氢能产业的现状和未来及氢燃料电池国家标准
全球氢能已进入产业化快速发展新阶段，欧美日韩等20多个主要经济体已将发展氢能提升到国家战略层面，相继制定发展规划、路线图以及相关扶持政策，加快产业化发展进程，氢能产业热度持续上升。本文将从政策、市场、技术3大层面出发，全面梳理氢能产业发展现状并对2023年发展趋势作出展望。
政策：路线已经清晰
国家层面：顶层设计使氢能发展路径预期更为清晰
回顾2022年的氢能政策，从中央到地方政策不断叠加，政策框架不断完善，体系渐趋丰富。目前的政策框架大致可分为三个维度：中央的产业顶层设计;正在推行的燃料电池示范应用补贴政策;各地方的氢能产业政策规划。
国家发改委2022年3月23日发布《氢能产业发展中长期规划(2021-2035)》(简称“行业中长期规划”)，体现出政策对未来氢能产业的发展定位，也明确了政策鼓励的应用场景和领域，勾勒出氢能中长期蓝图，有助于强化投资者对氢能产业发展信心，提振产业参与者的长期预期。
行业中长期规划对投资而言主要有三大核心要点，包括氢能定位、未来发展目标以及应用方向。
在产业定位中，氢能被正式确定能源，且是能源体系的重要组成部分，此外氢能产业链相关环节也被纳入国家战略新兴产业的范畴。
相关的量化发展目标主要对应2025年的目标，一大目标是氢能车保有量达到5万辆，另一目标是可再生能源制氢量在10～20万吨。
对于未来的应用方向，政策规划了包括交通、储能、分布式能源以及工业领域的减碳四大领域。
在交通领域中，政策提到燃料电池车在商用车型上的优势，也提出氢能车是对锂电车的互补;储能领域中，氢能储能的优势主要在长周期、大规模场景中;分布式能源的应用可以看作是储能领域的拓展，主要是利用氢能在不同能源间灵活转换的特性;氢能在工业领域中的减碳主要是替代传统的化石能源作为燃料或者化工原料，预计在“碳中和”的阶段会得到普遍的推广。
地方层面：各地政策陆续推出，至2025年各地FCEV规划累计推广量超10万
示范城市群方面，上海城市群2021年率先落实了2025年推广规划与补贴细则，2022年8月，广东省的推广规划与补贴细则出台，至此第一批入选的上海、京津冀、广东城市群对应规划和补贴细则已经全部出台。
第二批入选示范城市群的河北、河南分别于2021年8月和2022年9月明确了省级推广规划。
2022年也是非示范城市群政策“井喷”的一年。
山东、山西、陕西、内蒙古、川渝、湖北等主要的非示范城市群都在2022年出台了中长期推广规划，非示范城市群中，政策的完善程度有所不同，山东、内蒙、湖北等地的部分地级市还出台了补贴政策，但并不意味着没有推出补贴的省份就会更差，例如山西、四川等地可以依靠自身较为廉价的氢气实现FCEV的低成本运营，市场机制的推动作用也不可小觑，2022年四川、山西的良好的上险量表现就说明了这一点。
当前氢能各领域产业化的领头羊在于FCEV，FCEV增长空间在于各地规划的推广数量，补贴政策的落地速度与基础设施完善程度则是决定增长速度的两个核心因素。
从各地规划的推广目标来看，仅示范城市群2025年的目标就超过3.5万辆，这只是省级文件中明确的推广量，实际上示范城市群内部的地级市推广量加总大概在5万辆左右，其中广东的额外增量最大，其内部地级市推广量加总已经超过2万辆。非示范城市群规划的推广数量已经超过示范城市群，累加起来全国范围2025年的规划量可超过10万辆。
影响推广速度的两个因素之一的补贴政策已经在2021年9月开始落地推行，另一个影响因素就是氢能供给及其基础设施，即氢气来源与加氢站建设。
氢气来源方面，当下绿氢渗透率不高，所以氢气主要还是依靠工业副产氢或化石能源制氢，并且受制于运输成本，加氢站氢气基本都来源于本地。
山西、陕西、内蒙等传统化石能源丰富省份有大量的副产氢，具备天然优势。
之前，由于氢气还是作为危险化工品被监管，各地政府对于制氢与加氢站建设都持谨慎态度，但是2022年中央顶层设计发布之后，部分地区政府开始出台相关政策逐步放松对制氢和加氢站建设的要求，允许在非化工园区制氢、建制氢加氢一体站，比如广东。
此外，2022年12月14日，中共中央、国务院印发了《扩大内需战略规划纲要(2022-2035年)》，明确提出“推进汽车电动化、网联化、智能化，加强停车场、充电桩、换电站、加氢站等配套设施建设”，我们预计这一信号或使得地方政府对加氢站建设的谨慎态度进一步放松。
此外，河南等地还提出加氢站适当超前建设的政策。加氢站建设建设周期并不长，若政策进一步放松，其建设和投运也会加速。
国际层面：合作逐渐展开，国内企业有望依靠成本优势出海
全球氢能发展相对领先的地区有美国、欧洲、日韩，而沙特阿拉伯、阿联酋等中东国家也瞄准了氢能，沙特阿拉伯虽未发表书面文件，但是已经提出了氢能战略目标。
全球氢能发展的主要逻辑有：
第一，从环保的角度出发实现清洁能源转型，典型如欧洲，欧盟在碳市场(EU ETS)的框架之下，各国都肩负着脱碳的任务;
第二，能源安全角度，本国化石能源禀赋较差，希望通过氢能革命摆脱对化石能源的的严重依赖，典型如日韩，俄乌冲突使得欧盟也将发展氢能作为能源安全的重要方向;
第三，出于经济原因想要保持产业领先地位或者希望通过氢气出口赚取经济收益，典型如美国、澳大利亚以及沙特阿拉伯等中东国家。
