下，制氢成本也较低，其中原料（燃煤、天然气）是最为主要的成本项，在煤价为500-1000元/吨的情况下，煤制氢成本区间为8.7-12.5元/kg，包含CCUS的成本为19.1-23.0元/kg（假设CCUS成本为415.5元/吨）；在天然气价格为2.0-4.5元/m³的情况下，天然气制氢成本区间为17.0-27.6元/kg，包含CCUS的成本为22.2-35.5元/kg。工业副产制氢来源广泛，也是目前常见的制氢方式之一，其综合成本为9.2-22.3元/kg。水电解制氢目前在全球应用较少，主要是因为当前电价成本请阅读最后评级说明和重要声明20/37联合研究丨行业深度较高，若采用0.80元/kwh的商业用电，则制氢成本为51.2元/kg，且采用火电时的间接碳排放量也较高，不符合当前的政策环境，以风电、光伏、水电为代表的可再生能源的大规模发展和成本降低对水电解制氢的推广至关重要，当电价为0.10-0.30元/kg时，水电解制氢的成本约11.5-22.8元/kg，与其他制氢成本相比已具备较强的竞争力，清洁能源水电解制氢为未来主流制氢方式。因此，在中短期内化石燃料重整制氢或工业副产制氢+CCUS制取灰氢为氢气的主要来源，而未来随着可再生能源电价逐渐降低，绿氢的优势将日益突出，长期将为制氢的主流途径。图18：各类制氢成本分析（元/kg）资料来源：长江证券研究所（假设CCUS的成本为415.5元/吨，煤制氢和天然气制氢电价为0.75元/kwh）储运氢：短途气态拖车运氢最佳，中长期液氢运输潜力大氢气制取后，可通过储存和运输至加氢站或应用终端，实现高效利用。氢气的储运为氢能产业链利用的关键环节。目前氢气的主要储运方式包括气态储运（长管拖车、管道）、低温液态储运、有机液体储运、固态储运等。短中期来看，高压气态储氢具备经济性优势，将为储氢的主要手段；长期来看，低温液态储氢、有机液体储氢和固态储氢在解决技术瓶颈和实现降本后有望实现大规模储氢。（1）气态储氢：气态储氢具有技术成熟、充放氢速度快、容器结构简单、发展成熟等优点，为现阶段主要的储氢方式，同时存在体积储氢密度低、容器耐压要求高的缺点。高压气态储氢一般选用钢制气瓶，商用气瓶的设计压力为20MPa，从安全角度考虑一般只充压至15MPa。（2）低温液态储氢：低温液态储氢将氢气冷却至-253℃，存于低温绝热液氢罐中，其密度可达70.6kg/m³，因而具有储氢密度高的特点，液态氢的纯度也较高。低温液态储氢为理想的储氢方式，但是存在两大技术难题：①液氢储存容器的绝热问题；②氢液化能耗高，工程实际中氢液化消耗的能量达到了总氢能的30%。（3）有机液体储氢：有机液体储氢的储氢密度高、安全性好、储运方便，但是技术操作复杂，目前还处于攻克研发阶段，距离商业化大规模使用尚远。0.100.200.250.300.350.400.500.600.700.800510152025303540455050060070080090010002.02.53.03.54.04.5天然气价格：元/m³天然气制氢成本（含CCUS）水电解制氢煤制氢成本（含CCUS）煤价：元/吨电价：元/kwh工业副产制氢煤制氢成本（不含CCUS）天然气制氢成本（不含CCUS）请阅读最后评级说明和重要声明21/37联合研究丨行业深度（4）固态储氢：固态储氢利用金属合金等对氢的吸附和释放可逆反应实现，具有安全性高、储存压力低、放氢纯度高、运输方便的特点，但是存在成本高、寿命短等劣势，目前大多处于研发试验阶段。表13：不同储氢方式的对比项目气态储氢低温液态储氢有机液体储氢固态储氢技术原理将氢气压缩于高压容器中，储氢密度与储存压力、储存容器类型相关将氢气冷却至-253℃，液化储存于低温绝热液氢罐中利用液氨、甲醇等液体材料在特定条件下与氢气反应生成稳定化合物，并通过改变反应条件实现氢的释放利用金属合金、碳质材料、有机液体材料、金属框架物等对氢的吸附储氢和释放的可逆反应实现优点✓技术成熟，应用广泛✓成本相对较低✓充放氢速率可调✓体积储氢密度高✓液态氢纯度高✓体积储氢密度高✓常温常压下一般为液体、与汽油类似、方便运输和储存，稳定性高，安全性较好✓体积储氢密度高✓安全性高、储存压力低、运输方便✓放氢纯度高缺点✓体积储氢密度低✓容器耐压要求高✓液化过程能耗高✓容器绝热性能要求高✓低温储氢罐的设计制造及材料成本高✓涉及化学反应、技术操作复杂✓含杂质气体✓脱氢效率低✓催化剂易被中间产物毒化✓普遍存在价格高、寿命短、储存释放条件苛刻等问题技术成熟度发展成熟，广泛应用于车用氢能领域国外约70%使用液氢运输，安全运输问题验证充分；国内主要应用于航空航天领域距离商业化大规模使用尚远大多处于研发试验阶段国内技术水平关键零部件仍依赖进口，储氢密度较国外低民用技术处于起步阶段，与国外先进水平存在差距处于攻克研发阶段与国际先进水平存在较大差距资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，长江证券研究所目前技术最为成熟、应用最为广泛的高压气态储氢主要载体为高压储氢瓶。高压储氢瓶可分为燃料电池车的车载储氢瓶和加氢站的固定式高压储氢罐。对于燃料电池的车载储氢瓶来说，由于Ⅰ型瓶、Ⅱ型瓶质量储氢密度低、氢脆问题严重，难以满足车载质量储氢密度要求，而III型、IV型瓶由铝内胆或塑料内胆纤维全缠绕，明显减少气瓶质量，提高了单位储氢密度，为目前主要应用载体。国外已经开始使用质量更轻、储氢密度更高的IV型瓶，而中国的IV型瓶尚处于研发过程中，目前以35MPa和70MPa的Ⅲ型瓶为主；IV型瓶相较III型具有质量更轻、成本更低的优势，未来有望成为车载储氢瓶的主流。