氢能源产业链系列（一）：是否有10倍股投资机会？

2022年2月4日，举世瞩目的北京冬奥会在国家体育场盛大开幕，在万众期待中，主火炬以一种特别的方式亮相，与往届奥运会大量使用液化天然气或丙烷等气体作为火炬燃料有所不同，此次北京冬奥会首次使用氢能作为火炬燃料。由燕山石化提供的氢气，在开幕式作为燃料点燃冬奥赛场的主火炬。

在场馆外，1000余辆氢燃料电池汽车连日穿梭于各赛区场馆，为赛事提供交通保障服务。整个赛事期间，北京和北京周边共有11座制氢厂投入保供。

长期以来，我国氢燃料电池汽车受困于技术和成本等难题，一直处于小规模推广阶段。而本次在这场国际性赛事“”北京冬奥会”期间，氢燃料电池汽车肩负运输主力的重任，可见国家政策导向对其的重视态度。

1、为什么要发展氢能？

我国氢能源产量丰富，根据中央广播电视总台在 2021 年 5 月专访中国科学院院士欧阳明高时披露的数据，每年没有充分使用的工业副产氢能就有 1000 万吨。

此外，由于相对较高的弃风弃光资源在未来成本下降的趋势下也为绿氢生产提供了充足的电力保障，而且氢能还可应用于储能，达到未来电力波峰波谷的调节作用。

欧阳明高院士曾表示，氢能战略是国家的大战略，也是碳中和的重要组成部分，未来在可再生能源的长周期储能调峰中将扮演重要角色。

氢能用于储能领域的优势体现在：（1）氢和电能之间通过电解水与燃料电池技术可实现高效率的相互转换；压缩的氢气有很高的能量密度；（2）氢气具有成比例放大到电网规模应用的潜力，可将具有强烈波动特性的风能、太阳能转换为氢能，更利于储存与运输，所存储的氢气可用于燃料电池发电，或单独用作燃料气体，也可作为化工原料。

其劣势在于经济成本较高，目前一套PEM电解＋高压储氢罐的氢储能系统的单位投资约9000 元／kW，而电化学储能成本约为4800元／KW，应用最为广泛的抽水蓄能系统成本约为 7000 元／kW，两者在经济成本上均优于氢能，未来如何实现氢储能成本下降是决定其能否能大范围推广的决定性因素。

氢能与锂电不同的是资源不会成为氢能发展的关键掣肘，而反观锂电池产业链，在全球大力发展新能源汽车和电化学储能的背景下，锂资源的需求规模巨大，未来有可能因为锂资源出现较大缺口从而造成锂价快速上涨。

在2021年11月2日举行的世界顶尖科学家碳大会·未来能源发展论坛上，2019年诺贝尔化学奖得主斯坦利·惠廷厄姆表示，锂电池的重要材料锂矿资源也越来越无法满足高速发展的产业需求。全球大部分锂矿产自南美洲，据惠廷汉姆估算，两三年内南美洲的锂矿就会减产，锂供应链可能在10年内遇到问题。

2、现在位于发展的那个阶段？

2020年10月27日，由工业和信息化部指导、中国汽车工程学会组织全行业1000余名专家编制的《节能与新能源汽车技术路线图2．0》发布，报告提出2030－2035年实现氢能及燃料电池汽车的大规模的应用，燃料电池汽车保有量达100万辆左右。

由于产量规模仍然较小，燃料电池系统成本仍然较高，因此现阶段整车成本仍然高于动力电池汽车和燃油车。

我国燃料电池汽车产业相较于国外发达国家起步晚，增速快，目前仍处于发展初期。相较于国外在二十世纪九十年代开启燃料电池技术在民用汽车的应用，我国的燃料电池产业发展始于 2001 年被列入国家五年发展计划；在政策的支持和 15 余年的技术积累下，目前已达到量产、投放市场的标准。

2016年起我国燃料电池汽车推出规模破百辆，2016－2019 年销量 CAGR 达 63％。2020年燃料电池汽车产销量分别为 1126／1127 辆，同比下降 60％／59％，系疫情影响。2021年Q1 公开的燃料电池车招标及中标信息数量达 805 辆，超去年销量的 65％，全年燃料电池车产销有望再创新高。

2020 年 9 月，财政部为首的五部门发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，将对燃料电池汽车的购置补贴政策，调整为燃料电池汽车示范应用支持政策，对符合条件的城市群开展燃料电池汽车关键核心技术产业化攻关和示范应用给予奖励。