沙特阿拉伯既是世界上最大的化石燃料出口国，也拥有地球上最优异的太阳能和风能资源。优异的风光禀赋有望使得沙特未来成为制取绿氢最为便宜的国家，沙特计划2030年达到年出口400万吨氢气，其光伏、风电设备和电解槽将会是一个巨大的市场。
而我国的碱性电解槽制造成本在300美元/千瓦以下，有显著的成本优势。同时我国强势的光伏产业有望带动电解槽的出货，光伏企业本就与氢能行业关系紧密，隆基、天合、协鑫等皆跨界氢能，海外市场的打开，或使得光伏企业与电解槽企业合作更加紧密，携手出海。
基于以上两点优势，我国电解槽具备抢占国际市场的能力，光伏电解槽一体、电解槽企业有望率先受益。
总结而言，2022年氢能政策东风强劲，国内政策框架逐步完善，官方推动的国际合作也开始展开。
展望2023年，我们判断市场预期关注的焦点会从政策催化本身切换到各地方政策实际落地效果以及数量目标的实现进度，若各地方政策落实有效，各层面产业政策叠加共振，产业扩张速度有可能超预期。
市场：增长快速，空间也大
2022年氢能车数据回顾：高速增长，仍待突破
根据中汽协统计，2022年前11月，氢车产/销/上险量分别为2969/2789/3755辆。1~11月整车厂上险量前三的厂家分别是：北汽福田634辆、宇通客车584辆、佛山飞驰449辆。
工信部推荐车型目录方面，2022年第1~11批总共入围车型272款，较2021年全年12批的车型增加29%，入围的燃料电池厂商68家，较2021年全年12批的厂商增加13家。
入围车型延续了高功率化的趋势。车型结构方面，根据中信保上险量数据，显示2022年1~11月客车占比从1月的83%逐渐缩减到11月的9%，重卡占比从1月的9%逐渐增加到11月的51%，并且2022年1~3Q重卡主要在氢能源较为丰富的地区推广，我们认为重卡有望继续保持主导地位并率先实现经济性。
前11月FCEV上险量近4000辆，工信部推荐车型同比增加近3成
根据中汽协以及中信保数据，2022年前11月FCEV产量为2969辆，销量为2789辆，上险总数为3755辆。2022年上半年产量一直大于销量，主要系2021年下半年确定燃料电池示范城市群政策，业内热情与预期较高。但是受制于疫情与补贴落地速度，销量推进速度较慢，形成了一定的库存压力。
据数据统计，2021年年底库存量为280辆左右，今年7月库存增加到750辆，导致8月开始减产去库存。
从上险量数据看，2022年前5月上险量数据欠佳，6月上险量陡增，一方面是因为6月疫情相对缓和，前期被延迟的订单出现了集中交付的情况;另一方面也与示范城市群首年推广考核临近(2022年8月)有关，但是除京津冀城市群以外，其他城市群第一年推广进度并不理想，2022年跟计划相比“拖欠”的量，或在2023年释放。
车企份额方面，根据中信保数据，2022年1-11月市场份额TOP5分别是北汽福田、宇通客车、佛山飞驰、苏州金龙、上汽大通，对比2021年TOP5名单，仅有一席发生变化，2021年第二名的南京金龙换成了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台MPV在上海的投运。
总体来看，两年比较下来，TOP5的车企较为稳定，而TOP5之外的变化较大，说明虽然整车市场当下市场格局并未稳定，但是头部车企已经具备了一定的市场地位，有望在接下来的示范城市群推广阶段继续保持领先优势。
工信部推荐车型目录方面，2022年，前11批车型目录总共入围272款车型，相比2021年全年的210款增加了29%。同时，2022年入围的燃料电池系统厂商有68家，相比去年的55家增加了13家。
配套份额方面，第一名是重塑科技，配套34款，占比12%;其次是亿华通，配套31款，占比11%;第三是国鸿科技，配套24款，占比9%。
而2021年仅有两家配套超过20款的企业，入围厂商数量、入围车型数量和头部企业配套数量的全方位增加说明了氢车产业热度的持续增加。
在系统厂商与整车厂商配套方面，以上榜车型最多的四家燃料电池厂商来看，重塑科技共与9家整车厂配套，和郑州宇通配套率最高，达62%，为其配套21款车型;亿华通与14家整车厂商配套，和郑州宇通配套率最高，达26%，为其配套8款车型;国鸿科技与8家整车厂商配套，和佛山飞驰配套率最高，达38%，为其配套9款车型;捷氢科技与8家整车厂商配套，和上汽集团配套率最高，达31%，为其配套5款车型。
工信部推荐车型高功率化趋势明显，这与燃料电池快速的产品迭代与使用需求相关，当下主要的应用场景是长途客运、干线物流、矿山、港口等场景，主流的燃料电池厂商都在不断推高新产品的功率，打造燃料电池汽车大功率的优势以满足下游应用场景的需求，在钢铁厂、矿山等短途倒转场景下，120～130kW的系统即可满足类似需求，但是长途重载、干线物流由于路况和地形条件更为复杂，则需要系统功率提升至250～300kW。
自2021年年底亿华通发布了240kW的系统，率先开启200kW时代后，氢晨、国鸿、爱德曼、捷氢、重塑等紧跟步伐发布了200kW+的系统，预计头部企业高功率产品增加的趋势会在2023年得到延续。
但考虑到补贴的功率上限在110kW，同时也兼顾配套重卡需求，中小型氢能企业的产品功率可能集中于120～130kW附近。
重卡占比逐渐增加，销售流向氢源丰富的城市