表14：储氢瓶组类别类型Ⅰ型瓶Ⅱ型瓶Ⅲ型瓶Ⅳ型瓶材质铬钼钢钢制内胆纤维环向缠绕铝内胆纤维全缠绕塑料内胆纤维全缠绕工作压力（MPa）17.5-2026.3-3030-7030-70应用情况加氢站等固定式储氢应用国内车载国际车载资料来源：车用压缩氢气铝内胆纤维全缠绕气瓶（GB/T35544-2017）等，《中国氢能产及燃料电池产业白皮书2020》，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明22/37联合研究丨行业深度图19：IV型轻质高压气态储氢瓶模型图图20：美国通用公司在轿车上使用的低温液态储氢罐模型图资料来源：《车载储氢瓶研究现状及发展方向》（张志芸），长江证券研究所资料来源：《车载储氢技术研究现状及发展方向》（张志芸），长江证券研究所图21：国内外储氢瓶密度参数资料来源：《车载储氢技术研究现状及发展方向》（张志芸），长江证券研究所与氢气的储存类似，氢气的运输也包括气态、低温液态、有机液体、固态几种方式。目前燃料电池车数量较少，氢气需求量不大，适合短距离运输的气态长管拖车是目前主要运氢方式；而管道运输当前面临负荷率较低和前期投资大的问题难以大规模推广，天然气管道掺氢输送为较好的折中方案。长期来看，伴随着技术突破和成本降低，储氢密度大、适合长距离运输的液氢槽罐车有望成为主流运氢方式。近距离输氢上，气态长管拖车为主要方式，国内常以20MPa长管拖车运氢，单车载氢量约300kg；国外采用45MPa纤维全缠绕高压氢瓶长管拖车运氢，单车载氢量可达到700kg。高压气态储氢适合近距离、小体量运输场景。中远距离输氢上，气态管道运输和低温液态运输为主要方式。➢管道运输储氢量大、能耗低、单位成本低，适合长距离、大规模、长期稳定的运输场景;但前期建造投资大且需要跨区域协调；在氢气需求量较少时，管道负荷率较低同样会增加单位氢气运输成本；全球输氢管道长度已超过4500公里，其中美国请阅读最后评级说明和重要声明23/37联合研究丨行业深度和欧洲占据90%以上的里程，国内最具有代表性的大口径氢气管道是济源-洛阳（25公里）、巴陵-长岭（43公里）两条输氢管线，输送压力为4MPa。➢低温液态运输的运输量是气态长管拖车的10倍以上，运输效率高，综合成本低，适合远距离、大体量运输场景，在国外应用广泛，而国内目前仅应用于航空航天领域，尚无民用案例。此外，利用现有的天然气管道实现氢气和天然气的混合输送也是实现低成本快速输氢的新方向，且在掺氢比例低于20%时无需对现有管网做更新改造。德国已有天然气管网20%混氢的工程案例；法国GRHYD项目在2018年开始向天然气管网注入含氢气（掺混率为6%）的天然气，2019年氢气掺混率达到20%；英国在HyDeploy项目中实施了零碳制氢，2020年向天然气管网注入氢气（掺混率为20%）。当然，我国部分天然气管网较为陈旧，且缺乏在线监测装备，天然气掺氢的应用需要谨慎考察筛选。表15：氢不同输运方式的技术比较储运方式运输工具载氢量（kg/车）压力（MP）体积储氢密度（kg/m³）质量储氢密度（wt%）成本（元/kg）能耗（kwh/kg）运输效率（%）经济距离（km）气态储运长管拖车3002014.51.12.021-1.396.1%-97.0%≤150管道连续输送1-43.2-0.30.399.1%≥500低温液态储运液氢槽罐车40000.6641412.2512-2040.5%-64.3%≥200有机液体储运槽罐车2000常压40-501.21515-2040.5%-55.4%≥200固态储运货车20004504-14-1846.4%-58.3%≤150资料来源：《中国氢能产及燃料电池产业白皮书》，长江证券研究所（注：白皮书2019版和2020版的部分数据有出入，采用最新的2020版。）图22：氢气长管拖车图23：液氢槽罐车资料来源：百度图片，中集安瑞科，长江证券研究所资料来源：国际能源网，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明24/37联合研究丨行业深度图24：气态长管拖车不同运输距离的气氢运输成本（元/公斤）图25：管道氢气运输单位成本资料来源：张家港氢云新能源研究院，《中国氢能产业政策研究》（中国国际经济交流中心课题组），长江证券研究所资料来源：张家港氢云新能源研究院，《中国氢能产业政策研究》（中国国际经济交流中心课题组），长江证券研究所加氢：近年建设提速，建造运营尚需补贴加氢站是燃料电池车氢能源供应的保障。1995年5月世界第一座加氢站在德国慕尼黑机场建成，此后世界各国相继开始推动加氢站建设；我国第一座燃料电池加氢站于2006年6月在北京中关村落成。加氢站按照氢气来源可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两类。➢外供氢加氢站：加氢站内无制氢装置，通过高压长管拖车、管道、液氢槽罐车等方式将氢气输送至加氢站后进行压缩、储存、加注；外供氢加氢站需要承担较高的氢气输送成本。➢站内制氢加氢站：站内配备有电解水制氢、工业副产制氢、化石燃料重整制氢等制氢装置，氢气经过纯化和压缩后进行储存、加注；站内制氢可以节省运输成本，但配置加氢装置也进一步提高了内部设备设计和建造的复杂程度。图26：加氢站工作流程图资料来源：《我国加氢站建设现状与前景》（张志芸），长江证券研究所0246810121416182050100150200250300400500公里数请阅读最后评级说明和重要声明25/37联合研究丨行业深度根据供氢压力等级不同，加氢站有35MPa和70MPa压力供氢两种。用35MPa压力供氢时，氢气压缩机和高压储氢瓶的工作压力均为45MPa，一般供乘用车使用；用70MPa压力供氢时，氢气压缩机和高压储氢瓶的工作压力分别为98MPa和87.5MPa。