因此，当下的氢燃料电池产业正处于2009 年电动汽车行业的 “ 十城千辆 ” 阶段，燃料电池的“十城千辆 “、“以奖代补”政策将开启燃料电池产业化序幕，若以锂电动力发展路径来看，燃料电池在未来5－10年内有望得到规模化的商业应用。

但这并不意味这是对锂电动力车的完全取代。根据欧阳明高 2021 年中国电动汽车百人会发言，从基于可再生能源的能源动力组合全链条能效分析，如果能源供给侧端的电价相同，总体能效差别等于成本差别，充电电池能做的事情就可以不用氢燃料电池，因为制氢的电价不会比充电电价更便宜 （ 综合效率方面，电车动车 （77 ％ ）＞燃料电池 （30％ ） ＞内燃机 （13％ ） ）。

但在有一些场景用氢燃料依然是不错的选择：比如长距离客货运（重卡、大巴、公交）、锂电能量衰减比较快的地区（北方）、物流叉车、轮船等，以及大规模储能、工业原料。

3、氢能的产业链

氢能产业链包含上游制氢、中游储运氢以及下游用氢等众多环节，其中上游制氢环节根据路线不同可分为化石燃料制氢、工业副产氢、电解水制氢等，中游储运氢根据氢能储运状态的不同可分为气态、固态储运；连接储运和下游应用的是加氢站环节；下游主要用氢包括工业用氢和燃料电池产业，其中工业用氢主要用作化工、冶金等产业原材料及能源使用，燃料电池产业主要包括燃料电池制造以及燃料电池整车制造，氢燃料电池的应用是目前氢能产业发展的主要方向。

3．1 上游制氢

氢能源按生产来源划分，可以分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”三类。“灰氢”是指利用化石燃料石油、天然气和煤制取氢气，制氢成本较低但碳排放量大；“蓝氢”是指使用化石燃料制氢的同时，配合碳捕捉和碳封存技术，碳排放强度相对较低但捕集成本较高；“绿氢”是利用风电、水电、太阳能、核电等可再生能源电解制氢，制氢过程完全没有碳排放，但成本较高。

目前，我国氢气主要来自灰氢。

从来源看，我国的氢源结构目前仍是以煤为主，来自煤制氢的氢气占比约 62％、天然气制氢占 19％，电解水制氢仅占 1％，工业副产占 18％。就消费情况看，目前的氢能基本全部用于工业领域，其中，生产合成氨用氢占比为 37％、甲醇用氢占比为 19％、炼油用氢占比为 10％、直接燃烧占比为 15％、其他领域占比为 19％。

综合能源效率、污染物排放、碳排放、成本来看，目前工业副产氢是中短期最为理想的氢源，我国氯碱、炼焦以及化工等行业有大量工业副产氢资源，足以满足近期和中期氢气的增量需求。但因渠道、价格、信息等原因，这些副产氢很大一部分被用来直接燃烧甚至排空。

长期来看，使用可再生能源风／光能电解水制氢将是大势所趋，电解水制氢具有绿色环保、生产灵活、纯度高（通常在 99．7％以上）以及副产高价值氧气等特点，这种方式的主要问题在于制取成本受电价的影响很大，电价占到总成本的 70％以上。

若采用现有电力生产，制氢成本约为 30－40元／公斤，且考虑火电占比较大，依旧面临碳排放问题。一般认为当电价低于 0．3元／千瓦时（利用“谷电”电价），电解水制氢成本会接近传统化石能源制氢。

3．2 中游储运

在氢能制取、氢能储运、氢能应用三大环节中，储运环节是高效利用氢能的关键，是影响氢能向大规模方向发展的重要因素。

这是由氢气特殊的物理、化学性能所决定的，一方面，氢气是世界上密度最小的气体，体积能量密度较低，扩散系数较大；另一方面，氢气非常活泼，燃点较低，爆炸极限宽，对储运过程中的安全性也有极高的要求。

从终端氢气价格组成来看，氢气储运成本占总成本的30％左右，经济、高效、安全的储运氢技术已成为当前制约氢能规模应用的主要瓶颈之一。

储氢技术主要包括物理＆化学两大类，根据存储状态可细分为高压气态储氢、低温液态储氢、固态储氢（物理吸附和化学氢化物）和有机液态储氢，其中高压气态储氢技术成熟度高、成本较低，是现阶段我国主要的储氢方式。

高压气氢是我国氢气目前主要的运输途径，这种方式灵活性高但载氢量小，适用于短距离＆小体量输氢；液氢槽车运输效率高，约为气氢拖车运量的10倍，适合远距离＆大批量运输，但氢气液化功耗与运输损耗较大，而且液化关键设备高度依赖进口，成本较高。