从车型结构来看，主要车型是重卡与客车，客车份额上半年占据优势，但下半年逐渐萎缩，从1月的83%减少到了11月的9%，与之相反，重卡比例逐渐增加，从1月的9%增长到了11月的51%。
2022年1~3Q，各种车型之中，重卡的销售流向较为集中，上海占据了29%，北京27%，太原14%，嘉兴10%，鄂尔多斯7%，临汾4%，其他地区9%。
在各类车型中，重卡的比例进一步提升，《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》与《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》中倾向于中重型车辆的政策效应开始显现。
当下FCEV依旧面临整车购置成本过高的问题，但是如果将运营成本计入，在某些氢气价格较低的地方，氢能重卡可以依靠廉价氢燃料的优势在全生命周期成本(运营成本+车价)上打败燃油重卡，重卡是FCEV未来最可能率先实现经济性的车型。
在重卡的流向地区上也能够体现出这一点。2022年1~3Q，重卡去向最多的6个城市就占据91%的份额，除了北京与上海，太原、嘉兴、鄂尔多斯、临汾的共同点是本地都有丰富的氢气来源，可以实现低成本用氢。
例如鲲华科技与其在山西的合作伙伴自建加氢站，可以实现25元/kg的氢气价格，在此价格水平之下，49t氢气重卡在补贴的情况下全生命周期成本就已经接近燃油重卡。
多地FCEV首批投运与单次大批量投运频现，或开启FCEV与加氢站的良性循环
2022年的另一趋势是各地FCEV的投运增加，具体表现在：
一方面是多地首批氢车投运逐步加快，另一方面是单批次投运的氢车数量较多。
首批氢车投运大概率意味着首座加氢站的投入运营，单次投运氢车数量增加意味着加氢站的负荷率会上升，能够很大程度上缓解当下加氢站营运不加、投资回报率低的问题。
2022年FCEV投运集中于下半年，对应到数据上就是上险量下半年数量增加。
从地域来看，涉及的地域较广，但是主要还是集中于示范城市群与山西等地，其中还有一大亮点在上海的80辆网约车投运，这是氢能源车首次在乘用车上的规模化投运。
2022年氢能车整体数据低于预期，主要原因有：
1)补贴落地慢，库存高，企业资金压力大，行业运转缓慢。
2)上半年疫情对燃料电池的生产与推广都带来较大阻力，同时疫情也造成了氢能车供应链和地方财政对产业链的支持补贴力度。
展望2023年，国家已经提出了扩大内需稳经济的战略，而且大概率会将氢能产业作为一个着力点，预计后期补贴财政资金将会较快到位。
另外，随着近期国内疫情防控的逐渐放开，对经济环境预期的改善同样也会拉动氢能产业的增长，预计2023年氢能车可实现8000-10000辆的产销量。2023年氢能车辆降本有望再接再厉。
燃料电池重卡目前增长趋势向好，但经济性未占优势
2022年3月，国家发改委发布的《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》，提出“立足本地氢能供应能力、产业环境和市场空间等基础条件，结合道路运输行业发展特点，重点推进氢燃料电池中重型车辆应用，有序拓展氢燃料电池等新能源客、货汽车市场应用空间，逐步建立燃料电池电动汽车与锂电池纯电动汽车的互补发展模式”。
我们认为无论是从政策规划，还是经济性角度，未来氢能在交通车辆领域的重点还是重型商用车，从目前的市场推广看，氢能重卡的发展前景也值得期待。
为什么我们中短期优先看好氢能重卡市场前景?从车辆运行原理而言，氢燃料电池车和锂电池车都是电力驱动，电机和电控系统类似，区别就在于电力来源上。
氢燃料电池可以看作小型“发电机”，而锂电池则更类似于“储电”的装置。
氢电和锂电相比，在一些应用场景有明显的优势：
充能时间较短，对重卡司机使用体验较为友好：纯电动重卡的充能时间普遍在1.5小时左右，而氢燃料重卡的充能时间普遍在10分钟以内，具有明显优势。
虽然电动汽车目前也在推广换电，可以节省充能时间，但续航里程短和频繁的换电次数会明显影响重卡运营效率和使用经济性，因此从清洁电动车型看，氢燃料重卡更适合长距离运输。
适合于低温环境：锂电池的最佳工作温度一般在20℃以上，一般放电工作温度在-20～60℃。重卡常用的磷酸铁锂电池在0℃时放电效率只有85%，在-20℃时放电效率只有将近一半。虽然针对锂离子动力电池低温性能也有改进措施，但会对其它一些技术指标如循环性和能量密度等带来较大的负面影响，并且增加电芯成本。
氢燃料电池虽然有“冷启动”的问题，但国内已普遍实现-30℃低温启动，在低温环境下并不会出现明显的电量衰减，可满足北方冬季绝大多数的应用场景。
单次充能续航里程长：目前国内重卡普遍配置10个储氢罐，单罐储氢重量在3.5～4kg氢气，至少可以驱动31吨载重的重卡运行约400公里，而锂电重卡充电一次，续航里程仅在100～200公里。
既然氢能重卡有诸多优势，为什么氢能重卡的推广数量还比较有限?最主要的还是成本上的劣势。
我们按照燃油、氢电、锂电三种不同能源类型的车辆，分别测算客车、重卡、乘用车三类用途车辆的成本，考虑的成本主要包括：
1)车辆购置成本按照汽车使用年限计算的“折旧”成本
2)年度燃料使用成本
3)年度维修保养成本
4)年度保险及停车等税费