目前国外加氢站加注压力以70MPa为主，技术相对成熟；而国内已建成的加氢站加注压力以35MPa为主，但国内企业也在加大70MPa加氢站的技术布局，2020年国内该规格的加氢站已建成和在建数量超过10座。在加氢能力上，500kg/d（12h）的加氢站数量占据主导地位，1000kg/d（12h）的加氢站数量逐渐增加，并不断探索有更高能力的加氢站。表16：中国部分加氢站情况序号所在地加氢站名称建成时间加注压力（MPa）供给能力（kg/d）1北京永丰加氢站2006352002上海安亭加氢站2007354003郑州宇通加氢站20153510004大连同济-新源加氢站201635/704005云浮思劳加氢站2016354006佛山三水撬装式加氢站2016351007上海上汽撬装加氢站201735/70-8常熟丰田TMEC加氢站201770-9佛山瑞晖（丹灶）加氢站20173535010张家口张家口加氢站201835150011抚顺沐海氢能兴京一号站20183550012上海江桥撬装加氢站20183575013上海电驱动撬装加氢站201835-14上海神力加氢站201835-15如皋百应加氢站2018358016张家港东华能源加氢站20183550017聊城中通客车加氢站20183520018十堰东风特汽撬装加氢站20183550019襄阳襄阳检测中心撬装站2018358020武汉雄众加氢站201835100021武汉中极加氢站20183530022云浮罗定1#加氢站20183550023佛山佛罗路加氢站20183550024成都郫都区加氢站20183540025上海驿蓝舜工加氢站201935/70192026上海西上海油氢合建站201935100027上海安智路油氢合建站201935100028如皋神华如皋加氢站201935/70100029盐城创咏加氢站201935100030六安明天氢能加氢站201935400请阅读最后评级说明和重要声明26/37联合研究丨行业深度31潍坊潍柴加氢站201935/70100032德州鲍庄加氢站20193550033邹城兖矿新能源研发示范基地撬装站20193550034章丘重汽豪沃加氢站20193550035佛山国能联盛朗沙加氢站20193550036佛山国能联盛更合镇加氢站20193550037佛山中石化贡山樟坑油氢合建站20193550038佛山瀚蓝松岗禅炭路加氢站201935100039佛山瀚蓝狮力桃园加氢站201935100040广州新南加氢站201935100041广州东晖加氢站20193550042大同氢雄加氢站20193550043乌海乌海化工加氢站20193530044新乡豫氢科研示范撬装站2019355045乌鲁木齐乌鲁木齐集约式加氢站201935500资料来源：《世界氢能与燃料电池汽车产业发展报告2019》，长江证券研究所全球加氢站数量快速增长。全球加氢站数量的统计是一项复杂的工作，全球多家机构致力于该项工作，但统计结果不尽相同，全球的加氢站数量仍旧处于“不完全统计”的状况中。例如：➢国际能源署（IEA）发布报告，2020年底全球合计建成540座加氢站（公共加氢站+私人加氢站），其中日本、德国、中国大陆、美国、韩国加氢站数量位居全球前五，分别为137座、90座、85座、63座、52座。➢H2stations拥有全球加氢站数量的历史数据，其统计到2020年底全球累计建成加氢站560座，较2015年增长1.62倍，其中日本142座、德国100座、北美75座、中国大陆69座、韩国60座。需要注意的是，由于国内在加氢站信息公开方面较为欠缺，H2stations对于国内的数据统计并不全面。图27：国际能源署统计2020年底全球加氢站数量（座）图28：H2stations统计全球建成加氢站数量（座）资料来源：IEA，长江证券研究所资料来源：H2stations，长江证券研究所日本,137德国,90中国大陆,85美国,63韩国,52法国,38英国,13奥地利,7丹麦,6瑞士,6加拿大,5荷兰,5瑞典,5西班牙,5213217215186181214274328369434560010020030040050060020102011201220132014201520162017201820192020请阅读最后评级说明和重要声明27/37联合研究丨行业深度GGII统计我国已建成和在建加氢站数量181座。2006年我国第一座加氢站建成，其后由科技部和北京、上海等地的科技部门陆续支持建设了几座示范加氢站，至2016年期间行业发展持续处于低谷期；2016年开始受各地燃料电池车产业热度兴起和《节能与新能源汽车技术路线图》明确氢能基础设施建设规划，我国加氢站数量加快建设。根据高工产研氢电研究院（GGII）不完全统计，2020年底全国建成和在建加氢站共181座，其中已建成加氢站124座，2016年以来建设速度明显加快。从区域分布来看，氢能源发展较快、政府支持力度较大的广东省已建成加氢站数量达到31座，遥遥领先其他地区，山东、江苏、上海加氢站数量均超10座；2020年底全国在建加氢站57座，广东、山东、河北在建数量靠前。根据北京、广东、上海等16省（市）规划数据，到2025年加氢站数量将达到约1013座，较2020年底的124座将增长7.2倍。图29：我国每年新建成加氢站数量（座）图30：2020年底我国已建成和在建加氢站区域分布（座）资料来源：高工产研氢电研究院，长江证券研究所资料来源：高工产研氢电研究院，长江证券研究所虽然我国加氢站在过去5年建设速度快速提升，但目前仍然面临诸多问题。➢监管审批体系尚未完善：我国在涉及加氢站的诸多环节内的标准仍处于空白，例如加氢站建设标准、车用氢质量标准、储氢标准、加氢站运营资质要求、加氢站安全管理、加氢站核心设备的安全监测等；建设审批手续也涉及多个主管部门，审批时间过长。