长期来看，管道运输是实现氢气大规模、长距离、低成本运输的重要方式，但由于常规管道存在“氢脆”反应，需对管道材料进行特殊处理，导致输氢管道造价成本高，是主要制约因素。天然气管网混氢运输为当下研究热点，但仍停留在试验阶段，气体分离等技术难题有待攻克。

基于高压气氢这种储氢方式，通过高压储气瓶来实现氢气的储存和释放成为中游储氢产业的重点。

根据材质和工艺的不同，商用高压储氢瓶分为四大类型。其中I型瓶为全钢瓶，重量大，仅适用于加氢站固定式储氢；II型瓶采用钢质内胆碳纤维环绕，相较I型重量有所下降，但储氢密度依旧较低，难以满足车载储氢要求；III型瓶和IV型瓶适用于车载储氢，其中IV 型瓶的塑料内胆颠覆原有气瓶技术，具备优异的抗氢脆腐蚀、高储氢密度、质量轻等优势。

受益氢燃料汽车渗透率不断提升，车载储氢罐市场将快速打开，短期来看，政策驱动下氢燃料汽车进入导入期，我国车载储氢瓶市场有望实现快速增长，2020年我国车载储氢瓶市场规模仅为2．1亿元，2025年将达到32亿元，期间CAGR高达72％。

从车载储氢瓶材料成本来看，储氢瓶的成本主要集中在外部缠绕用的碳纤维复合材料，对于储氢质量均为 5．6kg的 的 35MPa 、70MPa 高压储氢IV 型瓶成本构成来看，碳纤维复合材料成本分别占系统总成本的 75％和 和 78％ 。

目前，高压储氢瓶用碳纤维主要采用 T700级及以上规格，在这一等级的碳纤维生产企业中，日本和美国占据主导地位，我国碳纤维缠绕设备与高压罐体加工设备也仍高度依赖于进口。

连接储运和下游应用的是加氢站环节，加氢站的主要技术路线有站内制氢技术和外供氢技术。欧美采用站内制氢的比例较国内多，站内加氢技术是用天然气或其他原料在加氢站内自己制氢然后加注至燃料电池汽车中，或者通过电解水制氢然后压缩，再加注到氢能源燃料电池汽车中。

目前我国的加氢站基本都是高压气氢站，液氢储运加氢站主要分布在美国和日本，在国内，中科富海和美国空气产品公司合作的首座加氢站正在建设中，尚处于探索阶段。

压缩机是加氢站的主要成本，占比约为30％。

氢气压缩机分为机械式和非机械式两大类，应用于加氢站的仍以机械式为主。国内加氢站较多采用液驱式和隔膜式压缩机，压力不超过45Mpa，其中隔膜式在活塞和气体间加入液油和隔膜，密封性及纯净度优于液驱式，但二者都仅适用于中小排量；离子液压缩机结构简单，维护方便，主要应用于国外较高储氢压力（一般约90Mpa）的加氢站中。

目前国内所使用的氢气压缩机仍被海外高度垄断，2018 年后我国加氢站的液驱式压缩机几乎全部采用进口产品，其中 MAXIMATOR在我国年出货量超过 20套。美国PDC 占据我国隔膜式压缩机主要市场份额。

2020年全球共有553座加氢站投入运营，2014－2020年全球投入运营加氢站数量CAGR达到20．46％，保持快速增长的态势。

不过由于氢气在我国属于危险化学品，加氢站仍存在审批程序繁琐和不规范、行政许可要求不统一、主管部门不清晰等问题，加之目前加氢站建设＆运营成本高昂，上下游体系不健全，所以普遍没有实现盈利，也暂未实现商业化运营。

3．3下游燃料电池

燃料电池是氢能下游最关键的应用，作为一种能量转化装置，等温的把储存在燃料和氧化剂中的化学能直接转化为电能，而使用这种电池的汽车称为燃料电池汽车，运行过程零排放、无污染，能量转换效率高。

相较纯电动汽车，燃料电池汽车可解决两大痛点：①锂离子能量密度有限，纯电动汽车难以满足中长距离重载运输的需求，而氢气热值高、能量密度大，燃料电池汽车续航能力可比肩甚至超越传统燃油车；②燃料电池汽车加注时间一般仅需15Min，可解决纯电动汽车充电时间长的短板。

在持续性政策推动下，我国燃料电池车市场已经取得从0到 到1 的突破。2015年我国燃料电池车销量仅为10辆，2019年快速增长至2737辆，期间CAGR高达306．74％，2020年销售出现明显下降，主要系国内氢燃料电池汽车示范城市群未定，车企对市场推广趋于保守。