单位能源假设分别是燃油成本8元/L、氢气成本35元/kg、电费为0.5元/kwh。从我们推算的结论而言，在目前的技术路线下，无论是客车、重卡还是乘用车，锂电都有绝对的成本优势，我们测算锂电类型的客车/重卡/乘用车年度成本分别为23/35/3万元，而氢电类型的客车/重卡/乘用车成本分别为43/72/7万元，氢电的成本基本比锂电成本高1倍以上。
因此从经济性而言，锂电是目前最有竞争优势的车型。
如果考虑燃料电池示范应用城市的补贴金额和覆盖期限，氢能车目前考虑补贴下，我们测算实际的年度成本为33/62/4万元，依然明显高于锂电。
如果将氢能重卡与燃油重卡成本比较，从初始购车费用和日常维护成本的角度，两者差异不大，主要的差别在于燃料成本。
我们按照行业平均的燃料消耗水平，燃油重卡每百公里耗油35L，氢燃料重卡每百公里消耗氢气约12kg，按照8元/L和35元/kg的单位燃料成本测算，百公里燃料成本分别为280/420元。
因此，以目前的成本体系和水平，若要在运行过程中实现平价，则需氢气的价格降至25元/kg左右。
燃料电池商用车降本路径展望：2025年成本有望较目前下降30%
那么未来氢能大型商用车降本的节奏如何?我们先从车辆构成开始拆分(测算)，目前一辆氢能重卡或者大巴车的制造成本大约120～130万元，比例而言，电池系统占比最高，大约占到60%，即一套电池系统的成本大约70万～80万元，汽车车骨、零部件成本大约分别占比10%，电控、电驱系统各占8%～10%。
如果再将电池系统拆分，其中核心的成本占比是电池电堆，其次是储氢系统，之后是压力、增湿系统等。电堆本身大约占到整个车辆成本的33%。
可见，燃料电池系统是氢能车成本构成占比最大的一部分，因此未来如果燃料电池电堆成本能够不断下降，对燃料电池车的降本也有积极效果。
从过去几年的产业发展看，国内电堆以及电池系统的价格已经出现了明显的下降，根据行业内龙头公司国鸿氢能的招股书中披露数据，国鸿氢能2019年平均销售电堆价格为3441元/KW，至2022年上半年价格已降至1554元/KW，四年成本累计下降55%。
同样，电堆价格自2019年的15213元/KW降至2022年的4117元/KW，降幅超过70%。
国内龙头企业降本也带动了整个行业降本，从行业平均水平看，2016-2017年，国内刚开始销售燃料电池车时，电堆成本大约在7000～8000元/KW，至2020年成本实现了减半，我们预计2022年成本有望再次实现减半，降至1500～2000元/KW。
电池系统而言，剔除电堆成本以外的价格也出现了快速下降。以国鸿氢能披露的数据，剔除电堆之外的价格，2019-2022年上半年电池系统BOP价格也有70%～80%的下降。
电堆和电池系统成本的持续下降主要得益于两大路径：
一是技术进步带来的材料国产化;二是制造规模化和自动化带来的规模效应。
以电堆成本而言，主要由双极板和膜电极两大部分组成，其中成本又以膜电极为主，约占电堆成本的60%～65%。
膜电极核心的材料有三类：质子交换膜、催化剂和气体扩散层。
质子交换膜与气体扩散层国产化率还非常低，一方面量产的产线很少，气体扩散层材料还没有大规模量产的产线;另一方面，国内龙头电堆企业对国产的两类材料验证比例较低，产品的升级和迭代都受到很大的制约，所以这两类产品的成本过去几年降本效果并不明显，未来如果国产化有突破，预计还会有比较大的降本空间。
催化剂材料而言，目前国内企业产品性能已经达到了国际一流水平，但是贵金属铂金类的材料占比相对还比较高，未来如果铂金材料的用量下降50%，预计催化剂的成本也可以下降30%。
从膜电极部件整体角度考虑，虽然核心材料在国产化和成本下降方面依然有空间，但是过去两年，随着膜电极产品批量化的需求增加，膜电极生产加工的工艺升级(如自动化的双面涂布、更合理的材料配比设计)、规模化效应也帮助膜电极制造环节实现有效降本。
根据国鸿氢能招股书中的预期，膜电极产品的价格在2022年预计会下降到860元/KW，2025年有望下降到510元/KW，成本下降的幅度或超过40%，按照国鸿氢能预计相应的商用车型如果用150KW的电堆，单车的膜电极成本有望累计降低5万元左右。
对于双极板而言，国内目前的主流路线还是以石墨双极板为主，其典型的特征就是易于加工、耐腐蚀寿命长，根据高工氢电的统计，目前石墨板的成本构成大致包括30%的材料成本，30%的人工成本，35%的刀具成本，5%的其他制造费用，未来石墨板降本途经包括：
1)优化流场设计、减少流槽数量;
2)适当降低流槽机械加工精度;
3)提高加工设备自动化程度;
4)通过材料升级的方式来提升加工效率，降低成本。
比如国鸿氢能的采用低成本的柔性膨胀石墨板路线，减轻了石墨板的脆性，也有效降低了成本。
另外一类双极板的路线是金属双极板，优势就是厚度薄，可进一步提升电堆的单位体积效率，适合大功率高效电堆使用。
金属双极板的主要加工工序有开模、冲压、涂层、封装，其中涂层是最重要的环节，直接影响双极板的寿命，同时也是成本最高的环节(占整个成本的50~60%)，其生产设备组占据总成本的大部分，现阶段国内的大部分厂商采用的是进口设备，设备折旧金额大，因此金属板的规模化降本效应非常显著。
石墨双极板国内技术已比较成熟，金属板在国外制造设备的引进下，规模降本也逐步显现，未来双极板降本的效果预计主要来源于设计工艺的改良以及生产规模的进一步扩大。
除了上述电堆相关材料端自身的技术进步之外，规模化对降本的贡献到底有多大?