➢核心零部件依赖进口：加氢站的核心三大件为压缩机、储氢罐、加注机。虽然国内已具备加注机整机研发集成能力，但加氢枪、拉断阀、流量计和高压阀门管件等管件零部件依赖进口；压缩机方面的国产隔膜式压缩机可靠性尚待验证。➢建设成本高，应用较少：根据中国氢能源及燃料电池产业白皮书，国内加氢站建设成本中设备成本约占70%，不含土地费用，国内建设一座日加氢能力为500kg、加注压力为35MPa的加氢站需要约1200万元，约相当于传统加油站的3倍。同时，国内燃料电池车数量仍旧较少，导致加氢站实际运营负荷率低，盈利困难。加氢站为燃料电池车推广的基础设施，当前发展亟需政府补贴。例如上海市提供：1）加氢站建设补贴：对在2025年前完成竣工验收、并取得燃气经营许可证（车用氢气）的加氢站，按照不超过核定投资总额的30%给予补贴；其中，2022年、2023年、2024—2025年取得燃气经营许可证的，每座加氢站补贴资金最高分别不超过500万元、400万元、300万元，资金分三年拨付。2）氢气零售价格补贴：2025年前，对氢气零售价格不超过35元/公斤的加氢站运营主体，按照氢气实际销售量给予补贴；其中，2021年131017385501020304050602006201620172018201920202020年底累计建成124座311414118876654222111116104313512121114205101520253035广东山东江苏上海北京湖北四川河北辽宁河南山西浙江安徽广西天津内蒙古新疆湖南湖北陕西建成数量在建数量请阅读最后评级说明和重要声明28/37联合研究丨行业深度度补贴标准为每公斤20元；2022-2023年度每公斤15元；2024-2025年度每公斤10元。用氢：应用场景丰富，燃料电池商用车前景可期氢能作为清洁高效灵活的二次能源，可广泛应用于交通运输、储能、工业生产、建筑用能等领域。交通运输：燃料电池车尚处导入期，商用车为主氢气在交通运输领域的应用主要通过燃料电池来实现。在燃料电池系统中，氢气不直接燃烧，而是和氧气发生化学反应，转化为电能。燃料电池的反应原理如下：①氢气进入燃料电池的阳极→②在催化剂的作用下分解成电子和氢离子（质子）→③氢离子通过电解液到达阴极→④电子无法通过电解液，而是通过外电路流向阴极，产生电流→⑤氢离子在阴极与氧气、电子结合形成水，水是燃料电池反应的唯一副产品。图31：燃料电池反应堆工作原理资料来源：德勤，长江证券研究所燃料电池车和纯电动车通过电动机将电能转化为动能，而汽油和柴油车在内燃机中将燃料燃烧产生的热能转化为动能。燃料电池车和纯电动汽车的主要区别在于电的来源：纯电动汽车的全部能力来自锂电池组，锂电池本质上为储能装置，通过可逆的电化学反应实现电能的储存和释放，完全依赖外部能源供应；而燃料电池为电能生产装置，不是储能装置，直接将化学能转化为电能，其工作方式与内燃机类似。请阅读最后评级说明和重要声明29/37联合研究丨行业深度图32：燃料电池车与汽油车和纯电动车的区别资料来源：德勤，长江证券研究所那么，在国家大力推广以锂电池为能源的电动汽车时，为什么还要发展燃料电池车呢？因为锂电池车和燃料电池车的优缺点都很明显，可以互补发展。受益于技术进步和规模化效应，锂电池车的生产成本过去十年实现了快速下降，乘用车领域渗透率也在快速提升过程中，但是锂电池车也面临着能量密度提升空间有限、续航里程短、低温环境适应性差等问题。➢能量密度：锂电池属于封闭式的储能系统，受制于锂元素特性，其能量密度天花板较低，且能量密度越高，安全隐患越大，无法再大幅度提升能量密度；燃料电池属于开放性发电系统，储氢量的大小决定了能量密度的高低，目前燃料电池的能量密度超过350kwh/kg，且未来仍有较大提升空间。➢功率密度：锂电池系统的高功率放电与长续航里程无法兼容，功率密度提升空间有限；而燃料电池的属于开放性系统，功率密度提升空间大。➢环境温度适应性：锂电池的低温性能取决于温度对电极材料的电导、离子扩散系数以及电解液电导率的影响，锂电池在接近零度时，其性能急剧下降，-20℃几乎无法正常工作；燃料电池本身在发电过程中会产生热能，使得电堆能够适应较低的温度，低温环境适应性更强。表17：锂电池车与燃料电池车比较比较指标锂电池车燃料电池车工作原理本质上为储能装置，通过可逆的电化学反应实现电能的储存和释放，完全依赖外部能源供应燃料电池为电能生产装置，不是储能装置，直接将化学能转化为电能，其工作方式与内燃机类似综合性能能量密度因材料约束，提升空间有限提升空间大功率密度因材料约束，提升空间有限提升空间大使用时间充电时间30-120分钟，续航里程很难超过600公里加氢时间3-5分钟，续航里程可达500-700公里甚至更高安全性技术成熟，安全性高；但能量密度越高，安全性越低安全隐患主要在于氢燃料的储存环境温度适应性低温下电解液电导率下降，-20℃基本无法工作温度适应范围广，-30℃可正常启动成本分析制造成本电池成本下降较快，2020年磷酸铁锂电池包成本560/kwh，NCM811电池包成本597元/kwh氢气制备和储存运输成本较高油箱内燃机动力电池动力控制系统电动机燃料电池堆动力控制系统电动机高压储氢罐加氢加油充电汽/柴油车纯电动车燃料电池车请阅读最后评级说明和重要声明30/37联合研究丨行业深度运营成本主要为电费，百公里成本约6-9元主要为氢气费用，乘用车百公里消耗1kg氢气，成本估算在50元以上；12米级公交客车耗氢7.5kg，成本估算375元以上基础设施成本公用充电桩平均单桩投资约4万元（直流10KW），投资低，占地面积小加氢站建设成本1000万元以上，投资大，占地面积大政策支持补贴政策逐渐退出，消费属性驱动政策补贴或以奖代补力度仍大，政策驱动资源约束锂镍钴资源有限可再生能源制氢以水为主要原料，无资源约束；质子交换膜燃料电池需要铂作为催化剂环境污染行驶过程中基本无污染来源和产物均无污染商业化程度商业化程度高，渗透率快速提升商业化发展初期主要应用场景乘用车客车、专用车资料来源：第一元素网，《氢燃料电池汽车与锂电池汽车的优劣势分析》（周翰），长江证券研究所当然，燃料电池目前还处于发展导入期，氢能源从制氢到储运氢都尚处于起步阶段，加氢站等基础设施建设不完善，氢气成本和燃料电池制造成本依旧较高，降本之路仍很长。