目前我国燃料电池车市场定位与海外存在较大差异，仍以中长距离＆ 重载的商用车为主，与纯电动汽车在车型上形成互补效果。特别是2020年开始示范城市群政策开始重点推进燃料电池车在重卡车型上应用。

从成本端看，燃料电池系统是燃料电池车的价值量中心，在整车成本中的占比高达64％。从技术层面来看，国内燃料电池系统（亿华通、新源动力、重塑股份、清能股份、雄韬股份等）在额定功率、质量功率密度、低温启动能力等关键指标上已逐步接近国际领先水平。

整体来看，我国燃料电池系统已基本实现国产化，2019 年国产化率接近80％。不过燃料电池系统竞争格局较差，行业内玩家越来越多，行业集中度下降，而且头部企业洗牌较为严重，产品价格迅速下降。

而在燃料电池系统中，电堆为电化学反应发生场所，是燃料电池动力系统的功能核心和价值量中心，在燃料电池系统中的成本占比高达约65％。在技术水平上，国外电堆技术水平仍处于领先地位，但在持续高研发投入下，我国在70kW 以下电堆已可以基本实现国产化。

对于电堆核心部件，石墨双极板已基本实现国产供应，但高活性催化剂、质子交换膜、碳纸、低铂电极等部件涉及复杂的材料学机理，仍停留在实验室级别，尚不具备产业化批量生产的能力。

燃料电池电堆生产流程主要包含膜电极组件制备、双极板制备和电堆装配三大环节。具体来看，膜电极＆双极板设备价值量占比高。

空气压缩机负责向电堆提供最佳压力＆流量的压缩空气，直接决定燃料电池系统转换效率，是最核心的系统部件之一。

随着燃料电池汽车产量增长，我国空压机需求明显提升，2018年出货仅1800台，2020年快速增长至4068台，对应市场规模约为1．7亿元，2018－2020年市场规模CAGR达到38．99％。

整体来看，空压机为燃料电池关键部件中国产化程度较高的环节，据GGII数据，2020 年我国燃料电池空压机国产率达90％ 以上，而且燃料电池空压机市场集中度较高，但多技术并进背景下，头部洗牌现象频发。

这种竞争格局变动大的核心原因在于行业仍处产业化初期，后续随着技术路线确定＆市场需求放量形成规模效应，取得先发优势的企业将更加具备综合竞争力。

4、氢能的未来？

综上，目前国内的氢能尚处于产业发展早期，虽然冬奥会大量使用氢能，但目前由于技术问题、成本问题、产业链不完善的问题，尚无法进行商业化运营。

政策端，在碳中和的大背景下，政府对于氢能的发展呈鼓励和支持方向，作为世界上最清洁的能源，也是最有可能100％的可再生能源，氢能在应用中能够成为锂电产业的有益补充。

从锂电动力汽车政策支持到进入百万量规模化的路径来看，氢能在国内的较为成熟的应用，或许还需要5－10年的时间。

目前扼制氢能发展的问题主要体现在三点：

第一是产业政策还不够清晰，细化，比如加氢站仍存在审批程序繁琐和不规范、行政许可要求不统一、主管部门不清晰等问题，导致了相关产业发展速度较慢；

第二是经济成本较高，不管是用于储能还是燃料电池，氢能目前的成本都高于锂电动力，降成本的过程需要整个产业链协同，在达到规模效应后成本有望得到快速的下降；

第三产业链部分环节技术上受制于人，在上游质子交换膜电解技术远远落后于国外，中游作为储氢重要的容器高压储气瓶的关键材料碳纤维，国内目前仍需要大量进口，且价格较高；下游燃料电池中的电堆我国也处于落后地位。

由此可见氢能产业链不同于锂电产业链，我国在该领域不具备先发优势，日本、欧盟在这方面投入较早，发展路径规划的更为清晰。

展望未来，锂电由于受到矿产资源限制，以及其化学特性决定的续航问题，势必无法完全取代目前的内燃机动力汽车市场。

氢气由于其热值高、能量密度大，燃料电池汽车续航能力可比肩甚至超越传统燃油车，而且加注时间较锂电池充电大大缩短，大概率将会成为锂电动力的有效补充。

两者在未来可预见的时间内，将会呈现协同并进的关系。由于氢能现在还是发展初期，整个产业处于导入期，未来还有非常巨大的成长空间，因此未来会和锂电一样涌现出一堆10倍股。

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