我们以动力电池龙头宁德时代的成本数据做参考，我们将公司动力电池成本拆分为材料成本和非材料成本，非材料成本包含人工、折旧及制造费用等，这一项目的变化可以在一定程度上体现出规模效应对成本下降的影响，2015-2021年，宁德时代电池销量从2.19GWH上升到133.41GW，CAGR为98%，单位非材料成本的年均复合变动率为-14.6%，可见规模效应对降本推动非常显著。
我们预测2022年全国燃料电池出货量为0.35GW，且到2025年出货量或达到2.6GW，对应2022-2025年CAGR为95%，预计燃料电池费材料类的降本速度也可参考动力电池龙头公司的降本速度，对应2022-2025年CAGR在14%～15%之间。
我们预计，随着国内技术进步以及规模化效应的叠加，未来国内氢能车成本或有持续的降本，目前氢能重卡的成本约140万元/辆，预计2025年可以降至100万元/辆，至2030年可降至80万元/辆，基本可以实现与锂电、柴油相应车型的平价。
对于主要明细项目的下降幅度，预计电堆成本2025年成本累计下降25%～30%，2030年成本累计下降20%;储氢系统成本至2025年累计下降30%，2030年成本累计下降15%。
我们预计随着氢能车的降本叠加经济的恢复，2023年销量或超过9000辆，其中大型客车及大型卡车销量分别为1250、2000辆左右;轻型货车或物流车由于种类多、应用场景丰富，依然是销量最多的车型，预计销量接近6000辆。
我们按照上述车辆假设，预测2023年单日新增氢气需求量约为42吨，假设单站平均加氢能力在500kg/日，预计新增加氢站约为84座。
从另一个角度来预估，按照当下比较常见的车、站比例100：1计算，预计2023年合理新增的加氢站应该在100座，由此预计2023年加氢站新增量或在85～100座。
一座加氢站建设费用1600万左右，分为三大部分：土建施工费用、设备费用和其他系统费用。
加氢站中主要设备包括储氢系统、压缩系统、加注系统、站控系统等，核心设备有压缩机、储氢瓶组和加氢机，三者加起来的成本占设备总成本的8成左右，其中压缩机占设备总成本是最高的，约占整个建站费用的25%～30%。按照2023年新增加氢站100座的假设，对应的加氢站主要设备(压缩机、加氢机、储氢瓶组)需求规模约5.6～6亿元。
展望“十四五”，国内氢能源车有望完成从产业导入期到量产的阶段，结合各地方政府的氢能源规划，我们预计2025年全国燃料电池车保有量有望达到8万辆，其中预计乘用车、客车、重卡、物流车保有量将分别达到4500、10000、16000、47500辆左右，相应的燃料电池需求预计将从目前的0.35GW左右上升至2025年的2.6GW;预计2050年燃料电池车保有量将达430万辆。可再生能源制氢项目增多，商业模式渐趋完善。
技术：经济性在逐步实现
电解槽技术路线分析：碱性电解槽是目前主流，PEM电解槽降本是关键
国家发改委发布的《氢能中长期发展规划》提出至2025年可再生能源制氢量达到10～20万吨/年的目标，将“绿氢”作为新增氢能消费的重要组成部分，实现CO?减排100～200万吨/年。
因为之前市场普遍认为绿氢成本实现平价是在2030年前后，进入“碳中和”阶段“绿氢”才会大规模上量。
但随着2025年政策目标的明确，预计可再生能源制氢的推进也将提速。
目前全球成熟的电解水制氢技术，主要是碱性电解和PEM电解两种方式。两者的成本构成也有明显的区别，PEM电解水制氢的绝对成本高，主要是双极板、膜材料以及铂、铱等贵金属催化剂材料，成本明显高于碱性电解槽。
比较目前主流的电解水制氢技术以及有发展潜力的技术，我们按照技术路线演进的时间线进行展望：碱性电解水技术凭借成本低、技术成熟度高的优势，目前在国内是主流路线，预计将会长期占据电解水制氢技术的主导地位。
PEM电解水技术目前已经初步形成产业化并在部分地区建设示范应用，随着技术的进步和成本的下降，预计最快将在2025～2030年形成规模化应用。
固体氧化物水电解技术(SOEC)目前理论上能量转换效率最高，采用固体氧化物作为电解质材料，可在400~1000℃高温下工作，可以利用热量进行电氢转换，具有能量转化效率高且不需要使用贵金属催化剂等优点，也有望成为未来技术的发展方向，预计在2030年之后可逐步应用于规模化的可再生能源制氢。
“绿氢”技术路线分析：生产降本路径明确，2030年有望全行业实现平价
现行技术条件下电解水制氢成本较高，其中主要包括电费成本，设备折旧成本、人工费用等。
随着技术的进步以及自动化生产，设备成本会逐渐下降;提升设备使用时长从而提升氢气产量的方式也可以摊薄设备的折旧成本和其他固定费用。
此外，占比电解水成本较高的电价也会随着光伏、风电等可再生能源的发展持续下降。
2021年在“双碳”目标提出之后，国内电解水制氢项目规划和推进逐步加快。目前国内的电解水制氢路线以碱性电解槽为主，主要是碱性电解槽技术路线成熟，成本具有显著优势。
PEM电解槽由于成本高，商业推广依然需要时间，而且从目前的国内商业模式下，PEM槽的技术优势并不明显。
从国内项目规划而言，绿氢的下游应用主要包括化工、燃料电池车、热电联供等储能领域。