结合燃料电池的高能量密度和高功率密度特点和当前加氢站数量较少的情况更适用于行驶路线较为固定的车型单位特点，目前及未来一段时间内我国燃料电池的发展重心将在商用车（客车、专用车等）领域。图33：全球燃料电池车保有量（辆）图34：2020年中国燃料电池车上险量车型占比资料来源：香橙会研究院，长江证券研究所资料来源：氢云链，长江证券研究所储能领域：氢储能清洁无污染，适合大规模储能全球储能装机以抽水蓄能和电化学储能为主。根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底全球已投运储能项目累计装机规模191GW，其中抽水蓄能累计装机规模占比90.3%，电化学储能占比约7.5%。在电化学储能中锂离子电池累计装机规模约13.1GW，占比92.0%。106391911343861757352050001000015000200002500030000350002014201520162017201820192020中国美国日本德国韩国客车90.3%专用车9.7%请阅读最后评级说明和重要声明31/37联合研究丨行业深度图35：全球储能装机容量占比资料来源：《储能产业研究白皮书2021》，长江证券研究所全球主要的储能方式中，抽水蓄能储能技术成熟，但是需要具有发达的水系和优良的地址条件，且建设周期长；以锂离子电池为代表的电化学储能近几年发展迅速，具有效率高、响应快等优点，但电池寿命低，且废旧电池处理面临环保压力，目前在容量需求小的调频储能应用较多。由于风电、光伏、水电等可再生能源发电无法实现长时间持续性地输出电能，导致大量弃风、弃光、弃水现象发生；氢储能技术可将可再生能源发电储存起来，发挥调峰作用，避免风光水资源的浪费，即：利用电解水装置，将间歇波动、富余的电力转化为氢气储存起来；在电力输出不足时，通过燃料电池发电回馈给电网系统。氢储能能量密度高、运行维护成本低、可长时间储存且过程无污染，是少有的能够储存百GWh以上且可同时适用于极短或极长时间供电的能量储备技术方式，未来应用潜力巨大；但是目前存在效率低、造价高的问题，需要未来逐步解决。表18：不同储能技术的比较储能类型效率(%)容量(MW)时间尺度应用场景优势劣势抽水蓄能70-80100-5000小时级以上可再生能源消纳、并网，削峰填谷储能规模大、技术相对成熟对选址有一定要求压缩空气70-895-300氢储能60-920-50清洁低碳、存储时间长、运输距离远、消纳利用渠道多元化投资成本高热储能-0-300适合就近消纳热（冷）能不易长时间存储、不易长距离运输电池储能70-950-0.25分钟-小时级可滋生能源消纳、并网，应急电源，调频容量大、成本低、模块化电池寿命低、废旧电池回收利用问题待解决超级电容84-95<0.3分钟级以下改善电能质量，微网暂态支撑因技术和容量因素限制，占比有限超导储能95-980.1-10抽水蓄能,90.3%压缩空气储能,0.2%熔融盐储热,1.8%飞轮储能,0.2%电化学储能,7.5%锂离子电池,92.0%钠硫电池,3.6%铅蓄电池,3.5%液流电池,0.7%超级电容,0.1%其他,0.2%请阅读最后评级说明和重要声明32/37联合研究丨行业深度飞轮储能90-950-0.25响应速度快、寿命长能量密度低、自放电率高、投资成本高资料来源：《电解水制氢储能技术现状与展望》（丛琳），长江证券研究所工业生产：氢能利用是工业深度脱碳的重要途径工业部门深度脱碳是我国实现碳中和的必经之路。根据世界资源研究所（WRI）的研究，2016年工业过程直接排放的温室气体和因工业部门使用电力而间接排放的温室气体在全球温室气体排放中占比达24.2%。工业部门近一半的碳排放来自于生产水泥、钢铁、合成氨、化工等。其碳排放产生于三个方面：①用于生产的原料（例如生产水泥过程中的石灰石和合成氨过程中所用的天然气）；②工业生产高温加热的燃料燃烧（例如钢铁冶炼中高炉中添加焦炭还原铁矿石）；③其他能源需求（例如生产中间产品、低温供热等的化石燃料）。基于可再生能源的电气化仅能减少工业生产中低温供热等方面的碳减排，而对生产原料、高温加热无能为力；绿色氢能为实现该领域深度脱碳提供重要解决方案。（1）钢铁行业目前长流程高炉炼钢仍为全球钢铁的主要生产方式，需要在高炉中添加焦炭还原铁矿石，高炉还原过程的碳排放占整个炼钢流程的90%。现阶段钢铁行业的碳排放强度下降可通过废钢循环利用和能源效率的提高来实现，但空间有限，深度脱碳需要从根本上改变生产方式，而使用氢气代替焦炭作为高炉炼钢的还原剂、并且将生产供能过程电气化就是有效途径之一。目前全球已经有部分氢冶金技术的案例，例如瑞典酐铁HYBRIT项目、萨尔茨吉特SALCOS项目、奥钢联H2FUTURE项目、德国蒂森克虏伯Carbon2Chem项目等，2019年开始中国的宝武集团、河钢集团、中国钢研等钢铁公司也开始推进氢能冶金研究和示范工程。图36：不同技术工艺下的钢铁生产碳排放资料来源：能源转型委员会落基山研究所项目组，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明33/37联合研究丨行业深度（2）化工行业化工生产是以氢和碳为基础元素的有机转化过程，以氢气、CO和CO2为原料进行的合成反应，可形成化工行业价值链中的众多主要产品。