从经济性和现有市场规模看，化工原料是绿氢最主要的利用途径，这是因为：
首先，绿氢制取在大部分还是在化工园区进行。安全监管层面，氢气历史上长期作为危险化工品被管理，因此在大部分省份氢气的生产只能在化工园区进行，将制取的氢气直接提供给园区化工企业使用，减少了运输成本，经济性可以最大化。
其次，化工用氢需求大，商业模式稳定。传统上部分化工生产路线生产需要加氢，之前都是化石能源制取的氢气作为氢源，替换成绿氢既可以帮助化工生产过程减碳，又不需要额外的转换工艺，因此有稳定的市场需求。而绿氢其它领域的应用，目前的经济性和商业模式还在探索过程中。
由于新能源发电的波动性以及电解槽响应时间的缺陷，且电网目前很难为化工园区的制氢项目接入专线，所以目前国内碱性电解槽较为理想的应用模式还是直接利用网电作为电解槽用电来源，同时利用配套新能源电站的电量对冲网电成本，类似模拟结算的方式确认用电成本。
这样一方面可以保证电解槽运行的持续性，另一方面通过自身低成本的新能源发电来降低电解综合用电成本，有助于降低绿氢的制取成本。
在这种模式下，我们测算目前碱性槽平均的电解电价约0.35元/kwh，对应制氢成本在24.07元/kg。
如果制氢项目配套的新能源电站发电小时数较高，比如风光互补的新能源电站，向电网贡献的电量更多，电解综合用电成本也会更低，预计较低的电价成本可以达到0.25元/kwh，对应的成本大约可降到20元/kg以内，大约对应17.07元/kg，基本与化石能源制氢中的高成本路线持平，但目前仅有少部分企业可以达到这一水平。
我们判断至2030年，行业平均的用电成本可以降至0.25元/kwh，实现与化石能源制氢成本的平价。
但上述模式(化工园区制氢+新能源电站与制氢项目位置分离)对PEM电解槽制氢并不友好，因为直接采用网电制氢无法发挥PEM电解槽响应快的优点。
不过长期看，随着现场制氢的逐步松绑、特殊场景下制氢项目(如海上风电或者边远地区氢储一体等)的增加以及未来制氢项目配套电网专线等场景的推广，预计PEM电解槽的效率和利用小时的优势都将得到有效发挥。
我们预计至2030年PEM电解制氢成本也有望回到20元/kg内。
总结而言，碱性电解槽降本的主要方式是增加电流密度、降低膈膜厚度、提升催化剂的比表面积以及改进使用传输层(PTLs)，综合延长设备使用时间，降低电价等;PEM电解槽降本的主要方式是降低贵金属催化剂载量以及寻找其他高比表面积的催化剂、改进膜技术、扩大生产规模等。
我们预计两类绿氢制取路线的制氢成本在2030年前后都可以实现与化石能源制氢成本的平价。
目前国内主流电解槽企业规划产能接近9.5GW。
我们将交通、工业等主要耗氢领域的氢能需求进行分拆测算(交通领域的预测主要以前文氢能车、船舶、飞机数量为基础，按照目前单位交通设备耗氢量加总预测;工业领域耗氢主要假设2025/2045年化工领域对氢能需求保持不变，2045年氢能对传统工业用化石能源替代率达到20%)，预计2025/2045年氢气需求分别为0.27/1亿吨，假设绿氢占比分别在3%/50%，对应的电解槽需求量分别为11/900GW，假设两个阶段电解槽单价分别为2500/1500元/kw(碱性电解槽和PEM电解槽价格加权)，对应电解槽的市场规模分别为281/13505亿元，预计电解槽市场规模在2025年可接近300亿元，2040～2045年可破万亿元。因此电解槽赛道也成为2022年以来一级股权投资的新热点领域。
氢能储能分析：经济性尚未显现，但大规模、长周期场景下具备可行性
氢能是一种理想的能量储存介质，主要的优势在于可以为多种能源之间的能量与物质转换提供解决方案。通过PTG(Power to Gas)技术，可在一定程度上解决可再生能源消纳及并网稳定性问题。
在风力条件好或者光照时间长的季节，如夏季，将多余的电量电解水制氢，在电力供应不足的季节，则使用储存的氢通过燃料电池发电，提供电能。
此外，氢气也可直接作为燃料，混入天然气中进行混烧或在纯氢燃气轮机中直燃。
作为储能的中间载体，氢能储存再释放能量的过程可以用多种形式：燃料电池发电、氢燃气机组发电或者氢气直接燃烧释放能量。
但各种转化方式对应的效率不同，也造成了储能经济性的差别。
我们认为，未来在大型新能源电站等大规模的储能场景下，通过固体氧化物燃料电池(SOFC)发电或是储能转化的理想途径。
SOFC与其他技术相比具有四大优势
原材料成本低：SOFC电池材料无需使用铂、铱等贵金属催化剂，对氢气的纯度要求也不高，综合原材料成本相较于质子交换膜电池低;发电效率高，SOFC的能量转换效率高，目前国内研发的电池产品，效率可达到60%以上，高于质子交换膜;余热可利用，SOFC发电产生大量余热，可用于热电联供，整体效率可达到80%以上;安全可靠，SOFC使用全固态组件，不存在漏液、腐蚀等问题，因此电池的工作表现更加稳定可靠。
目前SOFC还处于商业化初期，国外领先厂商主要包括美国的Bloom Energy公司、日本三菱日立电力系统公司、日本京瓷、德国博世等。
国内厂商中，最早开始研发生产SOFC的是潮州三环(集团)股份有限公司，公司于2004年开始开发生产SOFC隔膜，2012年开始批量生产SOFC单电池，2017年推出SOFC电堆产品，其领先产品2022年6月已通过第三方认证机构SGS检验，交流发电效率达到64.1%，热电联供效率达到91.2%，主要技术指标已达到国际先进水平。
如果按照上述SOFC的发电效率，以“电—氢—电”的转化过程计算，整个流程的效率约为45%。
假设新能源发电成本为0.35元/kwh，经过电解水制氢，度电的成本变为0.78元/kwh(考虑电解水制氢70%的转化效率及SOFC64%的发电效率)，电解过程中的制造费用及折旧成本度电大约承担0.07元/Kwh，度电分摊的压缩储存成本约为0.006元/Kwh，氢气储存成本对应为度电0.05元/Kwh;此外假设发电用燃料电池功率为250kw，利用小时数为2000小时，最低成本预期对应的利用小时数在3000小时。
由此测算，目前技术下，氢气储能的成本在1.48元kwh左右;如果度电成本降至0.2元/kwh，氢能储能的成本可以降至0.88元/Kwh。
如果使用弃风、弃光的电量，并考虑SOFC发电过程中的余热回收，氢能储电的经济性和可行性还有望进一步强化。
我们预计2023年在政策的推动下，绿氢项目将从示范项目逐步向商用拓展。
在“双碳”目标的减碳场景下，绿氢有丰富的应用场景。一方面可以与新能源电站配合，发挥氢能储能的作用，另一方面，在工业领域，氢能也可以作为减碳的工具。
工信部发布的《“十四五”工业绿色发展规划》明确提到了推进“绿氢开发利用”等新型污染物治理技术装备基础研究，以及在炼化工业中推广“绿氢炼化等绿色低碳技术”。
我们预计随着绿氢成本的不断降低和供给的不断增加，2023年绿氢需求将有显著扩张，主要增量来自于化工企业和工业领域大型国企减碳的示范项目。
绿氢项目的增加有望直接带动对电解槽的采购需求，我们预测2023年电解槽需求量有望达到3GW的规模，对应市场空间在50～60亿元，有望成为除FCEV之外的氢能第二大子行业。
绿氢制取路径及成本分析
与化石能源制氢相比，PEM和AWE制氢技术在生产运行成本与设备投资成本上仍然是相对昂贵的。但考虑到技术快速进步、相应零部件供应增加、巨大氢能市场需求和能源战略部署等因素，这两项电解制氢技术在降低成本方面极具发展潜力。
而对于固体氧化物以及阴离子交换膜电解技术而言，成本降低相对困难，因为只有少数几家公司在其商业化方面努力。此外，其许多组件仍停留于实验室规模的水平，没有原始制造商开展生产和商业化。与AWE或PEM电解制氢相比，固体氧化物以及阴离子交换膜电解技术发展任重道远。
成本组成
电解水制氢成本一般包括：①设备成本；②能源成本（电力）；③其他运营费用；④原料费用（水）。其 中，能源成本即电力成本占比最大，一般为40%~60%（AWE/PEM），甚至可达80%，该部分主要由能源转化效率（即电解制氢效率）因素驱动，设备成本占比次之。如图5所示，依据国际可再生能源署IRENA（2020）的测算结果，相比于电价65美元/MWh（0.42元/kWh）时，当电价为20美元/MWh（0.13元/kWh）时制氢成本大幅下降，且下降幅度明显高于由于电解槽设备成本降低（由1000美元/kW降至650美元/kW）带来的成本下降幅度，即设备成本的降低不能弥补高电价带来的影响。
对于中国市场而言，当制氢成本降至20元/kg以下时，相比于化石能源制氢，电解制氢才具有一定的竞争优势，此时可再生能源电价需降低至0.3元/kWh以下。据IRENA与Hydrogen Council预测，到2050年可再生能源制氢成本将降至1美元/kg（6.5元/kg），如图4和图5所示。
计算假设：2020年产氢能耗51.2 kWh/kg，2050年产氢能耗43.8 kWh/ kg，折旧率8%，电解槽寿命80 000 h，2020年电解槽设备成本为650~1000美 元/kW，2050年成本为130~307美元/kW，且部署容量为1~5 TW。
图 4 2020—2050年期间绿氢成本变化趋势
计算假设：天然气价格2.5~6.4美元/GJ，平准化电力成本25~73美元/ MWh（2020年）、13~37美元/MWh（2030年）、7~25美元/MWh（2050年）
图 5 不同生产路径氢气成本变化趋势
如图6所示，对于碱性电解槽而言，设备成本主要由电极、膜片等核心部件的成本驱动。在碱性电解槽电解电堆的成本组成中，超过50%的成本与电极和膜片有关，相比之下，PEM电解槽电解电堆中膜电极成本占比为24%。在碱性电解槽中双极板只占电解电堆成本的一小部分，而PEM电解电堆中的成本占比则超过50%，这是由于碱性电解槽的双极板设计更简单，制造更简单，材料更便宜（镀镍钢），重新设计电极和膜片可降低成本。碱性电解制氢系统的辅机部分，碱液循环以及氢气后处理对成本降低较为重要。
图 6 1MW碱性电解槽的成本组成
如图7所示，对于PEM电解槽而言，电解电堆设备成本主要由双极板等核心部件的成本驱动。在PEM电解槽电解电堆中双极板成本占比约53%，主要因为其通常需要使用Au或Pt涂层。技术创新在双极板的性能和耐久性增强以及成本降低方面发挥重要作用。目前正在研究价格更低廉的替代材料，如使用Ti涂层来保持其功能特性不受影响，同时降低成本。稀有金属Ir是膜电极材料的重要组成部分，在实际应用中，虽然Ir在整个PEM电解系统中成本占比不到10%，但由于供应严重不足，可能成为后期PEM电解槽生产的瓶颈。PEM电解制氢系统辅机组成中的水循环和氢气后处理也是降低成本的重要领域。