石化和化工是目前氢气消耗的主要领域。例如，合成氨生产中，基于零碳电力电解水产生的零碳氢气可以用于以氢气和氮气为原料的哈伯法合成氨工艺；甲醇生产中，二氧化碳和氢气反应用于甲醇生产的催化剂已经实现商业化生产。建筑用能：氢能为分布式热电联产的有效载体氢能在建筑领域的应用主要是分布式热电联产系统提供电和热。微型热电联供在为家庭提供电力和热量的同时，避免了长距离运输电力的能量损耗，达到节能效果。燃料电池既有能量转换效率高、功率密度大、无污染等优点，是实现热电联供的有效载体。日本自2008年至今已售出28万套家用分布式燃料电池热电联供系统，中国微型热电联供处于初步研发阶段。表19：各热电联供技术路线的性能比较燃料电池往复式发动机汽轮机燃气轮机微燃机功率（MW）0.2~2.80.005~100.5~数百0.5~3000.03~1.0电效率（%）30%~63%27%-41%5%~40%27%~39%22%~28%热电联供综合效率55%~90%~80%~80%~80%~70%热电比0.5~1.00.83~2.010~140.9~1.71.4~2.0热电联供安装成本（美元/kwh）5000~65001500~2900670~11001200~33002500~4500大修间隔时间32000~64000h30000~60000h>50000h25000~50000h40000~80000h启动时间3h~2d10s1h~1d10min~1h60sNOx（kg/MWh）0.005~0.0070.0270.18~0.360.24~0.590.06~0.22资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，EPA，长江证券研究所总结：氢能，能源革命与碳中和时代的优选能源⚫低碳发展及保障能源安全，氢能源清洁高效、来源广、应用广泛全球降碳达成共识，长期目标是将全球平均气温较工业化时期上升幅度控制在2℃以内，并努力控制在1.5℃以内，该目标在2021年格拉斯哥大会得到强化；“3060”目标对我国碳减排提出更大挑战。我国能源具有“多煤、贫油、少气”的显著特征，亟需寻找来源充足、清洁高效、自主可控的新型能源。氢能具有应用广泛、清洁低碳、来源丰富、灵活高效的特点，契合国家能源战略，并具备储能的作用。⚫制氢：化石燃料制氢比重高，清洁电解制氢为发展方向中短期内蓝氢（化石燃料重整或工业副产制氢+CCUS）将是氢气的主要来源，长期随着可再生能源电价下降，绿氢将为主流制氢方式。①煤制氢为我国应用最广的制氢方式，考虑碳捕集后成本为19.1-23.0元/kg（煤价500-1000元/吨）。②天然气制氢为全球应用最为广泛的制氢方式，考虑碳捕集成本后为22.2-38.2元/kg（天然气价格2.0-5.0元请阅读最后评级说明和重要声明34/37联合研究丨行业深度/m³）。③工业副产制氢可来源于焦炉煤气、氯碱副产气、炼厂干气、合成甲醇及合成氨弛放气等，来源广、成本低（9.23-22.25元/kg），但纯度较低。④水电解制氢原料和燃烧产物均为水，清洁无污染；且水电解制氢纯度较高；成本为11.5-51.2元/kg（电价0.1-0.8元/kwh），基于可再生能源的水电解制氢为未来大规模制氢的发展方向。⚫储运氢：短途气态拖车运氢最佳，中长期液氢运输潜力大储氢：短中期来看，高压气态储氢具备经济性优势，将为主要手段；长期来看，低温液态储氢、有机液体储氢和固态储氢在解决技术瓶颈和实现降本后有望实现大规模储氢。运氢：适合短距离运输的气态长管拖车是目前主要运氢方式；而天然气管道掺氢（不超过20%）混合输送也是实现低成本快速输氢的新方向。长期来看，伴随着技术突破，储氢密度大、适合长距离运输的液氢槽罐车有望成为主流运氢方式。⚫加氢：近年建设提速，建造运营尚需补贴加氢站按照氢气来源可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两类。据H2stations不完全统计到2020年底全球累计建成加氢站560座；GGII统计，2020年底我国建成和在建加氢站共181座，据16省（市）规划到2025年我国加氢站将建成约1013座，较2020年底的124座将增长7.2倍。受需求较少导致的盈利薄弱影响，加氢站建造和运营尚需依赖政府补贴。⚫用氢：应用场景丰富，燃料电池商用车前景可期氢能作为清洁高效灵活的二次能源，可广泛应用于交通运输、储能、工业生产、建筑用能等领域。1）交通运输：燃料电池能量密度高，加氢快、续航里程长；尚处导入期，商用车为主；2）储能：氢气清洁无污染，适合大规模储能；3）工业生产：氢能利用是工业深度脱碳重要途径，可用于氢能炼钢、化工生产等；4）建筑用能：氢能为分布式热电联产的有效载体。附录：氢能产业链相关公司名单目前上市公司中涉及到氢能相关业务的公司数量较多，各公司通过并购、参股控股相关氢能标的、业务转型等方式涉足氢能产业链。制氢：当前产业链包括煤炭、化工、石化等相关公司，涉足化石燃料重整制氢或工业副产制氢，但氢能业务占比整体较低，且上市公司业绩更多与本行业周期相关。水电解制氢的参与者众多，包括风电、光伏等新能源公司，未来发展潜力更大；水电解制氢设备相关龙头公司尚未上市。储运氢：储氢和运氢环节至关重要，产品存在一定技术壁垒，发展潜力大。加氢：大型石化企业具备一定的优势，可新建或与传统加油站合建加氢站；且该环节目前仍依赖补贴，运营盈利难度较大；但相关设备公司存在技术提升和国产替代逻辑。