图 7 1MW PEM电解槽的成本组成
成本降低途径
降低绿氢成本不仅需要政府在可再生能源电力上的政策倾斜与激励，还需要科研人员在关键材料研制上的进步与突破，以扩大生产规模，从而降低设备成本。电解制氢设备成本可从两个方面减少。
一是从电解槽设计与单电池材料入手，使用较少的关键材料，尤其是Pt、Ir等成本较高的贵金属材料，或用非贵金属材料（Ni、Fe等）取代。重新设计电解槽以实现更高的效率（更低的电力成本）、更高的耐久性（更长的寿命）以及更高的电流密度，可通过优化膜厚度来降低欧姆电阻（同时还需兼顾气体渗透问题），以提升电解效率，对多孔层传输层（PTL）、双极板流道等关键部件的结构优化，如优化孔隙率、孔径、厚度等PTL结构参数，采用三维网格结构流场等，以提升电解槽性能与寿命。
二是从增加单槽和工厂生产的规模来提升应用经济性，通过执行高通量、自动化的制造工艺，降低每个组件的成本。提升单槽规模可以带来规模经济效益，尽管由于泄漏、大型组件制造限制、大型组件机械不稳定、电池最大面积限制等问题，单槽规模的提升范围有限，但仍旧可产生强大的经济效应。
德国PlanDelyKad的研究发现，100MW碱性电解槽（成本520欧元/kW）比5MW电解槽（成本1070欧元/kW）的成本降低了约50%。但是，当超过10~20MW时，增加容量带来的成本降低幅度将大大减弱。
未来技术发展方向
中国已成为世界第一产氢大国，工业氢气产量领跑全球。根据相关测算，预计中国2060年部署电解制氢装机容量约500GW。中国在未来的氢能源市场中不仅是产氢大国，更是用氢大国。预计到2060年，氢能在交通运输、储能、工业、建筑等领域广泛使用，中国的氢需求量由目前3000多万t提升至约1.3亿t，提升300%以上。
未来氢能有望打通可再生能源电力在交通、工业和建筑领域终端应用的渗透路径，逐步降低化石能源在这些终端领域的消费比重。随着材料和部件制备、系统集成等技术的突破，氢能绿色制取技术将朝着延长运行寿命、提升单体功率、降低安全风险和成本等方向发展，关键部件材料实现国产化，制氢单体功率将提升至10MW级，系统单位能耗不高于4kWh/m3。实现氢能的规模化应用，还需在以下方面进行深入研究。
1）研究新能源输入对电解槽及制氢系统影响，解决可再生能源高比例并网问题。
在新能源随机性、波动性输入下，制氢系统变工况及频繁启停运行特性引起的氢氧浓度、压力变化，对设备安全、稳定运行提出新要求。目前国际上对以上方面研究较少，新能源输入对电解槽及制氢系统影响的微观分析和实验研究数据尚且不足，电解设备与波动电源之间的匹配性与兼容性有待提高。因此，近期需要对新能源输入对电解槽及制氢系统（以AWE和PEM为主）的影响进行深入研究，以推动可再生能源电解制氢的大型示范应用。
2）提高电解槽和系统可靠性与耐久性。
目前，中国电解槽和系统在全工况下的可靠性与耐久性等与国际先进水平仍存在差距。电解槽系统可靠性与寿命不仅与电解电堆相关，还依赖于配套的辅机设备。因此，需进一步加强电解槽产品的可靠性与耐久性研究，促进电解制氢技术参与电网调峰调频，增加与电网互动。
3）提升电解槽关键材料与核心部件自主化研发水平。
由绿氢成本分析可知，电极、膜片、双极板等成本占比较高，但目前中国在关键材料、核心部件上的研发水平与国外差距较大，且严重依赖国外进口，不具备批量生产的能力，这严重制约了中国电解制氢产业的规模化发展。因此，亟待加强关键材料核心部件的自主化研发水平，加快形成具有完全自主知识产权的批量制备方法，全面实现关键材料与核心部件的国产化。
据米合咨询报告数据：
1. 绿氢的制备来源于可再生能源生产的电力，以清洁、用途广泛为显著特点，助力难以脱碳行业的实现去碳化，预计到2050年将占全球一次能源供应的15%。
2. 根据我们的模型预测，2020年绿氢成本每公斤4.2美元，2030年为1.9美元，2050年为1美元。分区域的绿氢价格介于0.8美元到1.3美元之间，中东/北非价格最低，欧洲价格最高。
3. 市场潜力大、成本低的地区将引领第一波绿氢发展热潮，领跑者很可能是欧洲、中东/北非及澳大利亚。
4. 美国和中国将通过绿氢蓝氢同步发展迎头赶上，实现氢能自给自足。中东/北非、澳大利亚及西拉美将成为氢能出口枢纽。欧洲依然主要发展绿氢，叠加进口来满足氢能需求。
5. 2020年生产绿氢的电力成本平均为44美元/兆瓦时，占到总成本的56%，平准化度电成本在近几年将大幅下降，之后趋于平稳。2050年电力成本预计为17美元/兆瓦时，占到生产绿氢总成本的70%，因此电力成本差异将直接导致绿氢成本存在地区性差异。
6. 到2050年，电力成本、电解槽投资成本的加和将占到削减了的总成本的一半，另外随转换效率和负载因数持续优化，贡献可达削减了的总成本的17%。
7. 在欧洲，到2030年绿氢的盈亏平衡点有望与灰氢、蓝氢持平，到2040年有望与LNG、天然气持平。
8. 在氢能消费端，2020年绿氢将开始在供热和重卡行业得以应用，到2030年很可能作为极具价格竞争力的能源在主流工业领域和交通领域推广应用。