燃料电池：燃料电池涉及系统、电堆、辅助设备等，其中电堆包括膜电极、双极板、气体扩散层等，辅助设备包括空压机、增湿器、电控系统、氢气供给系统等。该环节涉及公司数量众多，存在较大的技术提升、成本降低、国产替代空间，发展潜力大。请阅读最后评级说明和重要声明35/37联合研究丨行业深度图37：氢能源产业链中氢制备、氢储运、氢加注相关公司名单资料来源：Wind，长江证券研究所分类公司名称股票代码分类公司名称股票代码分类公司名称股票代码嘉化能源600273中材科技002080厚普股份300471美锦能源000723中集安瑞科3899.HK重庆燃气600917金马能源6885.HK京城股份600860中国旭阳集团1907.HK宝钢股份600019亚普股份603013中通快递2057.HK宝泰隆601011巨化股份600160华阳集团002906中钢国际000928天沃科技002564佛燃能源002911理文化工0746.HK斯林达未上市优捷特未上市宝廷氢能未上市富瑞氢能未上市东方电气国信氢能未上市汉兴能源未上市北京科泰克未上市氢源天创未上市河南利源燃气未上市天海工业未上市江苏嘉化氢能未上市宝舜科技未上市奥扬科技未上市舜华新能源未上市浦江气体未上市金山石化未上市中鼎恒盛未上市马石油（Petronas)海外公司派瑞华氢未上市壳牌海外公司沙特阿美公司（Aramco）海外公司韦宁科技未上市MAXIMATORGmbH海外公司AustromHydrogen海外公司舜华未上市WEH海外公司AngloTechnologies海外公司精工新材料未上市日本大阳日酸海外公司AdventTechnologies海外公司CorvusEnergy海外公司MAXIMATOR上海海外公司浦项制铁（POSCO）海外公司东邦燃气海外公司德国雷奥尼克海外公司隆基股份601012CorreEnergy海外公司国富氢能未上市节能风电601016彼欧集团海外公司中科液态阳光未上市京能电力600578亿利洁能600277杭州蓝捷氢能未上市豫能控股001896威奥股份605001Cryoquip海外企业华电重工601226金宏气体668106厚普股份300471华陆科技未上市氢阳能源未上市中国石化600028中船718所未上市HreinEnergy海外公司安泰科技000969隆基氢能未上市川崎重工海外公司国家能源集团未上市赛克赛斯未上市Hydrogenious海外公司河钢集团未上市苏州竞立未上市富瑞特装300228舜华新能源未上市大陆制氢未上市杭氧股份002430氢枫能源未上市长春绿动制氢未上市航天晨光600501挪威国家石油公司（Equinor）海外公司四川空分未上市沃旭能源（Orsted）海外公司南京晨光未上市Hynamics海外公司航天101所未上市CWPRenewables海外公司中科富海未上市西门子哥美飒海外公司中集圣达因未上市法国电力集团（EDF）海外公司特莱姆气体未上市创元科技000551岩谷气体海外公司昊华科技600378广东国研科技未上市中泰股份300435中科轩达未上市深泠股份300540镁源动力未上市鸿达兴业002002明德氢能未上市开山股份300257浩运金能未上市中科富海未上市氢储未上市湖南核电未上市H2Store海外公司HYLIUMINDUSTRIES海外公司GRZTechnologies海外公司液化空气集团（AirLiquide）海外公司氢气纯化常温固态氢气液化水电解制氢液氢加注常温液态加氢站项目低温液态氢制备氢储运氢加注工业副产制氢高压气态气氢加注请阅读最后评级说明和重要声明36/37联合研究丨行业深度图38：氢能源产业链中燃料电池相关公司名单资料来源：Wind，长江证券研究所分类公司名称股票代码分类公司名称股票代码分类公司名称股票代码分类公司名称股票代码亿华通688339威孚高科000581中材科技002080中通客车000957雄韬股份002733科力远600478亚普股份603013宇通客车600066大洋电机002249道氏技术300409京城股份600860一汽轿车000800潍柴动力000338纳尔股份002825中集安瑞科3899.HK东风集团0489.HK中国化学601117延长桑莱特未上市陕西御氢未上市亚星客车600213上海重塑未上市上海氢晟未上市奥扬科技未上市三一重工600031捷氢科技未上市纳尔氢电未上市上海金山石化未上市厦门金旅未上市东方氢能未上市鸿基创能未上市海控复材未上市上海万象汽车未上市国家电投氢能公司未上市擎动科技未上市斯林达安科未上市博雷顿未上市国鸿氢能未上市武汉理工氢电未上市NPROXXB.V.海外公司东莞中汽宏远未上市新源动力未上市VinaTech海外公司LincolnComposites海外公司中联重科未上市清能股份未上市杜邦海外公司CimarronComposites海外公司上汽中联未上市宗申氢能源未上市3M海外公司彼欧集团海外公司起亚汽车海外公司稳石氢能未上市庄信万丰海外公司Hexagon海外公司DAF海外公司鲲华科技未上市鹏辉能源300438富意控股JFE海外公司沃尔沃海外公司隆基氢能新材料未上市介观催化未上市同飞股份300990Hopium海外公司中氢博创未上市南京东焱能源未上市派瑞华氢未上市EIDoradoNational海外公司玉柴芯蓝未上市英美资源海外公司电装海外公司Stellantis海外公司富士电机海外公司优美科海外公司捷太格特海外公司雄韬股份002733JCB海外公司田中贵金属海外公司MANCryo海外公司美锦能源000723华丰燃料电池海外公司科特拉海外公司Nissha海外公司中国石化600028现代摩比斯海外公司GreenwayEnergy海外公司雪人股份002639上海电气601727菲亚特动力海外公司贺利氏海外公司苏州瑞驱未上市安泰科技000969米其林海外公司银禧科技300221湖北维斯曼未上市龙蟠科技603906东方电气600875上海嘉资未上市湖北巨西未上市华谊集团600623华昌化工002274东丽海外公司思科涡旋未上市天海工业未上市广东国鸿未上市SGL海外公司鸾鸟电器未上市中船718所未上市上海神力未上市科德宝海外公司麦格斯维特海外公司东风柳汽未上市捷氢科技未上市三菱化学海外公司普旭海外公司SK集团海外公司新源动力未上市VIBRANT海外公司冰轮环境000811浦项制铁海外公司清能股份未上市AVCarb（艾孚卡）海外公司金通灵300091德国莱茵海外公司爱德曼未上市东岳集团0189.HK汉钟精机002158普拉格能源海外公司上海氢晨未上市百利科技603959浙富控股002266未势能源未上市东财科技601208贝斯特300580氢璞未上市欧陆通300870鲍斯股份300441攀业股份未上市广州艾蒙特未上市意驱动未上市锋源新创未上市东岳未来未上市海德韦尔未上市骥翀氢能未上市科润新材料未上市引燃动力未上市雄韬氢瑞未上市中科氢能未上市耐力股份未上市氢沄科技未上市汉丞科技未上市博肯节能未上市国创氢能未上市武汉绿动未上市Neuros海外公司东莞深科鹏沃未上市戈尔海外公司利勃海尔（中国）海外公司联华动力未上市中钢天源002057盖瑞特海外公司FCMTechnologies海外公司华熔科技未上市丰田自动织机海外公司AdventTechnologies海外公司金石新材料未上市DanfossEditron海外公司TerraLIX海外公司金亚隆未上市AirSquared海外公司循环氢能海外公司长海电力未上市KCERACELL海外公司清研华科未上市K-FUELCELL海外公司CellImpact海外公司双极板燃料电池气体扩散层质子交换膜膜电极燃料电池系统全产业链型空压机催化剂供氢系统电堆氢气循环系统整车制造储氢瓶联合研究丨行业深度投资评级说明行业评级报告发布日后的12个月内行业股票指数的涨跌幅度相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：看好：相对表现优于同期相关证券市场代表性指数中性：相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平看淡：相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数公司评级报告发布日后的12个月内公司的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：买入：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于10%增持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在5%～10%之间中性：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-5%～5%之间减持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5%无投资评级：由于我们无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使我们无法给出明确的投资评级。相关证券市场代表性指数说明：A股市场以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以恒生指数为基准。办公地址:[Table_Contact]上海武汉Add/浦东新区世纪大道1198号世纪汇广场一座29层P.C/（200122）Add/武汉市新华路特8号长江证券大厦11楼P.C/（430015）北京深圳Add/西城区金融街33号通泰大厦15层P.C/（100032）Add/深圳市福田区中心四路1号嘉里建设广场3期36楼P.C/（518048）分析师声明：作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点。作者所得报酬的任何部分不曾与，不与，也不将与本报告中的具体推荐意见或观点而有直接或间接联系，特此声明。重要声明：长江证券股份有限公司具有证券投资咨询业务资格，经营证券业务许可证编号：10060000。本报告仅限中国大陆地区发行，仅供长江证券股份有限公司（以下简称：本公司）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告的信息均来源于公开资料，本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所包含信息和建议不发生任何变更。本公司已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，不包含作者对证券价格涨跌或市场走势的确定性判断。报告中的信息或意见并不构成所述证券的买卖出价或征价，投资者据此做出的任何投资决策与本公司和作者无关。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据；在不同时期，本公司可以发出其他与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告；本报告所反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表本公司或其他附属机构的立场；本公司不保证本报告所含信息保持在最新状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